高壓并聯電容器精選(九篇)

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第1篇：高壓并聯電容器范文

關鍵詞：高壓電網；并聯電容器裝置；保護整定；繼電保護方式；專用保護 文獻標識碼：A

中圖分類號：TM53 文章編號：1009-2374（2016）16-0073-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.16.035

對于當前高壓電網來說，主要運用的無功補償裝置便是并聯電容器，無論國內還是國外，九成以上電力系統都運用的是這種裝置。隨著市場需求的不斷增加，相關設備的需求量也在日益增大，對電容器的科學保護與整定計算也顯得愈發重要。根據實踐經驗，現階段很多電網存在安全性不高、靈敏度較差的實際保護問題，相應的電容器事故也時有發生，嚴重時可能會引起火災或爆裂，不僅造成電網無法正常運行，還會危及社會安全。因此找到一種專用的保護方式，是確保高壓并聯電容器穩定運行的關鍵。

1 繼電保護方式

在我國當前頒布的相關文件中，繼電保護是需要重點關注的一個部分，屬于安全Ⅰ區，需要通過專用通道來實現對其的有效控制。現階段，我國主要運用的保護方式主要有四種：第一，開口三角電壓保護；第二，橋式差電流保護；第三，相電壓差動保護；第四，中點性電流保護。一旦電容器在運行過程中發生故障，上述常規保護雖然能夠起到一定的保護作用，但如果已經超出了既定的保護閾值，上述保護便無法實現對故障的及時預警，也無法確定產生故障的位置，從而給故障處理帶來困難。另外，上述常規保護所使用的電壓檢測信號，是以放電線圈為基礎，通過二次側電纜來連接相應保護裝置的，在這個過程中，放電線圈所面臨的電壓較高，而且容量大、串段多，很容易在運行時導致放電線圈損壞。

2 新型專用保護

針對高壓并聯電容器的實際情況，其放電線圈需要面對比較惡劣的工作環境，因此相關研究人員嘗試將無線傳輸技術應用到放電線圈中，研制出了一種新型放電線圈，能夠充分滿足當前市場的實際需求。也就是說，在實際運行過程中，通過無線傳輸所傳輸的信息，不能接入到Ⅰ區中。

2.1 相關原理

該保護方案在數據傳輸過程中，主要由以下三部分完成：

2.1.1 傳感器。這一部分主要包括電流傳感器與放電線圈，在一臺電容器中，需要裝置一部電流傳感器，以實現對設備中電流的監測，與此同時，還要將其與放電線圈并聯起來，以實現對設備中電壓的監測。在運行過程中，傳感器需要通過無線傳輸方式，將相關數據傳輸到合并單元中，整個傳輸不僅不用外接電源，而且不需要布線，大大簡化了安裝過程，也解決了二次懸浮電位這一傳統保護中的實際問題。

2.1.2 合并單元。這一部分主要是運用有線方式來實現數據傳輸的，該裝置可以通過電容器產生的一些變化對電容器運行狀態進行判斷，從而做到及時預警，一旦遇到異常情況，也能夠及時采取開關動作。

2.1.3 保護裝置。這一部分是整個系統中的關鍵部分，這一部分所產生的相關數據實際上是不納入到繼電保護系統中的，而是以專用保護為基礎來完成相關保護動作的。這樣一來，不僅可以通過無線方式對相關數據進行傳輸，而且與國家頒布的相關規范相符。

2.2 結構功能

對于整個保護系統來說，專用保護裝置是最核心的一個部分，在運行過程中，其主要用于對合并單元所發出的數據進行接收，同時完成對數據的判斷與處理，與此同時，還能夠實現數據儲存與生成報表等一系列功能。具體的模塊功能包括：

2.2.1 數據接口，用于數據的接收，并向另外兩個部分發出指令。

2.2.2 管理軟件，用于向合并單元傳輸信息，在運行過程中，還需要將發生變化的信息傳送到合并單元中。

2.2.3 數據處理，處理電壓差、電容差以及不平

衡度。

2.2.4 保護預警，以設定閾值為基礎，對事故進行有針對性的處理。

2.2.5 數據存儲與顯示，將所得到的數據信息存儲到系統中，而顯示界面能夠將設備運行過程中所產生的信息顯示出來。

2.2.6 報表打印，能夠實現報表的生成與打印。

2.2.7 網絡接口，通過對IP地址的設定，能夠以局域網為基礎，下載與查詢其他網絡中的信息。

3 保護整定值

3.1 單臺電容量

在設備運行時，一旦發現電容量存在一些微小的非正常變化，就說明設備中的熔絲對電容器產生了影響，設備可能會出現一些事故。這時候，設備雖然可以運行，但對于設備未來的影響很大，因此需要充分明確設備運行過程中的電容量變化。在我國相關文件中明確規定了電容偏差需要在-3%～+5%之間。

對于專用保護方式來說，單臺設備的保護整定值包括基準值與警告值兩部分，對于前者來說，設備上所標注的實測值，一般情況下，其可以折算到+20℃，其所表示的便是基準值。與其他溫度的換算公式如下：

式中：X所表示的是溫度，其與電容量之間呈現出反比例關系。

對于后者來說，可以以熔絲形式與接線方式為基礎，再計算相應的保護整定值。當前，警告的等級可以根據實際情況進行劃分，依托于故障程度來判斷是否要斷開斷路器。

3.2 放電線圈

針對高壓并聯電容器，在絕大多數情況下，放電線圈都與電容器呈現出并聯關系，并裝置在絕緣框上。設備運用放電線圈的主要目的便是要控制設備快速放電問題，但在實際運行過程中，放電線圈本身卻沒有必要的保護措施，尤其是在橋差保護中，常常因此出現運行問題，最典型的便是匝間短路與層間短路。也正因為欠缺必要的檢測手段，放電線圈爆炸事故也屢見不鮮。近年來，很多變電站都曾經發生過放電線圈爆炸事故，因此必須予以重視。

如果放電線圈存在二次繞組，那么其也能夠作為電壓檢測裝置，其原因在于，在設備運行過程中，一旦電容器出現故障或者放電線圈出現故障，二次繞組也會產生相應的電壓變化，相關人員對這一變化進行實時檢測，便能夠及時掌握設備的運行情況。

對于專用保護方式來說，放電線圈的保護整定值也包括基準值與警告值兩部分，對于前者來說，主要參考母線上所顯示出來的PT電壓，從而實現對放電線圈的有效檢測；對于后者來說，可以用變比變化對警告值進行控制，一般情況下取±1%～±1.5%，一旦放電線圈中二次繞組的電壓變化大于±2%，便會發出警告。在這個過程中，警告閾值可以進行事先設定與更改，但系統會自動對所有的數據進行保留，從而為以后的工作打下

基礎。

3.3 三相不平衡

專用保護方式還可以以單臺電容器為基礎，通過對其電容量的檢測，判定其運行狀態，而三相不平衡程度，則是這個判斷過程的一個主要輔助量。在日常運行中，每一天都需要向系統中上傳一次三相不平衡數據，并將其視為設備運行狀態的一個主要參考量，一旦這一數據的變化存在異常，即使不存在其他異常情況，也需要對設備及時檢查，以免引起更大的運行事故。另外，這項數據還需要實時儲存，以便于以后查找事故原因。

