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10kV柱上无功自动补偿装置的研制
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3秒自动关闭窗口变电站并联补偿电容器组的配置；1前言；为了减少电网中输送的无功功率，降低有功电量的损失；2电容器容量的选择；电容器组容量的配置应使电网的无功功率实现分层分区；1.1倍，而变电站低压母线电压一般控制在电网额定；表1电容器组投资比较表单位：万元；成套设备真空开关柜电缆土建安装总投资；3600kvar13.174.51.24.722；1200kvar84.51.2
变电站并联补偿电容器组的配置
为了减少电网中输送的无功功率，降低有功电量的损失，改善电压质量，供电企业普遍在变电站内安装并联补偿电容器组(以后简称电容器组)。电容器组由电容器、串联电抗器、避雷器、断路器、放电线圈及相应的控制、保护、仪表装置组成。目前，国内绝大部分电容器制造厂只生产电容器，其他设备均需外购，在成套设计成套供货方面尚有不足之处。使用单位必须对电容器及配套设备进行选型。由于各地的具体情况不同，在电容器组的设备选型、安装布置上差别很大，本文就此提出一些分析意见。
2 电容器容量的选择
电容器组容量的配置应使电网的无功功率实现分层分区平衡，各电压等级之间要尽量减少无功功率的交换。由于电容器组在运行中的容量不是连续可调的，从减少电容器组的投切次数、提高功率因数的角度出发，希望电容器组在大部分时间内能正常投入运行而不发生过补偿。通过对变电站负荷变化情况的分析，徐州地区变电站负荷率一般在70%～80%之间，一天当中约有2/3的时间负荷水平在平均负荷以上。我们以变电站变压器低压侧全年无功电度量除以年运行时间求出年平均无功负荷，电容器组容量按照年平均无功负荷的90%选取。实际运行时，由于电容器组额定电压一般为电网额定电压的
1.1倍，而变电站低压母线电压一般控制在电网额定电压的1～1.07倍，电容器组实际容量要降低5.4%～17.4%，从而保证了电容器组在绝大部分时间内都能投入运行。对于负荷季节性变化比较大的农村变电站和预计近期内负荷将有较大增长的变电站，电容器组容量可以适当增加，但要求电容器组必须能减容运行。这一点对集合式与箱式电容器而言，要求具有中间容量抽头，组架式和半封闭式电容器组只要将熔断器去掉几只即可。同时要求配有抑制谐波放大作用的串联电抗器有中间容量抽头，以保证电抗率不变。增加电容器分组数有利于提高补偿效果，但是相应地要增加设备投资，所有35～110kV变电站内电容器组一般按照一台变压器配置一组。从降低单位千乏投资的角度出发，单组电容器组容量不能太小。以10kV全膜三相集合式电容器组为例比较3600kvar和1200kvar电容器组的单位千乏投资。两种电容器组均配置三台单相放电线圈(单台放电容量1700kvar)，三只氧化锌避雷器，1%的干式空芯串联电抗器，一组真空开关柜，电力电缆长度40m，土建及安装费按照设备总投资的25%计算。各项投资详见表1。根据表1计算，3600kvar和1200kvar电容器组的单位千乏投资分别为65.5元和142.8元。1200kvar电容器组的单位千乏投资已经超过自动投切的10kV线路杆上式电容器组的单位千乏投资。因此，变电站内电容器组单组容量不宜小于1200kvar。
表1 电容器组投资比较表 单位：万元
成套设备真空开关柜电缆土建安装总投资
3600kvar13.174.51.24.7223.59
1200kvar84.51.23.4317.13
3 电容器组的选型
3.1 型式选择
就电容器组而言，目前国内常用的主要有组架式、半封闭式、集合式、箱式四种，各有其优缺点。
