高压并联电容器精选(九篇)

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第1篇：高压并联电容器范文

关键词：高压电网；并联电容器装置；保护整定；继电保护方式；专用保护 文献标识码：A

中图分类号：TM53 文章编号：1009-2374（2016）16-0073-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.16.035

对于当前高压电网来说，主要运用的无功补偿装置便是并联电容器，无论国内还是国外，九成以上电力系统都运用的是这种装置。随着市场需求的不断增加，相关设备的需求量也在日益增大，对电容器的科学保护与整定计算也显得愈发重要。根据实践经验，现阶段很多电网存在安全性不高、灵敏度较差的实际保护问题，相应的电容器事故也时有发生，严重时可能会引起火灾或爆裂，不仅造成电网无法正常运行，还会危及社会安全。因此找到一种专用的保护方式，是确保高压并联电容器稳定运行的关键。

1 继电保护方式

在我国当前颁布的相关文件中，继电保护是需要重点关注的一个部分，属于安全Ⅰ区，需要通过专用通道来实现对其的有效控制。现阶段，我国主要运用的保护方式主要有四种：第一，开口三角电压保护；第二，桥式差电流保护；第三，相电压差动保护；第四，中点性电流保护。一旦电容器在运行过程中发生故障，上述常规保护虽然能够起到一定的保护作用，但如果已经超出了既定的保护阈值，上述保护便无法实现对故障的及时预警，也无法确定产生故障的位置，从而给故障处理带来困难。另外，上述常规保护所使用的电压检测信号，是以放电线圈为基础，通过二次侧电缆来连接相应保护装置的，在这个过程中，放电线圈所面临的电压较高，而且容量大、串段多，很容易在运行时导致放电线圈损坏。

2 新型专用保护

针对高压并联电容器的实际情况，其放电线圈需要面对比较恶劣的工作环境，因此相关研究人员尝试将无线传输技术应用到放电线圈中，研制出了一种新型放电线圈，能够充分满足当前市场的实际需求。也就是说，在实际运行过程中，通过无线传输所传输的信息，不能接入到Ⅰ区中。

2.1 相关原理

该保护方案在数据传输过程中，主要由以下三部分完成：

2.1.1 传感器。这一部分主要包括电流传感器与放电线圈，在一台电容器中，需要装置一部电流传感器，以实现对设备中电流的监测，与此同时，还要将其与放电线圈并联起来，以实现对设备中电压的监测。在运行过程中，传感器需要通过无线传输方式，将相关数据传输到合并单元中，整个传输不仅不用外接电源，而且不需要布线，大大简化了安装过程，也解决了二次悬浮电位这一传统保护中的实际问题。

2.1.2 合并单元。这一部分主要是运用有线方式来实现数据传输的，该装置可以通过电容器产生的一些变化对电容器运行状态进行判断，从而做到及时预警，一旦遇到异常情况，也能够及时采取开关动作。

2.1.3 保护装置。这一部分是整个系统中的关键部分，这一部分所产生的相关数据实际上是不纳入到继电保护系统中的，而是以专用保护为基础来完成相关保护动作的。这样一来，不仅可以通过无线方式对相关数据进行传输，而且与国家颁布的相关规范相符。

2.2 结构功能

对于整个保护系统来说，专用保护装置是最核心的一个部分，在运行过程中，其主要用于对合并单元所发出的数据进行接收，同时完成对数据的判断与处理，与此同时，还能够实现数据储存与生成报表等一系列功能。具体的模块功能包括：

2.2.1 数据接口，用于数据的接收，并向另外两个部分发出指令。

2.2.2 管理软件，用于向合并单元传输信息，在运行过程中，还需要将发生变化的信息传送到合并单元中。

2.2.3 数据处理，处理电压差、电容差以及不平

衡度。

2.2.4 保护预警，以设定阈值为基础，对事故进行有针对性的处理。

2.2.5 数据存储与显示，将所得到的数据信息存储到系统中，而显示界面能够将设备运行过程中所产生的信息显示出来。

2.2.6 报表打印，能够实现报表的生成与打印。

2.2.7 网络接口，通过对IP地址的设定，能够以局域网为基础，下载与查询其他网络中的信息。

3 保护整定值

3.1 单台电容量

在设备运行时，一旦发现电容量存在一些微小的非正常变化，就说明设备中的熔丝对电容器产生了影响，设备可能会出现一些事故。这时候，设备虽然可以运行，但对于设备未来的影响很大，因此需要充分明确设备运行过程中的电容量变化。在我国相关文件中明确规定了电容偏差需要在-3%～+5%之间。

对于专用保护方式来说，单台设备的保护整定值包括基准值与警告值两部分，对于前者来说，设备上所标注的实测值，一般情况下，其可以折算到+20℃，其所表示的便是基准值。与其他温度的换算公式如下：

式中：X所表示的是温度，其与电容量之间呈现出反比例关系。

对于后者来说，可以以熔丝形式与接线方式为基础，再计算相应的保护整定值。当前，警告的等级可以根据实际情况进行划分，依托于故障程度来判断是否要断开断路器。

3.2 放电线圈

针对高压并联电容器，在绝大多数情况下，放电线圈都与电容器呈现出并联关系，并装置在绝缘框上。设备运用放电线圈的主要目的便是要控制设备快速放电问题，但在实际运行过程中，放电线圈本身却没有必要的保护措施，尤其是在桥差保护中，常常因此出现运行问题，最典型的便是匝间短路与层间短路。也正因为欠缺必要的检测手段，放电线圈爆炸事故也屡见不鲜。近年来，很多变电站都曾经发生过放电线圈爆炸事故，因此必须予以重视。

如果放电线圈存在二次绕组，那么其也能够作为电压检测装置，其原因在于，在设备运行过程中，一旦电容器出现故障或者放电线圈出现故障，二次绕组也会产生相应的电压变化，相关人员对这一变化进行实时检测，便能够及时掌握设备的运行情况。

对于专用保护方式来说，放电线圈的保护整定值也包括基准值与警告值两部分，对于前者来说，主要参考母线上所显示出来的PT电压，从而实现对放电线圈的有效检测；对于后者来说，可以用变比变化对警告值进行控制，一般情况下取±1%～±1.5%，一旦放电线圈中二次绕组的电压变化大于±2%，便会发出警告。在这个过程中，警告阈值可以进行事先设定与更改，但系统会自动对所有的数据进行保留，从而为以后的工作打下

