高压并联电容器范文

导语：如何才能写好一篇高压并联电容器，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】单星形接线双星形接线五防联锁　放电线圈

0　引言

高压并联电容器装置主要用于10kw频电力系统中，进行无功补偿，提高功率因数，调整电网电压，充分发挥设备效率，改善供电质量。在各类新建开关站建设的同时，老站改造项目也陆续开工，高压并联电容器装置的需求量将逐年增加。相应的对高压并联电容器装置运行的安全性、可靠性也提出了更高的要求。下面针对高压并联电容器装置的一次元件、二次保护及控制以及五防联锁等方面的问题谈谈笔者的一些设计思路及经验。

1　高压并联电容器装置的分类和应用

按照接线方式，高压并联电容器装置可分为单星形接线方式和双星形接线方式；按照安装方式，高压并联电容器装置可分为背靠背布置方案、单列布置方案和一体柜布置方案。单星形接线方式主要用于有35kV进线的用户项目和高压电动机补偿的场合，双星形接线方式用于35kV(110kV)／10kV变电站中。

2　高压并联电容器装置的一次元件

高压并联电容器装置须符合DL／T604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》和GB50227-95《并联电容器装置设计规范》等标准的各项规定。一次元件是整套装置中最重要的设备，所以一次元件的质量关系到整套装置的安全运行。高压并联电容器装置的一次元件主要有：真空断路器(真空接触器)、高压并联电容器、单台保护用熔断器、串联电抗器、电流互感器、放电线圈和氧化锌避雷器等。

2.1　高压并联电容器装置一次元件选型及部分参数的确定

(1)真空断路器(真空接触器)选型：当高压并联电容器装置需要频繁起动时选用真空接触器，否则选用真空断路器。

(2)高压并联电容器容量的确定：装置电容器的容量应根据变压器容量或高压电机的功率确定，一般取容量或功率的(5％-20％)

(3)串联电抗器电抗率的确定：确定电抗率的经验公式是：1／(n次谐波)2。双星形接线方式使用户外空芯串联电抗器，电抗率一般为1％，单星形接线方式使用铁心串联电抗器，电抗率一般为5％-6％。

2.2　高压并联电容器装置一次元件常见的问题及解决办法

(1)整套装置噪音大

一般有两种情况可能造成整套装置噪音大，一种原因是电抗器质量问题，另一种原因是电容器质量问题，所以当发生此问题时需到现场检查更换相应元件，

(2)开口三角电压不平衡经常跳开关

有两种情况可能造成开口三角电压不平衡经常跳开关，一种原因是电容器坏了，造成开口三角电压不平衡跳开关，另一种原因是电压互感器质量不好，互感器自身三相不平衡也有可能引起开口三角电压不平衡跳开关；

(3)真空接触器机械故障

选用真空接触器的项目一般都是负载频繁变化的场合，所以接触器的运动部位容易出现问题，另外接触器的辅助触点和二次回路的小接触器也容易烧坏。

3　高压并联电容器装置的二次保护及控制

高压并联电容器装置的二次保护：单星型接线的高压并联电容器装置采用开口三角不平衡电压跳闸保护，双星型接线的高压并联电容器装置采用中性点不平衡电流保护，而不管采用单星型接线还是双星型接线，电压回路需装三只放电灯，在停电检修时电压下降至50V所经过的时间应在5s以内；过电压保护跳闸上级电容器出线开关。

高压并联电容器装置的二次控制：双星型接线一般用定时钟控制装置的分合闸，单星型接线一般用ABB公司的RVC控制装置的电容器投切。

4　高压并联电容器装置的五防联锁

高压并联电容器装置的五防联锁分为机械联锁和电气联锁。机械联锁一般有两种做法，一种做法是当装置内的隔离开关分闸且接地开关合闸时才能打开装置的前后门，另一种做法是在装置的前后门上安装专用螺栓，当装置进线柜进线电缆停电时才能用专用工具打开装置的前后门；电气联锁是装置的进线柜前后门安装强闭锁，当上级接地开关合闸时才能打开装置进线柜前后门，当高压并联电容器装置进线柜前后门关上时才能分开上级接地开关。

5　高压并联电容器装置安装时应注意的问题

现场人员必须经安全培训，有上岗证的人员才允许进站，电容器安装时严禁攀拉套管，电容器在安装前应进行电容量的分配，使各串联段的最大与最小电容值之比不超过1.02，相与相之间的最大与最小电容值之比不超过1.02。连接油浸式电容器的母线须采用软导线，干式电容器用硬母线，电容器布置应铭牌向外，以便检查，电抗器一次接线桩头与铝排接头用不锈钢螺丝固定，铝排搭接面需去氧化皮，刷导电膏后紧固。Y形接线的电压互感器接一次线时A相接高压母线，N相接中性点，电压互感器不用熔丝；安装结束后需沾示温片：黄色为60度沾于电容器外壳的(上)2／3处l绿色为70度、红色为80度，红绿配对使用，沾于母线的接头；电抗器为三相叠装时中间要垫橡皮垫，用不锈钢螺丝固定，紧固螺丝时要注意力度，以免拉坏瓷瓶。

6　高压并联电容器装置在运行和维护时应注意的问题

(1)新安装的或停运时间较长的装置，在使用前必须进行耐压试验，试验前后应检测电容量；电容量有明显变化，则不能投入使用，待查明原因处理后方可投入。

(2)装置投入前，应用兆欧表测量放电回路是否良好。

(3)装置投入时，应每天巡视检查，若发现电容器箱壳明显膨胀，外熔丝熔断或其它异常现象应停止使用，待查明原因处理后方可投入。

(4)装置自断电后，电容器组虽通过放电回路放电，但当检修人员接触时，必须先挂上专用接地线，方可接触、维护保养。

(5)电容器组自回路断开后，1min内不得重新投入。

(6)新装的装置在投入前应做好各部分的清洁工作，运行一段时间后装置也应定期清除污垢。

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关键词：带故障投切；电容器组；群爆分析

中图分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）04-0133-02

1 缺陷情况

2012年9月25日，某110kV变电站10kV#2电容器组517开关在14时01分59秒485毫秒发生限时电流速断三相动作跳闸故障，且在15时02分12秒373毫秒零序差流动作，经现场检查后发现#2电容器组已发生群爆，表面已爆毁了21条熔断器，中性点CT爆裂，三相母排均有不同程度的烧蚀及弯曲，必须停电进行消缺工作以恢复供电。#2电容器组型号为：TBB10-6000/200-BL，电容单元型号为：BAM411/√3-200-1W，生产日期2002年12月和2003年3月。

2 原因分析

2.1 谐波情况分析

经过调查#2电容器组的一些情况：（1）该组安装了熔断特性一致苏杭电气胜天熔断器厂生产的熔断器；（2）系统电压的运行长期基本对称；（3）在变电站装设了消谐装置；（4）华南理工大学电力学院2010年9月和2011年1月对该站测量电网中高次谐波成分结果没有超标；（5）电容器组的中性点没有直接接地。从以上情况看出，可以排除熔断特性不一致的熔断器、系统电压的运行不对称、高次谐波成分高、系统共振、由于电容器组中性点直接接地的同时，发生10kV单相接地等因素造成的电容器群爆。

