智能相控断路器在35kV并联电容器投切中的应用研究

智能相控断路器在35kV并联电容器投切

中的应用研究

摘要：500 kV变电站使用SF6断路器投切35 kV并联电容器组时，出现了两次串联电抗器装置相继故障。分析表明，投切操作时装置由于涌流和过电压较大，导致干式空心电抗器匝间短路故障严重危及系统的安全运行。通过现场试验发现，由于线路绝缘水平低以及变压器内部局部放电等原因导致变压器绕组匝问出现击

穿现象是造成设备多次失效的主要因素之一。为了避免类似故障再次发生，文章

对投切涌流及过电压产生原因进行深入分析，给出应对方案。

关键词：相控断路器；投切过电压；合闸涌流；并联电容器；无功补偿

一、投切涌流和过电压的故障过程

某500 kV变电站35 kV 33DK电容器组〔设备型号CKDK-35/1000-5、设备容

量3 Mvar（整组）、绝缘耐热等级F、投运时间4 a〕投运后，串联干式空心电

抗器C相投运30 s出现匝间短路故障,C相串联电抗器短路电流较大，故障点发热、温度快速升高，高温使内部铝线圈融化冒烟、含铝金属烟灰升高并向四周蔓延，造成故障点以上绝缘子闪络的发展。通过现场对高压侧进行试验发现，在电

压互感器二次回路中加装阻性消谐装置后，故障现象消失，但仍有部分电容元件

被烧坏。

故障后经有关检查，同批电抗器均满足耐压要求。从近几年无功设备故障缺

陷情况分析来看，无功投切涌流及过电压引起的故障在全部缺陷中占30%。在实

际运行中发现，由于电容补偿装置设计不合理、安装位置不当等原因，造成并联

电抗器中性点经消弧线圈接地方式下的谐振过电压超标现象十分普遍。

二、投切涌流和过电压的故障成因分析

对几台故障35 kV干式空心并联电抗器解体分析表明，故障主要是由于电抗器匝间击穿放电所致，电抗器匝间绝缘故障则主要是由于系统投切时出现涌流及过电压所致。通过现场对高压侧进行试验发现，在电压互感器二次回路中加装阻性消谐装置后，故障现象消失，但仍有部分电容元件被烧坏。通过事故调查与分析表明：高压侧并联电容补偿装置运行方式不合理，是导致变压器中性点电压升高的原因之一。

另外，电容器组在投入运行后存在较大程度上的暂态振荡现象。由于电容器的性质，并联电容器在电网中投入使用时所引起的过渡性电流涌流可以达到额定电流20倍以上；当无功补偿设备容量较大或负荷较小时，电容器组将因承受过流过大的无功功率导致过压现象出现，严重时会发生谐振闪络。当电压互感器二次侧饱和压降或内部存在缺陷时也会导致电容器组输出电压降低甚至失去补偿能力。当发生故障时，电容器组将向系统注入大量高次谐波电流，引起线路上电压波动，导致电容器损坏。当电容器离网后，断路器的主触头被切断，电容器，串联的电抗器和对地杂散构成高压振荡回路并与另外一个电网的工频电源产生高频脉冲电势差。当系统发生短路故障或接地故障时，由其引起的低频脉冲电势将导致电容器端电压上升，使电容器损坏。该低频脉冲电势差叠加在谐振频率上某一幅度的基波正弦波上，使电容侧产生较大的感应电动势，从而导致电容器端易被烧毁。同时由于并联支路电感较大，使系统阻尼减小，导致电容器端电压升高。由于主触头的开距很小，很容易因为触头之间耐压不足发生电弧重燃，在重燃时将出现过电压。过电压一般出现在系统正常运行期间，也可以是电容器投切后一段时间内出现的情况。过电压超过一定数值后，将导致绝缘被击穿或损坏，甚至引发火灾和其他重大恶性事故。

当电容器组中某一相被损坏或者击穿时，会使其他两相无法正常工作。在故障发生之前，电容器组中存在着大量的谐波和谐振现象。当断路器主触头被切断时，电容器组，串联电抗器和对地杂散电容构成高频振荡回路并与另一电网工频电源产生高频脉冲电势差。当这种高频脉冲电压经过并联的熔断器时，就产生一个很大的冲击电流，使被保护元件——断路器的分闸线圈熔断。此电流在流经主触头的过程中即会引起主开关管的瞬时击穿而烧坏。当这种冲击作用持续一定时间后，就会产生电弧重燃区。因此当主触头开距较小时，由于触头之间耐压不足

而产生电弧重燃，电弧频率可达到1 MHz以上，大大增加断路器灭弧难度及主触

头损耗。同时由于并联电容器组内漏短路引起的过电压也是非常大的，容易引发

相间短路故障而使整个系统瓦解。由于并联电容器组内部存在严重的局部放电现象，使之承受更大的电动力作用，有可能造成击穿事故。同时也使并联电容器组

内部短路故障增多。35 kV并联电容器组投切引起的涌流，过电压等暂态冲击给

串联电抗器主体带来了很大的绝缘损害，同时也会给电抗器的匝间绝缘损坏带来

累积效应，并在装置运行中逐渐生成，累积并扩展，最终引起故障。

二、相控断路器的应用方案

（一）应用方案

微机涌流抑制器设备需要采用电压或者电流作为基准，针对不同的负载类型

可以实现不同的相位控制投切策略，准确地对断路器发出分相控制指令。传统方

法是将各支路中的交流量通过继电器转换到直流端，再经滤波器后送至电容器组

完成无功补偿。应具有一定的自学习和自适应功能以补偿断路器动作的时间误差

并达到精确控制。因此，研制出一套能满足上述要求的智能型变压器差动保护装

置具有重要意义。其原理是通过检测电网中各支路电流与变压器二次侧有功功率

来确定电容器组运行状态，从而判断是否需要投入或者退出电容器组及相应的分

合闸操作。电容器正常投切后，自动电压无功控制系统（voltage quality control,VQC）或者监控后台向保护测控装置发送起动分合闸指令，保护测控装

