35KV变电站电气部分初步设计19

1、专业课程设计报告题目：35kv变电站电气部分初步设tt系另寸电气工程系专业班级学生姓名指导教师提交日期目录一、设计目的3.二、设计要求和设计指标3三、设计内容3.3.1变电站主线路设计3.3.1.1 主接线的设计原则.4.3.1.2 主接线的设计要求4.3.2变电站基本情况5.3.3主变压器选择5.3.4短路电流的计算6.变压器等值电抗计算6短路点三相短路电流计算.73.5隔离开关及断路器的选择7.3.6线路的选择?.3.6.1 选择8.3.6.2 校验8.3.7互感器的选择9.3.8关于接地短路电流的计算及接地要求.错误!未定义书签。3.8.1关于接地短路电流的计算错误！未定义书签。3.8.

2、2 土壤电阻率p的取值1.1接地电阻值要的求错误！未定义书签。3.9接地电网的布置错.误味定义书签3.10变电站无功*卜偿错误!未定义书签。3.10.1 各级电压无功补偿应根据分层分区、就地平衡的原则错误!未定义书签。3.10.2 接线般规定错误！未定义书签。3.10.3 无功补偿装置的接线方式应满足下列要求错误！未定义书签。3.10.4 并联电容器及其配套设备的接线方式错误！未定义书签。3.10.5 并联电抗器及其配套设备的接线方式错误！未定义书签。3.10.6 静止无功补偿装置的接线方式错误！未定义书签。3.10.7并联电容器错误！未定义书签。并联电抗器19串联电抗器19相关产品2.13.

3、11避雷设备22.四、本设计改进建议23五、总结(感想和心得等)23六、主要参考文献24一、设计目的本次设计主要是针对配电网络的35kV电压降至10kV的变电站一次侧设备，内容主要是主线路上面的设备型号容虽、设备厂家、设备型号等的选择，通过网上查找资料和厂家设备介绍，再到查阅书籍，我们进行了很多资料的搜索。通过各种公式的计算，我们得出了设备需要达到的标准，再选取适合的价格的产品。尽虽做到设备质虽可靠，成本低廉。二、设计要求和设计指标提交课程设计报告一份：包括原理，设计过程，设计结果。本次设计中进行了电气主接线图形式的论证、短路电流计算、主要设备和方式选择及校验(包括断路器、隔离开关、无功补偿器

4、、接地方式、接地电阻等)。三、设计内容1、变电站电气主接线设计要求，对各种设计方案进行筛选，用CADauto进行主线路的画图，写出设计步骤；2、通过假设负荷情况再配合电压等线路的数据，选择适合的变压器，之后通过一系列线路和变压器的参数进行短路计算3、通过前期的各种基本计算，来确定接地要求4、通过短路电流等参数选择隔离开关和断路器5、通过负荷的预测和电压参数选择电压和电流互感器6、通过电压等级、设备的保护方式，保护要求等，确定接地电阻的大小7、通过就线路和变压器所产生的无功功率，进行无功补偿的设计8、通过变电站的防雷标准来选择避雷针，避雷线，避雷器等设备的选择3.1变电站主线路设计1变电所电气主

5、接线是电力系统接线组成的一个里要部分。主接线的确定，对电力系统的安全、灵活、稳定、经济运行以及变电所电气设备的选择、配电装置的布置等将会产生直接的影响。(1) 主接线的设计原则：在进行主接线方式设计时，应考虑以下几点：1) 变电所在系统中的地位和作用。2) 近期和远期的发展规模。3) 负荷的里要性分级和出线回数多少对主接线的影响。4) 主变压器台数对主接线的影响。5) 备用容虽的有无和大小对主接线的影响。(2) 主接线的设计要求：1、可靠性：(1) 断路器检修时,能否不影响供电。线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和时间的长短，以及能否保证对里要用户的供电。(2) 变电所全部停电的可

