时间：2023-05-30 09:57:39
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇高压并联电容器，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
【关键词】电力电容器；联接方式；双星形
引言
近年来，盐城供电公司不断新建、改建、扩建变电所和输电线路。目前，由盐城供电公司变电检修室电气试验班负责日常修试工作的110kV和35kV电压等级变电所内普遍安装了用于无功补偿的10kV或20kV高压并联电容器组或集合式电容器。
1高压并联电容器组主接线及运行维护
1.1高压并联电容器组一次主接线
在电力系统中，高压并联电容器组的联接方式主要有两种：星形联接和三角形联接。星形联接方式又分为单星形联接和双星形联接。变电所用于无功补偿的10kV或20kV高压并联电容器组一次主接线如图1所示。
图1 高压并联电容器组一次主接线
正常运行时，放电线圈并联于三相之间，工作在交流电压下，呈一很高的励磁阻抗，电容器组被断开后，放电线圈起直流衰减放电作用；串联电抗器起限制电容器的合闸涌流和抑制谐波电压作用；电容器组主刀闸和接地刀闸采用联动方式，即电容器组刀闸合则接地刀闸自动分，而电容器组刀闸分则接地刀闸自动合。
1.2 高压并联电容器组运行维护工作分析
高压并联电容器组运行维护工作必须综合考虑电容器组的容量、电容器额定电压和系统电压、电容器组接线方式和分组情况、电网的接地方式和保护方式等多方面因素。笔者结合自身工作经验总结高压并联电容器组运行维护工作中需注意以下七点：
（1）正常运行中，电容器分闸后至再次合闸的时间间隔不得少于5分钟，以便充分放电。
（2）单台电容器电容值偏差不超出额定值的-5%～10%范围；电容器组中各相电容的最大值和最小值之比不应超过1.08。
（3）补偿后的功率因数，一般不宜大于0.95，更不宜将无功向变压器的初级倒送。
（4）高压并联电容器组的联接和分组需根据电容器的用途和电网情况而定。对于集中补偿的电容器组为适应负荷和电压的变化，电容器组宜接在母线上，并按需要适当分组。
（5）高压并联电容器组为限制合闸涌流和抑制谐波电压，一般都串入串联电抗器配合使用。此时应考虑到容升效应，选用额定电压和允许最高运行电压较高的电容器。
（6）母线停电操作时，应先停电容器组，后停线路；母线送电操作时，应先送线路，再根据系统电压情况决定是否投送电容器组。
（7）电容器组停电检修时，应将电容器组放电接地，放电时先通过大电阻接地，再直接接地。电容器组检修前必须对每只电容器逐一充分放电。
2 不同联接方式下的高压并联电容器组
2.1 三角形接线方式下的高压并联电容器组
高压并联电容器组三角形联接方式，由于电容器组承受电网的线电压，可获得最大的补偿效果。因为采用三角形接法时，电容器组所受电压为电网的线电压，其值为相电压的 倍。而无功出力与电容器承受电压的平方成正比，即 ，故电容器组容量一定时，三角形联接的无功出力是星形联接的3倍。
但是，电容器组三角形联接下当某相电容器发生单相短路时，注入故障点的电流非常大，不仅有故障相电容的发电电流，还有其他两相电容的发电电流和系统的短路电流，这些电流叠加在一起会超过电容器额定电流的很多倍，容易引起电容器油箱爆炸，导致事故扩大。所以，从技术和安全方面分析，高压并联电容器组一般不采用三角形联接方式。
2.2 星形接线方式下的高压并联电容器组
高压并联电容器组呈星形联接时，电容器极板间承受电网的相电压，其值为线电压的 ，所以星形联接的电容器补偿效果仅为三角形联接的1/3。单只电容器绝缘承受的电压较低，当电容器组中有一台电容器因故障击穿短路时，由于其余两健全相的阻抗限制，故障电流将减小到一定范围，使故障影响减轻。星形联接下的电容器组当电容器发生单相短路时，短路相电流为未短路两相电流的矢量和，其值最大也不会超过额定电流的3倍。故从安全角度考虑，采用星形接法比三角形接法更安全可靠。
近年来，新建变电所或变电所电容器组技术改造时普遍采用双星形联接方式。双星形联接方式是将电容器组平均分为两个电容量相等或相近的单星形接线电容器组，并联到电网母线上，两组电容器的中性点之间经过一台低变比的电流互感器连接起来，通过中性点不平衡电流保护电容器组。
3 电容器组典型案例
盐城110kV城中变电站共有4组电容器，3号电容器组配置为双星形接线方式，每相均由两串四并共8只电容器组成，双层式布置，整组共24只。2012年8月22日，10kV 3号电容器153开关不平衡保护动作，无熔丝爆断现象。检修人员对该组内每一只电容器进行检查发现，C2-1电容器已经损坏。
正常情况下，只需更换C2-1电容器并完成交接试验即可，但当时仓库内并无此类电力电容器备品，运维检修部决定临时降低电容器补偿容量，退出损坏的电容器，继电保护重新设定整定值。
电容器组单星形与双星形联接方式在这种情况下的检修方式有所不同。单星形联接方式采用开口三角形压差保护，在中性点采集不平衡电压，因此如果某相需退出一只电容器，其余两相也必须各退出一只相等或相近容量的电容器；双星形联接采用中性点不平衡电流保护，从两个星形的中性点间采集不平衡电流，因此如果某相需退出一只电容器，同一相的另一个星形上必须退出一只相等或相近容量的电容器，其余两相的两个星形上也各退出一只相等或相近容量的电容器，一共需退出6只电容器，而单星形联接方式下只需退出3只。
4 结论
本文总结了不同联接方式下的高压并联电容器组运行及检修工艺，并以实际案例对双星形联接方式下的高压并联电容器组进行了详细分析。
笔者认为，导致电容器熔丝爆断或电容器故障的原因主要有三点：（1）熔丝的开断性能不良。（2）熔丝的额定电流选择太小。（3）谐波的影响。
运行及检修单位定期巡视和检修高压并联电容器组时可按以下三点来防止故障现象的发生：
（1）加强对电容器的外观检查和在线监测，避免电容器带伤运行。
（2）选择性能好的熔丝。正确选择熔丝与电容器的额定电流比值，一般取1.7～1.8倍电容器的额定电流。
（3）正确选择串联电抗器，避免高次谐波产生谐振。
参考文献：
[1]江苏省电力公司企业标准Q/GDW-10-J206-2010 输变电设备交接和状态检修试验规程
[2]陈天翔 王寅仲 海世杰. 电气试验 第二版.北京：中国电力出版社，2008
[3]GB 50227-1995.并联电容器的设计规程
[4]刘万琨等. 风能与风力发电技术[M]. 北京：化学工业出版社，2007
关键词：132kV高压并联电容器装置 主负荷侧 无功补偿 电容器
0、前言
我国交流线路电网配电结构主要为750—330—110—35—6kV或500—220—66—10/0.4kV两种方式；国内无功补其主要补偿方式是为变电站主变压器的第三绕组即低压侧提供容性无功补偿来降低主变的电磁损耗。国外电网结构发展纷杂，但基本上以日韩的100V、北美等国家的110—130V和中国、欧洲等国家的220—230V民用电压分为三大类。巴基斯坦等国家的电网民用线路结构主要为230/400V—132kV。
本文以提供于巴基斯坦白沙瓦变电站主变第二绕组的中压主负荷侧132kV线路的TBB132—28800（57600）/400—BLW无功补偿成套装置设备为例，针对特高压输变电特点，着重介绍了主负荷侧特高压无功补偿装置的设计方案与参数选取。
1、电容器组整体设计参数选取
1）并联电容器组额定电压选择
在并联电容器额定电压的选择上应留有适当裕度，场强过高，影响其性能和寿命，安全裕度取得过大，使投资增加。巴基斯坦特高压电网中，并联电容器组最高系统运行电压达145kV，系统标称线电压为132kV。
根据《并联电容器装置的电压、容量系列选择标准》中规定的星形接线电容器组额定电压公式：
Uc=（145/1.05）/（（1—0.12）* √3）