组架式电容器组是将单台壳式电容器、熔断器等安装在框架上，框架采用热镀锌的型钢材料，是传统的结构形式。这类产品使用时间最长，运行经验丰富。优点是安全距离大、故障影响范围小、检修维护方便、容量增减灵活、单位容量造价较低。缺点是占地面积较大、安装及检修维护工作量大。除城市中心地段变电站外，多数变电站占地问题容易解决。因此，这类装置仍然是今后大量使用的主导产品。为缩小占地面积可选用单台容
量较大的全膜壳式电容器。
半封闭式电容器组是将单台壳式电容器双排卧放，端子向里，底部朝外，电容器带电部分用金属封闭起来，四周外壳接地。国外最早由ABB公司开发，在欧美得到广泛的应用。国内主要由桂林和锦州电容器厂生产。优点是结构紧凑，不需要设置隔离围栏，占地面积较小，容量增减灵活，单位容量造价较低。缺点是带电部分封闭后通风散热条件较差，绝缘子上易积灰，内部湿度较大时易形成凝露，造成闪络放电。运行中已发生多次事故，应进一步改进完善，目前不宜广泛推广应用。
变电站并联补偿电容器组的配置集合式电容器是将单台壳式电容器经串并联后装入大油箱内并充以绝缘油制成。国外最早由日本日新公司开发，国内则在1985年由合阳电力电容器厂首先开发成功。目前已有合阳、西安、锦州、无锡等厂的多种型号产品通过了两部鉴定，产量逐年大幅度提高，1996年已占到高压并联电容器年产量的20%。其优点是结构紧凑占地面积小，接头少，安装和运行维护工作量很小。为克服容量不能调整的缺点，无锡电容器厂开发了可调容量的集合式电容器，按照容量调整范围划分有50%/100%和33.3%/66.7%/100%两类产品。由于单元壳式电容器完全浸入绝缘油中，防止了单元壳式电容器的外绝缘发生故障。单元壳式电容器内部配有内熔丝，少量元件损坏后由熔丝切除，整台电容器仍可继续运行。缺点是含油量大，外壳大油箱易存在渗漏油，故障损坏后需返厂修理所用时间较长，单位容量造价较高。关于集合式电容器有两个问题需要注意：(1)为避免大容量集合式电容器发生相间短路故障时造成严重后果，容量超过5000kvar的集合式电容器必须做成三相分体结构，即一相一台。(2)集合式电容器的引出套管外绝缘爬电比距必须≥3.5cm/kV(相对于系统最高运行电压)，以保证其绝缘强度。
箱式电容器是在集合式电容器基础上发展起来的一种电容器，与集合式电容器的不同之处是内部单元电容器没有外壳，直接浸入绝缘油中，外壳大油箱采用波纹油箱或带金属膨胀器，与外部大气完全隔离。同集合式电容器相比，外壳体积和内部含油量进一步减少，以西安电力电容器厂3000kvar产品为例，箱式电容器比集合式电容器外壳体积减少59.1%，重量减少60.6%。由于材料用量减少，价格比集合式电容器要低。缺点是内部元件发生故障由内熔丝切除后，会对大油箱内的绝缘油造成污染。国外只有日本生产和使用，与国内产品不同之处是内部由特大元件集合而成，没有内熔丝。国内目前已有合阳、西安、锦州等厂生产，这类产品代表着今后的发展方向，可以有选择性的逐步使用。 1996年，桂林电容器厂开发积木型无油自愈式电容器，产品型号为BKMJJ，三相最大容量达到3000kvar，这种电容器由若干个单元串并联而成，单元则是由若干个经过树脂灌封的元件并联后装在一个容器内，接有放电电阻，所有带电部分均由阻燃ABS压制成的罩子盖住。根据容量大小对单元电容器按照水平或铅直方向进行组合。经挂网试运行后，1998年4月已通过鉴定。这种电容器满足了城市变电站设备向无油化方向发展的要求，在城网变电站中可以逐步推广应用。
3.2 断路器的选择
对电容器组断路器的主要要求是：分闸时不发生重击穿，合闸时不应有明显弹跳。目前，6～10kV电压等级主要采用少油断路器和真空断路器。真空断路器的优点是耐频繁操作，灭弧室不需要检修，不存在渗漏油的问题。因此，存在一种倾向：即全部采用真空断路器。我们认为对此问题不能一刀切。真空断路器由于存在开断后重燃问题，运行中已经多次造成事故，即使是进口真空断路器也发生过这种事故。而少油断路器具有切除电容器不重燃的优点，东北电管局对少油断路器触头进行改造后可以连续操作1000次不检修不换油，解决了少油断路器不耐频繁操作的问题。因此，6～10kV电容器组断路器应与变电站出线断路器选型一致，不必全部采用真空断路器。设备订货时真空断路器要求
