时间：2023-05-30 09:46:23
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
【关键词】单星形接线双星形接线五防联锁 放电线圈
0 引言
高压并联电容器装置主要用于10kw频电力系统中，进行无功补偿，提高功率因数，调整电网电压，充分发挥设备效率，改善供电质量。在各类新建开关站建设的同时，老站改造项目也陆续开工，高压并联电容器装置的需求量将逐年增加。相应的对高压并联电容器装置运行的安全性、可靠性也提出了更高的要求。下面针对高压并联电容器装置的一次元件、二次保护及控制以及五防联锁等方面的问题谈谈笔者的一些设计思路及经验。
1 高压并联电容器装置的分类和应用
按照接线方式，高压并联电容器装置可分为单星形接线方式和双星形接线方式；按照安装方式，高压并联电容器装置可分为背靠背布置方案、单列布置方案和一体柜布置方案。单星形接线方式主要用于有35kV进线的用户项目和高压电动机补偿的场合，双星形接线方式用于35kV(110kV)／10kV变电站中。
2 高压并联电容器装置的一次元件
高压并联电容器装置须符合DL／T604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》和GB50227-95《并联电容器装置设计规范》等标准的各项规定。一次元件是整套装置中最重要的设备，所以一次元件的质量关系到整套装置的安全运行。高压并联电容器装置的一次元件主要有：真空断路器(真空接触器)、高压并联电容器、单台保护用熔断器、串联电抗器、电流互感器、放电线圈和氧化锌避雷器等。
2.1 高压并联电容器装置一次元件选型及部分参数的确定
(1)真空断路器(真空接触器)选型：当高压并联电容器装置需要频繁起动时选用真空接触器，否则选用真空断路器。
(2)高压并联电容器容量的确定：装置电容器的容量应根据变压器容量或高压电机的功率确定，一般取容量或功率的(5％-20％)
(3)串联电抗器电抗率的确定：确定电抗率的经验公式是：1／(n次谐波)2。双星形接线方式使用户外空芯串联电抗器，电抗率一般为1％，单星形接线方式使用铁心串联电抗器，电抗率一般为5％-6％。
2.2 高压并联电容器装置一次元件常见的问题及解决办法
(1)整套装置噪音大
一般有两种情况可能造成整套装置噪音大，一种原因是电抗器质量问题，另一种原因是电容器质量问题，所以当发生此问题时需到现场检查更换相应元件，
(2)开口三角电压不平衡经常跳开关
有两种情况可能造成开口三角电压不平衡经常跳开关，一种原因是电容器坏了，造成开口三角电压不平衡跳开关，另一种原因是电压互感器质量不好，互感器自身三相不平衡也有可能引起开口三角电压不平衡跳开关；
(3)真空接触器机械故障
选用真空接触器的项目一般都是负载频繁变化的场合，所以接触器的运动部位容易出现问题，另外接触器的辅助触点和二次回路的小接触器也容易烧坏。
3 高压并联电容器装置的二次保护及控制
高压并联电容器装置的二次保护：单星型接线的高压并联电容器装置采用开口三角不平衡电压跳闸保护，双星型接线的高压并联电容器装置采用中性点不平衡电流保护，而不管采用单星型接线还是双星型接线，电压回路需装三只放电灯，在停电检修时电压下降至50V所经过的时间应在5s以内；过电压保护跳闸上级电容器出线开关。
高压并联电容器装置的二次控制：双星型接线一般用定时钟控制装置的分合闸，单星型接线一般用ABB公司的RVC控制装置的电容器投切。
4 高压并联电容器装置的五防联锁
高压并联电容器装置的五防联锁分为机械联锁和电气联锁。机械联锁一般有两种做法，一种做法是当装置内的隔离开关分闸且接地开关合闸时才能打开装置的前后门，另一种做法是在装置的前后门上安装专用螺栓，当装置进线柜进线电缆停电时才能用专用工具打开装置的前后门；电气联锁是装置的进线柜前后门安装强闭锁，当上级接地开关合闸时才能打开装置进线柜前后门，当高压并联电容器装置进线柜前后门关上时才能分开上级接地开关。
5 高压并联电容器装置安装时应注意的问题
现场人员必须经安全培训，有上岗证的人员才允许进站，电容器安装时严禁攀拉套管，电容器在安装前应进行电容量的分配，使各串联段的最大与最小电容值之比不超过1.02，相与相之间的最大与最小电容值之比不超过1.02。连接油浸式电容器的母线须采用软导线，干式电容器用硬母线，电容器布置应铭牌向外，以便检查，电抗器一次接线桩头与铝排接头用不锈钢螺丝固定，铝排搭接面需去氧化皮，刷导电膏后紧固。Y形接线的电压互感器接一次线时A相接高压母线，N相接中性点，电压互感器不用熔丝；安装结束后需沾示温片：黄色为60度沾于电容器外壳的(上)2／3处l绿色为70度、红色为80度，红绿配对使用，沾于母线的接头；电抗器为三相叠装时中间要垫橡皮垫，用不锈钢螺丝固定，紧固螺丝时要注意力度，以免拉坏瓷瓶。
6 高压并联电容器装置在运行和维护时应注意的问题
(1)新安装的或停运时间较长的装置，在使用前必须进行耐压试验，试验前后应检测电容量；电容量有明显变化，则不能投入使用，待查明原因处理后方可投入。
(2)装置投入前，应用兆欧表测量放电回路是否良好。
(3)装置投入时，应每天巡视检查，若发现电容器箱壳明显膨胀，外熔丝熔断或其它异常现象应停止使用，待查明原因处理后方可投入。
(4)装置自断电后，电容器组虽通过放电回路放电，但当检修人员接触时，必须先挂上专用接地线，方可接触、维护保养。
(5)电容器组自回路断开后，1min内不得重新投入。
(6)新装的装置在投入前应做好各部分的清洁工作，运行一段时间后装置也应定期清除污垢。
关键词: 电容型设备;设备试验；故障分析
Abstract: In the grid system, current transformer, casing played a role to ensure the safe and economic operation of power systems, they are widely applied to 110kV, 220kV, 550kV and above voltage level, the paper by capacitive type current transformer, capacitors type sleeve device test applications, and long-term work, failure to conduct a comprehensive analysis.Keywords: capacitive equipment; equipment test; fault analysis
中图分类号：TF351.5+4文献标识码：A文章编码：
引言
在高压电网设备运行中，由于电流互感器等设备长期运行工作，并且受到自身电压以及外在作用因素的影响，因此高压设备会在工作状态下常常会出现设备故障，通过对电容型电流互感器的一次对末屏介质损试验在不同的试验条件下变化的分析，可以清晰的判断其绝缘缺陷，及时的发现问题避免事故发生。
1、预防性试验定期试验项目
1.1测量绕组及末屏绝缘电阻测量绕组绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否有整体受潮或劣化现象。测量电容型电气设备末屏绝缘电阻对发现绝缘受潮灵敏度较高。
1.2测量电容型电流互感器介质损耗因数tanδ和电容量可以反映电容型电流互感器一次绕组电容层间绝缘受潮、劣化变质程度。测量末屏对地介质损耗因数tanδ和电容量, 可以检查电流互感器底部和电容芯子表面的绝缘状况。
1.3油中溶解气体色谱分析
油中溶解气体色谱分析对诊断电流互感器异常或缺陷具有重要作用。
2、故障分析
2.1、110kV电容型套管故障
2.1.1设备参数
110kV变压器110 k V 电容型套管, 型号为BRDW1-126/630-3 ;2000年出厂, 2002年4月投入运行。
2.1.2设备试验
套管介损历年试验数值及绝缘电阻测试数据如表1所示(B、C相套管介损数据正常未列入表8)。
表1#1主变一次侧110kV套管历年试验数据。
2006年试验时高压绕组连同套管对地绝缘电阻较2003年明显偏低，为上次的 71.9%，接近规程限值（规程要求绝缘电阻一般不低于上次的70%），A相套管介损较上次轻微增大，电容量无明显变化，绝缘电阻较大。试验结果符合规程要求，但接近规程，因此决定继续运行但缩短试验周期为一年一次。
2007年6月1日年试发现A相套管介损继续增大， 但绝缘电阻较上次无明显变化，且介损值小于规程要求值，继续运行。
2008年6月11日试验时发现套管介损比2007年增大36.9%，绝缘电阻急剧下降为上次的10.2%，抽取A相套管油进行试验，油中含水量39.2m g /L；外观检查发现套管油位窗紧固螺丝处有明显渗油痕迹 (如图1所示 ), 决定对设备进行更换。
图 1 套管油位窗口紧固螺丝渗漏情况
2.2、500 kV电容型套管故障
2.2.1 500 k V 高压套管参数
550kV并联电抗器一次高压套管型式为GOE1675- 1300 - 2500 - 016 - B , 额定电压550kV;额定电流2500 A。2009年出厂, 2010年11月投入运行。
2.2.2设备试验
