时间：2023-05-30 10:55:56
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：电容器；事故分析；处理建议
1 500kV某变电容器组故障及处理情况简述
我公司[简称NW]接到某超高压通知：某站其中一组电容器组成套装置发生不平衡电压保护动作。NW人员在接到通知后立即赶到现场配合进行了检查、试验，确定了更换的方案，其中更换了15台，经判断15台中有5台电容器容量变化超标（1台容量变为0，另4台容量变化在5%～8%），有10台电容器容量变化经估算在1只元件左右，更换返厂的目的是为了能对5台容量变化超标产品的判断分析更具代表性。
2 变电站电容器装置的基本情况
3 电容器结构情况的说明
电容器型号为BAM6r12/2-334-1W，单瓷套，卧放方式。电容器串并联为12并4串，箱壳尺寸为440*180*760，露箔式结构，介质结构为15+15μm，带内熔丝结构，场强为50kV/mm。
4 试验、解剖情况
发现电容器编号198号单台电容器出现开路现象，电容器有鼓肚、绝缘油发黑现象。其中：第一串的第1、4、9、12个元件损坏，其中第1、4个元件是击穿的，第9、12个元件主要是熔丝熔断烧坏的。第二串的第1、2、12个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。第三串的第1、2、5、9、11个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。第四串的第1、9、11、12个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。
通过现场了解和电容器的解剖，发现以下情况：在故障现场发现，变电站有一台电容器电容量为0（即开路）。根据现场检测发现，此变电站发生容量变化的电容器绝大部分分布在框架的上层。解剖的故障电容器中元件的击穿点在元件的大面位置。此变的198#容量变化为0的电容器，解剖中发现部分元件内熔丝衬垫上有明显的烧灼痕迹，有些严重的已在元件的表面外包薄膜上留下了受热的印痕，另外有部分内熔丝未充分气化，变成很多的小段留在纸板上。
5 故障情况分析
5.1 关于电容器组不平衡电流保护动作的计算复核
继电保护动作的主要原因应该是由于其中的一台电容器电容量变化为零引起的。通过相应理论计算所得的保护动作电压与实际保护动作电压非常接近。
计算一下根据实际测量结果应产生的保护出口电压。
单台电容器的额定电压为12/2kV，4串。由于没有获得当时电容器运行电压，我们先假设故障前装置的线电压为U0=38kV，考虑串联电抗器的分压之后电容器组承担的电压为22/（1-0.12）=25kV。
当PT的变比为120：1时，如果差电压保护的定值设为3伏的话，则这时允许切除的故障元件数为9只，完好元件上将承受2.3倍的过电压（超出GB11024.4-2001中4.2及5.3.1条关于内熔丝隔离和试验条款的要求），故障串联段完好的电容器也将在大于1.05倍的过电压下运行，因此从电容器组稳定运行角度来说不甚合理，一旦等到继电保护动作时，可能会发现由于一台电容器的损坏而发展到多台受损的情况。
5.2 关于电容器容量变化的分析
分析认为：此变电站的继电保护动作是由于电容器内部元件击穿，一台电容器容量变零引起的。引起电容器元件击穿的可能原因大致有以下几点：
现场及元件击穿点位置情况：
大部分容量变化大的电容器基本上发生在装置的上层，同时解剖过程中击穿点位置在瓷套侧元件部分占总的击穿元件的75%。通过以上数据，我们可以发现，电容器的击穿点在电容器的温度较高部分，可见温度在促使电容器绝缘介质劣化上发挥了一定的影响。
分析意见：
装置上层受阳光照射后相对温度较高，在夏季时周围环境温度也很高，就会出现上层比下层更容易发生元件损坏现象，出现更高的淘汰率，这是由于工作于温度类别上限或高于上限值时，绝缘材料的热劣化现象造成的。不排除个别电容器及内部元件的损坏也有可能是材料存在的个别偶然的弱点，经过运行后出现的自然淘汰现象。
变电站的电容器元件在熔丝连接片处击穿，由于损坏比较严重，铝箔和侧面铜带相连接造成了整个串联段短路，所以此单台电容器出现熔丝群爆而第三个串联段短路的现象。短路点电流很大、温度很高，造成绝缘油快速汽化，导致箱壳鼓肚。同时由于上述的一些原因而使其他几台电容器也受到影响，出现少量的不同程度的容量变化。
此变电站继电保护动作时的出口电压值与模拟计算值基本一致，保护动作正确的切除了故障电容器组，判断事故的直接原因是上层的个别电容器内部元件绝缘受到热的作用劣化，耐电性能下降发生击穿，在保护定值内发展到一个串联段的内熔丝全部熔断并影响其他串联段，最终由一台容量变零导致了差电压不平衡保护动作。
6 建议
个别电容器及内部元件可能受环境温度、阳光照射的影响，使绝缘材料出现热劣化现象，考虑电容器能够安全稳定运行，建议是否可以采取在夏天遮阳的措施来解决。按现行的继电保护整定原则，电容器组电压差动保护定值存在略偏大的情况，建议对电容器组重新进行保护整定值核算，对内熔丝电容器宜按完好串联段电容器元件允许过电压值进行整定，提高保护灵敏度，以及时地切除故障电容器组，避免损坏面由于个别电容器偶然的损坏而扩大。以上分析、建议如有不妥之处还望谅解并给我们多提宝贵意见，谢谢！
参考文献
[1]周存和.并联电容器补偿装置技术问答[M].广西科学技术出版社，2012.
关键词：500kV；高抗套管；电容量；
中图分类号：TM714.2 文献标识码：A
1概述
某变电站两组运行中的高压并联电抗器，其型号为BKD-50000/500，所附零抗型号为XKD-540/63，在进行第一次预防性试验时，发现其高低压套管末屏对地的电容量与交接和出厂时的数值相差很大，现将其测试数据、原因分析及计算结果介绍如下，供同行借鉴。
2 测试数据比较
500kV高抗套管主屏和末屏的预防性试验结果、交接试验数据如表1：
从表中可以看出，不论是高压侧套管还是低压侧套管，其主屏电容量的预试值与交接时的数据均相差不多，符合《江苏省电气设备交接和预防性试验规程》的规定，而其末屏电容量的预试值与交接数据相关很大。
3 原因分析
500kV高压并联电抗器的套管是电容量型套管，其等值电路如下图：
图1 套管等值电路图
图中：C1-套管主屏电容
C2-套管末屏电容
出厂试验时单独对套管进行测量，主屏电容C1采用正接法施加10kV电压测量，C测=C1。末屏电容C2采用反接法施加2kV电压测量，C测=C2。
预防性试验时，测量套管的主末屏电容量是连同电抗器线圈一起进行的，其等值电路如图2：
当测量高压侧套管主屏电容时，低压侧套管末屏接地，AB两点短接，高压线接A端，测量线接高压侧套管末屏，施加10kV电压，由此可见：套管主屏电容的测量值与末屏电容、低压侧套管电容、线圈对地电容无关，C12测=C11。这就是说，连同电抗器线圈一起测量套管主屏的电容量，其数值应与出厂值和交接值接近，其误差应符合规程规定。
当测量高压侧套管末屏电容时，低压测套管末屏接地，采用反接法，测量线接高压侧套管末屏，施加2500kV电压，此时，C12测=C12+C11串（C线+C21）……（1）。
同理，测量低压侧套管末屏电容时，其测量值就为C22测=C22+C21串（C线+C11）……（2）。
从以上两式不难看出，电抗器高低压套管末屏的测量值肯定要比实际值大。
据此可以推断，交接试验的末屏电容量与出厂值相符的原因是：交接试验是在套管未装上电抗器前单独测量套管所致。
4 计算结果比较
由于C12测、C22测是高低压套管末屏电容器的测量值，是已知数，C11、C21是高低压套管主屏的电容量测量值，也是已知数，C线是电抗器线圈对地电容量，可以根据测量绕组连同套管对地电容的数值计算出，因此，根据式（1）、（2）可计算出高低压套管末屏对地电容量C12、C22。
根据现场的实际测量可知：C线>>C11、C线>>C21，故式（1）、（2）可简化为：
C12测=C12+C11…………………(3)
C22测=C22+C21…………………(4)
即C12=C12测-C11 ……………(5)
C22=C22测-C21 ………………(6)
根据式（5）、（6）分别计算出高低压套管末屏对地电容量列于表2：
从表2可以看出，末屏电容的计算值与末屏交接数据比较，其误差大幅度下降，尤以电抗器高压侧套管末屏电容更为明显，其最大误差为5.8%。电抗器低压侧套管末屏电容量与交接数据比较，误差仍较大，最大为38%。
结束语
单独测量电容型套管的电容量与套管装上电抗器后测量其电容量两者比较，其主屏电容量应无变化，而末屏电容量有很大误差，应经计算后进行比较，方能得出正确数据。电抗器高压侧套管末屏电容量，根据测量值计算出真实值后与原始数据比较误差很小，但低压侧套管末屏电容量根据测量值计算出真实值后与原始数据比较仍有较大误差，这有待在今后的工作中与同行进一步探讨。
参考文献
