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变电站无功补偿及高压并联电容补偿装置设计

输变电工程设计2019-09-15 07:04:31

一、电力系统的无功功率平衡

1.1、无功功率

电网中的电力负荷如电动机、变压器等都是靠电磁能量的变换而工作的,大部分属于感性负荷,建立磁场时要吸收无功,磁场消失时要交出无功。在运行过程中需向这些设备提供相应的无功功率。电力设备电磁能量的交换伴随着吸收和放出无功。每交换一次,无功都要在整个电力系统中传输,这不仅要造成很多电能损失,而且往往在无功来回转换中会引起电压变化,因此设计时,应注意保持无功功率平衡。

变电站装设并联电容器是改善电压质量和降低电能损耗的有效措施。在电网中安装并联电容器等无功补偿设备以后,可以提供感性负载所消耗的无功功率,减少了电网电源向感性负荷提供、由线路输送的无功功率,由于减少了无功功率在电网中的流动,因此可以降低线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗。

1.2、功率因数

电网中的电气设备如电动机、变压器属于既有电阻又有电感的电感性负载,电感性负载的电压与电流的相量间存在相位差,相位角的余弦值即为功率因数cosφ,它是有功功率与视在功率的比值,即cosφ=P/S。

1.3、无功功率补偿的目的

电网中的无功功率负荷主要有异步电动机、变压器,还有一部分输电线路。而无功电源主要有发电机、静电电容器、同步调相机、静止补偿器。无功功率的产生基本不消耗能源,但是无功功率沿电力网传输却要引起有功功率损耗和电压损耗。合理配置无功功率补偿容量,以改变电力网无功潮流分布,可以减少网络中的有功功率损耗和电压损耗,从而改善用户端的电压质量。

在做电网网架规划时,根据各水平年各负荷点的有功负荷量及可靠性要求确定了变电容量的分配、线路回路数及导线截面和接线方式等等。但是,这样还不能保证各用户端的电压达到国家和地区规定的要求。因为做电网网架规划时是以最大负荷为依据,而实际运行时,负荷是变化的,功率因数也是变化的,通过线路的有功、无功功率都与规划计算时大不相同,因此,导致某些负荷点的电压“越限”(过高或过低)。为了使越限的电压恢复正常,必须采取有效措施—无功补偿。所谓无功补偿,就是吸收或供给适度的无功功率,使通过线路的无功潮流最小。变电站安装投运无功补偿装置,有利降损节能,改善电能质量,提高输变电设备有功出力,使有限的电能发挥更大的效益。

1.4、无功补偿配置的基本原则

设置补偿装置时,应由系统专业根据电网电压、系统稳定性、有功分配、无功平衡、调相调压,以及限制谐波电压、潜供电流、暂时过电压等因素,提出补偿装置的设置地点、种类形式、容量和电压等级。设计要从安装地点的自然环境条件,装置的接线方式、布置形式、控制保护方式,设备的技术条件,以及避免或限制补偿装置引起的操作过电压和谐振过电压等角度出发,予以配合。

1)、电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下,分(电压)层和分(供电)区的无功平衡。分(电压)层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡,分(供电)区就地平衡的重点是110kV及以下配电系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况,从整体上考虑无功补偿装置在各电压等级变电站、10kV及以下配电网和用户侧配置比例的协调关系,实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合,电网补偿与用户补偿相结合,高压补偿与低压补偿相结合,满足降损和调压的需要。

2)、各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力。500(330)kV电压等级系统与下一级系统之间不应有大量的无功电力交换。500(330)kV电压等级超高压输电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。

3)、受端系统应有足够的无功备用容量。当受端系统存在电压稳定问题时,应通过技术经济比较,考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。

4)、各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设,经过计算分析,合理配置适当规模、类型的无功补偿装置;配置的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大,并应避免大量的无功电力穿越变压器。35kV~220kV变电站,所配置的无功补偿装置,在主变最大负荷时其高压侧功率因数应不低于0.95,在低谷负荷时功率因数不应高于0.95,不低于0.92。

5)、各电压等级变电站无功补偿装置的分组容量选择,应根据计算确定,最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。

6)、对于大量采用10kV~220kV电缆线路的城市电网,在新建110kV及以上电压等级的变电站时,应根据电缆进、出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。

6)、各电压等级变电站、发电厂内应配备相应的双向有功功率和无功功率(或功率因数)、双向有功电能和无功电能、无功补偿装置运行状态及有载调压变压器分接位置等量值的采集与计量装置。

7)、为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力,并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)~0.97(进相)运行的能力,新建机组应满足进相0.95运行的能力。发电机自带厂用电时,进相能力应不低于0.97。接入220kV~750kV电压等级的发电厂,为平衡送出线路的充电功率,在电厂侧可以考虑安装一定容量的并联电抗器。

8)、无功补偿装置宜采用自动控制方式。

9)、风电场应配置足够的无功补偿装置,以满足接入电网点处无功平衡及电能质量的相关技术标准要求,必要时应配置动态无功补偿装置。

10)、电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量,在任何情况下,不应向电网倒送无功电力,保证在电网负荷高峰时不从电网吸收大量无功电力,同时保证电能质量满足相关技术标准要求(即只能欠补偿不能过补偿的原则,防止无功倒流,实际补偿容量必须小于理论计算值)。

11)、无功补偿装置的额定电压应与变压器对应侧的额定电压相匹配。选择电容器的额定电压时应考虑串联电抗率的影响。

二、补偿装置的分类与功能

补偿装置可以分为两大类:串联补偿装置和并联补偿装置。补偿装置都是设置于变、配电站、换流站或开关站中,大部分连接在这些站的母线上,也有的补偿装置是并联或串联在线路上

2.1、串联电容补偿装置(简称串补装置)