电抗器高压套管介质损耗因数出厂试验值为0.37 % , 现场验收试验值为0.38 %。2011年10月9日预防性试验其数值达到0.587 % (试验数据如表2所示 ) ，绝缘电阻明显减小。
表 2 高压试验数据
根据 三比值法:
C2H2 /C2H 4 = 4.01 / 2 .66 = 1.51
CH4 / H 2 = 825.51 /12 273 = 0.067
C2H4 /C2H 6 = 2 .66 / 281.9 6= 0.0 09 4
三比值编码为100。
通过对套管各项试验数据分析, 认为套管绝缘存在缺陷, 套管内部存在电弧放电。经厂家技术人员确认套管上端部密封垫安装顺序有误, 造成设备密封不良, 进水受潮, 出现电孤放电。最终对设备进行了更换。
2.3、550kV电容型电流互感器故障
2.3.1 设备参数
型号: BL3-550;电压等级: 550kV。2001年9月出厂, 2003年6月投入运行, 2011年 9 月退出运行。
2.3.2 试验分析
2005年5月7日年试时, 发现绝缘油中含乙炔。油中溶解气体色谱分析数据如表4所示, 高压绝缘定期试验情况如表 5所示。
表 4 色谱分析数据
油中溶解气体色谱分析数据除含乙炔外, 其他组分含量正常。同期绝缘试验数据良好。上述设备虽然含有乙炔, 但其他试验数据表明设备内部无低能过热、高能放电及绝缘炭化现象。按当时预试规程要求, 乙炔含量没有达到注意值 (3μL/L)。高压绝缘试验项目合格, 设备可在运行中取油, 决定设备继续投入运行, 缩短色谱分析周期, 加强色谱监视。乙炔含量监视结果如表 6所示。
根据监视结果, 2007年年试后, 鉴于乙炔小于注意值而且 无明显增长现象, 其他组分 未见异常, 高压试验结果合格, 设备无新的乙炔产生, 转为正常运行。自 2008年开始, 历次年试的色谱分析乙炔含量均小于注意值, 其他组分正常, 但其含量有逐渐增长趋势。2011 年4月年试后，C2H2含量已较大，决定继续对该台电流互感器缩短周期监视, 色谱监督结果显示含量异常, 并逐渐增长, 其他组分含量正常, C2H2含量监视记录如表7所示。
表6乙炔(C2H2)含量监视结果
由于乙炔含量已超过标准，在 2011年9月1日停电进行了检查试验。 测试电流互感器末屏对地绝缘时, 绝缘电阻时大时小, 施加直流电压1min过 程中, 有击穿放电现象。在电流互感器底座油箱处能听到油箱内部轻微的“啪啪”放电声, 摇表指针瞬间归0 , 经万用表导通, 为金属性直接 接地。过几分钟再进行测试时, 绝缘电阻达2000MΏ以上, 再测试, 又放电归0 , 如此反复。绝缘电阻为2000 M Ώ以上时,主绝缘高压试验结果如表8所示。
表8 主绝缘的高压试验结果
2010年4月30日, 年试中, 设备介质损耗因数为0.369 % , 2011年9月1日检查试验时介质损耗因数增长为0.589% ,与 2010年4月30日年试试验数据比较有明显变化。结合色谱分析结果, 判断该台电流互感器主绝缘末屏及末屏接地引线段间存在不 稳定接地点, 建议退出运行,进行大修检查。返回原制造厂解体检查,发现电流互感器末屏距油箱20cm处,有一块因组装电流互感器造成末屏刮坏痕迹, 而且末屏刮坏处靠近油箱壁处有放电痕迹。
3、结论
1.单项预防性试验结果不能对设备作出试验结论, 必须综合分析各项试验结果。
2.各项试验结果必须和历年试验结果进行比较。
3.怀疑电容型设备存在缺陷时, 对全密封结构套管未安装在线监测装置的设备,应采取保守方法, 及时处理, 避免事故扩大。对非全密封结构套管, 可加强监视措施, 查清缺陷性质和原因。
参考文献：
[1]中国南方电网公司有限责任公司；《电力设备预防性试验规程》Q/CSG1 0007—2004.
[2]中华人民共和国电力工业部；变压器检修导则 DL/T573.95.
【关键词】WK3-110C12高压电容无功补偿；变电所；应用
古书院矿西风井35kV变电所主要负责西风井及井下西翼等的供电，用电负荷均为一二类负荷，能否安全可靠供电直接关系到矿井的安全生产。为保证供电质量及供电系统安全，35kV变电所在设计时便考虑了无功补偿。
1 无功补偿和提高功率因素的意义
1.1 无功功率
在交流电路中，由电源供给负载的电功率有两种；一种是有功功率，一种是无功功率。有功功率是保持用电设备正常运行所需的电功率，是将电能转换为其他形式能量（机械能、光能、热能）的电功率。无功功率比较抽象，它是电路内电场与磁场的交换，在电气设备中建立和维持磁场的电功率。它不对外作功，而是转变为其他形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备，要建立磁场，就要消耗无功功率无功功率。
无功功率决不是无用功率，它的用处很大。电动机需要建立和维持旋转磁场，使转子转动，从而带动机械运动，电动机的转子磁场就是靠从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率，才能使变压器的一次线圈产生磁场，在二次线圈感应出电压。因此，没有无功功率，电动机就不会转动，变压器也不能变压，交流接触器不会吸合。无功功率，用字母Q表示，单位为乏（Var）。
1.2 提高功率因数的意义
功率因数是反映用户的电能的利用效率，功率因数越高，电网的电能利用率就越高。供电部门是希望用户的功率因数越高越好。也就是希望用户从电网索取的，都是有功功率，无功功率越少越好。因为虽然无功功率只是能量交换，并没有能量消耗，但多一点少一点关系很大，直接关系到整个供电系统运行。这是因为电网的容量是一个定值，是有限的。有功功率是能量，无功功率也是能量，它们都是由电网提供的，所以当无功功率大了，有功功率的就小了，能提供对外做功的能量就少了。
1.3 影响功率因数的主要因素
功率因数的产生主要是因为交流用电设备在其工作过程中，除消耗有功功率外，还需要无功功率。当有功功率P一定时，如减少无功功率Q，则功率因数便能够提高。在极端情况下，当Q=0时，则其功率因数=1。因此提高功率因数问题的实质就是减少用电设备的无功功率需要量。
1）异步电动机和电力变压器是耗用无功功率的主要设备
异步电动机的定子与转子间的气隙是决定异步电动机需要较多无功的主要因素。而异步电动机所耗用的无功功率是由其空载时的无功功率和一定负载下无功功率增加值两部分所组成。所以要改善异步电动机的功率因数就要防止电动机的空载运行并尽可能提高负载率。变压器消耗无功的主要成份是它的空载无功功率，它和负载率的大小无关。因而，为了改善电力系统和企业的功率因数，变压器不应空载运行或长其处于低负载运行状态。
2）供电电压超出规定范围也会对功率因数造成很大的影响
当供电电压高于额定值的10%时，由于磁路饱和的影响，无功功率将增长得很快，据有关资料统计，当供电电压为额定值的110%时，一般工厂的无功将增加35%左右。当供电电压低于额定值时，无功功率也相应减少而使它们的功率因数有所提高。但供电电压降低会影响电气设备的正常工作。所以，应当采取措施使电力系统的供电电压尽可能保持稳定。
3）电网频率的波动也会对异步电机和变压器的磁化无功功率造成一定的影响。
4）以上影响电力系统功率因数的一些主要因素，因此必须要寻求一些行之有效的、能够使低压电力网功率因数提高的一些实用方法，使低压网能够实现无功的就地平衡，达到降损节能的效果。
1.4 无功补偿原理
在正常情况下，用电设备不但要从电源取得有功功率，同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求，用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场，这些用电设备就不能维持在额定情况下工作，用电设备的端电压就要下降，从而影响用电设备的正常运行。但是从发电机和高压输电线供给的无功功率远远满足不了负荷的需要，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率，以保证用户对无功功率的需要，这样用电设备才能在额定电压下工作。无功补偿是把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路，能量在两种负荷之间相互交换。这样，感性负荷所需要的无功功率可由容性负荷输出的无功功率补偿。采用无功补偿可以收到以下效果：
1）根据用电设备的功率因数，可测算输电线路的电能损失。通过现场技术改造，可使低于标准要求的功率因数达标，实现节电目的。
2）采用无功补偿技术，提高低压电网和用电设备的功率因数，已成为节电工作的一项重要措施。
3）无功补偿，它就是借助于无功补偿设备提供必要的无功功率，以提高系统的功率因数，降低能耗，改善电网电压质量，稳定设备运行。
4）减少电力损失，一般工厂动力配线依据不同的线路及负载情况，其电力损耗约2%～3%左右，使用电容提高功率因数后，总电流降低，可降低供电端与用电端的电力损失。
5）改善供电品质，提高功率因数，减少负载总电流及电压降。于变压器二次侧加装电容可改善功率因数提高二次侧电压。
6）延长设备寿命。改善功率因数后线路总电流减少，使接近或已经饱和的变压器、开关等机器设备和线路容量负荷降低，因此可以降低温升增加寿命（温度每降低10°C，寿命可延长1倍）。
