电容补偿系统运行维护.

1、电容补偿系统运行维护电容补偿系统运行维护主讲：张立英1概述 随着工业的发展，电能成为现代工业的主要能源，电能质量的好坏，直接影响到工业设备的运行及企业的经济效益、社会效益等，为用户提供安全、可靠、稳定、高效的电能是十分重要的。在电力系统的运行过程中，通常用功率因数来衡量电网运行的效率，功率因数的大小，反映了电网系统中电源输出的视在功率的有效利用程度，为了提高电网系统中电能输送质量，希望功率因数越大越好。如功率因数过小，会降低发电机有功功率的输出、降低变电设备有功功率的供电能力、使输电线损耗变大，同时还会造成电气设备容量得不到充分发挥。但电气设备运行建立磁场需要大量的无功功率，我们通常用无功补偿

2、的方式来满足上述条件，只有这样才能即为设备提供足够的无功功率，又能保持较高的功率因数。1.1无功功率和提高功率因数的意义 无功功率是一交换功率的幅值，反映了内部与外部交换能量的能力大小，即电源与电感及电容之间能量交换的最大值。接在电网中的许多用电设备是根据电磁感应原理工作的。例如，变压器通过磁场才能改变电压将能量送出去，电动机通过磁场才能转动并带动机械负荷。磁场所具有的磁场能是由电源供给的，它们在能量转换过程中建立交变的磁场，在一个周期内吸收的功率和释放的功率相等。电源能量在通过纯电感或纯电容电路时并没有能量消耗，仅在负荷与电源之间往复交换，在三相之间流动，由于这种交换功率不对外做功，因此称为

3、无功功率。无功功率有感性无功功率和容性无功功率。感性无功功率：由于电感线圈是贮藏磁场能量的元件，当线圈加上交流电压后，在电压交变时，相应的磁场能量也随着变化。当电压增大，电流及磁场能量也就相应加强，此时线圈的磁场能量就将外电源供给的能量以磁场能量形式贮藏起来；当电流减小和磁场能量减弱时，线圈把磁场能量释放并输回到外面电路中。交流电感电路不消耗功率，电路中仅是电源能量与磁场能量之间的往复转换。容性无功功率：由于电容器是贮藏电场能量的元件，当电容器加上交流电压后，在电压交变时，相应的电场能量也随着变化。当电压增大，电流及电场能量也就相应加强，此时电容器的电场能量就将外电源供给的能量以电场能量形式贮

4、藏起来；当电压减小和电场能量减弱时，电容器把电场能量释放并输回到外面电路中。交流电容电路不消耗功率，电路中仅是电源能量与电场能量之间的往复转换。所以：1）电力网在运行时，电源供给的无功功率是用来在电气设备中建立和维持磁场，进行能量的交换的，它为能量的输送、转换创造了必须的条件。2）由于无功电力不直接做实际消耗之功，它仅完成电磁能量的相互转换，反映出交流电流电路中的电感、电容和电源之间进行能量交换的规模。3）无功功率和有功功率是密切相关的，输送有功电力时需要消耗无功功率，输送无功功率时需要消耗有功功率，无功功率和有功功率都是通过电流传输的，导体中的电流成份既包括无功成份，也包括有功成份。这个电流

5、通过导体的电阻和电抗时，就会造成无功损耗和有功损耗，还会造成电压降落，直接影响电力网的经济安全运行。4）电力系统中的无功损耗包括变压器的无功损耗：励磁损耗和绕组中的损耗，以及电力线路的无功损耗：并联电阻和串联电抗。 实际供用电系统中的电力负荷并不是纯感性或纯容性的，是既有电感或电容、又有电阻的负载。 对感性负荷，有功功率、无功功率、视在功率之间三角形的关系如下图所示： 图中相位角的余弦cos称为功率因数，它是有功功率与视在功率之比：22cosQPPSP 由三角形的关系图可以看出，在一定的有功功率下，当用电企业cos越小，则所需要的无功功率越大，其视在功率也越大。为满足用电的需要，供电线路和变压

6、器的容量也越大。 这样不仅增加供电投资，降低了设备利用率，也增加了线路网损，为此， 国家供用电规则规定：无功电力应就地平衡，用户应在提高用电自然功率的基础上，设计和安装无功补偿设备，并做到随其负荷和电压变动及时投入和切除，防止无功电力倒送。还规定了在电网高峰负荷时，用户的功率因数应达到的标准：高压供电的工业用户和高压供电装有负荷调整电压装置的电力用户，功率因数为0.90以上；其它100kVA及以上电力用户和大、中型电力排灌站，功率因数为0.85以上；农业用电，功率因数为0.80以上。功率因数不能达到上述规定的新用户，供电部门可拒绝供电。 1.2无功功率补偿及其方法1.2.1无功功率补偿的必要性

