高压电容

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高压电容范文第1篇

关键词：感性负载自动补偿就地补偿功率因数电压叠加补偿精度步长

一、概述

在电力系统中，随着变压器和交流电动机等电感性负载的广泛使用，电力系统的供配电设备中经常流动着大量的感性无功电流。这些无功电流占用大量的供配电设备容量，同时增加了线路输送电流，因而增加了馈电线路损耗，使电力设备得不到充分利用。作为解决问题的办法之一，就是采用无功功率补偿装置，使无功功率就地得到补偿，尽量减少或不占用供配电设备容量，提高设备的利用效率。最常见的办法就是采用电容器组提供电容性电流对电感性电流给予补偿，以提高功率因数。目前，在配电系统中，已经普遍使用了低压电容集中自动补偿装置，根据需要,使低压无功功率就地得到补偿。而在高压系统中，目前使用比较多的补偿还是传统的固定式电容补偿装置，集中的自动补偿装置使用还很不普遍。由于传统的补偿方式存在安全性能差、补偿精度低和劳动强度大等问题，大家都希望有一种更加安全可靠、补偿精度更高、自动化水平更高的补偿装置供设计选用。

我们从1995年开始，在天津经济技术开发区二期雨、污水泵站；东海路雨、污水泵站；泰丰路雨水泵站和天津市月牙河雨水泵站等工程中试用6kV高压电容自动补偿装置。经过几年来的使用，证明补偿后功率因数达到0.95以上，自动化水平高，补偿效果满意。得到各使用单位的一致好评。本文结合工程使用情况，就高压电容集中自动补偿装置有关技术问题进行简单介绍。以作抛砖引玉。

二、补偿实施方案和补偿容量的确定

要想得到理想的补偿效果，首先要确定合理的补偿实施方案、准确计算需要补偿的容量。目前常见的补偿方法有传统的固定式电容器组人工插拔熔断器控制补偿容量法；单台设备随机就地电容补偿法和集中电容器自动补偿法。其中传统补偿方法简单，但补偿精度低，劳动强度大，危险性大，受人为因素影响太多。

单台设备就地补偿法就是针对单台设备在当地进行补偿，其优点是从设备需求点补偿，深入到需求补偿第一位置，补偿范围大。其缺点是确定补偿容量困难。既不能过补偿，又必须保证电路不得发生LC谐振和避免发生自激现象。因在计算无功电流时，无功电流主要成分是由电机励磁电流I0，满负荷运行时的无功电流增量ID1、欠载运行时的无功电流增量ID2等组成的。因为随着电动机运行状态的变化，上述各参数都在不停地变化，动态变量变化因素太多，很难确定准确的无功补偿需求量。不同的生产设备在选配电动机时的启动容量裕度各不相同，所以，在设备运行中其电动机的饱和程度各不相同，其欠载运行的无功电流增量ID2各不相同；其次，电动机的实际工作状态随时变化，如：水泵电机随着进水水位、出水水位的变化电动机负载率随时都在变化，无法确定准确的工况。而单台设备就地补偿法在补偿容量确定后，是以固定不变的补偿容量，去平衡随时浮动变化的动态工况，就很难得到满意的高精度补偿效果。

此外，在单台补偿的电容器装置中，补偿电容器是与主机一对一固定配套安装的，随着主机的运行而补偿电容器同时投入运行，当主机停止运行时补偿电容也一齐被切除，各机组之间的电容器相互独立不能互补，电容器得不到充分利用，增加了设备投资。而且，市政工程的特点是运行时间集中、设备容量较大；备用设备的运行利用率更低等。再者，由于补偿电容器随着主机的运行而一齐投入运行，则主机的启动电流与电容器合闸涌流是同时处于最大值，两个电流最大值相加增大冲击电流效应。

如果采用成组设备集中自动补偿法，则补偿容量可根据当时整体运行工况需要，自动投入所需容量，可以达到比较高的补偿精度。随着补偿设备的步长越短则补偿精度越高，如果步长为无级变化则功率因数从理论上讲可以精确到1，这将为高精度准确补偿打下基础。而且不论任何一台电机工作时，补偿电容器均可根据线路总体需要投入运行，使每组补偿电容器得到充分利用。

