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第一章无功功率和无功电源11.1 无功功率及作用1电力系统的无功电源1同步发电机1并联电容器2同步调相机2静止补偿器3线路的充电功率3并联电抗器4第二章无功功率平衡和无功补偿62.1.1 无功功率平衡与电压6无功平衡的基本要求6电压对电力用户和电力系统的影响7调节变压器分接头对电压和无功的影响8无功功率不足对电网的影响8无功补偿的意义和原则9无功补偿的意义9无功功率补偿原则9第三章变电站无功补偿装置113.1 并联电容器组配置方式113.2 并联电容器组接线方式113.3.1 并联电容器组元件11电容器12串联电抗器12氧化锌避雷器19放电线圈20接地开关203.4.1 并联电容器组的保护21过电压保护21欠电压保护21过电流保护22不平衡保护223.5.1 电压无功综合控制装置（VQC24VQC装置简介24VQC装置调节策略25VQC装置调节闭锁271.6 区域电网无功电压自动调节装置（AVC29第一章无功功率和无功电源1.1 无功功率及作用交流电力系统需要电源供给两部分能量，一部分将用于作功而被消耗掉，这部分电能转换为机械能、光能、热能或化学能，称为“有功功率”。另一部分能量是用来建立磁场，用于交换能量使用，对于外部电路它并没有作功，由电能转换为磁能，再由磁能转换为电能，周而复始，并没有消耗，这部分能量称为“无功功率”。无功是相对于有功而言，没有无功功率，就不能建立感应磁场，电动机、变压器等设备就不能运转。在电力系统中，变压器和输电线路无功功率损耗也比较大。变压器中的无功功率损耗分为两部分，即励磁支路损耗和绕组漏抗中损耗。其中，励磁支路损耗与空载电流10有关，Qo=|o%xSe/100,约为占变压器额定容量的1%2%;绕组漏抗的无功损耗与变压器的负荷的平方和短路阻抗有关，Qi=(Ui%xSe/100)x(|/Ie)2;在变压器满载时无功功率损耗约占变压器额定容量的10%。输电线路上的无功功率损耗Qx，主要是线路电抗中的损耗，它与负荷电流的平方和电抗成正比，与电压的平方和功率因数的平方成反比。Qx=3I2X=P2+Q2p2U2cos21.2 电力系统的无功电源1.2.1同步发电机是电力系统的唯一的有功功率电源，又是最基本的无功功率电源，发出的无功Q=Ssin。122并联电容器并联电容器是电网中用的最多的一种无功补偿设备，可以补偿电网的无功功率，提高母线电压，降低线路损耗，目前国内外电力系统中90%勺无功补偿设备是并联电容器。电容器有以下优点：1）电容器是最经济方便的补偿的设备。它的一次性投资和运行费用都比较低，且安装调试简单。2）电容器的损耗低，效率高。电容器的损耗只有本身容量的0.02%左右。3）电容器是静止设备，运行维护简单，没有噪音。缺点当电压下降时，电容器输出的无功功率与电压平方成正比地减小，电压调节效应变差。1.2.3 同步调相机实质上是只能发出无功功率的发电机，相当于空载运行的同步发电机或电动机，相比并联电容器，其优点如下：1）调相机可以随着系统负荷的变化，均匀调整电压，使电网电压保持规定的水平。母线上的电容器分成若干个组，调压是阶梯式的。2）调相机可以根据系统无功的需要，调节励磁运行，过励磁时可以发出无功功率，欠励磁时还可以吸收无功功率。电容器只能发出无功，不能吸收无功。3）调相机可以安装强行励磁装置，当电网发生故障时，电压剧烈降低，调相机可以强行励磁，保持电网电压稳定，因而提高了系统运行的稳定性。电容器输出无功功率与运行电压的平方成正比，电压降低，输出的无功急剧下降，比如，当电压下降10%变为0.9Ue时，电容器输出的无功功率变为0.81Q，即其输出的无功功率将下降19%所以，电容器在电网故障时不能起到稳定系统电压的作用。同步调相机主要缺点是投资大，运行维护复杂。现使用较少。124静止补偿器静止补偿器是将可控电抗器与电容器并联使用。电容器可发出无功功率，可控电抗器可吸收无功功率。两者结合起来，再配以适当的调节装置，就能够平滑地改变输出（或吸收）无功功率。以满足无功功率的要求，这样就克服了电容器作为无功补偿装置只能作为无功电源而不能作为无功负荷、调节不连续的缺点。静止补偿器的优点：运行维护简单、功率损耗较小，响应时间较短，能做到分相补偿以适应不平衡的负荷变化，对于冲击性负荷也有较强的适应性。另外，在电力系统的电压枢纽点、支撑点也可以用静止补偿器来提高系统的稳定性，同时，静止补偿器还可以抑制谐波对电力系统的危害。现在静止补偿器在变电站中使用越来越多。125线路的充电功率线路的充电功率也是重要的无功电源，在变电站无功补偿方面也需考虑。导线间和导线对地间的电容效应产生的无功功率，称为线路的充电功率，它和电压的高低，线路的长短以及线路的结构等因素有关。线路输送的有功功率大于自然功率（线路传输有功功率时，线路产生的充电功率和线路消耗的无功功率相等时，这时传输的有功功率称自然功率），线路将消耗无功功率；线路输送的有功功率小于自然功率时，线路将发出无功功率。