6、能性。(3) 满足对用户的供电可靠性指标的要求。2、灵活性：调度要求。可以灵活的投入和切除变压器、线路、调配电源和负荷，能够满足系统在事故运行方式下、检修方式以及特殊运行方式下的调度要求。3.8.3检修要求。可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备进行安全检修,且不影响对及户的供电3.8.4扩建要求。应留有发展余地，便于扩建。3、经济性：投资省；占地面积小；电能损失小。图1主线路图3.2变电站基本情况1、变电站类型：35kv地方降压变电站2、电压等级：35kV/10kV3、负荷情况35kV:最大负荷12.6MVA10kV:最大负荷8.8MVA4、进，出线情况：35kV侧2回进线10kV侧6回

7、出线5、气象条件：最热月平均气温30r3.3主变压器选择采用SZ9-8000/35型三相双绕组有载调压变压器，其容虽以及技术参数如下主变容虽：Sn=8000kVA型号：二相双绕组有载调压降压变压器阻抗电压：7.5%联接组别：Y/-11各绕组的电抗值：1.190表1SZ9-200012500/35三相油浸式有载调压电力变压器的详细技术参数额定电压组合联接空载负载%豆空载重量(kg)外形尺寸(mm)容量(KVA)局压(KV)分接(%)低压(KV)组标号损耗(KW)损耗(KW)路阻电流(%)器身重油重运输重长*宽*高轨距(mm)20002.920.06.51.02775156059653010*20

8、65*25401070*1070250035土3*2.10.5Yd113.322.01.03300175069503035*22650*26101070*107031503556.34.026.00.93770197079003160*2095*26401070*1070400038.54.930.57.00.945202260911003295*2325*28901070*107050005.835.00.8554802475108553350*2520*30001070*107063007.039.00.8568102620123003475*2645*30501070*107080008

9、.944.07.50.7580663330153004900*3126*32771475*147510000Ynd1111.851.00.7597053750178585044*3152*33971475660.58.00.70109604215201925054*3192*34321475*14753.4短路电流的计算23.4.1变压器等值电抗计算1、35kV侧基准值，标幺值计算取Sb=100MVAUbi=37KV(规定)(B表示基准值、N表示额定值)主变压器参数计算额定电压高压侧35坐&.5%,低压侧10.5kV，连接组别为YN,dii,阻抗电压百分数Uk

10、%=7.5%,Pk=34.50kW.2、10KV侧基准值，标幺值计算取Sb=100MVAUb=10.5KV(规定)3.4.2短路点三相短路电流计算取变电站等值电路阻抗标幺值为0.13.5隔离开关及断路器的选择1、35kV侧断路器和隔离开关的选择(1) 断路器。根据35kV短路容虽100MVA短路电流8.2kA，主变压侧开关选择ZN107-40.5高压断路器,额定电流1250A额定开断电流31.5KA;制造厂家：陕西宝光。(2) 隔离开关。根据应选择GW5-40.5型户外高压隔离开关：产品品牌：如高电力；额定电压：35kV；额定电流：630A。2、10kV侧断路器和隔离开关的选择a. 断路器。据

11、10kV短路容虽100MVA短路电流8.2kA,1、2号主变10kV侧开关和分段开关采用ZN40-10/1000型真空断路器，线路及电容器均采用ZN40-10/630真空断路器。b. 隔离开关。根据主变10kV侧开关和分段采用GN19-10C/1250型屋内隔离开关，10kV线路及电容器采用GN19-10C/630型屋内隔离开关。3.6线路的选择361选择本次设计采用密性型母线，一般用在配电房以及高层的主线上，选择西门子的密集型XLC-II,电流400-6300。采用铝导体型号为LMY-100X8的线路。 3.6.2校验计算短路电流的热效应。 计算导体的最高温度。I10，"/查表得：

12、g=46C；"=0.35查表得：I轴=50C<200C（铝导体最高允许温度）由此可见，导体最高温度未超过最高允许值，能满足热稳定要求。3.7互感器的选择1、主变35KV侧电流互感器型号为：LRD35。LR-35、LRD-35型电流互感器为装入式产品配DW1、DW2、DW6、DW8、DW13、SW1、SW4、ZW21等35KV油开关作测虽电流、电能及继电保护之用以前其准确度都很低，有些误差超过10%，使计虽失准，严里影响了调荷节电和经济效益，为此我厂专门研究制造准确度极高的套管CT,新CT尺寸不变，只要换上新的CT即可。使用时负荷要相匹配，以保证其的精度？主要技术参数：额定一次电