2.2 保护动作情况分析

据调查了解，该站电容器内部故障保护形式为熔断器和继电保护的方式，保护的动作原理均是由故障电容器在故障时引起电容变化，使故障支路与非故障支路之间电流和电压产生不平衡而动作的，当电容器内部故障发生特别迅速时，继电保护如不能快速反应就可能无法避免外壳爆裂。从保护信息反映，故障发生时，保护动作正确，排除电容器组接线错误和保护动作失灵的

原因。

2.3 继保整定值方面分析

#2电容器组不平衡电流保护二次整定值为2A，此定值是根据南网及广东电网公司相关的标准来整定，从多年来的运行实际经验，电容器组不平衡电流保护二次整定值为2A是可行的，且此次故障也反映出保护动作是正确的。

2.4 故障原因综合分析

综合以上种种分析和推理，由于电容器的速断保护动作，可以推断出在电容器组内部发生了相间短路。首先#2电容器组A相某只电容极间接通造成短路，导致了相间母线短路，其结果造成了电容器的速断保护动作。电容器组中未经电容器极间短接部分，通过熔断器、母线经电容器的短路放电，导致了的熔断器部分熔断即“群爆”。

电容器在投切过程和长期运行中，元件中的个别弱点会老化扩大，甚至个别元件导致击穿，出现电容量超差或绝缘性能不良等故障。因此在上次保护动作后，必须对电容器进行检查和检测，防止带故障单元投运。特别是在电容器在合闸过程中，产生过电压和过电流，导致电容器击穿严重和故障扩大。

带故障电容器单元合闸，合闸过电压使电容器单元进一步击穿短路放电，相邻完好的多个电容器的大量储能（此时电容器的电压为合闸过电压比额定电压高许多其储能更大）通过其串接的熔断器及串接在故障电容器的熔器断迅速注入故障电容器，产生巨大的放电电流，熔断器动作的过程中，其开断性能不良，不能迅速切除故障电流，造成熔断器群爆，巨大的能量使熔断器炸飞、到处闪络放电、巨大的电动力造成母线弯折、瓷瓶烧伤炸坏，使故障扩大，甚至造成电容器爆炸。

由于单台BAM411/√3-200-1W电容器没有内熔丝，采用1.5倍额定电流的50A外熔丝以及中性点不平衡电流来实现保护，只有当单台内部元件击穿达到一定数量时，熔断器才能完全切除故障单元，此时的故障单元已处于完全损坏或过电流运行状态，而中性点不平衡电流（零序电流）保护整定值取得过大也为带病单元超负荷运行提供条件，在没有全部检查电容器单元就以更换外熔丝投入运行，将加速故障单元内部元件损坏和绝缘下降，导致极间瞬间短路和故障相电压下降，完好相序电压升高，从而引起相间放电，完好电容器的大量储能迅速注入故障电容器，最终导致熔断器群爆，中性点瞬时的大电流使得CT还未躲过保护延时时间就发生爆炸，从而将事故扩大。

根据调取的保护信息，发生故障时#2电容器组限时电流速断三相动作Ia=8.18A；#3电容器组限时电流速断三相动作Ia=7.64A。所用的电流互感器变比为500：1，计算可知当时一次的故障电流高达4000A，而熔断器的极限开断工频电流为1800A，熔断器在高达4000A的故障电流时，必然导致非正常熔断，发生如下图1所示的爆毁现象。

3 处理对策

更换#2电容器组故障电容器及其保险以及中性点CT，修复母排并家对电容器组不平衡保护电流整定值进行计算校验后各项条件均为合格，故障消除，取得了很好的效果，可以恢复运行。

4 结语

发生电容器中性点CT保护动作后，应全面检查全部电容器单元，在确认无故障后才能投入电容器，带故障单元投入电容器将会引起事故扩大甚至引发电容器群爆现象，当单只电容熔断器烧断时，可以采用电容电感测试仪方便地检测全部单元，及时发现其他可能有缺陷的电容器，并进行更换，从而将安全隐患及时消除。

参考文献

[1] 倪学锋，盛国钊，林浩.我国电力电容器的运行与改进建议[J].电力设备，2004，（9）.

[2] 刘文山，徐林锋，周菲.广东电网电力电容器运行统计分析[J].电力电容器与无功补偿，2008，（4）.

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【关键词】串联电抗器；消除谐波；电抗率

1、前言

500kV惠州站装有并联电容器作为系统无功补偿装置,为了消除系统谐波及限制合闸涌流在高压并联电容器装置中串联了电抗器,然而串联电抗器与电容器组绝不能任意组合,在实际应用中由于电抗器参数配置、接线方式、保护方面存在问题,导致了电抗器异响、烧毁、谐波放大等事故。因此，通过对500kV惠州站并联电容器中串联电抗器的选择和作用进行分析介绍，以便让读者对串联电抗器的作用和参数选择有一个更为清晰的了解。

2、基本情况介绍

500kV惠州站在3台主变的35kV侧分别装有3组并联电容器装置，其装设的容量为主变容量的16%，并联电容器组采用双星型接线方式（每相电容为五并四串）[2]，双星型同相并接后再串联电抗器。（如图1所示）

串联电抗器参数均满足限制涌流的要求。

4、消除系统谐波

在电力系统中, 电气设备所产生的高次谐波电流将引起系统中电压波形的畸变, 是电气设备的又一公害, 它将严重影响电容器组的正常运行, 由此必须采用加装串联电抗器的办法对谐波加以抑制。众所周知, 串入电抗器后, 对基波来讲不会有大的影响, 但对谐波来说却发生了很大的变化, 这些非正弦波形可以用数学分析的方法分解成工频的基波和各种倍数频率的谐波。但对电容器来讲, 一般不存在偶次倍数的谐波。因此主要考虑3、5、7、11、13 等次谐波的影响。根据公式：

当电容装置接入处的背景谐波为3次，且含量已超过或接近标准时，宜选用12%串联电抗器。

当电容装置接入处的背景谐波以3、5次为主，且两者含量均较大（其中之一已超过或接近标准时），宜采用12%与4.5%～6%两种电抗率混装方式，以保证抑制3次谐波放大为前提（据验算，串接12%电抗器的电容器组容量大于总装置容量的15%即可。详见文献［4］）。该方案的优点是比全部串接12%方案可降低无功与有功损耗，缺点是对投切程序必须先投12%的电容器组，再投低电抗率的电容器组，切除则相反。

