高壓并聯電容器范文

導語：如何才能寫好一篇高壓并聯電容器，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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【關鍵詞】單星形接線雙星形接線五防聯鎖　放電線圈

0　引言

高壓并聯電容器裝置主要用于10kw頻電力系統中，進行無功補償，提高功率因數，調整電網電壓，充分發揮設備效率，改善供電質量。在各類新建開關站建設的同時，老站改造項目也陸續開工，高壓并聯電容器裝置的需求量將逐年增加。相應的對高壓并聯電容器裝置運行的安全性、可靠性也提出了更高的要求。下面針對高壓并聯電容器裝置的一次元件、二次保護及控制以及五防聯鎖等方面的問題談談筆者的一些設計思路及經驗。

1　高壓并聯電容器裝置的分類和應用

按照接線方式，高壓并聯電容器裝置可分為單星形接線方式和雙星形接線方式；按照安裝方式，高壓并聯電容器裝置可分為背靠背布置方案、單列布置方案和一體柜布置方案。單星形接線方式主要用于有35kV進線的用戶項目和高壓電動機補償的場合，雙星形接線方式用于35kV(110kV)／10kV變電站中。

2　高壓并聯電容器裝置的一次元件

高壓并聯電容器裝置須符合DL／T604-1996《高壓并聯電容器裝置訂貨技術條件》和GB50227-95《并聯電容器裝置設計規范》等標準的各項規定。一次元件是整套裝置中最重要的設備，所以一次元件的質量關系到整套裝置的安全運行。高壓并聯電容器裝置的一次元件主要有：真空斷路器(真空接觸器)、高壓并聯電容器、單臺保護用熔斷器、串聯電抗器、電流互感器、放電線圈和氧化鋅避雷器等。

2.1　高壓并聯電容器裝置一次元件選型及部分參數的確定

(1)真空斷路器(真空接觸器)選型：當高壓并聯電容器裝置需要頻繁起動時選用真空接觸器，否則選用真空斷路器。

(2)高壓并聯電容器容量的確定：裝置電容器的容量應根據變壓器容量或高壓電機的功率確定，一般取容量或功率的(5％-20％)

(3)串聯電抗器電抗率的確定：確定電抗率的經驗公式是：1／(n次諧波)2。雙星形接線方式使用戶外空芯串聯電抗器，電抗率一般為1％，單星形接線方式使用鐵心串聯電抗器，電抗率一般為5％-6％。

2.2　高壓并聯電容器裝置一次元件常見的問題及解決辦法

(1)整套裝置噪音大

一般有兩種情況可能造成整套裝置噪音大，一種原因是電抗器質量問題，另一種原因是電容器質量問題，所以當發生此問題時需到現場檢查更換相應元件，

(2)開口三角電壓不平衡經常跳開關

有兩種情況可能造成開口三角電壓不平衡經常跳開關，一種原因是電容器壞了，造成開口三角電壓不平衡跳開關，另一種原因是電壓互感器質量不好，互感器自身三相不平衡也有可能引起開口三角電壓不平衡跳開關；

(3)真空接觸器機械故障

選用真空接觸器的項目一般都是負載頻繁變化的場合，所以接觸器的運動部位容易出現問題，另外接觸器的輔助觸點和二次回路的小接觸器也容易燒壞。

3　高壓并聯電容器裝置的二次保護及控制

高壓并聯電容器裝置的二次保護：單星型接線的高壓并聯電容器裝置采用開口三角不平衡電壓跳閘保護，雙星型接線的高壓并聯電容器裝置采用中性點不平衡電流保護，而不管采用單星型接線還是雙星型接線，電壓回路需裝三只放電燈，在停電檢修時電壓下降至50V所經過的時間應在5s以內；過電壓保護跳閘上級電容器出線開關。

高壓并聯電容器裝置的二次控制：雙星型接線一般用定時鐘控制裝置的分合閘，單星型接線一般用ABB公司的RVC控制裝置的電容器投切。

4　高壓并聯電容器裝置的五防聯鎖

高壓并聯電容器裝置的五防聯鎖分為機械聯鎖和電氣聯鎖。機械聯鎖一般有兩種做法，一種做法是當裝置內的隔離開關分閘且接地開關合閘時才能打開裝置的前后門，另一種做法是在裝置的前后門上安裝專用螺栓，當裝置進線柜進線電纜停電時才能用專用工具打開裝置的前后門；電氣聯鎖是裝置的進線柜前后門安裝強閉鎖，當上級接地開關合閘時才能打開裝置進線柜前后門，當高壓并聯電容器裝置進線柜前后門關上時才能分開上級接地開關。

5　高壓并聯電容器裝置安裝時應注意的問題

現場人員必須經安全培訓，有上崗證的人員才允許進站，電容器安裝時嚴禁攀拉套管，電容器在安裝前應進行電容量的分配，使各串聯段的最大與最小電容值之比不超過1.02，相與相之間的最大與最小電容值之比不超過1.02。連接油浸式電容器的母線須采用軟導線，干式電容器用硬母線，電容器布置應銘牌向外，以便檢查，電抗器一次接線樁頭與鋁排接頭用不銹鋼螺絲固定，鋁排搭接面需去氧化皮，刷導電膏后緊固。Y形接線的電壓互感器接一次線時A相接高壓母線，N相接中性點，電壓互感器不用熔絲；安裝結束后需沾示溫片：黃色為60度沾于電容器外殼的(上)2／3處l綠色為70度、紅色為80度，紅綠配對使用，沾于母線的接頭；電抗器為三相疊裝時中間要墊橡皮墊，用不銹鋼螺絲固定，緊固螺絲時要注意力度，以免拉壞瓷瓶。

6　高壓并聯電容器裝置在運行和維護時應注意的問題

(1)新安裝的或停運時間較長的裝置，在使用前必須進行耐壓試驗，試驗前后應檢測電容量；電容量有明顯變化，則不能投入使用，待查明原因處理后方可投入。

(2)裝置投入前，應用兆歐表測量放電回路是否良好。

(3)裝置投入時，應每天巡視檢查，若發現電容器箱殼明顯膨脹，外熔絲熔斷或其它異常現象應停止使用，待查明原因處理后方可投入。

(4)裝置自斷電后，電容器組雖通過放電回路放電，但當檢修人員接觸時，必須先掛上專用接地線，方可接觸、維護保養。

(5)電容器組自回路斷開后，1min內不得重新投入。

(6)新裝的裝置在投入前應做好各部分的清潔工作，運行一段時間后裝置也應定期清除污垢。

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關鍵詞：帶故障投切；電容器組；群爆分析

中圖分類號：TM53 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）04-0133-02

1 缺陷情況

2012年9月25日，某110kV變電站10kV#2電容器組517開關在14時01分59秒485毫秒發生限時電流速斷三相動作跳閘故障，且在15時02分12秒373毫秒零序差流動作，經現場檢查后發現#2電容器組已發生群爆，表面已爆毀了21條熔斷器，中性點CT爆裂，三相母排均有不同程度的燒蝕及彎曲，必須停電進行消缺工作以恢復供電。#2電容器組型號為：TBB10-6000/200-BL，電容單元型號為：BAM411/√3-200-1W，生產日期2002年12月和2003年3月。

