時間：2023-05-30 09:57:39
開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的12篇高壓并聯電容器，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
【關鍵詞】電力電容器；聯接方式；雙星形
引言
近年來，鹽城供電公司不斷新建、改建、擴建變電所和輸電線路。目前，由鹽城供電公司變電檢修室電氣試驗班負責日常修試工作的110kV和35kV電壓等級變電所內普遍安裝了用于無功補償的10kV或20kV高壓并聯電容器組或集合式電容器。
1高壓并聯電容器組主接線及運行維護
1.1高壓并聯電容器組一次主接線
在電力系統中，高壓并聯電容器組的聯接方式主要有兩種：星形聯接和三角形聯接。星形聯接方式又分為單星形聯接和雙星形聯接。變電所用于無功補償的10kV或20kV高壓并聯電容器組一次主接線如圖1所示。
圖1 高壓并聯電容器組一次主接線
正常運行時，放電線圈并聯于三相之間，工作在交流電壓下，呈一很高的勵磁阻抗，電容器組被斷開后，放電線圈起直流衰減放電作用；串聯電抗器起限制電容器的合閘涌流和抑制諧波電壓作用；電容器組主刀閘和接地刀閘采用聯動方式，即電容器組刀閘合則接地刀閘自動分，而電容器組刀閘分則接地刀閘自動合。
1.2 高壓并聯電容器組運行維護工作分析
高壓并聯電容器組運行維護工作必須綜合考慮電容器組的容量、電容器額定電壓和系統電壓、電容器組接線方式和分組情況、電網的接地方式和保護方式等多方面因素。筆者結合自身工作經驗總結高壓并聯電容器組運行維護工作中需注意以下七點：
（1）正常運行中，電容器分閘后至再次合閘的時間間隔不得少于5分鐘，以便充分放電。
（2）單臺電容器電容值偏差不超出額定值的-5%～10%范圍；電容器組中各相電容的最大值和最小值之比不應超過1.08。
（3）補償后的功率因數，一般不宜大于0.95，更不宜將無功向變壓器的初級倒送。
（4）高壓并聯電容器組的聯接和分組需根據電容器的用途和電網情況而定。對于集中補償的電容器組為適應負荷和電壓的變化，電容器組宜接在母線上，并按需要適當分組。
（5）高壓并聯電容器組為限制合閘涌流和抑制諧波電壓，一般都串入串聯電抗器配合使用。此時應考慮到容升效應，選用額定電壓和允許最高運行電壓較高的電容器。
（6）母線停電操作時，應先停電容器組，后停線路；母線送電操作時，應先送線路，再根據系統電壓情況決定是否投送電容器組。
（7）電容器組停電檢修時，應將電容器組放電接地，放電時先通過大電阻接地，再直接接地。電容器組檢修前必須對每只電容器逐一充分放電。
2 不同聯接方式下的高壓并聯電容器組
2.1 三角形接線方式下的高壓并聯電容器組
高壓并聯電容器組三角形聯接方式，由于電容器組承受電網的線電壓，可獲得最大的補償效果。因為采用三角形接法時，電容器組所受電壓為電網的線電壓，其值為相電壓的 倍。而無功出力與電容器承受電壓的平方成正比，即 ，故電容器組容量一定時，三角形聯接的無功出力是星形聯接的3倍。
但是，電容器組三角形聯接下當某相電容器發生單相短路時，注入故障點的電流非常大，不僅有故障相電容的發電電流，還有其他兩相電容的發電電流和系統的短路電流，這些電流疊加在一起會超過電容器額定電流的很多倍，容易引起電容器油箱爆炸，導致事故擴大。所以，從技術和安全方面分析，高壓并聯電容器組一般不采用三角形聯接方式。
2.2 星形接線方式下的高壓并聯電容器組
高壓并聯電容器組呈星形聯接時，電容器極板間承受電網的相電壓，其值為線電壓的 ，所以星形聯接的電容器補償效果僅為三角形聯接的1/3。單只電容器絕緣承受的電壓較低，當電容器組中有一臺電容器因故障擊穿短路時，由于其余兩健全相的阻抗限制，故障電流將減小到一定范圍，使故障影響減輕。星形聯接下的電容器組當電容器發生單相短路時，短路相電流為未短路兩相電流的矢量和，其值最大也不會超過額定電流的3倍。故從安全角度考慮，采用星形接法比三角形接法更安全可靠。
近年來，新建變電所或變電所電容器組技術改造時普遍采用雙星形聯接方式。雙星形聯接方式是將電容器組平均分為兩個電容量相等或相近的單星形接線電容器組，并聯到電網母線上，兩組電容器的中性點之間經過一臺低變比的電流互感器連接起來，通過中性點不平衡電流保護電容器組。
3 電容器組典型案例
鹽城110kV城中變電站共有4組電容器，3號電容器組配置為雙星形接線方式，每相均由兩串四并共8只電容器組成，雙層式布置，整組共24只。2012年8月22日，10kV 3號電容器153開關不平衡保護動作，無熔絲爆斷現象。檢修人員對該組內每一只電容器進行檢查發現，C2-1電容器已經損壞。
正常情況下，只需更換C2-1電容器并完成交接試驗即可，但當時倉庫內并無此類電力電容器備品，運維檢修部決定臨時降低電容器補償容量，退出損壞的電容器，繼電保護重新設定整定值。
電容器組單星形與雙星形聯接方式在這種情況下的檢修方式有所不同。單星形聯接方式采用開口三角形壓差保護，在中性點采集不平衡電壓，因此如果某相需退出一只電容器，其余兩相也必須各退出一只相等或相近容量的電容器；雙星形聯接采用中性點不平衡電流保護，從兩個星形的中性點間采集不平衡電流，因此如果某相需退出一只電容器，同一相的另一個星形上必須退出一只相等或相近容量的電容器，其余兩相的兩個星形上也各退出一只相等或相近容量的電容器，一共需退出6只電容器，而單星形聯接方式下只需退出3只。
4 結論
本文總結了不同聯接方式下的高壓并聯電容器組運行及檢修工藝，并以實際案例對雙星形聯接方式下的高壓并聯電容器組進行了詳細分析。
筆者認為，導致電容器熔絲爆斷或電容器故障的原因主要有三點：（1）熔絲的開斷性能不良。（2）熔絲的額定電流選擇太小。（3）諧波的影響。
運行及檢修單位定期巡視和檢修高壓并聯電容器組時可按以下三點來防止故障現象的發生：
（1）加強對電容器的外觀檢查和在線監測，避免電容器帶傷運行。
（2）選擇性能好的熔絲。正確選擇熔絲與電容器的額定電流比值，一般取1.7～1.8倍電容器的額定電流。
（3）正確選擇串聯電抗器，避免高次諧波產生諧振。
參考文獻：
[1]江蘇省電力公司企業標準Q/GDW-10-J206-2010 輸變電設備交接和狀態檢修試驗規程
[2]陳天翔 王寅仲 海世杰. 電氣試驗 第二版.北京：中國電力出版社，2008
[3]GB 50227-1995.并聯電容器的設計規程
[4]劉萬琨等. 風能與風力發電技術[M]. 北京：化學工業出版社，2007
關鍵詞：132kV高壓并聯電容器裝置 主負荷側 無功補償 電容器
0、前言
我國交流線路電網配電結構主要為750—330—110—35—6kV或500—220—66—10/0.4kV兩種方式；國內無功補其主要補償方式是為變電站主變壓器的第三繞組即低壓側提供容性無功補償來降低主變的電磁損耗。國外電網結構發展紛雜，但基本上以日韓的100V、北美等國家的110—130V和中國、歐洲等國家的220—230V民用電壓分為三大類。巴基斯坦等國家的電網民用線路結構主要為230/400V—132kV。
本文以提供于巴基斯坦白沙瓦變電站主變第二繞組的中壓主負荷側132kV線路的TBB132—28800（57600）/400—BLW無功補償成套裝置設備為例，針對特高壓輸變電特點，著重介紹了主負荷側特高壓無功補償裝置的設計方案與參數選取。
1、電容器組整體設計參數選取
1）并聯電容器組額定電壓選擇
在并聯電容器額定電壓的選擇上應留有適當裕度，場強過高，影響其性能和壽命，安全裕度取得過大，使投資增加。巴基斯坦特高壓電網中，并聯電容器組最高系統運行電壓達145kV，系統標稱線電壓為132kV。
根據《并聯電容器裝置的電壓、容量系列選擇標準》中規定的星形接線電容器組額定電壓公式：
Uc=（145/1.05）/（（1—0.12）* √3）
=143.4/√3kV
2）并聯電容器組額定容量選擇
根據客戶電容器組技術協議，參考變壓器補償容量的10%—30%原則，充分考慮用電高峰負荷時，變壓器高壓側功率因數不宜低于0.95。