关于投产高压金属化薄膜电容器的可行性报告 一． 高压金属化薄膜电容器发展状况及市场状况 随着电力、电子技术的普及和提高，高频脉冲电容器、直流高压电容器、高压并联电容器等特种电容器的需求量越来越大。其用途主要有以下几个方面。 1．高压并联电容器：该电容器是为输压、变压线路使用的高压开关柜专门配套的高压电力电容，以改善线路功率因素为目的。 2．高频脉冲电容器：该电容器功能是利用电容器储存的能量产生脉冲大电流。主要用于电磁加速器、核聚变、脉冲激光电源等性能试验装置。 3． 直流高压电容器：该电容器主要在高电压大容量电压换流电源中作滤波电容器用。
二、国外、国内高压金属化薄膜电容器的发展状况及市场状况 近几年来，国外一些厂家开发、研制出的该类型电容器已形成批量生产和投放市场使用。而我国虽然有众多的电容器生产厂家，但该类型的电容器在生产方面还刚刚起步，其品质也无法与国外一些厂家生产的产品进行比较，其品质差别和市场占有率主要如下； 1．国外该类型电容器的发展及市场状况：现在国外具有先进水平的生产厂家有abb、ge、metar等公司，这些公司生产的电容器主要特点是在恒定容量和恒定电压下，其尺寸和重量均为国产的一半，其使用寿命确保在20年以上。现metar公司已开发、研制出50万伏高压并联电容器并投入使用，现占领国内100%市场。 2．国内该类型电容器的发展及市场状况：现在国内的生产家生产的同类型电容器产品其尺寸和重量均比国外的产品要大得多和重得多，其使用寿命在5年到XX年之间。30到50万伏的高压并联电容器还在研制中，未能进行批量生产并投入使用。
三、投产电容器的目的及项目： 1．投产目的：为了满足国外、国内市场对具有高电压、大电流负载承受能力、高安全性的金属化薄膜高电压电容器越来越大的市场需求，对该类型的电容器的开发、研制和对现有电容器生产设备及工艺技术的改造也势在必行。针对此现像，公司经研究自身在国际上的销售网
络优势，决定出资引进国外先进设备，以满足国外、国内市场对该类型电容器越来越大的需求，填补国内空白、不足之处。
2．电容器项目及其用途如下： 2.1 高电压并联电容器：该电容器是为30到50万伏输压、变压线路使用的高压开关柜专门配套的高压电力电容，全世界需求量非常大。我国在此方面尚属空白。如：中国的三峡工程、平顶山，沈阳和西安高压开关厂为50万伏输压、变压线路项目配套的开关柜采用电容全部从国外进口。 2.2 小型化高频脉冲电容器及直流高压电容器：可用于电磁加速器、核聚变脉冲激光电源等性能试验装置及冲击电压、电流发生装置。
四、高压金属化薄膜电容器投产后市场预测：
因国内对金属化薄膜高电压并联电容器、高频脉冲电容器、直流高压电容器的需求量越来越大且其现在供给状况为全部依靠进口，故如该类型产品在国内生产，将具备很强的市场竞争力。其市场销售预测为： 1.高电压并联电容器：现国内为50万伏输变线项目配套采用该电容100%全部从国外进口。预计我公司产品推出市场后3年到5年内将占领国内一定的份额。 2．高频脉冲电容器、直流高压电容器: 现国内电力机车配套采用该电容100%全部从国外进口。预计我公司产品推出市场后3年到5年内将占领国内一定的份额。
【关键词】高压变频器 发电厂 节能改造
我国现阶段工业生产总值逐年稳定上升，但电厂用电设备高能耗却演变成为了电厂经济效益发展的阻碍，针对这一问题，我国尝试大力研发和推广节能项目，希望从根本上降低能耗。当前电力行业正处于改革巩固阶段，许多发电企业迎来了新的历史机遇，在深化改革的同时，发电企业同样面临着巨大挑战，例如最新颁布的厂网分离、竞价上网等政策，使得发发电企业需要经受更为激励的市场竞争，在这样的背景下，发电企业必须在市场竞争中探索节能方法，优化发电工艺，加强用电设备的改造工作，进一步降低发电所需要的成本。
1 高压变频器工作原理
应用于发电厂的高压变频器主要是串联叠加性变频器，它采用了单相多台的逆变器串联，持续为变频变压提供高压交流电。根据电机学理论基础，电机转速公式n=（1一s）60f/p=n。×（1一s），“n”代表电动机实际运行转速；“n。”对应电动机运行同步转速；P则是电机运行产生的极对数；“f”代表电机总体运行频率；“s”表示电动机转差频率。通过这个公式分析得出， 电机同步转速“n。”和电机运行实际频率“（n。=60fp）”为正比，但因为转差频率“s”在通常情况下数值较小，电机实际产生转速“n”约等于电机运行同步转速“n。”，所以通过对供电频率“f”的调节，便可以干预电机实际运行转数。电机转差频率“s”与负载存在直接关联，即负载值越大则转差频率越高，因此电机实际转速依旧会随着负载值增强而产生下滑。
公式：U=4.44f1N1Φm，“U”值不变，磁通“Φm”跟随频率“f”变化而出现波动，“f”和“Φm”呈反比，磁通下降始终伴随着频率的增高，电机做大允许输出力矩出现下滑，因此电机性能出现剩余，为了让电机磁能恒定稳定在理想范围，针对频率的调节要配合电压调节，实现电压“U”与“f”正比例。假设过载能力始终不变，频率“f”和电压“U”跟力矩“T”的关系公式为：T=±m1pU2/4Πf1C[±r1+（x1cx2）]，该公式中“T”对应的是电机最高转矩，p对应电机极对数，m1代表电机绕组产生的相数，U表示电机的电压和电源，“f1”对应电机电源功率，“r1”代表线圈直流电阻在电机中的数值。“x1、x2”分别对应定子漏抗与激磁电抗，最后“C”代表的是电机比例系数。根据该公式得出结果，频率转数与转差不会出现大的波动，电机理想转数在同步转数下进行调速，所以变频器对于功率因数、调速等方面影响较高，可能会发生自动控制闭环的情况。
发电厂风机与泵类之间的负载功率和运行转速关系公式是：P=Kn3，表示风机与泵这种类型的负载情况。电机转速与输出功率的三次方成正比，也就是说让电机减少转速的同时，风机会消耗的电能会根据三次方比例呈现下滑，机组处于低负荷状态时，风机需求小，采取变频器调节后会打开挡板，阻挡和清除了节流阻力，节能效果十分显著。
2 高压变频器的性能特点
近些年来，随着电网负荷峰谷差持续加剧，调峰指令频繁，启停次数超过标准。通常高压电机在启动后，电流额定值是电流6到8倍，频繁启停让电机所经受的冲击转矩很大程度降低了电动机使用寿命，高压电机的损毁概率随之增高。高压变频器可以有效应对这一问题，控制电机的调速范围，能够在零转速与限定转速范围内实现平滑调节，在大电机设备让完成小电流启动方式。与此同时，启动方法和时间还能够按照工况来随时调整，频率的变更则会在电机低频率时让压频比系数对应电压输出；低速状态下的电机，不仅电压低，发热也会得到良好改善，避免了电机绝缘老化的情况，在优化电机运行环境的同时，提高了电机使用寿命。从技术角度来看，因为节约了升降压转换，所以装置损耗也会大幅度降低，增强了装置整体运行效果。
3 高压大容量变频器在发电厂的节能应用
我国目前的电力能源结构比例，火电发电量占总体80%，水发电量占比总体比例的19%，核电仅占不足1%，因此在多数火力发电企业当中，电机组和相关辅助设备的稳定运行与节能显得非常关键。在火力发电厂所使用的动力设备之中，多数为风机水泵，综合现状来看，调峰力度正在与日俱增，火电厂设备负荷范围与变化频率正在增加，所以对于风机水泵流量的调节十分关键。但事实上，因为风机水泵调节方法大多数是控制节流阀，此类调节方法长期造成资源浪费，通过对变频调速技术的应用，资源浪费现象有了明显改观，辅机设备节能效果尤为出众。火电厂对大功率辅机依赖很高，而大功率辅机造成的耗电是非常巨大的，并且时常伴随着电机烧毁的风险。利用变频技术，在实现节能降耗过程中，对高压电机进行软启动，优化电机工作环境。
兰州西固热电厂的冷却塔水量供给依靠循环水泵进行通风，其选用轴流式水泵来控制和调节流量，但效果并不明显，启停水泵十分频繁，对于电厂生产造成了不便，与此同时，循环水与煤这些资源也出现很大的浪费。兰州西固热电厂尝试利用变频器系统改变现状，通过对变频控制的调节，有效降低循环水大量流失的情况，循环水的循环倍率得到显著加强，真空度均数和煤耗也随之减少，确保了机组运行节能。厂方的统计数据显示，应用变频器后，循环水、电力、煤耗等几项总计节约了714万元作用，三个月后便完成了收回变频器投资成本。
另一个实例，北京某发电公司进行机组调峰时，机组负荷长期处于75%左右，吸风机设备的入口采取挡板调节，在负荷满点时，挡板开度呈60%，机组调峰开度仅为40%前后，能量损耗巨大，风机运行效率不理想。该厂引入变频调节后，由变频器运行平稳，调节功能易于设置，节能效果明显，经中国电力科学院所开展的现场试验，机组满负荷状态下运行节能率高于45%，在70%左右的负荷率时可节能率55%，一年电费节约超过100万，节能效果非常可观。
4 结束语
高压辅机的平稳运行以及电机组保持良好工作状态，这对于发电企业来说非常关键，假设这些关键生产设备由于负荷或启停问题而出现故障，极有可能引发机组烧毁或变锅炉熄火等严重事故，发电厂必将因此蒙受损失。因此，本文建议发电厂引入大容量高压变频器，它能够确保电机组设备运行的可靠性，随时可以进行转速调节与控制。此外，发电厂还要注意散热、温差、系统干扰等问题，通过应用高压变频器，发电企业可以收获显著的节能效益，为发电事业营造良好的工作环境。
参考文献
[1]许海滨，张立军，吴涛.国产高压变频器在煤矿主扇机中的应用[J].中国高新技术企业，2008.