13、流：50-1500A额定二次电流：5A或1A额定电压：35Kv计虽准确级次：0.5、0.2、0.2S保护准确级次：10P10、10P15、10P203.10.7负荷的功率因数COS=8（滞后）3.10.8产品标准：GB1208-2019电流互感器2、主变10KV侧电流互感器型号为：LMZ-10。主要技术参数1额定绝缘水平：12/42/75kV。2额切率:50Hz、60Hz。3额定二次电流：5A、1A。4可以制造计用用0.2S级高精度电流互感器5额定一次电流、准确级组合、额定输出见表表2输出参数产品型号额定一次电流准确级及额定输出级次组合COS?=0.80.2S0.20.510P15LMZ-10

14、电流互感器300/50.2/10P150.5/10P1510P15/10P15101010(10P10)15400/5500/5600/5750/5800/51000/5LMZD2-10电流互感器1200/50.2/10P150.5/10P1510P15/10P15153040401500/52000/5205050503000/54000/55000/53、在实际设计中，由于只有一条进线，所以在35KV侧只安装一台电压互感器，其型号为：JCL2354、10KV侧电压互感器按照要求应该在每段母线上各安装一台，其型号为：JSZT1403.8关于接地短路电流的计算及接地要求3.8.1关于接地短路电

15、流的计算电力行业标准DL/T6212019中的计算公式为I=(Imax-In)(1-Kel)和|=|n(1-Ke2),取其最大值，式中I为接地短路电流，即通过接地网进行散流的电流1。Imax为接地短路时的最大接地短路电流，上述公式仅适用于有效接地系统，该值可向运行部门或继电保护部门索取，也可自己计算，一般采用单相接地时，最大运行方式下的最大短路接地电流。In为发生最大接地短路时，流往变电所主变压器中性点的短路电流。当所内主变压器中性点不接地时，In=0,此是上述可简化为I=Imax(1-Kel)；当变压器只有1个中性点，发生所内接地时，In=30%lmax，有2个中性点时，In约等于50%Im

16、ax,实际值应以继电保护部门计算和实测为准。心为短路时，与变电所接地网相连的所有避雷线的分流系数，据专家分析，Kel应由避雷线的出线回路数确定，出线为1路时，取0.15,2路时取0.28,3路时取0.38,4路时取0.47,5路以上时取0.50.58，且应根据出线所跨走廊的分流效果做出相应的增减。?为所外接地时，避雷线向两侧的分流系数，一般取0.18,这仅适于变电所内有变压器中性点接地的所外接地。在接地网设计中应先计算出流经接地装置的入地短路电流I值，然后取下面两式中较大的I值。所以发生接地短路时：其中Imax一接地短路点的最大接地短路电流；In一流经变电所接地中性点的最大接地短路电流；Ke1

17、、Ke2-所内和所外短路时，避雷线的分流系数。计算分流系数先要分析每个变电所的实际情况。而流经接地网的入地短路电流，应按系统最大运行方式进行计算，并考虑5?10年的发展，同时还考虑到因零序保护对接地短路电流的影响。另外，当接地短路发生在接地网内或在接地网外，分流系数差别很大。在高电阻率地区，如果缺乏计算分流系数的资料时，根据国内外的试验资料和计算结果，可取Kf1=0.5(接地网内短路);Kf2=0.1(接地网外短路)。取值时，要考虑10年以上的发展规划，需乘以1.21.5的发展系数；在散流比较困难的地方，还应乘以散流系数1.25。由上述取值可得出，只有当变电所内有两个中性点接地时，所外接地时的

