电容器组范文

电容器组范文第1篇

【关键词】 电容器组 保护配置 防误联锁 注意事项 常见故障 运行维护

在电网中，影响系统电压质量的主要因素是无功功率，无功功率的不足会影响系统电压以及功率因数，严重时甚至会造成电压崩溃，使系统瓦解，并会导致损坏电气设备。因此，电网运行需要配置无功补偿设备即电容器组。而电容器组就是一种常见的无功功率补偿设备，基本上每个110kV变电站都配置有电容器组。

1 电容器组的接线方式

在110kV变电站中电容器组的接线方式主要有两种，一种是单星形接线，另一种是双星形接线。这两种接线方式仅在安装方式及保护配置上有所区别。

（1）单星形接线方式。单星形接线方式目前应用比较广泛，应用这种配置的110kV变电站比较常见，在采用单星形接线方式的110kV变电站中，电容器组的组成也不尽相同。（2）双星形接线方式。双星形接线方式在110kV变电站现场采用较多的另外一种接线方式。与单星形接线方式不同，采用双星形接线方式的电容器组一般由两组相同容量的电容器组并联而成，在两组电容器组的中性点的连接线上安装一个零序电流互感器。

2 并联电容器组的保护配置

110kV变电站电容器保护一般包括限时速断、定时过流、低电压、过电压、不平衡电流（或不平衡电压、开口3U0保护）。

（1）限时速断保护按3-5Ie（Ie指电容器额定电流）整定，动作于跳闸并给出中央信号，时间用0.2s左右。（2）过流保护按1.5-2Ie整定，动作于跳闸并给出中央信号，时间用0.5s左右。（3）低电压保护：在所接母线失压后可靠动作于跳闸并给出中央信号，一般整定50%Ue左右，时间与出线后备保护配合，并与上级线路重合闸时间配合。电流闭锁定值按固定电容器组的50-80%Ie整定。（4）过电压保护一般整定在120%Ue，动作后延时发讯（或跳闸）。（5）不平衡电流（或不平衡电压、开口3U0保护）保护作电容器内部故障的主保护：双星形接线配置中性点不平衡电流保护，单星形接线一般采用差压保护或开口三角保护。动作值根据电容器内部接线方式进行具体计算，原则是按部分单台电容器（或单台电容器内部小电容器）击穿或切除后，其它电容器承受电压不超过1.1-1.2Ue（Ue指电容器额定电压）来整定；动作时间一般为0.2s左右。

结合110kV变电站电容器组的一次接线方式，电容器组所配置的不 平衡保护也相应的有所差别。当电容器组一次接线方式采用单星形接法时，一般配置不平衡电压保护或差压保护。当电容器组采用双星形接线方式时，一般配置不平衡电流保护。

3 电力电容器的常见故障及处理

3.1 渗、漏油的处理

（1）安装电容器时，每台电容器的接线最好采用单独的软线与母线相连，不要采用硬母线连接，以装配应力造成电容器套管损坏，破坏密封而引起漏油。（2）搬运电容器时应直立放置，严禁搬拿套管，并做到轻拿轻放，防止撞击；接线时，应注意导线松紧程度，拧螺丝不能用力过大并要保护好套管。（3）电容器箱壳和套管焊缝处渗油，可对渗、漏处进行除锈，然后用锡钎焊料修补。渗、漏油严重的要更换电容器。

3.2 外壳变形及处理

由于电容器内部介质在高压电场作用下发生游离，使介质分解而析出气体，或者由于部分元件击穿，电容器极对外壳接地放电等原因均会使介质析出气体。密封的外壳中这些气体将引起内部压力增大，因而将引起外壳膨胀变形。所以，电容器外壳变形是电容器发生故障或故障前的征兆。对运行中的电容器组进行外观检查，如发现电容器外壳膨胀变形应及时采取措施，膨胀严重者应立即停止使用，并查明原因，更换电容器。外壳膨胀不严重的要采取通风措施，加强运行检查工作。

3.3 电容器爆炸及处理

运行中电容器爆炸是一种恶性事故，一般在内部元件发生极间或对外壳绝缘击穿时与之并联的其他电容器将对该电容器释放很大的能量，可能会使电容器爆炸以致引起火灾，其原因如下：（1）电容器内部元件击穿。（2）电容器外壳绝缘的损坏。（3）密封不良和漏油。 （4）鼓肚和内部游离。（5）带电合闸引起电容器爆炸。

电容器投运时，为了防止电容器发生爆炸事故，除要求加强运行中的巡视检查外，最主要的是安装电容器的保护装置，将电容器酿成爆裂事故前及时切除。

3.4 电容器温度升高及异常处理

主要原因是电容器长时间过电压运行，附近的整流装置产生的高次谐波流入使电容器过电流。电容器温度升高将影响电容器的寿命并导致电容器绝缘击穿而损坏。

运行中应严格监视和控制电容器室的环境温度，为了便于监视运行中的环境温度，应选择散热条件最差处（电容器高度的三分之二处）装设温度计，并使温度计的装设位置要便于观察。为了监视电容器的外壳温度，可在电容器外壳上（铭牌附近）粘贴示温蜡片。

3.5 熔丝熔断处理

电容器外观检测后没有明显的故障时，可以进行实验检测，看是否存在熔丝熔断的现象。一般情况下，外观没有明显的故障而电容器出现故障时，熔丝熔断就可能是其发生故障的原因。

当电容器的熔断器熔丝熔断时，应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，然后用绝缘电阻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。如送电后熔断器的熔丝仍熔断，则应退出故障电容器。

电容器组范文第2篇

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）.

[2] 李胜川，高殿滢.一起66kV电容器故障的分析及预防措施[J].电力电容器与无功补偿，2009，30（3）.

电容器组范文第3篇

关键词：并联电容器组；串联电抗器；电抗率；谐波

0前言

目前，随着电力电子技术的广泛应用与发展，电力系统中的非线性负载大量增加，由于它们多以开关方式工作，会很容易引起电网内电流、电压的波形发生畸变，从而引起电网谐波“污染”；另外，随着各级各类用户的不断增加，为了提高电压质量，减少无功损耗，提高电网的安全、经济运行，从而需要增加大量的无功电源来提高电网的功率因数，因此，通过加装并联电容器组来进行无功补偿，这是最为经济和有效的措施。

由于电容器组是容性负荷，其很容易与系统中的感性负荷形成一个振荡回路，从而在电容器组投入时会产生一个高倍的合闸涌流，对电容器组造成很大的冲击；另外，由于电容器组的容抗与频率成反比，其谐波容抗和系统的谐波感抗配合，将造成并联谐振和谐波成倍放大，从而严重损坏电网中的电气设备，破坏电网的正常运行。因此，在并联电容器组的设计中应考虑限制涌流和抑制谐波的问题，而合理地配置串联电抗器就能较好地解决这些问题。

1 限制涌流

电网是一个很复杂的系统，其由很多设备元件组成，但我们可以通过等效电路的方法，将其简化为如下图的回路。

图1 并联电容器组与串联电抗回路图

如图1所示，Ls可忽略不计，Ls、L分别为系统的感抗和串联电抗器的电抗。

1.1 根据国标GB/11024.1-2001“附录D”中的规定，电容器合闸涌流的计算方法为：

Is=In√(2S/Q)

式中：Is---电容器组涌流的峰值，单位（A）

In---电容器组的额定电流（方均根值，A）

S----电容器安装处短路容量，单位（MVA）

Q----电容器组的容量，单位（Mvar）

将电容器组中已投入运行的电容器并联：

Is=(U√Z)/( √Xc*Xl)

