电容器组范文1
[关键词]电容器 电抗器 谐波
中图分类号：F415 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）16-0051-02
一、前言
电网中的电力负荷如电动机、变压器等，大部分属于感性负荷，在运行过程中需向这些设备提供相应的无功功率。为了减少电网电源向感性负荷提供无功功率，降低线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗，所以需要在电网中安装并联电容器等无功补偿设备提供感性负荷所消耗的无功功率。但是电网在运行时很多电气设备和用电设备在运行时都会产生谐波，只不过一般情况下对电网波形影响不大，不会危及正常的供电和用电，但某些情况则不同，如变压器铁心饱和、电弧炉炼钢、大型整流设备，都会对电网带来严重的谐波干扰，不仅会产生大量的高次谐波，而且会使电压波动、闪变、三相不平衡影响供电质量。另外随着电力电子技术的广泛应用与发展，在供电系统中增加了大量的非线性负载，如低压小容量家用电器和高压大容量的工业用交、直流变换装置，引起电网电流、电压波形发生畸变，从而引起电网的谐波“污染”。这不仅会导致供用电设备本身的安全性降低，而且会严重削弱和干扰电网的经济运行，形成了对电网的“公害”，并且严重影响电网无功补偿装置的安全运行。同时并联电容器在合闸过程中形成的合闸涌流也会对电容器产生很大的危害。在并联电容器装置串联电抗器是抑制高次谐波和限制合闸涌流的有效手段，防止谐波及合闸涌流对电容器造成危害，避免电容器装置的接入对电网谐波的过度放大和谐振发生。本文着重就串联电抗器抑制谐波及限制合闸涌流的作用展开分析。
二、电抗器的分类
电气回路的主要组成部分有电阻、电容和电感。电感具有抑制电流变化的作用，通常把具有电感作用的绕线式的静止感应装置称为电抗器。在电网中采用的电抗器，实际上是一个没有导磁材料的空心电感线圈。
按结构及冷却介质电抗器分为：空心式、铁芯式、干式、油浸式等，例如干式空心电抗器、干式铁芯电抗器、油浸铁芯电抗器等。
按接法电抗器分为并联电抗器和串联电抗器。
按用途电抗器分为限流电抗器、滤波电抗器、补偿电抗器等。
三、电抗器的特性
1.铁芯电抗器
优点是损耗小，电磁兼容性较好，体积小。缺点是噪声大、电抗器线性度差、能引起漏磁，局部过热，易发生磁饱和，烧毁线圈。系统过压、过流和谐波的影响，致使铁芯过饱和电抗值急剧下降，抑制谐波的能力下降，抗短路电流能力低。干式铁芯式电抗器除上述缺点外，还不能在室外运行。
2.干式空芯电抗器
干式空心电抗器结构上不用任何铁磁性材料，因此，线性度大大优于铁芯电抗器，具有很强的限制短路电流的能力而且噪音小。但由于没有铁芯，绕组中通过单位电流所产生的磁通较小，所以体积较大，同时损耗也要比铁芯电抗器大。再有空心电抗器附近存在磁导体的话，将使电抗值升高，在正常情况下电抗器的磁通在空气中形成回路，但安装场所屋顶、地面、墙壁、围栏等如有铁钢等磁性材料存在，则会在其中引起发热，因此空心电抗器在安装时对周围物体有一定距离要求，同时为避免相邻两组电抗器相互影响，同样也需要保持一定距离。
四、电容器投入时的涌流
无功补偿电容器在投运合闸瞬间往往会产生冲击性合闸涌流，这是因为首次合闸的电容器处于未充电状态，流入电容器的电流仅受回路阻抗的限制。因该回路接近短路状态，回路阻抗很小，故而会产生很大冲击涌流。涌流的频率很高，幅值比电容器正常工作电流大几倍到几十倍。电容器的涌流由工频部分和高频部分组成。工频部分就是电容器中流过的稳态电流，高频部分为暂态电流。暂态电流的持续时间很短，根据国内多年运行经验，20倍的涌流对设备不会造成伤害。
在变电站中，为了运行时调节无功功率的方便，将电容器分为几组并联联接。一般各组电容器容量相等，分别经高压断路器联接在母线上。当要求各组电容器全部或部分投入时，应按顺序投入。当投入第一组涌流一般不会造成危害；投入第二组时，已带电的第一组电容器将向第二组电容器充电，产生很大的涌流，比第一组电容器投入时严重得多。同理，在投入第三组及更多组时涌流将更大。如果涌流过大可能造成高压断路器触头熔焊、烧损；涌流产生的电动力可能造成零件损坏，设备绝缘损伤。
五、电抗器对合闸涌流的限制
当在电容器组回路中串联电抗器后，增大了电路的感抗，使电容器的放电电流减小。可以把合闸涌流抑制在1+电抗率倒数的平方根倍以下。根据国内多年运行经验，20倍的涌流对设备不会造成伤害。所以通常要求应将涌流限制在电容器额定电流的20倍以下，为了不发生谐波放大，要求串联电抗器的伏安特性尽量为线性。网络谐波较小时，采用限制涌流的电抗器；电抗在（0.1%-1%）Xc（Xc为电容器容抗）左右即可将涌流限制在额定电流的10倍以下，以减少电抗器的有功损耗。当需要考虑网络谐波问题时，串入电抗为6%的电抗器可将涌流限制在5倍左右。串入电抗为12%的电抗器可将涌流限制在3倍左右。有了串联电抗器，不论是投入单组电容器，或是运行多组，其合闸涌流的危害均不会再成为问题。
六、电网中的谐波及其产生的原因
对于交流电，人们希望的波形是正弦波形，因为这样可以减少铁损并提高效率。但是，电网中存在的除基波电压、电流以外，还因为某些设备和负荷具有非线性特性，从而产生高次谐波分量即为电网谐波。
