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高壓電容范文第1篇

關鍵詞：感性負載自動補償就地補償功率因數電壓疊加補償精度步長

一、概述

在電力系統中，隨著變壓器和交流電動機等電感性負載的廣泛使用，電力系統的供配電設備中經常流動著大量的感性無功電流。這些無功電流占用大量的供配電設備容量，同時增加了線路輸送電流，因而增加了饋電線路損耗，使電力設備得不到充分利用。作為解決問題的辦法之一，就是采用無功功率補償裝置，使無功功率就地得到補償，盡量減少或不占用供配電設備容量，提高設備的利用效率。最常見的辦法就是采用電容器組提供電容性電流對電感性電流給予補償，以提高功率因數。目前，在配電系統中，已經普遍使用了低壓電容集中自動補償裝置，根據需要,使低壓無功功率就地得到補償。而在高壓系統中，目前使用比較多的補償還是傳統的固定式電容補償裝置，集中的自動補償裝置使用還很不普遍。由于傳統的補償方式存在安全性能差、補償精度低和勞動強度大等問題，大家都希望有一種更加安全可靠、補償精度更高、自動化水平更高的補償裝置供設計選用。

我們從1995年開始，在天津經濟技術開發(fā)區(qū)二期雨、污水泵站；東海路雨、污水泵站；泰豐路雨水泵站和天津市月牙河雨水泵站等工程中試用6kV高壓電容自動補償裝置。經過幾年來的使用，證明補償后功率因數達到0.95以上，自動化水平高，補償效果滿意。得到各使用單位的一致好評。本文結合工程使用情況，就高壓電容集中自動補償裝置有關技術問題進行簡單介紹。以作拋磚引玉。

二、補償實施方案和補償容量的確定

要想得到理想的補償效果，首先要確定合理的補償實施方案、準確計算需要補償的容量。目前常見的補償方法有傳統的固定式電容器組人工插拔熔斷器控制補償容量法；單臺設備隨機就地電容補償法和集中電容器自動補償法。其中傳統補償方法簡單，但補償精度低，勞動強度大，危險性大，受人為因素影響太多。

單臺設備就地補償法就是針對單臺設備在當地進行補償，其優(yōu)點是從設備需求點補償，深入到需求補償第一位置，補償范圍大。其缺點是確定補償容量困難。既不能過補償，又必須保證電路不得發(fā)生LC諧振和避免發(fā)生自激現象。因在計算無功電流時，無功電流主要成分是由電機勵磁電流I0，滿負荷運行時的無功電流增量ID1、欠載運行時的無功電流增量ID2等組成的。因為隨著電動機運行狀態(tài)的變化，上述各參數都在不停地變化，動態(tài)變量變化因素太多，很難確定準確的無功補償需求量。不同的生產設備在選配電動機時的啟動容量裕度各不相同，所以，在設備運行中其電動機的飽和程度各不相同，其欠載運行的無功電流增量ID2各不相同；其次，電動機的實際工作狀態(tài)隨時變化，如：水泵電機隨著進水水位、出水水位的變化電動機負載率隨時都在變化，無法確定準確的工況。而單臺設備就地補償法在補償容量確定后，是以固定不變的補償容量，去平衡隨時浮動變化的動態(tài)工況，就很難得到滿意的高精度補償效果。

此外，在單臺補償的電容器裝置中，補償電容器是與主機一對一固定配套安裝的，隨著主機的運行而補償電容器同時投入運行，當主機停止運行時補償電容也一齊被切除，各機組之間的電容器相互獨立不能互補，電容器得不到充分利用，增加了設備投資。而且，市政工程的特點是運行時間集中、設備容量較大；備用設備的運行利用率更低等。再者，由于補償電容器隨著主機的運行而一齊投入運行，則主機的啟動電流與電容器合閘涌流是同時處于最大值，兩個電流最大值相加增大沖擊電流效應。

如果采用成組設備集中自動補償法，則補償容量可根據當時整體運行工況需要，自動投入所需容量，可以達到比較高的補償精度。隨著補償設備的步長越短則補償精度越高，如果步長為無級變化則功率因數從理論上講可以精確到1，這將為高精度準確補償打下基礎。而且不論任何一臺電機工作時，補償電容器均可根據線路總體需要投入運行，使每組補償電容器得到充分利用。

三、補償設備步長劃分與設備配置

雖然理論上無級自動補償裝置補償精度可以達到1，但是在一般市政工程實際應用中，為了合理地利用有限的資金投入，并不要求理論上的最大值，只要滿足工程精度需要就可以了。所以工程中大多數情況都是由多臺設備并列運行，通常設備在4臺以上時，如將所需最大補償電容量分成6~8步等步長容量投入，就可以基本滿足工程實際精度需要。如同目前常見的低壓電容器自動補償裝置一樣，一般分8步等容量投入方案的使用已經非常普遍，其理論可以推廣到高壓電容補償裝置中使用。但是在高壓系統中如果沿用低壓補償的思路，對于采用高壓真空接觸器控制的方案，仍可采用等容量配置。而對于使用真空斷路器的情況而言，則因為真空斷路器價格相對較高，所以，在保證相同功能的基礎上盡量減少真空斷路器的使用數量，對節(jié)約投資是有著非常明顯的作用的。工程中如果合理選用控制器，可以減少真空斷路器數量，例如：對于采用等步長容量分配電容器組的設備組，7步補償需要7臺真空斷路器，如果采用1+2+4的不等容量控制器的配置，只需3臺真空斷路器就可以達到7步等步長容量補償的效果，其形式為1、2、1+2、4、4+1、4+2、4+2+1。這樣既保證了補償精度又將大大節(jié)約設備的一次性投資。