2 原因分析

2.1 諧波情況分析

經過調查#2電容器組的一些情況：（1）該組安裝了熔斷特性一致蘇杭電氣勝天熔斷器廠生產的熔斷器；（2）系統電壓的運行長期基本對稱；（3）在變電站裝設了消諧裝置；（4）華南理工大學電力學院2010年9月和2011年1月對該站測量電網中高次諧波成分結果沒有超標；（5）電容器組的中性點沒有直接接地。從以上情況看出，可以排除熔斷特性不一致的熔斷器、系統電壓的運行不對稱、高次諧波成分高、系統共振、由于電容器組中性點直接接地的同時，發生10kV單相接地等因素造成的電容器群爆。

2.2 保護動作情況分析

據調查了解，該站電容器內部故障保護形式為熔斷器和繼電保護的方式，保護的動作原理均是由故障電容器在故障時引起電容變化，使故障支路與非故障支路之間電流和電壓產生不平衡而動作的，當電容器內部故障發生特別迅速時，繼電保護如不能快速反應就可能無法避免外殼爆裂。從保護信息反映，故障發生時，保護動作正確，排除電容器組接線錯誤和保護動作失靈的

原因。

2.3 繼保整定值方面分析

#2電容器組不平衡電流保護二次整定值為2A，此定值是根據南網及廣東電網公司相關的標準來整定，從多年來的運行實際經驗，電容器組不平衡電流保護二次整定值為2A是可行的，且此次故障也反映出保護動作是正確的。

2.4 故障原因綜合分析

綜合以上種種分析和推理，由于電容器的速斷保護動作，可以推斷出在電容器組內部發生了相間短路。首先#2電容器組A相某只電容極間接通造成短路，導致了相間母線短路，其結果造成了電容器的速斷保護動作。電容器組中未經電容器極間短接部分，通過熔斷器、母線經電容器的短路放電，導致了的熔斷器部分熔斷即“群爆”。

電容器在投切過程和長期運行中，元件中的個別弱點會老化擴大，甚至個別元件導致擊穿，出現電容量超差或絕緣性能不良等故障。因此在上次保護動作后，必須對電容器進行檢查和檢測，防止帶故障單元投運。特別是在電容器在合閘過程中，產生過電壓和過電流，導致電容器擊穿嚴重和故障擴大。

帶故障電容器單元合閘，合閘過電壓使電容器單元進一步擊穿短路放電，相鄰完好的多個電容器的大量儲能（此時電容器的電壓為合閘過電壓比額定電壓高許多其儲能更大）通過其串接的熔斷器及串接在故障電容器的熔器斷迅速注入故障電容器，產生巨大的放電電流，熔斷器動作的過程中，其開斷性能不良，不能迅速切除故障電流，造成熔斷器群爆，巨大的能量使熔斷器炸飛、到處閃絡放電、巨大的電動力造成母線彎折、瓷瓶燒傷炸壞，使故障擴大，甚至造成電容器爆炸。

由于單臺BAM411/√3-200-1W電容器沒有內熔絲，采用1.5倍額定電流的50A外熔絲以及中性點不平衡電流來實現保護，只有當單臺內部元件擊穿達到一定數量時，熔斷器才能完全切除故障單元，此時的故障單元已處于完全損壞或過電流運行狀態，而中性點不平衡電流（零序電流）保護整定值取得過大也為帶病單元超負荷運行提供條件，在沒有全部檢查電容器單元就以更換外熔絲投入運行，將加速故障單元內部元件損壞和絕緣下降，導致極間瞬間短路和故障相電壓下降，完好相序電壓升高，從而引起相間放電，完好電容器的大量儲能迅速注入故障電容器，最終導致熔斷器群爆，中性點瞬時的大電流使得CT還未躲過保護延時時間就發生爆炸，從而將事故擴大。

根據調取的保護信息，發生故障時#2電容器組限時電流速斷三相動作Ia=8.18A；#3電容器組限時電流速斷三相動作Ia=7.64A。所用的電流互感器變比為500：1，計算可知當時一次的故障電流高達4000A，而熔斷器的極限開斷工頻電流為1800A，熔斷器在高達4000A的故障電流時，必然導致非正常熔斷，發生如下圖1所示的爆毀現象。

3 處理對策

更換#2電容器組故障電容器及其保險以及中性點CT，修復母排并家對電容器組不平衡保護電流整定值進行計算校驗后各項條件均為合格，故障消除，取得了很好的效果，可以恢復運行。

4 結語

發生電容器中性點CT保護動作后，應全面檢查全部電容器單元，在確認無故障后才能投入電容器，帶故障單元投入電容器將會引起事故擴大甚至引發電容器群爆現象，當單只電容熔斷器燒斷時，可以采用電容電感測試儀方便地檢測全部單元，及時發現其他可能有缺陷的電容器，并進行更換，從而將安全隱患及時消除。

參考文獻

[1] 倪學鋒，盛國釗，林浩.我國電力電容器的運行與改進建議[J].電力設備，2004，（9）.

[2] 劉文山，徐林鋒，周菲.廣東電網電力電容器運行統計分析[J].電力電容器與無功補償，2008，（4）.

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【關鍵詞】串聯電抗器；消除諧波；電抗率

1、前言

500kV惠州站裝有并聯電容器作為系統無功補償裝置,為了消除系統諧波及限制合閘涌流在高壓并聯電容器裝置中串聯了電抗器,然而串聯電抗器與電容器組絕不能任意組合,在實際應用中由于電抗器參數配置、接線方式、保護方面存在問題,導致了電抗器異響、燒毀、諧波放大等事故。因此，通過對500kV惠州站并聯電容器中串聯電抗器的選擇和作用進行分析介紹，以便讓讀者對串聯電抗器的作用和參數選擇有一個更為清晰的了解。

2、基本情況介紹

500kV惠州站在3臺主變的35kV側分別裝有3組并聯電容器裝置，其裝設的容量為主變容量的16%，并聯電容器組采用雙星型接線方式（每相電容為五并四串）[2]，雙星型同相并接后再串聯電抗器。（如圖1所示）

串聯電抗器參數均滿足限制涌流的要求。

4、消除系統諧波

在電力系統中, 電氣設備所產生的高次諧波電流將引起系統中電壓波形的畸變, 是電氣設備的又一公害, 它將嚴重影響電容器組的正常運行, 由此必須采用加裝串聯電抗器的辦法對諧波加以抑制。眾所周知, 串入電抗器后, 對基波來講不會有大的影響, 但對諧波來說卻發生了很大的變化, 這些非正弦波形可以用數學分析的方法分解成工頻的基波和各種倍數頻率的諧波。但對電容器來講, 一般不存在偶次倍數的諧波。因此主要考慮3、5、7、11、13 等次諧波的影響。根據公式：

當電容裝置接入處的背景諧波為3次，且含量已超過或接近標準時，宜選用12%串聯電抗器。

當電容裝置接入處的背景諧波以3、5次為主，且兩者含量均較大（其中之一已超過或接近標準時），宜采用12%與4.5%～6%兩種電抗率混裝方式，以保證抑制3次諧波放大為前提（據驗算，串接12%電抗器的電容器組容量大于總裝置容量的15%即可。詳見文獻［4］）。該方案的優點是比全部串接12%方案可降低無功與有功損耗，缺點是對投切程序必須先投12%的電容器組，再投低電抗率的電容器組，切除則相反。

