串联电容器

2024-05-07

串联电容器（精选八篇）

串联电容器篇1

随着三峡工程、西南水电基地和西北煤电基地的开发建设,大容量、远距离输电及全国联网是当前乃至今后相当长时间内我国电力发展的主要特征。为了适应我国电网的互联和规模的扩大,电力行业面临的首要任务是提高电力系统稳态、暂态稳定水平,提高高压输电线路的电力输送能力和输电可靠性。在电力系统中采用串联补偿电容器,可以降低输电线路电抗,提高系统的稳定性[1]。工程实际证明,串联补偿技术是提高高压输电线路输送能力和调整电网电压的有效手段之一。

串联补偿中的每相串联电容器是由一定数量的电容器元件串并联组成的,当一个电容器元件发生短路或断路时,剩余的完好电容器元件承受的电压升高,有可能引起新的元件击穿,剩余电容元件上的电压继续升高,产生恶性连锁反应,最后使一台电容器贯穿性短路[2]。因此,及时地检测电容器内部是否有元件损坏是保障电容器安全运行的重要内容之一[3]。由于在电容器运行期间测量电容器的电容值存在一定的困难,一般采用电容器不平衡保护检测电容器内部元件的故障。文献[2-4]对该类不平衡保护进行了有益探索,但仍需进一步深化。

2 高压电容器的结构

高压电容器主要有H形接线和分支接线2种接线方法[4],如图1所示。

H形接线配置了不平衡电流TA和总电流TA,直接测量电容器的不平衡电流和总电流;分支接线配置了2个分支电流TA,电容器的不平衡电流和总电流通过计算得到。这2种接线方式各有利弊。

采用H形接线时,由于不平衡电流由TA直接测得,不平衡电流测量精度仅与不平衡电流TA特性有关,可以根据需要选择合适的,确保一个电容器元件损坏时流过不平衡TA的电流大于测量误差范围,保证测量值的有效性。这种接线方式适合于各类电容器,但TA选型时要针对不平衡电流TA和总电流TA分别开展选型工作。

采用分支接线时,不平衡电流为该分支电流TA的测量值之差,不平衡电流精度不仅取决于分支电流TA的自身特性,还取决于2个TA特性的一致性。分支接线方式适合于一个电容器元件损坏将导致不平衡电流有较大变化的无熔丝电容器。由于分支电流TA采用同一类型,减少了TA选型的工作量,但必须确保不平衡电流TA的误差满足工程需要,必要时需要进行TA的特性匹配工作。

电容器通常由多个电容器单元串并联构成,而每个电容器单元内部又由若干只电容元件串并联组成。电容器单元的内部结构如图2所示[5]。

3 串联电容器不平衡保护的原理

在电容器运行期间测量电容器电容值,由此判断是否有电容器损坏、实现电容器单元的在线监测存在一定的难度。主要原因有以下方面:

(1)系统的运行状态随时变化,电容器暂态测量阻抗和稳态测量阻抗有一定差异;

(2)电容器单元内部有许多电容器元件,如果只损坏一个电容器元件,电容器阻值变化很小,要求测量元件有很高的精度。

因此,在实际工程中,普遍采用电容器不平衡保护,以检测电容器组中是否有损坏的电容器元件[6]。可以证明,当一个桥臂发生电容器故障后,不平衡电流与总电流的比值仅与故障元件的个数及原电容器内部的串并联方式有关。因此,可以利用不平衡电流与总电流的比值作为保护判据。一般根据单一元件耐受过电压水平,确定损坏元件的个数,然后通过损坏元件个数求出不平衡电流与总电流的比值,以此作为保护动作定值。同时,根据与故障元件并联的非故障元件在该过电压水平下的耐受时间确定保护动作延时,这样可以保证定值的设定不受系统运行状态引起总电流变化的影响,确保不平衡保护能准确动作。

3.1 H形接线电容器不平衡保护的动作特性分析

假定电容器中各支路结构相同,且各支路电容值相等,其中一条支路电容器可等效为如图2所示,由m行n并电容器元件组成,则每条支路的电容器值为,式中c0为单个电容器元件的电容值。

3.2 分支接线电容器不平衡保护的动作特性分析

4 算例分析

设某一高压串联电容器采用H形接线,且参数为:c0=10.10μF,n=15,m=96。在故障发展过程中,不平衡电流占总电流的比值及过电压倍数如表1所示。

设这一高压串联电容器采用分支接线,且参数仍为:c0=10.10μF,n=15,m=96。在故障发展过程中,不平衡电流占总电流的比值及过电压倍数如表2所示。

由于分支接线的电容器值是H形接线的电容器值的2倍,如表1和表2所示,当电容器中电容器元件损坏程度相同时,分支接线的不平衡电流占总电流的比值是H形接线时的2倍,与前文的动作特性分析一致。另外,由表1和表2可知,当电容器中电容器元件损坏程度相同时,分支接线电容器中与故障元件并联的非故障元件过电压倍数略小于H形接线时的情况,由此可知,H形接线电容器的灵敏度更高。实际工程中,根据具体情况选择电容器的接线方式。

5 结论

当电容器中电容器元件损坏程度相同时,H形接线电容器比分支接线电容器的不平衡保护灵敏度更高。但是由于分支电流互感器采用同一类型,能减少了TA选型的工作量。因此实际工程中,根据具体情况选择电容器内部的接线方式。

摘要：高压串联电容器主要有H形接线和分支接线两种接线形式,分别针对这两种接线形式的电容器,定量推导了单个支路电容器故障时不平衡电流与总电流的比值和过电压倍数,在此基础上,对这两种接线形式的电容器不平衡保护的动作特性进行了分析。

关键词：高压串联电容器,不平衡保护,接线方式

参考文献

[1]马乃兵.500kV固定串联补偿装置技术特点分析[J].电力电容器,2001(4):1-6.

[2]余江,周红阳,赵曼勇.高压电容器不平衡保护的相关问题[J].电力系统自动化,2006,30(13):85-89.

[3]祁胜利,赵海纲,钱锋.500kV线路串联补偿电容器组的接线方式及保护[J].电力系统保护与控制,2010,38(4):63-70.

[4]杨昌兴,王敏.电容装置不平衡保护灵敏度系数的取值[J].电力电容器,2005(4):8211.

[5]严飞,盛国钊,倪学峰.1000kV系统用并联电容器组不平衡保护设计[J].高电压技术,2008,34(9):1856-1860.

电容器的串联教学教案篇2

教学课题：电容器的串联

教学目标

1、简单了解电容器的连接方式的识别方法

2、掌握串联电容器的等效电容参数计算方法的推导。

3、能够运用对比的方式来进行知识的理解和运用教学重点

串联电容器的参数值计算推导和知识运用教学难点

串联等效电容器的参数值计算在实际电路中运用教学方法

采用的教学方法是对比法。通过罗列电阻串并联的特点来进行比较，分析和推导电容器连接的参数计算公式，并通过练习进行训练巩固学生对知识的掌握。

教学过程安排

1.复习电容量的规定和平行板电容器的影响因素及相关概念。2.引入新课程的学习（通过电阻的串并联的特点推导引入课题）。3.新知识的讲授（电容器的串联等效参数计算）4.课堂训练。

5.课堂小结，布置作业。教学内容

（一）复习上节课内容

1.电容量的规定：电容器所带的电荷量和它两极板间的电压的比值称为电容量（附带相关知识点的说明）。

2.平行板电容器的电容量的影响因素：平行板电容器的电容，与电介质的介电常数成正比，与正对面积成正比，与极板的距离成反比。（附带相关知识点的说明）

（二）导入新课 1.回顾电阻串联的特点

设总电压为U、电流为I、总功率为P。

等效电阻: R =R1  R2  „  Rn 分压关系：功率分配：

UU1U2UnI R1R2RnRPP1PP2nI2 R1R2RnR

常考的知识点：两只电阻R1、R2串联时，等效电阻R = R1  R2 , 则有分压公式

R1R2U1U，U2U R1R2R1R2设想：电阻串联具有电压、电阻、功率的特点，那么电容器串联会有什么特点呢？应该如何推导呢？（新课程内容的导入）2.电容器的串联

（1）等效电容的计算：设每个电容器的电容分别为C1、C2、C3，电压分别为U1、U2、U3，则

qqqU1, U2, U3

C1C2C3总电压U等于各个电容器上的电压之和，所以

111)

UU1U2U3q(C1C2C3q设串联总电容(等效电容)为C，则由C，可得

U1111 CC1C2C3cc 当两个电容串联时，c总12

c1c2即：串联电容器总电容的倒数等于各电容器电容的倒数之和。

电容器的串联

串联电容器之后，相当于增大两极板间的距离，所以总电容小于任何一个电容。（2）分压计算推导：

因为q=q1= q2=„= qn , Cq U

qcuqcucucu U11 同理 U22 21c1c1c1c2c2c2c1c2（3）电容器的参数除了电容量外，还包括电容器的耐压值，那么如何计算串联电容器的耐压呢？因为串联电容器的所带的电荷量是相同的，所以要考虑每个电容器所能存储电荷量的最大值，然后根据这些值中选择最小的电荷量作为串联电容器组等效电容的最大电荷量的存储能力。