=143.4/√3kV
2）并联电容器组额定容量选择
根据客户电容器组技术协议，参考变压器补偿容量的10%—30%原则，充分考虑用电高峰负荷时，变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。
该站电容器组容量需求为24Mvar，扩容容量48Mvar，基于考虑其容量配比裕度，我们选择电容器组容量为28Mvar，扩容容量57Mvar。
3）单台电容器参数选择
（1）根据电容器组容量、电压和耐爆分析，并考虑到保护方式和总容量的与单台的大小。此方案选择为6串段。
Ucn=Un/S
=（143.4/√3）/6 kV
=13.8 kV
In= Qn/3/ Ucn
=28800/3/13.8
=115.9 A
（2）根据电容器组容量和招标技术协议，确定电容器组的单串并联数为4台，得单台额定容量为400kvar，选择内熔丝保护、内置放电电阻。
Qcn=Qn/3/（S*P）
=（28800/3）/（6*4）
=400kvar
电容器型号选择为BAM13.8—400—1W，元件结构 8并7串，内置特制熔丝、放电电阻、采用单套管单元结构。
2、成套装置结构设计
根据电容器接线的双星型方式，设计为双塔架，单个塔架为单星结构，单排的同侧塔架底部出线共同接线形成单星。每塔架分为3层结构，前后分进出线，形成6串段，每层背靠背的放置2串段各2（4）台电容器。整体进线采用TMY—100*10汇流排，各星出线采用TMY—50*5汇流排，并引至中性点电流互感器的两端。
3、绝缘配合设计
该电容器组成套装置装设巴基斯坦白沙瓦地区，变电站海拔≤1000m，因此，设计中可不考虑海拔修正系数，只考虑防污秽等级。
1） 单台电容器绝缘选择；
根据电容器组接线与整体塔架结构，电容器单元工频耐压按20kV绝缘标准设计。
2） 电容器组装置的层间绝缘选择；
按照常规设计要求，电容器塔架组成的每模块之间绝缘支柱的选择，其工频湿受耐压值不得低于绝缘子的实际电压等级的3倍。该塔架湿受电压为：3×1串×13.8kV=41.4kV，在此，选择40.5kV电压级支柱绝缘子，型号为ZSW—40.5/8—3型号，爬电距为1250mm。
2） 电容器塔底部支柱绝缘选择；
根据系统运行电压，高压端额定短时工频耐压275kV，雷电冲击耐压650kV以上。选择塔架基础绝缘支柱型号为ZSW—145/16—4型号，爬电距为3980mm以上。
高压端对地总的绝缘为各层间绝缘子爬距之和，即1250×3+3980=7730mm，完全满足特高压绝缘要求设计。
4、电容器组的耐爆分析
依照标准，允许的最大并联串段的电容器总容量不得大于3900kvar，即3900/400=9.75，该电容器单串段最大为4并，完全满足耐爆要求。
根据电容器接线方式，计算对当1台电容器发生故障，即极对壳击穿短路时，注入其中故障单元的最大能量为（4/3+3）台电容器单元的能量，同时，也完全满足
5、电容器组保护整定计算分析
继电保护整定针对特高压大容量电容器组 ，一般采用二段保护，即先报警保护提醒，再跳闸断电保护，以提高电容器组的运行可靠性和灵敏度，降低维护。
按照容量匹配配平所有单元的情况下，满足相间和串段、各臂间容差比值远小于1.001以下，即可保证电容器组的固有初始不平衡一次电流远小于继电保护整定值第一段保护值范围之内。
6、两种方案对比
我国变电站装设的110kV电容器组成套装置，其多为：单星形接线方式，桥式差电流保护方式或双桥差；单台电容器选择多为：双套管、20kV等级，电压为6.56kV，内部串段达14串以上，容量为500kvar左右；装置结构多为：12串段。
该巴基斯坦132kV方案的选择，以国内设计经验为基础，并根据国外电网结构特点而确定。主要特点：双星形接线方式，中性点差电流保护方式；单台电容器选择为单套管、20kV等级，电压为13.8kV，内部串段为7串，容量为400kvar；装置结构为：6串段。
7、结语
本文系统的分析介绍了巴基斯坦国家主变压器配电的主要无功负荷侧，132kV线路的无功补偿成套装置的各项参数选取与方案设计，最后简单的对比介绍了我国内主要110kV线路，无功补偿装置的基本设计参数选取。望给予以后我国及出口该类似的特高压大型项目设计以参考和经验的积累。
参考文献：
[1]GB 50227 — 2008，并联电容器装置设计规范[s]. 北京：中国计划出版社.
[2]田友元.220kV及110kV并联电容器装置的开发和安装设计[J].东北电力技术，1999（5）：2—6，22.
作者简介：
表 1 电力电容器用途、性能特点
产品类型 主要用途 性能特点
并联电容器
补偿电力系统感性负荷无功功率,以提高功率因数,改善电压质量,降低线路损耗。 能长期在工频交流额定电压下
运行,且能承受一定的过电压。
串联电容器 串联接于工频高压输、配电线路中,用以补偿线路的分布感抗,提高系统的静、动态稳定性,改善线路的电压质量、加长送电距离和增大输送能力 单台额定电压不高;可承受比并联电力电容器高的过电压
电热电容器 用于频率为40-24000赫的电热设备系统中,以提高功率因数,改善回路的电压或频率等特性 电流和无功功率大,损耗功率也大
耦合电容器 高压端接于输电线上,低压端经过耦合线圈接地,使高频载波装置在低电压下与高压线路耦合,实现载波通讯以及测量、控制和保护 能长期在额定工频电压和相应的系统最高工作电压下运行,在系统的内外过电压下,有较高的安全裕度,同时能通过40-500千赫的载波讯号
脉 冲 电 容 器
用于冲击电压和冲击电流发生器及振荡回路等高压试验装置,此外,还可用于电磁成型、液电成型、液电破碎、储能焊接、海底探矿以及产生高温等离子、超强冲击电流和超强冲击磁场、强冲击光源,激光等装置中 1.用较小功率的电源进行较长时间充电,在很短时间内放电,可以得到很大的冲击功率
2.一般为间断运行,多以放电次数计算使用寿命,也有长期连续充放电的
3.固有电感低的产品,可得到波前陡度大,峰值高的放电电流或高的振荡频率
直流和交流
滤波电容器 1.用于倍压或串级高压直流装置中
2.用于高压整流滤波装置中
3.用于交流滤波装置中,包括直流输电的滤波装置 直流电力电容器能长期在直流电压下或在含有一定交流分量的直流线路上工作
交流滤波电力电容器主要用以滤去工频电流中的高次谐波分量
均压电容器
并联接于断路器断口上,使各断口间的电压在开断时均匀
受电压作用的时间不长,但当断路
器动作时,可能受到较高的过电压
防护电容器 接于线、地之间,降低大气过电压的波前陡度和波峰峰值,配合避雷器保护发电机和电动机
长期在工频交流电压下运行,能承
受较高的大气过电压,安全裕度大
关键词：不平衡保护；初始值；安全性
1 概述
文献［1］对保护的可靠性做出了明确的界定：“指保护装置该动作时应动作，不该动作时不误动作。前者为信赖性，后者为安全性。”
传统的不平衡保护(以下简称保护)主要用于无内熔丝高压并联电容器组内部元件故障，常和单台并联电容器保护用熔断器共同组成并联电容器组内部故障的主保护。随着内熔丝技术的发展，大量的并联电容器装置，尤其是集合式并联电容器装置单元内部采用了内熔丝结构。传统的保护整定原则已经不能适应，而且要求检测的故障范围及响应的信号越来越小，与保护信号初始值有可能重叠。不受保护初始值影响的继电器整定值下限是多少？哪些一次串并联接线方式不能采用开口三角电压保护?是并联补偿工程技术人员应当关注的问题。
为了确定保护的安全性，必须首先对保护信号初始值大小进行估算、分析。本文以开口三角电压保护为例进行分析，其余不平衡保护的分析类同。
2 保护分析的约定条件
本文所讨论的保护是基于如下假设：
a)中性点不接地高压并联电容器组；
b)中性点不直接接地系统；
c)电磁式继电保护；
d)内熔丝并联电容器；
3 哪些干扰影响最大?
