电容器组范文第1篇

【关键词】电容器组 ，电抗器 ，作用

【 abstract 】 capacitor set of serial reactor is supporting set off in order to limit the current and limiting harmonic two purposes, is to reduce capacitor set off in produces in the process flow and flow of multiple frequency to the influence of the capacitor set; Can limit operating over-voltage, filter out designated higher harmonic, at the same time, other times suppress harmonic amplifier, reduce the power of the voltage waveform distortion.

【 key words 】 of capacitors, reactor, role

中图分类号：TM411+.4文献标识码：A 文章编号：

电抗器的特性

1、铁芯电抗器

噪声大、电抗器线性度差、能引起漏磁、局部过热，易发生磁饱和，烧毁线圈。系统过压、过流和谐波的影响，致使铁芯过饱和电抗值急剧下降，抑制谐波的能力下降，抗短路电流能力低。干式铁芯式电抗器除上述缺点外，还不能在室外运行。

2、干式空芯电抗器

干式空心电抗器结构上不用任何铁磁性材料，因此，线性度大大优于铁芯电抗器，应该首选。但由于没有铁芯，绕组中通过单位电流所产生的磁通较小，所以体积较大。再有空心电抗器附近存在磁导体的话，将使电抗值升高，在正常情况下电抗器的磁通在空气中形成回路，但安装场所屋顶、地面、墙壁、围栏等如有铁钢等磁性材料存在，则会在其中引起发热，因此空心电抗器在安装时对周围物体有一定距离要求，同时为避免相邻两组电抗器相互影响，同样也需要保持一定距离。

3、半芯电抗器

半芯电器是介于铁芯电器和空芯电抗器之间的一种新型电器，在空芯电抗器绕组内加上不闭合磁路的铁芯，使半芯电抗器具有铁芯电抗器和空芯电抗器的优点。组成全新的半芯电抗器，半芯电抗器线直径比空芯电抗器直径小20% 电抗器损耗低25%，线性度接近于直线，阻抗不随电流增加而减小，噪声低于50db。便于在柜内安装，是无功补偿比较好的串联电抗器。

串联电抗器的选型原则

用电企业都有自身的特点，对设备有不同的要求，干式电抗器有噪音小、电抗器的线性度好、机械强度高、安装简单等特点；油浸电抗器损耗小、占地面积小、线性度不好、噪音大。因此，采用什么样的电抗器应综合考虑。串联电抗器主要作用是抑制谐波、限制涌流和滤除谐波。电抗率是电抗器的主要参数，电抗器的大小直接影响它的作用。

高次谐波对电容器组的危害

由于容抗与电源频率成反比，当高次谐波电压作用于电容器组上时，因高频率谐波使电容器容抗减小，所以通过电容器内的电流增大；换言之，此时，在基波电流的基础上又增添了电流谐波分量，这样波形势必发生畸变，结果使系统阻抗产生谐波过电压叠加于原电压上，造成电压波形畸变放大。同时，通过电容器组的电流还与其电容量有关，容量愈大，容抗愈小，进而使电流更大，故在投入大容量电容器组时，上述畸变过电压更为严重。谐波过电压不仅会使系统电流、电压的波形发生畸变，而且还会造成：

电能质量变坏。

电气设备损耗增加。

电气设备出力降低。

绝缘介质加速老化。

影响控制、保护、检测装置的工作精度及工作可靠性。特别是因高次谐波激发引起谐振的情况下，极易导致电容器过负荷、发热、振动及异常噪声直至最终被烧毁，同时还可能引起过流保护误动作、熔断器熔丝熔断、电容器组无法合闸等事故或障碍。尤其当电容器组距离谐波较近处，所造成的后果更为严重。为此，实施技术手段对谐波进行抑制非常重要，常用的方法比如采用串联电抗器、加装滤波装置。我们通常采用谐波滤波装置对3次谐波进行抑制，采用串联电抗器对5次及以上谐波进行抑制。

串联电抗器作用

抑制高次谐波危害

电网在运行时不可能没有谐波，很多电气设备和用电设备在运行时都会产生谐波，只不过一般情况下对电网波形影响不大，不会危及正常的供电和用电，但某些情况则不同，如变压器铁心饱和、电弧炉炼钢，大型整流设备，都会对电网带来严重的谐波干扰，影响供电质量，因此必须加以治理。为了回避谐波的影响，必须采取消除谐波影响的措施，其中一条重要的措施就是在电容器回路中串联一定数值的电抗器，即造成一个对n次谐波的滤波回路。实际运行中，各变电站普遍采有在回路中串联12%电抗构成3次谐波滤波器，12%电抗率的含义是指串联电抗器的感抗值为该回路电容器容抗值的12%，而用串联6%电抗构成5次谐波滤波器。不正好采用11%和4%，而是稍大一点，目的是使电容器回路阻抗呈感性，避免完全谐振时电容器过电流。当变电站母线上具有两组以上电容器组，且既有串联大电抗的电容器组又有串联小电抗的电容器组时，电容器组的投切顺序是一个应该考虑的问题。投切顺序不合理可能造成不良后果。由对谐波电流的分析可知：当电容器回路呈电感性时，电容器回路和系统阻抗并联分流，可使流入系统的谐波电流减小。当电容器回路呈电容性时，由于电容器的“补偿”作用，电容器回路在谐波电压作用下，将产生的谐波电流流入系统，这时将使系统谐波电流扩大，并使母线电压波形发生畸变。