U内

（三）课堂练习

ccqmin 代入 c总12 即可算出耐压值。

c1c2c总例题1.现有两只电容器，其中一只电容器的电容为C1 = 10F，额定工作电压为50 V，另一只电容器的电容为C2 = 10 F，额定工作电压为30 V，若将这两个电容器串联起来，接在100 V的直流电源上，问每只电容器上的电压是多少？这样使用是否安全？

解：两只电容器串联后的等效电容为

C各电容的电容量为

C1C210105F

C1C21010

64q1q2CU510100510C 各电容器上的电压为

q1C2510410U150V，或UU10050V16C11010C1C21010U2q2C15101050V或UU10050V2C210106C1C210104

由于电容器C2的额定电压是30V，而实际加在它上面的电压是50 V，远大于它的额定电压，所以电容器C2可能会被击穿；当C2被击穿后，100V的电压将全部加在C1上，这一电压也大于它的额定电压，因而也被击穿。由此可见，这样使用是不安全的。本题中，每个电容器允许充入的电荷量分别为

q110106505104Cq210106303104C

为了使C2上的电荷量不超过3 104 C，外加总电压应不超过

3104U60V 6510电容值不等的电容器串联使用时，每个电容上分配的电压与其电容成反比。

问题1：由例子得，可以采用串联电容器的方式来获得较高的额定工作电压，那么是不是所有的电容器串联得到的等效电容器的耐压都大于它们额定耐压呢？

例题2：现有两只电容器分别标注着“60F/250V”和“30F/100V”，若将它们串联起来，求解串联等效电容的参数值。

解：CC1C2603020F

C1C26030qn1601062501.5102C qn2301061003103C qn1qn2

qminqn2310C U耐3qmin3103150V Un1250VU耐150V 6C2010问题2：请大家联想一下并联电阻的特点，结合本节的知识点，说出它们的共同点有哪些呢？

（四）课堂小结

本节课程的内容主要是学习串联电容器的等效电容参数计算方法的推导，让学生进行观察和比较电容串联和电阻并联之间存在的异同点来增强学生对知识的识记和理解，提高电路的分析能力。

（五）作业安排

串联电容器篇3

随着串联补偿装置在我国高压电网中的使用,旁路开关也开始进入我国,作为一种高电压等级、高可靠性快速合闸开关,它有许多特殊之处需要去进行研究。相关文献讨论了旁路开关的特殊运行条件和技术要求,给出了ABB LTB1/170/550E1旁路开关的特性参数以及依据的主要技术标准[1]。

旁路开关用于串联补偿装置中,旁路开关与阻尼装置(由阻尼电抗器、阻尼电阻器和开关元件三部分组成)串联后和串联电容器组并联,旁路开关分闸时,电容器组投入运行,旁路开关合闸时,电容器组退出工作,由此可见旁路开关的主要用途是投入和退出电容器组。当系统或串补设备出现故障等紧急情况时要能快速退出电容器组,所以要求旁路开关具有很高的合闸可靠性和很短的合闸时间。

1 运行条件和试验参数要求

1.1 运行条件

典型的固定式串补装置主接线如图1所示。

旁路开关对地绝缘承受系统运行电压,其额定电压应选与系统相同或略高,它的断口与电容器组并联,承受电容器组工作电压。持续运行电压为额定电压,但电容器组在运行过程中会经常过负荷,过负荷允许水平与过负荷时间长短有关,例如10 min过电流允许值为1.5In。系统故障时电容器组两端将会产生很高的过电压,其最高电压峰值为过电压保护器的保护水平,其有效值称为电容器组的极限电压,通常为额定电压的2.3倍左右。因此,旁路开关断口瞬时过电压峰值也为过电压保护器保护水平,断口工频耐受电压应选为电容器组极限电压,并保留适当裕度。

旁路开关分闸前瞬间流过的工频电流有效值称为旁路接入电流,是在额定重接入电压下能够从旁路回路转移至电容器组回路的工频电流有效值。考虑到可能出现的过电流工况,应选取等于或高于电容器组的额定电流值,并应从R10系列中选取(注:R10系列是1-1.25-1.6-2-2.5-3.15-4-5-6.3-8及这些数与10n的乘积)。

额定重接入电压是旁路开关在开断额定旁路接入电流时能够耐受并不发生重击穿的暂态恢复电压峰值,通常低于过压保护水平,但考虑到各种故障工况,应选为保护水平值。重接入电压波形应通过实际系统研究来确定,推荐“1-cos”波形,第一峰值时间5.6 ms时可满足100%的50 Hz系统应用,第一峰值时间6.7 ms时可满足95%的50 Hz系统应用。

旁路开关开断过程中可能出现重燃或重击穿,此时电容器组两端不会出现过电压,但电容器组将被旁路,其储能释放容易损坏旁路开关内部元件。旁路开关重击穿时可能失去灭弧能力,容易使灭弧室因压力增大而爆炸,因此开断过程中不能出现重击穿。旁路开关不允许开断短路电流,否则将在电容器组两端产生过电压,所以旁路开关开断前应检测线路电流,只有线路电流低于一定值时才可接入电容器组。

旁路开关进行合闸操作时流过它的瞬时暂态电流峰值称为旁路电流。额定旁路关合电流是线路故障情况下电容器组被充电到过电压保护水平时旁路开关所能关合的电流峰值,它是开关预击穿时电容器组放电电流峰值和系统故障电流峰值的算术和。前者是电容器组通过阻尼装置的放电电流,放电频率与电容器组容抗和阻尼回路感抗有关,通常低于1 000 Hz,放电电流阻尼系数通常低于0.5。后者是工频故障电流分量,通常等于变阻器的最大配合电流,或特定地点的最大工频故障电流。旁路放电电流频率为电容放电电流分量的频率。

推荐的旁路开关额定旁路关合电流IBP为:63、100、125 k A峰值。

推荐的额定旁路放电电流频率fBP为:500、1 000 Hz。

1.2 试验参数要求值(接入电流试验)

1.2.1 电源回路

设计采用以网络为电流源,以LC振荡回路为电压源的并联电压引入合成试验回路。前者提供工频电流,后者提供暂态恢复电压TRV。

1.2.2 试验电流

应是额定旁路接入电流(±20%)。此次模拟试验确定i1=5 k A。电流回路应尽可能产生正弦波形电流,电流有效值与基波分量有效值之比不超过1.2则认为满足这一条件,同时要求接入电流每个工频半波过零不得超过1次。

1.2.3 试验电压

应是额定重接入电压(0~+5%),推荐“1-cos”波形。此次模拟试验的TRV参数确定为:峰值Um=300 k V,第一峰值时间tm=5.6(1±5%)ms。

1.2.4 操作顺序及试验次数

总共两个2 4次分组的试验方式(2×2 4个“O”),按照以下顺序进行:

1个“O”操作寻找一个极性上的最短燃弧时间(步长6。);

6个“O”在一个极性上的最短燃弧;

其余试验次数应达到总共24个“O”,分布在两个极性上(步长30。);

如果电流路径不对称,转换连接进行第二个试验方式,操作顺序和次数同前一个试验方式,总共应达到24个“O”。

2 模拟试验线路

为满足旁路开关接入电流这样特殊的试验条件,设计了两种类型的模拟试验线路,分述如下。

2.1 一种有选相控制的并联电压引入合成试验回路(试验线路1)

2.1.1 试验线路1原理

该试验线路是施加正弦波形恢复电压的一种并联电压引入合成回路。原理接线图见图2,工作过程如下面2.1.3节所述。

U1-电流源电压L1-电流回路电感FK-辅助开关SP-被试开关CT-电流互感器FY-阻容分压器XQ-选相点火球GQ-高压合闸球Ch-电压源主电容Lh、L2-电压回路电感

2.1.2 试验回路参数计算

1)确定的试验参数:

i1=5 k A;f1=50 Hz;U1=11 k V;TRV的峰值Um=300 k V,第一峰时间tm=5.6 ms。

2)电压回路接线参数:

选取Ch=9.0μF(采用MY-30-18高压脉冲电容器,按8并16串的接线方式)。

因,又,所以得Lh=14tm12πChLh1 400 m H。

Lh=L2+Lh,取L2=70 m H,则Lh=1 330 m H。

Ch的充电电压:

UCh=Um/K2=300 k V/0.9=333 k V DC,式中电压衰减系数K2≈0.9。

则ih=UCh×2πfh×Ch×K1=800 A峰值,式中电流衰减系数K1≈0.95。

2.1.3 试验回路操作程序

1)让FK与SP同时在i1过零时开断(熄弧)。

2)令GQ在SP开断前Th/4时刻(即5.6 ms)接通。(可通过调试测定fh及Th的时间)。

3)GQ及XQ点火时间的精确控制和配合,可通过同步控制装置来实现。即让GQ在i1过零前Th/4时刻动作,产生ih。控制XQ(双触发点火球)在i1开断后约10μs贯通,但因点火装置固有动作时间大于10μs,故点火脉冲仍于过零前发出,可通过实际调试来确定。

4)GQ动作时刻由于超前于i1零点时间较长(约达5 600μs),可不用同步控制,而由微机程控器发出点火信号(调节细度1 000μs)。XQ则必须由同步装置发出点火信号,超前时间τ0=XQ动作时间-10μs。

其模拟试验线路1的电流及电压波形如图3所示,结果符合预期要求。

2.2 一种改进的并联电压引入合成试验回路(试验线路2)

2.2.1 试验线路2原理

该试验线路是施加余弦波形恢复电压的一种并联电压引入合成回路,原理接线图见图4,其中,图中相关元器件及量符号说明同图2。

2.2.2 试验回路工作原理及参数计算

1)工作原理:让FK及SP同时在i1过零时开断,控制GQ在i1过零后约10μs贯通,于是预充电的主电容Ch通过电感Lh向调频电容C0进行振荡放电,从图4可见,C0上的振荡电压就是SP上的恢复电压,呈余弦波形,刚好符合相关标准推荐的“1-cos”波形。而试验线路1(见图2)产生的恢复电压呈正弦波形(见图3)。两种试验线路相比较,试验线路2更加符合试验条件要求,具有较好的等价性。

2)试验回路参数计算

确定的试验参数同2.1.2节1)中的参数。

试验回路接线参数:选定Ch=C0=4.5μF,采用4并16串的接线方式。

因f0=1/(2tm)=89 Hz,又f0=1/(2πC串Lh),C串=(Ch×C0)/(Ch+C0)=2.25μF,则得Lh≈1 400 m H。又电容器分压系数Ke=Ch/(Ch+C0)=0.5,Ch的充电电压:UCh=Um/K2=333 k V DC,因此,分配在C0上的稳态均衡电压为。

预计的振幅系数K≈1.9,则预期的TRV峰值Um=158 k V×K≈300 k V,预计的第一峰值时间。

其模拟试验线路2的电流及电压波形如图5所示,结果同样符合预期要求。

3 结语

适用于串联电容器旁路开关接入电流试验的试验线路有多种类型,其电流回路可以是网络、短路发电机或LC振荡回路。其它合成容性电流开断试验回路也可以采用,只要试验回路特性参数满足相关标准对试验电流及试验电压的要求,按标准规定的操作顺序进行即可。文中提出的两种模拟试验回路,都可满足试验条件要求,但推荐采用试验线路2,其优点是:回路结构简单,试验控制容易,TRV波形为标准推荐的“1-cos”波形,故该试验回路具有较好的等价性。

摘要：分析了串联电容器旁路开关的主要用途及其特殊运行条件,根据其主要技术标准提出的技术要求,设计了两种适用于串联电容器旁路开关接入电流试验的合成试验回路,并计算了试验回路参数,给出了两种试验回路的电流和电压波形,结果符合预期要求。

关键词：串联电容器,旁路开关,接入电流,合成回路,模拟试验

参考文献

串联电容器篇4

愈来愈多的大功率可控硅整流装置作为拖动和直流电源,其产生的谐波对于系统的影响日益严重。谐波电流叠加在电容器基波电流上,使电容器电流的有效值增大,温升增高,甚至引起过热而降低电容器的使用寿命或使电容器损坏。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局部放电。然而,电容器能将谐波电流放大,不仅危害电容器本身,而且会危及电网中的电器设备,严重时会造成损坏,甚至破坏电网的正常运行。

为了限制合闸涌流及防止谐波放大,往往需要在电容器组中串联一定电抗率的电抗器,若其参数选择不当,电容器组会对系统的某次谐波电流起放大作用,从而使系统的运行环境造成严重的影响。因此,合理配置电容器容量,正确选择电抗器,避免电路参数匹配不当而发生串联、并联谐振,才能保证电容器、电抗器和整个电网的安全运行。

1 无源滤波的原理

使用电抗器与电容器串联,组成一个LC串联谐振电路,把该电路并联在电网中,构成一个最基本的无源滤波回路[1],其等效电路如图1所示。

图中In为n次谐波电流;IBn为变压器n次谐波电流;XB为变压器等效感抗;XC为电容器组容抗;XL为串联电抗器感抗;ICn为电容器组的n次谐波电流。

滤波回路的阻抗:

式中:L为电抗器的电感量(H);C为电容器的电容量(F);f为电流频率(Hz)。

当2πf L=1/(2πf C)时,回路的阻抗最小,即串联谐振。此时,f称为谐振频率,调整L、C的参数,使f等于要滤除的谐波的频率,就可以使该次谐波电流大部分流过滤波回路,而不会影响电网中的其它设备。对于频率最低的基波50 Hz或60 Hz,由于,所以仍可以发出容性无功电流,起到无功功率补偿作用。

对谐波源来讲LC串联回路应保持感性,LC抑制回路的谐振频率必须低于系统可能出现的最低次的谐波频率。因为这时串联L C回路可能出现的谐振频率均高于谐振频率,串联回路为感性,不可能再激活任何谐振,如果L C回路谐振频率高于可能出现的谐波频率,回路为容性,与感性负载又可能产生谐振回路。

式中:n为谐波次数;Zn为并联谐波阻抗。

若nXL-XC/n>0,则电容器组回路呈电感性质,可使谐波电流减小;若n XL=XC/n时,发生谐振则使谐波放大,以致母线电压产生严重畸变[2]。综上所述,欲抑制谐波过电压,必须使n XL-XC/n>0,即XL>XC/n2。

2 串联电抗技术参数的选取

串联电抗器的参数选取必须根据电容器参数和系统谐波类型综合考虑、统一安装,以免因配置不当造成电容器容量亏损和谐波放大。

2.1 额定电压UL

电抗器与电容器串联,则有:UC=XC·I,UL=XL·I,K=XL/XC,UL=UC·K。

式中:I为电抗器与电容器串联回路中的电流;K为电抗率。

从上式知:串联电抗器的额定电压UL与串联电抗率K、电容器的额定电压UC有关。

2.2 额定容量SL

由此可见,串联电抗器额定容量SL与并联电容器的额定容量SC及电抗率K有关。

2.3 电抗器的选取

对于铁芯电抗器,必须选择磁通密度较低的[3],若串联电抗器的铁心工作磁密选取过高,由于铁心饱和,而使电抗器实际运行电抗值偏低。由于系统参数及谐波成分的变化,铁芯电抗器电抗值不稳定,为了防止可能出现的铁磁谐振,一般选用空心电抗器。干式空心电抗器和干式磁屏电抗器,是当前串联电抗器的最佳选择。

2.4 额定电流的选择

串联电抗器额定电流不应小于所连接的电容器组额定电流,其允许过电流值不应小于电容器组最大允许过电流[4]。电抗器与电容器组串联连接,应使电抗器额定电流不小于电容器组最大允许电流。

2.5 电抗率的选择

额定电抗率K为装置中串联电抗器的感抗与电容器组容抗的比值,即K=XL/XC。

由图1可知并联谐波阻抗Zn,当Zn=0,即从谐波源输入的阻抗为0,表示电容器装置与电网在第n次谐波发生串联谐振,可得电容支路的串联谐振点当电网中存在的谐波不可忽视时,则应考虑使用调谐电抗器[5],其电抗率可选择得比较大,用以调节并联电路的参数,使电容支路对于各次有威胁性谐波的最低次谐波阻抗为感性,根据式,可得K>1/n2。对于谐波次数最低为5次的,应有K>1/52。这就是说选择大于4%电抗率的电抗器时,可以限制电容器投入时的合闸涌流,而且能够有效防止电容器投入引起的5次及以上次谐波的放大。考虑到电抗值应有一定的裕度,故应引入可靠系数,一般取值范围:1.2~1.5。

通常情况下,电抗率在0.1%~1%之间的电抗器用于限制涌流;电抗率在4.5%以上的电抗器用于谐波抑制回路[6]。

电抗器电抗率的选择原则:

(1)系统中3次谐波含量已超过或接近于标准限值时,宜选用串联12%~13%的电抗器。

(2)系统中5次谐波含量已超过或接近于标准限值时,宜选用串联4.5%~6%的电抗器。

(3)系统中以3次、5次谐波成分为主,且两者含量均较大时,宜采用电抗率为12%~13%与电抗率为4.5%~6%的电抗器混装方式或采用串联3%左右的电抗器。

(4)系统中以3次、5次谐波为主,且含量较小时,可不串接电抗器;也可选用0.1%~1%电抗器。

(5)当电网中含有多种谐波成分,且都具有较大含量时,串联电抗器的选用,应使电容器支路对于在较大含量的各次谐波中的最低次谐波总阻抗呈感性,此时该电容支路对于较大含量的各次谐波均不会产生放大作用。