串联在输电线路中, 由电容器组及其保护、控制等辅助设备组成的装置,简称串补装置或串补, 主要有固定串联电容器补偿装置(简称固定串补) 和晶闸管控制串联电容器补偿装置 (简称可控串补 )。

电容串联,容量减少(串联后总容量的计算,参照电阻的并联方法),耐压增加。串联电容:串联个数越多,电容量越小,但耐压增大。

(1)、串补装置的安装位置

1 )、在110kV及以下的电网中,  当线路没有分支线时,串补装置均装设在线路末端的变电所;当线路上有多个负荷分支线时, 将串补装置设在线路总压降为一半的附近变电所中。

2 )、在220kV及以上电网中,  一般将串补装置与线路中间的开关站或变电所合建在一起; 当无中间开关站或变电所时,才将串补装置设置在末端变电所中。

(2)、串联电容器串接在线路中,其作用如下:

1)、提高线路末端电压。串接在线路中的电容器,利用其容抗xc补偿线路的感抗xl,使线路的电压降落减少,从而提高线路末端(受电端)的电压。

2)、降低受电端电压波动。当线路受电端接有变化很大的冲击负荷(如电弧炉、铁路牵引站等)时,串联电容器能消除电压的剧烈波动。这是因为串联电容器在线路中对电压降落的补偿作用是随通过电容器的负荷而变化的,具有随负荷的变化而瞬时调节的性能,能自动维持负荷端(受电端)的电压值。

3)、提高线路输电能力。由于线路串入了电容器的补偿电抗xc,线路的电压降落和功率损耗减少,相应地提高了线路的输送容量。

4)、改善了系统潮流分布。在闭合网络中的某些线路上串接一些电容器,部分地改变了线路电抗,使电流按指定的线路流动,以达到功率经济分布的目的。

5)、提高系统的稳定性。线路串入电容器后,提高了线路的输电能力,这本身就提高了系统的静稳定。当线路故障被部分切除时(如双回路被切除一回、但回路单相接地切除一相),系统等效电抗急剧增加,此时,将串联电容器进行强行补偿,即短时强行改变电容器串、并联数量,临时增加容抗xc,使系统总的等效电抗减少,提高了输送的极限功率,从而提高系统的动稳定。

2.2、并联电抗补偿装置

由并联电容器和相应的一次及二次配套设备组成, 并联连接于三相交流电力系统中, 能完成独立投运的一套设备 。

电容器并联时,相当于电极的面积加大,电容量也就加大了。并联时的总容量为各电容量之和. 并联电容:并联个数越多,电容量越大,但耐压不变。

(1)、并联电抗补偿装置的安装位置

并联电容补偿装置是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变(配)电站、换流站的母线上。并联电容器装置宜装设在变压器的主要负荷侧当不具备条件时,可装设在三绕组变压器的低压侧当配电站中无高压负荷时,不宜在高压侧装设并联电容器装置。低压并联电容器装置的安装地点和装设容量,应根据分最补偿和就地平衡的原则设置,并不得向电网倒送无功。

(2)、并联电容器的作用

并联电容器并联在系统的母线上,类似于系统母线上的一个容性负荷,它吸收系统的容性无功功率,这就相当于并联电容器向系统发出感性无功。因此,并联电容器能向系统提供感性无功功率,系统运行的功率因数,提高受电端母线的电压水平,同时,它减少了线路上感性无功的输送,减少了电压和功率损耗,因而提高了线路的输电能力。

(3)、并联电容器无功补偿方式

无功补偿应遵循“全面规划,合理布局,分级补偿,就地平衡”的总原则。因此按电容器安装的位置不同,通常有三种补偿方式:

1)、集中补偿

电容器组集中装设在用户或变电站的母线上,用来提高整个变电站的功率因数,使该变电所的供电范围内无功功率基本平衡。可减少高压线路的无功损耗,而且能够提高本变电站的供电电压质量。

2)、分组补偿

将电容器组分别装设在功率因数较低的终端变配电站高压或低压母线上,也称为分散补偿。这种方式具有与集中补偿相同的优点,仅无功补偿容量和范围相对小些。但是分组补偿的效果比较明显,采用得也较普遍。

3)、就地补偿

将电容器或电容器组装设在异步电动机或感性用电设备附近,就地进行无功补偿,也称为单独补偿或个别补偿方式。这种方式既能提高为用电设备供电回路的功率因数,又能改善用电设备的电压质量,对中、小型设备十分适用。

设计中应将三种补偿方式统筹考虑,合理布局,选配合适的补偿容量,可取得较好的补偿效果。

三、各电压等级变电站的变电站的无功补偿

3.1、330kV及以上电压等级变电站的无功补偿

3.1.1、330kV及以上电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%~20%配置,或经过计算后确定。

3.1..2、330kV及以上电压等级变电站内配置的电容器单组容量最大值,在满足最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%要求的情况下,按表一确定。

表一 330kV及以上电压等级变电站内配置电容器单组容量最大值               

 单位:Mvar

主变高压侧电压等级

补偿侧电压等级

10kV

35kV

66kV

330kV

10

28

-

500kV

-

60

60/80

750kV

-

-

120

注:对于500kV变压器,补偿侧电压为66kV,当主变容量为750MVA及以下时,配置的电容器单组最大值为60Mvar,当主变容量为1000MVA及以上时,配置的电容器单组最大值为80Mvar。

3.1.3、330kV及以上电压等级高压并联电抗器(包括中性点小电抗)的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率,高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率,其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。

3.1.4、局部地区330kV及以上电压等级短线路较多时,应根据无功就地平衡原则和电网结构特点,经计算分析,在适当地点装设母线高压并联电抗器,进行无功补偿。以无功补偿为主的母线高压并联电抗器应装设断路器。

3.1.5、330kV及以上电压等级变电站安装有两台及以上变压器时,每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。

