低压并联电容器

低压并联电容器（精选7篇）

低压并联电容器 第1篇

1 无功补偿算法优化的必要性

无功补偿是有效控制配电网线损的重要措施,其不仅可有效降低配电线路的线损,且对电力企业的经济效益而言也不容忽视。此外,有效的无功补偿还可降低配电线路的电压损失,进而提高用户的用电质量,增加配电网的功率因数。

在低压配电网中,一般电压都较低,而配网的电流较大,因此线损较大。为有效降低线损,最主要的方式即通过改变配电网开关的状态,以配网达到最小线损的方式进行控制。然而,随着配电网智能化趋势的不断输入,此方法必须对配电网进行实时重构,所以难度较大[2]。为此,将配电网并联一个电容器而满足负荷需要,进而达到有效降低配电网线损为有效方法之一。即在输电线路上并联安装电容器,不但可有效降低线损,且可增加配电网的功率因数,这将使配电网节点电压的质量得到提升,从而提高整个系统的稳定性。所以根据配电网闭环设计以及开环运行的特点,其负荷需要的有功和无功功率对需要通过节点与节点进行供应,如此在配电线上安装并联的电容器则可有效减少流经节点的无功功率分量,进而达到降低配电网线损的目的[3]。要实现这一目标,则必须对安装电容器的容量进行准确的计算,目前常用的配电网无功补偿算法分为近似算法和2n/(2n+1)算法两种。此算法均是在假设配电网导线型号相同、负荷均匀分布,且无馈线分支的基础下进行的,显然这种假设与实际有一定差距,是一种理想状态,因此计算的结果与实际的误差相对较大。如:在电容器无功补偿近似算法和2n/(2n+1)算法中,假设无功功率沿配电线路均匀分布,即将配电网当成梳状网,而实际配电网则是梳妆网,所以要应用该算法,就必须将实际的树状网精简成梳状网。在此基础上进行无功补偿的近似算法,工程上通常采用对单点补偿的2/3法则,在线路传输的有功功率不变的基础上,按无功补偿近似算法确定安装电容器组的最优补偿容量和最佳安装位置[4]。

鉴于此,有必要以配电网实际运行情况和网损最小为目的的基础上对配电网无功补偿算法进行优化,显然实现此种优化,即可有效克服上述两种算法的缺陷,普遍应用到各种复杂的低压配电网中。

2 网损最小无功补偿优化算法及应用

2.1 网损最小情况下无功补偿优化算法

以配电网线损最小为基础的无功补偿算法,即要将实际树状网看成作均匀分布的梳状网的方式。从实际出发,将配电线路沿线分布的无功功率看作是非均匀分布的,具体如图1所示。

此配电系统共计12个节点和11条支路,若在馈线中节点f=4位置安装电容器C,并设A为电源点和节点f之间的支路集合,则得出A为支路1,2和3。如此,在安装电容器C后,A中的支路电流将减小,而安装电容器后系统支路的无功电流即可通过公式导出,即

I${}_{ri}^{\text{Ν}\text{e}\text{w}}$=Iri+DiIc (1)

同时相应的安装电容器C后的无功电流产生的线损也会推算得出,即

${\rm P}{}_{Lr}^{\text{Ν}\text{e}\text{w}}={\displaystyle \sum _{i=1}(}{\rm I}{}_{ri}+D{}_i{\rm I}{}_c){}^{2}R{}_i$ (2)

在此基础上即可得出安装电容器C后降低线损的ΔP值。在此基础上要达到安装电容器C后线损降低的最大效果,即需使ΔP最大,而实际配电网无功功率造成的线损最小。反复将上述过程在配电网线路的各个安装电容器节点进行应用,即可得出所有节点安装电容器的容量和相应降低的线损值,待计算完毕后,通过对比分析即可得出最佳的补偿位置和电容器补充容量值。

2.2 网损最小的无功补偿优化算法应用

由上述基于配电网最小线损的无功补偿优化算法可知,其具有显著的可操作性。(1)将相应馈线的线路参数和运行参数输入对应公式中,计算相应的结果。(2)通过电网潮流计算得出各个支路补偿前的电流值。(3)从节点2开始依次计算各节点的最佳补偿容量和安装电容器后的线损。(4)选取降低线损值最大的节点为馈线最佳补偿位置,进而选择与此处最佳补偿容量最接近的电容器进行安装。(5)通过潮流计算确定其补偿后的效果[5]。具体计算流程如图2所示。

3 优化算法的仿真验证

为检验此种低压配电网并联电容器的无功补偿优化算法的有效性,选取某地区一12.88 kV的农网配电系统,该系统有37条线路,共33个节点,其总负荷为4 725 kVA+j2 300 kvar。此外,该配电系统的功率因数为0.898,配电网总网损为210.3 kW,其中由无功功率产生的线损为68.7 kW,系统中最低节点的电压值为0.887 6 pu,此低压配电网分别由185 mm、95 mm、50 mm、25 mm和16 mm,5种规格的铜导线组成。以网损最小为目标地的无功补偿优化算法进行相应的计算,得出结果如表1所示。

表1所示,节点28为最佳的无功补偿位置,电容器最佳的补偿容量为1 247 kvar。此时可达到如下效果,即将系统原有的线损值210.3 kW减低至149 kW,将系统中最低节点的电压值0.887 6 pu提升至0.903 7 pu,将系统原本的功率因数由0.898提高到0.987。根据上述计算结果在此低压配电线路上安装无功补偿装置,同时采用电网检测仪对安装前后电网的实际数据变化进行采集,并对比分析,结果显示通过无功功率补偿后,该配电线路功率因数明显增加,同时电压质量得到了有效改善,因此该方法可有效改善配电网性能[6]。

4 结束语

文中探讨的以配电线路线损最小为前提的无功补偿方法,与传统的低压馈线杆上无功补偿方式优势明显,其具有装置集中、设备利用率高、辅助设备少且投资小、便于维护和管理的优点,因而在配网特别是线路较长的农网中具有广泛的应用前景。此外,文中提出的确定最佳补偿位置及最佳补偿量的算法简明有效,可充分指导低压配网无功补偿的应用。

参考文献

[1]张秋雁,欧家祥.配电网并联电容器无功补偿优化研究[J]电力电气,2012,31(17):18-20.

[2]陈涛,高平,黄艳铃,等.低压配电网并联电容器无功补偿优化算法的研究[J].哈尔滨理工大学学报,2010,15(3):82-85.

[3]刘健,阎昆,程红丽.树状配电线路并联电容器无功优化规划[J].电网技术,2006,30(18):81-84.

[4]李景禄.实用配电网技术[M].北京:中国水利水电出版社,2006.