四、保護與控制

高壓電容器自動補償裝置的保護和控制，除常規(guī)的保護和控制外，還有一些特殊的需要注意的問題。我們在實際工程中遇到的一些在保護系統設計和調試過程中容易忽略的問題，一并在此作簡單介紹。在實際工程中，根據電動機數量，一般采用7~8步控制投入。保護系統除過電壓、過電流等常規(guī)保護外，必須注意采用完善的三相保護，避免因單相故障造成的保護失靈和故障擴大。合理配置限制涌流的電抗器，嚴格防止電磁諧振現象造成的破壞。

另外，保護系統必須注意補償電容器在自動投入時，電容器上的電壓疊加問題，當一組電容器退出運行后，在再投入前，必須保證其充分放電后再投入運行。保證其在再投入時其上的殘余電壓值降低到允許的電壓范圍以內，避免由于再投入時殘余電壓與額定電壓的疊加造成電容器上的過電壓損壞。

其次控制系統中，特別需要注意的是工作電源、信號電源等檢測量的相位的正確配置。正確的向量配置是設備調試能順利進行的有力保證和最起碼的要求，否則，會給調試工作帶來不必要的麻煩和增加許多不必要的工作量，以至于有時可能會調不出正確結論。

控制系統的設計隨著使用元件不同結構略有差異。例如：補償裝置的接觸器，若使用電磁式真空接觸器，開/停為一個信號的1—0狀態(tài)，若使用機構式接觸器或者采用真空斷路器時，其開/停必須是兩個獨立的信號。兩種控制各有優(yōu)缺點，從節(jié)能、噪音等不同角度各有不同結論。仁者見仁，智者見智。設計可根據工程具體情況采用經濟、合理、實用和技術先進的設備配置。采用機構式接觸器或者采用真空斷路器時的控制原理見《電容器自動補償裝置控制原理圖》。

高壓電容范文第2篇

【關鍵詞】互感器校驗 控制系統 高壓自動切斷

1 概述

現有的電容式電壓互感器現場校驗主要采用比較法進行，在現場校驗時，利用升壓器同時向標準互感器和被測電容式電壓互感器一次繞組提供試驗電壓，然后以標準電壓互感器的二次繞組輸出為真值，計算或測量出被測電容式電壓互感器二次繞組的輸出誤差，然后，在被測互感器二次側施加測試電壓，測得相關所需參數，此時必須拆除一次高壓線，否則將在互感器一次側產生過高的電壓，導致裝置過壓損壞，同時危及現場工作人員的人身安全。因此，本文通過研究電容式電壓互感器檢驗的原理及方法，通過增加高壓自動切斷裝置，實現在進行電容式電壓互感器校驗時，在不拆除互感器一次側的高壓線的情況下，完成電容式電壓互感器的檢驗工作。

2 基本原理及組成

本文中的帶高壓自動切斷裝置的電容式電壓互感器校驗裝置，包括控制系統、高壓自動切斷裝置、測量裝置。在采集一次側數據時，處理系統給予高壓切斷裝置高電平時，高壓切斷裝置閉合，接通高壓電信號。在電容式電壓互感器二次側開路的情況下，電容式電壓互感器校驗裝置在被測電容式電壓互感器的電容單元高壓端和電磁單元低壓接線端之間施加一個不超過3KV的交流測試信號，電容式電壓互感器校驗裝置在二次側采集二次側端子的電壓信號。通過公式ε=f+jB與K1=V12/V22計算得到該被測互感器的空載誤差和實際變比。之后通過控制系統給與一個控制信號，該電容式電壓互感器校驗裝置自動在被測電容式電壓互感器的二次側接入負載，通過在一次側施加交流電壓測試信號，在二次側獲取二次端子的電壓和電流，并通過公式ε=f+jB計算得到該電容式電壓互感器的負載誤差。通過控制系統給予的控制信號，自動斷開互感器的載波端和電磁單元的低壓端，并將電容單元的高壓端和載波端短接。之后在互感器一次側電容單元高壓端和電磁單元低壓端施加交流測試信號，在二次側空載時測得二次端子的電壓，通過公式K2=V1'/V2'計算得到互感器的變比。在采集二次側數據時，處理系統給予高壓切斷裝置低電平時，高壓切斷裝置斷開，阻止高壓電信號，使得該電容式電壓互感器校驗裝置自動斷開一次側的電容單元高壓端、電磁單元低壓端和載波端。通過向二次側施加一個低頻小信號，在互感器二次回路中采集回路電流，通過公式 計算出等效一次電壓測試點下的一次空載導納，并求得一次回路的阻抗。通過校驗裝置的控制系統，給予設備一個控制信號，在被測互感器二次側自動接入負載。在互感器二次側施加低頻小電壓信號，通過測量和計算獲取在接入二次負載時，等效一次電壓點下的的勵磁導納值。最后通過獲取的相關數據計算出在接入二次負載時的等效一次電壓下的比差和角差。通過改變每次測量時給互感器二次側是假的低頻小電壓信號的大小，可以測試出不同電壓點下的比差和角差。由此得到被測電容式電壓互感器的完整數據，從而完成對被測電容式電壓互感器的校驗工作。

