DL 5014-1992（条文说明） 330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定.pdf

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1、p DL 中华人民共和国电力行业标准DL 5014-92 330SOOkV变电所无功补偿装置设计技术规定条文说明主编部门：能源部东北电力设计院批准部门：中华人民共和国能源部水利电力出版社1993 北京前士一口为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本规定时能正确理解和执行条文规定，编制组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求，按本规定的章、节、条的顺序，编制了“330500kV变电所无功补偿装置设计暂行技术规定条文说明”，供国内各有关部门和单位参考。在使用过程中如发现本条文说明有欠妥之处，请将意见函寄东北电力设计院（长春斯大林大街96号，邮政编码130021)。49 第一

2、章总JHHJ mm月本章主要内容包括330500kV变电所无功补偿装置设计技术规定（以下简称技术规定抑的总的指导思想、适用范围、无功补偿装置总容量选择原则以及本规定与其它标准、规范、规程和规定的关系。第.o. 1条本条阐述技术规定的适用范围。本规定的适用范围是根据1988年电力规划设计总院下达本规定任务的适用范围及本规定编制大纲讨论会的讨论意见定下来的。电力规划设计总院于1988年（88）水电电规计字第14号文中明确本规定内容与要求为“适用于330500kV变电所中带投切电抗器电容器组和静止补偿装置的无功补偿装置设计的布关规定，不包括调相机。同年，在本规定编制大纲讨论会会议纪要中要求“本规定这

3、次编制适应范围应包括500kV并联电抗器部分内容（不包括系统部分。电力规划设计总院于同年（88）水电电规技便字第15号文中明确“关于330500kV变电所无功补偿装置设计暂行技术规定请按下达任务的适用范围和编制大纲讨论会会议纪要的有关要求开展工作。”第1.o. 2条本条阐述技术规定的指导思想及主要设计原则。(l）首先强调装置的设计必须执行国家的技术经济政策。(2）在总的设计思想中突出了安全可靠。由于无功补偿装置节能的经济效益很显著。与调相机比较，电容器总的投资费用要节省得多。但近几年，电容器爆炸起火事故较多，对电力系统的安全影响很大，所以，在设计中，经济与安全二者权衡，应将安全可靠摆在首位，要

4、做到“安全可靠、技术经济合理和运行及检修方便。”(3）随着电力系统的发展，系统中可控硅、电气化机车、电50 弧炉等产生谐波的负荷不断增长，使电网中波形畸变加重，而并联电容器对高次谐波分量有放大作用，当参数匹配时，还将产生高次谐波谐振。因此，谐波问题也是并联电容器设计中必须考虑的重要问题之一，设计应符合SD126电力系统谐波管理暂行规定的要求。第1.0.3条本条阐述本规定与相关标准、规范、规程和规定之间关系的处理。(1）按本规定编制大纲讨论会会议纪要规定z1）为了保持技术规定的独立性和完整性。对有关规程、规定、导则中适用于本规定的条文，可以移植过来做为本规定的条文。2）应与有关规程、规定、导则相

5、协调。(2）在无功补偿装置设计中，涉及的有关规程规范主要有：SDJ2220500kV变电所设计技术规程、SDJ5高压配电装置设计技术规程队SDJ9电测量仪表装置设计技术规程、GBJ16建筑设计防火规范、DLGJ14导体和电器选择设计技术规定等。无功补偿装置抗震内容将纳入西北电力设计院编制的电力设施抗震设计标准中。51 第二章系统要求第2.0.1条本条是330500kV电力系统无功补偿的总原则。根据SDJ161电力系统设计技术规程、SD131电力系统技术导则和SD325电力系统电压和无功电力技术导则制定本条文。第2.0.2条由于静止补偿装置和调相机单位造价高、损耗大等原因，当需要采用静止补偿装置

6、和调相机时应作技术经济论证。条文中明确应首先考虑采用分组投切的并联电容器组和低压并联电抗器组。第2.0.3条一般330500kV变电所电容器组补偿的目的是z(1）补偿主变压器无功损辑p(2）向110220kV电网输送部分无功s(3）补偿330sookV电网的无功缺额（特别是在事故情况下。750MVA和SOOMVA变压器满载时无功损耗一般分别为90Mvar和60Mvar左右。针对前两个目的，750MVA和SOOMVA变压器的补偿容量分别为240Mvar和160Mvaro第三个目的要看具体情况。当线路输送容量超过自然功率，特别是当装有高压电抗器时，线路充电功率不足以补偿线路的无功损麓，需由低压侧向

