电容器组范文

导语：如何才能写好一篇电容器组，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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关键词：电容器组；设备故障；继电保护；熔断器；单台电容器；保护定值整定 文献标识码：A

中图分类号：TM531 文章编号：1009-2374（2016）12-0120-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.12.056

1 概述

某变电站使用的1组66kV并联补偿电容器组运行至2009年5月期间，多次发生故障。在进行故障调查，并对电容器单元进行解剖后，对导致电容器损坏的可能性原因进行了分析。

2 电容器组的基本参数

2.1 电容器组型号

TBB22-66-28056/334-Y

2.2 连接方式

每个串联段2串7+7并，H型接线，采用桥差不平衡电流保护。定值（二次）2A，CT变比30/5。

2.3 电容器单台型号

BAMR20-334-1W，出厂时间为2000年12月和2001年1月，内部元件采用12串6并。

2.4 熔断器型号

BRW-20/26A

3 故障和处理情况

3.1 第一次

2006年6月运行中保护动作，A相8台电容器容量变化。购买14台新电容器供更换和备品。

3.2 第二次

2008年12月运行中保护动作，A相7台容量变化。购买7台新电容器进行更换。

3.3 第三次

2009年4月29日，试验所预试发现B向4台损坏。用户用备品更换。

3.4 故障统计

三次共计损坏19台电容器单元。

4 故障的调查情况

1#解剖品：编号144，2000年12月出厂，铭牌容量2.67μF，全击穿。

2#解剖品：编号142，2000年12月出厂，铭牌容量2.66μF，实测容量3.6μF，大面积击穿+R角击穿。

5 故障分析

5.1 根据继电保护的设置和动作情况分析

结合前述内容，电容器组采用H型接线的桥差不平衡电流保护。保护定值为2A（二次），变比为30/5，一次为12A（考虑灵敏度1.2和可靠性系数1.1之后实际值为12*1.1*1.2=15.84A）。根据此值计算，保护动作的时候需要有2台电容器切除运行，即有2根熔断器动作，如下：

=1.74≈2个

式中：M为每相并联单元数：14；N为每相串联单元数：2；IEX为电容器组额定相电流：234A；I0为不平衡电流：15.84A。

当有2个熔丝熔断的时候，剩余完好的电容器单元过电压为：

=1.08V

式中：M为每相并联单元数：14；N为每相串联单元数：2；kN为完好元件过电压倍数：1.1；k为切除单元数：2。

电容器相关标准对于电容器单元的过电压承受能力要求为：1.05Un可以长期运行，1.1Un每24小时可以运行8小时。

这里暂不考虑过电压运行时间的问题，2根熔断器熔断保护动作的情况才是在继电保护设置的时候需要进一步考虑的。主要原因是：

第一，任何保护都有盲区，对于H型接线的桥差不平衡电流保护来讲，保护臂之间容量同时变化就是这种保护的盲区。对于2个熔断器熔断保护才动作，通常是这两根熔丝在一个臂上的一个串联段里，这个时候出口的电流才最大，保护才会动作。假如这2根熔断器存在于不同的臂或者不同的串联段上，保护是否能可靠动作就不得而知了。这与保护的可靠性和灵敏性，电容器组保护的初始不平衡值都有关系。

第二，已经有一个熔断器熔断了，由于保护没有动作，电容器组将带故障一直运行，直到第二根熔丝熔断，这种运行状态是比较危险的。如果熔断器是正常开断可能没有问题，可一旦熔断器是异常开断的，由于弹簧将尾线摆动的位置和剩下的熔断器套管情况不确定，很有可能危害电容器组的运行。

第三，故障在小的时候发现和解决有利于缩小故障范围，降低故障影响，消除不良隐患。设置成2根熔丝熔断的话，对于3相来讲，则最多可能有6根熔断器熔断，6台电容器损坏。每台电容器故障之间如果间距一段时间的话，对于故障调查非常不利。可能会大量出现类似这种到了预防性试验的时候才发现大量电容器损坏，至于何时损坏都未知的情况。

所以保护整定按照2根熔丝动作，这有可能将故障扩大化。建议保护整定按照1根熔丝动作取值。

5.2 根据解剖的情况分析

电容器元件的击穿位置主要存在于：

第一，电场强度分布不均匀的区域，如R角、折边、引线片处。由于本身电场强度分布不均匀，如果再有过电压作用的话便会迅速发生严重的局部放电，最终将薄膜击穿。因此这些位置的击穿通常是由于电击穿，击穿点相对较小，击穿的层数多。

第二，电场强度分布均匀的区域，如元件的大面。在元件的大面上，由于极板平整，场强分布比较均匀，因此相对于其他部位，该处的过电压耐受水平比较高。发生在这个位置的击穿主要是热击穿和电击穿的混合作用。击穿点不仅有电击穿的特点，也会发生大击穿面积、层数较少的热击穿点。

由于薄膜的个别位置存在一定的电弱点，虽然出厂的时候经过了试验，可是伴随运行和发热，电弱点继续老化，并最终改变了局放性能，发生击穿。这种现象主要发生在电容器运行的1～3年期间，过了这个期间之后绝缘介质便处于稳定的状态，除非受到运行环境剧变的影响，否则绝缘性能不会发生突变。

温度是影响绝缘性能的最主要因素，由于介质损耗的存在运行中介质温度升高。绝缘介质具有负温度系数，即温度上升时电阻将变小，这又使得电流进一步增大，损耗温升也增大。因此电容器的发热量必须小于或等于散热量，否则根据电容器绝缘介质聚丙烯薄膜的8℃理论，电容器的温升每升高8℃，其寿命将降低一半。

式中：L1为T1温度下的预计寿命；L2为T2温度下的预计寿命。总结解剖的两台电容器和2006年解剖的一台电容器，击穿点不仅有在大面上的，也有在R角的。击穿点不仅有击穿点小、击穿厚度多的形状；也有烧穿面积大、层数少的形状，因此根据前述的击穿点的外形很难分析出电容器元件击穿的原因。

可是由于大面积炭化、烧坏的击穿点的现象，则可以推测：（1）薄膜存在一定的老化现象，这样才会在电压可能不高的条件下，在一定范围之内发生绝缘介质分解、炭化、击穿，而不是在一个点上；（2）击穿短路点阻抗很大，电流也很大，并且电容器单元在发生元件击穿之后仍持续运行较长时间，这样才会产生很大的热量将薄膜和铝箔烧毁。

2009年现场的调查没有发现异常情况，电容器组所在的房间情况良好。底部有百叶窗进风口，也有风机的排风口。但是在2006年故障时观察到的却是由于周围道路施工，电容器单元表面附着很厚的灰尘。

由于电容器单元主要依靠上表面进行散热，当时这么厚的灰尘很可能影响电容单元的散热。

现在虽然周围的道路已经修好，电容器室内已经没有这么多灰尘了，可是电容器在那段期间可能已经受到影响，并且状况持续的时间越长，影响就可能越严重。

5.3 根据熔断器的情况分析

熔断器除了能起到在电容器单元内部损坏之后隔离和保护的作用以外，一旦其性能不良还可能会扩大故障。根据熔断器厂家的建议，熔断器的使用寿命最好不要超过5年。根据喷逐式熔断器的结构和特点，熔断器熔断和灭弧的主要过程和机理为：熔丝熔断开始时，熔丝融化成颗粒，在颗粒之间存在电弧。由于电容器回路中均为容性电流，不容易灭弧，所以电容器专用的熔断器采用喷逐+拉开的办法共同灭弧。喷逐主要靠套管内壁涂层在高温高压下的产气，拉开主要靠尾线弹簧提供的拉力。

熔断器使用年限太长，内壁涂层就会变质，尾线的弹簧可能因为生锈而失去拉力。一旦熔丝在纸质保护套管受潮而性能也发生变化，不仅可能表现为熔丝的熔断曲线变化，也表现为熔断时不能正常的灭弧。

熔断曲线的变化意味着熔丝不能准确熔断，将导致故障电容器承受过多能量而加速损坏最终全击穿短路，而完好的电容器不能正确的被隔离，在故障中由于过电压而导致损坏。对于10kV电容器组将导致单相短路接地、熔丝群爆、多台电容器损坏；对于2个串联段的66kV电容器则也会表现为熔丝群爆、多台电容器损坏，甚至桥差保护的电流互感器低压避雷器爆炸、互感器损坏。