3 高壓自動切斷裝置

如圖1、圖2所示，在高壓自動切斷裝置電路中，用于提供電壓的電源為12v，高壓自動切斷裝置分別連接電容式電壓互感器的A、N、XL端，以及測量裝置的輸入端的A1，X端；KZPO8、KZPO9、KZPO10，用于獲取電平控制開關的電平信號。

在對電容式電壓互感器進行校驗時，首先，為了采集一次側電壓、電流信號，通過電平控制開關提供給高壓自動切斷裝置一個高電平信號，使得高壓自動切斷裝置處于閉合狀態(tài)，接通一次側的高壓信號，從而采集到一次側的電壓、電流信號。之后，為了采集二次側的電壓、電流信號，需要提供給二次側電壓信號。為了防止提供給二次側電壓信號后，一次側的高壓信號導致電容式電壓互感器校驗儀過壓損壞，此時通過電平控制開關提供給高壓自動切斷裝置一個低信號，使得高壓自動切斷裝置處于斷開狀態(tài)，阻止一次側的高壓信號，測量裝置直接與二次側連接，采集到二次側的電壓、電流信號。

4 結論

本文所述帶高壓自動切斷裝置的電容式電壓互感器校驗裝置與傳統電容式電壓互感器校驗裝置相比較有明顯優(yōu)勢。首先，通過本文所述方法對電容式電壓互感器進行校驗時，所測得的數據精確度與傳統測試方式相比，所測數據的誤差在0.05之內，確保了數據的可用性和準確性；其次，通過本文所述設備與方法，解決了檢測設備笨重、工作效率低等問題；并且，應用本電容式電壓互感器校驗裝置，在測試的過程中，能夠有效的防止施工人員在測量二次側的電壓、電流信號的時候，忘記拆除一次側的高壓線，而造成設備過壓損壞。因此，本裝置能有效減少現場工作人員的勞動程度，節(jié)省測試時間，確保了現場工作人員的人身安全，解決了電容式電壓互感器誤差試驗實施復雜、困難的問題。

參考文獻

[1]JJG 314-2010.測量用電壓互感器檢定規(guī)程.

[2]吳士普，王曉琪，李蝽.伍罡 1000kV CVT誤差的現場試驗方法[J].高電壓技術，2009（05）.

[3]劉振波.220kV電容式電壓互感器計量誤差的現場檢測[J].東北電力技術，2007（03）.

作者簡介

黃勝英（1989-），男，湖北省武漢市人?，F為武漢紡織大學電子與電氣工程學院研究生在讀，物理電子學碩士。研究方向為物理電子學。

夏定純（1963-），男，現為武漢紡織大學數學與計算機學院教授。研究方向為智能技術與控制。

高壓電容范文第3篇

關鍵詞：高壓電氣；試驗；絕緣

1引言

高壓電氣試驗是考核電氣設備主絕緣或電氣參數是否滿足安全運行的一個重要手段。然而，高壓電氣試驗的結果往往會受到一些不為人們所注意的因素所干擾，造成試驗結果與實際情況不符合，甚至得出錯誤的結論。比如，被試設備的缺陷沒有被反映出來，造成設備帶病運行；也可能把合格的設備判斷為不合格，從而造成不必要的損失。在對多年來在高壓試驗中所碰到的一些問題，進行歸納、分類和分析，并對如何避免和解決這些問題，提出了相應的措施，供有關人員參考。

2試驗設備和被試設備的接地問題

2.1高壓TV及TA二次回路不接地造成測量數據錯誤

在測量高電壓和大電流時，必須使用TV和TA進行變換。理論上，TV或TA的變比應遵循電磁感應定律，即它們的變比決定于一次繞組的匝數和二次繞組的匝數。然而，在實際應用中，如果高電壓下的TV或TA的二次繞組沒有將一端接地時，實際上反映出來的變比就會偏離銘牌值，所測量出的數據也是錯誤的。例如，對1臺300 MW變壓器進行交流耐壓試驗時，采用1臺35 kV/100 V的TV和1塊150 V的交流電壓表測量電壓，在第1次試驗時發(fā)現電容電流比往年小得多，顯然是試驗電壓沒有達到預定值，所測量的電壓是一個虛假的數據。經檢查發(fā)現TV二次沒有接地。將TV二次繞組一端接地后，數據恢復正常。試驗數據見表1。

如果按照電流與電壓成正比的關系反過來計算第1次試驗電壓，應為：(21/38)×23.8=13.15(kV)，這一電壓與預定試驗電壓相差甚遠。對于高壓TA，我們在實驗室也做過同樣的試驗，當高壓TA二次繞組不接地時，電流的變比同樣會產生嚴重的偏差。