(6)当电网的背景谐波未知的情况下,电容装置选用阻尼式限流器,限流器中串联电抗器的额定电流按电容器组的最终容量考虑选择。谐波的防止应在谐波源就地治理。

3 串联电抗器后对电容器的要求

1)要求电容器具有更大的过电流能力。标准GB/T 12747中规定的1.3倍过电流能力已满足不了要求,至少要按1.6倍设计,在某些场合中甚至要按2.5倍设计。

2)电容器额定电压。由于串联了电抗器,容升效应使得电容器上的电压比母线电压(UN)有所提高,而电压提高的幅度与电抗器的电抗率有着直接的关系。

电容器额定电压应不低于U'C,但是也不要高太多。如果取过大的安全裕度就会出现过大的容量亏损,造成一定的投资浪费。

3)电容器输出的实际无功功率为:

电容器输出的实际功率比额定功率大,为保证调谐精度,电容器容量偏差至少应该在-5%~10%。

若并联电容器组装置安装处的母线短路容量为Sd,则Sd=UN2/XB,又电容器组的容量为Q,,若n为整数,当电网中有n次谐波时,就有可能发生谐振,危害供电系统安全,此时需改变电容器的容量Q或改变补偿装置的安装地点[7]。

低压并联电容器的容量在工作过程中会逐渐降低,使谐振点往上漂移。在设计时应使n低于要滤除的谐波次数,如对于5次、7次谐波,调谐的谐振点为4.8、6.7。

4 实例分析

某配电站的三相电力变压器型号为S9-500/10,其额定变比为10/0.4,短路电压US%=4%,非线性负载总功率P=120 k W,高次谐波电流的谐波系数测量结果分别为5次16.57%,7次6.67%,9次2.92%,11次3.8%。

分析:此低压系统中存在着谐波,且以5次谐波成分较多,故在无功补偿装置中应串联电抗器来抑制5次谐波,根据电抗器电抗率的选择原则(2),选用电抗率4.5%~6%的范围。

按变压器容量的30%来计算补偿容量即150 kvar,选用6组带串联电抗器的电容器组进行补偿,则每组容量为25 kvar,又因容升效应使电容器上的电压比母线电压有所提高,据式(5),电容器额定电压选用0.525 k V,此产品选用正泰公司的BZMJ0.525-25-3,电容量289μF,额定电流27.5 A,基波电抗11.02Ω,基波电流22 A;串联电抗器选用山东淄博富林电气有限公司的K328-39,电感量1.9 m H,额定电流33.4 A,基波电抗0.597Ω,电抗率5.41%,电容器与电抗器串联谐振频率故不会发生谐振。滤波电路投入后谐波电流的含量如表1所示。

(%)

5 结语

并联电容器组串联电抗器是抑制谐波电流放大的有效措施,其引起谐波放大的原因是电容器回路在谐波频率范围内呈现出容性,若在电容器回路中串接电抗器,通过选择电抗值使电容器回路在最低次谐波频率下呈现出感性,就可消除谐波放大。

低压并联电容器装置中串联电抗器的选择必须慎重,根据接入处的谐波背景选择适当的电抗率,再根据电容器组的额定电压、额定容量及电抗器的电抗率选择电抗器的型号、参数,选择不当会引起电容器和电抗器的损坏。

摘要：目前低压电容器补偿装置大多采用串联电抗器来消除系统谐波及限制合闸涌流。对无源滤波的原理及串联电抗器参数的选取进行了分析,提出了合理的参数选择方法,并说明了串联电抗器对电容器的影响,为电容器的参数选择提供了参考,确保了整个补偿系统的安全可靠运行。

关键词：并联电容器,串联电抗器,参数选择

参考文献

[1]陈玉红,杜波.电容器组串联电抗器预防谐波过电压的应用[J].供用电,2006,23(4):51-52.

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[3]苟刚,梁选一,吴军.并联电力电容器的配置及实际应用分析[J].四川电力技术,2007,30(4):63-68.

[4]GB50227—95并联电容器装置设计规范[S].

[5]陆平,康巧萍.并联电容器装置串联电抗器的电抗率及容量选择[J].电力建设,2007,28(2):70-72.

[6]陈伯胜.串联电抗器抑制谐波的作用及电抗率的选择[J].电网技术,2003,27(12):92-95.

串联电容器篇5

关键词：谐波,谐振,电容器,谐波放大,电抗率,谐波阻抗,最大值最小优化

0 引言

在电网谐波较大地区,电力并联电容器容易发生谐波谐振,不但导致并联电容器的损害,而且造成公用连接点(PCC)谐波电压放大,恶化了电网电能质量。

电容器谐波谐振是由以下两个因素共同作用的结果:一是电容器阻抗与电网阻抗存在着参数配合,使谐振频率与整数倍谐波频率相重合;二是变电站注入了较大的、与谐振频率一致的谐波分量。

为防止电容器谐波谐振一般采取两种方法,一是破坏谐振的参数配合条件;二是通过滤波器等治理措施减小谐波。由于谐波治理措施经济代价较大,常常采用第一种方法。

电容器串联一个电抗器,可以避开电容器谐振。由电容元件和串联电抗元件构成电容器装置的电抗率——即串联电抗感抗与电容器元件容抗的比,是防止电容器谐振的关键因素。

针对电容器串联电抗率的问题,国内外曾进行过大量的分析和研究。

文献[1-22]假设谐波电流源直接注入到接入电容器装置的母线,形成谐波电流源、电容器装置阻抗和母线短路阻抗相互并联的等值电路,构成了电容器谐振的基本模型,见图1。

文献[1]论述了串联谐振和并联谐振的机理;文献[2-3] 论述电容器装置能够同时形成串联谐振和并联谐振;文献[4]论述了通过调整电抗率可使谐振频率避开谐波频率:当电抗率增大时,可以使串联与并联谐振点向着低频方向移动,反之电抗率减小时向高频方向移动;文献[5]以IEEE30 节点系统为例,研究了导纳矩阵的频率特性,得出系统串联谐振的模态。

文献[6-13]通过电路阻抗参数的计算分析,改变电抗率,从而避开电容器装置并联谐振的频率点,达到防止电容器谐振的目的;也形成了比较一致的结论:4.5%~6%电抗率适于抑制5 次谐波,12%电抗率适于抑制3 次谐波。文献[6-11]以谐波测量数据为依据,对谐振条件计算后再选择电抗率,文献[12-13]提出采用不同电抗率的电容器装置,混合装设在变电站内,以抑制各种谐波。文献[14-15] 针对IEEE 14 节点的典型系统,以节电电压总畸变率为目标函数,对0%、6%和4.5%串联电抗率进行优化,得出4.5%最优的结论。

上述文献提出的方法,是电网确定条件下的特定分析方法,需要在电网参数确定并测量到谐波数值后,才能计算确定电抗率。由于各个变电站电网参数不同,提出的电抗率也就不同,这就导致国内电容器电抗率的数值繁多,较典型的电抗率是4.5%、6%、12%,也有采取5%、7%、13%等电抗率。

笔者认为,现有文献的研究基础是基于谐波源从变电站主变的低压侧注入的电路与模型分析得到的,如果谐波源是从主变压器高压侧注入的背景谐波,或非线性负荷形成的谐波源从主变中压侧注入,谐波等值电路就不能简化成图1 的电路,图1 电路仅适合于非线性负荷谐波源从两绕组变压器低压侧注入这种情况。

此外,在电容器设计前,现有文献和标准要求测量变电站电容器接入处的背景谐波,这在新建变电站的电容器设计工作中难以做到。

为解决新建变电站电容器设计的串联电抗率选择问题,需要对串联电抗率消谐能力的一般性,即包含电网各种因素条件下的普适性进行研究。为此,本文针对220 k V和110 k V变电站并联电容器的谐振问题,建立了并联电容器、变压器、负荷、电网短路阻抗和谐波源的普适性模型(此普适性模型适用于110 k V和220 k V电压等级的谐波谐振研究),分析了模型各个参数的范围,提出了反映电容器装置谐振水平和危害程度的目标函数,在模型的全部电网状态空间中对目标函数进行关于电抗率的最大值最小优化,得出了具有普适意义的优化的电抗率。

1 电路、模型和参数

1.1 谐振电路

根据典型的220~110 k V变电站的设备和电气接线,建立包含电容器装置、变压器、负荷、电网短路阻抗的变电站等值谐振电路。变压器考虑三绕组和双绕组两种类型,电容器接入到主变压器低压侧,三绕组变压器的负荷母线是中压侧母线,两绕组变压器的负荷母线是低压侧母线。谐波源采用恒流源模型[16,17],可以是从主变高压侧母线注入的背景谐波,也可以是注入负荷母线的非线性负荷谐波。因而形成4 种谐振等值电路,见图2。

