高压并联电容器

高压并联电容器（精选5篇）

高压并联电容器 篇1

1． 总则：

1.1 本标准适用于变电所10kV、35kV并联电容器的运行、维护与管理。

1.2本规定根据《安徽电网高压并联电容器组运行维护管理条例》制定。

1.3 调度、变电值班员，有关生产、技术领导和专职技术人员要熟知本规定。

2．电容器组的运行

2.1是容器的投运与切除，应根据调度命令或有关规定进行。

2.2电容器的自动投功装置的自动投切方式及定值，按调度命令整定。

2.3 电容器最高运行电压不得超过其额定电压的1.1倍。

2.4 电容器最大运行电流不应超过其额定电流1.3倍。

2.5 电容器组的三相电流之差不超过5%，当超过时应查明原因，并采取相应措施。

2.6 高温季节，应注意电容器室的通风，避免电容器在高压（高于额定值）和高气温同时出现时运行。

2.7 电容器的运行电压或电流用油箱表面温度超过其规定值时应及时汇报调度，采取措施或退出运行。

2.8 新安装的电容器组或长期停用又重新启用的电容器组除交接试验或检测必须合格外，在正式投运关，应进行冲击合闸三次，每次间隔时间不少于5分钟。

2.9 电容器组切除后再次合闸，其间隔时间一般不少于5分钟，对于装有并联电阻的开关一般每次操作间隔不得少于15分钟。

2.10 电容器投入运行后要监视电压和电流值,并作好记录。

2.11 当电容器组在运行中个别熔丝熔断，但开关尚未跳闸，仍可继续运行，待停电后一并进行处理。

2.12 接有电容器组母线失压时，其电容器开关应断开，恢复送电时，应先合出线开并，待负荷恢复后再合电容器组开关。

3．电容器组的检查维护。

3.1 对电容器组附属设备必须按照电气预防性试验待规程要求进行试验。

3.2 对电容器组的巡视，每天不得少于三次。巡视中应注意电容器有无鼓肚及渗漏油，贴于电容器上的示温蜡片不应熔化，套管有无闪络痕迹及放电现象，接头部位应无发热迹象，放电、通风装置是否正常工作，并做好巡视记录。

3.3在电容器装置上进行维护工作，除按照《电业安全工作规程》的规定安全措施外，还应对电容器每台进行放电。

3.4 电容器组成应定期停电维修，室内安装的电容器组，每年至少一次，半露天、户外式的电容器组每半年至少一次，配电线路上安装的电容器可与线路停电维修一并进行，其维修内容如下：