置收到分合闸指令后向断路器发送分合闸脉冲。当发生单相接地短路事故时，通

过电流互感器测量出的线路电容值作为判断依据。当故障发生时，开关跳闸再次

被触发，断路器迅速恢复运行。同时通过设置的电流互感器采集电容器组所产生

的过电压及谐波信号。涌流抑制器在收到合闸控制指令时，设备运行后向35 kV

电容器断路器的合闸线圈和分闸线圈的运行回路上发出合闸脉冲和分闸脉冲，实

现电容器组的三相分相控制。

（二）相控装置的投切策略和装置调试

为实现开关三相过零点合闸，相控装置需按规定时序分别控制A、B、C三相，深圳500 kV变电站344相控开关合闸顺序为C相加B相加A相，延时1.67 ms、

6.67 ms。由于这种断路器使用的是传统的继电器控制，所以不能适应现场操作

的需要。在试验前对分相开关三相进行开关特性试验，得到开关分、合闸时长、

相间不同时点、分、合闸转速，试验数据用于相控装置相位选择精确性、稳定性

优化。依据设计原则对相控装置中的元件参数进行确定，建立仿真模型进行理论

计算，证明该方案的可行性。开关随机投切测试结果见表1.相控模式开关分合闸

瞬间。在相控方案下，相控点的位置和合闸时刻的差异造成了相控回路有一定的

时间差，所以相控方式能够使得合闸过程更平稳。本相控装置投切开关时间实际

最大误差约为0.007 ms,满足现场应用要求。数据的稳定性要求用较大的数据样

本（即更长的运行时间）来说明，后期注意操作数据的提取和跟踪分析。

结语：

涌流抑制技术控制500kV变电站35kV电容器投切，可以有效地抑制电容器

组投切时的涌流与过电压、稳定母线电压、避免投切暂态危害与次生事故的发生、延长无功设备与断路器使用寿命、提高无功投切与系统运行安全、应用效果显著、技术经济效益显着、值得向其他工程项目推广。

参考文献：

[1]段新亮.35kV变电站线路热备用断路器崩毁事故分析[J].电世

界,2021,62(09):22-23.

[2]徐辉,韩晓阳,朱胜辉等.断路器防跳保护原理及试验方法分析[J].光源与

照明,2022,No.175(12):124-126.

[3]郑一鸣,杨松伟,何文林等.相控断路器在抑制35 kV并联电抗器操作过电

压中的应用[J].电力自动化设备,2019,39(02):211-215+223.

高压无功自动补偿装置使用环境及工作组原理

高压无功自动补偿装置使用环境及工作组原理 高压无功自动补偿装置适用于10千伏或6千伏配电线路中，通过对电容器的自动跟踪投切，实现对线电压和无功的综合控制，能有效的提高线路的功率因数、降低线路损耗、改善供电电压质量。本装置可根据用户技术设定参数，装置自行判断、分析，通过时间、电压、时间电压、功率因数和电压无功五中控制方式，实现高压并联电容器组的自动投切。同时本装置还具备完善的保护功能，具有电容器过流速断保护、过流保护。过压保护。欠压保护、电容器延时保护、机构故障保护、缺相保护、拒动保护和日动作次数限制等功能，还具有有线和无线通讯功能。本装置可选用电容器投切专用真空接触器作为电容器的投切开关。将接触器、控制电源变压器等放置在不锈钢箱体内，自动控制装置放在小控制箱内。并与高压并联电容器及跌落式熔断器、避雷器等安装在一根线杆上，结构紧凑，安装调试方便。 使用环境条件 1 周围空气温度：上限60℃，下限-30℃。 2 海拔高度：不高于1000M。 3 风速：不大于35M/S 4 日照：幅度（最大）为0.1W/CM2。 5 地震：地震烈度不超过8度。 6 使用地点：不允许有爆炸危险的介质，周围介质中不应含有腐蚀金属和破坏绝缘的气体及导电介质：不允许充满水蒸汽及有严重的毒菌存在。 装置工作组原理及组成 1工作原理柱上式高压无功自动补偿装置的工作原理和其他无功自动补偿装置的工作原理基本一样，当关合跌落式熔断器后，装置高压电源被接通，控制电源变压器向高压无功补偿自动控制装置及高压真空接触器提供交流220V电源，装置通过采集6KV或10KV线路的电压和电流信号及电容器电流信号，运用设定的五种控制方式之一，即时间、电压、时间电压、功率因数和电压无功，其中任一方式自动控制电容器的投切。 1.1、装置性能特点 1.2、装置能在1.1倍额定电压的稳态过电压下长期运行 1.3、装置能在由于电压升高及高次谐波造成的有效值为1.3倍电容器组额定电

智能相控断路器在35kV并联电容器投切中的应用研究

智能相控断路器在35kV并联电容器投切 中的应用研究 摘要：500 kV变电站使用SF6断路器投切35 kV并联电容器组时，出现了两次串联电抗器装置相继故障。分析表明，投切操作时装置由于涌流和过电压较大，导致干式空心电抗器匝间短路故障严重危及系统的安全运行。通过现场试验发现，由于线路绝缘水平低以及变压器内部局部放电等原因导致变压器绕组匝问出现击 穿现象是造成设备多次失效的主要因素之一。为了避免类似故障再次发生，文章 对投切涌流及过电压产生原因进行深入分析，给出应对方案。 关键词：相控断路器；投切过电压；合闸涌流；并联电容器；无功补偿 一、投切涌流和过电压的故障过程 某500 kV变电站35 kV 33DK电容器组〔设备型号CKDK-35/1000-5、设备容 量3 Mvar（整组）、绝缘耐热等级F、投运时间4 a〕投运后，串联干式空心电 抗器C相投运30 s出现匝间短路故障,C相串联电抗器短路电流较大，故障点发热、温度快速升高，高温使内部铝线圈融化冒烟、含铝金属烟灰升高并向四周蔓延，造成故障点以上绝缘子闪络的发展。通过现场对高压侧进行试验发现，在电 压互感器二次回路中加装阻性消谐装置后，故障现象消失，但仍有部分电容元件 被烧坏。 故障后经有关检查，同批电抗器均满足耐压要求。从近几年无功设备故障缺 陷情况分析来看，无功投切涌流及过电压引起的故障在全部缺陷中占30%。在实 际运行中发现，由于电容补偿装置设计不合理、安装位置不当等原因，造成并联 电抗器中性点经消弧线圈接地方式下的谐振过电压超标现象十分普遍。 二、投切涌流和过电压的故障成因分析