[5]刘连光,林峰,姚宝琪.机电一体开关低压无功补偿装置的开发和应用[J].电力自动化设备,2003,23(10):50-53.

并联电容器调压 第2篇

变压器和发电机调压只适用于系统没有产生功率可以平衡或者具有一定储备的时候, 不用添加其他的设备来调压, 其他系统中的无功功率不能满足需求, 就必须采取一些措施来使这些系统中无功功率的分布改变。设置电容器的无功电源在降压的变电所。这样降低了网络中的电压损耗, 利用无功补偿进行电压的调整, 它的效果与负荷和网络有着密切的关系, 高电压的网络中线路的阻碍比电阻大, 并且横截面积也很大, 因此, 在由于无功功率引起的分量所占的比重很大, 这时, 若采用并联补偿无功设备来调节电压, 会达到更显著的效果。而对低压的网络, 电阻导线横截面积较小, 这样负荷的功率也会相应地增加, 所以就不应当采用并联的补偿无功设备来调节电压的大小。

2 并联电容器对电压所产生的影响

并联电容器是配电网中比较常用的无功补偿设备, 起到的主要作用是:在强负荷条件下发出感性的无功功率, 来补偿所需要的, 这样可以减少感性无功功率在线路上产生的电压降落情况, 提高负电荷那端的电压值。通常用测量灵敏度的方法来分析无功补偿对节点电压的影响情况。因为灵敏度可以使人直观地表示因为节点无功的变化量所引起的系统电压变化量, 以便可以判断补偿的容量能否满足系统电压的要求, 因为无论以哪种无功补偿优化算法计算补偿容量, 都必须首先要确保系统所拥有的合格电压的质量。在研究中, 用并联补偿设备的无功调整量来控制以节10点电压的状态变量。

3 并联电容器调压效果分析方法和灵敏度方法的联系

灵敏度方法是通过雅可比矩阵求逆来求得系统节点电压对节点无功变化量的灵敏度的。我们可以应用灵敏度方法分析并联电容器的调压效果。实际上并联电容器供给的无功功率与电压的平方成正比的关系, 这样可以把无功补偿设备容量的调整量作为控制量, 但是这会使无功补偿以后的系统电压存在一定的误差。

本文所提出来的并联电容器调压效果分析方法是基于断面潮流, 对于母线系统的三种运行方式来说, 应该应用基于断面潮流和灵敏度的方法分别对系统投入的并联电容器补偿后的系统电压进行合理的计算, 对于补偿的节点来说, 基于断面潮流的方法计算精度高于灵敏度方法。虽然灵敏度方法可以较为直观地给出节点无功功率和节点电压之间的关系, 但是灵敏度方法提出了电网中所有节点的无功功率之间是相互独立, 没有一定的联系。但是, 实际的电力系统中, 这种情况是不复存在的。网络中某一节点设置了无功补偿容量之后, 不仅补偿了节点的无功功率的变化, 而且网络中其他节点的无功功率都产生了变化, 这说明了网络中各节点的无功功率间是相互影响的, 所以这就是灵敏度方法计算结果不准确的原因。

而对于基于断面潮流的方法虽然并不是所有的节点都高于灵敏度方法, 但是计算结果更接近于潮流计算的结果, 应用灵敏度方法计算补偿后的系统电压, 与补偿节点电气距离越近的节点, 它的电压计算结果的相对误差就越大。这与实际补偿系统的要求不相符, 因为并联电容器的补偿容量很小, 对距离补偿节点较远节点的影响可以忽略不计, 只需考虑它对与补偿节点电气距离较近的节点产生的影响, 这就要求对补偿节点及其附近节点的分析结果的准确性要较高, 其计算精度明显高于灵敏度分析法。

4 调压的新方法

本文提出了几种分析并联电容器调压效果的新方法:

1) 对于基于断面潮流的无功补偿可视为软件设计, 以便用户可以直观地看到并联电容器的无功补偿对系统电压的影响程度大小, 为无功补偿更加协调地操作奠定了更好的基础。

2) 将基于断面潮流的并联电容器调压效果分析方法和传统的灵敏度方法进行了一系列的分析比较。基于断面潮流的并联电容器调压效果分析方法计算补偿后的系统电压, 只需要在系统进行潮流计算的过程中记录下补偿之后的系统广义计算所需要的相应数值, 进行简单的叠加运算就可以得到补偿之后的广义计算, 这样一来, 计算量减少, 算法也更加容易。而灵敏度方法不能有效地适用于配电系统, 因为雅可比矩阵求逆的计算量很大, 而且配电网常常是病态的, 雅可比矩阵不可逆。

3) 在了解了电路以后, 应用电路的理论, 分析电容器投切的网络特性, 指出并联电容器投切实质上是改变了系统的网络参数。对并联电容器的调压效果进行分析, 它对电网其他节点的参数存在着很深的影响, 尤其是对与其电气距离较小的节点的影响更是不能忽视。系统中相邻的节点同时投入并联电容器补偿时, 调节过程中, 应该计算并联电容器的调节增量, 减少出现电压超出的现象。

4) 在并联电容器的有效补偿范围之内, 基于断面潮流方法的计算精度要高于灵敏度方法, 充分证明了基于断面潮流的并联电容器调压效果分析方法是可实施的。

摘要：电器电压是能够决定电能质量优劣的因素之一, 并联电容器的研究集中在计算补偿节点的参数上面, 忽略了对网络其他节点的影响。文章提出了一种分析方法具有更精确的灵敏度。只有了解确切的电容器对网络中每个节点的电压的有效补偿和影响程度的范围, 无功补偿才能更加协调地进行一系列操作。

关键词：电容器,电压,补偿

参考文献

[1]周雪茹.基于断面潮流的并联电容器调压效果分析方法[D].北京:华北电力大学, 2007.

[2]来美英, 来运梅.电力系统的调压措施[J].科技信息 (学术版) , 2006 (9) :457.