关于影响开口三角电压保护的因素，文献［3］认为“电压不平衡的影响是这种保护的缺点”，文献［2］认为“这种保护方式的优点是不受系统接地故障和系统电压不平衡的影响，也不受三次谐波的影响”。究竟有多少因数影响着保护初始值，哪些因数的影响不可忽略从下面列出的保护初始值估算式可清晰地看出(推导详见附录A)。
开口三角电压：
上述各式均可认为由两部分组成：前一部分为系统影响因数KS，它由三项因数组成：第一项为系统电压偏差的影响；第二项为系统谐波电压含量的影响；第三项为系统电压不平衡的影响；后一部分是电容器三相阻抗偏差及测量单元误差的影响因数。
4 干扰信号有多大?
为了便于对保护最大初始值UΔbp进行估算，式(1)可以变形为：
式(5)中U1为基波电压；UH／U1为谐波电压总畸变率，GB/T-14549-1993规定10kV系统不超过4%；UA2／UA1为电压不平衡度，GB/T-15543-1995规定：电力系统公共连接点正常电压不平衡度允许值为2=%，短时不得超过4%；假设测量单元精度δ=1，并有ΔUb=-ΔUa=-δ，ΔUab=2δ；假设并联电容器相间电容偏差按2%控制，近似ΔZab*=2；按U1选取测量单元一次额定电压Un，则：
从上面的结果可看到正常谐波电压总畸变率和电压不平衡度对UΔbp的影响不大(异常状态下仍可能产生较大影响)，影响UΔbp的主要因素取决于并联电容器相间阻抗偏差和测量单元精度及测量单元精度间的差值。为了使初始不平衡值控制在尽可能小的范围，既要要求并联电容器相间阻抗偏差尽可能小，也要要求提高测量单元精度(例如到0.5级)并保证三相测量单元的误差特性曲线相近。理论上，满足了这些要求就可以使初始不平衡值趋于零。其实，由于产品制造的分散性以及产品运行状态的不同，这些要求又很难同时满足。
5 筑起抵御干扰的“防火墙”
为了保证保护的安全性，即在“不该动作时不误动作”，通常要对开口电压保护继电器整定值进行初始不平衡校验。
文献［3］曾指出：正常情况下，初始不平衡不应超过继电器整定值的10%。根据式(6)的结果，保护最小整定值应在40V以上取值，这对大多数的并联电容器组内部故障保护都是难以接受的。
按国内保护整定的一般作法，对于保护继电器整定值Udz.J，通常
Udz.J≥KKUΔbp(7)
其中KK是计及不可预见因数而引进的可靠系数，可按1.3～1.5考虑。
根据式(6)的结果，令KK＝1.5则有：
Udz.J＝6.28V
如果测量单元精度选择0.5级，并令KK＝1.3则有：
Udz.J＝4.07V
6 结束语
6.1 电容器组初始的三相阻抗不平衡、三相测量单元间的偏差以及系统电压不对称是影响不平衡保护初始值的主要因素。系统谐波的影响相对较小。
6.2 提高测量单元精度(例如到0.5级)并保证三相测量单元的误差特性曲线相近是降低保护初始值、提高保护安全性的有效措施之一。
6.3 开口三角电压保护继电器整定值低于4V，并联电容器装置有可能误动作。
参考文献
［1］GB50062-1992 电力装置的继电保护和自动装置设计规范［S］
［2］GB50227-1995 并联电容器装置设计规范［S］
［3］IEC TC33-149 并联电容器及并联电容器组保护导则 (征求意见稿)［S］
［4］ 林海雪. 电力系统的三相不平衡［M］， 北京：中国电力出版社，1998
附录A：并联电容器组继电保护初始不平衡测量值估算式的推导
1 基本条件
考虑一般情况，系统不对称电压为UA、UB、UC 。
对于中性点不接地的不平衡电容器组(假设不串电抗器)，电容器组每相阻抗为Za、Zb、Zc，并且Zb =Zc，每相电容为Ca 、Cb、Cc，并且Cb=Cc，各相不对称电压为：
将A(2)代入A(1)式可得电容器组相电压序分量表示为：
2 开口三角电压
设测量单元的偏差百分数分别为ΔUa、ΔUb、ΔUc；测量单元的变比可以表示为na=Un/(100+ΔUa)，nb =nc=Un/(100+ΔUb )。
开口三角电压测量值为：
3 中性线电流不平衡
设M0为(电容偏差较大)一臂并联支路(或台数)，M为两臂总并联支路(或台数)；单元额定电流为In；电流互感器变比为nl=Iln／(5+ΔI0)，其中Iln为电流互感器一次额定电流、ΔI0为电流互感器的偏差百分数，中性线电流不平衡测量值为：
关键词：电力 电容器 电气试验 绝缘电阻 交流耐压试验
随着国民经济的快速发展，电力用户对电力供应的可靠性和电压质量的要求越来越高，为提高系统供电电压，降低设备、线路损耗，各种形式的无功补偿装置在电力系统中得到了广泛的应用。因此，对电力电容器进行正确的试验，是保证电容器的正常安全运行的关键所在。
1. 电力电容器的试验项目
1.1. 到货后的验收试验
到货后的验收试验主要包括电容器的外观检查、密封性检查、电容量测量、工频耐压试验（通常为出厂试验的75%）、tanδ测量并联电容器、集合电容器不做）、绝缘油试验（集合电容器）等项目。用户也可以根据需要与生产厂家签订合同增加型式试验或出厂试验中的某些项目（比如冲击试验、局部放电测量等）。
1.2.安装后的验收（交接）试验
安装后的验收（交接）试验的主要内容包括：测量绝缘电阻；测量耦合电容器、断路器电容器的tanδ及电容值；500kV耦合电容器的局部放电试验（对绝缘有怀疑时）；并联电容器交流耐压试验；冲击合闸试验。
1.3. 预防性试验
预防性试验的主要内容包括：极对外壳绝缘电阻测量（集合电容器增加相间）；电容量测量；外观及渗漏油检查；红外测温；测量tanδ（并联电容器及集合电容器不做）；低压端对地绝缘电阻（耦合电容器）；交流耐压和局部放电试验（耦合电容器，必要时）；绝缘油试验（集合电容器）。
2.电力电容器的外观检查与密封性检查
外观检查主要是观察电容器是否存在变形、锈蚀、渗油、过热变色、鼓胀等问题；用户进行密封性检查通常只能采用加热的方法，在不通电的情况下将试品加热到最高允许温度加20℃的温度，并维持一段时间（2小时以上），在容易产生渗油的地方用吸油材料（如白石粉、餐巾纸等）进行检查。
3. 绝缘电阻的测量
3.1.基本概念
在夹层绝缘体上施加直流电压后，会产生三种电流，如图1所示。
电导电流iR，与绝缘电阻有关；电容电流iC，与电容量有关；吸收电流i1，由绝缘介质的极化过程引起。一般认为电容电流衰减很快，吸收电流的衰减时间较长，对绝缘电阻的测量影响较大，这种分析只是在电容量C比较小的情况下才成立。当电容量较大、而兆欧表又不能提供较大的充电电流时，电容电流反而会成为影响测量结果的主要因素。试品电容量越大，对兆欧表的短路输出电流要求越高。
3.2. 测量方法
测量部位：并联电容器只测量两极对外壳的绝缘电阻；分压电容器以及均压电容器测量极间绝缘电阻；耦合电容器测量极间及低压电极对地的绝缘电阻；
测量接线：兆欧表的L端子接被试设备的高压端，E端子接设备的低压端或地，当需要屏蔽其它非被试设备时，兆欧表的屏蔽端G与其它非被试设备连接。
3.3.测量步骤
测量前应将电容器两极对地短接充分放电5分钟以上；兆欧表建立电压后分别短接L、E端子和分开L、E端子，兆欧表应显示零或无穷大；兆欧表的高压端子L与被试品的连接或分开均应在兆欧表建立电压的情况下进行；测量吸收比时记录15秒和60秒时的绝缘电阻；测量极化指数时记录1分钟和10分钟的绝缘电阻值；测量后应将电容器两极对地短接放电5分钟以上。
4.交流耐压试验
4.1.常规交流耐压试验
交流耐压试验交接时只对并联电容器进行。试验电压加在电极引线与外壳之间，主要检查外包油纸绝缘、油面下降、瓷套污染等缺陷；对耦合电容器必要时进行交流耐压试验。（按出厂试验值的75%考虑）；为了减小试验设备容量，通常都采用串联或并联谐振法进行；测量高压的电压表或分压器应直接接在被试品的高压端上，并应读取试验电压的峰值，试验电压值以峰值 / 为准，大部分峰值电压表已按峰值 / 显示试验电压。
4.2.串联谐振交流耐压试验
串联谐振耐压中一旦试品击穿，回路电流就会下降为Q份之一，不存在过电流的问题，所以试验比较安全。串联谐振耐压的优点：减小升压器输出电压为试验电压的Q份之一，从而减小试验设备容量；试品击穿后电流下降为原来的Q份之一，比较安全；不需要串接限流电阻。
4.3.并联谐振交流耐压试验
并联谐振耐压试验特点：试验电流为试品电流的Q份之一，从而减小试验设备容量；试品击穿时试验电流可能会增加，过流保护应可靠；需要串接限流电阻。
参考文献：
[1]倪学锋，吴伯华，王勇.现场电容组试验的问题与改进[J].高电压技术.2006.