5、总结

由以上分析可知，500kV惠州站并联电容器组中串联的电抗器的参数选择是满足系统关于限制涌流和消除谐波的要求的。出于降低有功及无功的损耗，系统中3、5次谐波对系统危害及裕度考虑，第I组并联电抗器中串联电抗器采用了12.1%的电抗率，第II,III组并联电抗器中串联电抗器采用了5.34%的电抗率。但我们要注意的是，平时我们在投入电容器时，必须先投入第I组，后投II,III组，不然II，III组电容器中串联的电抗器无法消除3次谐波会引起事故，切电容器时，次序相反。

【参考文献】

［1］张全元 ．《变电运行现场技术问答》 中国电力出版社，2003（7）

［2］杨万青 . 《500kV惠州站现场运行规程》 广东电网惠州供电局，2007（5）

［3］杨昌兴，华水荣 .《关于串联电抗器选用疑题的剖析》 电力电容器 ，2001（4）

［4］邱关源.《电路》 高等教育出版社，1999（6）

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关键词：特高压变电站；无功补偿装置；电容器组

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.14.149

0 前言

特高压变电站低压侧无功补偿装置主要由两部分构成，分别为并联电容器与并联电抗器。对于特高压变电站低压侧无功补偿装置在电压方面，进行多次的实验证明，最终确定在110kv的等级，装置内部的电容在系统专业性分析后也调整为210Mvar。特高压变电站低压侧无功补偿装置在接线形式及故障保护等方面需要大量技术作为支撑，这其中有较多是我国自主研发设计的。

1 特高压变电站低压侧无功补偿装置的技术原则

1.1 电压原则

特高压变电站低压侧无功补偿装置在电压的设计中原定为132kv，提出该项数据的原因是因为电压提升，电流数据就可以适当减低，这样装置在实际使用中就可以使用我国向他国出口的产品。但是，我国电力系统的电压管理中国并没有该等级的电压数值，想要将电压设计为132kv就需要将配电装置全部重新设计，我国电力系统的相关文件中要求如果配电装置电压进行重新设计，需要重新建立相关的管理制度及安全标准，这样就会带出一系列的电力问题。因此在多次研究中最终确认电压为110kv，我国的电力系统中有110kv的电压等级，并且在实际运行及管理方面已经有相关经验。

1.2 容量原则

特高压变电站低压侧无功补偿装置中的设备间使用的是分组容量形式，最开始设计的容量值为240Mvar，但是这种容量在于110kv电压共同运行的情况下，回路电力与额定电流在相互协同运行中存在一定难度，经过科研人员多次调整计算，最终将容量调整为210Mvar，这样容量在于电压协同工作中就不会造成电流的不协调运行，保证特高压变电站低压侧无功补偿装置的正常运转[1]。

1.3 中性点接地形式

1.3.1 直接接地形式

使用直接接地形式最大的好处就是我国已经有相当多的经验可以进行参考。我国在110kv电压等级建设中使用的接地形式主要就是直接接地，对于设备的绝缘性及重要参数方面都可以直接在已经设计成型的产品中选择，并且这些产品在供货及售后方面都可以进行保证。直接接地形式使用中也会出现一些问题，如果带相接地放生故障时，装置开关马上就会发生跳闸情况，并且跳闸的次数将远远高于不接地方式多。无功补偿装置变压器中具有一个特殊点就是在第3组中没有接地点，使用连接的是变压器，如果这个变压器出现问题就需要重新对于装置进行设计分析，增加了装置设计中的成本。

1.3.2 不接地形式

使用不接地形式最大的好处就是装置内的特殊变压器没有中性接点，并且在实际操作中已经具有一定经验。不接地形式在实际设计中不需要安装具有过渡性质的变压器，大大降低了无功补偿装置的经济成本，在电力系统的规定中，不接地形式的电力系统单相方面发生故障可以在两个小时内不退出运行，这样方便装置维修人员对于故障的查找。不接地形式在实际使用中也存在一些问题，例如断路器中的电流情况难以掌握[2]。

2 特高压变电站低压侧无功补偿装置中的并联电容器

2.1 电容器接线方式

特高压变电站所使用的电容器组具有容量较大、电容器单台数较多的特点，根基安全设计第一的原则，传统的双星、单星、多星接线方式已经并不适用了，在多次研究后确认使用接线的方式为每相双桥差接线形式。每相双桥差接线方式可以提升装置在实际运行中的安全稳定指数，保证保护动作的灵活性。每相双桥差接线方式在我国电力系统中是第一次使用，国际中也并没有使用记录，因此在实际操作中并没有经验可以参考。使用这种接线方式是因为电容器的特殊性质。

2.2 保护形式

对于无功补偿装置中的电容器保护要求为：对于电容器中的每一个个体都应该击穿，在电容器内电压可承受的范内，将存在安全故障的元件停运。因此对于电容器的保护方式主要分为三种，分别为内熔丝、外熔断器、内熔丝动作隔离。无功补偿装置中的电容器是由多个个体组成的，在实际运行只能怪需要协同工作，也需要单独运行，因此将单个或者整体电容器故障元件击穿也是经常发生的事情，能够出现一个电容器的故障，但是绝对不能出现因一个电容器影响这个电容器组运行的问题，这样会严重影响电容器组的运行[3]。

3 无功补偿装置中的并联电抗器装置

3.1 接线方式

并联电抗器装置所使用的接线方式还是传统的单星形不接地方式，这种接线方式与电压为66kv一下的电抗器接线形式完全一样，并没有什么特殊性。

3.2 安装布置

对于电抗器的安装布置主要有两种形式，分别为垂直叠装和水平并放。垂直叠装安装方式需要在绕组间添加绝缘支撑装置，这种装置的缺点就是高度较高，支撑装置需要将电抗器的重量全部承受，对于机械强度的要求较为严苛，增加了电抗器的经济成本。选择水平并放的安装形式，对于支撑装置的机械强度要求便没有那么严苛，甚至可以取消支撑装置，但是这种安装方式对于场地有一定的要求，无功补偿装置中的体积需要适当增加，让电抗器水平可以进行安装并留有空间。

4 结论

本文所确定的特高压变电站低压侧无功补偿装置的参数，都能够将特高压变电站在实际运行中的需求满足，保证装置运行的稳定及安全，让无功补偿装置在高电压及低电压的情况下都可以暂时接受，降低特高压变电站出现问题的可能性。

参考文献：

[1]黄元生，崔勇，洪浩，邓佳佳，尹玺.特高压变电站无功装置主断路器合闸控制优化改进及效益评估[J].高压电器，2013（06）：57-61.

