高压电容精选(九篇)

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第1篇：高压电容范文

关键词：电容型；高压电气设备；绝缘；在线监测；技术

中图分类号：U226.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0023-02

1 概 述

随着我国的经济发展和居民生活对电力的需求逐渐增大，高压电气设备在电力的输送过程中使用比较广泛。电容型高压电气设备作为当前电力系统使用最为广泛的电气设备之一，对我国电气发展的安全性和稳定性具有重要的影响作用。对电容型高压设备的绝缘进行在线监测和诊断，可以及时发现设备运行过程中的运行状态和损坏情况，提高电气设备的管理水平，确保客户的用电安全和供电可靠性。

2 监测内容与研究现状

2.1 监测内容

当前的高压电气设备绝缘在线监测的主要内容包括：自动连续检测流过绝缘介质的电流、介质损耗角正切（tanδ）、局部放电、绝缘油中含有的气体、发电机过热点、高压断路器和SF6全封闭组合电器，以及电力系统的全工况等。随着计算机技术和电力技术的进步，这些监测技术逐步形成，并给电力设备的维护和管理提供了重要的技术保障。

2.2 研究现状

在电力发展过程中，电力设备的故障大多发生在设备的绝缘问题上，而且绝缘问题会造成电力运行中的安全事故，对电力运维人员也会造成巨大的安全威胁。绝缘在线监测可以通过对检测对象的把握和控制，实现电力管理的自动化和科学化。在当前的高压电气设备的绝缘监测过程中，还存在监测仪器和监测方法的问题，导致相关数值的监测不是特别准确，无法达到对电气设备的管理要求。

3 高压电气设备绝缘在线监测系统检验器的工作原理

高压电气设备绝缘在线监测系统高压标准检验器是一台可以带电改变介质损耗的电气设备，被测设备可以工作在系统电压下，其介质损耗的改变是已知的，而且是经过标准测试的。该高压标准检验器主要由高压无损标准电容器、低压可调无感标准电阻、切换装置等组成。

其高压标准电容器电容量为1 000 PF，低压无感标准电阻配以不同的数值组合成介质损耗为0.33～1.337共7挡的高压标准损耗检验器，该高压标准损耗检验器可以在被测设备一直带有运行电压的情况下调节标准损耗检验器的档位。绝缘在线监测系统的传感器接在该高压标准检验器的低压端。

该高压标准检验器绝缘在线监测系统进行比对试验的原理图，如图1所示。校验器主要由交流滤波稳压电源、30 kVA调压器（B1）、80 kV串级式试验变压器1台（B2、B3）、高压标准电容器（C）、100 kV/100 V标准电压互感器（B4）、放电管（P-350）、标准无感电阻等元件构成。

4 电容型高压电气设备绝缘在线监测的关键技术

4.1 在线监测信号的提取

对监测信号的提取是对电容型高压电气设备进行绝缘监测的关键和基础依据。在线监测信号的提取，主要是提取电容设备的末屏电流信号，但是由于该信号在设备中的强度特别微弱，在实际信号提取过程中的难度较大。在传统的电流信号提取过程中，主要采用电流传感器测量电流信号，把电流传感器套装在电气设备的接地线或者末屏回路中，进而提取电流信号。

但是这种信号提取方式受现场环境的影响较大，受到的干扰因素较多，再加上电流信号本身比较微弱，造成信号提取比较困难。

当前，在电气设备的接地线或者末屏回路中直接串入监测电容成为一种更加有效的信号提取方式。电容型高压电气设备的电压不容易发生突变，只要选择合适的电容，并使输出电压在30～40 V之间，就可以有效降低干扰因素对电流信号的影响，确保测量过程中的稳定性和最终数值的正确性。

4.2 绝缘材料介损的数字化测量

绝缘材料的介损情况是电气设备绝缘性能的重要参考依据，对绝缘材料介损数值的测定也是电力管理过程中，确定电气设备的更换需求和运行状态的重要判定指标。

受电力运行情况的影响，介损测量对精确度和测量方法的要求较高。在当前的硬件处理方法中，过零法受谐波和零漂因素的影响较大，测量数值的准确性较差。而软件处理的方法，可以采用对波形进行分析，利用小波变换或双滤波器滤波提取基波信号，再计算其自相关函数与互相关函数，最终得到绝缘材料的介损数值。这种方法可以有效避免测量过程中的谐波干扰。