3.4.1 清扫套管理外壳及构架（必要时进行涂漆防腐），检查电容器有鼓肚和渗漏油，并进行处理。

3.4.2 对单台熔丝熔断的电容器，应进行外观检查，如外观无故障，再进行试验检测。

3.4.3 逐台检查熔丝的完好性和电气连接部位接触是否良好。

3.4.4 对连接端头部位进行认真的检查，如有松动适当坚固。

3.4.5 按照运行记录中记载的缺陷逐一消缺。

3.5 定期对自动投切装置进行检验，并判别其工作性能是否良好。

3.6 电容器装置的现场通道应畅通，不得堆放任何杂物。

3.7

定期检查电容器室电缆的进口、通风口处，通风处，防止动物侵入的设施是否完整有效。

4．异常运行及事故处理

4.1 电容器组工作电流超1.3倍额定电流时除按2.10条处理外，有关部门应分析原因关及时解决。

4.2 当母线电压超过限额，且本所无其它调压手段时，可切除部分或全部电容器，或要求调度部门进行系统电压的调整。

4.3 当电容器环境温度接近或达到上限时，应采取通风降温措施，但若环境温度仍略超出上限2—3℃，而电容器组的运行电压电流不高于额定值，则允许连续运行。

4.4 当运行电容器组中多根熔丝熔断或“群爆”或单台熔丝重复熔断，应及时查明原因，并用备品更换，确保故障问题已妥善处理后，方可将电容器组成投运。

4.5 在巡视检查电容器组时，如发现下列情况之一，应即将电容器退出运行。

4.5.1 外壳明显鼓肚和漏油。

4.5.2 电容光焕发器套管，支持绝缘子闪络放电或投坏。

4.5.3 箱上的示温蜡片熔化（要分清蜡片熔化和贴片用“胶”不耐温度）。

4.5.4 电容器装置中有不正常的响声或火花。

4.5.5 电容器端头接线处有烧灼过热现象。在未查明原因和进行妥善处理之前不得重新投运。

4.6 当运行中的电容器级开关跳闸，不允许自行试送。如检查未发现异常现象，经调度同意后，可将电容器试送一次。

4.7 如电容器发生爆炸（或起火）应立即断开电源，关按电气消防的有关规定进行灭火工作，同时应即向上级领导汇报，并保护好事故现场。

4.8 因故障退出运行的电容器组，必须在二周内消除故障，恢复投入运行。

5.技术管理

5.1 用电营销部及输变电公司应建立每组电容器装置完整的技术管理档案，其内容应含下列资料：

5.1.1该电容器组的竣工图纸。

5.1.2 交接验收试验报告及附属设备(如开关、PT、CT、放电装置、避雷器、继电保护等)的原始记录及保护整定值。

5.2 变电所应有完整的运行记录，其记载应含下列内容。

5.2.1 电容器组的投切和运行方式变更的日期及时间,投切关后的母线电压,本电压级的力率和电容器组无功电量.5.2.2 电容器组日累计运行小时数。

5.2.3 定期或不定期维修的内容和日期。

5.2.4 电容器的异常运行故障情况及其处理。

5.2.5 装置缺陷情况。

上述内容报用电营销部。

5.3因设备原因造成整组电容器退出运行，除应向本单位主管部门汇报外，应及时进行调查，写出技术分析报告。

5.4因特殊原因需批量报废电容器，应提出书面报告。并附技术鉴定书，经市公司输变电部批准后，方可办理报废手续。

5.5对新安装投入运行的电容器组，要求每季度填报“并联电容器季度运行情况统计汇总表”，连续报四个季度（见附表一）

5.6对每一电容器组，年未应填报“关联电容器运行年损坏率统计表”，报市公司。（见附表二）

5.7每季度应向市公司报送“电容器组季（年）运行报表”（见附表三）。5.9 对电容器组的运行进行分层考核，根据运行情况和效益与经济利益挂钩。5.10 用电营销部应向市公司上报电容器运行台账各一份

电力电容器的维护与运行管理2007年10月02日 星期二 16:48电力电容器的维护与运行管理电力电容器的维护与运行管理 摘要：电力电容器的维护与运行管理.1 电力电容器的保护;2 电力电容器的接通和断开;3 电力电容器的放电;4 运行中的电容器的维护和保养;5 电力电容器组倒闸操作时必须注意的事项;6 电容器在运行中的故障处理;7 处理故障电容器应注意的安全事项;8 电力电容器的修理.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。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tg 2～3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。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。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。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。

②套管焊缝处漏油，可用锡铅焊料修补，但应注意烙铁不能过热，以免银层脱焊。

高压并联电容器 篇2

1 事故简介

110 k V欧东变电站,本期共安装3组电容器,其中4#电容器组装置安装于2#主变Ⅱ段母线下。事故当天上午,10 k VⅡ段系统出现接地现象,检修人员经过拉闸排除后发现接地现象仍然存在,人为切掉4#电容器组后,接地现象消失。运维人员赶赴现场发现4#电容器组配套电抗器起明火,柜体外观完好,内壁附着较多黑色烟尘。电容器厂家人员到达现场查看发现电抗器A相损坏严重,B、C相表面完好。

1.1 相关参数

据调度中心提供数据,计算该变电站10 k V母线最大运行方式下短路容量为306 MVA,最小运行方式为142 MVA。

4#电容器装置接于#2主变10 k VⅡ段母线侧,10 k VⅡ段另装有一套容量为3 600 kvar的电容器组设备,串联电抗器串抗率为1%。

电抗器厂家对10 k VⅡ段母线进行为期24 h的谐波数据收集,谐波数据如表1所示。

1.2 事故信息

1)电抗器受损情况

经现场查勘,电抗器本体A相四周开裂,顶部铁芯致密处变疏松,有强烈的散热痕迹,所有进出线端子、绝缘子及紧固螺栓表面完好无烧熔。其他设备如电容器、放电线圈、避雷器及刀闸等,外观良好,所有软线、母排的接点均无异常。

4#电容器组配套电抗器的电抗率为1%,受损电抗器测量参数如表2所示。

mΩ

可以看出,A相绕组直流电阻偏大。

现场对串联电抗器进行解剖后发现电抗器A相烧损严重,A相线圈的上部与铁芯之间有通过大电流的痕迹,A相线圈的绝缘由于大电流的作用已出现破坏。

2)故障电容器组情况

事故电容器组柜体完好,由于电抗器燃烧时出现大量冒烟情况,柜体及电容器外壁沾有较多的黑色灰尘,但无明显的物理损伤现象。电容器厂家对4#电容器组所有电容器单元进行了电容测量,结果4#电容器组电容容值均在合理范围内,电容器完好。

3)故障电容器组(4#)开关柜保护动作记录数据

经过在现场保护装置调取的数值以及调度中心监控后台采集到的记录,可知事故当日保护启动记录如表3所示。

2 原因分析

从10 k VⅡ段收集的谐波数据可知,10 k VⅡ段母线负荷运行时存在谐波电流,根据得到的系统最大运行方式下的短路容量和最小运行方式下的短路容量,可以对系统在谐波作用下的情况进行分析[2,3]。

根据GB 50227—2008《并联电容器装置设计规范》[4]的相关计算公式,发生谐振时的电容器容量可根据下式计算:

式中Qcx为发生n次谐波谐振的电容器组容量(Mvar);Qc为电容器的安装容量;Sd为并联电容器装置安装处的母线短路容量(MVA);n为谐波次数,即谐波频率与电网基波频率之比;A为串联电抗器电抗率;K为谐波电流放大倍数;B为电容器安装容量与谐振容量之比Qc/Qcx。

