Capacitor Bank Protection for Simple and
Complex Configurations
Roy Moxley, Jeff Pope, and Jordan Allen
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
copy; 2012 IEEE. Personal use of this material is permitted. Permission from IEEE must be obtained for all other uses, in any current or future media, including reprinting/republishing this material for advertising or promotional purposes, creating new collective works, for resale or redistribution to servers or lists, or reuse of any copyrighted component of this work in other works.
This paper was presented at the 65th Annual Conference for Protective Relay Engineers and can be accessed at: http://dx.doi.org/10.1109/CPRE.2012.6201251.
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Presented at the
65th Annual Conference for Protective Relay Engineers
College Station, Texas April 2–5, 2012
Previously presented at the
11th Annual Clemson University Power Systems Conference, March 2012
Originally presented at the
38th Annual Western Protective Relay Conference, October 2011
Capacitor Bank Protection for Simple and Complex Configurations
Roy Moxley, Jeff Pope, and Jordan Allen, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Abstract—Economical operation of modern power systems requires more distributed voltage support than ever before. Load and distributed generation characteristics have both changed to require increased VAR support throughout the power system. Substation capacitor banks are the most economical form of adding VARs to the system, yet because of harmonics, grounding, and operational concerns, there are many different types of capacitor banks. Capacitor banks also form the heart of filter banks necessary for the application of high-voltage direct current (HVDC) and other flexible ac transmission systems (FACTS) devices. These filter banks also come in a variety of connection types.
Microprocessor-based relays make it possible to provide sensitive protection for many different types of capacitor banks. The protection methodology is dependent on the configuration of the bank, the location of instrument transformers, and the capabilities of the protective relay. This paper details the protection methods applied to traditional grounded and ungrounded banks, as well as a number of novel banks with connections that are far from traditional.
This paper discusses the application, sensitivity, and speed of the applied protection schemes. Bank configurations studied include traditional as well as C-type filter banks, capacitively grounded banks, and double H banks. Applications beyond protection, such as capacitor fault location, are also discussed to provide added benefits to substation personnel.
I. INTRODUCTION
Capacitor banks are designed with many configurations to meet system design constraints, and the protection engineer must be prepared to protect any of these configurations. The inputs available to the relay are voltage and current, with the instrument transformer location determined by the bank configuration. This paper describes three significantly different types of banks and uses real-time simulation to evaluate protection effectiveness and stability for each application. The banks studied include both fuseless and internally fused designs. The same principles apply to an externally fused bank as to an internally fused bank. But, typically, externally fused capacitor banks have higher failure voltages and currents than fuseless or internally fused banks because an external fuse blowing causes the loss of an entire unit. As a point of reference, fuseless capacitor banks have a unit construction, as shown in Fig. 1 [1].
Fig. 1. Fuseless unit in a wye-connected bank
Note that in fuseless construction, when a single element fails, it shorts out those units in parallel with it, increasing the voltage stress on the remaining series units.
An internally fused bank has fuses on each individual element, as shown in Fig. 2.
Fig. 2. Internally fused unit in a wye bank
In the case of an element failure in an internally fused bank, when the fuse to the failed element blows, the voltage stress is increased on the elements remaining in parallel with the failed element.
The objective of bank protection is, ideally, to detect individual element or fuse failures and give enough advance indication of problems within the capacitor bank to prevent a cascading collapse when too many individual elements fail.
For all the banks studied, it is assumed that overcurrent protection is provided on the line side of the bank for tripping in case of a phase-to-phase or phase-to-ground fault. The objective of the capacitor bank protection is to alarm on the failure of some minimum number of elements or units and trip on some higher number of failures. It is, of course, desirable to detect any element failure.
II. ELEMENT AND UNIT FAILURES EXAMINED
A. Double-Wye Bank
The first bank to be examined is a standard double-wye bank with a grounding unit, as shown in Fig. 3. The numbers given are the capacitance of each portion of the bank in microfarads. This bank is rated 2 MVAR, 69 kV.
Fig. 3. Double-wye capacitor grounded bank
In this configuration, it is common to only use the current balance to provide the bank protection. We are interested in looking at the sensitivity comparison between the voltage differential element and the current balance protection. Voltage differential is derived from potential transformer (PT) PT2 and a high-side PT (not shown). Current balance is measured at current transformer (CT) CT2. CT1 (not shown) is used for bank overcurrent protection.
