时间：2023-05-30 09:57:39
关键词:高压电容器试验；试验项目；问题；注意事项
Abstract: In the substation, the load of electrical equipment, capacitor switching is the most frequent, because the product manufacturing or design, operation, improper maintenance caused damage accident of shunt capacitor is serious, will bring huge losses to the grid, so the high voltage shunt capacitor field test is very important. In this paper, the high voltage shunt capacitor test were analyzed, and put forward the related problems and matters needing attention.
Key words: high voltage capacitor test; test items; problem; note
中图分类号：TM411+.4文献标识码A 文章编号
引言
电力系统中,为降低电网电能传输过程中的损耗,提高运行经济性,需要进行容性无功功率就地补偿,实现无功就地平衡。尽管无功功率电源的种类很多,但目前国内用得比较普遍的是高压并联电容器。它具有运行灵活,有功功率损耗少,维护方便,投资少等优点。因此,在电网中应用非常广泛。
1试验项目
1.1测量绝缘电阻
电容器只测量两极对外壳的绝缘电阻,两极对外壳的绝缘试验可检查出极对壳的绝缘状态。测量时先用导线将两极连接起来,然后用2500V 绝缘电阻表测量两极对外壳的绝缘电阻, 其绝缘电阻值一般都在2000MΩ以上。现场不必进行极间绝缘电阻测量, 如果需要极间绝缘电阻,可用自持放电法进行。一般先将兆欧表轻摇几转,不超过5 转,然后通过电容器两极放电的放电声及放电火花来判断绝缘状况。
1.2测量电容值
电容量是电容器的一个主要技术数据,是交接和预防性试验的重要项目。测量电容量的意义在于交接时可以检查产品的实际电容是否与铭牌相符。如果进行了极间耐压试验,则在试验前后均应测量电容量,以检查试验时内部有无元件击穿。运行中,当电容器发生故障时如熔丝熔断等, 或预防性试验时,测量电容判断内部有无元件击穿。内部元件击穿短跑时, 对于高压电容器反映出电容量增大。电容器的电容量受温度的变化不大,电容器的绝缘介质为偶极性材料, 受潮以后,电容量变化很小。所以不能根据电容量来判断其绝缘是否受潮。但是电容器由许多电容元件串并联组成, 当个别元件因故障击穿或内部连接线、内熔丝断开后,串并联结构发生变化,电容量将发生显著变;电容元件击穿短跑,串联段数减少,电容量将会增大;元件连接烧断、并联元件数减少,电容量将会减少。根据产品的串并联数, 可以估算出内部损坏情况,电容元件部分击穿和引线烧断是电容器运行中的常见故障, 因此可以通过电容量不判断电容器有无缺陷。电容量的测量方法: 可以用电压电流表法、数字电容表法等方法测量电容量。测量电压可根据电源容量和测量表计量程适当选定。测量时要求电源频率稳定,并为正弦波,一般要求使用线电压, 使用的电流电压表应不低于0.5 级。测量时,当试验电压升到预定电压时并稳定以后,同时读取电流电压值,然后按表计算电容值。
1.3交流耐压试验
两极对外壳交流耐压试验的目的是检查电容器的主绝缘是否存在缺陷, 并检验其承受短时电压的能力。并联电容器进行两极对外壳的交流耐压试验时,两极必须短接加压。此项试验能够比较有效地发现电容器油面下降、内部受潮、瓷套管损坏以及机械损伤等缺陷。电容器对外壳的绝缘裕度较大,如果不是特殊原因, 正常的预防性试验进行交流耐压是不必要的。
两极对外壳交流耐压试验项目主要是针对套管及包封件的绝缘耐电强度进行检验。本试验所需的试验设备容量度不大, 在交接与预防性试验时都可进行。实际试验表明,它可以发现运行电容器油面下降、受潮、主绝缘劣化等问题。
1.4冲击合闸试验
冲击合闸试验的目的是检查电容器组补偿容量是否合适, 电容器所用熔断器是否合适以及三相电流是否平衡。在额定电压下,对电容器进行三次合闸、分闸冲击试验时应监视系统电压的变化及电容器每相电流的大小,观察三相电流是否平衡以及合闸、分闸是否给系统造成较高的过电压和谐振等现象。
2交接试验规定
新电容器装置的交接试验项目和标准按GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定进行。试验项目包括:测量绝缘电阻、测量电容值、交流耐压试验和冲击合闸试验。并联电容器测量绝缘电阻应在极对壳之间进行, 并采用1000V 的绝缘电阻表测量小套管对地绝缘电阻。电容值测量时应包括各只、各相、各臂、总的电容值。电容器组中各相电容的最大值和最小值之比,不应超过1.08。并联电容器电极对外壳交流耐压试验电压值,应符合下表规定,若当产品出厂试验电压值不符合下表规定时, 交接试验电压应按产品出厂试验电压值的75%进行。在电网额定电压下, 对电容器组的冲击合闸试验应进行3 次,熔断器不应熔断;电容器组各相电流相互间的总值不宜超过5%。
3预防性试验规定
电容器装置的预防性试验项目和标准按Q/CSG10007-2004《电力设备预防性试验规程》的规定进行。极对壳绝缘电阻不得低于2000MΩ。测量电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%;电容值不应小于出厂值的95%。对集合式电容值,不应小于出厂值的96%;三相中每两线路端子间测得的电容值最大值与最小值之比不大于1.06 每相用三个套管引出的电容器组, 应测量每个套管之间的电容量,其值与出厂值相差在±5%范围内。渗漏油检查中发现漏油时停止使用。一般每年还进行1次电容器红外测温。
4现场试验存在的问题
电容器在现场进行预防性试验, 存在一定困难。一是电容器的台数多,如分散型电容器,一个变电所内少则数十至数百台,试验时要逐台将引线断开,有些接线端子锈蚀,拆卸安装都有困难,加上逐项试验,工作量异常繁重;其次,在现场试验需要的大功率试验变压器和高精仪器不易解决, 而且电源普遍含有高次谐波,再加上电场干扰,不易测得准确数据。此外,电容器停下来试验,如时间过长,会影响电网的无功率供应和电压质量。由于上述原因,电容器的预防性试验周期、试验项目和方法都应特殊考虑,周期应适当延长,项目和方法应简化。由于电容器早期损坏率较高,所以在新产品投入的最初阶段, 如半年至一年要进行一次预防性试验。以后的正常定期试验可延长至三年。此外,如运行中发现渗漏油、有电声或油箱鼓肚的电容器,可单独进行诊断试验,试验项目应按具体情况确定。
5试验注意事项
5.1试验前后对电容器两极之间、两极与地之间均应充分放电, 直接从两个引出端直接放电,不应在连接板上对地放电,因两极与连接板之间串有熔断器,若熔断器熔断,在连接板上放电不一定能将该电容器的电荷放完。
5.2在摇测绝缘过程中, 未断开兆欧表以前,不得停止摇动手柄,防止反充电损坏兆欧表。
5.3不允许长时间摇测高压并联电容器两极之间的绝缘电阻, 因电力电容器电容量较大,贮存电荷也多,长时间摇测时若不慎易造成人身及设备事故。
5.4采用的电流、电压表的准确度应不低于0.5 级。电流、电压互感器准确度不低于0.2级,以提高试验的准确性。
5.5发现电容器有渗漏油时应视该电容器为不合格,并应立即退出运行并及时更换。
5.6交流耐压试验仅对两端均绝缘的电容器进行, 若有一端与外壳相连则不能进行,两极必须连结一起,不能一极悬浮,测量试验电压必须在高压侧,不能在低压侧,以免因“容升”现象,使试验电压过高而损坏被试品。
6结语
对电容器进行试验, 主要是检查电容内部是否受潮, 电容元件有无击穿短路以及绝缘劣化等缺陷。掌握正确的现场试验方法,进行合理的试验项目, 能在减少试验工作量的同时,及时检出不良电容器,对降低电容器的故障率十分重要。
参考文献
[1]中华人民共和国建设部.电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].2006.