該站電容器組容量需求為24Mvar，擴容容量48Mvar，基于考慮其容量配比裕度，我們選擇電容器組容量為28Mvar，擴容容量57Mvar。
3）單臺電容器參數選擇
（1）根據電容器組容量、電壓和耐爆分析，并考慮到保護方式和總容量的與單臺的大小。此方案選擇為6串段。
Ucn=Un/S
=（143.4/√3）/6 kV
=13.8 kV
In= Qn/3/ Ucn
=28800/3/13.8
=115.9 A
（2）根據電容器組容量和招標技術協議，確定電容器組的單串并聯數為4臺，得單臺額定容量為400kvar，選擇內熔絲保護、內置放電電阻。
Qcn=Qn/3/（S*P）
=（28800/3）/（6*4）
=400kvar
電容器型號選擇為BAM13.8—400—1W，元件結構 8并7串，內置特制熔絲、放電電阻、采用單套管單元結構。
2、成套裝置結構設計
根據電容器接線的雙星型方式，設計為雙塔架，單個塔架為單星結構，單排的同側塔架底部出線共同接線形成單星。每塔架分為3層結構，前后分進出線，形成6串段，每層背靠背的放置2串段各2（4）臺電容器。整體進線采用TMY—100*10匯流排，各星出線采用TMY—50*5匯流排，并引至中性點電流互感器的兩端。
3、絕緣配合設計
該電容器組成套裝置裝設巴基斯坦白沙瓦地區，變電站海拔≤1000m，因此，設計中可不考慮海拔修正系數，只考慮防污穢等級。
1） 單臺電容器絕緣選擇；
根據電容器組接線與整體塔架結構，電容器單元工頻耐壓按20kV絕緣標準設計。
2） 電容器組裝置的層間絕緣選擇；
按照常規設計要求，電容器塔架組成的每模塊之間絕緣支柱的選擇，其工頻濕受耐壓值不得低于絕緣子的實際電壓等級的3倍。該塔架濕受電壓為：3×1串×13.8kV=41.4kV，在此，選擇40.5kV電壓級支柱絕緣子，型號為ZSW—40.5/8—3型號，爬電距為1250mm。
2） 電容器塔底部支柱絕緣選擇；
根據系統運行電壓，高壓端額定短時工頻耐壓275kV，雷電沖擊耐壓650kV以上。選擇塔架基礎絕緣支柱型號為ZSW—145/16—4型號，爬電距為3980mm以上。
高壓端對地總的絕緣為各層間絕緣子爬距之和，即1250×3+3980=7730mm，完全滿足特高壓絕緣要求設計。
4、電容器組的耐爆分析
依照標準，允許的最大并聯串段的電容器總容量不得大于3900kvar，即3900/400=9.75，該電容器單串段最大為4并，完全滿足耐爆要求。
根據電容器接線方式，計算對當1臺電容器發生故障，即極對殼擊穿短路時，注入其中故障單元的最大能量為（4/3+3）臺電容器單元的能量，同時，也完全滿足
5、電容器組保護整定計算分析
繼電保護整定針對特高壓大容量電容器組 ，一般采用二段保護，即先報警保護提醒，再跳閘斷電保護，以提高電容器組的運行可靠性和靈敏度，降低維護。
按照容量匹配配平所有單元的情況下，滿足相間和串段、各臂間容差比值遠小于1.001以下，即可保證電容器組的固有初始不平衡一次電流遠小于繼電保護整定值第一段保護值范圍之內。
6、兩種方案對比
我國變電站裝設的110kV電容器組成套裝置，其多為：單星形接線方式，橋式差電流保護方式或雙橋差；單臺電容器選擇多為：雙套管、20kV等級，電壓為6.56kV，內部串段達14串以上，容量為500kvar左右；裝置結構多為：12串段。
該巴基斯坦132kV方案的選擇，以國內設計經驗為基礎，并根據國外電網結構特點而確定。主要特點：雙星形接線方式，中性點差電流保護方式；單臺電容器選擇為單套管、20kV等級，電壓為13.8kV，內部串段為7串，容量為400kvar；裝置結構為：6串段。
7、結語
本文系統的分析介紹了巴基斯坦國家主變壓器配電的主要無功負荷側，132kV線路的無功補償成套裝置的各項參數選取與方案設計，最后簡單的對比介紹了我國內主要110kV線路，無功補償裝置的基本設計參數選取。望給予以后我國及出口該類似的特高壓大型項目設計以參考和經驗的積累。
參考文獻：
[1]GB 50227 — 2008，并聯電容器裝置設計規范[s]. 北京：中國計劃出版社.
[2]田友元.220kV及110kV并聯電容器裝置的開發和安裝設計[J].東北電力技術，1999（5）：2—6，22.
作者簡介：
表 1 電力電容器用途、性能特點
產品類型 主要用途 性能特點
并聯電容器
補償電力系統感性負荷無功功率,以提高功率因數,改善電壓質量,降低線路損耗。 能長期在工頻交流額定電壓下
運行,且能承受一定的過電壓。
串聯電容器 串聯接于工頻高壓輸、配電線路中,用以補償線路的分布感抗,提高系統的靜、動態穩定性,改善線路的電壓質量、加長送電距離和增大輸送能力 單臺額定電壓不高;可承受比并聯電力電容器高的過電壓
電熱電容器 用于頻率為40-24000赫的電熱設備系統中,以提高功率因數,改善回路的電壓或頻率等特性 電流和無功功率大,損耗功率也大
耦合電容器 高壓端接于輸電線上,低壓端經過耦合線圈接地,使高頻載波裝置在低電壓下與高壓線路耦合,實現載波通訊以及測量、控制和保護 能長期在額定工頻電壓和相應的系統最高工作電壓下運行,在系統的內外過電壓下,有較高的安全裕度,同時能通過40-500千赫的載波訊號
脈 沖 電 容 器
用于沖擊電壓和沖擊電流發生器及振蕩回路等高壓試驗裝置,此外,還可用于電磁成型、液電成型、液電破碎、儲能焊接、海底探礦以及產生高溫等離子、超強沖擊電流和超強沖擊磁場、強沖擊光源,激光等裝置中 1.用較小功率的電源進行較長時間充電,在很短時間內放電,可以得到很大的沖擊功率
2.一般為間斷運行,多以放電次數計算使用壽命,也有長期連續充放電的
3.固有電感低的產品,可得到波前陡度大,峰值高的放電電流或高的振蕩頻率
直流和交流
濾波電容器 1.用于倍壓或串級高壓直流裝置中
2.用于高壓整流濾波裝置中
3.用于交流濾波裝置中,包括直流輸電的濾波裝置 直流電力電容器能長期在直流電壓下或在含有一定交流分量的直流線路上工作
交流濾波電力電容器主要用以濾去工頻電流中的高次諧波分量
均壓電容器
并聯接于斷路器斷口上,使各斷口間的電壓在開斷時均勻
受電壓作用的時間不長,但當斷路
器動作時,可能受到較高的過電壓
防護電容器 接于線、地之間,降低大氣過電壓的波前陡度和波峰峰值,配合避雷器保護發電機和電動機
長期在工頻交流電壓下運行,能承
受較高的大氣過電壓,安全裕度大
關鍵詞：不平衡保護；初始值；安全性
1 概述
文獻［1］對保護的可靠性做出了明確的界定：“指保護裝置該動作時應動作，不該動作時不誤動作。前者為信賴性，后者為安全性。”
傳統的不平衡保護(以下簡稱保護)主要用于無內熔絲高壓并聯電容器組內部元件故障，常和單臺并聯電容器保護用熔斷器共同組成并聯電容器組內部故障的主保護。隨著內熔絲技術的發展，大量的并聯電容器裝置，尤其是集合式并聯電容器裝置單元內部采用了內熔絲結構。傳統的保護整定原則已經不能適應，而且要求檢測的故障范圍及響應的信號越來越小，與保護信號初始值有可能重疊。不受保護初始值影響的繼電器整定值下限是多少？哪些一次串并聯接線方式不能采用開口三角電壓保護?是并聯補償工程技術人員應當關注的問題。
為了確定保護的安全性，必須首先對保護信號初始值大小進行估算、分析。本文以開口三角電壓保護為例進行分析，其余不平衡保護的分析類同。
2 保護分析的約定條件
本文所討論的保護是基于如下假設：
a)中性點不接地高壓并聯電容器組；
b)中性點不直接接地系統；
c)電磁式繼電保護；
d)內熔絲并聯電容器；
3 哪些干擾影響最大?
關于影響開口三角電壓保護的因素，文獻［3］認為“電壓不平衡的影響是這種保護的缺點”，文獻［2］認為“這種保護方式的優點是不受系統接地故障和系統電壓不平衡的影響，也不受三次諧波的影響”。究竟有多少因數影響著保護初始值，哪些因數的影響不可忽略從下面列出的保護初始值估算式可清晰地看出(推導詳見附錄A)。
開口三角電壓：
上述各式均可認為由兩部分組成：前一部分為系統影響因數KS，它由三項因數組成：第一項為系統電壓偏差的影響；第二項為系統諧波電壓含量的影響；第三項為系統電壓不平衡的影響；后一部分是電容器三相阻抗偏差及測量單元誤差的影響因數。
4 干擾信號有多大?