降低电容器组的涌流倍数和涌流频率

降低电容器组的涌流倍数和涌流频率，以保护电容器和便于选择配套设备。加装串联电抗器

后可以把合闸涌流抑制在1+电抗率倒数的平方根倍以下。通常要求应将涌流限制在电容器额定电流的20 倍以下，为了不发生谐波放大，要求串联电抗器的伏安特性尽量为线性。网络谐波较小时，采用限制涌流的电抗器；电抗率在0.1%－1%左右即可将涌流限制在额定电流的10 倍以下，以减少电抗器的有功损耗，而且电抗器的体积小、占地面积小、便于安装在电容器柜内。采用这种电抗器是即经济，又节能。

提高短路阻抗，减小短路容量，降低短路电流

无功补偿支路前置了串联电抗器，当出现电容器故障时，例如电容器极板击穿或对地击穿，系统通过系统阻抗和串联电抗器阻抗提供短路电流，由于串联电抗器阻抗远大于系统阻抗，所以有效降低了电容器短路故障时的短路容量，保证了配电断路器断开短路电流可能，提高了系统的安全、稳定性能。

减少电容器组的投切涌流，降低涌流暂态过程的幅值，有利于接触器灭弧

接触器投切电容器的过程中都会产生涌流，串联电抗器可以有效抑制操作电流的暂态过程，有利于接触器触头的断开，避免弧光重燃，引起操作过电压。降低过电压的幅值，保护电容器，避免过电压击穿或绝缘老化。

减小操作电容器组引起的过电压幅值，避免电网过电压保护

接触器投切电容器的过程中都会产生操作过电压，串联电抗器可以有效抑制接触器触头重击穿现象出现，降低操作过电压的幅值，保护电容器，避免过电压击穿或加速绝缘老化。

电容器组范文第2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：

电容器组范文第3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：

电容器组范文第4篇

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）.

电容器组范文第5篇

关键词：并联电容器组；不平衡保护；电压差动保护；桥式差电流保护

中图分类号：TM53文献标识码： A 文章编号：

近年来，随着我国风力发电业的不断发展，大范围高压输电网络逐渐形成，系统对无功功率的要求也日益严格。目前，我国风力发电升压变电站中普遍采用在35kV母线上安装动态无功补偿装置，而并联电容器组作为该装置的一个组成部分，对调整电压和降低线损起着非常重要的作用。

本文拟结合35kV并联电容器组在风电场中的应用，对电容器组的接线、保护方式进行了探讨，以提出合理的保护配置方案。

电容器组的接线方式

电容器组的接线通常分为三角形和星形两种方式。此外，还有双三角形和双星形之分。

三角形接线的电容器直接承受线间电压，任何一台电容器因故障被击穿时，就形成两相短路，故障电流冲击很大，如果不能迅速切除故障，故障电流促使绝缘介质发生分解产生气体，使电容器油箱发生爆炸，并波及相邻的电容器。现阶段，这种接线方式已很少应用，仅在380V系统中有少量使用。

双星形接线是将两个电容相等的星形接线方式的电容器组并联成一个大的电容器组，两组星形接线的电容器中性点之间连接一台小变比的电流互感器。这种接线就是利用故障时，在中性点处产生的不平衡电流来保护动作的。电容器组接线类型如图1所示：

图1 电容器组接线类型

因此，在高压电力网中，电容器组一般采用星形接线或双星形接线。在风力发电升压变电站中，35kV并联电容器组采用星形和双星形两种接线方式均能满足要求，当单台电容器容量较小，每相并联台数较多者，可以选择双星形接线；当每相串联段数较多，为简化结构布局，宜采用单星形接线。

电容器组不平衡保护

在风电发电中，无功补偿装置优先采用损耗小、投资省、可分组投切、使用灵活、操作维护方便，且响应时间快的并联电容器组。

电容器组不平衡保护指当电容器发生事故后，会引起电容器组内部三相电容不平衡，因电容值不平衡形成的电流差或电压差就构成了电容器组不平衡保护。电容器故障最主要的表现是当电容器电压升高超过允许值时，这种不平衡保护就会启动，切除掉整组电容器，将故障点隔离，达到保护电容器的目的。