三、补偿设备步长划分与设备配置

虽然理论上无级自动补偿装置补偿精度可以达到1，但是在一般市政工程实际应用中，为了合理地利用有限的资金投入，并不要求理论上的最大值，只要满足工程精度需要就可以了。所以工程中大多数情况都是由多台设备并列运行，通常设备在4台以上时，如将所需最大补偿电容量分成6~8步等步长容量投入，就可以基本满足工程实际精度需要。如同目前常见的低压电容器自动补偿装置一样，一般分8步等容量投入方案的使用已经非常普遍，其理论可以推广到高压电容补偿装置中使用。但是在高压系统中如果沿用低压补偿的思路，对于采用高压真空接触器控制的方案，仍可采用等容量配置。而对于使用真空断路器的情况而言，则因为真空断路器价格相对较高，所以，在保证相同功能的基础上尽量减少真空断路器的使用数量，对节约投资是有着非常明显的作用的。工程中如果合理选用控制器，可以减少真空断路器数量，例如：对于采用等步长容量分配电容器组的设备组，7步补偿需要7台真空断路器，如果采用1+2+4的不等容量控制器的配置，只需3台真空断路器就可以达到7步等步长容量补偿的效果，其形式为1、2、1+2、4、4+1、4+2、4+2+1。这样既保证了补偿精度又将大大节约设备的一次性投资。

四、保护与控制

高压电容器自动补偿装置的保护和控制，除常规的保护和控制外，还有一些特殊的需要注意的问题。我们在实际工程中遇到的一些在保护系统设计和调试过程中容易忽略的问题，一并在此作简单介绍。在实际工程中，根据电动机数量，一般采用7~8步控制投入。保护系统除过电压、过电流等常规保护外，必须注意采用完善的三相保护，避免因单相故障造成的保护失灵和故障扩大。合理配置限制涌流的电抗器，严格防止电磁谐振现象造成的破坏。

另外，保护系统必须注意补偿电容器在自动投入时，电容器上的电压叠加问题，当一组电容器退出运行后，在再投入前，必须保证其充分放电后再投入运行。保证其在再投入时其上的残余电压值降低到允许的电压范围以内，避免由于再投入时残余电压与额定电压的叠加造成电容器上的过电压损坏。

其次控制系统中，特别需要注意的是工作电源、信号电源等检测量的相位的正确配置。正确的向量配置是设备调试能顺利进行的有力保证和最起码的要求，否则，会给调试工作带来不必要的麻烦和增加许多不必要的工作量，以至于有时可能会调不出正确结论。

控制系统的设计随着使用元件不同结构略有差异。例如：补偿装置的接触器，若使用电磁式真空接触器，开/停为一个信号的1—0状态，若使用机构式接触器或者采用真空断路器时，其开/停必须是两个独立的信号。两种控制各有优缺点，从节能、噪音等不同角度各有不同结论。仁者见仁，智者见智。设计可根据工程具体情况采用经济、合理、实用和技术先进的设备配置。采用机构式接触器或者采用真空断路器时的控制原理见《电容器自动补偿装置控制原理图》。

高压电容范文第2篇

【关键词】互感器校验 控制系统 高压自动切断

1 概述

现有的电容式电压互感器现场校验主要采用比较法进行，在现场校验时，利用升压器同时向标准互感器和被测电容式电压互感器一次绕组提供试验电压，然后以标准电压互感器的二次绕组输出为真值，计算或测量出被测电容式电压互感器二次绕组的输出误差，然后，在被测互感器二次侧施加测试电压，测得相关所需参数，此时必须拆除一次高压线，否则将在互感器一次侧产生过高的电压，导致装置过压损坏，同时危及现场工作人员的人身安全。因此，本文通过研究电容式电压互感器检验的原理及方法，通过增加高压自动切断装置，实现在进行电容式电压互感器校验时，在不拆除互感器一次侧的高压线的情况下，完成电容式电压互感器的检验工作。

2 基本原理及组成

本文中的带高压自动切断装置的电容式电压互感器校验装置，包括控制系统、高压自动切断装置、测量装置。在采集一次侧数据时，处理系统给予高压切断装置高电平时，高压切断装置闭合，接通高压电信号。在电容式电压互感器二次侧开路的情况下，电容式电压互感器校验装置在被测电容式电压互感器的电容单元高压端和电磁单元低压接线端之间施加一个不超过3KV的交流测试信号，电容式电压互感器校验装置在二次侧采集二次侧端子的电压信号。通过公式ε=f+jB与K1=V12/V22计算得到该被测互感器的空载误差和实际变比。之后通过控制系统给与一个控制信号，该电容式电压互感器校验装置自动在被测电容式电压互感器的二次侧接入负载，通过在一次侧施加交流电压测试信号，在二次侧获取二次端子的电压和电流，并通过公式ε=f+jB计算得到该电容式电压互感器的负载误差。通过控制系统给予的控制信号，自动断开互感器的载波端和电磁单元的低压端，并将电容单元的高压端和载波端短接。之后在互感器一次侧电容单元高压端和电磁单元低压端施加交流测试信号，在二次侧空载时测得二次端子的电压，通过公式K2=V1'/V2'计算得到互感器的变比。在采集二次侧数据时，处理系统给予高压切断装置低电平时，高压切断装置断开，阻止高压电信号，使得该电容式电压互感器校验装置自动断开一次侧的电容单元高压端、电磁单元低压端和载波端。通过向二次侧施加一个低频小信号，在互感器二次回路中采集回路电流，通过公式 计算出等效一次电压测试点下的一次空载导纳，并求得一次回路的阻抗。通过校验装置的控制系统，给予设备一个控制信号，在被测互感器二次侧自动接入负载。在互感器二次侧施加低频小电压信号，通过测量和计算获取在接入二次负载时，等效一次电压点下的的励磁导纳值。最后通过获取的相关数据计算出在接入二次负载时的等效一次电压下的比差和角差。通过改变每次测量时给互感器二次侧是假的低频小电压信号的大小，可以测试出不同电压点下的比差和角差。由此得到被测电容式电压互感器的完整数据，从而完成对被测电容式电压互感器的校验工作。