[2]刘兵.电力电容器技术现状及发展趋势[J].电力设备.2007.06.
[3]张滨秋.浅谈外界因素对电容器绝缘电阻测量值的影响[J].信息技术.2001.02.
[4]左强林，毛承雄，李维波.串联电容器型式试验问题研究[J].电力电容器.2004.03.
关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统
1、引言
采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；
但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。
研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压（TRV）及次同步谐振（SSR）等问题。
2、串补装置结构及其原理
目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。
（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。
（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。
（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。
摘要：文章结合我国南方电网河池固定串补及平果可控串补工程，对超高压输电线路装设串联电容补偿装置后的系统状况进行了比较深入的研究，指出一些系统问题，如过电压水平升高、潜供电流增大和可能发生的次同步谐振均源于串联电容补偿装置的固有特性，通过研究认为当串补所在输电线路发生内部故障时，采取强制触发旁路间隙等保护措施，是避免出现系统恢复电压水平超标和潜供电流增大等问题的有效途径。此外，还建议在串补站内装设抑制或监视次同步谐振的二次装置以抑制和避免系统发生次同步谐振。
关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统
1、引言
采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；
但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。
研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压（TRV）及次同步谐振（SSR）等问题。
2、串补装置结构及其原理
目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。
（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。
（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。
（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。
（4）阻尼装置可限制电容器放电电流，防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。3串补装置引起的过电压问题串补装置虽可提高线路的输送能力，但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。如线路电流的无功分量为感性，该电流将在线路电感上产生一定的电压降，而在电容器上产生一定的电压升；如线路电流的无功分量为容性，该电流将在线路电感上产生一定的电压升，而在电容器上产生一定的电压降。电容器在一般情况下可以改善系统的电压分布特性；但串补度较高、线路负荷较重时，可能使沿线电压超过额定的允许值。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。
例如，惠河线或天平线一回线故障时，如将高抗安装在串补的线路侧，则串补线路侧电压可达到561kV或560kV以上[2]，均超过高抗允许的长期运行电压，因此在两工程中均建议将线路高抗安装在串补的母线侧以避免系统运行电压超标的问题。在输电线路装设了串联电容补偿装置后，线路断路器出现非全相操作时，带电相电压将通过相间电容耦合到断开相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生桥）—平（果）线路上均已装设并联电抗器，如新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间参数配合不当，则可能引发电气谐振，从而在断开相上出现较高的工频谐振过电压[3].因此在这两个工程的系统研究工作中对串联电容器参数进行了多方案比选以避免工频谐振过电压的产生。对这两个串补工程进行的过电压研究表明，由于惠河线及天平线两侧均接有大系统，无论惠河线或天平线有无串补，在线路发生甩负荷故障时，河池及平果母线侧工频过电压基本相同；仅在发生单相接地甩负荷故障时，串联电容补偿的加入使得单相接地系数增大，从而使线路侧工频过电压略有提高，但均未超过规程的允许值，不会影响电网的安全稳定运行。
4、串补装置对潜供电流的影响
线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流（即潜供电流）[4]，该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。根据对河池串补工程进行的研究：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频（f≈7Hz）、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A[5]（见图2）。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量[5]
【关键词】无功补偿 技术 改进 低电压 农村
1 低压无功补偿的现状
随着用电量的增加，农村电网的负荷增长速度很快，并且农村电网又具有自身的一些特点，例如负荷分散、季节性和地域性等，这些情况对电网负荷又提出了新的要求，要保证农村电网质量和经济性能就需要对无功补偿工作提高重视，但是目前来说农村电网无功补偿工作仍存在不规范的现象，电力供需矛盾逐年加深，针对当前存在的问题，无功补偿在农村电网实际应用方面的研究凸现的尤为重要。无功补偿装置的科学应用对于提高线路的电压质量以及农网功率因数提高都有很大的益处，对于农村的一些电力企业和用户也带来了经济上的效益。无功补偿是提高电压质量的主要因素，也是提高电网效能的核心，合理应用无功补偿，能够维持负荷点的电压水平，提高电压稳定性，降低线损。以往的无功补偿装置只适用于台区整体补偿，即在台区配电柜内加装无功补偿装置，实行集中补偿方法。此类方式容易导致无功补偿装置过补、或欠补而投切不上，不能根据实际负荷进行投切补偿。智能无功补偿装置在变压器空载、负载情况下起到了就地补偿以及降低线损的作用。智能无功补偿装置不能降低低压线路上的总电流，只能降低变压器上的总电流。因此存在无功补偿装置在变压器负荷载为60%―70%时不能正常投入使用的弊端。至于补偿原理就是将开口式电流互感器分别接入低压线路相线，取样后电流、电压数据输入台区用电监控器，监控器根据取样后的电流值、电压值及功率因数值自动设置电容器投切容量、投切时间、投切类型，分别进行三相四线线路无功补偿。无功补偿监控器内置电压保护、过流保护、投切保护，根据采样电压、电流值，装置自动投切电容器进行单相欠补或三相共补。单相补偿方式电容器采用星形接法，三相共补电容器采用三角形接法，且电容器投入的大小按梯形分配。无功补偿监控器投切开关采用电子复合开关，利用栅极触发电压控制双向可控硅正反向门极电压指挥通断，瞬间倒成磁开关，这样可以避免电容投切时接触器产生电磁涌流及冲击电压，烧坏断路器及其它开关。通过投切补偿情况送往取样电流后段，达到功率因数平衡补偿。台区无功补偿装置装设在低压线路的电源端1/2或2/3处，起到的作用：一是降低低压无功电流在低压线路中的传输，降损效果也很明显。二是能有效提高低压线路的末端电压。三是提高整个台区及线路全段的功率因数。四是对变压器的损耗及高压线路起到就地补偿的作用。五是无功补偿装置的投切根据电压实际需求值进行设定，在线路上不会存在设定值过高或过低的现象，也不会发生无功补偿装置由于电压设限不合理而投切不上的情况。
2 低压无功补偿技术改进及注意事项
传统的农网无功补偿方式主要有两种，一种是集中补偿一种是分散补偿，无功补偿的方式随着技术的发展和以往工作的总结研究有了新的进步，目前来说常见的补偿方式有以下集中，一是低压集中补偿，所谓的低压集中补偿就是在配电变压器0.4kV低压母线上装设一系列补偿，高压无功集中补偿就是在变电站10kV和35kV母线上集中接入多组高压电容器、电抗器等。这些补偿方式都取得了良好的效果。
电路功率因数的提高可以采取在感性负载两端采取电容器并联的方式，这种方式提高了电路总的功率因素却不会影响到负载电路本身的电流和功率因数，电容从电力系统中吸收由超前的电流导致的无功功率，反的来说电感电路则是从电路系统中吸收由滞后电流导致的无功功率，这种超前和滞后的电流之间就有了相互的补偿，就能够实现容性负载的无功功率对感性负载的无功功率之间的互相补偿。点容性负载和点感性负载的相互补偿主要是在感性负载功率因数较低的情况下在负载两端通过并联电容的方式提高功率因数，当负载是电容性的且功率因数较低时，在负载两端并联电感也可以提高功率因数。
电容器的投切方式之一就是无功补偿的方式，根据在电网中的具体情况可以对高压并联电容器装置进行选择，根据运行经验选择自动投切或者手动投切的方式进行补偿。具体要求应该符合以下规定：
（1）对于兼做电网调压的装置，可以根据无功功率、电压、以及时间等条件选择自动的投切方式。
（2）在变电站的主变压器有安装了有载调压装置时，对于电容器组以及变压器分接头的调节就可以选用自动投切。
（3）变电站的并联电容器装置可以根据多个因素进行自动投切的控制，其中包括无功功率、时间、功率因数、电压等。
（4）高压并联电容器装置，当日投切不超过3次时，宜采用手动投切。
（5）低压并联电容器装置应采用自动投切。自动投切的控制量可选用无功功率、电压、时间、功率因数。
（6）自动投切装置应具有防止保护跳闸时误合电容器组的闭锁功能，并根据运行需要应具有控制、调节、闭锁、联络和保护功能，应设置改变投切方式的选择开关。
（7）当选择并联电容器装置时要注意的是严禁设置自动重合闸。
3 结语
随着农村电网负荷增长迅速，农网分布的问题逐渐凸显，农网的布局、设备、负荷分布等问题需要我们及时进行解决，农网无功补偿是一项有效的工作，能够促进电网稳定运行、提高电压质量，为了保证农网的高效高质的运行，这就需要我们进一步提高农网无功补偿应用水平。
参考文献
[1]李瑞桂.农网低电压综合治理[D].华北电力大学（保定），2012.