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7.1.1 油浸箔式高电压并联电力电容器单元的结构及制造

高电压并联电力电容器通常为油浸式，其极板由铝箔构成，故称油浸箔式。主要由元件、绝缘件、连接件、出线套管和箱壳等组成，有的电力电容器内部还装设放电电阻和熔丝。

电力电容器元件、绝缘件等制造和装配均在高度洁净（不劣于10000级）的环境中进行，然后按工艺要求对组装好的电力电容器进行严格的真空干燥处理，除去内部的水分、空气等，并用经过净化处理的绝缘油进行充分的浸渍，然后进行封口，使内外隔绝，防止介质受大气、水分作用而发生绝缘性能降低和早期老化，影响电力电容器的使用寿命和使用可靠性。

下面对电力电容器的主要部件作一些介绍：

（1）元件

元件是电力电容器的基本电容单元，它是由电介质和被它隔开的电极所构成的部件。高压并联电力电容器中的元件通常由两张铝箔作极板、中间夹多层薄层固体介质卷绕后压扁而成。隐箔插引线片结构是电力电容器元件的传统结构，其极板利用率高，制作工艺简单。但由于在铝箔边缘和引线片上常有肉眼看不见的毛刺和尖角，使元件及引线片引出部位局部电场集中，在过电压的作用下，电场集中的地方会首先发生局部放电。为了防止早期损坏，电力电容器只能在较低的电场强度下工作。铝箔凸出折边结构是针对隐箔插引线片结构的缺点而作出改进的一种结构。两张铝箔分别向一边凸出于固体介质层之外，铝箔的另一边则向内折边，处于固体介质层边缘之内。元件不插引线片，而由凸出的铝箔引出和导入电流。这样就可基本消除边缘铝箔和引线片的毛刺和尖角对局部电场分布的不良影响，使电力电容器元件的局部放电起始、熄灭电压和击穿电压得到提高。由于与插引线片结构比较，元件的导电路径大大缩短，并消除了引线片与铝箔的接触电阻，所以这种结构的电力电容器的损耗更低。铝箔凸出折边结构的元件，其局部放电起始场强比不折边的元件高23%～43%。

美国Cooper公司从上世纪90年代开始采用经激光分切的铝箔设计、制造电力电容器。铝箔经激光分切后，边缘呈圆柱。这种构造同样有利于降低铝箔边缘部位电介质和电场强度，从而提高电力电容器的电气性能。

（2）箱壳 （3）套管和导电杆

线路端子采用瓷质的油绝缘套管，外部采取多个伞裙的形式以增长爬电距离。表面涂釉烧结，其机械强度、工频击穿电压、外表干闪络、湿闪络和内腔油中闪络距离均应在套管设计时予以充分考虑。载流导体即导电杆采用铜棒，导电杆上端有螺纹，下端焊有铜绞线，载流密度一般不超过2.5A/mm2，铜绞线在套管腔内与电力电容器心子出线连接，表面有纸层或纸管覆盖。制造工艺良好的电力电容器，套管内腔应基本上充满绝缘油。套管与导电杆及套管与箱壳连接目前有两种方式，即钎焊式和装配式。装配式是将套管与导电杆法兰及套管与箱壳的连接部位制作成密封机构，嵌入橡胶密封圈加力压入，并注入密封胶。套管与导电杆及套管与箱壳连接部位强度不可能很高，在搬运、安装电力电容器时，应尽量避免直接受力，严禁拎套管。外部与电力电容器线路端子的连线应采用软导线，以免硬质导电排热胀冷缩时产生应力而破坏套管部位的密封，从而导致因电力电容器的密封问题而发生漏油现象。

（4）绝缘件

电力电容器内部的绝缘件主要由电缆纸及电工纸板经剪切、冲孔、弯折而制成，由其构成元件间、元件组间、心子对箱壳间、引出线对箱壳间、内部熔丝对元件间等处的绝缘。绝缘件的制作应在净化环境下进行。

（5）内部熔丝

并联电力电容器用内部熔丝是设置在电力电容器内部的有选择性的限流熔丝，设置方法是每个元件一个，故也称为元件熔丝。内部熔丝的动作是由元件击穿引起的，通过元件熔丝动作将故障元件瞬时断开，从而使该电力电容器单元的其余部分以及接有该电力电容器单元的电力电容器组继续运行。外部并联电力电容器数量和电源系统可达到的短路电流不影响内部熔丝的限流。

应注意：内部熔丝对电力电容器内部连线之间的短路或带电部分与外壳之间的短路不提供保护。

目前尚无对元件熔丝额定电流的定义及相应的试验方法。在设计中通常采用比元件最大电流大得多的电流作为元件熔丝的额定电流，这意味着其仅断开故障元件。元件熔丝应符合前面所述的隔离要求和承受要求。电压等级3kV 及以上容量较大的高压并联电力电容器单元内部均有元件的串并联，在一个元件击穿后，所有并联元件将其贮存能量的一部分释放到故障元件内，而工频电流被串联连接的剩余的完好元件限制。若电力电容器内部的元件均是先并后串，在电力电容器一个故障元件断开之后，电力电容器在相应降低了的容量下继续运行，这时与被断开的故障元件相并联的完好元件上的电压最高，约为初始电压的mn/[n(m-1)+1]倍（式中m为电力电容器单元中元件并联数，n为元件串联数），在Y形连接中性点不接地情况下，由于中性点位移，电压可能更高。

（6）内部放电器件

电力电容器单元是否需装内部放电电阻应视使用场合而定。如果电力电容器或电力电容器组额定电压属中压级，装设了放电线圈，则电力电容器单元中不必装放电电阻。若电力电容器组应用于超高压场合，无法装设放电线圈，那么电力电容器内部装设放电电阻就必不可少了。电力电容器单元中的放电器件是放电电阻，放电电阻接在电力电容器内部引出端之间，通常设置在电力电容器箱壳的顶盖下方。放电电阻应有足够的耐受电压能力和功率，特别应顾及到电力电容器极间可能进行直流耐压试验的情况。放电电阻通常由多个电阻串并联后组成，电阻之间和电阻与引出端子之间的连接必须可靠。

单相电力电容器单元中的放电电阻值的计算式为：

式中：R——放电电阻值，MΩ

C——电容，μf

UN——单元的额定电压，V

UR——允许剩余电压，V

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关键词：电容器；传感器；在线监测系统

中图分类号：TM85 文献标识码：A

1 现状概述

国外许多电力公司从上个世纪70年代就开始研究并推广应用变电设备在线监测技术，主要目的就是减少停电预防性试验的时间和次数，提高供电可靠性。

（1）带电测试阶段。这一阶段起始于70年代左右。当时人们仅仅是为了不停电而对电气设备的某些绝缘参数（如泄露电流）进行直接测量。设备简单，测试项目少，灵敏度较差。

（2）从80年代开始，在线监测技术从传统的模拟量测试走向数字化测量。

（3）从90年代开始，以计算机处理技术为核心的微机多功能在线监测系统。

在国内，在线监测技术的开发与应用始于上世纪80年代。计算机应用刚刚起步，当时的在线监测技术水平较低。到2000年后，随着在线监测技术的不断成熟及客观的需要，在国内很多地区的供电企业都已开展了这项工作。