线路的充电功率Q=y3Ulc=U2boLbo当频率50Hz时，每千米线路的电纳（电纳是容抗的倒数）bo=1/Xo=7.58x10-6/lg（dm/rm）S/km；式中xo电抗，Q/kmdn导线几何均距，cm；rm每相导线的等值半径U线电压kVL线路长度km表1:不同型号导线，不同电压等级下的等值电容（卩F）和充电功率（MVar）导线型号110kV单导线220kV单导线220kV二分裂500kV三分裂750kV四分裂电容功率电容功率电容功率电容功率电容功率LGJ-1850.8853.351.1417.3LGJ-2400.9043.430.83712.71.1517.5LGJQ-3000.9163.480.84812.91.1617.71.1895.4LGJQ-4000.9393.540.86713.21.1817.91.1995.41.22215LGJQ-5000.88213.41.1918.11.296.21.23217LGJQ-6000.89513.61.2018.21.20596.71.235218LGJQ-7000.91214.81.2218.31.2197.21.24219表2:交联聚乙烯绝缘电缆不同截面（mm2和不同电压等级下的充电功率(MVar/km)电缆截面110kV电缆充电功率220kV电缆充电功率500kV电缆充电功率8000.822.679.6110000.902.8610.7412000.993.0912.2116001.113.3914.20200001.203.6215.1625001.313.8516.111.2.6并联电抗器并联电抗器是一种感性无功补偿设备，它可以吸收系统中过剩的无功功率，避免电网运行电压过高。为了防止超高压线路空载或轻负荷运行时，线路的充电功率造成线路电压升高，一般超高压线路上装设并联电抗器，并联电抗器的作用主要有：1）改善长输电线路的电压分布，限制超高压线路的工频过电压和操作过电压；2）减轻空载或轻负荷线路的电容效应，降低工频暂态过电压；3）使轻负荷时线路的无功分布尽可能就地平衡，防止无功功率不合理流动，同时降低线路上的功率损失。规程规定：330kV及以上系统与下一级系统间不应有大量的无功电力交换，对于330kV及以上超高压线路的充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。在大城市电力电缆使用较多，电缆线路的无功充电功率也比较大（见表2）。一般要在变压器低压侧母线上安装并联电抗器，来限制空载或轻负荷时的电压升第二章无功功率平衡和无功补偿2.1.1 无功功率平衡与电压无功平衡的基本要求无功平衡的基本要求是电网中无功电源发出的无功功率除了满足无功负荷和无功损耗的需求外，还应保证有可靠供电和适应负荷增长的无功备用容量。无功电源包括发电机发出的无功出力，电网现有的无功补偿设备容量，电缆线路和110kV及以上架空线路的充电功率以及从网外可能输入的无功功率。无功负荷和无功损耗包括电网的无功负荷以及各电压等级变压器、电抗器、线路的无功损耗。无功平衡的计算，也就是电网需要的无功补偿容量的计算，电力系统电压和无功电力技术导则规定，220kV及以下电网的容性无功补偿设备总容量Qc,可按下式计算：Qc=1.15Qdm-Qg-Qi-Qlc其中Qdm=kPdmQdm-最大自然无功功率Pdm-电网最大有功负荷k-电网最大自然无功负荷系数，一般大于1Qg-本网发电机的无功负荷Qi-上机电网和邻近电网输入的无功功率Qlc-110kV及以上架空线路和电缆线路的充电功率电力系统中常说的平衡是指电力生产中的产、供、销平衡。反映有功功率平衡水平的指标是频率，当有功负荷与有功电源出力相平衡时，频率就正常，达到额定值50Hz,当有功负荷大于有功出力时，频率就下降，反之，频率就会上升；反映无功功率平衡水平的指标是电压。当无功负荷与无功出力相平衡时，电压就正常，达到额定值，而当无功负荷大于无功出力时，电压就下降，反之，电压就会上升。电压与无功功率之间的关系要比频率与有功功率之间的关系复杂得多，主要体现在：一个并列运行的电力系统中，任何一点的频率都是一样的，而电压与无功功率却不是这样的。当无功功率平衡时，整个电力系统的电压从整体上看是会正常的，可以达到额定值，即便是如此，也是指整体上而已，实际上各节点处的电压并不一定合格，如果无功不是处于平衡状态时，那么情况就很复杂，当无功出力大于无功负荷时，若电网缺乏调节手段或无功补偿元件的不合理运行使某段时间无功功率过剩，就会造成地区电网甚至整个电网的运行电压过高。如果系统无功电源不足，则会使电网处于低电压水平上的无功功率平衡，即靠电压降低、负荷吸收无功功率的减少来弥补无功电源的不足。电压对电力用户和电力系统的影响1）电压对电力用户的影响电力系统电压偏高或偏低，对运行中的用电设备都会造成不良的影响。以照明用的白炽灯为例，当加于灯泡的实际电压高于其额定电压时，其发光效率虽有提高，但其使用寿命会缩短；相反，如果电压低于额定电压时，则灯泡发的光效率降低，会使人的视力健康受到影响。对于异步电动机而言，当电压降低时，转矩随电压的平方成比例下降，如电压降低20%寸，转矩会降低到额定转矩的64%电流也会增加许多，温度升高，造成电动机转速降低，可能导致生产的产品报废，电动机绕组过热，绝缘加速老化，甚至烧毁电动机。