3 高压自动切断装置

如图1、图2所示，在高压自动切断装置电路中，用于提供电压的电源为12v，高压自动切断装置分别连接电容式电压互感器的A、N、XL端，以及测量装置的输入端的A1，X端；KZPO8、KZPO9、KZPO10，用于获取电平控制开关的电平信号。

在对电容式电压互感器进行校验时，首先，为了采集一次侧电压、电流信号，通过电平控制开关提供给高压自动切断装置一个高电平信号，使得高压自动切断装置处于闭合状态，接通一次侧的高压信号，从而采集到一次侧的电压、电流信号。之后，为了采集二次侧的电压、电流信号，需要提供给二次侧电压信号。为了防止提供给二次侧电压信号后，一次侧的高压信号导致电容式电压互感器校验仪过压损坏，此时通过电平控制开关提供给高压自动切断装置一个低信号，使得高压自动切断装置处于断开状态，阻止一次侧的高压信号，测量装置直接与二次侧连接，采集到二次侧的电压、电流信号。

4 结论

本文所述带高压自动切断装置的电容式电压互感器校验装置与传统电容式电压互感器校验装置相比较有明显优势。首先，通过本文所述方法对电容式电压互感器进行校验时，所测得的数据精确度与传统测试方式相比，所测数据的误差在0.05之内，确保了数据的可用性和准确性；其次，通过本文所述设备与方法，解决了检测设备笨重、工作效率低等问题；并且，应用本电容式电压互感器校验装置，在测试的过程中，能够有效的防止施工人员在测量二次侧的电压、电流信号的时候，忘记拆除一次侧的高压线，而造成设备过压损坏。因此，本装置能有效减少现场工作人员的劳动程度，节省测试时间，确保了现场工作人员的人身安全，解决了电容式电压互感器误差试验实施复杂、困难的问题。

参考文献

[1]JJG 314-2010.测量用电压互感器检定规程.

[2]吴士普，王晓琪，李蝽.伍罡 1000kV CVT误差的现场试验方法[J].高电压技术，2009（05）.

[3]刘振波.220kV电容式电压互感器计量误差的现场检测[J].东北电力技术，2007（03）.

作者简介

黄胜英（1989-），男，湖北省武汉市人。现为武汉纺织大学电子与电气工程学院研究生在读，物理电子学硕士。研究方向为物理电子学。

夏定纯（1963-），男，现为武汉纺织大学数学与计算机学院教授。研究方向为智能技术与控制。

高压电容范文第3篇

关键词：高压电气；试验；绝缘

1引言

高压电气试验是考核电气设备主绝缘或电气参数是否满足安全运行的一个重要手段。然而，高压电气试验的结果往往会受到一些不为人们所注意的因素所干扰，造成试验结果与实际情况不符合，甚至得出错误的结论。比如，被试设备的缺陷没有被反映出来，造成设备带病运行；也可能把合格的设备判断为不合格，从而造成不必要的损失。在对多年来在高压试验中所碰到的一些问题，进行归纳、分类和分析，并对如何避免和解决这些问题，提出了相应的措施，供有关人员参考。

2试验设备和被试设备的接地问题

2.1高压TV及TA二次回路不接地造成测量数据错误

在测量高电压和大电流时，必须使用TV和TA进行变换。理论上，TV或TA的变比应遵循电磁感应定律，即它们的变比决定于一次绕组的匝数和二次绕组的匝数。然而，在实际应用中，如果高电压下的TV或TA的二次绕组没有将一端接地时，实际上反映出来的变比就会偏离铭牌值，所测量出的数据也是错误的。例如，对1台300 MW变压器进行交流耐压试验时，采用1台35 kV/100 V的TV和1块150 V的交流电压表测量电压，在第1次试验时发现电容电流比往年小得多，显然是试验电压没有达到预定值，所测量的电压是一个虚假的数据。经检查发现TV二次没有接地。将TV二次绕组一端接地后，数据恢复正常。试验数据见表1。

如果按照电流与电压成正比的关系反过来计算第1次试验电压，应为：(21/38)×23.8=13.15(kV)，这一电压与预定试验电压相差甚远。对于高压TA，我们在实验室也做过同样的试验，当高压TA二次绕组不接地时，电流的变比同样会产生严重的偏差。

