学文网电容器组篇1
【摘 要】 本文从当前我国配网中广泛应用的35kV电网设备选型及电网实际运行出发，提出了对此类负荷终端站10kV并联电容器组容量及组数的优化配置方案，并以实际例子进行计算分析，说明该方案的可行性以及优点。
【关键词】 35kV变电站 并联电容器组 配置方案
近年来，随着我国经济社会的飞速发展，对电力的需求不断增长。与此同时，对于电能质量的要求也越来越高。作为电能质量的一个重要指标，电压质量一直以来都是我国电力部门的一个重要控制项目，我国电力部门对此也早已有要求，并已将其作为考核电力系统运行质量的重要内容之一。为保证电压质量这一指标，必须做到合理分配负荷及对无功缺额进行补偿。与电力系统频率调节不同，电压水平呈现出全系统各点不同且可以在电网各部分分散进行调整、调整手段多样的特点。随着现在变压器容量的不断增大，无功补偿容量也趋向逐渐增大的趋势。根据中华人民共和国住房和城乡建设部、国家质量监督检验检***总局的《并联电容器装置设计规范》（GB50227-2008）规定：并联电容器装置接入电网的设计，应按全面规划、合理布局、分层分区补偿、就地平衡的原则确定最优补偿容量和分布方式。在新制定的国网公司企业标准中，规定并联电容器组与主变压器容量的比例大约为10%-25%，或者按变压器最大负荷时，高压侧功率因数不低于0.95进行补偿，同时在高压侧无负荷时不允许在高压侧设置并联电容器补偿装置。
当前内江电网由于各区县经济、地理环境不同，因此110kV等级变压器多为三圈变的配置，35kV作为广大农村电网的主干基网电压等级因为远距离输电时有较小的线损因而得到了广泛的应用。但是当前35kV变电站对所需无功总补偿容量及容量的分组存在很大的差异，补偿装置的投运也存在较大的随意性。当前内江电网对于35kV变电站的10kV并联电容器组补偿造成了较大的缺额，因而需要由110kV或者220kV电压等级电网的并联电容器组提供无功来进行平衡，使高压配网及输电网的电容器组长期处于满载运行状态而缺失备用无功容量，同时不满足无功就地平衡的基本原则。基于上述原因，本文试***对无功补偿原理的分析以及对一个35kV变电站的无功损耗计算分析，找出比较通用的配置原则和计算方法，以及对这类中、低压配网的无功补偿容量选择提供较为合理的依据，为电网设计以及运行人员提供有益的帮助。
电容器组篇2
关键词：电容器组 运行分析 温度过高
1 问题的提出
唐钢炼铁厂220kv变电站于2009年8月改造完成投入运行，该站220kv部分采用外桥接线方式，220kv接有2台容量为50mva主变压器，10kv采用双母线接线形式，每段母线各接有一套容量为10mva的并联电容器成套装置，无功补偿电容器组投运后，用户反映电容器室温度过高，担心此状况长期运行将影响设备寿命而无法保证运行安全。
2 分析 计算
2.1 电容器组接线方式及参数选型 本站根据用户实际需要选用了2套分组自动投切无功补偿电容器组，布置在16mx8m的电容器室内，串联电抗器按照抑制5次及以上谐波进行设计，电抗率选择6%，单相干式空心结构，三相叠装布局，每套电容器分4组进行自动投切，4组容量分别为1000kvar、2000kvar、3000kvar、4000kvar。
单台电容器型号为bfm12/√3 -334-1w，共30台，分4组，对应于每组无功补偿电容器组分别为3台，6台，9台，12台。
串联电抗器型号如下：
cksc-60/10-6%，容量60kvar，额定电流52.5a，电抗率6%；
cksc-120/10-6%，容量120kvar，额定电流105a，电抗率6%；
cksc-180/10-6%，容量180kvar，额定电流157.5a，电抗率6%；
cksc-240/10-6%，容量240kvar，额定电流210a，电抗率6%；
放电线圈fd2-1.7/11/ 3-1w其变比为11/√3 kv/0.1/√3 /0.1/3kv。
电压无功控制器rcbk-4(带保护单元)
2.2 现场反馈情况 无功补偿电容器成套装置投入运行后，电抗器运行温度在80℃以上，电容器单元运行温度在50℃以上，电容器室内温度在40℃以上。
经测量，流经各组电抗器的工作电流超过电抗器额定电流的3%～5%，用户认为出现装置及室内温度过高的原因是电容器配套使用的串联电抗器额定电流选择偏小所致。
2.3 串联电抗器参数选型复核 针对用户提出的问题，以容量1000kvar电容器组为例进行如下分析：
2.3.1 电容器组单相容量为334kvar
inr=snr/unr =52.59a
inr:电容器组额定电流 snr:电容器额定容量 unr:电容器组额定电压
2.3.2 对应于1000kvar电容器组选择了单台容量20kvar的串联电抗器（单相容量）
unk=k·n·unr ink=snk/unk (见***5346-1998)
unk=6%·1·11/√3 =0.381kv
ink=snk/unk=52.5a
k:额定电抗率 unr:配套电容器组的额定电压 n:每相电容器串联台数
unk:电抗器额定端电压 ink:电抗器额定电流
inr=52.59a与ink=52.5a的微小差别是由于串抗6%的选择是基于电容器组容量为1000kvar（三相容量）进行选择的，而实际容量为3×334kvar=1002kvar。
从以上计算可以看出，串联电抗器的额定电流选择与电容器组的额定电流是匹配的，不存在串联电抗器额定电流选择偏小问题。
之所以出现运行电流高于额定电流的情况，可能存在的原因是电容偏差问题。
dl/t 604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》中4.6.1.1条“电容器组容许的电容偏差为装置额定电容的0～+5%”。如果电容器组出现+5%的电容偏差，即c=1.05cnr（cnr为电容器组的额定电容值）.