并联电容器串联电抗混装校核研究 第3篇

变电站并联电容器电抗率的选择主要基于限制涌流、抑制谐波的考虑。根据规程[1,2]规定, 当电容器串抗用于限制涌流时,电抗率宜采用0.1% ~ 1%;用于抑制谐波时,若背景谐波为5次及以上,电抗率宜采用4.5% ~ 5%,若背景谐波为3次及以上,电抗率宜采用12% 或4.5% ~ 5% 与12% 混装。随着电力技术特别是电力电子技术的发展,目前多数变电站的背景谐波都不能轻易忽视,但在具体设计中,缺乏具体节点的谐波资料,这为电抗率的选择带来了困难。设计中通常保守考虑,采用配置12% 串联电抗率的方式。该方式固然可以较好地限制谐波,但也造成串联电抗器自身容量大、损耗无功多、价格贵、经济性差的缺点。4.5% ~ 5% 与12% 混装的串联电抗率方案,在部分地区部分工程中已有采用,并被相关规程[1]采纳。混装方案相对全部采用12% 的电抗率,节省了投资、减少了电抗器自身的损耗。文章着重就并联电容器串联电抗混装方案的谐波放大与谐振计算进行梳理分析,整理出计算的公式结果, 对于配电网设计中常需要混装串联电抗器谐波放大与避免谐振校核提供便利。

1单台电容器谐波放大率及谐振点

电容器串联电抗器具有限制涌流和抑制谐波的作用,在电容器装置侧有谐波源时的电路模型等效如下图[3,4]:

根据等效电路图,n次谐波等效阻抗为:

谐波电流分别为:

式中:

n ——谐波次数;

In——谐波源的第n次谐波电流;

Xs——系统基波时的感抗;

Xc——电容器组基波时的容抗;

XL——电容器串抗基波时的感抗。

由于谐波源为电流源,且为线性阻抗,谐波电压放大率与谐波电流放大率相等,故由计算式(2)整理推导可得谐波电流、谐波电压放大率:

式中:s=Xs/Xc=QCn/Sd;K为电抗率(K=XL/XC);Sd为电容器装置接入母线处短路容量;QCn为电容器组容量。

当谐波阻抗计算式(1)的分子为零时,即从谐波源看入的等值阻抗为零,电容器装置与电网发生第n次谐波串联谐振,串联谐振点:

当谐波阻抗计算式(1)的分母为零时,即从谐波源看入的等值阻抗为∞,电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振,电容器并联谐振点:

2电抗率混装谐波放大率及谐振点

当设计中需要在变电站低压侧并联两台容量相同的电容器组,每台电容器串抗率不同时,需要进行谐波放大及避开谐振的相关计算,电容器回路串联电抗器简化线路及其等效电路图如下:

根据等效电路图,n次谐波等效阻抗为:

整理得:

两台电容器组并联后,两条电容器支路等效阻抗:

谐波电流分别为:

整理式(10)推导可得谐波电压放大率:

当谐波阻抗计算式(8)的分子为零时,即从谐波源看入的等值阻抗为零,电容器装置与电网发生第n次谐波串联谐振,混装的两个串联谐振点:

当谐波阻抗计算式(8)的分母为零时,即从谐波源看入的等值阻抗为∞,电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振,即

整理得

3工程实例

经过公式计算整理,在工程实践中利用简单的excel即可得到电容器串抗的谐波放大和谐振点,尤其是在系统设计阶段无法预先对电容器安装地点进行准确的谐波测量,保守方案采取对三次及以上谐波均进行限制的方式时,为混装电抗器的计算分析提供便利。某110 k V变电站工程计算如下。

对于平衡的三相系统偶次谐波已被消除,主要考察奇次谐波放大情况,投入一组电容器时, 串入不同电抗率时谐波放大情况如下表所示。

串联谐振点:

并联谐振点:

投入两组电容器时,两组电容器串抗率相同,谐波放大情况如下表所示。

投入两台串抗率相同的电容器组与投入一台电容器组时串联谐振点相同。

并联谐振点:

投入两组电容器,一台电容器组串抗率为5%,一台电容器组串抗率12%,谐波放大情况如下表所示。

串联谐振点:

并联谐振点:

将s、K1、K2代入计算式(16),解得得并联谐振点,n1=4.060 3,n2=2.718。

4结束语

在设计初期,当变电站处电网背景谐波较严重时两组电容器串抗率均取为12%,抑制三次及以上谐波,如电铁牵引站或为谐波较严重的工业用户供电变电站。当对于变电站背景谐波含量不十分明确时,保守考虑采用串抗混装方式控制对三次及以上谐波的放大,既节约投资也降低损耗。当采用串抗混装方式时谐波放大及谐振计算相对复杂,本文主要对设计中需要对电容器混装串抗后谐振及谐波放大率进行校核的公式进行整理总结,其中式(12)为串抗混装后谐波放大率计算公式,式(14)为串抗混装后串联谐振点计算公式,式(16)为串抗混装后并联谐振点计算公式,为工程计算提供便利。

摘要：在变电站低压侧并联两台容量相同的电容器组,且每台电容器串抗率不同时,需要进行谐波放大及避开谐振的相关计算,对电容器串联电抗混装情况的谐波放大率、串联谐振、并联谐振的计算及校核公式进行整理总结,为工程计算提供便利。

关键词：并联电容器,混装,电抗率

参考文献

[1]GB 50227-2008.并联电容器装置设计规范[S].

[2]纪雯.电力系统设计手册[Z].中国电力出版社.

[3]朱小军.变电站并联电容器组串抗率分析[C].重庆市电机工程学会2010年学术会议论文.

高压并联电容器组配套装置及应用 第4篇

一、断路器在高压并联电容器组上的应用

电容器在电网中的运行方式, 随着无功负荷及电网电压变化而变化, 因此电容器组用断路器的操作较为频繁, 为此必须解决好两方面问题: (1) 合闸时的频率、高幅值的合闸涌流给断路器带来的过电压、机械应力和机械振动; (2) 开断时, 电弧重燃给断路器及其他回路设备带来的重击穿过电压及绝缘冲击。故并联电容器除应满足一般的技术性能和要求以外, 还必须满足以下要求: (1) 合闸时, 触头不应有明显的弹跳和振动; (2) 分闸时不允许有严重的电弧重燃而导致的击穿过电压; (3) 应有承受合闸涌流的耐受能力; (4) 经常投、切的断路器应具有承受频繁操作的能力。根据目前国产断路器的生产情况, 要同时满足以上四点要求, 尚有难度, 例如真空断路器虽然适于频繁的操作要求, 但存在合闸弹跳和重燃问题, 必须加装氧化锌避雷器以进行防止过电压的配合、加装串联电抗器以降低合闸涌流倍数的配合。可见, 断路器在电容器组上的应用, 尚无法完成其独立开断的任务, 必须有其他配套设备进行补偿性配合。