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。
参考文献：
［1］ 河野照哉，宅间董．电场数值计算法．北京：高等教育出版社，
在变电站，为了保证电网系统无功平衡，在设计上要配置一定容量的无功补偿装置。补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等。在35KV降压变电站中主要采用无功补偿装置为并联电容器。并联电容器一般连接在变电站10KV母线上。主要目的是接近向配电线路前端（靠近变电站的线路）输送无功，提高配电网的功率因数，同时实现调压的目的。并联电容器的容量按变电站主变压器容量的15%-30%原则配置。
变电站无功补偿的原理：利用并联电容器的投、退改变无功功率在电抗上产生的电压降的纵向分量的大小，达到调压目的。
图1
假定高压母线为无穷大系统，按照母线电压U1不变。则
如上图所示：
1）电容器没有投入时，变压器低压侧母线电压U2如下式所示：
U2=（1）
电容器投入时，假定负荷不变，变压器低压侧母线电压U2′如下式所示：
U2′=（2）
分析以上两种情况可以看到:
U2<U2′
即在变电站内部投切并联电容器，提高10KV配网线路电压质量有一定的积极作用。
在实际运行中往往采用分组是电容器，在设备铭牌上单组电容器型号如：BAMH11/-600-1×3W,分组式电容器如BAMH11/-600+600-1×3W。
按照公式（2）分析很容易得出结论：分组式电容器在变电站内无功补偿和调压方面更加灵活。
另外，《渭南电力系统调度规程》明确规定了：变电站电容器投、停的原则为保证变电站10KV母线电压在10-10.7KV范围内，投入容量应就地补偿无功不向系统到送无功为原则。分组电容器在本站负荷较小时投入一组，负荷较大时全部投入。可见，分组式电容器更适合无功补偿、电网电压调整和电网经济运行的要求。
2、调整变电站主变器分接头的方式提高10KV配网网线路电压的方式
变压器调压分为：顺调压、逆调压和常调压三种方式。其中：
逆调压是在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低的调压方式。顺调压是在供电线路不长，负荷变动不大的情况下，高峰负荷时降低电压，低谷负荷时升高电压的调压方式。常调压是保持电压为一基本不变的数值的调压方式。
由于10KV配电线路广泛采用大树干、多分支单向辐射性供电方式。高峰负荷时，线路电压偏低，低谷负荷时线路电压偏高。所以，对于35KV/10KV降压变电站大多采用逆调压的调压方式，即在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低电压。
变压器调压的原理；
设变压器一次侧电压为U1,二次侧电压为U2，变压器变比为K。因为：
K=
高峰负荷时，U2降低，要提高电压，就需要减少变压器变比K，即减少变压器一次侧线圈匝数，同理，低谷负荷时，U2升高，要降低电压，就需要增大变压器变比K，即增加变压器一次侧线圈匝数。
现场运行人员在实际工作中，要按照《变电站现场运行规程》规定，将电容器的投切和变压器档位的调整要相互配合，来达到提高10KV配电网线路首端即变电站10KV母线电压在规定的范围内，
3、10KV配电线路上装设高压并联电容器
10KV配网线路的特点是：负荷率低，负荷季节性波动大，配电变压器的平均负荷率低，供电半径长，无功消耗多，功率因数低，线路损耗大，末端电压质量差。所以，在10KV配电线路上宜采用分散补偿的方式，来提高线路的运行性能，降低电能损耗，提高网络的电压质量。
配电线路分散补偿，是指把一定容量的高压并联电容器安装在供电距离远，负荷重、功率因数低的10KV架空线路上。如下图所示：
图2
10KV配电线路上利用并联电容器无功补偿来提高电压质量的原理：
图3
假定图3中AB段线路的阻抗为R+jX
（1）线路电容器不投入时，线路末端电压U2如下式所示：
U2=（3）
（2）线路并联电容器投入时，线路末端电压U2′如下式所示：
U2′=（2）
可见并联电容器后，10KV配网线路的电压质量有一定程度的提高。
4、10KV配电线路无功补偿安装位置的确定和装设容量原则
（1）就近补偿适应于线路主干线长度超过10KM，超过经济电流密度运行的中负荷吸纳路，电压质量差的线路；
（2）防止轻载时想电网到送无功，容量选择以补偿局部电网中配电变压器的空载损耗总值为度。
（3）合理选择安装位置。和补偿容量
无功补偿装置安装位置选择应符合无功就地平衡的原则，尽可能减少主干线上无功电流为目标。补偿容量以每个补偿点不超过100-150kvar为依据。补偿位置遵循2n/(2n+1)规则，每条线路上安装一处为宜，最多不超过两处。
在实际运行中，在设备选型方面，要尽可能选择具有根据电压质量和负荷变化情况自动投切功能的高压线路并联电容器。
关键词 电容器；过电压；谐波；预防措施
中图分类号TM4 文献标识码A 文章编号1674-6708（2011）50-0025-01
目前，随着我市工业的迅猛发展，我局电网结构不断扩大，高压并联电容器以经成为电网无功补偿的重要元件，在电力系统中的使用越来越广泛。但是高压电容器的大量使用和长期运行，电容器的故障也是频频出现，为了保障电网安全稳定的运行，做到对故障的防微杜渐，在此，对电容器常见故障提出一些预防性措施。
1 加强巡视、检查、维护
加强巡视力度，定期对电容器进行巡查，主要检查项目包括以下几点：检查电容器是否有过热、膨胀、喷油、渗漏油现象；检查瓷套管部分是否清洁，有无放电痕迹和污闪；检查接地连板是否牢固。若发现有以上现象出现，必须将电容器退出运行，检查处理。对电容器的维护，我们要按照规程的要求对电容器进行周期性的停电检测。由于电容量测量困难，对测量仪器购要求很高，最好应用全自动电容电桥测量电容器组，由于此仪器测量时不需要拆连接引线，使用方便、测量可靠，倍受试验人员的青睐。试验人员测量电容量时，如果电容器其中一相熔丝熔断，电容量会发生很大变化，当电容量减少时，或超出-5％~+10％范围时，尽快查明原因。除此之外，对停电的电容器还要做外观检查，瓷套管、壳体、固定支架等部位是否完好。
2 控制运行温度
电容器应在正常的温度下运行，电容器外壳最热点的温度不应超过60℃，对温度高于正常温度的，应尽快查明发热原因，及时处理，防止电容器因温度过高而损坏绝缘。环境温度对电容器的过热影响也很大，当环境温度每升高10℃，电容器电容量的下降速度将超过平时的一倍。由于电容器长期运行在高温、强电场下，还会引起绝缘介质老化和介质损失tgδ的增大，因而大幅缩短电容器的使用寿命。当绝缘介质老化的一定程度时，很容易击穿，直接损坏电容器。因此要防止电容器因温度过热而导致绝缘老化，电容量下降，运行中应监控好环境温度和电容器本体温度，必要时采用强迫通风，改善电容器的散热，保证电容器产生的热量及时有效的扩散出去，降低本体温度，提高抗老化能力。
3 严格控制运行电压
考虑到电容器的绝缘性能，必须严格控制运行电压和操作过电压，保证在参数范围内运行。要求并联电容器的正常运行电压不得超过额定电压值的10%，如果运行电压过高，必定缩短电容器的使用寿命。由于运行电压的偏高，并联电容器的介质损耗会增大，电容器温度随即上升，加快了电容器绝缘的老化速度，长期会使电容器内部绝缘提早老化，绝缘介质被击穿而损坏电容器。此外，由于运行电压过高，其外部绝缘下降，对恶劣天气的防范能力也随之下降，易产生瓷瓶闪络及相间短路或击穿。电容器的内部在高电压下绝缘介质极易发生局部老化，大大缩短了使用寿命。所以，应根据系统电压的实际情况，合理选择电容器的额定电压值，保证长期运行的电压不高于电容器额定电压值的1.1倍。当然运行电压也不能过低，并联电容器输出的无功功率是与其运行电压的平方成正比的，如果运行电压过低，会使电容器输出的无功功率减少，无法达到无功补偿，因此装设并联补偿电容器就不起作用了。所以系统中的电容器，必须要使并联电容器的运行电压保持在其额定电压的95%~105%，最高运行电压不得大于其额定电压值的110%；电压过高时应限制电容器的使用。
4防止操作过电压与失压
运行经验表明，要防止操作过电压和失压。电容器组的故障有很多是由于操作不当，加之电容器的配套设备质量不好，最重要的是断路器和氧化锌避雷器的动作特性不好造成过电压。还要防止断路器电弧重燃或重合过程产生高电压的危害，应使用高性能断路器来提高触头分闸的速度，使用灭弧能力出色的SF6气体做为绝缘介质，来提高灭弧能力。因此，用来分合电容器组的各型断路器，必须使用符合技术特性并且质量可靠的断路器。考虑到电容器组受运行方式的影响，投切操作比较频繁，断路器难免会出现重击穿而产生很高的操作过电压，危及电容器组的安全运行。因此，电容器必须安装无间隙氧化锌避雷器来限制过电压的幅值。运行中的电容器如果突然失去电压，电容器本身并不会损坏。但电容器突然失压可能产生下面两个后果：一是变电站因电源侧瞬时跳闸或主变压器断电，若电容器任然接在母线上时，当电源重合闸或备用电源自动投入时，会造成电容器带负荷合闸，产生过电压损坏电容器；二是当变电站失电后电压恢复时，电容器不退出可能造成空载变压器带电容器合闸，产生谐振过电压，可能造成变压器或电容器损坏。所以，电容器应装设失压保护。电容器所接母线失压后，失压保护应能及时断开运行中的电容器。
5 防止谐波产生
石嘴山供电局负荷主要以高耗能企业为主，用户在生产过程中不断产生谐波。一家用户产生的谐波虽然不大，但面对众多的用户，产生出来的一个较大的谐波电流共同进入电网，导致电网的谐波分量升高，影响的系统的正常稳定运行。如果在设置并联电容器的地点谐波过大，若直接投入并联电容器运行，会使电网中产生更大的谐波，对并联电容器的安全稳定运行产生很大的威胁。因此，我们选择加装串联电抗器的方法，来有效抑制谐波分量及涌流的发生，对保证并联电容器的安全运行有明显的效果。串联电抗器的容量选择，可根据所装设的并联电容器容量来确定。
6 对不正常运行工况及时处理
在运行中发现并联电容器出现放电、熔丝烧断、鼓肚、接头发热、严重漏油等异常情况，必须将电容器退出运行，并查明其原因。对已经开始起火、冒油、放电等情况，以及内部有放电声及放电设备有异常响声的，必须立即停电，做好相应的防范措施，查明事故原因，分析是内部故障还是外部故障引起的，对其区别对待进行处理，只有经过试验合格后的电容器方可继续投入系统运行。
参考文献
1 概述
