10KV电容器解读
10kv电容的原理
10kv电容的原理
10kV高压电容器的工作原理主要有:
1. 电容器由两片电极板和介质材料组成,电极间充入绝缘介质。
2. 常用介质有空气、陶瓷、塑料薄膜、油纸等。
3. 高压条件下需要高抗电压的介质,如陶瓷、特殊塑料等。
4. 电极为了获得大电容,需要增大表面积,常做波纹或卷曲形状。
5. 供给电压后,电极间形成电场,电荷在电极间分离储存。
6. 电容量与电极面积、距离及介质的介电常数有关。
7. 高压电容有抗压分级层层串联的结构,确保绝缘电压。
8. 外壳采用碳化硅、环氧树脂等绝缘材料,保证人身安全。
9. 带荷电极会产生静电吸引力,需要内部支撑结构。
10. 电容会发热,需要选择散热性能好的材料。
10kV电容器技术规范书
和县和成矿业35kV变电站工程10kV并联电容器成套装置技术规范书批准：审核：校核：编写：巢湖鼎力电力工程设计有限公司2008年05月巢湖目录1. 总则2. 技术要求3. 使用环境条件4 . 设备名称及套数、型号规格5 . 设备概况6. 配件的技术要求及质量保证7. 整机8. 技术服务9. 质量保证和试验附图：电容器接线图1总则1.1本规范书的使用范围仅限于和县和成矿业35kV变电站工程10kV并联电容器成套装置的定货，它包括本体及其附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。
1.3本规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
1.4如果供方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，那么需方可以认为供方所供的产品应符合本规范书的要求。
1.5在签定合同之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，根据具体情况由供需双方共同商定。
2技术要求2.1 设备制造应满足下列规范和标准DL/T628-1997 《集合式并联电容器装置设计规范》GB50227-95 《并联电容器装置设计规范》GB311.1-83 《高压输变电设备的绝缘配合》GB5582 《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB311.2-311.6 《高电压试验技术》GB3983.2-93 《高电压并联电容器》GB11024-89 《高电压并联电容器耐久性试验》GB11025-89 《并联电容器用内部熔丝和内部过电压隔离器》ZBK48003-87 《并联电容器电器试验规范》JB3840 《并联电容器单台保护用高压熔断器》SD205-87 《高压并联电容器技术条件》DL462-92 《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》DL653-1998 《高压并联电容器用放电线圈订货技术条件》其它有关的现行标准3使用环境条件3.1 海拔高度：1000m3.2 最高气温：+40℃3.3最低气温：-10℃3.4 最大日温差：25℃3.5 最大风速：30m/s3.6 覆冰厚度：5mm3.7 最大月平均相对湿度：不大于90%(25℃)最大日平均相对湿度：不大于95%(25℃)3.8日照强度：0.1W/cm2 (风速0.5m/s)3.9 抗震能力：地面水平加速度：0.2g地面垂直加速度：0.1g共振正弦二周波，并应考虑导线振荡和导线张力的影响，安全系数1.67。
浅谈10kV电容器故障原因及措施
浅谈10kV电容器故障原因及措施摘要：随着电力使用在现代化科技化社会的普遍应用，对电容器故障所导致的影响给广大居民及企业单位造成了许多不便。
本文就变电站的10kV电容器所发生的故障及原因进行了分析及探讨解决方案与措施。
关键词：变电站；10kV电容器；故障及产生原因；故障分析；解决措施随着国家电网不断发展，10kV配电线路规模日益增大，线路对电容器无功补偿的稳定性要求更高，可以说电容器运行是否可靠同整个电网安稳运行直接相关。
但是当前电容器在多种因素下故障频发，对配电线路运行造成了严重不良影响。
本文结合实际工作经验对10kV配电线路中无功补偿电容器的常见故障及故障原因进行分析，并指出相应防范措施。