其中Xc=3U2(1/Q1+Q2)*10-6

按上面的计算办法是在没有串联电抗器的情况下，如补偿装置的接入处短路容量很大，而电容器组的容量很小，那么电容器的合闸涌流可达几十倍的额定电流都有可能的。

1.2 限制合闸涌流电抗率的计算：

根据电容器装置的设计标准要求，电容器组的合闸涌流必须限制在额定电流的20倍以内。根据资料在工程上这样计算的：

λ=1+√（Xc/Xl）

式中：λ---合闸涌流的倍数

Xc ---合闸回路中容抗

Xl ---合闸回路中感抗

从式中可以看出λ≤20就可满足要求。那么电抗率K= Xl /Xc

将K代入上式得：λ=1+√（Xc/Xl），设λ≤20，即得K≥0.3%

由此可见，并联补偿电容器组中串联一定电抗值的电抗器，就可以把涌流限制在一定的倍数内，而且只要串联较小的电抗值的电抗器，补偿支路的合闸涌流就已经有限了。

2 抑制谐波

在并联电容器组接入谐波“污染”的系统前，如果不采取必要的措施，并联电容器组的容性负荷性质，就会很容易与系统中的感性负荷形成振荡回路，将电网的谐波放大。谐波电流叠加在电容器组的基波电流上，使电容器组的运行电流有效值增大，温度升高，甚至引起过热而降低电容器组的使用寿命或使电容器损坏。叠加在电容器组基波电压上的谐波电压，不仅使电容器组运行电压的有效值增大，而且可能使峰值电压增大很多，导致电容器组在运行中发生局部放电而不能熄灭，造成电容器组的损坏。解决这一问题的有效措施是在并联电容器组回路中串联电抗器。但是串联的电抗器绝不能与电容器组随意组合，更不能不考虑系统的谐波。

因此，在探讨谐波与电容器的相互影响时，要认识谐波对电容器组、电抗器的影响及电容器组、电抗器承受谐波的能力；更重要的，是要认识电容器组对谐波电流的放大作用。合理地配置电容器组和电抗器，才能避免谐振，控制其谐波电流放大。

图2 串联电抗器计算电路图

如图2所示。In为谐波源电流，相对于n次谐波，系统感抗、电抗器感抗、电容器组容抗分别为nXs、nXl、Xc/n,由此可得：

Isn=In(nXl-Xc/n)/(nXs+nXl-Xc/n)…………..(1)

Icn=In*nXs/(nXs+nXl-Xc/n)………… (2)

由公式（1）、（2）可知：

a：当nXl-Xc/n=0时，即nXl=Xc/n，电容器组支路的阻抗为0时，电容器组支路发生串联谐振，其支路为滤波回路。

b：当nXl-Xc/n＞0时，即nXl＞Xc/n，电容器组支路呈现感性时，不会和系统的感性负荷产生谐振而造成谐波放大。

c：当nXl-Xc/n

当电容器组电抗率a= Xl / Xc *100%, nXl-Xc/n=0时，n=√Xc/Xl=1/√a得出a=1/n2

对于电容器在支路而言，要抑制n次谐波，其支路的电抗率需满足条件：a＞1/n2，因此，在变电站设计中，为抑制3次谐波，我们通常串联a=12%的电抗器，为抑制5次谐波，我们通常串联a=6%的电抗器。

2.1以下数据为某变电站35kV系统并联电容器组在投运前后，对系统的谐波变化情况的测试，其中1号电容器组串联a=12%的电抗器，2号电容器组串联a=6%的电抗器。

上表中的测试结果表明，当电抗率a=12%的电容器组投入运行时，系统的3次谐波明显减少；当电抗率a=6%的电容器组投入运行时，系统的5次谐波明显减少，但是引起了3次谐波的放大，从而导致系统的电压总畸变率变大。因此，在安装电容器组前，应先对系统谐波进行测试，然后对主要“污染”谐波有针对性地进行串联电抗器的配置。

在变电站进行投切并联电容器组时，考虑抑制高次谐波原因，在允许的情况下应优先投入串抗电抗值大的电容器组（a=12%），退出时相反。

2.2 500kVxx变电站的35kV并联电容器组电抗率的配置情况：

2.2.1 以35kV 11C电容器组为例说明其接线方式。为双星形接线，其中每八只电容器并联而成一个电容器单元（双星形接线的另外一边为每七只电容器并联而成一个电容器单元），每相由四个这样的电容器单元串联而成，然后每相串联一组电抗器（CKK型）。并联电容器与串联电抗器的接线，如图：

2.2.2 CKK型串联电抗器作电容器组限流和滤波用,其中电抗值较小的串联电抗器用于抑制五次谐波；电抗值较大的串联电抗器用于抑制三次谐波。

2.2.3 35kV 11C并联电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-2405/35-12，额定电抗值Xl=3.45欧；单台电容型号BAM6-334-1W，单台电容量C=30uF，经过计算，11C电容器组单相的容抗Xc=31欧。

35kV 21C电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-1002/35-5，额定电抗值Xl=1.21欧；单台电容器BAM5.5-334-1W，单台电容量C=35uF，经过计算，21C电容器组单相的容抗Xc=24.3欧。

2.2.4 根据计算公式：Xc=1/2πfc=1/314c；a=Xl/Xc*100%

可得，11C电容器组间隔的电抗率a=11.13%，21C电容器组间隔的电抗率a=4.98%。经验算，以上结果基本满足要求。

3 结论

串联电抗器是无功补偿电容器组的重要组成部分，并联电容器组的电抗率的选择对并联电容器的运行及对系统谐波的抑制有很大的影响。因此，在配置串联电抗器时，必须对系统谐波进行测试，从而做出对并联电容器电抗率的合理选择。

参考文献

[1]方朝旭。电力系统谐波技术[M]。黑龙江科学技术出版社，.

[2]吴竞昌，孙树勤等。电力系统谐波[M]。水利电力出版社，

电容器组范文第4篇

Abstract： Through the study of harmonic and capacitor bank in power supply system， this article points out the harm of harmonic to the system and proposes to improve the power factor， and at the same time， absorb the harmonic and thus improving the power supply quality.

关键词： 谐波；电容器；非线性负荷

Key words： harmonic；capacitor bank；non-linear load

中图分类号：U223.6 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）22-0045-02

0 引言

供电系统中如有大量的谐波电流，普通的电容器组是不能使用的，因为电容器组与电力网形成并联谐振使谐波电流放大，以至于电压及电流的畸变率更加为严重。

1 谐波

谐波是指对周期性非正弦交流量进行傅里叶级数分解后所得到的频率整数倍的各项分量。简称“次”，如5次谐波的频率为250HZ，7次谐波频率为350HZ。

谐波的产生主要来自用户的非线性负荷。非线性用电设备是产生谐波的主要原因，由于非线性设备产生的谐波电流通过供电系统网络注入到系统电源中，畸变电流经系统阻抗使母线电压发生畸变。引起系统谐振，降低发、输、变、配等用电设备使用效率。导致保护及控制装置误动，干扰通信系统及数字化设备正常工作。运行中波形分析图如图1。

2 谐波对电容器组的影响

为了补偿负载的无功功率，提高功率因数，常在负载处装有并联电容器。为了提高系统的电压水平，常在变电所安装并联电容器。在工频频率下，这些电容器的容抗比系统的感抗大得多。不会产生谐振。但对谐波频率而言，系统感抗大大增加而容抗大大减小，就可能产生并联谐振或串联谐振。这种谐振会使谐波电流放大几倍，甚至数十倍，会对系统，特别对电容器形成很大的威胁，常常使电容器烧毁。