2 典型案例

摘录官方统计的数据：

2004年10～110kV的开关的事故率0.011～0.022台次/百台年

2004年110kV及以上变压器的事故率为0.4台次/百台年

广东省2007年高压并联电容器的故障率为5台次/百台年

（1）1996年6月18日19：14贺州市电业公司八步变电站在人工分闸过程中，户外2#，5#电容器发生爆炸。

（2）1982年佳目斯局桦南变的三角型结线电容器组，单台装用低压保险，一台电容器发生爆炸后，将厂房和396台电容器全部烧毁。

（3）2001年4月30日8：54，某一变电站，在主控室，电容器的速断保护信号继电器动作挂牌，造成外侧10kVII段与电容器串联接地极击断，电抗器本体喷油着火，A，B相熔断器全部熔断。

3 存在问题

（1）瓷套管及外壳渗漏油

电容器是全密封的电气设备，由于制造工艺、运输等原因，密封不良出现渗漏，导致套管内部受潮，绝缘电阻降低。随着电容器运行电压、温度等变化，内部压力增加，渗漏油更为严重，使油面下降，元件上部容易受潮击穿而损坏。

（2）瓷绝缘表面放电闪络

电容器在运行中缺乏定期清扫和维护，其瓷绝缘表面因污秽严重，在电网出现内、外过电压和系统谐振的情况下导致绝缘击穿，局部放电，造成瓷套管闪络破损，响声异常。

（3）外壳鼓肚

当电容器内部元件发生故障击穿时，介质中将通过很大的故障电流，电流产生的电弧和高温使浸渍剂游离而分解产生大量气体，使得电容器的密封外壳内部压力增大，导致电容器的外壳膨胀鼓肚，这是运行中电容器故障的征兆，应及时处理，避免故障的漫延扩大。

（4）熔断器熔断

电容器内部元件发生故障击穿，熔断器安装接触不良发热，以及熔断器的额定电流选择不当，电容器合闸瞬间，由于电容器处于充电状态产生很大的冲击合闸涌流，涌流过大均能使熔断器熔断。

（5）电容器爆炸

运行中电容器爆炸是一种恶性事故，当电容器内部元件故障击穿引起电容器极间贯性短路时，与其并联运行的其他电容器将对故障电容放电，如果注入电容器的能量大于外壳所能承受的爆破能量，则电容器爆炸，如果电弧点燃的液体介质溢流，还会造成火灾。

4 原因分析

（1）电容器电容量的微小变化

电容器电容量出现微小变化是电容器事故前的最早征兆，表明熔丝已经切除了单个电容器。

（2）运行电压过高

电容器介质上的额定工作场强比其它电器高25～30倍，是高压敏感设备。电力行标DL/T 840—2003中规定为1.05倍额定电压。电容器过压保护及VQC均使用母线PT，不能直接测定电容器端电压及累计超出允许的幅值及持续时间。

（3）运行电流过高

运行规程对三相电流的控制有两个指标，一是不超过额定电流的30%，二是三相不平衡电流不应超过±5%。

（4）电容器的绝缘变化

电容器自身的介质损耗及其它发热元件引起本体温升，而温升又会反过来加大介质损耗，是一种恶性循环。

（5）电抗器的运行工况

电抗器匝间短路对运行电流及电容器端电压无明显影响，过流、速断、差压、不平衡电压、不平衡电流保护均不起作用，是电容器保护的死区。

（6）运行温度过高

温度过高导致tgδ迅速增加，降低介质的击穿强度。技术监督规程把室温超过35℃列入三级报警，超过40℃列入二极报警，当采取降温措施无效时电容器应退出运行。

（7）电容器投切瞬间工况

电容器在投入时会出现涌流，合闸弹跳及分闸重燃会在电容器端产生较高的过电压。

（8）高次谐波引起过电流

电容器正常运行时不希望电流中含有高次谐波，因此选择了不同电抗率的电抗器，以减弱谐波电流对电容器的侵袭；少量熔丝熔断后，电容器虽然可以照样运行，但有一个副作用，就是电抗率向减少方向发生漂移，有可能使限制的谐波电流进入放大的频率范围。电力电容器对谐波电流有一定的承受能力，规程把谐波电流含量统一纳入到1.3倍的额定电流之内。

（9）放电线圈运行工况

放电线圈除具有电容器放电功能之外，还向保护提供不平衡电压。

6 提升措施

高压并联电力电容器作为一种极为重要的无功电源，对于改善电力系统的结构、提高功率因数、改善电压质量、降低线路损耗起着重要的作用，在各种电压等级的变电站中得到了广泛的应用。因此对电力电容器运行状况进行在线监测是一种防止电力电容器发生事故的有效途径。系统运行时连续监测并存储高压并联电容器的运行工况，包括电容器运行电压、运行电流、电容量、介质损耗、绝缘状况、高次谐波、环境温湿度、投切次数及状态（涌流及重燃录波）、运行时间等数据。当电容器出现电压越限、电流越限、谐波超标、熔丝熔断、电容量变化越限、电抗器匝间短路、绝缘降低、室内超温等情况时启动录波并发出报警信号。

（1）传感器技术：根据现场电容器的实际容量、接线方式、安装方式等设计高精度电流、电压传感器，高精度的信号转换是电容器在线监测的基础。

（2）硬件技术：高压并联电容器在实际运行中，绝缘性能并不是瞬间变化的，故障都是经过长期缓慢的变化才形成的。系统的高配置部件是为了能够更加精确的采集电容器的运行数据。

（3）软件算法的实现：装置只采集高压电容器运行电流、电压、温度和湿度，需要经过一系列复杂的软件算法计算谐波电流、谐波电压、电容量、介质损耗因数、绝缘电阻、有功损耗等值，这些软件算法是实现电容器在线监测的软件基础。

（4）后台监控系统的设计：后台监控系统实现高压并联电容器的远方监控，可以在远方监控电容器的运行工况，分析运行状态，作为一个方便的人机界面，为电容器在线监测系统的应用提供了简便的操作平台。

（5）实时通信功能的实现：为了实现后台和装置的数据共享，在线监测装置提供三种通讯方式的实现，分别为RS485、以太网和GPRS无线通讯。这三种通讯方式可以满足现场数据传输的需要，实时将电容器的运行状况传输至不同地点的后台监控系统上。

结语

本文主要阐述高压电容器的研究现状，典型案例，存在的问题，原因分析和提升措施。并研制出了一套KZ160E高压电容器在线监测系统。

参考文献

[1]党晓强，刘念，蒋浩.电力系统中高压电容设备在线检测的研究[J].电工技术杂志，2003（10）.

[2]续利华.电力电容器常见故障的原因分析及相应处理[J].电力学报，2001（02）.

篇7

关键词：放电线圈 线圈接线 分析判断

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.