近年来，由于电力电子技术的迅速发展，非线性用电负荷以及可控硅大量应用，当电力系统中存在某些设备和负荷具有非线性特性时，所加电压与产生的电流不成线性关系，将会造成电力系统的正弦波形畸变，出现高次谐波，即产生谐波电压和电流。如换流设备、调压装置、电气化铁路、电弧炉、家用电器以及各种电子节能控制设备等。这些设备即使供给它理想的正弦波电压，它们采用的电流也是非线性的电流，这些设备产生的谐波电流会注入电力系统，使系统各处电压产生谐波分量，对电力网造成污染。同时，谐波电流在网络的阻抗上产生压降，使正弦电压波形发生畸变；另一方面电力系统内并联电容器的投入往往使母线电压的畸变加剧，甚至可能发生危险的并联谐振。
做为谐波源，非线性设备可划分为：传统非线性设备，包括变压器、旋转电动机以及电弧炉等；现代电力电子非线性设备，包括荧光灯、在工业界和现代办公设备中广泛使用的电子控制装置和开关、电源、晶闸管控制设备等。
通过对国内多个地区变电站进行谐波测试和分析，证明系统中存在的各次高次谐波分量，以3、5、7次谐波分量较大，而且不少变电站在并联电容器组投入后，母线电压谐波分量显著增加。因此，对电容器投入引起的谐波电压畸变加剧和使电容器过电流问题，应分析它们之间的影响，进而采取有效措施。
七、谐波对电力电容器的危害
为了补偿负荷的无功功率，提高功率因数，常在负荷处装有并联电容器组。在工频频率的情况下，这些电容器的容抗比系统的感抗大得多，不会产生谐振。但是对于谐波频率而言，系统的感抗大大增加，而容抗大大减小，就可以产生并联谐振或串联谐振，使谐波电流放大。
由于容抗与电源频率成反比，当高次谐波电压作用于电容器组上时，因高频率谐波使电容器容抗减小，所以通过电容器内的电流增大；换言之，此时，在基波电流的基础上又增添了电流谐波分量，这样波形势必发生畸变，结果使系统阻抗产生谐波过电压叠加于原电压上，造成电压波形畸变放大。同时，通过电容器组的电流还与其电容量有关，容量愈大，容抗愈小，进而使电流更大，故在投入大容量电容器组时，上述畸变过电压更为严重。谐波过电压不仅会使系统电流、电压的波形发生畸变，而且还会造成电容器组的损耗功率增加，导致电容器过负荷、异常发热、介质材料老化、电容值变化、振动及异常噪声，最终导致电容器组被烧毁发生事故。同时影响控制、保护、检测装置的工作精度及工作可靠性。引起过流保护误动作、熔断器熔丝熔断、电容器组无法合闸等事故或障碍。尤其当电容器组距离谐波较近处，所造成的后果更为严重。
八、并联电容器对谐波的放大
并联电容器之所以能够引起谐波放大，在于电容器回路在谐波频率范围内呈现容性。在工频频率情况下，电容器的容抗比系统感抗大得多，不会产生谐振。但是，对于谐波频率而言，系统感抗大大增加，而容抗大大减少。电容器的电抗随着频率的升高而减小，这使得电容器成为谐波的吸收点。装有并联电容器的变电站，当10kV或35kV母线上接有谐波源用户时，电容器和电源电感有可能结合构成并联谐振电路。在谐振情况下，谐波被放大，最终的电压会大大高于电压的额定值并导致电容器损坏或熔丝熔断。
九、电抗器对谐波的抑制作用
并联电容器在一定参数下会对谐波起放大作用，危及电容器本身和附近电气设备的安全。通过改变电容器组的无功出力可以改变谐振频率。减少电容器容抗，高次谐波不会被放大。要使容抗减小即增大电容器容量。但是，用增加电容器容量的方法是不合理的，最有效的措施是在电容器回路中串联电抗器。当电容器回路呈电感性时，电容器回路和系统阻抗并联分流，可使流入系统的谐波电流减小。当无功补偿电容器组接入电网存在有高次谐波时，电容器组对n次谐波的容抗降为，系统感抗对n次谐波的感抗升高为。在电网存在有n此谐波电流时，如果符合=的条件，则将产生n次谐波的谐振现象。其n次谐波电流与基波电流迭加后，使流过电容器的电流骤增，此时产生的过电流必将危及电容器的自身安全。同时，谐波电流在系统阻抗上产生的谐波电压与电源电压迭加后产生过电压，此过电压也会威胁到电容器的安全运行。
采用并联电容器进行无功补偿构成的电路中，若电容器支路与系统发生并联谐振，此时，谐振点的谐振次数为：
=
式中：----系统等值谐波短路电抗
----电抗器基波电抗
----电容器基波电抗（/=A，A为电抗率）
从上式看出，串入电抗器电感量越大，则谐波次数越低，因而，可通过串入电抗器电感量的大小来控制并联谐振点，从而达到避开谐波源中的各次谐波。由此可见，在补偿电容器回路中串联一定电抗率的电抗器，即能有效地避开谐振点。
在电容器接入处电网存在高次谐波时，当谐波次数大于谐振点的谐波次数时，电容器回路阻抗呈感抗，此时谐波电流全部流入电容器回路中，故而电容器对谐波电流不起放大作用。但在谐波次数小于谐振点的谐波次数时，电容器回路阻抗特性呈容抗，此时串联的电抗器不会起到抑制谐波的作用，反而对谐波电流起到放大作用。为此在电容器回路串联的电抗器不能任意组合，一定要考虑接入处电网的谐波背景，只有根据谐波背景选择合适的电抗率的电抗器，才能起到抑制高次谐波的作用。
当补偿电容器接入处电网含有多种谐波成分，并且含量都较大时，串联电抗器电抗率可按下式确定，此时该电容器支路对于较大含量的各次谐波均不会产生较大作用。
XL=a/n2