熔断器不能正常的灭弧意味着熔丝的断口短时持续存在电弧，电容器则承受着电弧产生的高频过电压，加速损坏。根据反映的情况，电容器组的B相4台损坏电容器是在预试的时候发现的。有1根熔断器熔断，对应的电容器已经全击穿。熔断器的额定电流（开断容性小电流）取电容器单元额定电流的1.5倍，通常电容器单元内部击穿一半串联段的时候会达到这个值，即电容器内部元件击穿半数以上时熔断器就应开始熔断。这从另外一个侧面可以说明，熔断器的特性需要被注意了。

除了熔断器年久会导致性能变化，安装不当同样也会使得熔断器不能正常工作。

6 结语

根据运行经验，电容器如果原材料、工艺等方面有缺陷的话，电容器很难经过严格的出厂试验，即便通过试验运行1～3年也会大量发生损坏。而该站电容器单元是大量生产的常规电容器型号，其设计、工艺等方面都已经非常完善。电容器组2001年投运，至2006年第一次发生故障的时候已经5年，可以认为由于工艺、原材料和制造等方面造成电容器大量损坏的可能性不大。

电容器都有一定的偶然故障率，该故障的起点可能是某台电容器的偶然故障，也有可能是电容器单元曾经在电站周围修路过程中散热不良绝缘老化。结合上面的分析，可知电容器的大量损坏很可能是继电保护、熔断器年限过长这些因素综合造成的。

参考文献

[1] 梁义明，史明彪.66kV高压并联电容器故障分析[J].电力电容器与无功补偿，2009，30（2）.

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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

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关键词 并联电容组；不平衡；保护方式

中图分类号：TM531 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）21-0057-02

1 电力系统异常运行情况下的电容器保护的整定方式

1）电流速断保护，其动作电流是按系统最小运行方式下，电容器组端部引线之间两相短路电流的值来整定，其灵敏系数大小取2。保护时限整定值以大于电容器组充电时的涌流时间，一般选0.1 s～0.2 s即可，防止误动作产生。

2）过电流保护，其动作电流和时限值按电容器组所能够允许的长期最大过流值来整定，保护动作后发信号并反时限切断电容器组。

当具有多组电容器时，过电流保护可装于电容器组总回路上，也可分别装于各分组电容器回路上。当串联电抗器安装于电容器组电源侧时，电容器分组回路的过电流保护动作于跳开本组电容器回路的断路器；当串联电抗器前发生短路时，则应跳开电容器总回路的断路器。当串联电抗器安装于电容器组中性点侧时，电容器回路中出现短路故障也应跳开电容器总回路的断路器。

3）过电压保护，其对并联电容器允许承受过电压的能力，并联电容器允许在1.1UN（UN-额定电压）下长期运行；在1.15UN下运行30min：在1.2UN下运行5min；在1.3UN下运行1min。为安全起见，过电压保护的整定值可根据以下原则确定：在1.1UN动作于信号；在1.2UN时经5 s～10 s延时动作于跳闸，延时的目的是为了避免由于瞬时电压波动引起误动。

过电压保护装置的跳闸设计尚应注意以下几点：①当变电站中只装设一组电容器时，动作于跳闸；但如有两组以上的电容器时，可每次只切除一组电容器，当电压降至允许值时，应即停止切除其余的电容器组；②过电压继电器应选择高返回系数（0.98以上）的晶体管式电压继电器，不宜选用常规的电磁式电压继电器；③过电压继电器可接于电容器组放电线圈或放电用电压互感器的二次侧；也可接于母线电压互感器的二次侧。但接于母线电压互感器二次侧时，应经由电容器装置的断路器或隔离开关的触点闭锁，以使电容器组从电源上断开后，过电压继电器不再投入工作（电压降至允许值时电容器组是否重新投入，应由电容器组自动投切装置判断或操作人员判断后手动投入）。

4）母线失压保护，并联电容器组母线突然失去电压时，如果电容器组不切除，可能产生几种危害：①由于电源线路的自动重合闸，使电容器组失去电压后未经放电而立即恢复带电，使电容器造成过电压损坏；②在变电站母线恢复供电时，这时变压器是带电容器合闸的，在电容器带电时的涌流以及过电压往往会造成对电容器和其它设备的损坏；③变电站恢复送电过程中如果负荷太小，也会使电压过高而对电容器组造成损坏。

因此，并联的电容器组应装设一套带时限动作于跳闸的母线失压保护。

该失压保护的动作整定值既要考虑保证在失压后并且电容器尚有残余电压时能够可靠动作，又必须防止在系统电压瞬间下降时产生误动作。其失压保护的动作整定值可按50%～60%的电网标称电压整定。在时限上着重考虑以下因素：①母线失压后电容器组应在线路自动重合闸重新来电前断开；②当备用电源自动投人前，应先将电容器组从母线上断开；③同级母线上其他出线故障时，在其他出线的故障切除前电容器组一般不宜先跳闸。

2 电容器组中个别或少数电容器内部发生故障时的保护

这是为了防止由于个别或少数电容器内部元件击穿，引起其他完好电容器大量连续损坏的保护措施，以防止故障扩大。较理想的保护方式是：当个别或少数电容器内部电容元件故障击穿后，由故障电容器的单台保护用熔断器将故障电容器切除。故障电容器切除后，会在电容器组内部产生不平衡，但电容器组仍可继续运行。只有当运行电压升高到超过允许值时，才由电容器组内部保护装置动作将全部电容器组切除。

其保护的基本原理是：切除单台故障电容器后，所引起的电容器组内电容量的不平衡，由电流差或电压差来实现保护动作，所以把对电容器组内部故障的保护就称为不平衡保护。根据电容器组接线方案，可分别选择不同的不平衡保护方式。运行经验表明，由于不平衡保护装置所需的费用只有整个电容器组费用的2%～3%左右，只要能防止一次连续性的破坏事故，节约的价值将是十分可观的。

1）GB50227标准对并联电容器组不平衡电流保护的选择作了如下规定：①单星形接线的电容器组，一般采用开口三角电压保护；②两段及以上的串联单星形接线的电容器组，一般可采用电压差动保护；③单星形电容器组，一般采用桥式差电流保护；④双星形接线的电容器组，一般采用中性点不平衡电流保护方式。

2）GB50227标准保护装置动作值的整定原则规定如下：①已装单台外熔丝保护的电容器组，其不平衡保护按单台电容器过电压允许值来整定。②对于内熔丝保护和无熔丝保护的电容器组，其不平衡保护动作值按电容器内部元件过电压允许值来整定。现行标准中对电容器内部元件过电压允许值并未作规定，所以设计时如有需要可请制造厂家提供。

3）几种保护的接线方式和整定。

①接线图l为开口三角电压保护。

C-电容器；L-放电器；KV-电压继电器。

图1

正常情况下，由于三相平衡，开口三角电压为零。当熔断器断开部分电容器或元件内部击穿时，因为容抗的变化，其中性点会出现偏移电压，并且开口电压达到中性点偏移电压的3倍。开口端出现的差电压Uo可由式（1）算出：

（1）

式中：Uo—开口三角端的电压，V；

UNφ—正常时额定相电压，V；

M—每相每段电容器并联台数；

N—每相电容器串联段数；

K—因故障被断开的电容器台数。

这种保护方式的优点是：不需专用的互感器并且接线简单；不受系统不平衡电压以及系统接地故障的影响；灵敏度高不受三次谐波的影响。所以在国内10 kV电容器组中得到广泛应用。35 kV的电容器组也有采用。

②电压差动保护。接线如图2所示（图示为一相接线、其他两相同）。正常运行情况下差电压为零，故障情况下在部分电容器被切除后，差电压值可由式（2）算出：

（2）

这种保护方式的优点是：不受系统三相电压不平衡和单相接地故障的影响；发生故障时保护装置分相动作，易于找出故障相；保护的灵敏度较高。缺点是：使用设备比较复杂，要专门设计的放电器，每相要一套保护；投资费用较高；特殊情况下还要另加电压放大电路；当同相两个串联段中的电容器发生相同故障时保护拒动（但实际运行中出现这种情况的几率不大）。

图2

电压差动保护多用于35 kV及以上容量较大的电容器组以及集合式或箱式并联电容器。

③桥式差动电流保护。接线如图3所示（图中KA为电流继电器）。正常运行时没有差电流，当某一个支路的电容器因故障被切除后。桥式回路中会出现差电流。比如每相2串，并联台数每支路均为M/2时，一个支路中切除K台故障电容器后，桥路差电流可由式（3）算出：

