CN109884436A - 电力电容器成套装置在线监测方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及高压电气设备在线检测技术领域，具体涉及一种电力电容器成套装置在线监测方法，包括以下步骤：步骤1004，从以电力电容器放电线圈作为电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂并对其进行傅里叶变换得到基波分量本发明只需要通过采集母线侧电压互感器的电压信号与流过电力电容器成套装置的电流信号直接计算电力电容器电容量C值，计算值更加精确可靠，可以准确对电抗器故障与电力电容器故障进行区分。根据计算得到的电力电容器电容量C值准确计算出电力电容器运行电压U_C，将计算得到的电力电容器运行电压U_C与从放电线圈处测量得到的电力电容器运行电压进行比较，判断误差是否在允许范围之内，实现对放电线故障进行报警。

Description

电力电容器成套装置在线监测方法

技术领域

本发明涉及高压电气设备在线检测技术领域，具体涉及一种电力电容器成套装置在线监测方法。

背景技术

电力系统正常稳定地运行，需要并联大量的无功补偿设备。国内外通常采用电力电容器组作为无功补偿设备，为使电力电容器组安全稳定的运行，需要串联电抗器来抑制电容器的合闸涌流并防止电网高次谐波放大。串联电抗器已成为电力电容器成套装置中不可或缺的一部分。同时电力电容器安全运行也得需要放电器件，除放电电阻之外，放电线圈也可以使电力电容器端子上的电压在规定时间内降至要求值以下。串联电抗器与放电线圈的安全稳定运行才能保证电力电容器组的正常投入，因此，迫切需要实现对电力电容器成套装置的在线监测，并对其故障进行预警。

现行中，现有电力电容器在线监测技术获取电压信号的途径分为两种：①从母线侧电压互感器获取电力电容器成套装置的运行电压并通过公式间接计算得到电力电容器运行电压；②直接从电力电容器放电线圈二次侧获取电力电容器运行电压。此两种技术在实际现场应用中都具有相当大的局限性，方法①为获得电力电容器运行电压需要根据串联电抗器的电抗率进行运算，由于在实际应用中串联电抗器的电抗率大多都是约值，因此计算电力电容器运行电压的精度无法保障，同时无法应用于电力电容器分级补偿情况中，还未考虑串联电抗器故障对其监测的影响。方法②并无考虑放电线圈故障对其监测精度的影响，无法应用于对实际工程中采用放电电阻作为放电器件的电力电容器进行在线监测。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：提供一种电力电容器成套装置在线监测方法。在电力电容器放电器件选用放电电阻的情况下，可以实现对串联电抗器与电力电容器故障进行预警。在电力电容器放电器件选用放电线圈的情况下，可以实现对串联电抗器、电力电容器和放电线圈故障进行预警。

本发明主要技术路线是：首先对串联电抗器本体故障进行预警，在串联电抗器正常运行条件下精确计算电力电容器的电容量及运行电压，根据电容量对电力电容器故障进行预警，同时以计算得到的电力电容器运行电压为基准，对放电线圈故障进行预警。

本发明所述电力电容器成套装置在线监测方法，包括以下步骤：

步骤1001，开始进行电力电容器成套装置在线监测；

步骤1002，从电流互感器TA获取通过电力电容器成套装置的实时电流信号i；

步骤1003，从电力电容器成套装置所在母线侧电压互感器TV1的二次侧获取电压信号u₁；

步骤1004，从以电力电容器放电线圈作为电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂并对其进行傅里叶变换得到基波分量

步骤1005，将步骤1002中测量得到电流i与步骤1003中获得的实时运行电压u₁同时进行傅里叶变换分别得到基波电流分量和基波电压分量

步骤1006，计算得到电力电容器成套装置中消耗的有功功率P，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

步骤1007，根据判定规则判断电力电容器成套装置消耗的有功功率P是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1008，如果未处于异常状态，则执行步骤1009；

步骤1008，对串联电抗器L故障进行报警并发出跳闸指令；

步骤1009，计算得到电力电容器成套装置总产生的无功功率Q，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

步骤1010，根据步骤1009中计算的无功功率Q，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时电容量C值，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，L为电抗器的电感量；