基础。

3.3 三相不平衡

专用保护方式还可以以单台电容器为基础，通过对其电容量的检测，判定其运行状态，而三相不平衡程度，则是这个判断过程的一个主要辅助量。在日常运行中，每一天都需要向系统中上传一次三相不平衡数据，并将其视为设备运行状态的一个主要参考量，一旦这一数据的变化存在异常，即使不存在其他异常情况，也需要对设备及时检查，以免引起更大的运行事故。另外，这项数据还需要实时储存，以便于以后查找事故原因。

4 结语

综上所述，对于高压并联电容器来说，其保护问题一直以来都是领域内部关注的重点问题，而传统保护方式无法完善地对设备进行保护，因此需要运用专用保护方式。这种方式能够实现对单台电容器的有效检测，与此同时，还能够检测放电线圈，通过两者的运行状态，判定设备是否存在故障，并控制开关动作，从而实现对电容器的保护。这种方式的额定电压相对较低，因此与其他方式相比，这种方式所花费的成本较少，可靠性较高。另外，专用保护系统并没有纳入到整体性的继电保护系统中，所以具有很强的独立性，不会受到安全区的影响，因此专用保护系统对设备的保护效果更好。

参考文献

[1] 刘水平，苏开云，杨文荣，等.向家坝-上海±800kV特高压直流工程用并联电容器及装置的研制[J].电力电容器与无功补偿，2010，（1）.

[2] 田庆，原敏宏，王志平，等.交流特高压试验示范工程电容器保护配置、整定及应用原则探讨[J].高压电器，2010，（3）.

[3] 张霖.10kV并联电容器组不平衡电压保护动作分析及探讨[J].电力电容器与无功补偿，2010，（2）.

[4] 盛国钊，姜胜宝，倪学锋，等.不对称接线内熔丝高压并联电容器组的不平衡保护计算[J].电力电容器与无功补偿，2013，（6）.

[5] 肖遥，夏谷林，张楠，等.H和∏接线高压滤波电容器组不平衡电流保护的定值计算及比较[J].中国电机工程学报，2014，（S1）.

第2篇：高压并联电容器范文

关键词：132kV高压并联电容器装置 主负荷侧 无功补偿 电容器

0、前言

我国交流线路电网配电结构主要为750—330—110—35—6kV或500—220—66—10/0.4kV两种方式；国内无功补其主要补偿方式是为变电站主变压器的第三绕组即低压侧提供容性无功补偿来降低主变的电磁损耗。国外电网结构发展纷杂，但基本上以日韩的100V、北美等国家的110—130V和中国、欧洲等国家的220—230V民用电压分为三大类。巴基斯坦等国家的电网民用线路结构主要为230/400V—132kV。

本文以提供于巴基斯坦白沙瓦变电站主变第二绕组的中压主负荷侧132kV线路的TBB132—28800（57600）/400—BLW无功补偿成套装置设备为例，针对特高压输变电特点，着重介绍了主负荷侧特高压无功补偿装置的设计方案与参数选取。

1、电容器组整体设计参数选取

1）并联电容器组额定电压选择

在并联电容器额定电压的选择上应留有适当裕度，场强过高，影响其性能和寿命，安全裕度取得过大，使投资增加。巴基斯坦特高压电网中，并联电容器组最高系统运行电压达145kV，系统标称线电压为132kV。

根据《并联电容器装置的电压、容量系列选择标准》中规定的星形接线电容器组额定电压公式：

Uc=（145/1.05）/（（1—0.12）* √3）

=143.4/√3kV

2）并联电容器组额定容量选择

根据客户电容器组技术协议，参考变压器补偿容量的10%—30%原则，充分考虑用电高峰负荷时，变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。

该站电容器组容量需求为24Mvar，扩容容量48Mvar，基于考虑其容量配比裕度，我们选择电容器组容量为28Mvar，扩容容量57Mvar。

3）单台电容器参数选择

（1）根据电容器组容量、电压和耐爆分析，并考虑到保护方式和总容量的与单台的大小。此方案选择为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）根据电容器组容量和招标技术协议，确定电容器组的单串并联数为4台，得单台额定容量为400kvar，选择内熔丝保护、内置放电电阻。

Qcn=Qn/3/（S*P）

=（28800/3）/（6*4）

=400kvar

电容器型号选择为BAM13.8—400—1W，元件结构 8并7串，内置特制熔丝、放电电阻、采用单套管单元结构。

2、成套装置结构设计

根据电容器接线的双星型方式，设计为双塔架，单个塔架为单星结构，单排的同侧塔架底部出线共同接线形成单星。每塔架分为3层结构，前后分进出线，形成6串段，每层背靠背的放置2串段各2（4）台电容器。整体进线采用TMY—100*10汇流排，各星出线采用TMY—50*5汇流排，并引至中性点电流互感器的两端。

3、绝缘配合设计

该电容器组成套装置装设巴基斯坦白沙瓦地区，变电站海拔≤1000m，因此，设计中可不考虑海拔修正系数，只考虑防污秽等级。

1） 单台电容器绝缘选择；

根据电容器组接线与整体塔架结构，电容器单元工频耐压按20kV绝缘标准设计。

2） 电容器组装置的层间绝缘选择；

按照常规设计要求，电容器塔架组成的每模块之间绝缘支柱的选择，其工频湿受耐压值不得低于绝缘子的实际电压等级的3倍。该塔架湿受电压为：3×1串×13.8kV=41.4kV，在此，选择40.5kV电压级支柱绝缘子，型号为ZSW—40.5/8—3型号，爬电距为1250mm。

2） 电容器塔底部支柱绝缘选择；

根据系统运行电压，高压端额定短时工频耐压275kV，雷电冲击耐压650kV以上。选择塔架基础绝缘支柱型号为ZSW—145/16—4型号，爬电距为3980mm以上。