（3）

式中：INC-每台电容器的额定电流，A。

其优点是：由于分相装设，便于判别故障相；由于电容器组是单星形接线，串联电抗器可以接于中性点侧，且并联台数较双星形接线多，电压较稳定；保护灵敏度较高。缺点是：当桥的两臂电容器发生相同故障时，可能发生拒动；并且容量过大时，电容器在全击穿短路情况下的涌流也较大，措施是加装氧化锌避雷器保护。

图3

④双星形中性点不平衡电流保护。接线如图4所示。正常运行时，中性点间的电流为零，当少数故障电容器被切除后，中性点问有不平衡电流通过。当每相臂Ⅳ串的并联台数均为眠时，一相臂中K台电容器因故障被熔丝切断后，不平衡电流可由式（4）算出：

（4）

其优点是对于谐波和三相电压不平衡和单相接地故障其不受影响，结构简单，保护的灵敏度较高。缺点是：安装时，将两个星形的电容器组中各台电容器按电容量的偏差调平衡比较麻烦；在同相两个支路的电容器发生相同故障时，保护装置会拒动（但实践证明这种状况甚少），应加装氧化锌避雷器保护；对于只有一台串联电抗器的双星形接线的电容器组则必需安装在电源侧。

图4

当电容器内部装有熔丝及放电电阻时，因为电容元件击穿后由内熔丝切除，全部都击穿短路的几率很小，所以不论电压等级高低，大多选用此种保护方式。

参考文献

[1]田友元.关于高压电容器的保护方式[J].电力电容器，1993.

[2]蒋利发.并联电容器组的故障保护装置分析[J].广西电业，2009.

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【关键词】　电容器组 投切 电弧重燃 分析与检测

真空断路器具有体积小、灭弧性能好、寿命长、维护量小、使用安全等优点，在中压系统及配电电网中应用日益广泛。特别是由于其适合频繁操作的特点，在并联电容器补偿装置中基本采用真空断路器来投切电容器组。

开断电容器组等容性负载时，由于电容器存在残余充电电荷，在断路器断口会出现含直流分量的较高恢复过电压。真空断路器投切电容器组的大量试验研究表明，真空断路器存在弧后延时重击穿并能高频熄弧的特殊现象，即重燃现象。一旦发生重燃，会产生高幅值的重燃过电压，特别是多次重燃或多相重燃，其过电压严重威胁并补装置和系统安全。因此对于投切电容器组的真空断路器要求无重燃或低重燃率，国家相应制定有GB7675-87《交流高压断路器的开合电容器组试验》标准，专门用于考核投切电容器组的断路器性能（必须不发生重燃）。早期使用的真空断路器由于性能不完善，在投切电容器组过程中，由于涌流和多次重燃的出现，产生了高的过电压，给电力设备带来严重的危害。

1　电弧重燃原因分析

1.1　开断后几毫秒内重燃原因分析

一般而言，开断后5ms内击穿为复燃；5～10ms内击穿称为重击穿，在10ms以上有的称之为非自持性放电，在此统称为重燃。在5ms内重燃主要是真空电弧开断后的介质恢复强度与恢复电压对比，介质恢复强度一个是恢复时间，另外是响应的上升幅值。在燃弧过程中电弧加热触头，使其向真空间隙蒸发，这些金属蒸气不断向间隙外扩散，并在触头表面不是很热的情况下有一部分重新凝结在触头表面上。同时在恢复电压作用下电极会有一定量电子的发射，但这种发射不一定能导致间隙击穿。使间隙击穿的条件是发射电流达到一定值或间隙中有能使电子增生的物质存在。真空电弧熄灭后间隙有金属蒸气存在，由于金属蒸气　电离电位低，故很易被电离。介质强度的恢复过程是非常复杂的过程，要精确分析介质恢复过　程应从如下方面综合分析：（1）电弧对电极的非均匀加热。（2）准确的电极加热和散热过程。（3）电极表面的热状态和电子发射。（4）金属蒸气扩散的非自由和非平衡。（5）电子使金属蒸气　原子电离的实际过程，相对接近实际的方法为试验法。

燃弧时间对介质恢复过程也有影响，在同一电流下，燃弧时间越长则需要的恢复时间也越长。由于电极热传导的作用，如果电流越小且燃弧时间大于一定值时，再增加燃弧时间对恢复时间无明显影响。此外，电弧熄灭后真空间隙承受正极或负极性电压（相对电弧电压的极性）的能力是不同的。对于低熔点金属隔、铝和铜，负极性击穿电压比正极性击穿电压高约10%～20%。实际上，在真空电　弧燃弧期间阴极斑点使阴极表面变得粗糙，而阳极则由于加热比较均匀（特别对较低熔点的触头材料）而显得光滑。这样，正极性电压对应着粗糙的阴级表面，电场增强系数由于阴极表面光滑而较小，故击穿电压有较大的提高。

1.2　开断后10ms以上重燃原因分析

开断后的介质恢复时间较短，一般小于1ms。开断后10ms以上出现重燃的情况与触头表面的冷却过程有关，这种变化是触头热过程和冷过程对触头表面的破坏。对Ag-WC触头材料试验中获得开断后0ms、30ms、60ms时的触头表面变化情况，从拍摄图中可见，触头表面微粒在开断后60ms被观察到，这可能就是电容器组开断后几十毫秒以上发生重燃的原因。

分闸速度对大电流开断后的触头表面变化的影响很严重，因为在触头分离的小开距时电弧比较集中，这将损坏电极表面，在电极表面的熔桥将明显上升，这一熔桥将触头间连接起来，然后被汽化形成真空电弧。研究熔桥直径与分闸速度的关系是十分重要的。对Ag-WC触头材料进行分析，开断电流为40kA（方均根植），直流分量为50%，开断电流峰值为84kA，熔桥直径随开断速度的增加而减小，熔桥对电弧集中程度的影响较大。开断速度较快时，电弧扩散较快。

2　减少电弧重燃措施分析

2.1　改善断路器机械特

虽然真空断路器比其他种类断路器具有较好的开断容性负载的能力，但由于真空间隙耐压强度不稳定及直流耐压水平较低，而开断容性负载时恢复电压较开断其他负载高且存在较大直流分量，因此真空断路器应用于投切电容器组时在运行早期表现为存在一定的重燃几率。其重燃率同触头材料、触头表面的光洁度及清洁度、断路器机械特性等诸多因素相关，分散性很大。真空断路器主要由真空灭弧室和操动机构两大部分组成，每一部分性能的优劣都会影响到断路器整机的性能。根据系统试验站长期来对真空断路器投切电容器组抗重燃率考核试验及研究，认为真空断路器投切电容器组性能首先取决于真空灭弧室的制造质量，其次同所配断路器的机械特性也密切相关。因此要提高真空断路器投切电容器组性能必须从提高真空灭弧室制造质量及改善所配断路器机械特性两方面入手。

2.2　老练工艺处理

首先明确电压老练和电流老练的区别。电压老练是真空器件的普遍工艺，极间加电压后使极间和绝缘外壳表面产生闪络，甚至击穿。此时若电压不再升高，闪络消失，以后每升高一次，上述过程就重复一次，直到稳定。高压老练目的在于消除灭弧室内部和外部的毛刺、金属和非金属微粒及各种污秽物等。电流老练工艺专为真空灭弧室设定，电流老练用持续的扩散型电弧，在电极表面不断运动，以尽可能彻底地清除电极表面的毛刺、金属氧化物、金属和非金属微粒等有害物质，并通过燃弧中产生的电极材料的吸气作用，使灭弧室内部保持良好的真空度。

老练后的灭弧室解剖观察，除了表面光滑和杂质（主要是Fe，Si等）减少外，还发现电弧作用过的阴极表面层材料的晶格结构有明显的变化，距表面10μm以内材料晶粒细化，对深层材料和只经过高压火花老练过的电极表层晶相观察，其晶格直径约为几微米，而经过电流老练过的阴极表面层晶粒直径在1μm以下。细化晶粒构造的形成可能与电弧引起的局部熔化及快速冷却有关。金属凝固原理指出，液态合金的冷凝过程冷却速度越大，晶核产生得越多，晶粒的粗化受到限制因而晶粒越细。这种均匀化的细结构对于减少材料的成分不均匀（偏析），减少电极表面凸点结构，减少微料团脱落是有利的，这些都对减少重燃起了重要作用。