i=u·ω·c= u·ω·1.05cnr=1.05inr
由上式可见，由于电容器组容许范围内的制造偏差会使实际运行电流达到1.05倍的额定电流。
根据dl/t 604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》中4.6.6.1条“装置能在均方根值不超过1.1x1.3in的电流下连续运行”及***5346-1998《串联电抗器》5.5.1.1“电抗器能在工频电流为1.35倍额定电流的最大工作电流下连续运行”可得出结论，用户反映的过电流问题属于正常工作范围允许，对设备寿命不会造成影响。
2.4 过热原因分析 串抗、电容器及电容器室温度过高的原因在哪里呢？经过各专业仔细检查，发现电容器室风机通风量设计容量偏小。由于在电力系统内部变电站设计时，配置的电容器组采用分组投切方式较少，每套电容器成套装置仅配置1组串联电抗器。暖通专业考虑电容器室通风时，对于串联电抗器的发热量按常规电容器组进行考虑，认为两套电容器成套装置有2组串抗（6台单相），但实际上由于采用了分组投切，电容器室内共有串联电抗器8组（24台单相），发热量远大于设计通风容量，串联电抗器及电容器运行产生的大量热量无法及时排出，造成设备及室内温度过高的情况。
通过增加电容器室通风机数量，现在无功补偿装置运行情况良好，未出现温度过高问题。
3 几点注意事项
3.1 作为变电站专业设计人员，专业间提资时应规范、严谨，不能一味沿袭原有设计，造成设计失误。
3.2 根据规程规范要求，电容器组用串联电抗器放置于室内时，宜选用干式铁芯电抗器，如考虑噪音等因素需选用干式空芯电抗器时，宜采用户外布置方式，这样可使串联电抗器产生的热量快速释放，同时也更容易解决防电磁感应问题。
参考 文献 :
[1]dl/t 604-1996.高压并联电容器装置订货技术条件.
电容器组篇3
有的电工认为电容器的放电装置可有可无，这种想法是极有危险的。由于电容器(组)在投入电网中运行时，其两极间处于储能状态，能够储存大量的电荷；当电容器(组)退出电网后，其两极上残留一定电压。如果在这种情况下，再次使用投入运行，就可能产生很大的合闸涌流和很高的过电压，也就可能造成设备和人身事故；其次，如果电气工作人员触及已从电网退出但未进行放电的电容器，就可能被电击伤或灼伤。所以，电容器(组)必须加装放电装置。特殊情况下，随(电动)机或随(变压)器补偿的电容器(组)，在与被补偿设备直接相连时(不经过可断开设备)，为节省投资，可不另加专业放电器。此时，电容器可通过补偿设备的绕组自行放电。
2 电容器(组)停电检修时必须要人工放电
有的电工认为：电容器(组)装有放电装置，在对其检修和维护时，就不必再进行人工放电了，这种想法也是不对。由于电容器储存的电荷虽然通过其放电装置自行放电，但仍可能有部分残余电荷。所以，在检修和维护电容器(组)时，无论它是由专业放电装置，还是有兼用放电装置，都必须在通过人工放电后方能进行工作，否则，容易发生触电事故。
人工放电的正确方法是：先将接地线的接地端固定好，再用接地棒对待修电容器多次放电，直至无火花和放电声为止，最后将接地线固定好。还应特别注意的是，如果电容器出现内部故障检修时，无论是通过自行放电还是人工放电，其故障部分的残余电荷是不会被放掉的。
3 防止电容器爆炸的措施
电容器组在长时间的高温、高压、高电场强度的作用下，绝缘体老化加速，将导致电容元件受损击穿，并产生爆炸。
如何防止电容器爆炸的措施如下：
(1)给电容器配置熔丝加以保护。对于单台电容器，熔丝的额定电流可按电容器额定电流的1.5～2.5倍选定；对于电容器组，熔丝的额定电流可按本组电容器额定电流的1.3～1.8倍选定。
(2)加强巡视。工作人员要及时对高压电容器装有电流表进行监视，如果发现问题就要及时退出运行，并查找原因，妥善处理。
(3)合理操作。电容组每次重新合闸前，必须放电3秒，禁止电容器带电荷合闸，避免操作过电压损坏电容器。
4 关于测试电容器(组)的安全工作
电容器组篇4
关键词：并联电容器组；串联电抗器；电抗率；谐波
0前言
目前，随着电力电子技术的广泛应用与发展，电力系统中的非线性负载大量增加，由于它们多以开关方式工作，会很容易引起电网内电流、电压的波形发生畸变，从而引起电网谐波“污染”；另外，随着各级各类用户的不断增加，为了提高电压质量，减少无功损耗，提高电网的安全、经济运行，从而需要增加大量的无功电源来提高电网的功率因数，因此，通过加装并联电容器组来进行无功补偿，这是最为经济和有效的措施。
由于电容器组是容性负荷，其很容易与系统中的感性负荷形成一个振荡回路，从而在电容器组投入时会产生一个高倍的合闸涌流，对电容器组造成很大的冲击；另外，由于电容器组的容抗与频率成反比，其谐波容抗和系统的谐波感抗配合，将造成并联谐振和谐波成倍放大，从而严重损坏电网中的电气设备，破坏电网的正常运行。因此，在并联电容器组的设计中应考虑限制涌流和抑制谐波的问题，而合理地配置串联电抗器就能较好地解决这些问题。
1 限制涌流
电网是一个很复杂的系统，其由很多设备元件组成，但我们可以通过等效电路的方法，将其简化为如下***的回路。
***1 并联电容器组与串联电抗回路***
如***1所示，Ls可忽略不计，Ls、L分别为系统的感抗和串联电抗器的电抗。
1.1 根据国标GB/11024.1-2001“附录D”中的规定，电容器合闸涌流的计算方法为：
Is=In√(2S/Q)
式中：Is---电容器组涌流的峰值，单位（A）
In---电容器组的额定电流（方均根值，A）
S----电容器安装处短路容量，单位（MVA）
Q----电容器组的容量，单位（Mvar）
将电容器组中已投入运行的电容器并联：
Is=(U√Z)/( √Xc*Xl)
其中Xc=3U2(1/Q1+Q2)*10-6
按上面的计算办法是在没有串联电抗器的情况下，如补偿装置的接入处短路容量很大，而电容器组的容量很小，那么电容器的合闸涌流可达几十倍的额定电流都有可能的。