5、總結

由以上分析可知，500kV惠州站并聯電容器組中串聯的電抗器的參數選擇是滿足系統關于限制涌流和消除諧波的要求的。出于降低有功及無功的損耗，系統中3、5次諧波對系統危害及裕度考慮，第I組并聯電抗器中串聯電抗器采用了12.1%的電抗率，第II,III組并聯電抗器中串聯電抗器采用了5.34%的電抗率。但我們要注意的是，平時我們在投入電容器時，必須先投入第I組，后投II,III組，不然II，III組電容器中串聯的電抗器無法消除3次諧波會引起事故，切電容器時，次序相反。

【參考文獻】

［1］張全元 ．《變電運行現場技術問答》 中國電力出版社，2003（7）

［2］楊萬青 . 《500kV惠州站現場運行規程》 廣東電網惠州供電局，2007（5）

［3］楊昌興，華水榮 .《關于串聯電抗器選用疑題的剖析》 電力電容器 ，2001（4）

［4］邱關源.《電路》 高等教育出版社，1999（6）

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關鍵詞：特高壓變電站；無功補償裝置；電容器組

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.14.149

0 前言

特高壓變電站低壓側無功補償裝置主要由兩部分構成，分別為并聯電容器與并聯電抗器。對于特高壓變電站低壓側無功補償裝置在電壓方面，進行多次的實驗證明，最終確定在110kv的等級，裝置內部的電容在系統專業性分析后也調整為210Mvar。特高壓變電站低壓側無功補償裝置在接線形式及故障保護等方面需要大量技術作為支撐，這其中有較多是我國自主研發設計的。

1 特高壓變電站低壓側無功補償裝置的技術原則

1.1 電壓原則

特高壓變電站低壓側無功補償裝置在電壓的設計中原定為132kv，提出該項數據的原因是因為電壓提升，電流數據就可以適當減低，這樣裝置在實際使用中就可以使用我國向他國出口的產品。但是，我國電力系統的電壓管理中國并沒有該等級的電壓數值，想要將電壓設計為132kv就需要將配電裝置全部重新設計，我國電力系統的相關文件中要求如果配電裝置電壓進行重新設計，需要重新建立相關的管理制度及安全標準，這樣就會帶出一系列的電力問題。因此在多次研究中最終確認電壓為110kv，我國的電力系統中有110kv的電壓等級，并且在實際運行及管理方面已經有相關經驗。

1.2 容量原則

特高壓變電站低壓側無功補償裝置中的設備間使用的是分組容量形式，最開始設計的容量值為240Mvar，但是這種容量在于110kv電壓共同運行的情況下，回路電力與額定電流在相互協同運行中存在一定難度，經過科研人員多次調整計算，最終將容量調整為210Mvar，這樣容量在于電壓協同工作中就不會造成電流的不協調運行，保證特高壓變電站低壓側無功補償裝置的正常運轉[1]。

1.3 中性點接地形式

1.3.1 直接接地形式

使用直接接地形式最大的好處就是我國已經有相當多的經驗可以進行參考。我國在110kv電壓等級建設中使用的接地形式主要就是直接接地，對于設備的絕緣性及重要參數方面都可以直接在已經設計成型的產品中選擇，并且這些產品在供貨及售后方面都可以進行保證。直接接地形式使用中也會出現一些問題，如果帶相接地放生故障時，裝置開關馬上就會發生跳閘情況，并且跳閘的次數將遠遠高于不接地方式多。無功補償裝置變壓器中具有一個特殊點就是在第3組中沒有接地點，使用連接的是變壓器，如果這個變壓器出現問題就需要重新對于裝置進行設計分析，增加了裝置設計中的成本。

1.3.2 不接地形式

使用不接地形式最大的好處就是裝置內的特殊變壓器沒有中性接點，并且在實際操作中已經具有一定經驗。不接地形式在實際設計中不需要安裝具有過渡性質的變壓器，大大降低了無功補償裝置的經濟成本，在電力系統的規定中，不接地形式的電力系統單相方面發生故障可以在兩個小時內不退出運行，這樣方便裝置維修人員對于故障的查找。不接地形式在實際使用中也存在一些問題，例如斷路器中的電流情況難以掌握[2]。

2 特高壓變電站低壓側無功補償裝置中的并聯電容器

2.1 電容器接線方式

特高壓變電站所使用的電容器組具有容量較大、電容器單臺數較多的特點，根基安全設計第一的原則，傳統的雙星、單星、多星接線方式已經并不適用了，在多次研究后確認使用接線的方式為每相雙橋差接線形式。每相雙橋差接線方式可以提升裝置在實際運行中的安全穩定指數，保證保護動作的靈活性。每相雙橋差接線方式在我國電力系統中是第一次使用，國際中也并沒有使用記錄，因此在實際操作中并沒有經驗可以參考。使用這種接線方式是因為電容器的特殊性質。

2.2 保護形式

對于無功補償裝置中的電容器保護要求為：對于電容器中的每一個個體都應該擊穿，在電容器內電壓可承受的范內，將存在安全故障的元件停運。因此對于電容器的保護方式主要分為三種，分別為內熔絲、外熔斷器、內熔絲動作隔離。無功補償裝置中的電容器是由多個個體組成的，在實際運行只能怪需要協同工作，也需要單獨運行，因此將單個或者整體電容器故障元件擊穿也是經常發生的事情，能夠出現一個電容器的故障，但是絕對不能出現因一個電容器影響這個電容器組運行的問題，這樣會嚴重影響電容器組的運行[3]。

3 無功補償裝置中的并聯電抗器裝置

3.1 接線方式

并聯電抗器裝置所使用的接線方式還是傳統的單星形不接地方式，這種接線方式與電壓為66kv一下的電抗器接線形式完全一樣，并沒有什么特殊性。

3.2 安裝布置

對于電抗器的安裝布置主要有兩種形式，分別為垂直疊裝和水平并放。垂直疊裝安裝方式需要在繞組間添加絕緣支撐裝置，這種裝置的缺點就是高度較高，支撐裝置需要將電抗器的重量全部承受，對于機械強度的要求較為嚴苛，增加了電抗器的經濟成本。選擇水平并放的安裝形式，對于支撐裝置的機械強度要求便沒有那么嚴苛，甚至可以取消支撐裝置，但是這種安裝方式對于場地有一定的要求，無功補償裝置中的體積需要適當增加，讓電抗器水平可以進行安裝并留有空間。

4 結論

本文所確定的特高壓變電站低壓側無功補償裝置的參數，都能夠將特高壓變電站在實際運行中的需求滿足，保證裝置運行的穩定及安全，讓無功補償裝置在高電壓及低電壓的情況下都可以暫時接受，降低特高壓變電站出現問題的可能性。

參考文獻：

[1]黃元生，崔勇，洪浩，鄧佳佳，尹璽.特高壓變電站無功裝置主斷路器合閘控制優化改進及效益評估[J].高壓電器，2013（06）：57-61.