7、 在电力系统中，如变压器、电动机需要励磁的设备都需要从电力系统中吸收感性无功功率来励磁工作的，还有输电线路具有分布电容，在电压下将产生容性无功功率。在电力系统中，发电机是唯一的有功电源，也是基本的无功电源。如果我们只依靠发电机来提供无功功率的话，电力系统中之间由于无功功率不断地来回地交换会引起发电、输电及供配电设备上的电压损耗及功率损失，况且发电机发出的所有功率等于有功功率与无功功率的矢量和，提供的无功功率多时，提供的有功功率就少了，这种运行方式也是很不经济的。假如系统会用这种方式运行，由于各种变压器、电动机等感性无功负荷离发电机太远，无功功率不断地在这些点之间来回地进行流动，会导致线损增大此

8、时还会增加发电机、变压器及其他电器设备和导线的容量，还会使用户选择控制、测量的规格加大。何况上述运行方式下，提供的无功功率是很有限的，对于整个电力系统来说，对无功功率的需求是很大的。当无功功率不足时，会使线路及变压器的压降增大，如果是冲击性无功功率负载，会产生电压剧烈波动，使供电质量严重降低。比如电弧炉、轧钢机等设备会频繁的无功功率冲击，会使电网电压剧烈波动，甚至是同一电网上的用户无法正常工作。当电压降落时，会对许多设备的使用产生不良影响。比如电动机可能停止运转或不能启动，电压降低，电动机电流将显著增大，绕组温度升高，严重情况下会使电动机烧毁。无功补偿的基本原理：把具有容性功率的负荷设备与感性

9、功率的负荷的设备并联在同一电路中，当感性设备吸收能量时，容性设备就放出能量，当感性设备释放能量时，容性设备就吸收能量，能量就在这两种负荷间转换，这样感性负荷所需要的无功功率可由容性负荷输出的无功功率来补偿。1.2.2无功功率补偿的方法电力网常用的无功补偿方式包括：集中补偿方式、分散就地补偿方式和个别就地补偿方式。1）集中补偿：将补偿电容器直接接在变电所的高压或低压母线上，对该变电所供电范围内的无功功率进行补偿。 电容器集中装设在企业或地方总降压变电所的6-35kV母线上，用来提高整个变电所的功率因数，使该变电所的供电范围内无功功率基本平衡。可以减少高压线路的无功损耗，而且能够提高本变电所的供电

10、电压质量。2）分散补偿：将电容器接在车间动力母线上，对附近的电动机等无功负荷进行无功补偿，相对于在总配电室的集中补偿而言，称为分散就地补偿。适用于高压配电装置或低压动力装置配电箱附近有比较密集的电动机群。特别适用于低压4kW及以下的电动机群或相互备用的高压电动机群。3）个别补偿方式：是对单台用电设备所需无功就近补偿的办法，将电容器直接接到单台用电设备的同一个电器回路，用同一台开关控制，同时投运或断开的方式。这种补偿方法的效果最好，电容器靠近用电设备，就地平衡无功电流，可避免无负荷时的过补偿，使电压质量得到保证。个别补偿一般用在容量较大的、年运行时间较长的高低压电动机等用电设备，但这种方法在非连

11、续运行时，电容器利用率低，不能充分发挥其补偿效益。几种补偿方式的优缺点集中补偿方式的优点：1）能方便的同电容器组的自动投切装置配套，自动追踪无功功率变化而改变用户的补偿容量，避免在总的补偿水平上产生过补偿或欠补偿，从而使用户功率因数始终保持在规定范围之内。在这种意义上讲，可使用户达到最优补偿。2）集中补偿有利于控制用户本身的无功潮流，避免受电力网的电压变化或负荷变化而产生过大的电压波动。当电压波动超过允许范围时，可借助自动投切装置调准母线电压水平，以改善电压质量。3）电容器组的基本容量是根据用户正常负荷需要确定的，运行时间长，利用率高，补偿效益就高；而且集中补偿方式在运行维护上较为方便，事故率

12、相对减少，相应的提高了补偿效益。集中补偿方式的缺点： 这种方式只能减少装设点以上线路和变压器因输送无功功率所造成的损耗，而不能减少用户内部通过配电线路向用电设备输送无功功率所造成的损耗。其降损节电效益必然受到限制。这也就是说，集中补偿容量再多，起作用仅限于减少变压器本身及以上配电线路的无功损耗。分散补偿的优点：1）分散补偿有利于对无功进行内部分区控制，实现无功负荷分区平衡，减少无功功率在变配电站以下配电线路中的流动，使内部线损显著降低。2）对于实行分车间考核用电指标的用户，分散补偿有利于分车间加强无功电力管理，提高本车间的功率因数，降低产品单耗和生产成本。3）分散电容器的投切随车间总的负荷水平