5 电容型高压电气设备绝缘在线监测的要点总结

在进行高压电气设备的绝缘进行监测时，监测结果受天气、环境、谐波和电磁干扰等因素的影响较大，在实际监测过程中，对这些影响因素的处理是保障监测数值正确性的重要措施，也是当前绝缘介损监测工作中的重要技术难题。

充分运用当前技术的进步和电力设备运行中的状态特点及电压电流的特点，采用先进的仪器设备，并采取科学的技术操作手段对测量数值进行科学的比对和试验，最终形成有效的监测技术，可以减少监测过程中的安全影响和干扰因素，确保监测结果的准确性。

6 结 语

高压电气设备是我国当前电力发展中普遍使用的电气设备，是电力管理工作中的重要检测对象。在电气设备的运行过程中，都会采用一定的绝缘材料以保障电力设备和输电系统的安全，但受变电因素的影响，这些绝缘材料都会受到一定程度的消耗损失，特别是高压变电设备中的绝缘材料，会受到更多的影响和消耗。对绝缘材料的介质损耗进行测量，是电气设备管理的重点工作，对输电变电系统的安全稳定运行和电气设备的更换具有重要的保障和参考意义。

参考文献：

第2篇：高压电容范文

关键词：高压电容器；维护检查；故障处理

中图分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2014）01-0055-02

0 引 言

在智能建筑的供配电装置中，高压电容器的安全可靠运行，关系到整个电网的正常运行。所以必须对运行中的电力电容器进行维护和检查，以确保整个电网的正常运行。

1 高压电容器投入或退出运行的规定

在正常情况下电容器的运行与停止，必须根据电网的无功补充情况以及电网电压情况来决定，并按当地供电部门的调度来运行。为了延长电力电容器的使用年限，电力电容器应在额定电流下运行，但允许短时间通过高于额定电流的1.3倍电流，如超过额定电流的1.3倍，电力电容器应立刻停止运行，否则时间一长电力电容器就会烧坏。电力电容器应在额定电压下运行，一般不得超过电压额定值的1.05倍，可以在额定电压的1.1倍下短时间运行，当电网电压大于电力电容器额定电压的1.1倍时，电力电容器要停止运行，否则也会烧坏电容器。

而在发生意外或出现下列情况之一时，则应马上停止电容器运行：

（1）电容器爆炸；

（2）接头温度过高或熔化；

（3）套管有电弧放电；

（4）电容器油喷出或有火花；

（5）外界温度大于40 ℃以上。

一般情况下，电容器运行与停止的开关设备，600 kvar以下要用电力负荷开关，600 kvar以上则要用断路器装置。

此外，安装好的电容器后，在正式运行前，还应做以下检查：

（1）电容器外观完好，合格证齐全；

（2）电容器安装布线规范，三相电容之间的差值不大于某一相总电容的一半；

（3）各部件连接紧密无松动，电容器外壳和支架都和保护接地有可靠连接；

（4）电容器附属单元及配线测试合格；

（5）电容器组的保护回路完整并投入运行；

（6）电容器的开关状态符合标准；

（7）电容器绝缘电阻测试达到要求。

2 电力电容器运行中的维护和检查

为确保电力电容器的正常运行以及延长使用年限，在日常维护工作中，应注意对电力电容器的维护和保养。

2.1 外观检查

对运行中的电容器装置，每日应进行一次外观检查，检查项目如下：

（1）电容器外壳有无露油现象；

（2）套管有无露油、开裂现象；

（3）电容器有无肿胀，焊接缝隙有无裂纹；

（4）运行时是否有异响；

（5）接头是否温度过高；

（6）如果发现肿胀或内部有异响，应马上停止运行，以免发生意外事故。

2.2 温度检查

在外界空气温度为40 ℃时，电力电容器外壳温度应小于55 ℃，温度过高会造成电力电容器在工作中发生外壳肿胀及渗油故障。

为了监测外壳温度，可在电力电容器外壳上加装示温片。当多个示温片发生熔化时，则说明电容室内温度过高，当室温达到25 ℃时，则应起用外部通风降温。在冬季电容器温度能小于-28 ℃，以防止内部溶剂发生凝固。当发现单个示温片熔化时，则说明该台电容器内部有可能有故障，内部损耗过大，应加强监测，或将该台电容器替换。