Converting to reactance values, the to
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简单和复杂配置的电容器组保护
罗伊·莫克斯雷，杰夫·波普和乔丹·艾伦
施韦策工程实验室公司
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本文在第65届继电保护工程师的年会上提出，可访问：
http://dx.doi.org/10.1109/CPRE.2012.6201251。
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在第65届继电保护工程师大学站的年会上提出，德克萨斯州，2012年4月2日-5日。
先前在第11届克莱姆森大学电力系统会议上提出，2012年3月。
最初在第38届西部继电保护会议上提出，2011年10月。
简单和复杂配置的电容器组保护
罗伊·莫克斯雷，杰夫·波普和乔丹·艾伦，施韦策工程实验室公司
摘要：现代电力系统的经济运行需要比以前更多的分布式电压支持。负载和分布式发电的特点已经都改变了，要求在整个电力系统中增加VAR的支持。变电站电容器组是将VAR添加到系统中的最经济的形式，但是由于谐波，接地和操作考虑，存在许多不同类型的电容器组。电容器组也是应用高压直流（HVDC）和其他柔性交流传输系统（FACTS）设备所必需的滤波器组的核心。这些过滤器组也有多种连接类型。
基于微处理器的继电器使得有可能为许多不同类型的电容器组提供灵敏的保护。保护方法取决于电容器组的配置，仪表互感器的位置和保护继电器的能力。本文详细介绍了应用于传统接地和不接地组的保护方法，以及一些具有远离传统的连接的新组。
本文讨论了应用程序，灵敏度和速度的应用保护方案。研究的组配置包括传统以及C型滤波器组，电容性接地的组和双H组。还讨论了超出保护以外给变电站人员提供更多好处的应用，例如电容器故障定位。
一、引言
电容器组设计有许多配置以满足系统设计约束，并且保护工程师必须准备保护这些配置中的任何配置。继电器可用的输入是电压和电流，仪表互感器位置由电容器组配置决定。本文介绍三种显著不同类型的组，并使用实时仿真来评估每个应用程序保护的有效性和稳定性。研究的电容器组包括无熔断器和内部融断的设计。相同的原理适用于外部熔断的组和内部熔断的组。但是，通常情况下，外部熔断的电容器组具有比无熔断器或内部熔断的组更高的故障电压和电流，因为外部熔断器熔断导致整个单元的损失。作为一个参考点，无熔断器电容器组具有单元结构，如图1所示 [1]。
图1 无熔断器单元在星形连接组
需要注意的是在无熔丝结构中，当单个元件出现故障时，那些与它并联的单元短路，增加了剩余串联单元上的电压应力。
内部熔断器在每个单独的元件上具有熔断器，如图2所示。
图2 内部融断单元在星形组
在内部熔断器组中的元件故障的情况下，当故障元件的熔断器熔断时，与故障元件并联的元件上的电压应力增加。
电容器组保护的目的是理论上检测单个元件或熔断器故障，并给出电容器组内问题的足够的提前指示，以防止当太多的单个元件故障时级联崩溃。
对于所有研究的电容器组，假设在相间或对地故障的情况下，在电容器组的线路侧提供过电流保护以用于跳闸。 电容器组保护的目的是在一些最小数量的元件或单元故障时报警，并在一些更高数量的元件或单元故障时跳闸。当然，理想的是检测任何元件故障。
二、元件和单元故障检查
1.双星形组
要检查的第一组是具有接地单元的标准双星形组，如图3所示。给定的数字是用微法表示该组中每个部分的电容器。该组的额定值为2 MVAR，69 kV。
图3 双星形电容器接地组
在这种配置中，通常只使用电流平衡来提供组保护。我们有兴趣看看电压差分元件和电流平衡保护之间的灵敏度比较。电压差是从电压互感器（PT）PT2和高侧PT（未示出）导出的。电流平衡在电流互感器（CT）CT2处测量。 CT1（未示出）用于组过电流保护。
转换为电抗值，在星形点上方的总电抗为-j4799欧姆。 在星形点下方的电抗为-j4.076欧姆。PT2使用在星形点下方的电抗产生的电压作为输入。当我们考虑每个电容器组具有多个串联部分并且我们想要检测仅一个串联部分的故障时，这成为显着的灵敏度问题。