13、而变化，其利用率较个别补偿高;分散补偿也比单台电动机易于控制和管理。分散补偿的缺点：不如集中补偿便于管理。2）如果在车间装设电容器未能分组，则补偿容量无法调整，可能会出现过补偿或欠补偿。3）如果只进行分散补偿，则用户变压器消耗无功功率必须由车间电容器向上倒送，或由电网输送，显然效果不好。4）分散补偿的一次性投资大于集中补偿。补偿方式的选择原则： 以提高用电单位的功率因数为主， 集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主的原则。全面规划，合理布局，分散补偿，就地平衡，自动控制，集中调节。2并联电容器补偿无功功率的作用1）电容器是

14、最经济的设备。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。现代电容器的损耗只有本身容量的0.02%左右。调相机除了本身的损耗外，其附属设备还需用一定的所用电，损耗2%30%，大大高于电容器。 3）电容器是静止设备，运行维护简单，没有噪音。调相机为旋转电机，运行维护很复杂。 4）电容器的应用范围广，可以集中安装在中心变电站，也可以分散安装在配电系统和厂矿用户。而调相机则只能固定安装在中心变电站，应用有较大的局限。 并联电容器是电网中用得最多的一种无功功率补偿设备，目前国内外电力系统中90%的无功补偿设备是并联电容器。2.1电力电容器的补偿方法 电力电容器作为补

15、偿装置接入电网中有：串联补偿和并联补偿。2.2并联电容器提高功率因数的原理 在交流电路中，纯电阻电路，负载中的电流IR 与电压U同相位，纯电感负载中的电流IL滞后电压90，电容中的电流超前电压90，见图中，电容中的电流与电感中的电流相差180，它们能够互相抵消。电力系统中的负载，大部分是感性的，因此总电流I将滞后于电压一个角度，如果将并联电容器与负载并联（见图所示），则电容器的电流IC将抵消一部分电感电流，从而使电感电流 IL减小到IL ，总电流从I减小到I，功率因数将由cos1提高到cos，这就是并联补偿的原理。3并联电容器的结构特点及选择 3.1并联电容器的结构特点 电容器是一种能储存电荷

16、的容器，它是由两片靠的较近金属片，中间隔一绝缘物质组成的。电容器是依靠他的充放电功能来工作的，电源开关未合上时，电容器两片金属板和其他普通金属板一样，是不带电的。当开关合上时，电容器正极板上的自由电子便被电源所吸引，并推送到负极板上。由于电容器两极板之间隔以绝缘材料，所以从正极板移动来的自由电子便在负极板上堆积起来。正极板因为电子减少而带上正电，负极板便因为电子逐渐增加带上负电。电容器两个极板之间便有了电位差，当这个电位差与电源电压相等时，电容器的充电就停止了。此时若将电源切断，电容器仍能保持充电电压。并联电容器的基本结构：电容元件、浸渍剂、紧固件、引线、外壳和套管。 结构示意图3.2电容器的

17、接线方式接线方式分为三角形接线和星形接线：三角形接线：当电容器额定电压按电网的线电压选择时，应采用三角形接线。星形接线：当电容器额定电压低于电网的线电压时，应采用星形接线。 3.3电容器容量的选择3.3.1按提高功率因数确定补偿容量：按提高功率因数确定补偿容量的方法简便明确，为国内外所通用。根据功率补偿图中功率之间的关系，可以求出无功补偿容量Qc 容量Qc=P(tan1-tan2) （kvar）式中 P为最大负荷月的平均有功功率，kW； tan1、tan2为补偿前后功率因数角的正切值；3.3.2按提高电压确定补偿容量此法适用于以调压为主的枢纽变电所和电网末端的用户变电所。其补偿容量按提高电压的

18、要求，采用近似计算方法。 Qc=U.U2/X （kvar）式中 U 为需要提高的电压值，V； U2为需要达到的电压值, kV； X为线路电抗，。3.3.3按降低线损确定补偿容量 此法比较繁琐，很少被采用，但可以说明补偿容量与线损降低率之间的关系，还有一定的实用价值。利用线损率与补偿前的功率因数，查找“线损率与提高功率因数曲线图”找出补偿后的功率因数，可计算出补偿容量。4电容器放电装置 电容器从电源断开时，两极处于储能状态。电容器整组从电源断开后，储存电荷的能力是很大的，因而电容器两极上残留一定电压，残留电压的初始值为电容器组的额定电压。电容器在带电荷的情况下，如果再次合闸投入运行，就可能产生很