无独有偶，在做1台电力变压器的空载试验时(试验电压10 kV)，第1次试验所测量的空载电流和空载损耗与出厂试验数据不吻合，经检查也是TV和TA二次绕组没有接地所造成。

由于高压TV，TA的一次绕组和二次绕组与大地之间存在着分布电容，如果二次绕组不接地，二次绕组上的感应电压就会通过表计与大地之间产生杂散电流，从而产生错误的指示值。

通过对这一问题的分析，我认为以下两件事情在高压试验中必须重视：

①高压TV和TA的二次绕组，不论是从安全的角度还是从测量的准确度来考虑，都必须将其中的一个端子可靠接地；

②在进行交流耐压试验时，应同时测量试品的电容电流，因为可以从电流的大小来判断试验电压是否正常。

2.2被试设备接地不良造成介质损耗增加

这种问题主要发生在电容量较大的设备上，比如耦合电容器或CVT(电容式电压互感器)。在变电站里，线路CVT或耦合电容器通常都与线路直接连接，在检修时为了保证线路检修人员的安全必须将CVT或耦合电容器的顶端接地，通常是将线路的接地开关合上或挂上临时接地线。如果接地开关或临时挂接的地线接触不良，相当于在电容器上串联了一个附加的电阻。如果电容量为C，电容器的介质损耗因数tgδ与等值串联电阻R有如下关系：

tgδ=ωCR

从上式可知，当电容器串联的电阻一定时，电容器的电容量越大所产生的损耗越大。在实际试验中，已经多次发生因接地开关或接地线接触不良而造成被试品介质损耗超标的问题。表2是一个220kV中继站耦合电容器的测量实例。

当怀疑接地开关或接地线接触不良时，可以在被试品上直接挂上另外的接地线，并保证接触良好。

2.3滤波器接地开关没合上造成测量数据异常

这种情况发生在测量耦合电容器(或带通信端子的CVT)上，如图1所示。由于耦合电容器顶部接地，所以在测量C1的介质损耗时通常采用反接屏蔽法，也就是将测量装置的屏蔽端子接于C2的下端，这种接法似乎是把C2以下的元件全部屏蔽掉了，而事实上并非如此。表3是一个测量实例，从表3数据来看，当接地开关打开时，不同的测量仪器所呈现的异常情况不尽相同，只有当接地开关合上后，才能测出正确的数据。这种情况说明异常现象还与仪器的测量原理有密切的关系。

因此，在测量耦合电容器的介质损耗时，应首先将结合滤波器的接地开关合上。

3试验电压不同所引起的问题

3.1对介质损耗因数测量的影响

在一次220 kV中继站的耦合电容器预防性试验中，由于耦合电容器电容量较大，为了避免仪器过载，采取降低试验电压的方法进行测量。在36台耦合电容器中其中有1台测量结果不合格，见表4序号1。为了查找试验不合格的原因，试验人员采取了各种各样的方法，如改变试验接线、擦拭外套等等，但测量结果仍不合格。第二天用另一型号的测量仪进行测量时，发现在0.5 kV的电压下测量结果仍然不合格，但随着试验电压的提高，介质损耗却越来越小。然后再用回原来的仪器复测，在同样的试验电压下测量结果也已经正常，测量结果见表4中序号2~7。这种现象显然与绝缘材料中存在杂质有关。之所以出现这种现象，我们分析原因可能是：多元件串联的耦合电容器中存在连接线氧化接触不良的问题，在低电压下氧化层未击穿，呈现较大的接触电阻，所以介损变大；当试验电压提高后，氧化膜击穿，接触电阻下降，介损变小，这时即使降低试验电压，氧化膜仍保持导通状态，介质损耗不再增大。

3.2对测量直流电阻的影响

某厂1台变压器在进行预防性试验时，用双臂电桥测量绕组的直流电阻，测量结果与历年数据相比显著增加。为了慎重起见改用外加直流电压电流法，测量结果却与历年试验数据接近，然后改用不同的仪器测量，数据变化很大。根据对测量方法和结果的分析，我们判定变压器绕组已经存在导线断裂的问题。导体断裂后，在断裂面形成一层导电性较差的氧化膜，当用双臂电桥测量时，由于电桥输出电压较低，氧化膜不击穿，所以呈现较大的电阻；而采用外加电压电流法时，由于输出电压较高，所以氧化膜击穿导电，测量的直流电阻就变小。经解环检查，该变压器绕组端部存在3处断裂的缺陷。

以上例子说明，对于与直流电阻有关的试验，采用输出电压低的仪器更容易暴露设备存在的缺陷。

3.3对测量直流泄漏电流的影响

导体表面所产生的电晕电流在导体的形状、电压极性、导体间的距离确定以后，就与电场强度的大小有关。当外施电压小于一定的数值时，电晕电流很小，对泄漏电流的测量影响可以忽略，而当试验电压超过一定的数值后，电晕电流要比绝缘的电导电流大得多，这时就要采取措施减小电晕电流的影响。