式中：a---可靠系数（一般取a=1.2----1.5）
---电容器组基波电抗
n-----具有较大含量的最低谐波次数
十、串联电抗器电抗率的选择
在电容器组与电抗器的串联回路中，串联电抗器的电抗值与电容器组的容抗之比就是改组电容器装置的电抗率。电抗率是串联电抗器的重要参数，电抗率大小直接影响着它的作用。选用电抗率要根据它的作用来确定。
1.当电网中谐波含量甚少，装设串联电抗器的目的仅为了限制电容器追加投入时的涌流，电抗率可选得比较小，一般为0.1%～1%，在计及回路连接电感影响后，可将合闸涌流限制到允许范围。在电抗率选取时可根据回路连线的长短确定靠近上限或下限。
2.当电网中存在的谐波不可忽视时，则应考虑利用串联电抗器抑制谐波。为了确定合理的电抗率，应查明电网中背景谐波含量，以期取得较佳效果。电网中通常存在一个或两个主谐波，且多个为低次谐波。为了达到抑制谐波的目的，电抗率配置应使电容器接入处综合谐波阻抗呈感性。通常电抗率应这样配置：
3.当电网背景谐波为5次及以上时，可配置电抗率4.5～6%。因6%的电抗器有明显的放大3次谐波作用，因此，在抑制5次及以上谐波，同时有要兼顾减小3次谐波的放大，电抗率可选用4.5%
4.当电网背景谐波为3次及以上时，电抗率配置方案有两种：全部配12%电抗率或采用4.5%～6%与12%两种电抗率相结合。采用两种电抗率进行组合的条件是：电容器组数较多，为了节省投资和减少电抗器消耗的容性无功。
十一、电抗器的安装位置
根据《并联电容器装置设计规范》GB50227-1995规定：串联电抗器宜装设于电容器组的中性点侧。当装设于电容器组的电源侧时，应校验动稳定电流和热稳定电流。
串联电抗器无论装在电源侧或中性点侧，从限制合闸涌流和抑制谐波来说都是一样的。但是，串联电抗器装在中性点侧，正常运行串联电抗器承受的对地电压低，可不受短路电流的冲击，对动、热稳定电流没有特殊要求，可减少事故，使运行更加安全，而且可采用普通电抗器产品，价格低廉，经济性强。电抗器装在电源侧时运行条件苛刻，因它承受短路电流的冲击，对地电压也高（相对于中性点），因而对动、热稳定要求高，甚至高强度的加强型电抗器也难于满足运行要求。
十二、结论
电容器合闸涌流可以通过在电容器组上接入串联电抗器进行限制。但是，电力系统中，谐波对并联电容器的运行影响更为突出，高次谐波会导致电容器过电流和过负荷，使电容器发热、绝缘老化，从而缩短电容器的使用寿命；而并联电容器也会引起系统谐波阻抗特性的改变和谐波电流的放大，对电容器本身及其附近的电气设备造成威胁。对谐波的抑制可以在对大容量非线性负荷用户加强管理的同时采取措施降低谐波源谐波含量，也可以通过在电容器回路中串接电抗率合适的电抗器等来限制系统谐波对并联电容器的不利影响。在一个变电所中，可按上述方式配置不同电抗率的串联电抗器。当涉及到一个局部电网的谐波控制时，从技术经济上优化电抗率配置是一个复杂的系统工程，应列项进行专题研究。由于谐波计算没有统一意见，所以国家标准、行业标准中尚无具体规定，为了对谐波放大作粗略计算，可参照目前国内的一些谐波专题研究中推荐的公式，以便对设计作出估计，但最终仍需要在工程投运时进行试验调整，以确保电力系统的安全可靠运行。
参考文献
[1] 高压并联电容器运行及维护技术张利生.张利生.中国电力出版社.2006.
[2] 并联电容器对谐波的放大及解决措施.周元祺.华东电力.2009.（12）.
电容器组范文2
目前，电力系统中110kV变电站普遍采用在10kV低压侧加装并联电容器组以满足电网对无功功率的需求，一方面是出于节约无功补偿装置的造价考虑，另一方面是认为35kV侧负荷的无功应按照分层分区平衡的原则，由下一级变电站来补偿。但随着负荷的增长，仅在低压侧加装无功补偿装置的做法已经不能满足变压器高压侧对功率因数的要求。
在当前国家节能降耗的大政方针下，如何节省主变的无功损耗也是亟待解决的问题。经过理论研究，发现无功补偿装置在中压侧可使主变节省约1/3的无功损耗，并能使电网更加安全、稳定、经济的运行。
2.研究内容
研究找出110kV三绕组变压器中、低压侧不同负荷情况下无功补偿的最优配置方案，并制定省公司系统110kV变电站无功补偿装置配置原则和方案。
研究的主要内容有：对目前河北南网110kV变电站电容器组配置情况进行调研，对110kV变电站35kV侧加装电容器组对变压器损耗及电网经济效益的影响进行研究，提出适合河北南网电力系统110kV变电站电容器组配置的建议。
2.1 电容器容量的选择
一般来说，目前新建110kV变电站在初建时都会依据110kV变电站典型设计，按照主变压器容量的10%～30%确定电容器的安装容量。但是，对已投运的变电站，由于所带负荷性质清楚，谐波电压、潜供电流、暂时过电压等因素都已明确，电网电压、系统短路容量、有功、无功情况十分清楚，此时如果存在无功缺额就应根据变电站的实际情况考虑增加无功补偿装置。
无功负荷变化的频率、幅值和速率以及安装点母线谐波电压畸变率是选用调相机、并联电容补偿装置和静补偿装置的基本判据。对于无功变化频率为每天数次，或变化的幅值较大时，可选用并联补偿装置或静补偿装置，反之，采用调相机。