1.10kV配电线路电容器无功补偿的意义10kV配电线路所包含的变压器及电动机等类似的大功率装置均属于感性负荷袁其自然功率因数是较低，这就导致其在实际运行过程中袁需要为其提供一定的无功功率袁直接影响到电动机尧变压器输出功率袁降低了其有功功率的输出袁增加了10kV配电线路电压降袁为更好的降低10kV配电线路的损耗袁提升10kV配电线路输电的质量与容量袁在10kV配电线路内加入电容器无功补偿是非常必要的袁有利于提升10kV配电线路功率因数袁提升用电设备的有功容量袁实现10kV配电线路输电能力的提升袁更好的保证10kV配电线路供电的可靠性及安全性。
1.变电站10kV电容器实际运行中常见的故障变电站10kV电容器在实际运行的过程中，难免会出现一些故障和问题，就常见的故障来说，主要有以下几个方面。
1.1电容器的外壳以及瓷套管存在漏油的故障由于电容器本身就是一个全封闭的系统，因此，当个别企业在制造电容器的过程中采用的工艺不够合理，或者在运输电容器的过程中发生了一些意外，都会导致电容器出现漏油和渗油的问题。
而电容器一旦出现了漏油或者渗油的问题，都会使得电容器的套管内部出现受潮的现象，进而将电容器套管绝缘电阻的能力大大降低。
10KV电容器(110、35kv站)解读
10kV无功补偿装置技术规范书2008年7月1 总则1.1 本技术协议适用于山西地电股份公司110kV变电站新建工程。
它提出了对该无功补偿设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 需方在本技术协议中提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合本协议和工业标准并经鉴定合格的优质产品。
1.3 如果供方没有以书面形式对本技术协议的条文提出异议，则表示供方提供的设备完全符合本技术协议的要求。
如有异议，不管是多么微小，都应以书面形式在投标文件中提交需方。
2技术要求2.1 设备制造应满足下列规范和标准,但并不仅限于此：GB311《高压输变电设备的绝缘配合》GB270《交流高压电器动热稳定试验方法》GB763《交流高压电器在长期工作时的发热》GB5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB273《变压器、高压电器和套管的接线端子》高压并联电容器装置技术标准----国家电网公司DL/T604—1996GB3983．２—89DL462—91《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》以上标准均执行最新版本。
2.2 使用环境条件：2.2.1 户外/户内：户外最高温度： 37℃最低温度： -23.3℃最大风速： 23m/s环境湿度：月平均相对湿度不大于90%，日平均相对湿度不大于95%污秽等级：Ⅲ级海拔高度：≤1000m地震烈度： 7度2. 系统运行条件2.1 系统标称电压 10 kV2.2 最高运行电压 11 kV2.3 额定频率 50 Hz2.4 中性点接地方式非有效接地2.5 电容器组接线方式星形2.6电容器分组数 2X32.7串联电抗器安装位置户外3. 设备主要参数3.1框架式并联电容器基本技术参数：3.1.1 电容器额定电压 11 kV3.1.2 电容器额定容量整组容量 3000+1800 kvar 可在1800、3000、4800三个位置自动投切。
电网10kV电容器保护方式原理探讨
电网10kV电容器保护方式原理探讨摘要：目前，内熔丝的可靠性和隔离性能都比较成熟稳定，加上不拆线测量技术的发展成熟，对于电网110kV变电站内10kV侧常用的双星性接线、单台容量334kVar的并联电容器组，内熔丝+继电保护方式完全可发展为一种较完善可靠的保护方式。
对于外熔断器，建议可以对目前的生产制造水平进行调研，加强其质量监管，在可靠性得到保障的情况下，可深入探讨和研究外熔断器+内熔丝+继电保护的配置方案。
关键词：10KV并联电容器保护方式随着我国电网的发展和电容器制造水平的提高，并联电容器已广泛应用于电力系统的无功补偿，电容器保护也经历了一个发展变化的过程。
上世纪70年代初，电容器单台容量小，保护措施多以继电保护为主；后来发展了单台电容器保护用熔断器，为防止电容器爆裂起到了良好的效果。
其间随着容量增大，发展了带内熔丝的电容器，由内熔丝切除内部故障元件。
目前并联电容器的保护配置通常是电容器单元内部故障保护配合电容器组故障保护，具体形式有以下4种：外熔断器+继电保护、内熔丝+继电保护、外熔断器+内熔丝+继电保护、单独继电保护。
目前，电网110kV变电站10kV侧普遍采用的并联电容器组方案为：容量10020/8000kVar，双星形接线。
单台电容器334kVar，单元内部元件3串11并。
本文拟结合该并联电容器组，对上述各种电容器保护方式的原理、现状进行分析，以期提出合理的保护配置方案。