4 結語

綜上所述，對于高壓并聯電容器來說，其保護問題一直以來都是領域內部關注的重點問題，而傳統保護方式無法完善地對設備進行保護，因此需要運用專用保護方式。這種方式能夠實現對單臺電容器的有效檢測，與此同時，還能夠檢測放電線圈，通過兩者的運行狀態，判定設備是否存在故障，并控制開關動作，從而實現對電容器的保護。這種方式的額定電壓相對較低，因此與其他方式相比，這種方式所花費的成本較少，可靠性較高。另外，專用保護系統并沒有納入到整體性的繼電保護系統中，所以具有很強的獨立性，不會受到安全區的影響，因此專用保護系統對設備的保護效果更好。

參考文獻

[1] 劉水平，蘇開云，楊文榮，等.向家壩-上海±800kV特高壓直流工程用并聯電容器及裝置的研制[J].電力電容器與無功補償，2010，（1）.

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[5] 肖遙，夏谷林，張楠，等.H和∏接線高壓濾波電容器組不平衡電流保護的定值計算及比較[J].中國電機工程學報，2014，（S1）.

第2篇：高壓并聯電容器范文

關鍵詞：132kV高壓并聯電容器裝置 主負荷側 無功補償 電容器

0、前言

我國交流線路電網配電結構主要為750—330—110—35—6kV或500—220—66—10/0.4kV兩種方式；國內無功補其主要補償方式是為變電站主變壓器的第三繞組即低壓側提供容性無功補償來降低主變的電磁損耗。國外電網結構發展紛雜，但基本上以日韓的100V、北美等國家的110—130V和中國、歐洲等國家的220—230V民用電壓分為三大類。巴基斯坦等國家的電網民用線路結構主要為230/400V—132kV。

本文以提供于巴基斯坦白沙瓦變電站主變第二繞組的中壓主負荷側132kV線路的TBB132—28800（57600）/400—BLW無功補償成套裝置設備為例，針對特高壓輸變電特點，著重介紹了主負荷側特高壓無功補償裝置的設計方案與參數選取。

1、電容器組整體設計參數選取

1）并聯電容器組額定電壓選擇

在并聯電容器額定電壓的選擇上應留有適當裕度，場強過高，影響其性能和壽命，安全裕度取得過大，使投資增加。巴基斯坦特高壓電網中，并聯電容器組最高系統運行電壓達145kV，系統標稱線電壓為132kV。

根據《并聯電容器裝置的電壓、容量系列選擇標準》中規定的星形接線電容器組額定電壓公式：

Uc=（145/1.05）/（（1—0.12）* √3）

=143.4/√3kV

2）并聯電容器組額定容量選擇

根據客戶電容器組技術協議，參考變壓器補償容量的10%—30%原則，充分考慮用電高峰負荷時，變壓器高壓側功率因數不宜低于0.95。

該站電容器組容量需求為24Mvar，擴容容量48Mvar，基于考慮其容量配比裕度，我們選擇電容器組容量為28Mvar，擴容容量57Mvar。

3）單臺電容器參數選擇

（1）根據電容器組容量、電壓和耐爆分析，并考慮到保護方式和總容量的與單臺的大小。此方案選擇為6串段。

Ucn=Un/S

=（143.4/√3）/6 kV

=13.8 kV

In= Qn/3/ Ucn

=28800/3/13.8

=115.9 A

（2）根據電容器組容量和招標技術協議，確定電容器組的單串并聯數為4臺，得單臺額定容量為400kvar，選擇內熔絲保護、內置放電電阻。

Qcn=Qn/3/（S*P）

=（28800/3）/（6*4）

=400kvar

電容器型號選擇為BAM13.8—400—1W，元件結構 8并7串，內置特制熔絲、放電電阻、采用單套管單元結構。

2、成套裝置結構設計

根據電容器接線的雙星型方式，設計為雙塔架，單個塔架為單星結構，單排的同側塔架底部出線共同接線形成單星。每塔架分為3層結構，前后分進出線，形成6串段，每層背靠背的放置2串段各2（4）臺電容器。整體進線采用TMY—100*10匯流排，各星出線采用TMY—50*5匯流排，并引至中性點電流互感器的兩端。

3、絕緣配合設計

該電容器組成套裝置裝設巴基斯坦白沙瓦地區，變電站海拔≤1000m，因此，設計中可不考慮海拔修正系數，只考慮防污穢等級。

1） 單臺電容器絕緣選擇；

根據電容器組接線與整體塔架結構，電容器單元工頻耐壓按20kV絕緣標準設計。

2） 電容器組裝置的層間絕緣選擇；

按照常規設計要求，電容器塔架組成的每模塊之間絕緣支柱的選擇，其工頻濕受耐壓值不得低于絕緣子的實際電壓等級的3倍。該塔架濕受電壓為：3×1串×13.8kV=41.4kV，在此，選擇40.5kV電壓級支柱絕緣子，型號為ZSW—40.5/8—3型號，爬電距為1250mm。

2） 電容器塔底部支柱絕緣選擇；

根據系統運行電壓，高壓端額定短時工頻耐壓275kV，雷電沖擊耐壓650kV以上。選擇塔架基礎絕緣支柱型號為ZSW—145/16—4型號，爬電距為3980mm以上。

高壓端對地總的絕緣為各層間絕緣子爬距之和，即1250×3+3980=7730mm，完全滿足特高壓絕緣要求設計。

4、電容器組的耐爆分析

依照標準，允許的最大并聯串段的電容器總容量不得大于3900kvar，即3900/400=9.75，該電容器單串段最大為4并，完全滿足耐爆要求。

根據電容器接線方式，計算對當1臺電容器發生故障，即極對殼擊穿短路時，注入其中故障單元的最大能量為（4/3+3）臺電容器單元的能量，同時，也完全滿足

5、電容器組保護整定計算分析

繼電保護整定針對特高壓大容量電容器組 ，一般采用二段保護，即先報警保護提醒，再跳閘斷電保護，以提高電容器組的運行可靠性和靈敏度，降低維護。

按照容量匹配配平所有單元的情況下，滿足相間和串段、各臂間容差比值遠小于1.001以下，即可保證電容器組的固有初始不平衡一次電流遠小于繼電保護整定值第一段保護值范圍之內。

6、兩種方案對比

我國變電站裝設的110kV電容器組成套裝置，其多為：單星形接線方式，橋式差電流保護方式或雙橋差；單臺電容器選擇多為：雙套管、20kV等級，電壓為6.56kV，內部串段達14串以上，容量為500kvar左右；裝置結構多為：12串段。

該巴基斯坦132kV方案的選擇，以國內設計經驗為基礎，并根據國外電網結構特點而確定。主要特點：雙星形接線方式，中性點差電流保護方式；單臺電容器選擇為單套管、20kV等級，電壓為13.8kV，內部串段為7串，容量為400kvar；裝置結構為：6串段。

7、結語

本文系統的分析介紹了巴基斯坦國家主變壓器配電的主要無功負荷側，132kV線路的無功補償成套裝置的各項參數選取與方案設計，最后簡單的對比介紹了我國內主要110kV線路，無功補償裝置的基本設計參數選取。望給予以后我國及出口該類似的特高壓大型項目設計以參考和經驗的積累。

參考文獻：

[1]GB 50227 — 2008，并聯電容器裝置設計規范[s]. 北京：中國計劃出版社.