对于110kV变电站来说，由于供电部门在产权分界点对于用户无功负荷变化的频率、幅值和速率以及安装点母线谐波电压畸变率都有一定的要求，在110kV变电站装设的主要是电容器补偿装置。
2.2 谐波影响分析
2.2.1 并联电容器和谐波的相互影响
电力谐波是一种电网环境污染，它不仅会使电力设备产生谐波损耗、引起设备过热、产生系统过电压、引起继电保护和自动装置误动，而且会使无功补偿装置的运行工况进一步恶化。电容器对谐波电流有放大作用，不仅危害电容器本身，而且还会危害电网及其他设备的安全运行。
为了限制合闸涌流及防止谐波放大，往往需要在电容器组中串联一定电抗率的电抗器，若其参数选择不当，电容器组会对系统的某此谐波电流起放大作用，从而造成运行环境污染。同时，谐波电流又会造成电容器过热、局部放电增加以致最终损坏。因此，合理配置电容器容量、正确选择电抗器、避免电路参数匹配发生串联、并联谐振，才能保证电容器、电抗器和整个电网的安全运行。
2.2.2 等值电路分析
电力系统谐波电流的量取决于谐波源设备本身的特性及其工作状况，而与电网参数无关，故可视为恒流源，其主要特征是外阻抗发生变化时电流值不变。
现辛店站等值电路如下图所示：
图1 辛店站等值电路
考虑谐波源时，等值电路为：
图2 考虑谐波源时的等值电路
图中，Xi表示归算到110kV侧的i次绕组的等值电抗;Xs表示系统基波短路阻抗;Xc2表示35kV侧加装电容器组的基波容抗;XL2表示35kV侧加装串联电抗器的基波电抗;Xc3表示10kV侧加装电容器组的基波容抗;XL3表示35kV侧加装串联电抗器的基波电抗;Ih2表示35kV侧的第n次谐波电流源;Ih3表示10kV侧的第n次谐波电流源。
由于10kV侧和35kV侧均有谐波注入，所以在分析谐波影响时，利用叠加原理，分别计算各个谐波电流源的影响。
以35kV侧谐波源为例，等值电路图如下图所示：
图3 35kV侧为谐波源时的等值电路图
其中，n为谐波次数;
Xs2为等效阻抗，且：
谐波电流和并联谐波阻抗为：
（1）
（2）
由（1）得，谐波电压放大率：
其中，K为电抗率，且。
当（2）谐波阻抗分子为0时，即从谐波源看入得阻抗为0，表示电容器装置与电网在第n次谐波发生串联谐振，可得35kV侧电容支路的串联谐振点，
当（2）谐波阻抗分母为0时，即从谐波源看入得阻抗为，表示电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振，并可推出电容器装置的谐振容量为：
即：
得：
同理，对于10kV侧的谐振源，可求出其对应电容支路的谐振点：
等值电路为：
图4 10kV侧为谐波源时的等值电路图
式中：Xs3为等效阻抗。
串联谐振点为：
10kV侧电容器装置的谐振容量为：
2.3 变压器损耗
变压器是电力工业的主要设备之一，在输送电能的同时也消耗电能。变压器损耗包括有功损耗和无功损耗两部分。
变压器在传输功率过程中其自身要产生的有功功率损耗，包括空载损耗和负载损耗。空载损耗是与负载大小无关的固定损耗，通常容量越大的变压器，其空载损耗越大;负载损耗与负荷大小有关，是与负载电流成平方关系的损耗。
变压器的变压过程需要建立磁场，是借助于电磁感应完成的，因此变压器是一个感性的无功负载;所以，在传输电能的过程中，不可避免的要产生无功损耗。在变压器传输功率的过程中，变压器自身的无功功率消耗远大于有功功率损耗。
2.4 经济性分析
由于电力系统中阻抗的存在，电能在转换、输送、分配过程中不可避免地伴随着大量的损耗产生，设法降低网络损耗也是电力系统的重要目标。
目前省公司装设容性无功补偿装置的406座110kV变电站中，有近3/4的变电站采用三绕组变压器，而大部分三绕组变压器的主要负荷侧为中压侧。但目前只有12座110kV变电站在中压侧装有电容器，其余95%以上均只在低压侧装设电容器，无形中损耗了大量的电能。
对目前河北南网110kV变电站电容器组配置情况进行调研的基础上，提出了在35kV中压侧加装补偿电容器组来提高变压器高压侧功率因数的设想，并从理论上分析了在35kV中压侧加装补偿电容器组的可行性，以及加装电容器组后，对变压器损耗以及电网的经济效益进行了研究，从而提出了适合于河北南网电力系统110kV变电站电容器组优化配置的建议。
电容器组范文3
关键词：3次谐波零序分量电抗率谐波的放大
前言：
由于我局下属直供用户的不断增多，其负荷主要为钢厂炼钢，其整流装置在燃弧间隔不均匀时，通常产生3次奇数倍谐波，加上实际中各站变压器也是一个以3、5次谐波为主的谐波源，故在我局电网中3次谐波普遍存在。
一、测试背景：
某某变电站1、2号主变、10kV分段开关运行，10kV钢厂负荷已迁移，基本为零。10kV系统中存在一定的3次谐波分量①。
二、测试数据：
电容器组电流测量结果（均为单投测量）
站名
电容器组编号
电抗率（％）
相别
基波电流（A）
各次谐波电流含有量（A）及电流总畸变率(%)
某某变1、2号电容器电容器的THDi最大分别为：10.21、5.13，3次谐波电流含有量分别为：20.44A、8.01A。对比发现，串联电抗率为6％的电容器组3次谐波电流含量远比12％的电容器组要大。
三、数据计算：