為了便于對保護最大初始值UΔbp進行估算，式(1)可以變形為：
式(5)中U1為基波電壓；UH／U1為諧波電壓總畸變率，GB/T-14549-1993規定10kV系統不超過4%；UA2／UA1為電壓不平衡度，GB/T-15543-1995規定：電力系統公共連接點正常電壓不平衡度允許值為2=%，短時不得超過4%；假設測量單元精度δ=1，并有ΔUb=-ΔUa=-δ，ΔUab=2δ；假設并聯電容器相間電容偏差按2%控制，近似ΔZab*=2；按U1選取測量單元一次額定電壓Un，則：
從上面的結果可看到正常諧波電壓總畸變率和電壓不平衡度對UΔbp的影響不大(異常狀態下仍可能產生較大影響)，影響UΔbp的主要因素取決于并聯電容器相間阻抗偏差和測量單元精度及測量單元精度間的差值。為了使初始不平衡值控制在盡可能小的范圍，既要要求并聯電容器相間阻抗偏差盡可能小，也要要求提高測量單元精度(例如到0.5級)并保證三相測量單元的誤差特性曲線相近。理論上，滿足了這些要求就可以使初始不平衡值趨于零。其實，由于產品制造的分散性以及產品運行狀態的不同，這些要求又很難同時滿足。
5 筑起抵御干擾的“防火墻”
為了保證保護的安全性，即在“不該動作時不誤動作”，通常要對開口電壓保護繼電器整定值進行初始不平衡校驗。
文獻［3］曾指出：正常情況下，初始不平衡不應超過繼電器整定值的10%。根據式(6)的結果，保護最小整定值應在40V以上取值，這對大多數的并聯電容器組內部故障保護都是難以接受的。
按國內保護整定的一般作法，對于保護繼電器整定值Udz.J，通常
Udz.J≥KKUΔbp(7)
其中KK是計及不可預見因數而引進的可靠系數，可按1.3～1.5考慮。
根據式(6)的結果，令KK＝1.5則有：
Udz.J＝6.28V
如果測量單元精度選擇0.5級，并令KK＝1.3則有：
Udz.J＝4.07V
6 結束語
6.1 電容器組初始的三相阻抗不平衡、三相測量單元間的偏差以及系統電壓不對稱是影響不平衡保護初始值的主要因素。系統諧波的影響相對較小。
6.2 提高測量單元精度(例如到0.5級)并保證三相測量單元的誤差特性曲線相近是降低保護初始值、提高保護安全性的有效措施之一。
6.3 開口三角電壓保護繼電器整定值低于4V，并聯電容器裝置有可能誤動作。
參考文獻
［1］GB50062-1992 電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范［S］
［2］GB50227-1995 并聯電容器裝置設計規范［S］
［3］IEC TC33-149 并聯電容器及并聯電容器組保護導則 (征求意見稿)［S］
［4］ 林海雪. 電力系統的三相不平衡［M］， 北京：中國電力出版社，1998
附錄A：并聯電容器組繼電保護初始不平衡測量值估算式的推導
1 基本條件
考慮一般情況，系統不對稱電壓為UA、UB、UC 。
對于中性點不接地的不平衡電容器組(假設不串電抗器)，電容器組每相阻抗為Za、Zb、Zc，并且Zb =Zc，每相電容為Ca 、Cb、Cc，并且Cb=Cc，各相不對稱電壓為：
將A(2)代入A(1)式可得電容器組相電壓序分量表示為：
2 開口三角電壓
設測量單元的偏差百分數分別為ΔUa、ΔUb、ΔUc；測量單元的變比可以表示為na=Un/(100+ΔUa)，nb =nc=Un/(100+ΔUb )。
開口三角電壓測量值為：
3 中性線電流不平衡
設M0為(電容偏差較大)一臂并聯支路(或臺數)，M為兩臂總并聯支路(或臺數)；單元額定電流為In；電流互感器變比為nl=Iln／(5+ΔI0)，其中Iln為電流互感器一次額定電流、ΔI0為電流互感器的偏差百分數，中性線電流不平衡測量值為：
關鍵詞：電力 電容器 電氣試驗 絕緣電阻 交流耐壓試驗
隨著國民經濟的快速發展，電力用戶對電力供應的可靠性和電壓質量的要求越來越高，為提高系統供電電壓，降低設備、線路損耗，各種形式的無功補償裝置在電力系統中得到了廣泛的應用。因此，對電力電容器進行正確的試驗，是保證電容器的正常安全運行的關鍵所在。
1. 電力電容器的試驗項目
1.1. 到貨后的驗收試驗
到貨后的驗收試驗主要包括電容器的外觀檢查、密封性檢查、電容量測量、工頻耐壓試驗（通常為出廠試驗的75%）、tanδ測量并聯電容器、集合電容器不做）、絕緣油試驗（集合電容器）等項目。用戶也可以根據需要與生產廠家簽訂合同增加型式試驗或出廠試驗中的某些項目（比如沖擊試驗、局部放電測量等）。
1.2.安裝后的驗收（交接）試驗
安裝后的驗收（交接）試驗的主要內容包括：測量絕緣電阻；測量耦合電容器、斷路器電容器的tanδ及電容值；500kV耦合電容器的局部放電試驗（對絕緣有懷疑時）；并聯電容器交流耐壓試驗；沖擊合閘試驗。
1.3. 預防性試驗
預防性試驗的主要內容包括：極對外殼絕緣電阻測量（集合電容器增加相間）；電容量測量；外觀及滲漏油檢查；紅外測溫；測量tanδ（并聯電容器及集合電容器不做）；低壓端對地絕緣電阻（耦合電容器）；交流耐壓和局部放電試驗（耦合電容器，必要時）；絕緣油試驗（集合電容器）。
2.電力電容器的外觀檢查與密封性檢查
外觀檢查主要是觀察電容器是否存在變形、銹蝕、滲油、過熱變色、鼓脹等問題；用戶進行密封性檢查通常只能采用加熱的方法，在不通電的情況下將試品加熱到最高允許溫度加20℃的溫度，并維持一段時間（2小時以上），在容易產生滲油的地方用吸油材料（如白石粉、餐巾紙等）進行檢查。
3. 絕緣電阻的測量
3.1.基本概念
在夾層絕緣體上施加直流電壓后，會產生三種電流，如圖1所示。
電導電流iR，與絕緣電阻有關；電容電流iC，與電容量有關；吸收電流i1，由絕緣介質的極化過程引起。一般認為電容電流衰減很快，吸收電流的衰減時間較長，對絕緣電阻的測量影響較大，這種分析只是在電容量C比較小的情況下才成立。當電容量較大、而兆歐表又不能提供較大的充電電流時，電容電流反而會成為影響測量結果的主要因素。試品電容量越大，對兆歐表的短路輸出電流要求越高。
3.2. 測量方法
測量部位：并聯電容器只測量兩極對外殼的絕緣電阻；分壓電容器以及均壓電容器測量極間絕緣電阻；耦合電容器測量極間及低壓電極對地的絕緣電阻；
測量接線：兆歐表的L端子接被試設備的高壓端，E端子接設備的低壓端或地，當需要屏蔽其它非被試設備時，兆歐表的屏蔽端G與其它非被試設備連接。
3.3.測量步驟
測量前應將電容器兩極對地短接充分放電5分鐘以上；兆歐表建立電壓后分別短接L、E端子和分開L、E端子，兆歐表應顯示零或無窮大；兆歐表的高壓端子L與被試品的連接或分開均應在兆歐表建立電壓的情況下進行；測量吸收比時記錄15秒和60秒時的絕緣電阻；測量極化指數時記錄1分鐘和10分鐘的絕緣電阻值；測量后應將電容器兩極對地短接放電5分鐘以上。
4.交流耐壓試驗
4.1.常規交流耐壓試驗
交流耐壓試驗交接時只對并聯電容器進行。試驗電壓加在電極引線與外殼之間，主要檢查外包油紙絕緣、油面下降、瓷套污染等缺陷；對耦合電容器必要時進行交流耐壓試驗。（按出廠試驗值的75%考慮）；為了減小試驗設備容量，通常都采用串聯或并聯諧振法進行；測量高壓的電壓表或分壓器應直接接在被試品的高壓端上，并應讀取試驗電壓的峰值，試驗電壓值以峰值 / 為準，大部分峰值電壓表已按峰值 / 顯示試驗電壓。
4.2.串聯諧振交流耐壓試驗
串聯諧振耐壓中一旦試品擊穿，回路電流就會下降為Q份之一，不存在過電流的問題，所以試驗比較安全。串聯諧振耐壓的優點：減小升壓器輸出電壓為試驗電壓的Q份之一，從而減小試驗設備容量；試品擊穿后電流下降為原來的Q份之一，比較安全；不需要串接限流電阻。
4.3.并聯諧振交流耐壓試驗
并聯諧振耐壓試驗特點：試驗電流為試品電流的Q份之一，從而減小試驗設備容量；試品擊穿時試驗電流可能會增加，過流保護應可靠；需要串接限流電阻。
參考文獻：
[1]倪學鋒，吳伯華，王勇.現場電容組試驗的問題與改進[J].高電壓技術.2006.