①实例1：某变电所300 MW变压器交接试验时，在20 kV电压以下三相泄漏电流大致平衡，在40 kV电压下B相泄漏电流只有55μA，而A相达到355μA，C相超过1 000μA，我们分析是电晕电流所致。经检查发现中性点的软连接线相间及对外壳距离太近，经增加绝缘板隔离后复测，在40 kV电压下三相泄漏电流已基本平衡。

②实例2：某变电所300 MW变压器检修后试验，在40 kV电压下，A相泄漏电流达到92μA，而B，C两相均小于20μA。经分析数据发现28 kV以下三相泄漏电流基本平衡，所以，我们认为也是电晕电流所致。用绝缘材料将出线导电杆全部包扎后复测，在40 kV下三相电流已基本平衡。

4环境温度所引起的问题

在某厂1台变压器的预防性试验中测得变压器绕组的直流电阻不合格，正准备进行处理，为慎重起见，先用原仪器进行复测，却发现数据是合格的。在后来的几天里，这种情况总是反复出现，所测得的数据有时合格，有时又不合格，令人费解。后来经详细分析，发现凡是白天测量的数据都是合格的，而晚上测量的数据都是不合格的。进一步分析发现，该

变电所所处的地区白天和晚上的温差较大，极有可能是变压器绕组导体存在裂纹，白天温度高时，由于导体膨胀，裂纹被顶紧而完全导通，所以直流电阻合格；而到了晚上，由于温度降低，导线收缩，裂缝被扯开，所以直流电阻增大而不合格。经解环检查，证明这一分析是正确的。

5引线所引起的问题

5.1绝缘带的问题

在一次测量220 kV断路器断口电容器的介质损耗因数时，所测得的数据总是不合格，为了找出原因，试验人员尝试了各种各样的方法，最后发现只有当取消固定试验引线的塑料带后，所测得的数据才是合格的。经用兆欧表测量，所用的塑料带绝缘电阻竟然只有几百兆欧，而被试设备的绝缘电阻均大于10000 MΩ，用这样的塑料带固定试验引线，无疑是在试品上并联了一个电阻，增加了试品的介质损耗。这种现象确实非常罕见，为了保证试验结果的准确性，检查所使用的绝缘塑料带的绝缘电阻还是很有必要的。

5.2避雷器的引线问题

某厂1台220 kV主变中性点避雷器在预防性试验中，检修人员仅将引线的主变侧断开，引线保留在避雷器上，用塑料绝缘带固定并与周围设备保持足够的距离。然而，在试验中75%直流参考电压下的泄漏电流总是在70~80μA之间，大于50μA，按规程规定属于不合格。厂里只好打算更换。为了慎重起见，在拆下避雷器的引线后进行复测，泄漏电流已小于20μA。由此可见，在进行避雷器试验时，高压部位的引线必须全部拆除，而且高压直流发生器的屏蔽线必须直接接到避雷器的高压端，以防止引线所产生的电晕电流流入微安表造成测量偏差。

6结束语

高压电容范文第4篇

关键词:谐波抑制;无功补偿;参数设计;有源电力滤波器

中图分类号:TM13文献标识码:A

1 引 言

随着电力电子器件在工业中的广泛应用,电网的谐波污染问题日趋严重｡谐波不仅影响电气设备的正常工作,还给电网的安全经济运行带来隐患[1-2]｡目前,消除谐波的方法主要有无源滤波器(PPF)､有源滤波器[3](APF)和混合型滤波器[4-7](HAPF)｡PPF的滤波特性由电网阻抗与滤波支路阻抗的比值决定,并受电网系统参数的影响很大｡APF虽能克服PPF存在的缺陷,但受其开关器件容量和成本等方面的限制,无法独立挂载在大功率高压电网运行｡而HAPF兼顾了两者的长处,初期投资小,性价比高,能满足高压大容量系统实用化的要求,是目前工程应用中主要采用的形式[8]｡

文章以高压大容量系统谐波治理为目的,针对某矿厂电解整流电源的具体工况,研制了一种高压大容量混合型有源电力滤波装置｡运行结果表明,该装置很好的满足了工程的整体需要｡由于目前国内有源滤波器的工程应用实例很少,因此该套装置的设计方法对其它HAPF的工程应用可起到一定的指导和借鉴作用｡