2.3 电气检查

当电网电压高于电容器额定电压的1.1倍，或电流大于额定电流的1.3倍时，电容器应停止工作。同时要进行清洁工作，即清洁电力电容器的外部、支架及其他附属装置上的灰尘和异物。

2.4 接触部位检查

仔细检查电力电容器组电气线路所有接触触头的连接。检查螺母松动紧固，引出端紧固程度，瓷套管是否开裂和渗油，瓷釉是否完好等。

2.5 保护装置检查

定期对熔断器件进行检查，发现有损坏的熔件和不匹配的熔丝，应马上替换。检查继电保护动作和铭牌指示，电容器柜中断路器动作，在未找出故障之前，不得重新合闸。

2.6 放电装置检查

三相指示灯、二次指示灯应正常显示。如有熄灭情况，应确定原因，需要时要停用电力电容器。

2.7 漏油检查

用橡胶做密封垫圈上有微量的油珠是正常的，不会影响设备的正常工作，但在运行中发现电容器外壳滴油时，应停止工作，然后进行检修。

3 电力电容器的故障处理

处理故障时，应断开电容器开关和隔离开关，并确保放电电阻充分放电后，再进行检修。

3.1 电器柜中的电力断路器自动跳闸

断路器跳闸不能强制复位，检修人员必须检查装置动作情况。根据动作情况进行分析，依次检查电容器、互感器、线缆、是否熔化、胀肚及漏油，检查触头是否发红或熔化、套管是否发黑。若无上述情况，断路器动作的原因是电网电压波动所致，检查确认后方可上电，否则应进一步做更全的通电试验，以及互感器的特性试验。假如故障原因仍未确定，还需要拆解电容器组，逐台进行测试，保证查明原因之后再上电试运行。

3.2 电力电容器外壳胀肚

电力电容器在运行中外界温度的升高及过载，使介质损耗增加而温度升高，导致电力电容器溶剂受热膨胀。在一般情况下，外壳能适应这种压力的变化，但是长期过载或外部温度过高，会导致电容器外壳的变形，这就是通常所见的膨胀现象。

当电力电容器发生膨胀时，如果情况轻微，可继续运行。但当外部温度超过40 ℃时，应减少负载和加强冷却，如果情况恶化，电力电容器要停止工作。

为保证电力设备安全运行，在正常运行中改善电容器的散热条件，并应尽量减少操作次数，加强巡逻，定期进行测试，同时在运行中应尽量避免过载情况的发生。

3.3 电力电容器漏油

在运行时，由于环境温度过高及过载，电力电容器的温度升高，引起电力电容器溶剂受热膨胀，外壳的压力加大，在外壳接缝处、瓷套管等处会产生油珠。由于外壳内部有空隙，外界的空气和潮气将从接缝处进入装置内部导致绝缘降低，如果工作时间过长，绝缘层将被击穿，严重时电容器内部压力会急剧上升，发生电容器炸裂的情况。

当电力电容器漏油情况严重时，电力电容器要停止工作，立即进行检修。

3.4 变配电站停止电力供应时对电力电容器的处理

在变配电站发生停止电力供应时，应将所有断路器切除。当电网恢复供电时，电网电压向电力电容器充电，电力电容器充电完成，向电网产生大量无功功率，致使电网电压上升。所以，将各线路断路器合闸送电，则电网电压还是保持较高等级，为了使负载恢复到正常工作的数值，要一段时间的等待，因此电网电压要高于电力电容器额定电压的1.1倍。另外，当空载变压器投入工作，其三次谐波电流是充电电流的主体，这时，假如电力电容器与变压器的电感满足共振条件，则电流值将达到额定电流的2～5倍，持续时间约半分钟，这会导致过电流保护装置的运行。

因此，由于电网电压上升及谐波电流的影响，当电网停止供电时，保证要把电力电容器的断路器切除，这样可以预防电力电容器的损坏。当变配电站恢复供电，各线路送电完毕后，应根据电网电压的高低及无功功率的情况，决定电力电容器是否工作。

4 结 语

为了确保智能建筑供配电系统的正常工作，安全运行，工程人员应当重视对电力电容器的巡检和维护，及时排除出现的故障，确保整个供配电系统的顺利运行。

参 考 文 献

[1] 刘晓明，朴文泉，冷雪，等. 喷口长度对超高压SF6断路器影响及混沌识别[J]. 沈阳工业大学学报，2013（5）：4-8.