1.2 谐波阻抗模型和参数范围

谐振电路包含了短路阻抗、变压器阻抗、电容器装置阻抗和负荷阻抗。忽略电气元件的集肤效应[23],将这些阻抗考虑为纯电阻、纯电容或纯电感性质。电容性的谐波阻抗为基波阻抗除以谐波次数,电感性谐波阻抗为基波阻抗乘以谐波次数。

为了将电路的物理量转换为电气设计要素,采用如下基准进行标幺变换。

基准容量:电容器装置实际投入的容量Q。

基准电压:主变压器实际运行时的调压分头对应的电压。

图2电路中各个谐波阻抗标幺值推导如下。

(1)系统短路阻抗的谐波阻抗

式中:0.15 是短路阻抗中的电阻与电感之比,这个比值对电容器谐振影响很小;h为谐波次数;S/ST为变压器短路比,其中S为主变压器高压侧短路容量,ST为变压器容量。在多台变压器的变电站,n台变压器可等值为一台单变压器,等值容量为n×ST。通过对大量220 k V和110 k V变电站的S/ST数据进行统计,可以确定220 k V和110 k V变电站的S/ST数值在3.6~100 之间。

Q/ST是实际投入运行的电容器补偿率,根据《电力系统电压和无功电力技术导则》[24],变电站电容器补偿率应小于0.3。因此Q/ST在0~0.3 之间。

(2) 双绕组变压器谐波电抗

可采取谐波次数乘以变压器基波电抗作为变压器谐波电抗[25]。

常数0.14是双绕组变压器阻抗电压的典型数值,δ 为变压器阻抗变动范围,220 k V和110 k V变电站的各类变压器的阻抗电压是不同的,接入的各个分接头也会对实际的阻抗产生影响,实际变压器阻抗变动范围δ 在典型数值的0.7~1.3 倍之间。

(3) 三绕组变压器谐波电抗

公式中的常数0.14、-0.007、0.09 是变压器高、中、低三个绕组的阻抗电压的典型数值。δ 是如前所述的变压器阻抗变动范围。

(4) 电容器装置谐波阻抗

x是电容器的串联电抗率,在0~0.13 之间进行研究。

(5) 负荷谐波阻抗

γ 是主变负荷率,即负荷容量与主变压器容量比,反映负荷的大小。范围在0.1~1.1 之间。cosφ为负荷功率因数,功率因数最小的负荷是交流电弧炉,功率因数可以低至0.7[26,27]。因此cosφ 范围在0.7~1 之间。

(6) 谐波源的电流谐波模型

式中:I1为非线性负荷的基波电流;ah为谐波源的h次谐波电流含量,各次ah的数值均在0~1 之间。

1.3 模型的变量说明

电抗率x是求解的控制变量,其余变量是电网的状态参数,这些状态变量可组成状态矢量

组成状态矢量的每一个变量都有确定的取值范围,所在的电网状态空间D是确定的。

2 反映电容器谐振水平的目标函数

2.1 负荷母线的电压总谐波畸变率放大倍数λ

λ是计及电容器谐振与不计电容器谐振(即是电容器不投入)的负荷母线电压总谐波畸变率之比,衡量电容器谐振对公共连接点(PCC)的谐波电能质量总体的恶化程度。

THDL为负荷母线电压总谐波畸变率

V1是负荷母线基波电压,VLh是负荷母线的h次谐波电压,见图2。VLh的解析式容易从谐波电流源、短路阻抗,变压器阻抗、电容器装置电抗和负荷阻抗推导得出。

THDL受谐波源和电容器谐振因素(即阻抗的参数配合)的双重影响。

在电容器投入很小的情况下,电容器与系统电抗参数难以配合,谐振程度很小,在电容器补偿率Q/ST→0 的极限状态下,不会发生电容器谐振。因此的数值仅受谐波源的影响,而不受电容器谐振影响。

如图3(a)电路中的λ解析式为

其中符号“||”表示阻抗的并联运算,可发现λ是以自变量(x,)组成的多元函数,其余电路的λ解析式也容易推导,本文略去。

注意到,式(1)的分式中,负荷母线基波电压V1和非线性负荷基波电流I1已被约分消除,λ是以自变量(x, z )构成的多元函数。

2.2 电容器元件的电压总谐波畸变率放大倍数μ

μ 是计及电容器装置谐振与不计谐振时, 电容器元件上的电压总谐波畸变率之比,衡量电容器装置谐振对电容器元件过压的影响,反映电容器装置谐振对设备自身的危害程度。

其中

THDC为电容器元件上的电压总谐波畸变率。Vc1是电容器元件上基波电压,Vch是电容器元件上的h次谐波电压,见图2。

THDC受谐波源和电容器装置谐振因素(即阻抗参数配合)的双重影响;

为不计电容器谐振时的电容器元件上的电压总谐波畸变率,该极限存在且容易推导。

根据标准《标称电压1000 V以上交流电力系统用并联电容器第1 部分:总则》[28],电容器元件的长时间工作电压应满足VC≤1.1VN,VC为电容器运行电压,是交流电压的方均根值,VN为电容器设计的额定电压,以此为据,文献[29]得出THDC≤0.458Vc1的结论。

本文以最严峻的运行条件进行研究,考虑了电容器接入母线的最高电压偏差,根据《电力系统电压和无功电力技术导则》规定,35k V电压偏差应在-3%~7%之内,10k V等级的电压偏差应在±7%内,电容器最高电压偏差为1.07。以此标准规定,核算电容器元件可承受的电压总谐波畸变率THDC。

《公用电网谐波》标准[24]规定,电容器装置所接入的35~10 k V母线的电压总谐波畸变率应小于5%。由于23.85%是5%的4.77 倍,在变电站谐波电能质量合格的情况下, 如果电容器元件总谐波畸变率放大倍数μ小于4.77 倍,电容器元件长时间安全运行是有保障的。

3 目标函数的最大值最小优化

3.1 关于电抗率x的目标最大值函数

目标函数 λ(x,) 是控制变量x和状态矢量&z的多元函数,,D是电网状态空间。

对控制变量x的某一个值,在状态空间D内存在一个具有最大值,x与这个最大值的映射,构成目标最大值函数λmax(x)

λmax(x)最大值函数是以x为自变量的单值函数。

类似地,可以定义关于电抗率x的目标最大值函数μmax(x)

3.2 目标函数的最大值最小优化

对目标函数λ(x, z) 关于x最大值最小优化表示为

优化解释:通过串联电抗率x优化后,使目标函数在全部电网状态空间中的最大值的数值达到最小。

类似地,对目标函数 μ(x, z) 的关于x最大值最小优化表示为

3.3 最大值最小优化的数值求解方法

(1) 计算目标最大值函数λmax(x) 和μmax(x)

对x的某一个值,求解目标函数 λ(x, z) 或μ(x, z) 在状态空间D中的最大值。

目标函数λ 和μ 是多变量非线性函数,它的最大值或最小值求解的最优化方法称为非线性规划方法,为得到非线性规划的最优解,要求λ 和μ 在多维空间D中是可微的凸函数。

λ 和μ 是连续可微的,但在多维电网状态空间D中不是凸函数。为求解最大值,采用工程数值计算中常用网格法,算法简述如下:

将D构成的多维空间划分为多个细小的子空间,保障λ 和μ 在具有最优解的子空间中是凸函数。

取子空间中的中心值作为计算的初始点,采用广义既约梯度法(GRG法)的并行算法[30],计算出λ和μ 在各个子空间中的各个最大值。

取出所有子空间各个最大值中的最大值,这个值及对应的x值,构成了最大值函数曲线中的一个点。

对x从0 至0.13 之间的点逐个计算,可绘出λmax(x) 和μmax(x)曲线,见图3。

受计算机的性能限制,谐波含量的模型的参数数量需要简化,由于电网中4 次及以上的偶次谐波和21 次及以上的谐波含量很小,可以忽略不计,因此,本文仅考虑对电容器谐振产生较大影响的2、3、5、7、9、11、13、15、17 和19 次谐波含量。因此,状态矢量z 简化为15 个变量。

本文计算时,将多维空间D划分为4 251 万个子空间。使最优解所在的子空间中,目标函数是凸函数。

(2) 电抗率x的最大值最小优化的最优解

x的最大值最小优化值,就是目标最大值函数λmax(x)和μmax(x)的最小值,从图3 中可清晰观察出电抗率x的最大值最小优化数值在11%~13%之间,此区域 λ(x, z) 和 μ(x, z) 的最大值均为1。