無獨有偶，在做1臺電力變壓器的空載試驗時(試驗電壓10 kV)，第1次試驗所測量的空載電流和空載損耗與出廠試驗數據不吻合，經檢查也是TV和TA二次繞組沒有接地所造成。

由于高壓TV，TA的一次繞組和二次繞組與大地之間存在著分布電容，如果二次繞組不接地，二次繞組上的感應電壓就會通過表計與大地之間產生雜散電流，從而產生錯誤的指示值。

通過對這一問題的分析，我認為以下兩件事情在高壓試驗中必須重視：

①高壓TV和TA的二次繞組，不論是從安全的角度還是從測量的準確度來考慮，都必須將其中的一個端子可靠接地；

②在進行交流耐壓試驗時，應同時測量試品的電容電流，因為可以從電流的大小來判斷試驗電壓是否正常。

2.2被試設備接地不良造成介質損耗增加

這種問題主要發(fā)生在電容量較大的設備上，比如耦合電容器或CVT(電容式電壓互感器)。在變電站里，線路CVT或耦合電容器通常都與線路直接連接，在檢修時為了保證線路檢修人員的安全必須將CVT或耦合電容器的頂端接地，通常是將線路的接地開關合上或掛上臨時接地線。如果接地開關或臨時掛接的地線接觸不良，相當于在電容器上串聯了一個附加的電阻。如果電容量為C，電容器的介質損耗因數tgδ與等值串聯電阻R有如下關系：

tgδ=ωCR

從上式可知，當電容器串聯的電阻一定時，電容器的電容量越大所產生的損耗越大。在實際試驗中，已經多次發(fā)生因接地開關或接地線接觸不良而造成被試品介質損耗超標的問題。表2是一個220kV中繼站耦合電容器的測量實例。

當懷疑接地開關或接地線接觸不良時，可以在被試品上直接掛上另外的接地線，并保證接觸良好。

2.3濾波器接地開關沒合上造成測量數據異常

這種情況發(fā)生在測量耦合電容器(或帶通信端子的CVT)上，如圖1所示。由于耦合電容器頂部接地，所以在測量C1的介質損耗時通常采用反接屏蔽法，也就是將測量裝置的屏蔽端子接于C2的下端，這種接法似乎是把C2以下的元件全部屏蔽掉了，而事實上并非如此。表3是一個測量實例，從表3數據來看，當接地開關打開時，不同的測量儀器所呈現的異常情況不盡相同，只有當接地開關合上后，才能測出正確的數據。這種情況說明異常現象還與儀器的測量原理有密切的關系。

因此，在測量耦合電容器的介質損耗時，應首先將結合濾波器的接地開關合上。

3試驗電壓不同所引起的問題

3.1對介質損耗因數測量的影響

在一次220 kV中繼站的耦合電容器預防性試驗中，由于耦合電容器電容量較大，為了避免儀器過載，采取降低試驗電壓的方法進行測量。在36臺耦合電容器中其中有1臺測量結果不合格，見表4序號1。為了查找試驗不合格的原因，試驗人員采取了各種各樣的方法，如改變試驗接線、擦拭外套等等，但測量結果仍不合格。第二天用另一型號的測量儀進行測量時，發(fā)現在0.5 kV的電壓下測量結果仍然不合格，但隨著試驗電壓的提高，介質損耗卻越來越小。然后再用回原來的儀器復測，在同樣的試驗電壓下測量結果也已經正常，測量結果見表4中序號2~7。這種現象顯然與絕緣材料中存在雜質有關。之所以出現這種現象，我們分析原因可能是：多元件串聯的耦合電容器中存在連接線氧化接觸不良的問題，在低電壓下氧化層未擊穿，呈現較大的接觸電阻，所以介損變大；當試驗電壓提高后，氧化膜擊穿，接觸電阻下降，介損變小，這時即使降低試驗電壓，氧化膜仍保持導通狀態(tài)，介質損耗不再增大。

3.2對測量直流電阻的影響

某廠1臺變壓器在進行預防性試驗時，用雙臂電橋測量繞組的直流電阻，測量結果與歷年數據相比顯著增加。為了慎重起見改用外加直流電壓電流法，測量結果卻與歷年試驗數據接近，然后改用不同的儀器測量，數據變化很大。根據對測量方法和結果的分析，我們判定變壓器繞組已經存在導線斷裂的問題。導體斷裂后，在斷裂面形成一層導電性較差的氧化膜，當用雙臂電橋測量時，由于電橋輸出電壓較低，氧化膜不擊穿，所以呈現較大的電阻；而采用外加電壓電流法時，由于輸出電壓較高，所以氧化膜擊穿導電，測量的直流電阻就變小。經解環(huán)檢查，該變壓器繞組端部存在3處斷裂的缺陷。

以上例子說明，對于與直流電阻有關的試驗，采用輸出電壓低的儀器更容易暴露設備存在的缺陷。

3.3對測量直流泄漏電流的影響

導體表面所產生的電暈電流在導體的形狀、電壓極性、導體間的距離確定以后，就與電場強度的大小有關。當外施電壓小于一定的數值時，電暈電流很小，對泄漏電流的測量影響可以忽略，而當試驗電壓超過一定的數值后，電暈電流要比絕緣的電導電流大得多，這時就要采取措施減小電暈電流的影響。

