电容器组

前言：想要写出一篇令人眼前一亮的文章吗？我们特意为您整理了5篇电容器组范文，相信会为您的写作带来帮助，发现更多的写作思路和灵感。

电容器组范文第1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

电容器组范文第2篇

【关键词】电容器 变压器 电容器不拆线实验

电容器主要是由多个元件通过某种形式进行串并联而成的， 同时个别元件击穿后不仅仅及时的检出这种带伤电容器及时的检出并将其退出运行， 同时也不会引起电容器事故。电容器并不是一个单独存在的个体，它总是与多个元件进行一定的串联或者是并联，进而形成的一种电容器组。这种串并联共存的电容器组一方面在某一个单一的电容器出现一定故障的时候，整个电容器组的正常工作并不受其中的影响；另一方面电容器组同时还具有相对可靠的配置以及灵敏度也是较高的。因此电容器组在我国现有的化学实验的研究有着极其重要的价值。

1 现场电容器组试验的项目

1.1 测量绝缘电阻

所谓的测量绝缘电阻在一定程度上就是就两极对外壳的绝缘电阻进行一定的测量，进而通过两极对外壳的绝缘试验对极外壳的绝缘状态进行一定的检查。测量的时候首先将两极用导线将其连接起来，之后通过绝缘电阻用2500V的绝缘电阻表进行一定的测量，现场对于极间绝缘电阻没有测量的必要，如果在一定程度上有测量的必要，则就通过对自持放电法采用进行一定的测量。

1.2 交流耐压试验

现场电容器组两极对外壳交流耐压试验的一夜最主要的目的就是对电容器的主绝缘进行一定的缺陷检查，同时就其对承受短时电压的能力进行一定的检验，往往现场电容器组的试验在其进行的过程中，其两极必须进行一定的短接加压。此项试验在一定程度上对于电容器组的油面下降、内部受潮、瓷套管损坏以及机械损伤等缺陷进行实质性的检查。但是实际试验表明，交流耐压试验在一定程度上对于电容器组的油面下降、受潮、主绝缘劣化有着一定的排查能力。

1.3 交接试验规定

交接试验项目主要是对绝缘电阻、电容值的测量以及交流耐压试验和冲击合闸试验的及逆行那个。绝缘电阻和电容值测量的过程中选择合适的量程和规范的操作方法。同时其电容器组中的各相电容的最大值和最小值的比较不能超过1.08.

2 现场电容器组试验主要存在的问题

就目前而言，一般情况下，现场电容器组试验存在的问题主要表现在以下三个方面：

2.1 熔断器弹簧容易放松

电容器的台数相对较多，熔断器弹簧在电容器的实际测量中容易被放松。但是在其电容器的实质测量中，就要对熔断器的固定螺杆进行一定程度上的拆解，这在拆解的过程中，由于弹簧张力是始终存在着，这就在实际的熔断器的拆装过程加大了难度以及增加了工作量。为了是电容器的测量过程更加的方便，一般情况下经常通过使弹簧处于一种无张力的状态，也即是松弛的一种状态。这一过程在遇到突发故障的时候往往不能及时的完成熔断器开断的一个过程，可能还会在很大程度上使得电容器和熔断器发生爆炸进而造成安全问题。但是在其电容器的实质测量中，就要对熔断器的固定螺杆进行一定程度上的拆解，这在拆解的过程中，由于弹簧张力是始终存在着，这就在实际的熔断器的拆装过程加大了难度以及增加了工作量。为了是电容器的测量过程更加的方便，一般情况下经常通过使弹簧处于一种无张力的状态，也即是松弛的一种状态，但是，这一过程在遇到突发故障的时候往往不能及时的完成熔断器开断的一个过程。