18、入地短路电流才有可能大于所内短路的入地短路电流。土壤电阻率p的取值土壤电阻率p是决定接地网的关键参数，选择变电所所址时，要考虑所在地的土质情况，接地网处的土壤分层情况，不能仅取表层土壤的电阻率p,若土壤电阻太大，接地网的接地电阻值满足不了RW2000/1的要求。3.8.3接地电阻值的要求根据电力行业标准DL/T621197规定，接地装置的接地电阻值应满足R<2000/I,即IR<2000V。由于现在普遍采用微机保护，其对接地电阻值的要求很高，即R<1p,2000V难以满足要求，故有的采取铺设接地铜排等措施来降低接地电阻值，国外有的已要求IR<650V。即通过上面短路电流

19、值l=8.2kA可以大概计算出R为0.25Q。在假设出接地网以后用接地电阻测虽仪对接地网进行测员，当电阻大于0.25Q时并入小于0.25Q的电阻，使接地电阻值满足行业标准规定。电气装置的下列部分均应接地：1、变压器、电器、电机和照明器具等的底座和外壳；2、设备的传动装置；3、互感器的二次绕组；4、配电屏、保护屏、计虽屏、电源屏与控制屏的框架；5、配电装置的金属构架和钢筋混凝土架构以及靠近带电部分的金属围栏；6、电力电缆的电缆接头、电缆终端的外壳以及电缆的外皮和钢管电缆的钢管等；7、电缆的外皮；电气装置的下列部分可不接地：1、安装在配电屏、控制盘和配电装置上的电气测虽仪表、继电器和其它低压电器等

20、的外壳以及发生绝缘损坏时，在支持物上不会引起危险电压的绝缘子的金属底座等。2、安装在已接地金属构架上的设备，如穿墙套管等。三、接地装置宜采用钢材，接地装置的导体截面应符合热稳定和机械强度的要求，但应不小于下表规格。表的格式见表3地上表3钢材安装要求表种类规格及单位地下室内室外交流电流回路直流电流回路园钢直径（mrj）68:1012扁钢载面（mm）60100100100厚度(mri)3446角钢厚度（mrh22.546钢管管壁厚度（mm2.52.53.54.5规范中严格规定电力系统各种接地装置的电阻值，接地网的设计就是以此为目标值。了解接地网电阻构成，在设计中可以在主要影响接地网电阻的环节采取相

21、应的措施,以降低接地网的电阻值。接地网的电阻由以下几个部分构成：接地引线电阻，是指由接地体至设备接地母线间引线本身的电阻，其阻值与引线的几何尺寸和材质有关。接地体本身的电阻，其电阻也与接地体的几何尺寸和材质有关。接地体表面与土壤的接触电阻，其阻值怀土壤的性质、颗粒、含水虽及土壤与接地体的接触面积及接触紧密程度有关。从接地体开始向远处（20米）扩散电流所经过的路径土壤电阻，即散流电阻。决定散流电阻的主要因素是土壤的含水虽。接地电阻虽由四部分构成，但前两项所占接地电阻值的比例甚微，起决定作用的是接触电阻及散流电阻。故从接地网的接地体的虽佳埋设深度和不等长接地体技术，两面三个方面来论述降低接触电阻和

22、散流电阻的措施。垂直接地体的虽佳埋置深度，是指能使用权散流电阻尽可能达到的埋置深度。决定垂直接地体的虽佳深度，应考虑到三维地网的因素，所谓三维地网，是指垂直接地体的埋置深度与接地网的等值半径处于同一数虽级的接地网（即埋置深度与等值半径之比大于1/10）。在可能的范围内埋置深度应尽可能取最大值，但并不是埋置深度L越深越佳。接地体的通常设计，是用多根垂直接地体打入地中，并以水平接地体并联组成接地体组，由于名单一接地体埋置的间距仅等于单一接地体长度的两倍左右，此时电流流入名单一接地体时，将受到相互的限制而妨碍电流的流散，即等于增加名单一接地体的电阻，这种影响电流流散的现象，称为屏蔽作用，如图一所示：

23、由于屏蔽作用，接地体的流散电阻，并不等于名单一接地体流散电阻的并联值。从理论上说，距离接地体20米处为电气上的“地”，故极间距离为40米时，可以认为其利用系数n为L。在接地网的接地体的布置上，是很难做到两单一接地体之间距离为40米,为解决在设计中与理论分析中的矛盾，采取不等长接地体的体系结构，即各垂直接地体的埋置深度各不相等，便可达到良好的效果。不等长接地体技术，从理论上到实践应用中，都较好的解决了多个单一接地体间的屏蔽作用。3.9接地网的布置3全国大部分地区变电所的接地网，无特殊情况，一般均可采用棒形和带形接地体联合组成的接地装置，对于不同的土壤电阻率，可分别采用不同的接地装置，一般的要求及