高压端对地总的绝缘为各层间绝缘子爬距之和，即1250×3+3980=7730mm，完全满足特高压绝缘要求设计。

4、电容器组的耐爆分析

依照标准，允许的最大并联串段的电容器总容量不得大于3900kvar，即3900/400=9.75，该电容器单串段最大为4并，完全满足耐爆要求。

根据电容器接线方式，计算对当1台电容器发生故障，即极对壳击穿短路时，注入其中故障单元的最大能量为（4/3+3）台电容器单元的能量，同时，也完全满足

5、电容器组保护整定计算分析

继电保护整定针对特高压大容量电容器组 ，一般采用二段保护，即先报警保护提醒，再跳闸断电保护，以提高电容器组的运行可靠性和灵敏度，降低维护。

按照容量匹配配平所有单元的情况下，满足相间和串段、各臂间容差比值远小于1.001以下，即可保证电容器组的固有初始不平衡一次电流远小于继电保护整定值第一段保护值范围之内。

6、两种方案对比

我国变电站装设的110kV电容器组成套装置，其多为：单星形接线方式，桥式差电流保护方式或双桥差；单台电容器选择多为：双套管、20kV等级，电压为6.56kV，内部串段达14串以上，容量为500kvar左右；装置结构多为：12串段。

该巴基斯坦132kV方案的选择，以国内设计经验为基础，并根据国外电网结构特点而确定。主要特点：双星形接线方式，中性点差电流保护方式；单台电容器选择为单套管、20kV等级，电压为13.8kV，内部串段为7串，容量为400kvar；装置结构为：6串段。

7、结语

本文系统的分析介绍了巴基斯坦国家主变压器配电的主要无功负荷侧，132kV线路的无功补偿成套装置的各项参数选取与方案设计，最后简单的对比介绍了我国内主要110kV线路，无功补偿装置的基本设计参数选取。望给予以后我国及出口该类似的特高压大型项目设计以参考和经验的积累。

参考文献：

[1]GB 50227 — 2008，并联电容器装置设计规范[s]. 北京：中国计划出版社.

[2]田友元.220kV及110kV并联电容器装置的开发和安装设计[J].东北电力技术，1999（5）：2—6，22.

作者简介：

第3篇：高压并联电容器范文

    表 1 电力电容器用途、性能特点

    产品类型 主要用途 性能特点

    并联电容器   

    补偿电力系统感性负荷无功功率,以提高功率因数,改善电压质量,降低线路损耗。  能长期在工频交流额定电压下

    运行,且能承受一定的过电压。

    串联电容器 串联接于工频高压输、配电线路中,用以补偿线路的分布感抗,提高系统的静、动态稳定性,改善线路的电压质量、加长送电距离和增大输送能力 单台额定电压不高;可承受比并联电力电容器高的过电压

    电热电容器 用于频率为40-24000赫的电热设备系统中,以提高功率因数,改善回路的电压或频率等特性  电流和无功功率大,损耗功率也大

    耦合电容器 高压端接于输电线上,低压端经过耦合线圈接地,使高频载波装置在低电压下与高压线路耦合,实现载波通讯以及测量、控制和保护 能长期在额定工频电压和相应的系统最高工作电压下运行,在系统的内外过电压下,有较高的安全裕度,同时能通过40-500千赫的载波讯号

    脉   冲   电   容   器

    用于冲击电压和冲击电流发生器及振荡回路等高压试验装置,此外,还可用于电磁成型、液电成型、液电破碎、储能焊接、海底探矿以及产生高温等离子、超强冲击电流和超强冲击磁场、强冲击光源,激光等装置中 1.用较小功率的电源进行较长时间充电,在很短时间内放电,可以得到很大的冲击功率

    2.一般为间断运行,多以放电次数计算使用寿命,也有长期连续充放电的

    3.固有电感低的产品,可得到波前陡度大,峰值高的放电电流或高的振荡频率

    直流和交流

    滤波电容器 1.用于倍压或串级高压直流装置中

    2.用于高压整流滤波装置中

    3.用于交流滤波装置中,包括直流输电的滤波装置 直流电力电容器能长期在直流电压下或在含有一定交流分量的直流线路上工作

    交流滤波电力电容器主要用以滤去工频电流中的高次谐波分量

    均压电容器

    并联接于断路器断口上,使各断口间的电压在开断时均匀

    受电压作用的时间不长,但当断路

    器动作时,可能受到较高的过电压

    防护电容器 接于线、地之间,降低大气过电压的波前陡度和波峰峰值,配合避雷器保护发电机和电动机 

    长期在工频交流电压下运行,能承

    受较高的大气过电压,安全裕度大

第4篇：高压并联电容器范文

1、变电站无功补偿提高10KV配网线路电压质量

在变电站，为了保证电网系统无功平衡，在设计上要配置一定容量的无功补偿装置。补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等。在35KV降压变电站中主要采用无功补偿装置为并联电容器。并联电容器一般连接在变电站10KV母线上。主要目的是接近向配电线路前端（靠近变电站的线路）输送无功，提高配电网的功率因数，同时实现调压的目的。并联电容器的容量按变电站主变压器容量的15%-30%原则配置。

变电站无功补偿的原理：利用并联电容器的投、退改变无功功率在电抗上产生的电压降的纵向分量的大小，达到调压目的。

图1

假定高压母线为无穷大系统，按照母线电压U1不变。则

如上图所示：

1）电容器没有投入时，变压器低压侧母线电压U2如下式所示：

U2=（1）

电容器投入时，假定负荷不变，变压器低压侧母线电压U2′如下式所示：

U2′=（2）

分析以上两种情况可以看到:

U2<U2′

即在变电站内部投切并联电容器，提高10KV配网线路电压质量有一定的积极作用。

在实际运行中往往采用分组是电容器，在设备铭牌上单组电容器型号如：BAMH11/-600-1×3W,分组式电容器如BAMH11/-600+600-1×3W。

按照公式（2）分析很容易得出结论：分组式电容器在变电站内无功补偿和调压方面更加灵活。

另外，《渭南电力系统调度规程》明确规定了：变电站电容器投、停的原则为保证变电站10KV母线电压在10-10.7KV范围内，投入容量应就地补偿无功不向系统到送无功为原则。分组电容器在本站负荷较小时投入一组，负荷较大时全部投入。可见，分组式电容器更适合无功补偿、电网电压调整和电网经济运行的要求。2、调整变电站主变器分接头的方式提高10KV配网网线路电压的方式