1 保护方式原理分析1.1 外熔断器+继电保护结合电网常用的单台334kVar电容器的内部接线，外熔断器保护的基本原理如下图1所示单台334kVar电容器由11个元件相互并联后构成1个串联段，再由3个串联段相互串联而构成。
当其中某个元件故障后，元件被击穿，自身阻抗下降，引起该串联段和电容器阻抗减小，电流增大；随着击穿元件的增多，流过外熔断器的电流达到一定过电流倍数时，外熔断器发热熔断，有故障的单台电容器被切除，其它健全电容器继续运行；当故障电容器增多，剩余健全电容器的过电压超过限制（约为1.1倍）时，继电保护动作，整组电容器退出。
变电站电容器组的配置
变电站10kV 电容器组的配置引言目前，电力系统中为了提高电压质量，减少网络损耗，普遍配置了无功补偿装置，由于电容器组容量可大可小，即可集中使用，又可分散配置，具有较大的灵活性，且价格较低，损耗较小，维护方便，故为目前系统中使用最广泛的无功电源之一。
变电站设计中一般将电容器组布置在10kV 侧。
由于10kV 侧配置电容器存在系统短路容量较小、分组数较多、易发生谐振等问题，故如何合理选择10kV 电容器组就显得尤为重要。
1、电容器总容量的选择变电站安装的“最大容性无功量”的选择原则为：对于直接供电末端变电所，其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之和。
即：cbm cfm c Q Q Q += （1）0ef fm cfm Q P Q ⨯= （2）e em d cbm S I I I U Q ⋅+⋅=)100(%)100(%)(022 （3） 式中：c Q ：变电站配置最大容性无功量（kvar ）；cfm Q ：负荷所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；cbm Q ：主变压器所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；fm P ：母线上的最大有功负荷（kW ）；0ef Q ：由1cos φ补偿到2cos φ时，每kW 有功负荷所需补偿的容性无功量（kvar/kW ）；(%)d U ：需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值（%）；m I ：母线装设补偿装置后，通过变压器需要补偿一侧的最大负荷电流值（A ）；e I ：变压器需要补偿一侧的额定电流值（A ）；(%)0I ：变压器空载电流百分值（%）；e S ：变压器需要补偿一侧的额定容量（kV A ）；通过式（1）、（2）、（3）对变电站无功容量进行估算，负荷所需补偿的最大容性无功量约为主变容量的5%~10%（按补偿到功率因数0.96考虑），主变压器所需补偿的最大容性无功量14%~16%。
解析10kV电容器组开关控制回路断线故障
解析10kV电容器组开关控制回路断线故障作者：陈来福来源：《西部论丛》2019年第29期摘要：某110kV变电站10kV电容器组VS1断路器在送电时，保护系统报控制回路断线故障，在排除断路器本身控制回路故障后，检查发现为10kV电容器组中性点地刀辅助开关接点未导通，导致断路器控制回路断线报警。
关键词：电容器组;断路器;控制回路断线断路器是指能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件下的电流的开关装置。
断路器按其使用范围分为高压断路器与低压断路器，高低压界线划分比较模糊，一般将3kV以上的称为高压电器。
断路器可用来分配电能，不频繁地启动异步电动机，对电源线路及电动机等实行保护，当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路，其功能相当于熔断器式开关与过欠热继电器等的组合。
而且在分断故障电流后一般不需要变更零部件。
目前，已获得了广泛的应用。
10kV手车开关在变电站使用越来越广泛，同时10kV手车开关操作比较频繁，尤其是电容器组手车开关，投切次数更加频繁，容易出现控制回路故障，无法正确动作，将会引起越级跳闸，扩大停电范围，甚至会引起断路器爆炸故障，危害设备及人身安全。
因此控制回路完好对电器设和变电站的安全运行非常的直观重要。
1.工作原理控制回路断线报警信号回路是利用保护装置内部的合闸位置继电器的常闭触点和跳闸位置继电器的常闭触点的串联信号，同时接通即判断为控制回路断线。
当断路器在合闸位置时，合闸位置继电器通电：当断路器在跳闸位置时，跳闸位置继电器通电。
