运行电压范文（精选9篇）
运行电压 第1篇
1 合理的电网网架结构
电网安全水平的一般要求，可以用一个简单的区域电网模型代替一个复杂的区域电网。在这个模型中，区域电网的最大负荷需求为P，位于该区域电网内并网运行的机组总容量为Pg，大电网向该区域电网供电的供电能力为Pn。区域电网的安全水平是指在以下几种工况下，保持对用户连续不间断供电的能力。
1)在正常方式下，区域电网应按下式达到供需平衡：
2)符合N-1安全准则。当电网内1个供电元件停役时(如环网或双回线供电，其中1回线路因计划或非计划检修、事故跳闸等停役;2台以上变压器的变电所，其中1台变压器停役等。)供电能力减少了Pn1;或区域电网中最大容量的1台机组停役，容量减少了Pg1。上述两种情况发生时，仍然要求保持对用户连续供电。此时应满足新的供需平衡，式(1)变为：
3)当发生多重性严重事故时 (称N-2安全准则) ，要求不发生电网瓦解、大面积停电的严重后果，并保持向重要用户的连续供电。目前，许多城市电网，已经提出在发生多重性严重事故时，保持对用户连续供电的更高要求。
2 电网电压的调整原则
电网电压偏低及偏高都不利于安全运行。对电网而言，电压降低会使电网的电能损耗增大。电压过低时还可能危及电网运行的稳定性，发生电压崩溃事故。而电压过高要影响设备的绝缘。因此，保证用户处的电压接近额定值是电网运行调整的基本任务之一。
电网正常运行时，装有有载调压变压器和无功补偿设备的变电站及配电所应主动根据省调(或地调)每季度编制下发的各电压中枢点允许电压变动范围(即电压曲线)进行电压调整。
从变压器的电压负荷关系，我们知道，用调节变压器分接头的方法调压时，随着分接头的升高，变压器的变比在减小，次级绕组的输出电压在升高，但在这个过程中，变压器自身的功率损耗，特别是无功功率损耗也在增加。因此，对既有有载调压变压器又有无功补偿设备的变电站及配电所，正常运行情况下具体的调压原则一般为：
1) A.电压降低时，优先考虑投入无功补偿设备，再调变压器分接头，但要避免向系统倒送无功功率。2)电压升高时，优先考虑调整变压器分接头，再考虑退出无功补偿设备。
此外，为了保持电网稳定，防止发生电压崩溃事故，在系统中应设若干监视点，并规定电压下降的事故极限值。当电压监视点电压降至事故极限值时，发电厂和装有调相机的变电站的值班员应利用发电机和调相机的过负荷能力增加无功出力来维持电压，并报告主调度。迅速增加系统所有的无功备用容量和有恢复提高电压效果的有功备用容量，必要时切除部分用户，来提高电压并消除上述设备的过负荷。
电网安全生产是一个复杂的系统工程。电力产、供、销同时完成的特性，决定了电网事故的瞬时性和难以预测性。一个电网发生稳定破坏是几秒钟、几分钟内的事情，并且在稳定事故的发展过程中，靠人是不能完全控制。因此，当电网安全遭受危机时，我们就应授予电网调度统一指挥的权力。
3 可靠的继电保护
继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确动作。严格继电保护装置及其二次回路的巡检是及时发现隐患，避免事故的重要途径，也是电力值班人员的一项重要工作。对继电保护巡视检查的内容有：保护压板、自动装置均按调度要求投入;开关、压板位置正确;各回路接线正常，无松脱、发热现象及焦臭味存在;熔断器接触良好;继电器接点完好，带电的触点无大的抖动及烧损，线圈及附加电阻无过热;CT、PT回路分别无开路、短路;指示灯、运行监视灯指示正常;表计参数符合要求;光字牌、警铃、事故音响情况完好;微机保护打印机动作后，还应检查报告的时间及参数，当发现报告异常时，及时通知继保人员处理。电力系统运行人员应核对、熟悉现场二次回路端子、继电器、信号掉牌及压板。严格“两票”的执行，并履行保护安全措施票，按照继电保护运行规程操作。每次投入、退出，要严格按设备调度范围的划分，征得调度同意。为保证保护投退准确，在运行规程中编入各套保护的名称、压板、时限、保护所跳开关及压板使用说明。由于规定明确，执行严格，减少运行值班人员查阅保护图的时间，避免运行操作出差错。
特殊情况下的保护操作，除了部分在规程中明确规定外，运行人员主要是通过培训学习来掌握的。要求不能以停直流电源代替停保护;有关PT的检修，应通知继保人员对有压监视3YJ接点短接与方向元件短接;用旁路开关代线路时，各保护定值调到与所代线路定值相同;相位比较式母差保护在母联开关代线路时，必须进行CT端子切换。特别要注意启动联跳其它开关的保护，及时将出口压板退出。如有异常情况，均应及时退出，搞好保护动作分析。
保护动作跳闸后，严禁随即将掉牌信号复归，而应检查动作情况并判明原因，做好记录。在恢复送电前，才可将所有掉牌信号全部复归，并尽快恢复电气设备运行。事后做好保护动作分析记录及运行分析记录，内容包括：岗位分析、专业分析及评价、结论等。凡属不正确动作的保护装置，及时组织现场检查和分析处理，找出原因，提出防范措施，避免重复性事故的发生。
总之，电网安全的重要特征是瞬时性和不可预知性，无论电力体制如何改，都必须坚持电网的统一调度，所有与之相关的部门和企业反应迅速，统一行动，密切协作。过去电力系统内部的安全生产问题是“大一统”的电力企业自己的事情，其手段主要是行政制约。今天电力系统的安全问题是分而治之的多家电力企业共同的事情。要维持正常的安全生产秩序必须有法律作保证，按照权利和义务对等的原则，明确与电网安全相关企业的责任，以法规范安全生产行为，并由专门的独立于政府之外的管制部门加强管制。从电网安全立法，依法管制，到依照法律行事构成了保证电网安全运行的法律体系。从保证电网安全的角度，为国民经济和社会发展提供可靠安全的电力供应。
参考文献
运行电压 第2篇
第一章 总则 1 第二章 引用标准 1 第三章 设备的验收 2 第四章 运行巡视、检查项目维护及要求 4 第五章 事故和故障处理 6 第六章 设备技术管理 8 第七章 备品备件管理 9 第八章 设备报废 10 72.5kV及以上电压等级支柱瓷绝缘子运行规范编制说明 11
第一章 总则
第一条 为了加强高压支柱瓷绝缘子的运行管理工作，进一步拓宽运行管理工作的范围，延伸运行管理工作的内涵，保证设备安全、可靠、经济运行，特制定本规定。
第二条 本规定是依据国家、行业的有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定的。
第三条 本规定明确了高压支柱瓷绝缘子设备选型、订货、监造、出厂验收、现场安装、验收、运行、检修和设备的缺陷检测、评估、分析、过程工作提出了具体要求。
第四条 本规定适用于国家电网公司系统所辖发电厂、变电站、换流站、串补站，户内和户外72.5kV及以上电压等级的支柱瓷绝缘子的管理。
第五条 各网省电力公司可根据本规定，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。第二章 引用标准
第六条 以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。GB/T 494-1998 建筑石油沥青
GB 772-1987 高压支柱瓷绝缘子瓷件技术条件
GB/T 775.1-1987 绝缘子试验方法 第1部分：一般试验方法 GB/T 775.2-1987 绝缘子试验方法 第2部分：电气试验方法 GB/T 775.3-1987 绝缘子试验方法 第3部分：机械试验方法 GB/T 5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级
GB 8287.1-1998 高压支柱瓷绝缘子 第一部分：技术条件
GB/T 8287.2-1999 高压支柱瓷绝缘子 第二部分：尺寸与特性 GB 8411.1-1987 电瓷材料 第一部分：定义、分类和性能 GB 12744-1991 耐污型户外棒形支柱瓷绝缘子
GB/T 16434-1996 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
GB/T 16927.1-1997 高电压试验技术 第一部分 一般试验要求 JB 4307-1986 绝缘子胶装用水泥胶合剂技术条件 JB/T 5889-1991 绝缘子用有色金属铸件技术条件 JB/T 5891-1991 绝缘子用黑色金属铸件技术条件 JB/T 8177-1999 绝缘子金属附件热镀锌层通用技术条件 JB/T 9673-1999 绝缘子产品包装 JB/T 9674-1999 超声波探测瓷件内部缺陷
JB/T 56202-1999 高压支柱瓷绝缘子产品质量分等（内部使用）IEC 600815 耐污秽绝缘子的使用导则 国家电网公司 变电站管理规范（试行）国家电网公司 高压支柱瓷绝缘子运行管理规范 国家电网公司 高压支柱瓷绝缘子技术监督规定 国家电网公司 预防高压支柱瓷绝缘子事故措施 第三章 设备的验收
第七条 新设备验收的项目及要求
（一）设备运抵现场、安装前的验收
(1)检查包装箱是否破损、受潮、制造厂家、产品名称及型号是否与所订购产品一致。(2)随产品提供的包装清单、产品合格证明书、安装使用说明书是否完整。(3)检查支柱瓷绝缘子的例行试验结果是否合格。(4)检对照包装清单检查备品附件是否缺少或损坏。
(5)检查支柱瓷绝缘子的外观和铭牌是否缺少或损坏，支柱瓷绝缘子瓷裙是否完好。(6)支柱瓷绝缘子探伤检测。
（二）支柱瓷绝缘子的安装后的验收
（1）安装单位应具有规定的资质，安装人员必须经过培训，确保安装质量。
（2）要明确安装技术要求，同时，安装人员必须熟练掌握技术要求，安装、调试必须严格按安装技术规范、安装使用说明书进行，尺寸、位置调整准确，避免存在安装应力。
（3）工程监理部门要对设备安装过程进行监督，确保安装符合工艺要求，并做好监理记录。（4）安装、调试完成后，必须按验收标准进行验收。
（三）验收和审批（1）验收的条件： 1）安装完毕；
