时间：2023-05-29 17:22:49
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篇电力电容器，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。
中图分类号：TM53文献标识码：A文章编号：
前言:变电站高压电力电容器是无功补偿的主要设备，相对于其它高压设备，其绝缘较为薄弱，在运行中容易发牛内部故障，不仅影响电容器的可用率，而且增加维护工作量。变电站高压电力电容器的运行可靠性与电容器的质量有关，同时也与电容器的选型、运行状态和装置的设计方式密切相关。
1、电力电容器选用
当前投入运行的自动补偿设备可按装置阻抗特性分为两大类：固定阻抗型和可变阻抗型。可变阻抗型：如SVC、STATCOM等技术先进、响应速度快、补偿精度高，但因投资较大，用户特别是电力系统外的一般企业用户较少采用。固定阻抗型：如分组电容器自动补偿装置随着自动控制技术的发展，装置性能显著提高，亦能够较好地满足系统电压无功自动综合控制的要求，并且简单经济，得到了用户的广泛认可，是目前变电站10kV无功自动补偿的主要方式，220kV、110kV变电站推荐优先选用10kV电容器分组电容器自动补偿装置。
220kV、110kV变电站无功补偿设备优先选用框架式电容器组，不用集合式电容器。集合式电容器虽然有着占地空间小、带电部位外露极少、外壳不带电等优点，但集合式电容器有可能会因内部电容单元击穿而造成三相电容量不平衡，进而导致跳闸，且一旦出现故障，整台停运，补偿容量损失大，在现场不能更换大箱体内的故障电容器，需返厂修理，引起的电容器组停运时间较长，对系统电压影响较大。集合式电容器采用的绝缘油品种繁多，给运行维护带来很大的不便，补充检修或渗漏导致的缺油变得非常困难。运行经验表明，运行中的集合式电容器大油箱绝缘击穿电压的降低与目前油保护的方式有很大关系。集合式电容器普遍使用的是呼吸器，并且是高悬在油枕旁边，运行维护不方便。因此，从满足电网安全运行的角度看，变电站无功补偿设备应优先选用框架式电容器组。
2、电容器等容分组和不等容分组
自动跟踪补偿把一定容量的电容器分成多组，自动跟踪负荷的变化投切电容器组数来调整投入电容的容量，尽可能的使无功随时平衡。很显然分组的多少，投入电容器的容量变化梯度大小影响跟踪效果。分组越多，容量变化梯度越小跟踪效果越好，补偿精度越高。电容器的分组有等容分组和比容分组两种。
等容分组就是把一定容量的电容器Q平均分成多组，每组的容量就是电容器的调整容量变化梯度，大小为Q/n，组数就是调整的级数。以等容分组5组为例，变化梯度为Q/5，调整级数共5级，连续投入和连续切除如图（1）所示：
图（1）
不等容分组是把一定容量的电容器按一定的比例分组，然后各比值容量组合，组合出多级等梯度可调变化容量。不等容分组分为等比分组和差比分组两种。以差比分组3组为例，分组时比例通常为1:2:4，变化梯度为Q/7，调整级数共7级，连续投入和连续切除如图（2）所示：投切有间断。
图（2）
等容分组和不等容分组的比较：
2.1等容分组的分组数就是电容器投切的级数；比容分组的分组数通过组合可以组合出较多的级数。
2.2等容分组投切电容器是连续递增或连续递减，对电网冲击小；比容分组投切电容器是不连续的有间断，对电网冲击大，容易造成电压波动。
2.3 等容分组投切电容器可以循环投切（先投先切）开关和电容器均衡使用；比容分组投切电容器只能按组合规律投切，开关和电容器不能均衡使用。
2.4 两种分组方式相比较，同样条件下等容分组投切电容器次数少，比容分组投切电容器次数多开关动较频繁。
综上所述，比容分组虽然能用较少的分组获得较多的投切级数，但开关和电容器的故障率远高于等容分组的装置，而且投切电容器时电压波动大。因此，220kV、110kV变电站优先选用电容器等容分组。
3、内熔丝与外熔丝
内熔丝是内熔丝电容器的限流装置。每一个电容器元件都串联一个内熔丝，当任一元件发生故障引起短路时，与其串联的熔丝动作，使此元件瞬间及时与线路脱离，电容器减少一只元件，其相应的电容变化很小，只有1∼2%，可以忽略不计，并且其它电容器上的过电压增量非常小，故不会对系统造成影响。同时也避免了经常更换电容器之苦，降低运行和维护成本。由于电容器内部有内熔丝隔离层，故不会发生内熔丝群爆现象。采用内熔丝技术可使电容器单台容量做得很大，从而使电容器组更加紧凑，占地面积减小。
内熔丝电容器 外熔丝电容器
外熔丝是单台电容器内部元件短路故障（包括引线对外壳的短路故障）的保护器件。一只元件损坏短路整个并联段。由公式I=UωC可知，当电容量(C)增大时，电流(I)随之增大，直到外熔丝断开，一旦外熔丝断开，电容量损失大。电容器组装设外熔丝，从运行情况的统计，外熔丝非常容易被腐蚀，并且很容易误动，质量和性能存在不稳定的问题；新安装的熔断器安装角度和熔丝拉紧度不易控制，受施工质量影响较大。而且当电容器组每相（臂）的串联段数等于或大于3时，外熔丝不能可靠保护内部元件故障（包括极对壳故障）。
综上所述，220kV、110kV变电站电容器优先选用内熔丝作为电容器的保护器件。
4、电容器额定电压的选择和运行电压控制
在并联电容器装置设计中，正确地选择电容器的额定电压十分重要。并联电容器额定电压的安全裕度若取值过大，就会出现过大的容量亏损；额定电压取值过小，则容易发生故障。为达到经济和安全运行的目的，选择并联电容器额定电压应考虑下列因素：
a)并联电容接入电网处的实际运行电压，尽可能使电容器的额定容量得到充分利用，不应过载运行；
b)并联电容器在运行中承受的长期工频过电压应不大于电容器额定电压的1.1倍，持续运行电压不大于电容器额定电压的1.05倍；
c)接入串联电抗器后会引起并联电容器运行电压升高，但不造成对电容器绝缘的危害。接入串联电抗器后，并联电容器运行电压按下式计算：
(1)
式中：为单台电容器的运行电压；为并联电容器装置的母线运行电压； S为电容器组每相的串联段数；K为电抗率。
根据220kV、110kV变电站的运行数据，10kV母线的运行电压的平均值约为10.5kV，故并联电容器装置的母线运行电压为10.5kV，本工程中电抗率选5%，电容器组每相的串联段数为1，根据公式(1)，单台电容器的运行电压为6.38kV,具体计算如下：
5、结语
提高电力电容器运行可靠性需要选用品质良好的电容器产品，同时还应注意电容器的选型、设计、运行电压控制等影响电力电容器安全运行的因素，采取有效的预防措施和方法，以保障电力系统设备安全、经济运行。
参 考 文 献：
[1]於益军，陆杏全．电容器调节配电系统电压[J]．电力系统自动化，
2000．24(4)：64―66．
[2]房金兰．全膜介质高压并联电容器在我国的发展[J]．电力电容器，2000，(1)．
[3]林俊陆．电力电容器的维护与运行管理 广东科技2008(22)．
关键词：电容器 谐波 影响
随着工业生产自动化和和人民生活水平的不断提高，用电量也相应成倍的提高。惠州地区电网的用电负荷的结构也变得复杂多样，大量小水电上网、钢铁厂用户、水泥厂用户及厦深铁路牵引站用户等产生谐波，造成电网波形畸变，影响电能质量。
一、谐波对电容器的危害
并联电容补偿装置连接于系统，其基波电流、电压、无功决定于系统的电压（基波）。设当系统电压为额定值时，其基波电流、电压、无功等均为额定值：Ic1=IcN，UL1=ULN（串联电抗器），Qc1=QcN。当谐波注入时，便造成电容器的谐波过电流、过电压和过负荷，引发电容器局部放电强度增大、绝缘电老化、温度升高而过热、缩短电容器寿命和引发电容器极板的机械谐振，导致电容器损坏。因此，谐波对电容器的损害主要表现在绝缘效应、热效应和机械效应3个方面。
1、绝缘效应
电容器的绝缘介质材料一般是有机绝缘材料，其电老化的一般规律是Urτ=常数。其中U为电容器的工作电压；τ为介质工作寿命；r为取决于介质材料的指数。研究表明指数r的数值一般为7～9，也就是说电压每升高10%，电容器寿命大约缩短1/2。谐波造成电容器的过电压和引起局部放电强度加大，都加速了电容器绝缘介质的老化，缩短了电容器寿命。同时电容器的过电压会导致电晕，绝缘性能衰退，甚至击穿。
2、热效应
在电压恒定情况下，对于有机介质电容器一般认为温度每升高8℃，寿命就要缩短1/2。当电容器在含有谐波的电源中运行时，因谐波过电压、过电流和过负荷而使其损耗功率大幅度增加，根据在正弦波电压情况下，电容器的发热功率计算公式P=ωCU2tanδ可以推算出电容器在谐波存在的电源中运行的发热功率。可见电网谐波往往造成电容器异常发热，严重影响电容器寿命。
3、机械效应
在安装架上的电容器，其外壳与接线在交流电压作用下往往产生共振，有时还发出响声。而电容器内部的极板在谐波电压作用下会引起极板弹性振动，谐波电压一旦引起电容器极板的机械谐振，就要影响电容器介质的寿命。