根据公式(2)计算,在系统最大和最小运行极端方式下,所对应的谐振容量和放大倍数如表4所示。

从计算结果可以看出,虽然1%的电抗率对于11次以下谐振下均使电容器组呈现容性,但在5次谐波下电容器组中的谐波电流放大倍数比较大,其他次谐波如3次、7次在110 k V欧东变电站的最大最小运行方式所涵盖的区域内,谐波电流放大倍数均比较小,可以不予考虑。

该变电站10 k V母线最大最小运行方式所对应的5次谐波谐振容量为9.18 Mvar和4.26 Mvar,而实际电容器组的投入容量为8.4 Mvar和4.8 Mvar,正好在最大和最小运行方式所对应的谐振容量的范围内,根据这一结果可以画出一个运行区域[5],并可看出大致的趋势,如图1所示。

1)在最大最小运行方式所对应的区域中,存在着两个5次谐波的并联谐振点,一个是投入电容器组容量为4.8 Mvar所对应的系统感抗;另一个是投入电容器组容量为8.4 Mvar所对应的系统感抗。

2)白天,当系统在以接近大运行方式的状态运行时,可能投入的电容器容量为4.8 Mvar或8.4 Mvar。

3)在投入4.8 Mvar时,由于系统是大运行方式,系统感抗值接近最大运行方式,因此此时的系统感抗与电容器组的容抗相差较大,运行比较安全,位于区间b。

4)当投入的电容器组容量是8.4 Mvar时,且系统运行在最大运行方式下,即运行在c区时,此时对于5次谐波的放大倍数为10.77倍,由于系统运行的方式是不断变化的,不可能永远保持在最大运行方式下,当系统由最大运行方式向稍小一些运行方式变化时,就会越来越接近8.4 Mvar这个并联谐振点,并有可能进入到并联谐振区域从而产生并联谐振,由于并联谐振是电流谐振,一旦电容器组与系统产生并联谐振,对谐波电流的放大倍数是无穷大,即不论原始谐波电流有多少,只要系统进入并联谐振区域,流过电容器组的谐波电流都会是无穷大。无穷大的电流流过电容器组,同时也流过电抗器,大的电流会在电容器组或电抗器上产生电压降落,则会首先在绝缘相对薄弱的地方引起绝缘损坏,此次电容器组所使用的电抗器的电抗率是1%,正常情况下电抗器的两极间耐受电压为63.5 V,当无穷大电流流过电抗器时,相对电容器而言,电抗器的绝缘裕度小些,因此问题就会出现在电抗器上。

5)如果系统运行在离8.4 Mvar有一定距离,即运行在b区,则此时电容器组与系统处在对5次谐波可能有放大,但放大倍数不是很大的状态,电容器组能够运行。

6)当系统由白天的运行状态向夜间的运行状态转移时,如果投入的电容器组容量是8.4 Mvar,则电容器组运行会安全,但此时投入的8.4 Mvar补偿容量相对于夜间的接近小运行方式是可能会产生过补偿的,因此,此时极有可能投入的电容器组容量会改变成4.8 Mvar,如果系统的运行方式离最小运行方式比较远且离4.8 Mvar对应的系统感抗也比较远(b区)时,此时的谐波电流放大倍数比较小,电容器组能够正常运行。但若系统随着时间不断进入到后半夜,电气用户逐渐减少,相应的运行方式逐渐逼近4.8 Mvar所对应的系统感抗甚至基本等于并联谐振所对应的系统感抗时,此时也会出现如前所述的谐波电流会被放大到无穷大,这时也会使电抗器或电容器出现各种问题。

7)由于白天的运行方式不会瞬变至夜间的最小运行方式,因此a区的情况发生的可能性比较小,除非在系统运行过程中有过将两组电容器组都切除的时段,系统运行方式才能够越过4.8 Mvar所对应的能够出现并联谐振的这个点而进入到a区。

总结:a区域系统小方式运行且投入电容器容量接近4.8 Mvar时,容易产生并联谐振;b区为安全区域,不会发生并联谐振;c区域系统大方式运行且投入电容器容量接近8.4 Mvar时,容易产生并联谐振,本次事故即存在于该区域。

3 事故仿真计算分析

通过以上分析讨论已知,110 k V欧东变电站10 k V系统与电容器组之间极有可能存在并联谐振情况,下面针对该变电站10 k VⅡ段电容器组与系统在并联谐振情况对谐波的放大进行仿真计算[6]。在最小短路容量方式下,只投入4#电容器组(4.8 Mvar)及在最大短路容量方式下,3#和4#电容器组全部投入运行这两种工况下有谐振发生,会对5次谐波进行严重放大,以下对此两种工况进行仿真。

3.1 工况1

工况1(Smin=142 MVA,Qc=4.8 Mvar)时仿真模型见图2,由仿真可以得出,当短路容量为142 MVA时,10 k VⅡ段母线只投入4#电容器组时,10 k VⅡ段母线的电流产生了严重的畸变,有很大的谐波电流流入系统母线,表5为投入电容器组前后的谐波数据对比。