当电压过高时，电动机、变压器等设备铁心会出现饱和、铁损增大、激磁电流增大，也会导致电机过热。2）电压对电力系统的影响电力系统电压偏离额定值过大不仅影响电力用户的正常工作，同时也会影响电力系统本身。电压降低，使电网的功率损耗加大，电压过低还可能危及电力系统运行的稳定性。在系统中无功功率不足，电压水平低的情况下，某些枢纽变电站，在母线电压发生微小扰动的情况下，可能会造成电压大幅度下降的“电压崩溃”现象，其后果是相当严重的，可能导致发电厂之间失去同步，造成整个系统瓦解的重大停电事故。在电力系统的正常运行中，随着用电负荷的变化和系统运行方式的改变，电网的电压损耗也随之发生变化。要保证用户在任何时刻都能在其额定电压下工作是不现实的，但其电压偏移必须限制在允许的范围内。因此，要维持整个系统的电压水平，就必须有足够的无功电源来满足系统负荷对无功功率的需求和补偿线路及变压器中的无功功率损耗。无功补偿设备合理地投停使用，对调整电网电压、提高供电质量、抑制谐波干扰、保证电网安全运行都有着十分重要的作用。2.1.2 调节变压器分接头对电压和无功的影响调节变压器分接头能调节母线电压，在系统无功功率充足的情况下，调节主变分头来调压是一种方便灵活的方式；但在系统无功功率不足的情况下，调节主变分头来调压，会从系统吸收更多的无功，此时供电点电压升高了；但这是以降低别处电压为代价的，因为总的无功电源不足，局部地区电压升高无功负荷增大，必然使别处无功功率更少、电压更低；各处普遍采用调节变压器分接头的结果，不仅没能提高负荷的供电电压，而是使得无功损耗加大，整个系统低电压问题更加严重甚至是电压崩溃。在这种情况下，首要的问题应该是增加无功功率补偿设备。2.1.3 无功功率不足对电网的影响电网中无功功率不足时，电气设备没有足够的无功功率来建立和维持正常的磁场，设备的端电压降低，不能保证电气设备在额定的技术参数下工作，影响设备的正常运行。无功功率不足对电网的影响主要有：1）降低有功功率，电气设备的容量不能充分利用。根据有功功率P=UIcos得知，无功不足，系统电压会降低，功率因数cos降低，则有功功率降低，设备的容量不能充分利用。2）增加输配电线路的有功损耗，功率因数cos降低，在传输相同容量的有功功率时，线路的有功损耗p=i2r，有功损耗因线路中的电流增大而增大。3）线路电压损失增大。负荷端的电压下降甚至低于允许值，从而影响电动机及其他用电设备的正常运行。2.2无功补偿的意义和原则221无功补偿的意义无功补偿的实质是调整电力系统中电压与电流的相位即cos，见图1,无功补偿的意义：1）当传输的有功功率不变时，功率因数cos提高，因P=UIcos，负荷电流减少，这样线路的有功损耗P=I2R,有功损耗因电流的减少而减少。2）在设备容量一定的条件下，即视在功率S一定，由于提高了功率因数，输送的无功减少，这样可以多输送有功功率，提高了电气设备的运行效率。3）装设无功补偿装置后，可以提高电压质量。线路中的电压损失由两部分组成，即有功功率在电阻上的压降和无功功率在电抗上的压降，电压损失U=（PR+QX/U,般说来，在超高压电网的线路、变压器的等值电路中，电抗的数值比电阻大得多。所以无功功率对电压损耗的影响很大，而有功功率对电压损耗的影响则要小得多。即无功功率是造成电压损耗的主要因素。装设补偿装置，输送的无功Q减少了，若有功P不变，则电压损失U减少。P：有功功率P图1:无功补偿示意图综上所述，装设无功补偿不仅可以改善电压质量，还有很大的经济意义，可减少输电损失，提高输电效率。2.2.2 :补偿前的视在功率:补偿后的视在功率Q1:补偿前的无功功率Q2:补偿后的无功功率屮1:补偿前的功率因数Y2:补偿前的功率因数无功功率补偿原则电力系统的无功补偿配置应保证在系统有功负荷高峰和低谷运行方式下，分层分区的无功平衡，分层是按电压等级分层，是指220kV及以上电压等级层面的无功平衡，通过补偿使不同电压等级电力网之间的无功潮流为零或尽可能小。分区是按地区补偿，是指110kV及以下配电系统的无功平衡，无功补偿装置应按照分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主，降损与调压相结合，以降损为主的原则。各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功功率，330kV、500kV电压等级系统与下一级系统间不应有大量的无功功率交换，主要考虑远距离输送无功功率,若输电线路故障跳闸，势必会造成受端电网大量的无功损失，此时受端电网可能出现电压崩溃。超高压输电线路的充电功率应安装就地补偿的原则采用高低压并联电抗器基本予以补偿。受端系统应有足够的无功备用容量，在受端的枢纽变电站应配置动态无功补偿装置。以防止发电机组或输电线路发生事故后，系统由于缺少无功支撑而失去稳定。35220kV变电站容性无功补偿装置以补偿变压器的无功损耗为主，并适当补偿线路的无功损耗，补偿容量安装变压器容量的10%25%配置，并满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。