[2] 黄建伟. SF6断路器应用中的维护要点[J]. 新疆有色金属，2013（6）：89-90.

[3] 杨波. 浅谈110KV以上SF6断路器的检修与维护[J]. 电子制作，2013（14）：208.

第3篇：高压电容范文

关键词：高压电容器；熔丝技术；分析及试验

Abstract: the best the fuse protection way and the capacitor device grouping our engineering and technical personnel during the capacitor device design often need to consider, through practical experiments and theoretical analysis to find the minimum number of parallel elements fuse is blown required the extreme conditions of the maximum number of elements in parallel, in order to ensure reliable operation of the high voltage shunt capacitor.Keywords: high voltage capacitor; fuse technology; analysis and testing

中图分类号：TM854 文献标识码A 文章编号：

1、内熔丝的特点

内熔丝的主要优点有：⑴内熔丝可以在几乎没有暂态过程的情况下将故障元件退出运行，对电容器运行本身几乎没有任何干扰；⑵可以避免持续电弧作用，从而降低了电容器箱壳爆破的可能性，使电容器运行更为安全可靠；⑶装内熔丝的电容器，元件在故障时只有故障元件本身退出运行，电容器上的电压仅略为升高；⑷采用适当的结构设计，可以使得在一个元件击穿时，剩余元件的寿命不受影响；⑸如果不考虑成套设计和电容器铭牌的差异，则内熔丝保护与不平衡保护完美配合。

但是内熔丝保护单台电容器是有条件的，足够大的脉冲电流是内熔丝熔断并完成隔离的关键所在。为获得足够大的高频脉冲电流，一般要求有足够多的并联元件数，根据试验研究，通常认为当一个串联段的并联元件数少于12个时，内熔丝开断可靠性变差，少于8个时内熔丝就常常不能开断。当一个串联段上的并联元件数过少时，当某一个元件击穿时，完好并联元件对该元件放电电流较小，使得内熔丝熔断时间过长（达到ms级），这时工频电力将进入击穿元件。由于电容器内熔丝没有灭弧措施。因此，一旦工频电流进入击穿元件，就只有当工频电流完成半波再次经过零时工频电弧才会熄灭，这时由于工频电流注入能量过大，通常对电容器已造成了较严重的破坏，已很难完成击穿元件的隔离任务。这样会导致内熔丝端口多次重燃，直至继电器保护动作退出。在这个过程中，由于重燃导致工频能量大量注入断口，分解大量的油和绝缘材料，使电容器内部压力增大常常会引起电容器爆炸，甚至着火。所以说这时的电容器是无安全可靠性保障的。

2、内熔丝的影响因素

内熔丝熔断过程中可能产生的电流、电压波形如图1所示。

图1 内熔丝工作过程中可能产生的波形

图1中（a）为电路原理图，由图中可以看出在故障电容器熔丝熔断的过程中，非故障电容器可等效为电容和电感的串联。可能产生的三种波形如图1中（b）、（c）、（d），其中（b）波形出现电流截止现象、熔丝出现沿面放电现象；（c）波形中能量完全被熔丝所吸收；（d）波形中电流不出现截止，但会伴有熔丝沿面放电现象。大量的文献资料表明，熔丝的熔断过程随着过热系数K呈现非线性变化，并具有一定的规律。在文献[1]、[2]中给出了注入熔丝中的能量及过热系数的计算公式（1）（2）。

（1）

其中：；；；。

（2）

式中：C为非故障电容器电容量；U0为非故障电容器充电电压；S为金属丝横截面积；D为金属丝直径；K为过热系数；ws为金属升华能；l为金属丝长度；hb为金属的specific “action”，其随着注入能量的变化较小，一定条件下可以看作定值。