3.2、220kV变电站的无功补偿

3.2.1、220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主,适当补偿部分线路及兼顾负荷侧的无功损耗。容性无功补偿容量应按下列情况选取,并满足在主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。

3.2.1.1、满足下列条件之一时,容性无功补偿装置应按主变压器容量的15%~25%配置。

1)、220kV枢纽站。

2)、 中压侧或低压侧出线带有电力用户负荷的220kV变电站。

3 )、变比为220/66(35)kV的双绕组变压器。

4 )、220kV高阻抗变压器。

3.2.1.2、满足下列条件之一时,容性无功补偿装置应按主变压器容量的10%~15%配置。

1)、低压侧出线不带电力用户负荷的220kV终端站。

2)、统调发电厂并网点的220kV变电站。

3)、220kV电压等级进出线以电缆为主的220kV变电站。

4)、当3.2.1.13.2.1.2中的情况同时出现时,以3.2.1.1为准。

3.2.2、对进、出线以电缆为主的220kV变电站,可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%,或经过技术经济比较后确定。

3.2.3、220kV变电站容性无功补偿装置的单组容量,在满足4.5条要求的情况下,接于66kV电压等级时不宜大于20 Mvar,接于35kV电压等级时不宜大于12 Mvar,接于10kV电压等级时不宜大于8 Mvar。

3.3.4、220kV变电站安装有两台及以上变压器时,每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。

3.2.5、220kV三绕组降压变压器三侧额定电压可按如下比例选取。

1)、一般情况下,高、中、低压侧的额定电压比宜选1/1.05/1.05。

2)、当供电距离长、供电负荷重时,高、中、低压侧的额定电压比可选1/1.05/1.1。

3)、当低压侧不带负荷或仅带有站用变等轻载负荷时,高、中、低压侧的额定电压比可选1/1.05/1。

3.3、35~110kV变电站的无功补偿

3.3.1、35~110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主,适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿容量应按下列情况选取,并满足35kV ~110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。

3.3.1.1、当35~110kV变电站内配置了滤波电容器时,按主变压器容量的20%~30%配置。

3.3.1.2、 当35~110kV变电站为电源接入点时,按主变压器容量的15%~20%配置。

3.3.1.3、其它情况下,按主变压器容量的15%~30%配置。地区无功缺额较少或距离电源点较近的变电站,取较低值;地区无功缺额较多或距离电源点较远的变电站,取较高值。

3.3.2、110(66)kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时,每台主变压器配置不少于两组的容性无功补偿装置。当在主变压器的同一电压等级侧配置两组容性无功补偿装置时,其容量宜按无功容量的1/3和2/3进行配置;当主变压器中、低压侧均配有容性无功补偿装置时,每组容性无功补偿装置的容量宜一致。

3.3.3、在满足最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%要求的情况下,110(66)kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于6Mvar,35kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于3Mvar。单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。

3.4、10kV及其它电压等级配电网的无功补偿

3.4.1、配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主,以高压补偿为辅。应合理选择配电变压器的变比以避免电压过高电容器无法投入运行。

3.4.2、配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75%,负荷自然功率因数为0.85考虑,补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95,或按照变压器容量的20%~40%进行配置。

3.4.3、在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装电容器,其容量(包括用户)一般按线路上配电变压器总容量的7%~10%配置(或经计算确定),但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。

3.4.4、配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件,根据无功功率(或无功电流)进行分组自动投切的控制装置。

3.5、风电场的无功补偿

3.5.1、风电场的电压控制

3.5.1.1、当风电场并网点的电压偏差在-10~+10%之间时,风电场应能正常运行。

3.5.1.2、风电场变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%,一般应控制在额定电压的-3%~7%。

3.5.2、风电场的无功补偿配置

3.5.2.1、风电场的无功补偿分为两个部分,即风机自身的无功补偿和用于补偿变压器及风电送出线路无功补偿的风电场内集中无功补偿。风电场的无功补偿装置容量总和不小于风电装机容量的30%~50%。

3.5.2.2、风电场内集中无功补偿的容量不低于风电场无功补偿装置容量总和的40~60%,或经计算分析得出。

3.5.2.3、风电场应有一定比例的以适应风力变化过程中的动态补偿装置。

3.5.2.4、对风电场高压送出通道的线路无功补偿,应兼顾容性感性双向补偿和远近规模结合的原则。并分别考虑线路最大和最小传输功率的情况。

3.5.2.5、最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。

3.5.3、风电场电压无功电压的控制原则

3.5.3.1、风电场无功补偿装置宜采用自动控制方式。

3.5.3.2、在风电机组发电时,风电场升压变电站高压侧不应从系统吸收无功功率。

3.6、光伏电站的无功补偿

3.6.1、无功电源

(1)、光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。

(2)、光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95一滞后0.95的范围内动态可调,并应满足在图1所示矩形框内动态可调。

(3)、光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力;当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时,应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置,必要时加装动态无功补偿装置。

3.6.2、无功容量配置

(1)光伏发电站的无功容量应按照分(电压)层和分(电)区基本平衡的原则进行配置,并满足检修备用要求。

(2)通过10kV-35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98-滞后0.98范围内连续可调,有特殊要求时,可做适当调整以稳定电压水平。

(3)对于通过110(66)kV及以上电压等级并网的光伏发电站,无功容量配置应满足下列要求:

a)、容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和;

b)、感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。

(4)、对于通过220kV(或330kV)光伏发电汇集系统升压至500kV(或750kV)电压等级接人电网的光伏发电站群中的光伏发电站,无功容量配置宜满足下列要求:

a)、容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和;

b)、感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

(5)、光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接人情况,通过光伏发电站接人电力系统无功电压专题研究来确定。