3　型式试验状况分析

七十年代未就开始从事用于切合电容器组的真空断路器试验研究，于90年开始从事断路器投切电容器组型式质检试验。表1是近年来10kV真空断路器开合电容器组型式试验一次性通过的情况，可以看出一次性通过率比较低，原因在于某些制造厂技术力量不够，对真空断路器切合电容器组的特殊性认识不足，选用的真空灭弧室质量不佳或机构调整不良所致。（如表1）

可以看出，一次性通过率并不高，由于这一客观现实的存在，所以各开关用户在设备投运时，往往在现场做投切试验。按试验规程要求新投电容器组真空断路器连续进行10次投切试验。

笔者通过现场试验发现，检测该项目使用为8通道示波器，主要由试验人员跟踪全过程，这样有可能造成数据的丢失，不能有效的进行分析。因此，与运行人员、试验人员反复探讨提出一种智能检测系统。

4　检测系统结构

建立在以上理论基础上的电容器组真空断路器电弧重燃离线检测系统由主机（PC104）、采集板、液晶显示屏、鼠标键盘接口、打印机接口、USB接口等组成。采集板以CPU、CPLD、A/D、电压传感器、电流传感器等组成。主要是以断路器分合动作时刻对电压电流录波来实现的。录波参数有UA、UB、UC、U0、IA、IB、IC等电分量，这些被检测电分量保证在同一时间坐标轴上显示，试验人员可有效的分析电弧的幅值和波形，观察开关是否有重燃现象。

4.1　总体设计思路及设计重点

检测系统各信号及连接如图1所示，三相电压和中性点电位由阻容并联分压器获得，三相电流由安装于主回路电流互感器次级获得。系统控制断路器分合闸并兼作主回路各电压电流的录波启动信号。（如图1）

4.2　信号的抽取初步考虑

对于电容器电压波形的监测，现场运行人员发表了大量的文章探讨，其中不少是关于信号测量点选取。我们通过现场的实地考察，决定在电容器母线上安装一个分压器来提取电压信号。如图2所示，分压器外壳采用合成绝缘子，分压电容、电阻、隔离变等分立元件组成，采用环氧环脂浇注固定在绝缘子内。上面为固定端，主要与母排固定，固定方法为：将分压器由开口处挂在母排上，并拧紧上端固定螺钉，下端为一次接地端，检测时与变电所系统大地可靠接触。输出信号用航空插座与检测系统相连，为装置提供电压信号。因为以往的现场检测曾有近6倍左右相电压额定值的过电压发生，所以分压器的设计考虑在最高36000伏的作用电压下，±5V的AD转换器模块能记录下电压变化全过程。估计高于50000伏的最高峰值可能会削掉一点，但那是极少有的情况，我们按绝大多数3-4倍过电压测量准确清晰为设计依据。这样记录的全过程对分析诊断有无重燃及事故的全过程可提供足够的信息和数据。（如图2）

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【关键词】谐波干扰;电容器组危害;异常运行分析;控制措施

一、谐波对电容器组的负面影响

1、损害绝缘层功能：电容器的绝缘材料通常是有机的材料，其老化的规律通常与电压有直接关系，电压升高10%就会导致寿命缩短50%。谐波造成的电容器过电压和具备放电增加，都可以加速电容器绝缘材料的老化，从而造成电容器寿命缩短。同时引发的过电压形成的电晕会直接降低绝缘性能。

2、电容器发热：在电压恒定的情况下，对于有机介质的电容器，其温度的改变也会影响寿命，如果温度波动超过一定范围其寿命也会成倍缩减。当电容器在谐波影响下，因为谐波而产生的过电压、过电流、过负荷等会导致损耗功率波动增加。所以谐波对电容器的负面影响就是使其升温进而影响寿命。

3、电容器振动：在变电站电容器安装在支架上，外壳与接线在交流电压的作用下会产生振动，有时也会出现声音，而电容器内部的极板在谐波电压的影响下会引发极板弹性振动，谐波电压如果对电容器极板产生影响而出现谐振则会改变固有的振动频率，从而产生噪声的改变，也会影响其介质寿命。根据变电站运行管理的经验，如果周边存在冶炼企业时就容易产生噪声，这就是谐波影响所致。

二、变电站电容器组运行异常的检测与控制

1、异常情况

某变电所在日常管理中发现10KV的一侧段电容器组运行时噪音异常，且分为时段改变，夜间的运行噪音大于日间运行。10KV一二两段电容器组同时运行时，二段的正常此时的运行模式为一二段母线分列状态。

2、异常运行情况测试

针对变电站出现的电容组异常的情况，首先对该段的10KV电容器组进行电流波形测试，电流测试的信号来源是从10KV一段电容器间隔电流互感器二次侧，电压测试信号则来自与该段母线变压器的二次侧。通过对检测数据的分析，10KV一段的电容器组存在高次谐波电流经过。电容器单相的额定电流为94.5A，而在检测后发现通过电容器的单相电流高达120A，此电流已经超过了额定的电流近1.3倍，也超过了相关国家规定的标准规范，因此出现了电容器运行条件改变，从而导致了电容器的噪声加大。

在10KV二段电容器组正常的运行的情况下，对出现的异常情况进行排查，包括了各个出线的谐波测试，发现其谐波电压和电流都没有超标的迹象，说明其出线没有异常。然而在进线侧的检查中发现，在35KV进线段，测试出异常的谐波超标情况。在某企业侧进行数据监测时发现，非生产状况下，其谐波的畸变频率较低，符合国家标准，对进线侧没有干扰。而在生产状态下，其谐波测试的结果显示，随着负荷的增加其电压总谐波的畸变率比非生产状况下的1.2%要高，达到了3.6%，其已经超过了相关规范要求，谐波电流超过限值因此产生了谐波干扰。

经过进一步的检测和验证，技术人员对现场进行了勘测，发现该企业一家冶炼企业，其中频电炉开始进行生产时，负荷达到了7000KW的时候，就会对变电的10KV一段的电容组产生强烈的干扰，进行出现噪声异常，企业的调度人员对负荷进行降低，从7000KW降至2000KW时，变电站的电容器组的噪声也随之明显减弱。变电站10KV一段的电容器组的阻抗特征也随之改变。分析表明电容器组谐振点在10次谐波的频段内，即500Hz，9次与11次谐波的阻抗则很小。

3、谐波的治理

通过对变电站出现的电容器组异常的分析，综合电容器、出线段参数、以及冶金企业的谐波参数，进行对比和分析发现，得出以下结论：对变电站产出干扰的谐波来自与冶金企业的中频生产设备，其运行异常的谐波来自于9次谐波以上的高次谐波，电容器运行的电流超过了额定的电流，这就造成了变电站电容器组的运行条件改变。

在处理该问题的时候，因为企业生产产生的谐波影响了变单站电容器组的运行条件，在进行日常操作的时候，如电容器的投入就会导致谐波的作用被放大，而对电容器组产生负面影响，建议调度先将电容器退出运行。其次要求冶金企业采用控制谐波的负面影响，治理期间不能将电容器组投入使用，这样就可对整供电系统产生影响，尤其是110KV的供电网络都不能正常工作，也会影响到电容器的可投率。因此消除谐波干扰还要从企业开始，即要求企业对生产负荷进行控制，即降低其负荷达到1500KW以下。

4、其他措施

解决电容器组发生谐波放大和谐振问题的原则应该是:1)杜绝谐波谐振;2)限制电容器对谐波的放大程度;3)综合考虑电容器和电抗器对谐波的承受能力,当超出承受范围时,应考虑采用滤波器。

抑制谐波放大和谐振的方法是多种多样的,采用何种方法应视网络情况、负荷性质等因素确定。在公共电网应主要考虑对3次、5次谐波的抑制;在用户站则应针对不同负荷的特征谐波予以抑制,如三相桥式整流设备主要是抑制5、7次谐波。抑制谐波采取的措施可遵循以下原则:1)当谐波不是特别严重时,应考虑采用偏调谐电容器组,其主要目的是抑制谐振,部分滤除谐波和降低造价。2)当谐波较为严重时,应考虑采用调谐滤波器,其目的是滤除谐波,改善电网电压质量,滤波器应滤除80%～90%的谐波;3)当负荷是大功率波动性负荷时,除考虑滤波外,还应考虑无功功率的动态补偿,以改善电压的波动和闪变。

