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工作实践变电站低压电缆烧毁事故分析及处理方法
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该变电站二层1lOkV配电装置室内布置有8个配电间隔，变电站ll0kV室外进线门型构架至高压配电装置室
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该变电站二层1lOkV配电装置室内布置有8个配电间隔，变电站ll0kV室外进线门型构架至高压配电装置室之间导线为LGJ-150钢芯铝绞线，当110kV系统中性点为非有效接地时，请问门型构架处不同相的带电部分之间最小安全净距应为下列哪项数据。（A.650mmB.900mmC.1000mmD.1500mm请帮忙给出正确答案和分析，谢谢！
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安全发展，预防为主
2011年安全生产月 6月1日-6月31日
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小电阻接地lOkV变电所高压侧接地短路导致的电气危险及其防范措施(2)
【导读】　我国多年来10kV网络采用不接地系统，由于这些年城市10kV网络电缆线路增多，对地电容电流增大，不少城市将10kV网络改为经小电阻接地系统。这种系统的接地短路电流高达数百上千安，如不采取有效的防范措施将对10KV电网和低压（220/380V）用户招致一些电气危险，包括烧坏防雷SPD的危险。国际电工标准IEC60364对其在低压用户内的电气危险和防范措施规定了专门的要求(1)。本文拟依据这些要求作些陈述。
　　1、TN系统内的人身电击危险
　　10/0.4kV变电所(以下简称变电所)既是10kV系统的
　　4、防范TT系统电气绝缘击穿事故的安全措施
　　为防范TT系统绝缘击穿事故可采取以下安全措施。
　　4.1限制10kV网络的接地故障电流Id值和变电所接地电阻值
　　为防止低压系统绝缘被暂态工频过电压击穿损坏，IEC标准(3)规定了低压绝缘允许承受的工频暂态过电压和切断电源时间如下表：
　　由表和图6可知，如果变电所10kV断路器能在5s内切断电源，只要RB上的故障电压降Uf=Id·RB不大于1200V，用户低压绝缘就能承受此过电压而不损坏。为此应尽量限制RB和Id值，使其乘积不大于1200V。对于户内变电所，如利用等电位联结内的基础钢筋、金属水管和电缆金属外皮等自然接地体作接地极，RB可不难达到1Ω以下。但对于孤立的杆上变压器，靠人工接地极达到低接地电阻是困难的。综合考虑各种电气安全要求，RB值不大于2Ω是比较安全也是可行的。如前例所述10kV网络小电阻接地系统的接地故障电流Id若不大于600A，则在变电所采用一共用接地装置且接地电阻RB不大于2Ω的情况下，TT系统低压绝缘将是安全的。有些地区供电部门采用过大的接地故障电流值，却要求高压用户将变电所接地电阻大大降低以至小到0.5Ω，显然是不合适的和缺乏依据的。
　　在防雷击电脉冲装置中，SPD的Uc值一般为300V左右，在TT系统内如图6所示的相地间的Uf＋220V暂态过电压将使SPD导通，其持续时间长达数百毫秒，它泄放的过大能量将烧坏SPD。为此在TT系统内应采用3＋1的SPD装用方式，以防SPD被烧坏。这在有关防雷规范已有具体规定，此处不多叙述。
　　4.2在变电所内分开设置10kV侧的保护接地和低压侧的系统接地，前文已述。
　　5、变电所与低压用户同处于一建筑物内时不存在高压侧接地故障引起低压用户电气事故的危险
　　当变电所与低压用户共处于同一建筑物内时是不能采用TT系统的，因在同一建筑物内低压系统的系统接地和保护接地是难以做到电气上的隔离的。因此不存在低压绝缘被暂态过电压击穿和防雷SPD被暂态过电压烧坏的危险。在同一建筑物内也不能采用TN－C－S系统，因PEN线难以做到与地绝缘，其对地电位将产生杂散电流(4)，引起地下金属部分的腐蚀，它也对信息设备引起干扰。所以在同一建筑物内只能采用TN－S系统。这样如图7所示