2）相关试验合格，施工图、各项调试或试验报告、监理报告等技术资料和文件整理完毕； 3）预验收合格，缺陷已消除；场地已清理干净。（2）验收的要求和内容： 1）项目负责单位应在工程竣工前十五天通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位参加，监理单位配合；
2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改。验收合格后方可投入生产运行；
3）在投产设备保质期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。（3）审批：
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核批准。第八条 设备验收的项目、内容及要求
（一）检修设备、更换设备验收的项目和要求 1检修设备验收的项目及要求
（1）检查高压支柱瓷绝缘子瓷裙、基座及法兰是否有裂纹。
（2）检查高压支柱瓷绝缘子结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好。（3）检查高压支柱瓷绝缘子各连接部位是否有松动现象，金具和螺栓是否锈蚀。（4）检查高压支柱瓷绝缘子是否倾斜及各连接部位是否受力。（5）是否按周期进行超声波检测且检测结果。2 更换设备验收的项目及要求
（1）检查高压支柱瓷绝缘子瓷裙、基座及法兰是否有裂纹。
（2）检查高压支柱瓷绝缘子结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好。（3）检查高压支柱瓷绝缘子各连接部位是否有松动现象，金具和螺栓是否锈蚀。（4）检查高压支柱瓷绝缘子是否倾斜及各连接部位是否受力。
（5）超声波探伤检测。
（二）投运前设备验收的条件
（1）支柱瓷绝缘子及组部件工作已结束，人员已退场，场地已清理干净。（2）各项调试、试验合格。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。（4）超声波检测且检测结果合格。
（三）投运前设备验收的要求
（1）项目负责单位应在工作票结束前通知变电运行人员进行验收。并组织相关单位配合。（2）运行单位应组织精干人员进行验收。在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理。验收合格后方可投入生产运行。第四章 运行巡视、检查项目维护及要求 第九条 例行巡视、检查项目及要求 ㈠ 例行巡视检查
（1）日常巡视检查内容项目及要求： 1）瓷裙表面污秽程度无放电现象。2）瓷裙、法兰无裂纹、破损现象。
3）高压瓷柱绝缘支柱无受力（引线），支柱无倾斜，底座螺栓紧固。4）设备法兰及铁件等部位无裂纹、裂缝现象。
（2）对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各单位应做出明确规定。（3）例行检查巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯巡视。（4）正常巡视：
1）有人值班变电所的支柱绝缘子设备,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视； 2）无人值班变电站内的支柱瓷绝缘子设备每周二次巡视检查。（5）全面巡视内容主要是对设备进行全面的外部检查。
（6）每周应进行熄灯巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。㈡ 检查的要求（1）检查项目及内容：
1）检查高压支柱瓷绝缘子瓷裙、基座及法兰是否有裂纹。
2）检查高压支柱瓷绝缘子结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好。3）检查高压支柱瓷绝缘子各连接部位是否有松动现象，金具和螺栓是否锈蚀。4）检查支柱的引线及接线端子连接处是否有不正常的变色和熔点。5）检查高压支柱瓷绝缘子是否倾斜。
6）高压支柱瓷绝缘子的每次停电检查工作都应有相应的记录。㈢ 维护
（1）停电期间必须对支柱瓷绝缘子进行清扫及按周期进行超声波探伤检测，检测中发现有缺陷的支柱瓷绝缘子必须进行立即更换。
（2）为了提高支柱瓷绝缘子的耐污水平，根据设备运行情况，可在污秽较严重地区运行的支柱瓷绝缘子可采用表面涂刷RTV涂料等技术措施。
（3）检查中发现缺陷时应在设备异常与缺陷记录中详细记录，同时向上级汇报。第十条 特殊巡视
（一）特殊巡视的条件：
当出现下列情况时，需对高压支柱瓷绝缘子进行特殊巡视；（1）大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。（2）设备变动后的巡视。（3）设备新投入运行后的巡视。
（4）设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。（5）运行十年及以上高压支柱瓷绝缘子。
（二）特殊巡视的要求：
（1）雨天及雨后的特殊巡视主要应观查高压支柱瓷绝缘子是否存在放电现象。（2）大风及沙尘天气的特殊巡视主要应观查引线与支柱瓷绝缘子间的连接是否良好，高压支柱瓷绝缘子是否倾斜，相与相之间安全距离是否满足规程要求。
（3）设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行，主要应观察支柱瓷绝缘子有无放电及各引线连接处是否有发热现象。
（4）特殊巡视的结果应进行记录，对于在巡视中发现的异常情况应记入设备的异常与缺陷记录中。
（5）特殊巡视中出现紧急状况时应立即向上级汇报并按照缺陷处理原则进行处理。第十一条 缺陷管理及异常处理
(1)支柱瓷绝缘子的缺陷分：危急和严重两种
1）危急缺陷：支柱瓷绝缘子有裂纹的必须立即更换。
2）严重缺陷：支柱瓷绝缘子瓷裙表面有破损（单个面积不得超过40mm²）。应尽快安排修复或更换。
第十二条 专业管理
（1）高压支柱瓷绝缘子的清扫工作按逢停必扫的原则进行。
（2）高压支柱瓷绝缘子的检测自投运之日起，三年为一个检测周期，三个周期后，缩短为一年，检测率为100％。
（3）高压支柱瓷绝缘子在检测中发现异常情况时，应立即进行更换。
（4）各运行单位做好高压支柱瓷绝缘子的统计、分析和总结工作，积极开展技术培训，提高高压支柱瓷绝缘子的监督和管理水平。
（5）检修、运行部门对所管辖高压支柱瓷绝缘子的运行、检测情况，设备完好率及可靠性指标等情况进行一次全面、简要分析。
（6）建立完善高压支柱瓷绝缘子技术资料（应建立技术档案包括；设备安装地点、型号、技术参数、厂家等）。第五章 事故和故障处理
第十三条 高压支柱瓷绝缘子发生事故或故障后，运行单位在接到设备故障或事故报告后，在迅速组织抢修和故障调查的同时向上级主管单位的安全、生产管理及技术监督部门报告。设备档案应立即封存，以备事故调查。调度部门在故障或事故发生后应合理安排系统运行方式，尽快安排事故处理，及早恢复对外供电和设备的正常运行。（－）高压支柱瓷绝缘子的故障主要包括：（1）高压支柱瓷绝缘子在运行或操作中断裂。（2）高压支柱瓷绝缘子引线脱落。（3）高压支柱瓷绝缘子闪络。
第十四条 高压支柱瓷绝缘子事故或故障的处理应根据不同类型分别对待。第十五条 高压支柱瓷绝缘子断裂事故的处理方法。（－）运行人员职责
运行人员到达现场后初步判断事故类别并向上级主管部门汇报，在确认不带电并做好相应的安全措施后对断裂支柱间隔进行巡视。在事故调查人员到来前，严禁挪动高压支柱瓷绝缘子断裂部分。
（二）事故处置
事故调查人员到达事故现场后对断裂支柱进行初步检查并留下现场影像资料后，检修人员开始拆除断裂支柱工作，拆除后的断裂支柱的各部分，送试验室做进一步分析。
（三）恢复供电
设备恢复工作结束，具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，通知调度部门安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。第十六条 高压支柱瓷绝缘子引线脱落（－）运行人员职责
运行人员到达现场后初步判断事故类别并向上级主管部门汇报，在确认不带电并做好相应的安全措施后对高压支柱瓷绝缘子引线脱落进行检查。在事故调查人员到来前，严禁攀爬支柱或构架进行检查。
（二）事故处置
事故调查人员到达事故现场后对引线脱落进行初步检查，并留下现场影像资料后，检修人员开始拆除工作，拆除后的各部分，送试验室做进一步分析。
（三）恢复供电
设备恢复工作结束，具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，通知调度部门安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。第十七条 高压支柱瓷绝缘子闪络（－）运行人员职责
运行人员到达现场后初步判断事故类别并向上级主管部门汇报，在确认不带电并做好相应的安全措施后对高压支柱瓷绝缘子进行检查。在事故调查人员到来前，严禁清擦瓷绝缘子表面。
（二）事故处置
事故调查人员到达事故现场后先对事故瓷绝缘子留取影像资料后，对瓷绝缘子表面污秽取样及进行盐密测试，调查人员应对事故瓷绝缘子表面污秽状况、烧伤状况及是否出现裂纹或损伤情况进行检查，并对该瓷绝缘子进行试验、检测。
（三）恢复供电
设备恢复工作结束，具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，通知调度部门安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。第六章 设备技术管理 第十八条 设备档案
高压支柱瓷绝缘子设备档案应包括二项内容，即：基本设备台帐和设备各种技术文件。
（一）基本设备台帐见附表A、B： 附表A 高压支柱瓷绝缘子设备台帐 代号 型号 电压等级