控制回路正常时，无论断路器处在合位还是分位，两个位置继电器的常闭触点总有一个是断开的，不会报“控制回路断线”信号。
当因某种原因引起跳闸位置继电器和合闸位置继电器同时断电失磁时，两个相串联的常闭触点闭合，保护的这一开入回路接通，装置屏幕即刻显示“控制回路断线”，面板告警灯亮，并将信息通过网线传递到后台机。
变电站10KV电容器故障原因及防范措施
变电站10KV电容器故障原因及防范措施摘要：虽然我国社会经济的发展，为电网规模的不断扩大奠定了良好的基础，但是却导致了众多供电企业变电站的10kV电容器故障发生频率的增加。
在深入分析导致电容器发生故障的原因后，根据设备保护装置以及设备的选型等方面制定切实可行的故障解决措施，从而达到保证设备安全稳定运行的目的。
本文主要是就变电站10KV电容器故障发生的原因以及防范措施进行了深入的分析和研究。
关键词：电容器；故障；原因分析；措施前言目前，电容器组故障频繁发生，主要是由于无功电压系统长期处于运行状态导致的。
所以，必须找出导致电容器组故障发生的原因，才能制定出切实可行的解决措施。
1导致器组发生故障的原因1.1电压保护整定措施不到位一般情况下，变电站所设定的不平衡电压的标准都是5V，而并不是根据变电站实际的运行情况设定电压的不平衡值，因此，为了缩短设备动作的时间，应该将设备反应的时间设定为0.2至0.5秒之间，从而保证即便是出现了故障三相仍然可以准确灵敏的运行。
在深入调查各变电站所采取的电容器组保护装置后发现，很多变电站并没有设置非平衡电压保护措施，如果电容器在运行过程中发生故障的话，那么就会导致三相电压失去平衡，而对变电站的正常运行产生影响。
另外，由于大多数变电站所采用的都是老式的的保护装置，也增加了故障发生的几率，很多变电站虽然设置了非平衡电压保护装置但是并没有在变电站运行过程中投入实际的应用，如果电容器组在运行过程中发生故障的话，那么就会导致故障的升级，从而对电容器组的功能发挥造成严重的影响。
1.2开关型号选择不当如果开关的型号选择不当的话，那么不仅会导致开关损坏频率的增加，严重的还会导致开关在使用过程中出现重燃的现象。
经过调查发现，很多变电站之所以出现了电容器故障，都是因为其开关没有使用大型厂家的成熟产品导致的。
1.3系统谐波产生的影响随着我国大多数地区电网系统负荷的改变，很多非线性负荷都出现了大幅度增长的趋势，由于大多数变电站所使用的电抗器调谐度都在百分之六左右，而且这些电抗器只能控制三次谐波，而无法对控制范围外的谐波进行控制。
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10kV无功补偿装置技术规范书2008年7月1总则1.1本技术协议适用于山西地电股份公司110kV变电站新建工程。
它提出了对该无功补偿设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2需方在本技术协议中提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合本协议和工业标准并经鉴定合格的优质产品。
1.3如果供方没有以书面形式对本技术协议的条文提出异议，则表示供方提供的设备完全符合本技术协议的要求。
如有异议，不管是多么微小，都应以书面形式在投标文件中提交需方。
2技术要求2.1设备制造应满足下列规范和标准，但并不仅限于此：GB311《高压输变电设备的绝缘配合》GB270《交流高压电器动热稳定试验方法》GB763《交流高压电器在长期工作时的发热》GB5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB273《变压器、高压电器和套管的接线端子》高压并联电容器装置技术标准----国家电网公司DL/T604—1996髙压井联电舜器似宜订货技术糸牛》GB3983 2 — 89《交流冃压并联电容器》DL462-91《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》以上标准均执行最新版本。
2.2使用环境条件：2.2.1 户外/户内：户外最高温度：37 C最低温度：-23.3 C最大风速：23m/s环境湿度：月平均相对湿度不大于90%日平均相对湿度不大于95%污秽等级：川级海拔高度：<1000m地震烈度：7 度2. 系统运行条件2. 1 系统标称电压10 kV2.2最高运行电压11 kV2. 3 额定频率50 Hz2. 4 中性点接地方式非有效接地2. 5 电容器组接线方式星形2. 6 电容器分组数2X32.7串联电抗器安装位置户外3.设备主要参数3.1框架式并联电容器基本技术参数：3.1.1电容器额定电压11 kV3.1.2电容器额定容量整组容量3000+1800 kvar 可在1800、3000、4800个位置自动投切。