[2]王海波，罗韦华.大功率高压变频器在主扇机中的应用[J].煤，2008（06）.
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[4]张少军，杜金城.交流调速原理及应用[M].北京中国电力出版社，2003.
作者简介
杜红艳（1976-），女，汉族，陕西省户县人，硕士学历，讲师职称。主要研究方向为电力电子技术。
摘要:
针对挂网运行中的高压电能表中电容分压器长期稳定性较差的问题，提出一种多级串联结构的干式电容分压器，并对其分压电容进行7000h加速电压老化试验、温度试验和取能试验。试验结果表明，分压电容容量随电压老化时间不断衰减，且衰减分散性较大，试验初期衰减较快、后期趋缓，衰减特性可用高斯函数进行拟合，因此可通过电压加速老化和筛选分散性较小分压电容的方式提高电容分压器的长期稳定性;温度系数对电容分压器的影响较小，在计量精度允许范围内;取能电容分压器有稳定的功率输出，能够满足高压电能表中高电位电子线路的功耗要求。文章试验结论为高压电能表的稳定、可靠运行提供了技术支撑。
关键词:
电容分压器;分压电容;稳定性;试验分析;高压电能表
智能电网中，智能传感技术特别是电子式互感器技术的发展，为配网中高压电能计量提供了新思路。文献［1-4］提出了基于电子式互感器技术原理的新型机电一体化计量装置———高压电能表，主要应用于6kV至35kV配网的电能计量。与传统高压电能计量柜和高压电力计量箱相比，高压电能表具有计量误差可整体标定、防窃电性能突出、大量节约原材料、安装使用简便等优势，相关国家标准也即将出台。标准要求高压电能表保持额定准确等级度的使用和储存寿命不少于8年。但是，高压电能表的机电一体化结构对其整体可靠性提出了新的要求，包括信号传感器稳定性和悬浮于高电位电子线路稳定性。其中信号传感器为电压传感器和电流传感器，电流传感器多为低功率CT或罗氏线圈，相关技术已发展成熟，可靠性较高。电压传感器多为电容分压器或电阻分压器，配网系统中分压器的选择，至今仍存在分歧，因为两者都存有明显缺点:分压电阻易受杂散电容影响，且消耗有功，易发热，对温度系数的一致性要求较高;而电容器的精度受生产工艺的制约，电容量容差的分散性较大［5］，且电容器老化过程不确定，导致电容分压器的稳定性较差。同时，高压电能表挂网运行情况也表明电容分压器长期稳定性是影响高压电能表能否长期准确、可靠运行的关键性问题。
高压电容分压器主要应用于高压实验室电压测量、电容式电压互感器(CVT)以及电容分压型电子式互感器等。文献［6］从杂散电容的角度对交流高压测量用集中式电容分压器分压比稳定性进行了研究;文献［7］分析了温度对1000kV罐式CVT中电容分压器分压比的影响;文献［8］建立了高压互感器中电容分压器随温度变化的数学模型;文献［9］研制了一种电子式互感器用的精密电容分压器，并分析温度变化、杂散电容、相间干扰等因素对电容分压器的影响。配网中高压电能表中计量专用电容分压器，是电容分压器的一种新型应用，其运行环境及特征较上述几种应用有所不同。一方面，高压电能表运行于室外，要求电容分压器长期稳定运行;另一方面，因不涉及系统继电保护和测控，且电能计量是功率对时间的长期积分，因此对电容分压器的暂态性能要求不高。目前并没有相关文献对此种应用的电容分压器展开研究。文章结合高压电能表中计量用电容分压器的运行环境及特征，从试验的角度对电容分压器的长期稳定性进行了分析。首先介绍了电容器的选型和电容分压器的构造，然后基于电容器老化试验、温度试验及能效试验对电容分压器的长期稳定性进行了分析。
1电容分压器
文献［1］中研制的高压电能表包含两种电容分压器，一种是电压信号传感器，另一种是高电位计量模块取能电源。电容分压器是高压电能表的核心部件，其作用不仅是电压信号传感器和取能电源，而且是高压电能表内部主要绝缘部件。因此，电容分压器的长期稳定运行，不仅关乎电能计量准确性，更是配电网安全经济运行的基础，其电容器选型及分压器构造至关重要。
1．1电容器选型电容器性能主要取决于介质材料和制作工艺两方面，其中介质材料选择是保证电容器同时具有较高储能密度和绝缘性能的前提。油纸绝缘介质电容器由于其优良的电气性能和相对低廉的价格在电力系统中应用广泛，尤其是应用于500kV电容分压器中。武汉国测恒通智能仪器有限公司最早研发的高压电能表一代产品便采用了油纸绝缘介质电容器，但在产品测试过程中，多次发生漏油、杂质放电、气体放电及主绝缘沿面放电等问题，导致电容器电极间介质发生变化，从而电容量发生改变，致使高压电能表的计量精度发生漂移、绝缘水平急速下降。通过对各种介质材料的电容器进行对比和试验，最终选用了金属膜电容和干式绝缘浇注工艺实现的干式高压电容分压器。新型的聚丙烯金属膜电容良好的自愈能力，广泛应用于高压冲击电压发生器中，其局部绝缘弱点击穿后的薄金属层将局部高温迅速蒸发并向外扩散，使绝缘恢复，在高压线路中使用能够确保用电安全。干式无油化结构不仅提高了耐蚀能力和绝缘强度，同时避免了漏油等安全问题，无严格密封要求，制造工艺大大简化，使电容器更可靠、耐久。
1．2电容分压器结构设计为保证电容分压器的安全性和可靠性，电容分压器采用多级串联形式，图1是10kV电容分压器结构示意图，本方案采用8个电容器串联，其中高压臂电容由7个容量相同的电容器串联而成。每个电容器都按10kV耐压要求设计，从而保证电容分压器有足够的耐压裕量，能够承受雷击过电压和操作过电压。考虑到高压电能表的工作环境多为户外，电容量易受温度影响，一年四季较大的温度变化会使电容量发生改变。分压比是电容分压器最为重要的指标，如果能保持所有分压电容的温度系数一致性，就能有效减小温度系数对分压比的影响［10］。因此，在电容分压器的设计和制造时，要求所有高、低压分压电容器均采用同批材料进行制造，并同时进行整体封装，从而最大程度上保证分压电容的温度一致性及工作环境温度的一致性，进而提高分压比的稳定性。
2稳定性试验
电容分压器的长期稳定性是高压电能表可靠运行的前提，为此，我们对电容分压器进行了长期的稳定性试验研究，具体包括电容器老化试验、温度试验及取能试验等。
2．1电压加速老化试验干式金属膜电容器的老化因素有工作电压、工作电流、湿度、承受应力及温度等。一方面，电容分压器的工作电流较小，为毫安级，对其老化过程影响较小;另一方由于采用环氧树脂封装，湿度和承受力对老化过程影响也可忽略。而高压电能表运行于10kV配电网中，其电容分压器两端长期施加10kV交流电压，因此工作电压是分压电容老化的主要因素。为验证电容器的电压老化特性，研究分压电容衰减机理及其对分压比的影响，对分压电容进行了电压老化试验。为缩短试验时间，可采用提高试验电压的方法加速分压电容的老化过程，其加速电压和寿命关系可用逆幂律模型描述［11］。本次试验电压为20kV、50Hz交流电，试验在在恒温25℃，湿度60%条件下进行。试验样本从三个批次的产品中抽取，各批次电容存放时间不同，样本为两支分压电容串联，每支电容器额定电压为10kV。利用电桥法测量容量，试验共进行7000小时，图2为电容器容量衰减百分数曲线。由图2可知，各分压电容容量随老化时间不断衰减，且衰减的分散性较大。