3 谐波负载与谐振现象

某供电系统如图2所示，假设其晶闸管传动设备，所产生的谐波电流分别为30%，12%，6%，5%；因此：

I=■=550A

5次谐波电流（30%）

I5=0.3×550=165A

7次谐波电流（12%）

I7=0.12×550=66A

基本波频率时2000Kvar的电容器组，其电容器量与阻抗值分别为：

C=■

=■=3.93×10■F

X■=■=■=■=0.8Ω

假设电力网的阻抗仅考虑感抗时，其值为：

X■=■=■=0.01067Ω

在n次谐波时，电容器与电力网的阻抗值分别为X■=■，X■=nX■。

X■：在n次谐波时，电容器的容抗值；

X■：在基本波时，电容器的容抗值；

X■：在n次谐波时，电力网的感抗值；

X■：在基本波时，电力网的容抗值。

当谐波源的谐波电流（In）已知时，则流入电容器的电流（Icn）与电力网的电流（Ikn），可以简单的由电流分流法求得：I■=■×I■，I■=■×I■

因此：

X■=■=0.16Ω X■=5×0.01067=0.0533Ω

而I■=165A；

所以：

I■=■×165=82A

I■=■×165=248A

U■=I■X■=I■X■

所以电容器组所承受的5次谐波的电压为，U5=82×0.16=13V；

跨越在电容器的电压为（含谐波电压）：

U=400+■+■+■+■

电容器电流有效值为（含谐波电流）I■=■

I■：电容的总电流；I■：电容器的基本波电流；

I■：电容的各项谐波电流（n=2、3、4…）

I■=■=■=289A

I■=■=340A

从表1中得知电容器是在过电压下运行。特别注意的是电容量为100Kvar时，在13次谐波附近产生谐振，此时电容器电流的有效值约为额定值的2.5倍，所以电容器已经在过电压及过电流的情况下运行。因此，电容器产生故障是必然的。

当电力网上的电容器随着负载的增加而投入更多的电容器时，低次谐波的谐波电流呈愈来愈大的趋势，亦即系统上的谐波电压及谐波电流的总的谐波畸变率愈来愈大。而进一步使整个网络的谐波污染更严重。

4 结束语

总而言之，如系统上有非线性负载设备时，应选用谐波滤除装置。可以改善功率因素，也可以吸收谐波，并改善电能质量。

参考文献：

[1]谷超.变压运行故障处理中的注意事项[J].中国电力教育，2007（1）.

[2]荆哲.变压运行安全控制问题的探讨[J].中国高新技术企业，2008（2）.

电容器组范文第5篇

关键词：并联电容器组；串联电抗器；电抗率；谐波

0前言

目前，随着电力电子技术的广泛应用与发展，电力系统中的非线性负载大量增加，由于它们多以开关方式工作，会很容易引起电网内电流、电压的波形发生畸变，从而引起电网谐波“污染”；另外，随着各级各类用户的不断增加，为了提高电压质量，减少无功损耗，提高电网的安全、经济运行，从而需要增加大量的无功电源来提高电网的功率因数，因此，通过加装并联电容器组来进行无功补偿，这是最为经济和有效的措施。

由于电容器组是容性负荷，其很容易与系统中的感性负荷形成一个振荡回路，从而在电容器组投入时会产生一个高倍的合闸涌流，对电容器组造成很大的冲击；另外，由于电容器组的容抗与频率成反比，其谐波容抗和系统的谐波感抗配合，将造成并联谐振和谐波成倍放大，从而严重损坏电网中的电气设备，破坏电网的正常运行。因此，在并联电容器组的设计中应考虑限制涌流和抑制谐波的问题，而合理地配置串联电抗器就能较好地解决这些问题。

1 限制涌流

电网是一个很复杂的系统，其由很多设备元件组成，但我们可以通过等效电路的方法，将其简化为如下图的回路。

图1 并联电容器组与串联电抗回路图

如图1所示，Ls可忽略不计，Ls、L分别为系统的感抗和串联电抗器的电抗。

1.1 根据国标GB/11024.1-2001“附录D”中的规定，电容器合闸涌流的计算方法为：

r）

将电容器组中已投入运行的电容器并联：

Is=(U√Z)/( √Xc*Xl)

其中Xc=3U2(1/Q1+Q2)*10-6

按上面的计算办法是在没有串联电抗器的情况下，如补偿装置的接入处短路容量很大，而电容器组的容量很小，那么电容器的合闸涌流可达几十倍的额定电流都有可能的。

1.2 限制合闸涌流电抗率的计算：

根据电容器装置的设计标准要求，电容器组的合闸涌流必须限制在额定电流的20倍以内。根据资料在工程上这样计算的：

从式中可以看出λ≤20就可满足要求。那么电抗率K= Xl /Xc

将K代入上式得：λ=1+√（Xc/Xl），设λ≤20，即得K≥0.3%

由此可见，并联补偿电容器组中串联一定电抗值的电抗器，就可以把涌流限制在一定的倍数内，而且只要串联较小的电抗值的电抗器，补偿支路的合闸涌流就已经有限了。

2 抑制谐波

在并联电容器组接入谐波“污染”的系统前，如果不采取必要的措施，并联电容器组的容性负荷性质，就会很容易与系统中的感性负荷形成振荡回路，将电网的谐波放大。谐波电流叠加在电容器组的基波电流上，使电容器组的运行电流有效值增大，温度升高，甚至引起过热而降低电容器组的使用寿命或使电容器损坏。叠加在电容器组基波电压上的谐波电压，不仅使电容器组运行电压的有效值增大，而且可能使峰值电压增大很多，导致电容器组在运行中发生局部放电而不能熄灭，造成电容器组的损坏。解决这一问题的有效措施是在并联电容器组回路中串联电抗器。但是串联的电抗器绝不能与电容器组随意组合，更不能不考虑系统的谐波。

因此，在探讨谐波与电容器的相互影响时，要认识谐波对电容器组、电抗器的影响及电容器组、电抗器承受谐波的能力；更重要的，是要认识电容器组对谐波电流的放大作用。合理地配置电容器组和电抗器，才能避免谐振，控制其谐波电流放大。

图2 串联电抗器计算电路图

如图2所示。In为谐波源电流，相对于n次谐波，系统感抗、电抗器感抗、电容器组容抗分别为nXs、nXl、Xc/n,由此可得：

Isn=In(nXl-Xc/n)/(nXs+nXl-Xc/n)…………..(1)

Icn=In*nXs/(nXs+nXl-Xc/n)………… (2)

由公式（1）、（2）可知：

a：当nXl-Xc/n=0时，即nXl=Xc/n，电容器组支路的阻抗为0时，电容器组支路发生串联谐振，其支路为滤波回路。

b：当nXl-Xc/n＞0时，即nXl＞Xc/n，电容器组支路呈现感性时，不会和系统的感性负荷产生谐振而造成谐波放大。

c：当nXl-Xc/n

当电容器组电抗率a= Xl / Xc *100%, nXl-Xc/n=0时，n=√Xc/Xl=1/√a得出a=1/n2

对于电容器在支路而言，要抑制n次谐波，其支路的电抗率需满足条件：a＞1/n2，因此，在变电站设计中，为抑制3次谐波，我们通常串联a=12%的电抗器，为抑制5次谐波，我们通常串联a=6%的电抗器。

2.1以下数据为某变电站35kV系统并联电容器组在投运前后，对系统的谐波变化情况的测试，其中1号电容器组串联a=12%的电抗器，2号电容器组串联a=6%的电抗器。