1.2 限制合闸涌流电抗率的计算：
根据电容器装置的设计标准要求，电容器组的合闸涌流必须限制在额定电流的20倍以内。根据资料在工程上这样计算的：
λ=1+√（Xc/Xl）
式中：λ---合闸涌流的倍数
Xc ---合闸回路中容抗
Xl ---合闸回路中感抗
从式中可以看出λ≤20就可满足要求。那么电抗率K= Xl /Xc
将K代入上式得：λ=1+√（Xc/Xl），设λ≤20，即得K≥0.3%
由此可见，并联补偿电容器组中串联一定电抗值的电抗器，就可以把涌流限制在一定的倍数内，而且只要串联较小的电抗值的电抗器，补偿支路的合闸涌流就已经有限了。
2 抑制谐波
在并联电容器组接入谐波“污染”的系统前，如果不采取必要的措施，并联电容器组的容性负荷性质，就会很容易与系统中的感性负荷形成振荡回路，将电网的谐波放大。谐波电流叠加在电容器组的基波电流上，使电容器组的运行电流有效值增大，温度升高，甚至引起过热而降低电容器组的使用寿命或使电容器损坏。叠加在电容器组基波电压上的谐波电压，不仅使电容器组运行电压的有效值增大，而且可能使峰值电压增大很多，导致电容器组在运行中发生局部放电而不能熄灭，造成电容器组的损坏。解决这一问题的有效措施是在并联电容器组回路中串联电抗器。但是串联的电抗器绝不能与电容器组随意组合，更不能不考虑系统的谐波。
因此，在探讨谐波与电容器的相互影响时，要认识谐波对电容器组、电抗器的影响及电容器组、电抗器承受谐波的能力；更重要的，是要认识电容器组对谐波电流的放大作用。合理地配置电容器组和电抗器，才能避免谐振，控制其谐波电流放大。
***2 串联电抗器计算电路***
如***2所示。In为谐波源电流，相对于n次谐波，系统感抗、电抗器感抗、电容器组容抗分别为nXs、nXl、Xc/n,由此可得：
Isn=In(nXl-Xc/n)/(nXs+nXl-Xc/n)…………..(1)
Icn=In*nXs/(nXs+nXl-Xc/n)………… (2)
由公式（1）、（2）可知：
a：当nXl-Xc/n=0时，即nXl=Xc/n，电容器组支路的阻抗为0时，电容器组支路发生串联谐振，其支路为滤波回路。
b：当nXl-Xc/n＞0时，即nXl＞Xc/n，电容器组支路呈现感性时，不会和系统的感性负荷产生谐振而造成谐波放大。
c：当nXl-Xc/n
当电容器组电抗率a= Xl / Xc *100%, nXl-Xc/n=0时，n=√Xc/Xl=1/√a得出a=1/n2
对于电容器在支路而言，要抑制n次谐波，其支路的电抗率需满足条件：a＞1/n2，因此，在变电站设计中，为抑制3次谐波，我们通常串联a=12%的电抗器，为抑制5次谐波，我们通常串联a=6%的电抗器。
2.1以下数据为某变电站35kV系统并联电容器组在投运前后，对系统的谐波变化情况的测试，其中1号电容器组串联a=12%的电抗器，2号电容器组串联a=6%的电抗器。
谐波次数 3 5 7 11 13 总畸变率（%）
未投电容器组前 A 0.63 0.37 0.56 0.05 0.15 0.94
B 0.77 0.27 0.51 0.07 0.12 0.98
C 0.53 0.36 0.56 0.06 0.12 0.86
投1号电容器组 A 0.22 0.58 0.36 0.04 0.12 0.73
B 0.21 0.38 0.36 0.04 0.10 0.59
C 0.16 0.60 0.41 0.04 0.11 0.75
投2号电容器组 A 2.47 0.09 0.25 0.04 0.06 2.49
B 3.03 0.15 0.24 0.05 0.06 3.05
C 2.75 0.12 0.29 0.04 0.06 2.83
上表中的测试结果表明，当电抗率a=12%的电容器组投入运行时，系统的3次谐波明显减少；当电抗率a=6%的电容器组投入运行时，系统的5次谐波明显减少，但是引起了3次谐波的放大，从而导致系统的电压总畸变率变大。因此，在安装电容器组前，应先对系统谐波进行测试，然后对主要“污染”谐波有针对性地进行串联电抗器的配置。
在变电站进行投切并联电容器组时，考虑抑制高次谐波原因，在允许的情况下应优先投入串抗电抗值大的电容器组（a=12%），退出时相反。
2.2 500kVxx变电站的35kV并联电容器组电抗率的配置情况：
2.2.1 以35kV 11C电容器组为例说明其接线方式。为双星形接线，其中每八只电容器并联而成一个电容器单元（双星形接线的另外一边为每七只电容器并联而成一个电容器单元），每相由四个这样的电容器单元串联而成，然后每相串联一组电抗器（CKK型）。并联电容器与串联电抗器的接线，如***：
2.2.2 CKK型串联电抗器作电容器组限流和滤波用,其中电抗值较小的串联电抗器用于抑制五次谐波；电抗值较大的串联电抗器用于抑制三次谐波。
2.2.3 35kV 11C并联电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-2405/35-12，额定电抗值Xl=3.45欧；单台电容型号BAM6-334-1W，单台电容量C=30uF，经过计算，11C电容器组单相的容抗Xc=31欧。
35kV 21C电容器组间隔设备的相关参数：串联电抗器的型号CKK-1002/35-5，额定电抗值Xl=1.21欧；单台电容器BAM5.5-334-1W，单台电容量C=35uF，经过计算，21C电容器组单相的容抗Xc=24.3欧。
2.2.4 根据计算公式：Xc=1/2πfc=1/314c；a=Xl/Xc*100%
可得，11C电容器组间隔的电抗率a=11.13%，21C电容器组间隔的电抗率a=4.98%。经验算，以上结果基本满足要求。
3 结论
电容器组篇5
【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***1所示。