无功补偿装置的接入母线有直配负荷时，容性无功补偿容量按上限配置，接入母线无直配负荷时或变压器各侧出线以电缆为主时，容性补偿容量按下限配置。220kV变电站无功补偿装置的分组容量应根据计算确定，单组的无功补偿装置投切后引起母线电压变化不应超过母线额定电压的2.5%，般接于10kV电压等级时不宜大于8MVa;接于35kV电压等级时不宜大于12MVa;接于66kV电压等级时不宜大于20MVa。对进出线以电缆为主的220kV变电站，根据电缆长度情况配置相应的感性无功补偿装置（并联电抗器），每台主变配置的感性无功补偿装置一般不大于变压器容量的20%。第三章变电站无功补偿装置3.1 并联电容器组配置方式并联电容器组是35220kV变电站普遍配置的容性无功补偿装置，以220kV变电站为例，单台变压器容量一般为180MVA按变压器容量的15%20%配备无功补偿容量，即需要配备3040MVar的无功补偿容量。按照单组的无功补偿装置投切后引起母线电压变化不应超过母线额定电压的2.5%的规定，一般10kV侧配备4组8MVar的电容器组。3.2 并联电容器组接线方式高压电容器组一般采用星形接线，星形又分单星和双星两种。高压电容器组不采用三角形接线。这是因为三角形接线的电容器组损坏率远高于星形接线，爆炸起火的事故多发生在三角形接线，这是因为三角形接线的电容器组当发生极间击穿时，相当于电源的相间短路，较大的短路电流流过故障电容器，使电容器外壳爆破。采用星形接线时，电容器极间故障不会形成相间短路，其故障电流也只有电容器组相电流的3倍，因此高压并联电容器组只允许采用星形接线。3.3 并联电容器组元件3.3.1 电容器组主要由电容器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、接地开关、断路器、保护装置等组成。（见图2）放电线圈电容器电容器常见的有壳式和集合式。壳式使用较普遍，单台容量较小，常见的有334、445、823kVar。集合式具有容量大（270010000kVar）,占地面积小，维护工作小等优点；缺点是不可拆分，损坏后检修费用大。并联电容器的无功容量Q决定于电容量C和施加在电容器上的电压以及频率。无功容量Q=2冗fCU2x103（kVar）F电网频率，HzC电容器电容量，FU电容器的外施电压，kV接入电网后电容器的实际容量与电压的平方和频率成正比，当运行电压降低时，并联电容器的容量随之降低。所以电容器的投入要有一个提前量，即常要求的电容器应迎峰投入，保证电容器的最大效益。3.3.2 串联电抗器串联电抗器其作用是限制电容器的合闸涌流和抑制谐波。3.3.2.1限制电容器的合闸涌流1）合闸涌流的产生电容器投入时会产生涌流，涌流的频率较高，几百到几千赫兹，电流幅值比正常工作电流大几倍至几十倍，但持续时间短，小于20ms涌流过大，可能造成断路器触头烧损，涌流产生的电动力可能使电容器组元件损坏，造成电流互感器、串联电抗器绝缘损伤等。单组电容器投入时的涌流由工频和高频两部分组成。工频部分是电容器流过的稳态电流，高频部分是暂态电流，由于回路中总有电阻存在，暂态电流很快衰减到零，单组电容器投入时，涌流倍数可高达20倍以上，这样高的涌流倍数，高压断路器一般能够承受。涌流的计算：Icm=2e(1+VXc/X)=V2Ie(1+VSd/Qc)例如：额定电压10kV的电网，电容器组容量为10000kVar,电容器安装处的短路容量为P=500MVA其合闸涌流计算如下：Im=V2I=V2X10000/V3X10=810AIcm=810X(1+V(500/10)=8.仁6600A变电站一般都装设多组电容器，当第二组电容器投入时，第一组电容器将向第二组电容器充电，会有涌流的的叠加，危害增大，当投入三组或更多组时，情况将更加严重。2) 加装串联电抗器来限制合闸涌流电抗率6%的电抗器可以将合闸涌流限制在5倍左右，上式中的(1+VXX)称合闸涌流倍数，串联电抗器后，增加一个Xl,即Xc/(X+Xl)，因XlX,当Xl=6%Xc，即(1+VXc/X)=1+V100/6=5也就是说6%Xc的电抗器可将涌流限制在5倍左右，可以看出，电容器回路加装串联电抗器来限制合闸涌流，其作用明显，但加装电抗器后电容器的电压将升高引起电容器运行电压升高的计算公式:Ucn=1.05UsnV3(1-k)式中Ucr电容器上运行电压;Usn-母线上电压;K串联电抗器的电抗率；1/(1K)称引起电容器端电压升高的放大倍数3.322串联电抗器可以抑制谐波电力系统的谐波是电网运行中存在的与工频频率不同的电磁波，我国电网频率为50Hz,波形是正弦规律变化的，三相对称，谐波如3、5、7次谐波的存在，将使正常的波形畸变为非正弦波。1）谐波对电力电容器的危害由于电容器的容抗与频率成反比，因此在谐波电压作用下的容抗要比在基波电压作用下的容抗小得多（减少为Xc/n），从而使谐波电流的波形畸变，即便电压中谐波所占的比例不大，也会产生显著的谐波电流。特别是在发生谐振的情况下，很小的谐波电压就可引起很大的谐波电流，导致电容器因过流而损坏。2）谐波的来源a）发电机产生谐波。b）电力变压器产生谐波：当变压器铁心饱和，磁化电流呈尖顶波形，因而含有奇次谐波。