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7.1.1 油浸箔式高電壓并聯電力電容器單元的結構及制造

高電壓并聯電力電容器通常為油浸式，其極板由鋁箔構成，故稱油浸箔式。主要由元件、絕緣件、連接件、出線套管和箱殼等組成，有的電力電容器內部還裝設放電電阻和熔絲。

電力電容器元件、絕緣件等制造和裝配均在高度潔凈（不劣于10000級）的環境中進行，然后按工藝要求對組裝好的電力電容器進行嚴格的真空干燥處理，除去內部的水分、空氣等，并用經過凈化處理的絕緣油進行充分的浸漬，然后進行封口，使內外隔絕，防止介質受大氣、水分作用而發生絕緣性能降低和早期老化，影響電力電容器的使用壽命和使用可靠性。

下面對電力電容器的主要部件作一些介紹：

（1）元件

元件是電力電容器的基本電容單元，它是由電介質和被它隔開的電極所構成的部件。高壓并聯電力電容器中的元件通常由兩張鋁箔作極板、中間夾多層薄層固體介質卷繞后壓扁而成。隱箔插引線片結構是電力電容器元件的傳統結構，其極板利用率高，制作工藝簡單。但由于在鋁箔邊緣和引線片上常有肉眼看不見的毛刺和尖角，使元件及引線片引出部位局部電場集中，在過電壓的作用下，電場集中的地方會首先發生局部放電。為了防止早期損壞，電力電容器只能在較低的電場強度下工作。鋁箔凸出折邊結構是針對隱箔插引線片結構的缺點而作出改進的一種結構。兩張鋁箔分別向一邊凸出于固體介質層之外，鋁箔的另一邊則向內折邊，處于固體介質層邊緣之內。元件不插引線片，而由凸出的鋁箔引出和導入電流。這樣就可基本消除邊緣鋁箔和引線片的毛刺和尖角對局部電場分布的不良影響，使電力電容器元件的局部放電起始、熄滅電壓和擊穿電壓得到提高。由于與插引線片結構比較，元件的導電路徑大大縮短，并消除了引線片與鋁箔的接觸電阻，所以這種結構的電力電容器的損耗更低。鋁箔凸出折邊結構的元件，其局部放電起始場強比不折邊的元件高23%～43%。

美國Cooper公司從上世紀90年代開始采用經激光分切的鋁箔設計、制造電力電容器。鋁箔經激光分切后，邊緣呈圓柱。這種構造同樣有利于降低鋁箔邊緣部位電介質和電場強度，從而提高電力電容器的電氣性能。

（2）箱殼 （3）套管和導電桿

線路端子采用瓷質的油絕緣套管，外部采取多個傘裙的形式以增長爬電距離。表面涂釉燒結，其機械強度、工頻擊穿電壓、外表干閃絡、濕閃絡和內腔油中閃絡距離均應在套管設計時予以充分考慮。載流導體即導電桿采用銅棒，導電桿上端有螺紋，下端焊有銅絞線，載流密度一般不超過2.5A/mm2，銅絞線在套管腔內與電力電容器心子出線連接，表面有紙層或紙管覆蓋。制造工藝良好的電力電容器，套管內腔應基本上充滿絕緣油。套管與導電桿及套管與箱殼連接目前有兩種方式，即釬焊式和裝配式。裝配式是將套管與導電桿法蘭及套管與箱殼的連接部位制作成密封機構，嵌入橡膠密封圈加力壓入，并注入密封膠。套管與導電桿及套管與箱殼連接部位強度不可能很高，在搬運、安裝電力電容器時，應盡量避免直接受力，嚴禁拎套管。外部與電力電容器線路端子的連線應采用軟導線，以免硬質導電排熱脹冷縮時產生應力而破壞套管部位的密封，從而導致因電力電容器的密封問題而發生漏油現象。

（4）絕緣件

電力電容器內部的絕緣件主要由電纜紙及電工紙板經剪切、沖孔、彎折而制成，由其構成元件間、元件組間、心子對箱殼間、引出線對箱殼間、內部熔絲對元件間等處的絕緣。絕緣件的制作應在凈化環境下進行。

（5）內部熔絲

并聯電力電容器用內部熔絲是設置在電力電容器內部的有選擇性的限流熔絲，設置方法是每個元件一個，故也稱為元件熔絲。內部熔絲的動作是由元件擊穿引起的，通過元件熔絲動作將故障元件瞬時斷開，從而使該電力電容器單元的其余部分以及接有該電力電容器單元的電力電容器組繼續運行。外部并聯電力電容器數量和電源系統可達到的短路電流不影響內部熔絲的限流。

應注意：內部熔絲對電力電容器內部連線之間的短路或帶電部分與外殼之間的短路不提供保護。

目前尚無對元件熔絲額定電流的定義及相應的試驗方法。在設計中通常采用比元件最大電流大得多的電流作為元件熔絲的額定電流，這意味著其僅斷開故障元件。元件熔絲應符合前面所述的隔離要求和承受要求。電壓等級3kV 及以上容量較大的高壓并聯電力電容器單元內部均有元件的串并聯，在一個元件擊穿后，所有并聯元件將其貯存能量的一部分釋放到故障元件內，而工頻電流被串聯連接的剩余的完好元件限制。若電力電容器內部的元件均是先并后串，在電力電容器一個故障元件斷開之后，電力電容器在相應降低了的容量下繼續運行，這時與被斷開的故障元件相并聯的完好元件上的電壓最高，約為初始電壓的mn/[n(m-1)+1]倍（式中m為電力電容器單元中元件并聯數，n為元件串聯數），在Y形連接中性點不接地情況下，由于中性點位移，電壓可能更高。

（6）內部放電器件

電力電容器單元是否需裝內部放電電阻應視使用場合而定。如果電力電容器或電力電容器組額定電壓屬中壓級，裝設了放電線圈，則電力電容器單元中不必裝放電電阻。若電力電容器組應用于超高壓場合，無法裝設放電線圈，那么電力電容器內部裝設放電電阻就必不可少了。電力電容器單元中的放電器件是放電電阻，放電電阻接在電力電容器內部引出端之間，通常設置在電力電容器箱殼的頂蓋下方。放電電阻應有足夠的耐受電壓能力和功率，特別應顧及到電力電容器極間可能進行直流耐壓試驗的情況。放電電阻通常由多個電阻串并聯后組成，電阻之間和電阻與引出端子之間的連接必須可靠。

單相電力電容器單元中的放電電阻值的計算式為：

式中：R——放電電阻值，MΩ

C——電容，μf

UN——單元的額定電壓，V

UR——允許剩余電壓，V

篇6

關鍵詞：電容器；傳感器；在線監測系統

中圖分類號：TM85 文獻標識碼：A

1 現狀概述

國外許多電力公司從上個世紀70年代就開始研究并推廣應用變電設備在線監測技術，主要目的就是減少停電預防性試驗的時間和次數，提高供電可靠性。

（1）帶電測試階段。這一階段起始于70年代左右。當時人們僅僅是為了不停電而對電氣設備的某些絕緣參數（如泄露電流）進行直接測量。設備簡單，測試項目少，靈敏度較差。

（2）從80年代開始，在線監測技術從傳統的模擬量測試走向數字化測量。

（3）從90年代開始，以計算機處理技術為核心的微機多功能在線監測系統。

在國內，在線監測技術的開發與應用始于上世紀80年代。計算機應用剛剛起步，當時的在線監測技術水平較低。到2000年后，隨著在線監測技術的不斷成熟及客觀的需要，在國內很多地區的供電企業都已開展了這項工作。