试验样本电容的基膜、内部设计及制作工艺相同，因此导致分散性如此大的原因主要有:(1)基膜的蒸镀工艺控制不好导致金属镀层宽度不均匀，边沿不平整;(2)绕制工艺控制不好导致卷绕松紧不均匀，错层控制不好，内串电容量不均匀;(3)技术参数设计有所差异，如电容的场强是影响其自愈性的重要指标，场强值存在差异，导致电容量衰减不同;(4)存储环境控制不好导致成品中有水气进入。此外，在电容器批量生产过程中，难以对上述原因进行精确控制，因此电容量衰减分散性客观存在。尽管电容量衰减的分散性较大，但其衰减规律类似，试验早期容量衰减速度较快，后期逐渐趋缓。以7000h内衰减总量为例，在试验的前2000h内，各电容容量衰减比例占50%以上，在试验前4000h内，各电容容量衰减比例为80%左右。为描述容量的这种衰减特性，对衰减容量数据进行了几种曲线拟合，经对比发现，高斯函数的拟合效果较好。利用高斯函数对6支试验电容进行拟合，其中除一支电容拟合相关系数为0．945以外，其他电容拟合相关系数均在0．98以上。以图2中衰减量最大的电容为例，高斯函数曲线拟合如图3所示，其中a、b、c、d的值分别取104223．69、7841．59、－6486．92、－2．76，拟合相关系数为0．9976。由图3可以看出，分压电容容量衰减规律符合高斯分布规律，因此可用常量系数确定的高斯函数来描述分压电容容量衰减规律，并对容量衰减进行预测，进而为电容分压器乃至高电压电能表的稳定性和可靠性研究提供理论基础。容量衰减高斯符合分布规律，因此可通过加速电压老化的方式提高分压电容的容量稳定性，如出厂前进行一定时间电压加速老化试验，可减缓容量衰减速度，缩小各分压电容的分散性，提高电容分压器的稳定性。此外，可根据容量的高斯函数衰减规律，提出分压电容的筛选判据，例如尽量挑选容量衰减一致性较好的电容组成电容分压器，即各常量系数特别是常量系数d的数值相近的电容，可同样有效提高电容分压器的稳定性。
2．2温度试验高压电能表长期运行于室外，工作环境温度变化较大，因而温度系数是影响电容分压器稳定性的一个重要因素。为了解温度系数对电容器的影响，在三种恒温条件下，即高温60℃、常温22℃、低温－10℃，对不同额定容量电容器的容量和介质损耗进行测量，试验分四组进行。四组测量结果相近，其中第一组电容器容量和介质损耗测量结果分别如表1和表2所示。由表1和表2可看出，各分压电容温度系数具有较好的一致性，因此温度系数对电容分压器的分压比影响较小。通过理论计算温度系数和介质损耗带来的电能计量误差表明，分压电容的温度系数和介质损耗在计量精度可接受范围内。
2．3取能试验在文献［1］所涉及的两种电容分压器中，取能电容分压器的结构与电压信号电容分压器的结构相同。为保证高压电能表中高电位电子线路正常工作，取能电容分压器必须有稳定的功率输出。为此，在分压器两端施加不同电压，采用连接不同阻值电阻的方式，来测试取能分压器的功率输出。分别对1kΩ、1．5kΩ和2．0kΩ的连接负荷电阻进行测试，测试电压分别为额定电压的80%、100%、120%，即8kV、10kV和12kV。利用仪表测量连接电阻两端电气参数，一组典型的试验测量结果如表3所示。高压电能表的高电位电子线路功耗不高于2W，由表3可以看出，在不同外加电压及不同负荷的条件下，取能电容分压器的功率输出能够维持在3．5W以上，完全可以满足高压电能表高电位电子线路的功耗要求。
3结束语
采用干式电容分压器作为高压电能表电压信号传感器，避免了油浸式电容分压器的漏油、气体放电等安全隐患，但其长期运行稳定性较差，文中采用稳定试验方法，对采用多级串联结构形式的干式电容分压器的长期稳定性进行研究。研究结果表明，分压电容容量随电压老化时间不断衰减，且衰减分散性较大，但试验初期衰减较快、后期趋缓，可用高斯函数进行描述，因此可通过电压加速老化和筛选分散性较小分压电容的方式提高电容分压器的长期稳定性。温度对电容分压器的影响较小，在计量精度范围内。而作为取能电源的电容分压器有稳定的功率输出，能够满足高压电能表内高电位电子线路的功耗要求。上述研究结论有利于进一步提高电容分压器长期运行稳定性，为高压电能表的安全、稳定、可靠运行打下坚实基础。
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关键词：电力电容器；无功补偿；安全运行
随着国民经济的发展，用电负荷的增加，必然要求电网系统利用率的提高。但由于接入电网的用电设备绝大多数是电感性负荷，自然功率因素低，影响发电机的输出功率；降低有功功率的输出；影响变电、输电的供电能力；降低有功功率的容量；增加电力系统的电能损耗；增加输电线路的电压降等。电机和变压器中的磁场靠无功电流维持，输电线中的电感也消耗无功，电抗器、荧光灯等所有感性电路全部需要一定的无功功率。为减少电力输送中的损耗，提高电力输送的容量和质量，必须进行无功功率的补偿。
一、电力电容器的补偿原理
电容器在原理上相当于产生容性无功电流的发电机。其无功补偿的原理是把具有容性功率负荷的装置和感性功率负荷并联在同一电容器上，能量在两种负荷间相互转换。这样，电网中的变压器和输电线路的负荷降低，从而输出有功能力增加。在输出一定有功功率的情况下，供电系统的损耗降低。比较起来电容器是减轻变压器、供电系统和工业配电负荷的最简便、最经济的方法。因此，电容器作为电力系统的无功补偿势在必行。当前，采用并联电容器作为无功补偿装置已经非常普遍。
二、电力电容器补偿的特点
第一，优点。电力电容器无功补偿装置具有安装方便，安装地点增减方便；有功损耗小（仅为额定容量的0.4%左右）；建设周期短；投资小；无旋转部件，运行维护简便；个别电容器组损坏，不影响整个电容器组运行等优点。
第二，缺点。电力电容器无功补偿装置的缺点有：只能进行有级调节，不能进行平滑调节；通风不良，一旦电容器运行温度高于70℃时，易发生膨胀爆炸；电压特性不好，对短路稳定性差，切除后有残余电荷；无功补偿精度低，易影响补偿效果；补偿电容器的运行管理困难及电容器安全运行的问题未受到重视等。
三、无功补偿方式
第一，高压分散补偿。高压分散补偿实际就是在单台变压器高压侧安装的，用以改善电源电压质量的无功补偿电容器。
第二，高压集中补偿。高压集中补偿是指将电容器装于变电站或用户降压变电站6kV-10kV高压母线的补偿方式；电容器也可装设于用户总配电室低压母线，适用于负荷较集中、离配电母线较近、补偿容量较大的场所，用户本身又有一定的高压负荷时，可减少对电力系统无功的消耗并起到一定的补偿作用。其优点是易于实行自动投切，可合理地提高用户的功率因素，利用率高，投资较少，便于维护，调节方便可避免过补，改善电压质量。但这种补偿方式的补偿经济效益较差。
第三，低压分散补偿。低压分散补偿就是根据个别用电设备对无功的需要量将单台或多台低压电容器组分散地安装在用电设备附近，以补偿安装部位前边的所有高低压线路和变压器的无功功率。其优点是用电设备运行时，无功补偿投入，用电设备停运时，补偿设备也退出，可减少配电网和变压器中的无功流动从而减少有功损耗；可减少线路的导线截面及变压器的容量，占位小。
第四，低压集中补偿。低压集中补偿是指将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧，以无功补偿投切装置作为控制保护装置，根据低压母线上的无功符合而直接控制电容器的投切。低压补偿的优点：接线简单、运行维护工作量小，使无功就地平衡，从而提高配变利用率，降低网损，具有较高的经济性，是目前无功补偿中常用的手段之一。