2.2 不到位的试验后

在喷逐式熔断器对电容器进行一定程度上的保护的时候，其弹簧的张力在一定程度上会随着电泳漆试验的拆装过程进而发生着变化，同时，电容器试验的拆装过程又是一个相对来说比较复杂的一个过程，这个过程的实现往往在一定程度上使得作用力在电容器的套管中受到严重的影响，进而使得电容器产生漏油的现象。但是就熔断器的固定悬臂结构而言，主要是熔断器的连扳、弹簧以及管体进行的一定程度上的固定，这样简单的固定方法导致电容器实验在实际的拆装过程中容易改变连点的固定位置，可能还会在一定程度上使得熔断器的尾线和管体进行一定的接触，接触的同时就会因为种种的摩擦进而产生相对的摩擦阻力，这一过程的实现同样也能引起熔断器的复燃以及熔断器的爆炸，对实验人员带来了一定原则上的安全问题。

2.3 只测整组电容器

多台串并联共同组成的电容器组进行一定的测量时，主要是保护熔断器要有一定的灵敏度，但是现如今化学实验中存在着只测整组电容器的方法，如果在发生故障的时候，难以发现故障发生的地方。以35 kV 20000kVA电容器组为例，该电容器单台容量33kVA，额定电压11kV主要是借助于额定值进行的一种计算，没有故障产生的同时，相电容C1=43.95?F，串段电容C2=87.90?F；一旦其中1台1个串段被击穿时，这个时候相电容C'1=44.31?F，串段电容C'2=89.37?F电容器组的相电容变化量为：

3 改进现场电容器组试验的方法

3.1 对内置弹簧喷逐式熔断器加以采用

内置弹簧喷逐式的熔断器主要是放置于管体内是内置弹簧喷逐式熔断器最大的特点，并且在实际的拆解托称重，管体内的外部尾线相对来说是不受任何力的作用，这就能使得电容器组在实际的安装过程中，管体外部的尾线相对来说是一种比较松弛的一种状态，不受任何外力的限制。这一优势的存在对于在测量单台电容器的时候，由于拆装中弹簧张力变化的原因而存在的问题也就迎刃而解了。对已过程的实现，在一定程度上实现了安全有效的保护，同时其安装的过程也是比较简单快捷的。

3.2 试验后恢复熔断器位置

在进行现场电容器组实验的时候，待其实验结束之后，进而慢慢的恢复熔断器的位置。这一过程的实现，一方面要严格的检查指示牌是否处于一种垂直的状态；一方面还要检查管体的中心有没有尾线做到真正的尾线收紧；另一方面则需要更近一程度上检查其安全问题，方式群爆的事故发生。保证指示牌的垂直，如图1（a）所示；尾线主要在管体中心收紧，见图1（b）；指示牌的位置是对弹簧的张力状态的一种反应。

3.3 采用不拆线测量电容量仪器试验

如果说在不拆线的条件下进行测量单台的电容器的电容量，往往在实际的测量中，一方面对于实验人员的安全问题可以得到有效的保障；另一方面，这种不拆线的测量法有着其快捷高效性。同时这种不拆线的测量电容量仪器的实验方法不仅仅在一定程度上保护了熔断器对电容器的保护性能，同时对于实验的一些不安全的因素做到了有效的避免。

4 结语

总而言之，为了更好地使现场电容器组实验的更好进行，必须从根本上尽量找到实验的必要性和关键性所在，从根本上有效的抑制现场电容器组实验的一些故障发生。我相信，在现有对现场电容器组实验改进的基础上，再通过相关研究人员的大量研究分析，现场电容器组实验将会更加的具有安全性和科学性

参考文献

[1]倪学锋，吴伯华等.现场电容器组试验的问题与改进[J].高电压技术，2006，32（10）：130-131.

[2]魏亚斌.500 kV电容式电压互感器、避雷器不拆线试验方法[J].华北电力技术，2009，（7）：7-10.