3.7、电力用户的无功补偿

3.7.1、电力用户应根据其负荷特点,合理配置无功补偿装置,宜采用自动投切,并达到以下要求。

3.7.1.1、100kVA及以上高压供电的电力用户,在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。

3.7.1.2、其他电力用户,功率因数不宜低于0.90。

 对于特殊非线性、冲击性负荷用户如冶金、电铁等,用户应进行电能质量综合治理,使电能质量达到相关技术标准要求。

四、高压并联电容器组的设计

变电站站的高压并联电容器装置构成主要由高压并联电容器组及相应的一次和二次配套设备组成;配套设备一般应包括开关电器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、电容器故障保护器件及继电保护装置。

4.1、高压并联电容器组设计的总原则

根据GB50227-2017《并联电容器装置设计规范》,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。并联电容器装置的设计,应根据安装地点的电网条件、补偿要求、环境状况、运行检修要求和实践经验,确定补偿容量、接线方式、配套设备、保护与控制方式、布置及安装方式。

无功电源的安排,应在电力系统有功规划的基础上,进行无功规划。原则上应使无功就地分区分层基本平衡,按地区补偿无功负荷,就地补偿降压变压器的无功损耗,并应能随负荷(电压)变化进行调整,避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率,以减少由于无功功率传送引起电网的有功损耗。

4.2、高压并联电容器组的电气接线

4.2.1、35kV220kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5242-2010》规定:

(1)、无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合, 符合安全经济原则。

(2)、无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定,并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。

(3)、无功补偿装置宜采用直接接入母线的接线方式。当该母线上有供电线路,经技术经济比较合理时,可设置无功补偿装置专用母线的按线方式。

(4)、无功补偿装置的接线方式应满足下列要求:

1)、任一组无功补偿装置故障不应导数主变压器切除。

2)、无功补偿装置应装设总断路器或分组断路器,装设总断路器时各组无功补偿装置可装设负荷开关、断路器或其他开关电器。

(5)、多台主变压器的无功补偿装置之间不宜装设相互切换的设施。

4.2.2《330kV~750kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5014-2010》规定:

(1)、无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合。

(2)、高压并联电抗器接入系统的电压等级一般为330kV、500kV、750kV,接入主变压器三次侧的无功补偿装置的电压宜选用35kV或66kV级。

(3)、无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定,并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。

(4)、接入主变压器三次侧的无功补偿装置的接线应满足任一组无功补偿装置故障不应导致主变压器切除。

(5)、安装于主变压器三次侧的无功补偿装置宜采用单母线接线。主变压器三次侧无功补偿装置可采用以下接线方式:

1)、主变压器三次侧设置总断路器,且在无功补偿各回路装设分支断路器。

2)、主变压器三次侧不设总断路器,无功补偿各回路装设断路器。

3)、主变压器三次侧不设总断路器,在并联电抗器、并联电容器回路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器。

(6)、如有布置等其他技术经济上的需要,经计算论证确能保证通信质量及继电保护可靠性时,可将电抗器装在阻波器的线路侧。

(7)、多组主变压器三次侧的无功补偿装置之间不应并联运行。

4.2.3、《并联电容器装置设计规范GB50227-2017》规定:

(1)、并联电容器装置的各分组回路可采用直接接入母线,并经总回路接入变压器的接线方式(图1和图2),当同级电压母线上有供电线路,经技术经济比较合理时,也可采用设置电容器专用母线的接线方式(图3)。

(2)、并联电容器组的接线方式应符合下列规定:

1)、并联电容器组应来用星形接线。在中性点非直接接地的电网中,星形接线电容器组的中性点不应接地。

2)、并联电容器组的每相或每个桥臂,由多台电容器串并联组合连接时,宜釆用先并联后串联的连接方式。

3)、电容器并联总容量不应超过3900kvar。

3)、低压并联电容器装置可与低压供电柜同接一条母线。低压电容器或电容器组,可采用三角形接线或星形接线方式。

目前运行的电容器组有两类接线,三角形类(单三角形、双三角形);星形类〔单星形、双星形)。在系统内变电站以单星形接线最多。当三角形接线电容器组发生电容器全击穿短路时,即相当于相间短路,注人故障点的能量不仅有故障相健全电容器的涌放电流,还有其他两相电容器的涌放电流和系统的短路电流。这些电流的能量远远超过电容器油箱的耐爆能量,因而会造成油箱爆炸严重事故。而星形接线电容器组发生电容器全击穿短路时,故障电流受到健全相容抗限制,来自系统的工频电流将大大降低,最大不超过电容器组额定电流的三倍,并且没有其他两相电容器的涌放电流,只有来自同相的健全电容器的涌放电流,这是星形接线电容器组发生油箱爆炸事故较低的重要原因之一。在操作过电压保护方面,三角形接线电容器组的避雷器运行条件和保护效果,均不如星形接线电容器组好。

4.2.4、配套设备及其连接

(1)、并联电容器装置应装设下列配套设备(下图):

1)、隔离开关、断路器或负荷开关;

2)串联电抗器(含阻尼式限流器);

3)、操作过电压保护用避雷器;

4)、接地开关;

5)、放电器件;

6)、继电保护、控制、信号和电测量用一次及二次设各;

7)、单台电容器保护用外熔断器,应根据保护需要和单台电容器容量配置。

(2)、并联电容器装置分组回路投切开关应装设于电容器组的电源侧。

开关型式应根据具体工程通过经济技术性比较后确定。

(3)、并联电容器装置的串联电抗器宜装设于电容器的电源侧,并应校验其耐受短路电流的能力,当铁心电抗器的耐受短路电流的能力不能满足装设于电源侧要求时,应装设于中性点侧。