[2]田友元.220kV及110kV并聯電容器裝置的開發和安裝設計[J].東北電力技術，1999（5）：2—6，22.

作者簡介：

第3篇：高壓并聯電容器范文

    表 1 電力電容器用途、性能特點

    產品類型 主要用途 性能特點

    并聯電容器   

    補償電力系統感性負荷無功功率,以提高功率因數,改善電壓質量,降低線路損耗。  能長期在工頻交流額定電壓下

    運行,且能承受一定的過電壓。

    串聯電容器 串聯接于工頻高壓輸、配電線路中,用以補償線路的分布感抗,提高系統的靜、動態穩定性,改善線路的電壓質量、加長送電距離和增大輸送能力 單臺額定電壓不高;可承受比并聯電力電容器高的過電壓

    電熱電容器 用于頻率為40-24000赫的電熱設備系統中,以提高功率因數,改善回路的電壓或頻率等特性  電流和無功功率大,損耗功率也大

    耦合電容器 高壓端接于輸電線上,低壓端經過耦合線圈接地,使高頻載波裝置在低電壓下與高壓線路耦合,實現載波通訊以及測量、控制和保護 能長期在額定工頻電壓和相應的系統最高工作電壓下運行,在系統的內外過電壓下,有較高的安全裕度,同時能通過40-500千赫的載波訊號

    脈   沖   電   容   器

    用于沖擊電壓和沖擊電流發生器及振蕩回路等高壓試驗裝置,此外,還可用于電磁成型、液電成型、液電破碎、儲能焊接、海底探礦以及產生高溫等離子、超強沖擊電流和超強沖擊磁場、強沖擊光源,激光等裝置中 1.用較小功率的電源進行較長時間充電,在很短時間內放電,可以得到很大的沖擊功率

    2.一般為間斷運行,多以放電次數計算使用壽命,也有長期連續充放電的

    3.固有電感低的產品,可得到波前陡度大,峰值高的放電電流或高的振蕩頻率

    直流和交流

    濾波電容器 1.用于倍壓或串級高壓直流裝置中

    2.用于高壓整流濾波裝置中

    3.用于交流濾波裝置中,包括直流輸電的濾波裝置 直流電力電容器能長期在直流電壓下或在含有一定交流分量的直流線路上工作

    交流濾波電力電容器主要用以濾去工頻電流中的高次諧波分量

    均壓電容器

    并聯接于斷路器斷口上,使各斷口間的電壓在開斷時均勻

    受電壓作用的時間不長,但當斷路

    器動作時,可能受到較高的過電壓

    防護電容器 接于線、地之間,降低大氣過電壓的波前陡度和波峰峰值,配合避雷器保護發電機和電動機 

    長期在工頻交流電壓下運行,能承

    受較高的大氣過電壓,安全裕度大

第4篇：高壓并聯電容器范文

1、變電站無功補償提高10KV配網線路電壓質量

在變電站，為了保證電網系統無功平衡，在設計上要配置一定容量的無功補償裝置。補償裝置包括并聯電容器、同步調相機、靜止補償器等。在35KV降壓變電站中主要采用無功補償裝置為并聯電容器。并聯電容器一般連接在變電站10KV母線上。主要目的是接近向配電線路前端（靠近變電站的線路）輸送無功，提高配電網的功率因數，同時實現調壓的目的。并聯電容器的容量按變電站主變壓器容量的15%-30%原則配置。

變電站無功補償的原理：利用并聯電容器的投、退改變無功功率在電抗上產生的電壓降的縱向分量的大小，達到調壓目的。

圖1

假定高壓母線為無窮大系統，按照母線電壓U1不變。則

如上圖所示：

1）電容器沒有投入時，變壓器低壓側母線電壓U2如下式所示：

U2=（1）

電容器投入時，假定負荷不變，變壓器低壓側母線電壓U2′如下式所示：

U2′=（2）

分析以上兩種情況可以看到:

U2<U2′

即在變電站內部投切并聯電容器，提高10KV配網線路電壓質量有一定的積極作用。

在實際運行中往往采用分組是電容器，在設備銘牌上單組電容器型號如：BAMH11/-600-1×3W,分組式電容器如BAMH11/-600+600-1×3W。

按照公式（2）分析很容易得出結論：分組式電容器在變電站內無功補償和調壓方面更加靈活。

另外，《渭南電力系統調度規程》明確規定了：變電站電容器投、停的原則為保證變電站10KV母線電壓在10-10.7KV范圍內，投入容量應就地補償無功不向系統到送無功為原則。分組電容器在本站負荷較小時投入一組，負荷較大時全部投入。可見，分組式電容器更適合無功補償、電網電壓調整和電網經濟運行的要求。2、調整變電站主變器分接頭的方式提高10KV配網網線路電壓的方式

變壓器調壓分為：順調壓、逆調壓和常調壓三種方式。其中：

逆調壓是在高峰負荷時升高電壓，低谷負荷時降低的調壓方式。順調壓是在供電線路不長，負荷變動不大的情況下，高峰負荷時降低電壓，低谷負荷時升高電壓的調壓方式。常調壓是保持電壓為一基本不變的數值的調壓方式。

由于10KV配電線路廣泛采用大樹干、多分支單向輻射性供電方式。高峰負荷時，線路電壓偏低，低谷負荷時線路電壓偏高。所以，對于35KV/10KV降壓變電站大多采用逆調壓的調壓方式，即在高峰負荷時升高電壓，低谷負荷時降低電壓。

變壓器調壓的原理；

設變壓器一次側電壓為U1,二次側電壓為U2，變壓器變比為K。因為：

K=

高峰負荷時，U2降低，要提高電壓，就需要減少變壓器變比K，即減少變壓器一次側線圈匝數，同理，低谷負荷時，U2升高，要降低電壓，就需要增大變壓器變比K，即增加變壓器一次側線圈匝數。

現場運行人員在實際工作中，要按照《變電站現場運行規程》規定，將電容器的投切和變壓器檔位的調整要相互配合，來達到提高10KV配電網線路首端即變電站10KV母線電壓在規定的范圍內，

3、10KV配電線路上裝設高壓并聯電容器

10KV配網線路的特點是：負荷率低，負荷季節性波動大，配電變壓器的平均負荷率低，供電半徑長，無功消耗多，功率因數低，線路損耗大，末端電壓質量差。所以，在10KV配電線路上宜采用分散補償的方式，來提高線路的運行性能，降低電能損耗，提高網絡的電壓質量。