图4、图5、图6示出了一个，两个和三个串联元件的故障的电流和电压。在这些图中，在CT2中流动的差分电流在上面的迹线中显示。差分电压，PT2和高压侧PT之间的差异，显示在下面的迹线上。继电器元件拾音器显示在底部。 87个元件是基于电压的，60个元件是基于电流的。继电器元件按照制造商的建议设置，低级故障时报警延迟，严重故障时高速运行。
图4 双星形组，单个元件故障
图5 双星形组，两个元件故障
图6 双星形组，三个元件故障
注意，如图4所示，差动电流在故障时上升，而差动电压保持在非常大的0.5至2.5V电平。没有一个电压元件具有稳定的操作。对于两个故障元件（图5），电压信号仍然具有非常低的信噪比，在故障前后具有约2V的噪声信号，在元件故障之后差分电压刚好低于5V 。然而，可以合理地看出，电压随着电流一起上升。在这种情况下，87HG1D（延时电压）元件基本上在相同的时间或甚至在60X12T电流元件之前动作。通过第三元件故障（图6），我们可以看出电压信号是强而稳定的，具有与电流信号几乎相同的信号质量。
我们关注在差分电压电路中观察到的噪声。通过查看高压侧电压和差分电压（图7），我们可以看到问题。在单个元件故障（循环30）之前和之后，差分元件的幅度实际上是相同的，由于电路上的低信噪比，变化多达2V。初级电压同时为40 kV，峰峰值。即使考虑PT电路的缩放，由星形电容器组中的单个元件故障产生的差分电压与初级电压相比非常小，以致于不可能通过电压元件有意义地检测单个元件故障。我们认为在实际变电站中，同样的问题很可能发生。
图7 双星形组，单个元件故障前后初级电压和差分电压
2.双H组
研究的第二组安装了用于功率因数校正的区域，其中由站变压器的超通量引起的五次谐波高电压，是一个值得关注的。在这种情况下，加入一个调谐电抗器和电阻器在这种状态期间保护组，如图8所示。
图8 带调谐电抗器和电阻器的双H组
该组使用内部熔断电容器，这意味着单个元件的故障仅消除故障元件，而不是并联元件，如在无熔断器组（故障元件短路所有并联元件）的情况下。这意味着单个元件故障更难以检测。保护的目的是为1％的元件故障操作，并且元件故障跳闸，这将导致正常元件上的电压升高超过元件额定电压的110％。用户指出较好的保护是一个与主母线电压各个H组进行比较中间电压的电压差分测量。如果电压保护不够灵敏，使用连接在分支之间的CT的电流平衡测量可用作备用保护。主电容器组故障保护包括负序方向过电流和电容器组过电压，以及基于电流和电压的保护，以检测故障元件和单元，如图9、图10、图11所示。
第一个测试是该组的主要部分失败一个元素，并验证这可以被检测到。该组的主要部分被识别为仅具有电容且没有电阻或电感分量的部分。图9示出了由故障导致的电压和电流元件。
图9 双H组，单个元件故障
在图9中，电流测量是顶部迹线，电压测量是中间迹线，中间数字元件拾音器显示在底部迹线上。虽然差分电压有所增加，但是25mV的幅度变化仅略大于噪声。电流元件从非常接近0到0.2A提供了更好的信号。
如预期的那样，两个元件的故障示出了操作信号的加倍，而没有电压测量中的噪声的增加（图10）。
图10 双H组，两个元件故障
在图10中，我们看到电流信号（顶部曲线）比电压信号（底部曲线）更稳定。 电压上升略微快于电流上升，但是具有5至10秒的正常报警时间延迟，这并不重要。
最后，我们调查了一个完整的单元故障。图11显示了结果，产生的不平衡电流显示在顶部迹线上，差分电压显示在底部迹线上。
图11 双H组，故障单元
在这种情况下，电压元件具有稳定和可靠的工作信号，具有几乎与电流元件精确相同的上升时间。
3.C型滤波器组
测试的最后一个电容器组保护是C型滤波器组。 在这种情况下，该结构非常类似于图8中的双H组，其中针对期望的频率响应选择了不同的电阻器。电路被调谐，使得基波电流流过电容器，而谐波电流流过电阻器。 部分保护是电阻上的电流元件，用于防止过热。这种保护是整个组保护的一部分，但不包括在我们的测试中，因为它完全取决于存在于组位置的谐波电压（图12）。该组是无熔断器的组，因此单个元件的故障导致与故障元件并联的所有元件短路。实际组的保护并没有使用中端串电压差动保护，只有电流平衡保护。我们与基于电流的保护相比仿真中端串PT以调查其性能。
图12 C型滤波器组模型（数字是指在故障测试中应用的单个电容器值）