2 典型案例

摘錄官方統計的數據：

2004年10～110kV的開關的事故率0.011～0.022臺次/百臺年

2004年110kV及以上變壓器的事故率為0.4臺次/百臺年

廣東省2007年高壓并聯電容器的故障率為5臺次/百臺年

（1）1996年6月18日19：14賀州市電業公司八步變電站在人工分閘過程中，戶外2#，5#電容器發生爆炸。

（2）1982年佳目斯局樺南變的三角型結線電容器組，單臺裝用低壓保險，一臺電容器發生爆炸后，將廠房和396臺電容器全部燒毀。

（3）2001年4月30日8：54，某一變電站，在主控室，電容器的速斷保護信號繼電器動作掛牌，造成外側10kVII段與電容器串聯接地極擊斷，電抗器本體噴油著火，A，B相熔斷器全部熔斷。

3 存在問題

（1）瓷套管及外殼滲漏油

電容器是全密封的電氣設備，由于制造工藝、運輸等原因，密封不良出現滲漏，導致套管內部受潮，絕緣電阻降低。隨著電容器運行電壓、溫度等變化，內部壓力增加，滲漏油更為嚴重，使油面下降，元件上部容易受潮擊穿而損壞。

（2）瓷絕緣表面放電閃絡

電容器在運行中缺乏定期清掃和維護，其瓷絕緣表面因污穢嚴重，在電網出現內、外過電壓和系統諧振的情況下導致絕緣擊穿，局部放電，造成瓷套管閃絡破損，響聲異常。

（3）外殼鼓肚

當電容器內部元件發生故障擊穿時，介質中將通過很大的故障電流，電流產生的電弧和高溫使浸漬劑游離而分解產生大量氣體，使得電容器的密封外殼內部壓力增大，導致電容器的外殼膨脹鼓肚，這是運行中電容器故障的征兆，應及時處理，避免故障的漫延擴大。

（4）熔斷器熔斷

電容器內部元件發生故障擊穿，熔斷器安裝接觸不良發熱，以及熔斷器的額定電流選擇不當，電容器合閘瞬間，由于電容器處于充電狀態產生很大的沖擊合閘涌流，涌流過大均能使熔斷器熔斷。

（5）電容器爆炸

運行中電容器爆炸是一種惡性事故，當電容器內部元件故障擊穿引起電容器極間貫性短路時，與其并聯運行的其他電容器將對故障電容放電，如果注入電容器的能量大于外殼所能承受的爆破能量，則電容器爆炸，如果電弧點燃的液體介質溢流，還會造成火災。

4 原因分析

（1）電容器電容量的微小變化

電容器電容量出現微小變化是電容器事故前的最早征兆，表明熔絲已經切除了單個電容器。

（2）運行電壓過高

電容器介質上的額定工作場強比其它電器高25～30倍，是高壓敏感設備。電力行標DL/T 840—2003中規定為1.05倍額定電壓。電容器過壓保護及VQC均使用母線PT，不能直接測定電容器端電壓及累計超出允許的幅值及持續時間。

（3）運行電流過高

運行規程對三相電流的控制有兩個指標，一是不超過額定電流的30%，二是三相不平衡電流不應超過±5%。

（4）電容器的絕緣變化

電容器自身的介質損耗及其它發熱元件引起本體溫升，而溫升又會反過來加大介質損耗，是一種惡性循環。

（5）電抗器的運行工況

電抗器匝間短路對運行電流及電容器端電壓無明顯影響，過流、速斷、差壓、不平衡電壓、不平衡電流保護均不起作用，是電容器保護的死區。

（6）運行溫度過高

溫度過高導致tgδ迅速增加，降低介質的擊穿強度。技術監督規程把室溫超過35℃列入三級報警，超過40℃列入二極報警，當采取降溫措施無效時電容器應退出運行。

（7）電容器投切瞬間工況

電容器在投入時會出現涌流，合閘彈跳及分閘重燃會在電容器端產生較高的過電壓。

（8）高次諧波引起過電流

電容器正常運行時不希望電流中含有高次諧波，因此選擇了不同電抗率的電抗器，以減弱諧波電流對電容器的侵襲；少量熔絲熔斷后，電容器雖然可以照樣運行，但有一個副作用，就是電抗率向減少方向發生漂移，有可能使限制的諧波電流進入放大的頻率范圍。電力電容器對諧波電流有一定的承受能力，規程把諧波電流含量統一納入到1.3倍的額定電流之內。

（9）放電線圈運行工況

放電線圈除具有電容器放電功能之外，還向保護提供不平衡電壓。

6 提升措施

高壓并聯電力電容器作為一種極為重要的無功電源，對于改善電力系統的結構、提高功率因數、改善電壓質量、降低線路損耗起著重要的作用，在各種電壓等級的變電站中得到了廣泛的應用。因此對電力電容器運行狀況進行在線監測是一種防止電力電容器發生事故的有效途徑。系統運行時連續監測并存儲高壓并聯電容器的運行工況，包括電容器運行電壓、運行電流、電容量、介質損耗、絕緣狀況、高次諧波、環境溫濕度、投切次數及狀態（涌流及重燃錄波）、運行時間等數據。當電容器出現電壓越限、電流越限、諧波超標、熔絲熔斷、電容量變化越限、電抗器匝間短路、絕緣降低、室內超溫等情況時啟動錄波并發出報警信號。

（1）傳感器技術：根據現場電容器的實際容量、接線方式、安裝方式等設計高精度電流、電壓傳感器，高精度的信號轉換是電容器在線監測的基礎。

（2）硬件技術：高壓并聯電容器在實際運行中，絕緣性能并不是瞬間變化的，故障都是經過長期緩慢的變化才形成的。系統的高配置部件是為了能夠更加精確的采集電容器的運行數據。

（3）軟件算法的實現：裝置只采集高壓電容器運行電流、電壓、溫度和濕度，需要經過一系列復雜的軟件算法計算諧波電流、諧波電壓、電容量、介質損耗因數、絕緣電阻、有功損耗等值，這些軟件算法是實現電容器在線監測的軟件基礎。

（4）后臺監控系統的設計：后臺監控系統實現高壓并聯電容器的遠方監控，可以在遠方監控電容器的運行工況，分析運行狀態，作為一個方便的人機界面，為電容器在線監測系統的應用提供了簡便的操作平臺。

（5）實時通信功能的實現：為了實現后臺和裝置的數據共享，在線監測裝置提供三種通訊方式的實現，分別為RS485、以太網和GPRS無線通訊。這三種通訊方式可以滿足現場數據傳輸的需要，實時將電容器的運行狀況傳輸至不同地點的后臺監控系統上。

結語

本文主要闡述高壓電容器的研究現狀，典型案例，存在的問題，原因分析和提升措施。并研制出了一套KZ160E高壓電容器在線監測系統。

參考文獻

[1]黨曉強，劉念，蔣浩.電力系統中高壓電容設備在線檢測的研究[J].電工技術雜志，2003（10）.

[2]續利華.電力電容器常見故障的原因分析及相應處理[J].電力學報，2001（02）.

篇7

關鍵詞：放電線圈 線圈接線 分析判斷

Analysis of Discharge Coil Explosion of Shunt Capacitor

MIAO Hai-tao LIU Tao LI Lei LIU Juan

（Herong electric Limited by Share Ltd，710200）

Abstract：with the example of discharge coil explosion， explosion analysis， reasons for not connected to ground， the wiring correct， and makes technical analysis.

Key words：discharge coil； coil wiring； analysis.