对几台故障35 kV干式空心并联电抗器解体分析表明，故障主要是由于电抗器匝间击穿放电所致，电抗器匝间绝缘故障则主要是由于系统投切时出现涌流及过电压所致。通过现场对高压侧进行试验发现，在电压互感器二次回路中加装阻性消谐装置后，故障现象消失，但仍有部分电容元件被烧坏。通过事故调查与分析表明：高压侧并联电容补偿装置运行方式不合理，是导致变压器中性点电压升高的原因之一。 另外，电容器组在投入运行后存在较大程度上的暂态振荡现象。由于电容器的性质，并联电容器在电网中投入使用时所引起的过渡性电流涌流可以达到额定电流20倍以上；当无功补偿设备容量较大或负荷较小时，电容器组将因承受过流过大的无功功率导致过压现象出现，严重时会发生谐振闪络。当电压互感器二次侧饱和压降或内部存在缺陷时也会导致电容器组输出电压降低甚至失去补偿能力。当发生故障时，电容器组将向系统注入大量高次谐波电流，引起线路上电压波动，导致电容器损坏。当电容器离网后，断路器的主触头被切断，电容器，串联的电抗器和对地杂散构成高压振荡回路并与另外一个电网的工频电源产生高频脉冲电势差。当系统发生短路故障或接地故障时，由其引起的低频脉冲电势将导致电容器端电压上升，使电容器损坏。该低频脉冲电势差叠加在谐振频率上某一幅度的基波正弦波上，使电容侧产生较大的感应电动势，从而导致电容器端易被烧毁。同时由于并联支路电感较大，使系统阻尼减小，导致电容器端电压升高。由于主触头的开距很小，很容易因为触头之间耐压不足发生电弧重燃，在重燃时将出现过电压。过电压一般出现在系统正常运行期间，也可以是电容器投切后一段时间内出现的情况。过电压超过一定数值后，将导致绝缘被击穿或损坏，甚至引发火灾和其他重大恶性事故。 当电容器组中某一相被损坏或者击穿时，会使其他两相无法正常工作。在故障发生之前，电容器组中存在着大量的谐波和谐振现象。当断路器主触头被切断时，电容器组，串联电抗器和对地杂散电容构成高频振荡回路并与另一电网工频电源产生高频脉冲电势差。当这种高频脉冲电压经过并联的熔断器时，就产生一个很大的冲击电流，使被保护元件——断路器的分闸线圈熔断。此电流在流经主触头的过程中即会引起主开关管的瞬时击穿而烧坏。当这种冲击作用持续一定时间后，就会产生电弧重燃区。因此当主触头开距较小时，由于触头之间耐压不足

高压断路器同步合_分闸技术及应用

产品与应用 文章介绍了同步合、分技术及同步合、分闸装置的组成：永磁驱动机构高压真空断路器，同步控制器。由于同步合、分闸可以有效削弱操作引起的暂态过电压、暂态过电流，具有潜在价值 及经济效益，因此应用市场宽广。 高压断路器同步合、 分闸技术及应用 高压断路器同步合、分闸技术是指高 压断路器在智能控制器的控制下，实现在方程 变压器空载合闸时，可以列出下面 系统电压波形指定相角处关、合，使电容器、空载变压器或空载线路等电器设备能i0R1+N1 dФ1 dt = 2U1sin(ω＋α) （１） 在最佳时刻投入或退出，使设备本身承受最小冲击力，从而提高了设备的使用寿命；同时，同步合、分闸技术也可以降低操作过程中产生的过电压、过电流。 自上世纪７０年代提出断路器选相合、分闸，至今已有３０多年了，在９０年代以前，由于断路器水平及控制器水平较低，选相合、分闸技术一直停留在理论研究方面。但是进入９０年代，断路器制造水平提高和基于微处理机、微电子技术的测控技术提高，用户对供电质量要求提高，断路器选相控制技术自９０年代中期迅速走向实用化，表现在欧美对选相控制断路器使用量迅速增加；日本三菱电机公司开发的选相控制断路器已完成实用性验证，该公司１４５ｋＶ选相控制断路器已销往向美国市场。 空载变压器、电容器 同步合、分闸过程分析 空载变压器同步合闸过程分析 式中： Ф１——高压侧绕组的总磁通； α——合闸时电源的初始相角； N1——高压侧绕组的匝数； i0——高压侧绕组中励磁电流； R1——高压侧绕组的内阻。 由于电阻压降R1i0很小略去，式（１） 变为 dФ1 dt 解为 2 U1 N1ω 初始条件：ｔ＝０时，Ф＝０ 得到C= cosα N1ω Ф1=－Фm cos（ωｔ＋α）＋Фm cosα（２）式中： Фm cos（ωｔ＋α）：磁通的稳态分量 Фm cosα：磁通的暂态分量（即涌流） 由（２）式可看出：空载变压器的涌

35kV变电站典型方案设计技术原则(优选.)