10KV配電線路上利用并聯電容器無功補償來提高電壓質量的原理：

圖3

假定圖3中AB段線路的阻抗為R+jX

（1）線路電容器不投入時，線路末端電壓U2如下式所示：

U2=（3）

（2）線路并聯電容器投入時，線路末端電壓U2′如下式所示：

U2′=（2）

可見并聯電容器后，10KV配網線路的電壓質量有一定程度的提高。

4、10KV配電線路無功補償安裝位置的確定和裝設容量原則

（1）就近補償適應于線路主干線長度超過10KM，超過經濟電流密度運行的中負荷吸納路，電壓質量差的線路；

（2）防止輕載時想電網到送無功，容量選擇以補償局部電網中配電變壓器的空載損耗總值為度。

（3）合理選擇安裝位置。和補償容量

無功補償裝置安裝位置選擇應符合無功就地平衡的原則，盡可能減少主干線上無功電流為目標。補償容量以每個補償點不超過100-150kvar為依據。補償位置遵循2n/(2n+1)規則，每條線路上安裝一處為宜，最多不超過兩處。

在實際運行中，在設備選型方面，要盡可能選擇具有根據電壓質量和負荷變化情況自動投切功能的高壓線路并聯電容器。

第5篇：高壓并聯電容器范文

關鍵詞：功率因數；無功補償；電壓；電能損耗；經濟效益

1 無功補償的目的

由上式可見，當線路中的無功功率Q減少以后，電壓損失ΔU也就減少了。

1.5 以上各參數提高了，用戶的電費開支就減少了，降低生產成本

2 無功補償的設計

參照柳鋼藍資新材料50萬噸/年凝石生產線10kV高壓系統圖及低壓設備參數進行設計，高壓系統圖如圖1。

2.1 無功補償容量的選擇

2.2 無功補償裝置的選擇

根據現場實際情況和補償容量、選用的電抗器型號等參數選擇無功補償裝置的型號為：

TBB23-10-1800/100-2A；

TBB-并聯電容器成套補償裝置的代號；2-裝置布置電容器的列數；3-裝置布置電容器的層數；10-裝置額定電壓；1800-裝置額定容量（kvar）；100-單元電容器的額定容量（kvar）；2-單星形接線，電抗器接于電源側；A-開口三角保護

3 無功補償裝置的安裝：

無功補償裝置立面布置圖如圖2。

無功補償裝置的設備材料清單如表1。

3.1 電抗器安裝

3.1.1 首先核對基礎是否與電抗器吻合，預埋件是否齊全。

3.1.2 把C相電抗器（及底層電抗器）固定在底座上，抬到電抗器基礎上，找正后底座與預埋件焊接牢靠。

3.1.3 再安裝B相和C相電抗器，注意不要碰壞支柱絕緣子，擰塑料螺母時不能用力太大。

3.1.4 電抗器的底座必須可靠接地，但不能構成環路。

3.2 電容器組的安裝

3.2.1 電容器安裝前，先打開包裝箱檢查各零部件及有關隨機文件是否齊全。

3.2.2 然后根據組裝圖對電容器支架進行組裝，支架安裝整齊、美觀，接地良好。

3.2.3 按照出廠編號安裝電容器，嚴禁攀拉其套管，電容器排列整齊固定可靠，電容器的銘牌應向外，以便檢查。

3.2.4 容器接線時不能只擰上面一個螺帽，用力過猛會損壞瓷套管，造成漏油。要用扳手把下面一個螺帽擰住，再擰上面一個螺帽。

3.2.5 電容器安裝完成后安裝電容器專用放電線圈，電容器安裝完成在送電前應松開排氣螺母，排除氣體。

3.3 母排制作、安裝

3.3.1 母排安裝前應固定絕緣子，絕緣子安裝前應進行耐壓實驗，合格后方能安裝。

3.3.2 廠家制作好的母排按照廠家組裝圖方能安裝，還有一些需現場制作。

3.3.3 母排安裝完成后應刷明顯的相色漆，注意搭接部分先用膠布在搭接兩端包纏好，不能讓油漆進入搭接部位。

3.4 網門安裝

3.4.1 根據組裝圖和裝箱清單進行組裝，網門安裝應用塑料隔板進行隔離，不能構成環路。

3.4.2 網門安裝各部件固定牢固，整齊、美觀。

3.4.3 網門應有可靠接地，與接地干線連通。

3.5 輔助設備安裝

3.5.1 接地刀閘安裝

（1）接地刀閘安裝要保證操作機構靈活、可靠。（2）接地刀閘用鍍錫軟絞線與接地干線可靠連接。

3.5.2 避雷器安裝

避雷器安裝前應進行實驗，合格后方能安裝，避雷器安裝時，三相的線芯不能碰在一起，更不能碰在支架上。

3.5.3 安裝電磁鎖、行程開關、輔助開關、端子箱等輔助設備。

3.5.4 安裝電容器上的高壓熔斷器，熔絲應受到一定的拉力，保證熔斷時能脫落。熔管的方向與電容器方向一致，不能偏差太大。

3.6 電纜敷設、連接線安裝

3.6.1 根據廠家二次原理圖敷設電纜、接線，電纜在支架上固定牢靠，電纜接線時套上線號管，便于調試。

3.6.2 安裝放電線圈、避雷器的連接線。

3.6.3 電容器的中性點用鍍錫軟絞線連接，注意連接牢靠。

4 無功補償裝置的調試

（1）避雷器做直流耐壓試驗，檢驗是否合格。

（2）高壓電纜絕緣電阻測量，做直流耐壓實驗，檢驗是否合格。

（3）電容器組做工頻耐壓試驗，檢驗是否合格。

（4）電容器專用放電線圈絕緣檢查，一次繞組的直流電阻測定，變比誤差檢查，做交流耐壓試驗，檢驗是否合格。

（5）檢查二次控制線路，各連鎖信號是否正確，在高壓柜側進行模擬分合閘，檢查是否實現連鎖。

5 無功補償裝置的運行

無功補償裝置的一次原理圖如圖3：

5.1 受電前的檢查工作

5.1.1 繼電保護系統的投入。根《繼電保護定值通知單》中的定值在AH5柜微機繼電裝置上輸入保護數據，投入系統的各操作電源、直流電源及信號電源。進行繼電保護試驗中，如繼電保護參數值數據與高壓系統實際工作性能有較大的偏差時，應會同業主與設計人員共同修改，確定延時保護的時間應能完全滿足工藝要求，跳合閘不靈敏的應立即檢查斷路器的整機性能。

5.1.2 受送電前模擬實驗。（1）在相應的CT保護端加入模擬信號，進行跳合閘試驗，檢驗繼電保護的靈敏性及可靠性。（2）進行就地和后臺模擬分、合閘操作試驗。（3）用三相調壓器在PT小母線上加100V電壓，分別檢查綜合保護裝置是否有電壓顯示。（4）對電容器柜AH5進行模擬分、合閘。