高壓并聯電容器裝置是電網無功補償的重要設備，是保證電網穩定運行的重要技術手段。并聯電容器為了適應電力系統無功功率和電壓的變化，需要進行頻繁的操作。當電容器合閘時，會產生很大的沖擊合閘涌流和很高的過電壓，其輔助設備放電線圈能夠使電容器組上的殘留電壓下降到初始值的10%以下，因此它擔負著放電的重要作用。但是由于放電線圈承受過電壓，或者接線不當，都會留下安全隱患，造成設備爆炸和人員的傷亡。本文就放電線圈爆炸的實際案例進行分析，希望大家對電容器用放電線圈同樣引起足夠的重視。

1.故障實例

7月15日，公司接到用戶反映，我公司生產的干式放電線圈出現問題：1.造成過流保護動作；2.放電線圈爆炸；3.變電站停電。用戶要求公司派技術人員現場分析問題。爆炸產品圖1如下：

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圖1 產品爆炸圖片

經現場檢查，干式放電線圈澆注體整體裂開松散，內部線包擊穿短路、大部分被燒毀、線包外漏。檢查產品接線，發現沒按照安裝要求進行接線。從事故的最終檢查分析為放電線圈的接線錯誤是造成產品爆炸的原因。

2.事故分析

在檢查放電線圈的接線時，發現爆炸產品明顯的鐵芯接地端子沒有進行接地連接。

當放電線圈鐵芯未接地，在合閘時，鐵芯就會產生高的感應電壓，且為很高的懸浮電壓，導致鐵芯對二次繞組的電位超過產品絕緣耐受的電壓而擊穿（二次對地耐壓為3000V），繼而引起二次短路并帶高壓，致使一次繞組電壓遠高于系統電壓，瞬間能量過大引起一次爆炸，電容器短路，造成過流保護動作，使整個變電站停電。

當時在變電所運行的有同樣型號的兩套設備，及兩組放電線圈，而另一組產品沒有問題，運行正常。檢查這組產品的接線，全部按要求進行接線，鐵芯接地端子連接牢固。由此，我們確定產品爆炸的原因為接地線沒有連接，導致鐵芯很高的懸浮電壓擊穿線圈絕緣，造成線圈短路引起爆炸。

3.結語

（1）嚴格按照安裝要求正確接線。GB 50227-2008 并聯電容器裝置設計規范中的4.2.6項要求：“1.放電線圈與并聯電容器宜采用直接并聯接線。2.嚴禁放電線圈一次繞組中性點接地”。放電線圈首末端必須同電容器首末端相連（即：電容器與放電線圈線先并聯后接成星形接線），禁止使用放電線圈中性點接地方式。

放電線圈的正確接線如圖2所示，這兩種接線不論電容器的狀態如何，如三相對稱與否，三相電壓是否平衡都不影響放電效果。因為這樣的接線，其效果各相是可以互相獨立完成的，能保證任何條件下，電容器脫離電源后，可將電荷放干凈，并給出正確的指示和保護信號，達到保證人員和設備安全要求。

圖2 放電線圈正確接線

開口三角電壓保護接線

相電壓差動保護接線

（2）對于油浸式全密封放電線圈，因鐵芯放置在箱殼內，鐵芯與外殼緊密連接，而產品整體又放置在支架上，支架上有可靠的接地。干式放電線圈，是環氧全澆注體，鐵芯被絕緣澆注體全部包圍，設計時專用的接地端子必須與地進行可靠的連接。

參考文獻：

[1] GB 50227-2008. 并聯電容器裝置設計規范。

篇8

【關鍵詞】無功補償；功率因數；高壓配電室

0 前言

焦化廠第四配電室2011年年底建成，次年年初投運，四配電是變電、輸送、供電三位一體的綜合大型配電室，由2條高壓電源進線，雙線電源供電，回路分三段，電壓等級10kV，44塊高壓配電屏、6塊低壓配電屏組成，具備有專業電腦微機監控室，有電源切換、交直流逆變，微機線路保護，數據打印，電腦監控功能。但是，自2012年投運初期，因高壓微機綜保上顯示系統功率因數低，僅為0.78左右，導致現場負荷出力少，系統損耗大，所以必須進行高壓無功集中補償，來維持電壓水平和提高電力系統運行的穩定性，使配電系統能夠安全經濟運行。

1 無功補償的目的

一般來說，在供電系統中輸送的有功功率保持恒定的情況下，若設備的功率因數降低，無功功率就要增加，這樣勢必就要在輸電線路中傳輸更大的電流，使輸電線路的有功功率損耗和電能損耗增大。功率因數過低還將使線路的電壓損耗增大，結果負荷端的電壓就要下降，甚至會低于允許偏移值，從而嚴重影響異步電動機及其他用電設備的正常運行。此外，功率因數降低會使系統內的電氣設備容量不能充分利用，因為變壓器都有一定的額定電壓和額定容量，在正常情況下，這些參數是不容許超過的，根據P=UIcosΦ關系式，功率因數降低則有功出力也將隨之降低，使設備容量不能充分利用。所以，必須設法提高系統中各相關部分的功率因數，以充分利用設備的容量，增加輸電能力，減少功率損耗和電能損耗，以達到節約電能和提高供電質量的目的。提高功率因數的方法有提高自然功率因數和采用無功補償提高功率因數兩大類。當采用提高用電設備自然功率因數的方法后，功率因數仍達不到要求時，就需要采用無功補償方法來實現。

2 無功補償的實現

考慮到并聯電容器補償無功功率具有結構簡單、經濟方便等優點，焦化廠四配電采用靜電電容器作無功補償，其產生超前電壓容性電流特性，與電動機、變壓器產生滯后電壓感性電流相抵消（補償）作用。設計線電源側分別并聯靜電電容器使前端電網上的無功電流大大降低，功消耗即得到補償，補償方式為高壓集中補償，分兩組進行補償，第一組容量為600kvar，第二組容量為1200kvar。

裝置選用TBB10-1800型的無功補償，該系列高壓無功集中補償裝置采用優質高壓電力電容器，具有可靠性高、壽命長、損耗小、運行溫升低、故障率低等特點，電容器外置放電元件，保證裝置在脫離電網后，5S內將殘壓降至50V以下。電容器采用單星形接線方式，保護方式主要有過壓、欠壓、過流、速斷、開口三角保護。電容器采用BAMRr12/√3-200-1W，ABB公司產品，單臺電容器容量為200kvar，電抗器采用CKSCL-144/12/√3-12%，配置為電抗率12%的串聯電抗器。

2.1 全站負荷計算

負荷計算采用需要系數法

主要計算公式有：有功功率：P = Pe?Kd

無功功率：Q = P ?tgΦ

視在功率：S = P/CosΦ

計算電流：I= S/1.732UN

取系數K∑p = 0.9； K∑q = 0.97

根據表1可算出：∑Pi = 5244kW； ∑Qi = 3926kvar

則 P= K∑P∑Pi = 0.9×5244kW = 4720kW

Q= K∑q∑Qi = 0.97×3926kvar = 3808kvar

由S2 = P2+Q2得出S≈6065kV?A

I= S/1.732UN ≈350A

COSΦ = P/S= 4720/6065≈ 0.78

表1 2#回收10kV配電所高壓供電負荷計算書

2.2 功率補償

按上級電網要求COSΦ≥0.9，而由上面計算可知COSΦ=0.78

根據補償要求：

Qc = 4720×（tanarc cos0.78-tanarc cos0.97）kvar

=2604kvar 取Qc=2600 kvar

無功補償后，變電所低壓側的計算負荷：

由式S′2= 47202+（3926-2600）2 得出S′=4903kV?A

變壓器的功率損耗為：

QT = 0.06 S′= 0.06 * 4903 = 294 kvar

PT = 0.015 S′= 0.015 * 4903= 74 kW

四配電高壓側計算負荷為：

P′= 4825+ 74 = 4899 kW

Q′= （3926-2600 ）+ 294= 1620 kvar

由式S′2 = （P2 + Q2） 得出S′= 5160 kV?A

無功率補償后，該站的功率因數為：

cosΦ′= P′/ S′= 4903 / 5160= 0.95

則該站的功率因數為：

cosΦ′= P′/S′= 0.95≥0.9

因此，實現了四配電的高壓無功集中補償。

3 結束語

TBB10-1800型補償裝置以其結構簡單，性能良好，可進行動態無功功率補償、電壓控制，提高了傳動設備運行的可靠性和電網質量，降低了設備能耗和故障率，為焦化廠生產設備穩定運行打下了良好的基礎。