高压并联电容器装置是电网无功补偿的重要设备，是保证电网稳定运行的重要技术手段。并联电容器为了适应电力系统无功功率和电压的变化，需要进行频繁的操作。当电容器合闸时，会产生很大的冲击合闸涌流和很高的过电压，其辅助设备放电线圈能够使电容器组上的残留电压下降到初始值的10%以下，因此它担负着放电的重要作用。但是由于放电线圈承受过电压，或者接线不当，都会留下安全隐患，造成设备爆炸和人员的伤亡。本文就放电线圈爆炸的实际案例进行分析，希望大家对电容器用放电线圈同样引起足够的重视。

1.故障实例

7月15日，公司接到用户反映，我公司生产的干式放电线圈出现问题：1.造成过流保护动作；2.放电线圈爆炸；3.变电站停电。用户要求公司派技术人员现场分析问题。爆炸产品图1如下：

--

图1 产品爆炸图片

经现场检查，干式放电线圈浇注体整体裂开松散，内部线包击穿短路、大部分被烧毁、线包外漏。检查产品接线，发现没按照安装要求进行接线。从事故的最终检查分析为放电线圈的接线错误是造成产品爆炸的原因。

2.事故分析

在检查放电线圈的接线时，发现爆炸产品明显的铁芯接地端子没有进行接地连接。

当放电线圈铁芯未接地，在合闸时，铁芯就会产生高的感应电压，且为很高的悬浮电压，导致铁芯对二次绕组的电位超过产品绝缘耐受的电压而击穿（二次对地耐压为3000V），继而引起二次短路并带高压，致使一次绕组电压远高于系统电压，瞬间能量过大引起一次爆炸，电容器短路，造成过流保护动作，使整个变电站停电。

当时在变电所运行的有同样型号的两套设备，及两组放电线圈，而另一组产品没有问题，运行正常。检查这组产品的接线，全部按要求进行接线，铁芯接地端子连接牢固。由此，我们确定产品爆炸的原因为接地线没有连接，导致铁芯很高的悬浮电压击穿线圈绝缘，造成线圈短路引起爆炸。

3.结语

（1）严格按照安装要求正确接线。GB 50227-2008 并联电容器装置设计规范中的4.2.6项要求：“1.放电线圈与并联电容器宜采用直接并联接线。2.严禁放电线圈一次绕组中性点接地”。放电线圈首末端必须同电容器首末端相连（即：电容器与放电线圈线先并联后接成星形接线），禁止使用放电线圈中性点接地方式。

放电线圈的正确接线如图2所示，这两种接线不论电容器的状态如何，如三相对称与否，三相电压是否平衡都不影响放电效果。因为这样的接线，其效果各相是可以互相独立完成的，能保证任何条件下，电容器脱离电源后，可将电荷放干净，并给出正确的指示和保护信号，达到保证人员和设备安全要求。

图2 放电线圈正确接线

开口三角电压保护接线

相电压差动保护接线

（2）对于油浸式全密封放电线圈，因铁芯放置在箱壳内，铁芯与外壳紧密连接，而产品整体又放置在支架上，支架上有可靠的接地。干式放电线圈，是环氧全浇注体，铁芯被绝缘浇注体全部包围，设计时专用的接地端子必须与地进行可靠的连接。

参考文献：

[1] GB 50227-2008. 并联电容器装置设计规范。

篇8

【关键词】无功补偿；功率因数；高压配电室

0 前言

焦化厂第四配电室2011年年底建成，次年年初投运，四配电是变电、输送、供电三位一体的综合大型配电室，由2条高压电源进线，双线电源供电，回路分三段，电压等级10kV，44块高压配电屏、6块低压配电屏组成，具备有专业电脑微机监控室，有电源切换、交直流逆变，微机线路保护，数据打印，电脑监控功能。但是，自2012年投运初期，因高压微机综保上显示系统功率因数低，仅为0.78左右，导致现场负荷出力少，系统损耗大，所以必须进行高压无功集中补偿，来维持电压水平和提高电力系统运行的稳定性，使配电系统能够安全经济运行。

1 无功补偿的目的

一般来说，在供电系统中输送的有功功率保持恒定的情况下，若设备的功率因数降低，无功功率就要增加，这样势必就要在输电线路中传输更大的电流，使输电线路的有功功率损耗和电能损耗增大。功率因数过低还将使线路的电压损耗增大，结果负荷端的电压就要下降，甚至会低于允许偏移值，从而严重影响异步电动机及其他用电设备的正常运行。此外，功率因数降低会使系统内的电气设备容量不能充分利用，因为变压器都有一定的额定电压和额定容量，在正常情况下，这些参数是不容许超过的，根据P=UIcosΦ关系式，功率因数降低则有功出力也将随之降低，使设备容量不能充分利用。所以，必须设法提高系统中各相关部分的功率因数，以充分利用设备的容量，增加输电能力，减少功率损耗和电能损耗，以达到节约电能和提高供电质量的目的。提高功率因数的方法有提高自然功率因数和采用无功补偿提高功率因数两大类。当采用提高用电设备自然功率因数的方法后，功率因数仍达不到要求时，就需要采用无功补偿方法来实现。

2 无功补偿的实现

考虑到并联电容器补偿无功功率具有结构简单、经济方便等优点，焦化厂四配电采用静电电容器作无功补偿，其产生超前电压容性电流特性，与电动机、变压器产生滞后电压感性电流相抵消（补偿）作用。设计线电源侧分别并联静电电容器使前端电网上的无功电流大大降低，功消耗即得到补偿，补偿方式为高压集中补偿，分两组进行补偿，第一组容量为600kvar，第二组容量为1200kvar。

装置选用TBB10-1800型的无功补偿，该系列高压无功集中补偿装置采用优质高压电力电容器，具有可靠性高、寿命长、损耗小、运行温升低、故障率低等特点，电容器外置放电元件，保证装置在脱离电网后，5S内将残压降至50V以下。电容器采用单星形接线方式，保护方式主要有过压、欠压、过流、速断、开口三角保护。电容器采用BAMRr12/√3-200-1W，ABB公司产品，单台电容器容量为200kvar，电抗器采用CKSCL-144/12/√3-12%，配置为电抗率12%的串联电抗器。

2.1 全站负荷计算

负荷计算采用需要系数法

主要计算公式有：有功功率：P = Pe・Kd

无功功率：Q = P ・tgΦ

视在功率：S = P/CosΦ

计算电流：I= S/1.732UN

取系数K∑p = 0.9； K∑q = 0.97

根据表1可算出：∑Pi = 5244kW； ∑Qi = 3926kvar

则 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配电所高压供电负荷计算书

2.2 功率补偿

按上级电网要求COSΦ≥0.9，而由上面计算可知COSΦ=0.78

根据补偿要求：

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

=2604kvar 取Qc=2600 kvar

无功补偿后，变电所低压侧的计算负荷：

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

变压器的功率损耗为：

QT = 0.06 S′= 0.06 * 4903 = 294 kvar

PT = 0.015 S′= 0.015 * 4903= 74 kW

四配电高压侧计算负荷为：

P′= 4825+ 74 = 4899 kW

Q′= （3926-2600 ）+ 294= 1620 kvar

由式S′2 = （P2 + Q2） 得出S′= 5160 kV・A

无功率补偿后，该站的功率因数为：

cosΦ′= P′/ S′= 4903 / 5160= 0.95

则该站的功率因数为：

cosΦ′= P′/S′= 0.95≥0.9

因此，实现了四配电的高压无功集中补偿。

3 结束语

TBB10-1800型补偿装置以其结构简单，性能良好，可进行动态无功功率补偿、电压控制，提高了传动设备运行的可靠性和电网质量，降低了设备能耗和故障率，为焦化厂生产设备稳定运行打下了良好的基础。