***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***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
电容器组篇6
关键词 核电机组；反应堆压力容器；安装技术
中***分类号 TG115 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)072-0113-01
核电机组反应堆压力容器作为当前核电站中的重要组成设备，其安装技术是否合格，将直接影响着核电站的正常运行及今后的发展。受核电站自身性质的影响，一旦出现安装不到位的现象，将会造成放射性大面积泄露，给周围的人群及生态环境造成不可估量的损失。由此可见，在核电机组反应堆压力容器的安装中，安装技术有着极其重要的作用。在此，本文从以下几个方面出发，对该压力容器安装过程中出现的问题及完善途径，做以下简要分析：
1 核电机组反应堆压力容器
一般来讲，在核电站的日常运行中，压力容器作为核反应堆冷却剂压力边界的核心设备，其核心目的在于承受核电站日常运行中出现的工况荷载，确保在整个设计过程中，保持自身结构的完整性。在当前使用的压力容器中，其设计压力多处于17.06 MPa左右，温度范围则处于350℃左右。结合压力容器的实际构造能够看出，在组成压力容器的过程中，容器桶与一体化顶盖作为其主要部件，在安装的过程中需要加以重视。
2 核电机组反应堆压力容器的安装技术
针对核电机组反应堆压力容器的安装，需要安装人员使用准确的安装技术，为压力容器的顺利运行做好铺垫。一般来讲，针对核电机组反应堆压力容器的安装，其安装技术主要体现在以下几个方面：
2.1 吊装设计
在整个核电机组反应堆压力容器的安装中，受压力容器重量、体积等多个方面的影响，需要在吊装的过程中，选择与之相符的吊装途径。首先，结合当前压力容器安装中所使用的技术，所使用的吊装方法主要包括大型起重机吊装法、直立双轨杆吊装法、固定式龙门吊装法。这三种方法在实际应用中，都具备各自的优势及不足，因而需要安装人员结合着反应堆压力容器的实际状况进行选择。其次，在整个吊装过程中，需要选择与之相符的起重机，确保吊装过程的顺利进行。与此同时，起重机的合理选择，与整个作业成本有着密切联系。在当前所用的起重机类型中，主要体现在履带式起重、塔式起重以及汽车式起重等几个方面，且在起重的过程中，对作业平面、作业地点都有着一定的要求。最后，在整个吊装过程中，需要安装人员对整个压力容器的实际重量、起重能力、起升高度等几个方面进行仔细核算，选择与之相符的吊装方案，在节省吊装成本的同时，还能从根本上节省吊装时间，避免不必要的浪费。
2.2 压力容器就位后测量与调整
在整个压力容器的安装中，要想从根本上保证压力压力容器的安装质量，需要安装人员采用科学的测量方法，对压力容器管嘴方向线、压力容器水平度以及压力容器的中心位置等进行测量，避免安装错位的现象发生。在整个压力容器就位后测量与调整中，其测量技术主要体现在以下几个方面：首先，在管嘴方向线的测量中，需要安装人员将测量重点放在管嘴的中心线上，确保其偏差小于1.5 mm，方位角偏差小于0.1°。其次，热段管嘴中心标高测量：利用水平仪标出热段管口上部高程测量点A，采用NA2+GPM3精密水准仪分别引侧RH35\RH36\RH37高程控制点，检查合格后测出该点的实际高程。在千分尺的帮助下，对其管口外径进行准确的测量。最后，放置调整垫铁，以CA0l模块墙面为支撑架设千斤顶，顶伸垫铁以调整压力容器方位。使得压力容器冷段管嘴中心线与压力容器支撑中心线对中位置偏差小于1.5 mm，并记录管嘴支撑垫与支撑的侧向间隙，完成初步对中。
2.3 支撑、护板的安装
在整个核电机组反应堆压力容器的安装中，支撑、护板能否安装到位，将直接关系着压力容器今后的投入使用。在支撑、护板的实际安装中，其主要体现在以下几个方面：首先，压力容器吊装前的安装。一般来讲，在整个吊装前的安装中，其安装对象多体现在力容器支撑热板、压力容器支撑底部耐磨板、7个内六角螺钉、弹簧销等几个部位。且在安装中，需要严格按照安装流程，逐一进行安装，并在安装结束后进行全面检查，以便及时的发现问题，避免问题的进一步扩大。其次，压力容器吊装后安装。与吊装前安装部位不同的是，该安装对象主要以压力容器支撑侧部耐磨板、前后护板以及顶部护板几个部位为主。核心功能在与确保压力容器运行中的稳定性，在加强压力容器运行效率的同时，避免运行过程中安全事故的发生。再次，在对支撑、护板进行安装时，安装人员应本着认真、负责的态度，仔细检查支撑、护板的质量，在检查合格后方可投入使用，一旦发现问题，应及时上报到相关部门，避免安装后造成压力容器倒塌的现象出现。最后，在压力容器支撑、护板的实际安装中，仍需要安装人员采取必要的固定措施，避免护板出现松动、脱落的现象。在当前使用的固定方法中，仍以锁紧垫片与重型六角螺栓为主，安装人员在拧紧螺栓后，涂膜相应的锁固剂，同时将弯曲锁紧垫片的边角置于垂直位置，确保其余六角螺栓的周围相吻合。只有这样，才能从根本上确保支撑、护板的稳定性，为其今后的投入使用做好铺垫。
3 总结
综上所述，强化核电机组反应堆压力容器的安装，在提高该容器安装质量的同时，还能为其今后的投入使用奠定基础。这就要求相关人员对其安装中，能够严格按照安装说明，逐步操作，避免漏装、错装的现象发生；并在安装结束后，派遣专业人员进行检查，并对其运行状况进行检测，只有在符合国家相关部门的规定后，方可投入使用。只有这样，才能在提高发电站经济效益的同时，为其今后的发展及市场竞争力的提高，奠定坚实的基础。
参考文献
[1]李兆岭.安全阀在锅炉压力容器中的使用要点分析[J].中小企业管理与科技(上旬刊),2012,01.
[2]李群.钢结构吊装工程的施工监理及安全管理[J].科技资讯,2011,02.