【參考文獻】

篇9

關鍵詞：晶閘管投切電容器 控制系統 檢測系統

中圖分類號：TM761 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2012）12（c）-00-02

隨著電力系統的發展和技術進步，電能質量問題日益得到重視，許多新技術設備應運而生。目前，為了減少損耗以及調整電壓，提高系統的功率因數，在各級變電站里廣泛使用了新型電容器組進行系統的無功補償，這些電容器組的正常運行對降低線損和提高電能質量起著重要作用。晶閘管投切電容器就是其中的一種，于近年來得到了較大發展。晶閘管投切電容器具有無功功率補償性能的優良動態，適合經常有波動性負荷和沖擊性負荷的電網。與機械投切電容器相比，晶閘管作為電容器的投切開關克服了采用機械開關觸頭易受電弧作用而損壞的缺點，可頻繁投切，且投切時刻可精確控制。晶閘管投切電容器的上述優良的動態性能，促使其近年發展迅猛，該文對該技術的現狀及最新發展動向進行了介紹。

1 晶閘管投切電容器的分類

晶閘管投切電容器（thyristor switched capacitor，簡稱TSC）是利用晶閘管作為無觸點開關的無功補償裝置，它根據晶閘管具有精確的過程，迅速并平穩的切割電容器，與機械投切電容器相比，晶閘管具有操作壽命長，開、關無觸點，抗機械應力能力強和動態開關特性優越等優點。晶閘管的投切時刻可以精確控制，能迅速的將電容器接入電網，有力的減少了投切時的沖擊電流的優點。TSC可按電壓等級或按應用范圍劃分。按電壓等級劃分為：低壓補償方式和高壓補償方式。低壓補償方式適用于1 kV及以下電壓的補償，高壓補償方式（即補償系統直接接入電網進行高壓補償）則對6～35 kV電壓進行補償。TSC按應用范圍劃分為：負荷補償方式和集中補償方式。負補償方式是直接對某一負荷進行針對性動態補償以消除對電網的無功沖擊，集中補償方式是對電網供電采取系統的補償，以解決整個電網無功功率波動的問題。

2 TSC的主電路

目前，TSC只有兩個工作狀態：投入和切除狀態。在投入狀態下，雙向晶閘管導通，電容器并入線路中，TSC向系統發出容性無功功率；切除狀態下，雙向晶閘管（或反向并聯晶閘管）阻斷，TSC的支路并不起到任何作用，不輸出無功功率。TSC主電路設計除了滿足分級快速補償要求外，還應考慮限制并聯電容器組的合閘涌流和抑制高次諧波等問題。TSC的關鍵技術是如何保證電流無沖擊，常見的接線方式有兩種：晶閘管與二極管反并聯接線方式和晶閘管反并聯接線方式。在TSC系統中，晶閘管反并聯方式是促使兩個晶閘管輪流觸發，接通和斷開補償回路。晶閘管反并聯方式的可靠性非常高，即使是某項損壞了一個晶閘管，也不會導致電容器投入失效或錯誤。晶閘管和二極管反并聯方式與晶閘管反并聯方式相比之下，速率較差，但經濟且操作簡便。晶閘管閥承受的最大反相電壓對于晶閘管反并聯方式是將電容器上的殘壓放掉時的電源電壓的峰值，晶閘管和二極管反并聯方式是電源電壓峰值的2倍。TSC系統中，為了限制因晶閘管誤觸發或事故情況下引起的合閘涌流，主電路中須安裝串聯電抗器，以抑制高次諧波和限制短路電流。而串聯電抗器后，電容器端的電壓會升高，所以額定電壓應選擇電容器高于電網的。電抗器的類型有空芯電抗器和鐵芯電抗器兩種，其中，而鐵芯電抗器限流效果較差，但造價低，空芯電抗器的限流效果很好，但造價也很高。所以選擇時，應通過經濟、技術等方面比較來確定。TSC主回路接線方式根據晶閘管閥和電容器的連接可分為三相控制的三角形接法、星形接法和其他組合接法。其中三角形與星形的組合接法既綜合了前兩種接法的優勢，也可提升補償裝置的運行質量，因此更為常用。根據電容器電壓不能突變的特性，TSC系統投切當電網電壓和電容器殘壓相差較大的時候，則很容易產生沖擊電流。當沖擊電流與正常穩定電流之比小于1.7倍時，可以認為沖擊電流對晶閘管和電容器的使用無影響。投切停止后，電容器上有電網峰值電壓，晶閘管在電網電壓和電容器直流電壓的雙重作用下，存在過零電壓，過零點觸發晶閘管是理想狀態，不會產生沖擊電流。

3 TSC的檢測系統和控制系統

TSC的檢測系統用于檢測電網與負載系統的相關變量，包括相位采樣部分、電壓與電流有效值測算部分、待補無功量與無功功率計算部分等。目前比較先進的技術則是利用微機同步相位控制技術和自適應晶閘管觸發技術進行檢測。當檢測到電容器兩端電壓與電網電壓大小等同，極致一樣時，瞬時投入電容器，電流過零時晶閘管會自然斷開，無需對電容器預先充電，也無需加裝限流電抗器及專門的放電電阻，則可隨時實現無投切電容器。依據電網與負載的不同功能和需求，TSC的控制系統可分為開環控制、閉環控制和復合控制三種。控制物理變量包括電流、無功功率、電網電壓、全周期時間、功率因數角和相位差角等。根據電信號參數，對電信號變量分析處理，在電容組合方式中選出最接近且不會過補償的組合方式，對無功功率進行實時補償。由控制系統發出投切指令，當補償系統所需容量不小于最小一組電容器容量時，可快速、平穩、高效地對設備進行補償。

4 晶閘管投切電容器的研究動向

目前，采用TSC裝置的缺點是：①補償電容器的投切可靠性低，容易引發諧振；②功率損耗過大；③電容器過電壓；④裝置的制造成本增加、復雜程度提高及故障率大等；⑤晶閘管投切具有誤觸發等問題。但由于TSC具有動態無功功率補償的優良性能，近年來該技術還是在低壓配電網中得到很好的廣泛應用。而針對TSC使用中的問題，國內外學者進行了相應的研究，研究內容主要針對以下方面：（1）尋找無功參量的快速檢測及控制新方法；（2）研制兼具補償無功和抑制諧波的多功能產品，控制振蕩問題；（3）探尋高壓系統中的TSC 技術；（4）提高TSC 產品可靠性，并降低其成本等。

5 結語

該文對TSC技術進行了探討，重點對TSC系統的主電路和檢測及控制系統進行了介紹，并對該技術的不足進行了探討，指出了目前的研究動向。TSC裝置具有優良的動態無功功率補償性能，特別適合于具有經常沖擊性負荷和波動性負荷的場所。隨著微電子技術和電力電子技術的進步，TSC 技術將會有更大的發展應用空間。

參考文獻

[1] 鞏慶.晶閘管投切電容器動態無功補償技術及其應用[J].電網技術，2007，12（增2）.