A

从以上数据可以看出,5次谐波电流被严重放大,由于1%电抗器对低次谐波基本无滤波作用[7],所以,放大的5次谐波电流分别流入系统及电容器组,极易造成电容器组元件的损坏。

投入4#电容器组时10 k VⅡ段母线的频率-阻抗曲线如图3所示。从频率-阻抗曲线图很明显可以看出,250 Hz(5次)频率点非常靠近谐振点,当电容器组投入时,靠近谐振点的谐波全部严重放大,对电容器组造成了严重的威胁。

3.2 工况2

工况2(Smax=306 MVA,Qc=4.8+3.6=8.4 Mvar)时仿真模型如图4所示。

由仿真可以得出,当短路容量为306 MVA时,10 k VⅡ段母线3#、4#电容器组全部投入时,10 k VⅡ段母线电流也有很大的畸变,说明也有很大的谐波电流流入系统母线[8],表6为投入电容器组前后的谐波数据对比。

A

同样从以上数据可以看出,5次谐波电流被严重放大,放大后的谐波电流分别流入系统母线及3#、4#电容器组。

3#、4#电容器组全投时10 k VⅡ段母线的频率-阻抗曲线如图5所示。

从以上频率-阻抗曲线图很明显可以看出,250 Hz(5次)频率点也非常靠近谐振点,当3#、4#电容器组全投入时,会对5次谐波严重放大。

以上两部分仿真为系统在两种极端运行方式下的模拟,与真实情况存在一定的差异。

3.3 防范措施

通过对上述情况产生原因的解析,为预防类似事故的再次发生,可采取如下措施。

根据以上分析可知,当系统中存在n次谐波时,流入系统及电容器支路的n次谐波电流分别为[9]:

式中Isn为流入系统的n次谐波电流;Icn为流入电容器支路的n次谐波电流;In为n次谐波电流;n为谐波次数,即谐波频率与电网基波频率之比;XL为串联电抗器电抗值;Xc为并联电容器组电抗值;Xs为系统电抗值。为使Isn和Icn足够小,则需n Xs+(n XL-Xc/n)→∞,即(n XL-Xc/n)→∞,等同于n XL远大于Xc/n,也就是只要串入电容器组电抗器的电感量足够大,就可控制并联谐振点的位置,尽量避开谐波源中所包含的各次谐波[10]。针对该变电站的实际情况,只要将串联电抗率改为5%以上,基本可以避免出现5次谐波的放大,此时的3次谐波的放大倍数也在可耐受范围内。

4 结语

本文分析了一起110 k V欧东变电站并联电容器与系统发生并联谐振导致其串联电抗器烧毁的事故。根据设备运行情况和事故现场调查资料综合分析,对事故进行判断。给出系统在不同运行方式下投入电容器组时的谐振区间,用实例化仿真进一步阐明并联谐振时5次谐波电流被严重放大的情形,针对该变电站的串联电抗器参数设定提出了改进措施。

参考文献

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高压并联电容器 篇3

关键词：电网谐波；并联无功补偿电容器；谐波电流；电网维护；电气设备 文献标识码：A

中图分类号：TM531 文章编号：1009-2374（2015）19-0152-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.19.075

近些年来，电网谐波电流造成的危害越来越频繁，尤其是对并联无功补偿电容器的危害更为严重，甚至会造成电容器的烧毁，严重时会产生火灾，相关部门对此必须将电网谐波电流的抑制问题进行重视，找到解决此问题的措施并进行大力实施，要对此问题的严重性给予高度重视，以积极的态度面对此问题，以达到抑制电网谐波对并联无功补偿电容器的危害的目的，促使电网的安全运行，为人们的安全用电提供保障。

1 电网谐波电流的产生以及危害

1.1 电网谐波电流的产生

随着社会经济的不断发展，电力行业的发展也极为迅速，电网的分布范围也越来越广，而且在建筑业、工业等行业不断发展中，由于使用的电气设备数量的增加，对电网负载的要求也越来越高。在当今电网运行的过程中，由于出现过多的非线性负载，会产生谐波电流，谐波电流的不断叠加会造成电网中电流过大，对于无法承受大电流的电网以及电气设备会造成一定的

破坏。

1.2 电网谐波电流的危害

电网为人们日常生活、生产以及工作提供了可靠的电能，但是电网在运行中，电网谐波会对并联无功补偿电容器产生一定的危害。例如，在广西电网公司中，发生一起由于电网谐波对无功补偿电容器产生影响，导致电容器发生烧毁的情况，最后发展成整个电网瘫痪，对于广西电网公司造成了非常严重的损失，由此看出，电容器在电网运行过程中是必不可少的组成结构之一，当受到电网谐波电流的影响，就会使电容器产生额外的热量，电容器的温度升高增加了电容器的有功耗损，而且，对并联无功补偿电容器的使用寿命也将产生一定的影响，会加快电容器的老化。另外，电网谐波电流还可能使并联无功补偿电容器出现过负荷的现象，以至于电容器出现烧毁故障，对电网的正常运行造成极大的损失，对周边人群用电的可靠性、安全性也将带来一定的影响。