7）最终满足电力系统对无功补偿的监测要求，消除因为功率因数过低而产生的罚款。
8）无功补偿可以改善电能质量、降低电能损耗、挖掘发供电设备潜力、无功补偿减少用户电费支出，是一项投资少，收效快的节能措施。
9）无功补偿技术对用电单位的低压配电网的影响以及提高功率因数所带来的经济效益和社会效益，确定无功功率的补偿容量，确保补偿技术经济、合理、安全可靠，达到节约电能的目的。
2 DWK3-110C12高压电容无功补偿控制器适用范围及特点
DWK3-110C12高压电容无功补偿控制器适用于6kV以上补偿电容的自动投切控制。可控制八组电容组。根据无功功率大小，功率因数和电压范围，自动控制电容器投切进行补偿。有效减少线路无功损耗，提高电网的功率因素。对需要电压优先控制的情况，还可利用电容的调压作用提高电压合格率。
2.1 可靠性极高，确保安全
所有的对外接线端子均可承受上千伏的电压冲击而不影响正常工作，电路具有极高的抗干扰能力。
优越的“软件电子狗”电路和容错技术，可以自动发现程序运行错误并瞬间复位计算机，彻底杜绝了“死机”现象，因此本产品没有“复位”键。
独有的“硬件电路故障保护电路”，确保控制器内任意电路损坏后或“死机”瞬间都不会引发输出误动作，保证了本产品万一损坏后不会成为定时炸弹。
2.2 自动化程度高，操作方便
“傻瓜机”的设计风格简单、实用。自动运行时完全不需人为干预，出现问题时自动退出故障设备并用语音提示。
大屏幕液晶显示器、中文显示、图形界面和菜单操作和设置，还有方便用户使用的快捷键。设置的参数永久保存，不受停电影响。
2.3 通用面广，适应性强
适用于6kV，10kV，110kV等电压等级的各类变电站。可控制一至两段母线一至十二组电容器或者电抗器。
既可以控制等容量电容器又可控制不等容量电容器或者等容和差容混合情况。
根据用户类型的不同，既可以仅控制无功，也可按电压优先的原则进行电压无功的综合控制。
具有供值班员使用的运行设置和供安装维护人员使用的调试设置。用户无需提供变电站设备参数和运行情况。
具有自动控制、语音提示控制、手动操作、远方控制多种工作方式。
2.4 自适应工作，适合无人变电站
2.5 电容控制算法先进
对同容量电容，按无功容量决定投切，按动作次数对不同容量电容，按无功量大小自动选择匹配电容逐个投入和切除并兼顾动作次数，不会出现投切振荡。
的多少选取电容实行均衡投切。
对既有不同容量电容，又有等容量电容情况，可先按无功量大小自动选择匹配电容容量，再根据动作次数对等容电容实行均衡投切。
保护和故障诊断
可以实现电容组合投切，以最少的电容组数实现最佳的电容控制。例如三组电容可产生七种电容量。控制更精确，无功补偿一次到位。减少成套装置的成本和空间。对电容容量比值关系无限制。
2.6 显示功能
2.7 安装维护方便
系统测试功能可现场观测所有外部接入信号和通断输出接点，方便快速地安装调试；
增益调节功能可使维护人员在控制器面板上用按键直接修正显示精度。
通用的电路板和模块化设计，进口可插拔式插座输出，先进的可编程序器件易于维护升级。
2.8 语音提示功能
2.9 事件记录
可记录多个事件，记录的内容不受停电影响，便于追忆运行和故障情况。
各组电容的投入、切除动作以及日期、时间。
各种异常报警事件以及日期、时间。
主变运行方式自动转换动作以及日期、时间。
2.10 统计功能
当月和上月电压合格率。
抄表日期、超上限率、下限率和超限时间长度、最大电压值和最小值以及发生时间。
各电容器的本月动作次数、上月底动作次数、累计动作次数，以及各电容器本月的投运时间。
3 技术参数及调容方案
3.1 技术参数
3.2 调容控制方案
根据电容器的容量情况和应用情况，分为四种控制方案。
3.2.1 等容均衡
应用在各组电容器的容量相同时，控制器按照动作次数均衡的原则逐个投切电容。相当于循环投切功能。
3.2.2 差容选配
当各组电容器的容量不相同时，需要按照电容容量大小选配，逐个投切电容器。也可用于既有不等容的电容同时由包含有等容量电容的情况，对不等容电容按容量大小选配投切，对等容量电容按照动作次数均衡投切。以上情况控制器能够自动识别。
3.3.3 差容组合
在成套应用中，各组电容器的容量不相同，可按照各组电容容量组合出不同的电容档，进行较为精确地投切，可以实现一次投切到位。例如3组电容可组合出7组容量档。可以将成套成本降到最低，空间也降到最小。推荐使用！
3.3.4 滤波补偿
用于滤波补偿情况，需要指定滤波电容器的投切次序，对各组电容器的容量没有限制。
滤波电容器投切次序的设置见电容器容量设置功能。
4 无功补偿原理图
5 经济及社会效益
安装DWK3-110C12高压电容无功补偿控制器后，提高了供电系统的功率因素，提高设备出力，降低功率损耗和电能损失，改善电压质量，节约了电力成本，与此同时由于该设备自动投切，无需人为，减少了人力物力的投入，主要体现在以下几方面：
5.1 节省企业电费开支
提高功率因数对企业的直接经济效益是明显的，因为国家电价制度中，从合理利用有限电能出发，对不同企业的功率因数规定了要求达到的不同数值，低于规定的数值，需要多收电费，高于规定数值，可相应地减少电费。可见，提高功率因数对企业有着重要的经济意义。
5.2 提高设备的利用率
对于原有供电设备来讲，在同样有功功率下，因功率因数的提高，负荷电流减少，因此向负荷传送功率所经过的变压器、开关和导线等供配电设备都增加了功率储备，从而满足了负荷增长的需要；如果原网络已趋于过载，由于功率因数的提高，输送无功电流的减少，使系统不致于过载运行，从而发挥原有设备的潜力；对尚处于设计阶段的新建企业来说则能降低设备容量，减少投资费用，在一定条件下，改善后的功率因数可以使所选变压器容量降低。因此，使用无功补偿不但减少初次投资费用，而且减少了运行后的基本电费。
5.3 降低系统的能耗
补偿前后线路传送的有功功率不变，P=UICOSΦ，由于COSΦ提高，补偿后的电压U2稍大于补偿前电压U1，为分析问题方便，可认为U2≈U1从而导出I1COSΦ1=I2COSΦ2。
即：I1/I2=COSΦ2/COSΦ1，这样线损P减少的百分数为：
ΔP%=（1-I22/I12）×100%=（1-COS2Φ1/COS2Φ2）×100%
当功率因数从0.70～0.85提高到0.95时，由（2）式可求得有功损耗将降低20%～45%。
5.4 改善电压质量
以线路末端只有一个集中负荷为例，假设线路电阻和电抗为R、X，有功和无功为P、Q，则电压损失ΔU为：
U=（PR+QX）/Ue×10-3（kV）两部分损失：PR/Ue输送有功负荷P产生的；QX/Ue输送无功负荷Q产生的；
配电线路：X=（2～4）R，U大部分为输送无功负荷Q产生的
变压器：X=（5～10）R，QX/Ue=（5～10）PR/Ue变压器U几乎全为输送无功负荷Q产生的。可以看出，若减少无功功率Q，则有利于线路末端电压的稳定，有利于大电动机的起动。因此，无功补偿能改善电压质量（一般电压稳定不宜超过3%）。对于无功补偿应用的主要目的是改善功率因数，减少线损，稳定电压。
6 结论
古书院矿DWK3-110C12高压电容无功补偿控制器系统的安装调试工作得到晋煤集团公司领导和古书院矿领导的重视和大力支持，在厂家技术人员和古矿技术人员的齐心协力和艰苦努力下，现全部完成了古矿西风井无功补偿系统的安装和调试，在安装和调试过程中发现问题、解决问题，使系统性能更稳定、功能实现更加完善。
【参考文献】
一、高压电力电缆的特点与敷设施工方式
1.高压电缆的特点
电力电缆按照绝缘材料分为油纸绝缘电缆、塑料绝缘电缆和橡胶绝缘电缆三类。橡胶绝缘电缆主要用于6kV及以下输配电线路中，油纸绝缘电缆可用于高压输电线路中，但敷设时需要充油，安装较为复杂，目前多采用塑料绝缘电缆。按塑料材质，塑料绝缘电缆分为聚氯乙烯绝缘电缆、聚乙烯绝缘电缆和交联聚乙烯绝缘电缆，前两种电缆性能各有不足，所以高压线路多采用交联聚乙烯绝缘电缆。这种电缆电气性能好，并且对于敷设安装条件适应性强。交联聚乙烯绝缘电缆结构由里至外分别为铜导体、半导体带、挤出导体屏蔽层、交联聚乙烯绝缘层、挤出屏蔽层、半导体带、铜网编织层、铝波纹套管、外护套和石墨层，总共10层，可见其结构还是相当复杂的。
2.高压电缆的敷设施工方式
电缆可以采用直埋、隧道、电缆沟、排管、桥架、吊架、竖井等多种方式敷设。直埋电缆具有投资省、施工简便、散热条件好等优点，但要求土壤不含腐蚀性介质，并且不能位于交通繁忙地区，较适合在人行道、绿地或者建筑边缘等地带敷设。一般情况下，可根据电缆敷设的数量、用途、地形与经济条件选择适合的敷设方式。实际应用中，超过4回的高压电缆可选用隧道敷设方式，4回以下可采用电缆沟或排管进行敷设。竖井敷设主要用于高层建筑、水电站等场合，桥架或吊架用于架空敷设。
根据是否揭掉地面土层，电缆敷设分为明开挖和非开挖两种方式。明开挖是要揭掉地面土层的，而非开挖主要通过顶管或水平定向钻进方式铺设管道，再在管道内敷设电缆。非开挖方式尤其适合交通干线、河道、闹市区等地段敷设电缆，具有对地面环境影响小、社会效益好等特点。
按照采用的动力方式，电缆敷设包括人工敷设、机械敷设以及人工机械结合敷设三种方式。机械敷设效率较高，但实际地形和环境因素难以保证全线实施，所以多采用人工机械结合敷设方式，也就是前后由机械操作，包括牵引和电缆输送，电缆的展放控制则由人工负责。