二、串联电抗器在高压并联电容器组上的应用

为了限制电容器合闸过程中的涌流、操作过电压及电网谐波对电容器的影响, 大容量电容器一般应区分具体情况, 加装串联电抗器。其作用为: (1) 降低电容器组合闸涌流倍数及涌流频率; (2) 减少电网中高次谐波引起的电容器过负荷; (3) 减少电容器组用断路器在两相重燃时的涌流以利灭弧; (4) 抑制一组电容器故障时, 其他电容器组对其短路电流的影响; (5) 抑制电容器回路中产生的高次谐波及谐波过电压。可见, 加装串联电抗器对电容安全运行的重要性、对断路器顺利完成开断任务的必要性。但在实际应用中, 是否加装串联电抗器, 还要根据电容器的分组方式及安装地点的具体情况而定。比如装设在配电线路35kV农村变电所母线上的电容器组, 容量较小, 大多在2 000kvar以下, 一般没必要加装串联电抗器。但在下列情况下, 必须加装串联电抗器: (1) 采用“Δ”连接的电容器组; (2) 装设于一次变电站中容量较大的电容器组; (3) 变电站装有两组以上且频繁投切的电容器组; (4) 电容器投运时有谐波现象或因谐波引起电容器过负荷等。

三、放电装置在高压并联电容器组上的应用

电容器从电源断开时, 两极处于储能状态, 如果电容器整组从电源断开, 储存电荷的能量非常大, 必然在电容器两极之间持续保持着一定数值的残余电压, 其初始值, 即是电源电压的有效值, 此时电容器组在带电荷的情况下, 一旦再次投入, 将产生强烈冲击性的合闸涌流, 并伴有大幅值的过电压出现, 工作人员一旦不慎触及就有可能遭到电击伤、电灼伤的严重伤害。为此, 电容器组必须加装放电装置。根据标准规定, 与电容器连接的放电装置应能使电容器从电源断开后, 其剩余电压在10min内降至75V以下。高压成套装置用放电装置的选择和安装与低压成套装置用放电装置十分相似又略有不同: (1) 低压成套装置用放电装置通常有灯泡、带变压器指示灯和电阻三种形式。放电元件采用“V”形和“Δ”形连接方式, 多以“Δ”连接为推荐方式, 原因是任一相发生断线, 仍能转化成“V”形连接方式, 维持放电的不间断进行; (2) 高压电容器组通常除了在电容器内部接入放电电阻以外, 配套装置中还必须加装与电容器直接相连的放电装置。一般中小容量的电容器组, 放电装置可以采用相应电压等级的电压互感器, 2 000kvar及以上的电容器组, 多选用专用的放电线圈来完成。必须指出的是: (1) 如果采用电压互感器作为高压电容器组的放电线圈, 运行经验证明, 一般也可满足要求, 但不允许采用JSJW型电磁式三相五芯柱一次侧中性点直接接地的电压互感器, 因为当电容器开关分闸时, 线圈电感、电容器电容及对地电容三者将可能形成振荡电路, 即电压互感器铁芯中的电磁能经释放而产生振荡, 引发过电压的产生, 经实测其数值可高达电容器组电压幅值的五倍以上, 因此中性点接地的三相电压互感器不允许充当放电装置来使用, 如已经安装了这种电压互感器, 必须在中性点上串接高电阻或撤除中性线接地的工作方式; (2) 放电线圈的容量选择, 在充分满足其长期运行条件的前提下, 应尽可能避免容量过大, 因为容量愈大, 放电时间愈长, 电能消耗愈多。为减小放电线圈的电能损耗, 一般规定每kvar的电容器, 其放电线圈损耗不宜超过1W; (3) 一般采取单相三角形接线或开口三角形接线作为放电元件线圈, 并与电容器直接相连; (4) 电容器的放电装置必须完整、可靠, 绝对不允许在放电回路中串联熔断器及其他开关设备。

四、氧化锌避雷器在高压并联电容器组中的应用

为了限制电容器切断瞬时产生危险的过电压, 首先应考虑选择适合电容器频繁操作并无重燃的断路器作为开关设备。但如前述可知, 理想的断路器很难找到。比如适宜于频繁投切的真空断路器, 仍存在着电弧重燃问题, 一旦电弧重燃, 其对地电压将上升至四倍额定电压以上;相间电压将上升至二倍额定电压以上, 后果往往是电容器的绝缘强度遭到严重的冲击乃至损坏。因此, 在采用真空断路器作为频繁投切电容器组的开关设备时, 必须加装氧化锌避雷器作为过电压的保护措施。另外, 用于雷电过电压保护的阀式避雷器, 不允许作为电容器组的过电压保护来使用。原因是阀式避雷器的放电间隙在被雷电过电压击穿时, 工频续流仅仅维持半个周期的时间, 当工频电压过零点时, 间隙绝缘迅速恢复原状, 此电气特性对防止大气过电压是适宜的, 但如果把该类型的避雷器用于电容器组上, 在半个周期内, 电容两端的电压并无多大程度的下降, 放电间隙的放电电流必然会阻止放电间隙绝缘的重新恢复, 将可能造成避雷器爆炸的严重后果。目前, 国内外很多单位的运行经验和试验分析证明, 氧化锌避雷器在防止电容器组过电压保护方面性能突出, 但仍应注意以下几点: (1) 氧化锌避雷器的选择和安装, 应根据其连接方式、可能出现的过电压倍数、电容器的容量及校验涌流容量而定; (2) 10kV电压等级的并补装置, 氧化锌避雷器一般应接在“相—地”之间, 这种接线对避雷器的特性要求较高, 比如当发生一相接地故障时, 非故障相的两个避雷器必须经得起三相电容器积蓄的过电压冲击, 相间过电压的保护水平不得不受制于两个避雷器对地残压的代数和等, 这是该接线方式的不足之处。

五、熔断器在高压并联电容器组上的应用

目前, 国内外广泛采用电容器单台熔丝, 即对每台电容器均装有单独的熔断器, 用以防止电容器内部击穿、短路可能引起的油箱爆炸事故, 同时也使邻近电容器免受波及。单台电容器发生故障时, 熔丝的快速熔断, 可避免总开关的无选择性跳闸, 保证电容器组运行的可靠性、无功功率输出的连续性和系统运行电压的稳定性。熔丝保护结构简单、安全便捷、故障反应迅速、标志明显、易发现故障准确位置, 因此得到广泛应用。目前熔丝保护常采用喷出式和限流式两种: (1) 喷出式熔断器结构简单、价格低廉, 在故障发生时, 消弧管内部受电弧的强烈作用分解, 释放特殊气体以强力吹熄电弧, 同时靠自身弹力把电弧拉长, 增大弧阻, 以加速熄弧, 它对单台电容器的保护回路较为适宜, 但其极限开断容量较小, 因此当电容器容量大于开断容量时, 必须考虑加装各种限流措施; (2) 限流式熔断器的熔丝熔断后, 消弧管内的石英砂受到来自电弧的强烈作用, 立即产生很大弧组的绝缘, 以迅速灭弧, 具有熄灭较大电弧的能力, 但其结构较为复杂, 而且价格较贵。故在熔断器的具体选择应用中, 应从技术和经济两个方面平衡考虑, 根据具体情况选择。