7、高压侧补充无功，中压侧输出无功将减少，功率因数需提高。在事故情况下，地区电压下降，电网处于事故方式下的无功平衡状态，送给中压侧的无功小于正常方式下送出的无功。如果事故使电压下降超过额定电压的5%时，330500kV变电所再增加补偿容量作备用，或另作无功电源安排，以提高事故状态的电压水平。52 针对上述补偿目的，330500kV变电所低压侧补偿容量一般为主变压器容量的30%以下为宜F对于距电厂较近的变电所，在经济合理的前提下应多吸收电厂无功，减少补偿容量，节省投资。高压并联电抗器的主要功能是限制工频过电压和潜供电流，以及平衡线路的充电无功。低压并联电抗器则主要是为了平衡超高压线路的充电功率，以保

8、证电网运行在要求的电压范围内。高低压电抗器补偿总容量一般要求为线路充电功率总和的90%以上。在超高压电网投运初期负荷轻，特别是在最小负荷运行方式下，输送容量小，是高低压电抗器需要量最大的时期。它决定变电所需装电抗器的总容量。按就地平衡原则，变电所装设电抗器的最大补偿容量，一般为其所接线路充电功率的1/2。目前低压电抗器安装容量一般在变压器容量的30%以下。在330500kV电网投运初期，由于轻载，电容器安装容量较少，甚至不装电容器。随着负荷增长和电网发展，安装容量相应增加。这些情况在变电所平面布置和控制室设计中，应考虑分批安装无功设备的需要。第2.0.4条分组容量在各种组合方式下投切时引起高次

9、谐波不应超过规定的放大量，不应引起谐振。330500kV变电所低压侧一般无负荷，投切电容器或电抗器组引起低压母线电压波动范围可大于2.5%，为此本条按中压侧电压波动不超过2.5%考虑。对500kV变电所而言，本条规定意义不大，因中压侧短路容量在5000MVA以上，分组容量大小主要决定于开关设备。对330kV变电所，中压llOkV侧短路容量可在10002000MVA，中压侧母线电压波动不超过2.5%的要求有一定的约束力，是控制分组容量的一个因素。断路器是目前限制分组容量大小的主要制约条件，分组容量不应超过断路器的技术性能。由于断路器投切电抗器的容量比投切电容器的容量大，因此53 电抗器分组容量可

10、加大。第2.0.s条原则上330500kV变电所的电容器组均需装设串联电抗器，以防止舍闸涌流及高次谐披放大。因设计变电所时，不可能预计投产年的谐波量，而且电网结构也不可能完全按照审定的方案实现。为此本条对串联电抗率提出了一般性要求。具体串联电抗器是否安装和数值大小，可根据具体工程情况验算和测试确定。串联电抗率为5%6%的电抗器后，对5次反以上各次谐波不会引起放大F经论证，当有必要时，对3次谐波可串联电抗率为12%13%的电抗器。第2.0.6条由于国内电力系统使用静止补偿装置不多，运行时间尚短，本条只根据国内引进工程情况和研究结果提出建议。选用断路器投切电抗器组BSR）和电容器组（BSC）与相控

11、电抗器（TCR）配合使用的方案，主要考虑以下几个方面优点z(1）相控电抗器（TCR）与可控硅投切电容器组（TSC）相比，其可控硅阀造价及银合投资较低，可靠性也较高，硅阀损坏率低F(2）与饱和电抗器相比，噪声小，灵活性高，可分相调节，适合输电系统采用F(3）断路器投切电抗器组和电容器组，造价低。如果采用缩短断路器投切时间，某些情况下也能对提高系统稳定起作用，特别是与TCR配合，可快速灵活控制电压和无功F(4）现已投运的沈阳、江门、郑州和株洲等变电所，均采用相控电抗器。相控电抗器容量应大于电容器和电抗器分组容量，以便投切电容器组和电抗器组时，相控电抗器有能力适应因它们投切而引起的无功波动。条文提出

12、相控电抗器容量不应小于电容器和电抗器组两者中的最大分组容量，当然从减少投资和降低电能损耗来讲相控电抗器容量也不宜过大。54 第三章接线第一节一般规定第3.1. 1条本条规定为电压配合的原则要求。电容器的无功容量与施加电压的平方和频率成正比（Qc=2f2）。一般系统频率变化很小，所以电容器端子上若施加的是额定电压，则它的输出亦为额定功率；如果降低电压运行，电容器无功输出将大大减少，影响无功补偿效果。电容器过电压运行，将增加元功出力，造成电容器过负荷，其危害也很大。因为过电压运行将促使电容器场强增高，引起介损增加，长期过负荷运行会使电容器失去热平衡，形成热击穿而损坏，从而影响电容器的使用寿命。所以

13、电容器的过电压运行也是应该避免的。因此，在设计中应尽量做到使电容器既能输出额定功率又不过载，以符合既安全又经济的要求。在选择单台电容器额定电压时应考虑串联电抗器使电窑器端电压升高的影响。为了使国产电容器的额定电压与系统电压相配合，电容器装置（装设6%Xc串联电抗器）的工作电压通常采取的组合方式主要有以下几种：(1) 11/ ./3kV的电容器接成星形用于lOkV系统$(2) 11/2 .（言kV的电容器两段串连接成星形用于lOkV系统z(3) 10. 5kV或llkV的电容器两段串连接成星形用于35kV系统；(4) 1920kV的电容器两段串连接成星形用于63kV系统。还应指出，电容器虽然可以