作者简介

邓雪珍（1963-），广东省高州市人。大专学历。现为广东电网有限责任公司茂名供电局技师。研究方向为电力系统及自动化。

电容器组范文第3篇

关键词：红外 电容器 连接组件

0 引言

电容器作为电力系统的重要部件，对电力系统运行稳定性、电压电能质量均具有重要意义[1]。电容器组普遍存在连接组件过热的情况，严重时会烧损单台电容器，影响电容器组的安全运行。利用红外仪对电容器组设备进行精确成像检测，一方面将一般缺陷利用停电机会进行消缺；另一方面对发现的严重缺陷进行快速处理，保证无功系统可靠工作[2]，再就是对电容器组存在结构性缺陷，有必要进行改良设计及完善化处理。

1 TBB35-66000/550-AQW型电容器组的基本结构

TBB35-66000/550-AQW型电容器组拥有120立内熔丝及全膜电介质元件的高压电容器通过多股细软铜线及母排串并联组合而成。每组单台电容器之间并联、组与组之间串联，如图1所示。每台电容器接线端通过哈弗线夹、多股细软铜线与其它单台电容器相连，如图2所示。

2 电容器组过热原因分析与设计改进

2.1电容器连接组件过热造成缺陷及处理

在国内该型号电容器组去年发生电容器连接组件过热共10台次，最高发热温度达131℃，先后烧损单台电容器4台次，严重影响电网稳定运行[3]，发热部位如图3。

检修人员多次采用打磨接触面、紧固螺栓、涂抹导电膏等方法进行处理，可暂时消除设备缺陷，但均未能彻底解决该型号电容器连接组件发热问题。

2.2 单台电容器连接组件过热原因分析

电器设备发热的原因通常有3种：①材料接触表面面积不够；②材料接触表面压力不足；③材料接触表面存在电化学反应。TBB35-66000/550-AQW装置中，单台电容器额定电流95.65A，采用软铜绞线截面为35mm2，电流密度为1.37A/mm2。正常负荷下导线中通过电流不会产生过热，但在电流通过导线和电容器连接组件连接部位处却产生过热现象。在消缺处理过程中发现：

1）原有导线为细软铜线，由于铜绞线的单丝过细，且每股导线绞合方式和多股导线交织方式不一，形成粗细、松紧不一，只有局部几个点能与接头接触紧密，接触电阻较大，导致发热。

2）电容器长时间运行后，铜软线氧化失去弹性导致螺母松动，是软线发热的最大原因。

3）原有哈弗线夹两边设线槽的弧度小，与所选绞线线径不匹配，导致绞线过软，长期运行受力不均，易导致线夹夹紧力不足，导致发热。

2.3单台电容器连接组件设计改进

针对以上3个问题，经过设计与试验，最终确定采用以下方法对电容器连接组件设计改进：

1）多股铜软线更换为单根线径较粗型号的JBF线，可有效防止软铜线形变导致的发热。JBF线两头压接长铜管线鼻，中间有绝缘护套包裹，能有效防止恶劣环境对其影响，并增大与引线接头有效接触面积。

2）用新型的哈弗线夹，并在螺母与线夹之间增加防松弹簧垫片，将电容器螺杆丝距和角度调小，减小螺母松动的行程，防止松动，如图4所示。新电容器连接组件如图5-6所示。

3 结语及建议

通过TBB35-66000/550-AQW型电容器装置的单台电容器连接组件运行中产生过热，对连接组件结构进行分析，找出产生过热的原因。建议：

1）用50平方JBF线代替原有35平方多股细软铜线；

2）用新型的哈弗线夹并在螺母与线夹之间增加防松弹簧垫片；

3）将电容器螺杆丝距和角度调小，减小螺母松动的行程。

参考文献：

[1]东北电业管理局.高电压技术[M].沈阳：工人出版社，1985.

[2] 陈锋，周业如.电气设备红外成像图库与远程辅助诊断系统研究[J].华东电力，2008，36（12）：55-58.

[3]周景烁.10kV并联电容器组中性线发热原因分析及处理对策[J].机电信息，2010，（12）：135-136.