以上数据可以看出，在相同的测试背景下，3次谐波模值明显是三相不平衡的，即至少有两相模值明显不相等。分别计算1、2号电容器在3次谐波电流作用下的零序电压分量：
1号电容器组：
1、当电容器各相电容量平衡，其每相电容器基波频率的容抗为：
＝＝17.53Ω
2、3次谐波时的阻抗
3、当流过电容器三相的电流分别为13.78A、20.44A、7.94A时，其在电容器上产生的相电压：
假设A相电压为参考②：
=80.47∠0°V
=119.37∠-120°V
=46.37∠120°V
其零序分量为：
=++=（46.37∠120°+119.39∠-120°+80.47∠0°）
=63.28∠87.75°V
2号电容器组：
1、当电容器各相电容量平衡，其每相电容器基波频率的容抗为：
＝＝20.6Ω
2、3次谐波时的阻抗
3、当流过电容器三相的电流分别为8.01A、7.7A、3.42A时，其在电容器上产生的电压：
假设A相电压为参考：
=55.03∠0°V
=52.9∠-120°V
=23.5∠120°V
其零序分量为：
=++=（23.5∠120°+52.9∠-120°+55.03∠0°）
=30.52∠-56.53°V
在相同的测试背景下，1号电容器由于电抗率的不同，其在3次谐波电流作用下的零序电压分量比2号电容器的要大
四、推论分析
在电容器组实际运行当中，电容器组不平衡电压保护的开口三角由于零序分量的存在具有一定的电压值。当各谐波源分别注入电容器的谐波电流为一定时，由于实际上谐波分量相位、幅值的不确定性等因素，在3次谐波幅值经叠加后差异较大并经电抗率为6％的电容器放大后，从开口三角反映出的零序电压（3U0）幅值也随着变大，超过门坎值时，会造成保护动作。导致电容器组不能正常投入运行。
五、结论
通过上述测量分析，我们应当重视3次谐波对电容器的影响，在电容器补偿装置串联电抗率的选择上应根据电力系统谐波的实际情况进行合理选择，以尽量避免可能发生的谐波放大问题，确保电容器组的安全运行。
参考文献：
1、电能质量分析与控制肖湘宁主编中国电力出版社
2、电力系统谐波—基本原理、分析方法和滤波器设计（奥地利）GeorgeJ.Wakileh著机械工业出版社
3、电能质量公用电网谐波GB/T14549-93
4、并联电容器装置设计规范
5、3～110kV电力系统继电保护整定规程
电容器组范文4
【关键词】电容器；并联；阻尼装置
1 概述
投切并联无功补偿装置时产生的过电压主要有两种：一种是合闸时产生的过电压；另一种是切除时，由于开关发生重燃产生的过电压。第二种过电压对并联无功补偿装置的危害更为严重。操作过电压成为电容器运行中的一个危险因素，对并联电容器组操作过电压的抑制，是并联电容器组运行的一个重要课题。
本文以某10kV 系统真空开关投切并联电容器组为例，对可能产生的操作过电压进行分析研究。对投切并联电容器组产生的操作过电压利用阻尼装置进行限制， 对阻尼限流器的参数进行了选取。
2 阻尼装置及其参数选取
如图1所示， 用于并联电容器的过电压阻尼装置由火花间隙G 与阻尼电阻R 串联组成， 该装置并联在并联电容器C 的串联电抗器L 两端。
阻尼装置中的阻尼电阻， 在过电压发生时接入电路， 对过电压和过电流产生阻尼作用， 抑制过电压和过电流的发展。当阻尼电阻过大时， 它流过的电流很小， 对回路的影响也很小， 相当于未接入阻尼电阻， 不能产生阻尼作用； 当阻尼电阻过小时， 又相当于将电感短路， 也不能起到阻尼作用。
因此，在一定的回路条件下，必定有一个最佳电阻值，在此阻值下可将电容器组的过电压或过电流降到可能的最低值，确保系统的稳定正常运行阻尼电阻阻值的选取对过电压、过电流的抑制及阻尼装置都是相当重要的。
本文借鉴上述方法，将图1中的过电压阻尼装置用于某10kV 变电站电容器组中，用以限制操作过电压和合闸涌流，利用EMTP对间隙、阻尼电阻等参数的选取进行了研究， 确定了最佳的阻尼电阻值和串联间隙的动作电压，使用最佳的保护参数进行加装与不加装保护装置时过电压的对比计算及现场对比测量。
3 系统接线及相关参数
某变电站10kV并联补偿电容器的接线如图2所示。
真空开关采用ZN63A（VSI），合闸不同期性为2m s；电缆型号Y JV22- 8.7/15-3 *240，长度为40m；避雷器型号为Y5WR-17/45；空心串联电抗器型号为CKGKL-60/10-6；集合式并联电容器型号为电容器型号为电容器型号为BAMH11-1500-3W。
4 操作过电压
主要考虑两种操作过电压， 包括合闸时的涌流和过电压； 分闸时的两相重燃过电压。
合闸涌流的理论计算如下式所示。
幅值=（1+）；
频率=f
式中为电容器额定电流；XC 为电容器组的容抗；为 回路中总的感抗；f为50Hz。
系统合闸涌流的理论分析结果：
幅值 =1024.7A；频率=180.2Hz。
图3所示为张滩变电站大方式下运行时非同期合闸， 电抗器支路的电压频数直方图。从图中可以看出90% 的电抗器支路电压在4000V 以上， 张滩变电站小方式以及江北、汉阴变电站的合闸过程中也均有90% 以上的电抗器支路电压在4000V 以上。同时， 分闸过程中发生重
燃时， 重燃过电压的数值远大于合闸过电压。因此， 选择4000V 作为阻尼电阻间隙击穿电压。
其中N为电压出现频数；U为电抗器支路电压。