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（国网浙江临海市供电公司，浙江 台州 317000）

摘要：主要针对10 kV电容器组网门在电容器开关处于运行（热备）状态时可以打开的不安全因素进行了分析，并提出了改进方法。

关键词 ：10 kV电容器组；网门；闭锁回路；不安全因素

0引言

电磁闭锁是通过相关断路器、隔离开关等参与闭锁的元器件，其状态满足要求后，相应辅助接点会闭合，接通电磁防误回路，使电磁锁接通电源，这样就可励磁解锁，开放操作；如果条件不满足则励磁回路不通，电磁锁无法打开，从而达到强制闭锁的目的。然而，在使用过程中经常会出现由于相关设备辅助开关不能正常切换造成的闭锁失灵，在闭锁条件不满足的情况下能打开相应电磁锁，从而出现可能误入带电设备间隔的不安全因素。

我局的35 kV红光变电所，电容器组开关柜采用的是XGN2-12系列，电容器组网门电磁锁（DS）的闭锁回路是采用串接断路器常闭辅助接点（HK）的方式实现。在运行过程中多次发生在电容器运行状态和热备用的情况下DS无法实现闭锁，可以打开电容器组网门的不安全情况，这对人身和设备安全构成了严重威胁。对此我们进行了专门研究，并提出了具体的解决方案。

1原因分析

电容器组采用的是XGN2-12系列开关柜，而DS的闭锁回路只是采用串接HK的方式实现对电容器组网门的闭锁功能，从图1可看出DS在断路器分闸状态下和断路器辅助开关接点故障无法断开的情况下都可以打开，因此在发生以下情况时都可能误开电容器组网门：（1） VQC切断电容器组时：目前电容器组的投切普遍使用VQC进行控制，电容器组投切完全实现了自动化，因此只要在VQC切断电容器组的时候就可以打开电容器组的网门。（2） 断路器辅助开关故障时：电容器组断路器的辅助开关，由于电容器分合次数较多，发生故障的概率较高，在辅助开关故障无法分断的情况下，即使电容器组处于运行状态，电容器组的网门也是可以打开的。（3） 操作和检修人员思想麻痹大意：我局的35 kV红光变电所由于采用的都是同厂家、同型号、同颜色的电容器组，两两相对安装在电容器室内，两组电容器组的网门面对面（图2）。在操作和检修电容器组过程中，如果操作人员和检修人员思想麻痹大意，不仔细观察，不认真核对双重命名就操作或检修；恰巧运行中的电容器组开关又因VQC动作而处于分闸状态或断路器辅助开关故障无法分断时，就极易发生打开运行中的电容器组网门电磁锁、误入带电间隔的不安全隐患，有可能造成严重的人身触电事故，对人身和设备安全构成了严重威胁。

从以上分析不难看出，采用串接断路器常闭辅助接点的方式来实现控制电容器组网门电磁锁的方法存在严重的安全漏洞，在电容器组运行改检修过程中不足以保证检修、运行操作人员的安全。

2改进措施

从以上引起电容器组网门电磁锁误开的原因分析及电容器的倒闸操作来看，我们发现只有电容器组开关在冷备用情况下打开电容器组网门才是最合理的。电容器组开关由运行改冷备用必须把电容器组母线闸刀分开，为此就必须取电容器组母线闸刀辅助开关

我们发现XGN2-12系列电容器组开关柜母线闸刀上装的辅助开关一般都是F1-2型，用于电容器组母线闸刀分、合位置遥信信号的采集。F1-2辅助开关一般有两副接点，一副常开接点用在电容器组母线闸刀分、合位置遥信信号的采集上，另一副常闭接点（1G）暂时没用到，正好可以用来控制DS。这样做的好处就是既可以改进DS的控制回路，又避免了增加新设备所带来的施工麻烦，既节省了材料费用又降低了工作量，只需简单地更改控制回路，从电容器组母线闸刀辅助开关常闭接点（1G）引两条线到端子排，就可以完成对DS闭锁控制回路的改造。

通过试验我们又发现，由1G来控制DS闭锁回路，虽然在原理上消除了电容器组网门电磁锁闭锁缺陷，但在长期的工作实践中，由于制造和安装、调整工艺的问题，F1-2辅助开关经常会出现转换不灵活、转换不到位、辅助拉杆易弯折、变形等现象，有可能造成辅助开关接点无法完全接触或无法断开的故障。引起这种现象的主要原因是F1-2辅助开关是采用辅助连杆来带动辅助开关转动从而实现接点的闭合转换的，连杆一般采用钢条或钢筋制作，和母线闸刀传动拉杆连接在一起，3个活动的部件连接在一起就造成辅助开关接点位置不容易调节，调节好后容易出现分合不到位或分合过头的情况；同时在电容器组母线闸刀操作过程中也容易出现因为操作人员用力过大，造成辅助开关转换拉杆弯折变形等机构故障，同样也可引起辅助开关接点分合不到位或分合过头的情况，这样就又可能出现不安全因素。比如：如果电容器组母线闸刀处在合闸位置，F1-2辅助开关出现故障而处在接点闭合状态，同样也容易出现误开电容器组网门电磁锁的不安全情况。鉴于此，我们再次对DS闭锁回路进行了改进，在取电容器组母线闸刀辅助开关上的一副常闭接点（1G）的基础上串接以前用来闭锁电容器组网门的断路器常闭辅助接点（HK）。控制回路如图4所示，通过将1G和HK串接，很好地消除了以前取单副接点控制DS所出现的种种不安全因素。在1G和HK串接的情况下，就算其中一副接点由于故障或其他原因出现异常闭合状态，也不会引起DS误动；只有在两副接点都接通的情况下，DS才可以可靠动作，电容器组网门才可以安全打开。

为了更好地增加电容器组网门的安全性，我们把电容器组网门以前使用的DSN-BM型电磁锁（不带带电显示器和没有带电强制闭锁功能）更换为有高压传感器、可以显示高压是否带电、有高压带电自动强制闭锁、防误性能更好的DSN-Ⅲ型电磁锁。

3结语

通过对35 kV红光变电所电容器组网门电磁锁闭锁回路的改造，完全消除了由于单副接点控制电容器组网门电磁锁有可能引起的误入带电间隔的不安全情况，消除了对人身和设备安全构成的严重威胁和隐患，对人身和设备安全起到了很好的保障作用。

［

参考文献］

［1］ 华仪集团.XGN2-12系列开关柜说明书［Z］.

［2］ 温州昌泰电气.ZN68A-12/1250-31.5真空开关说明书［Z］.

［3］ 35 kV红光变电所.10 kV电容器控制信号回路图BS-D202-04［Z］.

［4］ 无锡市昌林自动化科技有限公司.户内DSN-Ⅲ型系列电磁锁使用说明书［Z］.

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关键词：直流偏磁；电容隔直技术；发电厂；发电机组；变压器 文献标识码：A

中图分类号：TM761 文章编号：1009-2374（2016）14-0051-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.14.026

1 直流偏磁概念及其成因

“直流偏磁”是指变压器的磁通和磁动势含有直流分量的现象。直流分量对机组变压器的正常运行将产生危害，如增加高次谐波成分，导致铁心高度饱和从而引起漏磁通的增加，带来变压器局部过热、绝缘介质老化等问题。产生直流偏磁的成因有以下两个：一是太阳等离子风的动态变化与地磁场相互作用产生的地磁“风暴”。作用于中性点接地的变压器时，将在其绕组中诱发地磁感应电流，与50Hz的交流系统相比较，可看作近似的直流；二是采用单极大地回路的直流输电线路与交流网络中存在非线性元件产生的直流分量，在控制不对称的直流输电系统以及相关变频器系统中，变压器绕组均含有直流分量。

2 直流偏磁电流的仿真分析

2.1 交流系统网络等值电路

本文所选取的环形220kV交流网络为M电厂A电站B电站K电站220kV侧C电站M电厂，如图1（a）所示。对所选取的交流网络模型进行等值电路的转换，根据等值电路在PSCAD中建立模型，等值电路如图1（b）所示。

2.2 中性点直流电流仿真模型

根据环形交流网络的等值电路，可以估算各厂站到接地电极的距离，如表1所示。进一步求得M电厂站变压器所处位置的地表电位，结果如图2所示。

根据图2可得M电厂站处地表电势大小为20V（考虑误差因素大概估算范围）。再结合相关变电站主变参数，如表2所示。设置PSCAD/EMTDC软件仿真参数，搭建模型如图3所示。