　　变电所10kV侧的保护接地和低压侧的系统接地及保护接地通过建筑物的总等电位联结而共用一接地极(即基础钢筋和水管等自然接地体构成的接地极)，它们同处在一相同的电位水平上。这样当变电所高压侧发生接地故障时，无论图中接地母排对地电位Uf升至多高，在此建筑物内由于总等电位联结的作用，全部电气装置的电位都升高至同一Uf而不出现危险的电位差，前述人身电击以至绝缘损坏事故都不可能发生，没有必要采取任何防范措施。
　　6、结束语
　　6.1城市10kV网络改用小电阻接地系统后可能在另一建筑物的低压用户内引起人身电击事故以及绝缘击穿导致设备损坏、短路起火等事故。这种事故发生后变电所内很快切断电源，现场故障电压瞬即消失，很难查出事故起因。对此电气危险，供电部门或低压用户都不能掉以轻心，应在变电所和低压用户内采取有效的安全措施。
　　6.2最彻底的安全措施，是在变电所将10kV侧的保护接地和低压侧中性点的系统接地分开设置，以隔断10kV侧危险接地故障电压传导至低压用户的途径。
　　6.3如变电所难以分开设置两个接地极，可采取如下安全措施：
　　6.3.1在TN系统内为防人身电击危险，在建筑物内应实施总等电位联结，以消除沿低压线路导入的危险电位差。在难以作等电位联结的TN系统户外部分应改用局部TT系统。
　　6.3.2在TT系统内为防低压绝缘被暂态工频过电压击穿，应限制10kV网络小电阻接地系统的接地故障电流Id和变电所共用接地极的接地电阻RB，使故障电压Uf=Id·RB不大于1200V。如果在TT系统内装用SPD，则SPD的装用应采用3＋1的装用方式。
　　6.4当变电所和低压用户共处于同一建筑物内时，由于总等电位联结的作用，变电所高压侧接地故障不会引起该建筑物内低压用户的电气事故，不必采取防范措施。这时总等电位联结内的钢筋等自然接地体成为变电所良好的接地极。除非基础钢筋混凝土被防水层包裹，对其接地电阻RB的阻值无要求。
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> 10KV变电所无功补偿技术概述
10KV变电所无功补偿技术概述
本文是电力工程论文，本文以大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司66/10.5KV变电所为依托，在此基础上提出可行性方案，并进一步的进行计算分析验证。
第一章绪论
1.1无功补偿的研究意义
近些年来，电力系统中使用增多的感性负载和容性负载要求电网容量增大的同时，电力系统能否安全稳定运行，无功功率起着至关重要的作用，它的平衡程度对电网电压的稳定程度起到非常关键的作用⑴。否则，将会使电网电压降低，电气设备运行在额定电压以下，极易损坏，电压降落还可能使供电系统解列[2]。此外，电力系统的功率因数也会降低，供电设备的有功出力减小，不能充分的被利用，损耗也相应的随着增加[2]。因此，做好无功补偿措施，对电力系统的降损节能同样有着非常重要的意义。电网无功补偿的一个重要组成部分是在变电站进行无功补偿,也是保障变电所所供设备安全生产的重要措施。但随着电网的发展壮大，变电站供电系统中应用的电气设备越来越智能化、复杂化，电力电子器件的应用也越来越多，其无功的分布也越来越复杂，无功补偿难度越来越大。电动机主要是通过从供电网络吸收无功功率，才能建立和维持旋转磁场，旋转磁场使得转子切割磁感线，，根据电磁感应原理使转子转动，进而带动,机械运动；变压器通过从电力系统吸收无功功率，才能在一次线圈中产生出磁场，进而在二次线圈中产生感应电动势；交流接触器通过无功功率的流动才能吸合等[3]。若这些电气设备从系统中吸收不到足够的无功功率，用电设备就无法建立正常的电磁场，也就无法在额定状态下正常工作，且其端电压下降，势必影响用电设备的正常运行。
1.2无功补偿的发展历程