为了考察阻尼电阻对合闸、单相重燃时过电压和电流的影响， 进行了EMTP仿真。下面为张滩变电站在采用阻尼装置后，非同期2% 合闸过电压，1pu= 8.57kV。
不妨取 间隙动作电压取4000V。选取阻尼电阻值分别为R0 的1/3、1/2、2/3、1倍、1.5倍、2倍作为研究对象， 不同阻尼电阻阻值对电容器支路过电压的影响如图4所示
不同阻尼电阻阻值对电容器支路电流的影响如图5所示。
电磁暂态程序的合闸过电压和分闸重燃过电压仿真结果显示， 在阻尼电阻等于R0的1/2时，电抗器支路电压、电容器支路电压、母线电压、中性点电压等最小； 随着阻尼电阻增加， 电容器电流、阻尼电阻电流变小， 电流有一最小值， 达到最小值后， 随着阻尼电阻增加， 电容器电流、阻尼电阻电流又增大。可见， 对于具体的并联电容器组，阻尼电阻的选取需要具体分析， 综合考虑限制过电压、过电流以及阻尼电阻在暂态过程中吸收的能量来加以选择。
5 结论
（1）计算与试验结果表明， 断路器合闸时， 过电压保护装置消耗了电磁振荡能量， 明显加速了涌流的衰减速度。当开关发生重燃时， 采用过电压保护装置后， 过电压倍数大为降低。
电容器组范文5
关键词：并联电容器；维护；运行
中图分类号：TM53 文献标识码：A
电容器组是指电气上连接在一起的电容器单元，在电网中运行的并联电容器组都是三相电容器。三相电容器组用的都是三相电容器。随着电力系统的发展，电力网的容量越来越大，在电力系统中，无功补偿装置的运行情况决定电压的质量及线损。在众多发送无功的设备中并联电容器以适于分散安装，能较好地满足就地补偿的要求；分组投切电容器组有良好的调节性能；投资省、能耗低、运行维护方便等优势成为最常见的无功补偿设备[1]。本文主要通过研究目前并联电容器组在维护及运行管理过程中存在的问题，探寻以对当前存在的问题提出对策。
1 《6KV-66KV并联电容器运行规范》设备运行维护的要求
电力电容器允许在不超过额定电流的30%运况下长期运行。三相不平衡电流不应超过+5%。电力电容器运行温度最高不允许超过40℃，外壳温度不允许超过50℃，有必要在单只电容器外壳上贴试温纸或采用红外测温进行检查。电容器正常运行时，应保证进行红外成像测温，运行人员每周进行一次测温，以便于及时发现设备存在的隐患，保证设备安全、可靠运行。安装于室内电容器必须有良好的通风，进入电容器室应先开启通风装置。电容器的投入要考虑变压器的经济运行，努力提高功率因数。
2电容器运行维护的注意事项
2.1 控制电容器的运行电压、电流及温度
电容器是以电介质为工作介质的一种电器，在额定电压下介质中的电场强度很高。因而运行时应严格控制电容器的电压、电流、温度数值。
2.1.1 严格控制电容器的运行电压
《变电站运行规程》中规定电容器长期运行中的工作电压不能超过电容器额定电压的1.05倍。电容器的无功功率Q=ωU2，Q与U2成正比， 当运行电压超过额定值将使电容器过负荷，同时随电压的升高，电容器发热，热损失增大。电压太高还易导致热击穿，损坏电容器。另外，电容器的寿命也会因高场强绝缘质老化加速，而使寿命缩短。因此，电容器的运行应严格的控制在能许的范围内，最好等于额定电压，以保证电容器的安全运行。在选择安装电容器组时也要考虑防止电容器发生过电压运行，应根据系统运行电压水平选用合适的额定电压的电容器。
2.1.2 允许电容器的过电流运行
国家标准规定电容器应能在有效值为额定电流的1. 3倍的稳定电流下运行， 电容器允许的过电流限值是从热稳定的要求来确定的，热稳定试验的目的之一是求得产品的过载能力，一般电容器允许不超过其额定容量的1.35倍运行，而电容器设计是按1. 44倍额定容量设计的，热稳定试验也按这个要求进行，因而是有一定安全范围的。
2.1.3 电容器的运行温度
电容器和其它大部分电气设备不同，它一般情况下都是在满负荷下运行时间较长，因而电容器是不能从日负荷变化而使平均温升较低的特性中得到好处。另一方面电容器的绝缘介质又在较高场强下运行。制造厂对电容器使用电压、电流、环境温度的限制，实际上是规定了电容器内部最高温度，这个温度决定于电容器的有功损失。当发热量异常增加超过外壳表面散热的平衡度时，电容器内部温度升高，形成热的恶性循环，最后导致热击穿。同时，环境温度对电容器运行温度影响也很大。为防止电容器不因过热而降低使用寿命，电容器应避免在超过上限温度的情况下运行，同时还应注意运行中电容器之间冷却空气温度[3]。
2.2对电容器按时进行认真地巡查
电容器是静止的和全封闭的电气设备。运行人员需要对电容器组进行定期巡查，当发现电容器组存在缺陷时，要及时退出运行，以防止不安全事故的发生。在对电容器组进行正常巡视中应重点检查以下项目：
2.2.1 对电容器定期进行清扫，清扫的周期可根据具体情况而定；
2.2.2 外壳各部是否渗漏；
2.2.2 外壳是否鼓肚，膨胀量是否超过正常热胀冷缩的弹性许可度；电容器的鼓肚可能是冷却空气温度较高所致，应增加通风措施。
2.2.3 室外电容器组未涂冷锌的还应检查外壳油漆是否脱落、生锈，当脱落或生锈较严重时可涂冷涂锌解决；在维护的过程中，应尽量避免电容器套管受到机械应力，拧螺丝帽时要用力得当。