3.1.3额定频率50 Hz3.2串联电抗器主要参数3.2.1配套电容器额定容量3000+1800 kvar3.2.2额定电压11/ 3 kV3.2.3额定电抗率6 %3.2.4额定频率50 Hz3.3放电线圈主要参数3.3.1额定一次电压11 3 kV3.3.2额定二次电压0.1/ 、3 、0.1kV3.3.3二次额定负荷及准确级100 VA 05 ________ 级3.3.4额定频率50 Hz3.4电容器单台保护用熔断器额定容性开断电流为熔丝额定电流的20倍到50倍。
3.5避雷器主要参数3.5.1YH5WR-17/454、技术要求4.1电容器采用两组，可灵活分组投切。
4.2电容器应能在不超过1.1 U电压和1.30 I n的稳态过电流下连续运行。
4.3电容器单元的电容偏差应不超过其额定值的-5%〜+5%三相电容器的任意两相实测电容值中最大值与最小值之比GaJ Gin W 1.002。
4.4在额定电压下、环境温度20°C时测得的介质损耗因数tg SW0.05%。
4.5外绝缘爬电比距应不小于3.1cm/kV ;外绝缘的电气距离应不小于0.2m。
4.6电容器上层油面温升应不超过15K。
4.7电容器为全密封结构，带金属膨胀器及压力释放阀。
4.8选用干式空芯电抗器，重叠布置，放置在电容器中性点侧。
4.9放电线圈配套安装接线盒，端子不少于15个。
4.10配套供应铝排、金具、安装支架、防护围栏及母排、支柱瓷瓶随设备附带。
4.11提供电容器保护计算方法和保护定值。
4.12放电线圈接线端子处采用软连接。
5技术服务：5.1技术服务：协议签定后供方应负责工程全过程的各项工作，从设计制造到现场安装、调式验收、免费技术培训等。
5.2技术文件：5.2.1供方应于技术协议生效后7天内提供下列图纸及资料（以供方收到技术协议日期为准）总装图，外型尺寸图，安装布置图及推荐基础图，要求同时提供对应的电子版本。
5.2.2、随机资料5.2.3、安装使用说明书5.2.4、合格证、出厂检验试验记录5.2.5、装箱清单5.2.6、所有技术文件（包括图纸、说明书、产品合格证、试验报告）要求合订为一册，提供3份。
6、包装、运输和储藏6.1设备制造完成并通过试验后应及时包装，否则应得到切实的保护，确保其不受污损。
6.2所有部件经妥善包装或装箱后，在运输过程中尚应采取其它防护措施，以免散失损坏或被盗。
6.3在包装箱外应标明需方的订货号、发货号。
6.4各种包装应能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。
6.5包装箱上应有明显的包装储运图示标志（按GB191>6.6整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。
6.7随产品提供的技术资料应完整无缺,提供份额二份。
7供货范围：7.1成套范围：电容器（内附熔断器）、放电线圈、避雷器、电抗器、隔离开关（接地开关）、连接线、围栏等。
35kv变电站：1总则1.1本技术协议适用35kv变电站新建工程。
它提出了对该无功补偿设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2需方在本技术协议中提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合本协议和工业标准并经鉴定合格的优质产品。
1.3如果供方没有以书面形式对本技术协议的条文提出异议，则表示供方提供的设备完全符合本技术协议的要求。
如有异议，不管是多么微小，都应以书面形式在投标文件中提交需方。
1.4本设备规范书所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
1.5本系统电路及箱体等具体设计由中标方，根据实际工艺要求免费设计，并经需方和设计院确认后方可定型，所用元器件也必须按照招标方图纸要求。
中标方必须免费派人指导安置、调试，1.6货物验收交接在需方施工现场，中标价为到货价；如验收不合格或破损严重则退回、免费更换，如再验收不合格则退货并赔偿需方损失。
1.7本设备技术规范经招标方、中标方双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。
1.8在签定合同之后，招标方有权提出因规范、标准或规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由招、投标双方共同商定。