[2]劉兵.電力電容器技術現狀及發展趨勢[J].電力設備.2007.06.
[3]張濱秋.淺談外界因素對電容器絕緣電阻測量值的影響[J].信息技術.2001.02.
[4]左強林，毛承雄，李維波.串聯電容器型式試驗問題研究[J].電力電容器.2004.03.
關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統
1、引言
采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；
但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨?。▍^）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。
研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。
2、串補裝置結構及其原理
目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。
（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。
（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。
（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。
摘要：文章結合我國南方電網河池固定串補及平果可控串補工程，對超高壓輸電線路裝設串聯電容補償裝置后的系統狀況進行了比較深入的研究，指出一些系統問題，如過電壓水平升高、潛供電流增大和可能發生的次同步諧振均源于串聯電容補償裝置的固有特性，通過研究認為當串補所在輸電線路發生內部故障時，采取強制觸發旁路間隙等保護措施，是避免出現系統恢復電壓水平超標和潛供電流增大等問題的有效途徑。此外，還建議在串補站內裝設抑制或監視次同步諧振的二次裝置以抑制和避免系統發生次同步諧振。
關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統
1、引言
采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；
但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省（區）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。
研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。
2、串補裝置結構及其原理
目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。
（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。
（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。
（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。
（4）阻尼裝置可限制電容器放電電流，防止串聯補償電容器、間隙、旁路斷路器在放電過程中被損壞。3串補裝置引起的過電壓問題串補裝置雖可提高線路的輸送能力，但也影響了系統及裝設串補裝置的輸電線路沿線的電壓特性。如線路電流的無功分量為感性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓降，而在電容器上產生一定的電壓升；如線路電流的無功分量為容性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓升，而在電容器上產生一定的電壓降。電容器在一般情況下可以改善系統的電壓分布特性；但串補度較高、線路負荷較重時，可能使沿線電壓超過額定的允許值。河池及平果串補工程的線路高抗與串補的相對位置不同時，輸電線路某些地點的運行電壓可能超過運行要求。
例如，惠河線或天平線一回線故障時，如將高抗安裝在串補的線路側，則串補線路側電壓可達到561kV或560kV以上[2]，均超過高抗允許的長期運行電壓，因此在兩工程中均建議將線路高抗安裝在串補的母線側以避免系統運行電壓超標的問題。在輸電線路裝設了串聯電容補償裝置后，線路斷路器出現非全相操作時，帶電相電壓將通過相間電容耦合到斷開相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生橋）—平（果）線路上均已裝設并聯電抗器，如新增加的電容器容抗與已安裝的高壓并聯電抗器的感抗之間參數配合不當，則可能引發電氣諧振，從而在斷開相上出現較高的工頻諧振過電壓[3].因此在這兩個工程的系統研究工作中對串聯電容器參數進行了多方案比選以避免工頻諧振過電壓的產生。對這兩個串補工程進行的過電壓研究表明，由于惠河線及天平線兩側均接有大系統，無論惠河線或天平線有無串補，在線路發生甩負荷故障時，河池及平果母線側工頻過電壓基本相同；僅在發生單相接地甩負荷故障時，串聯電容補償的加入使得單相接地系數增大，從而使線路側工頻過電壓略有提高，但均未超過規程的允許值，不會影響電網的安全穩定運行。
4、串補裝置對潛供電流的影響
線路發生單相接地故障時，線路兩端故障相的斷路器相繼跳開后，由于健全相的靜電耦合和電磁耦合，弧道中仍將流過一定的感應電流（即潛供電流）[4]，該電流如過大，將難以自熄，從而影響斷路器的自動重合閘。在超高壓輸電線路上裝設串聯電容補償裝置后，單相接地故障過程中，如串補裝置中的旁路斷路器和火花間隙均未動作，電容器上的殘余電荷可能通過短路點及高抗組成的回路放電，從而在穩態的潛供電流上疊加一個相當大的暫態分量。該暫態分量衰減較慢，可能影響潛供電流自滅，對單相重合閘不利；單相瞬時故障消失后，恢復電壓上也將疊加電容器的殘壓，恢復電壓有所升高，影響單相重合閘的成功。根據對河池串補工程進行的研究：惠河線的惠水側單相接地時，潛供電流波形是一個低頻（f≈7Hz）、衰減的放電電流，電流幅值高達250-390A[5]（見圖2）。斷路器分閘0.5s后，該電流幅值仍可達200-300A，它將導致潛供電弧難以熄滅；如單相接地后旁路開關動作短接串聯電容，潛供電流中將無此低頻放電暫態分量[5]
【關鍵詞】無功補償 技術 改進 低電壓 農村
1 低壓無功補償的現狀
隨著用電量的增加，農村電網的負荷增長速度很快，并且農村電網又具有自身的一些特點，例如負荷分散、季節性和地域性等，這些情況對電網負荷又提出了新的要求，要保證農村電網質量和經濟性能就需要對無功補償工作提高重視，但是目前來說農村電網無功補償工作仍存在不規范的現象，電力供需矛盾逐年加深，針對當前存在的問題，無功補償在農村電網實際應用方面的研究凸現的尤為重要。無功補償裝置的科學應用對于提高線路的電壓質量以及農網功率因數提高都有很大的益處，對于農村的一些電力企業和用戶也帶來了經濟上的效益。無功補償是提高電壓質量的主要因素，也是提高電網效能的核心，合理應用無功補償，能夠維持負荷點的電壓水平，提高電壓穩定性，降低線損。以往的無功補償裝置只適用于臺區整體補償，即在臺區配電柜內加裝無功補償裝置，實行集中補償方法。此類方式容易導致無功補償裝置過補、或欠補而投切不上，不能根據實際負荷進行投切補償。智能無功補償裝置在變壓器空載、負載情況下起到了就地補償以及降低線損的作用。智能無功補償裝置不能降低低壓線路上的總電流，只能降低變壓器上的總電流。因此存在無功補償裝置在變壓器負荷載為60%―70%時不能正常投入使用的弊端。至于補償原理就是將開口式電流互感器分別接入低壓線路相線，取樣后電流、電壓數據輸入臺區用電監控器，監控器根據取樣后的電流值、電壓值及功率因數值自動設置電容器投切容量、投切時間、投切類型，分別進行三相四線線路無功補償。無功補償監控器內置電壓保護、過流保護、投切保護，根據采樣電壓、電流值，裝置自動投切電容器進行單相欠補或三相共補。單相補償方式電容器采用星形接法，三相共補電容器采用三角形接法，且電容器投入的大小按梯形分配。無功補償監控器投切開關采用電子復合開關，利用柵極觸發電壓控制雙向可控硅正反向門極電壓指揮通斷，瞬間倒成磁開關，這樣可以避免電容投切時接觸器產生電磁涌流及沖擊電壓，燒壞斷路器及其它開關。通過投切補償情況送往取樣電流后段，達到功率因數平衡補償。臺區無功補償裝置裝設在低壓線路的電源端1/2或2/3處，起到的作用：一是降低低壓無功電流在低壓線路中的傳輸，降損效果也很明顯。二是能有效提高低壓線路的末端電壓。三是提高整個臺區及線路全段的功率因數。四是對變壓器的損耗及高壓線路起到就地補償的作用。五是無功補償裝置的投切根據電壓實際需求值進行設定，在線路上不會存在設定值過高或過低的現象，也不會發生無功補償裝置由于電壓設限不合理而投切不上的情況。
2 低壓無功補償技術改進及注意事項
傳統的農網無功補償方式主要有兩種，一種是集中補償一種是分散補償，無功補償的方式隨著技術的發展和以往工作的總結研究有了新的進步，目前來說常見的補償方式有以下集中，一是低壓集中補償，所謂的低壓集中補償就是在配電變壓器0.4kV低壓母線上裝設一系列補償，高壓無功集中補償就是在變電站10kV和35kV母線上集中接入多組高壓電容器、電抗器等。這些補償方式都取得了良好的效果。
電路功率因數的提高可以采取在感性負載兩端采取電容器并聯的方式，這種方式提高了電路總的功率因素卻不會影響到負載電路本身的電流和功率因數，電容從電力系統中吸收由超前的電流導致的無功功率，反的來說電感電路則是從電路系統中吸收由滯后電流導致的無功功率，這種超前和滯后的電流之間就有了相互的補償，就能夠實現容性負載的無功功率對感性負載的無功功率之間的互相補償。點容性負載和點感性負載的相互補償主要是在感性負載功率因數較低的情況下在負載兩端通過并聯電容的方式提高功率因數，當負載是電容性的且功率因數較低時，在負載兩端并聯電感也可以提高功率因數。
電容器的投切方式之一就是無功補償的方式，根據在電網中的具體情況可以對高壓并聯電容器裝置進行選擇，根據運行經驗選擇自動投切或者手動投切的方式進行補償。具體要求應該符合以下規定：
（1）對于兼做電網調壓的裝置，可以根據無功功率、電壓、以及時間等條件選擇自動的投切方式。
（2）在變電站的主變壓器有安裝了有載調壓裝置時，對于電容器組以及變壓器分接頭的調節就可以選用自動投切。
（3）變電站的并聯電容器裝置可以根據多個因素進行自動投切的控制，其中包括無功功率、時間、功率因數、電壓等。
（4）高壓并聯電容器裝置，當日投切不超過3次時，宜采用手動投切。
（5）低壓并聯電容器裝置應采用自動投切。自動投切的控制量可選用無功功率、電壓、時間、功率因數。
（6）自動投切裝置應具有防止保護跳閘時誤合電容器組的閉鎖功能，并根據運行需要應具有控制、調節、閉鎖、聯絡和保護功能，應設置改變投切方式的選擇開關。
（7）當選擇并聯電容器裝置時要注意的是嚴禁設置自動重合閘。
3 結語
隨著農村電網負荷增長迅速，農網分布的問題逐漸凸顯，農網的布局、設備、負荷分布等問題需要我們及時進行解決，農網無功補償是一項有效的工作，能夠促進電網穩定運行、提高電壓質量，為了保證農網的高效高質的運行，這就需要我們進一步提高農網無功補償應用水平。
參考文獻
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[3]李凱，王志勇，王磊等.解決農村電網“低電壓”問題[J].科技創業家，2013，（9）：138-138，214.