上表中的测试结果表明，当电抗率a=12%的电容器组投入运行时，系统的3次谐波明显减少；当电抗率a=6%的电容器组投入运行时，系统的5次谐波明显减少，但是引起了3次谐波的放大，从而导致系统的电压总畸变率变大。因此，在安装电容器组前，应先对系统谐波进行测试，然后对主要“污染”谐波有针对性地进行串联电抗器的配置。

在变电站进行投切并联电容器组时，考虑抑制高次谐波原因，在允许的情况下应优先投入串抗电抗值大的电容器组（a=12%），退出时相反。

2.2 500kVxx变电站的35kV并联电容器组电抗率的配置情况：

2.2.1 以35kV 11C电容器组为例说明其接线方式。为双星形接线，其中每八只电容器并联而成一个电容器单元（双星形接线的另外一边为每七只电容器并联而成一个电容器单元），每相由四个这样的电容器单元串联而成，然后每相串联一组电抗器（CKK型）。并联电容器与串联电抗器的接线，如图：

2.2.2 CKK型串联电抗器作电容器组限流和滤波用,其中电抗值较小的串联电抗器用于抑制五次谐波；电抗值较大的串联电抗器用于抑制三次谐波。

2.2.3 35kV 11C并联电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-2405/35-12，额定电抗值Xl=3.45欧；单台电容型号BAM6-334-1W，单台电容量C=30uF，经过计算，11C电容器组单相的容抗Xc=31欧。

35kV 21C电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-1002/35-5，额定电抗值Xl=1.21欧；单台电容器BAM5.5-334-1W，单台电容量C=35uF，经过计算，21C电容器组单相的容抗Xc=24.3欧。

2.2.4 根据计算公式：Xc=1/2πfc=1/314c；a=Xl/Xc*100%

可得，11C电容器组间隔的电抗率a=11.13%，21C电容器组间隔的电抗率a=4.98%。经验算，以上结果基本满足要求。

3 结论

串联电抗器是无功补偿电容器组的重要组成部分，并联电容器组的电抗率的选择对并联电容器的运行及对系统谐波的抑制有很大的影响。因此，在配置串联电抗器时，必须对系统谐波进行测试，从而做出对并联电容器电抗率的合理选择。

参考文献

[1]方朝旭。电力系统谐波技术[M]。黑龙江科学技术出版社，1996.

[2]吴竞昌，孙树勤等。电力系统谐波[M]。水利电力出版社，1991

电容器组范文第6篇

关键词：并联电容器组；串联电抗器；电抗率；谐波

0前言

由于电容器组是容性负荷，其很容易与系统中的感性负荷形成一个振荡回路，从而在电容器组投入时会产生一个高倍的合闸涌流，对电容器组造成很大的冲击；另外，由于电容器组的容抗与频率成反比，其谐波容抗和系统的谐波感抗配合，将造成并联谐振和谐波成倍放大，从而严重损坏电网中的电气设备，破坏电网的正常运行。因此，在并联电容器组的设计中应考虑限制涌流和抑制谐波的问题，而合理地配置串联电抗器就能较好地解决这些问题。

1 限制涌流

电网是一个很复杂的系统，其由很多设备元件组成，但我们可以通过等效电路的方法，将其简化为如下图的回路。

图1 并联电容器组与串联电抗回路图

如图1所示，Ls可忽略不计，Ls、L分别为系统的感抗和串联电抗器的电抗。

1.1 根据国标GB/11024.1-2001“附录D”中的规定，电容器合闸涌流的计算方法为：

Is=In√(2S/Q)

式中：Is---电容器组涌流的峰值，单位（A）

In---电容器组的额定电流（方均根值，A）

S----电容器安装处短路容量，单位（MVA）

Q----电容器组的容量，单位（Mvar）

将电容器组中已投入运行的电容器并联：

Is=(U√Z)/( √Xc*Xl)

其中Xc=3U2(1/Q1+Q2)*10-6

按上面的计算办法是在没有串联电抗器的情况下，如补偿装置的接入处短路容量很大，而电容器组的容量很小，那么电容器的合闸涌流可达几十倍的额定电流都有可能的。

1.2 限制合闸涌流电抗率的计算：

根据电容器装置的设计标准要求，电容器组的合闸涌流必须限制在额定电流的20倍以内。根据资料在工程上这样计算的：

λ=1+√（Xc/Xl）

式中：λ---合闸涌流的倍数

Xc ---合闸回路中容抗

Xl ---合闸回路中感抗

从式中可以看出λ≤20就可满足要求。那么电抗率K= Xl /Xc

将K代入上式得：λ=1+√（Xc/Xl），设λ≤20，即得K≥0.3%

由此可见，并联补偿电容器组中串联一定电抗值的电抗器，就可以把涌流限制在一定的倍数内，而且只要串联较小的电抗值的电抗器，补偿支路的合闸涌流就已经有限了。

2 抑制谐波

在并联电容器组接入谐波“污染”的系统前，如果不采取必要的措施，并联电容器组的容性负荷性质，就会很容易与系统中的感性负荷形成振荡回路，将电网的谐波放大。谐波电流叠加在电容器组的基波电流上，使电容器组的运行电流有效值增大，温度升高，甚至引起过热而降低电容器组的使用寿命或使电容器损坏。叠加在电容器组基波电压上的谐波电压，不仅使电容器组运行电压的有效值增大，而且可能使峰值电压增大很多，导致电容器组在运行中发生局部放电而不能熄灭，造成电容器组的损坏。解决这一问题的有效措施是在并联电容器组回路中串联电抗器。但是串联的电抗器绝不能与电容器组随意组合，更不能不考虑系统的谐波。

因此，在探讨谐波与电容器的相互影响时，要认识谐波对电容器组、电抗器的影响及电容器组、电抗器承受谐波的能力；更重要的，是要认识电容器组对谐波电流的放大作用。合理地配置电容器组和电抗器，才能避免谐振，控制其谐波电流放大。

图2 串联电抗器计算电路图

如图2所示。In为谐波源电流，相对于n次谐波，系统感抗、电抗器感抗、电容器组容抗分别为nXs、nXl、Xc/n,由此可得：

Isn=In(nXl-Xc/n)/(nXs+nXl-Xc/n)…………..(1)

Icn=In*nXs/(nXs+nXl-Xc/n)………… (2)

由公式（1）、（2）可知：

a：当nXl-Xc/n=0时，即nXl=Xc/n，电容器组支路的阻抗为0时，电容器组支路发生串联谐振，其支路为滤波回路。

b：当nXl-Xc/n＞0时，即nXl＞Xc/n，电容器组支路呈现感性时，不会和系统的感性负荷产生谐振而造成谐波放大。

c：当nXl-Xc/n

当电容器组电抗率a= Xl / Xc *100%, nXl-Xc/n=0时，n=√Xc/Xl=1/√a得出a=1/n2

对于电容器在支路而言，要抑制n次谐波，其支路的电抗率需满足条件：a＞1/n2，因此，在变电站设计中，为抑制3次谐波，我们通常串联a=12%的电抗器，为抑制5次谐波，我们通常串联a=6%的电抗器。

2.1以下数据为某变电站35kV系统并联电容器组在投运前后，对系统的谐波变化情况的测试，其中1号电容器组串联a=12%的电抗器，2号电容器组串联a=6%的电抗器。