电容器组篇7
[关键词] 同步 永磁机构 真空开关 无功补偿
0 前言
为了提高电力系统的稳定性，抵消系统感性无功功率和提高电压，减少电能损耗，并联电容器在各级电力系统中得到广泛的应用。并联电容器有一个明显的特点，那就是随系统负载情况的变化而频繁地投入和切除。电容器在投入时将产生很大的过电压和涌流，这一暂态过程会对电容器组产生冲击作用从而缩短使用寿命；同时随着大量电力电子装置的应用，用户对电能质量提出了更高的要求，电容器组投入系统时产生的过电压会导致一些装置的误跳闸。电容器组投入时的暂态过程引起了越来越多的重视。为了解决此问题，常用的方法是使用合闸电阻或合闸电感，或在系统电压的指定相角处投入电容器组，即同步关合技术。由于电容器组投入时的暂态过程与投入时系统电压的相位密切相关，同步关合技术可以大大减小电容器组投入时的暂态过电压和涌流。
目前，380V低压配电系统中在无功补偿投切电容器组时利用晶闸管进行选相合闸，但是作为电力电子器件，晶闸管在运行中要消耗功率，同时还产生大量谐波，给电力系统和企业生产带来危害。而传统的断路器操动机构采用弹簧机构和电磁机构，这些机构通常是由复杂的传动机构组成的机械系统，运动时间分散性大，可控性差、响应速度慢，因而很难实现机械运动的精确控制。而选相合闸技术的关键正是动作时间精确，并且要求单极操动，这一点是传统的操动机构难以胜任的。配永磁操动机构的真空断路器（接触器）具有机械部件少、动作时间分散性小、电子操动便于实现各种控制等优点，经进一步改进成单极选相控制，就能实现同步关合。
1 电容器组同步关合基本原理
1.1 电容器关合暂态过程分析
为分析方便，现以单相电容器组为例。***1(a)为单相电容器的接线***，G为电源，T为变压器，电容器组C经断路器CB1接在母线上。***1（b）为计算电容器组关合暂态过程的等值电路***，L为线路及变压器等值电感。
（a）单相电容器接线***
(b)等值电路***
***1 单组电容器的接线
根据***1（b）可列出CB1关合时的电路方程为：
（1）
由于 ,式（1）的解为：
（2）
其中， , 、 为常数，由初始条件决定。
高压断路器关合前，若电容器上有残余电荷，电压为U0,则 时，Uc =U0。同时因线路有电感，电流不能突变，因此t =0时，ic=0。将初始条件代入式（2）得：
，
同时由于 ,则式（2）可以简化为：
（3）
由于 ，则电容器上出现的过电压值为 ，若U0与Um极性相同，则电容器上出现的过电压小于2Um；反之，若极性相反，则可能出现大于两倍的过电压。
关合时的合闸涌流为
-
= （4）
式中 ， 。
由上式可见，电容器的涌流由工频部分和高频部分组成。工频部分就是电容器中流过的稳态电流，高频部分为暂态电流。由于电路中总有电阻存在，故暂态电流将会很快衰减到零。一般情况下，暂态电流频率 ，可能出现的涌流峰值 将达到
（5）
由式（5）可知，涌流峰值与电容器容量、系统固有参数、电容器上预充电电压U0及合闸时刻电源电压相位角 有关。降低涌流峰值 ，即降低式（5）中的A值。
（6）
由于 ，故上式 相对值比较小，因此第一项的值的大小是影响 的主要因素。当 ，合闸涌流峰值最小。
1.2 同步关合基本原理
采用同步关合技术，即通过预先测量或控制电容器上预充电电压Uc，来选取电容器投入时刻电源的相位，使得合闸瞬间电源电压 与电容器预充电电压Uc相等，从而可以有效地抑制甚至消除冲击电流。根据电容器预充电电压值，选相合闸最佳时刻分为以下几种情况：
Uc
（7）
涌流的峰值为2倍过电流。
当Uc≥Um时，这时应在 达到峰值、Um与Uc同极性的时刻投入。对于Uc>Um的情况，尽管在电源电压 达到峰值时投入仍然会产生涌流，但在这时投入涌流最小。
当Uc＝Um的情况下进行选相合闸时，a1= a2=0，合闸过程中高频暂态电流为零，电容器直接进入稳态运行。因此希望电容器预先充电电压等于电源电压峰值，在峰值时投入电容器，这时将是最理想的投入时刻。
2 同步控制策略及实现
2.1 电压过零合闸策略
电容器组篇8
关键词：66kV电容器组；接地刀闸；不定态故障；电力系统；容性无功功率 文献标识码：A
中***分类号：TM714 文章编号：1009-2374（2016）02-0133-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.02.065
1 事件现象
水乡集控中心接广东中调综合调度令将66kV #2BM #4电容组及627开关由热备用转检修，在合上66kV #2BM #4电容组62740刀闸时。监控人员发现以下报文：66kV #2BM #4电容组62740刀闸不定态。在监控画面刀闸闪烁，并且显示为灰色。由于接地刀闸不定态，很容易导致在合上抽屉开关的时候电机会自动运转，很容易因为高压造成安全事故。因此，采用接地刀闸可以使线路自行放电，防止在修检线路的过程中出现误送电的现象，威胁修检人员的生命安全。
2 技术分析
所谓不定态就是指刀闸位置状态不在合闸状态，也不在分闸状态。根据运行经验，一般情况下刀闸合、分闸不完全到位或刀闸辅助节点有点问题会出现刀闸不定态。刀闸信号回路如***1所示：
由***1可知，当接地刀闸在合上位置时，接地刀闸的常开辅助节点2GD会合上，常闭辅助节点2GD会断开，这时后台显示接地刀闸在合位。如果接地刀闸在分位时，接地刀闸的常开辅助节点2GD会断开，常闭辅助节点2GD会合上，这时接地刀闸会显示在分位。如果接地刀闸不在合位，也不在分位就会显示为不定态。而2GD为接地刀闸机构箱上的辅助节点，通过接地刀闸的连杆的转动来控制它的合上或断开。如***2和***3所示：
由以上的三张***可知：（1）接地刀闸分位信号回路：正电源S501电缆2GD机构箱X1-11与X1-12常闭节点S517电缆66kV 2Mb电容电抗器测控屏D5柜3n后台信号；（2）接地刀闸合位信号回路：正电源S501电缆2GD机构箱X1-13与X1-14常开节点S515电缆66kV 2Mb电容电抗器测控屏D5柜3n后台信号。
3 处理过程
值班人员发现以上异常情况后，迅速把异常情况报告给当值值班长，当值值班长马上带人去现场检查，发现66kV #2BM #4电容组62740接地刀闸三相都在合上位置，且已经完全合到位了。根据此就可以判断应该是二次回路的问题。通过查找***纸，找出了接地刀闸分、合的信号回路***。由运行经验及详细经分析后，初步判定应该是接地刀闸合上后，2GD辅助节点X1-11与X1-12常闭节点并没有随着接地刀闸的合上而断开。根据这个猜测，运行人员到66kV #2BM #4电容器组接地开关机构箱对辅助开关进行检查。正常情况下，当合上62740接地刀闸时，常闭接点应断开，X1-11和X1-12间应为开路，X1-12应无电压。测量X12的电压时，有电压（如***4）。
由此可以确认2GD刀闸分位辅助开关的常闭接点X1：11和X1：12粘连，无法正常分开，导致后台机显示不定态。随后运行人员上在生产管理系统中上报了缺陷，并且电话通知了继保人员过来处理。因运行人员已经查找出了故障原因，继保人员确认后把2GD刀闸分位辅助开关的常闭接点改接到了备用节点，很快就把缺陷消除了。
4 注意事项
接地刀闸拉合操作即拆挂接地线较危险，给操作人员带来了安全隐患，因此在操作中应注意以下情况：（1）在对安装工作进行审核的过程中，应采用相应的安全措施，严格检查合接地刀闸的数量以及位置是否合理，保障人身安全；（2）安装过程中，要确定装拆接地线的接地点的螺栓是否牢固和稳定；（3）要准确记录接地刀闸的断开点，并明确是否处于装设位置的两侧；（4）要根据相关的安全规定，装设安全、合格的接地线，并做好验电工作；（5）采用五防程序对接地栓进行保护；（6）对于存在异议或问题的操作应停止，找出原因进行改进，根据电脑钥匙的程序进行，确保顺利安全地完成工作；（7）为了工作的安全性和便利性，工作人员可以在每个接地线的相应位置进行编号，保证寄存位置的号码与接地线号码必须一致，保持一一对应的关系，但是接地线不能过多，以免发生混淆，造成工作人员交接班不清楚，不方便管理和操作。在值班日志中，明确记录接地刀闸的装拆记录，严格交接班。
5 归纳总结
通过对电容器组的接地刀闸信号回路***的分析，总结了电容器组接地刀闸出现不定态的故障原因及处理方法，有效快速地处理了500kV水乡站66kV #2BM #4电容组62740接地刀闸出现不定态故障，确保了电网的安全运行。当发生类似故障，应立即停止操作，报告当值值班长，并首先到现场检查接地刀闸的位置是否到位，检查接地刀闸连杆是否旋转到位，检查测控装置是否正常运行，检查二次回路节点有无松脱、粘死。当处理完毕后要与后台监控人员核对接地刀闸显示颜色变回正常，因为不定态信号不会复归，只能通过接地刀闸的颜色来判断其状态。
参考文献
[1] 500kV水乡站现场运行规程[S].