必须经过老练试验，少油断路器则要求对触头进行改造。35kV电容器组断路器自然是SF6断路器占绝对优势。
3.3 串联电抗器
设计部门在进行电容器组设计时一般总是配置6%的串联电抗器。这样既增加了设备投资又不一定能起到好的作用。据对某电网3个220kV变电站24个110kV变电站18个35kV变电站的谐波实测结果表明，仅有3个变电站3次谐波含量偏高，4个变电站5次谐波含量偏高，分别需要配置4.5%和12%的串联电抗器抑制谐波放大。其它变电站谐波含量很低只需要考虑限制电容器组合闸涌流的问题。因此，变电站配置电容器组时应对电网背景谐波水平进行实测以确定串联电抗器的电抗率。油浸串联电抗器由于存在渗漏油和饱和的问题，一般已不再选用。干式空芯串联电抗器以其机械强度高、噪音低、维护量小的优点已得到广泛应用，为减少占地面积，可采用三相迭装产品。安装时必须注意三相的迭装顺序不能搞错。如果只需要考虑限制电容器组合闸涌流，可以采取阻尼式限流器，它是由阻尼电阻、放电间隙和小容量电抗器组成。合闸瞬间电抗器承受全部电压，放电间隙击穿将阻尼电阻接入电路限制涌流。涌流衰减后，电抗器端电压下降，放电间隙息弧，将阻尼电阻退出运行。
3.4 放电线圈
放电线圈是保证设备与人身安全的必要装置，必须配置。关于放电线圈有以下两个问题要引起注意：
(1)放电线圈必须直接跨接在电容器两端，而不能接在电容器与电抗器串联后的两端。后一种接线方式既不能正确反映电容器内部故障后产生的不平衡电压，又延长了放电时间。
(2)集合式电容器不宜采用内藏放电线圈的结构。因为放电线圈去掉外壳装在集合式电容器油箱顶部后，虽然简化了外部接线，但内部增加了交叉接线，也就增加了故障点。运行中已发生过因内藏的放电线圈故障造成集合式电容器退出运行。鉴于放电线圈本身价格很便宜，从提高集合式电容器运行可靠性的角度出发，只有在放电线圈可靠性高出集合式电容器一到二个数量级时才能采用内藏放电线圈。为便于接线布置，可要求制造厂在集合式电容器的顶部或侧壁加装支架放置放电线圈。
3.5 避雷器
少油断路器不存在切除电容器后重燃问题，一般可以不配置避雷器。真空断路器必须配置避雷器。电容器组的避雷器是起保护电容器作用的，其安装地点应尽量靠近电容器，由于发生过安装在开关柜内的避雷器爆炸造成母线上全部设备停电的事故，所以避雷器不宜安装在开关柜内。应优先考虑在电容器中性点安装一只氧化锌避雷器的接线方式，这种接线方式能够限制单相重燃过电压而且正常运行时避雷器不承受电压。
3.6 关于全膜电容器的使用问题
全膜电容器具有损耗低、发热量小、温升低、体积小、重量轻的优点。国产全膜电容器自1986年开始生产以来，经过不断改进完善，质量已趋于稳定，在可靠性方面已经好于部分进口产品。自1995年以来产量逐年大幅度增长，已有多家产品通过了两部鉴定。同国外先进产品相比，差距主要表现在比特性上，材料消耗是国外先进产品的两倍。既便如此，同膜纸复合介质产品相比体积、重量均大幅度下降。以桂林电容器厂100kvar产品为例：全膜产品比膜纸复合介质产品体积下降31.2%，重量下降44.4%。集合式产品以锦州电容器厂3000kvar产品为例：全膜产品比膜纸复合介质产品体积下降55%，重量下降47.9%。箱式电容器采用全膜产品后可取消散热器。最近，电容器制造业制订了关于加速发展国产高压全膜电容器的若干措施，必将进一步提高国产高压全膜电容器的质量。因此，新增电容器应全部采用全膜产品，浸渍剂优先选用苄基甲苯(M/DBT)和SAS―40。