35kV变电站典型方案设计编制原则 1 总则 1.1 本原则基于以下基本原则 1.1.2变电站全部按无人值班变电站设计，设备选型原则是高可靠性、高技术含量、少维护或免维护、无油化、小型化。根据电网现状及规划，变电站主接线力求简单、可靠。 1.1.2主接线及设备选型应满足遥控实现运行方式改变和电能质量调整的需要，减少运行人员的现场操作。 1.1.3在主接线、设备选型及平面布置上，应考虑电网现状及规划，城市中心区、城区及城郊等不同地域的负荷密度和性质，变电站在电网中的重要性及投资效益等因素，通过经济技术分析，选取优化方案。 1.1.4 变电站主变压器一般为2或3台，在负荷密度较大且重要的地区，宜采用3台，并应满足当一台停运（故障）时，其余主变容量应不小于60%的全部负荷。 1.1.5 短路电流的确定，按可能发生最大短路电流的正常接线方式确定，不考虑切换过程中并列运行方式。变电站在允许电压波动范围内，主变压器低压侧最大短路电流应控制在：10kV不大于16kA，否则应采取降低短路电流的措施。 1.1.6变电站宜采用电气闭锁或机械闭锁，实现完善的五防闭锁功能。条件允许时也可采用微机五防闭锁。 1.1.7 变电站应设置防火、防盗设施。 1.1.8变电站应合理控制工程造价，尽量减少占地面积，弱化室内装饰，外装饰应与当地环境相协调。 2 主接线 2.1当35kV进线两回，且两台主变时，宜采用内桥接线。35kV线路有转供负荷，且进线三回及以上时，宜采用单母线分段接线。当3台主变压器时，宜采用扩大内桥接线或线变组接线方式。 2.2 当主变压器为两台时，10kV侧宜采用单母线分段接线。当主变压器为三台时，10kV宜采用单母线四分段接线方式。 3 设备选型 3.1 主变压器 3.1.1主变压器应采用低损耗、低噪音产品。低损耗指标参照10型标准；低噪音指标：控制在60dB 以下。 3.1.2 市区变压器宜选用自冷有载调压型，郊区宜选用风冷型。 3.1.3 变压器与GIS不宜采用油气联接方式。 3.1.4 主变压器容量及组别 3.1. 4.1主变压器容量 一般宜选用20MVA；高负荷密度地区可选31.5MVA。 3.1. 4.2 电压及组别 35±3×2.5%/10.5kV YN，d11 3 .2 其它主要设备选型 3.2.1 户外设备应加强外绝缘，选取防污型产品，泄露比距按污秽等级确定，最低不得小于2.5cm/ kV。 3.2.2 35kV配电装置可选用金属铠装可移开式或固定式开关柜、敞开式组合电器、敞开式断路器，断路器选用SF6或真空型，操作机构优先选用弹簧机构。 3.2.3户外35kV隔离开关宜选用高可靠一体化产品。主刀采用电动机构，地刀采用手动机构，瓷柱采用高强瓷，抗弯强度不小于8kN。 3.2.4户外35kV电流互感器城区变电站一般选用干式或SF6型，郊区一般选用油浸式；电压互感器宜选用电容式。 3.2.5避雷器：应采用硅橡胶或高瓷质外绝缘的氧化锌产品。 3.2.6 10kV开关柜选用金属铠装可移开式；断路器选用真空或SF6型。 3.2.7 开关柜应具备完善的五防闭锁功能。 4 配电装置型式 4.1 配电装置型式的选择应考虑所在地区的地理位置及环境条件。市区内 1 / 6s .. t .....

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浅谈35kV真空断路器在开断并联电抗器过程中操作过电压 的防范措施 摘要：通过对某变电站35kV并联电抗器回路投运过程中产生的过电压的原因进 行分析，并提出相应的防范措施。 关键词：真空断路器；并联电抗器；过电压 一．问题的发现 220kV香格里拉变35kV采用固封式真空断路器，在冲击投运过程中发现以下 问题： （1）35kV电抗器组断路器在分、合闸时响声明显大于电容器组，且开关柜 有轻微震动。 （2）35kV电抗器组断路器在分闸时伴有明显弧光；后经开柜检查发现下隔 离开关（电抗器侧）触头相间有放电痕迹。 （3）35kV电抗器组断路器在分、合闸时，电抗器组避雷器计数器均动作。 二．过电压的产生原因分析 （1）合闸时产生的过电压。在真空开关合闸时，由于开关动、静触头间的间隙逐渐变小，在两触头正式接触之前，两触头之间的间隙被击穿，产生高频电压，当高频电流过零点时又被断开，这时就会产生高频过电压，但是由于两触头间的 间隙正逐渐减小，这种过电压在逐渐变小，不会产生太高的电压，一般只有额定 电压的3～4倍，所以其危害性不算太大，对电气设备的绝缘性能和操作人员的 安全不会构成危害。 （2）分闸时产生的过电压。在操作真空开关分闸时，由于真空开关内的真空度相当高，所以其灭弧能力相当强，在电弧电流尚未过零时，电弧就被强行熄灭，但由于真空电弧与其它介质中的电弧，在表现形式和特性上有着本质的区别。在 气体电弧中，触头间存在大量的游离气体，触头刚分离瞬间，在极高电场作用下，气体发生电离，成为导体，形成较大的电弧。而在真空开关中，由于真空度很高，触头间的残存气体非常稀薄，几乎不起作用，在动静触头刚分离时，只能是由触 头材料本身产生的金属蒸气电离后，使触头间隙击穿，形成真空电弧，这种真空 电弧电流值相当小，当它被突然切断时，如果所带负载又为感性负载（如电抗器等），负载上的剩余电磁场就会产生反向过电压，也可称为截流过电压。这种过 电压值可以达到额定供电电压的十倍左右。这种过电压对电网电压的波动及负载、开关、电缆的绝缘、操作人员的安全都有一定的危害。 三．操作过电压的防范措施 经现场实地察看，结合工程实际，最终提出两个解决方案： 方案一：将35kV电抗器回路真空断路器更换为SF6断路器。目前省内外 500kV变电站35kV侧无功补偿回路普遍采用SF6断路器，运行正常。故本工程 35kV电抗器回路可考虑取消柜内的真空断路器，在户外装设SF6断路器，既能满 足高海拔对外绝缘的要求，SF6断路器投切感性负荷的性能又优于真空断路器， 通常其过电压倍数低于2.5。 方案二：真空断路器加装阻容吸收器。分闸时产生的过电压由于与动、静触 头间金属蒸气的多少有关系，也就是与真空开关动、静触头的材质有关系。真空 断路器要求选用低截流值和低重燃率的触头，建议截流值不大于5A。 另外在断路器回路电抗器侧并联阻容吸收器。当电抗器被切断时，电感线圈 中储存的磁场能量一部分转化成电场能量储存在电容器中，另一部分被电阻消耗，