综上所述，电网中的电容补偿装置受谐波的危害和威胁十分严重。由于谐波的过电压影响，使电容器的局部放电性能下降，同时由于谐波过电流和过负荷，致使电容器异常发热，从而加速电容器绝缘介质老化，缩短了电容器的寿命。因此必须严格限制电网谐波的畸变率，以及电容器的过电流和过电压。
二、谐波抑制方法与存在问题
1、谐波抑制方法
根据并联电容器对谐波电流放大的原理，改变并联电容器与系统阻抗的谐振点，避免谐振发生，就可以有效地解决并联电容器对谐波的放大问题。实际操作中的通常做法是给并联电容器串接电抗器。XL为串接电抗器的基波电抗，则：并联电容器与系统发生谐振，谐波次数n0= ，与未串接电抗器之前相比，谐振点谐波次数明显低于未串接电抗器时的谐波次数，且串接的电抗器电感量越大，谐波次数n0越低。因此，通过串接电抗器电感量大小控制并联谐振点的位置，能够有效避开谐波源中所包含的各次谐波，避免谐振的发生。
根据电网谐波测试结果，一般采取如下原则：
当电网中3次谐波含量已接近或超过标准限值时，宜选用电抗率为12%（或13%）的串联电抗器；
当电网中5次谐波含量已接近或超过标准限值时，宜选用电抗率为4.5%（或6%）的串联电抗器；
当电网系统背景谐波以3、5次为主，且谐波含量较大时。宜采用电抗率分别为12%（或13%）、4.5%（或6%）的串联电抗器混装方式或选用电抗率为3%的串联电抗器。
2、实际操作中存在的问题
就电力系统来说，用电设备有谐波产生，上级电网也有谐波注入，变电站内部的整流等设备同样会产生谐波。对于谐波的影响很难做出准确的预测，电力系统中并联电容无功补偿装置的谐波抑制。特别是在串接电抗器的选配方面存在着许多的实际问题，当系统中含有多次谐波分量时，可以通过加大串接电抗器的电感量降低谐振点来解决。但若串接电抗率过大的电抗器，电容器两端电压将升高到一个很高的数值，不仅会造成投资大、不利于安全运行。同时也会影响补偿效果，因此一般情况下，串接电抗器的电抗值不宜过高。任何一种固定比率的电抗器都不可能对每次谐波起到很好的抑制作用，比如，串接4.5%。6%的电抗率还会对3次谐波产生放大作用。串联电抗器电抗率的选取，应根据主谐波次数、电容器组容量、母线短路容量以及装置的允许运行条件等因素进行计算确定。
三、抑制谐波的设想与建议
根据国家电力电容器设计制造规范，电力电容器设计制造中已经考虑了一定谐波分量影响。因此建议电力系统的防谐、抑谐应按以下原则来实施。
1、加强谐波源用户管理工作，对于大型设备和主要谐波源等应实施就地治理和补偿，避免较高含量谐波流入系统，给电力系统及用户设备造成影响。
2、在变电站扩建或改造无功补偿电容器前，必须进行l0kV、35kV系统的背景谐波测试，分析其主要谐波含量。合理确定串接电抗器的电抗率。
3、在保证电力电容器不受损害的前提下，并联电容器串接电抗器的电抗值宜适当选择一个下限，尽量避免注入系统的谐波电流过大，从而给系统中其它设备和电网带来不利影响.
4、对于系统中相对复杂而又难以控制流入的谐波问题。通过测试分析，可以采取滤波、抑波相结合的治理方案进行解决。
5、定期开展电网系统谐波测试工作，按照相关标准规范电能质量管理，指导谐波源用户正确开展无功补偿与谐波治理工作。
6、对于产生较大谐波含量的设备或新建的变电站等，应参照类似或已有的成熟运行经验作好谐波的治理和抑制工作。
四、结束语
在电网谐波污染日趋严重的环境下，电容器组不仅承担补偿系统无功的作用，还应能抑制和改善系统谐波，保证系统的安全、经济运行。但电容器在接入谐波源的系统中运行，在谐波频率作用下，将造成电容器的谐波谐振和谐波放大，给电网和电容器造成危害。因此，研究电网谐波和并联电容器组的相互影响，抑制电网谐波和电容器的谐波放大，提高电容器组承担谐波过电流、过电压和过负荷的能力，就能防患于未然，不断提高和改善电能质量。■
参考文献
[关键词] 电力电容器；维护；处理故障；修理
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，可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。
2.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。
5.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。
【摘要】文章总结分析了电容器0压和差压保护传统的投产调试方法所存在的问题，提出了从电容器放电压变1次侧加压试验的方案，以提高电容器0序电压和差电压保护的可靠性及检验2次回路接线的正确性，确保电力系统的安全稳定运行。
【关键词】电容;电压;保护;试验;探讨
0.引言
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，对变电所电力电容器保护进行正确的试验，保证电容器的正常安全运行至关重要。
1.电力电容器组传统差压和0压保护的试验方法存在的问题
由于电容器的0压或差压保护在电容器组正常运行时，其输出接近于0V，有可能存在电压回路开路保护拒动的事故，也可能存在电压回路误接线，保 护误动的隐患。如果电容器3相平衡配置，能提升电压质量稳定系统正常运行，熔断1只（或几只）将造成电容器中性点电压的偏移，达到整定值，差压或0压保护 就会动作跳开高压开关。因此，这两种电压保护在真正投运前，放电压变2次回路的接线正确性都需要通过送电进行验证，方法如下：
1.1新电容器及保护带负荷试验时，首先进行对电容器冲击试验，观察正常。电容器改试验，拆除1只（或几只）电容器熔丝（以下简称“拔熔丝” 试验），再送电，测试0压或差压，以验证回路的正确性及定值的配置，1次系统多次操作带来安全风险，且时间长，工作效率低下。这种试验方法对于传统的熔丝 安装于电容器外部的安装形式才有效，但对于集合型电容器组，因内部配置多个熔断器，停电也不能单独拆除其内部的1只熔断器的安装形式（如上海思源电气有限 公司生产的并联电容器成套装置，型号为TBB35-1200/334-ACW），电容器与连接排之间安装非常紧凑，就无法作0压或差压试验，来验证保护。
1.2专业分工导致试验方法存在纰漏。由于高压试验工不熟悉继电保护的2次回路，试验只注重单个1次设备的电气性能，对2次回路正确性关心不 够; 而继电保护工只对2次回路认真维护，对1次回路关心较少，导致压差保护和0差保护这样的重要保护投产调试操作麻烦，安全风险大。
2.改进措施
怎么验证压差或0差保护回路的正确性呢？从放电压变1次侧加试验电压，让0压和差压保护达到整定值后动作跳闸，便是1个的较好的选择。笔者认为：
2.1理论计算上可行
35kV及10kV电压互感器的变比都不是很大，差压保护和0压保护的整定值也不是很高，这为从放电压变1次加压试验保护的动作性能提供了先 决条件。例如： 35kV放电压变的变比为35000/1.732/100=202.08/1，即1000V的电压就可以在2次侧感应到约4.9V的电压; 对于10kV的放电压变在1次加1000V电压则可在2次侧可感受到约17.3V的电压。1000V的电压不算太高，这为从放电压变1次加压试验差压和0 压保护提供了可能。
2.2电力系统生产的安全性、可靠性、高效性的要求
通过1次加1定量的电压的方法，达到保护动作的目的，将放电压变1次和2次电压回路接线的正确性和0差、压差保护的定值试验全都包括，避免了繁琐的送电、停电、拔电容器熔丝后再送电的试验操作模式，达到安全和0停电目的。
2．3现代继电保护整定技术成熟性允许
对于电容器这样的设备，专业的继电保护整定部门可以保证整定值的正确，也有成功的运行经验，不需要用“拔熔丝”这样的手段来验证保护定值。因 此，“拔熔丝”试验的作用，也只能是粗略验证压差或0差保护回路的正确性，包括放电压变1次接线的正确性。换句话说，如果能从放电压变1次侧加压试验，证 明压差或0差保护动作正确，就可以不做“拔熔丝”试验了。
3.试验方法
主要设备是3相调压装置、3只试验变压器SB1～3、3只放电压变YB1～3。该试验变压器需定制，3只变压器的1致性要好，变比为 1000V/57.74V，作升压变使用，目的是和继电保护3相试验设备配套，主要由继电保护人员来操作。试验方法： 试验压变和放电压变各自接成3相星形接线，从放电压变1次侧加入1定量正相序电压，在2次回路检测序开口3角电压（即0压保护两端电压）是否为0V; 改变某相电压使至达到整定值（或改变电压相序），保护动作，如此可直接检查及验证保护动作值和放电压变1、2次回路的正确性。（见图2） 请登陆:输配电设备网 浏览更多信息。
差压保护的试验方法:
主要设备是3相调压装置、2只试验变压器SB1～2、3只放电压变YB1～3，图中是某相放电压变如A相放电压变试验接线图，B、C相同样分 别接线试验。试验方法： 从放电压变高压侧加入1定量同相序电压，2次回路检测差电压（即差压保护动作电压）接近0V。改变某侧电压使差电压达到保护整定值，保护动作，这样便检查 及验证了放电压变1、2次回路的接线正确性。