变电站并联补偿电容器组容量一般按照低压侧年平均无功负荷的90%选取，用地不紧张的地区优先选用组架式与集合式产品。城市中心变电站可逐步选用干式或箱式电容器，新增电容器应全部选用全膜产品，浸渍剂优先采用M/DBT或SAS―40。
作者单位：江苏徐州电业局(徐州 221005)
1 房金兰.国内外电容器的目前水平及有关技术发展的探讨.电力电容器， 倪学峰等.关于并联电容器过电压保护方式的分析.电力电容器，1997(4)
3 并联电容器运行情况通报，调网(号
4 摘要：对一起电容器速断跳闸事故的原因进行了分析，并提出了相应的措施。访问中国
关键词：谐波电流；过负荷中国电力网资料频道提供电力行业最新统计资料
中图分类号：TM531.1 文献标志码：B 文章编号：07)12-0037-02
110 kV张河变电站10 kV母线开口三角保护出现单相接地信号，大约1 s后，电容器速断保护动作，当检修人员赶到现场，发现第一组电容器的外壳已明显鼓肚、变形。分析了引起事故导致电容器速断跳闸的原因，并对配套设备加以改进，增加必要的保护装置，使无功补偿装置顺利运行。
1 故障原因分析
1.1 并联电容器一次原理接线图
图1 一次原理接线图
该变电站补偿电容5000 kvar，分4组自动投切，一次原理接线图如图1所示，每组电容器容量1250 kvar，电容器型号为BAM11-1250-3W，电抗器接于电源侧。4组电容器安装一套总保护装置：保护配置速断、过流、过压、失压等保护。电容器内部故障保护设置内熔丝。配套设备包括：投切电容器为真空断路器，安装于10 kV中置柜内，各分组为真空交流接触器，金属氧化物避雷器安装于电容器母线上，电压互感器TV并接于电容器首、末两端，中性点与电容器中性点相连，一次线圈做放电用铁芯电抗器接于电源侧，电抗率为6%。
1.2 电容器组故障分析
电容器组采用常用的星型接线方式，三相共体外壳接于同一铁框架，框架接地。电容器
内部结构为多个元件并联的四串结构，并设置内熔丝保护，检修人员与厂家人员对损坏的电容器进行解剖，发现受损电容器的A、B相内熔丝均熔断了两根，外包封破裂，经过认真分析，认为一相熔丝熔断两根后，造成外包封损伤，在外包封受伤的情况下，长期运行发展成对壳击穿，并发展成单相接地。由于单相接地呈不稳定电弧接地，使健全相产生过电压而另一相也有两熔丝熔断，外包封受伤致使在过电压作用下发展成对壳击穿，由此形成相间短路，尽管保护可靠动作，但巨大的短路电流产生的热效应，仍对电容器造成一定程度的损伤，使电容器外壳严重变形。
这起事故主要是内熔丝熔断未被发现而造成，引起内熔丝熔断的原因是电容器的过电流，而过电压和高次谐波都可能造成电容器的过电流，由于电容器组的总保护设置过压保护，自动投切装置按电压和功率因数投切，因此由于系统异常，造成过电压引起内熔丝熔断的可能性很小。但是由于电容器投切频繁，尽管装有金属氧化物避雷器，分合闸引起的过电压被限制在一定范围内，但是操作过电压的累积效应可能对电容器造成损坏，引起内熔丝熔断。
另外由于电网中存在大量的非线性负荷，使得电网中谐波占有一定含量。110 kV张河变电站除担任城郊居民用电外，主要担任工业供电，除几条10 kV工业专线外，其他10 kV线路上还有一些小型化工厂、铸造厂等工业用户，这些用户都可能产生谐波。尽管每户产生的谐波很少，但可以汇集成较大的谐波电流馈入电网，使电网的谐波水平升高，影响电网设备的安全运行。由于此变电站的无功补偿装置，配置电抗率为6%的串联电抗器，6%的电抗率虽然能对5次及以上谐波有抑制作用，但在3次谐波下使串联电抗器与补偿电容器的阻抗成容性，出现谐波电流放大现象，使电容器过负荷。尽管母线上以5次谐波为主，3次谐波含量不是很高，而装设电容器后，容性阻抗将原有的3次谐波含量放大，可能造成内熔丝熔断。由于总保护按四组电容器额定电流的1.3倍整定，而4组电容器全部投入的情况极少。当某一段时间内谐波含量偏高时，总过流保护不能动作，造成某相内熔丝熔断，而内熔丝熔断后不能被及时发现，导致事故扩大，造成速断跳闸。