随着电力电子技术及器件的发展，固态感应加热电源已在金属熔炼、透热、淬火、热处理、焊接等行业得到越来越广泛的应用。对于热处理行业的大部分负载来说，感应加热电源设备须经过负载阻抗匹配后才能正常工作。所谓负载阻抗匹配就是为了使电源输出额定功率，而采取的使负载阻抗等于电源额定阻抗的方法和措施。
对于一台电源设备，其额定电压UN和额定电流IN取决于电源本身，为使电源能输出额定功率，要求有合适的负载阻抗Z=ZN=UN/IN与电源匹配，如果Z≠ZN，电源与负载不匹配，电源利用率就降低。以简单的直流电压源为例：电源额定电压Ud=400V，额定电流Id=400A，额定阻抗|Zd|=1Ω，负载阻抗|Z|=1Ω时，电源输出额定功率；|Z|=0.5Ω时，输出电流为I=Ud/|Z|=400/0.5=800A，电源过载；|Z|=2Ω时，输出电流为I=Ud/|Z|=400/2=200A，电源轻载。图1可清楚的表明以上所说情况。
图1中，线1表示负载与电源匹配，线2表示电源重载，线3表示电源轻载。电源与负载不匹配时，为保证不损坏电源设备，只能降额运行，降低了电源利用率，适当的匹配可以使电源全功率运行，保证设备正常运转，减少故障。在实际中，很少有负载阻抗恰好等于电源额定阻抗的情况，负载匹配是感应加热装置安全可靠经济运行的一个必不可少的环节，是感应加热电源负载侧设计的重要内容。
2 负载等效电路分析
感应加热装置的感应器支路可以等效成一个电阻和一个电感串联或并联的形式[1]，等效的电感、电阻是感应器和负载耦合作用的结果，其值受感应器与负载耦合程度的影响。等效感应器支路是一个感性负载，功率因数很低，需加入电容器进行无功补偿，补偿电容器与感应线圈的连接方式有串联和并联两种形式，从而形成两种基本的谐振电路：并联谐振电路、串连谐振电路。为了提高效率和保证逆变器安全运行，固态感应加热电源一般工作在准谐振状态，串联谐振电路和并联谐振电路的特性，见表1。
从表1可以看出，串联谐振电路在谐振状态下等效阻抗为纯电阻，并达到最小值，并联谐振电路在谐振状态下等效阻抗达到最大值，为了获得最大的电源输出功率，串联谐振电路采用电压源供电，并联谐振电路采用电流源供电，即电压源型感应加热电源必须匹配串联谐振型负载电路，电流源型感应加热电源必须匹配并联谐振型负载电路，这是电源与负载的初次匹配措施。
3 负载匹配方案分析
负载匹配方法主要分为两大类：静电耦合和电磁耦合。静电耦合主要采用无源元件，通过改变电路拓扑结构来改变负载阻抗。这一方法在一定条件下可以省去匹配变压器，因此更加经济、方便。电磁耦合主要采用匹配变压器，通过变压器变换阻抗特性进行负载匹配。下面针对不同电路形式进行分析。
3.1 并联谐振电路负载匹配方法
并联谐振电路等效阻抗ZD=L/RC，改变等效电路中的电容、电感、电阻的值都能改变阻抗，这一特性使并联谐振电路的阻抗匹配更加灵活。
3.1.1 匹配电容元件
根据电容元件加入的位置不同，可以分为以下3种方法，分别示意在图2、图3及图4。
图2等效阻抗ZD=L/RC，其中C=C1＋C2＋C3，通过开关的开、合可以改变电容值，从而改变负载电路等效阻抗，此法简单易行，是实践中常用方法之一，但属于有级调节，调节时要求断电。另外，C的变化会引起电路谐振频率发生变化，负载谐振频率受工艺要求限制，当频率超出范围时应配合匹配电感的方法来抵消频率的变化。注意，所有匹配方法都应考虑频率的变化，处理方法类似，以后不再叙及。
图3等效阻抗ZD=LCs/〔RC(C＋Cs)〕，可见加入Cs后，阻抗成Cs/(C＋Cs)倍变化，可使原来的等效阻抗变小，适用于阻抗相对电源来说高的负载。
图4是串并联负载电路，电路仍工作在并联谐振状态，工作情况与并联谐振电路类似，Cs的加入使容性阻抗增加。该电路优点是启动容易，通常作为晶闸管感应加热电源的起动电路，单纯作为负载匹配措施则较少使用。
3.1.2 匹配电感元件
一般分为两种情况，分别如图5及图6所示。以上两种电路形式是通过加入可变电抗器改变感应线圈支路的电感，进而改变等效阻抗值，
图5串联电感的方式只能增加感应器支路的电感，图6的连接方式可以增大支路电感，也可以减小支路电感。由于并联谐振属于电流谐振，并联支路中流过谐振电流，达到电源电流的Q（Q=ω0L/R）倍，谐振电路等效电感增加会增加铜损。
感应加热电源负载匹配方法中利用电感匹配的方法可以归纳为以下几种。
——利用带铁心的多抽头电抗器，改变抽头调节电抗值，属于有级调节，调节时要求断电。由于制作工艺上的原因，抽头的数量受到限制，无法做到?调。
——采用动铁心电抗器，移动铁心与线圈的相对位置来改变电抗值，属于无级调节，调节时无须断电，可以跟随负载阻抗的变化，匹配效果好，容易组成稳定感应线圈上的电压，或恒温、恒功率自动控制系统，但铁心动作须经过一套传动系统，故障率较高，且须建立协调控制模型。
——采用动圈式变压器的形式，一次线圈与感应线圈并联，二次侧绕组自身短接，移动一次绕组与二次绕组的相对位置，便可以改变一次侧的等值电抗，属于无级调节。变压器必须采用空心变压器，一二次绕组相对位置的变化也须经过一套传动装置，故障率高，同样须建立控制模型。
——用磁饱和电抗器作为Lf，通过调节直流激磁电流来改变电抗值，属于无级调节。该方法无移动、旋转部件，也无触点控制，安全可靠，维护工作量小。
——增减感应线圈的匝数。在感应线圈的几何形状不变的条件下（感应线圈的长度和直径不变），感应线圈的电感与其匝数N的平方成正比，当匝数N增减时，感应线圈的电感L和工件的等效阻抗也会相应增减，从而改变负载的等效阻抗。
——改变感应线圈与被加热工件的耦合情况。感应器与被加热工件耦合的紧密程度直接影响感应器支路等效阻抗，从而影响谐振电路等效阻抗，但是，当感应器与工件的间隙增大，耦合较松时会降低加热效率，匹配效果有限。
3.1.3 匹配电阻元件
负载匹配的根本目的是尽量使电源额定功率全部用于工件加热，也就是提高电源效率的问题，因此，在负载匹配的问题中，应结合有利于提高电源效率综合进行分析。在电路中加入电阻可方便地使负载阻抗与电源相匹配，但装置的损耗增加，加热效率降低，没有根本解决问题，不是可行的负载匹配方法。
3.1.4 匹配变压器
利用电磁耦合进行负载匹配是通过变压器的变阻抗特性实现的，这在感应加热中非常普遍，采用的电路形式主要有两种，如图7及图8所示。变压器变阻抗特性以图7为例说明如下：变压器副边电路工作在谐振状态，等效阻抗ZD=L/RC，通过变比为n:1的变压器后，变压器原边的等效阻抗ZD=n2L/RC（忽略变压器漏抗的影响），可见阻抗成n2倍变化。
图7电路中感应器支路所需无功容量由并联电容器提供，负载电路工作在准谐振状态，匹配变压器通过少量无功功率，所需容量较小，匹
配变压器原边流过电源电流，损耗不大，可以采用铁心变压器。图8电路中，匹配变压器中既通过有功功率又通过无功功率，所需变压器容量较大，铁心变压器容量受铁心制造水平限制，在传输容量大时难以胜任，所以此电路通常采用空心变压器，匹配变压器原边流过谐振电流，损耗较大。利用匹配变压器进行负载匹配时应考虑以下选择原则。
——空心变压器易实现大容量化，?合于初级补偿，减轻了对C的要求，但随着电压、功率的上升，其体积相应增大。铁心变压器难以实现大容量化，无功须在次级补偿，增加了C的选择难度。另外，空心变压器漏感大，变比不等于匝比，在设计中难以掌握，变比较大时实现困难，铁心变压器漏感小，变比等于匝比，对于极低的负载阻抗可以做成较大的匝比。
——铁心变压器的铁损正比于频率的平方，高频时发热严重，这提高了对变压器冷却系统的要求，所以高频时常采用铁淦氧磁芯或空心变压器。
——当负载工作频率较高时，为保证匹配效率要求匹配变压器漏抗尽量小，这对匹配变压器的设计提出了更高要求。
——补偿电容C一般放在匹配变压器高压侧，在提供无功容量一定时，可大大降低电容值，当然，这需综合考虑所选电路形式、变压器和电容的市场售价而定。
——为适应多种负载，匹配变压器应设计成多抽头变压器，但抽头数量受变压器结构的限制，对负载的调节有限，难以做到最佳匹配。随着频率的增加，多抽头变压器的设计更加困难。
——随着铜价的上升，变压器造价会不断上升，而电容价格随着电容生产技术的发展有下降趋势，另外利用匹配变压器进行负载匹配须考虑其寄生元件的影响（漏抗、寄生电容），变压器铜损的存在也会降低电源效率，所以进行负载匹配时应首选静电耦合方法。
——匹配变压器可以起到电气隔离的作用。
3.2 串联谐振电路负载匹配方法
通过对串联谐振电路负载特性的分析可知，串联谐振电路等效阻抗只与等效电阻R有关，改变等效电路中电容和电感值不影响等效阻抗，这一特性大大限制了串联谐振电路的负载匹配措施。
3.2.1 改变感应器与工件的耦合
在并联谐振电路匹配电感的方法中已经提到，改变感应线圈与被加热工件间的耦合程度可以改变等效电阻，此法也适用于串联谐振电路阻抗匹配。
3.2.2 负载串接
当负载阻抗小时，将数个完全相同的感应线圈和被加热工件串接起来可以增大负载等效阻抗。
3.2.3匹配电容元件
图9（a）为匹配电路，该电路仍工作于串联谐振状态，即谐振时并联部分相当于感性负载，图9（b）为图9（a）的等效电路，其中可见，Cs的加入影响串联谐振电路等效电阻，从而影响串联谐振电路等效阻抗。在一定频率下负载的感性无功功率一定，工作在谐振状态的容性无功功率等于感性无功功率，所以要求补偿的容性无功功率容量也是一定的，Cs的加入只是分担了一部分容性无功功率，不会因增加无功功率容量而增加成本。
3.2.4 匹配变压器
串联谐振电路受其电路形式的限制，匹配方法单一，所以在实际应用中，串联谐振电路一般利用匹配变压器实现负载匹配。利用变压器进行负载匹配的研究与并联谐振电路类似，不同的是串联谐振属于电压谐振，匹配变压器位置不同所承受电压不同。图10所示电路中匹配变压器原边为谐振电压，对匹配变压器绝缘要求较高。而图11所示电路中匹配变压器承受电源电压，可以降低绝缘要求。
4 结语
串联谐振电路的特性决定改变等效电容和电感值不能改变谐振状态的等效阻抗，静电耦合负载阻抗匹配方案中许多不适用于串联谐振电路，串联谐振电路一般采用匹配变压器进行负载匹配。
关键词 交流耐压；并联谐振；串联谐振
中图分类号TM92 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）98-0097-03
0引言
交流耐压试验是电气设备试验中不可或缺也是最容易发现问题的一个项目，交流耐压试验所需的工频高压一般通过高压试验变压器或其串联装置产生。升压过程中，若随着调压器调节，电流急剧增加，电压基本不变或者有下降趋势，则是由于试验负荷过大，试验设备容量不够所致。由于体积和重量限制，试验设备容量不可能做的很大，为了达到耐压的目的，就需要采用电抗补偿的方式进行试验。