19、大的冲击合闸涌流和很高的过电压；如果电气人员触及电容器，就可能被电击伤或电灼伤。为防止带电荷合闸及防止人身触电伤亡事故，电容器组必须加装放电装置。4.1专用放电装置 选择放电装置主要是选择合乎要求的放电线圈。1）放电线圈的电阻值应使电容器组的残压在电容器切断30s内，下降到65v以下。2）放电线圈的容量应能满足长期运行条件的要求，但不宜过大。4.2兼用放电线圈如果采用电压互感器或配电变压器的一次线圈作高压电容器组的放电线圈，运行经验证明，一般也能满足上述要求。1）不能采用电磁式三相五柱一次侧中性点接地的电压互感器的线圈作放电线圈。2）一般采用单相三角形接线或开口三角形接线的电压互感器作为放电线

20、圈，与电容器组直接连接。4.3放电电阻 低压电容器组一般采用放电电阻的方式放电，实际应用中，多采用白炽灯并接在电容器组上。4.4新式电容器内部自带放电回路 近几年，一些生产电容器的厂家新设计的电容器，在其内部装有自放电回路，当电容器组退出运行后，自放电回路在3min内，将电容器的电压降至50v以内。 在实际工作中，在电容器组切断停运15分钟后，才将回路中的接地开关接入，以防损坏电容器内部放电回路。5电容器组的保护 5.1电容器单台熔丝保护 单台电容器广泛采用熔丝保护，在每台电容器上都装有单独的熔断器，可避免电容器内部故障击穿短路时油箱爆炸，并使邻近电容器不受波及和影响。当单台电容器故障后，依靠

21、熔丝熔断切除，可避免整组电容器的总开关频繁跳闸，保持了电容器组运行的连续性。同时使无功功率输出不中断，又可提高系统运行电压的稳定性。熔丝保护结构简单、安装方便，能迅速切除故障电容，并有明显的标志。容易及时发现故障电容器的位置。（1）熔断器的型式：保护熔断器有喷出式和限流式。保护熔断器有喷出式和限流式。喷出式结构简单。当熔丝熔断后，电弧使消弧管内分解出气体，强力吹灭弧光，同时利用自身弹力将电弧拉长，加大弧阻，使电弧迅速熄灭。限流式熔断器结构比较复杂，消弧管内充有石英砂，当熔丝熔断后使石英砂产生很高弧阻绝缘，能迅速熄灭较大的电弧。（2）熔断器的选择：电容器故障电流所造成的危害与故障电流的大小和持续

22、的时间成正比。电容器故障电流所造成的危害与故障电流的大小和持续的时间成正比。熔断器熔丝的保护性能要求在故障之前将电容器的故障电流切断。所以选择熔断器时，根据电容器的最大允许电流和熔断器电流的关系进行选择。 选择原则：一是，电容器在最大长期允许电流运行时不熔断；二是，当电容器内部元件击穿1/2-2/3时能够熔断，而全部击穿时 则应迅速熔断；三是，在合闸涌流下不应熔断。 一般按下式选择熔丝和熔管的额定电流。对于单台电容器的熔丝保护IFU=（1.5-2.5）ICn 电容器组的熔丝保护IFU=（1.3-1.8）ICn式中 IFU熔丝或熔管的额定电流，A;ICn电容器或电容器组的额定电流，A。5.2过电

23、流保护 过电流保护是为防止短路故障扩大和防止过负荷的的保护装置，当电容器组发生母线短路故障和过负荷超过规定允许的值时，使开关跳闸，将故障迅速切除。并可作为熔断器保护的后备保护。5.3过电压保护 过电压保护是防止允许系统过电压危害电容器组安全运行的保护装置。当运行电压超过电容器组额定电压的1.1-1.2倍时，使开关跳闸，将电容器组退出运行。如果电容器组已装设按电压自动投切装置时，不再装设过电压保护。5.4低电压保护 低电压保护定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回。5.5不平衡电压保护 电容器发生故障后，由于熔断器熔断，将故障电容器切除，引起电容器组三相电容值不平

24、衡而产生的电压不平衡来启动继电器，使开关跳闸。单星形接线的电容器组多采用不平衡电压保护。5.6不平衡电流保护5.6.1双星形接线中性点间不平衡电流保护双星形接线是两组单星形电容器组，容量相等，两个中性点之间的连接线上装设一台低变比的电流互感器 (如5/1A) 。在正常情况下，电容器组三相容抗平衡，中性点电压差为零，没有电流通过中性点连线。当某组的电容器发生故障，三相容抗不平衡，中性点间有电压差，中性点连线有电流通过，当不平衡电流很大时，启动保护装置，开关动作跳闸。这种保护方式不受系统电压、一相接地和高次谐波及合闸涌流等影响，方法简单，被广泛应用。5.6.2相间电流差保护 此保护是利用故障相电流