从保护配置来看，电容器内部故障的保护只设置内熔丝保护，而并未设置导致事故扩大的后备保护――不平衡电压保护，使内熔丝熔断后不能及时发现，造成速断跳闸事故，因此，保护配置不完善是造成电容器事故扩大的主要原因。
另外，不定期测量电容量也是造成事故扩大的原因之一。由于电容器内部装置最直接的反应是电容量的变化，而电容量测量手段落后，进行电容器电容量的测量时，需采用拆除连接线的测量方法，不仅测量麻烦而且可能因拆装连接线导致套管受力而发生套管漏油的故障。因此，自投入运行以来检修人员从未进行过电容量测量,而又未设置反应电容器内部故障的保护，当内部个别内熔丝熔断时，无法及时发现，造成事故扩大。
2 改进措施
2.1 在各分组回路中安装过负荷保护
由于过流保护根据4组电容器全部投入时整定，对分组谐波电流放大造成的过流现象反应迟钝，甚至不反应，因此，在各分组回路安装过负荷保护，由于交流接触器只能开断正常情况下的负荷电流，不能开断故障电流，将交流接触器更换为ZN-28型真空断路器，
包含各类专业文献、行业资料、高等教育、生活休闲娱乐、文学作品欣赏、各类资格考试、变电站并联补偿电容器组的配置84等内容。　
　组优化配置的研究 1.研究背景 目前, 电力系统中 110kV 变电站普遍采用在 10kV 低压侧加装并联电容器组 以满足电网对无功功率的需求, 一方面是出于节约无功补偿... 　无功补偿以补偿主变的无功损耗为主,现变电站 均按照主变容量来配置电容器补偿...2.2 电容器分组容量与谐波放大的研究 投入并联电容器装置后,为防止其引起高次... 　180~225A C.充电装置直流输出电压为 247.2V D.充电装置额定电流满足均衡充电要求为 240~285A 28.变电所中不同接线的并联补偿电容器组,下列哪种保护配置是... 　介绍了变电站电容器组的主接线,分 析了电容器组相关配置的原因,阐述了运行中...关键词:无功补偿;电抗率;并联电容器 1、补偿电容器组的作用 1.1 电容器组的... 　变电所中不同接线的并联补偿电容器组,下列哪种保护配置是错误的? A 中性点不接地单星形接线的电容器组,装设中性点电流不平衡保护 B 中性点接地单星形接线的... 　龙源期刊网 .cn 35kV 变电站并联电容器组容量配置方案 作者:唐利兵 来源:《中国科技纵横》2013 年第 04 期 【摘要】 本文从当前我国配... 　因此, 电网运行需要配置无功补偿设备即电容器组。 而电容器组就是一种常见的...2 并联电容器组的保护配置 110kv 变电站电容器保护一般包括限时速断、定时过流... 　正常运行情况下电容器组的 操作原则;当变电站电容器组的母线全部停电时,应先拉...另外,电 力系统中并联补偿的电容器采用△接线虽有较多优点, 力系统中并联补偿的... 　二、并联电容器 高压并联电容器组的配套装置,在变电站中主要用于提高电压和补偿变压器无 功损耗,包括投、切电容器组用的断路器、串联电抗器、放电元件、氧化锌避雷...无功补偿实际运用中的问题_电容器_中国百科网
无功补偿实际运用中的问题
    　　1。问：我公司在没有安装无功补偿的时候线路的工作电流还会小些，但用了无功补偿后 我发现电路的总电流增加了好多
　　答：要根据负载情况合理投入电容补偿量方能降低输入端电流的，若是阻性负载，功率因数已是1，再投入电容补偿时，电容产生的无功电流不被负载吸纳，无功电流就会倒供，输入端就显示电流大;感性负载投入过量电容补偿量时，无功电流也会倒供的
　　2。问：在低压侧安装无功补偿装置，其容量应按负荷的多少来考虑，还有无功补偿怎样解释更易懂?