早期的传统无功补偿措施是将电容器直接并联于供电系统的感性负荷。并联电容器补偿无功功率具有结构简单、经济方便等优点。但其阻抗是固定的，不能跟踪负荷无功需求变化，即不能实现对无功功率动态补偿[81。随着供电系统的发展，供电系统要求对无功功率的补偿，能够实现根据负载无功需求的变化而变化，此时同步调相机问世。它是专门用来产生无功功率的同步电动机，在过励磁或欠励磁情况下，能够分别发出大小不同的容性或感性无功功率[8]。但作为一种旋转式电动机，运行中损耗多、噪声大，运行维护复杂、响应速度慢，难以满足快速精确的动态补偿要求[8]。20世纪70年代以来，静止无功补偿装置幵始逐渐发展起来。静止无功补偿装置能够连续而迅速地控制无功补偿，即以快速的响应，通过发出或吸收无功功率来控制它所连接的输电系统的节点电压[9]。早期的静止无功补偿装置是饱和电抗器，相比于同步调相机，具有静止、响应速度快等优点[8]。但其铁心需磁化到饱和状态才能工作，损耗和噪声很大，非线性电路的一些特殊问题它也同样具备，不能分相补偿三相不平衡负荷，未能占据主流。随着电力电子技术的发展，电力电子器件在无功补偿装置中占据了重要的角色。现在所谓静止无功补偿是指用不同的静止幵关投切电容器或电抗器，使其具有吸收和发出无功电流的能力，用于提高电力系统的功率因数，稳定系统电压，抑制系统振荡等[10]。目前这种静止幵关主要分为两种，即真空接触器和电力电子开关。但随着电力电子器件在电力系统中的应用的不断发展，静止无功补偿装置SVC(Static Var Compensator)成为了专门使用晶闹管投切的静止无功补偿装置。
第二章10KV变电所系统和容量计算及其分组研究
2.1变电所系统所带负载及其供电系统接线图
在总降压变电所东侧设一座I号66kV变电所。本工程2回66kV电源将由厂区内220kV总降压变电所采用单芯电缆沿电缆沟敷设的方式引来，220kV总降压变电所位于厂区内西面，距离本工程I号66kV变电所（附设全厂66kV配电装置）界区约0.25km。I号66kV系统釆用单母线分段接线型式，室内GIS配电设备，I号66kV变电所配置2台66/10. 5kV 40MVA主变压器分列运行，lOkV主接线也为单母线分段。配出原水10KV开闭所、净化10KV开闭所共4路馈线回路；3台循环水变压器3*1600KVA、4台空分变压器4*2000KVA、4台硫回收变压器4*2000KVA共11台变压器回路；配出工艺循环水菜4*1800KW、空分循环水栗3*1000KW、螺杆空压机5*250KW共12台高压电机电源；变压器回路、馈线回路各4条备用，电动机回路5条备用。根据原水站内的低压用电负荷，在本装置内设一座车间变电所，并安装2台10/0. 4kV leOOkVA变压器。原水lOkV开闭所内lOkV配电室，负责向原水站lOkV高压负荷配电（包括原水生产水栗2*315KW，高压消防水粟2*315KW共4台高压电机）和中央化验楼1*1600KVA、调度中心变电所1*1600KVA配电，其中包括变压器2回路备用、电动机2回路备用。净化lOkV幵闭所的1路lOkV电源引自I号66kV变电所。净化lOkV开闭所内lOkV配电室，负责向净化装置（低温甲醇洗所有高压电机）和甲焼化装置（冷凝液精制、供热除氧给水所有高压电机）lOkV负荷（包括一次高压锅炉给水栗3*800KW，化工区精制水粟2*450KW，燃料气压缩机2*450KW，C02吸收塔给料粟4*1120KW，热闪蒸塔给料栗4*630KW,半贫液给料菜4*800KW，闪蒸塔二段果4*200KW共23台髙压电机）、净化变电所2*2000KVA (设在本开闭所内）、甲烧化变电所2*1250KVA配电。
.2.2针对本变电所补偿方式的选择
在企业或地方总变电所中，无功补偿装置被并联在6、5KV母线上，用于补偿主变iE器的自身无功损耗和提供给所带高压负载的无功功率。可以有效的缓解变电所上端高压线路的无功供给，提高了本变电所的供电电压质量。适用于需补偿容量不是很大的场所。在供电系统中的比较分散的负荷区，如配电线路、功率因数较低的车间配电变压器、村镇终端变等。这种方式与集中补偿有相同的优点，无功补偿容量较小，但效果较为明显。就地补偿是指无功补偿装置与高压异步电动机等需补偿设备并联连接，直接提供负载所需的无功电流，跟用电设备同时投入同时停运，使无功就地平衡，以提高系统的功率因数。就地无功补偿能改善电机起动、提高其运行性能，降低线路压降。其特点是从源头上提供无功功率，具有明显的节能效果。小结：综上所述该变电所主变压器二次侧电压为10KV，所带负载为高压电动机和10/400V低压变电所的变压器，而在低压变电所中设有低压无功补偿装置，故选择集中补偿方式，使高压无功补偿装置被并联在10KV母线上。