4.试验步骤
第1步: 将电容器组改检修;
第2步: 将放电压变与电容器组连接线拆开;
第3步: 按实际电容器保护原理，按图采用差压保护或0压保护的相应试验接线;
第4步: 加压试验，验证差压保护或0压保护的正确性。由于试验电压较高，放电压变和试验压变周围要用绝缘胶带做好隔离，防止触电，必要时请高试班的人员进行指导。
第5步: 恢复接线并检查接线正确牢固。
第6步: 带负荷试验时，只需要测量保护安装处的不平衡电压在允许范围内既可，不必要再将电容器组停电，用拔电容器的熔丝方法来验证保护接线的正确性了。
5.运用效果总结
2007年7月，在我集团公司#1、2电容器改造后投产试验时，由于安装的是上海思源电力有限公司的电容器成套装置，熔断器安装在电容器内 部，无法采用“拔熔丝”试验的方法，而采用从电容器放电压变的1次侧加压试验的方法，问题迎刃而解，简单方便且确保试验安全; 由于该方法确实安全、简便和有效，对于熔丝安装在外部的电容器组的投产试验，也提供了1个更好的的选择。
这种方法，由于是在主设备送电前完成的，压变2次回路存在的问题可以事先发现并及时处理，减少了送电后发现问题再2次停电的风险，是事前控制 的技术手段。对于新投产的变电所，在验证计量压变、保护压变、开口3角压变1、2次接线正确性时，也可在压变投运前采用这种试验方法，结合压变投运后2次 回路的带负荷试验，达到全过程控制，就可减少工作失误，极大地提高工作效率，保证设备安全运行。
参考文献
【关键词】谐波电流；电力电容器；并联谐振
0.引言
针对煤矿井下供电系统功率因数普遍偏低的现象，在煤矿供电系统中使用大量的电力电容器进行无功功率补偿，以提高系统的功率因数，降低供电系统的损耗，提高供电效率。随着电力电子技术的发展和广泛应用，煤矿用电负荷的结构发生了重大的变化，大功率变频调速等控制装置越来越多的应用于矿井提升机和通风机等生产设备，电力电子设备在工作时会向电力系统注入大量谐波电流，导致电网的电压波形畸变越来越严重。在有谐波的电力系统中装设无功功率补偿电容器时，在某些条件下会使谐波放大，甚至会引起电力系统局部谐振，导致电力电容器中谐波电流过大，严重时造成电力电容器的故障或损坏。因此，保证电容器在谐波条件下的安全运行是十分必要的。
1.无功功率补偿电容器
1.1无功功率补偿技术
无功补偿在电力供电系统中起提高电网的功率因数的作用，降低供电变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境。所以无功功率补偿装置在电力供电系统中处在一个不可缺少的非常重要的位置。合理的选择补偿装置，可以做到最大限度的减少网络的损耗，使电网质量提高。每年可为煤矿节约电费数十万元。
1.2谐波电流对电力电容器影响分析
整流装置的谐波阻抗一般较系统侧及电容器组的阻抗大得多，在进行谐波分析的电路中，当直流负载电流一定时，可将谐波源视为恒流源。谐波对电力电容器的影响与电力系统的结构有关，在大多数情况下，谐波源与电力电容器在同一母线上，此时电路的结构具有并联电路的特征。电力电容器支路串有电抗器时的系统结构及等值电路见图1。
（a）系统图 （b）等值电路图
图1 谐波分析电路图
Fig.1 circuit diagram of the harmonic wave analyze
图中x—系统的基波电抗；x—串联在电力电容器支路的基波电抗；x—电力电容器的基波容抗。
由等值电路可得
I=I （1）
I=I （2）
由式（1）、（2）可得出如下结论：
（1）当nx-x/nI，谐波电流在电容器支路中被放大。
（2）当nx+（nx-x/n）=0时，电路发生并联谐振，谐振条件为x=n（x+x），在谐振点附近I>>I，将有可能导致I>I，严重威胁电力电容器的运行安全。
1.3电力电容器的使用极限
电压波形中有高次谐波时，在高频电场的作用下，电容器的介质老化比正常工作时加快，同时高次谐波电流也将引起附加发热。
对移相电容器来说，其电流应满足基波电流与谐波电流合成后的有效值不超过电容器额定电流的1.3倍，即：≤1.3I。
电压使用极限：
并联电容器装置设计规范（GB50227-1995）规定电容器运行中承受的长期工频过电压，应不大于电容器额定电压的1.1倍。即：U≤1.1U。
以上这些关系在设计和使用电力电容器时，始终应得到满足，这样才能保证电容器的运行安全。
2.电力电容器的设计方法
2.1电流保护
谐波对并联电容器的直接影响。谐波电流叠加在电容器的基波电流上，使电容器电流有效值增大，温升增高，甚至引起过热而降低电容器的使用寿命或电容器损坏。谐波电压叠加在电容器基波电压上，不仅使电容器电压有效值增大，并可能使电压峰值大大增加，使电容器运行中发生的局部放电不能熄灭。这往往是使电容器损坏的一个主要原因。
在有谐波的电力系统中，设计并联电容器时应考虑其对谐波的放大作用，以保证电容器和供电系统的运行安全。具体方法是：在电容器支路内串联电抗器，使各电容器支路的总阻抗对各次谐波均呈感性，限制流过电容器支路的谐波电流，如图1所示。计算时只要使对应最低次谐波时电路呈感性即可，计算公式为：
nx=kx=kx/n
k为可靠性系数，取值为1.2～1.5。
并联电容器装置设计规范（GB50227-1995）规定，用于抑制谐波，当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，电抗率（电抗器的电抗与电容器电抗的比值）宜取4.5%-6%；当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为3次及以上时，电抗率宜取12%；亦可采用4.5%-6%与12%两种电抗率。
2.2电压保护
当采用串联电抗器抑制电容器中的谐波电流时，电容器两端的电压会升高，在选择电容器时应考虑该因素的影响。串联电抗器时，作用在电容器上的工频电压为：
U=
U-电容器端子运行电压；
U-并联电容器装置的母线电压；
k-电抗率；
设计时应保证U≤1.1U。
3.案例分析
现以一典型供电系统为例分析谐波对电力电容器的影响，系统相关参数见表1。
表1 系统相关参数
Tab.1 system relevant parameters
3.1谐波分析及谐波电流计算
在六脉动整流电路中，含有谐波电流的谐波次数为n=6K±1 （k=1、2、3……），每台整流变压器二次绕组中产生n次谐波电流I为：
I=I=
各次谐波电流折算至变压器一次侧的电流值为：
I=
在6.3kV母线上出现最大谐波电流的条件为两台提升设备同时工作，此时n次谐波电流值为I=2I。考虑到高次谐波电流在系统中含量较小，本例中谐波电流只计算至19次谐波，计算数值见表2。
表2 主要谐波电流计算
Tab.2 calculation of main electric current of wave in harmony
3.2谐波电流对电力电容器影响分析
在分析谐波电流对电力电容器影响时，考虑电力电容器支路串电抗器和不串电抗器两种情况，串联电抗器时，电抗值按下式计算。
X′=K
K取1.5；n为5。
则算得X′=1.32，由于电容器为接线，故等值电路参数为：
X=X′/3=0.44Ω
X=X′/3=7.35Ω
由公式（2）算得电容器支路中各次谐波电流见表3。
表3 电容器支路各次谐波电流计算
Tab.3 main electric current of wave in harmony of branch road of condense
注：第1、2行为未串联电抗器谐波电流值；第3、4行为串联电抗器谐波电流值；
利用表3中参数对电容器运行参数校验如下：
（1）未串联电抗器时。
=490.6（A）>1.3I=371（A），电容器严重过负荷将被烧毁。
（2）串联电抗器时。
电容器两端的电压为U=U=×6.3=6.7（kV）。
一般移相电容允许在1.05Ue条件下长期运行，故电容器的额定电压应选为6.6kV。
1.05U=6.93kV>6.7kV
U+U=6700+43.8×22.05/5=6893V
I=×286=290.3（A）
=295.3（A）
通过以上案例可以看出，当供电系统中谐波电流较大时，对电力电容器支路串联电抗器进行保护的效果显而易见，此方法对于电容器的安全运行有重要的作用。
4.结论
从以上分析可以看出，在有谐波源电力系统中选用无功功率补偿电容器时，应充分考虑谐波对电力电容器的影响，正确确定补偿电容器支路的参数，为电容器选择合适的串联电抗器，这样才能保证电容器的运行安全和使用寿命、减小整流电路回送至系统的谐波电流，同时减少电力电容器的损坏从而进一步减少煤矿的损失。
【参考文献】
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[5]戴朝波，林海雪，林绪.两种谐波电流检测方法的比较研究[J].中国电机工程学报，2002，5（1）：80-82.