变压器调压分为：顺调压、逆调压和常调压三种方式。其中：

逆调压是在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低的调压方式。顺调压是在供电线路不长，负荷变动不大的情况下，高峰负荷时降低电压，低谷负荷时升高电压的调压方式。常调压是保持电压为一基本不变的数值的调压方式。

由于10KV配电线路广泛采用大树干、多分支单向辐射性供电方式。高峰负荷时，线路电压偏低，低谷负荷时线路电压偏高。所以，对于35KV/10KV降压变电站大多采用逆调压的调压方式，即在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低电压。

变压器调压的原理；

设变压器一次侧电压为U1,二次侧电压为U2，变压器变比为K。因为：

K=

高峰负荷时，U2降低，要提高电压，就需要减少变压器变比K，即减少变压器一次侧线圈匝数，同理，低谷负荷时，U2升高，要降低电压，就需要增大变压器变比K，即增加变压器一次侧线圈匝数。

现场运行人员在实际工作中，要按照《变电站现场运行规程》规定，将电容器的投切和变压器档位的调整要相互配合，来达到提高10KV配电网线路首端即变电站10KV母线电压在规定的范围内，

3、10KV配电线路上装设高压并联电容器

10KV配网线路的特点是：负荷率低，负荷季节性波动大，配电变压器的平均负荷率低，供电半径长，无功消耗多，功率因数低，线路损耗大，末端电压质量差。所以，在10KV配电线路上宜采用分散补偿的方式，来提高线路的运行性能，降低电能损耗，提高网络的电压质量。

10KV配电线路上利用并联电容器无功补偿来提高电压质量的原理：

图3

假定图3中AB段线路的阻抗为R+jX

（1）线路电容器不投入时，线路末端电压U2如下式所示：

U2=（3）

（2）线路并联电容器投入时，线路末端电压U2′如下式所示：

U2′=（2）

可见并联电容器后，10KV配网线路的电压质量有一定程度的提高。

4、10KV配电线路无功补偿安装位置的确定和装设容量原则

（1）就近补偿适应于线路主干线长度超过10KM，超过经济电流密度运行的中负荷吸纳路，电压质量差的线路；

（2）防止轻载时想电网到送无功，容量选择以补偿局部电网中配电变压器的空载损耗总值为度。

（3）合理选择安装位置。和补偿容量

无功补偿装置安装位置选择应符合无功就地平衡的原则，尽可能减少主干线上无功电流为目标。补偿容量以每个补偿点不超过100-150kvar为依据。补偿位置遵循2n/(2n+1)规则，每条线路上安装一处为宜，最多不超过两处。

在实际运行中，在设备选型方面，要尽可能选择具有根据电压质量和负荷变化情况自动投切功能的高压线路并联电容器。

第5篇：高压并联电容器范文

关键词：功率因数；无功补偿；电压；电能损耗；经济效益

1 无功补偿的目的

由上式可见，当线路中的无功功率Q减少以后，电压损失ΔU也就减少了。

1.5 以上各参数提高了，用户的电费开支就减少了，降低生产成本

2 无功补偿的设计

参照柳钢蓝资新材料50万吨/年凝石生产线10kV高压系统图及低压设备参数进行设计，高压系统图如图1。

2.1 无功补偿容量的选择

2.2 无功补偿装置的选择

根据现场实际情况和补偿容量、选用的电抗器型号等参数选择无功补偿装置的型号为：

TBB23-10-1800/100-2A；

TBB-并联电容器成套补偿装置的代号；2-装置布置电容器的列数；3-装置布置电容器的层数；10-装置额定电压；1800-装置额定容量（kvar）；100-单元电容器的额定容量（kvar）；2-单星形接线，电抗器接于电源侧；A-开口三角保护