步骤1011，根据判定规则判断电力电容器的实时电容量C值是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1012，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1012，对电力电容器故障进行报警并发出跳闸指令；

步骤1013，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时运行电压U_C，计算公式如下：

式中，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，I为基波电流分量的有效值；C为电力电容器的实时电容量；

步骤1014，根据判定规则对电力电容器的实时运行电压U_C是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1015，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1015，对电力电容器运行电压异常进行预警；

步骤1016，根据判定规则对放电线圈有无异常进行判别，如果未处于异常状态，执行步骤1017，如果处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1017，对放电线圈故障进行预警；

步骤1018，电力电容器成套装置正常安全运行。

其中，步骤1007中的判定规则：将步骤1006中计算得到的成套装置消耗的有功功率P与其额定功率损耗相比较，如果成套装置消耗的有功功率P大于其额定功率损耗的2倍则判断为异常状态。

其中，步骤1010中实时电容量C值的计算公式，实时电容量C值的计算直接根据从电压互感器TV1与电流互感器TA中采集得到的电压与电流数据进行计算。

其中，步骤1011中的判定规则：将步骤1010中计算得到的电力电容器的实时电容量C值与电力电容器额定电容值进行比较，如果电力电容器的实时电容量C值与额定电容值偏差大于人工设定值则判断为电力电容器本体出现故障，执行步骤1012，否则执行步骤1018。

其中，步骤1014中的判定规则：将步骤1013中计算得到的电力电容器的实时运行电压U_C与电力电容器额定电压相比较，如果电力电容器的实时运行电压U_C大于额定电压的110％，则判定为电力电容器运行电压异常，执行步骤1015，否则执行步骤1018。

其中，步骤1016中的判定规则，将步骤1013中计算得到电力电容器的实时运行电压U_C与电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂进行比较，如果两者误差未在允许范围之内则判断为放电线圈出现故障，执行步骤1017，否则执行步骤1018。

与现有技术相比，本发明所具有的有益效果是：

本发明只需从电力电容器成套装置所在母线侧电压互感器TV1的二次侧获取电压信号与从电流互感器TA获取通过电力电容器成套装置的实时电流信号i就可实现对电力电容器成套装置中电力电容器与电抗器进行在线监测与故障预警。若电力电容器放电线圈二次侧有二次测量输出，则可以实现对放电线圈故障进行在线监测，从而实现对电力电容器成套装置中主要电气设备进行故障预警。本方案无需增加额外传感器与互感器，接线简单，适用于大部分电力电容器成套装置接线形式。

本发明首先通过理论研究与实际工程发现得到电力电容器电容量计算公式在此计算公式中，除电抗器电感量L是唯一有可能变化之外，其余实时量U₁、I、都是可通过互感器采集量经傅里叶变换得知，因此首先通过对串联电抗器有无运行故障进行监测，排除其对电力电容器电容量C值计算误差的影响，计算结果可靠性更高。同时可以实现对电力电容器运行电压的在线监测，并且可以以此为基准，在电力电容器组放电线圈二次侧有电压信号输出的情况下，实现对放电线圈的在线监测。从而对整个电力电容器成套装置实现在线监测。

通过人工根据电力电容器成套装置设备的选型与工程标准，正确设定故障预警及判别阈值，及时对电力电容器成套装置中设备运行状态进行诊断，保证电力电容器成套装置的安全稳定运行。

附图说明

图1为本发明流程框图。

图2为本发明高压电力电容器成套装置应用本技术的原理接线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明实施例做进一步描述：

实施例1：

如图1-2所示，本发明所述电力电容器成套装置在线监测方法，包括以下步骤：

步骤1001，开始进行电力电容器成套装置在线监测；

步骤1002，从电流互感器TA获取通过电力电容器成套装置的实时电流信号i；

串联电抗器与电力电容器中流过的电流都是大小相等，相位相同的。

步骤1003，从电力电容器成套装置所在母线侧电压互感器TV1的二次侧获取电压信号u₁；

此处取的电压是电力电容器成套装置母线侧的实时运行电压。

步骤1004，从以电力电容器放电线圈作为电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂并对其进行傅里叶变换得到基波分量