14、在1.1倍额定电压下长期运行，但在考虑接线方式时，尽可能少利用这个裕度。55 第3.1.2条本条首先规定无功补偿装置接入系统的电压等级，这是由目前已建成或已有设计的330、500kV变电所统计得出的。同时本条强调“进行综合技术经济比较确定”。这是因为选择各类无功补偿装置的电压等级最终对变电所综合造价及补偿效果影响较大。就分组数量、占地面积、配套设备难易及综合投资方面而论，20kV (15. 75kV）较63kV及35kV为差F63kV技术性能最优535kV综合投资最小。因此，当主变压器三次侧不装总断路器时，从解决断路器技术性能的要求、造应高寒地区并留有裕度、占地面积及配套设备等方面看，高电压等

15、级均较低电压等级为好。对于今后主变压器三次倒要装设总断路器时，也是高电压等级较易解决总断路器供货问题，例如20(15.75)kV总断路器，在国内较难解决，而且造价昂贵。可结合我国各地区具体情况，在东北地区500kV变电所中主变压器三次侧电压选用63kV级，有利于断路器的解决，并留有裕度。一般500kV变电所中主变压器三次侧电压可选用35kV级主变压器三次倒15.75(20)kV电压等级适用于调相机补偿方式或静止补偿器方式。目前国内静止补偿装置的电压等级一般为820kV（国外有30kV) ！连接在主变压器低压侧。由于配套设备的原因，电压等级过高则费用增高，有时甚至难以满足技术要求。当主变压器三次

16、侧电压等级过高时，可采用中间变压器使静止补偿装置的电压降低。具体工程中对主变压器三次侧电压等级的选取可通过对不同电压等级下各组件的综合技术经济比较确定。这些组件包括：1)主变压器；2）开关设备F3）可控硅装置及是否带中间变压器$4）电睿器、电抗器组F5）所用电摞设备；6）其它辅助设备。对于新建变电工程，在做近、远期技术经济比较的基础上，应尽量使主变压器三次侧电压与静止补偿装置的电压相配合，以避免采用中间变压器。56 第3.1.3条本条明确提出了进行无功补偿装置的主接线设计中应考虑的主要条件相基本要求，其中供电可靠和节约投资应是最主要的基本要求。针对无功补偿装置的补偿性质和安装容量与负荷增长情况

17、密切相关，需要分期分批投资建设的特点，在设计主接线及总布置时要考虑有利于分期扩建、改建等要求。设计中应根据方针政策，结合工程具体情况，综合考虑对主接钱的要求，并通过技术经济比较确定。第3.1.4条本条文规定了主接线可靠性的基本要求。对主接线可靠性的评价，最好是通过可靠性计算，但由于目前缺乏计算用的基本参数，因此，还不能以计算作为判据来决定主接线的方案，只作为设计时的参考。330500kV变电所中的无功补偿装置，除了要求装置本身有较高的可靠性外，更重要的是应考虑补偿装置对整个变电所及系统的安全运行可靠性的要求，因为330500kV变电所牵攒的系统范围较大，出现不正常运行或故障后所带来的损失与后果

18、较大。本条列出的涉及可靠性的三条原则性要求也是本着这个原则，并结合历年来运行和设计所积累的经验与教训提出的。首先是要保证变电所主变压器的安全持续运行。因为主变压器三次侧装设多组无功补偿装置，一般为单母线接线，母线三相短路电流达4050kA，主变压器三次侧总的容性电流达数千安。目前国内尚无适合于主变压器第三绕组出口技术要求的总断路器，因此很多工程只能不装设此总断路器。在主接线设计时应首先考虑在此种情况下任一组无功补偿装置出现故障时不影响主变压器的连续运行，同时在母线及其所连接的分支设备的本体布置设计时，也要尽量减少发生两相短路的几率，保证主变压器的连续运行。近年来，单台大容量并联电容器爆炸事故较

19、多见表5. 1. 3. 1)，所造成的损失较大。例如：1988年10月16日凤凰山500kV变电所发生120台334kvar并联电容器因2台电容器爆炸及桥差电流互感器爆炸起火而全部烧毁，损失惨重。这次事故的57 事故报告中指出z单相桥差保护接线方式（接线示意图见图30台30台t工工图3,1. 4 单相桥差保护接线图3. 1. 4）的并联电容器组，“.由于电容器上产生了2倍以上的过电压.先有一台电容器在过电压下首先击穿。一台电容器全击穿，全组电容器向它放电，同时，并联的另一组电容器（30台每台334kvar）经平衡电流互感器向它放电，电流豆感器内有大电流流过，大能量耗散于平衡电流互感器中，致使一