3 无功补偿装置的安装：

无功补偿装置立面布置图如图2。

无功补偿装置的设备材料清单如表1。

3.1 电抗器安装

3.1.1 首先核对基础是否与电抗器吻合，预埋件是否齐全。

3.1.2 把C相电抗器（及底层电抗器）固定在底座上，抬到电抗器基础上，找正后底座与预埋件焊接牢靠。

3.1.3 再安装B相和C相电抗器，注意不要碰坏支柱绝缘子，拧塑料螺母时不能用力太大。

3.1.4 电抗器的底座必须可靠接地，但不能构成环路。

3.2 电容器组的安装

3.2.1 电容器安装前，先打开包装箱检查各零部件及有关随机文件是否齐全。

3.2.2 然后根据组装图对电容器支架进行组装，支架安装整齐、美观，接地良好。

3.2.3 按照出厂编号安装电容器，严禁攀拉其套管，电容器排列整齐固定可靠，电容器的铭牌应向外，以便检查。

3.2.4 容器接线时不能只拧上面一个螺帽，用力过猛会损坏瓷套管，造成漏油。要用扳手把下面一个螺帽拧住，再拧上面一个螺帽。

3.2.5 电容器安装完成后安装电容器专用放电线圈，电容器安装完成在送电前应松开排气螺母，排除气体。

3.3 母排制作、安装

3.3.1 母排安装前应固定绝缘子，绝缘子安装前应进行耐压实验，合格后方能安装。

3.3.2 厂家制作好的母排按照厂家组装图方能安装，还有一些需现场制作。

3.3.3 母排安装完成后应刷明显的相色漆，注意搭接部分先用胶布在搭接两端包缠好，不能让油漆进入搭接部位。

3.4 网门安装

3.4.1 根据组装图和装箱清单进行组装，网门安装应用塑料隔板进行隔离，不能构成环路。

3.4.2 网门安装各部件固定牢固，整齐、美观。

3.4.3 网门应有可靠接地，与接地干线连通。

3.5 辅助设备安装

3.5.1 接地刀闸安装

（1）接地刀闸安装要保证操作机构灵活、可靠。（2）接地刀闸用镀锡软绞线与接地干线可靠连接。

3.5.2 避雷器安装

避雷器安装前应进行实验，合格后方能安装，避雷器安装时，三相的线芯不能碰在一起，更不能碰在支架上。

3.5.3 安装电磁锁、行程开关、辅助开关、端子箱等辅助设备。

3.5.4 安装电容器上的高压熔断器，熔丝应受到一定的拉力，保证熔断时能脱落。熔管的方向与电容器方向一致，不能偏差太大。

3.6 电缆敷设、连接线安装

3.6.1 根据厂家二次原理图敷设电缆、接线，电缆在支架上固定牢靠，电缆接线时套上线号管，便于调试。

3.6.2 安装放电线圈、避雷器的连接线。

3.6.3 电容器的中性点用镀锡软绞线连接，注意连接牢靠。

4 无功补偿装置的调试

（1）避雷器做直流耐压试验，检验是否合格。

（2）高压电缆绝缘电阻测量，做直流耐压实验，检验是否合格。

（3）电容器组做工频耐压试验，检验是否合格。

（4）电容器专用放电线圈绝缘检查，一次绕组的直流电阻测定，变比误差检查，做交流耐压试验，检验是否合格。

（5）检查二次控制线路，各连锁信号是否正确，在高压柜侧进行模拟分合闸，检查是否实现连锁。

5 无功补偿装置的运行

无功补偿装置的一次原理图如图3：

5.1 受电前的检查工作

5.1.1 继电保护系统的投入。根《继电保护定值通知单》中的定值在AH5柜微机继电装置上输入保护数据，投入系统的各操作电源、直流电源及信号电源。进行继电保护试验中，如继电保护参数值数据与高压系统实际工作性能有较大的偏差时，应会同业主与设计人员共同修改，确定延时保护的时间应能完全满足工艺要求，跳合闸不灵敏的应立即检查断路器的整机性能。

5.1.2 受送电前模拟实验。（1）在相应的CT保护端加入模拟信号，进行跳合闸试验，检验继电保护的灵敏性及可靠性。（2）进行就地和后台模拟分、合闸操作试验。（3）用三相调压器在PT小母线上加100V电压，分别检查综合保护装置是否有电压显示。（4）对电容器柜AH5进行模拟分、合闸。

5.1.3 外观检查。（1）柜内外各设备安装牢固，无缺损现象，柜内母排应安装连接正确、牢固；（2）柜内整理干净，无任何遗留物、线头、杂质及短接线等；（3）柜内线按设计图纸正确连接，电流互感器二次侧应无开路；（4）检查高压柜AH5断路器均处于分闸状态，且在检修位置，机械状态良好；（5）高压柜盘面上的保护跳闸短接片正确连接或断开，各转换开关打在正确位置，指示灯及信号灯状态正确，操作电源、控制电源正常；（6）高压柜前后柜门应全部锁闭；（7）外部电缆连接正确、牢固，母线连接可靠、相色标志清晰完整；（8）高压开关柜的接地刀闸均处于接地状态，在送电前均应把接地刀闸分断。

5.1.4 绝缘检查。受电前用高压摇表检查高压并联电容器成套装置及电缆的绝缘电阻应符合要求。

5.1.5 接地检查。所有高压设备及元件的外壳、非带电金属、及设计要求接地的，其接地性能良好可靠。

5.2 高压并联电容器成套装置受电

（由10kV高压柜AH5向10kV高压并联电容器成套装置送电。）

5.2.1 受电前准备工作。（1）将10kV高压柜AH5的断路器手车摇出至试验位置；（2）将10kV高压柜AH5的柜后盖板封闭；（3）填

写受送电操作票，当场明确并核对操作票受送电程序、步骤及要求。

5.2.2 受电范围。10kV高压并联电容器成套装置无隔离开关，整套装置一次受电。

5.2.3 10kV高压并联电容器成套装置受电。（1）将检查核对无误后，断开高压柜和后高压并联电容器成套装置的接地刀闸，将AH5柜9806的断路器由试验位摇至工作位，点合即分9806断路器快速冲击高压并联电容器成套装置及电缆，观察有无异常情况；（2）停止15分钟后，再合9806断路器，30秒后分断进行第二次冲击，观察有无异常情况；（3）停止15分钟后，经再次确认正常后，再合9806断路器，3分钟后分断进行第三次冲击，观察有无异常情况，并记录微机继电装置上电流数据；（4）冲击实验完成后，合上9806断路器，10kV高压并联电容器成套装置投入运行。

6 无功补偿装置的效益分析

6.1 功率因数明显提高

在无功补偿装置投入运行前，功率因数只能达到0.85，无功补偿装置投入运行后，功率因堤岣叩0.98。

6.2 电压有所提高

在无功补偿装置投入运行前，高压柜母排相电压为9.6kV，无功补偿装置投入运行后，高压柜母排相电压提高到为10.3kV，提高了设备的运行条件。

6.3 提高设备的供电能力

由P=S・COSφ可以看出，当设备的视在功率S一定时，如果功率因数COSφ提高，上式中的P也随之增大，电气设备的有功出力就提高了，工厂的生产效率同时也就提高了。

6.4 降低电网中的功率损耗和电能损失

由公式可知当有功功率P为定值时，负荷电流I与COSφ成反比，安装无功补偿装置后，功率因数提高，使线路中的电流减小，从而使功率损耗降低（ΔP=3I2R）。

6.5 电网中的功率损耗和电能损失减少了，用户电费开支也就减少了，降低了生产成本。

7 结束语

由此可见，无功补偿装置的投入，对提高功率因数、提高供电质量、降低电能损耗等方面起到了很好的作用，更重要的是给我们带来了良好的经济效益。在我国无功补偿对电力系统的重要性越来越受到重视，合理地投停使用无功补偿设备，对调整电网电压、提高供电质量、抑制谐波干扰、保证电网安全运行都有着十分重要的作用。这里只是介绍了普通的小型无功补偿装置，很多大型钢厂用的是静止型无功补偿装置，简称SVC，它采用先进的控制系统，响应速度很快，它主要用于冲击负荷如大型电炉炼钢、大型轧机以及大型整流设备等，柳钢第二棒线厂及柳钢2032热轧板带厂就采用了SVC装置。

参考文献

[1]工业企业供电[M].冶金工业出版社.

[2]冶金电力设计手册[M].冶金工业出版社.