【参考文献】

篇9

关键词：晶闸管投切电容器 控制系统 检测系统

中图分类号：TM761 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）12（c）-00-02

随着电力系统的发展和技术进步，电能质量问题日益得到重视，许多新技术设备应运而生。目前，为了减少损耗以及调整电压，提高系统的功率因数，在各级变电站里广泛使用了新型电容器组进行系统的无功补偿，这些电容器组的正常运行对降低线损和提高电能质量起着重要作用。晶闸管投切电容器就是其中的一种，于近年来得到了较大发展。晶闸管投切电容器具有无功功率补偿性能的优良动态，适合经常有波动性负荷和冲击性负荷的电网。与机械投切电容器相比，晶闸管作为电容器的投切开关克服了采用机械开关触头易受电弧作用而损坏的缺点，可频繁投切，且投切时刻可精确控制。晶闸管投切电容器的上述优良的动态性能，促使其近年发展迅猛，该文对该技术的现状及最新发展动向进行了介绍。

1 晶闸管投切电容器的分类

晶闸管投切电容器（thyristor switched capacitor，简称TSC）是利用晶闸管作为无触点开关的无功补偿装置，它根据晶闸管具有精确的过程，迅速并平稳的切割电容器，与机械投切电容器相比，晶闸管具有操作寿命长，开、关无触点，抗机械应力能力强和动态开关特性优越等优点。晶闸管的投切时刻可以精确控制，能迅速的将电容器接入电网，有力的减少了投切时的冲击电流的优点。TSC可按电压等级或按应用范围划分。按电压等级划分为：低压补偿方式和高压补偿方式。低压补偿方式适用于1 kV及以下电压的补偿，高压补偿方式（即补偿系统直接接入电网进行高压补偿）则对6～35 kV电压进行补偿。TSC按应用范围划分为：负荷补偿方式和集中补偿方式。负补偿方式是直接对某一负荷进行针对性动态补偿以消除对电网的无功冲击，集中补偿方式是对电网供电采取系统的补偿，以解决整个电网无功功率波动的问题。

2 TSC的主电路

目前，TSC只有两个工作状态：投入和切除状态。在投入状态下，双向晶闸管导通，电容器并入线路中，TSC向系统发出容性无功功率；切除状态下，双向晶闸管（或反向并联晶闸管）阻断，TSC的支路并不起到任何作用，不输出无功功率。TSC主电路设计除了满足分级快速补偿要求外，还应考虑限制并联电容器组的合闸涌流和抑制高次谐波等问题。TSC的关键技术是如何保证电流无冲击，常见的接线方式有两种：晶闸管与二极管反并联接线方式和晶闸管反并联接线方式。在TSC系统中，晶闸管反并联方式是促使两个晶闸管轮流触发，接通和断开补偿回路。晶闸管反并联方式的可靠性非常高，即使是某项损坏了一个晶闸管，也不会导致电容器投入失效或错误。晶闸管和二极管反并联方式与晶闸管反并联方式相比之下，速率较差，但经济且操作简便。晶闸管阀承受的最大反相电压对于晶闸管反并联方式是将电容器上的残压放掉时的电源电压的峰值，晶闸管和二极管反并联方式是电源电压峰值的2倍。TSC系统中，为了限制因晶闸管误触发或事故情况下引起的合闸涌流，主电路中须安装串联电抗器，以抑制高次谐波和限制短路电流。而串联电抗器后，电容器端的电压会升高，所以额定电压应选择电容器高于电网的。电抗器的类型有空芯电抗器和铁芯电抗器两种，其中，而铁芯电抗器限流效果较差，但造价低，空芯电抗器的限流效果很好，但造价也很高。所以选择时，应通过经济、技术等方面比较来确定。TSC主回路接线方式根据晶闸管阀和电容器的连接可分为三相控制的三角形接法、星形接法和其他组合接法。其中三角形与星形的组合接法既综合了前两种接法的优势，也可提升补偿装置的运行质量，因此更为常用。根据电容器电压不能突变的特性，TSC系统投切当电网电压和电容器残压相差较大的时候，则很容易产生冲击电流。当冲击电流与正常稳定电流之比小于1.7倍时，可以认为冲击电流对晶闸管和电容器的使用无影响。投切停止后，电容器上有电网峰值电压，晶闸管在电网电压和电容器直流电压的双重作用下，存在过零电压，过零点触发晶闸管是理想状态，不会产生冲击电流。

3 TSC的检测系统和控制系统

TSC的检测系统用于检测电网与负载系统的相关变量，包括相位采样部分、电压与电流有效值测算部分、待补无功量与无功功率计算部分等。目前比较先进的技术则是利用微机同步相位控制技术和自适应晶闸管触发技术进行检测。当检测到电容器两端电压与电网电压大小等同，极致一样时，瞬时投入电容器，电流过零时晶闸管会自然断开，无需对电容器预先充电，也无需加装限流电抗器及专门的放电电阻，则可随时实现无投切电容器。依据电网与负载的不同功能和需求，TSC的控制系统可分为开环控制、闭环控制和复合控制三种。控制物理变量包括电流、无功功率、电网电压、全周期时间、功率因数角和相位差角等。根据电信号参数，对电信号变量分析处理，在电容组合方式中选出最接近且不会过补偿的组合方式，对无功功率进行实时补偿。由控制系统发出投切指令，当补偿系统所需容量不小于最小一组电容器容量时，可快速、平稳、高效地对设备进行补偿。

4 晶闸管投切电容器的研究动向

目前，采用TSC装置的缺点是：①补偿电容器的投切可靠性低，容易引发谐振；②功率损耗过大；③电容器过电压；④装置的制造成本增加、复杂程度提高及故障率大等；⑤晶闸管投切具有误触发等问题。但由于TSC具有动态无功功率补偿的优良性能，近年来该技术还是在低压配电网中得到很好的广泛应用。而针对TSC使用中的问题，国内外学者进行了相应的研究，研究内容主要针对以下方面：（1）寻找无功参量的快速检测及控制新方法；（2）研制兼具补偿无功和抑制谐波的多功能产品，控制振荡问题；（3）探寻高压系统中的TSC 技术；（4）提高TSC 产品可靠性，并降低其成本等。

5 结语

该文对TSC技术进行了探讨，重点对TSC系统的主电路和检测及控制系统进行了介绍，并对该技术的不足进行了探讨，指出了目前的研究动向。TSC装置具有优良的动态无功功率补偿性能，特别适合于具有经常冲击性负荷和波动性负荷的场所。随着微电子技术和电力电子技术的进步，TSC 技术将会有更大的发展应用空间。

参考文献

[1] 巩庆.晶闸管投切电容器动态无功补偿技术及其应用[J].电网技术，2007，12（增2）.