[摘 要]文章总结分析了电容器零压和差压保护传统的投产调试方法所存在的问题，提出了从电容器放电压变一次侧加压试验的方案，以提高电容器零序电压和差电压保护的可靠性及检验二次回路接线的正确性，确保电力系统的安全稳定运行。
[关键词] 电容;电压;保护;试验;探讨
（一）引言
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，对变电所电力电容器保护进行正确的试验，保证电容器的正常安全运行至关重要。
（二）电力电容器组传统差压和零压保护的试验方法存在的问题
由于电容器的零压或差压保护在电容器组正常运行时，其输出接近于0V，有可能存在电压回路开路保护拒动的事故，也可能存在电压回路误接线，保护误动的隐患。如果电容器三相平衡配置，能提升电压质量稳定系统正常运行，熔断一只（或几只）将造成电容器中性点电压的偏移，达到整定值，差压或零压保护就会动作跳开高压开关。因此，这两种电压保护在真正投运前，放电压变二次回路的接线正确性都需要通过送电进行验证，方法如下：
1. 新电容器及保护带负荷试验时，首先进行对电容器冲击试验，观察正常。电容器改试验，拆除一只（或几只）电容器熔丝（以下简称“拔熔丝”试验），再送电，测试零压或差压，以验证回路的正确性及定值的配置，一次系统多次操作带来安全风险，且时间长，工作效率低下。这种试验方法对于传统的熔丝安装于电容器外部的安装形式才有效，但对于集合型电容器组，因内部配置多个熔断器，停电也不能单独拆除其内部的一只熔断器的安装形式（如上海思源电气有限公司生产的并联电容器成套装置，型号为TBB35-1200/334-ACW），电容器与连接排之间安装非常紧凑，就无法作零压或差压试验，来验证保护。
2. 专业分工导致试验方法存在纰漏。由于高压试验工不熟悉继电保护的二次回路，试验只注重单个一次设备的电气性能，对二次回路正确性关心不够; 而继电保护工只对二次回路认真维护，对一次回路关心较少，导致压差保护和零差保护这样的重要保护投产调试操作麻烦，安全风险大。
（三）改进措施
怎么验证压差或零差保护回路的正确性呢？从放电压变一次侧加试验电压，让零压和差压保护达到整定值后动作跳闸，便是一个的较好的选择。笔者认为：
1.理论计算上可行。35kV及10kV电压互感器的变比都不是很大，差压保护和零压保护的整定值也不是很高，这为从放电压变一次加压试验保护的动作性能提供了先决条件。例如： 35kV放电压变的变比为35000/1.732/100=202.08/1，即1000V的电压就可以在二次侧感应到约4.9V的电压; 对于10kV的放电压变在一次加1000V电压则可在二次侧可感受到约17.3V的电压。1000V的电压不算太高，这为从放电压变一次加压试验差压和零压保护提供了可能。
【关键词】电力电容器；故障问题；解决方法；电流的控制
0.引言
电容器通常简称其为电容，用字母C表示。电容器的定义顾名思义，是‘装电的容器’，是一种容纳电荷的器件。电容是电子设备中大量使用的电子元件之一，广泛应用于电路中的隔直通交，耦合，旁路，滤波，调谐回路，能量转换，控制等方面。电容器也可以定义为任何两个彼此绝缘且相隔很近的导体（包括导线）间都构成一个电容器。电力电容器是一种静止的无功补偿设备，其主要作用是向电力系统提供无功功率，提高功率因数。作为电网中重要的电器设备，电容器的长期正常运行，是保证电网运行安全，提高电能质量，保证企业效益的重要基础条件。为了提高电容器的运行效率，降低电容器的故障率，加强了对常见故障的分析，制定了相应的方法对其安全性能进行保证。
1.电力电容器的常见故障现象
电力电容器按用途分为8种：①并联电容器。原称移相电容器。主要用于补偿电力系统感性负荷的无功功率。②串联电容器。串联于工频高压输、配电线路中，用以补偿线路的分布感抗，改善线路的电压质量，增大输送能力。③耦合电容器。主要用于高压电力线路的高频通信、测量、控制、保护以及在抽取电能的装置中作部件用。④断路器电容器。原称均压电容器。并联在超高压断路器断口上起均压作用，使各断口间的电压在分断过程中和断开时均匀，提高分断能力。⑤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。⑥脉冲电容器。主要起贮能作用，用作冲击电流发生器、断路器试验用振荡回路等基本贮能元件。⑦直流和滤波电容器。用于高压直流装置和高压整流滤波装置中。⑧标准电容器。可作为测量高压电容的分压装置。
1.1电力电容器的渗油现象
电容器的渗漏油现象主要由电容器密封不严造成，具有很大的危害，要坚决避免渗漏油现象的出现。但在实际的运行中，由于加工工艺、结构设计和认为因素等多方面的影响，套管的根部法兰、螺栓和帽盖等焊口漏油的现象经常出现。这些问题，采取措施加强对厂家和运行维修人员的管理，对机器的运行进行严密的管理，都可以使漏油现象得到缓解。
1.2电力电容器的鼓肚现象
在所有电容器的故障中，鼓肚现象是比较常见的故障。发生鼓肚的电容器不能修复，只能拆下更换新电容器。因此，鼓肚造成的损失很大，而造成鼓肚的原因主要是产品的质量，保证产品的质量，加强对电容器质量的管理，是避免鼓肚的根本措施。
1.3电力电容器的熔丝熔断
电容器外观检测后没有明显的故障时，可以进行实验检测，看是否存在熔丝熔断的现象。一般情况下，外观没有明显的故障而电容器出现故障时，熔丝熔断就可能是其发生故障的原因。
1.4电力电容器的爆炸现象
爆炸发生的根本原因是极间游离放电造成的电容器极间击穿短路。爆炸时的能量来自电力系统和与相关电力电容器的放电电流，爆炸现象会对电容器本身及其周围的设施造成极大的破坏，是一种破坏力很大的严重故障现象，但由于科技的发展和人们的重视，爆炸现象在近年来很少出现，但我们在电容器的维修检查中，也要对引起爆炸的因素进行严格的控制，极力的避免爆炸现象的出现。
2.电力电容器故障分析
形成电力电容器故障的原因有很多，很多的故障都是在多种因素的综合作用下产生的，但其主要的原因包括产品本身的问题和运行环境等两个大的方面。
2.1电容器的质量问题
为了降低企业的生产成本，取得经济效益，电容器的生产商在产生的过程中，对电容器质量的保证工序生产管理不严，造成电容器本身存在缺陷，在长期的使用过程中，这些缺陷随着时间的推移，会慢慢的显示出来，早场故障的出现。如绝缘的处理不严格时，内部残存的气泡在长期的工作电压下会产生局部放电的现象，导致绝缘的损伤和老化，最后会造成电容器的损坏。
2.2电容器的配备问题
电容器配备有单台熔丝或者是配备熔丝的性能太差，当电容器产生故障电流时，熔丝不能及时的熔断，导致电容器内部的温度急剧的上升，最终会造成电容器的胀裂或者是导致爆炸现象的出现。
2.3运行环境对电容器的影响
电容器的运行环境也是故障产生的重要原因。当电容器的工作温度或者是环境温度过高时，会引起鼓肚现象和电击穿故障的出现。工作电压过高时，也会引起电容器的严重发热，造成电容器的绝缘现象的出现，加快电容器的老化，缩短其寿命，严重时还会出现电击穿故障。
2.4谐波对电容器的影响
谐波是电容器工作中很难避免的影响因素，而且其危害比较大，非常容易引起电容器的击穿现象，对电容器造成损坏。
3.电力电容器故障的预防措施
3.1保证合适的运行温度
目前，最有效的办法是在电容器的回路中装设适当参数的串联电抗器或阻尼式限流器来限制电网谐波。必要时，可在电容器上串联适当的感性电抗来限制谐波电流。
按电容器有关技术条件规定，电容器的工作环境温度一般不能超过40℃，在实际的应用中，一般不须采用特别的措施，但如果环境温度过高，不能满足电容器的运行要求，则要采取相应的通风降温措施降低温度，以保证电容器的正常运行。否则就要切断电容器，禁止其运行，以免故障的发生。
3.2对过电流的控制
对于电容器投入时电流过大、电网的谐波超标等原因造成的过电流造成故障的情况，一般可以采用对电容器的工作电流进行控制的方法来实现对故障的预防。
目前，除了对电容器的工作电流进行控制以外，一般采用在电容器的回路中装设适当参数的串联电抗器来对过电流进行控制，从各个方面降低过电流对电容器的影响，避免故障的发生。
3.3选择合适电容器的熔断器
熔断器是电容器的主要保护措施，单台电容器的开断性能不好，是电容器故障发生的重要的原因之一。熔断器如果能成功的开断故障电容器，邮箱是不会爆炸的，因此，选择合适的熔断器，保证其断开的速度和效率，是邮箱的重要保护途径。除了熔断器的选择，还要保证熔断器的正确安装，当过电流对电容器产生危害时，保证熔断器能够及时的断开，以免造成不必要的损害。
3.4选择合适电容器的工作场强
电容器的工作场强对其工作故障的出现具有很大的影响，在对电容器的工作场强的选择时，要对电容器长时间工作中的损耗进行详细的分析，选择合适的工作场强，以延长其使用寿命。还要考虑在过电压对其产生的影响和可能出现的故障，采取相应的预防措施。
在实际的选择和设计中，可以利用电容器在工作状态的卧放状态，通过增大电容器的外壳来降低工作场强的方式，还能够更合理的设计电容器的尺寸。
3.5选择合适的电容器的接线方式
电容器的接线方式具有很多种，合理的选择电容器的接线方式，能够对电容器起到一定的保护作用，使故障的发生率得以降低。
4.结语
电力电容器中常见的故障包括，渗漏油、鼓肚、爆炸和熔丝熔断等现象，对电力电容器在安全预防时，要根据不同的原因，对电容器本身机器元件和工作环境进行控制，以保证电容器的安全运行。
【参考文献】
[1]刘萍.电力电容器的保护与运行.科技资讯，2010-06-23.