摘要：阐述高压并联电容器组的配套装置断路器、串联电抗器、放电装置、氧化锌避雷器及熔断器的电气特性和实际应用中的配置问题。

低压并联电容器 第5篇

330 k V某变电站35 k V3号电容器组在2013年9月21日运行中电压差动保护动作, 电容器组35 k V进线62开关紧急跳闸使故障电容器快速从系统中切除。3号电容器组为室外敞开构架形式, 故障前电容器组为双星形不接地运行方式, 一组电容由84个电容单元构成, 每相由28个电容单元串并联组成, 其中每12个电容单元三并四串后再与另一串三并四串电容组并联组成一相。电容单元型号为:BAM12-334-1W, 额定电压为12 k V投运日期为2007年8月, 生产厂家为西安西电电力电容器有限责任公司。电容器组的外部保护为电流平衡保护与电压差动保护, 内部保护为熔断器保护。本次故障中电流平衡保护未动作, 其故障信号由35 k V3号电容器组C相电压差动保护装置发出, 动作电压为0.93 V, 电压差动保护装置设定电压动作定值为0.8 V, 显然此次故障电压差已超过保护动作定值, 经检查确认保护装置信息正确。

2 故障检查情况

2.1 试验情况。

故障电容器的接线原理图1所示, 电容器组各电容单元经外观检查无漏油、鼓包、变形、开裂等异常现象, 外观良好, 历次试验数据纵横比较均无明显变化趋势, 对3号电容器组进行了电容量、电感直流电阻, 电感量、绝缘电阻测试工作, 测试数据均在《输变电设备状态检修试验规程》和《电力设备预防性试验规程》规定合格范围内。本次测试中电容量标准负偏差最大绝对值为3.63, 负偏差最小绝对值为0.65, 无正偏差数据, 对A、B、C相电容单元电容量测试数据与其他两相及历次试验数据纵横比较, 发现C相第22号电容单元电容量标准偏差较其他单元有明显负变化趋势, 测试数据中A、B相数据均无明异常, 现将故障C相各单元电容量标称值、本次测试值及标准偏差数据列表如下 (见表1) 。

2.2 电容单元解体检查情况。

对电容量标准负偏差绝对值较明显的22号电容单元进行了解体检查如图2所示, 其内部由多个电容元件、熔丝、放电电阻、油纸绝缘、绝缘附件等构成, 对电容元件从上向下逐个检查发现第二片电容元件熔丝完全熔断, 图中白色方框区域为损坏电容元件, 该熔丝的可靠熔断快速切除了故障电容元件, 从而有效避免故障进一步扩大化。对损坏电容元件进一步解体检查, 该元件由两张铝箔极板中间夹多层聚丙烯薄膜绕卷压平而成, 展开铝箔和聚丙烯薄膜发现内部几层膜上有明显的电击穿点, 该击穿点损坏了两极板间的绝缘性能, 击穿电流使该元件熔丝快速熔断。

3 故障原因分析及处理

3.1 电容器故障原因分析

本电容器电压差动保护是通过检测同相电容两串联段上的电压作比较。设备正常运行时, 电容两段的容抗大小相等, 各自所承受的电压相等, 因此其电压差约等于零。而当C相22号电容单元中电容元件击穿损坏导致整个电容器单元的总电容量偏小, 使故障段的电容容抗发生变化, 由于电容分压中电压和电容量呈反比关系, 电容单元电容变小导致故障段电容承受的电压变大, 使两段承受电压不再相等而产生一个电压差ΔU, 当ΔU超过保护定值时保护装置动作发出跳闸指令使开关断开。

故障电容单元内部接线为15并3串方式, 对电容单元内部三组电容元件进行了电容量测试, 测试数据分别为81.801μF、86.964μF、85.246μF, 明显看出第一组数据偏低很多, 由内部接线方式可以估算出一个电容元件损坏引起整个电容单元标准偏差的大小, 一个电容原件平均电容量为5.79μF, 则15个元件并联后电容量为86.85μF, 其三串元件的总电容量值为28.95μF, 若去除损坏元件后单元总电容值为28.26μF, 则电容标准偏差为-2.4%, 这是理论计算所得数据, 但实际测试时综合考虑各误差影响后计算的标准偏差会超过-3%, 因此当电容器单元标准偏差趋向或超过-3%时应引起重视。

本次故障中导致62开关动作的原因是由于22号电容单元中电容元件损坏导致的, 那么是什么原因导致电容单元内部出现击穿损坏的呢?一般情况下电容器装置内部故障是由于制造工艺、质量缺陷、绝缘老化、过电压等原因, 使其中一个或几个内部元件击穿引起的。电容器在生产过程中油纸绝缘、油膜绝缘、绝缘附件、绝缘漆等在没有严格的真空干燥和浸渍处理情况下, 导致其内部存在微量的水份和气体存在, 在长期运行中电容内部温度慢慢升高使电容元件内部析出气体, 由于ε油膜>ε气体, 那么在同一电场作用下E油膜

根据以上测得的C相电容器单元电容量数据以及一次系统电压、电感感抗值进行计算验证22号电容单元内部元件击穿导致保护装置动 (计算中电感及电容的电阻影响不大则忽略不计) , 将图1进一步简化后得到图3所示。

根据测得的数据计算得:

电容器组上的电压:

带入数据得:UC=25242.82V

则放电电压互感器二次侧电压差为:

带入数据得:

压差保护的定值ΔU=0.8V, 由于ΔU34<ΔU<ΔU12则压差保护应可靠动作, 因此造成62开关跳闸动作, 理论保护动作与实际开关跳闸情况相符合。

3.2 电容器组故障处理

对C相偏差较大的22号电容器单元进行了更换处理, 其22号电容器单元匹配标称值为29.77μF, 实测电容值为29.73μF, 标准偏差为-0.13%, 符合规程规定值。更换后对C相放电电压互感器的二次电压差进行理论验证计算:

则放电电压互感器二次侧电压为:

带入数据得:

由于ΔU34'<ΔU12'<ΔU, 理论计算电容器组合闸供电后保护不动作, 可以正常投运, 将C相22号电容器单元更换后进行供电, 供电后未见异常现象, 到目前为止运行正常。