25、与正常相电流之间的差来动作。由于此保护受运行三相电压不平衡及高次谐波影响，可能误动，一般不被采用。5.6.3中性点不平衡电流保护 这种保护是在单星形电容器组的中性点与大地连接一台电流互感器，为了限制谐波，接入一个阻抗线圈。当某相故障的电容器被切除后，中性点产生不平衡电流，启动保护装置动作。但这种保护方式，当系统电压不平衡时，受一相接地或高次谐波电流影响，及可能误动，所以在不接地的电力系统不能用。6电容器组的控制6.1电容器组的控制开关电容器组在选用开关时，除应满足一般电器设备选用开关的条件外，还应考虑其特殊性。在运行中电容器组可能随着电力负荷的变化，经常投入或切除，所以电容器组的开关比一般开关

26、的操作次数要频繁得多，因此要求开关的触头和操作机构更加可靠。电容器组开断时，开关易发生电弧重燃，产生很高的操作过电压，有时可达到额定电压的4-5倍或更高。电容器组合闸时，可能产生很大的合闸涌流和很高的涌流频率，使开关承受较大的机械应力和机械振动，因此要求开关的结构应与合闸涌流的冲击相适应。电容器组运行中允许的最大电流为电容器组额定电流的1.3倍，因此选择开关时，开关的额定电流应大于电容器组允许的最大电流。现多采用的开关有：1）SN10-10II型，少油断路器，投切电容器组时，没有过电压，可以作为断开故障电容器组的总开关。但这种开关的油量较少，易碳化，操作次数过多需要更换油，不适宜于频繁操作的场

27、合。 2）ZN3-10型，真空开关，消弧室具有极快的绝缘强度恢复速度和不重燃性能，体积小、触头耐磨损、结构简单、维修周期长，适用于频繁投切电容器组的较理想的开关。 3）SF6型开关，开关触头耐磨损、无过电压、不重燃、适用于频繁操作场合，是高压电容器组最理想的控制开关。4）低压电容器组，因其投切频繁，多为自动控制，使用交流接触器对其进行控制。6.2电容器组串联电抗器 为了限制电容器组合闸过程中的涌流，限制操作过电压和抑制电网中高次谐波对电容器的影响，在电容器组中串联电抗器。6.2.1 合闸涌流 电容器组投入运行合闸瞬间，流入电容器组的电流，受其回路阻抗的限制，回路阻抗很小，与短路状态相似，会产生

28、很大的冲击合闸涌流，流入电容器组。合闸涌流约为电容器组额定电流的5-15倍。如果电容器组切除后未经放电，再次合闸，产生的合闸涌流为正常合闸时涌流的2倍。所以，电容器组在断开后，必须充分放电。 合闸涌流持续时间短，衰减速度快，但有些开关特性差，合闸速度慢，在合闸过程中，触头没有闭合就击穿点弧，使合闸电流急剧上升，严重时，将使开关内部产生很大的机械应力和机械振动，损坏开关。为此，必须采取限制合闸涌流的措施。安装串联电抗器。6.2.2高次谐波及抑制高次谐波的措施6.2.2.1高次谐波 高次谐波，是指将非正弦周期信号按傅里叶级数展开，频率为原信号频率两倍及以上的正弦分量。高次谐波的频率是基波频率的整数

29、倍。一般情况下，电力系统中的高次谐波主要是3、5、7、11等奇次分量。在电力系统中有很多电气设备是高次谐波源，它们产生的高次谐波电流，将引起系统运行电压波形的畸变，污染电网，是电气设备的公害。 电力网中的谐波有多种来源 ，在电力的生产，传输、转换和使用的各个环节中都会产生谐波。谐波的产生主要是来自具有非线性特性的电气设备：（1）具有铁磁饱和特性的铁芯没备，如：变压器、电抗器等。（2）以具有强烈非线性特性的电弧为工作介质的设备，如：气体放电灯、交流弧焊机、炼钢电弧炉等（3）以电力电子元件为基础的开关电源设备，如：各种电力变流设备（整流器、逆变器、变频器）、相控调速和调压装置，大容量的电力晶闸管可

30、控开关设备等， 高次谐波的危害具体表现在以下几个方面：1）电力电子设备电力电子设备通常靠精确电源零交叉原理或电压波形的形态来控制和操作，若电压有谐波成分时，零交叉移动、波形改变、以致造成许多误动作。2）电力电容器当高次谐波产生时，由于频率增大，电容器阻抗瞬间减小，涌入大量电流，因而导致过热、甚至损坏电容器，还有可能发生共振，产生振动和噪声。3）变压器电流和电压谐波将增加变压器铜损和铁损，结果使变压器温度上升，影响绝缘能力，造成容量裕度减小。谐波还能产生共振及噪声。4）感应电动机电流和电压谐波同样使电动机铜损和铁损增加，温度升。同时谐波电流会改变电磁转距，产生振动力矩，使电动机发生周期性转速变动