关键词：并联电容器；故障分析；解决措施
中图分类号： TM53 文献标识码： A
引言：
电容器在现代科学技术及工业领域中的应用十分广泛，种类很多，并联电容器是目前用量最大的电力电容器。近年来，国网辽宁省电力有限公司丹东供电公司的电网容量不断增加，电压等级的提高和输电距离的增加，无功补偿技术和补偿设备也有很快的发展，尤其是并联电容器装置有了更快的发展。并联电容器对补偿无功功率、提高功率因数、滤除谐波等方面起着重要作用，正是由于并联电容器的广泛应用，许多关键问题未研究透彻，从而埋下隐患。为了更好地掌握并联电容器的技术发展、存在问题及解决对策，防止在运行中发生事故造成不必要的损失，从而满足电力系统安全、经济和电压质量的要求。
1、运行中并联电容器的常见异常现象
并联电容器装置在运行中出现的异常情况比较多，也比较复杂，有的是设备自身质量问题，有的是外界因素造成的。异常运行问题如果不引起重视或者不予以及时处理，长期积累有些会影响装置的正常运行，甚至造成意想不到的事故。运行中并联电容器的常见异常现象及原因如表1：
2、外壳、支柱绝缘子和其他配件不定期清扫严重积尘；
2、并联电容器典型故障分析及防止措施
2.1投入电容器时产生的涌流及防止措施
投入电容器(组)时产生的合闸涌流是由于合闸投运的瞬间发生的暂态过程引起的一种冲击电流。电容器的投入涌流是一种持续时间很短的电流，由于涌流值需要与稳定电流相比较才有意义，因此通常不用涌流的电流值来描述涌流，而是用倍数来描述涌流，所谓涌流倍数就是涌流与稳定电流的比值。其波形如图a.
图a 涌流波形图
涌流的频率较高，可达几百到几千赫，幅值比电容器在正常工作时电流大几倍至几十倍，但衰减很快且持续时间很短，小于20ms。电容器投入分为两种情况：一是单独一组电容器投入；二是已经有并联电容器在运行，又投入一组电容器。
限止涌流的措施：
（1）串联电抗器，在电容器上串联电抗器可以限制涌流，通常使用的是带铁芯的电抗器（可以看成一个铁芯电感线圈）。
（2）断路器加装并联电阻，虽然还会出现涌流，但是涌流会变小。
2.2充电电流在电流互感器二次侧引起的过电压及防止措施
在200kvar以下的小容量并联电容器组中，在未接串联电抗器的情况下，当投入并联电容器的瞬间，在电容器回路中及与之直接连接的电流互感器电路中将发生闪络，从而使二次回路中的仪表和继电器有烧损的可能。这就是由于并联电容器投入时的充电电流引起的。
防止措施:
并联电容器回路中增加感性电抗就可以使充电电流和频率的倍数减小。
2.3高次谐波引起的异常现象及防治措施
2.3.1电容器的异常过电流，并联电容器在配电网高次谐波作用下，会产生过电流。一种是串联谐振引起的过电流，发生串联谐振时，过电流很大，过电压也很高，这就对电容器产生严重威胁。这一现象容易导致现场发生导线过热、绝缘破坏、装置断路着火、电容器接线头焊锡熔化等事故。一种是并联电流谐振引起的过电流，由于一般谐波源高次谐波感抗比电源侧、负荷侧以及电容器支路的高次谐波阻抗都大得多，这就可以用谐波电流源的概念进行分析。
防止措施：
（1）避免空载变压器带并联补偿电容器装置运行，对有自动投切装置的电容器组，手动调试时，必须注意带上负荷，以避免空载变压器带并联补偿电容器装置运行。同时注意并联补偿电容器装置不要与空载变压器同时投切，应遵循并联补偿电容器装置后投先切的原则，以免损坏。
（2）串联电抗器，根据配网实际存在的谐波情况，在并联补偿电容器回路中串联电抗器。
（3）电容器组投入时应避开产生谐波的容量范围。运行中注意电容器的投入容量，避开产生3次、5次谐波谐振的容量。
（4）对于谐波严重的电力系统中的电容器装置，设置谐波保护用以发现和防止谐波危害。
2.3.2高次谐波引起的过电压，在装设并联电容器补偿的配网中，当母线接有谐波源用户时，可能发生谐波谐振过电压。配电网络的阻抗和电容器组的电容可以看成一个R、L、C的串联电路，其等值电路如图b所示。
图b R、L、C串联等值电路
防止措施:
电容器组投入运行后，如发现有严重过电流现象，应进行具体分析并采取相应措施。
（1）安装地点运行电压不高，但过电流严重，主要考虑波形畸变问题。
（2）在电容器回路中串联电抗器，感抗值得选择应该在可能产生的任一谐波下均使电容器回路的总电抗为感性而不是容性，从根本上消除谐振的可能性。
（3）采取必要的分组方式可避免分组电容器投到谐振点上，同时可避免出现过大的谐波电流放大倍数。
2.4电容器组电流出现明显偏大及防止措施
除运行电压偏高外，其原因是电容器组在安装前没有根据系统谐波背景设计论证和计算，使之选择的串联电抗参数不能起到抑制谐波的作用；运行中负荷谐波变化，没有进行监测和治理，谐波电流放大；电容器组缺台运行；串联电抗器发生匝间短路。
防止措施：
（1）安装电容器组前要实测电容器接入点（变电站）的谐波背景和收集负荷谐波情况，通过设计论证和计算，作为选择串联电抗器参数的依据，如抑制5次及以上谐波的选择电抗率为5%、6%，抑制3次及以上谐波的选择电抗率为12%。
（2）根据电容器的例试情况，要对电容器组参数与电抗器参数进行核算，防止发生谐振，特别是电容损坏后要及时补充，集合式电容器和有内熔丝的电容器更要引起注意，因为内熔丝动作后，电容值下降，容抗损坏。
（3）电容器组缺台运行时，及时补充电容器以保持电容量的平衡。特别注意三相间、两个星形间（双Y接线时）的电容量应配置平衡；各相的上下两段串联间的电容量平衡，否则两段电容器承受电压不同，电容量小（台数少）的段电压可能超过电容器额定电压；电压可能超过标准持续运行允许的1.1倍额定电压，保护不会动作于跳闸，故障发生在上或下段时，保护灵敏度也不同。
2.5电容量明显变化及防止措施
电容量出现明显变化是电容器内部有局部放电现象，损坏元件造成的。
防止措施:
（1）定期进行实测电容量，尽量采用不拆连接线的测量方法，防止因拆装连接线导致套管受力而发生套管根部渗、漏油。
（2）有内熔丝电容器的电容量减少，要按照保护整定允许减少的规定值推出运行。
（3）电容器的电容量增大有两种情况，一种是无内熔丝的电容器一但发生电容量增大，即超过一个串联段击穿所引起的电容量增大，应立即退出运行。一种是有内熔丝的电容器应考虑为一个元件击穿故障，相应内熔丝没有熔断引起电容量增大的，要立即退出运行，以防止电容器带故障运行而发展成扩大性故障。
2.6切断电容器组产生过电压的异常现象及防止措施
我国10～63kV系统为中性点不接地系统的小电流接地系统。无功补偿补用的电容器组均采取中性点绝缘形式。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。
防治措施:
（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。但是做到完全不重燃是有一定困难的，我国采用另加保护来限制其重燃过电压。