对于试验电压不超过试验变压器额定电压且电容量不大的被试设备可采用并联谐振方法实现，而对于试验电压超过试验变压器额定电压或者大电容试品多采用串联谐振回路来获得工频或者其他频率的高电压。
1交流耐压选用方法及原理
根据原理不同现场交流耐压一般采用两种，并联谐振和串联谐振。
并联谐振优点是：在对电容量不大且所需试验电压低于试验变压器额定电压的设备进行耐压试验时设备轻巧易于补偿且提供的电压为工频电压。
并联谐振试验中采用的试验设备：
试验变压器容量：10kVA，额定一次电压：100kV，额定一次电流100mA，额定变比：100/0.2kV；试验调压器额定输出电流：50A，额定输出电压：200V。
由于试验电抗器可视为线性元件，电抗器两端承受的电压与其提供的补偿电流成正比，所以根据Ⅱ型电抗器提供额定电压档位的电流，在补偿计算过程中可以简单很多，不必要知道被试设备电容量及补偿电抗的阻抗值。根据线性元件的性质，只要在耐压试验前先不进行补偿，将二次电流升至选用电流I12如：10A（以方便取值且电压、电流不超过调压器量程为宜），据公式（1）计算出试验变压器一次电流I11：
I11=I12/KS[1]（1）
――I12为试验变压器二次电流
――I11为试验变压器选用一次电流
――KS为试验变压器额定变比
用电压表测得此时试验变压器二次电压U12，再据公式（2）计算此时试验变压器一次电压U11：
U11=U12×KS[1]（2）
――U11为试验变压器一次电压
――U12为试验变压器二次电压
由于被试设备对地绝缘电阻很大，可将被试设备等同一个对地电容器，电容器为线性元件所以根据公式（3）可计算出在无补偿情况下试验变压器升压至试验电压U21时试验变压器的一次电流：
I21= U21/ U11×I11 [1]（3）
――I21为试验变压器一次电压
――U21为被试品试验电压
再根据公式（1），公式（2）计算得试验变压器无补偿升压至试验电压U21时试验变压器二次电流为I22= I21×KS，二次电压U22= U21/ KS此时为保证采用以上设备试验顺利进行需要满足以下条件：条件一，I21小于试验变压器额定一次电流100mA且I22小于调压器额定输出电流及试验变压器额定二次电流50A，但为了防止试验设备负荷太大影响试验设备寿命，一般将二次电流限制在30A以下；条件二，U21小于试验变压器额定一次电压100kV且U22小于调压器额定输出电压及试验变压器二次额定电压200V。如果不能满足以上条件，需要采用电抗器并联补偿方式，补偿一次电流使交流耐压顺利进行。
以下举例介绍并联补偿方式及计算方法，首先电抗器串联后整体所能承受的电压必须大于被试品的试验电压。
以站用变压器为例：
10kV配电变压器（油），试验电压28kV（交接试验），充电电流为80～110mA。此时若不用电抗补偿，试验变压器二次电压据公式（2）U12= U11/KS=28000/500=56V；二次电流据公式（1）I12= I11×KS=（0.08～0.11）×500=40～55A，而试验电流已接近或超出试验调压器的额定输出电流50A，此时，需采用电抗补偿。采用2个电抗器串联进行补偿，档位选择Ⅰ档，电抗器串联所能承受电压60kV大于被试品的试验电压28kV，据公式（3）补偿感性电流IL= U21/ UL×I11=28/60×225=105mA，则试验变压器二次输入电流I2据公式（4）：
I=IC-IL [1]（4）
――I为补偿后试验变压器一次电流
――IC为被试品试验电容电流
――IL为电抗器补偿感性电流
再据公式（1），I2=（IC-IL）×KS=[（ 0.080-0.105）～（0.1167-0.105）]×500=（-0.25～0.0117）×500=-12.5～5.85A
电流为负说明补偿为过补偿此时电流为感性电流，电流为正说明补偿为欠补偿此时电流为容性电流，经过补偿电流已经在容许的范围内了，交流耐压可以顺利进行。
35kV电力变压器，试验电压为68kV，容量为2000kVA～4000kVA时，其充电电流为150mA～260mA，将电流分为几个档位：
150mA～200mA采用3个电抗串联Ⅰ档补偿，二次电流为（0.15～0.20-0.17）（-0.02～0.03）×500=-10-15A。
200mA～260mA采用3个电抗串联Ⅱ档补偿，二次电流为（0.2～0.26-0.226） ×500=（-0.026～0.034）×500=-13A～17A。
35kV电力变压器，容量为6000～8000kVA时，其充电电流为300 mA～420mA，同样将电流分为几个档位：
300mA～380mA采用6个电抗3串两并Ⅰ档补偿，二次电流为（-0.04～0.04）×500=-20A～20A。
380～420mA采用6个电抗3串两并，其中每一串采用一个Ⅰ档和两个Ⅱ档串联组成，二次电流为-（0.380-0.410）～（0.420-0.410）×500=-15A～5A。
35kV电力变压器，容量为10000kVA时，其充电电流为1000mA此时如果再采用并联谐振方法，由于需要的补偿电抗器数量太大，补偿起来即费时又费力，一般采用变频串联谐振变频来进行交流耐压。另外受到体积和重量的限制，单个试验变压器的额定电压不可能做得太高。当所需工频电压很高采用串级线路把几台试验变压器串联起来。数台试验变压器串级联接的方法就是将它们的高压绕组串联起来，此时它们的高压侧电压叠加后能得到很高的输出电压。但串联级数越多，装置利用系数越低，且随着串联数的增加，整套串联试验变压器的漏抗急剧增加，同时串级联接后由于变比增加电抗器不可调则补偿难度增加。所以当被试品试验电压超过一台试验变压器额定电压时不建议再采用级联方式抬高输出电压而采用串联谐振方式。
如图2：
综上所述在对电容量较大的被试设备或者高电压等级的设备在进行耐压试验时由于试验变压器额定电压和容量限制并联谐振电路就出现了局限，此时可采用串联谐振来实现。
串联谐振原理图：
谐振回路品质因数为Q，简化得，则，由上式可以看出Uc为输入电压U的Q倍，在工程应用中Q一般为几十到几百。天气情况对Q值影响很大。阴天或湿度天气，Q值会减小30%，故该项试验最好选择在晴天或较干燥的天气进行。
串联谐振实现的方法一般分为两种，一种是通过调节电抗器使之满足XC= XL此时耐压为工频耐压，此方法需要电抗器为可调电抗器，每次电抗值的调节需断电后进行，所以比较繁琐。
第二种就是调频，只要试验设备额定电流大于被试品电容电流IC，且U×Q≥UC（一般情况下这个条件可以满足要求），电抗器串联额定电压大于被试品试验电压，理论上通过调节频率都可使XC= XL，就可以进行耐压试验。
通过变频进行耐压试验有以下优点：1，调频，调幅电源采用电力电子设备控制，且省去用于调压的调压器，是系统体积小，重量轻，适合于现场使用，2，产品磁路无需调节，噪音小，结构简单，品质因数高，电源输出为正弦波，谐振时波形失真度极小。3，试品试验电流受系统谐振条件的制约，因此当试品击穿或发生短路时，系统的谐振条件被破坏，试验电压迅速降低，短路电流很小，只有试品电流的十分之一以下，因此即使试品被击穿也不会对试验装置和试品造成危害。4，电抗器为固定电感，不需要调节机构。5，频率调节实现谐振，需要进行的计算少，试验接线简单。
缺点：当被试设备电容量较小，试验电压相对不高（不超过100kV，一节试验变压器的额定电压），采用变频串联谐振交流耐压系统就比采用并联谐振繁琐很多。
注意串联变频补偿，由于频率变化并不是在工频条件下进行，所以耐压效果不一定很好，须注意虽然原理上只要频率可调，在电抗器串联后额定电压满足的情况下总能实现串联谐振，但为了达到与工频耐压同等的效果需将频率控制在30～300HZ，这点很好理解如果频率小于1时可认为对设备的耐压进入交流耐压的一种特殊形式直流耐压，而直流耐压就是另一项试验。相反如果频率太高被试设备的极化损耗会随电源频率的增加而加剧，超出了工频耐压想要达到的检验绝缘的目的，容易使设备击穿。
2结论
1）在交流耐压过程中选择适当补偿方式可有效提高交流耐压的工作效率，当试验电压低于一个试验变压器串联所能提供的电压且被试品电容量不大时可采用并联谐振进行耐压；
2）当被试品电压很高需要多个试验变串联才能满足或者电容量很大时，采用并联补偿就比较繁琐且不安全操作不当容易发生设备损坏，此时宜采用串联变频补偿。
关键词 线损 无功功率 无功补偿 并联电容补偿 串联电容补偿
研究表明，配电网络在供电线路中最大的线损高达30%～40%，其电压质量也是最差的，原因有诸多方面：一是大部分导线截面小，负荷大；二是线路无功负荷大，没有补偿；三是功率因数低等。
一、母线运行电压与无功功率平衡
无功电源发出的无功功率应随时与用电设备需要的无功功率相平衡，这是研究的出发点。用电设备需要的无功功率与运行电压有关，不同的运行电压与用电设备需要的无功功率之间的关系，称为用电设备的无功-电压静特性。不同的用电设备有着不同的无功-电压静特性，即或是同一设备在输出不同时，它的无功-电压静特性亦不同。当母线运行在某一电压时，无功电源送到母线上的无功功率必须等于该电压下母线上用电设备所需要的总无功功率。母线的运行电压完全取决于母线上无功功率的平衡。因此，要抬高母线运行电压，无功电源必须增加送往母线的无功功率；反之，若降低母线运行电压，则应减少送往母线的无功功率。
二、无功电源配置与无功潮流
无功电源与用电设备不完全装在同一地点，必须通过送电线路把一部分无功功率从无功电源处送往用电设备处，从整个电力网看，若某一地区的无功电源充足，而另一地区无功电源不足，则无功功率必须从无功充足的地区送往无功不足的地区。在输配电线路中，输送无功功率时，送端与受端的母线必须有电压差，即无功从电压高的母线送往电压低的母线，输送的无功功率越多，则电压差亦越大。若无功电源不足，布置不合理，则会造成有些地区电压过高而有些地区电压过低等现象。电力网中，输配电线上输送的无功功率称为无功潮流，无功潮流越大，则网损亦越大。
综上可知，为了改善电压质量和减少网损，必须尽可能减少无功潮流，即要合理配置无功电源，同时要求无功功率补偿就地平衡。
三、无功功率补偿对改善电压质量的影响
电网中无功功率不足会造成负荷端电压过低，影响用户的生产和生活用电，反之，如无功功率过剩，则会造成电压过高，同样造成不良影响。因此，电网中无功功率补偿设备的合理布置与电网供电电压质量的关系是十分密切的。合理安装无功补偿设备，可以改善电压质量。当电力负荷（P、Q）从线路输送到末端负荷点时，线路电压损失如下：