2.2.4 套管是否完整，有无裂纹，放电现象。电容器组断路器跳闸后，不能强送电。过流保护动作跳闸应查明原因，否则能再投入运行；
2.2.5 引线连接处，连接部分是否坚固，各处有无松动，脱落或断线，发热变色。由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断，因此有一部分电荷有可能未放出来，所以在接触电容器前，应戴绝缘手套，用短路线将故障电容器的二极短接，方可动手拆卸；
2.2.6 听是否有异声；
2.2.7 室内运行的电容器组，应注意检查通风设施的运行情况；
2.2.8 电流表和电压表的指示。
3 造成电容器故障的主要因素
电容器组的正常运行对于电力系统电能的质量与效益都起着至关重要的作用，但由于电容器本身的设计及运行条件各方面的原因，造成电容器的损坏率较高的因素主要有：
3.1初期性故障：电容器存在潜在缺陷，如电容器在真空条件下制造时混入了空气、介质不纯等，于初期如供电遇异常情形，会劣化引起的故障；
3.2 偶发性故障：接线不牢或遭外力破坏等，是在搬运、安装或运行过程中由于人为疏忽等产生的机械缺陷，而导致的电容器在运行时发生故障；
3.3 过载使用引起故障：
3.3.1 安装处所周围温度升高，通风不良；
3.3.2 过电压运转：包括运行过电压、谐波过电压、操作过电压等，超过最高容许过电压限值；
3.3.3 过电流运转：电容器的充电电流含有谐波状况下，该电流的有效值大于过电流限值；
3.3.4 老化性故障：电容器使用多年后，由于绝缘强度老化和内部游离等因素，造成电气绝缘强度降低而引起损坏。
4 防止并联电容器发生安全事故的对策
4.1针对220 kV变电站电容器功率大、组数多，易产生过电压的特点增加补偿精度。可组合投切3组不同的电容量，3组电容器的容量比为3：2：1。部分110 kV变电站负载小，10 kV母线电压高，亦可采用容量比2：1的方式运行。35 kV变电站应采用小容量电容器组运行。
4.2电容器室、配电室应保持干燥、通风，加强对电容器组及室内配电装置的清扫维护，并做好防止小动物危害的措施。
4.3定期对10 kV保护进行校验。加强对真空开关的监测试验，在允许范围内尽量加大其开断行程，确保其操作迅速可靠。
4.4正确选择电容器熔断器容量，更换熔断器时应对电容器单只逐个放电并可靠接地，以保证人身安全。
结语
本文通过分析了并联电容器组的主要特性，分析了造成并联电容器在过电压、过电流及过温等故障时的原因。探索了解决故障的相关解决措施，找出了在日常工作中维护并联电容器组应注意的事项，为电容器组更高效的运行提供了保障。
参考文献
[1] 胡红光， 刘军杰. 并联电容器的运行环境与故障分析[J]. 高电压技术， 2012（02）.
[2] 宋春雨，变电所并联电容器的运行和保护方式[J].科技创新与应用，2012（10）.
[3] 王大川，张明新.并联电容器的运行维护[J].黑龙江电力，2012（9）.
[4] 靳东立. DWK型户外高压无功自动补偿装置[J].农村电气化， 2010（02）.
[5] 吴文斌， 吴敏. 农电网低压末端并联电容无功补偿与节电的分[J].杨凌职业技术学院学报， 2009（03） .
电容器组范文6
[关键词]氧化锌避雷器 并联电容器组 爆炸 原因 措施
1引言
氧化锌避雷器是用来保护电力系统中多种电气设备免受过电压损坏的电器。保护并联电容器组的氧化锌避雷器是氧化锌避雷器应用的一个重要领域，并且是以绝对的无可争议的优越性得到电力部门和使用单位的认同，但是该氧化锌避雷器发生爆炸也是一个不容忽视的问题，认真分析其爆炸的原因，得悉其防范措施，是一个有着现实意义的事情。
2并联电容器组用的氧化锌避雷器的特点：
2.1 装设位置的分类：①中性点；②电源侧；③与电容器并联；④与电抗器并联四类。
2.2从避雷器的角度看，电容器组是一个阻抗很小的设备，在电容器放电时将产生幅值大、陡度很高的放电电流。由于氧化锌避雷器的高度的非线性特性，截断超过保护水平的所有暂态过电压，而将剩余电荷留在未被扰动的的电容器中。无间隙氧化锌避雷器是非常适合保护并联电容器组的。
3、并联电容器组用的氧化锌避雷器的爆炸原因分析
3.1额定电压取值偏低
氧化锌避雷器的额定电压是表明其运行特性的一个重要参数，也是一种耐受工频电压能力的指标。通常避雷器的额定电压应在对系统暂态过电压的计算分析及样本提供的工频过电压耐受时间特性曲线比较的基础上，选择避雷器的额定电压。
在一定的电网电压等级和设备绝缘水平下，避雷器的额定电压越低，保护水平也越低，但保护裕度可以增大。所以我们平时就选用较低额定电压的避雷器。
3.2持续运行电压取值偏低
避雷器持续运行电压还应该大于或等于该系统的最高相电压，才能保证长时间运行下的热稳定。现在各标准、规范、导则已统一意见，按系统最高电压Um来选择氧化锌避雷器。
在GB11032-89中，无论是对额定电压，还是持续运行电压定义不够严密，而且取值又偏低，造成以前保护电容器组氧化锌避雷器频繁爆炸。我分公司所辖的一个输变电工区，仅一个站的保护电容器组用的氧化锌避雷器，从2000年投产至2004年，就爆炸过4次。究其原因就是额定电压和持续运行电压取值偏低。
3.3选型有误