（kV）变电所名称 安装地点 弯曲负荷（kN）扭曲负荷（kN.m）爬电比距
（mm）上部安装尺寸（孔数、眼距）
下部安装尺寸（孔数、眼距）高度（H）重量（kg）出厂日期 制造厂 投运日期
附表B 高压支柱瓷绝缘子检修记录 变电所名称 电压等级（kV）安装位置 缺陷情况
检修周期（年）检测结果 原因分析
备注
（二）设备各种技术文件应包括新设备投运前和运行中的技术文件及档案：（1）新设备投运前的技术文件应包括：
1）设备招标的技术规范文件、鉴定证书、型式试验报告、出厂合格证书、安装使用说明书等。2）出厂试验报告、逐各试验报告、交接试验报告、预防性试验报告等。3）运行巡视记录、异常及缺陷记录、缺陷处理及缺陷消除记录等。4）支柱瓷绝缘子运行评估分析报告。第十九条 高压支柱瓷绝缘子运行状态分析
（一）高压支柱瓷绝缘子运行状态分析的目的是为了及时发现缺陷，及时消除缺陷，提高高压支柱瓷绝缘子健康水平，确保安全运行。
（二）运行中的高压支柱瓷绝缘子，根据缺陷情况加以评估。即：危急缺陷、严重缺陷。⑴ 危急状态。支柱瓷绝缘子存在裂纹或支柱瓷绝缘子表面破损（单个面积超过40mm²）就可定为危急状态。
⑵ 严重状态。支柱瓷绝缘子表面存在破损（单个面积不得超过40mm²）就可定为严重状态。第二十条 评估分析
高压支柱瓷绝缘子设备评估，是指对瓷绝缘子设备的运行、维护、试验、检修、技术监督等方面进行综合评估后确定的设备质量状态水平。
（一）按国网公司颁发的“电力生产设备评估管理办法”，按照高压支柱瓷绝缘子设备的运行状况、存在问题、原因分析等来定期进行支柱瓷绝缘子设备评估。
（二）运行单位应根据运行巡视、停运检查及探测、试验结果对支柱瓷瓷绝缘子的运行情况和安全状况进行评估分析。第二十一条 预防事故措施
（一）运行单位应根据上级单位下发的有关预防事故措施的要求积极进行检查整改。
（二）运行单位对于安评中发现的问题应积极进行整改。第七章 备品备件管理 第二十二条 一般规定
（一）为了能及时消除设备缺陷，缩短停运时间，提高设备可用率，确保电网安全经济运行，各级单位需做好备品备件管理工作。
（二）备品备件的管理应遵循“统一管理、分级负责、合理储备、分散保管、有偿使用”的原则。
（三）备品备件应按需配置，合理定额，及时补齐。
（四）高压支柱瓷绝缘子的备品备件有：支柱瓷绝缘子以及相应的附件，如：螺栓、垫片等。第二十三条 备品备件配置定额
（一）252kV及以上高压支柱瓷绝缘子可由网、省公司统一配置，126（72.5）kV等级高压支柱瓷绝缘子由各市（地）局统一配置，数量根据实际需要。第二十四条 备品备件的保管和维护
（一）备品备件保管单位应具有相应的设备专业知识和管理经验。保管单位应根据备品备件的特性，保证相宜的环境，按期保养和测试，并作好记录，确保备品备件随时处于良好状态。保管单位要做到帐、物、卡相符，并按时寄送报表。
第二十五条 备品备件的补充和报废
（一）工程项目设备订货合同中订购的备品备件，在工程竣工时由电力建设单位按有关规定向各级责任单位移交备品备件及相关技术资料；责任单位应上报上级主管部门、及时登记归档和输入备品备件信息管理系统，并落实存放地点。
（二）各运行单位和保管单位根据备品消耗情况和储备定额，及时向备品负责单位提出补充采购申请，由负责单位的生技部门会同备品管理部门根据申请编制补充备品备件计划，经上级公司批准后，形成采购目录。备品管理部门根据采购目录，负责备品备件的采购，生技部门配合选型验收等技术工作。
（三）设备到货后采购单位和保管单位必须认真验收，并作好验收记录，发现问题及时汇报处理。购入的备品备件由保管单位造册纳入备品备件管理系统。
（四）当备品备件丧失备用功能时，由保管单位向主管单位提出报废申请。第八章 设备报废
第二十六条 当高压支柱瓷绝缘子运行时间达到20年及以上时，经上级有关部门鉴定后，决定高压支柱瓷绝缘子报废。
第二十七条 高压支柱瓷绝缘子报废后，应及时更新设备台帐。
72.5kV及以上电压等级支柱瓷绝缘子运行规范编制说明
本规范是根据国家电网公司生产输电[2004]40号文“输变电设备评估分析和管理规范制订工作会议纪要”的要求制订的。目的是为了防止和减少高压支柱瓷绝缘子断裂造成的事故，提高电网的运行可靠性。
本规范主要根据原国家电力公司《关于印发高压支柱瓷绝缘子事故情况调查报告的通知》（发输电输[2002]116号文）和国家电网公司《关于印发2003年高压开关专责会议纪要的通知》（生产输变[2004]4号）中有关的运行情况统计和要求，依据现行国标、行标等有关标准的规定，邀请西安西电高压电瓷有限责任公司的专家，结合有关地区和青海省电力公司有关高压支柱瓷绝缘子的经验，提出了本运行规范，尽可能为使用者特别是基层使用者提供方便，同时规范有关管理工作。第一章 总则
本章主要说明制定本规范的目的、依据及本规范的主要内容和适用范围。第二章 引用标准
本章列出本标准所引用的部分国家标准、电力行业标准和国家电网公司有关标准，但并不仅限于此，凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。第三章 设备的验收
标准对所使用的高压支柱绝缘子的开箱检查、安装、验收等进行了规定，给出了高压支柱瓷绝缘子的安装工艺要求及验收标准。第四章 设备运行巡视、检修项目维护及要求
本章提出了对高压支柱瓷绝缘子在日常运行中的巡视项目、巡视次数以及要求，并对高压支柱绝缘子设备的检查和维护项目内容进行了说明。对高压支柱绝缘子的日常巡视、正常巡视、特巡以及缺陷定性等项目进行了规定，各单位可结合本地区实际情况可增加巡视次数和特巡次数。
第五章 事故和故障处理
本章提出了对高压支柱瓷绝缘子的常见故障特性及运行人员在故障时所需进行的工作，分析判断和解决措施并对高压瓷支柱绝缘子的检测周期进行了规定。第六章 技术管理
本章提出了各项试验，包括：产品型式试验、抽样试验和逐个试验，对试验项目、依据和方法给出了标准，使得用户进行支柱瓷绝缘子出厂监造时有据可依并对高压支柱瓷绝缘子运行状态进行了定性、评估。第七章 备品备件管理
运行电压 第3篇
【关键词】光伏发电系统；并网点；电压升高；调整研究
我国光能源分布均匀，具有极高的光伏产业开发前景。新能源改革实施以来，我国大力推进光伏产业发展，大量社会资本也流入光伏产业链，极大的促进了我国光伏发电技术的进步。光伏发电系统并网是光伏企业将生产的电能转化为经济效益的关键，当今国内光伏发电并网技术，省掉了蓄电池作为储能介质，极大的提高了电能供应质量和效率，更是为光伏企业的发展打下了基础。我国光伏产业仍然属于新兴产业，其发电系统并网运行仍然存在一些问题，如何对光伏发电系统并网运行并网点的电压升高进行调整，更是影响到光伏发电系统发电效能的提高，因此，如何对并网点电压升高实现有效调整，已经成为光伏发电系统并网运行电压建设中重点研究和实践的课题。
一、并网光伏发电系统概述
（一）概念
光伏并网发电系统是将光伏发电系统与常规电网连接，共同承担供电任务。当日照情况良好，发电系统将所制成的直流电转变为交流电，并入电网供电。而当光照不好时，负载全部由电网供给。当前的光伏并网发电，省掉了蓄电池作储能和释放过程，减小了能量的能耗。该系统能够控制并网电波的波形和频率，使电网输送电波的频率与波形与电网供电要求一致。该系统能够对公共电网发挥调峰作用，并降低整个电网系统的断电率。光伏并网发电系统应用前景广泛，随着逆变器制造技术的发展，太阳能发电效率将得到进一步提高，为光伏电网发电系统的建设和应用打下基础。
（二）并网发电系统
并网发电系统由太阳能发电系统、光伏组件、光伏并网逆变电源装置等组成。并网发电系统在工作中，将太阳能直接转化为直流电能，逆变电源会将直流电能转化为电网同频交流电能馈入电网，从而实现并网发电。该系统能够提高光伏系统发电效能，将绿色的太阳能转化为点恩能够，符合我国社会可持续发展战略的要求。实现并网发电，还相当于将光照充足时段的电能储存在电网中，从而为企业日常用电提供保障。随着光伏技术的不断发展，当今的光伏电池组件还能够与建筑完美结合，不仅能够降低建设费用和建筑运营成本，还能够提高建筑的节能环保属性，适应市场的需求。并网发电系统在光伏产业中的运用，有利于增强电力系统抵御战争和自然灾害的能力，还能够有效降低线路损耗。
（三）光伏发电系统并末电压的应用
近年来，我国光伏发电技术日益成熟，但光伏发电却受天气影响其发电质量会产生一定的波动。这种波动将会导致光伏发电系统并网供应的电能出现不稳定，如果不采取有效的措施，将会导致电网供电电压不稳，影响用户正常的用电设备使用。尤其是多云天气和雷雨天气情况下，光伏发电系统的并网点电压稳定性会受到极大的影响。想要解决这种影响，单独考变压器或传统的电压控制方式是无法实现的，大容量逆变电源的出现，则解决了光伏发电系统的这一问题。当前我国光伏发电系统中所用的逆变电源，主要是为电网输送额定有用功率，这种方式对电压控制效果较好，并且也符合经济性要求。但由于低配电网中电力阻抗会有一定变化形式，因此低配电网中无功调压效果会比电压等级比较高的网络小很多 ， 在逆变器正常运行的情况下 ， 网点电压的控制能力也要受到变压器或者线路容量这两项因素制约。
二、电压升高和调高原理分析
（一）电压升高和调高原理
实现光伏发电系统的并网供电，是帮助光伏企业创造经济效益的途径。我国在新能源改革中，通过一系列供电体制改革政策的实施，推进了光伏发电系统的发展。作为一项新技术，国内的技术水平已经逐步赶上西方发达国家，我国光伏产业近年来也得到了前所未有的发展机遇。为了确保供电系统的整体安全性能，电网运营商必须采用升压变压器隔离的方法，将光伏系统供电接入到低压或中压电网中。这就要求电网运营单位对光伏企业供电采取特殊的并网方式，而光伏企业也需要结合自身的生产方式，实现对电压较为准确的调整。为了实现这一目的，就要逐渐改善电路阻抗参数，并配置储能装置，最后还要控制好光伏发电系统中的有用功率和无用功率，确保光伏发电系统的经济适用性。