谐波次数 3 5 7 11 13 总畸变率（%）

未投电容器组前 A 0.63 0.37 0.56 0.05 0.15 0.94

B 0.77 0.27 0.51 0.07 0.12 0.98

C 0.53 0.36 0.56 0.06 0.12 0.86

投1号电容器组 A 0.22 0.58 0.36 0.04 0.12 0.73

B 0.21 0.38 0.36 0.04 0.10 0.59

C 0.16 0.60 0.41 0.04 0.11 0.75

投2号电容器组 A 2.47 0.09 0.25 0.04 0.06 2.49

B 3.03 0.15 0.24 0.05 0.06 3.05

C 2.75 0.12 0.29 0.04 0.06 2.83

上表中的测试结果表明，当电抗率a=12%的电容器组投入运行时，系统的3次谐波明显减少；当电抗率a=6%的电容器组投入运行时，系统的5次谐波明显减少，但是引起了3次谐波的放大，从而导致系统的电压总畸变率变大。因此，在安装电容器组前，应先对系统谐波进行测试，然后对主要“污染”谐波有针对性地进行串联电抗器的配置。

在变电站进行投切并联电容器组时，考虑抑制高次谐波原因，在允许的情况下应优先投入串抗电抗值大的电容器组（a=12%），退出时相反。

2.2 500kVxx变电站的35kV并联电容器组电抗率的配置情况：

2.2.1 以35kV 11C电容器组为例说明其接线方式。为双星形接线，其中每八只电容器并联而成一个电容器单元（双星形接线的另外一边为每七只电容器并联而成一个电容器单元），每相由四个这样的电容器单元串联而成，然后每相串联一组电抗器（CKK型）。并联电容器与串联电抗器的接线，如图：

2.2.2 CKK型串联电抗器作电容器组限流和滤波用,其中电抗值较小的串联电抗器用于抑制五次谐波；电抗值较大的串联电抗器用于抑制三次谐波。

2.2.3 35kV 11C并联电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-2405/35-12，额定电抗值Xl=3.45欧；单台电容型号BAM6-334-1W，单台电容量C=30uF，经过计算，11C电容器组单相的容抗Xc=31欧。

35kV 21C电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-1002/35-5，额定电抗值Xl=1.21欧；单台电容器BAM5.5-334-1W，单台电容量C=35uF，经过计算，21C电容器组单相的容抗Xc=24.3欧。

2.2.4 根据计算公式：Xc=1/2πfc=1/314c；a=Xl/Xc*100%

可得，11C电容器组间隔的电抗率a=11.13%，21C电容器组间隔的电抗率a=4.98%。经验算，以上结果基本满足要求。

3 结论

串联电抗器是无功补偿电容器组的重要组成部分，并联电容器组的电抗率的选择对并联电容器的运行及对系统谐波的抑制有很大的影响。因此，在配置串联电抗器时，必须对系统谐波进行测试，从而做出对并联电容器电抗率的合理选择。

电容器组范文第7篇

动现象。

关键词：变电站；继电保护；电容器组

中图分类号：U224 文献标识码：A

1 电容量不平衡保护

电容器组中电容量不平衡保护主要用于保护电容器内部故障。当电容器内部故障，使电容装置的任一个电容器发生击穿或熔断器熔断时，引起的过电压及过电流幅值一般都不大，不会引起电压保护和电流保护动作跳闸，但是引起的电压变化会使电容器组某一串联段上电容器的运行电压超过1.1倍的额定电压，而超过1.1倍额定电压是不允许长期运行的，所以需要电容量不平衡保护来跳开断路器，从而达到保护电容器，隔离故障点的作用。电容量不平衡保护方式分别有：开口三角电压保护（用于单星形接线的电容器组）、相电压差动保护（用于串联段数为两段及以上的单星形电容器组）、桥式差电流保护（用于每相能接成四个桥臂的单星形电容器组）、中性点不平衡电流保护（用于双星形接线电容器组）。

电容器故障类型有两大类：一类是不正常的运行工况，可能对电容器的安全造成危害：另一类是电容器装置内部故障。电容器保护是根据电容器内部及外部故障的特点而设，主要有过电流保护、不平衡电压保护、失电压保护、过电压保护和零序电压（电流）保护等。这些电容器故障保护方式对保护电容器起到了良好的效果。然而在一起电容器断线的特殊故障时电容器保护却发生"拒动".也未发出任何异常信号。本文就此次电容器断线故障保护"拒动"行为予以分析.提出改进建议和措施。

1 故障现象

运行人员巡视某110kV变电站时。发现10kV IV段电容器940电容器组本体A相一次电缆与电抗器连接处有烧焦痕迹且已经断线。随后检查保护装置无任何保护报文和异常信号.进入装置采样菜单查看：三相母线电压大小正常。不平衡电压基本为0；A相电流显示基本为0。B、C两相电流大小正常。

2 故障分析

该110kV变电站10kV电容器组接线方式为单星形不接地，其保护为PSC一641保护装置。配有过电流保护、零序过流保护、不平衡电压保护、低电压保护和过电压保护。由于电容器组为单星形不接地方式，故零序过流保护退出。其余保护均投入。为什么电容器组发生单相断线故障.不平衡电压保护未动作，也未有其他动作呢？

不平衡电压保护原理接线图如图1所示。电容器正常运行时，三相容抗对称，3U0几乎为零。当任一相电容器组内部元件发生故时。由于电容器三相容抗不平衡，中性点将发生位移.并出现不平衡电压3U0。当不平衡电压3U0大于整定值时.不平衡电压保护动作切除电容器组。

3 建议改进措施

通过上面分析可知单星形不接地接线的电容器组发生断线故障，不平衡电压保护不能动作。因此有必要设置一种新的保护，在电容器断线故障时跳闸或发出信号。从上面的分析可见断线故障发生时，对于单星形不接地的电容器组.不会有零序电压及零序电流。但是，由于断线故障时中性点电压出现位移，电容器将出现负序电流。可以利用负序电流构成断线故障保护。

由故障分析可知：单相断线时，

（假设A相断线），则负序电流 ：两相断线时，负序电流 。其中， 为电容器额定电流。

因此.负序过流保护定值可按躲过正常运行时的不平衡电流整定。一般为（0.1～0.2）1；灵敏度按两相断线故障校验时可满足要求。时间按躲过电容器合闸涌流时间整定.一般整定为0.5s。对于微机保护而言.增加负序电流保护不增加硬件开销，只要增加一段程序即可，实现简单易行：当然，负序电流保护仅针对单星形不接地的电容器组的断线故障。对于单星形接地或双星形接线的电容器组断线故障.可由零序过流保护或不平衡电压保护实现。

结语

电容器断线故障比较少见.也不会对电容器造成损坏.但一旦发生又没有保护及时将其切除.其产生的负序电流会对反应负序分量的继电保护产生影响：当负序电流流过发电机时，会造成转子过热和绝缘损坏，影响发电机出力。况且在没有保护的情况下只能靠人工发现是不满足实际运行要求的。当电容器发生断线故障时.要求应有保护将其切除。目前国内保护厂家还未有针对单星形不接地电容器组断线故障的保护。建议增加负序电流保护.以防止此类事故的发生。

参考文献

[1]曾锦松.电容器组单相断线故障继电保护拒动行为分析[J].