2 电网谐波方法机理

电网系统在发展的过程中，经过数次的改进和完善，主要是本着电网系统供电的安全性、可靠性为目的来进行完善，其中并联无功补偿电容器就是重要的应用设备之一，对提高电网功率因素的等效电路有着极大的作用（如图1所示）。

图1 等效电路图

图1中的I为电网谐波源所产生的谐波电流，XS为电网系统中的等效基波感抗，RS作为电网系统的等效电阻，IS作为电网系统的谐波电流，IC作为进入到并联无功补偿电容器的谐波电流。作者通过大量的实践证明，如果为了提高电网系统的功率因数而实施电容器无功补偿的话，虽然能够给电网系统带来一定的效益，但是，如果并联无功补偿电容器设置的参数与实际电网运行不符合的话，就会产生大量的谐波电流，甚至电容器的运行会放大谐波电流而产生谐振的现象，长期处在这种情况下运行，不仅会对电容器的使用寿命产生一定的影响，严重时甚至会烧毁电容器，造成电网谐波并联无功补偿电容器出现严重故障。

3 如何有效地抑制谐波电流

3.1 在并联无功补偿电容器中串联电抗器

通过以上的分析得知，谐波电流不仅对电网的损害极大，对电气设备也会造成一定的损伤甚至烧毁，对电网系统运行的安全性、稳定性等都造成极大的影响，因此，抑制谐波电流的工作也成为电网系统的重点工作。为了更好地抑制谐波电流放大对电容器造成的损坏现象，作者通过大量的实验寻找到既经济又实惠的可行方法，该方法主要是将并联无功补偿电容器中串接大小适当的空心电抗器。该方法在实施的过程中，主要是根据注入电网系统中的谐波次数、供电系统条件、补偿电容器参数以及限制指标等方面进行分析，再选择一个适当大小的电抗器串接到电容器中，提高并联无功补偿电容器的电抗率，从而有效地抑制谐波电流对并联无功电容器的影响。就现阶段电抗器的电抗率来说，主要分为12%、6%、4.5%、<0.4%四种，一般情况下并联无功补偿电容器中接入4.5%电抗率的配置，当然，具体的接入配置还需要根据实际情况来定，如果配网的三次谐波较大的话，为了提高并联无功补偿电容器运行的可靠性，应采用12%电抗率进行配置，从而达到抑制电网谐波的作用，避免或降低对并联无功补偿电容器的影响。

3.2 电抗器参数的选择

以上提到的抑制电网谐波对并联无功补偿电容器的影响，主要采取的是串联电抗器的方式，而对串联电抗器参数的选择非常关键，如果选择电抗率不适宜的话，就会造成串联的电抗器虽然花费了一定的资金，但是却无法起到更好地抑制谐波电流的作用，甚至增加电容器的功耗。串联电抗器能让谐波下的电容器回路总阻抗均显示为感性，这样才能从根本上消除电网中所产生的谐波，如果总阻抗为容性的话，就无法对电网谐波起到抑制的作用，要达到这个目的，必须进行电抗率的计算，主要计算如下：

P=MNc/x2

式中：P为串联到并联无功补偿电容器中电抗器的工频感抗；M为可靠系数，一般情况下可靠系数取1.1～1.4之间；N为并联补偿电容器的工频容抗；x代表可能注入电容器的最低次谐波次数。通过上式来计算出电抗器的电抗率，再结合《并联电容器装置设计规范（GB 50227-2008）》，可以确定不同的并联无功补偿电容器该需要多少电抗率的电抗器。

另外，还应注意串联的电抗器与补偿电容器额定电压存在的匹配问题，如果并联无功补偿电容器中串联电抗器的话，并联补偿电容器的端电肯定会升高，而在这个过程中，必须要考虑到《并联电容器装置设计规范》中对电容器运行电压的标准，同时，要严格按照《电力系统电压和无功电力技术导则》中对变电站母线电压的要求，必须保证串接电抗器后的电容器符合规范要求，同时还要确保变电站的母线电压在规范范围内运行，这样才能真正发挥出并联无功补偿电容器的作用，否则将会引发电网故障，造成更大的经济损失。

4 结语

综上所述，电网在正常运行的过程中可能会出现电网谐波，这种情况不仅影响了电网的正常运行，也对并联无功补偿电容器产生一定的破坏。通过本文对电网谐波对并联无功补偿电容器危害的分析，作者结合自身多年工作经验，以及自身对电网谐波危害的认识，主要从电网谐波电流的产生、电网谐波电流的危害、电网谐波方法机理以及如何有效地抑制谐波电流等方面进行分析，希望通过本文的分析，对提高电网的运行效率，确保并联无功补偿电容器的正常运行给予一定的帮助和

启发。

参考文献

[1] 肖志国，卢昌宏，宗恒秀，张柱石，高俊福.玉田寰宇铸造公司谐波治理及经济效益分析[J].电力电容器与无功补偿，2012，（3）.

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[5] 彭祥华，周群，曹晓燕.一种高精度的电网谐波/间谐波检测的组合优化算法[J].电力系统保护与控制，2014，（23）.

[6] 贾清泉，姚蕊，王宁，孟瑞龙.一种应用原子分解和加窗频移算法分析频率相近谐波/间谐波的方法[J].中国电机工程学报，2014，（27）.