式中： u-线路额定电压KV；P-输送有功功率kW；
-输送的无功功率 ；R-线路电阻 欧姆（Ω ）；
x-线中电抗 欧姆（Ω ）；
安装补偿电容 后，线路电压降
显而易见 ，减少了电压损失，由于一般情况 ，故可认为 ，投入补偿容量 后，引起的稳态电压升高为：
由于愈靠近线路末端，线路电抗值X愈大，因此可以看出，愈靠近线路末端装设无功补偿设备，升压效果愈好。
四、无功补偿对降低电能损耗的影响
安装无功补偿设备的主要目的是为了降低电网中传输和分配功率造成的电能损耗，以达到节能降损目的。如输送有功功率P为一定值时，加装无功补偿设备的功率因数COS 1，提高到COS 2，由于负荷电流I与COS 成反比而线路的有功功率损失又与电流I的平方成正比。因此，输送有功功率时，安装无功补偿设备减少线路有功功率损失，从公式中可知：
式中： ――安装补偿设备前线路有功损耗kW；
――安装补偿设备后线路有功损耗kW；
上式可知，提高功率因数可以大量降低电能损耗，当功率因数COS =0.6，提高至COS 1=0.85，线路电能损耗可降低50%。无功功率的补偿有两种，分别为并联补偿与串联补偿。
五、并联补偿与串联补偿的比较
1.并联电容补偿。并联补偿实质上就是改变电网内无功功率的分布。改变电压损耗，提高功率因数，以达到调整电压目的，从公式 = 可知，装了并联补偿电容后，式中无功功率 只是由发电厂经线路输送给用户的一小部分。而大部分是由负荷点附近装设的电容器供给。因此，线路上无功功率 值的流动减少，这就减少了电网中的电压损耗，同时，还收到了减少功率及电能损耗的效果。并联补偿电容器，只有在输配电线路导线截面比较大和负荷功率因数较低的情况下，即上式中的 占主要成分时，才有显著的效果。并联补偿电容器输送出的无功功率按下式计算：
=
式中： ； ――千乏； ――微法； ――千伏
可知，并联补偿电容器输出的无功功率与电网的电压平方成正比，变电所电压下降，并联补偿电容器输出的无功功率将成平方比减少。在装设并补电容器时应该考虑电压降的输出容量。
2.串联电容补偿。在配电线路上装设串联电容补偿。实质上是改变线路的参数，用电容器的容抗去抵消线路的感抗，这就相当于缩短了线路的送电距离，从而改善了电压损耗，达到调整电压的目的。在式 = 中，由于线路装设了串联电容器，增加了容抗 ，使线路感抗 减少了线路电抗，因此，电压损耗 也随之减少。当 大于 时， 值为负值， / 称为串补电容器的补偿度K，当 时，称之过补。在110 kV及以下的线路上，补偿度一般取1～4，当功率因数越低，线路导线感抗 与 之比越大时，其效果越显著。
串联电容器补偿容抗还可起到调压目的。这种调压作用，与流过其中的电流成正比即 ，当线路电流I较大时，线路压降增加，线路末端电压下降，与此同时，由于电流增加，电容器补偿效果越显著。电容器上增大的电压上升正好与感抗 上加的电压降 相补偿。因而串联补偿电容器组起到自行调整线路末端电压的作用。这是并补电容器或其他方式所不能及的优点。
由于配电线路采用串补电容器补偿，可以改善电压质量，提高线路输送能力，在一定的输送功率下，可降低线损，因而可收到较理想的好效益。在10 kV配电线路上，往往由于送电距离远，导线截面小，功率因数低，线路末端电压水平低，线损大等。所以送电成本高，在这种情况下采用串联补偿，对提高电压质量和降低线损将起到很好的作用。串联补偿可增加输送容量，改善电压质量，降低线损等目的。
补偿后压降：
补偿度：K=（串联补偿装置每相电容容抗）/（ 每相沿线分布电感电抗）=
为达到同一调压效果，采用串联补偿所需电容器容量，仅为并联补偿的1/2，当功率因数COS ≤0.7， 之值越大，调压效果越显著。串联补偿有自行按需要调整末端电压的特点。
在线路末端有并联补偿，功率因数较高时，投入串联补偿调压效果差。反之则效果佳。对于线损，当线路输送功率一定时，电压由于串补而提高，输送电流下降，线损下降。特别是线损高的线路，线损下降的幅度更大。只有在导线截面有余度的情况下，才采用串联补偿。
六、结束语
【关键词】电压质量；电压指标；用电设备；10kv配网
1.供电电压指标
（1）电压质量是供电企业向电力用户必须保证的一项十分重要的指标。作为供电部门必须要尽可能去完成这些指标，以达到对用户安全、优质、可靠供电的要求，通过多年来人们的计算和实际运行效果来看，下面的内容值得注意：
容量大小和输送电能距离远近，对供电电压的选择有很大的关系。某一供电电压，必然有它所对应的最合理的供电容量和输送距离。而在供电容量和输送距离一定的条件下，电压增高，电流减少，导线截面与供电损耗也相应减少。因此，按照供电容量、输送距离和供电电压等级的关系，选择最佳的供电电压。
一般供电容量在100kW以下或输送距离在0.6km以内的，采用0.38/0.22kV供电；
供电容量在100～1200kW或输送距离在4～15km以内的，采用6kV供电；
供电容量在200～2000kW或输送距离在6～20km以内的，采用10kV供电；
供电系统应保持额定电压运行，供电系统向用户供电，用户受电端电压变动幅度不应超过：①10kV及以下高压电力用户和低压电力用户为额定电压的±7%。②低压照明用户受电端电压变动幅度为额定电压的+7%、-10%。电压变动幅度可按下式计算： ，式中为电压变动率，为用户受电端实测电压，为供电额定电压。
电压偏差允许值，包括用电设备端子电压偏差允许值和供电电压允许偏差。
（1）用电设备端子电压偏差允许值。用电设备端子电压实际值偏离额定值时，其性能将直接受到影响。各种用电设备都是按额定电压设计制造的。这些设备在额定电压下运行将取得最佳的工效。电压过大地偏离额定值，将对用户产生不良的影响。
从节能和充分发挥设备效能考虑，应尽可能使工作电压维持在额定状态，偏离此值将使线路损耗、设备效率、设备寿命及功能向不利的方向发展。
实际上，大多数用电设备在稍许偏离额定值的电压下运行，仍有良好的技术性能。
线路电压损失允许值：
2.供电系统电压不合格的原因以及对系统的危害
（1）造成配网供电电压质量不合格的主要原因是配网的运行方式不合理，负荷功率因数低、配变分接开关的位置选择不合适。
（2）配网的负荷的影响，配网的负荷主要分为：
①正常周期性负载：
在周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额定电流，但可以由其它时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发，它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。
②长期急救周期性负载：
要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电流下运行，这种方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。
③短期急救负载：
要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。
供电电压质量是否合格对配网的安全运行有着重要的意义，如果供电电压的过高将会使到配网的线路及设备损坏甚至出现事故以及会烧毁用户的设备，电压过低会使到电网的线损增大，浪费电能，使到用户的设备不能正常启动，不能正常出力，出现残次产品，会烧毁用户设备，甚至使到有些装有电压保护的用户由于电压降低而停电，因此，我们必须要重视这个问题，采取有效措施改善配网的电压质量。
3.提高配网电压质量的方法
在国家标准GB3485《评价企业合理用电技术导则》中规定，“企业受电端电压在额定电压范围之内，企业内部供电电压偏移允许值一般不应超过额定电压±5%。”这是指当企业受电端电压虽然在额定电压范围之内，而由于企业内部用电设备使用不合理所引起的电压偏移，也应采取措施，使企业内部供电电压维持在额定电压±5%范围之内。为达到这一标准，可采取下列措施：
（1）做好电网运行分析和负荷预测，根据负荷分布情况调整运行方式， 避免变压器满载、超载或轻载运行。变压器在负荷率为75%～80%比较合理，一般变压器负荷小于30%时，应按经济条件考核后，合理更换相应容量的变压器。负荷率在30%～60%时，可经过技术经济比较，决定是否需要更换变压器，另外，在厂休、节假日或负荷的低谷时间，可以尽量将负荷集中在一台或几台变压器上，停掉多余的空载变压器，减少功率损耗，通过负荷的调整使到各线路的负荷尽量平衡，达到改善配网电压质量的目的。
（2）根据用户的具体情况合理选择变压器的分接开关位置，变压器一次额定电压的选择如果不当，那就必然造成二次电压偏高或偏低。为此应注意，如果变压器离电源较近，其一次线圈的额定电压可选高一些，如10.5kV，如果离电源较远可选低一些，如10kV，这样有利于二次电压接近额定电压。一般变压器，通过分接开关调整电压分接头，以使变压器二次电压相对于额定电压有±5%的变动。用以补偿在低压侧线路上的电压损失，保证用电设备端的电压偏移不超过允许值但是有一点应注意，即在选用分接开关档次之前，应根据实际情况，仔细核算，看在哪个位置电压值最佳。因为一般变压器电压分接开关可调整的范围是土5%。注意防止调整后又过高、过低或对关键生产设备造成不良影响，通过合理选择变压器分接头位置达到改善配网电压质量的目的。
（3）合理减少供配电系统的阻抗电压降等于电流和阻抗的乘积，而线路电阻与导线截面成反比，与长度成正比，所以缩短线路的距离，使导线截面足够大，可以减少配电系统的阻抗.这对于负荷波动较大的配电干线，除了可以降低基本功率损耗或基本电能损耗之外，还能减少负荷波动引起的负荷波动附加线损，使电压水平保持稳定。
（4）尽量使三相负荷平衡。因为若三相负荷分布不均匀，将产生不平衡电压，从而加大了电压偏移。
（5）从整个配电网络去考虑，考虑采用并联电容器的方法来实现改善配网电压质量的目的。并联电容器有几项优点，例如：它的有功功率损耗小，运行维护方便，单台容量较小，便于集合成组装置，个别电容器损坏并不影响整个装置的运行，所以应用很广泛。
并联电容器的作用主要有以下几点：
（1）补偿无功功率，提高功率因数，改善配网电压质量。由于并联电容器与电感性负荷并联安装，所以，当电感性负荷吸收能量时，正好并联电容器释放能量。而电感性负荷放出能量时，并联电容器却在吸收能量。能量在两者间转换。即：电感性负荷所吸收的无功功率，可由并联电容器所输出的无功功率中得到补偿。当电网容量一定时，使无功功率减少，从而可大大提高功率因数，使到电压质量得到改善。