[2]张素文，汪瑜.农网低电压原因分析与治理[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2013，18（1）：74-77.
[3]李凯，王志勇，王磊等.解决农村电网“低电压”问题[J].科技创业家，2013，（9）：138-138，214.
关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振(SSR)；暂态恢复电压(TRV)；电力系统
引言：采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。 我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省(区)电网，2003年6月贵州―广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补(TCSC)及固定串补装置(FSC)。 通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压(TRV)及次同步谐振(SSR)等问题。
1 串补装置结构及其原理
目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器(MOV)保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。 (1)MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。 (2)火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。 (3)旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。 (4)阻尼装置可限制电容器放电电流，防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。
2 串补装置引起的过电压问题
串补装置虽可提高线路的输送能力，但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。如线路电流的无功分量为感性，该电流将在线路电感上产生一定的电压降，而在电容器上产生一定的电压升；如线路电流的无功分量为容性，该电流将在线路电感上产生一定的电压升，而在电容器上产生一定的电压降。电容器在一般情况下可以改善系统的电压分布特性；但串补度较高、线路负荷较重时，可能使沿线电压超过额定的允许值。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。例如，惠河线或天平线一回线故障时，如将高抗安装在串补的线路侧，则串补线路侧电压可达到561kV或560kV以上[2]，均超过高抗允许的长期运行电压，因此在两工程中均建议将线路高抗安装在串补的母线侧以避免系统运行电压超标的问题。 在输电线路装设了串联电容补偿装置后，线路断路器出现非全相操作时，带电相电压将通过相间电容耦合到断开相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠(水)―河(池)及天(生桥)―平(果)线路上均已装设并联电抗器，如新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间参数配合不当，则可能引发电气谐振，从而在断开相上出现较高的工频谐振过电压[3]。因此在这两个工程的系统研究工作中对串联电容器参数进行了多方案比选以避免工频谐振过电压的产生。 对这两个串补工程进行的过电压研究表明，由于惠河线及天平线两侧均接有大系统，无论惠河线或天平线有无串补，在线路发生甩负荷故障时，河池及平果母线侧工频过电压基本相同；仅在发生单相接地甩负荷故障时，串联电容补偿的加入使得单相接地系数增大，从而使线路侧工频过电压略有提高，但均未超过规程的允许值，不会影响电网的安全稳定运行。
3 串补装置对潜供电流的影响
线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流(即潜供电流)该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。根据对河池串补工程进行的研究：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频(f≈7Hz)、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量。5 串补装置引起的次同步谐振问题 在超高压远距离输电系统中采用串联电容补偿技术后，尤其是大型汽轮发电机组经串补(特别是补偿度较高时)线路接入系统时，在某种运行方式或补偿度的情况下，很可能在机械与电气系统之间发生谐振，其振荡频率低于电网的额定频率，称为次同步谐振，可通过含有串联电容补偿装置的单机对无限大线的输电系统简述其原因。Ra为发电机定子电阻；XG为发电机等值电抗，XG=2πfLG，LG为发电机电感；RT为变压器电阻；XT为变压器电抗，XT=2πfLT，LT为变压器电感；R1为线路电阻；Xl为线路电抗，Xl=2πfLl，Ll为线路电感；Xc为串联电容电抗，Xc=1/2πfC，C为串联电容器电容。可知，串联系统的总阻抗与频率有关，即 式中 L 为发电机、变压器及线路的电感之和。 由于输电线路中串联补偿度一般小于1，因此回路的电气谐振频率fe小于系统的额定频率fn ，因此称之为次同步谐振。 装有串联电容补偿的输电线路发生电气谐振时，同步发电机在谐振条件下相当于一感应电动机。如任何冲击或扰动引起的次谐波电流在同步发电机内建立起旋转磁场，以2π(fe－fn)的相对速度围绕转子旋转时，转子将受到一频率为(fn －fe)的交变力矩的作用。(fn －fe)等于或十分接近发电机轴系的任一自振频率时，就可能发生电气机械共振现象。 大型多级汽轮发电机组轴系在低于额定频率范围内一般有4-5个自振频率，因此容易发生次同步谐振。次同步谐振的后果较严重，能在短时间内将发电机轴扭断，即使谐振较轻，也会显著消耗轴的机械寿命。美国MOHAVE电厂在1970年12月和1971年10月先后发生过两次次同步谐振，使两台300MW发电机组严重受损。 河池及平果串补站建成后，南方电网的500kV西电东送输电系统中是否存在SSR问题必须予以深入研究。通过频率扫描法可分析距离河池及平果串补站较近的系统中的汽轮发电机组(安顺电厂的300MW机组和盘南电厂的600MW机组)是否潜藏着发生次同步谐振的可能性。
4结论
（1）由于串补装置将影响其所在输电线路沿线的电压特性，因此需结合已建线路上的高抗位置校核增加串补后是否导致某些地点电压超过运行要求。并在满足输送容量及系统稳定水平的前提下，认真比选线路的串补度，以避免新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间的参数配合不当而引发的工频谐振过电压问题。
（2）装设并联电容的输电线路上发生接地故障时，在故障相两侧开关跳闸的同时(无论故障相MOV能耗或电流是否超过整定值)均要求立即将旁路断路器闭合，以避免出现较大幅值的低频放电暂态分量。
关键词：电气设计；分析
Abstract: In this paper, the author describes the substation design principles, expounds the methods of the scope, design scale, current calculation and equipment selection in the electrical equipment transformation process.