5.1.3 外觀檢查。（1）柜內外各設備安裝牢固，無缺損現象，柜內母排應安裝連接正確、牢固；（2）柜內整理干凈，無任何遺留物、線頭、雜質及短接線等；（3）柜內線按設計圖紙正確連接，電流互感器二次側應無開路；（4）檢查高壓柜AH5斷路器均處于分閘狀態，且在檢修位置，機械狀態良好；（5）高壓柜盤面上的保護跳閘短接片正確連接或斷開，各轉換開關打在正確位置，指示燈及信號燈狀態正確，操作電源、控制電源正常；（6）高壓柜前后柜門應全部鎖閉；（7）外部電纜連接正確、牢固，母線連接可靠、相色標志清晰完整；（8）高壓開關柜的接地刀閘均處于接地狀態，在送電前均應把接地刀閘分斷。

5.1.4 絕緣檢查。受電前用高壓搖表檢查高壓并聯電容器成套裝置及電纜的絕緣電阻應符合要求。

5.1.5 接地檢查。所有高壓設備及元件的外殼、非帶電金屬、及設計要求接地的，其接地性能良好可靠。

5.2 高壓并聯電容器成套裝置受電

（由10kV高壓柜AH5向10kV高壓并聯電容器成套裝置送電。）

5.2.1 受電前準備工作。（1）將10kV高壓柜AH5的斷路器手車搖出至試驗位置；（2）將10kV高壓柜AH5的柜后蓋板封閉；（3）填

寫受送電操作票，當場明確并核對操作票受送電程序、步驟及要求。

5.2.2 受電范圍。10kV高壓并聯電容器成套裝置無隔離開關，整套裝置一次受電。

5.2.3 10kV高壓并聯電容器成套裝置受電。（1）將檢查核對無誤后，斷開高壓柜和后高壓并聯電容器成套裝置的接地刀閘，將AH5柜9806的斷路器由試驗位搖至工作位，點合即分9806斷路器快速沖擊高壓并聯電容器成套裝置及電纜，觀察有無異常情況；（2）停止15分鐘后，再合9806斷路器，30秒后分斷進行第二次沖擊，觀察有無異常情況；（3）停止15分鐘后，經再次確認正常后，再合9806斷路器，3分鐘后分斷進行第三次沖擊，觀察有無異常情況，并記錄微機繼電裝置上電流數據；（4）沖擊實驗完成后，合上9806斷路器，10kV高壓并聯電容器成套裝置投入運行。

6 無功補償裝置的效益分析

6.1 功率因數明顯提高

在無功補償裝置投入運行前，功率因數只能達到0.85，無功補償裝置投入運行后，功率因堤岣叩0.98。

6.2 電壓有所提高

在無功補償裝置投入運行前，高壓柜母排相電壓為9.6kV，無功補償裝置投入運行后，高壓柜母排相電壓提高到為10.3kV，提高了設備的運行條件。

6.3 提高設備的供電能力

由P=S?COSφ可以看出，當設備的視在功率S一定時，如果功率因數COSφ提高，上式中的P也隨之增大，電氣設備的有功出力就提高了，工廠的生產效率同時也就提高了。

6.4 降低電網中的功率損耗和電能損失

由公式可知當有功功率P為定值時，負荷電流I與COSφ成反比，安裝無功補償裝置后，功率因數提高，使線路中的電流減小，從而使功率損耗降低（ΔP=3I2R）。

6.5 電網中的功率損耗和電能損失減少了，用戶電費開支也就減少了，降低了生產成本。

7 結束語

由此可見，無功補償裝置的投入，對提高功率因數、提高供電質量、降低電能損耗等方面起到了很好的作用，更重要的是給我們帶來了良好的經濟效益。在我國無功補償對電力系統的重要性越來越受到重視，合理地投停使用無功補償設備，對調整電網電壓、提高供電質量、抑制諧波干擾、保證電網安全運行都有著十分重要的作用。這里只是介紹了普通的小型無功補償裝置，很多大型鋼廠用的是靜止型無功補償裝置，簡稱SVC，它采用先進的控制系統，響應速度很快，它主要用于沖擊負荷如大型電爐煉鋼、大型軋機以及大型整流設備等，柳鋼第二棒線廠及柳鋼2032熱軋板帶廠就采用了SVC裝置。

參考文獻

[1]工業企業供電[M].冶金工業出版社.

[2]冶金電力設計手冊[M].冶金工業出版社.

第6篇：高壓并聯電容器范文

關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統

1、引言

采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；

但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。 我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省（區）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。

研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。

2、串補裝置結構及其原理

目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。

（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。

（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。

（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。

轉貼于 摘要：文章結合我國南方電網河池固定串補及平果可控串補工程，對超高壓輸電線路裝設串聯電容補償裝置后的系統狀況進行了比較深入的研究，指出一些系統問題，如過電壓水平升高、潛供電流增大和可能發生的次同步諧振均源于串聯電容補償裝置的固有特性，通過研究認為當串補所在輸電線路發生內部故障時，采取強制觸發旁路間隙等保護措施，是避免出現系統恢復電壓水平超標和潛供電流增大等問題的有效途徑。此外，還建議在串補站內裝設抑制或監視次同步諧振的二次裝置以抑制和避免系統發生次同步諧振。

關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統

1、引言

采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；

但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。 我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省（區）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。

研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。

2、串補裝置結構及其原理

目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。

（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。

（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。

（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。

（4）阻尼裝置可限制電容器放電電流，防止串聯補償電容器、間隙、旁路斷路器在放電過程中被損壞。3串補裝置引起的過電壓問題 串補裝置雖可提高線路的輸送能力，但也影響了系統及裝設串補裝置的輸電線路沿線的電壓特性。如線路電流的無功分量為感性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓降，而在電容器上產生一定的電壓升；如線路電流的無功分量為容性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓升，而在電容器上產生一定的電壓降。電容器在一般情況下可以改善系統的電壓分布特性；但串補度較高、線路負荷較重時，可能使沿線電壓超過額定的允許值。河池及平果串補工程的線路高抗與串補的相對位置不同時，輸電線路某些地點的運行電壓可能超過運行要求。

例如，惠河線或天平線一回線故障時，如將高抗安裝在串補的線路側，則串補線路側電壓可達到561kV或560kV以上[2]，均超過高抗允許的長期運行電壓，因此在兩工程中均建議將線路高抗安裝在串補的母線側以避免系統運行電壓超標的問題。 在輸電線路裝設了串聯電容補償裝置后，線路斷路器出現非全相操作時，帶電相電壓將通過相間電容耦合到斷開相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生橋）—平（果）線路上均已裝設并聯電抗器，如新增加的電容器容抗與已安裝的高壓并聯電抗器的感抗之間參數配合不當，則可能引發電氣諧振，從而在斷開相上出現較高的工頻諧振過電壓[3].因此在這兩個工程的系統研究工作中對串聯電容器參數進行了多方案比選以避免工頻諧振過電壓的產生。 對這兩個串補工程進行的過電壓研究表明，由于惠河線及天平線兩側均接有大系統，無論惠河線或天平線有無串補，在線路發生甩負荷故障時，河池及平果母線側工頻過電壓基本相同；僅在發生單相接地甩負荷故障時，串聯電容補償的加入使得單相接地系數增大，從而使線路側工頻過電壓略有提高，但均未超過規程的允許值，不會影響電網的安全穩定運行。