24、布置方式为：土壤电阻率p<3x104cm时，因电位分布衰减较快，应采用以棒形垂直接地体为主的棒带接地装置。土壤电阻率3X10.4<p<5X104Q?cm时，因电位分布衰减较慢，应采用以水平接地体为主的带棒接地装置。所有的接地装置应埋设于冻土层以下，一般埋设深度不小于0.6m。尽虽利用固定电缆支、吊架用的预埋铁件作为屋内接地干线。接地装置的敷设方式：围绕屋外配电装置、屋内配电装置、控制室及其它需要装设接地网的建筑物敷设环形接地网；各接地网之间的相互连线不应少于2根；接地网外缘的各角应做成圆弧形。接地体：一般选用/50X5镀锌角钢、120镀锌圆钢和一40X5镀锌扁钢，角钢长度为2

25、5m水平敷设的接地体采用圆钢或扁钢，垂直敷设的接地体可以采用角钢和圆钢；为减少接地体间的屏蔽作用，接地体之间的距离不应小于3m。3.10变电站无功补偿3.10.1各级电压无功补偿应根据分层分区、就地平衡的原则41、变电站内装设的感性和容性无功补偿设备的容虽和型式，应根据电力系统近、远期调相调压、电力系统稳定、电能质虽标准的需要选择，同时考虑敏感和波动负荷对电能质虽的影响。2、无功补偿装置应优先考虑采用投资省、损耗小、可分组投切的并联电容器和并联电抗器。为满足系统稳定和电能质虽要求而需装设静止无功补偿器或静止无功发生器时，应通过技术经济及环境因素等综合比较确定。3、变电站内用于补偿输电线路充电功

26、率的并联电抗器一般装在主变低压侧，需要时也可装在高压侧，并且应装设在变压器的主要负荷侧处。4、变电站内装设的并联电容器组和并联电抗器组的补偿容虽，不宜超过主变压器容虽的30%。无功补偿装置应按最终规模设计，并宜根据无功负荷增长和电网结构变化分期装设。组进行合理5、综合考虑简化接线、节省投资、提高设备补偿效益，对并联电容器组和并联电抗器分组，确定无功补偿设备的分组数。电容器分组装置在不同组合方式下投切时，不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。投切一组电容器或电抗器所引起接入母线电压的变动值，不宜超过其额定电压的2.5%。6、根据电容器组合闸涌流、系统谐波情况以及对系统和电容器组的影响等方面的验

27、算确定分组投切的并联电容器组的电抗率。当变电站无谐波实测值时，可按GB/T14549中规定的各级电压母线的谐波电压畸变率及谐波电流允许值计算。7、静止无功补偿器中电容器组的设计应该避免与其他静止无功补偿支路及系统电源侧产生谐振。8、变电站无功补偿主要是补偿变压器和线路产生的无功功率，同时如果负载的无功功率不大也可以辅助的补偿，但是大部分负载无功功率的补偿都是在负载侧，由发出无功的企业进行补偿。变压器的无功损耗：输电线路的无功损耗图2输电线路n型等值电路异步电动机无功功率：图3异步电动机等值电路接线般规定1、无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合，符合安全经济原则。

28、2、无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定，并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。3、无功补偿装置宜采用直接接入母线的接线方式。当该母线上有供电线路，经技术经济比较合理时，可设置无功补偿装置专用母线的接线方式。无功补偿装置的接线方式应满足下列要求1、任一组无功补偿装置故障不应导致主变压器切除。2、无功补偿装置应装设总断路器或分组断路器，装设总断路器时各组无功补偿装置可装设负荷开关、断路器或其他开关电器。3、多台主变压器的无功补偿装置之间不宜装设相互切换的设施。4、静止无功补偿器或静止无功发生器应连接在主变压器低压侧或单独采用降压（连接）