2 注入式有源电力滤波装置的结构原理

2.1 主电路结构

该结构以电压型逆变器(VSI)作为其有源部分,以多组单调谐滤波器组成的无源滤波器作为其无源部分｡有源部分通过耦合变压器与基波串联谐振电路并联构成串联谐振注入式混合有源滤波器｡整个补偿装置与电网并联｡电压型逆变器为基于自关断器件的脉宽调制PWM逆变器,直流端为一大电容,VSI的输出端接有输出滤波器,以此来滤除开关器件通断造成的高频毛刺｡注入支路由电容C1､电感L1和电容CF构成,其中电容C1和电感L1构成在基波频率谐振电路｡这样利用C1和L1的基波谐振原理,使有源电力滤波器既不承受基波电压也不承受基波电流,从而极大地减小了有源电力滤波器的容量,降低有源谐波补偿系统的投资,提高性能价格比,达到APF实用化及谐波抑制的目的｡

计算技术与自动化2007年6月第26卷第2期常 春:新型高压大容量混合有源电力滤波装置的研究

图1 系统结构图

2.2 滤波原理分析

д个补偿装置的单相等效电路如图2所示｡谐波负载被看作一个谐波电流源iL,uS为系统电源电压,有源部分被控制为一个理想的受控电流源｡图中,LS为电网等效电感,CF､C1､L1､CP､LP分别为注入支路及无源滤波器组的电感和电容｡ZSh､ZPh､ZCF､Z1分别为电网阻抗､无源部分阻抗､注入电容阻抗､C1和L1的串联阻抗｡

由图2(b), 并根据基尔霍夫定律可写出如下方程:

若将有源部分等效为一个受控电流源:

式中,iSh为电网支路电流的谐波分量,K为控制放大倍数｡解该方程组得:

从式(6)可以看出,当iLh､uSh为一定时,如果增大K,iSh将减小｡当值足够大时,大部分负载谐波将流入无源滤波器,达到了很好的滤波效果｡而且,当不考虑系统电压畸变引起的谐波电流时,即令uSh=0:

从式(4)可以看出,对于iSh而言,图3和图2(a)是等效的,其中Z=KZ1ZPhZCF+Z1+ZPh由图3可看出,补偿装置的有源部分相当于在电网支路串联了一个可控的谐波阻抗,当Z足够大时,流入电网的谐波电流将会很小,接近于0,起到抑制谐波电流的作用;同时可以抑制无源部分与电网阻抗间的并联谐振｡

3 仿真结果

为了进一步验证本文提出的滤波装置的可行性,本节进行了仿真分析｡

3.1 谐波补偿特性分析

定义式(4)为谐波源谐波抑制函数,利用Matlab软件对其进行幅频特性分析｡以此来讨论本文提出的注入式混合型有源滤波装置的谐波补偿特性｡

图4给出了滤波装置在不同的控制放大倍数情况下谐波源谐波抑制函数的幅频特性曲线,系统等效电感的取值为LS=0.3mH｡

图4 不同K值时谐波源谐波抑制函数幅频特性[JZ)]

从图4中可以看出,当K=0,即补偿装置只投无源部分时,只对固定频率的谐波及高次谐波有较大的抑制作用｡当投入有源部分后,从图中可以看出,所有频率段的幅频特性都被下压,谐波抑制效果有了很大的改善,流入系统的谐波电流很小｡图中分别给出了控制放大倍数K=10､K=20时的谐波源谐波抑制函数的幅频特性曲线,可见,随着K值的增大,系统的谐波抑制效果越好｡因此,本文提出的滤波装置具有良好的谐波补偿性能｡

3.2 抑制谐振性能分析

HAPF不但具有良好的谐波补偿性能,还能对无源支路和系统等效阻抗之间的谐振起到一定的抑制作用｡我们仍然利用(4)式所表示的谐波源谐波抑制函数,在三维空间中作出它的幅频特性,并由此来讨论补偿装置抑制谐波谐振的性能｡

只投无源部分时,谐波源谐波抑制函数的幅频特性如图5(a)所示,图5(b)给出的是投入有源部分后的幅频特性｡

由图(5)可以看出,投入有源部分后,无源支路和系统等效阻抗之间的谐振得到了很好的抑制｡

图5 不同值下的幅频特性[JZ)]

4 HAPF的研制

HAPF的设计主要包括无源支路､有源部分和控制器设计等方面的内容｡HAPF无源部分参数设计的主要依据系统需要的无功补偿容量和谐波含量的状况,同时结合成本因素,进行多目标的优化设计,这方面的内容已有相关的文献作了专门的探讨,因此本文将以高压大容量混合型有源滤波装置的设计为例,把重点放在有源部分参数设计上｡

有源部分的设计主要包括大功率逆变器､逆变器直流侧电容电压和容值､输出滤波器电感和电容参数的设计｡如果这些参数的设计不当,将直接影响APF的滤波性能,严重时还将导致APF因过流､过压而不能正常工作,甚至毁坏｡