电容柜短路保护使用熔断器和断路器的讨论

为什么要使用熔断器作为电容器的保护元件虽然熔断器和断路器都可以起到短路保护的作用，并且在电容中使用小型断路器有其自身的优点，但低压电容柜中应使用熔断器进行短路保护，理由如下：（1）国标要求。国家标准GB50227-2008《并联电容器装置设计规范》中第4.2.9条明确要求应使用熔断器做短路保护。 （2）分断能力。两者分断能力不同，电容柜中使用小型断路器是错误的，小型断路器是按民用标准设计的，分断能力6~10kA已足够，且电气间隙和爬电距离均小，用于电力系统的电容柜是极不安全的。当遇到高次谐波或短路电流时，小型断路器因为分断能力不足会造成永久损坏，熔断器的突出优点是额定分断能力高，一般额定分断能力为50kA以上。，事故响应时间短。 （3）分断时间。一般电容补偿调节是接触器控制投切，有固定分闸时间，其触头不适用于分断短路电流，因此，快速切除故障可以保护接触器，并减少事故扩大。一般来说，熔断器大多在前半周波的上升期，故障电流还没来得及达到最高值时就已经被切除了，而小型断路器本身有固有分断时间，因此熔断器响应时间比较快。 （4）恢复后性能。当动作于短路故障时，小型断路器肯定有电弧损伤，而损伤程度无法确认，因而可能造成隐患，而熔断器更换后，其性能就能回到新装时的状态，新装的熔断器保持原有性能，保护系统依然100%安全有效。（5）保护特性。熔断器和断路器保护特性曲线如图I所示。 断路器具有“反时限”保护特性，断路时间遵循物理规律，能量越高，熔

断器启动的越快。其保护特性是一条曲线，每一个超过额定电流1.5倍的故障电流均有一个熔断时间，因而熔断器是一个兼有若干个过流，又兼有若干个速断的保护元件，小型断路器是机械元件，断路时间受脱扣机构的惯性影响，即使是国际一流的品牌，也只能设定几个“点”，对这几个点设定保护定值，不能做到全曲线，即每个点进行保护，需要特性好的场合就不可以小型断路器替代熔断器。 （6）选择性。熔断器不受短路电流的制约，具有完全选择性，只要电路中上、下游的熔断器之比为1.6，就能发挥选择性，对小型断路器来说，提高选择性的方法是延迟上游断路器启动。一旦出现故障，上、下游保护器之间的装置就要承受全部短路电流及其带来的强热和电动力应力，极有可能产生故障。 （7）级联保护。级联保护的目的是通过采用短路分断能力低的廉价断路器来节约成本，当电流强度介于两个断路器之间时，上游断路器对下游有保护功能，因此选用廉价的、短路分断能力低的断路器做下游保护，熔断器不需要级联保护，因为即使是最小的熔断器也具有很高的分断能力。 （8）动、热稳定性。熔断器灭弧能力较强，所带设备一般不需要校验动、热稳定性，小型断路器所带设备不但应校验动、热稳定性,而且本身也应进行动、热稳定性校验（实际工作中，很少有人去校验，这也是短路后烧掉的因素之一）。可见，在短路电流较大的地方，不能用小型断路器代替熔断器。 （9）安全性。熔断器有可能只是熔断一相或者两相，由于不容易发现而导致事故，现在的电容柜上熔断均有电子报警装置，可提醒值班人员更换，从而避免事故。从维修安全角度来讲，小型断路器没有明显断开点，而熔断器把熔芯拿下后有明显断开点，做到了可视隔离，安全性明显高于小型断路器。 近几年来，在低压电容柜中出现了用小型断路器代替熔断器的趋势，一方面跟采用熔断器保护的“老式”低压电容柜事故频繁出事有关。熔断器有自身缺点和局限性，一是安装不方便，二是在试验和维护中极不方便。如在运行中的某一组出了故障需要检修时，必须切断故障柜的总电源才能有

2022-2023年注册电气工程师《电气工程师发输变电专业》预测试题21(答案解析)

2022-2023年注册电气工程师《电气工程师发输变电专业》 预测试题（答案解析） 全文为Word可编辑，若为PDF皆为盗版，请谨慎购买！ 第壹卷 一.综合考点题库(共50题) 1.下列关于高压线路重合闸的表述中，哪项是正确的？（） A.自动重合闸装置动作跳闸，自动重合闸就应动作 B.只要线路保护动作跳闸，自动重合闸就应动作 C.母线保护动作线路断路器跳闸，自动重合闸应动作 D.重合闸动作与否，与断路器的状态无关 正确答案：C 本题解析： 《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285—2006）第5.2.1条规定，自动重合闸装置应按下列规定装设：①3kV及以上的架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允 许且无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置；②旁路断路器与兼作旁路的母线联络断路器，应 装设自动重合闸装置；③必要时母线故障可采用母线自动重合闸装置（C项正确）。 《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285—2006）第5.2.2条规定，自动重合闸装置应符合下列基本要求：①自动重合闸装置可由保护起动和/或断路器控制状态与位置不对应起动（D项错误）；②用控制开关或通过遥控装置将断路器断开，或将断路器投于故障线路上并随即由保护将其断开时，自动重合闸装置均不应动作（B项错误）；③在任何情况下（包括装置本身的元件损坏，以及重合闸输出触点的粘住），自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定（如一次重合闸只应动作一次）；④自动重合闸装置动作后，应能经整定的时间后自动复归；⑤自动重合闸装置，应能在重合闸后加速继电保护的动作；必要时，可在重合闸前加速继电保护动作（A项错误）；⑥自动重合闸装置应该具有接收外来闭锁信号的功能。 2.电力工程中，屋外配电装置架构设计的荷载条件，下列哪一条要求是错误的？（） A.架构设计考虑一相断线 B.计算用的气象条件应按当地的气象资料确定 C.独立架构应按终端架构设计 D.连续架构根据实际受力条件分别按终端或中间架构设计 正确答案：A 本题解析： 《高压配电装置设计技术规程》（DL/T 5352—2018）第6.2.1条规定，计算用气象条件应按当地的气象资料确定。第6.2.2条规定，独立架构应按终端架构设计，连续架构根据实际受力条件分别按终端或中间架构设计。架构设计不考虑断线。 3.某2×300MW火电厂，每台机组装设3组蓄电池，其中2组110V蓄电池对控制负荷供电。每台机组的220V直流系统间设有联络线。蓄电池选用阀控式密封铅酸蓄电池（贫液）（单体2V），浮充电压取2.23V，均衡充电电压取2.3V。110V系统蓄电池组选为52只，220V 系统蓄电池组选为103只。现已知每台机组直流负荷如下