电容器组范文第4篇

（国网上海市北供电公司，上海200072）

摘要：介绍了供电系统中电容器保护装置的典型配置，通过对比说明了两种不平衡保护的优缺点。

关键词 ：供电系统；并联电容器组；不平衡保护

0引言

随着电网的蓬勃发展，社会对电力能源的逐步依赖给供电系统带来了新的考验，而传统较小容量的变压器已不能满足日益增长的负荷需求，因此新建变电站的主变容量较以往有所增大，变压器的扩容也使得其对电网的无功补偿有了新的要求。

1电容器保护概述

1.1电容器保护原理

电容器是一种重要的无功补偿设备，作用在于减少电网中输送的无功功率，有效降低有功电量的损失，达到改善电压质量的目的，在电力系统中被广泛采用。目前供电系统中普遍安装了高压并联电容器组，通过电压无功控制系统（VQC）或定时投切输送容性无功功率，以补偿用电设备的感性无功功率，从而提高功率因数，达到节约电能和降低线损的目的。

但同时，作为电力设备，电容器发生故障时危害也是不容忽视的，如渗漏油、外壳变形膨胀等，都会影响系统的正常运行，当某电容器发生内部元件或外壳绝缘击穿时，会使其他正常运行的电容器对该故障电容器释放非常大的能量，可能造成电容器爆炸乃至引起火灾。除此之外，电容器自身制造工艺不良、日常运行电压过高、谐波分量大、发生操作过电压等也会导致电容器爆炸。因此，为其量身定做合理的保护装置，可以有效避免电网由于电容器损坏而发生重大事故。

1.2电容器保护种类

按照电容器发生故障的原因，电容器保护可分为两大类：一种是异常运行状况，如过电压、低电压运行对电容器本身的安全运行造成危害，针对该类故障，配备了过电压保护（以往常用放电PT二次相电压，现常用系统母线电压为采样值）和低压保护；另一种则是电容器装置自身的内部故障，包括并联电容器组与断路器之间的短路故障，由此装设了相过流保护、零序电流保护以及不平衡电流（电压）保护。在这里，我们着重讨论供电系统中并联电容器组的不平衡电流（电压）保护。

2并联电容器组中性点不平衡保护的应用现状

现上海地区的供电系统中，35kV降压变电站中电容器装置普遍的配置是：（相/零序）过电流保护、中性横差（即不平衡电流）保护、过电压（放电PT）保护；而新建的110kV降压变电站中，电容器装置的保护配置则为：（相/零序）过电流保护、零序电压（即不平衡电压）保护、过电压（母线PT线电压）保护。有明显区别的是过去广泛使用的是不平衡电流保护，而现今新的保护配置采用的是不平衡电压保护，针对这一变化，我们从保护的原理出发作深入研究。

2.1不平衡电流保护原理

为防止电容器爆炸，电容器组的接线方式通常采用星形接线，因为当电容器组发生电容器击穿短路时，由于故障电流受到了非故障相容抗的限制，使得来自系统的工频电流大大减少，只有来自同相健全电容器的涌放电流，并无其他两相的，因此很少会发生油箱爆炸事故。

当电容器组中电容器台数较多时，可将其分为两组，连接成两组星形接线，在两组星形的中性点连线上装设横差保护（即中性点不平衡电流保护）。在系统正常运行时，电路中电容器的三相容抗对称，两个星形的中性点电位相等，且没有电流通过。而当电路中任一相的电容器发生击穿故障时，两个星形中性点将会流过不平衡电流，达到整定值后，通过中性横差保护出口切除电容器断路器。在以往的大多数35kV降压变电站中，电容器保护装置都采用了这一保护方式。

2.2不平衡电压保护原理

通常在每一相电容器组的两端会装设放电PT的线圈，这样既能正确反映电容器两端的端电压以及内部故障后产生的不平衡电压，在电容器组与母线断开时放电PT又能作为一条通路将电容器中的剩余电荷尽快释放掉，从而保护人身和设备的安全。