作者简介：梁珂（1973-），男，广西电网有限责任公司玉林供电局工程师，研究方向：变电检修及管理。

高压并联电容器 篇4

一、故障的产生

电网变电所及大用户变电所的10KV高压并联无功补偿电容器常常发生故障。这些故障发生在不同变电所, 故障现象都是继电保护不平衡电压或差压保护动作, 开关跳闸, 检查后大多发现10KV高压并联无功补偿电容器组有一个或多个单只电容器熔丝熔断, 这类故障有时在同一变电所经常发生。

虽然这些故障发生在不同电压等级的变电所, 但不难发现其中有某些内在共同因素:这些变电所附近都有较强烈的谐波源, 或本身这个用户就是强烈谐波源, 谐波连续监测已确证了这点, 从而推断正是这些谐波“污染”源造成了这些高压并联电容器的故障。

1. 产生故障的原因

(1) 首先, 基本可排除是某些电容器的质量问题, 在发生故障的变电所, 多次更换试验合格的电容器后仍不断发生同类故障, 且特别发生故障的单只电容器呈现出无规则随机性的特点。

(2) 其次, 可排除是电网过电压造成电容器这类故障:测控装置的记录显示在故障发生时电容器所接系统电压无过电压现象, 保护动作记录也表明没有一次是过电压保护动作。

(3) 同一变电所和频繁发生这类电容器故障以前对比:电网结构和负荷性质与历史记录相比之下最明显的变化是变电所附近大多近几年新建一些大型用户变电所, 而这些用户都使用大量的大功率电力电子设备。这些都是谐波源。

二、理论浅析

从以上这些二十四小时实测数据中, 高次谐波确实存在, 而且我们发现其中三次、五次谐波成分含量较高、出现较频繁。

在一个理想的电力系统, 电能是以恒定频率 (50HZ) 和幅值的三相平衡正弦电压向用户供电。

在电网存在谐波时, 我们实际观察到的波形是畸变的, 曲线也呈锯齿状, 同一测试点一般表现为电流波形比电压波形畸变大。

电力系统中为了补偿负荷的功率因数, 提高电压水平, 在变电所或负荷点处常常装有并联电容器, 用于补偿无功功率。对于工频, 系统的感抗一般比容抗小得多。

1. 并联谐振注:In---电网中谐波电流源;Ls---系统等值电感

C--系统等值电容, 它是变电所补偿电容, 变电所出线电容与系统等值并联电容之和。

当谐波源电流注入变电所母线时, 在某一谐波频率下, 就可能发生并联谐振。令为等值电路的并联谐振频率, 由谐振条件

设为系统的短路容量, 为等值电容的容量, 为工频角频率, UN为变电所母线的额定电压, 则

显然如果谐波频率fn (n次谐波) 与fP相近, 变电所中就会发生并联谐振。

则由谐波注入点看进去的等值谐波电抗为 (2)

谐波电流的注入点的母线电压 (3)

谐振支路中电流分别为 (4)

当时, 很大, 变电所母线的谐波电压将很高, 同时谐振支路中谐波电流也很大, 从而可能造成电气设备因过电压和过电流而遭受损坏。

2. 串联谐振

当变电所靠近大的谐波源时, 在如图4的接线方式下, 将可能发生串联谐振。

当电容器投入的系统中有三次谐波电压分量存在时, 电压互感器二次侧感应出的三次谐波相位相同电压值互相叠加产生不平衡电压, 当系统中三次谐波电压分量大到产生的不平衡电压达到保护整定值时, 保护就动作跳开高压开关。所以在三次谐波电压分量含量较大的用户, 无功补偿的三相并联电容器会经常不平衡电压保护动作, 导致电容器无法正常投入运行。强行投入则很可能导致电容器发生故障。

三、解决方法初步探讨

1.对那些含谐波源的大用户的用户变电所内的谐振问题, 根据调整系统负荷分布或电路参数, 确能避免、减少恶性电气故障的发生, 调整系统负荷分布具体实施起来也比较容易, 投入成本少。

2.在实际运行中, 发生故障的电容器大多是不带串联电抗器的电容器组, 在发生电容器故障后, 针对这些电容器, 我们根据电容器容量匹配帮助用户安装了高阻抗电抗器组, 一方面提高了支路短路阻抗, 改变了并联支路参数, 避开谐振频率;另一方面阻止谐波成份进入电容器, 使谐波电压的压降大部分落在高阻抗电抗器上, 让高次谐波电流消耗在高阻抗电抗器上, 特别是阻止畸变电压尖峰波通过, 从而减少谐波对电容器的破坏, 起到一定的保护作用。

四、结语

大功率冲击性非线性负荷对电网的污染所带来的问题同环境问题一样可怕, 令人感到欣喜的是, 人们现在对谐波污染这种看不见的污染的重视意识上有了极大的提高, 对谐波的监测更严密, 对谐波的治理力度也大大加强了。