（二）光伏发电系统并网点电压升高调整策略
1.有功电流电源的调整及调整方略。
在光伏并网发电运行中，难免会出现PCC电压升高的现象，这回导致大量的有功功率产生，并导致系统容量加大。在使用中必须尽量保证光伏发电系统的供电稳定性，在并网发电前做好电压和电流的调整和控制。限制时运用有功电流限制方略时，要求了解到实验过程中的暂态和稳态波形图，当PCC本地负被隔离，滤波器与电网所连接的公共耦合点能够在短时间内电压升高，同时要求电压调整器控制电压状况，增强PCC的整体控制力度，所以控制系统的动态响应也得到最为有效的控制。电压调整方式是稳态波形，也就说当前系统是稳定运行模式，随着时间推移输出的功率正在逐渐减少，电压整体偏差会出现回归为零的情况。
2.无用功电流电源调整原理及策略。
无用功电流的电源调整，通常采用双二阶通用积分检测滤波器与电网所连接的公共耦合点电压的相位和浮动值，该方法能够实现电压无功补偿调节的目的，并实现对滤波器与电网所连接的公共耦合点电压的动态调整。在光伏发电系统并网发电中，PCC本地负载被切除时逆变器将会不工作，导致电压调节失效。为了解决这一问题，可以采用动态响应调节方式，当有功电流被调整后，使光伏发电系统仍然作用于单位功率因素，实现对电压的精度控制。
（三）光伏发电系统并网用逆变器的选择
逆变器是对光伏发电系统网点电压调节的重要设备，选择逆变器，首先要根据整个光伏发电系统的各项技术指标并参考生产厂家提供的产品样本手册来确定。一般还要重点考虑额定输出功率、输出电压的调整性能、整机效率、启动性能等。输出额定功率代表了光伏逆变器的负载供电能力，合理的逆变器选择时保证电压调节质量的关键。而输出电压调节性能则代表了逆变器的稳压性能，稳压性能的优劣影响了输出电压偏差的百分率。
综上所述，光伏发电产业作为新兴产业，其产业发展得到了社会的关注和国家大力的政策支持。并网点电压升高调整作为影响光伏发电产业推进和发展的关键问题，更是受到科研单位和光伏产业的高度重视。为了提高对并网点电压升高调整的质量，就一定要把握好光伏发电系统并网的运行机制，并针对不同的系统采取不同的调整手段，不断提高电压升高调整质量，为光伏企业的技术发展打下基础。
参考文献：
[1]黄欣科， 王环， 王一波，等. 光伏发电系统并网点电压升高调整原理及策略[J]. 电力系统自动化， 2014， 38（3）：112-117.
配电网无功电压优化运行控制方法 第4篇
配电自动化系统的功能基本有五个方面, 即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图规范设理, 地理信息系统 (AM/FM/CIS) 和配电网高级应用。
同输电网的调度自动化系统一样, 配电网的SCADA也是配电自动化的基础, 只是数据采集的内容不一样, 目的也不一样, 配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户, 目的是为DA/DMS提供基础数据。但是, 仅仅是配电SCADA的三遥功能, 并不能称为配电自动化系统, 必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题, 根据配网实际情况和故障情况的差别, 诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相一相故障、相一相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成DA的功能, 配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量, 还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉;除可进行人工远程控制, 还应对馈线设备进行自动控制, 以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
2 配电网优化控制方法
为了降低预想事故集中的扰动带来的损失, 减少事故后的操作代价, 使系统从不安全状态回到正常状态, 所采取的一系列控制措施。如果系统进入紧急状态, 此时进行的防止事故扩大的操作称为紧急控制, 使系统进入待恢复状态。对处于待恢复状态的系统, 需要采取负荷转供和负荷切除等手段, 以尽快的给尽可能多的失电负荷恢复电能供应。本文将重点讨论恢复控制中的网络重构、电容器投切以及相关的综合优化方法。
2.1 配电网网络重构
配电网网络重构是通过选择分段开关、联络断路器的开合状态, 来改变网络的拓扑结构, 以达到减少网损、平衡负荷、提高电压质量、实现最佳运行方式的目的。网络重构是一个比较复杂的问题, 它是网络结构的优化, 从数学模型来看, 属于非线性组合优化问题。如果系统的网架结构和电气状况允许, 对每一个单重故障, 将可以找到多个可行的转供方案, 方案越多, 一则可以粗略的认为该系统的网架结构越坚强。
在树枝没有联络断路器存在的配电网中是不存在重构问题的, 所以配电网络重构理论的推导都是基于配电网具有环形结构开环运行的网络。在配电网中存在大量的常闭分段断路器和少量的常开联络断路器, 随着负荷的波动或者故障的原因, 各条馈线在轻载与重载之间转换, 配电网的结构允许其开合交换支路, 平衡各条馈线之间的负荷, 这不但可以增加各条馈线的稳定裕量, 消除过载, 提高其安全性, 还可以提高总体的电压质量, 降低网损, 提高系统的经济性。
配电网重构是一个有约束的、非线性、整数组合优化问题, 通常以网损最小为目标函数, 以电压质量、线路变压器容量等为约束条件, 目前配电网网络重构的算法有很多, 诸如最短路径法、遗传算法、快算支路交换算法、穷举搜索法等, 这些算法都在处理目标函数上, 在不同的方面取得了一定的进展, 但是考虑到网络重构在实际中仅是配网优化控制的一个方面, 是在多目标决策下的一种优化, 还需要受到其它优化目标的限制, 所以这些网络重构算法在实际应用中还需要做一定的调整。
2.2 电容器的投切
电容器投切在一般的配电网优化中, 主要作用就是改善电能质量和降低网损, 电容器的投切对配电网的优化控制有着很重要的意义。长期以来, 研究规划阶段电容器优化配置的文献比较多, 对运行中电容器优化投切的研究还非常有限。后来许多学者就电容器的投切策略做了大量的研究, 还有些学者针对配电网的模型进行了研究, 并对相应的算法做了进一步改进。比如在中低压配电网中, 三相负荷由于是随机变化的, 且一般不平衡, 但大多数对电容器优化投切的研究是建立在三相负荷平衡的假设条件上的。三相负荷不平衡会导致供电点三相电压、电流的不平衡, 进而增加线路损耗, 同时会对接在供电点上的电机运行产生不利影响。因此许多学者开始研究三相模型, 其中有人提出了一种配电网中三相不平衡负荷的补偿方法, 还有些文献利用三相负荷模型进行电容器优化投切的研究, 取得了较好的效果。
就优化方法而言, 不少文献和著作都介绍了各种各样的算法, 具体可以分为两类:数学模型的解析算法和优化问题的人工智能算法。前者主要有非线性规划、线性规划、整数规划、混合整数规划和动态规划等算法;后者有人工神经元网络算法、遗传算法、模拟退火算法、Box算法和Tabu搜索法等现代启发式算法。解析算法迭代次数少, 收敛速度快, 但得到的往往是局部最优解。智能算法计算速度较慢, 但在全局最优性方面较好。在实际应用中, 采用解析类算法的相对多一点。
2.3 综合优化
如果将考虑安全性的网络重构和电容器投切结合起来, 这就是计及安全性的配电网综合优化。配电网络重构是一个有约束的整数规划问题, 配电网络电容器投切是个非线性整数规划问题, 即使单独考虑其中一个问题就已经十分复杂, 若将它们综合起来考虑就会更加复杂, 网络结构的优化影响着电容器投切, 电容器投切又反过来影响网络结构的优化, 二者相互影响。对大规模配电网而言, 有一种解决办法就是将综合优化问题分解成网络重构和电容器投切两个优化子问题, 对这两个子问题进行交替迭代逐步逼近最优解。即在重构算法的优化过程中所得到的每一个可行重构方案的基础上, 加载电容器投切过程, 得到基于该重构方案的一个综合优化解, 然后依据目标函数交替迭代, 向最优解不断逼近, 直到获得最终可行方案。这种配电网预防控制的综合优化方法, 由于所针对问题及求解过程的复杂性, 使得在线应用具有一定的困难, 一般用在离线的运行规划、安全性分析与调度当中。电容器采用基于遗传算法的投切方法进行计算, 在现有的补偿设备基础上, 以网损最小为目标, 在满足电压约束前提下, 使整个网络有功损耗最小。而网络重构通过仿真配电网潮流的计算和网损的评估, 来对配电网进行重构, 确定最优网络结构。若单纯以配电网的网损作为衡量指标, 则只做电容器投切的算法效果最好, 综合优化的次之, 重构的效果相对最差, 但是从配电网整体综合优化的角度来看, 综合优化的方法则有可取之处, 具体选择哪一种算法, 需要根据实际配电网的运行情况来加以考量。
结束语
配电网优化控制方法在理论上已经有许多控制的方法, 但在实际的应用过程中, 由于存在着许多不确定因素, 如环境因素、政府政策等, 最优化的结果很可能是个综合、折衷的结果, 而不是单个方面优化后的最佳结果。配电网的运行是多个指标的综合体现, 在具体的操作中, 可以考虑如何将这些约束条件进行简化处理, 并进行综合考虑, 从而达到配电网优化运行的目的。
摘要：配电网优化控制方法在理论上有许多控制方法, 但是在实际应用过程中, 因为有许多不确定因素, 简化了约束条件, 并进行综合考虑, 从而实现优化运行的目的。在配电自动化的基础上进一步阐述配电网优化控制的方法。
关键词：配电网,优化控制,方法
参考文献
[1]李广河.地区电网无功电压集中优化控制系统的研究与实现[D].郑州:郑州大学, 2003.