Key words: electrical design; analysis
中图分类号：TM63文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）
变电站电气设备改造对改善变电站供电性能有着重要的影响，若熟练掌握了相关的知识将会在改造过程中发挥出重要的作用，但还需要依靠技术人员的不断实践研究。本文针对某 110kV 变电站的电气设备改造设计进行了阐述。
1．变电站设计原则
遵循国家及行业部门的有关规程规范，以科学求实因地制宜，加快工程建设，降低工程造价提高经济效益为宗旨进行设计。
1.1 本次改造，在满足最新负荷供电需求的基础上尽量维持原建变电站的总体布置形式和接线形式，在不增大变电站占地面积的前提下，优化变电站的站容站貌和站内变交通以方便工作人员的运行监视和维护工作。
1.2 变电站改造工程的设计应符合“无人值班”站的要求。
1.3 变电站的改造需分阶段进行第一阶段改造敷设2 号主变压器 35kV 侧高压电缆；第二阶段在脱空10kV 侧负荷后进行 10kV 高压开关柜室，以及控制室的土建改造工作和相应电气设备的安装工作；第三阶段进行控制窜设备和其他二次设备的改造工作；第四阶段，在原控制室的基础上进行通信载波机室和并联电容器室的土建改造工作和相应电气设备的安装工作。
1.4 本工程处于地震烈度Ⅵ度区。土建结构按Ⅶ度设防。
2．改造规模和设计范围
2.1 改造规模和目的
变电站的改造规模如下：
2.1.1 主变压器：1 号主变压器被等容量更换为31.5MVA 三绕组有载调压电力变压器。变压器中性点接线方式重新设计 (110kV 中性点需设放电间隙及避雷器)。
2.1.2 l1OkV 设备：110kV 侧断路器全部更换为SF6 断路器，更换 110kV 侧部分电压互感器、电流互感器和避雷器。
2.1.3 35kV 配电装置：由于目前 2 号主变压器的 35kV 母线跨越控制室和配电室，为配合主控制室、10kV 配电室及通信载波机室的土建施工。因此需要将 2 号主变压器的 35kV 侧采用高压电力电缆引出，并相应建设该回电缆的敷设通道。
2.1.4 10kV 配电装置：10kV 侧接线改为单母线分段带旁路接线，共 16 回出线，盘柜双列布置，采用 XGN2-10 型开关框，内装ZN65A和ZNl2型真空断路器。新增成套型并联电容补偿装置两组，容量为每组4000kvar 原有一组电容器拆除。原10kV 开关柜室拆除后就地重建。成套并联电容器布置在并联电容器室内。
2.1.5 二次设备控制窀。35kV 保护全部更换为微机型保护装置；10kV 开关采用微机保护，就地布置：并联电容器补偿装置采用微机保护；更换微机五防装置一套；原直流装置不更换，但需要校核蓄电池容量；更换电度表屏一面使用原有电能表将所有电能表接人现有负荷电量管理系统；对新增回路安装全电子电度表，并接入负荷电量管理系统。将控制室搬至新建的 10kV 开关柜室楼上。
2.1.6 载波通信机室和并联电容器室。利用原主控室和休息窜的场地新建通信载波机室和并联电容补偿装置室。
2.2 设计范围
针对上述改造内容的电气、土建、通信以及防雷接地、给排水等全部设计工作。
3．电气主接线
根据变电站改造工程现场查勘纪要以及变电站原来的设计，变电站改造后的最终规模为：主变容量为 2 台 31500kVA 三相三绕组有载调压降压变压器；变电站以110kV、35kV、10kV 三个电压等级出线；110kV 侧为单母线分段带旁路接线 2 回进线，2 回出线；35kV 侧为双母线接线，出线 8 回；10kV 侧为单母线分段带旁路接线，设一组专用旁路断路器。出线 16 回，并在 10kV 装设两组并联电容补偿装置和两组站用电变压器。
4．短路电流计算及设备选择
4.1 短路电流计算
根据供电局提供的目前系统归算到本站110kV 母线上的阻抗值和各侧短路电流的计算结果，并考虑为系统将来预留一定的发展裕度，经计算校核提出变电站各侧的短路电
流值。基准容量为 100MVA。
4.2 改造设备选择
本工程位于地震烈度Ⅵ度区，属Ⅲ级区所选电力设备经校验完全满足运行、检
修、短路和过电压的要求。
4.2.1 1 号主变压器。为了降低电能损耗和年运行费用避用低损耗的铜芯三相双绕组有载调压油浸式变压器。
4.2.2 110kV 断路器。选用先进、可靠、检修周期长的SF6 断路器。
4.2.3 l10kV电流互感器。选用常规户外油浸式全密封电流互感器 LCWB6 型。目前，电力市场上还有一种干式高压电流互感器。这种电流互感器是由干式高压套管和贯穿式电流互感器组合而成具有无油、无瓷、体积小、重量轻、防火、防爆、污闪电压高、维护工作量小等优点。这种电流互感器避免了常规户外油浸式全密封电流砭感器具有的易漏油、维护工作量大且有爆炸危险等缺点能满足本站的技术要求。
4.2.4 110kV 电压瓦感器。选用常规户外油浸式全密封电压互感器 JCC6 型。
4.2.5 35kV 高压电力电缆及附件。由于电缆采用户外电缆架敷设，冈此选用单芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆。
4.2.6 10kV 高压开关柜。选用安全可靠的XGN2-10 型箱型固定式金属封闭开关柜。柜内进线回路装设 ZNl2-10 型真空断路器，出线回路装设ZN65A-12 型真空断路器。
4.2.7 并联电容补偿装置。选用集合式高压并联电容补偿装置。该装置型号为 TBB-400，采用在中性点侧串联电抗器的Y 型接线方式。此种接线方式具有接线简单、布置方便清晰的优点，而且针对电容器内部故障的继电保护可采用的方式较多对串联电抗器的动热稳定要求和对避雷器的通流容量要求均较低。
4.2.8 主变压器中性点设备。改造后的主变压器110kV 中性点装设有放电间隙、单极隔离开关和氧化锌避雷器可以满足对主变压器中性点接地或不接地的运行要求。由于本站35kV 出线总长仅 69km 经估算电容电流仅约 8A, 因此主变压器 35kV 中性点不需装设消弧线圈。
【关键词】特高压；输电线路；潜供电弧；抑制方法
潜供电弧的熄灭时间主要取决于潜供电流的大小，有必要采取措施尽可能降低潜供电流的数值，以改善其自熄特性，这是提高单相自动重合闸成功率的关键。
超特高压电网线路一侧或者两侧普遍设置了并联电抗器，其目的是抑制内部过电压。由于长线的电容效应，会在线路末端产生工频电压升高，而操作过电压就是在工频电压升高的基础上产生。空线线路末端的工频电压最高，在此处装设并联电抗器，其电感能补偿线路的对地电容，减小流经线路的电容电流，削弱输电线路的电容效应，降压效果最为显著。并联电抗器的作用不仅是限制工频电压升高，吸收线路上的容性无功功率，涉及到系统稳定，无功平衡，调相调压，自励磁及非全相状态下的谐振等方面，也能补偿潜供电流。由于并联电抗器的存在增加了对地的分流通道，电抗器的容量越大，则分流越大，潜供电流就越小。本文就特高压输电线路潜供电弧的抑制提供以下四种方法：
1.并联电抗器加中性点小电抗补偿
并联电抗器在我国、前苏联等国家超高压输电线路以及前苏联的特高压线路上获得了大量应用，它能够补偿线路的对地充电功率，削弱输电线路的电容效应，有效抑制工频与操作过电压。
在并联电抗器中性点装设小电抗图，能同时补偿线路相间电容和对地电容图，限制潜供电流和恢复电压的静电祸合分量，加速潜供电弧的熄灭。小电抗中性点绝缘要求较高，常安装MOA进行保护。对于以上两种接线方式都能起到补偿线路相间电容和对地电容的作用，相比较而言，小电抗图中性点接小电抗的方式更简单明了，经济性更佳.所以本文采用小电抗图的接线方式.理想情况下，当相间接近全补偿时，相间阻抗接近无穷大，相间联系被隔断，当故障相两侧断开后，潜供电流的横分量近似为O，纵分量也被有效限制，而且跨过故障点的恢复电压也会很低，潜供电弧会很快熄灭。
在并联电抗器中性点装设小电抗的补偿方法，其主要缺点是：成本较高，中性点绝缘要求高；固定并联电抗器加小电抗的灵活性较差，且对不换位输电线路的补偿效果不明显。特高压线路中，潮流变动范围大，当使用固定电抗器长期接入线路时，会造成较大的附加功率损耗，并降低线路电压。因此，从长远看，在特高压线路上宜安装可控电抗器。正常情况下，电抗器运行在小容量以至空载状态；突发故障时，线路侧的电抗器瞬间高速响应，运行到高补偿度状态。为避免造成小电抗和主电抗过高的绝缘要求，中性点小电抗宜不可控。
鉴于目前技术水平所限，即使在我国现行的超高压线路上也没有成功使用可控并联电抗器的经验，因此，我国的特高压输电线路近期内仍将采用固定式高抗。不少学者提出的可控电抗器的三种可能结构方案：高漏抗变压器型、磁阀型、多并联电抗支路型，这为将来研制特高压等级的可控电抗器提供了重要参考依据。
2.选择开关式并联电抗器组
1978年美国学者B.R.sherling等人提出采用选择开关式并联电抗器组来抑制潜供电流的理论，并在此基础上给出了确定电抗器电感值的优化方法。带开关式并联电抗器组的系统结构。
此后，B.R.sherfing等人对此方法进行了一系列改进，分析了线路两端都安装、都不安装以及单端安装并联电抗器加中性点小电抗时，在线路上再加装选择开关式并联电抗器组的情况，并给出了相应的电抗器优化取值及开关状态。该方法主要针对不换位或不完全换位线路，其各相对地电容及相间电容不相等。该方法应用美国一条不换位的750kV线路为模型，仿真分析取得了很好的效果。