第三章主回路的接线方式选择及投切电容器研究.........&23
3.1无功补偿的接线方式及其比较.........&23
3.2投切元件的比较分析&.........27
3.3电子器件的接线方式比较.........&28
3.4检测无功电流的一种理论依据.........&29
本章小结.........&30
第四章品闸管特性研究.........&31
4.1品闸管的串联技术的研究.........&3
4.2品闸管静态和动态均压&.........34
4.3晶闸管投切时刻的选择.........&39
4.4残压检测电路原理.........&41
4.5限制合闸涌流措施.........&41
本章小结&.........45
第五章兼具谐波抑制的补偿装置参数研究.........&46
5.1谐波抑制&.........46
5.2谐波抑制和电抗率的关系.........&&&&&54
5.3并联电容器、串联电抗器参数优化配置.........&55
5.4滤波回路的参数优化和安全性能校验.........&61
5.5釆用无功补偿装置主接线图及其仿真.........&62
本章小结.........68
第五章兼具谐波抑制的补偿装置参数研究和仿真分析
5.1谐波抑制
随着工业生产过程屮自动化水平的逐渐发展。企业生产供电系统中，广泛的使用了变频器、整流器、电容器等大功率的电力电子器件。这些元器件的使用产生了大量的高次谐波。谐波电流流入供电网络后，会使电流、电压波形畸变，供电质量恶化，使得供电网中其它电气设备的运行安全收到严重威胁。谐波增加了电缆、变压器和其它电力器件等的损耗，还可以使保护、控制和测量等系统的功能出现异常，干扰网络和通讯系统等[39]。当电容器组上施加了谐波电压后，会使电容器组的安全运行受到威胁，为了提高供电质量，抑制谐波电流，应用的无功功率补偿装置兼顾滤波作用显得更加重要奇次谐波的危害最大，采取的措施是电容器组串联一定数值的电抗器，达到要求的电抗率后就可来实现滤波功效补偿原理如图5.1所述。无源滤波装置通常,山一定阻值的电阻器,、滤波电电抗器和滤电容器按照不同的线组合组成的滤波回路，并联于谐波源调谐后可以使不同的滤波支路对相应谐波频率电流达到低阻抗，从而起到吸收谐波电流的目的。同时，在基波频率下输出容性无功功率，补偿系统的感性无功，提高系统的功率因数。
供电系统中的无功补偿是保证用电设备在额定电压下正常工作的一个重要环节。在实际应用中，应根据具体供电系统而采用不同的补偿方案。本文以大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司66/10.5KV变电所为依托，在此基础上提出可行性方案，并进一步的进行计算分析验证。在无功总补偿量为1200Kvar的装置中，允许的分组级差不宜超过300Kvar，级差太大容易引起补偿量失衡。根据具体回路的投切频繁度，可以考虑选择真空接触器作为投切元件，这样从经济角度上符合资源优化配置的需要。在主电路元器件中，晶闸管的额定电压因其生产工艺的影响，不能做到很大，现已成熟的额定电压仅在6500V，在其静态和动态均压方面，应采取措施，防止其过电压而击穿。并联电容器后，可引起系统电压的升高，而串联电抗器后又会使得电容器两端的电压升高，电容器额定电压的选取，应留有足够的安全裕度。但不能只考虑其安全运行，而留的安全裕度过大，否则会影响其输出容量小于其计算容量，达不到理想的补偿效果。通过检测电容器两端残压基本为零时进行过零投切，可以极大的限制合闸涌流。在串联电抗器后形成的滤波器后，品质因数和失谐度是影响滤波效益的主要原因，可进行适当选取参数，以防止谐波放大。本次10KV无功补偿的研究，通过仿真证明了其可行性。若在未来的企业生产中增加所带的负荷回路时，这对于本所的无功补偿再次优化配置也具有一定的借鉴作用。
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参考文献（略）&
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