①實例1：某變電所300 MW變壓器交接試驗時，在20 kV電壓以下三相泄漏電流大致平衡，在40 kV電壓下B相泄漏電流只有55μA，而A相達到355μA，C相超過1 000μA，我們分析是電暈電流所致。經檢查發(fā)現中性點的軟連接線相間及對外殼距離太近，經增加絕緣板隔離后復測，在40 kV電壓下三相泄漏電流已基本平衡。

②實例2：某變電所300 MW變壓器檢修后試驗，在40 kV電壓下，A相泄漏電流達到92μA，而B，C兩相均小于20μA。經分析數據發(fā)現28 kV以下三相泄漏電流基本平衡，所以，我們認為也是電暈電流所致。用絕緣材料將出線導電桿全部包扎后復測，在40 kV下三相電流已基本平衡。

4環(huán)境溫度所引起的問題

在某廠1臺變壓器的預防性試驗中測得變壓器繞組的直流電阻不合格，正準備進行處理，為慎重起見，先用原儀器進行復測，卻發(fā)現數據是合格的。在后來的幾天里，這種情況總是反復出現，所測得的數據有時合格，有時又不合格，令人費解。后來經詳細分析，發(fā)現凡是白天測量的數據都是合格的，而晚上測量的數據都是不合格的。進一步分析發(fā)現，該

變電所所處的地區(qū)白天和晚上的溫差較大，極有可能是變壓器繞組導體存在裂紋，白天溫度高時，由于導體膨脹，裂紋被頂緊而完全導通，所以直流電阻合格；而到了晚上，由于溫度降低，導線收縮，裂縫被扯開，所以直流電阻增大而不合格。經解環(huán)檢查，證明這一分析是正確的。

5引線所引起的問題

5.1絕緣帶的問題

在一次測量220 kV斷路器斷口電容器的介質損耗因數時，所測得的數據總是不合格，為了找出原因，試驗人員嘗試了各種各樣的方法，最后發(fā)現只有當取消固定試驗引線的塑料帶后，所測得的數據才是合格的。經用兆歐表測量，所用的塑料帶絕緣電阻竟然只有幾百兆歐，而被試設備的絕緣電阻均大于10000 MΩ，用這樣的塑料帶固定試驗引線，無疑是在試品上并聯了一個電阻，增加了試品的介質損耗。這種現象確實非常罕見，為了保證試驗結果的準確性，檢查所使用的絕緣塑料帶的絕緣電阻還是很有必要的。

5.2避雷器的引線問題

某廠1臺220 kV主變中性點避雷器在預防性試驗中，檢修人員僅將引線的主變側斷開，引線保留在避雷器上，用塑料絕緣帶固定并與周圍設備保持足夠的距離。然而，在試驗中75%直流參考電壓下的泄漏電流總是在70~80μA之間，大于50μA，按規(guī)程規(guī)定屬于不合格。廠里只好打算更換。為了慎重起見，在拆下避雷器的引線后進行復測，泄漏電流已小于20μA。由此可見，在進行避雷器試驗時，高壓部位的引線必須全部拆除，而且高壓直流發(fā)生器的屏蔽線必須直接接到避雷器的高壓端，以防止引線所產生的電暈電流流入微安表造成測量偏差。

6結束語

高壓電容范文第4篇

關鍵詞:諧波抑制;無功補償;參數設計;有源電力濾波器

中圖分類號:TM13文獻標識碼:A

1 引 言

隨著電力電子器件在工業(yè)中的廣泛應用,電網的諧波污染問題日趨嚴重｡諧波不僅影響電氣設備的正常工作,還給電網的安全經濟運行帶來隱患[1-2]｡目前,消除諧波的方法主要有無源濾波器(PPF)､有源濾波器[3](APF)和混合型濾波器[4-7](HAPF)｡PPF的濾波特性由電網阻抗與濾波支路阻抗的比值決定,并受電網系統參數的影響很大｡APF雖能克服PPF存在的缺陷,但受其開關器件容量和成本等方面的限制,無法獨立掛載在大功率高壓電網運行｡而HAPF兼顧了兩者的長處,初期投資小,性價比高,能滿足高壓大容量系統實用化的要求,是目前工程應用中主要采用的形式[8]｡

文章以高壓大容量系統諧波治理為目的,針對某礦廠電解整流電源的具體工況,研制了一種高壓大容量混合型有源電力濾波裝置｡運行結果表明,該裝置很好的滿足了工程的整體需要｡由于目前國內有源濾波器的工程應用實例很少,因此該套裝置的設計方法對其它HAPF的工程應用可起到一定的指導和借鑒作用｡