在熔丝的使用过程中，还应注意熔丝长度的选取，参数选取的不同，可能使熔丝不出现或者出现电流截止现象。出现电流截止现象的临界金属丝长度为：

（3）

式中，其中B是与材料有关的常数。

另外，熔丝熔断过程中回路的参数（如电容器并联个数、电容器等效电感、电阻等）将会影响熔丝中的电流密度，峰值电流计算公式如下：

（4）

其中，即回路短路电流的幅值。

3、 内熔丝实验

通过我在合阳电气股份有限公司工作以及相关单位的指导和帮助下，对熔丝进行了近300余次的直流（按国家标准）及交流的熔断特性试验，找到了熔丝熔断所需的最小并联元件个数及最大元件并联个数的极限条件（最小并联个数为8个，最大并联个数为112个）。

公司在充分考虑安全裕度后，规定单台电容器一个串段内的并联元件个数不小于16个（11/kV及12/的产品）和32个（11/2kV及12/2的产品），集合式产品一个串联段内的并联元件个数不大于80个。公司于2005年7月在产品中完成了内熔丝的改造技术任务。试验结果：熔丝气化，熔断完全，隔离性能良好，熔化开断（熄灭电孤）时间≤1ms，并未伤及周围元件及其它绝缘件。

现在内熔丝安装方式为隐蔽式，熔丝镶嵌在元件大面的中间位置，两边均设置了绝缘档板，熔丝材质为紫铜线材，直径为0.4mm，元件赋能后测得的温升为78℃，不会对周围绝缘材料造成热损坏。熔丝两端的引线是利用熔丝本体导线多次折叠而成为多股引线。（引线与熔丝本体间没有焊点）。

参考文献：

[1] The Electrical Explosion of Wire: A Method for the Synthesis of Weakly Aggregated Nanopowders. Institute of Electrophysics, Ural Division, Russian Academy of Sciences, ul. Amundsena 106, Ekaterinburg, 620016.

[2] Electric explosion of wires as a method for preparation of nanopowders. Institute of Electrophysics, Ural Branch Russian Academy of Sciences, 106 Amundsen St., Ekaterinburg, 620016, Russia.

[3]GB 11025-1989 并联电容器用内部熔丝和内部过压力隔离器

第4篇：高压电容范文

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，

第5篇：高压电容范文

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。

参考文献

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第6篇：高压电容范文

【关键词】电压；熔断器铁磁谐振过；饱和电流

电压互感器经常出现高压熔断器的两相熔断情况，造成电能表的准确计量，而且造成安全自动装置的误动作，严重危及电网的安全可靠运行。了解高压熔断器熔断原因，根据现场情况正确处理、从根本上解决电压互感器一次保险熔断问题，以保证电网的安全运行。

1、电压互感器熔断器的作用

电压互感器标准供保护、计量、仪表装置取用，将高电压与电气工作人员隔离。110kV以下电压等级的线路PT一般均要安装一次保险，PT一、二次保险是一次保险作用：在电压互感器内部故障，在电压互感器二次低压熔断器以下回路发生短路故障时熔断，将故障切除，一般情况下，二次保险以下回路的故障高压保险不能熔断。

2、电压互感器高压熔断器熔断的现象

当电压互感器高压熔丝熔断时，熔断相二次电压降低，两相电压应保持断相出现在互感器高压侧，互感器出现零序电压，导致起动接地装置，发出“接地”信号。

3、电压互感器高压熔断器熔断的原因

3.1铁磁谐振过电压可引起电压互感器一次侧熔丝熔断

正常运行时，非线性元件电感其伏安特性曲线在铁芯未饱和时是直线，电感值保持不变，而当系统产生某些波动（常见有雷击、系统发生接地等）时，电压互感器自身运行状态发生改变，导致相电压增高，此时三相铁心出现不同程度的饱和，致使电感值不断下降便出现铁磁谐振。