(4)、电容器配置外熔断器时,每台电容器应配置一个专用熔断器。

(5)、电容器的外売直接接地时,外熔断器应串接在电容器的电源側。电容器装设于绝缘框(台)架上且串联段数为2段及以上时,应至少有一个串联段的外熔断器串接于电容器的电源侧。

(6)、并联电容器装置的放电线圈接线应符合下列规定:

1)、放电线圈与电容器宜采用直接并联接线,

2)、放电线圈一次绕组中性点不应接地。

(7)、并联电容器装置宜在其电源侧和中性点侧设置检修接地开关;当中性点侧装设接地开关有因难时,可采用其他检修接地措施,

(8)、并联电容器装置应装设抑制操作过电压的避雷器,避雷器连接方式应符合下列规定:

1)、避雷器连接应采用相对地方式(下图);

2)、避雷器接入位置应紧靠电容器组的电源侧;

3)、不得采用三台避雷器星形连接后经第四台避雷器接地的接线方式。

(9)、低压并联电容器装置宜装设下列配套元件(下图),当采用的电容器投切器件具有限制涌流功能和电容器柜有谐波超值保护时,可不装设限流线图和过载保护器件:

1)、总回路刀开关和分回路投切器件;

2)、操作过电压保护用避雷器,

3)、短路保护用熔断器;

4)、过载保护器件;

5)、限流线圈;

6)、放电器件;

7)、谐波含量超限保护、自动投切控制器、保护元件、信号和测量表计等配套器件。

(10)、低压电容器装设的外部放电器件,可采用三角形接线或星形接线,并应直接与电容器(组)并联连接。

4.3、高压并联电容器组的设计容量

变电站的电容器安装容量,应根据本地区电网无功规划和国家现行标准中有关规定经计算后确定,也可根据有关规定按变压器容量进行估算。用户的并联电容器安装容量,应满足就地平衡的要求,不应向电网倒送无功电力,保证在电网负荷高峰时不从电网吸收大量无功电力,同时保证电能质量满足相关技术标准要求(即只能欠补偿不能过补偿的原则,防止无功倒流,实际补偿容量必须小于理论计算值)。无功补偿装置应按最终规模设计,并宜根据无功负荷増长和电网结构变化分期装设。

变电站内装设的并联电容器组的补偿容量,不宜超过主变压器容量的30%。330kV、500kV、750kV变电站容性无功补偿容量应考虑补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额,可按主变压器容量的10%~20%配置或经计算确定。确定并联电容补偿装置安装的“最大容性无功量”的原则如下:

(1)、对于直接供电的末端变(配)电站,安装的最大容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功量之和。

1)、负荷所需补偿的最大容性无功量计算式为:

式中:

Qcf,m-负荷所需补偿的最大容性无功量(kvar)

Pfm-母线上的最大有功负荷 (kW);

φ1-补偿前的最大功率因数角(°);

φ2-补偿后的最小功率因数角(°);

COSφ2值不应小于表 9-6 规定的允许值,并应尽量满足表 9-7所列

数值。

Qcf0-由COSφ1补偿到COSφ2时,每 kW有功负荷所需补偿的容性无功量(  kvar/kW) ,其值见表 9- 8 。

2 )、主变压器所需补偿的最大容性无功量计算式:

(2)、对于枢纽变电站和地区变电站,安装的最大容性无功量,应等于经系统调相调压计算及技术经济比较后所确定的需要补偿的最大容性无功量;而这个需补偿的最大容性无功量,视不同的要求,可按以下几种方法取得。

1)、按经济功率因数法确定线路需补偿的最大容性无功量的计算公式同式(9-1),但式中的Pfm应改为由某输电线首端看,输送的最大有功负荷,COSφ2,的值应满足表9-9所规定的值。

2)、按经济无功负荷法确定需补偿的最大容性无功量的计算过程如下:

按式(9 -3) 求出某负荷点的经济无功负荷后,应与该点的实际无功负荷进行比较,才能确定补偿量,当实际无功负荷小于经济无功负荷时,则无需补偿;当实际无功负荷大于经济无功负荷时,则应将超过的部分全部补偿掉,此即为该点所需补偿的最大容性无功量。

3)、以提高变电站母线运行电压为目的时,需补偿的最大容性无功量的计算式为:

当变电站装设的最大容性无功量确定后,可用下式验算变电所母线电压升高的百分值:

若将式 (9-5 )中的Qcm换成QLm(假说,最终确定安装的最大感性无功量)时,式中的ΔUm(%)即变为变电站母线电压下降的百分值。经补偿后的变电站母线电压变化范围应满足表《GBT 12325-2008 电能质量-供电电压允许偏差(点击查系统标准电压及供电电压偏差的限值)》的规定,并且电压最高值不应超过下表所规定的最大值。

4)、以降低线路有功损耗为目的时,可根据需要降低的有功损耗百分值计算出对于该线路所需补偿的最大容性无功量。计算过程如下:

应用式(9-1)即可计算出该线路需补偿的最大容性无功量,但式中的cosφ2,值应为由式(9-6)求得的值,Pfm应为由该输电线首端看,输送的最大有功负荷。

5)、在工程中往往采用统计法,估算出某安装点所需补偿的最大容性无功量。具体过程如下:

①、统计出电网中无功电源总容量,包括发电机发出的无功电力(参见表9-11),电网中已装的并联容性无功补偿装置的容量,110kV及以上电压级线路的充电功率(参见表9-12) ,从网外可能输入的容性无功量等。

②、统计出电网中无功负荷总量,包括用户无功负荷,线路和变压器的无功损耗,电网中已装设的超高压并联电抗器容量,厂(所)用电无功负荷,可能向网外输出的容性无功量等。

根据无功就地平衡、各点相对集中补偿,满足运行电压等原则,将上述统计出的无功负荷总量与无功电源总容量的差值,分配至各安装点,一般采用欠补偿的办法,即可得出该点需补偿的最大容性无功量。