4 小结

本次并联电容器故障中测得电容器单元电容量标准偏差符合《输变电设备状态检修试验规程》规定值 (单台电容器电容量与额定标定值的标准偏差应在-5%~+10%) 。但是不符合在《DLT 840-2003高压并联电容器使用技术条件》中规定:单台电容器的实测电容值与额定值之差不超过额定值的-3%~+5%。应该以《DLT 840-2003高压并联电容器使用技术条件》中的电容量标准偏差合格要求依据, 判定22号电容单元超出合格范围, 应立即处理。

5 结束语

对于电容单元由于制造工艺及质量问题导致的内部故障只能进行更换处理, 那么对于其他电容器应如何防范发生此类问题, 建议采取以下几点措施, 进一步提高电容器健康、稳定运行水平。

(1) 应选择性能优良, 质量安全可靠的高原型电容器, 建造时严格把关制造工艺工序, 验收时应落实各项验收大纲规定的细则要求。

(2) 电容器组在日常巡视中若发现电容外壳膨胀变形、套管渗漏油、内部有异常放电声等不良工况时应立即停电进行详细检查, 待检查无异常, 故障处理完毕并且试验合格后方可投入运行。

(3) 定期检测计算每个电容单元电容量的标准偏差, 对于试验值接近标准偏差范围值时应加强跟踪监测, 对于试验值超过准偏差范围值时立即应进行处理, 以免扩大故障范围。

(4) 在电容器故障诊断时当本单位执行的规程要求与电容器技术文件或出厂要求规定值不一致时, 应按严格要求执行, 合理正确诊断设备故障点, 避免误判造成事故。

摘要：针对一起电压差动保护动作引起的构架式并联电容器故障, 通过电容器测试数据理论计算及电容单元实际解体分析指出故障原因, 并对损坏电容单元进行更换处理使其恢复运行, 同时从故障原因分析提出电容器选择及运维方面的一些防范措施。

关键词：构架式,并联电容器,故障分析

参考文献

[1]DLT 840-2003.高压并联电容器使用技术条件[S].

[2]Q/GDW168-2008.输变电设备状态检修试验规程[S].

低压并联电容器 第6篇

在我国,用投切电容器组来改善电网功率和电压质量的办法在电力系统中广泛采用[1]。电容器组投入系统时会产生过电压和涌流,过大的涌流会造成电力开关触头熔焊降低开关使用寿命,还有可能造成变压器绕组变形;而且过高的涌流会造成继电保护装置的误动,影响电力系统的安全性和可靠性。这种由电容器组投入时产生的的负面效应引起了越来越多的重视[2,3]。针对这种情况,人们提出了同步开关等相关技术理论[4],但由于目前我国广泛采用的微机保护控制器所控制的断路器不具有完成同步开关中的选相要求,使得同步开关技术的更换成本高,同时会对电网中其他未更换的保护设备造成影响。

针对这种情况,提出了在不改变原有微机保护装置的前提下,通过改进控制策略降低电容器组投入时的暂态过电压和涌流,从而提高电力系统安全性和可靠性。

1 微机保护装置投入电容器组时的暂态过程

电容器组作为一种重要的无功电源,在电力系统的电压调节和功率因数调节中得到了广泛应用。我国现阶段电容器组多采用微机保护装置控制。其工作原理如图1。

当微机保护装置控制投入并联电容器组时,三相线路同时闭合,分别在三相线路中产生1.1 p.u.～1.8 p.u.的过电压,如图2。

对于单相电容器,断路器在关合过程中,由于电容器上的电压不能突变,线路电感L与电容C间产生的电磁振荡会在50 Hz的系统电压上叠加一个振荡电压。单相电容器投入系统时的回路方程为:

$\{\begin{array}{l}L\frac{\text{d}i}{\text{d}t}+Ri+\frac{1}{C}{\displaystyle \int i}\text{d}t=\sqrt{2}U\text{s}\text{i}\text{n}(\omega t+\alpha )\\ i(0+)=0\\ u{}_c(0+)=0\end{array}(1)$

式(1)中R为线路等效电阻,L为线路等效电感,C为无功补偿电容器,ω为电网角频率,α为合闸时电源初始相角,U为电源电压有效值,uc为电容电压。由于线路压降很小忽略电阻R。对式(1)两边微分得并求解得回路中电容i和电压uc为:

$\begin{array}{l}i(t)=\frac{\sqrt{2}U\omega C}{L(\omega {}^2-\omega {}_n^2)}[\cos (\omega {}_n+\alpha )-\cos (\omega t+\alpha )+\begin{array}{l}\\ \end{array}\\ \frac{\omega }{\omega {}_n}\sin \alpha \sin (\omega t)](2)\end{array}$

$\begin{array}{l}u{}_c(t)=\\ \sqrt{2}U\left[\sin (\omega t+\alpha )-\sin \alpha \cos \omega {}_{n}t-\frac{\omega {}_n}{\omega }\cos \alpha \sin (\omega {}_{n}t)\right](3)\end{array}$

式中$\omega {}_n=1/\sqrt{LC}$为关合涌流角频率。可以看出投入电容器操作导致的涌流和过电压的幅值和暂态过程与电源投入时的相角有关,并且唯一极大值在区间[0,π/2]。

由于计算过于复杂,为了分析电源投入初始相角α与涌流、过电压之间的关系,采用Matlab对系统进行仿真。系统参数为系统电源:100 MVA,35 kV,50 Hz 变电站补偿电容容量1.5 Mvar用户变压器:35 kV/10 kV(在以下描述中均以此作为模型)。

α=0与α=90°时的涌流与过电压仿真结果如图4。 由图4可知,过电压在最坏的情况下,即电容器投入时电源电压相角为90°附近时可以达到接近1.88 p.u,而电容器在电源电压相角为0°时投入,电压波形基本没有震荡,且最大过电压之在[0, π/2]区间内正比例变化。

表1中列出了在不同电源相角投入电容器时所产生的最大过电压与涌流的值

可以看出,投入电容器最佳时刻在系统电压过零点,且随着相角的增大过电压和涌流逐渐增大。需要注意的是,在母线电容器组与用户侧电容器组的影响下,系统的最大暂态过电压在90°附近,并非在固定的90°相位,即震荡过程出现的峰值将有所不同,表1并不唯一,详细分析请见参考文献[5,6]。经多次测试,在所选的参数下,电源投入相角为85°时,暂态过电压将达到最大值1.88 p.u。

2 微机保护控制策略

在微机保护装置中,由于不能单独使每一相电容器投入时都在电压过零点投入,所以必须要综合考虑三相线路上的过电压与涌流值。在实际工作中越大的过电压和涌流对电力系统造成的危害越大,所以在系统无法实现分相同步的前提下,希望三相线路中最大的过电压和涌流值要尽可能小。如式(4),式(5)。

U=min[max(Ua,Ub,UC)] (4)