2 注入式有源電力濾波裝置的結構原理

2.1 主電路結構

該結構以電壓型逆變器(VSI)作為其有源部分,以多組單調諧濾波器組成的無源濾波器作為其無源部分｡有源部分通過耦合變壓器與基波串聯諧振電路并聯構成串聯諧振注入式混合有源濾波器｡整個補償裝置與電網并聯｡電壓型逆變器為基于自關斷器件的脈寬調制PWM逆變器,直流端為一大電容,VSI的輸出端接有輸出濾波器,以此來濾除開關器件通斷造成的高頻毛刺｡注入支路由電容C1､電感L1和電容CF構成,其中電容C1和電感L1構成在基波頻率諧振電路｡這樣利用C1和L1的基波諧振原理,使有源電力濾波器既不承受基波電壓也不承受基波電流,從而極大地減小了有源電力濾波器的容量,降低有源諧波補償系統的投資,提高性能價格比,達到APF實用化及諧波抑制的目的｡

計算技術與自動化2007年6月第26卷第2期常 春:新型高壓大容量混合有源電力濾波裝置的研究

圖1 系統結構圖

2.2 濾波原理分析

д個補償裝置的單相等效電路如圖2所示｡諧波負載被看作一個諧波電流源iL,uS為系統電源電壓,有源部分被控制為一個理想的受控電流源｡圖中,LS為電網等效電感,CF､C1､L1､CP､LP分別為注入支路及無源濾波器組的電感和電容｡ZSh､ZPh､ZCF､Z1分別為電網阻抗､無源部分阻抗､注入電容阻抗､C1和L1的串聯阻抗｡

由圖2(b), 并根據基爾霍夫定律可寫出如下方程:

若將有源部分等效為一個受控電流源:

式中,iSh為電網支路電流的諧波分量,K為控制放大倍數｡解該方程組得:

從式(6)可以看出,當iLh､uSh為一定時,如果增大K,iSh將減小｡當值足夠大時,大部分負載諧波將流入無源濾波器,達到了很好的濾波效果｡而且,當不考慮系統電壓畸變引起的諧波電流時,即令uSh=0:

從式(4)可以看出,對于iSh而言,圖3和圖2(a)是等效的,其中Z=KZ1ZPhZCF+Z1+ZPh由圖3可看出,補償裝置的有源部分相當于在電網支路串聯了一個可控的諧波阻抗,當Z足夠大時,流入電網的諧波電流將會很小,接近于0,起到抑制諧波電流的作用;同時可以抑制無源部分與電網阻抗間的并聯諧振｡

3 仿真結果

為了進一步驗證本文提出的濾波裝置的可行性,本節(jié)進行了仿真分析｡

3.1 諧波補償特性分析

定義式(4)為諧波源諧波抑制函數,利用Matlab軟件對其進行幅頻特性分析｡以此來討論本文提出的注入式混合型有源濾波裝置的諧波補償特性｡

圖4給出了濾波裝置在不同的控制放大倍數情況下諧波源諧波抑制函數的幅頻特性曲線,系統等效電感的取值為LS=0.3mH｡

圖4 不同K值時諧波源諧波抑制函數幅頻特性[JZ)]

從圖4中可以看出,當K=0,即補償裝置只投無源部分時,只對固定頻率的諧波及高次諧波有較大的抑制作用｡當投入有源部分后,從圖中可以看出,所有頻率段的幅頻特性都被下壓,諧波抑制效果有了很大的改善,流入系統的諧波電流很小｡圖中分別給出了控制放大倍數K=10､K=20時的諧波源諧波抑制函數的幅頻特性曲線,可見,隨著K值的增大,系統的諧波抑制效果越好｡因此,本文提出的濾波裝置具有良好的諧波補償性能｡

3.2 抑制諧振性能分析

HAPF不但具有良好的諧波補償性能,還能對無源支路和系統等效阻抗之間的諧振起到一定的抑制作用｡我們仍然利用(4)式所表示的諧波源諧波抑制函數,在三維空間中作出它的幅頻特性,并由此來討論補償裝置抑制諧波諧振的性能｡

只投無源部分時,諧波源諧波抑制函數的幅頻特性如圖5(a)所示,圖5(b)給出的是投入有源部分后的幅頻特性｡

由圖(5)可以看出,投入有源部分后,無源支路和系統等效阻抗之間的諧振得到了很好的抑制｡

圖5 不同值下的幅頻特性[JZ)]

4 HAPF的研制

HAPF的設計主要包括無源支路､有源部分和控制器設計等方面的內容｡HAPF無源部分參數設計的主要依據系統需要的無功補償容量和諧波含量的狀況,同時結合成本因素,進行多目標的優(yōu)化設計,這方面的內容已有相關的文獻作了專門的探討,因此本文將以高壓大容量混合型有源濾波裝置的設計為例,把重點放在有源部分參數設計上｡

有源部分的設計主要包括大功率逆變器､逆變器直流側電容電壓和容值､輸出濾波器電感和電容參數的設計｡如果這些參數的設計不當,將直接影響APF的濾波性能,嚴重時還將導致APF因過流､過壓而不能正常工作,甚至毀壞｡

4.1 逆變器直流側電容的設計

在直流側電容的選取方面,直流側電容的容值越大,電壓波動就越小,但電容器的成本也就越高,同時裝置的體積隨之增大,故在保證電壓波動要求的前提下應盡量減小直流電容的值｡直流側電容由三相全橋整流電路供電,為APF提供了一個穩(wěn)定的直流工作電壓Udc,免去了APF控制器對直流電壓的控制,大大減少了控制算法的復雜度,同時這種結構的直流側電壓Udc不再因APF輸出功率的變化而產生電壓波動,提高了APF輸出的穩(wěn)定性和準確性｡