31、，影响输出效率，并发出噪声。5）开关设备由于谐波电流使开关设备在起动瞬间产生很高的电流变化率，使暂态恢复峰值电压增大，破坏绝缘，还会引起开关跳脱、引起误动作。6）保护电器电流中含有的谐波会产生额外转距，改变电器动作特性，引起误动作，甚至改变其操作特性，或烧毁线圈。7）计量仪表计量仪表因为谐波会造成感应盘产生额外转距，引起误差，降低精度，甚至烧毁线圈。8）其它高次谐波还会对电脑、通信、设备电视及音响设备、载波遥控设备等产生干扰，使通信中断，产生杂讯，甚至发生误动作，另外还会对照明设备产生影响。6.2.2.2抑制高次谐波的措施 传统的抑制方法有：1)增加换流装置的相数 换流装置是电力系统的主要谐波

32、源之一。理论分析表明，换流装置在其交流侧与直流侧产生的特征谐波次数分别为pk1和pk(p为整流相数或脉动数，k为正整数)。当脉动数由p=6增加到p=12时，可以有效的消除幅值较大的低频项，(其特征谐波次数分别为12k1和12k)，从而大大地降低了谐波电流的有效值。2）增装动态无功补偿装置，提高供电系统承受谐波的能力 在技术经济分析可行的条件下，可以在谐波源处装设动态无功补偿装置、静止无功补偿装置或更先进的静止同步补偿装置，以获得补偿负荷快速变动的无功需求、改善功率因数、滤除系统谐波、减少向系统注入谐波电流、稳定母线电压、降低三相电压不平衡度等，提高供电系统承受谐波的能力。3）加装交流滤波装置

33、采用交流滤波装置在谐波源附近吸收谐波电流，降低连结点的谐波电压，是抑制谐波污染的一种有效措施。滤波装置由电抗器与电容器等元件组成串联谐振电路，利用其串联谐振时阻抗最小的特性，消除5、7、11等高次谐波。7铝电解供电整流系统滤波补偿装置 电解铝工业是电力系统公认的谐波污染大户，由于其大量采用电力电子变流技术进行大电流整流用电就不可避免地产生大量谐波，是电力系统中的主要谐波源。 通常铝厂的谐波主要来源于两个方面。一是整流装置：铝厂电解铝整流系统大多采用三相桥式并联方式，并由若干12脉动整流机组组成，这样将产生多种高次特征谐波与非特征谐波。二是变频装置：铝厂内部除线性负荷外，还包括变频装置等大量非线

34、性负荷，如铸轧机、 电动机等变频调速设备。 铝电解系统容量大，一个大型电解铝系统由288台左右电解槽串联而成的，直流母线长达2km以上，母线电感很大，因此铝电解整流系统是直流侧大电感恒流系统。且可控整流使系统功率因数降低，给铝电解系统自身带来了损失，影响了设备使用寿命、影响了经济效益。因此，铝电解整流系统都加装滤波装置治理谐波和提高功率因数。 供电整流系统由一个电解系列几台12脉动整流机组组成。其中有载调压交流变压器为整流柜提供交流输入，有载调压交流变压器由一台调压变压器和两台带移相绕组的整流变压器组成调压变压器采用3个单相95级有载分接开关进行连续调压，通过整流变阀侧的饱和电抗器组（含两台饱

35、和电抗器组：为保持变压器二次电流恒定，进行调压，深度以覆盖2个电解槽效应为限，大概为60-70v），还可以进行电压的微调。整流方式为三相桥式同相逆并联方式。当电解槽投满后，整流机组二次所供负荷是一个衡量 。 随着电解铝技术的发展，对电解供电系统存在的谐波通过各种测试手段，一般网侧110-330kv进线主要含有3、6、10、12、14、16次的谐波分量；调压变流支路一次侧主要含有10、11、13次的谐波分量；调压变流支路整流装置侧主要含有5、7、11、13次的谐波分量。 对用户来说，治理由自身产生的谐波带给电网的危害是有责任的。通过补偿，提高供电系统功率因数是必须的。按提高功率因数，计算出需要补