[2] 广东省电力设计院.首期66kV 2M补偿设备二次线竣工***[S].
[3] 广东省电力设计院.首期66kV部分二次厂家资料[S].
电容器组篇9
关键词：阻尼式限流器 参数设计 产品系列
1 前言
本文着重阐述在进行高压并联电容器用阻尼式涌流限流器产品系列策划时参数设计选择所依据的原则，并以10kV电容装置用限流器为实例，示范实施计算分析的过程与结果，尤为侧重参数优化配置的验证。本文旨在为电容装置工程设计中选定限流器参数提供借鉴。
2 限流器产品系列参数设计原则
由文献［1］可知，限流器由低电感值电抗器与火花间隙接入的阻尼电阻组成。为了赋予装置期望的功能和性能，除了要求对投运的电容器组合理设定火花间隙的动作电压以外，电抗器和阻尼电阻组合的产品系列参数应遵循以下设计原则：
a)把电容器组的合闸涌流(包括开关发生多相重击穿时出现的涌流)抑制到电容器、断路器、熔断器等电气设备和电容装置整体的有关标准规定的允许值；
b)选择电抗器与阻尼电阻参数的配合获得最佳的限流效果；
c)有利于简化限流器的型号规格和降低造价。
3 限流器产品参数设计
3.1 计算电容器组合闸涌流的电路模型
***1表示接有限流器的电容器组投入电网时，计算分析其电磁暂态过程用的电路模型。该电路由4部分组成：①电源支路；②负荷支路；③已投运的电容器支路；④新投入的电容器支路。鉴于负荷阻抗较大，对电容器组的合闸过程影响很小，可忽略不计。电容器组并联追加合闸时所出现的过电流和过电压，是由邻近已运行的电容器组的放电电流和电源的充电电流引起的。然而由于受到已投运电容器组电位的钳制，电源对新投入电容器组追加合闸的充电涌流要比单组电容器的合闸涌流小得多，已投运的电容器组愈多愈是这样。通常电源支路的阻抗比电容器支路的阻抗大得多，尤其是电容器组串接限流器更是如此。故在并联追加合闸涌流中，两者提供的涌流分量在峰值和频率上有很大差异，且后者远高于前者，故两者的最大峰值不会叠加。因此，在估算涌流的峰值时可忽略电源的影响，采用***2的简化电路模型。***中，N为等容量电容器组的总组数，其中N-1组已投运；L为电抗器的电感；R为阻尼电阻器的电阻(新投入电容器组在合闸瞬间火花间隙击穿接入电阻)；C为电容器组电容；Um为已投运电容器组端电压处于峰值(此时追加合闸涌流最大)；s为拉氏变换运算因子。
在理论计算时还忽略了分布参数的影响，使理论值略大于实际值，这符合工程设计的要求。通过110kV上虞变、诸暨变、平湖变、魏塘变等多处电容装置现场测试验证，应用简化电路是合理的。
3.2 首选电抗器的电感值
依据限制涌流辐值的要求，首先应该选择电抗器的电感值。为了简化估算过程，可暂不计及阻尼电阻的影响，把***2再简化成***3的电路模型。
从***3可导出电容器组并联追加合闸涌流倍数(KC)与电抗器电抗率(A)和电容器总组数(N)的关系式：
式中：Ucn—电容器组额定线电压；
Qcn—电容器组额定容量。
国标GB-50227-1995《并联电容器装置设计规范》对限制涌流及其电抗率的选择作如下规定：
“5.5.2.1仅用于限制涌流时，电抗率宜取0.1%～1%。”；“5.5.3并联电容器装置的合闸涌流限值，宜取电容器组额定电流的20倍；当超过时，应采用装设串联电抗器予以限制。”
同时，在标准的“条文说明”中对涌流限值作如下说明：“根据国内多年的运行经验，20倍涌流未见对回路设备造成损坏，这是一个经验数值不是科学试验值，目前大家接受这样一个限值，所以建议按此考虑。”
由上可见，标准仅仅提出KC和A的选取范围，而不是某一定值。因此，不必以固定的KC或A值来考虑设计选择电抗器的电感值，亦即电抗器的电感量(或其容量)不必与电容器组容量大小一一对应，这就为简化限流器产品型号规格提供了有利的条件。
设想对同一电压等级的电容装置，在工程实用的容量(指单组容量)范围内，电抗器取相同的电感值，且在对应于小容量电容器组时KC取较大值(如取KC=20)和N取较小值(如取N=2)，然后按(2)式求得Le值；而对应于大容量电容器组时，如与前者取相同的Le值，则随着A的增大KC减小(KC20)，如取较大的KC值则允许的N值可显著增大(见(1)式)；将工程实用的电容装置容量按大小顺序划分为若干区段，相应地将电感量取值相同的电抗器的额定电流划分为若干区段。这样就把限流器中电抗器的型号规格系列简化为电压等级(对应于电抗器电感的特定取值)和额定电流等表征参数的区分。
以10kV电容装置配用的限流器为例，设计选择电抗器参数。设定单组电容器容量为2～10Mvar，Ucn=10.5kV。在选择Le时，取Qcn=2Mvar，N=3，KC=20，由(2)式可求得Le=195μH，故选取电抗器电感值为200μH。按首选的电抗值计算得出对应于不同容量的电容器组的电抗率如表1所示，并可按式(1)验算对应于不同的电容器组数和电抗率情况下的涌流倍数如表2所示。然而，不少运行单位选取Ucn=11kV(注：提高了电容装置的安全裕度，但损失了部分装置容量)，使得相应的A值有所减小，而Kc值有所增大。
3.3 接入阻尼电阻时的涌流计算
3.3.1 追加合闸涌流计算
按***2简化运算电路及上述的计算条件，可推导出第N组电容器投入时的追加合闸涌流ic(t)的算式如下：