（2）装设金属氧化物避雷器，这种方法是我国目前使用最为广泛的限压措施。对于星形接线的电容器组，除了在电容器极间装设金属氧化物避雷器外，还需要在电容器组的中性点处配置金属氧化物避雷，以限制中性点电位升高所引起的电容器对地电位的升高。对于三角形接线的电容器组，跨接在电容器组上作三角形连接的金属氧化物避雷器可以用来限制电容器极间过电压，但不能用来限制对地过电压。因此，还必须在加装一组对地避雷器。
3、结束语
以上是根据现场实际工作经验总结的并联电容器几种典型故障，加以分析并提出有效的防止故障发生的措施。要保证并联电容器装置的正常运行，必须按照装置的运行规定和电网实际情况，制定相应的实施细则（制度），并严格执行，同时要加强装置的整体维护管理，确保各类设备完好、性能可靠、参数匹配。在运行中要认真观察、记录电流、电压、功率因数、油量、油位、温度指示、接点状态等是否正常，创造良好的运行条件。
参考文献：
[1] 松森、汪启槐、杨一民《并联电容器装置技术及应用》中国电力出版社
[2] 陈化钢《电力设备异常运行及事故处理手册》中国水利水电出版社
[3] 李建明、朱康《高压电气设备试验方法》中国电力出版社
作者简介：
苏海南(1985-),女 ,2010年毕业于东北电力大学,助理工程师,从事电气试验工作。
辽宁省丹东市振兴区兴三路1-1号试验所。
杨越（1985―），女，大学本科，助理工程师/技师，从事高压试验和电力用油（气）的检测工作多年。现在国网辽宁省电力有限公司检修分公司鞍山分部试验班工作。
关键词：低压并联电容器；无功补偿；技术；经济性
无功功率是维持电力系统正常运行最主要的一个因素。搞好电力系统的无功平衡，提高负荷的功率因数，可以减少线路和变压器中的有功功率损耗和其他电能损耗，从而提高电能质量，降低电能损耗，并保证了电力系统的稳定运行和用户的供电质量。
1无功补偿的作用
1.1提高变配电设备利用率，减少投资费用
对低功率因数的负荷进行无功补偿，接入并联电容器,由于无功电流得到补偿，使得负荷电流减少
由于功率因数提高而使变配电设备减少的容量（kVA）可用公式1计算：
ΔS＝P/COSφ1－P/COSφ2
＝P×（COSφ2－COSφ1）/（COSφ2×COSφ1）
（1）式中：
S---为减少的设备容量
P---为负荷有功功率
COSφ1---为补偿前负荷功率因数
COSφ2---为补偿后负荷功率因数
如1000kW的负荷容量，补偿前功率因数为0.7，从公式1中可计算出当功率因数补偿到0.95时，为该负荷输电的变配电设备容量可减少376kVA，对于新建项目可以减少投资费用（变配电设备容量减少376kVA，可减少基本电费的支出），经济效益明显。
2.2降低电网中的功率损耗
当负荷的功率因数从1降到COSφ时，电网中的功率损耗将增加的百分数约为δp（%）=（1/COS2φ-1）×100%
2.3减少了线路的压降
由于功率因数的提高，线路传送电流小了，系统的线路电压损失相应减小，有利于改善末端的电能质量。
2.4提高功率因数及相应地减少电费
根据国家水利电力部国家物价局1983年颁布的《功率因数调整电费办法》规定三种功率因数标准值，相应地减少电费：
①功率因数标准0.90，适用于160千伏安以上的高压供电工业用户、装有带负荷调整电压装置的高压供电电力用户和3200千伏安及以上的高压供电电力排灌站。②功率因数标准0.85，适用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工业用户，100千伏安（千瓦）及以上的非工业用户和100千伏安（千瓦）及以上的电力排灌站。③功率因数标准0.80，适用于100千伏安（千瓦）及以上的农业用户和趸售用户。
3低压并联电容器无功补偿的种类
3.1集中补偿
在低压配电所内配置若干组电容器接在配电母线上，补偿供电范围内的无功功率
3.2就地补偿
将补偿电容器安装于用电负荷附近，或直接并联于用电设备上
就地补偿分为两种：一是分散就地补偿，电容器接在低压配电装置或动力箱的母线上，对附近的用电设备进行无功补偿。二是单独就地补偿，将电容器直接接在用电设备端子上或保护设备末端，一般不需要电容器用的操作保护设备，
3.3就地补偿与集中补偿节能比较
4电容补偿在技术上应注意的问题
①防止涌流。在电容器投入时，一般情况下伴随着很大的涌流，在IEC出版物831电容器篇中电容器投入涌流的计算公式如下：Is＝In×√2S/Q
（3）式中：
Is---为电容器投入时的涌流（A）
In---为电容器额定电流（A）
S---为安装电容器处的短路功率（MVA）
Q---为电容器容量（Mvar）
在低压电容器回路中，可采用以下方法限制：一是串联电抗器；二是加大投切电容器的容量；三是采用专用电容器投切的接触器。②防止系统谐波的影响。由于电容器回路是一个LC电路，对于某些谐波容易产生谐振，造成谐波放大，使电流增加和电压升高。为此可采用串联一定感抗值的电抗器以避免谐振，如以电抗器的百分比为K，当电网中5次谐波较高，而3次谐波不太高时，K宜采用4.5％；如中3次谐波较高时，K宜采用12％，当电网中谐波不高时，K宜采用0.5％。
③防止产生自励。采用电容器就地补偿电动机无功功率，电容器直接并联在电动机上，切断电源后，电动机在惯性作用下继续运行，此时电容器的放电电流成为励磁电流。如果补偿电容器的容量过大，就可使电动机的磁场得到自励而产生电压，电动机即运行于发电状态，所以补偿容量小于电动机空载容量就可以避免，一般取0.9倍就没关系。
QC=0.9×3UI0
（4）式中：
Qc---为补偿电容器容量
U---为系统电压
I0---为电动机空载电流
5电容补偿控制的选择及补偿容量的确定
5.1电容器组投切方式的选择
电容器组投切方式分手动和自动两种。对于补偿低压基本无功及常年稳定的高压电容器组，宜采用手动投切；为避免过补偿或轻载时电压过高，易造成设备损坏的，宜采用自动投切。高、低压补偿效果相同时，宜采用低压自动补偿装置。
5.2电容器补偿容量的确定
先进行负荷计算，确定有功功率P和无功功率Q，补偿前自然功率因数为cosφ1，要补偿到的功率因数为cosφ2。则QC=P(tgφ1－tgφ2)
（5）式中：
Qc---为补偿电容器容量
P---为负荷有功功率
COSφ1---为补偿前负荷功率因数
COSφ2---为补偿后负荷功率因数
确定无功补偿容量时，还应注意以下三点：①在轻负荷时要避免过补偿，倒送无功造成功率损耗增加，也是不经济的。②功率因数越高，每千乏补偿容量减少损耗的作用将变小，通常情况下，将功率因数提高到0.95就是合理补偿。③就地补偿电容器容量选择的主要参数是励磁电流，因为不使电容器造成自励是选用电容器容量的必要条件，可用公式4计算。
6结语
采用无功补偿可以提高功率因数，是一项投资少，收效快的节能措施。并联补偿电容器原理简单、使用方便、运行经济，还可以分组投切保证电压合格率和合理的功率因数。我国很多地区配电网和农网平均功率因数偏低，通过采用补偿电容器进行合理的补偿，一定能够提高供电质量并取得明显的经济效益。
参考文献：
[1]电力工业部综合管理司.用电检查技术标准汇编[M].北京:中国电力出版社,2000.