　　答：无功补偿的定义首先要懂
　　S&&视在功率，kVA
　　P&&有功功率，kW
　　Q&&无功功率，kvar
　　&角为功率因数角，它的余弦(cos&)是有功功率与视在功率之比即cos&=P/S称作功率因数。由功率三角形可以看出，在一定的有功功率下，用电企业功率因数cos&越小，则所需的无功功率越大。如果无功功率不是由电容器提供，则必须由输电系统供给，为满足用电的要求，供电线路和的容量需增大。这样，不仅增加供电投资、降低设备利用率，也将增加线路损耗。
　　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因数的基础上，计和装置无功补偿设备，并做到随其负荷和电压变动及时投入或切除，防止无功倒送。还规定用户的功率因数应达到相应的标准，否则供电部门可以拒绝供电。因此，无论对供电部门还是用电部门，对无功功率进行自动补偿以提高功率因数，防止无功倒送，从而节约电能，提高运行质量都具有非常重要的意义。
　　无功补偿的基本原理是：把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路，能量在两种负荷之间相互交换。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补偿。
　　当前，国内外广泛采用并联电容器作为无功补偿装置。这种方法安装方便、建设周期短、造价低运行维护简便、自身损耗小。
　　3。 问：都知道无功补偿可以省电费，它的原理是什么啊?有没有具体的公式或者计算方法?
　　答：原理是：交流电在通过纯电阻的时候，电能都转成了热能，而在通过纯容性或者纯感性负载的时候，并不做功。也就是说没有消耗电能，即为无功功率。当然实际负载，不可能为纯容性负载或者纯感性负载，一般都是混合性负载，这样电流在通过它们的时候，就有部分电能不做功，就是无功功率，此时的功率因数小于1，为了提高电能的利用率，就要进行无功补偿。工作时所需的有功功率和无功功率是一定的，如果在电机附近加装无功补偿设备，这样可以使电机需要的无功功率就地得到(无功就地平衡)，而电网对电机输送的有功不变，无功减少，根据上式，视在功率也跟着减少。无功就地平衡不仅可以在输送有功不变的情况下减少电网输送的视在功率，提高电网效率，还避免了无功功率长距离输送，使无功电流在线路上造成的线损大大减少。简而言之：无功补偿可以减少无功功率，提高了供电质量减少供电损失，供电企业鼓励这种做法就会采取措施给予奖励.相反就会增加供电损耗，给予惩罚.
　　功率因数达不到合同规定的标准就会惩罚。如果功率因数高出合同规定的标准就会奖励。也就是所谓的省钱。
　　公式：功率因数=P/S=有功功率/视在功率
　　即=本月的总有功电量/根号下[本月总有功电量的平方+本月总无功电量的平方]
　　全国供用电规则规定，凡是功率因数达不到上述规定的用户，供电部门对其加收一部分电费&&力率调整电费;如果功率因数超过上述规定的用户，供电部门会对其减收一部分电费&&奖励电费。具体按照《功率因数调整电费办法》执行。
　　高压计量的用户： 力率电费=(电度电费+基本电费)&罚款比例
　　奖励电费=(电度电费+基本电费)&奖励比例
　　低压计量的用户： 力率电费=电度电费&罚款比例
　　奖励电费=电度电费&奖励比例
　　电度电费是指动动力电费，不包括照明电费，照明不参与力率考核。高压计量的用户当变压器的容量超过315KVA时收基本电费。基本电费是按变压器容量来收取的。由此可见，《力率电费调整办法》是用电管理部门督促电力用户做好无功补偿的促进手段，做好无功补偿工作对供、用电双方都有巨大的经济效益。
　　4。 问：容柜上功率因数显示0.9以上，可通过计量装置计算却在0.75-0.78之间。(低压补偿,高压计量).应该怎样处理,?