义：α1为涌流直流分量的衰减常数，α2、ω0分别为涌流周期分量的衰减常数和角频率。如计算电容器组在不同运行方式下的合闸涌流，诸如1组运行1组投入，2组运行1组投入，……，等等，可分别令N =2、3、……，并在电抗器的电感L和电容器组的电容C(即单组容量)已定，以及设定的阻尼电阻R的情况下，先求出特征方程的三个根之后，代入(3)式计算iC(t)。
由(3)式求出涌流峰值iC(t)y，其与电容器组稳态电流峰值之比为涌流倍数，即：
对于10kV电压等级电容装置的追加合闸涌流倍数KC，在既定L=200μH之后，其与电容器组容量Qcn、电容器组数N、阻尼电阻值R的函数关系如附录A中的***A1～A4所示。
3.3.2 单组合闸涌流计算
通常，按可能出现最大合闸涌流，或者最常遇的运行方式来设计选择限流器的参数，但亦需验算单组合闸涌流(尤其是电容装置接入处母线短路容量较大的场合)。按***4单组电容器投入电网时的运算电路推导并经拉氏逆变换后，可得单组合闸涌流i′C(t)的算式：
由(5)式求出涌流峰值i′C(t)y，其与电容器组稳态电流峰值之比为涌流倍数，即：
3.4 参数配置的优化目标与算式
在衡量限流效果和选择限流器元件参数的最佳配置时，需引入涌流又一重要参数：I2·t值(即焦耳积分)。I2·t值指涌流通过1Ω回路电阻所释放的特定能量。I2·t值愈小对电容器、熔断器、开关等设备愈有利。当然，这要综合考虑技术经济效益，是以既满足技术要求又节省投资为前提。换言之，实际解题范围缩小为对已定的电容器组容量、组数与电抗器的电感值，求出所匹配的阻尼电阻值使得I2·t值最小。按式(7)I2·t的定义，将式(3)代入求解，可得追加合闸涌流的I2·t算式(8)。
以10kV电容装置为例，当N分别为2～5时，可由(8)式求得I2·t与Qcn、R的函数关系如附录B中的***B1～B4所示。
3.5 优选阻尼电阻的简化算法
按式(8)寻优，求出最小I2·t值所对应的阻尼电阻值，计算过程是繁杂的，但其结果却十分简单，在既定电抗器的电感值情况下，该最优阻值只与电容器组的电容值(或容抗值)有关，而与电容器组数(除N=1以外)无关。优选阻尼电阻的简化算法为：
XL—电抗器工频电抗值；
XC—电容器组每相工频容抗值；
A—电抗率，A=XL/XC
4 限流器产品系列
4.1 产品系列划分
根据限流器作为抑制电容器组合闸涌流无需限定电抗率要求的特点，以及遵循简化产品型号、规格、提高兼容性和选用方便的宗旨，提出以系统标称电压(即配用限流器的电容器装置的额定电压)和限流器(实为限流器中的电抗器)额定电流作为划分产品系列的2个主要表征参数，并以此定义产品型号规格的标识，经过10多年的应用已为广大用户所接受。
限流器的额定电压对应于产品技术规范方面有2种含义：①装置应满足的系统绝缘水平及其相关规定；②确定了该电压等级限流器中电抗器选用的电感值.通过对6、10、35、66kV限流器中电抗器参数的设计选择(以满足限制涌流的要求)，分别推荐采用100、200、800、1500μH的电感值。
限流器额定电流的划分，对应于某种型号规格的产品所适用的电容装置容量范围的划分。“范围”过大，不仅在多数场合是“大马拉小车”不经济，而且给阻尼电阻的阻值优化配置带来困难。当然，“范围”也不能过小。通常以覆盖2或3档电容装置容量级差为宜。由于10kV限流器在1983年开始形成产品，当时是将2～10Mvar电容器组配用的限流器分成250、400、600A等3种规格分别适用于2～4、5～7和8～10Mvar容量范围(容量级差为1Mvar)，一直沿用至今故予保留。其它如6、35、66kV限流器，其额定电流的划分，应与中国工程建设标准化协会标准CECS-33：1991《并联电容器装置的电压、容量系列选择标准》划分的电容装置容量系列相对应，并以1种规格覆盖2档容量级差。
4.2 阻尼电阻的实用参数
鉴于每个型号规格的限流器要适用于某一电压等级的一定容量范围的电容装置，考虑到在阻尼电阻最优值的±20%范围内是I2·t变化的缓慢区域(见附录B中的***B1～B4)，故阻尼电阻的实用值是取限流器适用范围内若干最优值的平均值，这样可以兼顾左右，相得益彰。
在正常工况下阻尼电阻仅在电容器组合闸瞬间接入(历时10ms左右)，但考虑到火花间隙的间距较小如被异物短接，则电阻可能会长时间接入。所以，电阻的额定电流按算式(11)选取，从而确保安全可靠。
式中：Icn—限流器适用范围内最大容量电容器组的额定电流；
R—阻尼电阻实用值
5 结语
5.1 本文以10kV并联电容器用阻尼式限流器为实例，全面阐述参数设计选择和产品系列规划的依据，以及实施的步骤、方法与结果，其架构总体符合安全可靠，技术先进，经济合理的目标要求。
5.2 限流器元件参数优化配置，是参数设计选择的核心，阻尼电阻最佳值的“简化算法”，具有工程实用意义。
5.3 现有6～35kV电压等级限流器的设计与实用经验，可为今后更高电压更大容量电容装置用限流器的设计生产和工程应用提供有益的借鉴。
参考文献：
电容器组篇10
关键词：并联电容器 保护熔断器 群爆 原因分析 防止措施