四、电力电容器的安全运行
第一，允许运行电流。正常运行时，电容器应在额定电流下运行，最大运行电流不得超过额定电流的1.3倍，三相电流差不超过5%。
第二，允许运行电压。电容器对电压十分敏感，因电容器的损耗与电压平方成正比，过电压会使电容器发热严重，电容器绝缘会加速老化，寿命缩短，甚至电击穿。因此，电容器装置应在额定电压下运行，一般不宜超过额定电压的1.05倍，最高运行电压不宜超过额定电压的1.1倍。当母线超过1.1倍额定电压时，须采取降温措施。
第三，谐波问题。由于电容器回路是一个LC电路，对于某些谐波容易产生谐振，易造成高次谐波，使电流增加和电压升高。且谐波的这种电流对电容器非常有害，极容易使电容器击穿引起相间短路。因此，当电容器在正常工作时，在必要时可在电容器上串联适当的感抗值的电抗器，以限制谐波电流。
第四，继电保护问题。继电保护装置可以有效地切除故障电容器，是保证电力系统安全稳定运行的重要手段。主要的电容器继电保护措施有：一是三段式过流保护；二是为防止系统稳态过压造成电容器损坏而设置的过电压保护；三是为避免系统电源短暂停投引起电容器瞬时重合造成的过电压损坏而设置的低电压保护；四是反映电容器组中电容器的内部击穿故障而配置的不平衡电压保护、不平衡电流保护或三相差电压保护。
第五，合闸问题。电容器组禁止带电重合闸。主要是因电容器放电需要一定时间，当电容器组的开关跳闸后，如果马上重合闸，电容器是来不及放电的，在电容器中就可能残存着与重合闸电压极性相反的电荷，这将使合闸瞬间产生很大的冲击电流，从而造成电容器外壳膨胀、喷油甚至爆炸。所以，电容器组再次合闸时，必须在断路器断开3min之后才可进行。
第六，允许运行温度。电容器正常工作时，其周围额定环境温度一般为40℃-25℃；其内部介质的温度应低于65℃，最高不得超过70℃，否则会引起热击穿，或是引起鼓肚现象。电容器外壳的温度是在介质温度与环境温度之间，不应超过55℃。因此，应保持电容器室内通风良好，确保其运行温度不超过允许值。
要：基于电阻分压器的电子式电压互感器的原理、结构和输出信号等与传统的电压互感器有很大不同，其性能主要受电阻特性和杂散电容的影响。本文从等效电路的角度分析了电阻特性和杂散电容对电子式电压互感器测量准确度的影响；利用Ansoft 软件包建立分压器的有限元模型对杂散电容进行了计算分析，并根据杂散电容分布对屏蔽罩进行了设计。在理论分析基础上，研制了一台电阻分压式的10KV电子式电压互感器，并进行了准确度测试。
关键词：电阻分压器；电子式电压互感器；杂散电容
中图分类号：TM934.16 文献标识码：A
1概述
为了能够使电能正常的使用，不影响电网供电的稳定安全带的工作，所以需要用电压互感器来对其进行保护，无论是测量的准度还是自身使用的可靠方面都能够成为保护电能的重要组成并且对于电力的及时供应起到了一定的作用。最多使用在电力系统的电业互感器是电磁式，它的优点是能够测量到相对更大的范围，测量的结果准确度可以符合电能保护的需要，对于该种电压互感器生产技术比较成熟，自身性能很好，以及规范化的校验。因为受到了传感机理的约束使其也存在着诸多不便，首先体积庞大不易随时移动，其次动态范围小，最后容易因磁力震动导致短路现象的出现。之后出现的微电子技术虽然在一定程度上克服了电磁式装置的缺点，却不能够与电力的自动化相匹配。相继出现的集中形式都不同程度上存在着工作缺陷，最终出现了电阻式，它体积小重量轻可进行移动、但依然存在着影响因素不能使结果更精准。本文将着重分析其影响因素并对此进行解决分析。
2 原理及结构
10kV电子式电压互感器的结构如图1所示。互感器主要由电阻分压器、传输系统和信号处理单元组成。电阻分压器由高压臂电阻R1、低压臂电阻R2 和过电压保护的气体放电管S 构成，低压臂电阻R2 的下端与带螺纹的接地嵌件连接，从而通过接地嵌件实现可靠接地。电阻分压器作为传感器头，主要将一次母线电压成比例转换为小电压信号输出；传输单元由双层屏蔽绞线和连接端子构成，主要将分压器输出信号传递到信号处理单元，同时实现外界电磁干扰屏蔽功能；信号处理单元主要由电压跟随、相位补偿和比例调节电路组成，实现电压互感器的阻抗变换、相位补偿和幅值调节功能，使得互感器输出信号满足IEC6004-7 的准确度要求。
3 传感器误差分析
3.1 电阻特性影响
由图1可知，理想电阻分压器的二次输出电压为
U2＝■U1（1）
式中 U1-一次母线电压；U2-电阻分压器低压臂输出电压
电阻分压器的分压比为
k=1+■（2）
分压器电阻在外加电压增加到一定值后，电阻的阻值随电压的增加而减小，从而影响分压比的稳定性。电阻随外施电压的变化阻值发生改变的非线性程度用电压系数αV 表征
aV＝■（3）
式中R，R0-外施电压为U和U0时电阻的阻值由于电阻分压式互感器在运行时，电压主要降落在高压臂电阻R1上，考虑电阻电压系数影响时分压器的分压比为
k=1+|■（4）
电压互感器在受到系统运行过程中因断路的电压谐振电压以及雷击等电压而强大冲击，从而影响其使用的稳定性，过压会超过高压臂的系数的波动范围。基于这种情况，在使用时可以将打压系数大的电阻器更换为电压系数小的电阻器，并且电阻分压器自身的稳定性能一定要符合要求。同时，分压器的电阻还会因为外界的自然温度的变化而随之变化，也不利于互感器正常的工作。温度对分压器影响可表示为
?坠k=1+■(5)
式中 α T1，α T2-高低压臂电阻的温度系数从式（5）可知，传感器的分压在分压器高低压臂温度值相同的情况下是不会变化的，而这仅仅在公式理论中成立，到现实的工作中，很难使得二者的数据完全吻合，所以为了避免此类事情发生，虽然不能保持一致，但可以为分压器高低压臂选择小温度系数的电阻器已达到相对比较稳定的效果。
通过以上分析我们可以得出以下结论，首先在使用电子是电压互感器时，需要注意的因素有阻温度系数、电压系数、电阻性能稳定性和可靠性等，只有使各个因素满足具体的实际情况才能保证测量的稳定性和准确性。
10kV 和35kV 电压等级的电子式电压互感器主要选用高稳定性的厚膜电阻作为分压器的高低压臂电阻。根据IEC 60044.7《电子式电压互感器》的要求，对厚膜电阻进行了1min 的交流耐压试验和正负极性各15 次的标准雷电冲击试验，试验前后阻值的相对变化小于10.5，满足测量0.2 级准确度要求；考虑到电阻经受的电压冲击主要来自于中压系统的开关操作过电压，而且开关柜正常运行的时间为几十年，电压冲击次数相当多，同时对厚膜电阻进行了冲击次数在104～105 量级的双极性和单极性冲击电压试验，试验结果表明选用高稳定性的厚膜电阻，冲击试验前后阻值相对变化为10.3，厚膜电阻适合用于电力系统中压等级的电压测量。
3.2 杂散电容影响
在高压测试中，电阻对地杂散电容也对分压器性能产生很大的影响，图2 为考虑分压器本体对地杂散电容和对高压部分的杂散电容时的等效电路。