4、串補裝置對潛供電流的影響

線路發生單相接地故障時，線路兩端故障相的斷路器相繼跳開后，由于健全相的靜電耦合和電磁耦合，弧道中仍將流過一定的感應電流（即潛供電流）[4]，該電流如過大，將難以自熄，從而影響斷路器的自動重合閘。在超高壓輸電線路上裝設串聯電容補償裝置后，單相接地故障過程中，如串補裝置中的旁路斷路器和火花間隙均未動作，電容器上的殘余電荷可能通過短路點及高抗組成的回路放電，從而在穩態的潛供電流上疊加一個相當大的暫態分量。該暫態分量衰減較慢，可能影響潛供電流自滅，對單相重合閘不利；單相瞬時故障消失后，恢復電壓上也將疊加電容器的殘壓，恢復電壓有所升高，影響單相重合閘的成功。根據對河池串補工程進行的研究：惠河線的惠水側單相接地時，潛供電流波形是一個低頻（f≈7Hz）、衰減的放電電流，電流幅值高達250-390A[5]（見圖2）。斷路器分閘0.5s后，該電流幅值仍可達200-300A，它將導致潛供電弧難以熄滅；如單相接地后旁路開關動作短接串聯電容，潛供電流中將無此低頻放電暫態分量[5]

第7篇：高壓并聯電容器范文

關鍵詞：電力電容器；擊穿；原因分析

中圖分類號：TM53 文獻標識號：A 文章編號：2306-1499（2013）06-（頁碼）-頁數

電力電容器，用于電力系統和電工設備的電容器。任意兩塊金屬導體，中間用絕緣介質隔開，即構成一個電容器。電容器電容的大小，由其幾何尺寸和兩極板間絕緣介質的特性來決定。當電容器在交流電壓下使用時，常以其無功功率表示電容器的容量，單位為乏或千乏。

近年來，在電容器制造技術、工藝、材料上有了一定改進，如內部增設一定自愈保護，對諧波的治理采取了一定的抑制、濾除系列措施，但由于種種原因，未能普及有效地得到應用，在實際使用中，出現電容器損壞故障仍屢見不鮮，所以，對電容器的安全運行必須采取一定的保護措施。

1.電力電容器的作用分析

電力電容器的作用都有：移相、耦合、降壓、濾波等，常用于高低壓系統并聯補償無功功率、并聯交流高壓斷路器斷口、電機啟動、電壓分壓等。電力系統的負荷如電動機.電焊機.感應電爐等用電設備，除了消耗有功功率外，還要“吸收”無功功率。另外電力系統的變壓器等也需要無功功率，假如所有無功電力都由發電機供應的話，不但不經濟，而且電壓質量低劣，影響用戶使用。電力電容器在正弦交流電路中能“發”出無功功率，假如把電容器并接在負荷（電動機），或輸電設備（變壓器）上運行，那么，復核或輸電設備需要的無功功率，正好由電容器供應。電容器的功用就是無功補償。通過無功就地補償，可減少線路能量損耗；減少線路電壓降，改善電壓質量；提高系統供電能力。

運行方式： （1） 允許運行電壓并聯電容器裝置應在額定電壓下運行，一般不宜超過額定電壓的1.05倍，最高運行電壓不用超過額定電壓的1.1倍。母線超過1.1倍額定電壓時，電容器應停用。（2） 允許運行電流正常運行時，電容器應在額定電流下運行，最大運行電流不得超過額定電流的1.3倍，三相電流差不超過5%。（3） 允許運行溫度正常運行時，其周圍額定環境溫度為+40℃～-25℃，電容器的外殼溫度應不超過55℃。電力電容器分為串聯電容器和并聯電容器，它們都改善電力系統的電壓質量和提高輸電線路的輸電能力，是電力系統的重要設備。

2.電容器引發的擊穿事件分析

電力電容器在低壓配電系統中作為無功功率補償裝置的主要電器件而得到廣泛應用，但由于電容器長期處于運載狀態，經常會受到電網中各種非正常因素引起的過電流對電容器的沖擊；當系統中電壓、電流超越電容器的額定電流值時，將導致電容器內部介質耗損增加，產生過熱而加速絕緣老化、降低使用壽命，嚴重時可能使介質擊穿，并發重大事故。

（1）過程：2004年11月2日上午9時，某公司35KV變電站內6KV電容器補償裝置由于高壓熔絲被熔斷5根（不是一次熔斷，而是自9月以來依次被熔斷，一直沒有備件更換）。變電站值班人員將電容器退出運行，斷開斷路器手車柜，合上接地刀閘；斷開電容器進線柜隔離開關，合上接地刀閘。由電工對已壞的熔斷器進行更換，10時熔斷器更換完畢，操作人員按倒閘操作順序依次斷開接地刀閘，合上隔離開關，斷開手車柜接地刀，并將手車搖至工作位置。該變電站系無人值班設計，操作人員在后臺機上對電容器斷路器進行遙合，在合閘的一瞬間，只聽電容器室一聲巨響，而斷路器并沒有跳閘，此時電容器三相電流依次為UA=196.8A，UB=126A，UC=195.6A（該電容器組容量為3000Kvar，單只容量為200Kvar，為星形接法，串聯電抗器為180Kvar）。值班人員當即到電容器室檢查，發現A相電容器有一只電容器鼓肚，保險熔斷；B相有三只電容器鼓肚變形，保險熔斷；C相有一只電容器鼓肚變形，保險熔斷。值班人員隨即斷開斷路器，并將手車搖至實驗位，合上接地刀。（2）事故分析：當日技術人員對現場情況進行分析初步認為，這是一起由于操作過電壓引起的電容器擊穿鼓肚事故。首先對斷路器進行繼電保護測試，結果表明保護及開關均能保證動作；其次如果是由于斷路器觸頭彈跳引起過電壓，則斷路器出口及電容器進線側所裝的過電壓吸收裝置也應該動作保證，從而斷路器跳閘。另外又對現場損壞的電容器進行分析發現，所損壞的5只電容器均是被更換了保險又重新投運的電容器，故我判斷此次事故是（1）由于電容器質量造成。這是因為電容器在運行時內部發生擊穿，引起熔絲熔斷，重新更換熔絲后投運時，其余各臺電容器對已擊穿的電容器進行放電，放電能量大，脈沖功率高，使得電容器油迅速汽化，引起鼓肚、漏油，熔絲再一次被熔斷。（2）有可能為諧振過電壓引起。由于電容器組上并聯有硅整流或其他非線性設備（在本次事故中，我認為是電源側輸入諧波源），非線性設備產生的畸變的電流、電壓疊加在電容器的基波上，如果電容器容抗和系統感抗相匹配構成諧振，諧波的頻率fn等于或接近電容器固有頻率fo，這樣致使電容器過電流和過電壓，嚴重時引起電容器內部絕緣介質局部放電，導致電容器鼓肚損壞。另外，高次諧波頻率高使得容抗下降，電流增加，電容量增加，熔絲熔斷。