(3)、若缺乏资料时,对于35~110 kV变电所,可按主变压器锁定容量的15%~30%作为所需补偿的最大容性无功量。地区无功缺额较少或距离电源点较近的变电所,取较低值;地区元功缺额较多或距离电源点较远的变电所,取较高值。

(4)、根据无功补偿应分级补偿、就地平衡,使通过线路的无功潮流最小的原则,对于35kV-110kV终端变电站,因提高功率因数所需补偿的容性无功在负荷侧补偿,故在站内只需补偿主变压器建立磁场所需补偿的最大容性无功。

    若不考虑主变压器过负荷,主变压器在满负荷工作的情况下Im≈Ie,则式(9-2)可简化为:

Qcf,m=QcB,m=(Ud%+I0%)%Se

上式即为35kV-110kV终端变电站需安装的最大容性无功容量。

(5)、需注意几个问题

1)、并联电容器的容量是按正常供电情况设计的,为了留有发展余地,应有适当裕量。

当变电站处于低谷负载时,电容器的补偿容量势必过大,出现过补偿的情况,母线电压升高,电容器的补偿容量与实际供电电压成正比,电压升高会使补偿容量进一步增大,反过来又会使电压再升高。电压升高会导致变压器、电动机、电容器等设备损耗增大,影响使用寿命。

2)、当变电站运行于高峰负载,电压水平低于额定供电电压,则电容器提供的补偿容量下降,并使电压进一步下降,严重时会导致局部电压崩溃。为此,集中补偿和分组补偿方式中,电容器一般分为几组使用,根据运行情况的需要安装自动投切装置,适时地调节无功补偿容量。

3)、当电容器容量与变压器、互感器等感性负载参数配合恰好时,可能产生谐振,造成电容器将谐波电流放大,不仅危害电容器本身,而且会危及电网中的电气设备,严重时会造成损坏,甚至破坏电网的正常运行。

4)、变电站集中补偿电容器的容量确定需要考虑补偿后功率因数合格、各种运行方式下电压合格、无功就地平衡等方面的因素,同时必须考虑单组电容器投切不应引起电压波动过大,枢纽变电站还应考虑留有一定的备用容量

4.4、高压并联电容器组的分组

(1)、分组原则

高压并联电容器装置是否需分组,主要应根据电压波动、负荷变化、谐波含量等因素来确定。

1)综合考虑简化接线、节省投资、提高设备补偿效益,对并联电容器组进行合理分组,确定无功补偿设备的分组数。

2)电容器分组装置在不同组合方式下投切时,不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。

3)投切一组电容器所引起接入母线电压的变动值,不宜超过其额定电压的2.5%,即:ΔU (%)≈ (Qc,m/Sd)x 100% ≤ 2.5%。

4)应与断路器投切电容器组的能力相适应。

(2)、并联电容器装置的分组

1)、对于单独补偿的设备,例如电动机、小容量变压器等用的并联电容器装置,不必分组,可直接与该设备相连接,并与该设备同时投切。

2)、配电所装设的并联电容器装置的主要目的是为了改善电网的功率因数。此时,为保证一定的功率因数,各组应能随负荷的变化实行自动投切。负荷变化不大时,可按主变压器台数分组,手动投切。

3)、终端变电所的并联电容器装置,主要是为了提高电压和补偿主变压器的无功损耗。此时,各级应能随电压波动实行自动投切。投切任一组电容器时引起的电压波动不应超过2.5%。

4)、对于110~220kV、主变压器带有载调压装置的变电所,应按有载调压范围分组,并按电压或功率因数的要求实行自动投切。

5)、对于3次及以上高次谐波含量较高的电网,需要在并联电容器装置的各组电容器中分别串接2.5%~3%、5%~6%或12%~13%的串联电抗器,并根据需要抑制的谐波电流次数(或限制的谐波电压次数),有针对性的进行选控,投切过程中,不应发生谐波放大现象。

6)、每组电容器的容量应保证做到:与串联电抗器的额定参数相匹配;使断路器能够正常开断,并尽量不发生重击穿;当避雷器动作后,通过避雷器的电容器组放电能量不得超过其允许的通流容量值;当

一台电容器故障时,本组电容器中健全电容器向故障电容器的放电能量不得超过单台电容外壳所允许的爆裂能量值;使通过放电线圈的放电能量不得超过其允许的放电容量值;使各组容量之和应等于或略大于预想的并联电容器装置的容量,即电网需要补偿的最大容性无功量等。

(3)、并联电容器组的接线方式应符合下列规定:

1)、并联电容器组应采用星形接线。在中性点非直接接地的电网中,星形接线电容器组的中性点不应接地.

2)、并联电容器组的每相或每个桥臂,由多台电容器串并联组合连接时,宜采用先并联后串联的连接方式。

3)、电容器并联总容量不应超过3900kvar。

(3)、分组方式

并联电容器装置的分组方式有如下图所表示的几种方式.