4 电抗率的技术经济性分析

4.1 消谐性能最优的12%电抗率

从图3 可知,电抗率的x最大值最小优化数值在11%~13%的区域内,两个目标函数最大值均为1,即是电网参数z 在整个电网状态空间D内,λ 和μ均小于等于1,这意味着,采用这样电抗率的电容器装置,当电容器装置投入时,只会减小而不会放大谐波。更重要的是,它适应于220 k V及110 k V变电站的所有参数条件,具有普适的性质。

考虑到电容器容量在制造精度上的最大偏差可达±5%,串联电抗器容量在制造精度上的偏差为0%~5% , 电抗率在制造上的相对误差会达到-5%~10%,电抗率设计为12%是合适的。

4.2 4.2%~4.5%电抗率应用范围分析

图3 可发现次优的电抗率是4%,但电抗率稍有变化就有可能导致谐振程度增加,4%的电抗率并不具有普适性的应用价值。

仔细研究发现,变压器短路比S/ST和电容补偿率Q/ST,对目标函数影响很大,在S/ST≥15 且Q/ST≤0.2 新的参数范围下,再次计算λmax(x)和μmax(x),曲线见图4。可发现电抗率在3.9%~5%区域下的目标最大值函数会降低,塌陷成一个缺口,这个缺口具有应用价值。

考虑电容器元件、电抗器元件阻抗在制造上的偏差,次优的电抗率宜设计为4.2%,这与4.5%典型电抗率的数值非常接近,差别极小。数值结果见表1。

注意到,表1 中的电抗率为4.2%~4.5%时μ数值小于4.77,根据本文2.2 的分析,在变电站谐波电能质量合格的情况下,电容器元件长时间安全运行是有保障的。

绝大多数变电站参数满足15≤S/ST且Q/ST≤0.2 的应用条件,尤其是220k V变电站更是如此。

4.3 6%电抗率的问题

国内220 k V~110 k V变电站采用6%电抗率的电容器装置较多,但它不是优化数值,尤其在三绕组变压器的变电站,6%电抗率的电容器装置存在强度较大谐振。

在文献[31] 中,总结了华北电网电容器装置运行情况,发现电抗率为4.5%的谐波放大现象远少于6%,并特别指出该发现缺乏原理上的印证。本文对此给出了原理上的说明。

4.4 电抗率12%与4.5%的经济性对比

电抗率x越大,电容器装置容量损失就越大,电抗元件和电容器元件的额定电压和电流也要提高到1/(1-x)倍,这又带来了制造成本的增加。串联电抗器的电能损耗很大,以大量使用的干式空心串联电抗器为例,损耗率可达到容量的2.4%,电抗率增加所造成的电能损失是不能忽略的。

以3 500 利用小时,20 年的生命周期进行成本分析,可以发现12%电抗率电容器装置的综合成本,是4.5%电抗率电容器的2.6 倍,因此采用12%电抗率的代价是巨大的。

5 结论

本文针对220 k V和110 k V变电站并联电容器的谐振问题,建立了并联电容器、变压器、负荷、电网短路阻抗和谐波源的普适性模型,与传统模型相比,不仅可以适用于谐波源从主变高压侧或中压侧注入的情况,而且可以很好的解决新建变电站电容器设计的电抗率选择问题,能适用于110 k V和220 k V电压等级的谐波谐振研究。

通过以上模型的分析,4.2%~4.5%的电抗率具有优良的技术经济性,消谐性能仅次于12%电抗率。在电能质量合格的、且电容补偿率Q/ST≥0.2、且短路比S/ST≤15 的变电站,应采用4.2%~4.5%电抗率,大多数220 k V~110 k V变电站满足这一条件。

12%的电抗率具有最优的消除谐振性能,并具有普适性,但经济性不如4.2%~4.5%电抗率。在谐波电能质量超标的变电站、或为大容量非线性负荷专供的变电站、或电容补偿率Q/ST>0.2、或短路比S/ST<15 的变电站,电抗率可设计为12%。

串联电容器篇6

串联电容补偿技术作为提高输变电网络稳定极限以及经济性的有效手段之一[1,2,3,4,5,6],从开始应用到今天已在我国电力系统得到了广泛的推广[7,8]。串联电容补偿装置的一次设备和二次设备集成通常由一个厂家来完成,在实际应用中由于生产厂家不同,串联补偿装置平台的一次设备接线形式、CT配置及各主要设备保护配置也不尽相同。

串联电容补偿装置的一次设备接线形式是综合考虑设备性能、过电压水平等各种因素确定的。串联电容补偿装置的一次设备接线形式一旦确定,保护控制系统应该与其相适应,实现对串联补偿装置的一次设备保护的目的。串联补偿一次设备接线的形式、CT配置不同就会影响到保护控制系统设计,即使一次设备接线形式相同,但是为了对设备更全面的保护,也应该充分考虑合理的保护配置。

本文结合工程实际主要分析了一次设备接线不同的形式、CT配置对保护控制系统的影响;火花间隙保护的配置问题。通过分析研究以找到一种串补站二次系统最优的设计方案。

1 电容器组

1.1 电容器组接线及CT配置

串联补偿装置的电容器组是由多个电容器单元通过串、并联方式组合而成,当电容器单元内熔丝[9]熔断时就会使其它电容器单元电压不平衡,进而发展为过电压,造成电容器贯穿性短路[10]。由于电容器暂态测量阻抗和稳态测量阻抗有一定差异[11]等原因,使得电容器阻抗在线检测有一定难度。通常将电容器分为4个桥臂接成H形,在其中加上不平衡CT,来检测电容器单元是否有熔丝熔断。对于H形接线形式的电容器在设计和选择上要尽可能地使各个桥臂上的电容参数一致,以降低不平衡电流。

串补电容器在实际工程中有如图1所示两种接线形式。

电容器两种接线方式各有优缺点,表1是两种接线的比较。

1.2 电容器接线对合闸失灵保护的影响

旁路断路器合闸失灵保护:串补所在线路或串补装置发生故障,其相应保护动作,发出合旁路断路器命令,恰好旁路断路器发生合闸故障,无法合上,设定延时到后,旁路断路器仍未合上,合闸失灵保护动作将串补所在线路两侧断路器跳开,切除故障。

在实际工程中,由于电容器接线不同,旁路断路器合闸失灵保护的逻辑判据条件也不同。对于1个H形接线,由于配置了电容器电流互感器CT1(如图2所示),通过电容器CT1就可以反映电容器组上的电流。旁路断路器的分合闸位置对电容器上的电流是有影响的。如果旁路断路器处于合闸位置时(电容器组的放电电压衰减至10%以下的时间小于5 ms[12],所以不考虑放电电流的影响),电容器上的电流就为零。所以可以将电容器上的电流作为判断旁路断路器合闸失灵的条件之一,逻辑如图3所示。

CT1为电容器电流互感器;CT2为线路电流互感器;CT3为火花间隙电流互感器;CT4为MOV电流互感器

对于2个H形接线,没有配置电容器电流互感器,电容器上的电流依赖于装在串补装置上的线路电流互感器CT2(如图2所示)反映。旁路断路器处于分闸和合闸位置时,线路电流是相同的(不考虑串补投退,引起线路负荷电流变化的影响)。线路电流不能作为旁路断路器合闸失灵的逻辑判据条件。

旁路断路器合闸失灵保护动作后,要切除串补装置所在线路两侧的断路器,其动作行为较为严重,因此对于断路器合闸失灵保护在逻辑判断上应该更为严格,所以在动作逻辑中加入电流判据是合理的。对于2个H形接线,增加总电容器电流互感器是最优化的设计方案。

1.3 电容器不平衡保护的整定

电容器不平衡保护的整定除了考虑电容器熔丝特性的影响外,还应该考虑电容器过电压、最小起动电流、电容器放电暂态过程的影响。

1)过电压

电容器不平衡保护定值的整定基本原则是防止由于电容器单元损坏或电容器单元内部熔丝熔断使其余电容器承受的过电压超过范围而导致电容器组损坏。以500 k V神-保串补工程为例,单相电容单元336个,其中电容器单元以28并12串,单元容量51.9μF,计算结果见表2。

2)最小起动电流

电容器H形桥不平衡电流的大小与流过电容器组总的电流成一定比例。由于电容器参数不一致等因素的影响,在运行中会产生不平衡电流,为了消除这些因素引起的不平衡电流的影响,设定最小起动电流。在运行中,电容器电流或线路电流小于最小起动电流时,如果检测到的不平衡电流很大,也不会引起电容器组的损坏,所以保护不会动作;反之,当电容器电流或线路电流大于最小起动电流时,即使有小的不平衡电流,保护也有可能会动作。一般最小起动电流设定为额定电流的10%,图4为不平衡保护动作曲线。对于2个H形桥支路的接线形式,最小起动电流为:1/2ILC×10%,其中ILC为线路电流。