二、高压电力电缆施工容易忽视的关键环节
1.电力线缆安装前的线缆检验
在线缆敷设进行前除却检查线缆本身绝缘性能以外，还要重点检查线缆头的相同色相排列分布情况，以有效避免对齐相序性质的三芯电缆头芯线出现交叉。同时，为了评价线缆质量是否达到作业技术规范要求，所以要针对于线缆本身进行直流耐压试验；已经检验合格的线缆头要确保密封，以防线缆受潮。
2.电缆输送方向
首先，施工场地的平均温度不能低于零摄氏度，保证温度达到施工的标准；其次，为了使敷设过程的时间尽量达到最少，应该选择电缆排管的顺方向作为电缆的主要输送方向；最后，在进行输送机的配置时，要结合实际的施工安排合理的安排输送机的地点，尽量减少输送机的搬运次数。
3.电缆敷设的注意事项
在电缆施工过程中，需要注意以下几点。一是，确保电缆的完好性。一般情况下，铺设电缆时不可避免要电缆和支架、地面发生摩擦，对电缆的完好性产生影响。为了避免电缆的损害，电缆要从盘上部引出，对其进行固定并使他们排列整齐，接头还要相互错开。二是，对于出地的电缆要安装保护管。如果和地面上的其他建筑物有交叉，则要安装钢管进行保护。三是，保证敷设的电缆整齐。一层桥架内铺设的电缆一定要整齐，接头外不能出现打弯现象，同时预留的电缆还要足够长使其自然放置。四是，做好防火工作。完成电缆的敷设之后，要根据敷设地点的实际情况，采取相应的措施，做好防火封堵工作，并在电缆敷设路径外做好相应标记。
4.电力电缆敷环境与条件
线缆敷设应处于环境温度0℃以上的24h以后进行作业。如果线缆温度未能达到0℃以上，应采取必要的电缆防护保温措施。特别是针对PVC塑料建材，这种材料一旦处于低温状态，由于其物理特性原因则会变硬变脆。也就是说，这种PVC材料在0℃以下弯曲变形较快或者经过外力冲击而弯曲变形，从而造成PVC塑料破裂。另外，在线缆安装开工阶段，应能依照严格的技术规程要求完成有关作业内容，并尽可能地控制线缆弯曲半径。此外，如果线缆敷设安装前必须要进行电气试验，则需要在安装好线缆组件的前提下及时进行电气试验；在线缆搬运或敷设环节中应设置好线缆防护与防潮防湿措施。
5.电缆轴失控处理
实际施工当中由于电缆本身较重，而且施工场地处于地下，与地面之间的落差可以达到十几米，所以极易发生电缆溜放的现象，导致电缆失控。而对于这个问题的处理办法是在施工地面留出较大的位置放置电缆轴，同时使用大功率的输送机，再配上专门的监管人员。
6.防止电缆损伤
电缆在敷设过程当中是容易受到局部损伤的，而为了保证施工的正常进行，就要采取一定的措施防止电缆的损伤。在电缆的敷设过程中，应控制好电缆的牵引力的最大值，这样可以有效预防电缆的局部受伤。电缆在进行转弯的时候，其弯曲的半径是不能低于 20d 的，如果低于这个值的时候说明电缆已经受到损伤。
7.敷设后的处理与试验
电缆敷设后，需要对电缆进行整体的绝缘检查，测其绝缘电阻，确保电缆在敷设的过程中没有损伤，并最终对电缆整体做耐压试验，确保电力电缆敷设完毕后能够在正常的工作电压或一定程度的冲击电压下正常工作。此外，电缆敷设后，要对电缆进行后期防护，并给每根电缆做好标记，地表也要留有一定的识别标记，以便后期检查维护。
8.强化安全施工管理
对于线缆加工生产所用的台钻、无齿锯、切割机等作业设施工具的调度或使用前，应能事先装设漏电保护装置；同时，这些工具设施在使用前应做好设备临检或操作检测，以确保设备工具无故障问题，包括设备或工具操作人员应配有防护眼镜。对于焊锡机的使用应设有防雨盖及防潮垫；对于一些一二次电源接头要设置好防护装置。比如二次线宜使用接线柱，并且要控制长度不超过30m；一次线则需要橡胶套装线缆，抑或采用塑料软管套装，长度不宜超过3m；对于焊把线的使用应以铜芯橡皮绝缘线为主，确保安全绝缘防护工作贯彻到位。
结束语
高压电力电缆的敷设施工是一个系统的项目性工作，要有一定的组织和管理措施，施工前期的准备工作是关键，尤其是施工工器具的选用，选择合适的工器具，是电缆施工工程的质量保证和效率保证。输电线路的电缆施工管理，直接关系到电缆的投运质量和使用寿命，一定要将安全和质量的控制放在工程施工的首要位置，确保电缆地埋敷设工程的标准性和可控性。
参考文献
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
关键词:主变；高压套管；环氧树脂浸纸；电容；介损
0前言
广州蓄能水电厂自投产以来，作为系统主力调峰、调频电厂，对系统的安全稳定运行起着十分重要的作用，而主变高压套管运行的稳定性及可靠性将直接影响电厂的安全运行。本文就主变高压套管在运行中出现的某些异常进行深入研究并提出了相应的解决对策。
1.主变高压套管简介
广州蓄能水电厂主变原高压套管是UKTRENCH生产的500HC366型环氧树脂浸纸干式套管，这种电容套管采用干态皱纹纸绕制套管的电容芯，在层间夹有铝箔纸组成的25个电容屏,在真空干燥下整体进行环氧树脂浸渍、固化、车削成型、表面涂釉、中间装上安装法兰，套管电容芯最外层通过末屏直接接地。该类型套管具有质量轻、安装方便简单等特点，自投产至今已经有十余年的运行历史。
2.高压套管介损、电容异常原因研究及解决措施
2.1高压套管运行情况
近年来，广州蓄能水电厂主变高压套管运行状况不稳定，存在着较大的安全隐患。曾多次因套管电容量变化值不能满足相关规程要求而被迫更换高压套管，造成设备被迫停运和重大经济损失，具体情况如下：
2002年07月19日，＃6主变C相高压套管因电容量超标4.1%、介损为2.11%而被更换；
2003年12月07日，＃5主变B相高压套管因电容量超标4.36%、介损为2.139%而被更换；
2004年11月07日，＃7主变C相高压套管因电容量超标8.37%而被更换；
2006年07月02日，＃6主变B相高压套管因电容量超标9.1%而被更换；
2006年08月05日，一直运行相对稳定的＃8主变C相高压套管，其电容值也从335pF增长至348.3pF，增幅为4％，虽然未达到规程规定的5%的警戒值，但根据厂家关于该型号套管的维护建议：套管的电容量不应超过额定值的4%，当电容量超过4%，该套管运行处于危险状态，需要立即更换。
如此大量的环氧树脂浸纸高压套管出现异常情况，严重影响了电厂的安全运行，必须对变高压套管介损、电容异常情况进行专项研究。
2.2 环氧树脂浸纸主变高压套管介损和电容量异常原因研究
环氧树脂浸纸套管应用于500 kV主变高压套管的时间较短，运行及维护经验相对较少，针对此问题，组织专项研究小组对该类型的故障套管进行了仔细分析。
研究小组根据理论分析和试验验证首先排除了套管介损和电容量异常是由测量仪器和试验方法造成的；同时突破了预试规程规定的常规方法，采用多种研究手段，从试验方法、试验仪器、电介质极化理论等几方面因素对套管介损异常问题进行全面研究。在研究中发现，环氧树脂浸纸电容套管介损值异常的原因可以用电介质理论来解释：由于套管采用的环氧树脂浸纸绝缘介质是一种多层结构的极性电介质，总共有25个电容屏组成，在外电场的作用下，介质表面会积累自由电荷，产生夹层介质表面的极化。当测试电压较低时，电介质极化损耗产生的有功电流在总的介质有功电流中占有的比例较大，造成测试的介损值偏大。随着试验电压的升高，电介质的电导电流比例增加，电介质极化损耗产生的有功电流在总的介质有功电流中占有的比例减少，测试的介损值降低。并通过主变零起升压试验验证了极化是造成套管介损异常的主要原因。
同时为了研究高压套管电容量增加的原因，研究小组通过车削的办法逐层解剖缺陷套管，成功地找到了故障层击穿点，在此基础上，进一步进行了切片检查，借助扫描电镜的无损检测发现了故障套管铝箔电极存在不规则的褶皱和微小裂隙等缺陷，最终证实了环氧树脂浸纸套管电容量异常增大的原因是电容层击穿，并且全面分析了套管电容层击穿的原因以及电容量异常对介损的影响。
通过上述研究方法检查发现：当套管测试的电容量变化时，会有套管内部的电容屏发生层间击穿，一般每增大4％～5％，会有一个电容屏发生层间击穿。环氧胶浸纸电容套管是由干燥的皱纹纸真空浸渍环氧树脂制成，如果套管在真空浸渍时绝缘纸局部区域网孔未被环氧树脂胶充分填充而残留有微小气隙，这些气隙在电容层面(或绝缘沿面上)的场强达到一定值以上时，就会发生局部放电。长时间的局部放电，使绝缘的劣化损伤逐步扩大，最终造成电容层间绝缘击穿。此型套管较高的故障比例说明生产商在其制造工艺上存在较大缺陷。
同时试验数据揭示了套管电容与介损之间的关系：对电容量一直保持稳定的套管，其介损测量值也总是保持稳定；套管介损异常一定是出现在套管电容量本身已经有了增长的套管上；介损值随着测试条件的变化，如施加电压的变化表现出不稳定性，而电容量却不会变化；但是电容量有了增长的套管并不一定会反映出介损增长。套管电容量的变化，说明电容极间的绝缘介质介电常数有变化或者发生击穿，但是伴随着介损的增长，说明电容层问存在电流通道，也就是电容层间有击穿。
2.3 主变高压套管介损、电容异常解决对策
通过实际运行经验及上述的科学研究结果可以得出：该类型套管工频耐压设计水平不足以及制作工艺上的缺陷是导致介损及电容值变化的主要原因，为了彻底解决该类型套管的缺陷，一方面要求厂家改进其制作工艺，另一方面必须提高该型号高压套管的工频耐压设计值。