此处取的电压是电力电容器的实时运行电压。在实际工程中，如在放电线圈二次侧无二次输出的情况下，此步骤可以忽略，本技术方案则无法实现对放电线圈故障进行预警。

步骤1005，将步骤1002中测量得到电流i与步骤1003中获得的实时运行电压u₁同时进行傅里叶变换分别得到基波电流分量和基波电压分量

步骤1006，计算得到电力电容器成套装置中消耗的有功功率P，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

在电力电容器成套装置中，由于在电力电容器成套装置中电抗器损耗的有功功率远远大于电力电容器损耗的有功功率，即：电力电容器成套装置损耗的有功功率≈串联电抗器损耗的有功功率。因此以电力电容器成套装置损耗的有功功率作为串联电抗器故障判定值。

步骤1007，根据判定规则判断电力电容器成套装置消耗的有功功率P是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1008，如果未处于异常状态，则执行步骤1009；

步骤1007中的判定规则：将步骤1006中计算得到的成套装置消耗的有功功率P与其额定功率损耗相比较，如果成套装置消耗的有功功率P大于其额定功率损耗的2倍则判断为异常状态；

经理论研究与实际运行情况表明，串联电抗器一旦发生匝间短路故障则其有功功率损耗可到正常值的16倍以上，因此，本专利以成套装置消耗的有功功率P大于其额定功率损耗的2倍作为串联电抗器异常状态的判据可以更为灵敏的对串联电抗器故障进行预警；

步骤1008，对串联电抗器L故障进行报警并发出跳闸指令；

串联电抗器L一旦被判定发生故障，应及时对其报警并发出跳闸指令，以防电抗器故障范围扩大。

步骤1009，计算得到电力电容器成套装置总产生的无功功率Q，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

步骤1010，根据步骤1009中计算的无功功率Q，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时电容量C值，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，L为电抗器的电感量；

步骤1011，根据判定规则判断电力电容器的实时电容量C值是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1012，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1011中的判定规则：将步骤1010中计算得到的电力电容器的实时电容量C值与电力电容器额定电容值进行比较，如果电力电容器的实时电容量C值与额定电容值偏差大于人工设定值则判断为电力电容器本体出现故障，执行步骤1012，否则执行步骤1018；

步骤1012，对电力电容器故障进行报警并发出跳闸指令；

电力电容器故障一旦发生，应及时对其报警并发出跳闸指令，以防电容器故障恶化。

步骤1013，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时运行电压U_C，计算公式如下：

式中，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，I为基波电流分量的有效值；C为电力电容器的实时电容量；

步骤1014，根据判定规则对电力电容器的实时运行电压U_C是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1015，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1014中的判定规则：将步骤1013中计算得到的电力电容器的实时运行电压U_C与电力电容器额定电压相比较，如果电力电容器的实时运行电压U_C大于额定电压的110％，则判定为电力电容器运行电压异常，执行步骤1015，否则执行步骤1018；

步骤1015，对电力电容器运行电压异常进行预警；

步骤1016，根据判定规则对放电线圈有无异常进行判别，如果未处于异常状态，执行步骤1017，如果处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1016中的判定规则，将步骤1013中计算得到电力电容器的实时运行电压U_C与电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂进行比较，如果两者误差未在允许范围之内则判断为放电线圈出现故障，执行步骤1017，否则执行步骤1018；

步骤1017，对放电线圈故障进行预警；

步骤1018，电力电容器成套装置正常安全运行。

其中，步骤1010中实时电容量C值的计算公式，实时电容量C值的计算直接根据从电压互感器TV1与电流互感器TA中采集得到的电压与电流数据进行计算。

本发明高压电力电容器成套装置中TV1为母线侧电压互感器；QS为隔离开关(刀闸)；QF为断路器；TA为电流互感器；L为电抗器；FV为避雷器；QG1为接地刀闸；C为电力电容器；TV2为电压互感器(电力电容器放电线圈)；QG2为接地刀闸，电流互感器TA、电压互感器TV1以及电压互感器TV2位置如附图2所示，测量得到的数据进行分析判断，判断电力电容器成套装置主要电气设备运行状态是否正常。进而实现对电力电容器成套装置故障预警。