　　答：你的用电是所谓的&高供低计&，而&高供低计&普遍存在这个问题：除了有功用电量大的。换言之，就是你的有功用电量还不够大。因为这个计量计算包括了变压器的有功及无功损耗(变压器的无功损耗包括固定和可变无功损耗)，而这个是低压计量不进去的。如果你的有功用电量不够大，在进行计量计算时，你的功率因数就比较低。当然，一般情况下把无功补偿做好了，功率因数会有一定的提高，力率电费也会有一定的或者说大幅度的下降。如果你能把你的：变压器容量、有功无功月用电量、负载组成、功率因数等等与你用电有关的参数说清楚，还可以进一步给你分析一下。
　　5。 问：无功补偿领域里经常提到SVC，请问SVC的具体概念是什么?
　　答：传统的无功功率动态补偿装置是同步调相机(Synchronous Condenser-SC) 它是专门用来产生无功功率的同步电机，在励磁或欠励磁的不同情况下，可以分别发出不同大小的容性或感性无功功率。由于它是旋转电机，因此损耗和噪声都较大，运行维护复杂，影响速度慢，已无法适应无功功率控制的要求。所以20世纪70年代以来，同步调相机开始逐渐被静止无功补偿装置(Static Var Compensator-SVC)所代替。SVC这个词往往是专指是使用晶闸管的静止无功补偿装置。
　　6。 问：无功补偿控制器中，&投切门限&是什么意思?
　　答：无功补偿控制器中，&投切门限&是两个名词，即投入门限和切除门限。
　　1 投入门限指的是在无功补偿控制器中，设定的投入电容的门限值，比如0.95，当实际功率因数小于0.95这个数值时，控制器就要投入一组电容，还不足0.95时还要再次投入电容，直至达到或大于0.95，所以这个0.95就叫投入门限。
　　2 切除门限就是当实际功率因数大于这个设定的数值时，如1.0，控制器就切除电容，直至小于设定值。1.0这个数值就是切除门限的设定值。
　　7。 问：无功补偿装置中取消热的理由
　　答：电容器属于电流稳定型元件，其电流只与电压和频率有关，与变压器的负荷电流无关，在电压正常没有谐波的情况下电容器不会过载。
　　在电压过高的情况下完全可以由控制器来实现保护功能，不需要由热继电器来实现保护功能。
　　在谐波超标的情况下，电容器会出现过载，虽然热继电器可以将电容器切除，但是如果控制器不能够测量谐波，那么就会继续投入新的电容器，出现新的过载现象。如果热继电器设置在自动复位状态，则过一会被切除的电容器还会重新投入运行，继续过载状态，并且会干扰控制器的运行，因为控制器不知道哪些电容器已经被热继电器切除，哪些电容器电容器即将恢复运行。如果热继电器设置在手动复位状态，则最终所有的电容器将统统被切除，在手动复位之前，即使谐波消失，电容器也无法重新投入运行。因此，在谐波严重的情况下，热继电器的保护效果远不如控制器具有谐波保护功能效果好。
　　8, 问：可控硅的耐电压等级和电流等级有哪些?
　　答：普通可控硅电流有分1A 2A 4A 6A 8A 10A 12A 16A 20A 41A
　　当然功率小的也有 0.2A 0.25A 0.8A 1.25A
　　大的有 40A 70A
　　再大的就要可控硅模块了，它含有保护电路
　　100A 150A 300A 500A 1600A
　　我只能解释普通可控硅的常规(静态)电压等级
　　静态耐电压越高，说明在实际工作环境性能越稳定，其反向漏电流越少，误导通的机会越少
收录时间:日 22:38:26 来源:互联网 作者:匿名
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