不平衡电压保护的原理就是当把电压互感器作为电容器组的放电电阻时，PT的一次线圈与该电容器并联成为放电线圈，其二次线圈中的一套则接成开口三角接线，在开口处连接一只较低整定值的电压继电器。在系统正常运行时，所采得的三相电压较为平衡，开口处电压则为0，当某一相电容器发生故障时，三相电压不平衡，开口处就会出现零序电压，不平衡电压保护就是利用这个零序电压值来启动继电器并接通跳闸回路，切除整组电容器，从而起到保护电容器组的目的，因此该保护也被称为零序电压保护。目前，在新建的110kV降压变电站中普遍用不平衡电压保护来代替不平衡电流保护。

2.3不平衡电流保护与不平衡电压保护的应用范围

在2008年国家电网公司修订的Q/GDW212—2008《电力系统无功补偿配置技术原则》中：“7.1.2当35～110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15%～20%配置。”“7.2110（66）kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器配置不少于两组的容性无功补偿装置。”

根据以上规定，本公司所管辖的变电站内电容器组容量的选择按主变容量的15%来配置。

以富锦站为例，该站为35kV降压变，三主变四分段接线，两台主变均为20MVA，每台主变带一个电容器组，则该电容器组的容量应为3000kvar，分为甲组（1800kvar）和乙组（1200kvar），电容器型号均为100kvar的BAM113?100?1W，即甲组有18台电容器，乙组则有12台，均采用双星形接线方式，因此该电容器保护中配置的是中性横差（即不平衡电流）保护。

另以110kV降压变罗智站为例，该站为三主变六分段接线模式，每台主变容量为80MVA，则该主变应配置12000kvar的电容器组，且不少于两组，若仍使用以往100kvar容量的电容器，需要120台电容器，占地面积较大，且不够经济，因此该站采用了容量334kvar的BAM113?334?1W电容器，分三组，容量分别为3006kvar（9台电容器）、4008kvar（12台电容器）、5010kvar（15台电容器），从每组电容器台数来看，仅能构成单星形接线，因此无法使用中性横差保护。而零序电压（不平衡电压）保护也能起到保护电容器的目的，在功能上可以取代不平衡电流保护。

2.4并联电容器组不平衡保护的优缺点

零序电压保护的优点是灵敏度高、动作可靠性强、占地面积小，且很好地利用了放电PT原本作备用的开口三角绕组，经济性显著提高，目前广泛应用于单星形接线的电容器组中。但是当母线的三相电压不平衡时，所采样到的零序电压如持续超过整定值，则可能造成保护发误动，且不能指示故障相位。

不平衡电流保护方式较为简单，当发生系统电压不平衡或单相接地故障等情况时，都不会引起误动作。但由于是通过两个星形中性点之间产生的差流来启动保护动作，因此不能够识别故障相且无法检测到三相平衡故障和两组对称的故障。就单个保护而言，不平衡电流保护比零序电压保护精度更高，但占地面积增大，且需另配置中性横差CT，与零序电压保护相较显得不够经济。

因此，选用何种并联电容器组不平衡保护，需综合考虑电网对保护灵敏度的要求、实际电容器所允许的接线方式以及经济性。为扬长避短，变电站内普遍采用不平衡保护与电容器过电流、过电压保护结合组成的整套保护装置，以提高动作准确性。

3结语

通过整套电容器组保护装置的配置，能够在电容器组发生故障时准确且及时地切除故障，随着变电站内主变扩容，所需无功补偿的容量增大，电容器的配置发生了明显的变化，其保护的手段也应作出相应的变化调整。经过对比发现，不平衡电压（零序电压）保护由于对电容器接线的要求较低，并且能降低新建以及日常维护成本，在今后的使用中更具有优势。

电容器组范文第5篇

关键词：SF6断路器 电场 数值分析

1　引言

在高压电器设备的绝缘设计和分析中，数值计算已经成为不可缺少的重要环节，绝缘设计分析的大部分工作是以电场数值计算为基础而进行的。电场数值计算对于分析高压SF6断路器灭弧室内部的绝缘状况、对各部分结构参数进行优化设计进而改善断路器的介质恢复特性有着重要意义。模拟电荷法以其方法简便、实用性强等特点而被广泛应用于电场计算。基于此，本文应用模拟电荷法对高压SF6断路器内的三维电场进行了数值计算。计算结构如图1、图2所示，其计算场域是一复杂的三维区域。在实际计算中，考虑了动触头、静触头、喷口及屏蔽罩的存在，尤其是分析了并联电容器组对其内部电场分布的影响，得到了有无并联电容器组时的断路器内部不同截面电场分布图，为与此相关的高压断路器的进一步设计开发提供理论依据和计算工具。