第6篇：高压并联电容器范文

关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统

1、引言

采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；

但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。 我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。

研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压（TRV）及次同步谐振（SSR）等问题。

2、串补装置结构及其原理

目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。

（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。

（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。

（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。

转贴于 摘要：文章结合我国南方电网河池固定串补及平果可控串补工程，对超高压输电线路装设串联电容补偿装置后的系统状况进行了比较深入的研究，指出一些系统问题，如过电压水平升高、潜供电流增大和可能发生的次同步谐振均源于串联电容补偿装置的固有特性，通过研究认为当串补所在输电线路发生内部故障时，采取强制触发旁路间隙等保护措施，是避免出现系统恢复电压水平超标和潜供电流增大等问题的有效途径。此外，还建议在串补站内装设抑制或监视次同步谐振的二次装置以抑制和避免系统发生次同步谐振。

关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统

1、引言

采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；

但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。 我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。

研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压（TRV）及次同步谐振（SSR）等问题。

2、串补装置结构及其原理

目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。

（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。

（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。

（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。

（4）阻尼装置可限制电容器放电电流，防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。3串补装置引起的过电压问题 串补装置虽可提高线路的输送能力，但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。如线路电流的无功分量为感性，该电流将在线路电感上产生一定的电压降，而在电容器上产生一定的电压升；如线路电流的无功分量为容性，该电流将在线路电感上产生一定的电压升，而在电容器上产生一定的电压降。电容器在一般情况下可以改善系统的电压分布特性；但串补度较高、线路负荷较重时，可能使沿线电压超过额定的允许值。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。

例如，惠河线或天平线一回线故障时，如将高抗安装在串补的线路侧，则串补线路侧电压可达到561kV或560kV以上[2]，均超过高抗允许的长期运行电压，因此在两工程中均建议将线路高抗安装在串补的母线侧以避免系统运行电压超标的问题。 在输电线路装设了串联电容补偿装置后，线路断路器出现非全相操作时，带电相电压将通过相间电容耦合到断开相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生桥）—平（果）线路上均已装设并联电抗器，如新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间参数配合不当，则可能引发电气谐振，从而在断开相上出现较高的工频谐振过电压[3].因此在这两个工程的系统研究工作中对串联电容器参数进行了多方案比选以避免工频谐振过电压的产生。 对这两个串补工程进行的过电压研究表明，由于惠河线及天平线两侧均接有大系统，无论惠河线或天平线有无串补，在线路发生甩负荷故障时，河池及平果母线侧工频过电压基本相同；仅在发生单相接地甩负荷故障时，串联电容补偿的加入使得单相接地系数增大，从而使线路侧工频过电压略有提高，但均未超过规程的允许值，不会影响电网的安全稳定运行。

4、串补装置对潜供电流的影响

线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流（即潜供电流）[4]，该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。根据对河池串补工程进行的研究：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频（f≈7Hz）、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A[5]（见图2）。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量[5]

第7篇：高压并联电容器范文

关键词：电力电容器；击穿；原因分析

中图分类号：TM53 文献标识号：A 文章编号：2306-1499（2013）06-（页码）-页数

电力电容器，用于电力系统和电工设备的电容器。任意两块金属导体，中间用绝缘介质隔开，即构成一个电容器。电容器电容的大小，由其几何尺寸和两极板间绝缘介质的特性来决定。当电容器在交流电压下使用时，常以其无功功率表示电容器的容量，单位为乏或千乏。

近年来，在电容器制造技术、工艺、材料上有了一定改进，如内部增设一定自愈保护，对谐波的治理采取了一定的抑制、滤除系列措施，但由于种种原因，未能普及有效地得到应用，在实际使用中，出现电容器损坏故障仍屡见不鲜，所以，对电容器的安全运行必须采取一定的保护措施。

1.电力电容器的作用分析

电力电容器的作用都有：移相、耦合、降压、滤波等，常用于高低压系统并联补偿无功功率、并联交流高压断路器断口、电机启动、电压分压等。电力系统的负荷如电动机.电焊机.感应电炉等用电设备，除了消耗有功功率外，还要“吸收”无功功率。另外电力系统的变压器等也需要无功功率，假如所有无功电力都由发电机供应的话，不但不经济，而且电压质量低劣，影响用户使用。电力电容器在正弦交流电路中能“发”出无功功率，假如把电容器并接在负荷（电动机），或输电设备（变压器）上运行，那么，复核或输电设备需要的无功功率，正好由电容器供应。电容器的功用就是无功补偿。通过无功就地补偿，可减少线路能量损耗；减少线路电压降，改善电压质量；提高系统供电能力。

运行方式： （1） 允许运行电压并联电容器装置应在额定电压下运行，一般不宜超过额定电压的1.05倍，最高运行电压不用超过额定电压的1.1倍。母线超过1.1倍额定电压时，电容器应停用。（2） 允许运行电流正常运行时，电容器应在额定电流下运行，最大运行电流不得超过额定电流的1.3倍，三相电流差不超过5%。（3） 允许运行温度正常运行时，其周围额定环境温度为+40℃～-25℃，电容器的外壳温度应不超过55℃。电力电容器分为串联电容器和并联电容器，它们都改善电力系统的电压质量和提高输电线路的输电能力，是电力系统的重要设备。

2.电容器引发的击穿事件分析

电力电容器在低压配电系统中作为无功功率补偿装置的主要电器件而得到广泛应用，但由于电容器长期处于运载状态，经常会受到电网中各种非正常因素引起的过电流对电容器的冲击；当系统中电压、电流超越电容器的额定电流值时，将导致电容器内部介质耗损增加，产生过热而加速绝缘老化、降低使用寿命，严重时可能使介质击穿，并发重大事故。