保护必须检测该组的主要部分（图13中的上图）或该组的调频部分（图13中的下图）中的故障。
图13 C型滤波器组，单个元件主要故障（上图）和调频组（下图）
在其他组的例子中，在电压差分测量中比电流不平衡存在更多显著的噪声。在该组的调频部分中的元件故障的情况下，电压元件具有比主要部分故障更多的噪声，但是仍然提供良好的灵敏度和对基于电流的保护的合理的备份。 如所预期的一样，两个元件的故障提供的测量量是单个故障的两倍，而噪声没有增加，导致更好的信噪比和更稳定的工作特性。
4.故障元件位置
在外部熔断器组中，发现故障电容器单元是微不足道的。 当发生故障时，弹簧式熔断器弹出，仅需要目视检查发现故障保险丝。内部熔断或无熔断器的组不提供此指示。 现代，所有膜，电容器不发生膨胀（由内部气体引起）时发生故障。然后询问，“在给出报警时我们如何找到故障单元？”故障元件位置在以下两个步骤中指示：
- 在这些示例中的每个三相组中给出相位识别。 如果使用中性平衡系统，则不存在识别。 每相的个体保护元件是优选的。
- 电压元件提供故障元件是高于还是低于测量点的指示。考虑图13中的电压迹线，-0.1 V和图10中的电压迹线， 0.05 V。这标识故障是高于还是低于PT连接点。
在双H组结构中，每条支路上有PT和CT，要检查报警的单元数量将低至电容器单元总数的1/24。 这样可以节省数小时或数天的测试，这取决于组的大小。
三、复合因素
在每个支路中使用具有平衡电容器的组来进行仿真。 这是最好的条件，在评估和设置保护继电器时必须考虑现实世界的因素。应考虑任何导致稳态或瞬态不平衡状态的情况。 现代保护继电器通常提供先进的补偿逻辑以使任何停驻不平衡无效，以便最大化电压差分和电流不平衡元件的灵敏度。
1.制造公差
标准认识到制造公差可能导致相同额定值的各个单元之间的电容变化[2]。为了达到标准，评级必须从负0到正10％。电容器组制造商通常将单元放入组，以将不平衡限制在0.5％以下[3]。在电压或电流平衡系统中，当已知（或推测）所有元件或单元都是正常的时，通过调整补偿，可以将这种规模的稳态不平衡归零。注意，这需要在单元改变时进行，因为替换单元可能具有或可能不具有与其替换的单元相同的电容。
2.太阳辐射影响
由单元电容差异引起的不平衡的特殊情况是由太阳照射在电容器组的一侧而不是另一侧引起的，如图14所示。这里，我们看到太阳照射在电容器组的右侧，而左侧坐在阴影中。
图14 太阳照射在电容器组的右侧
太阳能加热的电容变化可能来自三个不同的原因：
- 介电膜（通常为聚丙烯）随温度变化。
- 介电流体（矿物油或其它流体）随温度变化。
- 介电流体的加热引起膨胀，更好地渗透膜。
太阳能加热取决于位置，组的取向和其他因素，例如风或附近的设备。一项研究显示，在阳光明媚的日子，仅仅从室外机柜的底部到顶部有10°C变化[4]。当上升的太阳照射一侧时，在电容器组上观察到继电器工作，导致加热。
补偿不均匀加热和其引起的不平衡的传统方式是增加拾取设置。精确寻址电容的瞬态变化需要比补偿组串之间的固定差异更复杂。可以将一个或两个温度输入引入继电器以更改设置组或增加启动值。继电器使用温度值或温度差来修改启动值。高于阈值的单个温度测量可以用于提高拾取设置。如果提供多个温度，则可以动态地改变设置以补偿组一侧上的电容变化。逻辑可以在电容保护继电器内实现，以将温度输入与报警值组合，如果不平衡缓慢变化，则阻止报警。检测电容器组阻抗的瞬态变化的挑战是能够可靠地区分电容器组中的实际故障和前述的瞬态条件。 继电器逻辑可以区分元件故障的突然变化和由于温度变化或甚至单元老化引起的缓慢变化。
任意这些可能性之一可能的缺点是，取决于组结构，故障可能开始较小，一个元件故障，接着是一个又一个的元件故障。经验可为特定地点提供最佳指南。
四、结论
电容器组设计的许多变化意味着没有一种适用于所有组保护的解决方案。无论组设计如何，短路保护和元件故障检测的基本概念保持不变。我们认识到不同的保护类型对于不同的条件是有用的。从复杂电容器组的这些故障测试中获得的经验教训包括：
甚至单个元件的故障通常可以由电压或电流保护元件检测，甚至在内部熔断器组上。在非常大的组中的元件故障的可靠检测可能需要更多的故障，因为信噪比可能禁止可靠地检测单个元件故障。
电流
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