电容器组范文第8篇

关键词：电力电容器；不平衡保护；接线方式

中图书分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）32-0131-02

科技日益进步，经济持续发展，用户用电对电能的要求也日益升高。不单是对电能数量的需求不断增长，其对电压质量要求也越来越高，即不单要有足够的电能，还要有稳定的电能——即电压、频率、波形需符合要求，才能保证用户的用电设备持续保持最好的工作性能，从而保证工效效率。其中，电压质量是很重要的一个方面，不单对用户生产、生活、工作有重大影响，对整个电网的安全稳定经济运行也有着至关重要的作用。

与电压质量息息相关的就是无功电源，无功不足，会使得系统的电压幅值降低，对整个电网来说，电压过低可能引起电压崩溃，进而使系统瓦解，造成负荷大幅流失；对单个元件而言，电压的降低可能使其无法运行在最佳工况，同时造成电能损耗增大，甚至可能损坏设备，同时输电线路在同等条件下，电压越低传输的电能就越小。因此，必须保证无功电源的供应。同时，为了确保电网经济运行与用户的用电正常，又必须减小无功功率的流动，因此，无功补偿的基本原则是就地补偿。即在变电站及用户负荷处，将一定量的电容器串联、并联在一起，形成电容组，使其达到一定的容量、满足一定的电压要求，补偿系统无功、调节该节点电压。

1 电容器组接线方式的决定因素

电容器通常是将若干元件封装在一铁壳内，构成电容器单元，再由各单元先并后联，封装在铁箱内组成的。

当电容器组所接入电网的电压等级、容量要求确定以后，接线方式的选择则关系到了电容器组的安全性、可靠性以及经济性。决定接线方式的主要因素包括以下几个方面。

1.1 受耐爆容量限制

电容器组在运行过程中，若其中某个电容器击穿短路，这个电容器将承受来自其自身及其他并联电容器组的放电。为防止故障元件受放电能量过大冲击，导致电容元件爆炸，必须限制同一串联段上的并联台数，即有所谓的最大并联台数问题。可以通过减少并联数与增大串联段数的方法，来降低冲击故障电容器的放电能量。

1.2 接线方式与设备不配套的限制

20世纪90年代末至21世纪初，由于工艺上的改进，使电力电容器的介质，结构发生改变，普遍采用了全膜电容器。电容器的容量越来越大，因此派生出了很多新的结构与接线方式。同时，在一段时间内，由于缺乏较高的

66 kV电压等级的放电线圈，致使其保护选择及相应接线方式的应用受到限制，因此使相关接线方式适用范围受到了限制。由于这种不配套的限制，导致该时期电容器运行故障明显上升。经过阵痛之后，对配套设备的研究也跟上技术的研发进度，因此，这种限制现在基本消除。

1.3 与应用的场合有关

在电力企业中，多采用星形接法，在工矿企业变电所中多采用三角形接法。采用三角形接法时，能够过滤掉3次谐波电流，可以消除其对设备的影响，但其缺点是当电容器发生击穿短路时，其它相电容器的放电电流会对故障电容器产生冲击。星形接线时，电容器故障情况下受到其它两相容抗的限制，来自系统的工频短路电流最大不超过其额定电流的3倍，且不受其它相电容器放电电流的影响，相对而言可靠性更高。

2 电容器组接线方式及其相应不平衡保护

电容器组的接线方式较多，相应也产生了不同的不平衡保护。一般来说，同种不平衡保护接线下，既可采用电流式、也可采用电压式保护，其根本原理都是利用元件发生故障时产生的不平衡量来作为保护判据。在此仅列举三种方式，其余接线方式读者可再查找有关资料。

2.1 单星形接线采用零序电压保护

主要是利用电压互感器的开口三角电压形成不平衡电压，此时电压互感器一次绕组还可兼作放电线圈，可防止反复投入电容器组时，因残余电荷造成电容器组过电压。见图1单星形接线采用零序电压保护。

2.2 双星形主接线方式时采用中性线电流不平衡保护

对于双星形接线的电容器组，可采用中性线电流不平衡保护。当同相的两电容器组中发生电容器故障时，流过两串电容器组的电流不等，则中性线上必流过不平衡电流。见图2双星形主接线方式采用中性线电流不平衡保护。

2.3 单相为两组电容器组串联的星形接线采用电量压差动保护方式

同样的，电压互感器的一次绕组可以兼作放电线圈，二次绕组则接成压差式反极性串连法，正常运行时电容容抗值相等，压差为零；当有电容器损坏时，由于一次绕组分压不等，则二次绕组出现差压，使保护动作。见图3单相为两组电容器组串联的星形接线采用电量压差动保护方式。

3 不平衡保护动作原因分析

①配套设备各相性能差异较大产生不平衡分量。三相放电线圈及电抗器如果性能差异较大，那即使在母线侧的三相电源平衡，电容器组一次侧平衡的情况下，在二次侧也可能产生一个虚假的不平衡电压。如果不平衡电压保护设定值较低，则这个不平衡电压可能引起误动。当然，随着放电线圈及电抗器制作工艺的进步，这种情况还是较少发生。然而，在电容器组的选型及验收启动时，还是要关注这些参数。特别是负荷侧有较大的谐波源时，由于频率的升高，容抗、感抗之间的差异更大。

②母线三相不平衡导致电容器组产生不平衡分量。电容器组主接线方式采用星形接线，受到母线不平衡分量的影响较小，基本为零，因此不至于会产生不平衡电压或电流。若是采用三角形接法，则母线三相不平衡时，即使其幅值差为2%，相角差为1°时，该不平衡电压可能达到5%以上的额定电压值。电容器组投入运行时，对于10 kV电压等级的来说，操作时的过电压可能导致其产生不平衡分量，甚至造成击穿。

③电容器组各相容抗不平衡导致不平衡分量出现。三相电容值不平衡时，比如其单个电容器组容抗出现差异乃至发生故障击穿，则由于电压分配的原因，电容值小的相或串联段所承受的电压值就更高，不平衡分量由此出现。而承受电压值较高的，其运行工况较差，因此进一步恶化，不平衡分量越来越大，最终导致不平衡保护动作。

4 电容器组故障的防范与查找

4.1 严格控制电容器的运行工况

在运行中应严格监视电容器组的运行工况，如运行温度、电压电流等。电容器受运行温度的影响较大，当运行温度升高10℃时，其电容量下降的速度就提高一倍，而长期受高温影响会使其内部绝缘介质老化、损耗角增大，最终使电容器内部温升过高，如此循环，使其使用寿命降低，严重时可能造成热击穿，一般来说，应控制其温度在40℃以内。根据相关规程规定，电容期的允许工作电压为其额定值的1.1倍，允许工作电流为额定电流的1.3倍，在运行过程中应严格监视这些电气量，当超过规定值时，应立即退出电容器组的运行。

4.2 减少抑制操作过电压

35 kV及以下的电容器组投切时，宜采用真空断路器，其较好的机械特性，可避免操作时产生过电压。断路器分闸时，合闸相相角超接近零，则熄弧时间就截止长，介质恢复的强度就越高；相反，电流相角较大时分闸，熄弧时间越短，介质强度恢复不够，容易再次燃弧。而在合闸时，若在断口电压为零的瞬时投入电容器组，则产生过电压的机率就会小很多。因此，可通过采用相位控制器来控制投切时间。

也可利用氧化锌避雷器来抑制过电压，当产生过电压时，可利用避雷器释放能量。

4.3 控制电容器安装工艺

电容器安装过程中，其接头的安装工艺对今后的运行情况有较大影响。首先，接线端与母线铝排的连接，要注意其对电容器组施加的应力，如调整不当，可能使其发生渗漏。另外，各电容器之间的连接大多是采用铜铰线连接在一起的，而电容器组母线所采用的一般是铝排，因此在其连接过程中，应采用铜铝过渡接头；否则，直接接到铝排上，接头会发热，最终可能导致不平衡保护动作。

在某站的电容器组运行过程中，曾发现在24 h内，不平衡保护接连动作两次，经检查，均是外熔丝熔断，导致不平衡保护动作，在两个熔断的熔丝处检查，均在连接母排的地方有过热现象。对整台电容器组停运后彻查的结果是，其施工过程对接线头的压接不实，导致运行过程中发热，处理后，电容器组运行正常。

参考文献：

[1] GB 50227-2008，并联电容器装置设计规范[S].