20、声巨响使该电流互感器和电容器爆炸，破损后，短路电弧使有机绝缘物和绝缘油燃烧起火.其余电容器也先后烧坏J从中看出，该组电容器的接线是将60台334kvar电容器并接于一段中，政使对故障电容器的放电能量（该报告叶算得出为248kJ)远大于电容器的耐爆能量，同时又由于采用单相桥差平衡电流互感器保护接线，致使发生这类事故时，平衡电流互感器承受30台334kvar电容器放电冲击过电流，致使其爆炸。这是单相桥差保护接线的缺点。对于大容量并联电容器组，为了减少并联段电容器过多引起放电能量过大，应选用双垦形接线方式。另外在主接线设计时也要十分注意合理选择无功补偿装置中的配套设备。无功补偿裴置的容性或感性参数与

21、各种运行方式下的系统综合阻抗的配合不当，可能出现对某次谐波的谐振茹谐波放大，其后果重则发生重大事故，轻则影响输送电能的波形质量。因此，合58 理选择无功补偿装置的分组容量避免可能导致危害的谐振及谐波放大，应作为主接线设计可靠性要求之一。第3.1.s条本条规定是根据330500kV变电所要求其主变压器三次侧装设无功补偿装置最终规模为2组并联电抗器、4组并联电容器，一个所用电间隔，连同主变压器出线间隔及其旁路间隔，总共为9个元件，无功补偿装置又允许暂时停止运行的条件制定的。因此，参照变电所设计技术规程规定，对于63kV及以下的电压等级，母线上总元件数为9个，一般应为单母线接线方式或按总断路器性能要

22、求可采用单母线分段接线方式，一般以隔离开关分段。这是因为总回路通过总负荷电流（在全部无功补偿装置投入运行时）大于单台断路器切合能力。例如有的工程中采用两台总断路器，并兼作互为捡修备用。东北地区的海城变电所及华北地区的房山变电所即为此种接线方式。1063kV无功补偿装置在选择接线方式时首先要基于以下几点原则：(1）立足于当前国产设备E(2）满足第3.1. 4条规定的可靠性要求F(3）串、并联电抗器、电容器及其电流互感器、隔离开关的分相布置方式和提高主变压器三次侧母线相对地绝缘水平和相间距离的设计标准，以此作为尽量避免玉变压器三次侧发生相同短路的有效措施。根据这些原则，总结现有工程设计经验，可有以

23、下几种接线方式供工程设计中进行技术经济比较时参考：(1）主变压器三次侧装总断路器，无功补偿各支路经或不经限流电抗器（兼作电容器支路串联电抗器）装设负荷开关。此种接线方式一般适用于能解决总断路器的供货，且无功补偿装置组数较多，三相铁芯电抗器及并联电容器均为非分相布置情况。(2）主变压器三次侧不装总断路器，无功补偿各支路装设断路器或可控硅投切装置。此种接线方式要求分支断路器能开断母线三相短路电流，一般适用于组数较少，三相铁芯电抗器或并联59 电容器为非分相布置情况。(3）主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器支路的中性点装设断路器或负荷开关或可控硅投切装置，在并联电容器支路经限流电抗器兼作电容器

24、支路串联电抗器装设断路器（对于单星形接线的电容器组限流电抗器可装在中性点侧）。此种接线方式对三次侧母线的相对地绝缘水平和相间距离的设计标准均比常规标准高，以尽量避免发生相间短路的可能，一般适用于单相空芯串、并联电抗器，且电抗器、电容器及其电流互感器、隔离开关均为分相布置的情况。此种接线方式美国G/C设计公司等已广泛采用。(4）主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器、并联电容器支路经限流电抗器（兼作电容器回路的串联电抗器裴设断路器或可控硅投切装置。此种接线方式一般适用于当断路器不能开断母线短路电流旦分组数较少，采用单相空芯串联电抗器或并联电容器为非分相布置（三相多层布置）的情况。东北的吉林省长

25、春合心变电所及黑龙江省的晗南变电所即为此种接线方式。(5）当具有较多组大容量并联电容器时，在满足回路设备所允许短路电流时，采用小值串联电抗限制涌流（以0.5%1%的串联电抗器代替6%串联电抗器可节省投资，另装设或不装设小容量谐波滤波器的接线方式。选用此种接线方式应有技术经济论证，确保变电所母线的谐波指标满足SDL26电力系统谐披管理暂行规定的要求。东北的辽宁省沈阳500kV变电所即为此种接线方式。第3.1.6条本条规定的原则是表明，在决定高压并联电抗器安装接线位置时，应根据布置条件、占地面积、载被通信质量及载波、继电保护可靠性等技术经济综合比较后决定。在某些情况下，经验算能保证通信质量时（或在