对于运行中的系统，常见产生铁磁谐振的原因有：单相接地、单相弧光接地、电压互感器突然合闸时绕组内产生巨大涌流等。导致电压互感器熔丝熔断。

3.2低频饱和电流可引起电压互感器一次熔丝熔断

电网间歇弧光接地，中性电压互感器一次绕组形成电回路，这种释放过程由于电压互感器相电抗的存在呈现振荡衰减状态。系统对地电容越大，振荡频率越低，形成低频饱和电流。频率在2～5Hz。

3.3电压互感器故障，一、二次绝缘降低或消谐器绝缘下降可引起熔丝熔断

电压互感器内部线圈短路接地、螺丝松动、导线受潮、绝缘损坏致过热等；套管或外绝缘破损放电，或有火花放电、拉弧现象都可以引起一次熔丝熔断，对于设备自身的缺陷，做好设备运行的维护检查即可。

3.4二次保险容量选择过大，当二次系统发生故障或负荷过重，二次起不到保护作用，造成电压互感器一次保险熔断。可以通这合理选择电压互感器容量及一、二次保险容量解决。

3.5电压互感器一次保险质量问题也可引起PT一次保险的频繁熔断，需严把设备质量关

3.6电压互感器安装地点振动可引起一次熔丝熔断

对于填料式高压熔断器来说振动常会引起熔断器的熔断，但却是很容量被忽视掉的因素，PT一次保险熔断有如下特点时可以考虑振动引起熔断：

3.6.1电压互感器工作现场振动较大

3.6.2每次PT一次保险熔断，更换新保险后一切正常，但又经常发生熔断；

3.6.3运行中检查各接触面无变色、无异常，远红外测温并无温升；

3.6.4有时固定一相保险熔断，有时熔断无规律性，例如有时B相熔断，有时A相熔断，或者有时还C相熔断，无规律性的保险熔断，我们往往会首先考虑铁磁谐振，但PT工作现场若振动，最大的可能性是振动导致；

3.6.5运行一段时间后保险电阻值变小，检查熔断的一次保险熔丝发现并不像短路烧断，没有熔丝的熔化现象，螺旋保险丝堆积在保险下侧；

我厂主变10KV侧电压互感器就曾经出现过振动引起的PT一次保险频繁熔断现象。主变10KV侧PT安装在发电机正下方，发电机在8米，此PT在4.5米，两组发电机PT在0米。最初的故障现象就是主变低压侧PT一次三相保险无规律频繁熔断，但发电机端0米两组PT却未发生保险熔断现象，因而排除了PT谐振，怀疑过PT故障但每次更换熔断器后又能正常运行一段时间，怀疑过PT二次保险之前的电缆有瞬间故障，主变检修期间发现主变10KV侧PT相连的母线的支座有松动进行了加固，并更换了PT二次保险之前的电缆，PT再次投入运行时发电机未运行，未再出现PT一次保险熔断事故，但随着发电机并网运行PT一次保险再次熔断，此时熔断相固定为C相，仔细检查发现C相的一次保险座振动要比其它相略大一些，于是试着在墙体外侧加固熔断器底座，加固后观察振动幅值没有太大变化，但振动频率比之前小一些，从此后主变10KV侧PT一次保险再频繁熔断过，分析一次保险频繁熔断的原因应该是共振。

4、一次保险熔断的处理

4.1先根据现象判断哪相保险熔断，测量二次电压进行确认；

4.2退出备自投保护，主变电压保护，防止误动作；

4.3断开电压互感器的二次保险，拉开隔离开关将电压互感器隔离；

4.4更换保险时注意与带电设备的安全距离；

4.5如果更换过的保险，一送电又发生熔断，不能再进行更换，要先查明故障原因；若保险熔断的频率较高也一定要查明原因。

5、结束语

很多情况下高压熔断器熔断是谐振过电压引起，低频对互感器线圈设备造成影响，使母线上的其它薄弱环节的绝缘击穿，造成短路事故。因而PT一次保险熔断必须引起足够的重视；另外一旦发生电压互感器损坏等一次设备原因造成的高压保险熔断现象，要在确认PT无异常的情况下才可以直接拉刀闸，若检查PT外观有异常情况熔断器未全部熔断的不允许直接拉刀闸，要通过拉母线断路器的方法给PT停电，以免对人员造成伤害；同时PT一次保险的熔断也会降低供电可靠性和少计电量，直接造成电量损失或计量不准确；同时保护电压的消失容易造成保护装置和安全自动装置的误动作，将严重危及供电设备的安全运行。因而PT一次保险熔断是不容忽视的问题，应引起足够的重视。