中压智能相控断路器在220kV变电站中的应用

中压智能相控断路器在220kV变电站中的应用 近年来，大容量无功补偿设备在变电站中的应用越来越常见，随之而来的投切引起的问题也受到了大家的关注。文章对比分析了常规断路器和相控断路器的技术差异，论述了相控断路器技术特点、优势和效益。研究结果表明，智能相控断路器可以有效的抑制投切时产生的涌流和过电压等暂态冲击。 关键字：无功补偿、断路器、相控、暂态 0 引言 随着我国经济的飞速发展，电网规模日益增大，对无功补偿装置的要求也越来越高。装设大容量无功补偿设备可以有效减少线损，改善电网电能质量以及稳定系统电压。但随之而来的无功设备投切过程中产生的问题也越来越突出：无功设备投切频繁、使用寿命短，容易造成母线停电、电容器故障、投切失败、开关重燃及爆炸等事故。 文献[1]分析了造成电容器投切不成功的主要原因是无功设备投切过程中产生的操作过电压、投切涌流过大以及容量配置不合理。文献[2]通过对多起大容量并联电容器组的运行事故进行分析，发现投切电容器组的断路器性能差是造成事故的原因之一。文献[3]通过对智能相控断路器和常规断路器的投切电流和电压进行对比，验证了智能相控断路器的良好投切效果。 为进一步研究中压智能相控断路器对抑制无功设备投切过程中产生的涌流与操作过电压的积极影响。文章简析了中压智能相控断路器的基本原理、与常规断路器进行了性能对比并对此进行了实例验证。 1 中压智能相控断路器基本原理 1.1 中压智能相控断路器工作原理 中压智能相控断路器的核心技术是相控技术，通过对电流或电压信号进行监测，实现在最佳位置开断或闭合开关触头的功能。中压智能相控开关工作原理如图1 所示。主要由智能控制单元、三相分相操作的直驱型永磁智能相控开关等组成。通过智能控制单元对相控开关进行精准控制实现对分合闸相位角的控制，从而有效抑制分合闸过程中产生的涌流和过电压。 1.2 电容器投切策略 1.2.1 电容器合闸策略 结合电容器的电气特性，为了抑制电容器合闸时产生涌流和过电压，电容器的最佳合闸时机为电压过零点。电容器合闸技术原理图如图2所示。通过相控技

谈并联电容器装置在电力系统中应用的重要性

谈并联电容器装置在电力系统中应用的重要性 随着交流电力系统容量的扩大，电压等级的提高和输电距离的增加，无功补偿技术和补偿设备也有很快的发展，特别是并联电容器装置有了更快的发展。并联电容器的特点是：作为无功电源的并联电容器组对电力系统电压稳定起着非常重要的作用，它可以使周围的发电机运行在功率因数接近1的状态，从而使电力系统中发电机具有快速响应特性的无功备用容量。并联电容器组可以根据安装地点的实际无功变化情况划分成若干小组，通常用真空断路器来进行分组随无功负荷的变动或电压的变化来实现自动投切。并联电容器组计较经济，运行维护比较方便，随着制作质量的提高，运行可靠性也在提高。 标签：并联电容器装置应用重要性 0 引言 交流电力系统由发电机、变压器、输配电线路、电动机和各种用电设备组成，其物理性能有电阻性、电感性和电容性，所以电力系统在运行时内部有电磁交换功率，这个功率用于电场、磁场能量的变化，反复吸收和放出相等（不消耗）的能量，在我国称为无功功率（简称无功）。 无功补偿技术利用电感和电容不同的物理性能，电感性电流相位落后电压90°（感性无功功率）和电容性电流相位超前电压90°（容性无功功率），即感性无功功率与容性无功功率具有互补的特点，采用安装容性设备（电容器）或感性设备（电抗器）的方式对电力系统中不同地点（时间）需要的无功功率进行补偿，较少无功功率在系统中的流动，达到就地平衡的目的，以满足电力系统安全、降级和电压质量的要求。 随着交流电力系统容量的扩大，电压等级的提高和输电距离的增加，无功补偿技术和补偿设备也有很快的发展，特别是并联电容器装置有了更快的发展。 并联电容器的特点是：作为无功电源的并联电容器组对电力系统电压稳定起着非常重要的作用，它可以使周围的发电机运行在功率因数接近1的状态，从而使电力系统中发电机具有快速响应特性的无功备用容量。并联电容器组可以根据安装地点的实际无功变化情况划分成若干小组，通常用真空断路器来进行分组随无功负荷的变动或电压的变化来实现自动投切。并联电容器组计较经济，运行维护比较方便，随着制作质量的提高，运行可靠性也在提高。 1 提高电压质量的技术措施 1.1、采用并联电容器补偿，吸收负荷低谷时输电线路（包括高压电缆线路）的充电功率，从而有效抑制局部网络的电压上高。 1.2、采用串联电容器补偿，较少输电线路的电抗值，从而降低线路的无功

初探基于选相控制技术的并联电容器组投切系统

初探基于选相控制技术的并联电容器组投切系统 摘要并电容器组是电力系统无功补偿系统中的重要设备，其运行的安全性、可靠性一直是一个备受关注的问题。电容器组在投切过程中的涌流现象和过电压现象是影响运行安全的关键因素，这在之前运行的系统中一直没有得到很好的解决，也经常引发联锁的事故。传统的方式是从采用加装过电压抑制装置、提高开关设备耐受能力两方面来改善，实际没能从根本上解决问题。智能相控技术可以主动削弱电路切换过程中的电磁暂态过程，通过选相分、合闸可以抑制甚至消除投切开关分、合过程的涌流和过电压，从根本上解决问题。所以研制具有选相分、合闸功能的智能相控电容器投切系统具有十分重要的实际意义。 关键词相控投切;过零投切;电容器投切;智能控制 1 器相控投切技术的理论分析与控制策略 1.1 电容器投切过电压的理论分析 为满足电力系统中电压稳定及无功的需求，一般配置的无功补偿电容器设备需要经常遥控动作，比如A VC自动控制系统控制投切电容器组，在电容器投切操作的过程中伴随有暂态过压及暂态涌流等暂态冲击。只有采取必要的措施来控制或躲避投切时出现的这些暂态冲击现象，我们才可以保证系统在投切电容器过程中的稳定性，不会出现太大的暂态波动。 针对电容器组投切暂态过程产生的暂态涌流、过电压等常见现象，大家一般都采用预插电阻R、预插电感L、配置R-C阻容吸收装置、安装氧化锌避雷器、无重燃真空断路器等方法来控制并联电容器组投切暂态过流、过压过程。 为了保证为社会发展和电力客户提供高质量、高可靠的电能资源，部分学者提出了选相控制投切技术，这项技术的核心就是通过研究不同系统负荷下的系统特点，从而可以将断路器在电压/电流自然过零点无冲击分/合相位角处分/合闸，保证电容器投切过程中整个电网可以平缓的发展为下一个电网稳定状态，能从根本上控制断路器出现的暂态电磁效应。 1.2 智能选相控制的原理及其控制策略 （1）智能选相控制系统的原理 智能选相控制系统的工作原理可以概括为：首先采集单元实时采集转换所需的电压及电流，并A/D转为内部可识别的数据，然后处理器内部根据已编译的核心程序进行数据的分析判断，进而精确控制开关分/合于最优相位点。 （2）电容器组相控投切策略