[2]邱军.电力系统无功电压就地控制研究[D].武汉:华中科技大学, 2004.
[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.
配电网无功电压优化运行控制方法 第5篇
配电自动化系统的功能基本有5个方面即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图规范设理, 地理信息系统 (AM/FM/CIS) 和配电网高级应用。
同输电网的调度自动化系统一样, 配电网的SCADA也是配电自动化的基础, 只是数据采集的内容不一样, 目的也不一样, 配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户, 目的是为DA/DMS提供基础数据。但是, 仅仅是配电SCADA的三遥功能, 并不能称为配电自动化系统, 必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题, 根据配网实际情况和故障情况的差别, 诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相一相故障、相一相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成DA的功能, 配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量, 还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉;除可进行人工远程控制, 还应对馈线设备进行自动控制, 以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
2 配电网优化控制方法
为了降低预想事故集中的扰动带来的损失, 减少事故后的操作代价, 使系统从不安全状态回到正常状态, 所采取的一系列控制措施。如果系统进入紧急状态, 此时进行的防止事故扩大的操作称为紧急控制, 使系统进入待恢复状态。对处于待恢复状态的系统, 需要采取负荷转供和负荷切除等手段, 以尽快的给尽可能多的失电负荷恢复电能供应。本文将重点讨论恢复控制中的网络重构、电容器投切以及相关的综合优化方法。
2.1 配电网网络重构
配电网网络重构是通过选择分段开关、联络断路器的开合状态, 来改变网络的拓扑结构, 以达到减少网损、平衡负荷、提高电压质量、实现最佳运行方式的目的。网络重构是一个比较复杂的问题, 它是网络结构的优化, 从数学模型来看, 属于非线性组合优化问题。如果系统的网架结构和电气状况允许, 对每一个单重故障, 将可以找到多个可行的转供方案, 方案越多, 一则可以粗略的认为该系统的网架结构越坚强。
在树枝没有联络断路器存在的配电网中是不存在重构问题的, 所以配电网络重构理论的推导都是基于配电网具有环形结构开环运行的网络。在配电网中存在大量的常闭分段断路器和少量的常开联络断路器, 随着负荷的波动或者故障的原因, 各条馈线在轻载与重载之间转换配电网的结构允许其开合交换支路, 平衡各条馈线之间的负荷, 这不但可以增加各条馈线的稳定裕量, 消除过载, 提高其安全性, 还可以提高总体的电压质量, 降低网损, 提高系统的经济性。
配电网重构是一个有约束的、非线性、整数组合优化问题, 通常以网损最小为目标函数, 以电压质量、线路变压器容量等为约束条件, 目前配电网网络重构的算法有很多, 诸如最短路径法、遗传算法、快算支路交换算法、穷举搜索法等, 这些算法都在处理目标函数上, 在不同的方面取得了一定的进展, 但是考虑到网络重构在实际中仅是配网优化控制的一个方面, 是在多目标决策下的一种优化, 还需要受到其它优化目标的限制, 所以这些网络重构算法在实际应用中还需要做一定的调整。
2.2 电容器的投切
电容器投切在一般的配电网优化中, 主要作用就是改善电能质量和降低网损, 电容器的投切对配电网的优化控制有着很重要的意义。长期以来, 研究规划阶段电容器优化配置的文献比较多, 对运行中电容器优化投切的研究还非常有限。后来许多学者就电容器的投切策略做了大量的研究, 还有些学者针对配电网的模型进行了研究, 并对相应的算法做了进一步改进。比如在中低压配电网中, 三相负荷由于是随机变化的, 且一般不平衡, 但大多数对电容器优化投切的研究是建立在三相负荷平衡的假设条件上的。三相负荷不平衡会导致供电点三相电压、电流的不平衡, 进而增加线路损耗, 同时会对接在供电点上的电机运行产生不利影响。因此许多学者开始研究三相模型, 其中有人提出了一种配电网中三相不平衡负荷的补偿方法, 还有些文献利用三相负荷模型进行电容器优化投切的研究, 取得了较好的效果。
就优化方法而言, 不少文献和著作都介绍了各种各样的算法, 具体可以分为两类:数学模型的解析算法和优化问题的人工智能算法。前者主要有非线性规划、线性规划、整数规划、混合整数规划和动态规划等算法;后者有人工神经元网络算法、遗传算法、模拟退火算法、Box算法和Tabu搜索法等现代启发式算法。解析算法迭代次数少, 收敛速度快, 但得到的往往是局部最优解。智能算法计算速度较慢, 但在全局最优性方面较好。在实际应用中, 采用解析类算法的相对多一点。
2.3 综合优化
如果将考虑安全性的网络重构和电容器投切结合起来, 这就是计及安全性的配电网综合优化。配电网络重构是一个有约束的整数规划问题, 配电网络电容器投切是个非线性整数规划问题, 即使单独考虑其中一个问题就已经十分复杂, 若将它们综合起来考虑就会更加复杂, 网络结构的优化影响着电容器投切, 电容器投切又反过来影响网络结构的优化, 二者相互影响。对大规模配电网而言, 有一种解决办法就是将综合优化问题分解成网络重构和电容器投切两个优化子问题, 对这两个子问题进行交替迭代逐步逼近最优解。即在重构算法的优化过程中所得到的每一个可行重构方案的基础上, 加载电容器投切过程, 得到基于该重构方案的一个综合优化解, 然后依据目标函数交替迭代, 向最优解不断逼近, 直到获得最终可行方案。这种配电网预防控制的综合优化方法, 由于所针对问题及求解过程的复杂性, 使得在线应用具有一定的困难, 一般用在离线的运行规划、安全性分析与调度当中。电容器采用基于遗传算法的投切方法进行计算, 在现有的补偿设备基础上, 以网损最小为目标, 在满足电压约束前提下, 使整个网络有功损耗最小。而网络重构通过仿真配电网潮流的计算和网损的评估, 来对配电网进行重构, 确定最优网络结构。若单纯以配电网的网损作为衡量指标, 则只做电容器投切的算法效果最好, 综合优化的次之, 重构的效果相对最差, 但是从配电网整体综合优化的角度来看, 综合优化的方法则有可取之处, 具体选择哪一种算法, 需要根据实际配电网的运行情况来加以考量。
结束语
配电网优化控制方法在理论上已经有许多控制的方法, 但在实际的应用过程中, 由于存在着许多不确定因素, 如环境因素、政府政策等, 最优化的结果很可能是个综合、折衷的结果, 而不是单个方面优化后的最佳结果。配电网的运行是多个指标的综合体现, 在具体的操作中, 可以考虑如何将这些约束条件进行简化处理, 并进行综合考虑, 从而达到配电网优化运行的目的。
摘要：配电网优化控制方法在理论上有许多控制方法, 但是在实际应用过程中, 因为有许多不确定因素, 简化了约束条件, 并进行综合考虑, 从而实现优化运行的目的。本文在配电自动化的基础上进一步阐述配电网优化控制的方法。
关键词：配电网,优化控制,方法
参考文献
[1]李广河.地区电网无功电压集中优化控制系统的研究与实现[D].郑州:郑州大学, 2003.[1]李广河.地区电网无功电压集中优化控制系统的研究与实现[D].郑州:郑州大学, 2003.
[2]邱军.电力系统无功电压就地控制研究[D].武汉:华中科技大学, 2004.[2]邱军.电力系统无功电压就地控制研究[D].武汉:华中科技大学, 2004.
[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.