（3）經驗教訓：在電容器運行過程中發生高壓熔絲熔斷，應立即退出運行，對電容器進行絕緣耐壓試驗，如果發生絕緣下降或擊穿必須立即進行更換。

3.造成電力電容器擊穿的原因分析

由于電力電容器投運越來越多，但由于管理不善及其他技術原因，常導致電力電容器損壞以致發生爆炸，原因有以下幾種：

（1）電容器內部元件擊穿：主要是由于制造工藝不良引起的。（2）電容器對外殼絕緣損壞：電容器高壓側引出線由薄銅片制成，如果制造工藝不良，邊緣不平有毛刺或嚴重彎折，其尖端容易產生電暈，電暈會使油分解、箱殼膨脹、油面下降而造成擊穿。另外，在封蓋時，轉角處如果燒焊時間過長，將內部絕緣燒傷并產生油污和氣體，使電壓大大下降而造成電容器損壞。（3）密封不良和漏油：由于裝配套管密封不良，潮氣進入內部，使絕緣電阻降低；或因漏油使油面下降，導致極對殼放電或元件擊穿。（4）鼓肚和內部游離：由于內部產生電暈、擊穿放電和內部游離，電容器在過電壓的作用下，使元件起始游離電壓降低到工作電場強度以下，由此引起物理、化學、電氣效應，使絕緣加速老化、分解，產生氣體，形成惡性循環，使箱殼壓力增大，造成箱壁外鼓以致爆炸。（5）帶電荷合閘引起電容器爆炸：任何額定電壓的電容器組均禁止帶電荷合閘。電容器組每次重新合閘，必須在開關斷開的情況下將電容器放電3min后才能進行，否則合閘瞬間因電容器上殘留電荷而引起爆炸。為此一般規定容量在160kvar以上的電容器組，應裝設無壓時自動放電裝置，并規定電容器組的開關不允許裝設自動合閘。此外，還可能由于溫度過高、通風不良、運行電壓過高、諧波分量過大或操作過電壓等原因引起電容器損壞爆炸。

在低壓電力系統中，使用電力電容器是為了提高系統的功率因數，減少無功損耗。電力電容器在運行_中發生損壞甚至爆炸的事故時有發生，輕則損壞配電設備，重則破壞建筑物并引起火災。

參考文獻

1.何衛國。電力電容器運行狀態在線監測裝置[D]，蘇州大學，2012-05-01

2.劉生輝。并聯電力電容器過電壓分析與仿真研究[D]，華南理工大學，2011-05-08

3.王友功。電力電容器的絕緣擊穿[J]，電力電容器，1993-12-31

第8篇：高壓并聯電容器范文

【關鍵詞】電容器組 ，電抗器 ，作用

【 abstract 】 capacitor set of serial reactor is supporting set off in order to limit the current and limiting harmonic two purposes, is to reduce capacitor set off in produces in the process flow and flow of multiple frequency to the influence of the capacitor set; Can limit operating over-voltage, filter out designated higher harmonic, at the same time, other times suppress harmonic amplifier, reduce the power of the voltage waveform distortion.

【 key words 】 of capacitors, reactor, role

中圖分類號：TM411+.4文獻標識碼：A 文章編號：

電抗器的特性

1、鐵芯電抗器

噪聲大、電抗器線性度差、能引起漏磁、局部過熱，易發生磁飽和，燒毀線圈。系統過壓、過流和諧波的影響，致使鐵芯過飽和電抗值急劇下降，抑制諧波的能力下降，抗短路電流能力低。干式鐵芯式電抗器除上述缺點外，還不能在室外運行。

2、干式空芯電抗器

干式空心電抗器結構上不用任何鐵磁性材料，因此，線性度大大優于鐵芯電抗器，應該首選。但由于沒有鐵芯，繞組中通過單位電流所產生的磁通較小，所以體積較大。再有空心電抗器附近存在磁導體的話，將使電抗值升高，在正常情況下電抗器的磁通在空氣中形成回路，但安裝場所屋頂、地面、墻壁、圍欄等如有鐵鋼等磁性材料存在，則會在其中引起發熱，因此空心電抗器在安裝時對周圍物體有一定距離要求，同時為避免相鄰兩組電抗器相互影響，同樣也需要保持一定距離。

3、半芯電抗器

半芯電器是介于鐵芯電器和空芯電抗器之間的一種新型電器，在空芯電抗器繞組內加上不閉合磁路的鐵芯，使半芯電抗器具有鐵芯電抗器和空芯電抗器的優點。組成全新的半芯電抗器，半芯電抗器線直徑比空芯電抗器直徑小20% 電抗器損耗低25%，線性度接近于直線，阻抗不隨電流增加而減小，噪聲低于50db。便于在柜內安裝，是無功補償比較好的串聯電抗器。

串聯電抗器的選型原則

用電企業都有自身的特點，對設備有不同的要求，干式電抗器有噪音小、電抗器的線性度好、機械強度高、安裝簡單等特點；油浸電抗器損耗小、占地面積小、線性度不好、噪音大。因此，采用什么樣的電抗器應綜合考慮。串聯電抗器主要作用是抑制諧波、限制涌流和濾除諧波。電抗率是電抗器的主要參數，電抗器的大小直接影響它的作用。

高次諧波對電容器組的危害

由于容抗與電源頻率成反比，當高次諧波電壓作用于電容器組上時，因高頻率諧波使電容器容抗減小，所以通過電容器內的電流增大；換言之，此時，在基波電流的基礎上又增添了電流諧波分量，這樣波形勢必發生畸變，結果使系統阻抗產生諧波過電壓疊加于原電壓上，造成電壓波形畸變放大。同時，通過電容器組的電流還與其電容量有關，容量愈大，容抗愈小，進而使電流更大，故在投入大容量電容器組時，上述畸變過電壓更為嚴重。諧波過電壓不僅會使系統電流、電壓的波形發生畸變，而且還會造成：

電能質量變壞。

電氣設備損耗增加。

電氣設備出力降低。

絕緣介質加速老化。

影響控制、保護、檢測裝置的工作精度及工作可靠性。特別是因高次諧波激發引起諧振的情況下，極易導致電容器過負荷、發熱、振動及異常噪聲直至最終被燒毀，同時還可能引起過流保護誤動作、熔斷器熔絲熔斷、電容器組無法合閘等事故或障礙。尤其當電容器組距離諧波較近處，所造成的后果更為嚴重。為此，實施技術手段對諧波進行抑制非常重要，常用的方法比如采用串聯電抗器、加裝濾波裝置。我們通常采用諧波濾波裝置對3次諧波進行抑制，采用串聯電抗器對5次及以上諧波進行抑制。