 

1)、图(a)为等容量分组方式。分组断路器不仅要满足频繁切合并联电容器组的要求,而且还要满足开断短路的要求.这种分组方式是应用较多的一种。

2)、图(b)为等差容量分组方式。分组断路器的要求与图(a)中的断路器相同。由于其分组容量之间成等差级数关系,从而使并联电容器

装置可按不同投切方式得到多种容量组合,即可用比图(a)所示方式少的分组数目,达到更多种容量组合运行的要求,从而节约了回路设备数。但是它在改变容量组合的操作过程中,会引起无功功率较大的

变化,并可能使分组容量较小的分组断路器频繁操作,断路器的检修间隔时间缩短,从而使电容器组退出运行的可能性增加。因而应用范围有限。电容器组补偿级差:一般电容器补偿为分组补偿,单组补偿或排列组合,从小容量组合到最大容量组合应该会有几种选择,最小依次向上,增加的容量,为补偿级差(整体电容器最小的补偿调节容量)。

3)、图(c)与图(a)、图9-29(d)与图(b)所示的组合方式相同,只是分组断路器DL1~DL4只作为投切并联电容器组的操作电流,而由并联电容器装置的总断路器DL作为短路保护电器.这样,总断路器就可以不必满足频繁操作的要求。但是,当某一并联电容器组因短路故障而切除时,将造成整个并联电容器装置退出运行.故该分组方式适用于采用操作性能较好、遮断容量偏小的断路器(例如真空断路器)的并联电容器装置,以及容量较小的并联电容器装置。

4.5、电容器的额定电压值、额定电流值及单台额定电容值

(1)、电容器选择

装置的电容器组可由单台电容器或多台电容器串并联组成。电容器组的一次接线除应满足内部故障保护的要求外,还应满足动、热稳定的要求,并接成三相星形。

变电站使用装置电容器组的单台电容器数量应根据补偿容量并考虑电容器并联数对保护的要求进行选择。电容器选型应符合下列规定:

1)、组成并联电容器装置的电容器,可选用单台电容器、集合式电容器。单组容量较大时,宜选用单台容量为500kV·A及以上的电容器。

2)、在占地面积受限、高地震烈度、强台风地区宜选用一体化集合式电容器装置.

3)、电容器的温度类别应根据安装地点的环境空气温度或屋内冷却空气温度选择。

4)、安装在严寒、高海拔、湿热带等地区和污移、易燃、易爆等环境中的电容器,应满足环境条件的特殊要求。

(2)、电容器额定电压选择,应符合下列要求:

1)、宜按电容器接入电网处的运行电压进行计算。

2)、应计入串联电抗器引起的电容器运行电压升高。接入串联电抗器后,电容器运行电压应按下式计算:

 

装置内电容器组的额定电压选取应考虑串联电抗器带来的容升,其额定电压按下表要求选择。

电容器组额定电压标准值kV

电抗率

装置的额定电压

6

10

35

66

≤1%

6.3/√3

10.5/√3

22

40

4.5%~6%

6.6/√3

11/√3

38.5/√3

22

42

12%

7.2/√3

12/√3

42/√3

24

44

(3)、电容器的绝缘水平应按电容器接入电网处的电压等级,电容器组接线方式确定的串并联组合、安装方式,环境条件要求等,根据电容器产品标准选取,不同电压等级并联电容器装置绝缘水平应符合下表规定的数值。

(4)、单台电容器额定容量选择,应根据电容器组容量和每相电容器的申联段数和并联台数确定,并宜在电容器产品额定容量系列的优先值中选取。变电站装置的额定容量推荐按下表选用。

变电所用装置的额定容量推荐值Mvar

级差容量

装置的额定容量

0.3

0.9

1.2

1.5

0.6

1.8

2.4

3.0

3.6

1.2

4.8

6.0

7.2

8.4

9.6

2.0

8.0

10

12

4.0

16

20

24

6.0

30

36

42

48

54

60

(5)、低压并联电容器装量应根据环境条件和使用技术要求选择。

(6)、电容器的稳态过电流允许值应为其额定电流的1.3倍。对于具有最大电容正偏差的电容器,其过电流允许值应为电容器额定电流的1.37倍。

4.6、并联电容器装置的设备选型

(1)、并联电容器装置的设备选型,应根据下列条件确定:

1)、电网电压、电容器运行工况;

2)、电网谐波水平;

3)、母线短路电流;

4)、电容器对短路电流的助增效应;

5)、补偿容量和扩建规划、接线、保护及电容器组投切方式;

6)、海拔高度、气温、湿度、污秽和地震烈度等环境条件;

7)、布置与安装方式;

8)、产品技术条件和产品标准。

(2)、并联电容器装置的电器和导体选择,应满足在当地环境条件下正常运行、过电压状态和短路故障的要求。

(3)、并联电容器装置总回路和分组回路的电器导体选择时,回路工作电流应按稳态过电流最大值确定。

(4)、并联电容器装置的电气设备绝缘水平,不应低于变电站、配电站(室)中同级电压的其他电气设备。

(5)、制造厂生产的并联电容器成套装置,其组合结构应便于运输、现场安装、运行检修和试验,并应使组装后的整体技术性能满足使用要求。

4.7、电容器组的安装尺寸

(1)、对于变电站安装构架式的电容器组的安装尺寸不应小于下表所列数值。

电容器组安装尺寸表mm

名称

电容器(户外、户内)

电容器底部距地面

框架顶部至屋顶净距

间距

排间距离

户外

户内

最小尺寸

100

200

300

200

1000

(2)、对柜式(低部用钢板封闭)电容器组(电容器外壳直接接地)的安装尺寸不应小于下所列数值。

电容器组安装尺寸表mm

名称

电容器(户外、户内)

电容器底部距地面

框架顶部至屋顶净距

间距

排间距离

户外

户内

最小尺寸

100

200

100

200

1000

注:采用更小尺寸,由用户与厂家协商决定

5、串联电抗器的设计

5.1、串联电抗器的作用是多功能的,主要有:

1 )、降低电容器组的涌流倍数和涌流频率,使得易于选择回路设备及保护电容器。为避免发生"谐波牵引现象" ,应要求串联电抗器的伏安特性尽量线性化。

2 )、与电容器组容抗全调谐后,组成某次谐波的交流滤波器,可降低母线上该次谐波电压值;若处于过调谐状态下,即为一种并联电容器装置,并部分地降低该次谐波电压值,提高供电质量。

3 )、与电容器组容抗在某次谐波全调谐或过调谐状态下,可以限制高于该次数的谐波电流流入该电容器组,抑制高次谐波,保护电容器.