运行电压 第6篇
近年来,随着智能电网的发展,对电压无功优化控制的要求越来越高,电压和无功的管理水平将直接影响到系统的安全经济运行。自动电压控制(AVC)系统的投入运行,显著提高了电网的电压质量,但由于各地区的无功储备及负荷情况不同, AVC系统在实施过程中遇到了各种各样的问题,致使有些AVC系统退出在线运行。
对地区电压无功控制(AVC)系统进行经济性和安全性评估,对即将投入和已投入运行的AVC系统的功能和性能进行全面评估,从而确保AVC系统的投入不会对电网造成安全隐患,并对电网调度起到积极的促进作用。
全面评估AVC控制的电容器和有载调压分接头等无功设备的动作情况,对动作次数过多的设备及时提出维修预警,避免设备事故,将提升电网的运行水平。
1无功电压运行评价与预警的主要功能
地区电网无功电压运行评价与预警系统通过解析EMS系统导出的CIM文件获取地区电网的拓扑结构、解析SCADA系统导出的E文件获取电网运行的数据、数据库同步方式获取AVC系统的运行记录数据,如图1所示,利用以上数据进行无功电压安全分析、片区分析、AVC设备动作情况分析、AVC指令的正确性校验。
1.1无功电压安全分析
通过对地区电网某时间区间内的电压合格率、功率因素进行统计分析,最终得出电网的无功储备是否满足系统的无功平衡、电压的质量是否满足供电要求等结论。其分析的主要内容如下:
(1)按照分站、分层的原则统计任意时间段内变压器的最大功率因数,最小功率因数,高峰时有功、无功、功率因数,低谷时有功、无功、功率因数。
(2)按照分站、分层的原则统计任意时间段内母线的越上限次数、越下限次数及电压合格率。
1.2片区统计分析
AVC控制为全网无功电压控制,其控制原理可分为厂站级无功电压控制和区域级无功电压控制,按照220kV主变进行分片并进行拓扑解析,根据该片网电压合格范围与无功潮流合理的约束,实现对该片无功设备的自动控制。因此对片区的无功储备、电压合格率进行统计分析,主要内容有:
(1)统计片区内220kV主变的功率因数;
(2)统计片区的无功缺额及无功储备;
(3)统计片区内母线的电压合格率。
片区分析的实现流程如图2所示。
1.3 AVC设备动作情况分析
电容器组投入电网时,会产生合闸涌流,并且合闸涌流的频率高达数千赫兹,幅值也很大,容易造成断路器的灭弧装置的损坏,因此为防止合闸涌流造成的损坏,应尽量减小电容器的投切。同上,主变分接头的频繁动作也会对主变的分合闸开关造成一定的损坏,因此,也应该尽量减少主变分接头的动作次数。
全面评估AVC控制的电容器和有载调压分接头等无功设备的动作情况,对动作次数过多的设备及时提出维修预警,避免设备出现事故,同时通过统计设备动作的成功率,统计出设备大故障率或设备拒动率,防止因设备拒动引起的电网无功的不足或过剩。因此,对变电站内的电容器、主变分接头进行统计,分析设备的动作情况是十分必要的。
AVC设备动作情况分析内容包括动作次数的统计分析和闭锁次数的统计分析。其中动作次数的统计内容如下:
(1)统计变电站内变压器的升档次数、降档次数、AVC升档指令数、AVC降档指令数、升档成功率、降档成功率及总成功率。
(2)统计变电站内电容器的投入次数、切除次数、AVC投入指令数、AVC切除指令数、投入成功率、切除成功率及总成功率。
闭锁次数的统计内容:统计变电站内变压器、电容器的人工闭锁和自动闭锁次数。
1.4 AVC指令正确性校验
AVC系统按照九区图生成无功电压控制策略,控制主变分接头的档位升降、电容器的投切。由于未充分考虑无功可控设备的闭锁条件和负荷波动情况,状态估计的结果有时不可信,AVC系统往往会产生错误的指令,造成设备的误动,引起电网电压的震荡。因此,通过对AVC的控制指令的正确性进行校验,发现AVC运行时产生错误指令的原因,并及时提醒运行人员,避免由于错误指令引起设备动作,提高电网无功电压运行的稳定性和安全性。
AVC系统控制指令的正确性校验从以下几个方面进行:
(1)指令产生的原因。主变低压侧母线电压是否越限;主变高压侧的功率因数是否越限,无功是否发生倒送;变电站的功率因数是否越限,无功是否发生倒送。
(2)指令中的控制策略的正确性。按照九区图的控制策略校验AVC系统中控制指令的正确性,九区图的控制原理如图3和表1所示。
(3)指令中的动作的设备动作次数。校验指令中动作设备的动作次数是否超出相应时段内动作次数的上限次数。
2上海松江地区电网的无功电压运行评价
上海松江地区电网共有220kV变电站6座,110kV变电站11座,35kV变电站42座,以2013年8月13日的历史运行数据对上海松江地区电网的35kV华亭站无功电压运行进行评价。
2.1无功电压安全分析
2.1.1功率因数分析
华亭站#1主变和#2主变的功率因数曲线如图4所示。
从而得出表2:
从表2结果中,可得到#1主变当天的功率因数均合格,#2主变最大功率因数1.002 4,表明#2主变存在无功倒送情况, 当功率因数越限时,会相应地给出预警提示。
2.1.2电压合格率分析
华亭站10kV一段母线的电压曲线如图5所示。
从而得出表3:
从表3结果可得出,华亭站10kV一段母线仅发生1次越上限,电压合格率水平较高。当电压发生越限时,给出电压越限的预警提示。
2.2片区统计分析
以上海松江电网三庄站的#2主变为电源点,采用10:35的运行数据进行片区分析,结果如表4、表5所示。
通过片区分析可得到三庄站#2主变片区内的无功储备充裕,片区的10kV母线电压均合格,35kV母线中存在电压不合格的母线。因此,应尽快调整片区内的调压设备,调整片区内35kV母线的电压。
2.3 AVC设备动作情况分析
主变动作次数如表6所示,电容器动作次数如表7所示。
注:表中电容器为华亭站10kV#2电容器的甲组、乙组。
从主变动作次数、电容器动作次数的统计分析结果中可得出主变分接头、电容器的AVC控制指令总数、升降档或投切的总指令数、总动作次数均未超过主变和电容器的动作次数上限,且动作的成功率均为100%,未发生设备拒动的情况,表明设备的可靠性比较高。当主变或电容器的动作次数超过动作次数的限值或动作的成功率小于100%时,给出预警提示。
2.4 AVC指令正确性校验
2.4.1 AVC主变调压指令校验
指令内容:2013-08-13T08:04:10,华亭站因为10kV一段母线电压低(10.1kV),将#1主变从3档上调至4档。
指令产生原因:10kV一段母线电压越下限,正确。
指令相应控制策略:#1主变降档,正确。
指令中主变的动作次数:已动作2次,未超次数上限,正确。
指令执行后的效果:10kV一段母线电压由10.1kV升到10.6kV,正确。
校验结果:正确。
2.4.2 AVC电容器调压指令校验
指令内容:2013-08-13T17:08:40,华亭站因为10kV二(2)段母线所连主变无功过补(-0.84 Mvar),切10kV #2电容器丙组。
指令产生原因:10kV二(2)段母线所连主变无功过补,正确。
指令相应控制策略:切10kV#2电容器丙组,正确。
指令中主变的动作次数:已动作1次,未超次数上限,正确。
指令执行后的效果:10kV二(2)段母线所连主变无功正常,功率因数正常,正确。
校验结果:正确。
通过上述方式校验AVC系统的所有调压控制指令,对校验结果为错误的指令给出预警提示。
3结语
通过地区电网的无功电压运行评价与预警系统,可快速分析电网的无功电压运行的各项指标、片区的无功储备及母线的电压水平、AVC控制设备的动作次数、成功率及AVC控制指令的正确性,并对功率因数不合格、电压越限、动作次数越限运行状态预警,有利于减少运行人员的工作量,提高电网的电压水平,优化无功的分布。
摘要：随着电网对电压无功控制要求的逐步提高,对电网的无功电压运行进行评价与预警具有重要意义。现从无功电压安全分析、片区分析、AVC设备动作情况分析、AVC指令的正确性校验几方面对地区电网的无功电压控制进行评估,并对电压合格率较低的母线、动作比较频繁的主变或电容器进行预警,避免由于设备误动引起的电网电压的波动,从而提高电网运行的稳定性。
运行电压 第7篇
一安康电网无功补偿容量不足,无功潮流不能分层、分区平衡,线路及主变上流动的无功功率很大,既占用了设备容量,影响了电压质量,又增加了网损。二是位于安康南部的岚皋县、镇坪县、平利县由我局的110k V关-皋-月及110k V关-太-平-国单线提供电力。在丰水期,我局的110k V岚皋变、月星变、平利变、国心变的各电压等级的母线电压严重越上线运行,母线电压越上限运行时间超过90%以上。三是部分变电站主变有载调压装置、电容器、电抗器存在缺陷,不能投入运行,影响电压质量。