但是由于受到套管和GIS连接方式以及尺寸的限制，选择其他类型套管进行替代在技术上存在着较大的难度，经济上付出的代价也相对较大。环氧树脂浸纸套管运行历史较短，同时，该类型套管制造厂家较少，除英国传奇套管公司外，主要还有ABB(MICAFIL)公司以及德国HSP公司。通过大量技术数据的对比发现，传奇公司生产的500HC618型套管从技术性能上、与GIS的连接方式上以及安全尺寸上均符合我厂的要求，而ABB(MICAFIL)公司以及德国HSP生产的各种型号高压套管在尺寸上均无法满足现场安装要求。
500HC618型套管与原型号套管具体电气参数对比见下表：
电气参数/套管型号 500HC366 500HC618
额定电压Ur（kV） 525 550
额定电流Ir（A） 2000 2000
工频耐受电压P.F.W（kV） 680 740
雷电冲击耐受电压LIW（kV） 1675 1675
操作冲击耐受电压SIW（kV） 1175 1175
重量Weight（kg） 350 260
由上表可见，500HC618高压套管电气技术性能比原来的500HC366高压套管更加优越：额定电压Ur（kV）从525提高到550、工频耐受电压P.F.W（kV）从680提高到740，提高了主变运行的安全可靠性，并通过比较此两型号套管的规格可知，500HC618高压套管能够满足现场的安装要求，可以直接替换原型号的套管。
同时从厂家及其技术资料上了解到：500HC618套管在制造工艺上比500HC366有了很大提高，特别在真空浸渍过程中，最大程度地避免残留微小空气间隙及杂质的影响，从而降低了套管在运行过程中发生局部放电的可能性。
2.4 新型高压套管运行效果
我们从07年至09年陆续更换了四台主变12根次的新型高压套管，运行至今我们根据GD-8主变套管长期在线监测设备监测数据与主变停电预防性试验相结合的方式对主变高压套管进行跟踪监测，监测后的数据情况表明：提高套管工频耐压设计值后的主变高压套管运行稳定可靠。
3.结论
本文分析了广州蓄能水电厂主变高压套管介损及电容异常的原因并提出了相应的解决措施，彻底解决了一直困扰该厂主变高压套管运行不稳的问题，降低了设备强迫停运率，大大提高了设备的安全可靠性；同时新高压套管在规格、尺寸方面及电气参数上均能完全能满足现场要求，最大程度地降低了技改的成本和工程量，改造完成后，高压套管各相运行参数均稳定可靠，大大降低了维护工作量。
参考文献
[1]广州蓄能水电厂二期工程主变高压套管使用说明，英国传奇公司，1997年。
[2]主变500kV环氧树脂浸纸套管介损异常原因研究，华东电力试验研究院，2006年。
关键词：SF6断路器 电场 数值分析
1 引言
在高压电器设备的绝缘设计和分析中，数值计算已经成为不可缺少的重要环节，绝缘设计分析的大部分工作是以电场数值计算为基础而进行的。电场数值计算对于分析高压SF6断路器灭弧室内部的绝缘状况、对各部分结构参数进行优化设计进而改善断路器的介质恢复特性有着重要意义。模拟电荷法以其方法简便、实用性强等特点而被广泛应用于电场计算。基于此，本文应用模拟电荷法对高压SF6断路器内的三维电场进行了数值计算。计算结构如图1、图2所示，其计算场域是一复杂的三维区域。在实际计算中，考虑了动触头、静触头、喷口及屏蔽罩的存在，尤其是分析了并联电容器组对其内部电场分布的影响，得到了有无并联电容器组时的断路器内部不同截面电场分布图，为与此相关的高压断路器的进一步设计开发提供理论依据和计算工具。
2 断路器三维计算场域图及边界条件处理
本文分析的超高压SF6断路器，在动、静触头旁有并联电阻，为了能改善触头附近的电场分布，除在动、静触头两侧分别装设大、小屏蔽罩外，在触头两旁还装设并联电容装置。因此，这种电场分析不能采用传统的认为是一个轴对称场计算问题的分析方法，而应该是一个真正的三维电场的计算问题。
由于计算结构的对称性，图3所示为断路器断口附近实际计算场域的1／4部分。在电场计算中取静触头及连接件为高电位，电压为1000V，动触头及金属连接件为低电位，电位值为0V。
3 模拟电荷法的计算原理与应用
模拟电荷法是根据静电场的唯一性定理，在电极内部放置若干个假想的离散电荷，使其共同作用的结果满足给定的电极和介质表面的边界条件，则这一组电荷所产生的场即为满足一定精度的实际电场，进而可求得计算场域中各点的场值。在计算中模拟电荷的种类、数目及与电极表面匹配点之间的匹配关系将直接影响到计算量的大小和计算结果的精确度。模拟电荷法以往主要用于对形状比较简单、规则的形体进行电场的计算分析。对于计算断路器这样复杂的三维场域，采用模拟电荷法尚未见报导，需要做大量的研究工作，其模拟电荷的分布规律、不同形体的位置处理、电荷量的大小等等是一个统筹的优化问题。一般的模拟电荷法计算，是在导体内部设置N个模拟电荷，在边界表面取M（M≥N）个匹配点。这些匹配点的电位φ1，φ2，…，φm为电极表面电位。它们是由N个模拟电荷共同作用而产生的，即
式中 P为系数矩阵；φ为电位矢量；Q为待求模拟电荷矢量。
根据断路器具体结构，本文采用能较好地反映复杂形体变化的点电荷来模拟实际边界的作用进行电场求解，为方便计算，采用坐标变换技术将局部坐
标转换为全局坐标，点电荷的电位系数和电场系数推导如下：设任一模拟点电荷Qj位于（x0，y0，z0），则空间中任一点（x，y，z）的电位为
由此可得单一模拟点电荷的电位系数为
从式（4）可得单一模拟点电荷的电场强度系数
4 模拟电荷法的应用
4．1 前处理
模拟电荷法的计算精度与模拟电荷和电极表面轮廓点的布置有着密切的关系，选择合适的布置方案显得尤为重要。通常，由于轮廓点是在电极表面，所以应首先确定轮廓点的位置，轮廓点的布置应尽可能逼真地模拟电极的真实形状，然后再按一定方式确定模拟电荷的位置。在计算区域内，对于较关心部位和电场变化比较剧烈处，轮廓点布置应较密些，其它部位可较疏些。根据计算经验，轮廓点也并不是布置得越密越好，关键是要适当。应注意在同一部件上，轮廓点密度应均匀配置，否则在局部会引起电位系数贡献较大，而且在不圆滑部位的凸起和凹下处（即电场奇异点处），不宜布置轮廓点。而模拟电荷的布置较轮廓点来说更有自由度，但要选取较好的布置方式需一定的经验和进行优化计算。
本文的计算结构，同轴圆柱体有2个端面和1个侧面，对于极间电场来说，端面的影响较大。本文最初在进行端面轮廓点和模拟点配置时，用均匀分布在几个同心圆周上的点来表示（见图5（a）），外层表示在端面上取7条半径呈等差数列的同心圆，每个圆上取8个轮廓点，内层为与之相对应的模拟电荷点。由于轮廓点集中于某几条半径上，而其它方向上的轮廓点较少，对电位系数贡献也小，这种缺陷不适宜用增大每个圆周上轮廓点的个数来弥补。计算结果表明，这种配置方式不佳。通过大量计算分析，对端面的模拟，本文最终采用如图5（b）所示的配置方式，在圆内使之呈矩形分布，相应的模拟电荷点也如此布置。
轮廓点与模拟电荷点相互位置的确定对于电场计算的结果也有较大影响，如图6所示，对于端面来说，模拟电荷点所在面与轮廓点所在面的间距为a，而轮廓点所在面上相邻两点的最大距离为b，令BS1＝a／b。对于侧面来说，模拟电荷距与其对应的轮廓点的距离为R－r，两层电荷的间距为DD，BS2＝（R－r）／DD，需根据实际情况在1．0～1．5之间合理选取BS1和BS2的值。
4．2 坐标变换
在模拟电荷法的应用中，为便于求得模拟点、轮廓点及计算点的坐标，本文采用坐标变换处理。
T为一圆柱体，平面X1 Z1与平面XZ的夹角为α，图7中的任意一点A在坐标系XYZ和X1Y1Z1下的坐标（X，Y，Z）和（X1，Y1，Z1）有以下关系：
任意场点在坐标系XYZ下的坐标（x，y，z）用式（6）即可将在坐标系X1Y1Z1下的点坐标变换到整体坐标系XYZ下。
5 断路器内三维电场计算结果及分析
5．1 有、无并联电容器组时在x＝0截面处的电场
图8（a）、（b）分别为有无并联电容器组作用时x＝0截面处的电场分布图。从图8可见，由于并联电容器组的作用使得该区域的电场分布与无并联电容器组时的电场分布明显不同，从整体上改善了电场的均匀度。因为断路器采用了同轴圆柱体结构，并且在直径较小或具有尖角的部位，如触头和喷口等处都加上了屏蔽罩，因而使得全场域电场分布比较均匀，在静触头端大罩附近、静触头端小罩附近以及动静触头之间的区域的电场强度值较大。由此可见。高电位静触头一侧电场强度较大，而地电位动触头一侧电场强度较小。
5．2 Z为1．0、－1．0、0．25和－0．25处的截面电场
图9（a）（b）分别为动、静触头靠近大罩附近小罩处和断口附近极间的典型截面的电场等位线分布情况。通过对这4个区域的计算结果证实：①在静触头端大罩附近的等位线分布较密，而动触头端大罩附近等位线分布较疏；②由于电容器组的作用，使得所计算区域的电场分布较为均匀；③电位线在靠近罐体侧比在靠近静触头侧要疏。
图10（a）（b）分别为Z＝－1．0和Z＝－0．25截面的等电场强度分布情况。从图中可以看出，靠近静触头大、小罩附近的电场强度较大，场强较大值集中在静触头小罩附近的形体顶角处。
6 结论
（1）本文首次采用模拟电荷法进行SF6高压断路器断口附近复杂三维场域的计算，成功地求得了断路器内部不同位置的电场分布情况，证明了模拟电荷法对于求解复杂场域的计算是可行的。