摘要：文章对电网谐波对高压并联电容器影响的现象进行剖析, 分析谐波测量数据, 初步探讨理论成因, 提出解决办法。

关键词：电网谐波危害,高压并联无功补偿电容器,谐振,消谐,并联滤波器

参考文献

[1]李令冬:《电能质量分析与治理技术现状及发展趋势》, 安徽大学电能质量实验室

[2]《国家电能质量标准》, 国家技术监督局

变电站并联电容器故障异常分析 篇5

电力电容器作为系统的无功补偿装置,能有效减少系统的无功输出,提高电网的输送能力,在电力系统的安全运行中发挥着重要作用。同时,电容器的损坏会造成电网无功不足,影响电网的安全、经济运行。本文对并联电容器常见故障进行了分析,寻找故障原因和处理方法。

1高压并联电容器在变电站的应用情况

目前我局管辖的110 k V及以上变电站共有65座,装设并联电容器260组,其中有框架式成套电容器组241套,集合式高电压并联电容器组19套。

据不完全统计,2015年1月至2016年9月,我局电容器因本体故障上报缺陷约有96条,占电容器类总缺陷72%,可见电容器本体故障率极高。

2并联电容器的结构及装置布置情况

以下以某220 k V变电站使用的无功补偿装置为例,对电容器单元的结构及并联电容器装置布置图进行简单介绍。某220 k V变电站使用的是由上海库柏电力电容器有限公司生产的BAM11/-334-1W型电容器单元组成的电容器成套装置,其结构及布置图如图1、图2所示。

3并联电容器常见故障分析

高压并联电容器组的故障主要分为电容器组本体故障和附属设备故障。根据对已上报的电容器组缺陷进行分析汇总可知,我局电容器故障主要表现为不平衡保护动作、电容量超标、熔断器熔断、本体或熔断器发热、串联电抗器故障等。

3.1不平衡保护动作

电容器单元的内部元件损坏后,将引起并联电容器组内电压分布和电流分布发生变化,导致电容器组某部位出现不平衡电压或不平衡电流。不平衡保护一般与电容器组的内外熔丝配合使用,作为电容器组的第一级或第二级主保护。

某220 k V变电站中,10 k V电容器组配置的是北京四方公司生产的CSC-221B保护装置,其采用的保护功能为三相式不平衡电流保护,电容器单元采用外熔丝保护。当电容器单元发生故障时,外熔丝将熔断切除故障,使电容器组缺相运行,导致不平衡电流产生,当不平衡电流达到整定值时,不平衡保护将动作切除整组电容器组。另外,当由于外熔丝质量不合格或整定值设置不合理等原因,故障电容器单元未被切除时,不平衡保护将作为后备保护动作,将整组电容器组切除[1]。

3.2电容量超标

电容量超标主要由以下原因导致:

(1)电容器组本身制造工艺,如电容器芯子卷绕圈数、聚合温度不符合要求。

(2)长时间运行导致电容器组绝缘下降。

(3)电容器单元内部熔丝熔断,切断故障元件,导致电容量不平衡。

据已上报缺陷分析,我局的电容器组出现电容量超标主要是由第三种原因造成的。

3.3熔断器发热或熔断

熔断器作为高压并联电容器的单台保护,其主要作用是切除故障电容器单元,从而确保其他电容器不受影响。然而近几年来,熔断器发热一直是造成电容器故障的主要原因。如果处理不及时,易引起熔丝过热熔断,造成电容器故障停运。

根据焦耳定律以及欧姆定律可知,当流过电容器的电流恒定时,接触电阻大是引起发热的主要原因。导体接触电阻与导体的材料性质、接触形式、接触压力、接触面积以及加工情况有关。经分析,熔断器发热主要有以下几个部位[2]:

(1)熔断器接头与电容器铝排连接处。由于螺丝紧固不良,导致熔断器接头与电容器铝排连接处接触面积小、接触压力小、接触电阻大而发热。

(2)熔丝上端与熔断器接头处。由于内外螺纹匹配不良,致使熔丝上端与熔丝座间留有间隙,接触压力小且接触面为铜铝接触面,接触电阻大而发热。

(3)熔丝过渡连接处。此处由于压接不良,接触压力小,压接处接触电阻大而发热。

3.4本体或触点严重过热

电容器组本体发热主要是由于过载运行所造成。当加载在电容器两端的电压超过其额定电压时,电容器处于超电压运行状态,这将导致电容器本体发热,严重时更会爆炸烧毁。

其次,电容器触点发热主要表现在电容器母排连接点上。与熔断器发热原理类似,造成母排连接点发热的主要原因是连接点的接触电阻值过大,主要包括以下两方面[3]:

(1)连接螺栓的紧固力度不够大。在安装电容器时,由于需要大量连接螺栓,若紧固螺栓时力度不够,会使螺栓出现松动进而致使电容器接触不良,以致在运行时出现发热现象。

(2)铜铝连接处出现氧化锈蚀现象。铜和铝的连接点容易发生锈蚀,这也会导致电容器接触电阻增大,从而引起发热。因此,可在连接点处安装铜铝过渡片。同时,在进行端子连接时应先用砂纸对出现的氧化锈蚀部位进行打磨,并在接触面上涂上一层导电性能好的防腐材料,减轻连接处的腐蚀现象。