它的大小与磁路的结构形式、铁心的饱和程度有关。铁心的饱和程度越高，谐波电流也就越大。c）晶闸管整流设备。电力机车、充电装置、开关电源等设备采用移相控制，从电网吸收的是缺角的正弦波，从而给电网留下了一部分缺角的正弦波。统计表明：由整流装置产生的谐波占所有谐波的近40%d）变频装置。常见于风机、电梯等设备中，由于采用了相位控制，谐波成份很复杂，随着变频技术的发展，对电网造成的谐波也越来越多。e）家用电器。电视机、DVD计算机等，因调压整流装置，会产生谐波。洗衣机、电风扇、空调器等有绕组的设备也会使波形改变。这些家用电器虽然功率较小，但数量巨大。f）电弧炉、电石炉这些设备三相负荷不平衡，产生谐波电流。g）气体放电类电光源。如荧光灯、高压汞灯、高压钠灯等。分析与测量发现这类电光源的伏安特性的非线性十分严重，给电网造成谐波。3）串联电抗器抑制谐波当串联电抗器的n次谐波感抗与电容器的n次谐波容抗相等时，即nX_=1/（nX）时构成串联谐振条件，则母线的n次谐波电压将被抑制。对于3次谐波：3X.=1/3Xc,贝UXl=1/9Xc=0.11Xc对于5次谐波：5X.=1/5Xc,贝UXl=1/25Xc=0.04Xc实际设计中，变电站普遍采用串联12%-13%电抗器来限制3次及以上谐波,5%6%电抗器限制5次及以上谐波。不采用11唏口4%而是将电抗率取得稍大点，目的是使电容器回路阻抗呈感性，避免完全谐振时，电容器过电流选择电抗值的大小与电抗器在回路中的作用有关。当电网中谐波很小的时候，装设电抗器的目的仅为限制电容器投入时的合闸涌流，电抗率可以选的小一些，一般取1%当电网中存在谐波时，电抗率的选择应使并联电容器投入后其谐波阻抗呈稍感性。串联电抗器电抗率的选用见表3:表3:串联电抗器电抗率的选用原则串联电抗器的电抗率抑制涌流的作用限制谐波的作用1%及以下有无4.56%有避免5次及以上谐波放大；对3次及以下谐波无抑制作用1213%有避免3次及以上谐波放大串联电抗器能够保护电容器组免受合闸涌流的危害和防止电容器组投入时的引起系统谐波放大，显然从抑制谐波放大和限制合闸涌流的角度，电抗率为1213%勺串联电抗器最为有效。但选用大电抗率的串联电抗器，由于在串联电路中电抗器与电容器的电压在相位上相差180，因此在系统电压一定的条件下，串联电抗器的电抗率越高，电抗器上的电压越高，电容器上的电压就越高，这也就要求选择不同电抗率的电抗器，电容器的额定电压与之对应（见表4）。此外使用大电抗器率的串联电抗器，将使电容器组实际的无功功率将减少，影响到并联电容器组的补偿效果。因此串联电抗器电抗率的选择应根据接入变电站所带负荷的谐波背景来确定，在谐波许可的范围内能选用小的电抗率就不必选择大的，以提高可靠性和经济性，增加并联电容器组的实际无功容量。不同电抗率的电容器组的投切顺序：运行中电容器的投切按串联电抗器电抗率的大小，按大小大小的顺序投入，按小大小大的顺序切除。装有串联电抗器的电容器组每组容量不能随意变动，这是因为增加容量电抗器会过负荷，减少容量会引起谐波放大。3.323串联电抗器额定端电压的选择（见表4）串联电抗器的额定端电压：Uln=KUcnUln-串联电抗器额定端电压，kVUcn-并联电容器额定相电压，kVK电抗器的电抗率表4:串联电抗器额定端电压系统额定电压(kV)电容器额定电压(kV)每相电容器串联台数串联电抗器的额定端电压1%4.5%5%6%12%13%1010.5/V310.06111/V310.2860.3180.38112/V310.8310.93510.520.211120.991.11.321222.883.12661920.382021.8022.42225.285.72332.4电容器、串联电抗器的选择以220kV变电站为例，单台变压器容量一般为180MVA10kV侧配备4组8MVar的电容器。单台电容器容量常见的有334kVar，每相8台，三相共安装24台，总容量为8016kVar，为与电抗器的电抗率匹配，电容器的额定电压选取为12/3kV、11/V3kV的各两组。为限制高次谐波和合闸涌流，电抗器的选择：为限制3次及以上谐波，选择电抗率12%勺两台，电抗器端电压为0.831kV;为限制5次及以上谐波，选择电抗率6%勺两台，电抗器端电压为0.318kV。3.625串联电抗器形式的选择1）油浸式电抗器（图3）:油浸电抗器主要由铁芯、绕组及其绝缘、油箱、套管、冷却装置和保护装置等组成。随着设备无油化的要求，油浸式电抗器使用较少。2）干式空芯电抗器（图4）:干式空心电抗器具有无油结构，杜绝了油浸电抗器漏油、易燃等缺点；没有铁芯，不存在铁磁饱和，电感值的线性度好；一般是采用多层绕组并联的筒形结构，以空气对流形成自然冷却，散热性好；绕组选用小截面圆导线多股平行绕制，涡流损耗和漏磁损耗小。每根导线表面都用多层绝缘性能良好的材料绕制，具有很高的绝缘强度；绕组外部用浸渍环氧树脂的玻璃纤维缠绕严密包封，并经高温固化，具有很好的整体性，机械强度高、耐受短时电流的冲击能力强；还具有重量轻、运输方便、安装灵活、噪音低，维护工作小等优点；缺点是占地面积大，有电磁污染。3）干式铁芯电抗器（图5）:铁芯采用低损耗冷轧取向硅钢片，芯柱由多个气隙分成均匀小段，气隙采用环氧层压玻璃布板作间隔，保证电抗气隙在运行过程中不发生变化。