26、电抗器回路另加阻波器措施后，将电抗器装在阻披器的线路侧有可能缩小配电装置纵向尺寸。第3.1.7条基于每组主变压器三次侧安装的无功补偿装置60 主要是补偿本组变压器本身及其220kV母线侧所需要的无功容量，又由于配电装置布置不易实现的原因，因此各组变压器三次侧无功补偿装置之间一般不考虑并联运行，也不宜装设相互切换的设施。第3.1-8条500kV变电所中的无功补偿装置，一般装设在主变压器的三次电压侧(15.7563kV），其分支及总断路器较难解决，特别是总断路器在工程设计时是否设置及如何选用至关重要。其原因是；(1）开断短路电流较大，为13035kA;(2）能投切8.82kA的容性工频电流（此值对

27、应于额定电压15. 7563kV、240Mvar的容性负载）且不发生重燃；(3）回路的固有频率极高(1020kHz），断路器应能承受极高的恢复电压上升速率。断路器满足上述那样苛刻的技术条件是十分困难的，造价也十分昂贵，它们均是进口设备，需要大量外汇。在工程设计考虑无功补偿装置主接线时如何解决此断路器是较突出的问题。为此国内也有一些变电所设汁中省去了这个总断路器。其主要理由是：(1）主变压器三次侧电压15.7563kV均是不接地系统，即使发生单相接地也不会使断路器跳闸。(2）主变压器三次侧的低压电抗器和隔离开关选用单相式的分相布置，避免发生相间短路，提高供电可靠性。如：经不完全统计约30个500

28、kV变电所的初步设计中省去主变压器三次侧总断路器的就有长春合心、哈南、江都、南京、黄搜等五个变电所，它们均选用单相户外空心干式并联电抗器，可避免发生相间短路，其可靠性优于三相油浸铁心式电抗器。(3）主变压器三次侧电压母线的相间距离一般比常规的高，当必要时也可提高其绝缘水平。(4）国内500kV变电所中的低压并联电容器组用的断路器，绝大部分是选用引进技术制造的或进口的设备，投切电容器组的可靠性较高。61 基于以上几点原因，可能使主变压器三次侧发生相间故障机率较小，因此也就可以考虑省去既昂贵又难以解决的总断路器。但是，经向大多数运行单位调查表明，他们很难接受省去500kV变电所主变压器三次侧出口总

29、断路器的设计方案。其理由是一旦这一侧母线及其所连接的设备发生相间故障（尤其对于无功补偿装置组数超过4组时），将使500kV变电所全停电，这对系统造成的损失可能是很大的。第3.1.9条330500kV变电所内的感性无功补偿，主要是补偿500kV线路的充电功率，而容性补偿是为供给主变压器及220kV侧的无功需要，这两种补偿往往不允许民时间中断。本条规定中明确不要因为总断路器检修而将补偿装置退出运行，影响系统的正常运行。第3,1. 10条相控电抗器回路中的可控硅装置为控制电抗器运行的设备，能起到负荷开关的作用，可用于正常运行条件下的操作。故当主回路装设具有切短路故障能力的总断路器，并在真他分支回路装

30、设负荷开关时，在相控电抗器回路可不装设负荷开关。静止无功补偿装置在我国尚属新技术，国内尚在试制阶段，相控电抗器的可靠性有待实践考验。因此，为保证主变压器及变电所的运行可靠性，当不装设总断路器时，各分支回路包括相控电抗器回路均应装设具有切短路故障能力的断路器。由于静止无功补偿装置中的谐波滤波器主要是吸收相控电抗器产生的谐波分量，故相控电抗器支路与谐波滤波器支路应固定连接在一起并为一个分支。当谐披滤波器容量校大时，也可研究在该回路设分支断路器，因为谐波分量的大小取决于可控硅装置中阀的导通角。当导通角为goo时，相控电抗器满发感性无功功率，但无谐披分量产生，故可不必投入谐波滤波器，以增加感性无功的有

31、效输出。若惜波滤波器容量较大且无分支断路器，则谐披滤波器的容性无功功率将抵消一部分相控电抗器的感性无功功率，从而造成浪费。自日设有分支断路器，此时就可将谐波捷、波器切除避免浪费。若谐波滤62 波器容量较小，造成的浪费较少，可不必花投资来装设分支断路器。在实际工程中，谐披捷披器支路是否装设分支断路器需根据不同运行方式下的技术经济比较确定。第二节并联电抗器和并联电容器及其配套设备的接线方式第J.2.1条如何合理选用低压并联电抗器回路投切电器，要根据电气接线方式、单组电抗器容量操作过电压倍数及母线三相短路电流大小等因素，经技术经济比较后选定。目前国内尚未生产15.7563kV的大容量负荷开关，对于主