29、变压器接在主要负荷侧或低压侧。并联电容器及其配套设备的接线方式1、并联电容器组可采用单星形接线或双星形接线。在中性点非直接接地的电网中，星形接线电容器组的中性点不应接地。2、并联电容器装置应在每组回路中设置串联电抗器。串联电抗器装设在电容器的电源侧或中性点侧，应根据并联电容器装置的接线方式、电抗器的耐受动、热稳定电流及母线短路容虽等经技术经济比较确定。3、并联电容器装置应设置满足电容器投切要求的专用断路器或负荷开关等，分组断路器和负荷开关等不能满足开断短路的要求时，应增设开断短路用的总断路器。4、当电容器的外壳直接接地时，保护单台电容器的专用外部熔断器应接于电源侧。5、当电容器组需自动投切或单

30、台电容器无内放电电阻时，必须加装专用放电器件，放电器件的首尾端子应与电容器组对应端子直接连接。6、并联电容器装置的避雷器可采用相对地或中性点接线方式，中性点避雷器应校核放电容虽。7、并联电容器装置宜在其电源侧和中性点侧设置检修接地开关，当中性点侧装设接地开关有困难时，也可采用接地端子等其他检修接地措施。并联电抗器及其配套设备的接线方式1、并联电抗器回路应装设断路器。2、用于保护电抗器的过电压保护装置应装设在断路器的并联电抗器侧。3、并联电抗器宜采用星形接线方式。静止无功补偿装置的接线方式1、静止无功补偿装置通过单独的升压变压器或变压器的低压绕组经断路器与系统相连。接线方式。图42、当有静止无功

31、补偿器或静止无功发生器时，断路器的装设原则应符合下列条件：SVC主回路装设总断路器，分支回路宜装设负荷开关，TCF回路可不装设负荷开关；当不装设总断路器时，各分支回路均应装设断路器。3、TCF回路与谐波滤波器回路应固定连接在一起。4、静止无功发生器主回路应装设断路器，断路器具有开断最大容性短路故障的能力。5、各次谐波滤波器中的电容器组及电抗器装置接线。图5TCR+FC接线方式并联电容器1、电容器的选型应符合下列规定：组成并联电容器组的并联电容器，可选用单台电容器、集合式电容器。单组容虽较大时，宜选用单台容虽较大的电容器。设置在特殊环境中的电容器，均应满足环境条件的特殊要求。2、电容器额定电压的

32、选择，应符合下列要求：电容器组的额定电压宜与安装处的母线实际运行电压计入因串联电抗器引起的稳态电压升高相适应。电容器在运行中应能承受1.1倍额定电压的长期工频过电压。3、静止无功补偿器中电容器的额定电压应该满足系统设计的要求：电容器的稳态过电流允许值应为其额定电流的1.3倍。对于具有最大电容正偏差的电容器，其过电流允许值应为电容器额定电流的1.37倍。4、单台电容器额定容虽选择，应根据电容器装置设计容虽和每相电容器串联段数和并联台数确定,并宜在电容器产品额定容虽系列的优先值中选取。5、电容器的绝缘水平，应满足电容器组接线方式确定的串并联组合、安装方式要求等，根据电容器产品标准选取。6、单台电容

33、器的技术条件应满足GB/T11024和DL/T840的要求。并联电抗器1、并联电抗器选型时，可采用干式空心、半心并联电抗器或油浸铁心并联电抗器，户内布置时也可采用干式铁心并联电抗器，但应进彳亍技术、经济与环境的综合比较。2、并联电抗器三相间感抗偏差值不大于士2%,每相偏差不大于额定值的士5%。3、并联电抗器总损耗值不宜大于额定容虽的0.5%。4、并联电抗器在外施电压为1.1倍最高工作电压时，其伏安特性仍为线性。5、并联电抗器的绝缘水平应符合DL/T620中的规定，其中性点为全绝缘。6、并联电抗器的噪声水平，油浸铁心式不应超过75dB(A)；干式空心不应超过60dB(A);干式半心不应超过65d