36、偿的容量。通常 采用电容器串联电抗器的方式进行滤波补偿。 滤波器宜装设在整流机组变压器二次侧，通过三次线圈串入电容器组的方式实现集中滤波和无功补偿，这样的方式以提高滤波和补偿效果，减少投资，方便管理。 针对电解整流系统容量大，可分别在各整流机组变压器的二次侧，通过三次线圈各自设置相应的滤波器，达到提高系统功率因数的目的。在调压变压器铁芯上绕有三角形联结的线圈，其电压等级的选用，是根据系统整流补偿容量、系统阻抗、投入使用的机组台数、电解槽工艺和投入的台数、饱和电抗器调压深度（影响整流变二次电压输出）、变压器设计制作等因素通过计算得出。一般有9.5kv（10kv）、22kv、35kv。对于12脉波

37、整流系统，滤波时考虑5、7、11次谐波，11次滤波器既能滤除11次及以上高次谐波。滤波装置投入后，对改善供电系统的电能质量，提高功率因数，稳定电网运行水平，提高主变压器的带负载能力都将起到积极、重要的作用。对滤波装置的安装和控制，各电解铝厂根据各企业补偿情况、现场安装情况和设计院设计思路的不同而有异。有户外安装的，有户内安装的。滤波装置控制也是各有不同，在5、7、11次各支路安装断路器及隔离开关实现各分支的单独控制，可根据补偿情况投入其中的一部分，也可以全部投入；有整体控制的，5、7、11次并接在母线上，通过整组开关柜的操作，全部投入或退出运行。整流变压器三次线圈滤波补偿装置安装在室内 滤波补

38、偿装置安装在室外 5、7、11次单独控制5、7、11次整体控制8电抗器8.1定义：最通俗的讲，能在电路中起到阻抗的作用的元件，我们叫它电抗器。是依靠线圈的感抗作用来限制短路电流的数值的。8.2电抗器的结构 8.2.1空芯式电抗器 8.2.2芯式电抗器 8.2.3干式半芯电抗器 8.3电抗器的分类和作用8.3.1按相数分：单相和三相电抗器8.3.2按冷却装置种类分：干式和油浸电抗器8.3.3按结构特征分：空心式电抗器、铁心式电抗器 8.3.4按安装地点分：户内型和户外型电抗器8.3.5按用途分：1)并联电抗器:一般接在超高压输电线的末端和地之间，起无功补偿作用。2）限流电抗器:串联于电力电路中，

39、以限制短路电流的数值。3）滤波电抗器:在滤波器中与电容器串联或并联用来限制电网中的高次谐波。4）消弧电抗器:又称消弧线圈，接在三相变压器的中性点和地之间，用以在三相电网的一相接地时供给电感性电流，补偿流过中性点的电容性电流，使电弧不易持续起燃，从而消除由于电弧多次重燃引起的过电压。5）通信电抗器:又称阻波器，串联在兼作通信线路用的输电线路中，用来阻挡载波信号，使之进入接收设备，以完成通信的作用 6）电炉电抗器:和电炉变压器串联，用来限制变压器的短路电流 7）起动电抗器:和电动机串联，用来限制电动机的起动电流。 9电容器的运行、维护和检查9.1电容器组的运行标准电容器应在额定的电压和额定电流下运

40、行，并严格控制在允许范围内，以保证电容器安全运行。工频过电压最大持续时间1.10Ue长期1.15Ue每24小时中30分钟1.20Ue5分钟1.30Ue1分钟9.1.1允许过电压电容器组在其1.1倍额定电压下长期运行，在运行中，由于倒闸操作、电压调整、负荷变化等因素可能引起电力系统波动，产生过电压。有些过电压虽然幅值较高，但时间很短，对电容器影响不大，所以电容器组的允许短时间的过电压。9.1.2允许过电流电容器组允许在其1.3倍额定电流下长期运行。通过电流与端电压成正比，该电流包括最高允许工频过电压引起的过电流（10%）和设计时考虑在内的电网高次谐波引起的过电流（20%）。9.1.3允许的温升电

41、容器组运行温度过高，会影响其使用寿命，甚至引起介质击穿，损坏电容器。因此温度对电容器的运行是很重要的因素。一般，电容器的周围环境温度按制造厂的规定进行控制，若厂家没规定，一般应在-40+40度。 9.2电容器组的操作9.2.1正常情况下的操作电容器组在正常情况下的投入和退出运行，应根据负荷功率因数以及电压情况来决定。当变电所全部停电操作时，应先拉开电容器组开关，后拉开各路出线开关；当变电所全部恢复送电时，应先合上各路出线开关，后合上电容器组开关。9.2.2异常情况下的操作9.2.2.1发生下列情况之一时，应拉开电容器组开关，退出运行：1）电容器组母线电压超过电容器组额定电压的1.1倍或通过电容