该方法的主要缺点是使用开关较多，且对开断能力要求较高，控制较复杂；当开关发生故障而未能开断时，还可能引起剧烈的系统震荡，因此，每个开关都需要额外的继电保护措施，成本较高，限制了该方法的实际应用。同时，该方案在设计时仅限于单回输电线路，对于双回输电线路并不适用。
该方案从提出至今，尚没有在国内外的输电线路上获得工程实用，但对我国特高压输电线路潜供电弧熄灭方案的设计思路，具有重要借鉴价值。
3.串联电容器补偿输电线路的潜供电流
串联电容补偿已被广泛应用于各国超高压远距离大容量输电线路上，可显著提高线路传输能力，减少输电线路的回数，在经济上以及减少输电线路对环境电磁污染等方面体现出较大的优势。
占潜供电流绝大部分的静电感应分量与线路长度成正比，串联电容的存在使其值大大减小，从而可加速潜供电弧的熄灭。但是，在单相接地短路故障中，电容器上的残余电荷可能通过故障点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的低频暂态分量。该暂态分量衰减较慢，使得电流过零次数减少，影响潜供电流的自灭，对单相自动重合闸不利；单相瞬时性故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，影响单相重合闸的成功。
对于线路中间安装开关站的远距离输电线路，当串联补偿布置于并联电抗器线路侧时，非故障线段中故障相的串联补偿电容器，将通过开关站的电气联系经接地点向潜供电弧放电，即使在故障段电容被旁路的情况下，仍然有低频分量在潜供电流中存在，这时需要综合优化串、并联补偿方案。
串联补偿电容器的使用还会带来一系列的其它问题，如过电压、次同步谐振以及对断路器暂态恢复电压的影响等问题。国外1000kV及以上电压等级并无安装串联补偿电容器的经验，我国的特高压输电线路是否需要安装串联补偿，还需结合上述论据，由设计和使用单位科学研究后才能确定。
4.快速接地开关
快速接地开关是熄灭潜供电弧的一种经济有效的方法。在日本、韩国的超高压线路以及日本的特高压电网中，由于线路较短，未安装高压并联电抗器，无法采用中性点小电抗；而且线路不换位，即使采用小电抗，效果并不好；因此，HSGS得到了广泛应用。线路发生单相接地故障后，两端断路器断开，线路通过HSGS快速接地，故障相两端的对地电容被短路，与故障点构成分流支路，使得故障点的潜供电流和电压大大降低。HSGS的实质是将故障点的开放性电弧转化为开关内的压缩性电弧，其熄灭不受风速以及天气的影响。仅从熄灭潜供电弧的效果来看，快速接地开关要比并联电抗器加中性点小电抗更有效。当前日本的快速接地开关大多采用强化型的压气式分断系统以及油压操动机构，以满足开断大电流和快速动作的需要。
但快速接地开关的使用也会带来很多问题。对于带串联电容补偿装置的线路，当某些位置发生故障时，闭合两端的快速接地开关，则补偿电容和线路电感之间可能会引起串联谐振，使潜供电流幅值很大，难以熄灭。在双回输电线路中，两相同时故障的比例增加，线路两端HSGS的不同期闭合，使通过HSGS的直流分量增加，电流过零次数减少，影响故障清除时间。对于采用HSGS的系统，HSGS的接地电阻与短路点接地电阻的比值决定了HSGS的分流作用，接地电阻对潜供电流的影响很大，需要对潜供电弧的模型进行准确分析。当土壤电阻率增大时，潜供电流有所上升，此时HSGS的作用受到影响。
此外，快速接地开关的保护和控制系统比较复杂，也在一定程度上限制了其推广应用。当线路已经安装了并联电抗器之后，安装HSGS的费用比单纯加中性点小电抗的费用要高很多。
关键词：变电站；分散式；无功控制装置；无功功率；实时补偿
中图分类号：TM63 文献标识码：A
前言
近年来，随着无人值班变电站在不断的增加，变电站的综合自动化系统也在逐渐完善，功能也随之不断强大。电能质量也成为当前供电企业最为重要的环节，保证电力系统电压的持续稳定性是电力公司服务的宗旨。在变电站中，分散式电压无功控制装置是自动调节有载调压变压器分接头和自动投切无功补偿设备，从而使电压无功功率控制在合格的范围之内。因此，保证电力系统电压的持续稳定性，是本装置实现实时无功补偿设计的主要目的。
1．硬件设计
该装置采用大容量的铁电RAM，能够无限制地写入及对数据进行永久性的保存；使用TI公司的TMS320LF2000系列芯片，本系列DSP专为实时信号处理而设计，融合实时处理能力以及控制能力，在较大程度上加强该系统的实时数据处理、FFT计算以及相对复杂的控制方式。128×64汉显液晶可以提供友好、丰富的操作界面，同时实时打印现场所发生的事件，此外，由于通讯方式的灵活性，能够同其它装置自由组网。其原理框图如图1所示。
图1主机原理框图
2．软件设计
2.1．VQC逻辑原理
变电站中一般有几台变压器，VQC根据主变的运行方式的不同选择不同调节方式。对于两绕组的变压器，取高压侧的无功功率作为无功调节的依据，取低压侧电压作为电压调节的依据。电压的调节主要靠调节主变的档位来实现，无功功率的调节主要靠无功设备的投切来实现。
2.2．基于传统9区图而改进的11区图的定义
如下图2所示，以无功功率Q为横坐标， U为纵坐标 ，建立U-Q坐标系。在U-Q坐标系中，Uq为投退一组电容引起的母线最大电压变化量。
图2改进后的11区图
2.3．VQC的调节方式
在主变高压侧电压不变及输入功率不变的情况下，主变分接头上调，高压侧绕组匝数减少，主变低压侧电压增大；反之，主变分接头下调， 高压侧绕组匝数增加，主变低压侧电压减小。对于并联电容器组，当投入时，系统无功功率得到补偿，无功功率减少，电压升高；反之，退出后，系统无功功率增大，电压降低。
在实际的运行方式中，可能会遇到这样的一种情况，运行点落在6区的某个地方， VQC策略为切电容，但切电容后，系统电压下降，无功功率增大，运行点落在7区， 7区策略为升分接头，升抽头后运行点又回到6区。此时造成电容器和分接头频繁调节且运行点在6区与7区之间徘徊。同样的道理，在2区的某个地方，也会造成运行点在2、3区之间徘徊，电容器和分接头频繁调节。造成上述电容器和分接头频繁调节的原因，是由于投切电容器后电压的升高或降低使得运行点向另一个不满足的区移动。为此，可将9区作进一步的细分，从而制定更详细的控制策略。将9区图进行改进，得出11区图。在61区，可采取的策略为切电容，因为此时切一组电容后，运行点仍落在6区内(61区或62区)，Umin
3．VQC的定值整定
对于VQC软件，由于厂家的实现方法不一样，因此定值也各不相同，然而，在VQC中，某些定值具有共通性，在此，我们仅对此些共通的定值的整定问题进行讨论。
3.1．VQC的基本定值
3.1.1．Umax和Umin的整定
在9区图里，Umax、Umin、Qmax以及Qmin决定了其分布。至于Umax和Umin的整定，我们可按照当地电网的运转规程，给予电压合格的上下限。可做一简单举例：若当地10kV的合格电压处在9.8-10.7kV的范围内，那么Umax和Umin分别设定成10.7、10.0。如果10kV由于馈线长网损相对大的特别情况，则可以适当地增大Umin。
3.1.2．无功Qmax、Qmin的整定
Qmax与Qmin的整定比较复杂，因为Q与负荷大小密切相关。对于Qmax、Qmin的整定，应先根据当地电网对于功率因数的运行规定，确定COSΦmax及COSΦmin。例如:COSΦmax规程允许0.98，COSΦmin规程允许0.9。现假设对于一台两卷变压器，容量为50000kVA。现考虑该台变压器运行在额定负荷的80%情况下，则可得出Qmax及Qmin在80%的额定负荷条件下的值:
Qmax=80%＊S＊√(1-COSΦmin＊COSΦmin=17436kVar
Qmin=80%＊S＊√(1-COSΦmax＊COSΦmax=7960kVar
因为负荷是变化的，因此Qmax与Qmin随着不同的负荷变化而变化。因此VQC软件一般都要求分时段执行定值。所以可根据当地的负荷变化规律，在不同的时段整定不同的Qmax与Qmin大小。本装置有可分为5个时段。
3.2．投退一组并联电容器对电压的变化率ΔU
一般在对母线电压受到投一组并联电容器的影响进行确定时不太容易，因为时间和季节的变化会使得负荷随之不同，所以，想精确整定具有一定的困难性，但我们能够通过自动化系统的遥测数据对此定值进行确定。
3.3．投一组并联电容器对无功的变化率
对于一组并联电容器，其出厂铭牌都会注明其容量，例如对于某电容器组，其参数为5010kVar，则其容量可直接作为投一组并联电容器对无功的变化大小，例如对于上述电容，则其对无功的变化率为5010kVar。
结语
该装置为分散式电压无功控制方式，易言之，在各变电站中，自动投切无功补偿设备以及自动调节有载调压变压器分接头，从而使得当地电压无功功率可控制在有效范围之内。然而，这种方式若从整个电网的宏观方面来讲，可谓存在难以避免的局限性，缺乏潮流的大局观。为了达到电网的无功优化控制，提高并加强系统运行的经济性和可靠性，采取调度中心统一控制无功补偿设备以及分接头是最好的无功控制方式，即集中式控制。而电力调度控制发展的最高阶段也就是集中式控制。在现阶段，关于集中式电压无功控制的理论已有较多的成果，而对于其的算法还需进一步的探讨和研究。
参考文献
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[5]王兆安.谐波抑制和无功功率补偿[M].北京:机械工业出版社，1999.