關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振(SSR)；暫態恢復電壓(TRV)；電力系統
引言：采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。 我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省(區)電網，2003年6月貴州―廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補(TCSC)及固定串補裝置(FSC)。 通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓(TRV)及次同步諧振(SSR)等問題。
1 串補裝置結構及其原理
目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器(MOV)保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。 (1)MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。 (2)火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。 (3)旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。 (4)阻尼裝置可限制電容器放電電流，防止串聯補償電容器、間隙、旁路斷路器在放電過程中被損壞。
2 串補裝置引起的過電壓問題
串補裝置雖可提高線路的輸送能力，但也影響了系統及裝設串補裝置的輸電線路沿線的電壓特性。如線路電流的無功分量為感性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓降，而在電容器上產生一定的電壓升；如線路電流的無功分量為容性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓升，而在電容器上產生一定的電壓降。電容器在一般情況下可以改善系統的電壓分布特性；但串補度較高、線路負荷較重時，可能使沿線電壓超過額定的允許值。河池及平果串補工程的線路高抗與串補的相對位置不同時，輸電線路某些地點的運行電壓可能超過運行要求。例如，惠河線或天平線一回線故障時，如將高抗安裝在串補的線路側，則串補線路側電壓可達到561kV或560kV以上[2]，均超過高抗允許的長期運行電壓，因此在兩工程中均建議將線路高抗安裝在串補的母線側以避免系統運行電壓超標的問題。 在輸電線路裝設了串聯電容補償裝置后，線路斷路器出現非全相操作時，帶電相電壓將通過相間電容耦合到斷開相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠(水)―河(池)及天(生橋)―平(果)線路上均已裝設并聯電抗器，如新增加的電容器容抗與已安裝的高壓并聯電抗器的感抗之間參數配合不當，則可能引發電氣諧振，從而在斷開相上出現較高的工頻諧振過電壓[3]。因此在這兩個工程的系統研究工作中對串聯電容器參數進行了多方案比選以避免工頻諧振過電壓的產生。 對這兩個串補工程進行的過電壓研究表明，由于惠河線及天平線兩側均接有大系統，無論惠河線或天平線有無串補，在線路發生甩負荷故障時，河池及平果母線側工頻過電壓基本相同；僅在發生單相接地甩負荷故障時，串聯電容補償的加入使得單相接地系數增大，從而使線路側工頻過電壓略有提高，但均未超過規程的允許值，不會影響電網的安全穩定運行。
3 串補裝置對潛供電流的影響
線路發生單相接地故障時，線路兩端故障相的斷路器相繼跳開后，由于健全相的靜電耦合和電磁耦合，弧道中仍將流過一定的感應電流(即潛供電流)該電流如過大，將難以自熄，從而影響斷路器的自動重合閘。在超高壓輸電線路上裝設串聯電容補償裝置后，單相接地故障過程中，如串補裝置中的旁路斷路器和火花間隙均未動作，電容器上的殘余電荷可能通過短路點及高抗組成的回路放電，從而在穩態的潛供電流上疊加一個相當大的暫態分量。該暫態分量衰減較慢，可能影響潛供電流自滅，對單相重合閘不利；單相瞬時故障消失后，恢復電壓上也將疊加電容器的殘壓，恢復電壓有所升高，影響單相重合閘的成功。根據對河池串補工程進行的研究：惠河線的惠水側單相接地時，潛供電流波形是一個低頻(f≈7Hz)、衰減的放電電流，電流幅值高達250-390A。斷路器分閘0.5s后，該電流幅值仍可達200-300A，它將導致潛供電弧難以熄滅；如單相接地后旁路開關動作短接串聯電容，潛供電流中將無此低頻放電暫態分量。5 串補裝置引起的次同步諧振問題 在超高壓遠距離輸電系統中采用串聯電容補償技術后，尤其是大型汽輪發電機組經串補(特別是補償度較高時)線路接入系統時，在某種運行方式或補償度的情況下，很可能在機械與電氣系統之間發生諧振，其振蕩頻率低于電網的額定頻率，稱為次同步諧振，可通過含有串聯電容補償裝置的單機對無限大線的輸電系統簡述其原因。Ra為發電機定子電阻；XG為發電機等值電抗，XG=2πfLG，LG為發電機電感；RT為變壓器電阻；XT為變壓器電抗，XT=2πfLT，LT為變壓器電感；R1為線路電阻；Xl為線路電抗，Xl=2πfLl，Ll為線路電感；Xc為串聯電容電抗，Xc=1/2πfC，C為串聯電容器電容?？芍?，串聯系統的總阻抗與頻率有關，即 式中 L 為發電機、變壓器及線路的電感之和。 由于輸電線路中串聯補償度一般小于1，因此回路的電氣諧振頻率fe小于系統的額定頻率fn ，因此稱之為次同步諧振。 裝有串聯電容補償的輸電線路發生電氣諧振時，同步發電機在諧振條件下相當于一感應電動機。如任何沖擊或擾動引起的次諧波電流在同步發電機內建立起旋轉磁場，以2π(fe－fn)的相對速度圍繞轉子旋轉時，轉子將受到一頻率為(fn －fe)的交變力矩的作用。(fn －fe)等于或十分接近發電機軸系的任一自振頻率時，就可能發生電氣機械共振現象。 大型多級汽輪發電機組軸系在低于額定頻率范圍內一般有4-5個自振頻率，因此容易發生次同步諧振。次同步諧振的后果較嚴重，能在短時間內將發電機軸扭斷，即使諧振較輕，也會顯著消耗軸的機械壽命。美國MOHAVE電廠在1970年12月和1971年10月先后發生過兩次次同步諧振，使兩臺300MW發電機組嚴重受損。 河池及平果串補站建成后，南方電網的500kV西電東送輸電系統中是否存在SSR問題必須予以深入研究。通過頻率掃描法可分析距離河池及平果串補站較近的系統中的汽輪發電機組(安順電廠的300MW機組和盤南電廠的600MW機組)是否潛藏著發生次同步諧振的可能性。
4結論
（1）由于串補裝置將影響其所在輸電線路沿線的電壓特性，因此需結合已建線路上的高抗位置校核增加串補后是否導致某些地點電壓超過運行要求。并在滿足輸送容量及系統穩定水平的前提下，認真比選線路的串補度，以避免新增加的電容器容抗與已安裝的高壓并聯電抗器的感抗之間的參數配合不當而引發的工頻諧振過電壓問題。
（2）裝設并聯電容的輸電線路上發生接地故障時，在故障相兩側開關跳閘的同時(無論故障相MOV能耗或電流是否超過整定值)均要求立即將旁路斷路器閉合，以避免出現較大幅值的低頻放電暫態分量。
關鍵詞：電氣設計；分析
Abstract: In this paper, the author describes the substation design principles, expounds the methods of the scope, design scale, current calculation and equipment selection in the electrical equipment transformation process.