有些生产单位会自己选择购买避雷器，特别是在氧化锌避雷器还不很普及的时候，以为与阀型的一样，对其的特殊性无所适从。我也有这样的体会，那是在九十年代末期，我所在的工区更换10KV线路的旧式阀型避雷器，几个站用的全部由上级单位订购。我们初期更换时，便不加选择地予以更换，及至发现有区别时，已为时往矣。
3.4未进行能量核算
通流容量是由SiC避雷器沿用下来的概念，即2ms方波冲击耐受试验电流。电容器用避雷器的特殊之处，在于它要承受电容器的放电能量，因此在设计中需进行能量核算。但是在制造厂通常提供的产品资料中，往往缺乏进行能量核算所必需的数据，例如2ms方波冲击电流所对残压U2ms、避雷器的极限吸收能量W／m等。按规程规定，电容器的储能小于氧化锌避雷器的通流能力时才可用氧化锌避雷器限制过电压。不进行通流能量的核算，如选择通流能力偏小，极易造成避雷器“不堪重负”而爆炸。
3.5受潮、老化、污秽的影响
3.51 受潮的原因主要与产品的生产、运输等有关。受潮的途径有两个：一是密封不良使潮气或水分侵入，密封垫的质量和组装工艺是关键；二是产品元件受潮或装配车间不合格造成的。随着质量观念的加强，多数厂家把生产质量放在第一位，加上检测设备的不断完善，受潮问题已不是爆炸的主要因素。
3.5.2 氧化锌电阻片老化引起的爆炸在国内尚未有具体的报道，但从其它类型的避雷器元件老化，从而造成避雷器热崩溃的问题上，氧化锌避雷也应引起足够的重视。
3.5.3 外部污秽可能引起瓷件表面电压分布不均匀，有可能使避雷器局部发热。为了耐受污秽，在泄漏距离的设计上，应明确其防污等级，多数厂家未能做到这一点。
4、防止并联电容器组用的氧化锌避雷器的爆炸的措施
4.1 提高质量
提高产品质量，重视产品的结构设计、密封、总装环境等因素，并将产品的运行和故障信息及时反馈回生产厂家，使产品质量能够不断得到改善和提升。
4.2 正确选择
正确选择氧化锌避雷器的各种参数，是保证其可靠运行的关键。主要应从以下几方面着手：
4.2.1正确选择避雷器的额定电压
氧化锌避雷器的额定电压是表明其运行特征的一个重要参数，也是耐受工频电压能力的指标。在《交流无间隙氧化锌避雷器》（GB11032-89）中对它的定义为“施加到避雷器端子间最大允许工频电压有效值”。众所周知，氧化锌避雷器的电阻片耐受工频电压能力与系统最高电压、暂时过电压、持续时间及系统绝缘水平有关，在定义中未给出作用电压的持续时间，也未明确电压的确切概念，所以不够严谨，取值也偏低。
GBJ64-83修订送审稿中对3~66KV无间隙金属金属物避雷器的额定电压Ur作出规定，即Ur=1.4Um。我认为这个规定值比以往的规定有所提高，更符合实际的运行情况，建议按这个规定实施较为可行。
4.2.2正确选择避雷器的持续运行电压
持续运行电压也是氧化锌避雷器的重要特征参数，该参数的选择对其运行的可靠性有很大影响。但是在GB11032-89中，把持续运行电压等同于系统最高运行相电压，显然是偏低的。而应当将持续运行电压取值为1.1Um，或取为0.8Ur。
在3~66KV中性点不接地系统中，与将持续运行电压Uc取值为1.1Um 与0.8Ur，相差是不大的。我认为将持续运行电压Uc取值为0.8Ur，将更好理解，也更有关联，也就是其额定电压取值一定，则其持续运行电压也是确定的。
4.2.3 进行能量核算
一般认为，在3~66KV系统中开断并联电容器时，其高压端对地出现的过电压，约可达到4~5倍的相电压。
当厂家可提供避雷器产品的2ms方波冲击电流所对应的残压U2ms时，可按通流容量法验算所选避雷器是否满足容量为Q的并联补偿装置的放电要求。其公式为：
Q≤1.3U2I2ms/(Usm-U2ms)
式中：Usm=K√2 Um/√3；K为操作过电压的倍数，一般取为5；U为额定线电压；I2ms为通流容量，即2ms方波冲击耐受试验电流；U2ms为2ms方波冲击电流所对应的残压；Usm为未接入避雷器时的操作过电压峰值。
当厂家可提供避雷器极限吸收能力W`m时，可按耗散能量核算法进行验算，这里不再详细说明。
一般情况下，系统中的其它参数不变的情况下，通流容量I2ms与电容器容量Q间可建立起一个对应关系，如果一组避雷器无法满足时，可要求厂家供应满足放电容量的避雷器或同时装置两组避雷器来满足要求。
4.3 加强监测
加强监测，及时检出避雷器的缺陷，也是保证避雷器安全、可靠运行的重要措施之一。必须按照规程规定定期进行预防性试验，保证避雷器的完好性。除对避雷器进行常规的试验外，值得推行的是带电监测全电流和阻性电流，可用专门的测试仪进行不定期的检测。
4.4装设脱离器
为防止避雷器发生爆炸时引起事故的扩大，可在每只避雷器底部装设脱离器，当避雷器遭受异常电压作用或发生爆炸时，能及时脱离运行电网，避免事态的扩大。
5、结束语
氧化锌避雷器是当今最理想的过电压保护装置，已得到电力部门和广大用户的认同，特别是用来保护电容器组用的氧化锌避雷器，更以其无可争议的优点获得人们的青睐。但是我们在选择和使用时应注意其特点，正确地选择氧化锌避雷器的参数，并在运行中加强监测，保证避雷器的安全、可靠运行。 参考文献：
1、 GB11032-89 《交流无间隙氧化锌避雷器》；
2、 陈启发编译的《无间隙氧化锌避雷器选择手册》；