32、变压器三次侧设有总断路器的接线方式，并联电抗器回路断路器只作投切电感电流用，不作开断三相短路电流用，这样可选用低开断容量的断路器（以此作负荷开关用），从而降低设备投资。第3.2.2条在主变压器三次侧电压低于35kV以下时，将会出现本条的情况。目前500kV变电所通用设计表明，35kV侧母线三相短路电流已为43.OlkA （主变压器容量为750MVA），因此就要选用开断50kA三相短路电流的断路器。目前国产设备只有126kV级的SF断路器才有此能力，即要提高两个电压等级。用此种方式，还是采用加装限流电抗器，或装设总断路器，或电抗器中性点侧装断路器，则要作技术经济比较确定。例如：东北黑龙江省的哈南

33、500kV变电所35kV并联电抗器回路，经技术经济比较后采用断路器前加装限流电抗器的接线方式，而且将限流电抗器的电抗值汁入电抗器回路的总电抗。第3.2.3条断路器开断低压并联电抗器时，由于断路器截流，电抗器上储存的能量将通过电抗器入口端的等值电容释放，并产生振荡，在电抗器上形成截流过电压。空气断路器产生的截流过电压较大，真空断路器次之，六氟化硫断路器产生的截流过电压最小。从我国500kV变电所中低压并联电抗器的接线来看，当采用六氟化硫断路器时，基本上不设避雷器；当采用真空断路器或负63 荷开关时，均设有避雷器（即使ABB公司也如此建议）。如东丰sookV变电所切、合低压并联电抗器试验中，用六氟

34、化硫断路器切一台30MVA的电抗器，产生的截流过电压一般为1.9 2. 3倍稳态运行电压，最大截流过电压在2.6倍以下，故不需要装设避雷器。本条间接地说明真空断路器（或负荷开关）用于并联电抗器回路的缺点。因断路器操作并联电抗器产生的截流过电压发生在并联电抗器端部，要限制此过电压，则应将避雷器装设在断路器的并联电抗器侧，这样才能起到保护并联电抗器的作用。第3.2.4条由于空心户外干式并联电抗器选用双星形中性点差流保护接线方式，可检测其内部匣间短路。此种保护接线方式已在华北的房山变电所、黑龙江省的哈南变电所35kV并联电抗器中应用。由于双星形中性点差流保护接线方式要求单相并联电抗器线圈内部分裂并联

35、绕制，对制造要求的精度极高，往往致使三相两中性点之间出现不平衡电位，正常差流值大，华北房山变电所即出现此种情况；又由于空心户外干式电抗器一般臣间电压仅数百伏，而其绝缘耐压达3kV以上（一般为B级绝缘），因此出现臣间击穿的可能性极小。为简化保护及一次设备的制造工艺，使运行维护简单，华东地区选用高一级绝缘CF级绝缘）的单相单星形接线方式（华东任庄、洛河变电所35kV、45Mvar并联电抗器），东北锦州董家变电所35kV并联电抗器也选用此种接线方式。第3.2.s条由于500kV变电所主变压器三次侧是中性点非直接接地系统，因此，并联电容器的中性点为全绝缘，其内部接线基本上分两种，单星形接线方式及双星形

36、接线方式，国内设计中也均选用其中之一。并联电容器组内部接线方式的选择取决于单组电容器容量大小、组成内部电气设备的性能、参数以及运行和设计中所提出的要求等因素。500kV变电所中的大容量并联电容器组一般选用并联电容64 器单组容量为3060Mvar。对此大容量电容器组其内部接线选为双星形接线有以下优点：(1）就每段并联台数而言，双星形接线比单星形接线少1倍。对60Mvar容量，前者为15台334kvar电容器，后者则为30台；前者放电能量均19.306kW S，后者为219.306=38. 612kW S；单台电容器耐爆能量为13kW S，加上保护熔断器上的能量消耗（熔断器耐爆能量的试验通过值为

37、15.06kW S）尚允许15台334kvar单台电容器并联，而30台并联是不允许的。(2）双星形接线的中性点不平衡电流保护用的电流互感器较单星形接线每相不平衡电流保护用的电流互感器为安全。当某台电容器发生极间短路时后者电容器的放电电流及经不平衡电流保护用的电流互感器的放电电流均较前者大得多。此时在后者电流互感器两端造成极高的过电压，可能使电流互感器发生绝缘事故，甚至引起爆炸(1988年8月凤凰山变电所就发生此类事故）。(3）平衡保护所需的差电流互感器双星形接线比单星形接线的少2个。(4)双星形接线的本体布置较清晰，电容器框架上的引线较单星形接线少，因为单星形每相差流互感器均需要高电压引接线，