线圈采用H级或C级漆包扁铜线绕制，排列紧密均匀，外表不包绝缘层，具有较好的散热性能。耐热等级高，运行时噪小音。铁芯电抗器还具有体积小,损耗低的特点，但限制合闸涌流、短路电流能力一般。EBS4）干式半芯电抗器（图6）:半芯电抗器采用了与干式空芯相同的线圈结构和并联绕制技术外，在线圈中还放入了由高导磁材料做成的柱，从而使磁路中磁导率大大增加；与空芯电抗器相比较，在同等容量下，线圈的直径缩小体积减少了30%-50%导线用量减少,损耗降低，半芯电抗器的铁芯柱经整体真空环氧浇注成型后密实而整体性很好,运行时振动小，噪音低；半芯电抗器具有良好的电气和机械性能，还具有干式空芯电抗器的诸多优点，如结构十分牢固，抗短路能力强，免维护，安全可靠性很高，做为串联电抗器或并联电抗器使用。332.6串联电抗器的安装要求串联电抗器装在电容器组的电源侧或中性点侧，从限制合闸涌流和抑制谐波来说，作用是一样的，串接在中性点侧，电抗器承受的对地电压低，可不受短路电流的冲击，对动热稳定没有特殊要求，可减少事故，使运行更加安全；串接在电源侧有限制短路电流的作用；一般干式空心电抗器应装在电容器组的电源侧，铁心电抗器抗短路电流能力不强，宜装在电容器组的中性点侧。安装时因注意以下问题：1）空心或半芯电抗器的上方架构和四周的围栏应避免出现闭合环路，以防出现环流发热，结构件应采用非导磁材料或低导磁材料。2）磁净空距离要求如下：在距离电抗器中心为2倍直径的周边及垂直位置内，不得有金属闭环存在（见图7）；电抗器中心与周围金属围栏、其它导电体及钢质支架的最小距离应不小于电抗器外径的1.1倍；三相水平安装的电抗器间的最小中心距离应不小于电抗器外径的1.7倍。3）电抗器支瓶的接地引线不应形成闭环。4）电抗器应按其标号进行安装，如三相重叠时，应注意上、中、下位置，中间一相线圈缠绕方向应与上下相的线圈方向相反。电客#Iiii1UDUD诵电抗漏宀Jitrtc333氧化锌避雷器氧化锌避雷器主要是限制电容器组投入时的操作过电压。氧化锌避雷器按结构可分为有间隙和无间隙两种，变电站使用的均是无间隙氧化锌避雷器。氧化锌避雷器的基本原理：氧化锌避雷器由很多氧化锌电阻片组成又称阀片，阀片的数量是由电压的大小决定，相应数量的阀片密封在瓷套内或复合外套等绝缘件内。正常运行时，避雷器阀片只流过很小的泄漏电流（微安数量级），出现过电压时，避雷器流过很大的电流，阀片呈低阻特性，电压被限制在一定范围内，也就是具有很好的非线性伏安特性（见图8）。此外还具有续流小，残压低，体积小，重量轻，安装方便等优点。Inef:参考电压下的参考电流1图8无间隙氧化锌避雷;Un|n承受的过电压过电流Ucov:持续运行电压|cov：持续运行电流Unef:参考电压是进入大电流区域的转折点氧化锌避雷器连接采用相对地的方式（见图9）;避雷器的接入位置应靠电容器组的电源侧，不得采用三台避雷器星形连接后经第四台避雷器的接地方式。3.3.4 放电线圈A一次绕组:放电线圈是变电站内并联电容器的重要组成部分，可以有效的防止电容器组再次合闸时，由于电容器仍带有电荷而产生危及设备安全的合闸过电压和过电流，并确保检修人员的安全。放电线圈的首末端应与电容器的首末端连接（图10），使电容器组从电力系统中切除后的剩余电荷迅速泄放。规程规定：放电线圈应满足在电容器断开电源后，5S内电容器组上的剩余电压降到50V及以下。放电线圈的另一个重要作用是：放电线圈的二次绕组常接成开口三角，从而对电容器组的内部故障提供保护。当内部故障引起放电线圈监视的不平衡电压到达定值时，电容器组断路器跳闸,及时将电容器退出运行放电线圈安装时应注意其一次额定电压与电容器的额定电压一致，放电线圈一次中性点禁止接地。电容器组投运前还应由专业人员核对放电线圈的极性和接线正确。3.3.5 接地开关接地开关的作用是：电容器组检修时的安全接地。国家电网公司安全规程规定：星形接线电容器的中性点应接地，所以电容器组的接地开关一般为4极（双星接线时接地开关为5极）。3.4 并联电容器组的保护并联电容器组的保护主要有过电压保护、欠电压保护、过电流保护、不平衡保护。341 过电压保护并联电容器可以在1.1倍额定电压下长期运行，若电网电压过高，会加速电容器老化，同时电容器的无功输出功率为Q=cU,即与电压平方成正比，电容器的无功功率增加，将进一步提高母线电压，此外有功损耗P=QtanS增大，发热量增大，最后导致击穿，使电容器损坏，因此需装设过电压保护。一组电容器中个别电容器故障切除或短路，引起部分电容器端电压升高，称内过电压。系统出现工频过电压时，电容器所在的母线电压升高，使电容器承受过电压,称外部过电压；过电压保护是专为保护电容器外部过电压而设置的。过电压保护的定值：以电容器端电压的1.1倍为电压定值，时间不大于60S。达到保护整定值，电容器的断路器跳闸。电压值一般取自母线电压互感器的二次侧。例如，额定电压12/V3的电容器组，串联12%电抗率的电抗器，过电压定值Ug=1.1(1-12%)12/0.仁116.1V,过电压定值整定时，必须考虑串联电抗器的影响。