从图中我们可以看出，经过对地杂散电容使原本应通过电阻的一部分改为经对地杂散电容而直接分到地，造成分压器低压臂运行的时实际值与理论估算值相差的原因是分流使更多的电压停留在分压器的上部，所以如果在使用过程中出现对地杂散电容那么对于电压互感器有很大的影响力，为了保证互感器能够更精准在实际中应该尽量减少分压器对地杂散电容的出现率。而无法减少数量的时候可在分压器上加入屏蔽系统，是电压不再集中，四散分布开，同时产生更多的电流来弥补被引入地的电流。需要注意的事，对地杂散电容不仅仅只停留在表面，还有很多隐藏在运行的环境之中需要引起我们的注意，比如墙壁内、金属板以及很多电压设备等都可能存在，如果没能及时注意就会对最终的测量结果有影响，如果发现了这类问题可以通过低压屏蔽，从而降低对于互感器的影响。
结语
本文实现了一种基于电阻分压器的电子式电压互感器，测试结果表明其准确度满足IEC60044-7的0.2 级要求。对于电阻特性、互感器杂散电容对电子式互感器性能的影响，采取了以下措施提高基于电阻分压器的电子式电压互感器的测量准确度：
采用高稳定、低电压系数和低温度系数的厚膜电阻器作为分压器的高低压臂，从而减少冲击电压和环境温度对EVT 的性能影响。
在电阻分压器的高压部分安装屏蔽罩，可以补偿传感器对地杂散电容的分流，减小对地杂散电容对电子式电压互感器准确度的影响。
在电阻分压器的低压部分装设屏蔽罩，可以有效控制传感器的对地杂散电容，减少互感器运行环境不同对其性能的影响。
参考文献
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关键词：真空断路器；并联电容器；过电压保护
中图分类号：TM53 文献标识码：A
为了减少线损，提高电能质量及功率因数，大部分的变电站装设了大容量的并联补偿电容器组，其可随着系统的电压和功率的变化自动投切。并联电容器装置是由并联电容器和相应的一次及二次配套设备组成，并联连接于三相交流电力系统中，能完成投运的一套设备。其一般装设在变压器的低压侧，当条件允许时，应装设在变压器的主要负荷侧。并联电容器装置应设置满足电容器投切要求的专用断路器或负荷开关，目前国内一般选用真空断路器。本文首先介绍真空断路器的结构，在此基础上分析其投切过程容易产生的涌流和重燃两大问题，并提出了优化措施。
1.真空断路器
真空断路器的灭弧介质和灭弧后触头间隙的绝缘介质都是真空，其具有良好的灭弧性能。如图1所示，真空断路器的主要部件是一个真空泡灭弧室，灭弧性能比油和SF6气体作为介质的断路器灭弧性能都要良好得多。真空断路器具有以下特点：一是体积小、质量轻；二是触头开距小，只有10mm左右，分合闸行程短；三是燃弧时间段，且与电流无关。燃弧后触头间隙介质恢复快；四是触头的电气寿命长，额定电流开断达5000次以上，适合于频繁操作；五是适用于开断容性负荷电流。所以，真空断路器在电容器组的频繁投切操作中应用非常普及。
2.真空断路器投切电容器组过电压分析
用真空断路器投切电容器组通常会存在3个问题：截流过电压、复燃过电压和重燃过电压。
2.1 截流过电压
截流过电压是指电容器组在投入瞬间，电流若过零点，由于真空断路器的截流作用，电容器组由于其串联的电抗线圈及杂散电容中的能量在回路中发生高频振荡作用产生很高的恢复电压。
如式（1）所示，真空断路器击穿电弧复燃，其触头间距加大后绝缘强度越大而电弧再次熄灭。这个过程会导致电压不断上升直到电弧不再被熄灭为止。这个过程和断开电容器组发生复燃过程（2.1将提到）很类似，同样会产生很高的过电压。
2.2 重燃过电压
断路器重燃是指退出电容器组的时候，断路器的断开间发生重燃并产生过电压，危害电容器组及相关设备。在自动投切电容器组很频繁的变电站要尤其注意电容器组断路器的重燃。
如图2所示，电容电压Uc=Us，当电流过零点时电弧熄灭，Uc=-Usm，但电源电压以正弦规律变化，真空短路器的断口两端的恢复电压Uf=Us-Usm。当电源电压达到峰值时，恢复电压Uf=2Usm。若断路器的断口介质绝缘强度不够，就会发生击穿，而产生断路器重燃。重燃发电时将产生高频振荡，若电弧在高频电流波形的过零时熄灭，电容电压将达到最大值，Uc=3Usm，并保持不变。当电压到达下半峰值时，断口的恢复电压Uf=4Usm，电容电压可高达Uc=5Usm。因此重燃产生的高电压将严重威胁电容器组及断路器等设备的绝缘。
真空断路器的触头有固定的不同期性，在电容退出的过程中其中性点容易产生位移，导致重燃过电压会更高。而分闸时相位具有随机性，相位越大出现重燃过电压的几率越高。同时，电源容量越小，重燃过电压的幅值也就越高，对真空断路器的考验越大。
2.3 复燃过电压
复燃过电压是指真空断路器在投切电容时，负荷侧的暂态电压和上升率大于真空断路器的断口的绝缘介质的恢复速度和能力，电弧将断口击穿并产生复燃。复燃相上有很高的过电压，并在其他相上感应过电压。若出现高频暂态电流过零点，真空断路器会再次灭弧截流，但若重统鱿稚鲜鱿窒螅将不断重复“击穿―灭弧”的过程，直到真空断路器的绝缘强度足够大而停止。负荷侧的暂态恢复电压及其上升率越高，断路器发生复燃过电压的几率越大。
3.防护措施
截流过电压主要是由于投入电容器组时真空断路器合闸过程中，与电容器组串联的电抗和杂散电容之间发生谐振而产生的过电压。而同样，在电容器组分闸的过程中，重燃和复燃产生过电压。过电压损害电容器组及其相关设备，使其不能正常使用。因此，除了选用性能良好，重燃率很低的断路器之外，一般在串联电抗侧加装阻容装置、避雷器或并联电容器的方法，降低过电压的幅值和频率来抑制截流过电压。其中避雷器的技术比较成熟且成本低、体积小及安装方便，可有效防护真空断路器在合闸过程中产生截流过电压，在串联电抗侧安装避雷器时广泛应用好方法，而选中避雷器时一般都选用氧化锌避雷器，其具有以下优点。
氧化锌避雷器选用氧化锌电阻片，比普通的碳化硅具有更好的非线性特性，如图3所示。在同样的灭弧电压U2下，氧化锌电阻的电流为1mA，而碳化硅电阻的电流却达到了400A。其具有以下特性：一是氧化锌避雷器只吸收超过起始的动作电压（对设备绝缘有害的过电压），比碳化硅避雷器负担轻；二是氧化锌避雷可承受多重雷击，通流能力大，为碳化硅避雷器的2～5倍；三是有很好的响应特性，在陡波的作用下残压增高为碳化硅的1/4，一般只有5%～12%而已；四是体积较小，质量很轻，结构简单，维护方便。所以一般都是装设氧化锌避雷器以保证电容器组的正常运行。同时，在真空断路器正式投入运行前应该进行大量的弹跳试验和重燃率试验和老练一段时间以减少重燃次数。
结语
截流过电压、断路器重燃和复燃是真空断路器投切电容器组时最常见的问题。本文在介绍真空断路器结构的基础上，详细分析这三大问题并提出了优化的措施，对电容器组的投切操作的保护有积极的意义。
关键词:电力电容器无功补偿;安全运行
Abstract: This article mainly from power capacitor’s compensation principle， the compensation characteristic， the idle work compensation way， the capacitor compensation capacity’s computation and capacitor safe operation these aspects carries on the elaboration.