Key words: electrical design; analysis
中圖分類號：TM63文獻標識碼：A 文章編號：2095-2104（2012）
變電站電氣設備改造對改善變電站供電性能有著重要的影響，若熟練掌握了相關的知識將會在改造過程中發揮出重要的作用，但還需要依靠技術人員的不斷實踐研究。本文針對某 110kV 變電站的電氣設備改造設計進行了闡述。
1．變電站設計原則
遵循國家及行業部門的有關規程規范，以科學求實因地制宜，加快工程建設，降低工程造價提高經濟效益為宗旨進行設計。
1.1 本次改造，在滿足最新負荷供電需求的基礎上盡量維持原建變電站的總體布置形式和接線形式，在不增大變電站占地面積的前提下，優化變電站的站容站貌和站內變交通以方便工作人員的運行監視和維護工作。
1.2 變電站改造工程的設計應符合“無人值班”站的要求。
1.3 變電站的改造需分階段進行第一階段改造敷設2 號主變壓器 35kV 側高壓電纜；第二階段在脫空10kV 側負荷后進行 10kV 高壓開關柜室，以及控制室的土建改造工作和相應電氣設備的安裝工作；第三階段進行控制竄設備和其他二次設備的改造工作；第四階段，在原控制室的基礎上進行通信載波機室和并聯電容器室的土建改造工作和相應電氣設備的安裝工作。
1.4 本工程處于地震烈度Ⅵ度區。土建結構按Ⅶ度設防。
2．改造規模和設計范圍
2.1 改造規模和目的
變電站的改造規模如下：
2.1.1 主變壓器：1 號主變壓器被等容量更換為31.5MVA 三繞組有載調壓電力變壓器。變壓器中性點接線方式重新設計 (110kV 中性點需設放電間隙及避雷器)。
2.1.2 l1OkV 設備：110kV 側斷路器全部更換為SF6 斷路器，更換 110kV 側部分電壓互感器、電流互感器和避雷器。
2.1.3 35kV 配電裝置：由于目前 2 號主變壓器的 35kV 母線跨越控制室和配電室，為配合主控制室、10kV 配電室及通信載波機室的土建施工。因此需要將 2 號主變壓器的 35kV 側采用高壓電力電纜引出，并相應建設該回電纜的敷設通道。
2.1.4 10kV 配電裝置：10kV 側接線改為單母線分段帶旁路接線，共 16 回出線，盤柜雙列布置，采用 XGN2-10 型開關框，內裝ZN65A和ZNl2型真空斷路器。新增成套型并聯電容補償裝置兩組，容量為每組4000kvar 原有一組電容器拆除。原10kV 開關柜室拆除后就地重建。成套并聯電容器布置在并聯電容器室內。
2.1.5 二次設備控制窀。35kV 保護全部更換為微機型保護裝置；10kV 開關采用微機保護，就地布置：并聯電容器補償裝置采用微機保護；更換微機五防裝置一套；原直流裝置不更換，但需要校核蓄電池容量；更換電度表屏一面使用原有電能表將所有電能表接人現有負荷電量管理系統；對新增回路安裝全電子電度表，并接入負荷電量管理系統。將控制室搬至新建的 10kV 開關柜室樓上。
2.1.6 載波通信機室和并聯電容器室。利用原主控室和休息竄的場地新建通信載波機室和并聯電容補償裝置室。
2.2 設計范圍
針對上述改造內容的電氣、土建、通信以及防雷接地、給排水等全部設計工作。
3．電氣主接線
根據變電站改造工程現場查勘紀要以及變電站原來的設計，變電站改造后的最終規模為：主變容量為 2 臺 31500kVA 三相三繞組有載調壓降壓變壓器；變電站以110kV、35kV、10kV 三個電壓等級出線；110kV 側為單母線分段帶旁路接線 2 回進線，2 回出線；35kV 側為雙母線接線，出線 8 回；10kV 側為單母線分段帶旁路接線，設一組專用旁路斷路器。出線 16 回，并在 10kV 裝設兩組并聯電容補償裝置和兩組站用電變壓器。
4．短路電流計算及設備選擇
4.1 短路電流計算
根據供電局提供的目前系統歸算到本站110kV 母線上的阻抗值和各側短路電流的計算結果，并考慮為系統將來預留一定的發展裕度，經計算校核提出變電站各側的短路電
流值?；鶞嗜萘繛?100MVA。
4.2 改造設備選擇
本工程位于地震烈度Ⅵ度區，屬Ⅲ級區所選電力設備經校驗完全滿足運行、檢
修、短路和過電壓的要求。
4.2.1 1 號主變壓器。為了降低電能損耗和年運行費用避用低損耗的銅芯三相雙繞組有載調壓油浸式變壓器。
4.2.2 110kV 斷路器。選用先進、可靠、檢修周期長的SF6 斷路器。
4.2.3 l10kV電流互感器。選用常規戶外油浸式全密封電流互感器 LCWB6 型。目前，電力市場上還有一種干式高壓電流互感器。這種電流互感器是由干式高壓套管和貫穿式電流互感器組合而成具有無油、無瓷、體積小、重量輕、防火、防爆、污閃電壓高、維護工作量小等優點。這種電流互感器避免了常規戶外油浸式全密封電流砭感器具有的易漏油、維護工作量大且有爆炸危險等缺點能滿足本站的技術要求。
4.2.4 110kV 電壓瓦感器。選用常規戶外油浸式全密封電壓互感器 JCC6 型。
4.2.5 35kV 高壓電力電纜及附件。由于電纜采用戶外電纜架敷設，岡此選用單芯交聯聚乙烯絕緣鋼帶鎧裝聚氯乙烯護套電力電纜。
4.2.6 10kV 高壓開關柜。選用安全可靠的XGN2-10 型箱型固定式金屬封閉開關柜。柜內進線回路裝設 ZNl2-10 型真空斷路器，出線回路裝設ZN65A-12 型真空斷路器。
4.2.7 并聯電容補償裝置。選用集合式高壓并聯電容補償裝置。該裝置型號為 TBB-400，采用在中性點側串聯電抗器的Y 型接線方式。此種接線方式具有接線簡單、布置方便清晰的優點，而且針對電容器內部故障的繼電保護可采用的方式較多對串聯電抗器的動熱穩定要求和對避雷器的通流容量要求均較低。
4.2.8 主變壓器中性點設備。改造后的主變壓器110kV 中性點裝設有放電間隙、單極隔離開關和氧化鋅避雷器可以滿足對主變壓器中性點接地或不接地的運行要求。由于本站35kV 出線總長僅 69km 經估算電容電流僅約 8A, 因此主變壓器 35kV 中性點不需裝設消弧線圈。
【關鍵詞】特高壓；輸電線路；潛供電??；抑制方法
潛供電弧的熄滅時間主要取決于潛供電流的大小，有必要采取措施盡可能降低潛供電流的數值，以改善其自熄特性，這是提高單相自動重合閘成功率的關鍵。
超特高壓電網線路一側或者兩側普遍設置了并聯電抗器，其目的是抑制內部過電壓。由于長線的電容效應，會在線路末端產生工頻電壓升高，而操作過電壓就是在工頻電壓升高的基礎上產生?？站€線路末端的工頻電壓最高，在此處裝設并聯電抗器，其電感能補償線路的對地電容，減小流經線路的電容電流，削弱輸電線路的電容效應，降壓效果最為顯著。并聯電抗器的作用不僅是限制工頻電壓升高，吸收線路上的容性無功功率，涉及到系統穩定，無功平衡，調相調壓，自勵磁及非全相狀態下的諧振等方面，也能補償潛供電流。由于并聯電抗器的存在增加了對地的分流通道，電抗器的容量越大，則分流越大，潛供電流就越小。本文就特高壓輸電線路潛供電弧的抑制提供以下四種方法：
1.并聯電抗器加中性點小電抗補償
并聯電抗器在我國、前蘇聯等國家超高壓輸電線路以及前蘇聯的特高壓線路上獲得了大量應用，它能夠補償線路的對地充電功率，削弱輸電線路的電容效應，有效抑制工頻與操作過電壓。
在并聯電抗器中性點裝設小電抗圖，能同時補償線路相間電容和對地電容圖，限制潛供電流和恢復電壓的靜電禍合分量，加速潛供電弧的熄滅。小電抗中性點絕緣要求較高，常安裝MOA進行保護。對于以上兩種接線方式都能起到補償線路相間電容和對地電容的作用，相比較而言，小電抗圖中性點接小電抗的方式更簡單明了，經濟性更佳.所以本文采用小電抗圖的接線方式.理想情況下，當相間接近全補償時，相間阻抗接近無窮大，相間聯系被隔斷，當故障相兩側斷開后，潛供電流的橫分量近似為O，縱分量也被有效限制，而且跨過故障點的恢復電壓也會很低，潛供電弧會很快熄滅。
在并聯電抗器中性點裝設小電抗的補償方法，其主要缺點是：成本較高，中性點絕緣要求高；固定并聯電抗器加小電抗的靈活性較差，且對不換位輸電線路的補償效果不明顯。特高壓線路中，潮流變動范圍大，當使用固定電抗器長期接入線路時，會造成較大的附加功率損耗，并降低線路電壓。因此，從長遠看，在特高壓線路上宜安裝可控電抗器。正常情況下，電抗器運行在小容量以至空載狀態；突發故障時，線路側的電抗器瞬間高速響應，運行到高補償度狀態。為避免造成小電抗和主電抗過高的絕緣要求，中性點小電抗宜不可控。