参考文献

[1]杨传箭.电气运行工人技术问答.水利电力出版社，1985年02月

[2]胡志光.发电厂电气设备及运行.中国电力出版社，2008年9月

第7篇：高压电容范文

【关键词】电子脉冲 高压灭菌 脉冲电源

液体食品（饮用水、饮料、啤酒、牛奶）的灭菌是食品工业的重要加工工序，高压脉冲电子灭菌和传统上普遍使用的巴氏灭菌法相比，因其除仍保持有不改变液体成分的优点外，还有设备小、成本低、消费少、易操作、灭菌强度可控、环保等著多优点，是灭菌方法的技术革新主方向。

高压脉冲电子灭菌是在食品处理设备中的传输液体食品的管道中设置高压电极，高压电极上加上高压电脉冲，使流经电极腔的液体内的细菌在瞬态的高压、大功率电击下死亡。

食品工业管道内的液体食品因为种类不同、悬浮物颗粒浓度及体积不同、离子种类及浓度不同而导致其电导不同，对灭菌高压脉冲的功率要求不同；管道内的液体食品需杀灭的细菌不同，对高压灭菌脉冲的电压要求不同；管道内的液体食品的流速及流量不同、对脉宽和脉冲频率要求也不同。这就是脉冲变压器直接升压式的电子灭菌高压脉冲电源不能满足工业灭菌实用要求的原因，新的灭菌高压脉冲电源要有足够的高压功率（瞬态）输出，要有一定宽度的高压可调范围，要有可调的放电脉冲宽度。

1 工作原理

该电子灭菌高压脉冲电源由电源电路部分、高压储能电路部分与高压脉冲放电电路部分及电脑控制部分构成。

1.1 电源电路

电源电路见图1所示。电路由整流电路（Z）、稳压控制器（K）、开关管Q、高频变压器（B）构成。整流电路（Z）先将220V交流整流为310V左右的直流，再经频率是30K的脉宽调控式稳压控制器（K）控制开关管Q，受到调控的电流经高频变压器（B）的初级绕组L，高压由高频变压器（B）的次级高压绕组L1-Ln多路输出，其输出电压的稳定值大小由稳压控制器（K）根据电脑指令控制开关管Q导通角实现。Lp是取样绕组，给稳压控制器（K）提供稳压调控参数。

1.2 高压储能电路

高压储能电路见图2。高压储能电路元件包括高频变压器（B）的次级绕组Ln，高压整流二极管Dn，高压电容Cn（n=1，2…n-1，n）。Ln、Dn、Cn串联成环路，Ln上输出的高压经Dn整流后给电容Cn充电，在2脉冲内充电达到饱和并被高压电容储存。高频变压器（B）的次级绕组有n组等电压输出级，分别给n个高压电容冲电，灭菌的放电电压则是所有高压电容上的电压之和。

1.3 高压脉冲放电电路

高压脉冲放电电路见图2。电路由放电三极管Qn、偏压阻尼二极管Dbn、限流电阻Rn、 放电脉冲耦合变压器（B1）的次级Lin（n=1，2…n-1，n）构成。偏压阻尼二极管Dbn和三极管Qn的发射结反向并联，三极管Qn的基极通过限流电阻Rn和Lin一端相连，Lin另一端接Qn发射极。工作时，放电脉冲形成与控制电路产生的放电脉冲信号经脉冲耦合变压器（B1）初级Li耦合给次级Lin（n=1，2…n-1，n），经Rn、Dbn产生正向偏压使Qn导通，n个导通的三级管使得n个相应的存储着高电压的电容得到叠加级联，叠加后的n倍高压直接释放到灭菌放电电极上实现灭菌的功效。当三极管Qn关断时，Lin中的反向电压被偏压阻尼二极管Dbn所释放。