Key words: power capacitor idle work compensation; safe operation
随着国民经济的发展，用电负荷的增加，必然要求电网系统利用率的提高。但由于接入电网的用电设备绝大多数是电感性负荷，自然功率因素低，影响发电机的输出功率;降低有功功率的输出;影响变电、输电的供电能力;降低有功功率的容量;增加电力系统的电能损耗;增加输电线路的电压降等。因此，连接到电网中的大多数电器不仅需要有功功率，还需要一定的无功功率。无功，简单的说就是用于电路内电场与磁场的交换，并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。电机和变压器中的磁场靠无功电流维持，输电线中的电感也消耗无功，电抗器、荧光灯等所有感性电路全部需要一定的无功功率。为减少电力输送中的损耗，提高电力输送的容量和质量，必须进行无功功率的补偿。
目前，在110 kV及以下的电网中，常安装电力电容器组来进行无功功率补偿，这是一种实用、经济的方法。而采用无功补偿，具有减少设计容量;减少投资;增加电网中有功功率的输送比例，降低线损，改善电压质量，稳定设备运行;可提高低压电网和用电设备的功率因素，降低电能损耗和节能;减少用户电费支出;可满足电力系统对无功补偿的检测要求，消除因为功率因素过低而产生的罚款等优点。
1电力电容器的补偿原理
电容器在原理上相当于产生容性无功电流的发电机。其无功补偿的原理是把具有容性功率负荷的装置和感性功率负荷并联在同一电容器上，能量在两种负荷间相互转换。这样，电网中的变压器和输电线路的负荷降低，从而输出有功能力增加。在输出一定有功功率的情况下，供电系统的损耗降低。比较起来电容器是减轻变压器、供电系统和工业配电负荷的最简便、最经济的方法。因此，电容器作为电力系统的无功补偿势在必行。当前，采用并联电容器作为无功补偿装置已经非常普遍。
2电力电容器补偿的特点
2.1优点
电力电容器无功补偿装置具有安装方便，安装地点增减方便;有功损耗小(仅为额定容量的0.4 %左右);建设周期短;投资小;无旋转部件，运行维护简便;个别电容器组损坏，不影响整个电容器组运行等优点。
2.2缺点
电力电容器无功补偿装置的缺点有:只能进行有级调节，不能进行平滑调节;通风不良，一旦电容器运行温度高于70 ℃时，易发生膨胀爆炸;电压特性不好，对短路稳定性差，切除后有残余电荷;无功补偿精度低，易影响补偿效果;补偿电容器的运行管理困难及电容器安全运行的问题未受到重视等。
3无功补偿方式
3.1高压分散补偿
高压分散补偿实际就是在单台变压器高压侧安装的，用以改善电源电压质量的无功补偿电容器。其主要用于城市高压配电中。
3.2高压集中补偿
高压集中补偿是指将电容器装于变电站或用户降压变电站6 kV～10 kV高压母线的补偿方式;电容器也可装设于用户总配电室低压母线，适用于负荷较集中、离配电母线较近、补偿容量较大的场所，用户本身又有一定的高压负荷时，可减少对电力系统无功的消耗并起到一定的补偿作用。其优点是易于实行自动投切，可合理地提高用户的功率因素，利用率高，投资较少，便于维护，调节方便可避免过补，改善电压质量。但这种补偿方式的补偿经济效益较差。
3.3低压分散补偿
低压分散补偿就是根据个别用电设备对无功的需要量将单台或多台低压电容器组分散地安装在用电设备附近，以补偿安装部位前边的所有高低压线路和变压器的无功功率。其优点是用电设备运行时，无功补偿投入，用电设备停运时，补偿设备也退出，可减少配电网和变压器中的无功流动从而减少有功损耗;可减少线路的导线截面及变压器的容量，占位小。缺点是利用率低、投资大，对变速运行，正反向运行，点动、堵转、反接制动的电机则不适应。
3.4低压集中补偿
低压集中补偿是指将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧，以无功补偿投切装置作为控制保护装置，根据低压母线上的无功符合而直接控制电容器的投切。电容器的投切是整组进行，做不到平滑的调节。低压补偿的优点:接线简单、运行维护工作量小，使无功就地平衡，从而提高配变利用率，降低网损，具有较高的经济性，是目前无功补偿中常用的手段之一。
4电容器补偿容量的计算
无功补偿容量宜按无功功率曲线或无功补偿计算方法确定，其计算公式如下:
QC=p(tgφ1-tgφ2)或是QC=pqc(1)
式中:Qc:补偿电容器容量;
P:负荷有功功率;
COSφ1:补偿前负荷功率因数;
COSφ2:补偿后负荷功率因数;
qc:无功功率补偿率，kvar/kw(见表1)。
表 1
5电力电容器的安全运行
5.1允许运行电流
正常运行时，电容器应在额定电流下运行，最大运行电流不得超过额定电流的1.3倍，三相电流差不超过5 %。
5.2允许运行电压
电容器对电压十分敏感，因电容器的损耗与电压平方成正比，过电压会使电容器发热严重，电容器绝缘会加速老化，寿命缩短，甚至电击穿。因此，电容器装置应在额定电压下运行，一般不宜超过额定电压的1.05倍，最高运行电压不宜超过额定电压的1.1倍。当母线超过1.1倍额定电压时，须采取降温措施。
5.3谐波问题
由于电容器回路是一个LC电路，对于某些谐波容易产生谐振，易造成高次谐波，使电流增加和电压升高。且谐波的这种电流对电容器非常有害，极容易使电容器击穿引起相间短路。因此，当电容器在正常工作时，在必要时可在电容器上串联适当的感抗值的电抗器，以限制谐波电流。
5.4继电保护问题
继电保护主要由继电保护成套装置实现，目前国内几个知名电气厂家生产的继电保护装置技术都已经非常成熟，安全稳定、功能强大。继电保护装置可以有效的切除故障电容器，是保证电力系统安全稳定运行的重要手段。主要的电容器继电保护措施有:①三段式过流保护;②为防止系统稳态过压造成电容器损坏而设置的过电压保护;③为避免系统电源短暂停投引起电容器瞬时重合造成的过电压损坏而设置的低电压保护;④反映电容器组中电容器的内部击穿故障而配置的不平衡电压保护、不平衡电流保护或三相差电压保护。
5.5合闸问题
电容器组禁止带电重合闸。主要是因电容器放电需要一定时间，当电容器组的开关跳闸后，如果马上重合闸，电容器是来不及放电的，在电容器中就可能残存着与重合闸电压极性相反的电荷，这将使合闸瞬间产生很大的冲击电流，从而造成电容器外壳膨胀、喷油甚至爆炸。所以，电容器组再次合闸时，必须在断路器断开3 min之后才可进行。因此，电容器不允许装设自动重合闸装置，相反应装设无压释放自动跳闸装置。
一些终端变电站往往配置有备用电源自动投切装置，装置动作将故障电源切除，然后经过短暂延时投入备用电源，在这个过程中，如果电容器组有低压自投切功能，那么电容器组将在短时间内再次合上，这就会发生以上所说的故障。所以，安装有备用电源自动投切装置的系统与电容器组的投切问题，应值得充分的重视。
5.6允许运行温度
电容器正常工作时，其周围额定环境温度一般为40 ℃～-25 ℃;其内部介质的温度应低于65 ℃，最高不得超过70 ℃，否则会引起热击穿，或是引起鼓肚现象。电容器外壳的温度是在介质温度与环境温度之间，不应超过55 ℃。因此，应保持电容器室内通风良好，确保其运行温度不超过允许值。
5.7运行中的放电声问题
电容器在运行时，一般是没有声音的，但在某些情况下，其在运行时也会存在放电声的问题。如电容器的套管露天放置时间过长时，一旦雨水进入两层套管之间，加上电压后，就有可能产生放电声;当电容器内缺油时，易使其套管的下端露出油面，这时就有可能发出放电声;当电容器内部若有虚焊或脱焊，则会在油内闪络放电;当电容器的芯子与外壳接触不良时，会出现浮动电压，引起放电声。
一旦出现以上几种出现放电声状况，应针对每种情况做出处理，即其处理方法依次为:将电容器停运并放电后把外套管卸出，擦干重新装好;添加同种规格的电容器油;如放电声不止，应拆开修理;将电容器停运并放电后进行处理，使其芯子和外壳接触好。
5.8爆炸问题
【关键词】开口三角电压保护;温度;过电压和过电流;谐波
一、故障现象
我公司某变电站成套式电容器开关柜于2012年8月投入使用，2013年夏季（环境温度30℃左右），经常发生跳闸，投送时开口三角电压保护启动，电压继电器立即动作跳闸。开口三角电压整定为3V，最初我们技术人员处理时将开口三角电压整定值调至3.5V，强行投送后正常使用一个星期，电容器再次跳闸，并且出现单台熔断器熔断现象。于是我们判断电容器组内部出现故障。
二、故障处理
1.在故障柜合闸的同时测量其开口三角电压，值为4.5V，已超出后整定的3.5V，说明电容器已经加大了损坏的程度。
2.将故障电容器充分放电后，测量其容量，A、B、C三相电容值分别为23.4μF、24.2μF、28.7μF。经计算三相电容器两端子间的最大与最小电容的比值为1.23，超出使用说明书给出的1.08。观察外观电容值高的C相有明显涨肚现象。
3.测量开关柜内电容器箱壳最热点温度为，50℃，室内环境温度42℃，超出名牌给出的-40/A℃。
4.取电容值与A、B相接近的电容器更换C相。
5.更换新的熔断器。
6.投运时测量开口三角电压，其值为2.5V，在整定范围内，电容正常运行。