二、原因分析
1)安康电网110k V变电站安装并联电容器总容量为496.11Mvar,系统110k V主变总容量为2508MVA,系统所属110k V变电站安装无功补偿总容量占主变总容量的7.82%,《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》中对于35k V至110k V变电站容性补偿容量要求为,容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的15%~30%配置,若按电容器容量达到主变容量的15%考虑,系统110k V变电站还需增加电容器容量约180.17 Mvar。其中未装设无功补偿电容器的110k V变电站有岚皋变、紫阳变、石泉变、旬阳牵引变、月河牵引变、小河牵引变、沙沟口变。无功补偿容量不足的110k V变电站有旬阳变、汉阴变、江北变、江南变、白河变。
2)目前安康电网35k V专线及趸售用户侧无功补偿容量配置不足,造成无功层层穿越,严重影响电压质量及电网经济运行。35k V太锦线、梁城线、汉黄线、紫南线、向贾线和汉涧线力率严重偏低。
3)铁路牵引变无功补偿不足,调节能力差。安康电网内目前共有14座铁路牵引变,铁路牵引负荷波动引起系统电压波动较大,导致系统合格电压水平较低。其中旬阳牵引变、月河牵引变、小河牵引变低压侧未装设无功补偿装置,装有电容器的牵引变大部分不能实现自动调节且补偿容量不足,造成牵引变过机车时从系统大量吸收无功,空载时又向系统倒送无功,严重影响电网电压质量及运行经济性。
4)趸售并网小水电无功运行管理比较粗放。趸售区域小水电无功出力随意性大,导致上网功率因数超出合格范围,加大主网网损。岚皋变、月星变、国心变、古堰变、宁陕变、龙王坪变、双桥变因小水电大量上网,运行不规范,无功功率过多,110k V母线及35k V母线电压偏高,易造成设备损坏,同时无功不能就地平衡,由低压35k V侧送至高压110k V侧,层层穿越,造成国心变、月星变等变电站母线电压偏高,难以调整。
5)部分变电站主变有载调压装置、电容器、电抗器存在缺陷,不能投入运行,影响电压质量。110千伏小河变、双桥变、长安坝变及35千伏西营变、茅坪变、双河变6座变电站主变调压机构存在异常,110千伏中厂变等15座变电站24台电容器存在缺陷。35千伏老县变、大河变、赵湾变为无载调压变压器,不具备调压条件。
6)春秋季负荷低谷时段330k V主网电压偏高,安康西南部电网电压偏高难以调整。由于安康电网5#联变不能有载调压,在安康电厂1#机停机蓄水时段,麻柳变、松树坡牵引变、毛坝牵引变等处于电网末端,电压偏高难以调整。
7)宁陕变、龙王坪变处于电网末端,枯水期石泉电厂机组停机蓄水,在冬季大负荷时期电压水平较低。
三、措施
1)加强无功补偿装置的建设。对无功补偿装置配置不足的江南变、旬阳变、汉阴变、江北变、白河变通过新安装及重新调配,提高其无功补偿容量。督促铁路牵引变装设无功补偿装置,提高电网无功补偿度,实现电网无功分层、分区就地平衡。
2)运检部变电检修室对存在缺陷、超试验周期的电容器、电抗器结合检修工作及时安排检修消缺,完成了岚皋、古堰、流水、白柳变等4座110千伏变电站和公馆、高桥、赤岩变等3座35千伏变电站电抗器、电容器消缺,解决了夏季大负荷时期电压偏低的问题;岚皋变电抗器消缺投运,解决了丰水期水电满发造成岚皋变、月星变电压偏高的问题,提高安康电网主网电压合格率。
3)调控中心完成了除紫阳变、石泉变外所有110千伏变电站无功电压自动控制系统(AVC)调试接入,完成了5座35千伏变电站AVC系统调试接入,并在调控日常运行工作中,加强AVC系统运行管理,确保受控站始终投入闭环运行,提高系统电压运行质量。
4)加强无功补偿装置运行管理。加大无功补偿装置消缺力度,缩短无功补偿装置非计划停运时间,提高无功设备投运率。加强对用户功率因数的管理工作,减少无功环流及无功在不同电压等级间的穿越。
5)加强并网小水电无功电压运行管理。加强并网小水电调度运行管理,根据小水电并网电局部电网无功运行现状,实时调度水电站机组无功出力,杜绝小水电多发、欠发无功,造成无功功率层层穿越现象。
6)加强调控运行管理。调控日常运行工作中,一是加强无功电压自动控制系统(AVC)运行管理,确保受控站始终投入闭环运行,提高系统电压运行质量。二是加强电网运行监控,合理投退无功补偿装置,提高电网电压质量,减少电网穿越功率。
四、结语
通过以上措施,安康电网内变电站无功补偿装置投入率明显提高,有效提高了电压合格率,主网电压合格率和A类电压合格率均保持100%,;上半年主网线损率为0.94%,与去年同期相比,下降0.22个百分点。不仅实现了电网无功功率“分层分区,就地平衡”,而且通过采用多样的调压方法及电网管理措施,将很大程度改变丰水期岚皋、月星、国心、平利四站母线电压长期越限问题。因此,在对全网电压质量进行调控管理时,我们应该扩展思路,通过多样调压、加强无功管理、调整电网运行方式等多种措施,提升电压合格率。
摘要：如果电压偏移过大,会使电网功率损耗和能量损耗加大。当电压降低时,电动机绕组温度增高,加速绝缘老化,会影响设备使用寿命,降低生产率。而电压过高时,各种电气设备的绝缘可能受到损害。因此,合格的电压质量是电网安全运行及正常生产、生活的基本保障。
关键词：安康电网,无功电压,分析,对策
参考文献
[1]曹娜.电力系统分析北京大学出版社[M].2009.
工矿企业电动机运行电压的节能分析 第8篇
电机在额定状态下运行时, 其效率和功率因数都比较高, 运行状态是最合理的, 所谓额定状态是指电压、频率与负载都与铭牌数据相符, 如果偏离时, 其运行特性就会恶化。如异步电机在定额电压、频率、定额负载情况下正常运行时, 功率因数为0.89, 效率为0.875。当空载时, 效率降为零, 功率因数仅为0.2。运行电压对电机的性能有很大影响, 对于一般连续运转的电机, 制造厂保证电网电压在±5%范围内波动时, 电机性能基本不变, 但如果电网电压偏离这个范围时, 会影响电机的各种性能, 导致电机损耗增大, 温升增高, 严重时电机不能正常运行。
下面, 以异步电机为例, 将电网电压偏移对电机各项指标的影响, 列于表1。
从表中的数据可以看出, 电网电压偏移, 影响电动机转矩及负荷电流, 电压下降10%, 起动转矩及逆转转矩就减少19%, 额定电流增加11%。负荷电流增加, 必将引起损耗增加及电动机温升增大, 电动机如果长期在这种状况下运行, 不仅效率下降2%, 而且影响电机的使用寿命。
电压偏移可以通过合理调整配电变压器分接头及加强对补偿电容器的运行管理加以解决。如果偏移过大, 又难以调节, 则可以改变绕组接线方式借以调整绕组每相串联匝数, 以适应电压偏移。
电网电压的变化对电机性能的影响, 类似电机绕组匝数变化时对电机性能的影响。例如, 当电网电压偏低时, 相当于绕组匝数增多, 从而引起气隙磁密降低, 使电机起动性能变坏, 过载能力降低, 出力降低, 在满负荷运行时, 会引起电机因温升高而发热。当电网电压偏高时, 相当于电机绕组匝数减少, 而使气隙磁密增加, 引起铁损增加, 功率因数降低, 电机温升增高。
要解决上述问题, 可按实际电压改变电机绕组接线方式, 使绕组每匝电压保持设计值, 使电机处于合理运行状态, 收到节电效果。
下面举例说明改接线的方法。
例:一台J2-91-8, 40KW, 8Y接电机, 额定电压为380V, 由于电网电压比额定电压高20%, 实际电压为420V。此时, 该台电机要在此情况下运行, 必将引起电机气隙磁密和空载电流增加, 效率将降低, 如果将此台电机8Y接改为4Y接, 改接后每相匝数将增加20%, 此时接入电网, 虽然电网电压效高, 但电机每匝电压和气隙磁密度为设计值, 则电机性能将不会改变。
此外, 工矿企业中, 由于配电不合理或三相电路上接有单相负荷, 如果没有做好负荷平衡工作, 也会造成三相电压不平衡, 此三相不平衡电压同样会对电动机产生同样影响。因此, 合理调整三相电路上的负荷分配, 也是节电的一项有效措施。
摘要：论述电动机在偏离额定电压情况下运行时的危害, 找出额定电压偏离的解决办法, 从而适应电压偏离。
关键词：电机,电压,节能,分析
参考文献
[1]用电安全技术[M].北京:石油化学工业出版社出版, 1977 (02) .
[2]电工与电子基础[M].北京:机械工业出版社出版, 1980 (07) .
[3]电工与电气[M].河南:黄河水机出版社, 2002.