I=min[max(Ia,Ib,Ic)] (5)

图5以图3系统为标准画出了电容器组在不同时刻投入A、B、C三相最大过电压,图5中横坐标表示电容器组投入时A相相角。纵坐标表示该相角下投入电容器在母线上的最大过电压。

可以看出,根据式(4)中max(Ia,Ib,Ic),A、B、C三相中最大过电压值构成的曲线如图6所示。

根据式(4),期望的U=min[max(Ua,Ub,Uc)]为该曲线的最小值。显而易见,在以上系统中时刻α=55°、115°、175°、……,其值达到最小,既任一相电源电压相角为55°或235°。根据式(5),涌流分析过程与过电压一样,其结论也是在时刻α=55°、115°、175°、……,浪涌值达到最小。由此可见,最佳合闸点即在任一相电源电压相角为55°或235°,如图7中S1、S2、S3处。此时系统所承受的最大过电压值,约为最坏情况下的87.7%,对电容器及该线路上的其他用户损害减小。同时还降低了微机保护系统在合闸时由于过电压、涌流干扰产生误动作的可能性,提高整个系统的可靠性。

优化后关合相角α=55°时与优化前最坏情况下α=85°刻合闸三相过电压和涌流效果对比如图8。

以上是以中性点接地的电容器组研究的,电力系统中常用的电容器组还有:中性点不接地、三角形连接两种如图9。

在中性点不接地的情况下,电容器组的中性点电压为三相电压平均值,因此对于中性点不接地的情况与中性点接地时一致。但对于三角形连接,其控制策略则发生变化。在此连接方式下,某电容器的电压为两相电压之差,电容器之间相位差仍为120°,比3个相电压各超前30°。因此,其最佳合闸点在时刻在α=25°、85°、145°、……,其值达到最小,既任一相电源电压相角为25°或115°关合,如图10中S1、S2、S3处。

3 断路器闭合过程

由以上分析可知,采用上述关合策略可以有效的减少并联电容器组暂态过电压和涌流。现以1节模型,星型中性点接地并联电容器组说明该策略下开关的关合动作说明,如图11所示。

图11中,tc为关合指令输入时刻, t0为A、B、C任一相参考电压零点,tclose为开关合闸时间,tm为开关触头接触时刻,f为电源频率,tp为选择的目标关合相位(根据不同的系统而不同,以2.1节模型,图9为例tp关合相位为A相235°)。当就地或远地随机合闸命令输入时,微机保护控制器在tc时刻确认操作命令,并与下一个t0点同步,由断路器关合时间tclose获得相应延时合闸时间为:

$t{}_d\left[\frac{1}{6f}-(t{}_{\text{c}\text{l}\text{o}\text{s}\text{e}}-t{}_p)\text{m}\text{o}\text{d}\frac{1}{6f}\right](6)$

式(6)中tw为微处理器执行计算所需时间。微机保护控制器延时td后,出发合闸线圈,获得开头在tm闭合,实现以上关合策略。同时控制器测量线路电流,获得实际关合时间tm。原理同上,在三角形连接的电容器组的延时合闸时间为:

$t{}_d=\left[\left(\frac{1}{6f}+\frac{1}{12f}\right)-t{}_{\text{c}\text{l}\text{o}\text{s}\text{e}}-t{}_p)\text{m}\text{o}\text{d}\frac{1}{6f}\right]-t{}_w(7)$

实际上由于外界因素的影响, 例如环境温度的变化,元件老化及其他一些难以预计的因素, 开关的动作时间会有一定的分散性, 可能不能达到预定的同步关合效果。 此时需要一个闭环控制系统,不断地修正tclose来补偿外界因素引起的开关动作时间的变化。

4 结语

研究了电力系统中三相电容器组在投入过程中产生的暂态过电压和涌流现象,并在现有微机保护系统的基础上,在不改变外部设备和节约资源的优势下,经过分析与Matlab仿真得出了电容器组微机保护设备中最优合闸点,从而改进了微机保护的控制策略,降低了在投入并联电容器组时暂态过电压与涌流对线路其他用户的影响,同时也减小了微机保护装置误动作的风险。仿真结果表明,采用新的控制策略后,电容器组在投入过程中所产生的暂态过电压、涌流值较之前的最坏情况减少了约12.4%,最大限度地减小了由暂态过电压、涌流值引起的电力系统损害和不稳定性,提高了电力系统的可靠性。

参考文献

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[5]郭丽娟,梁小冰.10kV电容器组切换在用户侧产生的电压放大现象.电网技术,2003;27(2):21—24

低压并联电容器 第7篇

1 谐波对并联电容器的影响

1.1 谐波对电容器绝缘层的影响

电容器的容抗值随频率的变化而不同。其有功损耗主要是介损,可表示为:

式中Uc1为电容器上的基波电压,Ucn为电容器上的n次谐波电压。

由于谐波的影响,电容器介质中附加了有功损耗为当谐波含量较高,谐波电流增大时,电容器的损耗功率加大,导致电容器发热,绝缘老化。绝缘介质的工作温度每升高8℃,其寿命就减低一半[2]。因此当谐波电流和电压存在时,会缩短电容器的使用寿命。

1.2 谐波导致电容器过电流和过负荷

当电力系统电压波形有畸变时,可以对一个周期的波形进行傅里叶变换,分解为50Hz的基波与其他整数倍频率的高次谐波。电容器两端电压有效值Uc可表示为:

流的有效值Ic可表示为:

式中,Xcn为n次谐波电容器容抗值,Xc1为基波电容器容抗值,Ic1为通过电容器的基波电流值。

电容器输出无功容量QC为:

通过式(2)~(4)可以看出,当电网存在谐波时,电容电流有效值和电容器输出无功容量的增长比电压有效值的增长要快,当谐波次数较高时,这种情况将更为明显。电网中的谐波电流以5次、7次、11次、13次为主,其他次的谐波则相对较小。以系统中仅包含基波电压和5次谐波电压为例,假设基波电压等于电容器的额定电压UN,5次谐波电压畸变率为20%,由式(2),(3)计算可知电容器电压有效值为1.020UN,但通过电容器的电流有效值达1.414IN。若系统包含基波电压和7次畸变率为20%的谐波电压,电容电压有效值仍为1.020N,电容器电流有效值为1.72N。国际电工委员会IEC对电容器过载能力规定为:在电压有效值不超过1.1UN,电流有效值不超过1.3IN时可连续运行。电容器对谐波次数和谐波电压畸变率的改变相当敏感,系统发生谐振时,电容器可能产生较大过负荷电流,甚至引起电容器损坏。