电容器组范文第9篇

1 故障情况

2007年10月20日00:05地调下令断开I乔容1，值班员在操作断开1#电容器组开关时，后台监控机警铃喇叭响，控制室照明灯熄灭；后台监控机报警栏报出1#电容器组开关电流I、Ⅱ段保护动作跳闸；#1主变保护A、B柜III侧A、B、C相I、Ⅱ段过流保护动作跳闸；2#电容组开关电流I、Ⅱ段保护动作跳闸；35kV西母电压无指示、各分路电流指示为零。

1）1#电容器组开关跳闸分析

在断开1#电容器组开关时，可能引起操作过电压，使1#电容器组开关上侧绝缘击穿（靠近母线侧），造成短路故障，因为此开关柜CT安装在开关两侧，所以1#电容器组开关电流I段保护动作，经过150ms延时，开关跳闸。1#电容器组开关断开后，因短路点在开关上侧，故障仍然存在，1#电容器组开关电流Ⅱ段经过301ms延时，又报出保护动作信息。（1#电容器组开关电流I段保护定值Idz=14.85A，t=0.15S；电流Ⅱ段保护定值Idz=4.83A，t=0.3S）

2）351开关跳闸分析

虽然1#电容器组开关保护动作，开关已经断开，但是因短路点在开关上侧，靠近母线侧，故障仍然存在，属于母线故障范围，因此#1变压器A、B两套保护柜低压侧后备保护动作，过流I段经过2404ms延时，去跳350开关，（因本期只安装了一段母线，无350开关）；过流II段经过2704ms延时，去跳开351开关；35kV西母电压无指示、各分路电流指示为零。（#1主变低压侧后备保护电流I段保护定值Idz=2.73A，t=2.40S跳350；电流Ⅱ段保护定值Idz=2.73A，t=2.7S跳351）

3）2#电容组开关跳闸分析

在保护事件记录顺序中可以看出在2007-10-20 00:05:32 #1主变保护A柜过流II段保护经过2704ms延时动作，跳开351开关；在下一个保护事件记录中2#电容组开关电流I段保护经过150ms延时动作，跳开2#电容组开关。通过保护事件记录分析，在351开关跳闸时，可能再次引起操作过电压，与1#电容组开关故障类似，使2#电容组开关上侧绝缘击穿，造成短路故障。

2 过电压原因分析

真空断路器分闸过程中产生重燃过电压，是真空断路器独有的特殊现象。它是开关分闸时，触头刚分开瞬间就遇到该相工频电流自然到零，电弧熄灭，但因开距小，断口在恢复电压作用下重燃，经过几十甚至几百毫秒又重燃，这种重燃在开断过程中重复发生多次，产生高频振荡谐波可达105-106Hz之间，也伴有半波工频电流，过电压幅值又随重燃次数叠加而增高陡度大，对电容器绝缘造成严重危害。过电压幅值单相重燃电容器相对地在4倍额定电压，二相重燃也在3倍额定电压以上。

电容器在被切除时。如果开关不重燃，开断时不会产生过电压，也不会产生过电流，因此，人们追求采用能切合电容器而不复燃的开关，在切断电容器回路而当某相开关断口上的电流为零时，电容器端子上电压达到最高，为电源电压最大值，开关断口上几乎没有电压，此相电弧很小，且很容易熄灭。但是，经过半个周波后。电源电压反相达到最大值，原电容器上的电压和电源电压共同形成出了2√2UN的电压加于开关断口上，此时，若开关断口的距离还未拉到足够的长度，或者断口间的去游离不够时，断口就可能被击穿，这时形成的充电回路就可能出现高频振荡，当电流再次过零，断口再次断开时，电容器上就会出现接近于3√2UN的电压，在经过半个周波，电源电压反向，这时作用于开关断口上电压则接近4√2UN，这样高的电压还可能使开关断口再度击穿，依此，电容器上的电压还会增大到5√2UN，这样高的电压对电容器本身和其他电器设备是很有害的，因此提高开关投切电容电流的能力是减少事故和延长电容器使用寿命的一个重要方面。

2.1 过电压产生的原因

我国10～63kV系统为中性点不接地的小电流接地系统。无功补偿补用的电容器组均采取中性点绝缘的形式。C0是电容器组中性点对地分布电容； 是电源中性点对地电容。

运行经验表明，在切断电容器组时会产生重燃过电压而引起事故。例如，某变电所在切断电容器组时，引起两次避雷器爆炸；变压器套管间400mm的间隙放电，三相套管闪络，导致变压器绝缘损坏。

1）星形接线的重燃过电压。为方便起见，在讨论电容器组上的过电压时，可以把接地点移至电源的中性点，图1（a）中的 。

首先分析切断电容器组时的单相重燃过电压。

（a）A相熄弧

（b）A相断开，B、C相同时熄弧

（c）A相重燃

图1 电容器组切断时电路个元件上的电压变化

图2 A相重燃后的振荡回路

当t=0后，A相电容电压Uao’=Em将保持不变。而B、C两相电源将继续对B、C相电容供电，见图1（a）。

当t=5ms，即在经过1/4工频周期（ωt=90°），B、C两相回路电流过零，断路器三相断开，此时电容器上的电压和向量图，见图1（b）。

当t=10ms，即又经过1/4工频周期（ωt=180°），见图1（c）所示，A向端口上的恢复电压降达到最大值，即：

B相和C相断口上的恢复电压分别为0.37Em、-1.37Em。设A相电源经A相电容器和中性点电容接通，形成振荡回路，如图2所示，在a0间会出现很高的过电压。若不考虑损耗，重燃相对地过电压幅值=2倍稳态值-初始值=（-2-1.5）Em=-3.5Em。由于Co＜＜Cy，因此过电压主要加在电容器组的中性点与地之间。

此时过电压通过中性点传递到非重燃相

分析可知，单相重燃过电压发展的过程中有下列特点：

1）电容器极间的电压基本维持不变。

2）最大过电压在非重燃相。

3）非重燃相的过电压是由重燃相经过中性点对地电容传递的。

其次分析切电容器组时的两相重燃过电压。当三相电路已全部切断，各相断路器触头上的最大恢复电压分别为：

A相 ωt=180° Utrm=2.5Em

B相 ωt=300° Utrm=1.87Em

C相 ωt=240° Utrm=-1.87Em

图3 两相重燃的等值电路

三相电容电路中，首先切断的相的断路器触头上的恢复电压高，出现重击穿的可能性大，实际上由于A相单相重燃时回路的振荡频率很高，C0的电压将在很短的时间内上升，因此，A相断口的重燃一般都比较容易导致其他断口重燃，两相触头重燃的等值电路如图3所示。有关资料分析计算表明，电容器A、C相间过电压，即A、C间过电压幅值＝（-2×√3-2.37）Em＝-5.83Em，C相电容器极间将承受3.10倍过电压，B相电容器极间将承受2.73倍过电压。两相重燃过电压主要出现在电容器极间绝缘上，电容器对地电压并不一定很高。

2.2 限制措施

1）采用无重燃断路器。由于切断电容器组过电压是由于断路器重燃引起的，所以采用无重燃断路器是一项有效措施。但是，这项措施作为努力方向是对的，因为目前生产的一般真空断路器，做到完全不重燃是有一定困难的。在国外也是另加保护来限制其重燃过电压的。

2）装设金属氧化物避雷器。这是我国使用最多的限压措施。其接线方式如图4所示。

对于星形接线的电容器组，除了在电容器极间配置金属氧化物避雷器外，还需在电容器组中性点处配置金属氧化物避雷器，以限制中性点电位升高所引起的电容器对地电位的升高，如图4所示。