[2] 牛飞.利用单相晶闸管投切电容器实现无功补偿[D].中南大学，2010.

篇10

【关键词】无功补偿；无源补偿；有源补偿

近年来，随着电力电子技术、节能和控制技术的飞速发展，在国民经济各个部门大量使用了各种电力整流、换流设备以及交流调速装置、轧机、电弧炉、电力机车等非线性负荷，使现代电力系统中的暂态和冲击性无功负荷增加，严重影响电网电压质量，同时给电力系统用电设备的安全、经济运行带来了严重危害。为了稳定电压、改善功率因数、降低能耗，必须对这些无功负荷进行动态无功补偿。

1 无功补偿的重要性

交流电力系统需要电源供给两部分能量：一部分将用于做功而被消耗掉，这部分电能将转换成为机械能、光能、热能或化学能，我们称为“有功功率”；另一部分能量是用来建立磁场，用于交换能量（电能____磁能____电能）使用的，对于外部电路它并没有做功，我们称为“无功功率”。无功是相对于有功而言，不能说无功是无用之功，没有这部分功率，就不能建立感应磁场，电动机、变压器等设备就不能运转。其物理意义是：电路中电感元件与电容元件正常工作所需要的功率交换。在电力系统中，除了负荷无功功率外，变压器和线路的电抗上也需要大量无功功率。无功功率不足，无功电源和无功负荷将处于低电压的平衡状态，将给电力系统带来诸如设备出力不足、电力系统损耗增加、设备损坏等一系列的危害，甚至可能引起电压崩溃事故，造成电网大面积停电。因此，要保证无功功率的平衡，以保证电网正常运行。

2 无功补偿设备

2.1 无功功率的电源

在发电机允许的范围内，增加其励磁电流，多发无功，发电机所增加的有功损耗相当小，从这一点而言，发电机可作为电网中不需投资的无功电源。但由于受到网损、备用和电压水平的限制，220kV变电站距离电厂的远近直接关系到电厂无功电源的利用程度。因此，应在满足技术经济要求的情况下 （首先保证有充足的无功备用容量），积极利用电厂的无功电源。

大多数网络元件消耗无功功率，大多数负载也需要消耗无功功率。网络元件和负载所需要的无功功率必须从网络中某个地方获得。显然，这些无功功率如果都要由发电机提供并经过长距离传送是不合理的，通常也是不可能的。合理的方法应是在需要消耗无功功率的地方产生无功功率，这就是无功补偿。

2.2 无功补偿设备

变电站的无功补偿设备：并联电容器补偿，串联电容器补偿，静止补偿器；超高压变电站常采用断路器投切无功补偿装置和无功静止补偿装置。当电压滞后电流时，则为滞相，此时输出为容性；当电压超前电流时，则为进相运行，此时输出为感性；静补进相运行时吸收无功，滞相运行发出无功。根据补偿的效果而言，电容器可以补偿负荷侧的无功功率，提高系统的功率因数，降低能耗，改善电网电压质量。电抗器可以吸收电网多余的线路充电功率，改善电网低谷负荷时的运行电压，减少发电机的进相运行深度，提高电网运行性能。

（1）无源补偿设备装置

并联电抗器、并联电容器和串联电容器。这些装置可以是固定连接式的或开闭式的，无源补偿设备仅用于特性阻抗补偿和线路的阻抗补偿，如并联电抗器用于输电线路分布电容的补偿以防空载长线路末端电压升高，并联电容器用来产生无功以减小线路无功输送，减小电压损坏；串联电容器可用于长线路补偿（减小阻抗）等。电力系统变电站内广泛安装了无功补偿电容器 ，用来就地无功平衡，减少线损，提高电压水平。

（2）有源补偿装置

通常为并联连接式的，用于维持末端电压恒定，能对连接处的微小电压偏移做出反应，准确 地发出或吸收无功功率的修正量。如用饱和电抗器作为内在固有控制，用同步补偿器和可控硅控制的补偿器作为外部控制的方式。

2.3 无功补偿设备的作用

（1）改善功率因数：尽量避免发电机降低功率因数运行，防止向远方负载输送无功引起电压和功率损耗，应在用户处实行低功率因数限制，即采取就地无功补偿措施。

（2）改善电压调节：负载对无功需求的变化，会引起供电点电压的变化 ，对这种变化若从电源端进行调节，会引起一些问题，而补偿设备就起着维持供电电压在规定范围内的重要作用。

（3）调节负载的平衡性：当正常运行中出现三相不对称运行时，会出现负序、零序分量，将产生附加损耗，使整流器波纹系数增加，引起变压器饱和等，经补偿设备就可使不平衡负载变成平衡负载。

3 变电站的实时无功补偿

变电站的无功补偿主要是对主变的补偿。为了实行实时无功补偿，提出了一种全网无功补偿和电压优化实时控制方法，提高全网各节点电压合格率，减少网损，取得较好的经济性。以全网网损尽量小、各节点电压合格为目标，以调度中心为控制中心，以各变电站的有载调压变压器分接头调节与电容器投切为控制手段。首先从调度自动化系统采集数据，送入电压分析模块和无功分析模块进行综合分析，形成变电站主变分接头调节指令、变电站电容器投切指令，由调度中心、集控中心、配调中心控制系统执行，循环往复。

变电站电压调整首先考虑系统的无功功率，在无功功率不足的情况下，首要的是投运无功功率补偿设备，而不能只靠调整变压器电压的方法。通常变电站并联电容器作为无功补偿设备，变电运行值班人员必须合理适时地投运电容器组；反之，系统无功功率过剩的时候，要及时退出无功补偿设备。当在无功电源相对充裕的时候，通过有载调压变压器来调节电压是在各种运行方式下保证电网电压质量的关键手段。

电容器的接线方式通常分为三角形和星形两种。此外，还有双三角形和双星形之分。一般变电站采用的都是星形接线，星形接线最大优点是可以选择多种保护方式，少数电容器因故障击穿短路后，单台的保护熔丝可以将故障电容器迅速切除，不致造成电容器爆炸。电容器一次侧接有串联电抗器和并联放电线圈。

由于电容器组需要经常进行投入、切除操作，其间隔可能很短，电容器组断开电源后，其电极间储存有大量电荷，不能自行很快消失，在短时间内，其极间有很高的直流电压，待再次合闸送电时，造成电压叠加，将会产生很高的过电压，危及电容器和系统的安全运行。因此，必须安装放电线圈，将它和电容器并联，形成LC（感容）并联谐振电路，使电能在谐振中消耗掉。电容器配套设施设置的串联电抗器是为了限制合闸涌流和限制谐波。

参考文献：