（2）本文采用的三维模拟电荷法计算电场的应用机理具有通用性，可以适用于其它结构的高压断路器灭弧室等三维电场的计算，而且在该方法的实施过程中，一旦选定了一套能真实地反映电极实际情况的模拟电荷和与之相匹配的位于电极表面的轮廓点，确定模拟电荷的具体量值，不仅可方便地求得断路器内电场的分布情况，而且可以定量分析灭弧室内各结构部件参数对全场域电场分布的影响。
（3）在整个场域中，屏蔽罩和并联电容器组起到了很好的均匀电场的作用。场强较大值位于静触头小罩形体顶角处。
（4）模拟电荷法在具体实施时，对于不同结构来说，模拟电荷的个数、性质、位置和量值对计算结果的精确度有较大的影响，因此计算需以大量计算调整工作为基础，也需较多的经验和技巧。
［1］ 河野照哉，宅间董．电场数值计算法．北京：高等教育出版社，
[关键词] 变压器；空载及负载；技术
[作者简介] 蒋海平， 广西送变电建设公司助理工程师，研究方向：变电站高压试验技术及变电站工程施工管理，广西 南宁，530031
[中图分类号] TM406 [文献标识码] A [文章编号] 1007-7723（2013）06-0025-0005
近十年来，电力的迅猛发展，使得我们对电力设备的要求越来越高，因此，为保证变压器的安全运行，就要把缺陷排除在运行之前。通过对变压器的各种生产试验、出厂试验及现场交接试验，大部分的变压器缺陷都能在运行之前排除，特别是大型特殊试验如：耐压试验、局部放电试验、绕组变形试验、空负载试验对变压器的考核甚为重要。因此，一套合适准确的试验技术在变压器的空负载试验中能准确判断出变压器的实际缺陷，同时综合其他试验项目，能够准确判断变压器本身的缺陷和问题，进而使得整个电网的运行更加稳定。
一、试验内容及关键技术
变压器的空载试验，是从变压器的任一侧绕组施加正弦波额定频率的交流电压，其他侧绕组开路，测量变压器的空载损耗和空载电流的试验；短路试验是将变压器一侧绕组（通常是低压侧）短路，而从另一侧绕组（分接头在额定电压位置上）加入额定频率的交流电压，变压器绕组内的电流为额定值，测量变压器的短路阻抗和负载损耗。试验的关键问题是试验电源，特别是短路试验，试验时由于施加的电压高、电流大、功率因素低，这两项试验均要求大容量的试验电源及试验设备，现场条件难以解决，广西中试所在芙蓉变和雷村变对主变进行试验时向供电局借用了400kVA的所用变才解决电源容量的问题。变压器的空载试验和短路试验可采用三相或单相电源进行试验，变压器经过三相空载试验和短路试验后，如发现有异常，应采用单相试验，通过对各相试验参数的对比，观察损耗在各相的分布情况，以检查各相绕组或磁路中有无局部缺陷，确定故障相。现场试验可用三相或单相试验电源进行；空载试验时电压可用额定电压或较低电压（如5%），短路试验时电流可加较低电流（如10%）。为了节约经费开支，提高试验设备的利用率，现根据广西送变电建设公司具有变压器局部放电试验所用的300kVA的BPD-300型试验电源，用电容器组对试品进行无功补偿，降低试验容量的单相试验方法。
二、三相变压器采用单相电源变压器空载试验和短路试验方案
（一）技术方案
1. 三相变压器的单相电源的短路试验
试验方法是将低压侧三相的线端短路连接，在高压侧加单相电源进行三次测量，对于常用Y/d和Y/y接线的变压器，将低压侧短路，在高压侧的一对线端上依次加压，当施加的电流为额定值时，测得的数值按下式换算成三相短路损耗Pk和阻抗电压Uk。
式中， P■、P■、P■——每次测得的两相短路损耗；
U■、U■、U■——每次测得的阻抗电压。
如施加的电流小于额定值，可先按下式换算成额定电流下的数值：
式中，Pk——在电流I'下测得的短路损耗；
Uk——在电流I'下测得的短路电压。
2. 三相变压器的单相电源的空载试验
（1）加压绕组为 连接（a-y，b-z，c-x）
采用单相电源，依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组应依次短路。测得的损耗按下式计算：
式中，Poab、P0bc、Poca——ab、bc、ca三次测得的损耗。
空载电流按下式计算：
（2）加压绕组为Y连接
采用单相电源，依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组应依次短路，若无法对非加压绕组短路时，则必须将二次绕组的相应相短路，施加的电压为二倍相电压。测得的损耗仍上式计算。
空载电流按下式计算：
3. 试验接线
图1是对Y /Yn/yn接线的变压器高对低压绕组的短路阻抗及负载损耗试验接线图，被试变压器的加压方法可根据变压器结构形式和测试项目更换试验接线。
（二）试验设备方案
图1中各设备的参数选择如下：
1. BPD-变频电源（现有）
额定输出容量：300kVA 输出电压：0～380V 输出电流：0～800A
电源输入：三相380V 输出电源频率：30～100Hz连续可调。
2. 移圈式调压器操作电源（现有）：
额定容量：250kVA 额定输出电压：两相380V
3. 中间试验变压器1#（现有）
低压绕组额定电压：2×380V 高压绕组额定电压：2×37000V
低压绕组额定电流：395A 高压绕组额定电流：4A
额定容量：300kVA
变压比：（1）高压串联，低压并联：2×37000V /380V
（2）高压串联，低压串联：2×37000V /2×380V
（3）高压并联，低压串联：37000V /2×380V
（4）高压并联，低压并联：37000V /380V
4. 中间试验变压器2#
高低压侧均采用双绕组，可通过串联、并联接线得到三种不同的变比。
低压绕组额定电压：2×400V 高压绕组额定电压：2×6500V
低压绕组额定电流：375A 高压绕组额定电流：25A
额定容量：300kVA
变压比：（1）高压串联，低压并联：2×6500V /400V
（2）高压串联，低压串联：2×6500V /2×400V
（3）高压并联，低压串联：6500V /2×400V
（4）高压并联，低压并联：6500V /400V
5. 电容器组
电容器单元件：
电容器组在5.5kV时的最大电容量组合为272？滋F，在11kV时的最大电容量组合为68？滋F，在22kV时的最大电容量组合为17？滋F。
（1）电流互感器：额定电压：35kV，变比：5、10、50、100、200A/5 A 准确级：0.2级以上
（2）电压互感器：额定一次电压：35kV 额定二次电压：100V 准确级：0.01级
（3）数字式功率分析仪：选用适合于大容量变 压器损耗测量用的功率分析仪，在极低功率因素（0.02）下仍有较高的准确度。
（三）试验方案论证
1. 武鸣雷村变主变压器
（1）变压器技术参数
型号：SFSZ9-120000/220 额定电压：220 81.25%/121/10.5kV
联接组别：YN. yno.d11 额定电流：314.9/572.6/3299.1A
空载电流：0.06% 空载损耗：53.6kW
短路阻抗及负载损耗：
（2）空载试验
空载设备选择从低压侧加压，依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组应依次短路（即bc、ca、ab）。
单相试验时空载电流按下式计算：
Io%=0.289（Ioab+Iobc+Ioca）/In 100%
假设试验时Ioab=Iobc=Ioca，则单相试验时的空载电流为：
Ioab=Iobc=Ioca=（In×Io%）/（0.289×3×100）=（3299.1×0.06）/（0.289×3×100）=2.28A
试验电源容量为：S=10.5×2.28=24kVA
试验方案中的变频电源容量为300kVA，调压器操作电源容量为250kVA，电源容量为试验容量的10～12倍，满足试验的要求。
（3）短路试验
高压对中压：
假设试验时变压器分接档为9B档，试验时阻抗电压UkAB=UkBC=UkCA ，则单相试验时在In=314.9A下施加的电压为：UkAB=UkBC=UkCA =（2×220×40.55）/（100×1.732）=36.68kV
下表3是单相试验时所施加的电压电流对应表。
由于短路试验的功率因率很小（大型变压器约为0.05以下），忽略短路损耗的影响，采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=314.9/（3.14 2 50 36680）=27.34 ？滋F。试验时电容器组采用4只20？滋F，4只5 ？滋F，4只2？滋F的电容器组成电容量为27？滋F、额定电压为11kV电容器组进行补偿，中间变压器2#采用高压串联，低压并联，变压比为2×6500V /400V，可施加25%至30%额定电流的短路试验。
高压对低压：
假设试验时变压器分接档为9B档，试验时阻抗电压UkAB=UkBC=UkCA ，则单相试验时在In= 157.45A（额定容量为60000kVA）下施加的电压为：UkAB=UkBC=UkCA =（2×220×40.55）/（100×1.732×2）=51.5kV
下表4是单相试验时所施加的电压电流对应表。