38、因此双星形接线所需的支持绝缘子数量较少，可能发生的绝缘事故点也较少，相对而言提高了运行可靠性。双星形接线在我国已有成熟的设汁和运行经验。对于单组容量为30Mvar及以上的并联电容器组，在国外，尤其是美国，均优先选用双星形接线，从50年代至今已有大量的运行经验。此种接线己作为美国电容器标准化委员会的推荐接线。第3.2.6条在国内，每相多段的电容器组主要是两段串接。对于电容器组每相的接线方式，目前有两种意见：先并后串，先串后并。持后一种意见的人数较少，工程中采用得也少，在工程中用得多的接线还是先并后串的接线方式。采用先并后串接线方式时，当任一台电容器故障击穿后，故障电流由两部分组成：系统供给的工频

39、故障电流，其余健全电容65 器的充放电电流。由于通过故障电容器的电流大熔丝能迅速熔断，切除故障电容器，从而排除故障，使电容器组继续运行。采用先串后并的接线方式时，当一台电容器故障击穿时，故障电流要受与它串联的健全电容器容抗的限制，故障电流比先并后串小，熔丝不能尽快熔断，故障延续的时间长，与故障电容器串联的健全电容器还可能因过电压而损坏。为满足特殊要求，有些电容器组每相采用几个并联部分组成不完全属于先并后串的接线方式。最小并联台数是为保证如果并联电容器组中任台电容器因故障被熔断器切除后，该故障段中剩余的电容器端电压的升高值不超过电容器民期工频稳态过电压允许值。计算公式见DL5014附录三。最大并

40、联台数由一台电容器全击穿时，熔断器所能开断的故障段中健全电容器的最大放电电流确定。当未装设熔断器时，最大并联台数由电容器外壳的允许爆破能量确定。由于最大放电电流目前尚无准确的计算方法，工程设计中一般以电容器的最小允许爆破能量确定最大并联台数。第3.2.7条电容器组在电网中的运行方式随无功负荷及电压的变化而改变，高峰负荷电压偏低时投入，低谷负荷电压偏高时切除，从而起到节能和调节电压的作用。因此电容器组的断路器通常操作较为频繁，电容器组合闸时将产生涌流，断路器在开断电容电流时，又容易产生电弧重燃，合闸时的高频涌流和开断时的重燃产生的过电压，将会对电容器及回路中其他设备的绝缘造成损害。限制电容器组分

41、闸过电压或降低其倍数的关键是消除或减少断路器断口的重燃，我国对此也作了不少研究工作并改进了此类断路器的性能。选用不重燃的断路器是限制过电压的首要措施，为此电容器装置必须设置适合电容器组投切要求的专用断路器。当开断短路与投切用断路器在价格上有明显差别时，通常采用价格便宜的投切用断路器用于各分组，而选用一台能开断短路66 及全部电容器组的断路器作各分组电容器的总断路器，某些情况下可以节省总投资。第3.2.s条本条规定明确接设串联电抗器的原则及区分串联电抗器的作用。(1）变电所中只装一组电容器时，一般合闸涌流不大，当母线短路容量小于80倍电容器组容量时，涌流将不会超过电容器组额定电流的10倍。由于1

42、0倍以内的涌流不足以对回路设备造成损害，因此，可以不装限制涌流的串联电抗器；当并联电容器组追加投入合闸时，合闸涌流将大大增加，这个电流将会达到回路设备所不能允许的程度，在此种情况下应装设限制涌流的串联电抗器。东北、华东电业管理局规定：“变电所有两组或两组以上的电容器并列运行，为调整电网运行电压，有分别投切电容器组的操作时，电容器组必须装设限制涌流的串联电抗器。”天津电力局还规定“.当母线上仅接有两组电容器时，应尽可能将两组电容器布置在母线的两端。”其目的也是为了限制合闸涌流。母线上只接一组电容器该处谐波分量又不大，则可不装设串联电忧器。并联电容器组合闸涌流及涌流频率可以按照DL5014附录工的

43、公式计算。(2）当系统的高次谐波含量超过规定时，应优先考虑在谐披摞处采取限制措施z若母线上原有的高次谐波含量在电力系统高次谐波管理暂行技术规定的允许范围以内，装设电容器装置后，因容性阻抗将原有高次谐波含量放大，超过了允许值，则应在电容器回路装设串联电抗器，以改变回路阻抗参数，达到限制谐波的目的。(3）串联电抗器的作用是多功能的，归纳起来主要有：减少网络中谐疲源对电容器过负荷的影响；减小电容器组涌流的倍数和涌流频率p减小电容器侧的短路容量F抑制电容器回路中产生高次谐波谐振及谐坡的过分放大p减少电容器组断路器在两相电弧重燃时的涌流以利灭弧。但其主要作用是抑制高次谐波和涌流。电容器组因频繁操作即使采