342 欠电压保护从电容器本身的特点来看，运行中的电容器如果失去电压，电容器本身并不会损坏，而它的危害在于：1) 母线失电后，在电容器未完全放电的情况下，分段开关或主变压器开关送电，若没有电容器组欠压保护，可能造成带电容器合闸，将产生很大的合闸涌流与过电压，将使电容器受到损害。2) 母线失电后送电，还可能因没有带上负荷而使母线电压过咼。当系统出现事故时，系统对无功需求很大，为维持电压不崩溃，此时不允许电容器退出运行，要求欠压保护的动作时间应大于本侧后备保护时间，一般取1.5S。欠压保护在设计上，为防止电压互感器一次或二次断线造成欠压保护误动作，一般经电流闭锁，这样保证只有在母线失压后，电容器的欠电压保护才动作。343 过电流保护过电流保护是防止电容器组装置的外部引线相间短路及附属设备的短路。其定值按大于电容器组长期允许最大过电流来整定。为躲过涌流，一般大于0.2S；过电流保护一般分为过电流一段和二段。344 不平衡保护电容器组由许多单台电容器串并联组成，单个电容器故障由其熔断器切除，对电容器组可能没有影响，但多台电容器故障被切除后，则剩余的电容器将严重过负荷或过电压，因此必须装设反映电容器内部故障的不平衡保护。3.4.4.1电容器组采用单星形接线方式时，保护方式分为三种：1）开口三角电压保护（见图11）：正常运行时，三相容抗对称，当某一电容器故障时，放电线圈二次接成的开口三角处出现的零序电压，超过定值时，保护动作。图11开口三角电压保护2）当串联段数为两段及以上时，常采用相电压差动保护（见图12）图12电压差动保护这种保护常用在35kV、66kV电容器组上，如35kV电容器一般用两只额定电压10kV的电容器串联组成，构成差压保护。正常运行时，电容值相等，压差为零，当电容器有故障时，容抗不再相等，在放电线圈二次出现差压，超过定值时，保护动作。当串联的两只电容器各有一只故障，保护拒动。3）当电容器组容量较大时，每相接成四个平衡桥臂时，可采用桥差保护（见图13）正常运行时，四个桥臂容抗相等，CT无电流流过，当电容器有故障时，桥臂之间的平衡被破坏，电流互感器中有电流流过，超过定值时，保护动作，这种接线每相均有电流互感器，能判断出是哪相故障，特殊情况，当桥的两臂均有电容器发生相同故障，保护拒动。放电线圈图13桥差保护3.442双星形接线方式时，保护方式分为二种：1）中性点不平衡电流保护（见图14）当电容器组容量较大时采用该种保护方式，接线中每个星应有电抗器，当个星中三相均有电容器损坏或两个星中均同相电容器损坏，保护拒动。图14中性点不平衡电流保护2）中性点不平衡电流与桥差保护混合接线（见图15）电容器组容量更大时采用该接线方式，接线中每个星均应有电抗器，接线方式中也可将电流互感器改为电压互感器。放电线圈图15不平衡电流与桥差保护混合接线3.5 电压无功综合控制装置（VQC3.5.1 对于变电站来讲，为了使电压与无功达到所需的值，通常采用改变主变分接头档位和投切电容器或电抗器来改变系统的电压和无功。若是由值班人员手动的进行无功补偿装置投切或变压器分头调节，无法满足调节的及时和无功补偿的合理，无功补偿装置投切或变压器分头调节的自动装置（VQC装置）普遍开始使用cVQC装置简介VQC勺含义是电压无功综合控制系统。有硬件VQC和软件VQC之分，软件VQC现广泛使用，是将VQC程序安装在监控机上，节省了大量的二次电缆，运行和操作以及维护都很方便。VQC装置的电压U取值于主变的低压侧母线电压（电压的合格范围为，以10kV为例，10.010.7kV）,无功Q取值于主变电源侧的无功,也就是说功率因数要保证在高峰负荷不低于0.95（即无功功率和有功功率的比值不大于1/3,低谷负荷时功率因数不高于0.95,即不能向系统反送无功功率）。这样,通过对电压和无功的自动判断，合理的完成无功补偿装置投切或变压器分头调节。我们知道，分接头的变化不仅对电压有影响，而且对无功也有一定的影响，同样电容器或电抗器的投切对无功影响的同时也对电压起着一定的影响。在实际应用中，主变分接头调节主要用于电压的调节，电容器、电抗器的投切主要用于无功的调节同时也用于电压的调节。由下面图16、图17、图18可以看到：分接头上调后U将变大，Q将变大，分接头下调后U将变小，Q将变小投入电容器后Q将变小，U将变大，退出电容器后Q将变大，U将变小投入电抗器后Q将变大，U将变小，退出电抗器后Q将变小，U将变大沖捋対上调1枝人电零U1退出电挤爲/另椎头下诵14QQ3.5.2 国佰分接头调节对U理Q的影响的17电容器投切对U及Q加冋E18电驹器按忧对U及Q的黑咂VQC装置调节策略VQC调节策略常用九区图或扩展九区图来表示（见图19）,每个指向正常区域（9区）的箭头代表一种调节方案。宀7区域区域2Uu区域矗区域乙圣域9区域10医域12IZ域1315Q上限区城5U上限区域1UqliauIM-Main*Munu下限区域174KAQqjQ下限rrrrIptm!hi5区域*1调节策畤乔毒瓷说明:Uu分节头调节一档引起的电压最大变化量Uq投切一组电容器引起的电压最大变化量Qu分节头调节一档引起的无功最大变化量Qq投切一组电容器引起的无功最大变化量VQC调节方式常见以下两种:1）电压优先（当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证电压正常）2）无功优先（当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证无功正常）各个区域的调节策略如下：区域1:U越上限，Q越下限。