例析35kV并联电容器故障引发原因

例析35kV并联电容器故障引发原因 35kV并联电容器对于提高系统电压，改善电网功率因数等方面起着举足轻重的作用，广泛应用于500kV变电站。 近年来经济快速发展，用电量快速提高，整个电网的规模也日益壮大，500kV 电网的迅速建成投运在电网中已经占主导地位。然而其中部分装置设备元件可靠性不高，加之四川夏季天气变化无常，运行环境恶劣等原因，35kV并联电容器在近期故障频发。现将发生于某500kV变电站的三起电容器故障情况分析如下，供交流学习。 1 故障情况、处理过程及原因分析 国网四川省电力公司检修公司管辖四川省所有500kV变电站，本文三起电容器故障事件即所属其中的一座500kV变电站，采用AVC电压无功优化自动控制系统控制电容投切，调整系统电压。 本站共三个电压等级，分别是500kV、220kV和35kV，35kV采用单母线接线方式，供系统就地补偿无功及站用电源，每段母线有两组电容器和一组电抗器，单组容量均为120000kVA，其中35kV并联电容器组的型号TBB35-60000/500AQW，额定电流909A，额定电压35kV，生产日期2010年11月，投产日期2011年11月11日。采用单星型接线方式，三相共由120只单只电容器五并四串连接而成，分上下两层布置。采用南瑞NSR-621RF保护装置，配有三段式过流保护、低电压保护、过电压保护（均为线电压）、差流保护。图1为该500kV变电站35kV侧接线方式。 1.1 事故案例一 2013年05月14日08时49分，天气情况良好。 事故现象：事故跳闸音响发出，简报显示35kV1-2电容器保护NSR621RF装置A相差流保护动作，314开关跳闸，现场有拉弧放电声音。 现场检查：35kV#1-2电容器A相电容器A25号单只电容器与中性线连接线烧断，保护装置显示A相差流保护动作，差流1.13A，开关跳闸。现场其余一二次设备无异常。

泉城1000kV变电站并联电容器组断路器选相控制器配置及二次接线

泉城1000kV变电站并联电容器组断路器选相控制器配置及 二次接线 摘要：交流特高压变电站三次侧无功补偿专用断路器动作次数多、关合涌流高、开断电流大，若断路器投切时刻选择不当将产生较大的涌流冲击、重击穿现象破 坏设备绝缘，导致事故发生。选相控制器是一种智能型控制设备，能够选择在暂 态冲击最小时刻投切断路器。本文通过分析并联电容器组投切的暂态过程，得出 断路器最佳合分闸时刻，再结合泉城1000kV变电站扩建工程，对其电容器组保 护屏中采用的ABB公司Switchsync PWC600选相控制器控制策略、功能配置及二 次接线进行分析，为后续工程起到示范性的作用。 关键词：选相控制器；交流特高压；并联电容器；合闸涌流；过电压 1. 引言 由于特高压线路的充电功率大，随着系统运行方式的改变，线路潮流在较大范围内发生 改变，因而特高压输电系统中的无功盈亏有较大幅度的变化，需要足够的无功调节手段，当 前通过特高压变电站三次侧自动投切的电容器和电抗器加以调节是无功调节中的一种常用手段。通常特高压变电站电容器组电压较高、容量较大且投切频繁，若电容器组专用断路器投 切时刻选择不当将产生较大暂态涌流冲击及过电压，将危及电力设备安全，并且大大降低专 用断路器的使用寿命。 大量研究表明，电容器组投切的暂态特性与断路器合分闸时系统的电压、电流初相角有关，通过控制断路器合分闸时参考电压或电流的初相角，不仅能够有效地削弱相关电磁效应，而且可以省掉合闸电阻等辅助设备，降低系统成本。针对这类情况，选相合闸控制器，一种 用于断路器合分闸相位控制的智能型开关装置已逐渐走向实用化，在特高压变电站中得到了 广泛的应用。 选相控制器是一种实现断路器在分、合闸操作时定相位控制的智能型控制设备。相较于 传统断路器测控装置采用随机分合闸命令的不同，选相控制器在断路器合闸操作时，可以选 择暂态冲击最小的相位，以抑制合闸过程中的涌流冲击和暂态过电压；在断路器分闸操作时，能减少分闸过程中断路器的重燃电弧、重击穿过电压次数，延长断路器设备的维护周期和使 用寿命。 在最合适的相位进行合分闸操作，才能最大限度地抑制涌流与过电压，因此最佳投切相 位的准确性将作为判断选相控制器可靠性的核心因素之一。本文首先对投切电容器组暂态过 程进行分析，以明确初相角最佳的投切时间，再结合泉城1000kV变电站扩建工程，对其电 容器组保护屏中采用的ABB公司Switchsync PWC600选相控制器控制策略、功能配置及二次 接线进行分析，为后续工程起到示范性的作用。 2. 随机投切电容器组暂态过程分析 选择合适的时刻进行分合闸是选相分合闸装置能否发挥作用的关键。因此，首先应该通 过分析随机投切电容器组暂态过程来确定选相分合闸装置的理想时刻。 2.1合闸暂态过程分析