3、电容器组保护方式的选择

根据电容器组的接线方式，不平衡保护分为4中保护类型。当电容器组采用单星形接线时，保护有开口三角电压保护、相电压差动保护和桥式差电流保护；当电容器组采用双星形接线时，一般采用中性点不平衡电流保护。

开口三角电压保护

开口三角电压保护也叫零序电压保护，一般用于单星形接线的电容器组。他的工作原理是分别检测电容器两端的电压，再将二次侧接成开口三角形，在开口处连接一只整定值较低的电压继电器，从而得出零序电压。在正常运行时，电容器三相容抗对称，三相电压平衡，开口处电压为零；当电容器因故障被切除后，电容器组出现差电压，超过设置的限定值，保护装置采集到差电压信号后将整套电容器从母线上切除。保护原理图如图2所示：

图2：单星形电容器组开口三角电压保护原理图

零序电压保护的原理和安装接线比较简单，它检测的电压只跟设备两端的电压有关，受系统电压波动、接地故障、谐波的影响较小。但是对于容量大、串联段数较多的电容器组，由于其配置的放电线圈电压变比较大，而保护动作信号较小，其保护整定值与电容器内熔丝的配合难度会增大。并且，系统电压的不对称和放电线圈三相性能的差异会引起起始不平衡电压，降低保护动作的灵敏性，因此这种保护方式不适用于35kV及以上电压等级的大容量电容器组，只适用于10kV电压等级的小容量（20Mvar及以下）电容器组。

电桥式差电流保护

电桥式差电流保护中电容器按单星形接线，电容器组分相设置，每相分为两个支路，且每相的串联段数为双数，其中部桥接一台电流互感器。正常运行时，桥路中的电流为零，当某一电容器有故障被切除时，桥接电路中产生电流，保护装置采集到差电流信号后动作掉闸。电桥式差电流保护能根据动作信号判断故障相别，保护灵敏度高，缺点是在发生对称故障时不会动作，且设备投资多，结构复杂，占地面积大。因此这种保护多用于66kV以上电压等级的大容量电容器组。保护原理图如图3所示：

图3：单星形电容器组电桥式差电流保护原理图

相电压差动保护

电容器组的相电压差动保护，简称为差压保护。该保护要求每相有两个及以上的串联段的电容器，将每一相平分为上、下两段，每段接一个放电线圈，要求两个放电线圈变比相同，电容器二次线圈反极性串联后接入电压继电器，便构成了差压保护。当正常运行时，两段电容值相等，两个放电线圈承受的电压也相同，差压为零。当某一个或几个元件故障被切除时，两个放电线圈就会出现电压差，当这一电压差超过限定值时，差压保护将动作切除故障相，以保证电容器组的安全运行。

图4：单星形电容器组相电压差动保护原理图

这种保护方式几乎不考虑系统单相接地故障和电网电压不平衡的影响，保护动作灵敏度高，故障时可分相动作；但是保护存在死区，发生对称故障时保护不能正确动作，而且灵敏度易受放电线圈性能的影响，当电容器组的串联段增多时，保护灵敏度显著降低，使其适用范围受到约束。

双星形中性点不平衡电流保护

中性点不平衡电流保护主要用于双星形接线的电容器组，即两个星形电容器组组合成一个电容器，在其中性点间安装低变比的电流互感器。正常运行时，电容器三相阻抗平衡，中性点间无电压差，中性线上没有电流流过；如果某一台或几台电容器发生故障时，故障相的电压下降，中性点出现电压，中性线有不平衡电流流过，保护采集到不平衡电流后即动作掉闸。保护原理图如图5所示：

图5：双星形电容器组中性点不平衡电流保护原理图

中性点不平衡电流保护受外界影响小，保护灵敏度和可靠性较高，对电网通讯不会造成干扰。但电容器组安装时调平衡较麻烦，当某台电容器发生短路击穿，切除每相串联段数较少时，高频放电电流通过中性点电流互感器时易将其烧毁。由于这种保护测量的是中性点间的电流，而在设备运行过程中，每组电容器补偿支路的投切都是变化的，因此可能会出现保护误动作，并且在发生对称故障时保护也会误动作；对于容量超过20Mvar的电容器组，该保护的灵敏度会受到限制。

结束语

电容器组的保护方式随其接线方案不同而异。总的来说，尽量采用简单可靠而又灵敏的接线把故障检测反映出来。风力发电中并联电容器做为动态无功补偿装置的一部分，应用极为广泛，因此必须设置合理有效的不平衡保护，才能保证电容器的安全可靠运行。

参考文献

[1] GB50227-2008 并联电容器设计规范[S].2008

[2] 卓乐友,董柏林.电力工程电气设计手册[M]：电气二次部分.北京：中国电力出版社，1991