关键词：电容器 制造 无功补偿 第三绕组
1 概述
近几年来，我国已形成了全世界最大的电力电容器市场，因此，无论是国内的电容器制造厂商，还是国际电容器制造厂商，都看好了这一市场。目前，国际电容器主要制造厂商已都在国内设置电容器生产厂或销售商。到今年下半年，我国将形成7千余万kvar的高压电力电容器的生产能力。因此，生产能力过剩的问题是必然要发生的，这将意味着明、后年高压电力电容器的市场竞争将加剧，市场必然要重新进行分配，对此，电容器制造厂商应有清醒的认识。另一方面，电力系统的无功补偿容量越来越大，可靠性要求越来越高，使得目前习惯使用的电容器结构、容量，和无功补偿的模式都越来越不适应电力系统运行的要求，特别是对220kV及以上电压等级的大型变电站的无功补偿方式，已到了必须进行变革的地步。因为目前35kV及以上系统所使用的大部分单台电容器和电容器组的接线方式都已无法保证系统的安全、可靠运行的要求，对于这点希望广大电力系统的无功补偿技术人员能越来越清楚地有个正确的认识，以尽快推动新技术的快速发展，以利于电力系统的安全、可靠运行水平的提高。
2 我国高压电力电容器制造行业的现状
我国高压电力电容器制造行业单就生产设备、原材料和技术来说，并不比国际上先进水平差，主要生产厂家用的卷制机是全球最好的，HILTON的全自动卷制机，真空浸渍系统是全球最好的，HEDRICH真空清渍罐，用的是膜则从粒子到设备均是进口的，油是根据进口油料组份合成的，生产技术则多是国外引进而来。这也正是几十年来，我国高压电容器主要是由国内厂供给的原因。但令人遗憾的却是：二十一世纪之前我国高压电容器的高端产品主要由国外厂商占有。二十一世纪之后国外厂商和合资厂仍占有大部分，国内厂商已开始进入高端产品市场，但占有量只是小部分。
近几年国外主要电容器生产厂商看好中国电容器市场，而在国内设厂，如ABB、日新电机、美国Cooper在国内的厂都已生产了，而诺基亚公司在我国销售也几年了。这些国外厂商的进入，将进一步推动国内电容器行业的发展，也加剧了电容器行业的竞争。到2006年下半年全国将形成7千余万kvar的电容器生产能力，而市场仅在5千余万kvar左右，因此，竞争高峰期将在07后必然形成。对此各制造企业应有足够的认识。
3 我国电容器制造行业的问题与发展
3.1 我国电容器制造行业的问题
我国电容器制造行业最大的问题有两个：
（1）前期研究投入不足，尤其是基础性研究投入严重不足。这就造成了我国电容制造行业缺乏具有自主知识产权的产品，也是高端产品占有率低下的根源。这个问题不解，将很难形成我国产品的优势种类，而必然减弱企业的竞争能力。
目前虽然国外跨国集团在国内设厂，但很遗憾的是这些厂无一例外地将研发放在国外，而在国内的生产厂连试验设备都严重不全，若按电力行业标准要求，这些厂连出厂试验都做不全。因此，这些厂的出现，并不能大幅度促进国内电容器技术发展，这不能不说是一种遗憾。
（2）缺乏全局持续发展的思想和准备。目前我国电容器制造行业由于销售、生产两旺，基本上处于应付生产和扩大生产上，普遍缺乏全局持续发展的思想和准备，缺乏产品储备。在产品发展和应用上总显得反应迟钝，跟不上用户对产品需求。特别严重的是，当产品已明显表现出不适用于系统要求时，长时间不能指出和更正这种不适之处，不能推出更合适的产品，将发展的机会拱手相让，也为电力系统进行带来危害。实际上生产厂家对这些产品的不当和不适应系统运行要求的了解深度，和了解的时间远不是用户所能比的。但十分遗憾的是电容器生产厂商由于短期利益的左右，这些问题并没有被及时指出并引导用户正确选择，使用更合适的产品，导致近年来重要的大型电站的无功补偿设备故障率增大。这种状况对国内电容制造行业的发展无疑是十分有害的。
3.2 我国电容器制造行业的发展
（1）根据我国电力系统容量的变化，原使用得很好的35kV系统用的11kV（或12kV），容量为334kvar及以下的内熔丝电容器已不适合使用。因此，尽快发展500kvar及以上容量的电容器和与之配套的成套技术，并推动电力系统尽快应用，已成为一项十分迫切的任务。
（2）加大研究性投入，避免自我封闭。由于我国电容器制造业尚未达到具有系统的研究开发能力，因此加强研究性投入，避免自我封闭，实行对外强强联合的方式，加快研究成果的获得，形成有自我知识产权，有特色的产品及产品储备是我国电容器制造业的有效措施。在目前，特别应加强产品适应运行环境性能的研究，以提高电容器运行可靠性。
（3）加强同用户的沟通，避免偏面性宣传和“闭门造车”。在上世纪90年代及之前，电力系统与电容器制造行业有过一段“密月”期，这也是我国电容器行业得到最快发展的岁月。近年来，这种良好的互动关系已没了，其结果是制造厂商的新产品推的快，消亡的快。由于偏面的宣传，用户很难了解产品的真实优缺点，因此，也就在运行上没有针对性的措施，常常带来的后果是用户大失所望，而妨碍新产品的健康发展。
3.3 我国电力系统用户在无功补偿中的问题
（1）目前电力系统用户在无功补偿中最大的问题是：所使用的补偿方式与无功补偿原则严重背离。无功补偿原则是：在主要负荷侧、分层、分区就地平衡。而目前的补偿方式，特别是220kV及以上电压等级变电站的补偿方式则是在基本上没有负荷的第三绕组上进行，这种补偿方式不仅严重背离无功补偿原则，更严重的是存在：1）增加了变压器的损耗；2）使变压器结构复杂，成本增大，可靠性下降；3）占用变压器的电磁容量、恶化了变压器运行条件；4）无功调节困难，无功补偿装置可靠性差等缺陷。实际上目前大容量的变电站采用35kV电压等级无功补偿装置常配用单组容量6万kvar，甚至更大。而真实情况是什么呢？真实的情况是：这个电压等级，这个容量的无功补偿装置无论如何努力，都是不可能安全运行的，因为这个容量的装置采用35kV电压等级从理论上就不能满足安全运行条件。因此，目前已到了无功补偿方式回归无功补偿原则的时候了。
（2）电力系统无功专职人员变化过快，培训不足。近年来电力系统新老交替变化，无功专职人员变化较快，另一方面无功技术培训不足，或培训部门技术能力不足，资料缺乏。使无功专职人员技术水平呈下降趋势，而近年来无功补偿技术发展较快，使得这种不适应倾向更加突出。
（3）目前电力系统的管理方式不利于新产品、新技术的发展。由于电力系统无功补偿装置采购模式是以有运行业绩为基础，新产品、新技术常常因这条而难以进行系统运行，而不进入系统运行就没有业绩，结果是新产品、新技术进入了一个不能获得应用的怪圈。由于新技术、新产品不能及时进入系统运行，使得电力系统发展迅猛，配套产品都原地踏步，使所采用无功补偿产品严重滞后电力系统的发展，目前已达到了危害系统安全的进步。
3.4 电力系统无功补偿技术的发展
（1）尽快将无功补偿方式回归到无功补偿原则上来，促进无功补偿技术的发展。也就是切实做到无功功率在主要负荷侧、分层、分区就地平衡，尽快发展高压侧补偿技术，如500kV变电站在220kV侧补偿为主，220kV变电站在110kV侧补偿为主，第三绕组补偿为辅，或仅做平衡绕组。
（2）加强技术培训，提高无功补偿技术人员的技术水平，促进电力系统无功补偿技术的发展。
4 结论
随着我国电力系统的发展，无论是目前电容器制造行业的产品，还是我国电力系统的无功补偿方式都已严重不适合目前电力系统的需求，因此，无论是电容器制造行业，还是电力系统无功补偿技术都已到了必须进行变革的时期，否则必然妨碍我国电力电容器和无功补偿技术的发展，而拉大我国相关技术与国际先进技术的差距。在座的有志促进无功补偿技术的各位，对此应有一个清醒的认识。
参考文献：
【关键词】用电检查；管理；存在问题；对策分析
中图分类号：C34文献标识码： A
一、当前用电检查管理的现状分析
国家对电力供应和使用，实行安全用电、节约用电、计划用电的管理原则。电力供应与使用办法由国务院依照本法的规定制定。供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。供电营业区的划分，应当考虑电网的结构和供电合理性等因素。一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。省、自治区、直辖市范围内的供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，经省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门会同同级有关部门审查批准后，由省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门发给《供电营业许可证》。跨省、自治区、直辖市的供电营业区的设立、变更，由国务院电力管理部门审查批准并发给《供电营业许可证》。供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业。
二、用电检查管理工作存在的主要问题
（一）单相接地时的电弧及间隙性弧光过电压
对于中性点不接地系统的单相接地故障，一般继电保护不动作于跳闸，如果接地故障不是瞬问发生后立即消失，则在故障点处会产生电弧。容性接地电流与接地相正常时的相电压相差90O，因此，当接地电流过零时，加在电弧两端的电源电压为最大值，故障点的接地电弧很快复燃，不易熄灭。如果与接地线路有直接电气联系的电网内线路较多，电容电流较大，接地故障电流也较大，容易形成稳定的接地电弧。这种单相接地比较危险，因为电弧可能烧坏设备，或者从单相接地扩大为两相或三相弧光短路。