2　断路器三维计算场域图及边界条件处理

本文分析的超高压SF6断路器，在动、静触头旁有并联电阻，为了能改善触头附近的电场分布，除在动、静触头两侧分别装设大、小屏蔽罩外，在触头两旁还装设并联电容装置。因此，这种电场分析不能采用传统的认为是一个轴对称场计算问题的分析方法，而应该是一个真正的三维电场的计算问题。

由于计算结构的对称性，图3所示为断路器断口附近实际计算场域的1／4部分。在电场计算中取静触头及连接件为高电位，电压为1000V，动触头及金属连接件为低电位，电位值为0V。

3　模拟电荷法的计算原理与应用

模拟电荷法是根据静电场的唯一性定理，在电极内部放置若干个假想的离散电荷，使其共同作用的结果满足给定的电极和介质表面的边界条件，则这一组电荷所产生的场即为满足一定精度的实际电场，进而可求得计算场域中各点的场值。在计算中模拟电荷的种类、数目及与电极表面匹配点之间的匹配关系将直接影响到计算量的大小和计算结果的精确度。模拟电荷法以往主要用于对形状比较简单、规则的形体进行电场的计算分析。对于计算断路器这样复杂的三维场域，采用模拟电荷法尚未见报导，需要做大量的研究工作，其模拟电荷的分布规律、不同形体的位置处理、电荷量的大小等等是一个统筹的优化问题。一般的模拟电荷法计算，是在导体内部设置N个模拟电荷，在边界表面取M（M≥N）个匹配点。这些匹配点的电位φ1，φ2，…，φm为电极表面电位。它们是由N个模拟电荷共同作用而产生的，即

式中　P为系数矩阵；φ为电位矢量；Q为待求模拟电荷矢量。

根据断路器具体结构，本文采用能较好地反映复杂形体变化的点电荷来模拟实际边界的作用进行电场求解，为方便计算，采用坐标变换技术将局部坐

标转换为全局坐标，点电荷的电位系数和电场系数推导如下：设任一模拟点电荷Qj位于（x0，y0，z0），则空间中任一点（x，y，z）的电位为

由此可得单一模拟点电荷的电位系数为

从式（4）可得单一模拟点电荷的电场强度系数

4　模拟电荷法的应用

4．1　前处理

模拟电荷法的计算精度与模拟电荷和电极表面轮廓点的布置有着密切的关系，选择合适的布置方案显得尤为重要。通常，由于轮廓点是在电极表面，所以应首先确定轮廓点的位置，轮廓点的布置应尽可能逼真地模拟电极的真实形状，然后再按一定方式确定模拟电荷的位置。在计算区域内，对于较关心部位和电场变化比较剧烈处，轮廓点布置应较密些，其它部位可较疏些。根据计算经验，轮廓点也并不是布置得越密越好，关键是要适当。应注意在同一部件上，轮廓点密度应均匀配置，否则在局部会引起电位系数贡献较大，而且在不圆滑部位的凸起和凹下处（即电场奇异点处），不宜布置轮廓点。而模拟电荷的布置较轮廓点来说更有自由度，但要选取较好的布置方式需一定的经验和进行优化计算。

本文的计算结构，同轴圆柱体有2个端面和1个侧面，对于极间电场来说，端面的影响较大。本文最初在进行端面轮廓点和模拟点配置时，用均匀分布在几个同心圆周上的点来表示（见图5（a）），外层表示在端面上取7条半径呈等差数列的同心圆，每个圆上取8个轮廓点，内层为与之相对应的模拟电荷点。由于轮廓点集中于某几条半径上，而其它方向上的轮廓点较少，对电位系数贡献也小，这种缺陷不适宜用增大每个圆周上轮廓点的个数来弥补。计算结果表明，这种配置方式不佳。通过大量计算分析，对端面的模拟，本文最终采用如图5（b）所示的配置方式，在圆内使之呈矩形分布，相应的模拟电荷点也如此布置。