34、B(A)；干式铁心不应超过62dB(A)7、当感性无功需要调节时可选择磁控电抗器，但应经技术经济比较确定。3.10.9串联电抗器1、串联电抗器一般采用干式电抗器，安装在户内的串联电抗器宜采用干式铁心电抗器。2、用于限制合闸涌流的串联电抗器的电抗率一般按不大于1泌择；用于限制5次及以上谐波，串联电抗率可取4.5?6%限制3次及以上谐波，串联电抗率可取12%。3、串联电抗器的电抗值允许偏差：在额定电流下电抗值的允许偏差为额定值的0?+5.0%。空心干式电抗器在所允许的过电流下的电抗值应等于其额定电流下的电抗值。铁心电抗器在1.3倍额定电流下的电抗值应不低于额定值，在1.8倍额定电流下其电抗值下降应

35、不超过5%。电抗器每相电抗值的偏差应不超过三相平均值的土2%。4、串联电抗器的过负荷能力：应能在1.1倍额定电压下连续运行。应能在1.3倍额定电流下连续运行。5、串联电抗器的最大短时允许电流：电抗率在4.5%及以上的串联电抗器，应能承受25倍额定电流、持续2s而不产生任何热的和机械的损伤。电抗率小于4.5%的串联电抗器，应与制造厂协商确定最大短时允许电流值，但不得低于应能承受25倍额定电流、持续2s而不产生任何热的和机械的损伤。6、串联电抗器的绝缘水平：地面安装的串联电抗器绝缘水平应符合表4的要求。表4地面安装的串联电抗器绝缘水平额定电压kV额定短时工频耐受电压(干、湿，min，有效值)kV额

36、定雷电冲击耐受电压(1.2/50禺s峰值)kV1030952050125358020066140325安装于绝缘台架上的铁心串联电抗器绝缘水平应符合表5的要求。额定电压kV额定短时工频耐受电压（干、湿，min，有效值）kV额定雷电冲击耐受电压（1.2/50禺s峰值）kV35501256680200表5绝缘台架上安装的铁心串联电抗器绝缘水平7、串联电抗器的噪声水平不应超过65dB（A）。3.10.10相关产品哈尔滨威瀚电气设备股份有限公司产品名称：高压TCR型SVC补偿装置工作原理:a在90°?180。范围高压TCR型SVC动态无功功率补偿装置由光电触发控制系统、阀控系统、主电抗器及保

37、护元件等单元组成。对于品闸管触发角内可调节，即导通角B<180°。当a=90。时，补偿装置吸收的无功功率最大（称为短路功率）；当a=180。达到其在调节范围内的最大值时，吸收的无功功率最小（称为空载功率）。通过调节触发角a的大小，即连续改变主电抗器的电流虽，动态调节补偿的无功功率。在实际应用中,高压TCR型SVC动态无功功率补偿装置通常并联上电容器组，即典型的品闸管控制电抗器+固定滤波电容器组（TCR+FC）型式，采用该模式使得装置总的输出无功功率为TCR与并联电容器组无功功率抵消后的净无功功率,因而可以将补偿装置的总体无功电流偏置到可吸收容性无功的范围置内。同时由于TCR采用

38、相控原理，在系统中会产生谐波,并联电容器组还可兼作滤波器，吸收TCR产生的谐波电流和系统其它谐波电流主要功能:高压系统无功功率动态补偿;对负荷提供可连续调节的快速无功功率补偿；改善电压质虽，稳定系统电压，抑制电压波动和电压闪变;提高电力系统的静态和动态稳定性，提高电能质虽;增加电网的输出容虽;绝缘台架上安装的铁心串联电抗器绝缘水平降低工频过电压;增加对同步振荡的阻尼；降低网损，高效节能，提高电气设备效率，增加变压器带载容虽；减少电压和电流的不平衡，改善负荷的相间平衡；稳定系统电压，抑制电压闪变，提高电网电压质虽。技术特征：?实时跟踪负荷变化，动态补偿无功功率，提高系统功率因数；?无功功率补偿实现连续平滑调节；?光电触发技术，主电路与控制电路的信号传输，采用