三相全控橋式電路直流側電壓平均值Ud為:

考慮關斷浪涌沖擊電壓,選取直流電容額定電壓值為800V｡直流側電容的容值根據工程設計的經驗[9]有以下計算公式:

式中IF為逆變器的額定輸出電流方均根值(A),Ud為直流電壓平均值,fmin為逆變器的最低輸出頻率,σ為允許直流電壓頻率低峰值紋波因數,KΦ為負載位移因數角Φ有關系數｡

4.2 輸出濾波器的設計

有源逆變器輸出電壓中除了含有所需的補償電壓外,還含有因功率器件的開斷所帶來的高頻毛刺｡因此必須用輸出濾波器將逆變器工作引起的高頻毛刺濾除｡

1)輸出濾波器的頻率:一般確定輸出濾波器中電感L和電容C的諧振頻率f0位于中間頻段,使之滿足10f

2)輸出濾波器電感電容的取值:在確定輸出濾波器的諧振頻率后,并不能簡單的按照投資費用最小法設計電容和電感的值,而需要考慮整個系統的網絡阻抗｡

忽略電網和負載等阻抗的影響,可以得到上述結構等效到耦合變壓器原邊的單相等效電路,如圖3所示｡其中:L′為逆變器輸出電壓,K為耦合變壓器變比｡

圖6所示的電路在基波頻率以上只有一個諧振點,其幅頻特性由諧振點向兩邊不斷地減少｡所以在設計輸出濾波器和耦合變壓器時,應該把這個諧振點盡可能地設計在需要發(fā)出的主要特征諧波的中間,以便在需要發(fā)出的特征次諧波點取得較高的幅值系數,從而降低逆變器所需的電壓等級｡即:

其中,ωn為理想諧振點的頻率｡因此確定Lo和Co的諧振頻率后,由式(7)即可獲得Lo和Co的參數｡

5 工程應用

為某礦廠研制的大功率混合型有源電力濾波裝置已經投入運行｡該裝置無源部分由和次LC濾波器組成;注入支路的諧振頻率為6次｡HAPF的具體參數見附錄｡

從圖7的波形圖可以看出,該補償裝置投入運行后,5次､7次､11次及13次特征諧波得到很好的抑制;同時,功率因數從0.55提高到0.91｡并且,在投運過程中沒有出現諧振現象｡符合無功補償及諧波治理的標準,滿足了工程需要｡

6 結 論

高壓電容范文第5篇

我國電力電容器行業(yè)從上世紀八十年代中期開始研究開發(fā)集合式高電壓并聯電力電容器，至今已將近有三十年的歷史，集合式電力電容器已成為高壓并聯電力電容器中的主導產品之一，約占全部高壓并聯電力電容器的30%。

7.2.1 結構

1）結構特點

集合式高壓并聯電力電容器是由專門設計的單元電力電容器（以下簡稱單元）集裝成一個心子，并將該心子安裝在一個箱體中構成的電力電容器。單元的特點是“小元件加內熔絲”，即單元內單個元件的容量不大，僅幾個千乏，每個元件都裝設保護熔絲，單元內的元件通常全部并聯或2串多并。心子的單元組按電氣要求進行串并聯。電力電容器箱體上部裝有瓷套管作為整臺電力電容器的線路端子。箱體內充注絕緣和傳熱的介質。

集合式并聯電力電容器還具有單臺容量大，占地面積較小，安裝方便，維護簡單，比較安全可靠、節(jié)省費用等優(yōu)點。根據統計數據，電力電容器壽命期間的故障大多發(fā)生在早期，早期故障主要是由于材料和工藝的缺陷造成的。其中絕緣材料缺陷完全避免是不可能的，特別在介質有效面積很大的大容量電力電容器內，發(fā)生擊穿的幾率比較高。集合式電力電容器是一種大容量電力電容器，它的設計思想是通過采取有效的保護措施，使大容量電力電容器獲得較高的可靠性。該措施為在集合式電力電容器中一旦有元件絕緣發(fā)生擊穿，內部熔絲能可靠地熔斷，使故障元件退出運行。少量元件退出運行占整體元件數的比例很小。容量和電壓分布的變化不大。從而可以使整臺電力電容器在不退出故障單元的情況下繼續(xù)運行。由于有這些特點，目前集合式并聯電力電容器已廣泛應用于標稱電壓6kV、10kV、35kV、66kV甚至更高的電力系統中。當然集合式電力電容器也不可避免地有其缺點，如發(fā)生較嚴重故障退出運行后，修理不便，不能很快恢復運行；充油電力電容器的滲漏油、充氣電力電容器的漏氣及散熱問題會影響正常使用，仍需待改進解決。