4.1 逆变器直流侧电容的设计

在直流侧电容的选取方面,直流侧电容的容值越大,电压波动就越小,但电容器的成本也就越高,同时装置的体积随之增大,故在保证电压波动要求的前提下应尽量减小直流电容的值｡直流侧电容由三相全桥整流电路供电,为APF提供了一个稳定的直流工作电压Udc,免去了APF控制器对直流电压的控制,大大减少了控制算法的复杂度,同时这种结构的直流侧电压Udc不再因APF输出功率的变化而产生电压波动,提高了APF输出的稳定性和准确性｡

三相全控桥式电路直流侧电压平均值Ud为:

考虑关断浪涌冲击电压,选取直流电容额定电压值为800V｡直流侧电容的容值根据工程设计的经验[9]有以下计算公式:

式中IF为逆变器的额定输出电流方均根值(A),Ud为直流电压平均值,fmin为逆变器的最低输出频率,σ为允许直流电压频率低峰值纹波因数,KΦ为负载位移因数角Φ有关系数｡

4.2 输出滤波器的设计

有源逆变器输出电压中除了含有所需的补偿电压外,还含有因功率器件的开断所带来的高频毛刺｡因此必须用输出滤波器将逆变器工作引起的高频毛刺滤除｡

1)输出滤波器的频率:一般确定输出滤波器中电感L和电容C的谐振频率f0位于中间频段,使之满足10f

2)输出滤波器电感电容的取值:在确定输出滤波器的谐振频率后,并不能简单的按照投资费用最小法设计电容和电感的值,而需要考虑整个系统的网络阻抗｡

忽略电网和负载等阻抗的影响,可以得到上述结构等效到耦合变压器原边的单相等效电路,如图3所示｡其中:L′为逆变器输出电压,K为耦合变压器变比｡

图6所示的电路在基波频率以上只有一个谐振点,其幅频特性由谐振点向两边不断地减少｡所以在设计输出滤波器和耦合变压器时,应该把这个谐振点尽可能地设计在需要发出的主要特征谐波的中间,以便在需要发出的特征次谐波点取得较高的幅值系数,从而降低逆变器所需的电压等级｡即:

其中,ωn为理想谐振点的频率｡因此确定Lo和Co的谐振频率后,由式(7)即可获得Lo和Co的参数｡

5 工程应用

为某矿厂研制的大功率混合型有源电力滤波装置已经投入运行｡该装置无源部分由和次LC滤波器组成;注入支路的谐振频率为6次｡HAPF的具体参数见附录｡

从图7的波形图可以看出,该补偿装置投入运行后,5次､7次､11次及13次特征谐波得到很好的抑制;同时,功率因数从0.55提高到0.91｡并且,在投运过程中没有出现谐振现象｡符合无功补偿及谐波治理的标准,满足了工程需要｡

6 结 论

高压电容范文第5篇

我国电力电容器行业从上世纪八十年代中期开始研究开发集合式高电压并联电力电容器，至今已将近有三十年的历史，集合式电力电容器已成为高压并联电力电容器中的主导产品之一，约占全部高压并联电力电容器的30%。

7.2.1 结构

1）结构特点

集合式高压并联电力电容器是由专门设计的单元电力电容器（以下简称单元）集装成一个心子，并将该心子安装在一个箱体中构成的电力电容器。单元的特点是“小元件加内熔丝”，即单元内单个元件的容量不大，仅几个千乏，每个元件都装设保护熔丝，单元内的元件通常全部并联或2串多并。心子的单元组按电气要求进行串并联。电力电容器箱体上部装有瓷套管作为整台电力电容器的线路端子。箱体内充注绝缘和传热的介质。

集合式并联电力电容器还具有单台容量大，占地面积较小，安装方便，维护简单，比较安全可靠、节省费用等优点。根据统计数据，电力电容器寿命期间的故障大多发生在早期，早期故障主要是由于材料和工艺的缺陷造成的。其中绝缘材料缺陷完全避免是不可能的，特别在介质有效面积很大的大容量电力电容器内，发生击穿的几率比较高。集合式电力电容器是一种大容量电力电容器，它的设计思想是通过采取有效的保护措施，使大容量电力电容器获得较高的可靠性。该措施为在集合式电力电容器中一旦有元件绝缘发生击穿，内部熔丝能可靠地熔断，使故障元件退出运行。少量元件退出运行占整体元件数的比例很小。容量和电压分布的变化不大。从而可以使整台电力电容器在不退出故障单元的情况下继续运行。由于有这些特点，目前集合式并联电力电容器已广泛应用于标称电压6kV、10kV、35kV、66kV甚至更高的电力系统中。当然集合式电力电容器也不可避免地有其缺点，如发生较严重故障退出运行后，修理不便，不能很快恢复运行；充油电力电容器的渗漏油、充气电力电容器的漏气及散热问题会影响正常使用，仍需待改进解决。