4 )、减少系统向并联电容器装置、或电容器组向系统提供的短路电流值。

5 )、减少健全电容器组向故障电容器组的放电电流值,保护了电容器.

6 )、减少电容器组断路器分网电弧重击穿时的涌流倍数及频率,以利断口灭孤,降低操作过电压阀值。

7 )、削弱由于操作并联电容器装置引起的电网过电压〈即转移过电压 )幅值,有利于电网的过电压保护。

5.2、串联电抗器的设计选型原则

(1)、串联电抗器选型时. 应根据工程条件经技术经济比较确定选用。电抗器分为油浸式铁心电抗器、干式空心电抗器和干式铁心电抗器三类。串联电抗器一般采用干式电抗器,  安装在屋内的串联电抗器,宜采用设备外漏磁场较弱的干式铁心电抗器或类似产品。

干式空心电抗器和油浸式铁心电抗器具有不同特点:干式空心电抗器具有无油、噪音小、磁化特性好、机械强度高的特点;油浸式铁心电抗器与同容量的干式空心电抗器相比,具有损耗小、价格便宜、安装简单、占地少的特点。

干式空心电抗器的线圈磁力线经周围空间而形成闭合回路,设备周围存在着强磁场,为了减少它在临近导体(包括铁磁性金属部件及接地体)中引起严重的电磁感应电流而发热和产生电动力效应,安装设计要满足厂家提出的防电磁感应的空间范围要求。此外,主控制室(二次设备室)不宜布置在设有串联干式空心电抗器的电容器室正上方。

(2)、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。电容器组投人电网时的涌流计算:

(3)、串联电抗器的额定电压和绝缘水平,应符合接入处的电网电压要求。

(4)、串联电抗器的额定电流应等于所连接的并联电容器组的额定电流,其允许过电流不应小于并联电容器组的最大过电流值。

(5)、并联电容器装置总回路装设有限流电抗器时,应计入其对电容器分组回路电抗率和母线电压的影响。

(6)、串联电抗器的电抗值允许偏差:

1)、在额定电流下电抗值的允许偏差为额定值的 0%~+5.0%。

2)、干式电抗器在所允许的过电流下的电抗值应等于其额定电流下的电抗值。铁心电抗器在 1.30倍额定电流下的电抗值应不低于额定值,在1.80倍额定电流下其电抗值下降应不超过5%。

3)、电抗器每相电抗值的偏差应不超过三相平均值的±2% 。

4)、电抗器每相电抗值的偏差应不超过三相平均值的±2 % 。

(7)、串联电抗器的过负荷能力:

1)、应能在1.1倍额定电压下连续运行。

2)、应能在1.3倍额定电流下连续运行,其允许最大谐波电流应根据系统具体情况及电抗器型式与制造厂协商确定。

(8)、串联电抗器的最大短时允许电流应符合下列要求:

1)、电抗率在4.5%及以上的串联电抗器,应能承受25倍额定电流、持续2s而不发生任何热的和机械的损伤。

2)、电抗率小于4.5%的串联电抗器,应与制造厂协商确定最大短时.允许电流值,但不得低于(8)第1款的要求。  

(9)、串联电抗器的噪声水平不超过65dB(A)。 

5.3、串联电抗器的电抗率选择

串联电抗器的主要作用是抑制谐波和限制涌流,电抗率(电抗率:并联电容器装置的串联电抗器的额定感抗与串联连接的电容器的额定容抗之比,以百分数表示,用 K示。)是串联电抗器的重要参数,电抗率的大小直接影响着它的作用。选用电抗率就要根据它的作用来确定。

串联电抗器电抗率选择 ,应根据电网条件与电容器参数经相关计算分析确定,电抗率取值范围应符合下列规定:

1)仅用于限制涌流时.电抗率宜取0.1 %~1 %,在计及回路连接电感(可按1uH/m考虑)影响后,可将合闸涌流限制到允许范围。在电抗率选取时可根据回路连线的长短确定靠近上限或下限。

2)用于抑制谐波时,电抗率应根据并联电容器装置接入电网处的背景谐渡含量的测量值选择。电抗率配置应使电容器接入处综合谐波阻抗呈感性。当谐波为5次及以上时,电抗率宜取5% ;当谐波为3次及以上时,电抗率宜取12% ,亦可采用5%与 12%两种电抗率混装方式。

5.4、串联电抗器的接线方式

    串联电抗器无论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,作用都一样。但串联电抗器装在中性点侧,正常运行串联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,而且,可采用普通电抗器产品,价格较低。

串联电抗器接在中性点侧,当并联电容器发生相间短路时,串联电抗器不承受系统短路电流,降低了对串联电抗器动、热稳定性的要求。串联电抗器接在电源侧,并联电容器一旦发生相间短路,串联电抗器将承受系统短路电流,因此要求串联电抗器具有较高的动、热稳定性。

空心电抗器是线性元件,能够限制与承受系统短路电流,适宜装设在电容器装置的电源侧;而铁心电抗器是铁磁性非线性元件,无法限制与承受系统短路电流,适宜装设在中性点侧。所以,空心电抗器宜前置,铁心电抗器宜后置。

    当需要把串联电抗器安装在电源侧时,普通电抗器是不能满足要求的,应采用加强型电抗器,但这种产品是否满足安装点对设备的动热稳定要求,也应经过校验。而且,加强型产品价格比普通型产品贵。

    由此可见,串联电抗器装在电源侧运行条件苛刻,对电抗器的技术要求高,甚至高强度的加强型电抗器也难于满足要求。故《并联电容器装置设计规范》规定,串联电抗器宜装设于电容器组的中性点侧。当装设于电容器组的电源侧时,应校验动、热稳定电流。

5.5、高压并联电容器用串联电抗器设计参数 


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