2020年并联电容器装置设计规范 (条文说明)GB50227

并联电容器装置设计规范（条文说明） 中华人民共和国国家标准 并联电容器装置设计规范 GB 50227—95 条文说明 主编单位：电力工业部西南电力设计院 1 总则 1.0.1 本条为制订本规范的目的。 本条强调并联电容器装置设计要贯彻国家的基本建设方针，体现我国的技术经济政策，技术上把安全可靠放在首位，在设计的技术经济综合指标上要体现技术先进，同时要为运行创造良好的条件。 1.0.2 本条规定了本规范的适用范围。 本规范的重点是对高压并联电容器装置设计技术要求作规定。用户的低压无功补偿，基本上是选用制造厂生产的低压电容器柜而极少作装置的整体设计，因此，对低压并联电容器装置仅在电容器柜设备选型和安装设计方面作了必要的技术规定供遵循。 1.0.3 本条为并联电容器装置设计原则的共性要求。工程设计要考虑各自的具体情况和当地实践经验，不能一概而论。本规范的一些条文规定具有一定的灵活性，要正确理解，合理运用。 1.0.4 为使并联电容器装置的设备选型正确，达到运行可靠，本条强调设备选型要符合国家现行的产品技术标准的规定。这些标准有《低电压并联电容器》、《高电压并联电容器》、《串联电抗器》、《集合式并联电容器》、《低压并联电容器装置》、《高压并联电容器装置》，以及《高压并联电容器技术条件》、《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》、《高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件》等行业标准。 1.0.5 本条明确了本规范与相关规范之间的关系。本规范为高压并联电容器装置设计和低压电容器柜选型与安装设计的统一专业技术标准。除个别内容在本规范中强调而外，凡在国家现行的标准中已有规定的内容，本规范不再重复。 2 术语、符号、代号 本规范为新编国家标准，为执行条文规定时正确理解特定的名词术语的含义，列入了一些术语，以便查阅。同时，将条文和附录中计算公式采用的符号和图例中的代号纳入本章集中列出。 条文和附录中计算公式的符号按本专业的特点和通用性制订。

高压并联电容器装置技术标准 电容器技术标准(附编制说明)

高压并联电容器装置技术标准 （附编制说明） 目录 1 总则 (1) 2 引用标准 (1) 3 使用条件 (2) 3.1 海拔 (2) 3.2 环境类别温度 (2) 3.3 相对湿度 (2) 3.4 最大日温差 (2) 3.5 抗污秽能力 (2) 3.6 抗震要求 (3) 3.7 产品分类 (3) 4 技术要求 (3) 4.1 装置的额定电压 (3) 4.2 装置的额定容量 (3) 4.3 装置的额定电抗率 (4) 4.4 电容器组的额定电压 (4) 4.5 电器和导体选择 (4) 4.6 布置和安装 (4) 4.7 保护及控制方式选择 (5) 4.8 性能要求 (6) 4.9 安全要求 (11) 5 试验 (11) 5.1 试验基本条件 (11) 5.2 外观检查 (11) 5.3 电容测量 (11) 5.4 电感(电抗)测量 (11) 5.5 耐电压试验 (12) 5.6 温升试验 (12) 5.7 短路强度试验 (13) 5.8 防护等级检验 (13) 5.9 放电试验 (13) 5.10投切试验 (13) 5.11 熔断器保护试验 (14) I

5.12 保护装置试验 (14) 5.13 自动控制试验 (14) 5.14 密封性试验 (14) 5.15 介质损耗因数（tgδ）的测量 (14) 5.16 局部放电试验 (14) 5.17 局部放电熄灭电压试验 (14) 5.18 放电器检验 (15) 5.19 热稳定试验 (15) 5.20 绝缘冷却油试验 (15) 5.21 套管及线路端子的机械强度试验 (15) 5.22 外壳机械强度试验 (15) 5.23 耐久性试验 (15) 5.24 自愈式电容器有关试验 (15) 5.25 检验规则 (16) 6 标志、包装、贮存和运输 (18) 6.1 标志 (18) 6.2 包装及警告牌 (19) 6.3 贮存和运输 (19) 7 其它 (19) 高压并联电容器装置技术标准编制说明 (20) II

《并联电容器装置设计规范》(50227-2017)【可编辑】

目次 1 总则............................................ ( 1) 2 术语、符号和代号 (2) 2.1 术语 (2) 2.2 符号 (4) 2.3 代号 (4) 3接入电网基本要求 (6) 4 电气接线 (8) 4.1 接线方式 (8) 4.2 配套设备及其连接 (9) 5电器和导体选择.................................... ( 13) 5.1 一般规定 (13) 5.2 电容器 (13) 5.3 投切开关 (15) 5.4 熔断器 (16) 5.5 串联电抗器........................................ ( 16) 5.6 放电线圈 (17) 5.7 避雷器 (18) 5.8 导体及其他 (18) 6保护装置和投切装置 ................................ ( 19) 6.1 保护装置 (19) 6.2 投切装置 (21) 7 控制回路、信号回路和测量仪表 (23) 7.1 控制回路和信号回路 (23) 7.2 测量仪表 (23)

8 布置和安装设计 (25) 8.1 一般规定 (25) 8.2 并联电容器组的布置和安装设计 (26) 8.3 串联电抗器的布置和安装设计 (27) 9 防火和通风 (29) 9.1 防火 (29) 9.2 通风 (30) 附录A 电容器组投入电网时的涌流计算 (31) 本规范用词说明 (32) 引用标准名录 (33)

Contents 1 General provisions ..................................................................... ( 1) 2 Terms , symbols and codes (2) 2.1 Terms (2) 2.2 Symbols (4) 2.3 Codes (4) 3 Basic requirements for connection into network (6) 4 Electrical wiring (8) 4.1 Modes of wiring (8) 4.2 Associated equipment and its connection (9) 5 Selection of electrical apparatus and conductors (13) 5.1 General requirements (13) 5.2 Capacitor ..................................................................................... ( 13) 5.3 Switch (15) 5.4 Fuse (16) 5.5 Series reactor .............................................................................. ( 16) 5.6 Discharge coil (17) 5.7 Lightning arrester ..................................................................... ( 18) 5.8 Conductor and others ................................................................. ( 18) 6 Protection devices and switching devices (19) 6.1 Protection devices ...................................................................... ( 19) 6.2 Switching devices (21) 7 Control circuits , signal circuits and measuring instruments (23) 7.1 Control circuits and signal circuits (23)