3 直流偏磁电流实测情况

以M电厂#1主变为例，根据2012～2014年运行记录（见表3），当直流输电系统单极运行时，#1主变中性点产生的直流分量高达59A。

根据对监测数据的分析，#1主变中性点通常在约±7A的直流偏磁电流，基本每天凌晨00∶00～06∶00时间段该电流消失，06∶00～24∶00该电流在±7A上下快速波动，整体直流偏磁电流情况比较严重。

4 电容隔直装置技术的应用与实施

根据掌握M电厂直流偏磁电流的特点和基本情况。在接地极与变压器中性点之间串入电容器，由于电容有“隔直通交”的作用，能有效消除变压器中性点的直流电流，不影响交流电流正常流通。从合理性和经济性考虑，M电厂采用3台主变共用1台电容隔直装置接入方式，通过简单的接地刀切换实现3台主变接地方案的转换（如图4所示）。在#1主变场地处加装1台电容隔直装置，当#1变通过电容接地时，#2、#3号主变接地刀闸断开；当#2主变通过电容接地时，#1、#3号主变接地刀闸断开；当#3主变通过电容接地时，#1、#2主变接地刀闸断开。

电容隔直装置主要由电容器、旁路系统及监控装置组成，如图5所示：

当变压器中性点直流偏磁电流越限值并维持一定时限后，电容隔直装置测控系统会自动打开旁路开关，将变压器中的直流电流有效隔断。若有不对称短路故障发生在交流系统中，零序电流会促使电容器端电压升高，超过越限值后，装置旁路双向晶闸管立即触发导通，与此同时给出旁路开关合闸指令。旁路开关属于机械设备，它的合闸动作时间比晶闸管电子导通时间长，因此故障电流先是由晶闸管旁路流向大地，从而实现保护电容器。当旁路开关合闸后，故障电流将由晶闸管旁路转移到旁路开关流入地面。当有一台或两台主变在检修状态时，隔直装置应能顺利将检修状态主变相关刀闸闭锁，并保证正在运行的主变能够及时投入隔直装置。主变接地刀闸的闭锁要符合“先合后分”的原则。

5 结语

主变电容隔直装置改造项目产生的经济和社会效益主要体现在以下方面：

第一，利用电容隔直装置阻隔直流偏磁电流在主变中性点的流通，有效抑制主变中性点直流偏磁电流（见图6）。可防止因变压器直流偏磁引发的相关故障：比如因谐振导致电容器组损坏，造成变压器振动加剧和过热，保护误动作等事故。

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【关键词】财务管理；融资租赁；操作要点；分析

一、引言

近年来，随着我国金融改革的不断深入，企业的融资手段日益丰富，融资租赁已逐渐成为企业在日常经营活动中筹集资金的一种重要融资方式。选择融资租赁形式进行融资，具有周期短、融资手续简便、不影响企业正常运作、节约税负、优化企业资产负债结构等多项优点，因此，大受企业的青睐，发展势头迅猛。

融资租赁在我国还属于新兴的融资方式，目前蓬勃的发展势头显示出租赁公司和企业对其都充满了期待和渴望，本文拟根据笔者自身的工作实践和理论学习所得，对企业如何从财务管理、会计核算、风险管控几方面做好融资租赁工作提出一些粗浅的意见，以供业界探讨并希望使融资租赁这一融资方式获得更大的发展。

二、融资租赁的特点与优势

根据《企业会计准则》的规定，融资租赁是一种出租人与承租人已事先约定在租赁期满时出租人会将租赁资产的所有权转移给承租人；承租人有购买租赁资产的选择权，且可以根据事先的约定以低于行使选择权时租赁资产的公允价值购买。

融资租赁与传统银行融资的区别是：融资租赁是企业先将自有资产出售给租赁公司获得一笔资金，并通过支付租赁费用的形式继续保留该资产的使用权，在租赁期满后，企业可以回购租赁资产；而传统的银行贷款业务中，企业通常是以自有的资产作为担保资产或抵押资产向银行融资，在企业归还贷款后解除担保抵押。

在融资租赁业务中，虽然只有租赁公司和企业两个主体，但他们都分别具有多重身份：租赁公司既是资产的出租人和购买人，在租赁期满时也是资产的出售人；企业既是资产的承租人和出售人，在租赁期满时也是资产的购买人。在整个融资租赁业务中，资产是进行融资业务的标的、载体，融资才是最终的目的。

相比传统的银行融资，融资租赁的优势很多，但是正如上文分析的，由于融资租赁业务涉及的主体较多，其中的合同契约关系比银行借贷负责，且涉及到资产的买卖和所有权的转移，因此要发挥融资租赁的融资、节税功能，需要企业财务管理人员从基础环节开始做好相应的管理工作，否则将会出现一着不慎满盘皆输的尴尬，给企业造成不应有的负担和损失。

三、如何做好融资租赁工作

1.应做好企业内部的财务管理基础工作，摸清家底。以融资租赁的形式融资，其实质是借助资产的所有权转移而获得资金，因此必须做到对企业自身有哪些资产，资产状况如何，资产净值怎样等心中有数。目前大多数企业都实现了会计核算电算化，便利了财务部门对资产的账面管理。但是，由于企业资产是处于连续使用状态的，为了摸清资产的真实状况，财务人员不能够仅凭账面记录而妄下结论，一定要定期到资产保管场地与实际使用和管理人员一起了解资产的真实状况，这样才能在融资工作时做到心中有数。

2.应对企业资产的处置有一个相对长远的规划。由于融资租赁需要先把资产在租赁开始时出售给租赁公司（在租赁期内企业是无权对该租赁资产进行处置的），而通常租赁公司为了确保自身的利益和控制风险，是不会轻易让企业在租赁关系存续期内变更租赁资产的。所以，制定一个企业资产通盘处置使用规划，确定哪些资产可以进行融资租赁，哪些资产可能需要进行变卖、抵押等，可以使企业在进行融资租赁决策，选择资产标的时处于主动状态。

3.做好企业资金成本的测算，避免承担过重的财务费用。融资租赁业务中，融资成本除了租赁费用外，还有保证金、各类评估、管理费用等。企业在洽谈时，应通盘考虑这些成本，同时合理规划现金流，对于一些可缓或适当调整支付期限的费用应进行筹划，避免因集中支付融资费用而造成企业的流动性紧张。

融资租赁业务的时间长短与承租企业对资金的需求以及租赁标的物的账面净值变化有紧密的关系，通常在1-10年之间。但是企业在确定融资租赁时间长短时，不能只看着自身需要资金时间的长短，还要考虑租赁设备的账面净值。例如，一套设备在融资租赁开始时的账面净值为1000万元，假设折旧率为10%，则10年后该设备的净值为0。因此，以这套设备为标的物的租赁期肯定不能长于10年。通常租赁期的确定会根据设备的到期净值以及对租赁公司的风险保障程度和企业的用款时间综合确定。一般来说，对于金融租赁公司来说，租赁期限越长，综合租赁费用会越高，因为对于金融租赁公司来说，租赁期的延长会增加他们的资金风险，因而他们需要更高的回报来弥补。

4.控制融资租赁业务操作风险。对于企业财务管理人员来说，传统的银行贷款、发行债券、供应商融资等融资方式对企业可能产生的风险都比较清晰。新兴的融资租赁在业务操作过程中可能产生的风险由于承租、出租方分别具有多重身份、以及业务持续时间长短不同、租赁标的物虽然所有权发生了转移，但实际管理权并未发生变化等特殊情形，在业务操作过程中可能产生的风险也不尽相同。纵观整个业务过程，可以看到的风险主要有：

（1）市场风险

在租赁期内虽然设备所有权发生了转移，但是对于设备的使用、管理、维护仍然是由企业来负责的，在租赁期未满前，企业是无权处置租赁设备的，同时由于技术进步等多种因素的共同影响，企业使用的同类型设备的市场价值等都会发生变化。