3.5串联电抗器故障

在电容器回路中,串联电抗器的作用是限制合闸涌流和抑制高次谐波电流。当电抗器发生故障时,会直接影响电容器的安全运行。2015年1月,笔者所在变电站就发生过一起因电抗器匝间短路而造成故障烧毁,导致电容器不能继续运行的事故。下面将对常见的电抗器故障进行分析[4]。

3.5.1电抗器铁芯温度过高

造成电抗器铁芯温度高的原因一般有两个,一是运行时系统中的谐波电流通过串联电抗器使铁芯损耗加大而发热;二是铁芯设计与制作上采用了劣质硅钢片,导致铁损增大,损耗超标,温度过高。

3.5.2电抗器线圈运行温度过高

对于干式铁芯电抗器,其绝缘材料的温升数值应是在1.35倍额定电流下进行温升试验所得。若设定为低于1.35倍额定电流下的温升值,将导致当系统电压稍高或系统无功过补时出现温升过高现象。温度过高则会加剧绝缘材料老化,降低绝缘电抗器的耐压能力,长期积累甚至会烧坏线圈[5]。

3.5.3电抗器线圈绝缘损坏导致匝间短路

造成电抗器绝缘损坏的原因有以下几种:

(1)在并联电容器投切时,瞬间产生的过电流和过电压对电抗器线圈造成很大的冲击,使其绕组绝缘过热损坏。

(2)并联电容器在合闸过程中产生的合闸涌流以及系统中的高次谐波会形成串联谐振,导致电容器及电抗器上产生很高的过电压,对其绝缘造成很大的损害。

(3)高压断路器在分合电容器时瞬间产生的过电压,或开关断开后两相重燃产生更高的过电压,都会导致电抗器绕组匝间绝缘遭到很大损害,严重时更会烧毁线圈。

3.5.4电抗器保护缺失

在高压电容器配置的保护中,都是以保护电容器本体为主,对电抗器的保护基本不起任何作用。如某220 k V变电站中,对电容器采用的保护有三相不平衡电流保护、过电流保护、过负荷保护。根据公式:

式中,Ic为电容器回路电流;Us为电源电压;K为电抗率;Xc为电容器组容抗。

可知,当电抗器出现匝间短路时,其电抗率K随之减小,则Ic随之减小,当电抗器完全短路时,K=0,Ic最小。因此,为电容器设置的过负荷及相间短路引起的过电流保护,无法对电抗器保护起任何作用。

4针对电容器常见故障应采取的措施

(1)选购电容器时应严格把控采购环节,选购质量及制造工艺先进的电容器产品,配置结构可靠的熔丝保护。

(2)加强设备验收管理,防止设备质量问题遗留到生产运行中。设备验收时,应严格按照验收指导书逐项进行,运行人员应仔细检查设备外观及其附属部件有无明显缺陷,并做好相应记录。试验班组应根据设备性能对设备进行调试,检验各项指标是否达到规定的要求。

(3)在电容器组运行的过程中,结合红外测温,加强对外熔断器的检查,发现问题及时上报处理。在对电容器组外熔断器进行选型和安装时,必须依据设备要求,对外熔断器的型号、额定电压、额定电流以及额定分断能力进行考量,选择可靠性高且参数符合要求的外熔断器。

(4)安装熔断器时,必须按规范进行操作。紧固前应保证各连接处无锈蚀现象,并涂上防腐材料,紧固时尽量不要留有缝隙,以减小接触电阻。

(5)在电抗器选型时,应根据电容器参数和系统谐波类型进行综合考虑配置。另外,还需注意绝缘材料是否有足够的耐热等级,以避免电抗器绝缘介质过早出现热老化现象。

(6)设置电抗器端电压保护。采用专用的电压互感器跨接于电抗器两端,检测端电压变化情况,如出现电压过高或过低现象,保护装置应发出告警或动作信号,及时将故障隔离。

5加强电容器组的日常运行维护[6]

(1)运行人员应每月对电容器组及其附属设备进行定期巡视,检查电容器壳体、瓷套管是否有渗漏油现象,并利用红外成像仪对其进行全面测温,实时掌握设备状态。具体测温标准可参考表1。

(2)检修班组应定期对电容器及其附属设备开展检查维修工作,包括紧固螺栓,处理锈蚀部件,检查外熔断器工作状况,对于发热严重或有烧红痕迹的熔断器及时进行更换,清扫电容器外壳及其绝缘子部件等等。

(3)试验班组应在交接设备以及设备投运后定期对电容器及其附属设备开展试验工作,对电容量不合格或绝缘性能下降的设备提出更换申请。根据规定,当电容量低于5%或高于10%时,必须更换电容器单元。而在我局,对于更换值要求更严格,一般试验班组测量结果低于3.6%或高于7%就要求更换,从而确保设备稳定运行。

6结语

高压并联电容器组作为电力系统的无功补偿装置,具有十分重要的作用。因此,在日常工作中我们应高度重视电容器的运行状况,加强对电容器组的运行维护,提高电容器的使用寿命,保证电网可靠、安全运行。

参考文献

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