1.9本设备规范未尽事宜，由招、投标双方协商解决。
2技术要求2.1设备制造应满足下列规范和标准，但并不仅限于此：GB311《高压输变电设备的绝缘配合》GB270《交流高压电器动热稳定试验方法》GB763《交流高压电器在长期工作时的发热》GB5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB273《变压器、高压电器和套管的接线端子》高压并联电容器装置技术标准----国家电网公司DL/T604—1996氏压井联'阴裕装宣订货技术条牛»GB3983 2—89《交流尚压并联电容器》DL462-91《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》以上标准均执行最新版本。
2.2 使用环境条件：2.2.1 户外/户内：户外最高温度：37 C最低温度：-23.3 C最大风速：23m/s环境湿度：月平均相对湿度不大于90%日平均相对湿度不大于95%污秽等级：川级海拔高度：< 1000m地震烈度：7度2.3系统运行条件2.3.1系统标称电压10 kV2.3.2最高运行电压11 kV2.3.3额定频率50 Hz2.3.4中性点接地方式非有效接地2.3.5电容器组接线方式星形2.3.6电容器分组数2每组容量分别为\ kvar, 由单台电容器组装成户外框架式结构237每组电容器分别串联相应容量的户外干式空心串联电抗器安装位置。
3•性能特点：3.1采用优质高压电力电容器，具有可靠性高、寿命长、损耗小、运行温升低、故障率低等特点；3.2电容器设有完备的安全放电措施，电容器外置放电元件，保证装置在脱离电网后，5S内将残压降至50V以下；3.3采用高压喷逐式熔断器作为单台电容器的短路保护，确保设备安全运行；3.4配置电抗率为6%勺串联电抗器，可限制合闸涌流和抑制谐波。
3.5采用单星形接线方式，保护方式主要有开口三角电压保护。
3.6装置具备完善的保护措施，过流、速断、过压、欠压等功能，确保设备安全运行。
3.7自动投切的控制及开关柜和电容保护系统放在一起；电容器补偿装置放于户外(或另有规定)。
3.8配套供应铝排、金具、安装支架、防护围栏及母排、支柱瓷瓶随设备附带。
3.9放电线圈接线端子处采用软连接。
3.10无功补偿装置要求分二组自动投切,两组容量分别为：600 (300+300) kvar ；900(300+600)；1500 (600+900)。
在高压补偿装置中,所有与电容器有关的保护均需在自动投切系统完成4.补偿装置说明4.1装置的组成：4.2装置的结构形式详见附图4.3装置的功能本装置设有手动和自动投切方式，手动投切由用户根据系统的无功需要进行投入和切除，自动投切采用专用电容器自动控制保护装置根据所接母线上功率因数、主变运行方式及母线电压实现自动退投。
手动和自动切换安全方便。
系统设计合理、自动化程度高、保护齐全、运行稳定，每组补偿支路均通过控制器中的电容器保护功能实现电容微机综合保护器。
4.4主要部件技术参数4.4.1投切电容器组专用真空接触器主要技术参数及性能4.4.1.1型号：JCZ5-12D/D630A4.4.1.2额定电压：12 kV4.4.1.3单路额定电流：630 A4.4.1.4额定短路开断电流： 6.3kA4.4.1.5额定接通能力（100次）：10 倍额定电流4.4.1.6额定分断能力（25次）：8 倍额定电流4.4.1.7额定雷电冲击耐受电压：75 kV4.4.1.81min 工频耐受电压：42 kV4.4.1.9机械寿命：1000000 次4.4.1.10电气寿命：200000 次4.4.1.11三相合闸同期性：< 2.0 ms4.4.2单台电容器主要技术参数及性能4.4.2.1电容器应能在不超过1.1Un电压和1.30In的稳态过电流下连续运行。
4.4.2.2电容器单元的电容偏差应不超过其额定值的-5%〜+5%三相电容器的任意两相实测电容值中最大值与最小值之比Cmax/Cminc 1.002。
4.4.2.3在额定电压下、环境温度20E时测得的介质损耗因数tg SW 0.05%。
4.4.2.4外绝缘爬电比距应不小于2.5cm/kV;外绝缘的电气距离应不小于0.2m。
4.4.2.5局部熄灭电压：在常温下加压至局部放电起始后历时1s ;降压至1.35倍额定电压保持10min,然后至1.6倍额定电压保持10min,此时应无明显局部放电。
4.4.2.6密闭性能：应能以保证在各个部分均达到电气介质允许的最高运行温度时不出现渗漏。