轮廓点与模拟电荷点相互位置的确定对于电场计算的结果也有较大影响，如图6所示，对于端面来说，模拟电荷点所在面与轮廓点所在面的间距为a，而轮廓点所在面上相邻两点的最大距离为b，令BS1＝a／b。对于侧面来说，模拟电荷距与其对应的轮廓点的距离为R－r，两层电荷的间距为DD，BS2＝（R－r）／DD，需根据实际情况在1．0～1．5之间合理选取BS1和BS2的值。

4．2　坐标变换

在模拟电荷法的应用中，为便于求得模拟点、轮廓点及计算点的坐标，本文采用坐标变换处理。

T为一圆柱体，平面X1 Z1与平面XZ的夹角为α，图7中的任意一点A在坐标系XYZ和X1Y1Z1下的坐标（X，Y，Z）和（X1，Y1，Z1）有以下关系：

任意场点在坐标系XYZ下的坐标（x，y，z）用式（6）即可将在坐标系X1Y1Z1下的点坐标变换到整体坐标系XYZ下。

5　断路器内三维电场计算结果及分析

5．1　有、无并联电容器组时在x＝0截面处的电场

图8（a）、（b）分别为有无并联电容器组作用时x＝0截面处的电场分布图。从图8可见，由于并联电容器组的作用使得该区域的电场分布与无并联电容器组时的电场分布明显不同，从整体上改善了电场的均匀度。因为断路器采用了同轴圆柱体结构，并且在直径较小或具有尖角的部位，如触头和喷口等处都加上了屏蔽罩，因而使得全场域电场分布比较均匀，在静触头端大罩附近、静触头端小罩附近以及动静触头之间的区域的电场强度值较大。由此可见。高电位静触头一侧电场强度较大，而地电位动触头一侧电场强度较小。

5．2　Z为1．0、－1．0、0．25和－0．25处的截面电场

图9（a）（b）分别为动、静触头靠近大罩附近小罩处和断口附近极间的典型截面的电场等位线分布情况。通过对这4个区域的计算结果证实：①在静触头端大罩附近的等位线分布较密，而动触头端大罩附近等位线分布较疏；②由于电容器组的作用，使得所计算区域的电场分布较为均匀；③电位线在靠近罐体侧比在靠近静触头侧要疏。

图10（a）（b）分别为Z＝－1．0和Z＝－0．25截面的等电场强度分布情况。从图中可以看出，靠近静触头大、小罩附近的电场强度较大，场强较大值集中在静触头小罩附近的形体顶角处。

6　结论

（1）本文首次采用模拟电荷法进行SF6高压断路器断口附近复杂三维场域的计算，成功地求得了断路器内部不同位置的电场分布情况，证明了模拟电荷法对于求解复杂场域的计算是可行的。

（2）本文采用的三维模拟电荷法计算电场的应用机理具有通用性，可以适用于其它结构的高压断路器灭弧室等三维电场的计算，而且在该方法的实施过程中，一旦选定了一套能真实地反映电极实际情况的模拟电荷和与之相匹配的位于电极表面的轮廓点，确定模拟电荷的具体量值，不仅可方便地求得断路器内电场的分布情况，而且可以定量分析灭弧室内各结构部件参数对全场域电场分布的影响。

（3）在整个场域中，屏蔽罩和并联电容器组起到了很好的均匀电场的作用。场强较大值位于静触头小罩形体顶角处。

（4）模拟电荷法在具体实施时，对于不同结构来说，模拟电荷的个数、性质、位置和量值对计算结果的精确度有较大的影响，因此计算需以大量计算调整工作为基础，也需较多的经验和技巧。

［1］　河野照哉，宅间董．电场数值计算法．北京：高等教育出版社，