（2）提高设备出力。由于有功功率，当设备的表现（视在）功率一定时，如果功率因素提高，上式中的P也随之增大，可见电气设备的有功出力也提高了。
（3）降低功率损耗和电能损失。在三相交流电路中，功率损耗）：
由此可见，当功率因素提高后，将使功率损失大大下降。因此使得每年在线路上和变压器中的电能损失下降。
（4）改善电压质量。在线路中电压损失：
由上式可见，当线路中的无功功率Q减少以后，电压损失也就减少了。
电容器的联结方式及补偿方法：
（1）并联电容器与电力网的连接方法：
并联电容器与电力网的连接，额定电压应相符。在三相供电系统中单相电容器的额定电压与电力网电压的额定电压相同时，电容器应采用三角形接法，如果按星形接法连接，则每相电压是线电压的1/倍，又因，所以无功功率为三角形接法时的1/3倍，显然是不合理的。
当单相电容器的额定电压较线路的额定电压低时，应采用星形连接或几个电容器串联以后接成三角形。而三相电容器只要其额定电压等于或高于电网的额定电压即可直接接入使用。值得注意的是，若采用星形连接且需电容并联提高补偿无功功率时，必须是电容器组中性点可以接地的供电系统。否则若某支路并联的电容器发生故障，该支路的容抗增大，电压降增大，将击穿电容器。
（2）并联电容器的补偿方法：
并联电容器的补偿方法可分为个别补偿、分散补偿和集中补偿3种。
①个别补偿：在用电设备附近按照其本身无功功率的需要量装设电容器组，一般与用电设备同时投入运行或断开。
对感应电动机个别补偿时，一般应以空载时补偿至功率因素接近1为准，因为空载时所损耗的无功功率最小，补偿后既使电动机满载，功率因素也是滞后的，如果已满载时耗用的无功功率作为补偿依据，则空载或轻载时必然形成过补偿。
在采用个别补偿时，可以最大限度地减少系统中流过的无功电流，使整个供电系统的功率及能量损耗、线路的导线截面、有色金属消耗量、开关设备和变压器容量等都相应减少或降低。从效果而论，这是最好的补偿方式。但这种补偿方式存在以下缺点：
a.电容器利用率低，需要和电动机同时投入使用；
b.有可能产生自激过电压；
c.易受机械震动和环境影响；
d.投资费用高。
②分散补偿：分散补偿的电容器，一般接在车间配电母线上，其利用率较高，投资费用节省，但只能补偿供电线路和变压器中的无功功率，而配电线路中的无功功率可由个别补偿来解决，是一种比较经济合理的补偿方式。
③集中补偿：集中补偿是将电容器设置在工厂总降压变电所内。
集中补偿的电容器容量，仅需按照变、配电所的总负荷选择。容量比个别或分散补偿所需要的少，利用率更高，投资费用少，变、配电所的无功负荷比较平稳，便于管理和电容器的维护保养。但变、配电所的各馈电线路未得到补偿，仅减轻了供电电网的无功功率。对于补偿容量相当大的工厂，多采用高压集中补偿和低压分散补偿相结合的方式。
应当注意，当电容器需串联后接入电网时，则每台电容器的外壳对地均应绝缘起来，其绝缘水平应不低于电网的额定电压。在中性点不接地的系统中，当电容器采用星形接线时，其外壳也应与地绝缘，绝缘等级也应符合电网的额定电压。这主要是考虑在中性点不接地系统中，当发生一相接地时，其他两相电压将升高倍。将电容器的外壳绝缘起来，以防止电容器因过电压而受到损坏。
为了改善系统电压质量，在电力系统中的供电线路中还采用了串联电容器补偿。通过线路中串联电容器的措施，提高线路末端电压，减少网络的电能损耗。
谢世鹏
（广州市谷源建筑科技有限公司 广东省广州市 510235）
摘要：电力系统并联补偿装置有调相机、并联电容器补偿装置、静补装置和高压并联电抗补偿装置等四种。超高压并联电抗器主要是补偿输电线路的充电功率，以降低系统的工频过电压水平等功能。除了超高压并联电抗器之外，其他几种补偿装置主要用来对电网的容性或感性无功功率进行调节。
关键字：并联；电力系统；补偿装置；容量；
一、并联补偿装置型式的选型
无功负荷的无功负荷变化的频率、幅值和速率和安装点母线谐波电压正弦波形畸变率，是选用调相机、并联电容补偿装置及静补装置的基本判据。不同的系统需选择相对应的无功补偿装置，系统不仅不能达到理想中运行状态，还会使系统的稳定性遭受破坏，甚至导致瘫痪。
（一）调相机的选型
无功变化的频率为每小时数次，变化的幅值较小，变化的速率大于1s，同时需要提高系统稳定性、防止电压崩溃及装设大容量集中补偿，并且具有水冷却条件时，可选用调相机。
（二）并联电容补偿装置的选型
无功变化的频率为每天数次，或变化的幅值较大（甚至无功符号改变）时，可选用并联电容补偿装置或静补装置。具体的补偿方式可以依据实际需求来确定，分别选择高压集中补偿、低压分散补偿或低压集中补偿等。
（三）静补装置的选型
无功变化的频率为每小时数十次，或变化的幅值较大（甚至无功符号改变），或变化的速率等于或小于1s时，即所谓需补偿的无功负荷成为“无功冲击负荷”时必须选用静补装置。
（四）高压并联电抗补偿装置的选型
高压并联电抗补偿装置仅提供感性无功功率，常与并联电容器补偿装置组合使用。
在330kV及以上超高压线路上，需降低系统的工频过电压水平，提高送电可靠性时，需在线路中间开关站或末端变电所中并联超高压并联电抗器。
二、并联补偿装置容量的选择
（一）调相机、并联电容补偿装置最大容性无功量
（1）对于直接供电的末端变电所，安装的最大容性无功量置所在母线上的负荷提高功率因数所需补偿的最大无功量与变压器所需补偿的最大无功量之和。
：母线上的最大有功负荷（） ；
:补偿前的最大功率因数角（°）； ：补偿后的最小功率因数角（°）；
:由补偿到时，每有功负荷所需补偿的容量无功量（）；
：需要补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值；
：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；
：变压器需要补偿一侧的额定电流值；
：变压器空载电流百分值；
：变压器需要补偿一侧的额定容量()。
（2）对于枢纽变电所和地区变电所，安装大容量无功量，应经系统调相调压计算及经济比较后确定的需要补偿的最大容量无功量。常采用经济功率因数法、经济无功负荷发、以提高变电所母线运行电压为目的、以降低线路有功损耗为目的及统计法等确定补偿装置容量。
当工程中往往采用统计法，估算出某安装点所需补偿的最大容性无功量。若缺乏资料时，对于35~110kV变电所，可按主变压器额定容量的10%~30%作为所需补偿的最大容性无功量。
（二）调相机、并联电抗补偿装置最大感性无功量
对于调相机，若电网无功变化范围能在调相机输出的无功范围（标幺值为1~-0.5）内得到满足，或并联电容器组的投切满足电网无功变化的要求，则不需另外安装并联电抗器补偿装，除此之外，需安装并联电抗补偿装置，其安装的最大感性无功量需满足：
或
：母线处零秒时三相短路容量()；
：为使母线最高运行下降至规定的最大值以下时，预计母线电压应下降的百分值；
：计算点上的最小有功负荷（）；
:计算点上出现时的超前功率因数角（°）；
（三）静补装置最大容性无功量与最大感性无功量
安装的最大容性无功量与调相机、并联电容补偿装置最大容性无功量计算相同。
静补装置的最大感性无功量，通常应等于电网无功变化量的最大幅值。如果电网只需单独安装感性无功容量时，因为静补装置为一谐波源，且价格比线性并联电抗器贵，不采用静补装置的感性无功设备。
三、并联补偿装置选择需注意的问题
（一）调相机的启动
调相机启动方式有以下几种：第一，低频启动。设置专门的柴油发电机组对调相机专线供电，并实现调相机启动工作。当调相机缺乏启动设备时，而电网系统对无功功率需求存在着必然性时，可以采取低频启动方式，具体操作方法是将调相机及发电机同时设置于电力网完全隔离的母线及线路之上，拖动调相机发电机不应低于调相机容量的30%，为调相机加入励磁电流，闭合调相机开关，关闭发电机开关，启动发电机后发电机与调相机在同一时间点转动。增加调相机励磁电流并将其设置到额定值，将其并入电网。这种启动方式对调相机所具备的电流冲击十分小，然而系统运行方式复杂，操作繁琐困难。第二，可控硅启动方式。调相机可控硅启动方式，是由启动变压器、整流器逆变器及交直流并联电抗器共同构成的一种启动装置，在执行调相机启动作业时，控制整流装置操作可以增加电流，提高调相机速度，当调相机转速值达到10%额定转速后，可以对其逆变侧向进行控制，在达到额定标准时并入到电网。这种操作方式启动便捷，快速，且具备较高的自动化水平，然而可控硅启动方式价格昂贵，占地面积较大；第三，同轴励磁启动方式。其启动主要是通过同轴主励磁作为直流电动机进行启动。其启动方式较为平稳，整体调速十分平滑，可以将调相机调整到同步转速，然而同轴励磁机作为直流发电机，其本身存在着一定损耗；第四，同轴发电机启动方式。通过安装同轴异步电动机进行调相机启动，通过发动机调相机及联轴器连接，电动机启动完成后，电动机需要与调相机脱离。这种启动方式十分便捷简单，成本较低，然而考虑到异步发动机其所具备的启动电流较大，会引起母线电压波动问题，容易引起母线电压波动。在实际应用中，需要依据实际情况合理选择调相机启动方式。
（二）设置并联电容补偿装置可能发生的谐波问题
电力系统中并联补偿电容器，其在一定频率下，可能会产生谐波放大问题，引起并联谐振问题引起电容器熔断及损坏问题，为电力系统带来较为严重的谐波污染，让谐波电压含量率严重超标。为此，应积极采取谐波抑制方法，较为典型的操作方法为：采取带串联电抗的无功补偿电容组，用来消除电路中谐振问题，从而实现谐波电流方法的有效抑制。
结束语
新技术和设备的不断引入和应用，势必会为我们电网建设和发展带来源源不断的动力，要不断进行知识的积累，为建设贡献绵薄之力。
参考文献
[1]水利电力部西北电力设计院主编，《电力工程电气设计手册：电气一次部分》 中国电力出版社出版
[2] 李振国.电网的无功补偿探讨[J]. 中小企业管理与科技(上旬刊). 2011(09)
关键词：132kV高压并联电容器装置 主负荷侧 无功补偿 电容器
0、前言
我国交流线路电网配电结构主要为750—330—110—35—6kV或500—220—66—10/0.4kV两种方式；国内无功补其主要补偿方式是为变电站主变压器的第三绕组即低压侧提供容性无功补偿来降低主变的电磁损耗。国外电网结构发展纷杂，但基本上以日韩的100V、北美等国家的110—130V和中国、欧洲等国家的220—230V民用电压分为三大类。巴基斯坦等国家的电网民用线路结构主要为230/400V—132kV。