鑒于目前技術水平所限，即使在我國現行的超高壓線路上也沒有成功使用可控并聯電抗器的經驗，因此，我國的特高壓輸電線路近期內仍將采用固定式高抗。不少學者提出的可控電抗器的三種可能結構方案：高漏抗變壓器型、磁閥型、多并聯電抗支路型，這為將來研制特高壓等級的可控電抗器提供了重要參考依據。
2.選擇開關式并聯電抗器組
1978年美國學者B.R.sherling等人提出采用選擇開關式并聯電抗器組來抑制潛供電流的理論，并在此基礎上給出了確定電抗器電感值的優化方法。帶開關式并聯電抗器組的系統結構。
此后，B.R.sherfing等人對此方法進行了一系列改進，分析了線路兩端都安裝、都不安裝以及單端安裝并聯電抗器加中性點小電抗時，在線路上再加裝選擇開關式并聯電抗器組的情況，并給出了相應的電抗器優化取值及開關狀態。該方法主要針對不換位或不完全換位線路，其各相對地電容及相間電容不相等。該方法應用美國一條不換位的750kV線路為模型，仿真分析取得了很好的效果。
該方法的主要缺點是使用開關較多，且對開斷能力要求較高，控制較復雜；當開關發生故障而未能開斷時，還可能引起劇烈的系統震蕩，因此，每個開關都需要額外的繼電保護措施，成本較高，限制了該方法的實際應用。同時，該方案在設計時僅限于單回輸電線路，對于雙回輸電線路并不適用。
該方案從提出至今，尚沒有在國內外的輸電線路上獲得工程實用，但對我國特高壓輸電線路潛供電弧熄滅方案的設計思路，具有重要借鑒價值。
3.串聯電容器補償輸電線路的潛供電流
串聯電容補償已被廣泛應用于各國超高壓遠距離大容量輸電線路上，可顯著提高線路傳輸能力，減少輸電線路的回數，在經濟上以及減少輸電線路對環境電磁污染等方面體現出較大的優勢。
占潛供電流絕大部分的靜電感應分量與線路長度成正比，串聯電容的存在使其值大大減小，從而可加速潛供電弧的熄滅。但是，在單相接地短路故障中，電容器上的殘余電荷可能通過故障點及高抗組成的回路放電，從而在穩態的潛供電流上疊加一個相當大的低頻暫態分量。該暫態分量衰減較慢，使得電流過零次數減少，影響潛供電流的自滅，對單相自動重合閘不利；單相瞬時性故障消失后，恢復電壓上也將疊加電容器的殘壓，影響單相重合閘的成功。
對于線路中間安裝開關站的遠距離輸電線路，當串聯補償布置于并聯電抗器線路側時，非故障線段中故障相的串聯補償電容器，將通過開關站的電氣聯系經接地點向潛供電弧放電，即使在故障段電容被旁路的情況下，仍然有低頻分量在潛供電流中存在，這時需要綜合優化串、并聯補償方案。
串聯補償電容器的使用還會帶來一系列的其它問題，如過電壓、次同步諧振以及對斷路器暫態恢復電壓的影響等問題。國外1000kV及以上電壓等級并無安裝串聯補償電容器的經驗，我國的特高壓輸電線路是否需要安裝串聯補償，還需結合上述論據，由設計和使用單位科學研究后才能確定。
4.快速接地開關
快速接地開關是熄滅潛供電弧的一種經濟有效的方法。在日本、韓國的超高壓線路以及日本的特高壓電網中，由于線路較短，未安裝高壓并聯電抗器，無法采用中性點小電抗；而且線路不換位，即使采用小電抗，效果并不好；因此，HSGS得到了廣泛應用。線路發生單相接地故障后，兩端斷路器斷開，線路通過HSGS快速接地，故障相兩端的對地電容被短路，與故障點構成分流支路，使得故障點的潛供電流和電壓大大降低。HSGS的實質是將故障點的開放性電弧轉化為開關內的壓縮性電弧，其熄滅不受風速以及天氣的影響。僅從熄滅潛供電弧的效果來看，快速接地開關要比并聯電抗器加中性點小電抗更有效。當前日本的快速接地開關大多采用強化型的壓氣式分斷系統以及油壓操動機構，以滿足開斷大電流和快速動作的需要。
但快速接地開關的使用也會帶來很多問題。對于帶串聯電容補償裝置的線路，當某些位置發生故障時，閉合兩端的快速接地開關，則補償電容和線路電感之間可能會引起串聯諧振，使潛供電流幅值很大，難以熄滅。在雙回輸電線路中，兩相同時故障的比例增加，線路兩端HSGS的不同期閉合，使通過HSGS的直流分量增加，電流過零次數減少，影響故障清除時間。對于采用HSGS的系統，HSGS的接地電阻與短路點接地電阻的比值決定了HSGS的分流作用，接地電阻對潛供電流的影響很大，需要對潛供電弧的模型進行準確分析。當土壤電阻率增大時，潛供電流有所上升，此時HSGS的作用受到影響。
此外，快速接地開關的保護和控制系統比較復雜，也在一定程度上限制了其推廣應用。當線路已經安裝了并聯電抗器之后，安裝HSGS的費用比單純加中性點小電抗的費用要高很多。
關鍵詞：變電站；分散式；無功控制裝置；無功功率；實時補償
中圖分類號：TM63 文獻標識碼：A
前言
近年來，隨著無人值班變電站在不斷的增加，變電站的綜合自動化系統也在逐漸完善，功能也隨之不斷強大。電能質量也成為當前供電企業最為重要的環節，保證電力系統電壓的持續穩定性是電力公司服務的宗旨。在變電站中，分散式電壓無功控制裝置是自動調節有載調壓變壓器分接頭和自動投切無功補償設備，從而使電壓無功功率控制在合格的范圍之內。因此，保證電力系統電壓的持續穩定性，是本裝置實現實時無功補償設計的主要目的。
1．硬件設計
該裝置采用大容量的鐵電RAM，能夠無限制地寫入及對數據進行永久性的保存；使用TI公司的TMS320LF2000系列芯片，本系列DSP專為實時信號處理而設計，融合實時處理能力以及控制能力，在較大程度上加強該系統的實時數據處理、FFT計算以及相對復雜的控制方式。128×64漢顯液晶可以提供友好、豐富的操作界面，同時實時打印現場所發生的事件，此外，由于通訊方式的靈活性，能夠同其它裝置自由組網。其原理框圖如圖1所示。
圖1主機原理框圖
2．軟件設計
2.1．VQC邏輯原理
變電站中一般有幾臺變壓器，VQC根據主變的運行方式的不同選擇不同調節方式。對于兩繞組的變壓器，取高壓側的無功功率作為無功調節的依據，取低壓側電壓作為電壓調節的依據。電壓的調節主要靠調節主變的檔位來實現，無功功率的調節主要靠無功設備的投切來實現。
2.2．基于傳統9區圖而改進的11區圖的定義
如下圖2所示，以無功功率Q為橫坐標， U為縱坐標 ，建立U-Q坐標系。在U-Q坐標系中，Uq為投退一組電容引起的母線最大電壓變化量。
圖2改進后的11區圖
2.3．VQC的調節方式
在主變高壓側電壓不變及輸入功率不變的情況下，主變分接頭上調，高壓側繞組匝數減少，主變低壓側電壓增大；反之，主變分接頭下調， 高壓側繞組匝數增加，主變低壓側電壓減小。對于并聯電容器組，當投入時，系統無功功率得到補償，無功功率減少，電壓升高；反之，退出后，系統無功功率增大，電壓降低。
在實際的運行方式中，可能會遇到這樣的一種情況，運行點落在6區的某個地方， VQC策略為切電容，但切電容后，系統電壓下降，無功功率增大，運行點落在7區， 7區策略為升分接頭，升抽頭后運行點又回到6區。此時造成電容器和分接頭頻繁調節且運行點在6區與7區之間徘徊。同樣的道理，在2區的某個地方，也會造成運行點在2、3區之間徘徊，電容器和分接頭頻繁調節。造成上述電容器和分接頭頻繁調節的原因，是由于投切電容器后電壓的升高或降低使得運行點向另一個不滿足的區移動。為此，可將9區作進一步的細分，從而制定更詳細的控制策略。將9區圖進行改進，得出11區圖。在61區，可采取的策略為切電容，因為此時切一組電容后，運行點仍落在6區內(61區或62區)，Umin
3．VQC的定值整定
對于VQC軟件，由于廠家的實現方法不一樣，因此定值也各不相同，然而，在VQC中，某些定值具有共通性，在此，我們僅對此些共通的定值的整定問題進行討論。
3.1．VQC的基本定值
3.1.1．Umax和Umin的整定
在9區圖里，Umax、Umin、Qmax以及Qmin決定了其分布。至于Umax和Umin的整定，我們可按照當地電網的運轉規程，給予電壓合格的上下限?？勺鲆缓唵闻e例：若當地10kV的合格電壓處在9.8-10.7kV的范圍內，那么Umax和Umin分別設定成10.7、10.0。如果10kV由于饋線長網損相對大的特別情況，則可以適當地增大Umin。