（2）道德风险

融资租赁设备在租赁期内处于运动状态，使用、维护、保养等一系列工作都需要企业投入资金和人力。有些企业会考虑到设备已经使用过一段时间，同时租赁期满企业可以低价回购，因此会在租赁期内降低维护投入，以求降低租赁成本，这其实是一种极其不可取的短视。融资租赁期内虽然资产的权属发生了变化，但这不等于企业可以忽视对租赁资产的管理，因为租赁双方都会在合同里对资产的完整性有相关的约定。虽然在租赁期结束后，租赁公司一般不会收回资产，但是租赁资产是其控制租赁风险的一个载体。如果在租赁期内资产状态或价值发生了重大不利变化，从控制资金风险考虑，租赁公司一定会要求追加租赁资产已确保自身资金安全。此时，承租企业作为资金使用者只能或是满足租赁公司要求追加资产，提高自己的资金成本或是承担违约责任，在自己的信用记录上留下不光彩的一笔。因此，承租企业一定要严格防控在租赁期内的这种道德风险。

融资租赁业务对企业财务核算处理水平有较高的要求，需要财务人员根据租赁业务的不同阶段进行准确核算。特别是回租资产和支付租金两个环节对财务人员的财务技能以及正确区分应税业务和运用实际利率法确认、分摊未确认的融资费用等有较高的要求。因此，财务人员应该不断加强学习，不断提高自身的业务素质和工作能力。

参考文献：

[1] 财政部会计司编写组.企业会计准则讲解 2010.北京：人民出版社，2010年12月第一版

[2] 田泽宇，明慧.融资租赁：为实体经济插上金融“翅膀”.中国改革报，2013.12.5

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Abstract：According to the example of a power plant， it can be seen that the power of generator terminal voltage transformer has a great harm to the normal operation of the unit，which will cause the accuracy of measurement，measurement，protection，etc.，and even lead to the occurrence of the accident.Must take necessary precautions to ensure the safety and stabilityof the unitoperation.

Key Words：Generator terminal voltage transformer；Primary insurance；Preventive measures

发电机机端电压互感器一次保险熔断的问题在系统中普遍存在，原因也没有定论，从熔断的情况看，有运行中突然熔断，也有开机并网时熔断，也有发电机停机过程中熔断，没有规律可寻。但是发电机机端电压互感器保险熔断对机组的正常运行有很大危害，直接会影响测量、计量、保护等二次设备动作准确性。该文以某电厂350 MW机组实例为据，对发电机机端电压互感器一次保险熔断后造成保护动作的结果和防范措施做了进一步分析，得到了相应的结论。

1 引言

某电厂在2号机组启动并网后，发变组保护中“起停机保护动作”跳闸，“发电机三次谐波定子接地保护动作”报警，2号机组停运。从发变组保护动作分析报告可以看出，保护正确动作（表1）。

2 数据分析

2.1 发变组保护正确动作

由图1可知，发电机机端PT断线与定子接地对电压的影响是一致的，都会产生零序电压3U0。

启停机保护动作情况：因为中性点零序电压的定值已达到保护动作值，经过2 s延时后保护出口，正确动作。

定子接地保护动作情况：从故障录波的波形可以看出中性点基波零序电压的定值已达到动作值，但是延时还未达到0.5 s时，起停机保护已经出口，所以基波零序定子接地保护未动作；3次谐波定子接地保护在动作值和延时都满足的情况下出口，正确动作。

2.2 发电机机端电压互感器B相、C相有虚接现象

因为从故障录波和DCS中的数据分析，故障时有机端零序电压的产生，同时机端A、B、C三相相电压的数值有偏差，UB和UC数值偏低，UA数值偏高。

2.3 发电机机端电压互感器触头处可能出现局部放电现象

因为中性点电压有偏移，导致了中性点零序电压的产生，起停机保护动作。

3 机端电压互感器熔断后对机组运行的影响

（1）设备名称：发变组保护装置。

影响情况：可能会导致发电机差动，低励失磁，发电机复合电压过流，过励磁，发电机过电压，失步，逆功率，程跳逆功率，频率异常，TV异常，定子接地等保护误动作。

（2）设备名称：励磁调节器，AVR输入信号异常、电压偏差大等发出、AVR正常通道可能故障，切到备用通道。

影响情况：控制单元柜通道报“Machine P.T fail”，即PT异常告警，会导致目前励磁调节器只有一个通道正常运行，另一个通道不能处于备用状态。

（3）设备名称：DCS.DEH功率信号显示不准确。

影响情况：影响发电机有功功率变送器输出给热工DEH的有功功率值。可能会影响DCS有功功率正常显示，或者导致热工保护的误动作。

（4）设备名称：RTU远动屏。

影响情况：影响省调监视电厂有功功率值，和发电机出口电压值。

（5）设备名称：AVC控制屏，发电机PT故障相二次侧电压降低，但指示不为零，非故障相的相电压不变，线电压降低。

影响情况：导致AVC报故障，自动退出，无法投入。

（6）设备名称：PMU功角测量屏。

影响情况：影响PMU装置对机组有功功率显示，机端出口电压显示。

（7）设备名称：发变组测控屏。

影响情况：影响NCS中，发变组测控屏对机组有功功率显示，机端出口电压显示。

4 发电机机端电压互感器虚接或熔断原因

可以归结为大的几个方面的原因。

（1）谐振、过电压、接触不好、PT匝间短路之说。

从保险熔断的情况看，保险熔断时发生谐振过电压的数据和纪录没有，接触不好、PT匝间短路则一定会引起保险熔断，所以得出结论是：谐振、过电压、接触不好、PT匝间短路可以引起保险熔断，但没有谐振、过电压、接触不好、PT匝间短路时保险也会熔断。

（2）保险质量不好、长期存放老化之说。

保险的电阻，测量了一下，20 kV，0.5 A的保险，电阻是125 Ω左右，各个厂使用的保险厂家也不一样，每个厂家的保险也都发生过熔断，进行分析比较后，发现有的厂家保险熔断的少，有的厂家保险熔断的比较多，这就说明保险的质量和熔断有着很大的关系，在更换保险时测量电阻合格的，但是还会发生熔断；根据这些分析，得出结论：保险质量是保险熔断的重要原因。

（3）振动、石英砂磨擦之说。

保险额定电流0.5 A，熔丝非常细，被石英砂包围，受长期运行轻微振动影响，由于石英砂的摩擦作用，造成熔丝熔断，这也是对第二个说法的补充，归结为保险质量问题。

5 防范措施

为了避免发电机机端PT保险熔断，或者接触不良，威胁机组的安全稳定运行，可以采取以下防范措施。

（1）加装消谐装置，抵消由于系统电压波动、操作过电压（比如开停机）引起的谐振，加装时要认真考虑，对工作原理、生产厂家进行甄别，确保在加装消谐装置后不会产生其他不良现象。

（2）保险的更换周期为一年，在一年左右就对保险进行更换。

（3）严把保险进货质量关，对保险出厂报告、熔断特性曲线进行检查，确保保险质量。

（4）利用每次停机机会，对PT的隔离插头进行重点检查和检修，确保接触良好；检查PT柜的安装情况和振动情况，必要时进行加固。

（5）更换为质量好的全封闭、全绝缘的PT，严把PT质量关，做好PT各项试验。

6 更换一次保险时的注意事项

若发电机机端电压互感器保险虚接或熔断后，在运行中进行更换时，需要注意以下几点。

（1）当发电机组热负荷与电负荷不匹配时，要根据蒸汽流量，压力等参数分析，不能盲目加大燃料量，防止机组超负荷，超压。（2）处理期间加大对发电机机断电流，励磁电流，电压的监视，防止超限。（3）当功率信号都不准的情况下，应将燃料和给水切手动，避免由于BID偏差引起燃料和给水的大幅波动，实际负荷按主变输出的有功加上厂用电估算，将负荷对应的水煤作为燃料和给水的粗调，用过热度作为细调，稳定炉侧运行。（4）为防止燃料快速减少引起气温下降太快，制粉系统应自下往上停用。（5）为取下PT一次保险时，必须确证对应的二次保险已经取下，观察故障PT一次无放电及发热现象后将PT故障相一次侧拉至检修位置，测量PT一次构件无电压，并采用接地放电。（6）投入保护前检查保护装置无异常信号，测量压板无电压后投入。（7）判断故障性质时，如果系统有接地，现象是非故障相电压肯定有上升，完全接地是非故障相电压上升到线电压，如果实际接地则不允许拉开PT一次。

篇10

关键词：电力电容器维护

电力电容器是一种静止的无功补偿设备。它的主要作用是向电力系统提供无功功率，提高功率因数。采用就地无功补偿，可以减少输电线路输送电流，起到减少线路能量损耗和压降，改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。现将电力电容器的维护和运行管理中一些问题，作一简介，供参考。