（1）过程：2004年11月2日上午9时，某公司35KV变电站内6KV电容器补偿装置由于高压熔丝被熔断5根（不是一次熔断，而是自9月以来依次被熔断，一直没有备件更换）。变电站值班人员将电容器退出运行，断开断路器手车柜，合上接地刀闸；断开电容器进线柜隔离开关，合上接地刀闸。由电工对已坏的熔断器进行更换，10时熔断器更换完毕，操作人员按倒闸操作顺序依次断开接地刀闸，合上隔离开关，断开手车柜接地刀，并将手车摇至工作位置。该变电站系无人值班设计，操作人员在后台机上对电容器断路器进行遥合，在合闸的一瞬间，只听电容器室一声巨响，而断路器并没有跳闸，此时电容器三相电流依次为UA=196.8A，UB=126A，UC=195.6A（该电容器组容量为3000Kvar，单只容量为200Kvar，为星形接法，串联电抗器为180Kvar）。值班人员当即到电容器室检查，发现A相电容器有一只电容器鼓肚，保险熔断；B相有三只电容器鼓肚变形，保险熔断；C相有一只电容器鼓肚变形，保险熔断。值班人员随即断开断路器，并将手车摇至实验位，合上接地刀。（2）事故分析：当日技术人员对现场情况进行分析初步认为，这是一起由于操作过电压引起的电容器击穿鼓肚事故。首先对断路器进行继电保护测试，结果表明保护及开关均能保证动作；其次如果是由于断路器触头弹跳引起过电压，则断路器出口及电容器进线侧所装的过电压吸收装置也应该动作保证，从而断路器跳闸。另外又对现场损坏的电容器进行分析发现，所损坏的5只电容器均是被更换了保险又重新投运的电容器，故我判断此次事故是（1）由于电容器质量造成。这是因为电容器在运行时内部发生击穿，引起熔丝熔断，重新更换熔丝后投运时，其余各台电容器对已击穿的电容器进行放电，放电能量大，脉冲功率高，使得电容器油迅速汽化，引起鼓肚、漏油，熔丝再一次被熔断。（2）有可能为谐振过电压引起。由于电容器组上并联有硅整流或其他非线性设备（在本次事故中，我认为是电源侧输入谐波源），非线性设备产生的畸变的电流、电压叠加在电容器的基波上，如果电容器容抗和系统感抗相匹配构成谐振，谐波的频率fn等于或接近电容器固有频率fo，这样致使电容器过电流和过电压，严重时引起电容器内部绝缘介质局部放电，导致电容器鼓肚损坏。另外，高次谐波频率高使得容抗下降，电流增加，电容量增加，熔丝熔断。

（3）经验教训：在电容器运行过程中发生高压熔丝熔断，应立即退出运行，对电容器进行绝缘耐压试验，如果发生绝缘下降或击穿必须立即进行更换。

3.造成电力电容器击穿的原因分析

由于电力电容器投运越来越多，但由于管理不善及其他技术原因，常导致电力电容器损坏以致发生爆炸，原因有以下几种：

（1）电容器内部元件击穿：主要是由于制造工艺不良引起的。（2）电容器对外壳绝缘损坏：电容器高压侧引出线由薄铜片制成，如果制造工艺不良，边缘不平有毛刺或严重弯折，其尖端容易产生电晕，电晕会使油分解、箱壳膨胀、油面下降而造成击穿。另外，在封盖时，转角处如果烧焊时间过长，将内部绝缘烧伤并产生油污和气体，使电压大大下降而造成电容器损坏。（3）密封不良和漏油：由于装配套管密封不良，潮气进入内部，使绝缘电阻降低；或因漏油使油面下降，导致极对壳放电或元件击穿。（4）鼓肚和内部游离：由于内部产生电晕、击穿放电和内部游离，电容器在过电压的作用下，使元件起始游离电压降低到工作电场强度以下，由此引起物理、化学、电气效应，使绝缘加速老化、分解，产生气体，形成恶性循环，使箱壳压力增大，造成箱壁外鼓以致爆炸。（5）带电荷合闸引起电容器爆炸：任何额定电压的电容器组均禁止带电荷合闸。电容器组每次重新合闸，必须在开关断开的情况下将电容器放电3min后才能进行，否则合闸瞬间因电容器上残留电荷而引起爆炸。为此一般规定容量在160kvar以上的电容器组，应装设无压时自动放电装置，并规定电容器组的开关不允许装设自动合闸。此外，还可能由于温度过高、通风不良、运行电压过高、谐波分量过大或操作过电压等原因引起电容器损坏爆炸。

在低压电力系统中，使用电力电容器是为了提高系统的功率因数，减少无功损耗。电力电容器在运行_中发生损坏甚至爆炸的事故时有发生，轻则损坏配电设备，重则破坏建筑物并引起火灾。

参考文献

1.何卫国。电力电容器运行状态在线监测装置[D]，苏州大学，2012-05-01

2.刘生辉。并联电力电容器过电压分析与仿真研究[D]，华南理工大学，2011-05-08

3.王友功。电力电容器的绝缘击穿[J]，电力电容器，1993-12-31

第8篇：高压并联电容器范文

【关键词】电容器组 ，电抗器 ，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

中图分类号：TM411+.4文献标识码：A 文章编号：

电抗器的特性

1、铁芯电抗器

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，应该首选。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。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。

3、半芯电抗器

半芯电器是介于铁芯电器和空芯电抗器之间的一种新型电器，在空芯电抗器绕组内加上不闭合磁路的铁芯，使半芯电抗器具有铁芯电抗器和空芯电抗器的优点。组成全新的半芯电抗器，半芯电抗器线直径比空芯电抗器直径小20% 电抗器损耗低25%，线性度接近于直线，阻抗不随电流增加而减小，噪声低于50db。便于在柜内安装，是无功补偿比较好的串联电抗器。

串联电抗器的选型原则

用电企业都有自身的特点，对设备有不同的要求，干式电抗器有噪音小、电抗器的线性度好、机械强度高、安装简单等特点；油浸电抗器损耗小、占地面积小、线性度不好、噪音大。因此，采用什么样的电抗器应综合考虑。串联电抗器主要作用是抑制谐波、限制涌流和滤除谐波。电抗率是电抗器的主要参数，电抗器的大小直接影响它的作用。

高次谐波对电容器组的危害

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：

电能质量变坏。

电气设备损耗增加。

电气设备出力降低。

绝缘介质加速老化。

影响控制、保护、检测装置的工作精度及工作可靠性。特别是因高次谐波激发引起谐振的情况下，极易导致电容器过负荷、发热、振动及异常噪声直至最终被烧毁，同时还可能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。为此，实施技术手段对谐波进行抑制非常重要，常用的方法比如采用串联电抗器、加装滤波装置。我们通常采用谐波滤波装置对3次谐波进行抑制，采用串联电抗器对5次及以上谐波进行抑制。