关键词：电力 损耗 无功补偿 策略
1、无功功率补偿基本原理
现在电网功率主要包含有功功率以及无功功率。电网无功功率的补偿原理为：直接把电能消耗,并且把消耗的电能转变为热能、有机能、机械能以及化学能，利用这些直接能量作功,所以这个部分功率叫做有功功率;不是直接的消耗电能;而是通过电能转换为另一种能量,并且这种能量能使电气设备作功的必要条件,这种能与电能在电网中进行转换并且是周期性,所以这部分的功率我们称之为无功功率。
2、无功功率补偿都起到的作用
(1)电能的耗损得到降低。在进行无功补偿功率的时候，同时在有功功率负荷不会改变的情况下，功率因素如果表现越高，负荷电流则是越小。从而有助于降低线路中的耗损，同时对电能的损耗也起到降低作用。
(2)提升电能的传输质量。在这一方面无功功率补偿并没有什么特别明显，原因是无功功率主要的补偿是通过电容，电容的投切会造成一定程度上的电压突然波动，并且还会产生一定的谐波量，除非增加一定的额外电抗来控制谐波。并且可以通过以下有效的措施进行处理：低压要保持大体上无功功率进行补偿、基本上要保持常年具有的稳定性和对进行的投切次数不多高压电容器的组合进行补偿，最常用的方式就是通过手动投切。为了禁止出现功率补偿超过预定量或者是在载量少的状态时呈现电压过高对设备造成损坏，在一般的情况下电容会自动进行投切方式。高压或者低压在功率补偿效果一样时，我们主要是通过采用自动的低压式补偿装置。在输电线路进行有功负荷输送时可能会出现电压耗损以及输电线路进行无功负荷输送时所使电压损耗得产生是电压耗损产生的主要部分。输电线路上由于电抗要大出几倍于电阻，对变压器来说，其电抗则要大出几倍或者几十倍于电阻。因此，输电线路的电压损耗和变压器的电压损耗，主要是通过输送无功功率进而产生的，所以，我们通过对无功功率的补偿，进而降低电压的损耗，达到电能质量的提高。
(3)降低线路中的压降。由于输送线路电流在传送中变小，送电系统线路中的电压损耗相应的也会减少，从而对系统电压的提高有利于稳定，更能有利于启动大的电动机。
3、通过无功功率进行补偿从而使电能降低耗损
通过无功功率进行补偿从而使电能降低耗损。应该对电容进行合理选择补偿方式。对于自身容量比较大，负荷比较稳定并且常常对用电设备进行补偿方式适宜应用就地补偿。对没有功电容器组的补偿方式则适合统一在配变电所中集体补偿，在具有机械自动化水平比较高的流水线和比较大的容量机组工业中，适合采用的方式是分散补偿。
(1)应用并联电容器，进而减少了电能损耗。无功功率补偿投入使用之后，随着无功功率不断的增加，系统总的电压也在不断的增大，从而减少系统中的电能的损耗。为了尽可能的降低电能损耗和降低电压损失，最常用的就是补偿办法就是并联电容器进行补偿，所以低压无功部分应该由低压并联电容器补偿，高压无功部分则采用高压并联电容器来补偿。我们在应用并联的电容器时，产生如下作用：第一，对系统的电压有利于提高，从而降低电能的损耗目的；第二，有有助于功率因数不断的提升，达到电压耗损的降低。
(2)采取集中进行补偿方式。变电站中组装大型容量的电容器进行补偿应采用集中进行的补偿方式，从而得到电能消耗的降低，来实现节节约用电以及节约电能的目的。在应用集中补偿方式时，还要依据满足主变压器对无功容量补偿的需求，还有在确定无功容量的补偿大小还要依据用电区间的无功功率、设备中的配电线路以及实际中对无功补偿的水平，从而防止容量超过预定所出现的电网中的电压攀升，最后导致损坏运行中的电容器。不同变电站的容量应按照主变压器的容量来决定，从而达到电容器的自动投切，使电容器的利用率不断得到提高，而且有利于维护，最终达到电能耗损减少的目的。
(3)配电线路采用分散进行补偿。分散补偿的方式应用于配电中的主变压器及用电户设备所进行的无功补偿。假如用户之间的主变离得比较远时，适当的在供电所在的末端因该组装进行分散补偿的装置，并且根据用电用户端所需的低压补偿，从而提升线损的降低，同时增大了末端的电压，最后达到电能耗损减少的目的。
(4)设备原地补偿。针对大型电机和具有大功率的用电适合在原地进行补偿。此种方法是最经济实惠的，同时也是最有成效的补偿。设备原地补偿就是电容器与用电设备直接进行连接，中间的部位只需要添加保护的熔断器，用电设备在进行投入的同时电容器也随着一同投入，进行切除的同时还要一同切除，从而达到最实用自动的无功补偿，从而达到电能损耗的减少，最终达到运行的经济实惠。
(5)在低压的配电网中主要补偿方式。第一，低压部分进行集中补偿。配变网中对380V侧低压进行集中补偿时，经常会应用通过微机对低压式并联的电容器柜的控制，最主要的就是实现用户对功率因数得到提升，最终对无功就地进行补偿。此种办法对配电网和配变都有损失，从而进行保证用电用户的电压平稳和质量高的电能，这种办法在电力系统是不被认同的。第二，配电中的变压器的补偿是随着变压器进行的。主要方式是低电压的容器通过低电压保护并且连接在变压器的二次侧，同变压器投切是同步的，最终实现配电电压器的无功补偿。提高它的利用率，最终达到能耗的减少。第三，无功补偿的随机性。通过低压的电容器组和同电动机组进行并联，通过对它的控制以及保护装置和电机投切使同步的。此方法投切进行时比较及时，接线方式也简单，更利于管理。
4、结语
电能耗损的减少是通过对无功功率补偿实现的，在现实使用中，应从技术和经济上进行全方面的考虑，让无功功率补偿发挥到极致，得到合理化进行。它所投入的资金小、收益快，真正的达到系统能耗的减少，是使其经济运行最有效的办法。
参考文献
[1]李梅兰.从无功功率补偿分析降低电能损耗的措施[J].技术物理教学,2008,(1).