本文以提供于巴基斯坦白沙瓦变电站主变第二绕组的中压主负荷侧132kV线路的TBB132—28800（57600）/400—BLW无功补偿成套装置设备为例，针对特高压输变电特点，着重介绍了主负荷侧特高压无功补偿装置的设计方案与参数选取。
1、电容器组整体设计参数选取
1）并联电容器组额定电压选择
在并联电容器额定电压的选择上应留有适当裕度，场强过高，影响其性能和寿命，安全裕度取得过大，使投资增加。巴基斯坦特高压电网中，并联电容器组最高系统运行电压达145kV，系统标称线电压为132kV。
根据《并联电容器装置的电压、容量系列选择标准》中规定的星形接线电容器组额定电压公式：
Uc=（145/1.05）/（（1—0.12）* √3）
=143.4/√3kV
2）并联电容器组额定容量选择
根据客户电容器组技术协议，参考变压器补偿容量的10%—30%原则，充分考虑用电高峰负荷时，变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。
该站电容器组容量需求为24Mvar，扩容容量48Mvar，基于考虑其容量配比裕度，我们选择电容器组容量为28Mvar，扩容容量57Mvar。
3）单台电容器参数选择
（1）根据电容器组容量、电压和耐爆分析，并考虑到保护方式和总容量的与单台的大小。此方案选择为6串段。
Ucn=Un/S
=（143.4/√3）/6 kV
=13.8 kV
In= Qn/3/ Ucn
=28800/3/13.8
=115.9 A
（2）根据电容器组容量和招标技术协议，确定电容器组的单串并联数为4台，得单台额定容量为400kvar，选择内熔丝保护、内置放电电阻。
Qcn=Qn/3/（S*P）
=（28800/3）/（6*4）
=400kvar
电容器型号选择为BAM13.8—400—1W，元件结构 8并7串，内置特制熔丝、放电电阻、采用单套管单元结构。
2、成套装置结构设计
根据电容器接线的双星型方式，设计为双塔架，单个塔架为单星结构，单排的同侧塔架底部出线共同接线形成单星。每塔架分为3层结构，前后分进出线，形成6串段，每层背靠背的放置2串段各2（4）台电容器。整体进线采用TMY—100*10汇流排，各星出线采用TMY—50*5汇流排，并引至中性点电流互感器的两端。
3、绝缘配合设计
该电容器组成套装置装设巴基斯坦白沙瓦地区，变电站海拔≤1000m，因此，设计中可不考虑海拔修正系数，只考虑防污秽等级。
1） 单台电容器绝缘选择；
根据电容器组接线与整体塔架结构，电容器单元工频耐压按20kV绝缘标准设计。
2） 电容器组装置的层间绝缘选择；
按照常规设计要求，电容器塔架组成的每模块之间绝缘支柱的选择，其工频湿受耐压值不得低于绝缘子的实际电压等级的3倍。该塔架湿受电压为：3×1串×13.8kV=41.4kV，在此，选择40.5kV电压级支柱绝缘子，型号为ZSW—40.5/8—3型号，爬电距为1250mm。
2） 电容器塔底部支柱绝缘选择；
根据系统运行电压，高压端额定短时工频耐压275kV，雷电冲击耐压650kV以上。选择塔架基础绝缘支柱型号为ZSW—145/16—4型号，爬电距为3980mm以上。
高压端对地总的绝缘为各层间绝缘子爬距之和，即1250×3+3980=7730mm，完全满足特高压绝缘要求设计。
4、电容器组的耐爆分析
依照标准，允许的最大并联串段的电容器总容量不得大于3900kvar，即3900/400=9.75，该电容器单串段最大为4并，完全满足耐爆要求。
根据电容器接线方式，计算对当1台电容器发生故障，即极对壳击穿短路时，注入其中故障单元的最大能量为（4/3+3）台电容器单元的能量，同时，也完全满足
5、电容器组保护整定计算分析
继电保护整定针对特高压大容量电容器组 ，一般采用二段保护，即先报警保护提醒，再跳闸断电保护，以提高电容器组的运行可靠性和灵敏度，降低维护。
按照容量匹配配平所有单元的情况下，满足相间和串段、各臂间容差比值远小于1.001以下，即可保证电容器组的固有初始不平衡一次电流远小于继电保护整定值第一段保护值范围之内。
6、两种方案对比
我国变电站装设的110kV电容器组成套装置，其多为：单星形接线方式，桥式差电流保护方式或双桥差；单台电容器选择多为：双套管、20kV等级，电压为6.56kV，内部串段达14串以上，容量为500kvar左右；装置结构多为：12串段。
该巴基斯坦132kV方案的选择，以国内设计经验为基础，并根据国外电网结构特点而确定。主要特点：双星形接线方式，中性点差电流保护方式；单台电容器选择为单套管、20kV等级，电压为13.8kV，内部串段为7串，容量为400kvar；装置结构为：6串段。
7、结语
本文系统的分析介绍了巴基斯坦国家主变压器配电的主要无功负荷侧，132kV线路的无功补偿成套装置的各项参数选取与方案设计，最后简单的对比介绍了我国内主要110kV线路，无功补偿装置的基本设计参数选取。望给予以后我国及出口该类似的特高压大型项目设计以参考和经验的积累。
参考文献：
[1]GB 50227 — 2008，并联电容器装置设计规范[s]. 北京：中国计划出版社.
[2]田友元.220kV及110kV并联电容器装置的开发和安装设计[J].东北电力技术，1999（5）：2—6，22.
作者简介：
【关键词】变频谐振交流耐压
This article describes the basic principles of variable frequency resonant test system and benefits, and in accordance with existing test equipment and application examples, summed up the experience of the frequency test system in the high voltage cable in the AC voltage test.
Variable frequencyresonance AC voltage withstand
中图分类号：TN830.2文献标识码： A 文章编号：
1引言
随着电力事业的快速发展，特别是近几年来“城市电网改造”，交联聚乙烯高压电缆在城市已经成熟推广使用，高压电缆现场竣工验收试验的目的是检查电缆的敷设、附件的安装是否正确及电缆在运输、搬运、存放、敷设和回填的过程中，是否有受到意外损害。但是电缆的运行电压等级不断升高且电缆电容大，容量迅速扩大。对于交联电缆大容量试品的交流耐压试验，普通工频试验设备在大容量的情况不适合现场使用。而变频谐振系统试验装置，就能解决以较小的电源容量试验较大电容并且获得较高试验电压，是当前高压电缆交流耐压试验的主流方法，在国内外已经得到广泛的应用。
2变频谐振试验系统原理
目前已研制出谐振成套试验装置。根据调节方式的不同，谐振装置分为工频串联谐振装置（带可调电抗器、或带固定电抗器和调谐用电容器组，工作频率50Hz）和变频串联谐振装置（带固定电抗器，工作频率一般为30～300Hz）两大类。
广东电网公司江门供电局试验研究所使用的VFSR-W型无局放变频谐振试验系统是运用串联谐振原理，采用几个固定电抗器组合使用（包括电抗器串联、并联、串并联等）、通过调频方式，使回路达到谐振状态，最后再调变频电源电压、励磁变压器升压，试品最终达到我们理想的试验电压。如图1所示
图1耐压试验原理接线图
VF:变频电源T:励磁变压器 L:试验电抗器 Cx: 试品
C1、C2:分压器 其中C1为分压器高压臂、C2为分压器低压臂
交流电源送入变频电源，经整流转换为幅值恒定的直流电压,直流电压经变频电源逆变器调制变为频率脉宽 (或称占空比)可调的方波，整个控制过程由计算机完成。方波电压经滤波环节等处理后由变频电源的变频输出口输出，输出电压经电缆送励磁变压器T的低压侧，经励磁变压器T升压后送由高压电抗器L、负载CX和分压器（C1、C2）构成的串联谐振回路，谐振频率由电抗器电感及负载CX和分压器的电容共同决定。通过调节变频电源输出频率使串联谐振回路发生串联谐振，在回路谐振的条件下再调节变频电源输出电压使试品电压到达试验值。由于回路的谐振，变频电源较小的输出电压就可在试品CX上产生较高的试验电压。等值电路如下图2:
图2串联谐振回路等值电路图
其中：U为励磁变压器高压绕组的输出电压，受变频电源控制可以由0到Umax （Umax为励磁变压器高压绕组串并联后的额定输出电压）连续变化，频率30～300Hz连续变化；
R为串联谐振回路的等值电阻；
L为串联谐振回路的等值电感；
C为串联谐振回路总的等效电容；
。
根据电工原理可知：励磁变高压侧系统高压电流:
试品电容上电压：
调节变频电源的输出频率，当满足 =时，即 ，这时系统发生谐振，励磁变高压侧电流最大值: ，
此时试品电容上电压：，其中。
励磁变压器输出容量：
试品试验容量：
从以上公式可知：试品电容上电压为励磁变压器输出电压的Q倍，试品试验容量为励磁变压器输出容量的Q倍（Q：系统品质因数，通常远大于R，故Q值很大，达30～150）。
3变频谐振试验系统的优点
（1）试品试验容量为励磁变压器输出容量的Q倍（Q：系统品质因数，通常远大于R，故Q值很大，达30～150）。也就说试验电源容量为试品试验容量的1/Q，大大减少试验电源的容量。
（2）适合现场试验。多节电抗器的串、并联和混合串并联使用，以及变频电源的电子调压功能，可以使系统满足不同电压等级的要求。
（3）安全可靠性高。采用一点接地、进线保护、低通滤波器、放电保护不仅可以在稳态下使放电或击穿电流小，而且使暂态（瞬时）电流的破坏减小，从而保证设备和人身的安全。保护功能有：试品过压保护、试品放电保护、变频电源输出过流保护、变频电源IGBT保护等，当出现试品过压、试品放电、变频电源输出过流等情况，系统立即封锁试验电压输出，切断主回路电源，确保试验人员、试品及试验系统安全。
（4）变频串联谐振是谐振式电流滤波电路，能改善电源波形畸变，获得较好的正弦电压波形，有效防止谐波峰值对被试品的误击穿。变频串联谐振工作在谐振状态，当被试品的绝缘点被击穿时，电流立即脱谐，回路电流迅速下降为正常试验电流的数十分之一。发生闪络击穿时，因失去谐振条件，除短路电流立即下降外，高电压也立即消失，电弧即可熄灭。其恢复电压的再建立过程很长，很容易在再次达到闪络电压断开电源，所以适用于高电压、大容量的电力设备的绝缘耐压试验。