忽略短路有功损耗的影响，采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=157.45/（314 51500）= 9.74？滋F。试验时电容器组采用4只10 ？滋F和4只30？滋F电容器组成电容量为10？滋F的22kV电容器组进行补偿，中间变压器1#采用高压并联，低压串联，变压比为37000V /760V，可施加30%至40%额定电流的短路试验。
中压对低压：
假设试验时变压器阻抗电压UkAB=UkBC=UkCA ，则单相试验时在In=286.3A（额定容量为60000kVA）下施加的电压为：UkAB=UkBC=UkCA =（2×121×25.63）/（100×1.732×2）=17.9kV
下表5是单相试验时所施加的电压电流对应表。
忽略短路有功损耗的影响，采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=286.3/（314 17.9）=50.94？F。试验时电容器组采用1只30？滋F、1只20？滋F、1只1？滋F电容器组成电容量为51？滋F的11/2kV电容器组进行补偿，中间变压器2#采用高压并联，低压并联，变压比为2×6500V /2×400V，可施加30%至40%额定电流的短路试验。
（4）结论：上述方案可满足大型220kV三相三绕组变压器100%空载试验和20%至40%额定电流的短路试验。
2. 百色变500kV变压器
（1）变压器参数及试验数据
型号：SFSZ9-250000/500 额定电压：525√3/230√3∕36kV
相数：单相 额定电流：824.8/1882.7/2222.2A
空载电流：0.06% 空载损耗：53.6kW
（2）空载试验
当低压侧施加100%试验电压时，低压侧施加的试验容量为：
S=36 1.642 2=118.224kVA
试验方案中的变频电源容量为300kVA，调压器操作电源容量为250kVA，在没有采用补偿的情况下电源容量为试验容量的2倍，可满足试验的要求。
（3）短路试验
由厂家出厂试验时的试验数据，根据所施加电压电流的线性关系可列出在不同电流下的试验数据，如表6所示：
高压-中压
当低压侧施加试验电流为30%的In时（162.8A），忽略短路有功损耗的影响，采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=162.8/（314 5048）=102.7？滋F。试验时中间试验变压器采用变压比为6500V/400V，电容器组为2个30？滋F电容器，2个20？F电容器，1个2？滋F的电容器并联，可进行20%In电流的试验。
高压-低压
当低压侧施加试验电流为30%的In时（78.6A），采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=78.6/（314 13278）=18.85？滋F。试验时中间试验变压器采用变压比为13000V/400V，电容器组为4个10？滋F电容器，4个5？滋F电容器，4个2？滋F的电容器， 4个1？滋F的电容器组成额定电压为11kV、电容量为18？滋F的电容器组，可施加约25%In电流的试验。
中压-低压
当低压侧施加试验电流为30%的In时（180.72A），采用电容器组进行全补偿的电容量为：C=180.72/（314 3539.4）=162？滋F。试验时中间试验变压器采用变压比为6500V/400V，电容器组为4个30？滋F电容器，2个20？滋F电容器，1个2？滋F的电容器， 4个1？滋F的电容器组成额定电压为11/2kV、电容量为162？滋F的电容器组，可施加约40%In电流的试验。
（4）结论
上述方案可满足大型500kV单相变压器100%空载试验和20%至40%额定电流的短路试验。
三、最终成果及性能指标
项目的技术成果、经济、质量、无形效率等指标主要表现在如下几方面：
1. 本项目成功实施后，在变电分公司原有试验设备的基础上配套，广西送变电建设公司将能够按广西电力有限公司企业标准《电力设备交接和预防性试验规程》对大型电力变压器进行现场空载试验及短路试验，也是广西第二家能进行此项目试验的单位，有利于开拓电力设备交接试验及预防性试验市场。
2. 整套试验装置的技术指标（表7）
（三）项目的经济指标
本试验技术研发项目的经费成本约35万元，项目完成投入使用后，按目前电力建设的形势估算，每年应有不低于5台的变压器进行试验，每台变压器的试验费用参照《电力建设工程预算定额 调试工程（2006年版）》每台共计4万元，每台变压器试验的成本支出约为：运输费用（4500元）+吊车费用（1600元）+试验人员工资（4人 3天 250元） 1万元，每台变压器试验的利润为3万元，年收益就有15万元，也就是只需两年多的时间项目的经费成本即可回收。
四、结 语
通过技术开发项目活动，可提高广西送变电建设公司在变压器试验的技术水平，同时希望能够激发调试人员的创造性及思维性，在以后的工作中不断探讨新的试验方法，新的试验技术，取得新的技术成果。
关键词：调容调压配电变压器；应用研究；经济效益
中图分类号：TM423 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）11-0168-01
1 调容调压配电变压器简介
1.1 使用场合
有载自动调容调压配电变压器（以下简称“调容调压变压器”） 主要用于额定电压10kV，容量630kVA及以下的配电台区，实现自动调容、自动调压、配电监测及无线“四遥”功能。
1.2 功能特点
（1）自动调压功能。用户或线路负荷不稳定引起电压波动时，变压器可以自动调节电压高低，提升供电质量，延长设备寿命，解决了配电网负荷峰谷时段电压合格率低的问题。（2）自动调容功能。根据负荷大小自动调节容量，使变压器在负荷低谷期自动运行在小容量档，轻载时其空载损耗大大降低，小容量空载有功损耗小于大容量时的1/3，无功需求是大容量时的1/10，节能效果显著。（3）配电监测与无线“四遥”。WIFI、GSM、GPRS多种通讯方式，实现实时监测、遥控变压器运行状态、查看和修改定值等功能，实现了配电网台区的自动化控制。
2 调容调压原理
（1）结构组成。有载调容调压配电变压器通过有载调容调压组合开关切换绕组连接方式实现容量调节和电压调节。（2）调压原理。变压器通过调压开关接入不同匝数的高压绕组，调压匝数比实现调节变压器低压侧输出电压。（3）调容原理。变压器由大容量调为小容量时，高压绕组连接方式由三角形接线改为星形接线；低压绕组中并联的两段绕组转为串联。高压绕组电压降低和低压绕组线匝增加的倍数相同，从而保持输出电压稳定不变。
3 调容调压变压器技术研究
传统调容调压开关是基于变电站主变使用的有载分接开关改进的，采用电机旋转结构，体积大，切换速度慢，可靠性差，维护工作量大。传统调容调压开关绕组接线折弯多，布线凌乱，增加损耗，大容量调容变生产困难，质量难保证。
（1）双稳态永磁机构。简洁直动式机构，运行不耗电，更节能、更可靠，具有结构简单、动作可靠、使用寿命长的特点。（2）双断口结构触头。多个主弧触头、串联双断口，配合真空灭弧室，切换过程无弧光，不影响油质，运行不需滤油。（3）免维护长寿命。电气寿命5万次，机械寿命10万次，与变压器同寿命，寿命期内免维护。（4）小型化设计。小型化扁平结构安装于变压器顶层，减小变压器油箱尺寸，较电机旋转拖动机构的开关可节省器身材料成本15%左右。
4 调容调压变压器应用研究
（1）自动调压提升供电电压质量。电压过高或过低不仅影响设备运行安全，同时大幅增加运行损耗，且配电变压器随时段性和季节性负荷波动压降大幅变化，电压差可达30V～50V，电压越限经常出现，变电站主变调压首尾不能兼顾，配变有载自动调压技术是提高电压合格率的理想解决手段。（2）自动调容降低配变空载损耗。考虑到配变负荷峰谷变化和自然增长率，配变容量选择需大于未来一定年限内的最大峰值负荷以满足安全运行的需要，致大部分配变平均负载率较低，空轻载时段占比大于80%，配变自动调容技术能大幅降低空、轻载时段的空载损耗，节能效果显著。（3）自动调容提升配变运行安全性。以春节为代表的的节假日激增负荷，以及排灌期负荷、煤改电取暖负荷、夏季制冷负荷等季节性负荷突增负荷影响变压器运行安全，变压器调容技术能有效解决变压器容量配置较大空载损耗高而配置容量小运行不安全的矛盾问题。（4）无线“四遥”支撑更好用电管理水平。有载自动调容调压配电变压器因负荷检测的需要，天然具备了无线“四遥”和配电监测的硬件基础，支持通过短信和wifi方式与手机连接，支持GPRS方式与监控平台连接，实现数据监测、定值设定、故障分析和远程遥控功能，为配电台区智能化运行和远程监控管理，提升用电管理水平提供了硬件支撑。
5 应用效益分析
有载自动调容调压配电变压器的应用不仅可提高供电电压质量，降低线损，提高供电可靠性，提升用电管理水平，同时具有极佳的经济效益。配变电压过高或过低不仅影响配变和设备安全运行，并会造成损耗大幅增加。电压偏高时，铁芯磁通密度增加，配变空载损耗增加。在高峰负荷时期出现低电压，有载调容调压配电变压器可以有效改善电压质量并降低运行损耗。
参考文献
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[4]陈玉国，余向杰.调容变压器技术及其发展[J].电力设备，2006（06）.