图4 星形接线电容器组的金属氧化物避雷器的配置

选择金属氧化物避雷器时，应注意的问题有：

1）金属氧化物避雷器的临界动作电压值U1mA对限制过电压大小和避雷器吸收能量的大小均起决定性作用，所以是一个十分重要的参数。它和金属氧化物避雷器的方波通流容量、电容器组的电容量一起构成了选择避雷器的三个必要条件。即当方波通流容量和电容器容量确定后，U1mA对系统设备的安全运行起决定性作用。目前我国变电所采用的电容器单相容量一般在6～8Mvar左右，用于保护并联补偿电容器的金属氧化物避雷器阀片的2ms方波通流容量一般为400～600A，因此U1mA值选在（2.3～2.5）Um的范围就能满足要求，其中Um为系统最高运行线电压。

2）对于容量较大的电容器组，由于受金属氧化物避雷器标称冲击电流下残压的限制，U1mA值不能太高，可采用多只避雷器并联的方法增加它的吸收能量。

3）由于金属氧化物避雷器具有负的温度特性，在小电流区域（U1mA就属于小电流区域）内，随着温度的升高电阻将下降，故金属氧化物避雷器的U1mA值不能选得太低，否则将使泄漏电流增大，阀片温度升高，缩短使用寿命。因此当金属氧化物避雷器的电阻下降到某一程度时或因承受不了再次重燃过电压所产生的能量，或因电阻值太低，致使避雷器在正常运行电压下动作，承受不了工频电流产生的能量，就会导致金属氧化物避雷器发生热崩溃。

3 整改建议

1）是否根据典型设计在开关柜内加装一组金属氧化物避雷器；

2）开关选择。按电容器装置设计技术规程要求，电容器装置采用分闸不重燃，合闸不弹跳真空断路器，额定电流大于1.35倍电容器最大工作电流。设计选用型号应验算开关设备容量，应考虑谐波放大电流影响，电流实际值比计算工频额定值增大因素。

参考文献：

[1]并联电容器装置设计规范，GB 50227-95.

电容器组范文第10篇

【关键词】电容器;差压;电容量

引 言

电容器作为无功补偿的重要设备之一，对控制系统电压符合设计规范要求提供保障。电容器差压（流）保护由于二次接线错误而误动作时有发生。现介绍某220kV变电所35kV#1电容器组投产冲击时，35kV差压保护动作跳闸，现场发现：第一次合35kV电容器开关，合上不久后电容器开关跳闸。打印保护装置动作报告，发现是差压动作跳闸，差压值A相0.12V，B相2.13V（整定值2V），C相0.08V,现场外观初步检查未发现有异常情况发生。

1、电容器差压（流）保护原理简介

电容器一般的接线方式为8并2串（双）星形接线方式，电容器差压（流）保护是通过放电线圈（小变比CT）构成的，通过监视电容器上下两边的电压（流）差来构成差压（流）保护，在500kV变电所一般每相有2-3只放电线圈构成，在220kV变电所一般每相有1只放电线圈构成，差流则每（三）相一只差流CT构成。若电容器有熔丝熔断，会产生差压（流），保护动作跳闸。因本次发生故障的电容器组的保护方式为差电压保护，所以在此着重讨论“电压差动保护”的原理及接线。

如图1所示：为电容器组差电压保护接线原理图（只画出其中一相），图中T1、T2是完全相同的放电线圈兼电压互感器。正常运行时，电容器组两串联段上的电压相等，又T1、T2变比相等，所以保护测得的电压几乎等于零（实际存在很小的不平衡电压），保护处于不动作状态；当某相多台电容器被切除后，两串联段上电压不再相等，该相保护出现差电压，使保护动作。

差电压计算：电容器组分上下两段，设每段上有N组电容器串联，每组又有M只电容器并联，当其中一段的某一组中有K（K

而另一段总容抗

得差电压计算式，

为电容器组运行时的相电压值。

由上式可知，当K=0时，即没有电容器退出运行时，差电压等于零。当K≠0时，差电压回路有输出，当大于保护整定门槛时保护经短延时（200ms）出口跳闸。这就是电容器组差电压保护原理。

由图1可知，差电压回路接线有两个关注点，一是两组放电线圈输出的电压必须反极性串联接线（一次侧极性固定同性质），确保保护原理得以正确实现；二是差电压二次回路必须有一安保接地点。

2、电容器跳闸问题分析及处理

#1电容器组是由无锡日新电机有限公司生产的，单个电容器型号为：BAM12.5-200-1W，额定电压为12.5kV，额定容量为200kvar，额定电容量为4.15μF;放电线圈由温州凯泰特种电器有限公司生产，型号为：(21.2/√3+21.2/√3）:（0.1+0.1）kV。投产冲击时，35kV差压保护动作跳闸，现场发现：第一次合35kV电容器开关，合上不久后电容器开关跳闸。打印保护装置动作报告，发现是差压动作跳闸，差压值A相0.12V，B相2.13V（整定值2V），C相0.08V,现场外观初步检查未发现有异常情况发生。我们要求#1电容器组改检修，进行一次设备检查：首先进行进一步外观检查，未发现放电线圈及二次接线、电容器、电抗器等设备有异常情况；其次进行电容器熔丝通断测量，放电线圈及二次回路绝缘电阻测量，未发现异常；接着要求一次设备人员进行现场螺丝复查未发现异常；由于高压设备比较早撤场，没有电容表，通过Fluke 187进行整组电容量测量，发现上下两组电容器电容量基本平衡。于是要求运行人员退出差压保护，进行复测差压实际值，在开关柜实测差压A相0.12V，B相2.18V，C相0.08V,对地A相96.51V、96.63V，B相95.02V、97.30V，C相96.70 V、96.78V；电流二次值基本平衡，初步判断B相存在电容量不平衡，要求运行改检修。通过向地方局修试紧急调运了2个备用电容器及电容测试表后再进行上下总电容量测试，发现A相实测上组电容量为33.5μF，下组电容量为33.5μF，B相实测上组电容量为34.2μF，下组电容量为33.4μF，两组电容器串联分压后的差压值为：

，与实测值基本相符。再进一步测试上组每一只电容器的电容值，发现其中一只电容器的电容值从上次实测的4.11μF变成了4.89μF，电容量明显变大引起的，通过更换电容量为4.13μF的备用电容器后，实测上组电容量为33.5μF，上下电容量基本平衡，通过实际送电试验，发现B相差压为0.21V，符合规程要求，故障得以顺利排除解决。

3、电容器跳闸问题预防措施

电容器作为无功补偿的重要设备之一，对控制系统电压符合设计规范要求提供保障。在电容器投产前，首先需对放电线圈的差压回路进行复查，确认保护屏接线方式为Aa，Bb，Cc方式还是ABCabc方式；然后，在放电线圈那里用对线灯，保护侧用万用表进行回路复查，确保外回路的正确性；其次，需对电容器的外观、安装一次接线等进行仔细观察，避免一次接线错误的发生；最后，对上下组的总电容量进行复测，确保与试验时数据基本相符。在以上检查均无误后，可以有效避免因人为原因引起电容器投产不成功事故的发生。

4、结束语

电容器组所配置的保护基本以差电流保护及差电压保护为主，在双星形接线的电容器组中使用差电压保护时，特别注意差电压二次接线，应遵循电压源不被短路的原则，即电压源只允许串联禁止并联，并注意接线后总输出电压在运行时为零的原理要求，同时关注放电线圈一次侧的极性。条件许可的，双星形接线的电容器组宜使用差电流保护。

参考文献