对于1个H形桥支路的接线形式,最小起动电流为:IC×10%,其中IC为电容器组总电流。

3)电容器放电暂态过程影响

在电容器组退出运行时,电容器组会通过阻尼回路、旁路断路器形成放电回路,产生高频的放电涌流[13]。由于电容器参数的杂散性,在高频的放电涌流作用下会产生不平衡电流,不平衡保护应该躲过电容器放电的暂态过程,因此不平衡保护应该考虑动作延时,以增加不平衡保护的可靠性。

2 MOV装置

2.1 MOV装置接线及CT配置

金属氧化物限压器(MOV)是串联补偿装置中电容器组的基本过电压设备。MOV具有良好的非线性伏安特性[14],可以限制输电线路故障条件下在串补装置的电容器组上产生的工频过电压,这个电压将低于电容器组的绝缘水平[15]。MOV是由金属氧化物阀片组成的,且MOV采用多单元并联及多柱结构[16,17]。在输电线路故障时,MOV将通过故障电流,如何使各单元以致各柱阀片电流分配均匀是此MOV研究的最重要的关键问题[18]。

串补MOV装置在实际工程中有图5所示两种接线方式。

MOV装置两种接线方式各有优缺点,表3是两种接线的比较。

2.2 MOV故障保护

如图5,分支接线形式由两个并联支路组成,可以很容易实现不平衡保护,来检测MOV的故障。不平衡保护动作逻辑见图6。当MOV的不平衡电流瞬时值大于设定值时,判断MOV发生故障,MOV不平衡保护动作触发间隙,同时闭合串联补偿装置旁路断路器,永久闭锁,以保护MOV和电容器。

在图5中,无分支接线的形式,为了方便检测MOV的故障,MOV故障保护需要通过比较流过MOV设备的电流(Imov)和线路电流(Ilc)来确定MOV故障,即比较Imov/Ilc值来确定。在500 k V神-保串补工程中,当Imov/Ilc>0.85,并且故障持续10 ms,保护发出永久旁路、永久闭锁命令,将旁路断路器三相旁路。

2.3 MOV的电流互感器

对于采用分支接线形式,两个支路中CT特性是否匹配对不平衡保护的影响很大,其中测量到的不平衡是两个CT的测量之差,例如电流互感器的测量误差为±5%,则两个电流互感器的测量最大误差有可能达到±10%,因此对于这种接线形式必须做好CT的特性匹配工作,减少对不平衡保护的影响。

3 火花间隙

火花间隙由于运行环境影响或设备自身原因在运行过程中有可能会出现自触发[19]、拒触发、延时触发、持续触发等非正常触发故障。

自触发:在串补保护没有发出触发命令时,电流流过间隙,即发生了自触发。当保护检测到间隙自触发后,将旁路断路器三相暂时旁路,经过一定时间的延时,重投串补装置。假若自触发重复次数超过设定值,则永久闭锁。

拒触发:火花间隙在接收到MOV保护单元发出的触发信号后,由于某种原因不能触发,保护将旁路断路器闭合,并将其永久闭锁。

延时触发:当检测到电流通过火花间隙比发出触发信号时间晚许多,则判断为延时触发,保护将旁路断路器闭合并永久闭锁。

持续触发:由于火花间隙的设计原则仅限于短时通过短路电流,当保护发出触发命令后,在一定延时内旁路断路器不能闭合,就需要将串补电容器切除。

实际工程应用中,火花间隙保护配置如表4所列。在500 k V托-源-安(霸)串补工程中,因为在旁路断路器合闸失灵保护(合闸失灵保护逻辑见图3)中已有对火花间隙持续触发的监视,所以在火花间隙的保护配置中没有重复配置。在500 k V神-保串补工程中,火花间隙保护与500 k V托-源-安(霸)串补工程比较,增加了持续触发保护,但是没有配置延时触发保护。

火花间隙在运行中有可能出现非正常的触发故障[19]。对于微机保护装置实现一个保护功能仅是增加一个程序,不会增加设备投资,也不会使二次回路复杂化。在串补工程的设计中,为了在火花间隙出现故障后能够快速地切除,火花间隙应该配置全面的保护,以实现对串补装置更好的保护。

4 结论

本文通过分析得到如下结论:

(1)串联补偿的电容器组通过H形桥接线形式解决了电容器在线检测的困难,并且通过增加H形桥方便故障电容器单元的查找。两种电容器接线形式对于电容器不平衡保护的整定是有影响的,在保护整定时要给予关注。考虑到断路器合闸失灵保护后果的严重性,为了增加断路器合闸失灵保护动作的可靠性,增加电容器CT是必要的。

(2)通过分析MOV接线及CT配置,我们可以看到:在MOV装置的接线中通过增加MOV支路方便了在运行状态时检测性能变坏或故障的单元,并且很容易实现MOV故障保护,所以是一种较为理想的接线形式。

串联电容器篇7

无功补偿电容器组广泛应用于电力系统各个领域, 对电网安全稳定运行、节能降耗和谐波滤除等起着关键作用。虽然无功补偿原理和无功补偿设备种类繁多, 但最常用、最经济和最普及的仍是固定容量的无功补偿电容器组。为了降低电容器组投切过程中瞬间涌流对电网和控制设备的冲击, 抑制电网谐波污染对电容器组的破坏, 同时对谐波起到一定的滤除作用, 近年来, 固定补偿电容器组已广泛采用串联电抗器的组合补偿方式。

1 现状概述

随着各种非线性负荷的不断涌现, 电网谐波污染问题越来越严重, 各类变频设备、整流设备甚至部分家用电器都会产生谐波污染。由于谐波频率相对于50Hz的工频要高得多, 一般为工频的3、5、7、11、13倍, 因此对电容器等电气设备影响会很大。为了降低和消除谐波污染, 防止操作过电压和限制短路电流, 无功补偿电容器组广泛采用串联电抗器的补偿方式。在串联电抗器的无功补偿电容器组中, 电抗器容量一般按无功补偿电容器组容量的一定百分比配置。在无功补偿电容器组容量较小且电网无谐波污染时, 一般仅配置0.5%~1%的串联电抗器, 其主要作用是抑制电容器合闸涌流;当补偿处电网存在3次谐波污染时, 一般配置12%的串联电抗器, 其作用不仅是抑制电容器合闸涌流, 还可以消除部分3次谐波污染;当补偿处电网存在5次谐波时, 一般配置5%的串联电抗器, 其作用不仅是抑制电容器合闸涌流, 还可以消除部分5次谐波污染。

2 电容器组容量变化出现的问题及分析

串联电抗器的无功补偿电容器组均按电容器满容量配置电抗器, 即5 000kvar电容器组按5%配置电抗器时的电抗器容量为250kvar, 按12%配置电抗器时的电抗器容量为600kvar。每个串联电抗器的无功补偿电容器组中, 电抗器是单一的, 没有变化的可能。但是, 无功补偿电容器组一般由若干只电容器组合而成, 如10kV电容器组一般采用每只容量为100、200、334kvar的单相电容器组合成较大容量的电容器组, 而低压电容器一般采用每只容量为5、10、15、30kvar的三相电容器组合成较大容量的电容器组, 这就为电容器容量变化提供了可能。

电容器容量变化的原因主要有两个:一是单只或多只电容器熔丝 (包括内熔丝) 熔断, 不得不减容, 以334kvar电容器组成的5 000kvar电容器组为例, 只要1只电容器出现问题不能继续运行, 就应退出另两相的2只电容器, 以保持三相补偿平衡, 容量就变为5 000kvar-3×334kvar=4 000kvar;二是补偿处需补偿的无功功率与配置的无功补偿电容器组容量相差较大, 特别是投入无功补偿电容器组出现过补偿, 而退出无功补偿电容器组功率因数又明显偏低的情况, 需降容量。

降低串联电控器的无功补偿电容器组容量主要产生两方面不良影响:一是导致电容器组承受电压升高, 超出其额定电压, 致使电容器组发热甚至烧毁;二是可能导致电容器组接近危险的高次谐波谐振区域, 强大的串联谐振电流会造成设备烧毁。

串联电抗器的无功补偿电容器组本质上也是一个LC串联电路。设系统电压为UN, 电容器组电压为UC, 电抗器电压为UL, 电容器组电压与电抗器电压方向相反, 则有:

电抗器电抗率k由电抗器电抗与电容器组容抗的百分数表示, 即:

式中, XL为电抗器电抗;XC为电容器组电抗;SL为电抗器容量;SC为电容器组容量。

电抗器电压为:

由式 (1) 、式 (3) 得电容器组电压:

当电容器组容量降低时, 其容纳增加, 容抗降低。由于电抗器电抗不变, 因此根据式 (2) 可知电抗率k将增大, 也就是电容器组承受电压升高。

以额定电抗率为5%的电容器组为例。根据式 (4) , 正常运行电容器组承受电压UC=UN/ (1-5%) =1.053UN;当减容20%时, 电容器组承受电压UC=UN/ (1-6.25%) =1.067UN;当减容50%时, 电容器组承受电压UC=UN/ (1-10%) =1.111UN。由此可知, 电容器组减容不仅会导致电容器组承受电压升高, 还会使串联电抗器的无功补偿电容器组实际电抗率升高。

以电抗率为2.5%、5%、12%的电容器组为例, 减容后实际电抗率和电容器实际承受电压见表1, 电容器组容量变化与其承受电压的关系如图1所示。

由表1、图1可知, 串联电抗器的无功补偿电容器组实际运行容量变化时, 其电抗率相应变化, 承受电压也变化, 而电抗率越大, 电容器承受电压的变化就越大。

谐波频率一般为奇次。按照谐振条件XL=XC, n次谐波谐振条件nXL=XC/n, 即n次谐波谐振时的电抗率XL/XC=1/n2, 那么3~13次奇次谐波谐振的电抗率分别为11.11%、4%、2.04%、1.23%、0.82%、0.59%。由此可知, 当无功补偿电容器组容量变化时, 电抗率较低的电容器组有可能进入电抗率较高即较低次谐波的谐振区域, 也就是说2.5%电抗率电容器组可能进入5次谐波谐振区域, 5%电抗率电容器组可能进入3次谐波谐振区域。因此, 在无功补偿电容器组减容时, 不仅要考虑电容器组能否承受升高的电压, 还要考虑电网谐波情况及能否进入相邻奇次谐波的谐振区域问题。

3 实际应用举例

某110kV变电站配置50 000kVA变压器2台, 10kV母线分段, 每段母线配置2组4 008kvar断路器控制串联5%电抗器的电容器组。投运初期, 负荷相对较低, 10kV线路功率因数较高 (均在0.92以上) , 导致负荷低谷时段仅投入1组电容器仍过补偿800kvar。为了提高电容器组投入率, 降低损耗, 满足调度对各时段功率因数的要求, 对此电容器组能否减容运行进行了分析。通过分析, 确定该组电容器可有4种容量组合, 相应电抗率及承受电压见表2。

该组电容器额定电压为 (即6.928kV) 。从可承受电压方面分析, 该组电容器可减容25%或50%运行。但是, 从避免谐波谐振方面考虑, 减容50%时, 10%电抗率已非常接近3次谐波谐振点的11.11%电抗率, 且此3次谐波的电抗器电抗小于容抗, 此电容电抗配合易发生并联谐振, 因此减容50%方案不能采用。所以, 电容器减容25%运行。

4 结束语

串联电抗器的无功补偿电容器组调整容量时, 应重点考虑两方面问题:一是电容器减容后的承受电压是否超过其额定电压及最大长期运行电压;二是电容器组安装处的谐波情况, 以及电容器减容后是否接近某次谐波的谐振范围, 并且在尽量远离谐波谐振范围的同时, 应确保在某次谐波附近时电抗器该次谐波的感抗大于电容器该次谐波的容抗。

摘要：分析串联电抗器的无功补偿电容器组在容量变化时承受电压的变化情况以及可能导致的谐振等问题, 以国网公司变电站典型设计无功补偿电容器组为例, 介绍无功补偿电容器组容量变化时的详细数据及注意事项, 为无功补偿电容器组容量变化时安全、可靠运行提出可行性方案。

可控串联电容补偿的发展现状研究篇8

关键词：可控串连电容补偿,TCSC

1 引言

可控串联补偿 (TCSC, thyristor controlled series compensation) 技术是常规串补技术与电力电子技术的结合。其原理为利用串联电容的容抗补偿输电线路的感抗, 可控串补通过控制并联在电容两端的晶闸管触发角实现对串补等效阻抗的动态控制。解决问题:提高电力系统可靠性、安全性, 提高电能质量, 缩短发电机组间电气距离, 提高系统稳定性, 减少功率输送过程中引起的电压降和功角差, 增加线路输送容量。

2 国内外应用实例

可控串补是典型的FACTS技术, 是普通串联补偿技术与电力电子技术结合的产物。串联补偿始于1928年, 美国纽约电力照明公司在33kv系统中首先采用串补装置。此后, 苏联、瑞典、日本等国将串补技术应用于10—35kv系统中。到20世纪中期, 串补技术在输电系统中广泛应用。1950年瑞典在220kv输电线上建设了第一座220kv串补站。此后, 串补技术逐渐推广应用到400kv, 500kv, 750kv输电系统中。目前, 全世界已有8个可控串补工程投入运行, 电压等级从220k V到500k V。我国从1954年开始研究和采用串补技术。在20世纪60-70年代, 我国在6-35k V配电网和110-330k V系统中加装了串联补偿。2003年7月, 我国第一个可控串补工程应用于南方电网天生桥至平果500k V输电线平果变电站中。2006年7月, 第一套国产化串补装置应用于中国成碧可控串补工程。2007年10月, 我国自主研发的可控串补装置在东北伊敏至冯屯双回500k V线路上投入运行。截至于2007年底, 全国投入运行的串补容量达4213Mvar;其中可控串补工程有3个, 总容量达到849.8Mvar; (为TCSC额定容量) 。预计今后几年, 我国每年投产的串补容量将超过3000Mvar以上。

3 我国对可控串补技术的研究现状

我国对可控串补基础理论和关键技术的研究始于1995年由中国电科院、清华大学、东北电力公司等十多家单位共同参与, 历时4年多基本掌握了可控串补的核心技术。到2002年, 可控串补技术已经具备了工程应用的能力。2003年甘肃成碧可控串补工程被列为国网公司重大科技示范工程。2004年12月, 我国自主研发的可控串补装置投运成功, 标志着我国以TCSC为代表的FACTS技术进入工程实用化阶段。

4 TCSC技术特点

(1) 承受高电压:设备对地电压为所串联线路的对低电压, 增加了高电位与地电位通讯, 供能以及平台设计的难度。

(2) 耐受电流大:TCSC装置要耐受极高的系统短路电流, 因此为限制短路电流在电容器上形成的工频过电压, 要求MOV有极强的吸收能力。

(3) 运行范围大:可控串补在小电流下的运行能力, 晶闸管阀触发型间隙、平台二次系统供能等方面都存在许多技术难题。

(4) 保护控制复杂、响应速度快:要求强制触发型间隙在发生区外故障时不能动作, 在发生区内故障且MOV能量和电流达到启动值时, 1-2ms之内必须可靠动作;在线路故障时, 晶闸管阀要跨越谐振区使可控串补在10ms以内从容性区运行到感性区;为防止断路器恢复电压过高问题, 必须与线路保护配合将电容器旁路。因此可控串补的保护控制系统必须与其主设备及其参数选择, 以及线路和系统保护控制系统之间优化协调。

5 串补技术应用领域

5.1 辐射状补偿的应用

串联电容器用来解决辐射状线路的问题已有60多年。这段时间里, 通过将串补应用于辐射状线路, 方便地解决系统问题的各种实例, 人们由此积累了大量经验。

1) 电动机负荷:由于电动机频繁启动造成电压下降和灯光闪变问题是对供电系统的主要危害, 安装在适当位置的串联电容器正是解决这一问题的理想方法。

2) 电焊机:电焊机属于“有问题负荷”, 其负荷消耗很小, 但它的瞬时负荷却很高。对配电馈线上的孤立电焊机而言, 会产生严重的闪变。解决这一问题的有效方法是安装串联电容器。

3) 矿山负荷:矿山负荷也是电压严重波动的根源。其大型电铲和挖掘机的突加负荷与大型电动机带动负荷启动的负荷类型相似。它导致的电流冲击会影响整个供电线路的电压。由于矿山通常位置偏远, 供电线路长, 因此更加需要串联电容补偿。

4) 农村线路:对于远离人口高密度地区的偏远农村, 普遍存在长辐射线路向大负荷供电的情况, 并且配电设备落后。因此电能质量差、灯光闪变等问题更加严重。在这种情况下, 农村线路是串补大显身手的好地方。它不仅以较低代价解决了电压问题, 并且避免了线路改造导致的供电中断。

5) 其他应用情况:还有其他与前述类似的应用, 即负荷需求瞬时突增的情况, 也会影响整条供电线路的电压。如破碎机电动机、轧制机、锯木厂等。

5.2 TCSC的应用领域

(1) 稳态潮流控制:改善电压分布和潮流分配, 从而达到降低网络损耗、消除迂回供电、防止过线路负荷、提高电网输送能力的作用。

(2) 系统稳定控制:提高电力系统稳定性, 阻尼系统功率振荡, 增强系统动态稳定性;常用于抑制互联电网或地区电网的低频振荡。

(3) 抑制次同步谐振, 提高补偿度:TCSC可通过一定的触发控制策略抑制系统中的次同步分量, 从而提高串补度而无发生次同步谐振的风险。