[2] 牛飛.利用單相晶閘管投切電容器實現無功補償[D].中南大學，2010.

篇10

【關鍵詞】無功補償；無源補償；有源補償

近年來，隨著電力電子技術、節能和控制技術的飛速發展，在國民經濟各個部門大量使用了各種電力整流、換流設備以及交流調速裝置、軋機、電弧爐、電力機車等非線性負荷，使現代電力系統中的暫態和沖擊性無功負荷增加，嚴重影響電網電壓質量，同時給電力系統用電設備的安全、經濟運行帶來了嚴重危害。為了穩定電壓、改善功率因數、降低能耗，必須對這些無功負荷進行動態無功補償。

1 無功補償的重要性

交流電力系統需要電源供給兩部分能量：一部分將用于做功而被消耗掉，這部分電能將轉換成為機械能、光能、熱能或化學能，我們稱為“有功功率”；另一部分能量是用來建立磁場，用于交換能量（電能____磁能____電能）使用的，對于外部電路它并沒有做功，我們稱為“無功功率”。無功是相對于有功而言，不能說無功是無用之功，沒有這部分功率，就不能建立感應磁場，電動機、變壓器等設備就不能運轉。其物理意義是：電路中電感元件與電容元件正常工作所需要的功率交換。在電力系統中，除了負荷無功功率外，變壓器和線路的電抗上也需要大量無功功率。無功功率不足，無功電源和無功負荷將處于低電壓的平衡狀態，將給電力系統帶來諸如設備出力不足、電力系統損耗增加、設備損壞等一系列的危害，甚至可能引起電壓崩潰事故，造成電網大面積停電。因此，要保證無功功率的平衡，以保證電網正常運行。

2 無功補償設備

2.1 無功功率的電源

在發電機允許的范圍內，增加其勵磁電流，多發無功，發電機所增加的有功損耗相當小，從這一點而言，發電機可作為電網中不需投資的無功電源。但由于受到網損、備用和電壓水平的限制，220kV變電站距離電廠的遠近直接關系到電廠無功電源的利用程度。因此，應在滿足技術經濟要求的情況下 （首先保證有充足的無功備用容量），積極利用電廠的無功電源。

大多數網絡元件消耗無功功率，大多數負載也需要消耗無功功率。網絡元件和負載所需要的無功功率必須從網絡中某個地方獲得。顯然，這些無功功率如果都要由發電機提供并經過長距離傳送是不合理的，通常也是不可能的。合理的方法應是在需要消耗無功功率的地方產生無功功率，這就是無功補償。

2.2 無功補償設備

變電站的無功補償設備：并聯電容器補償，串聯電容器補償，靜止補償器；超高壓變電站常采用斷路器投切無功補償裝置和無功靜止補償裝置。當電壓滯后電流時，則為滯相，此時輸出為容性；當電壓超前電流時，則為進相運行，此時輸出為感性；靜補進相運行時吸收無功，滯相運行發出無功。根據補償的效果而言，電容器可以補償負荷側的無功功率，提高系統的功率因數，降低能耗，改善電網電壓質量。電抗器可以吸收電網多余的線路充電功率，改善電網低谷負荷時的運行電壓，減少發電機的進相運行深度，提高電網運行性能。

（1）無源補償設備裝置

并聯電抗器、并聯電容器和串聯電容器。這些裝置可以是固定連接式的或開閉式的，無源補償設備僅用于特性阻抗補償和線路的阻抗補償，如并聯電抗器用于輸電線路分布電容的補償以防空載長線路末端電壓升高，并聯電容器用來產生無功以減小線路無功輸送，減小電壓損壞；串聯電容器可用于長線路補償（減小阻抗）等。電力系統變電站內廣泛安裝了無功補償電容器 ，用來就地無功平衡，減少線損，提高電壓水平。

（2）有源補償裝置

通常為并聯連接式的，用于維持末端電壓恒定，能對連接處的微小電壓偏移做出反應，準確 地發出或吸收無功功率的修正量。如用飽和電抗器作為內在固有控制，用同步補償器和可控硅控制的補償器作為外部控制的方式。

2.3 無功補償設備的作用

（1）改善功率因數：盡量避免發電機降低功率因數運行，防止向遠方負載輸送無功引起電壓和功率損耗，應在用戶處實行低功率因數限制，即采取就地無功補償措施。

（2）改善電壓調節：負載對無功需求的變化，會引起供電點電壓的變化 ，對這種變化若從電源端進行調節，會引起一些問題，而補償設備就起著維持供電電壓在規定范圍內的重要作用。

（3）調節負載的平衡性：當正常運行中出現三相不對稱運行時，會出現負序、零序分量，將產生附加損耗，使整流器波紋系數增加，引起變壓器飽和等，經補償設備就可使不平衡負載變成平衡負載。

3 變電站的實時無功補償

變電站的無功補償主要是對主變的補償。為了實行實時無功補償，提出了一種全網無功補償和電壓優化實時控制方法，提高全網各節點電壓合格率，減少網損，取得較好的經濟性。以全網網損盡量小、各節點電壓合格為目標，以調度中心為控制中心，以各變電站的有載調壓變壓器分接頭調節與電容器投切為控制手段。首先從調度自動化系統采集數據，送入電壓分析模塊和無功分析模塊進行綜合分析，形成變電站主變分接頭調節指令、變電站電容器投切指令，由調度中心、集控中心、配調中心控制系統執行，循環往復。

變電站電壓調整首先考慮系統的無功功率，在無功功率不足的情況下，首要的是投運無功功率補償設備，而不能只靠調整變壓器電壓的方法。通常變電站并聯電容器作為無功補償設備，變電運行值班人員必須合理適時地投運電容器組；反之，系統無功功率過剩的時候，要及時退出無功補償設備。當在無功電源相對充裕的時候，通過有載調壓變壓器來調節電壓是在各種運行方式下保證電網電壓質量的關鍵手段。

電容器的接線方式通常分為三角形和星形兩種。此外，還有雙三角形和雙星形之分。一般變電站采用的都是星形接線，星形接線最大優點是可以選擇多種保護方式，少數電容器因故障擊穿短路后，單臺的保護熔絲可以將故障電容器迅速切除，不致造成電容器爆炸。電容器一次側接有串聯電抗器和并聯放電線圈。

由于電容器組需要經常進行投入、切除操作，其間隔可能很短，電容器組斷開電源后，其電極間儲存有大量電荷，不能自行很快消失，在短時間內，其極間有很高的直流電壓，待再次合閘送電時，造成電壓疊加，將會產生很高的過電壓，危及電容器和系統的安全運行。因此，必須安裝放電線圈，將它和電容器并聯，形成LC（感容）并聯諧振電路，使電能在諧振中消耗掉。電容器配套設施設置的串聯電抗器是為了限制合閘涌流和限制諧波。

參考文獻：