2）结构分类

a．电力电容器按其箱体内充注的介质可分为充油式和充气式两种。

充油式充注的是绝缘油，一般是变压器油、植物油、绝缘油。

充气式充注的是六氟化硫（SF6）或氮气（N2）或SF6和N2的混合气体。

b．电力电容器按其箱体的密封程度，可分为非密封结构和密封结构。

非密封结构的充油电力电容器在顶盖上方装的是储油柜，储油柜用来作为油补偿装置，储油柜上部有气室，通过盛有干燥剂的呼吸器与外界大气相通。

密封结构的充油电力电容器装有金属膨胀器作为油补偿装置，电力电容器内部与大气完全隔绝。充气电力电容器必须是密封结构，且应具有良好的气密性。、

c．电力电容器按其容量是否可调节区分，有非可调型和可调型两类。 新建变电所。运行初期，主变压器负荷较小，需要无功较少，而无功补偿容量按满负荷配置，全部投入时会发生过补偿现象；

周期性不均匀负荷。通常农村灌溉、农作物加工等负荷有季节性，农忙时是负荷高峰期，农闲时主变压器处于轻载状态。

d．电力电容器按其安装方式可分为非落地安装式和落地安装式。

非落地安装式一般用于系统标称电压较高的场合，为降低电力电容器线路端子及单元对箱体的绝缘水平，把电力电容器安装在绝缘支架上，电力电容器单元串联组的中点与箱体连接。在集合式电力电容器的发展早期，35kV、66kV电压级电力电容器曾使用这种结构，随着技术的进步，目前，66kV及以下电压级的电力电容器均可设计、制造成落地安装式，外壳不再带电，提高了运行的安全性。

7.2.2 技术质量要求

集合式高压并联电力电容器除了应符合通用技术质量指标外，还应符合如下特定的技术和质量方面的要求。

1）对构成集合式电力电容器主要器件的要求

a．单元电力电容器（单元）

单元为油浸箔式结构，每个元件均装设熔丝，其额定值按照总体设计要求而定，技术性能应满足下列要求：

内部熔丝的放电试验应逐个进行，并按元件并联的最大能量检验；

局部放电试验应逐个进行；

套管爬距按油中或气体中使用进行计算，并分别在油中或大气中外绝缘进行耐压试验；

单元外壳应有保护涂层，防止生锈。

b．心子构架

心子构架应平整光洁，有足够的机械强度，并作防锈处理后涂保护层。35kV级以上电力电容器，构架需对箱体绝缘。

c．安全保护器件

充油电力电容器装有压力释放阀，压力释放阀应符合JB/T 7065《变压器用压力释放阀》的要求，当油箱内部与外部的压强差超过55kPa时能可靠动作。根据购买方要求，可安装气体继电器。

充气电力电容器装有带有压力保护整定的气压表，在内部压力过低或过高时均能给出保护信号。

d．油补偿装置 密封结构的电力电容器应装有金属膨胀器，金属膨胀器应符合JB 7068-2002《互感器用金属膨胀器》的要求。膨胀器应能保证在上限温度下容量达到1.35倍时，电力电容器内部油压不超过膨胀器的允许工作压力上限；在下限温度下未投入运行时，内部油压应不出现负值。

e．箱体及其附件

对于充油电力电容器：

在油箱的下部壁上装有油样活门和排油装置。

电力电容器油箱应能承受住在其内部施加0.06MPa正压的机械强度试验而无损伤及永久性变形，并在正常起吊、运输状态下无明显变形。

附件应便于拆卸、安装和更换。

内部电力电容器单元的箱壳、支架和油箱之间应有可靠的电气连接。油箱下部壁上应有不小于M16的连接螺栓，用于接地。

对于充气电力电容器：

由于充气之前须对内部真空干燥处理，故箱体应能耐受正负压的检验，即除了承受住在其内部施加的0.06MPa正压试验外，还需承受-0.1MPa的负压试验而无永久性变形。

f．散热器

电力电容器如装有片式散热器，应符合JB/T 5347《变压器用片式散热器》的要求。

2）整体主要性能指标：

除了应符合通用技术质量要求外，集合式电力电容器还须符合以下特殊要求：

a．电容偏差： b．温升

对整台电力电容器在室温下连续施加额定频率的实际正弦波电压，使其试验容量达到1.44倍。电力电容器运行温度达到稳定后，顶盖温升应不超过15℃。

c．绝缘油或绝缘气体 d．损耗角正切（tanδ）

电力电容器的损耗角正切在工频额定电压下20℃时应不大于0.00035。电力电容器在其电介质最高允许运行温度下损耗角正切应不超过在20℃时之值。损耗角正切可以在内部单元上进行测量。

e．局部放电

局部放电试验可以仅对内部单元进行，其局部放电水平和试验要求与前述电力电容器单元的要求一致；置于绝缘构架上的单元，其端子对外壳的局部放电熄灭电压与相同绝缘水平的电力电容器的要求相同。

f．密封性