若本技术方案在电力电容器放电线圈二次侧有二次输出的情况下，可以实现对电力电容器成套装置中主要电气设备(电力电容器、串联电抗器、放电线圈)进行在线监测并实现故障预警。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限值，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。

Claims (6)

1.一种电力电容器成套装置在线监测方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1001，开始进行电力电容器成套装置在线监测；

步骤1002，从电流互感器TA获取通过电力电容器成套装置的实时电流信号i；

步骤1003，从电力电容器成套装置所在母线侧电压互感器TV1的二次侧获取电压信号u₁；

步骤1004，从以电力电容器放电线圈作为电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u₂并对其进行傅里叶变换得到基波分量

步骤1005，将步骤1002中测量得到电流i与步骤1003中获得的实时运行电压u₁同时进行傅里叶变换分别得到基波电流分量和基波电压分量

步骤1006，计算得到电力电容器成套装置中消耗的有功功率P，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

步骤1007，根据判定规则判断电力电容器成套装置消耗的有功功率P是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1008，如果未处于异常状态，则执行步骤1009；

步骤1008，对串联电抗器L故障进行报警并发出跳闸指令；

步骤1009，计算得到电力电容器成套装置总产生的无功功率Q，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值；

步骤1010，根据步骤1009中计算的无功功率Q，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时电容量C值，计算公式如下：

式中为两个同频率正弦量的相位差，为基波分量的初相角，为基波电流分量的初相角，U₁为基波电压分量的有效值，I为基波电流分量的有效值，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，L为电抗器的电感量；

步骤1011，根据判定规则判断电力电容器的实时电容量C值是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1012，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1012，对电力电容器故障进行报警并发出跳闸指令；

步骤1013，计算得到电力电容器成套装置中电力电容器的实时运行电压U_C，计算公式如下：

式中，ω为角频率，ω＝2πf₀为基波角频率，f₀为基波频率即f₀＝50HZ，I为基波电流分量的有效值；C为电力电容器的实时电容量；

步骤1014，根据判定规则对电力电容器的实时运行电压U_C是否处于异常状态，如果处于异常状态，执行步骤1015，如果未处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1015，对电力电容器运行电压异常进行预警；

步骤1016，根据判定规则对放电线圈有无异常进行判别，如果未处于异常状态，执行步骤1017，如果处于异常状态，则执行步骤1018；

步骤1017，对放电线圈故障进行预警；

步骤1018，电力电容器成套装置正常安全运行。

2.根据权利要求1所述的电抗器故障预警方案，其特征在于，步骤1007中的判定规则：将步骤1006中计算得到的成套装置消耗的有功功率P与其额定功率损耗相比较，如果成套装置消耗的有功功率P大于其额定功率损耗的2倍则判断为异常状态。

3.根据权利要求1所述的电力电容器成套装置在线监测方法，其特征在于，步骤1010中实时电容量C值的计算公式，实时电容量C值的计算直接根据从电压互感器TV1与电流互感器TA中采集得到的电压与电流数据进行计算。

4.根据权利要求1所述的电抗器故障预警方案，其特征在于，步骤1011中的判定规则：将步骤1010中计算得到的电力电容器的实时电容量C值与电力电容器额定电容值进行比较，如果电力电容器的实时电容量C值与额定电容值偏差大于人工设定值则判断为电力电容器本体出现故障，执行步骤1012，否则执行步骤1018。

5.根据权利要求1所述的电抗器故障预警方案，其特征在于，步骤1014中的判定规则：将步骤1013中计算得到的电力电容器的实时运行电压U_C与电力电容器额定电压相比较，如果电力电容器的实时运行电压U_C大于额定电压的110％，则判定为电力电容器运行电压异常，执行步骤1015，否则执行步骤1018。

6.根据权利要求1所述的电力电容器成套装置在线监测方法，其特征在于，步骤1016中的判定规则，将步骤1013中计算得到电力电容器的实时运行电压U_C与电压互感器TV2的二次侧获取电压信号u，进行比较，如果两者误差未在允许范围之内则判断为电压互感器TV2出现故障，执行步骤1017，否则执行步骤1018。