运行电压 第9篇
关键词：抗谐振式电压互感器,4PT,零序电压,消谐
1 前言
理论上, 抗谐振式电压互感器 (简称4PT) 对小电流接地系统内各类谐振的抑制能力是比较可靠的, 在电网内得到了广泛的应用。但在实际运行中, 这类电压互感器却经常出现一些问题, 体现为:在某些运行条件下烧毁;其二次电压输出常出现较大误差。以下从4PT内部结构和接线方式出发, 分析造成上述问题的原因, 力求找到一个可靠的运行方式, 既能有效发挥抗谐振式电压互感器自身的消谐能力, 又能避免产生不必要的电压误差, 同时还不会给系统带来额外的安全运行隐患。
2 工作原理
图1为10kV抗谐振式电压互感器的结构原理, 它由三个单相电压互感器和一个零序电压互感器组成, 之间通过同一铁芯夹件将四个互感器固定成一体。三个单相电压互感器一次绕组接成星形, 中性点通过零序电压互感器的一次绕组接地;四个电压互感器的二次绕组采用不同的接线方式得到相应的二次电压供测量、计量和保护使用。 (图1中ao、bo、co提供相对地电压, dadn提供零序电压) 。另外要指出, 某些抗谐振式电压互感器为提高二次零序电压数值和抑制网内低频振荡, 会将互感器上的开口三角形绕组串接到二次零序电压绕组里, 这种方案也是可行的, 但应注意二次零序电压输出的准确性。
在系统正常运行时4PT的零序电压互感器一次绕组不承受任何电压;而系统发生金属性单相接地故障时, 零序电压互感器承受系统相电压, 能正常运行, 并起到采集零序电压的功能;系统发生谐振时, 该零序互感器一次绕组感抗补偿系统容抗, 使谐振不易发生;同时, 它的固有电阻在系统发生谐振时, 或者在电容充放电过程中, 能够减小流过互感器一次绕组的电流, 起到保护互感器的作用[1]。
3 零序电压互感器一次阻抗取值
3.1 零序电压的分布
设系统A相金属接地, 并设A、B、C 三相PT 及零序PT 的励磁电抗分别为Z和Z′, 显然他们的正序电抗等于零序电抗, 其一次侧零序等值电路和向量图如图2、图3所示。此时, A相电抗已成为Z和Z′, 根据基尔霍夫定律可得中性点位移为:
undefined
当N′直接接地时, Z′=0, 则有:UNN′=-EA
若接有与其他PT 相同的零序PT 时, 设Z=Z′, 则有:UNN′=-EA/4
根据图3, 设额定相电压为U, 通过计算, 此时加在非故障相PT一次绕组上的电压为:
UBN′=UCN′=1.146U
由上式可知, 各单相电压互感器上的零序电压UNN′已由-EA降到-EA/4, 零序电压互感器上的电压UON′=3/4EA。因而使得非故障相上的电压由1.732U降到1.146U, 而PT允许长期在1.1倍额定电压下运行, 故单相接地时, PT 磁密降低, 不易饱和。
如果Z′>Z时, 则UNN′更低, 如Z′无穷大时, 则有UNN′=0, UON′=EA, 互感器零序二次电压输出将完全反映系统真实零序电压。
3.2 限流能力
仍设A相金属性接地, 当Z′=0时, 通过B、C两相的电流为:
I=1.732U/Z
可以看出, 即便不考虑饱和, I也为正常值的1.732倍, 若系统因单相接地而出现饱和谐振过电压时, 则此电流会更大, 很有可能烧毁互感器高压绕组。
当高压侧中性点串接了零序电压绕组后, 即Z′≠0, 流过B、C两相高压绕组的电流为:
I′=1.732U/ (Z×K)
式中:K=[1+ (6Z ′2-1.732Z′Z) / (3Z′2+Z2+1.732Z′Z) 1/2
只要6Z′2-1.732Z′Z>0, 即Z′Z>0.28时, 电流值I′就小于I, 也就是说, 非故障相高压绕组的电流受到了限制。实际上, 串接零序绕组的阻抗Z′与Z的比值远远大于0.28。由此, 零序绕组的加入, 消弱了单相接地时流过电压互感器非故障相高压绕组的零序电流分量, 可有效地防止互感器励磁电流激增[2]。
3.3 谐振抑制
零序电压互感器投入系统后, 系统谐振等值电路如图4所示, 图中L和R分别是4PT的等效电感和电阻, E为系统电动势, C为系统电容。可得出电压平衡方程式为:
E=[ (UL-UC) 2+ (IR) 2]1/2
由此公式可推导出:
UL=UC±[E2- (IR) 2]1/2
不考虑负号的情况, 从上面公式看出, R值越大, 电感上可能达到的最大电压就越低, 电感饱和的可能性就越小, 谐振发生的条件就很难达成。同时, 根据串联谐振的原理, R值越大, 则此回路中品质因素Q=ωL/R就越小, 抑制谐振幅值的作用就越明显。所以, 对于零序电压互感器来说, 直流电阻值的选择关系到整个4PT消谐能力的有效发挥。
综合以上三方面, 零序电压互感器的一次绕组阻抗选大一些, 零序电压采集精度会更高, 限流作用会更明显, 4PT的消谐能力也会更强。同时, 在系统极端运行条件下, 零序电压可能达到很高的幅值, 零序电压互感器自身会发生饱和, 若其一次绕组阻抗较小, 不能对零序电流起到足够的抑制作用, 则容易造成零序电压互感器的烧毁。因此, 在设备选型时, 应特别注意此参数的选取, 推荐零序电压互感器一次阻抗值要取到其它单相电压互感器阻抗值的3倍以上, 并且其直流电阻不应小于10kΩ。
4 三次谐波的影响
4PT运行时应特别注意系统三次谐波带来的影响。在图1的结构中, 由于该互感器没有三次谐波通路, 三个单相电压互感器上的三次谐波阻抗很小, 几乎全部的三次谐波电压将加到零序电压互感器上, 这会导致在三次谐波含量较大的正常系统中, 零序二次电压绕组上出现较高的电压幅值, 可能引起接地报警装置误报, 造成单相接地的假象。
为了消除互感器中的三次谐波, 可设置一个闭口三角形绕组, 此绕组由三个单相电压互感器二次绕组首尾相连组成, 如图5, 这样, 当在铁心中有三次谐波磁通时, 将在三角形连接的各相中感应出三次谐波电势, 且在闭合三角形中短路, 出现三次谐波环流, 这一环流产生三次谐波环流反电势, 将趋向于把铁心中原有的三次谐波磁通去磁, 可保证原铁芯中磁通仍为正弦波。
从另一角度来讲, 由于Z′<
此技术的缺陷在于, 当系统发生超低频振荡的极端条件下, 在闭合三角绕组中可能产生一个很大的零序电流, 以致闭合三角绕组烧毁, 解决的办法是往其中串入一个低值电阻R, 阻值以保证不超过互感器容量范围来确定。
5 互感器间的影响
针对实际运行中某些抗谐振式电压互感器二次输出不平衡的情况, 从4PT特殊的结构推断, 可能是其内部各互感器间互感影响所致。以下为某变电站10kV母线的一组二次电压值, UA、UB、UC是3PT下测得的数据, UA′、UB′、UC′为4PT下测得的数据。
UA=58.2V, UB=58.3V, UC=58.7V;UA′=64.5V, UB′=53.7V, UC′=54.1V。
经现场确认, 3PT方式下的数据反映真实情况。是什么导致4PT方式下出现了较大的不平衡电压, 做如下分析:对于抗谐振式电压互感器, A、B、C三相PT通常平行摆放, 而零序PT则摆放在其中一个边PT的旁边, 这种放置方式使零序PT与A、B、C三相PT之间的互感不全部相等。特别是对于现在抗谐振式电压互感器普遍采用紧凑型一体式铁芯的结构, 此情况更为明显。如果设计中未考虑互感的补偿, 则当A、B、C三相PT流过平衡电流时, 穿过零序PT的磁通也不会为0;更实际的情况是, 零序PT将流过电流I0, 在三相母线与三相PT中性点之间增加大小不全部相等的互感抗, 这种不对称的负载结构将使A、B、C三相PT上的电压不再平衡。因此, 在4PT投运时应特别注意其二次电压值是否正常, 如不平衡度过大, 应采取必要措施排除互感的影响。
6 外接消谐设备的影响
6.1 外接一次消谐器的问题
一次中性点消谐器, 实际上就是一个非线性消谐电阻, 设消谐器非线性阻抗值为R′, 零序电压互感器一次阻抗为Z′, 若将消谐器串接到零序电压互感器和接地点之间, 则可简单认为, R′/Z′取值越大, 零序电压互感器上分到的系统零序电压就越少, 二次零序电压输出误差就越大。设Z′正常运行时取值为800kΩ左右, R′取值随电压非线性变化, 一般在80kΩ～300 kΩ之间, 则在最严重时二次零序电压输出可能会比实际情况减少1/3以上。可见, 一次中性点消谐器在4PT方式下运行, 其实现功能与零序电压互感器一次阻抗类似, 属重复配置。它从零序电压互感器上分走了一部分零序电压, 使二次零序电压输出降低, 误差增大。另外, 如果运行中R′/Z′比值太大, 可能导致加在消谐器上的电压过高, 有烧毁消谐器的可能。所以, 4PT外接的一次消谐器应予以退出。
6.2 外接二次消谐装置的问题
二次消谐装置的原理:在谐振发生时从电压互感器二次开口三角形回路中构造一个零序电流环路, 等效短接电压互感器励磁阻抗, 使得铁芯不发生饱和, 迅速消除谐振, 如图6 (a) 。对于4PT来说, 情况则有所不同。4PT方式下零序电压互感器的使用, 使得3PT方式下通过开口三角形获取零序电压的途径改变为通过零序电压互感器二次绕组来获取如图6 (b) 。这带来一个重要的问题, 零序电压互感器作为独立电压互感器二次回路不能被短路, 而3PT方式下由于是开口三角形, 此问题与之相比并不严重。
某110kV变电站2天内接连发生两起与电压互感器相关的缺陷: (1) 10kV PT微机消谐装置故障, 有异味发出; (2) 10kVⅠ段母线电压互感器的零相被烧毁。经查看故障波形, 发现第一起缺陷发生时系统正处于基波谐振状态, 由于设计和施工人员照搬了3PT方式下二次消谐的原理, 将微机消谐装置接入到4PT方式下零序电压回路中 (图6 (b) 中的dadn) , 使得谐振发生后接在4PT零相二次绕组上的微机消谐装置动作, 将其二次绕组短接。在二次短路后, 由于电压互感器内阻很小, 产生巨大的短路电流并流过微机消谐装置, 导致了微机消谐装置的故障。而第二起缺陷发生时系统正处于单相接地状态, 上起事故可能导致了微机消谐装置晶闸管截止能力的丧失, 造成单相接地时零序电压互感器二次绕组短路运行, 使该绕组流过超过互感器额定热稳定电流的短路电流, 在接地运行一段时间后, 烧毁了零序电压互感器。
以上分析表明, 4PT运行方式与电网内现有的各类消谐装置工作原理并不完全匹配, 应将4PT上运行的消谐装置尽快退出运行。
7 结束语
抗谐振电压互感器, 作为一种较新的互感器技术, 在运行中遇到一些疑难杂症是不可避免的, 关键是要研究出现这些问题的原因, 并提出有效的解决方案, 这样, 才能保证4PT以最安全可靠的方式投入电网运行。
参考文献
[1]陈化钢.电力设备异常运行及事故处理手册[M].北京:中国水利水电出版社, 2009.