三、原因分析与措施
如果某相或两相电容容量有变化后，电容端子的电压会和其它相的电压不一致，当电容量变化超过一定值后，该相电容端子的电压会变化很大，则在三角开口处产生的电压只要超过整定值时保护便会动作，并且使电容器和电抗器的匹配发生变化，易引起串联谐振或放大高次谐波电流。而引起电容器容量发生变化的主要原因有一下几点：
1.温度因数
电容器的特性随工作温度而变化，在温度较高的情况下，电容量、漏电流增大、损坏增大。根据电容器内部介质温度每升高7～8℃寿命减少一半的规律，为便于实际计算可由下式表示：
L/L'=2（t'-t）/Δt （1）
式中L―介质温度为t时的电容器寿命;
L'―介质温度为t'时的电容器的寿命;
Δt―使电容器寿命减少一半时对应的内部介质温升，通常用Δt=7～8℃。
从式（1）可知，当电容器内部介质温度越高，电容器的寿命越短。而决定电容器内部介质温度升高的原因主要由环境温度（其极限温度为最高温度加5℃）和电容器运行时箱壳最热点温升（允许温升15℃）有关，当箱壳最热点温升升高且环境温度高时，电容内部介质热老化则加速，实际使用寿命缩短。
因此，为了提高电容器的实际使用寿命，就应该改善电容器运行时的散热条件，降低箱壳温升及电容室环境温度。具体措施如下：
①将原开关柜后门打开，常年保持通风，加防护网，防止小动物及人员误入。
②在室内安装工业排气扇，通过压风与抽风时室内空气对流降低环境温度。
2.过电压与过电流
电容器的额定电压应不低于系统的最高运行电压。同时还应预计到电容器与串联电抗器的投入对电压的升高。当投入电容器时会使其端子上的电压升高，且瞬间会产生一个具有高频衰减振荡特性的涌入电流。可由下式分别表示稳态电压的升高及涌入电流：
ΔU/U≈Q/S （2）
IS= （3）
式（2）中ΔU―电压升高（KV）
U―接入电容器以前的电压（KV）
Q―电容器的容量（Mvar）
S―电容器安装处的短路容量（MVA）
式（3）中IS―电容器涌流（峰值）
I―电容器的额定电流（有效值）
除上述稳态电压外，在电容器投切时也会产生一定的暂态电压，因此国际CB/T11024，1-2001中规定：“在投入运行之前，电容器上的剩余电压应不超过额定电压的10%。用不重击穿的断路器来切合电容器组，通常会产生第一峰值不超过倍施加电压（方均根值），持续时间不大于1/2周波的过渡过电压。在这些条件下，电容器每年可以切合1000次”。说明电容器本身应具有承受暂时过电压的能力，但是如果超出上述标准的相关规定值，电容器的内部介质就会受到损伤，从而缩短电容器的使用寿命。
因此，在投切电容器时若第一次合闸不成功时，必须待5分钟后再进行第二次合闸，处理事故时也不列外。因为在电容器退出之后，其端子之间仍有一定的残留电压，如果在残留电压降低到额定电压的10%之前就再次投入，很有可能就会产生高倍涌流和过电压，从而损伤电容器。
3.谐波因数
在谐波电压与谐波电流的作用下，一方面因电压波形畸变使电容器发生局部放电;一方面谐波使电容器过热，在电和热的双重危害下加快了电容器的损坏。主要表现在：
①谐波因频率高、容抗减小，电压升高、电流增大、使熔断器熔断;
②谐波使电容器损耗增大、过渡发热（过载）电容器寿命减短;
③因谐波、电源与电容器发生并联谐振，进一步将谐波电流放大，将熔断器熔断，甚至引发电容器爆炸。
因此，应对当地电网中的谐波次数和含量进行认真的研究，并有针对性地采取相应措施。
【关键词】无功补偿 容量试验 固定电容器
【Abstract】This paper presents a perceptual capacity test device for reactive power compensation equipment， the initial low output voltage regulator to ensure work safety test， for the entire compensation capacitor group including mutual and the multiple capacitance， each capacitor support routing a capacitance and a complaints all switch series. The pilot power capacity is small， economical， practical， and wide range of applications； it can also be used for the mass reactive power equipment capacity test.
【Key words】reactive power compensation， capacity test， the fixed capacitor.
1 引言
随着无功补偿装置在电力系统中的广泛应用，其运行的安全性和稳定性极为重要，对这类装置进行容量试验是十分有效的手段之一。目前，最常见的容量试验是变压器和固定电抗器空载和负载试验，变压器短路试验是在短路条件下对变压器进行负载损耗试验，试验所需试验装置容量大大低于被试变压器容量。如：对短路电抗为7%的变压器做负载损耗试验，所需电源容量可取为被试变压器额定容量的7%。与变压器、固定电抗器相比，连续可调无功补偿设备具有容量可变的特点，对其进行的一些试验比电力变压器、普通电抗器要复杂的多。因此，利用现有变压器、电抗器试验设备和试验方法对大容量的感性无功补偿[1-3]设备进行容量试验[4-5]是十分困难的。
鉴于上述存在的问题，本文提供一种试验电源容量小、经济性好、实用的电力系统中感性（电抗器）无功补偿设备的容量试验装置。此外，该装置也可用于对大容量无功功率设备的容量试验等项目，且该装置的原理并不限于感性无功功率，因此应用广泛。
2 感性无功补偿设备的容量试验装置原理介绍
如图1所示，本文提供了一种电力系统中感性无功补偿设备的容量试验装置，包括调压器（10）、调压器输出的电流电压测量单元、升压变压器、补偿电容器组（中C1、C2…Cn）、试验电流测量单元、试验电压测量单元和 高压电容分压器。
交流电源通过调压器提供连续可调电压，经升压变将电压升高至额定电压，升压变的高压侧接可投切补偿电容器组序列和被试品。在调压器的输出侧接入电流和电压测量单元，升压变的高压侧接有电流、电压测量单元，被试品支路串入试验电流测量单元。
以可投切的补偿电容器组为例说明具体步骤：试验前，将调压器输出电压调至零位或最小，将小于电源额定容量的一组电容器并入回路。接通电源后，调节调压器，使升压变电压升至试验电压，此时，试验电路中流过的电流仅为补偿电容电流。
接通试验电源后，调整感性无功补偿设备的补偿容量，抵消部分电容电流，使调压器回路电流最小。当调压器回路电流达到最小后再慢慢将调压器输出电压升高，在升压过程中不断观察调压器回路电流值。若调压器回路电流将要接近允许值时，再调整被试品的补偿容量，与补偿电容容量接近，此时可观察到调压器回路电流逐渐回落至最小值。当调压器回路电流最小时，再将升压变的输出电压升高并重复上面的调压过程，直至被试品端电压达到额定值。
为确保在各试验设备的电流在允许值范围内，使电抗器在额定电压时达到额定容量，采用固定电容组补偿，通过调压器和感性无功补偿设备输出容量的反复调节，配合按序列分组投切电容器组的方法来实现。有必要在额定电压、额定频率下，按照上述方法分别调节感性无功补偿设备的补偿容量5%、10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%的额定电流，验证设备的动态补偿特性。
图1中所示的补偿电容器是根据被试品容量的一定比例取值。取值的具体方法比较灵活，希望能组合产生的电容补偿级数多一些，但是综合考虑到系统复杂性以及经济性的问题。常采用二进制方案，即各电容组的电容分别取值为C、2C、4C……。如果组数为k，例如k=3，共三组，则三组电容组合可得到0、C、2C、3C、4C、5C、6C、7C共8种总电容值，即2k=23=8种，电容值调控量相差7倍。另一种方案是k组中一组电容为C，其他各组都是2C，这时若k=3，则三组电容组合共得到2k=6种总电容值：0、C、2C、3C、4C、5C，电容值调控量相差5倍。这种方法调控量较小，且调控电容值时投、切电容较简单。
图1感性无功补偿设备的容量试验装置原理图
3结语
本文提出了一种感性无功补偿设备的容量试验装置，调压器输入端连接交流电源，输出端输出连续可调电压；升压变压器输入端与电压和电流测量单元串联后连接调压器的输出端，该升压变压器用于将调压器的输出电压升高以达到感性无功补偿设备的额定电压；升压变输出端分别并联可投切电容器组和感性无功补偿设备，感性无功补偿设备支路串联电流测量单元；在升压变的高压侧并联高压电容分压器（或电压互感器）。本试验电源容量小、经济性好、实用、应用广泛，也可用于对大容量无功功率设备的容量试验。
参考文献：
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