串联电抗器作用

抑制高次谐波危害

电网在运行时不可能没有谐波，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，影响供电质量，因此必须加以治理。为了回避谐波的影响，必须采取消除谐波影响的措施，其中一条重要的措施就是在电容器回路中串联一定数值的电抗器，即造成一个对n次谐波的滤波回路。实际运行中，各变电站普遍采有在回路中串联12%电抗构成3次谐波滤波器，12%电抗率的含义是指串联电抗器的感抗值为该回路电容器容抗值的12%，而用串联6%电抗构成5次谐波滤波器。不正好采用11%和4%，而是稍大一点，目的是使电容器回路阻抗呈感性，避免完全谐振时电容器过电流。当变电站母线上具有两组以上电容器组，且既有串联大电抗的电容器组又有串联小电抗的电容器组时，电容器组的投切顺序是一个应该考虑的问题。投切顺序不合理可能造成不良后果。由对谐波电流的分析可知：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。当电容器回路呈电容性时，由于电容器的“补偿”作用，电容器回路在谐波电压作用下，将产生的谐波电流流入系统，这时将使系统谐波电流扩大，并使母线电压波形发生畸变。

降低电容器组的涌流倍数和涌流频率

降低电容器组的涌流倍数和涌流频率，以保护电容器和便于选择配套设备。加装串联电抗器

后可以把合闸涌流抑制在1+电抗率倒数的平方根倍以下。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；电抗率在0.1%－1%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，而且电抗器的体积小、占地面积小、便于安装在电容器柜内。采用这种电抗器是即经济，又节能。

提高短路阻抗，减小短路容量，降低短路电流

无功补偿支路前置了串联电抗器，当出现电容器故障时，例如电容器极板击穿或对地击穿，系统通过系统阻抗和串联电抗器阻抗提供短路电流，由于串联电抗器阻抗远大于系统阻抗，所以有效降低了电容器短路故障时的短路容量，保证了配电断路器断开短路电流可能，提高了系统的安全、稳定性能。

减少电容器组的投切涌流，降低涌流暂态过程的幅值，有利于接触器灭弧

接触器投切电容器的过程中都会产生涌流，串联电抗器可以有效抑制操作电流的暂态过程，有利于接触器触头的断开，避免弧光重燃，引起操作过电压。降低过电压的幅值，保护电容器，避免过电压击穿或绝缘老化。

减小操作电容器组引起的过电压幅值，避免电网过电压保护

接触器投切电容器的过程中都会产生操作过电压，串联电抗器可以有效抑制接触器触头重击穿现象出现，降低操作过电压的幅值，保护电容器，避免过电压击穿或加速绝缘老化。

第9篇：高压并联电容器范文

C＝Cs／n＝mCy／n（2）

式中：C—整台电容器的电容（μF）；

n—电容器中的串联段数，n＞1

当内熔丝电容器在运行中因某种原因使其中的一个元件击穿时，内熔丝的动作过程可用图2表示。

从图2可以看到，元件击穿首先是击穿元件自身所贮存的电荷向击穿点G放电，接着与该元件并联的同一串联段上的元件所贮存的电荷通过与该击穿元件相串联的熔丝向击穿元件放电，在放电电流的作用下熔丝f迅速熔断，接着在绝缘油的作用下，在并联元件对击穿元件的放电过程中迅速将电弧熄灭，将击穿元件与故障串联段中的其它完好元件相隔离。

通过上述分析，使我们认识到与击穿元件相串联的熔丝的熔断主要是靠与该击穿元件相并联的其它完好元件组上贮存的电荷（或能量）对熔丝放电来实现的。为了使与击穿元件相串联的熔丝熔断，故障串联段中完好元件组中所贮存的电荷将减少Q0，在故障串联段上的电压也会下降一个U，即：

U＝Q0／（Cs－Cy）（3）

式中：Q0—在熔丝熔断的过程中，故障串联段中完好元件组释放的电荷；

Cs－Cy—故障串联段中，完好元件组的电容；

U—故障串联段上的电压降落

这个U是一个由Q0引起的直流电压，因而对其而言系统的阻抗近于零，图2中的A、B两端近于短接，其等值电路如图3所示。

从图2和图3可知，在故障串联段因失去电荷Q0而产生电压降落U的同时，电容器中的其余串联段则通过系统向故障串联段充电，最终在故障串联段和电容器的其余部分Cs／（n－1）上都产生了一个直流电压分量，这两个直流电压大小相等，方向相反，所以UAB等于零，但UAO＝UBO＝U0且

式中：U0—故障串联段上的直流电压分量

由式（4）可以看出，由熔丝熔断产生的直流电压U0与熔丝熔断过程中故障串联段上所失去的电荷Q0成正比，与元件电容Cy成反比，与每个串联段中的并联元件数m近似成反比。在完好串联段上的直流电压分量为：

—其它完好串联段上的直流电压分量。

这样，我们就可以得到，熔丝动作后，作用在故障串联段和其它完好串联段上的电压为：

式中：分别为熔丝将故障元件切除后作用在故障串联段和非故障串联段上的电压；

分别为熔丝将故障元件切除后作用在故障串联段和非故障串联段上的交流电压分量的幅值；

－U0和U0／（n－1）分别为熔丝将故障元件切除切后作用在故障串联段和非故障串联段上的直流电压分量。

在图4中可以看出，熔丝将故障元件切除后，在故障串联段上和非故障串联段上都受到了交流加直流电压的作用。在故障串联段上受到的最大电压降峰值可以达到－U0，在非故障串联段上受到的电压峰值将达到U＂m＋U0／（n－1）。对于高压并联电容器通常n≥3，所以，在非故障串联段上所受到的电压峰值相对于故障串联段要小些。

国标GB11025—1989《并联电容器用内部熔丝和内部过压力隔离器》标准中3．2条隔离要求的规定和4．2条隔离试验的规定，在下元件击穿时，熔丝应能将故

障元件断开，在2.2的上限电压下试验时，除了过渡电压之外，断开的熔丝两端的电压降落不得超过30％，根据以上规定，合格的内熔丝在下动作时其电压降落U可能达到0．9Um，在2.2下动作时，其电压降落也可能达到0．66Um。

通过式（3）和式（4）我们可以求得在故障串联段上的电压降落U0为：

若高压并联电容器的串联段数n＝4，则在故障串联段上的直流电压分量