串聯電抗器作用

抑制高次諧波危害

電網在運行時不可能沒有諧波，很多電氣設備和用電設備在運行時都會產生諧波，只不過一般情況下對電網波形影響不大，不會危及正常的供電和用電，但某些情況則不同，如變壓器鐵心飽和、電弧爐煉鋼，大型整流設備，都會對電網帶來嚴重的諧波干擾，影響供電質量，因此必須加以治理。為了回避諧波的影響，必須采取消除諧波影響的措施，其中一條重要的措施就是在電容器回路中串聯一定數值的電抗器，即造成一個對n次諧波的濾波回路。實際運行中，各變電站普遍采有在回路中串聯12%電抗構成3次諧波濾波器，12%電抗率的含義是指串聯電抗器的感抗值為該回路電容器容抗值的12%，而用串聯6%電抗構成5次諧波濾波器。不正好采用11%和4%，而是稍大一點，目的是使電容器回路阻抗呈感性，避免完全諧振時電容器過電流。當變電站母線上具有兩組以上電容器組，且既有串聯大電抗的電容器組又有串聯小電抗的電容器組時，電容器組的投切順序是一個應該考慮的問題。投切順序不合理可能造成不良后果。由對諧波電流的分析可知：當電容器回路呈電感性時，電容器回路和系統阻抗并聯分流，可使流入系統的諧波電流減小。當電容器回路呈電容性時，由于電容器的“補償”作用，電容器回路在諧波電壓作用下，將產生的諧波電流流入系統，這時將使系統諧波電流擴大，并使母線電壓波形發生畸變。

降低電容器組的涌流倍數和涌流頻率

降低電容器組的涌流倍數和涌流頻率，以保護電容器和便于選擇配套設備。加裝串聯電抗器

后可以把合閘涌流抑制在1+電抗率倒數的平方根倍以下。通常要求應將涌流限制在電容器額定電流的20 倍以下，為了不發生諧波放大，要求串聯電抗器的伏安特性盡量為線性。網絡諧波較小時，采用限制涌流的電抗器；電抗率在0.1%－1%左右即可將涌流限制在額定電流的10 倍以下，以減少電抗器的有功損耗，而且電抗器的體積小、占地面積小、便于安裝在電容器柜內。采用這種電抗器是即經濟，又節能。

提高短路阻抗，減小短路容量，降低短路電流

無功補償支路前置了串聯電抗器，當出現電容器故障時，例如電容器極板擊穿或對地擊穿，系統通過系統阻抗和串聯電抗器阻抗提供短路電流，由于串聯電抗器阻抗遠大于系統阻抗，所以有效降低了電容器短路故障時的短路容量，保證了配電斷路器斷開短路電流可能，提高了系統的安全、穩定性能。

減少電容器組的投切涌流，降低涌流暫態過程的幅值，有利于接觸器滅弧

接觸器投切電容器的過程中都會產生涌流，串聯電抗器可以有效抑制操作電流的暫態過程，有利于接觸器觸頭的斷開，避免弧光重燃，引起操作過電壓。降低過電壓的幅值，保護電容器，避免過電壓擊穿或絕緣老化。

減小操作電容器組引起的過電壓幅值，避免電網過電壓保護

接觸器投切電容器的過程中都會產生操作過電壓，串聯電抗器可以有效抑制接觸器觸頭重擊穿現象出現，降低操作過電壓的幅值，保護電容器，避免過電壓擊穿或加速絕緣老化。

第9篇：高壓并聯電容器范文

C＝Cs／n＝mCy／n（2）

式中：C—整臺電容器的電容（μF）；

n—電容器中的串聯段數，n＞1

當內熔絲電容器在運行中因某種原因使其中的一個元件擊穿時，內熔絲的動作過程可用圖2表示。

從圖2可以看到，元件擊穿首先是擊穿元件自身所貯存的電荷向擊穿點G放電，接著與該元件并聯的同一串聯段上的元件所貯存的電荷通過與該擊穿元件相串聯的熔絲向擊穿元件放電，在放電電流的作用下熔絲f迅速熔斷，接著在絕緣油的作用下，在并聯元件對擊穿元件的放電過程中迅速將電弧熄滅，將擊穿元件與故障串聯段中的其它完好元件相隔離。

通過上述分析，使我們認識到與擊穿元件相串聯的熔絲的熔斷主要是靠與該擊穿元件相并聯的其它完好元件組上貯存的電荷（或能量）對熔絲放電來實現的。為了使與擊穿元件相串聯的熔絲熔斷，故障串聯段中完好元件組中所貯存的電荷將減少Q0，在故障串聯段上的電壓也會下降一個U，即：

U＝Q0／（Cs－Cy）（3）

式中：Q0—在熔絲熔斷的過程中，故障串聯段中完好元件組釋放的電荷；

Cs－Cy—故障串聯段中，完好元件組的電容；

U—故障串聯段上的電壓降落

這個U是一個由Q0引起的直流電壓，因而對其而言系統的阻抗近于零，圖2中的A、B兩端近于短接，其等值電路如圖3所示。

從圖2和圖3可知，在故障串聯段因失去電荷Q0而產生電壓降落U的同時，電容器中的其余串聯段則通過系統向故障串聯段充電，最終在故障串聯段和電容器的其余部分Cs／（n－1）上都產生了一個直流電壓分量，這兩個直流電壓大小相等，方向相反，所以UAB等于零，但UAO＝UBO＝U0且

式中：U0—故障串聯段上的直流電壓分量

由式（4）可以看出，由熔絲熔斷產生的直流電壓U0與熔絲熔斷過程中故障串聯段上所失去的電荷Q0成正比，與元件電容Cy成反比，與每個串聯段中的并聯元件數m近似成反比。在完好串聯段上的直流電壓分量為：

—其它完好串聯段上的直流電壓分量。

這樣，我們就可以得到，熔絲動作后，作用在故障串聯段和其它完好串聯段上的電壓為：

式中：分別為熔絲將故障元件切除后作用在故障串聯段和非故障串聯段上的電壓；

分別為熔絲將故障元件切除后作用在故障串聯段和非故障串聯段上的交流電壓分量的幅值；

－U0和U0／（n－1）分別為熔絲將故障元件切除切后作用在故障串聯段和非故障串聯段上的直流電壓分量。

在圖4中可以看出，熔絲將故障元件切除后，在故障串聯段上和非故障串聯段上都受到了交流加直流電壓的作用。在故障串聯段上受到的最大電壓降峰值可以達到－U0，在非故障串聯段上受到的電壓峰值將達到U＂m＋U0／（n－1）。對于高壓并聯電容器通常n≥3，所以，在非故障串聯段上所受到的電壓峰值相對于故障串聯段要小些。

國標GB11025—1989《并聯電容器用內部熔絲和內部過壓力隔離器》標準中3．2條隔離要求的規定和4．2條隔離試驗的規定，在下元件擊穿時，熔絲應能將故

障元件斷開，在2.2的上限電壓下試驗時，除了過渡電壓之外，斷開的熔絲兩端的電壓降落不得超過30％，根據以上規定，合格的內熔絲在下動作時其電壓降落U可能達到0．9Um，在2.2下動作時，其電壓降落也可能達到0．66Um。

通過式（3）和式（4）我們可以求得在故障串聯段上的電壓降落U0為：

若高壓并聯電容器的串聯段數n＝4，則在故障串聯段上的直流電壓分量