3.1.2．無功Qmax、Qmin的整定
Qmax與Qmin的整定比較復雜，因為Q與負荷大小密切相關。對于Qmax、Qmin的整定，應先根據當地電網對于功率因數的運行規定，確定COSΦmax及COSΦmin。例如:COSΦmax規程允許0.98，COSΦmin規程允許0.9。現假設對于一臺兩卷變壓器，容量為50000kVA?，F考慮該臺變壓器運行在額定負荷的80%情況下，則可得出Qmax及Qmin在80%的額定負荷條件下的值:
Qmax=80%＊S＊√(1-COSΦmin＊COSΦmin=17436kVar
Qmin=80%＊S＊√(1-COSΦmax＊COSΦmax=7960kVar
因為負荷是變化的，因此Qmax與Qmin隨著不同的負荷變化而變化。因此VQC軟件一般都要求分時段執行定值。所以可根據當地的負荷變化規律，在不同的時段整定不同的Qmax與Qmin大小。本裝置有可分為5個時段。
3.2．投退一組并聯電容器對電壓的變化率ΔU
一般在對母線電壓受到投一組并聯電容器的影響進行確定時不太容易，因為時間和季節的變化會使得負荷隨之不同，所以，想精確整定具有一定的困難性，但我們能夠通過自動化系統的遙測數據對此定值進行確定。
3.3．投一組并聯電容器對無功的變化率
對于一組并聯電容器，其出廠銘牌都會注明其容量，例如對于某電容器組，其參數為5010kVar，則其容量可直接作為投一組并聯電容器對無功的變化大小，例如對于上述電容，則其對無功的變化率為5010kVar。
結語
該裝置為分散式電壓無功控制方式，易言之，在各變電站中，自動投切無功補償設備以及自動調節有載調壓變壓器分接頭，從而使得當地電壓無功功率可控制在有效范圍之內。然而，這種方式若從整個電網的宏觀方面來講，可謂存在難以避免的局限性，缺乏潮流的大局觀。為了達到電網的無功優化控制，提高并加強系統運行的經濟性和可靠性，采取調度中心統一控制無功補償設備以及分接頭是最好的無功控制方式，即集中式控制。而電力調度控制發展的最高階段也就是集中式控制。在現階段，關于集中式電壓無功控制的理論已有較多的成果，而對于其的算法還需進一步的探討和研究。
參考文獻
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關鍵詞：電力 損耗 無功補償 策略
1、無功功率補償基本原理
現在電網功率主要包含有功功率以及無功功率。電網無功功率的補償原理為：直接把電能消耗,并且把消耗的電能轉變為熱能、有機能、機械能以及化學能，利用這些直接能量作功,所以這個部分功率叫做有功功率;不是直接的消耗電能;而是通過電能轉換為另一種能量,并且這種能量能使電氣設備作功的必要條件,這種能與電能在電網中進行轉換并且是周期性,所以這部分的功率我們稱之為無功功率。
2、無功功率補償都起到的作用
(1)電能的耗損得到降低。在進行無功補償功率的時候，同時在有功功率負荷不會改變的情況下，功率因素如果表現越高，負荷電流則是越小。從而有助于降低線路中的耗損，同時對電能的損耗也起到降低作用。
(2)提升電能的傳輸質量。在這一方面無功功率補償并沒有什么特別明顯，原因是無功功率主要的補償是通過電容，電容的投切會造成一定程度上的電壓突然波動，并且還會產生一定的諧波量，除非增加一定的額外電抗來控制諧波。并且可以通過以下有效的措施進行處理：低壓要保持大體上無功功率進行補償、基本上要保持常年具有的穩定性和對進行的投切次數不多高壓電容器的組合進行補償，最常用的方式就是通過手動投切。為了禁止出現功率補償超過預定量或者是在載量少的狀態時呈現電壓過高對設備造成損壞，在一般的情況下電容會自動進行投切方式。高壓或者低壓在功率補償效果一樣時，我們主要是通過采用自動的低壓式補償裝置。在輸電線路進行有功負荷輸送時可能會出現電壓耗損以及輸電線路進行無功負荷輸送時所使電壓損耗得產生是電壓耗損產生的主要部分。輸電線路上由于電抗要大出幾倍于電阻，對變壓器來說，其電抗則要大出幾倍或者幾十倍于電阻。因此，輸電線路的電壓損耗和變壓器的電壓損耗，主要是通過輸送無功功率進而產生的，所以，我們通過對無功功率的補償，進而降低電壓的損耗，達到電能質量的提高。
(3)降低線路中的壓降。由于輸送線路電流在傳送中變小，送電系統線路中的電壓損耗相應的也會減少，從而對系統電壓的提高有利于穩定，更能有利于啟動大的電動機。
3、通過無功功率進行補償從而使電能降低耗損
通過無功功率進行補償從而使電能降低耗損。應該對電容進行合理選擇補償方式。對于自身容量比較大，負荷比較穩定并且常常對用電設備進行補償方式適宜應用就地補償。對沒有功電容器組的補償方式則適合統一在配變電所中集體補償，在具有機械自動化水平比較高的流水線和比較大的容量機組工業中，適合采用的方式是分散補償。
(1)應用并聯電容器，進而減少了電能損耗。無功功率補償投入使用之后，隨著無功功率不斷的增加，系統總的電壓也在不斷的增大，從而減少系統中的電能的損耗。為了盡可能的降低電能損耗和降低電壓損失，最常用的就是補償辦法就是并聯電容器進行補償，所以低壓無功部分應該由低壓并聯電容器補償，高壓無功部分則采用高壓并聯電容器來補償。我們在應用并聯的電容器時，產生如下作用：第一，對系統的電壓有利于提高，從而降低電能的損耗目的；第二，有有助于功率因數不斷的提升，達到電壓耗損的降低。
(2)采取集中進行補償方式。變電站中組裝大型容量的電容器進行補償應采用集中進行的補償方式，從而得到電能消耗的降低，來實現節節約用電以及節約電能的目的。在應用集中補償方式時，還要依據滿足主變壓器對無功容量補償的需求，還有在確定無功容量的補償大小還要依據用電區間的無功功率、設備中的配電線路以及實際中對無功補償的水平，從而防止容量超過預定所出現的電網中的電壓攀升，最后導致損壞運行中的電容器。不同變電站的容量應按照主變壓器的容量來決定，從而達到電容器的自動投切，使電容器的利用率不斷得到提高，而且有利于維護，最終達到電能耗損減少的目的。
(3)配電線路采用分散進行補償。分散補償的方式應用于配電中的主變壓器及用電戶設備所進行的無功補償。假如用戶之間的主變離得比較遠時，適當的在供電所在的末端因該組裝進行分散補償的裝置，并且根據用電用戶端所需的低壓補償，從而提升線損的降低，同時增大了末端的電壓，最后達到電能耗損減少的目的。
(4)設備原地補償。針對大型電機和具有大功率的用電適合在原地進行補償。此種方法是最經濟實惠的，同時也是最有成效的補償。設備原地補償就是電容器與用電設備直接進行連接，中間的部位只需要添加保護的熔斷器，用電設備在進行投入的同時電容器也隨著一同投入，進行切除的同時還要一同切除，從而達到最實用自動的無功補償，從而達到電能損耗的減少，最終達到運行的經濟實惠。
(5)在低壓的配電網中主要補償方式。第一，低壓部分進行集中補償。配變網中對380V側低壓進行集中補償時，經常會應用通過微機對低壓式并聯的電容器柜的控制，最主要的就是實現用戶對功率因數得到提升，最終對無功就地進行補償。此種辦法對配電網和配變都有損失，從而進行保證用電用戶的電壓平穩和質量高的電能，這種辦法在電力系統是不被認同的。第二，配電中的變壓器的補償是隨著變壓器進行的。主要方式是低電壓的容器通過低電壓保護并且連接在變壓器的二次側，同變壓器投切是同步的，最終實現配電電壓器的無功補償。提高它的利用率，最終達到能耗的減少。第三，無功補償的隨機性。通過低壓的電容器組和同電動機組進行并聯，通過對它的控制以及保護裝置和電機投切使同步的。此方法投切進行時比較及時，接線方式也簡單，更利于管理。
4、結語
電能耗損的減少是通過對無功功率補償實現的，在現實使用中，應從技術和經濟上進行全方面的考慮，讓無功功率補償發揮到極致，得到合理化進行。它所投入的資金小、收益快，真正的達到系統能耗的減少，是使其經濟運行最有效的辦法。
參考文獻
[1]李梅蘭.從無功功率補償分析降低電能損耗的措施[J].技術物理教學,2008,(1).