1电力电容器的保护

(1)电容器组应采用适当保护措施，如采用平衡或差动继电保护或采用瞬时作用过电流继电保护，对于3.15kV及以上的电容器，必须在每个电容器上装置单独的熔断器，熔断器的额定电流应按熔丝的特性和接通时的涌流来选定，一般为1.5倍电容器的额定电流为宜，以防止电容器油箱爆炸。

(2)除上述指出的保护形式外，在必要时还可以作下面的几种保护：

①如果电压升高是经常及长时间的，需采取措施使电压升高不超过1.1倍额定电压。

②用合适的电流自动开关进行保护，使电流升高不超过1.3倍额定电流。

③如果电容器同架空线联接时，可用合适的避雷器来进行大气过电压保护。

④在高压网络中，短路电流超过20A时，并且短路电流的保护装置或熔丝不能可靠地保护对地短路时，则应采用单相短路保护装置。

(3)正确选择电容器组的保护方式，是确保电容器安全可靠运行的关键，但无论采用哪种保护方式，均应符合以下几项要求：

①保护装置应有足够的灵敏度，不论电容器组中单台电容器内部发生故障，还是部分元件损坏，保护装置都能可靠地动作。

②能够有选择地切除故障电容器，或在电容器组电源全部断开后，便于检查出已损坏的电容器。

③在电容器停送电过程中及电力系统发生接地或其它故障时，保护装置不能有误动作。

④保护装置应便于进行安装、调整、试验和运行维护。

⑤消耗电量要少，运行费用要低。

(4)电容器不允许装设自动重合闸装置，相反应装设无压释放自动跳闸装置。主要是因电容器放电需要一定时间，当电容器组的开关跳闸后，如果马上重合闸，电容器是来不及放电的，在电容器中就可能残存着与重合闸电压极性相反的电荷，这将使合闸瞬间产生很大的冲击电流，从而造成电容器外壳膨胀、喷油甚至爆炸。

2电力电容器的接通和断开

(1)电力电容器组在接通前应用兆欧表检查放电网络。

(2)接通和断开电容器组时，必须考虑以下几点：

①当汇流排(母线)上的电压超过1.1倍额定电压最大允许值时，禁止将电容器组接入电网。

②在电容器组自电网断开后1min内不得重新接入，但自动重复接入情况除外。

③在接通和断开电容器组时，要选用不能产生危险过电压的断路器，并且断路器的额定电流不应低于1.3倍电容器组的额定电流。

3电力电容器的放电

(1)电容器每次从电网中断开后，应该自动进行放电。其端电压迅速降低，不论电容器额定电压是多少，在电容器从电网上断开30s后，其端电压应不超过65V。

(2)为了保护电容器组，自动放电装置应装在电容器断路器的负荷侧，并经常与电容器直接并联(中间不准装设断路器、隔离开关和熔断器等)。具有非专用放电装置的电容器组，例如：对于高压电容器用的电压互感器，对于低压电容器用的白炽灯泡，以及与电动机直接联接的电容器组，可以不另装放电装置。使用灯泡时，为了延长灯泡的使用寿命，应适当地增加灯泡串联数。

(3)在接触自电网断开的电容器的导电部分前，即使电容器已经自动放电，还必须用绝缘的接地金属杆，短接电容器的出线端，进行单独放电。

4运行中的电容器的维护和保养

(1)电容器应有值班人员，应做好设备运行情况记录。

(2)对运行的电容器组的外观巡视检查，应按规程规定每天都要进行，如发现箱壳膨胀应停止使用，以免发生故障。

(3)检查电容器组每相负荷可用安培表进行。

(4)电容器组投入时环境温度不能低于-40℃，运行时环境温度1小时，平均不超过+40℃，2小时平均不得超过+30℃，及一年平均不得超过+20℃。如超过时，应采用人工冷却(安装风扇)或将电容器组与电网断开。

(5)安装地点的温度检查和电容器外壳上最热点温度的检查可以通过水银温度计等进行，并且做好温度记录(特别是夏季)。

(6)电容器的工作电压和电流，在使用时不得超过1.1倍额定电压和1.3倍额定电流。

(7)接上电容器后，将引起电网电压升高，特别是负荷较轻时，在此种情况下，应将部分电容器或全部电容器从电网中断开。

(8)电容器套管和支持绝缘子表面应清洁、无破损、无放电痕迹，电容器外壳应清洁、不变形、无渗油，电容器和铁架子上面不应积满灰尘和其他脏东西。

(9)必须仔细地注意接有电容器组的电气线路上所有接触处(通电汇流排、接地线、断路器、熔断器、开关等)的可靠性。因为在线路上一个接触处出了故障，甚至螺母旋得不紧，都可能使电容器早期损坏和使整个设备发生事故。

(10)如果电容器在运行一段时间后，需要进行耐压试验，则应按规定值进行试验。

(11)对电容器电容和熔丝的检查，每个月不得少于一次。在一年内要测电容器的tg2～3次，目的是检查电容器的可靠情况，每次测量都应在额定电压下或近于额定值的条件下进行。

(12)由于继电器动作而使电容器组的断路器跳开，此时在未找出跳开的原因之前，不得重新合上。

(13)在运行或运输过程中如发现电容器外壳漏油，可以用锡铅焊料钎焊的方法修理。

5电力电容器组倒闸操作时必须注意的事项

(1)在正常情况下，全所停电操作时，应先断开电容器组断路器后，再拉开各路出线断路器。恢复送电时应与此顺序相反。

(2)事故情况下，全所无电后，必须将电容器组的断路器断开。

(3)电容器组断路器跳闸后不准强送电。保护熔丝熔断后，未经查明原因之前，不准更换熔丝送电。

(4)电容器组禁止带电荷合闸。电容器组再次合闸时，必须在断路器断开3min之后才可进行。

6电容器在运行中的故障处理

(1)当电容器喷油、爆炸着火时，应立即断开电源，并用砂子或干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。为了防止此类事故发生，要求单台熔断器熔丝规格必须匹配，熔断器熔丝熔断后要认真查找原因，电容器组不得使用重合闸，跳闸后不得强送电，以免造成更大损坏的事故。

(2)电容器的断路器跳闸，而分路熔断器熔丝未熔断。应对电容器放电3min后，再检查断路器、电流互感器、电力电缆及电容器外部等情况。若未发现异常，则可能是由于外部故障或母线电压波动所致，并经检查正常后，可以试投，否则应进一步对保护做全面的通电试验。通过以上的检查、试验，若仍找不出原因，则应拆开电容器组，并逐台进行检查试验。但在未查明原因之前，不得试投运。

(3)当电容器的熔断器熔丝熔断时，应向值班调度员汇报，待取得同意后，再断开电容器的断路器。在切断电源并对电容器放电后，先进行外部检查，如套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形、漏油及接地装置有无短路等，然后用绝缘摇表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。如未发现故障迹象，可换好熔断器熔丝后继续投入运行。如经送电后熔断器的熔丝仍熔断，则应退出故障电容器，并恢复对其余部分的送电运行。

7处理故障电容器应注意的安全事项

处理故障电容器应在断开电容器的断路器，拉开断路器两则的隔离开关，并对电容器组经放电电阻放电后进行。电容器组经放电电阻(放电变压器或放电电压互感器)放电以后，由于部分残存电荷一时放不尽，仍应进行一次人工放电。放电时先将接地线接地端接好，再用接地棒多次对电容器放电，直至无放电火花及放电声为止，然后将接地端固定好。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等，因此有部分电荷可能未放尽，所以检修人员在接触故障电容器之前，还应戴上绝缘手套，先用短路线将故障电容器两极短接，然后方动手拆卸和更换。

对于双星形接线的电容器组的中性线上，以及多个电容器的串接线上，还应单独进行放电。

电容器在变电所各种设备中属于可靠性比较薄弱的电器，它比同级电压的其他设备的绝缘较为薄弱，内部元件发热较多，而散热情况又欠佳，内部故障机会较多，制造电力电容器内部材料的可燃物成分又大，所以运行中极易着火。因此，对电力电容器的运行应尽可能地创造良好的低温和通风条件。

8电力电容器的修理

(1)下面几种故障，可以在安装地方自行修理：

①箱壳上面的漏油，可用锡铅焊料修补。