消弧装置运行管理课件.ppt

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1、消弧线圈成套装置的运行和维护一、为何要安装消弧装置随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：1）当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。2）配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频

2、繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。3）当有人误触带电部位时，由于受到大电流的烧灼，加重了对触电人员的伤害，甚至伤亡。4）当配电网发生单相接地时，电弧不能自灭，很可能破坏周围的绝缘，发展成相间短路，造成停电或损坏设备的事故；因小动物造成单相接地而引起相间故障致使停电的事故也时有发生。5）配电网对地电容电流增大后，对架空线路来说，树线矛盾比较突出，尤其是雷雨季节，因单相接地引起的短路跳闸事故占很大比例。1、原因分析1）空载电缆电容电流的计算方法有以下两种：（1）根据单相对地电容，计算电容电流。Ic=√3×UP×ω×C×1000式中:UP━电网线电压(kV)C━单相对地

3、电容(F)一般电缆单位电容为200-400pF/m左右（可查电缆厂家样本）。（2）根据经验公式，计算电容电流。Ic=0.1×UP×L（4-1）式中:UP━电网线电压(kV)L━电缆长度(km)2、单相接地电容电流的计算方法额定电压（KV）增大率（%）618101635132、单相接地电容电流的计算方法2）架空线电容电流的计算有以下两种：（1）根据单相对地电容,计算电容电流。Ic=√3×UP×ω×C×1000式中:UP━电网线电压(kV)C━单相对地电容(F)一般架空线单位电容为5-6pF/m。（2）根据经验公式,计算电容电流。Ic=(2.7~3.3)×UP×L×0.0

4、01（4-2）式中:UP━电网线电压(kV)L━架空线长度(km)2.7━系数，适用于无架空地线的线路3.3━系数，适用于有架空地线的线路同杆双回架空线电容电流(见参考文献3)：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应10KV线路,1.6-对应35KV线路, Ic-单回线路电容电流）通过4-1和4-2比较得出电缆线路的接地电容电流是同等长度架空线路的37倍左右，所以在城区变电站中，由于电缆线路的日益增多，配电系统的单相接地电容电流值是相当可观的，又由于接地电流和正常时的相电压相差90°，在接地电流过零时加在弧隙两端的电压为最大值，造成故障点的电弧不易熄灭，常常形成

5、熄灭和重燃交替的间隙性和稳定性电弧，间隙性弧光接地能导致危险的过电压，而稳定性弧光接地会发展成相间短路，危及电网的安全运行。所以不接地系统安装消弧装置将有利于及时消除系统的瞬间故障，提高系统的运行稳定性3、传统消弧装置存在的问题当3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式，通过计算电网当前脱谐度（ε=(IL-IC)/IC*100%）与设定值的比较，决定是否调节消弧圈的分接头，过去选用的传统消弧线圈必须停电调节档位，在运行中暴露出许多问题和隐患，具体表现如下：1）由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当

6、电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。2）传统消弧线圈按电压等级的不同、电网对地电容电流大小的不同，采用的调节级数也不同，一般分五级或九级，级数少、级差电流大，补偿精度很低。3、传统消弧装置存在的问题3）调谐需要停电、退出消弧线圈，失去了消弧补偿的连续性，响应速度太慢，隐患较大，只能适应正常线路的投切。如果遇到系统异常或事故情况下，如系统故障低周低压减载切除线路等，来不及进行调整，易造成失控。若此时正碰上电网单相接地，残流大，正需要补偿而跟不上，容易产生过电压而损坏电力系统绝缘薄弱的电器设备

7、，引起事故扩大、雪上加霜。4）由于消弧线圈抑制过电压的效果与脱谐度大小相关，实践表明：只有脱谐度不超过±5%时，才能把过电压的水平限制在2.6倍的相电压以下，传统消弧线圈则很难做到这一点。3、传统消弧装置存在的问题5）运行中的消弧线圈不少容量不足，只能长期在欠补偿下运行。传统消弧线圈大多数没有阻尼电阻，其与电网对地电容构成串联谐振回路，欠补偿时遇电网断线故障易进入全补偿状态（即电压谐振状态），这种过电压对电力系统绝缘所表现的危害性比由电弧接地过电压所产生的危害更大。既要控制残流量小，易于熄弧；又要控制脱谐度保证位移电压（U0=0.8U/√d2+ε2）