42、器组的电流超过电容器组额定电流的1.3倍时；2）电容器油箱外壳最热点温度及电容器周围环境温度超过规定允许值时；3）电容器连接线接点严重过热或熔化；4）电容器内部或放电装置有严重异常声响；5）电容器外壳有较明显异形膨胀时；6）电容器瓷套管发生严重放电闪络时；7）电容器喷油或油箱爆炸时；8）母线失压后。9.2.2.2发生下列情况之一时，不查明原因不得送电：1）当电容器组开关跳闸后不准强送；2）熔断器熔丝熔断后，不查明原因，不准更换熔丝送电。3）保护装置自动跳闸后不许强送，应查明原因并加以清除，确认无送电障碍后方可投入运行。注意事项： 1）正常情况下，机组送电后升至工作级，方可投入该组电容器；机组停

43、电前，先停电容器，后降负荷停电。2）当变电所事故跳闸，全所失电后，必须将电容器组的开关断开。9.2.3禁止带电荷合闸操作电容器每次分闸后，必须通过放电装置进行放电，待电荷消失后再合闸，间隔时间应大于15分钟。9.3对运行中的电容器组的检查 对运行中的电容器组应进行日常巡视检查、定期停电检查以及特殊巡视检查。 9.3.1电容器组的日常巡视检查电容器组的日常巡视检查由变电所运行值班人员进行。有人值班时，每班检查一次；无人值班的，每周检查一次。夏季应在室温最高时进行，也可在系统电压最高时进行。电容器日常巡视检查项目：检查三相电流是否平衡，各种仪表指示是否正常；检查电容器外壳有无膨胀、漏油的痕迹；检查

44、有无异常声响及火花、熔丝是否正常、放电指示灯是否正常；检查电容器开关、刀闸是否完好，有无异常；检查通风装置是否良好，室内温度不大于40；检查配套设备，包括断路器、隔离开关、避雷器、互感器、串联电抗器、支持绝缘子、继电保护装置、信号装置、网状遮拦、门窗均完好；电容器外壳必须接地，检查接地是否可靠。9.3.2电容器组的定期停电检查电容器组在长期运行中，由于受电压和温度的影响，有可能使其中个别元件击穿，严重时甚至能将整台电容器击穿损坏。对电容器进行定期检查，以便发现问题及时处理，避免造成大的事故。定期停电检查：1）测量两极对外壳的绝缘电阻。将测量结果与过去的结果对比，可以检查电容器整体元件是否受潮，

45、电容器套管是否有裂纹，它属于一般性检查试验。测试时，将电容器两极短接，用2500v兆欧表测量绝缘，良好的电力电容器，在室温下两极对外壳的绝缘电阻一般大于2000M。2）测量电容值。电力电容器在交接时需要测量电容值，在运行中为保证三相容量平衡，也有必要进行测量，与铭牌值比较，在-5%与+10%之间。如果比铭牌值大，可能是电容器内部某些串联元件击穿，如果小于铭牌值，可能是内部元件有断线松脱造成的，也可能是电容器因外壳漏泄造成严重缺油使绝缘介质性质变化所致。3）其它检查项目：检查各螺丝有无松动及接触情况，检查放电回路是否完整，检查电容器外壳的保护接地线，检查电容器组继电保护装置动作情况，检查熔断器是

46、否完整，检查断路器、检查母线及各连接处，对保护进行传动试验以验证回路的完好和保护装置的完好。9.4新装并联电容器组投入运行前的检查验收9.4.1按交接试验项目做试验，并合格；9.4.2电容器及放电设备外观检查良好，无渗、漏油现象；9.4.3电容器组的接线正确，电压应与电网额定电压相符合；9.4.4电容器组三相间的容量应平衡，其误差不应超过一相总容量的5%。9.4.5各接点接触良好，外壳及构架接地的电容器组与接地网的连接应牢固可靠；9.4.6放电电阻的阻值和容量应符合规程要求，并试验合格；9.4.7与电容器组连接的电缆、断路器、熔断器等电器元件应经试验合格；9.4.8电容器组的继电保护装置应经校验合格、定值正确并置于投入运行位置；9.4.9交接相关资料齐全。9.5电容器组的故障判断及处理9.5.1电容器运行中的异常现象9.5.1.1渗漏油。并联电容器渗漏油是一种常见的现象，其原因是多方面的，有质量问题，有运行维护不当，运行后外壳油漆脱落导致外壳腐蚀生锈而造成的渗漏油。9.5.1.2电容器外壳膨胀。高电场作用下使得电容器内部的绝缘物游离而分解出气体或部分元件击穿对外壳放电等原因，使得电容器的密封外壳内部压力增大，导致电容器的外壳膨胀变形。9.5.1.3电容器温升高。主要原因是电容器过电