【关键词】电容式电压互感器；运行异常及故障；分析判断；运行注意事项
0.引言
电容式电压互感器（Capacitor Voltage Transformer，以下简称CVT）相对于传统的电磁式电压互感器而言是一种较新型产品，在国外已有五十多年的发展历史，国产CVT从1964年在西安电力电容器厂诞生以来，也积累了四十多年的制造和运行经验，现已进入成熟期。尤其是近十几年，CVT在准确度及输出容量的提高以及成功地采用速饱和电抗型阻尼器使铁磁谐振阻尼特性和瞬变响应特性明显改善等方面有了突破性进展。CVT已达到或超过电磁式电压互感器(VT)的各项性能指标，同时还具有绝缘强度高、不会与系统发生铁磁谐振、高电压下价格较低以及可兼作耦合电容器用于载波通信(PLC)等优点。因此，CVT在我国电力系统中得到广泛应用。在110～220kV，CVT用量已占绝对优势，不仅在新站优先选用，在老站改造中往往用CVT取代VT；330～1000kV等级无一例外地选用了CVT；即使在35～66kV，CVT价格并不占优势，考虑到从根本上消除VT与系统产生的铁磁谐振，有的变电站也选用了CVT。
1.结构及工作原理
CVT一般分为电容单元和电磁单元，主要由电容分压器（包括主电容器C1，分压电容器C2）、中间变压器T、补偿电抗器L、阻尼装置D及保护装置F等元件组成，它利用电容分压器将输电电压降到中压（10～20kV），再经过中间变压器降压到100V或100/√3V供给计量仪表和继电保护装置。
电容分压器构成CVT的电容单元，由瓷套和装在其中的若干串联电容器组成，瓷套内充满保持0.1MPa正压的绝缘油，并用钢制波纹管平衡不同环境以保持油压，其同时可用作耦合电容器连接载波装置。电容分压器由C1和C2串联组成，其结构为上下两节（以220kV CVT为例），上节为一节电容器C11，下节分两部分C12和C2串联，C11和C12运行中串联组成C1，C2的两端接中间变压器，C2/C总为电容分压器的分压比，分压比越大，二次电压越低。
电磁单元由装在密封油箱内的变压器T、补偿电抗器L和阻尼装置D组成，油箱顶部的空间充氮。一次绕组分为主绕组和微调绕组，一次侧和一次绕组间串联一个低损耗电抗器。由于电容式电压互感器的非线性阻抗和固有的电容有时会在CVT内引起铁磁谐振，因而用阻尼装置抑制谐振，阻尼装置由电阻和电抗器组成，跨接在二次绕组上，正常情况下阻尼装置有很高的阻抗，消耗功率很小，不影响测量准确度。当铁磁谐振引起过电压，在中间变压器受到影响前，电抗器已经饱和只剩电阻负载，使振荡能量很快被降低。为了限制在电磁单元发生铁磁谐振时中间变压器一次侧的电压，在中间变压器装设有保护避雷器F。
电容分压器和电磁单元的连接结构有两种：一种是单元式结构，即分压器和电磁单元分别为一单元，中压连线外露；另一种是整体式结构，分压器和电磁单元合装在一个瓷套内，中压线不外露，无法使电磁单元同电容分压器两端断开。
2.常见异常故障及分析
由于受设计制造经验、工艺水平和原材料等多种因素的限制，CVT在实际运行中也会出现一些与其本身结构、性能特点等有关的异常情况，严重时可能发展为事故。运行中如不能及时发现，则会影响电网的安全稳定运行。因此，随着CVT在电力系统内的大规模普遍应用，要求运行人员能够及早发现CVT出现的异常现象并准确判断、及时汇报、尽快处理，以避免事故的发生。CVT常见的异常及故障现象主要有以下几种：
2.1 CVT电容分压器部分电容单元绝缘击穿
关键词：高压；交联电缆；直流耐压试验；交流耐压试验；变频谐振
0 前言
今年来由于交联聚乙烯(XLPE)绝缘电力电缆输送容量大、重量轻、运行维护方便等优点，已经成为高压电力电缆发展的主．流方向，在城网改造和大型工程项目中得到了广泛应用。目前南京电网35kV及以上电压等级，XLPE绝缘电力电缆已经全部取代了油纸绝缘电力电缆，这就使得XLPE绝缘电力电缆的绝缘试验尤为重要。
传统的直流耐压试验方法在油纸绝缘电力电缆试验中取得很好效果，能够检测出油浸纸绝缘内部的缺陷，保证电缆安全运行，同时还具备试验设备重量轻，可移动性好，容量低等优点，在油纸绝缘电缆试验中得到广泛应用。但XLPE电力电缆绝缘属于整体绝缘，与油浸纸绝缘电缆的复合型绝缘不同，其绝缘介质在直流电场与交流电场下的场强分步、绝缘老化与绝缘击穿机理都是不同的，因而XIPE绝缘电缆进行直流耐压试验无法模拟电缆实际运行状况，试验效果差；且有一定的危害性。因此直流耐，压试验对检测交联聚乙烯绝缘电缆绝缘缺陷有明显的不足，XLPE绝缘电缆竣工试验与预防性试验应采用交流耐压试验方法，IEC60502，IEC60840，IEC62067等标准对额定电压为1~30kV，30-150kV，150~500kV的电力电缆都要求做交流耐压试验，频率为30-300Hz。
1 交流耐压技术简介
1.l超低频0.1Hz耐压试验
0.1Hz超低频耐压能大大降低交流耐压试验设备的容量和质量以适于现场试验，理论上可以降低500倍，由于结构原因，实际下降50~100倍，方便现场使用。但试验研究表明，电缆试品在超低频耐压与工频耐压下的一致性较差，作为XLPE绝缘电缆的现场耐压试验，效率是比较低的，并且，目前开发出的超低频试验设备最高输出电压不高，无法满足较高压电缆的试验要求。所以，0.1Hz超低频耐压试验是目前中低压交联聚乙烯绝缘电缆耐压试验的一种选择方法。
1.2振荡电压试验
振荡电压试验是用直流电源给电缆充电，然后通过一个放电球隙给一组串联电阻和电抗放电，得到一个阻尼振荡电压。CIGREWG21.09(《高压挤包绝缘电缆竣工试验建议导则》)指出，此种方法优于直流耐压试验，但仍不如工频试验有效。
1.3 串联谐振耐压试验
串联谐振试验系统是利用在工作频率下电抗器的感抗和电缆电容的容抗产生谐振的原理来产生高电压的。典型的谐振试验系统的简化线路如图1所示，可调自耦变压器T1，为励磁变压器T2提供一个可变的工作电压，T2供给谐振回路功率，并将试品回路与电源回路隔开，电容器C代表试品电容及其它并联电容。电感L代表可变电抗器，其电感量L调节至抵消电容C的容抗时，回路将达到谐振状态。
因为XLPE绝缘电缆的电容量大，若是采用工频或接近工频的交流试验电压，存在的最大困难是长线路需要很大容量的试验设备。重量和体积均十分庞大，现场基本上无法满足试验要求。利用变频谐振试验装置，较小的电源容量可提供较大的试验容量，可提供被试设备高于电源电压Q(品质因数)倍的试验电压，其体积、重量、电源容量等较工频交流试验有很大的优势，而且试品击穿放电时受到的破坏较小，因为试品被击穿后谐振即被破坏，回路中不产生过电压，被试晶上的电位立即降低至零；故障点通过的放电电流仅为被试品的等值电容上的储能，能量有限，对被试品的破坏较小。
采用变频谐振试验装置进行电气设备绝缘状况的检测，可以大大降低超XLPE绝缘电缆故障运行的机率，提高可靠性和安全性。同时又可以降低试验费用，节约试验成本，避免因试验可能会对设备造成的的损伤，所以采取这种试验方法所带来的经济效益是非常巨大的。
2 变频谐振试验系统原理及其试验过程
2．1变频谐振试验系统原理
变频谐振试验方法是根据串联谐振的原理，通过改变试验回路的试验频率，使得回路的串联电抗器的电感L和试品的电容Cx发生串联谐振。这样，试验回路中试品上的大部分容性电流与电抗器上的感性电流相抵消，电源供给的能量仅为回路中消耗的有功功率，为试品容量的I／Q(Q为回路的品质因数)。因此试验电源的容量大大降低，质量大大减轻。变频串联谐振试验装置原理如图2，其中VF的作用是将幅值和频率固定的工频电源转变成为幅值和频率可调的正弦波，为整套设备提供电源。T的作用是将变频控制器输出的单相电压升到合适的试验电压，满足试品在一定品质因数下试验电压的要求。L与电缆试品组合发生串联谐振，并保证谐振频率在30~300Hz范围内。Cl和C2，的作用是测量试验电压，井将信号反馈给变频控制器以用于过电压保护，C1、C2分别为电容分压器的高压臂和低压臂。
2.2 变频谐振试验过程
进行试验时，被试相设备短路接试验电压，其它非被试相设备短路接地。以试验A相时为例，B、C相接地，A相连接到高压源，A相屏蔽层连同B、C相屏蔽层一起接地，如图3所示。
工作时，先由变频器经励磁变压器T向主谐振电路输入一个较低的电压UT，调节变频器的输出频率变频谐振试验原理的等效电路可由图4所示，电抗器的电感值L是固定不变的(包括励磁变压器的电感)，高压试验回路等效电阻为R，被试电缆、电容分压器及引线分布电容等综合电容之和简称为试品电容C。在RLC串联回路中，当变频电源的频率f逐步升高时，谐振电抗器的感抗逐步增大，而试品电容的容抗随着频率f的增大逐步减小。当达到电容中的某一频率时，回路中的感抗与容抗相等，电感中的电磁场能量与试品电容中的电场能量相互来回反馈补偿，试品所需的无功功率全部由电抗器供给，电源只提供回路的有功损耗。此时，电路达到谐振状态，谐振频率回路电流则励磁电压UT=IR，电缆试品电容的容抗产生的电压Uc=Ixc=I/(2πfC)。
3试验实例分析
下面以某110kV高压电缆的耐压试验的做法进行说明：
（1）主绝缘交流耐压参数理论计算
①试品电容量：线路选用截面积为630mm2的110kV交联聚乙烯电缆。回路长度为3.85km，其电缆电容量参考值为0.188µF／KM，则电容量为：C=0.188x3.385=0.636µF。
②试验频率计算：
③试验电压：1.7U0=1.7x64=109kv，加压时间：60min。
④试验电流计算：
I=Uc2πfC=2πx50x0.636x10-6x109x103=21.76A
（2）理论值与实测值对比
试验时，在电缆导体和金属铠装层之间施加109kY的交流电压，3条110kV交联电缆分3次试验，各保持1h，均通过试验。试验时的测量值见表1，从表中可以清楚地看出，理论计算与实际值两者相差的范围很小，验的结果是很理想的。
表1理论计算值和试验实际数值对比
4结语
（1）直流耐压试验不能模拟高压交联电缆的运行工况，试验效果差，并且有一定的危害性，在现场竣工验收试验时，不宜再采用直流耐压的方法。