（5）体积小、重量轻，适（5）合于现场使用。
（6）操作简单方便。先在低的电压下调到谐振点，然后再升高电压幅值达到试验所需电压，且能保持谐振点，操作安全可靠。品质因数高，电源输出为正弦波,串联谐振时波形失真度极小，耐压效果好。
4. 电力电缆交流耐压试验举例
2011年7月，为检验江门新会供电局北区变电站110kV电缆新建线路，竣工后，能否投入运行，对其作交流耐压试验。
（1）试品主要参数。型号：YJLW03-Z-64/110- 500mm2；额定电压：64/110kV；电缆长度：5.2m，电容量：0.169uF/km。
（2）电缆芯线和金属屏蔽层组成一个电容，电缆耐压试验相当于对这个电容负载进行耐压试验。试验原理图如下：
图3电缆试验原理图
（3）参数估算，设备配置。
试验电压：根据 GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行，Ux = 2Uo = 2×64 = 128kV，试验时间1h。
电缆电容量：Cx = 0.169×5.2 = 0.8788uF。
满足试验电压128kV需要配置现在电抗器（750kVA/125kV，95H）两台、1500kVA/160kV，84H）两台、变频电源VF-3/P-300一台、励磁变YDW-300/10一台、分压电容250kV/0.004一台，具体参数如下：
电抗器接线方式：串入电抗器（YDTK-1500/160一台）产生串联谐振来提高被试品试验电压,在被试品两端并联电抗器（YDTK-750/125两台和YDTK-1500/160一台）使被试品电容电流大部份由电抗器来补偿,从而使通过串联电路中电抗器的电流大为减少,从而降低试验对电抗器、试验变压器的要求。
试验频率：=1/6.28√22.29×（0.8788+0.004）×10-6 = 35.90 Hz
试品电流：x=6.28×35.90×0.8788×128000=28.86A；
I并联95=128000/（6.28×35.90×95）=5.97 A
I并联84=128000/（6.28×35.90×84）=6.75 A
I串联84=28.86-5.97-5.97-6.75=10.17 A（注意，略大额定电流9.3A，工程允许）
=35.90×80/50=57.44（80为50Hz频率下单节电抗器容量1500kVA系统Q值）
50Hz频率下系统Q值表
电源容量S=U×I/Q=128×28.86/57.44=64.31kVA
（4）试验结果
试品通过交流耐压，实际谐振频率为35.5Hz，试品上的电压Cx是电源输入电压U的Q倍。
5应用中的注意事项
（1）电缆交流耐压试验是破坏性试验。在试验之前必须对电缆先进行绝缘电阻等项目的试验，若试验结果正常方能进行交流耐压试验，若发现设备的绝缘情况不良（如受潮和局部缺陷等），通常应先进行处理后再做耐压试验，避免造成不应有的绝缘击穿，电缆交流耐压试验后还要进行绝缘电阻等项目的试验。
（2）变频谐振系统在实际使用时，试验回路调谐必须在很低的励磁电压下进行，调节变频电源输出频率，使试品端的电压达到最大，这时，回路达到谐振状态，再按规定的升压速度升高励磁电压，电缆达到试验电压后，设定耐压时间。耐压完毕，均匀、快速降压后，切断电源。
（3）本装置使用时，输出的是高电压，必须可靠接地，各联接线不能接错，注意安全距离。电缆屏蔽层保护器接头短接，并套临时接地，保护电缆。如果电缆头是与GIS直接连接，在试验时断开避雷器、内部PT，应使GIS符合运行条件。如果电缆头安装在杆塔上，电缆的屏蔽层和非试相连接接地，该接地需要采用铜箔或裸铜线与串谐系统连成回路。
（4）变频谐振试验系统是利用谐振电抗器与被试品谐振产生高电压的，做好是在试验前谐振需要的设备和相关参数计算好。也就是说，能不能产生高电压主要是看试品与谐振电抗器是否谐振，所以，试验人员在分析现场不能够产生所需高电压时，应该分析什么破坏了谐振条件，回路是否接通等。
（5）断开电源后，使用接地棒放电。
（6）当供电电源离试验现场较远时，要考虑到线路电压降的问题，选择适合的电缆、保证我们电源电压质量合格。
6结束语
交流耐压试验是鉴定高压电缆耐压试验最直接的方法，它对于判断高压电缆能否投入运行具有决定性的意义，也是保证高压电缆绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手段、在工程中应用广泛。
参考文献：
【关键词】市区城镇供电线路 有载 调容 调压 变压器
1 普通有载调容、调压变压器工作原理
有载调压变压器是指变压器高压侧配有载调压开关，可以在不断供电的情况下根据二次侧电压的波动调整电压比使得二次侧电压始终稳定在所期望的电压附件，适合供电质量较差，或对电压稳定性要求较高的场合。
有载调容变压器是指变压器线圈分成两段，当用电负荷较轻时候两段线圈串联，这样线圈匝数较多，铁心的磁密较低，空载损耗相对很小。但用电负荷较重的时段两段线圈并联，这样线圈导体的截面增加了一倍，变压器的容量也翻了一倍。虽然这时候空载损耗较大，但变压器的输出容量增加一倍。这种变压器适合在负荷变化很大的场合，比如农网，一般只在农忙季节需要大量用电，其他时间负荷率降低。这种变压器可以在保证农忙季节供电的前提下，尽可能降低农闲季节变压器的空载损耗。
而对于普通的有载调容调压变压器，在解决将调容和调压分开的问题上还存在以下问题：
1.1 空载和轻载时间长，空载损耗较高
根据历史数据统计，目前昭通部分市区城镇的变压器有处于空载或轻载的状态运行现象存在，从而使空载损耗偏高。
1.2 负荷波动大，负荷高峰时影响变压器运行安全
对于市区地区来说，用电高峰期一般出现在每日早饭时段和晚间娱乐时段，季节性负荷高峰期主要是夏季制冷负荷和冬季取暖负荷。当季节性负荷高峰与时段性负荷高峰叠加时常常会超出变压器的容量，严重影响变压器运行安全，大大缩短了变压器的使用寿命，甚至导致变压器有烧毁的危险。
1.3 配电台区保护不可靠，易发生越级跳闸事故
现在部分配电台区常规采用跌落式熔断器作为台区的速断保护，低压侧速壳断路器对用户负荷进行过流和速断的简单保护，而塑壳短路器一般配置额定电流较大，失去了过载保护能力，过载时间过长会导致配电变压器烧毁；而使部分台区或低压负荷故障又因速断保护不可靠常越级跳闸致整条线路大面积停电，甚至导致烧毁变压器。
1.4 电压合格率低
一般配网末端用户距供电部门较远，为了避免出现电压偏低，设备无法正常运行的情况，兼顾末端负荷，而调高变电站出口电压，这就导致线路首端轻载时电压过高，用电设备寿命缩短，而且配电变压器损耗大幅增加。
1.5 无功补偿效果不明显
市区部分地方长期小负荷运行，使变压器不能充分得到运转，传统补偿装置电容投入利用率较差。
2 试点用有载调容调压变压器简介及功能
有载调容调压变压器通过自动调压、自动调容、无功补偿的手段实现变压器台区降损，提高供电质量。如图1所示。
（1）高压出线柱；
（2）计量电流互感器；
（3）有载调容调压变压器 ；
（4）低压防窃电护罩；
（5）低压出线排；
（6）共补分补并联电容器；
（7）穿墙套管；
（8）浪涌保护器；
（9）避雷器；
（10）进线塑壳断路器；
（11）漏电保护塑壳断路器；
（12）补偿塑壳断路器；
（13）调容调压变压器；
（14）熔断器组；
（15）智能复合开关；
（16）低压补偿控制器；
（17）调容调压控制显示器；
（18）出线柜；
（19）补偿柜；
（20）变压器主体。
自动调压功能：变压器存在阻抗，在功率传输中，将产生电压降，并随着用户侧负荷的变化而变化。系统电压的波动加上用户或线路负荷的不稳定将引起电压较大的变动。在实现无功功率就地平衡的前提下，当电压波动超过定值时，调节变压器分接开关可以自动调节电压高低，使变压器低压侧电压输出稳定在合格范围内，从而提升了供电电压质量，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。
自动调容功能：高压绕组在大容量时接成三角形（D），小容量时接成星接（Y）。每相低压绕组由三段线匝组成：Ⅰ段为少数线匝；Ⅱ段、Ⅲ段为多数线匝，采用并绕方式绕制。变压器大容量运行时Ⅱ段、Ⅲ段并联后与Ⅰ段串联，小容量运行时Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段全部串联，即为（Dyn11和Yyn0）两种联结方式。高压绕组联结方式的改变以及低压绕组并、串联的转换，均通过控制系统控制有载调容开关自动完成。在用电负荷高峰期时段自动将变压器调整到大容量运行，在用电负荷低谷时段自动将变压器调整为小容量档运行。由大容量调为小容量时，低压绕组匝数增加，同时高压绕组变为Y接，相电压降低，且匝数增加与电压降低的倍数相当，可以保证输出电压不变。同时大容量调为小容量时，由于低压匝数的增加，铁芯磁通密度大幅度降低，使硅钢片单位损耗变小，空载损耗和空载电流相应降低，达到了降损节能的目的。
无功补偿功能：变压器智能监控单元内配置低压无功精细补偿隔室，将无功补偿控制器达到精细补偿的效果。
无线“四遥”：通过在线监测系统将变压器实时数据运行状态远程传送给后台管理系统，从而实现遥信、遥测、遥控和遥调“四遥”功能，对配电区进行运行、损耗分析，为职能部门提供参考依据，提高配电网建设与改造的科学性；
就地及远程电动停送电功能：变压器本体油箱内配置永磁机构真空开关，可实现就地电动停送电、远程无线遥控停送电、远程无线遥控停送电功能。
综合以上功能，有载调容调压变压器可根据实际负荷和电压情况改变额定运行容量方式和电压分接头转换，降低变压器自身空载损耗，实现电压调整，提升供电台区经济运行水平，提高供电质量。与传统产品相比，在小容量运行方式下，空载损耗平均下降50%-60%。如表1所示。
3 结语
综上所述的有载调容调压变压器经过在云南昭通市的运行情况，将变压器主体与补偿柜、出线柜组合体安装，不尽易安装，而且外形美观，大大改善了该市区空载损耗大、负荷波动大、电压合格率低等问题，并且在节能方面效果更加显著。
作者简介
汪波（1981-），男，云南省昭通市人。大学专科学历。现为云南电网有限责任公司昭通供电局助理工程师，主要从事配电网规划、电力线路工程建设与管理。
魏则运（1983-），男，山东省成武县人。大学本科学历。现为陕西四方华能电气设备有限公司结构设计师，主要从事综合配电箱、高压低压无功补偿的电气结构设计。
作者单位