在线路较短时，接地电流较小，如果是临时性弧光接地，接地故障常常能够迅速熄弧，恢复正常运行。有些接地故障，电流并不太大，不能形成稳定性的电弧，但是电弧又不能自动熄灭，而是形成熄弧与电弧重燃交替进行的不稳定状态，称为间隙性电弧。这种间隙性电弧引起电力网运行状态的瞬息改变，导致电磁能的强烈振荡，并在非故障相以及故障相中产生严重的瞬时过程过电压，这就是间隙性弧光过电压，其数值一般认为可达2.5-3倍相电压，最大可达3.5倍相电压。这种过电压会传输到与接地故障点有直接电气连接的整个电网上，可能在某一绝缘薄弱的部位引起另一相对地击穿，造成两相短路。电网电压越高，电气设备的绝缘裕度也越小，间隙电弧引起的过电压危险性就越大。
（二）并联电容器的合闸涌流
并联电容器合闸投运时会产生很大的冲击电流，称为合闸涌流。在电容器合闸之前，电容器上没有电压。在电容器合闸瞬间，流入电容器的电流只受到电容器回路中的阻抗限制，由于母线阻抗很小，与短路相似，这时系统中的电感与电容器的电容形成串联谐振回路，将产生很大的冲击合闸电流。根据试验经验，单组电容器的合闸涌流大约为电容器额定电流的几倍到十几倍。但是，如果变电所里有两组以上电容器，各组可以单独投切，则当有一组或几组电容器已经在网运行，而需要将又一组电容器投入运行时，即出现电容器追加投入，与原有的电容器并列运行。这时追加合闸的电容器，除了电网向其提供合闸冲击电流外，原先在网运行的电容器也向其提供合闸冲击电流。如果这些电容器之间电气距离又很近，母线电感很小，这时由在网电容器供给的合闸冲击电流很大，有时达到电容器额定电流的多倍。这显然是十分危险的。
三、加强用电检查管理措施
（一）单相接地电流超过限值时应采取的措施
对中性点不接地系统，为了防止接地故障时电容电流过大引起间隙性电弧形成过电压，可通过缩小电网中有电气连接的线路长度来减少电容电流，例如可将电力网分区运行；也可以采取中性点经消弧线圈接地的方法来补偿电容电流。本书将重点介绍消弧线圈的配置原则及运行维护。
（二）电容器组串联电抗器
为了防止并联电容器对谐波电流出现放大，可以在电容器电路内串人电抗器，使其谐波综合阻抗呈感性。这样，电容器支路成为注入电网谐波电流的一个感性并联分流通道。流经电容器支路的谐波电流的大小，与该支路综合阻抗的大小有关。呈感性的综合阻抗愈大，流过该支路的谐波电流愈小，但是串联电抗器上的端电压愈高，电容器上的端电压也愈高，基波电流也愈大，将大大超过电容器的额定电压和额定电流。因此串联电抗器不能太大。GB 50227--1995《并联电容器装置设计规范》规定：当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，为了抑制谐波，串联电抗器的电抗率宜取4.5%～6%；当背景谐波为3次及以上时，宜取12%。联电容器对谐波电流有放大作用。当电容器接入电网后，将通过很大的谐波电流.使电流波形发生严重畸变，而且这些谐波电流通过电气回路时，在回路阻抗上产生谐波电压，叠加到原来的正弦波电压上，使电压波形产生严重畸变。 电容器组接入串联电抗器后，电容器的端电压升高，大于母线电压。因此在选择电容器的端电压时应考虑串联电抗器后所升高的电压，亦即不能按照母线额定电压来选择电容器的额定电压，必须选择比母线电压高的电容器电压。为了实现电容器端电压标准化，中国工程建设标准化协会推荐参照《并联电容器装置的电压、容量系列选择标准》（CECS33--1991）选择电容器额定电压，
（三）防雷保护
架空电力线路的过电压保护主要是指防雷保护。架空电力线路一般要高出地面八九米或数十米，暴露在旷野或高山之上，容易受到雷击。因此，架空电力线路的防雷措施必须可靠。为了防止雷击线路造成事故，一般采取以下四项措施。
1.保护线路不遭受直击雷击
为此可采用避雷线或避雷针。避雷线架设在杆塔顶端，在线路导线之上，并沿杆塔接地。当大气中出现雷电时，闪电落在避雷在线，从而防止导线遭受雷击。避雷线是架设在杆塔顶端的接地导线，所以也称架空地线。用避雷针也可起到防雷保护作用，但是用在架空线路上十分不便，因此很少采用。
2.防止线路出现雷电过电压反击
当雷电击中避雷线后，雷电流沿避雷线的接地线流人地中。强大的雷电流流过杆塔接地线和接地装置时，产生很大的压降。这个压降有时要高出线路的额定电压，从杆塔的横担作用在线路的绝缘子上，有时甚至使绝缘子击穿放电，造成横担或杆塔的其他部位对导线放电，这种现象称为雷电反击。为了防止出现雷电反击事故，必须降低反击电压和加强导线绝缘子的绝缘强度。所谓反击电压也就是雷电流流经接地线和接地装置时的压降。雷电流的大小决定于大气中的雷暴强弱，为了降低压降，惟一的办法就是降低避雷线的接地电阻。
3.防止因雷击短路而造成跳闸
当线路发生雷击闪络时，是一瞬间的故障，只要线路绝缘子没有形成伤残，雷电消失后，线路仍可照常运行。因此，要防止线路绝缘子因雷击闪络而造成短路跳闸。对于中性点非直接接地系统，单相绝缘子闪络不会造成短路。线路导线相间保持足够大的间隙，也不容易出现相间击穿。
结论
和其他任何商品的营销工作一样，电力营销工作也必须以服务求市场、以服务求发展、以服务求效益。完善电力客户服务是电力市场营销战略的重中之重。用电检查工作，在电力体制改革之前一直称为用电监察。用电监察的工作内容概括起来说，就是“在当地政府和上二级用电监察部门的领导下，对用户的计划用电、节约用电、安全用电等项工作，进行监督、检查、指导和帮助”。随着我国电力体制改革的进一步深入，政企分开，用电检查作为供电企业对外（即对电力客户）的作用，与原来的用电监察相比，有了很大的变化。
参考文献
关键词：高压并联电容器；无功补偿；补偿装置；熔断器；继电保护
中图分类号：TM531 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）04-0134-01
对于整个电网系统而言，发生故障较多的设备便是电容器组，只有对电容器组实现有效的保护才能保证供电可靠性。要想使供电质量得到显著的提高，同时有效的降低无功损耗情况，目前普遍的补偿方式便是进行无功率补偿。
1 电容器保护
1.1 外部熔丝保护
要想避免电容器出现内部绝缘损坏造成极间短路情况，应该为所有电容器分别装置专用熔断器，主要采用的是喷逐式和限流式两种熔断器，但是因为限流式熔断器具有着更高的成本，所以通常情况下应该采用喷逐式作为主要的专用熔断器[1]。熔断器具有的额定电压要保证超过被保护电容器应用的额定电压，熔断器的额定电流可以根据侠下式进行计算，即，其中I使熔断器熔丝具有的额定电流，QC是电容器具有的额定电容，Ue是电容器应有的额定电压。
1.2 继电保护
目前我国电电容器装置中主要采用的便是不接地星型作为基本接线方式，根据接地方式的不同可将继电保护划分成为零序电压保护、零序电流保护、电压差动保护以及桥式差电流保护等方式。本文以零序继电保护方面的整定计算为例探讨，
上述三式中的Udz是幼鞯缪梗单位为V；Uch是差电压，单位为V；ny是电压互感器的变比；Klm是灵敏系数，取值范围在1.25～1.5；Uex是电容器组具有的额定电压，单位为V；K是由于故障所关闭的电容器数量；β是电容器出现击穿元件的概率；N是每相电容器具有的串联段数；M是每相各串联段具有的并联台数。因为三相电容器存在不平衡与电网电压存在不对称情况，正常运行过程中将会具有不平衡零序电压U0bp，因此要对其作出校验，即Udz≥KkU0bp，其中Kk是可靠系数，取值范围为1.3～1.5。
2 高压并联电容器补偿成套装置的二次保护
2.1 过电压保护
电容器组正常运行时将会对其中的电压作出限制，通常情况下，通过电容器组的电压不可以大于1.2倍的电容器额定电压，一旦电容器组长时间处于高压状态下极易导致出现击穿现象。当前时期，我国电容器组中均安装了母线过电压保护设备，便是为了能够避免出现由于母线电压激增造成电容器组出现击穿故障。电容器组通过安装保护装置，带时限动作于信号。
过电压保护可以根据下式进行计算，
其中，Udz是保护装置具有的动作电压，单位为V；K电容器组通过电压和额定电压具有的比值；Uem是电容器自身的额定电压，单位为V；A是电容器组各项感抗和容抗的比，一般按照系统参照表使各个参数实现整定。
2.2 失压保护
一旦系统出现线路故障，造成电容器组没有带能供应，在修复故障之后便会使电容器组中的母线带电，这时电容器中的端子便会具有一定的参与电压，而且该电压将会大于0.2倍的电容器额定电压，在这一情况下，电容器组中将会通过超过其所允许额定电压的1.2倍，极易导致电容器发击穿故障[2]。因此，要在其中安装有相应的失压保护设备。电容器组通过安装保护装置，带时限动作于跳闸。
母线失压保护可以按照下式进行计算：
其中，K是系统处于正常运行状态时具有的最低电压系数，一般取值为0.～0.5；n是电容器装置具有的电压互感变化比；Uhm是电容器组中的母线电压，单位为V。
3 结语
采用二次保护后的设备能够更加安全稳定的运行，极少出现电容器保障与失火状况，但是其中一种有着部分待解决的问题，希望今后相关的技术人员对其深入的研究与开发，使二次保护能够很好的保障电力系统的运行，为人们提供更为高效与稳定的带能。
参考文献