44、用专用的负荷开关（包括真空断路器）开断短路电流仍有困难，所以用电抗器来限制电67 容器回路的短路电流是一个比较经济的办法，为此需要采用不易饱和的空心电抗器。油浸铁芯式电抗器易于饱和，当通过25倍额定电流时，其电抗值降为其额定值的20%左右，所以它不能作限流电抗器使用。当具有较多组大容量并联电容器时，可考虑只用小值串联电抗（XLl%Xe）限制涌流，另根据谐波水平状况决定是否装设小容量谐波滤波器。这是因为若在每组电容器回路串联兼有谐波滤波作用的串联电抗器，其电抗值均在6%Xc以上，从而使投资增大（目前串联电抗器每手乏在80120元之间，而且还损失并联电容器的安装容量或使电容器运行条件恶化。当然，此

45、种接线方式需有综合技术经济论证后采用。如东北的沈阳500kV变电所中就是采用此种方式。由综合技术经济分析比较得出，并联层式结构的户外空心干式串联电抗器在技术性能上、运行维护上较三相（或单相）油浸铁芯电抗器有很多优点。尤其是它所具有的良好的线性、噪音低、无局部过热、基本不需维护、重量轻、无防火要求、具有较强的抗短路能力等性能，是油浸铁芯串联电抗器所不能比拟的。经调查，我国目前有数家厂家巳批量生产此类空心串联电抗器，并已通过挂网试运行及专业技术鉴定。因此，本规定推荐选用并联层式结构的户外空心干式串联电抗器。第3.2.9条对于星形接线的电容器组，限制合闸涌流或抑制谐波的串联电抗器，无论接在电容器组的

46、电源侧或中性点侧，其阻抗特性是完全一样的，可以起相同的作用。串联电抗器接电源侧，当电容器组的母线侧短路时，串联电抗器必须承受系统短路电流，因此要求它具有较高的动、热稳定性。串联电抗器装于中性点侧，可以不受系统短路电流的作用，从而降低了对串联电抗器动、热稳定的要求，机械强度要求可以降低，产品价格也相应低一些。对于双星形接线的电容器组，若把串联电抗器装在中性点侧，电抗器的技术经济指标虽可降低，但要装两组；而装在电源侧虽68 需提高电抗器的电气性能，提高价格，但只需装一组，又可兼作限流电抗器，发挥其多功能作用。综上所述，串联电抗器在电容器装置回路中的装设位置，应根据工程实际情况经技术经济比较确定。第

47、3.2.10条电容器组的操作过电压主要是由断路器重燃产生的。从国内使用情况来看，国产真空断路器具有3%6%的重燃率。1977年以来，先后在10多个变电所，对国产几种型号的30多台真空断路器进行投切试验，重燃率达4.23%，其中多相重燃率为1.98%，对地过电压超过4倍的为9.3%。在国外，如日本、美国的真空断路器灭弧性能较好，重燃率一般都在0.1%以下，但仍然配合氧化特避雷器加以保护。故真空断路器应装设避雷器保护，而六氟化硫断路器重燃率极低，可不设避雷器保护。断路器在切电容器组时，单相重燃可在电容器的相对地之间产生4倍以上的过电压，两相重燃可在电容器极间产生3倍以上的过电压。例如1978年12

48、月华北侯家庙变电所电容器组，在试验第8组断路器时，由于没有避雷器保护，在较高的重燃过电压下，发生断路器闪络，而此时断路器断口又没有熄弧，造成母线短路。辽宁灯塔一次变电所lOkV电容器组，未装避雷器之前，在切合4次电容器组的操作中发生过2次过电压；装上氧化辞避雷器后，进行了LO次切合试验，出现的过电压不超过1.4倍。1981年9月天津陈塘庄变电所电容器组在投运试验中，发生两相重燃，出现4.2倍的重燃过电压，A、C两相的阀型避雷器CFS-10型）当即动作，但因届流容量不够而爆炸，电容器的支持绝缘子闪络击穿。又如苏州平门变电所电容器组在做投切试验时，第一次投切30次试验中，因氧化辞避雷器未到货，未能

49、限制投切试验中的重燃过电压，损坏了一台电容器；第二次投切试验150次中，由于安装了氧化钵避雷器，断路器分闸重燃时氧化铮避雷器动作（已录波）有效地防止了电容器损坏事故。据华北电力试验研究所持导，在切电容器组试验的54相次重燃数据的统计中，电容器侧的过电压倍数较母线侧高。例如，断路器重燃时的电容器侧出现2倍69 过电压的几率有50%，出现5倍过电压的几率仍有2.5%。因此本条规定氧化钵避雷器应装设在电容器附近。在并联电容器装置中，当电容器、串联电抗器和断路器之间的相对位置不同时，可采用不同的避雷器保护方式。根据断路器重燃几率，如仅需要限制单相重燃过电压，则可采用表3.2. 10 1 中接线方案1至6所示的保护接线。能源部武汉高压研究所在TNA上做的试验表明（见表3,2. 10-1），这6种保护接线均可将电容器对地过