调节对策：退出电容器区域2:U越上限，Q正常偏小调节对策：退出电容器区域3:U越上限，Q正常。或退出电容器调节对策：分接头下调区域4:U越上限，Q正常偏大调节对策：分接头下调区域5:U越上限，Q越上限。调节对策：分接头下调区域6:U正常偏大，Q越下限。调节对策：退出电容器区域7:U正常偏大，Q越上限。调节对策：分接头下调区域8:U正常，Q越下限。调节对策：退出电容器区域9:U正常，Q正常。一切正常，保持现状区域10:U正常，Q越上限。调节对策：投入电容器区域11:U正常偏小，Q越下限。调节对策：分接头上调区域12:U正常偏小，Q越上限。调节对策：投入电容器区域13:U越下限，Q越下限。调节对策：分接头上调区域14:U越下限，Q正常偏小。调节对策：分接头上调区域15:U越下限，Q正常。调节对策：分接头上调或投入电容器（电容器优先）区域16:U越下限，Q正常偏大。调节对策：投入电容器区域17:U越下限，Q越上限。调节对策：投入电容器VQC装置调节闭锁3.531系统整体闭锁:1）电压U与无功Q可设一个上、下限闭锁值，超出闭锁范围停止调节，并报警。即：主变低压侧电压小于75%额定值时；主变低压侧电压大于120%额定值时；恢复正常后自动解除闭锁。2）非正常运行方式时（如主变电源侧开关停运；单元低压侧并列），闭锁相关单元所有操作，并报警。恢复正常后自动解除闭锁。3.532主变调压闭锁：1）主变并列时，但分头位置不一致，闭锁调压操作。同时报主变分头位置不一致闭锁调压信号，恢复正常后自动解除闭锁。2）主变高压侧电流大于1.05%额定值时，闭锁调压。恢复正常后自动解除闭锁。3）两段母线并列运行时，应检查两段母线的电压测量误差应在允许范围。若超出允许范围，闭锁调压操作。同时报母线电压不一致闭锁调压信号，恢复正常后自动解除闭锁。4）变压器故障跳闸时以及变压器本体或调压箱轻瓦斯动作时，对变压器的调压操作进行闭锁；同时报变压器故障闭锁信号。须人为复归后，才可解除闭锁。5）在变压器调压时如果调压机构发生连调现象，程序发出急停命令，切断调压机构的控制电源，由程序对该变压器的调压操作进行闭锁，同时报变压器连调动作及闭锁信号。须人为复归后，才可解除闭锁。6）当程序第2次发出变压器调压指令后，若分头位置的状态仍未变，则对设备的操作进行闭锁；同时报主变调压拒动信号。须人为复归后，才可解除闭锁。7）主变分头动作后，有一定的闭锁时间，默认3分钟（可人为设定），防止短时间内频繁操作设备。8）主变分头一天动作次数有限制，超过次数则闭锁对该设备的操作，并报警，每天零点将动作次数归零，闭锁自动解除。9）主变调压手把切为“手动”时，闭锁此主变VQCM压；切为“自动”时，闭锁自动解除。3.5.3.3电容器投切闭锁：1）电容器故障跳闸时，程序应能根据采集的相关SOE事件信息，对电容器的操作进行闭锁；同时报电容器故障闭锁信号。须人为复归后，才可解除闭锁。2）当程序第2次发出电容器操作指令后，若开关位置的状态仍未变，则对设备的操作进行闭锁；同时报电容器开关拒动信号。须人为复归后，才可解除闭锁。3）电容器开关动作后，有一定的闭锁时间，默认5分钟（可人为设定），防止短时间内频繁操作设备。4）电容器开关一天动作次数有限制，超过次数则闭锁对该设备的操作，并报警,每天零点将动作次数归零，闭锁自动解除。5）电容器操作手把切为“手动”时，闭锁此电容器VQC操作；切为“自动”时，闭锁自动解除。3.534电抗器投切闭锁：1）电抗器故障跳闸时，程序应能根据采集的相关SOE事件信息，对电抗器的操作进行闭锁；同时报电抗器故障闭锁信号。须人为复归后，才可解除闭锁。2）当程序第2次发出电抗器操作指令后，若开关位置的状态仍未变，则对设备的操作进行闭锁；同时报电抗器开关拒动信号。须人为复归后，才可解除闭锁。3）电抗器开关动作后，有一定的闭锁时间，默认3分钟（可人为设定），防止短时间内频繁操作设备。4）电抗器开关一天动作次数有限制，超过次数则闭锁对该设备的操作，并报警,每天零点将动作次数归零，闭锁自动解除。5）电抗器操作手把切为“手动”时，闭锁此电抗器VQC操作；切为“自动”时，闭锁自动解除。2.6 区域电网无功电压自动调节装置（AVCVQC装置安装在变电站，电压和无功的调节只是局部的调节，无法达到电网的全局最优，在调度端安装的AVC装置（区域电网无功电压自动调节装置）在许多地区已有使用。AVC装置从整个电网的角度，利用电网实时运行数据，使控制代价最小（全网主变分头调节次数总最小，无功补偿装置总投切次数最小），达到全网最优的改善各节点的电压和减少网损，变电站由“单独控制”转为“集中控制”，电网无功由“就地补偿，就地平衡”转为“优化补偿，分层平衡”，极大的提高了电网的安全、优质、经济运行水平。
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