1.3 并联电容器对谐波的放大作用

电容器的投入可能会在电力系统中产生更高次的谐波畸变,对系统及其它电气设备造成危害,也可能使电容器在谐波过电压的作用下损坏[3]。电路模型见图1所示。

其中:Vs为系统电源电压;Rs为系统等值电阻;Ls为系统等值电感;C为电容器电容值;Ic为电容器投入后的电容电流;Vbus为电容器所在的母线电压。

电容器接入系统以后,电容器电压Vc与母线电压Vbus可表示为:

当高次谐波下发生谐振时,

其中,ωr为n次谐波谐振时系统角频率,且有ωr=nω1,1ω为基波角频率。

式中,qn为放大倍数。由式(7)可见,即使很小的高次谐波电压,若其频率等于或接近谐振频率时,电容器电压也会被放大qn倍,谐波电压与电容器上的基波电压叠加后,使电容器电压有效值增大,并增加电压峰值,导致电容器中局部放电不能熄灭,使电容器损坏或熔丝熔断。

2 抑制谐波对并联电容器不利影响的方法

为防止系统中谐波对电容器安全运行造成影响,应从管理和技术两方面着手应对。一方面对大容量非线性负荷加强管理,对产生较大谐波污染的用户,要求用户加装滤波装置。在新建和扩建的非线性负荷接入公用电网前,必须对其进行电能质量影响的评估,以便在用电设计中同步实施治理措施,防止电网遭受进一步污染[4]。另一方面采取技术措施降低谐波源中的谐波分量,把谐波电压畸变率控制在国标限值之内。

2.1 降低谐波源的谐波含量

通过对谐波源采取措施,最大限度地避免谐波的产生,从而提高电网质量,这是一种比较经济的方法。可采取的具体措施有:

(1)增加整流器的脉冲数:整流器是电网主要谐波源,其产生的特征谐波可表示为:

式中:n为高次谐波次数;K=1,2,3……;p为整流装置的输出电流波形的脉冲数。

各次谐波电流值为:In=I1/n(9)

式中:In为n次谐波电流;I1为基波电流。

从式(8)、(9)可知,随着脉冲数p增加,装置输出的谐波次数n也相应增大,而n次谐波电流将减少。例如:可将6脉冲整流装置设计成12脉冲或24脉冲,增加整流脉冲数,可平滑波形,减小谐波电流含量。

(2)脉宽调制法:采用PWM技术,在所需的频率周期内,将直流电压调制成等幅不等宽的系列交流输出电压脉冲,使需要消除的谐波幅值为零、基波幅值为给定量,达到消除指定谐波和控制基波幅值的目的。

(3)三相整流变压器及电力变压器采用Y/Δ或Δ/Y的接线方式,这种接线方式可使3n(n为正整数)次谐波电流在△接线的一次绕组中形成环流,不会注入到电网中去,这是抑制高次谐波最基本的方法。

2.2 在谐波源处吸收谐波电流

采用交流滤波器就近吸收谐波源产生的谐波电流,是抑制谐波的一种有效的措施。

(1)无源滤波器:无源滤波器安装在电力电子设备的交流侧,由电力电容器、空心电抗器、电阻器通过适当的组合而成,与谐波源并列运行,通过LC电路的谐振原理,滤除高次谐波电流,吸收畸变率较大的高次谐波。这种滤波器具有结构简单、投资少、运行可靠及维护方便等优点,目前应用较为广泛。但无源滤波器也存在着滤波易受系统参数的影响、滤波性能差、对某些次谐波有放大作用等缺点。

(2)有源滤波器:早在70年代初期,日本学者就提出了有源滤波器APF(Active Power Filter)的概念,其基本原理是从补偿对象中检测出谐波电流,同时产生出一组和系统谐波幅值相等,相位相反的谐波补偿电流,这样可以抵消掉系统谐波,使电网中只含有基波分量。其优点是能对频率和幅值都变化的谐波进行跟踪补偿,反映动作迅速,滤除谐波可达到95%以上。缺点为价格高,容量小,运行可靠性也不及无源滤波器。

目前在容量大且要求补偿细致的地方一般使用有源加无源混合型滤波,用无源滤波器进行大容量的滤波补偿,用有源滤波器进行微调。两者结合使用时,可使整个系统获得良好的动态跟踪补偿性能。

2.3 防止并联电容器对谐波的放大

并联电容器在一定的参数下会对谐波起放大作用,危及电容器本身和附近电气设备的安全。若在电容器回路串接电抗器,选择电抗值使LC串联回路对谐波源呈感性,可抑制谐波放大现象。对不同电网背景下的谐波抑制,应根据情况选取不同的电抗率来配置:当抑制3次及以上谐波时,可配置12%电抗率,或4.5%~6%与12%两种电抗率进行组合;当抑制5次及以上谐波时,可配置4.5%~6%电抗率;当抑制7次级以上谐波时,可配置3%电抗率[5]。

需要注意的是电抗器的选择要针对本地区电网谐波情况来考虑,若选择的电抗率不恰当,还会放大某些次数的谐波,产生负面效果。例如电抗率6%的电抗器对3次谐波有明显的放大作用,若当地的3次谐波含量较高时,错误的选择电抗率可能会导致谐振。因此,对新建变电站电容器串联电抗器要结合当地电网背景进行选择,不能与电容器随意组合,有条件时应在投运前进行现场测试,根据实验结果进行调整。此外,对已投运的电容器,若电抗率选择合适,不得随意改变电容器容量,若电抗率选择不合适,应及时更换合理电抗率的串联电抗器。

3 结语

电力系统中谐波对并联电容器的运行影响较大,高次谐波导致电容器过电流和过负荷,使电容器发热,绝缘老化缩短使用寿命,而并联电容器也会引起系统谐波电流和谐波电压的放大,对电容器本身及其附近的电气设备造成威胁。对谐波的抑制可从管理和技术两方面入手,对大容量非线性负荷用户加强管理的同时,采取措施降低谐波源谐波含量,通过有源或无源滤波器吸收谐波电流,在电容器回路中串接电抗率合适的电抗器等方法限制系统谐波对并联电容器的不利影响。对谐波污染较严重的地区,并联电容器还可装设具有谐波监视分析和谐波保护的装置,确保电容器与电力系统可靠运行。

摘要：本文阐述了电力系统中谐波对并联电容器的影响,对谐波造成的危害及电容器对谐波的放大作用进行了分析,给出了抑制谐波对并联电容器不利影响的几种方法。

关键词：并联电容器,谐波放大,谐波抑制

参考文献

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[4]吴杰,刘健,卢志刚.基于Matlab的电力系统谐波评估研究[J].继电器,2006,34(22):14～17.