2）結構分類

a．電力電容器按其箱體內充注的介質可分為充油式和充氣式兩種。

充油式充注的是絕緣油，一般是變壓器油、植物油、絕緣油。

充氣式充注的是六氟化硫（SF6）或氮氣（N2）或SF6和N2的混合氣體。

b．電力電容器按其箱體的密封程度，可分為非密封結構和密封結構。

非密封結構的充油電力電容器在頂蓋上方裝的是儲油柜，儲油柜用來作為油補償裝置，儲油柜上部有氣室，通過盛有干燥劑的呼吸器與外界大氣相通。

密封結構的充油電力電容器裝有金屬膨脹器作為油補償裝置，電力電容器內部與大氣完全隔絕。充氣電力電容器必須是密封結構，且應具有良好的氣密性。、

c．電力電容器按其容量是否可調節(jié)區(qū)分，有非可調型和可調型兩類。 新建變電所。運行初期，主變壓器負荷較小，需要無功較少，而無功補償容量按滿負荷配置，全部投入時會發(fā)生過補償現象；

周期性不均勻負荷。通常農村灌溉、農作物加工等負荷有季節(jié)性，農忙時是負荷高峰期，農閑時主變壓器處于輕載狀態(tài)。

d．電力電容器按其安裝方式可分為非落地安裝式和落地安裝式。

非落地安裝式一般用于系統標稱電壓較高的場合，為降低電力電容器線路端子及單元對箱體的絕緣水平，把電力電容器安裝在絕緣支架上，電力電容器單元串聯組的中點與箱體連接。在集合式電力電容器的發(fā)展早期，35kV、66kV電壓級電力電容器曾使用這種結構，隨著技術的進步，目前，66kV及以下電壓級的電力電容器均可設計、制造成落地安裝式，外殼不再帶電，提高了運行的安全性。

7.2.2 技術質量要求

集合式高壓并聯電力電容器除了應符合通用技術質量指標外，還應符合如下特定的技術和質量方面的要求。

1）對構成集合式電力電容器主要器件的要求

a．單元電力電容器（單元）

單元為油浸箔式結構，每個元件均裝設熔絲，其額定值按照總體設計要求而定，技術性能應滿足下列要求：

內部熔絲的放電試驗應逐個進行，并按元件并聯的最大能量檢驗；

局部放電試驗應逐個進行；

套管爬距按油中或氣體中使用進行計算，并分別在油中或大氣中外絕緣進行耐壓試驗；

單元外殼應有保護涂層，防止生銹。

b．心子構架

心子構架應平整光潔，有足夠的機械強度，并作防銹處理后涂保護層。35kV級以上電力電容器，構架需對箱體絕緣。

c．安全保護器件

充油電力電容器裝有壓力釋放閥，壓力釋放閥應符合JB/T 7065《變壓器用壓力釋放閥》的要求，當油箱內部與外部的壓強差超過55kPa時能可靠動作。根據購買方要求，可安裝氣體繼電器。

充氣電力電容器裝有帶有壓力保護整定的氣壓表，在內部壓力過低或過高時均能給出保護信號。

d．油補償裝置 密封結構的電力電容器應裝有金屬膨脹器，金屬膨脹器應符合JB 7068-2002《互感器用金屬膨脹器》的要求。膨脹器應能保證在上限溫度下容量達到1.35倍時，電力電容器內部油壓不超過膨脹器的允許工作壓力上限；在下限溫度下未投入運行時，內部油壓應不出現負值。

e．箱體及其附件

對于充油電力電容器：

在油箱的下部壁上裝有油樣活門和排油裝置。

電力電容器油箱應能承受住在其內部施加0.06MPa正壓的機械強度試驗而無損傷及永久性變形，并在正常起吊、運輸狀態(tài)下無明顯變形。

附件應便于拆卸、安裝和更換。

內部電力電容器單元的箱殼、支架和油箱之間應有可靠的電氣連接。油箱下部壁上應有不小于M16的連接螺栓，用于接地。

對于充氣電力電容器：

由于充氣之前須對內部真空干燥處理，故箱體應能耐受正負壓的檢驗，即除了承受住在其內部施加的0.06MPa正壓試驗外，還需承受-0.1MPa的負壓試驗而無永久性變形。

f．散熱器

電力電容器如裝有片式散熱器，應符合JB/T 5347《變壓器用片式散熱器》的要求。

2）整體主要性能指標：

除了應符合通用技術質量要求外，集合式電力電容器還須符合以下特殊要求：

a．電容偏差： b．溫升

對整臺電力電容器在室溫下連續(xù)施加額定頻率的實際正弦波電壓，使其試驗容量達到1.44倍。電力電容器運行溫度達到穩(wěn)定后，頂蓋溫升應不超過15℃。

c．絕緣油或絕緣氣體 d．損耗角正切（tanδ）

電力電容器的損耗角正切在工頻額定電壓下20℃時應不大于0.00035。電力電容器在其電介質最高允許運行溫度下損耗角正切應不超過在20℃時之值。損耗角正切可以在內部單元上進行測量。

e．局部放電

局部放電試驗可以僅對內部單元進行，其局部放電水平和試驗要求與前述電力電容器單元的要求一致；置于絕緣構架上的單元，其端子對外殼的局部放電熄滅電壓與相同絕緣水平的電力電容器的要求相同。

f．密封性