前言：高压熔断器是并联电容器组中单台电容器内部的主要保护电器。当发生电容器组全组熔断器熔断或一相全熔断，熔断器熔断时不在同一瞬间，而是一只接一只持续一段时间，这种现象称为“群爆”。对于“群爆”故障的危害是不言而喻的，因此，必须对其原因进行深入地分析，总结相应的防范措施，确保系统的安全运行。
1.“群爆”的特点
综合现场发生的“群爆”现象可见，其主要特点是：①安装于室外的电容器组，熔断器“群爆”后，外观检查均能发现熔断器保护管有表面放电烧损，且保护管与熔丝尾线未脱离；②有无串联电抗器均能发生“群爆”；③三角形接线和星形接线的电容器组的熔断器均可能发生“群爆”，而且三角形接线者发生“群爆”较多；④“群爆”现象多发生在恶劣气候的天气或投入运行的操作后；⑤调整电容器组容量不能防止“群爆”；⑥“群爆”发生时，在大多数情况下，电容器组的继电保护装置不动作，因此，断路器不跳闸；⑦对于有内部缺陷的电容器，在投入运行初期，常发生早期损坏，此阶段最容易发生“群爆”，当有内部缺陷的电容器均被淘汰后，运行才趋于稳定。
2.“群爆”的原因
通过现场对“群爆”现象的分析，认为产生“群爆”的主要原因有以下几个方面：
2.1 熔断器熔断后，尾线不能与保护管脱离
目前国内使用的熔断器主要是喷逐式，它的结构简单、价格低廉，要求熔断器熔断后，尾线应能可靠地脱离保护管。若尾线不能与保护管彻底脱离，则保护管上承受的电压将是：
运行中的熔断器发生熔断时，保护管所承受的电压是熔丝断口两端的工频恢复电压，对星形接线电容器组，此电压为2倍相电压最大值，即2U ph ．max；对三角形接线的电容器组，此电压为倍相电压最大值，即U ph ．max。
当故障电容器未击穿部分元件上残留电压消失后，运行中星形及三角形接线电容器组的保护管所承受的电压分别为U ph ．max及U ph ．max。
（2）当电容器组进行投入操作时，如果事先已有电容器的熔断器熔断，而尾线未脱离，由于一般情况下，故障电容器上残留电压已经消失，所以星形或三角形接线的电容器组，保护管将分别承受2U ph ．max或U ph ．max的电压作用。在此电压作用下，装在室外的熔断器如遇到恶劣天气，沿保护管表面将可能发生放电，使保护管烧损。同时引起与之并联的其他电容器，对故障电容器（即熔断器熔断的电器）发生高频放电电流，使其熔断器严重过电流而熔断产生“群爆”。在三角形接线的电容器组内，这个过电流仅反映在三角形内部，将可能引起整组电容器的熔断器熔断。
2.2 熔断器的额定电流选择过小
选择熔断器的额定电流时，要考虑和电容器的额定电流相配合。电容器允许在1.3倍额定电流下长期运行，并允许电容值的容差为－5%～＋10%，因而运行中有的电容器工作电流可达1.1 ×1.3 ＝1.43 倍额定电流。故IEC549规定：断路器额定电流和电容器额定电流的比值要大于1.43 倍；GB3983―85《并联电容器》标准规定为1.5～1.6倍。
但发生熔断器“群爆”的电容器组中，该比值有的仅有1.36或1.37，有的甚至更小。例如，某变压所10kV单台12kvar的电容器组，选用1.5A 熔断器，其电流比仅为1.31，在运行电压11.5kV 情况下发生“群爆”，63支熔断器全部同时熔断。更换为2A熔断器（电流比为1.75）后，运行一直良好。
现场调查表明，国产熔断器额定电流的偏差多数超过20%，考虑这个因素，有的文献推荐电流比为1.7～1.8。
2.3 熔断器开断性不良
熔断器开断规定的容性电流时不应发生重燃，否则相当于许多并联运行的电容器组中的一组切断后又重新投的情况，将引起与之并联运行的电容器对其放电。研究表明，此放电电流大大超过熔断器的抗涌流能力，从而能使之熔断，产生“群爆”。
2.4 谐波导致“群爆”
有的变电所由于带电气化铁路、电弧炉、整流设备以及晶闸管等非线性用电设备，这些设备产生的谐波不断增大，使电网中所含3、5、7次谐波增多，而以3次、5次谐波最显著。
3.防止措施
综上所述，熔断器“群爆” 的原因是多种多样的，因此，应根据故障的不同原因，分别采取相应的措施。主要措施有：
（1）选用性能好的断路器。
（2）采用单台保护熔断器。目前运行在35kV 及以上电压等级的电容器组日益增多，各种电压等级的电容器，要使用相应电压的单台保护熔断器，以防止“群爆”。
（3）正确选择断路器与电容器额定电流的比值。
（4）正确选择串联电抗器的感抗值。在选择电容器组的容量和串联电抗器感抗值时，应设法避开谐振区并能限制谐波，具体选择方法如上所述。
（5）克服熔断器结构上的缺点。熔断器熔断后，尾线不能可靠的脱离保护管是产生“群爆” 的主要原因之一，所以防止“群爆”的根本措施是熔断器的结构必须具有熔断后能使尾线迅速脱离保护管的装置。
（6）采用星形接线。为减少“群爆” 时熔断器熔断数量，电容器组应采用星形接线，而不应采用三角形接线。因为一旦发生“群爆”，三角形接线的电容器组将可能造成整组熔断，而星形接线的电容器组只有相关的一相（或一段）熔段，然而目前电力系统内运行的电容器组，仍有相当数量是三角形接线，应注意防止“群爆”发生。
参考文献：
[1]孔飘红,韩雪莲,李芳.《电容器组群爆的故障分析与运行建议》.电力电容器与无功补偿,2010
[2]王文洪,何满棠.《并联电容器组熔断器“群爆”故障分析》.电力电容器,2007
[3]胡海安.《运行中发生电容器组熔断器全爆的故障分析》.电力电容器与无功补偿,2009