1.4 控制电路

该电子灭菌高压脉冲电源的电源电路和放电电路均由电脑控制，电脑依据各种传感器获取的参数和操作者输入的参数运算出合适的灭菌脉冲电压峰值和脉冲宽度及脉冲频率。电脑通过稳压控制电路控制灭菌脉冲电压峰值的大小，以确保灭菌脉冲电压大于被灭菌的电压耐压值。电脑通过放电脉冲形成与控制电路控制着灭菌脉冲的宽度和频率，是针对不同灭菌溶液的流量变化和电导变化。

2 结论

本文所设计研究的电子灭菌高压脉冲电源采用了高压电容级联进行能量储存，使用电子开关进行放电控制，极大降低了高压脉冲电源的输出内阻，增加了高压脉冲的瞬态输出功率，是高压脉冲灭菌有效的高压电源，其可调控的输出高压值对不同种类的细菌确保有可靠且稳定的灭菌率，其脉宽脉频的可调性则加强了灭菌设备对不同食品液体和处理量要求不同的适应。

参考文献

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作者简介

陈爱群（1956-），男，汉族，山东省泰安市人，本科，副教授。主要研究方向：电子应用技术研究。

第8篇：高压电容范文

关键词：特高压电网；潜供电流；计算方式；探讨中图分类号： C93

文献标识码： A

引言：

本文中分析了导致潜供电流产生的机理及潜供电流的计算方式，并且对我国当今高压供电电力行业提出的熄灭潜供电弧的两种基本措施作了系统性的对比，，对比了两种措施的优缺点以及各自的适用条件。有高抗补偿的长线路、无高抗补偿的短线路以及高速接地开关下的自灭特性是特高压潜供电弧本身的自灭特性的分类，通过专门的等效模拟实验研究以及相关理论进而决定是否使用快速接地开关。当前我国特高压输电趋势是特高压远距离大容量输电或实现跨大区域的电网的强互联，我国发电资源和负荷中心的地理分布特点，可能暂时还不太适用快速接地开关法。

一、概述

特高压线路里的潜供电流非常大、需要的恢复电压也要求很大，潜供电弧燃烧的时间相当长，单相重合闸的无电流间歇时间变得延长，重合闸成功率也大大降低。国家电网统计，特高压输电线路中的单相电弧接地导致的事故约占总故障率的 80% 到 90% 以上。而这种故障几乎是瞬间生成的，针对当今特高压输电线路长，电压大，潜供电弧持续燃烧时间长，目前单相自动重合闸是针对这类故障相对可靠的研究成果。如何增加单相自动重合闸的有效率，了解影响潜供电弧的成因，，使特高压线路的潜供电弧燃烧时间较短， 使得单相自动重合闸成功率提高， 成为超高压输电需要解决的核心技术故障之一。

二、潜供电流的计算目前国内外比较多见的潜供电流的计算方法有很多，即集中参数法、分布参数法。下面对这两种方法进行了简要分析。 （一）集中参数法集中参数法适用于简略体系或中短距离的输电线的潜供电流核算。集中参数法简略、物理概念清楚并能包含线路两边体系状况的影响，对简略体系的核算具有必定的使用价值。但关于杂乱体系，此法核算会有必定的局限性。一起因为把沿线散布的漏电流悉数疏忽掉形成集中参数法的误差达20%摆布。

1、容性分量的计算

图1所示为潜供电流容性分量近似核算电路，其间C12为线路单位长度相间电容，l为线路长度。当A相开关断开后，短路电流被切除，设电弧弧道电阻为零，则流过毛病点的潜供电流电容重量ISC为：可见，潜供电流容性分量与毛病点

图1

潜供电流容性分量近似计算电路可见，潜供电流容性分量与故障点位置无关，且与线长呈线性正比关系。

2、感性分量计算图2所示为故障点距首端xkm时潜供电流的感性分量，其中M、L、C0分别为线路单位长度互感、自感、对地电容，EM为感应电动势。此时潜供电流感性分量ISL为：图2

故障点距首端x，km时感性分量示意图令x=l-x代入上式，结果反号，其数值不变。而x=l/2时，其数值为零。可见潜供电流感性分量以线路中点为原点，左右对称，符号相反。潜供电流为容性分量与感性分量的矢量和

（二）分布参数法分布参数法适用于远距离高压电力传输线潜供电流的计算，其误差小于集中参数法。图3潜供电流基本参数示意图

潜供电流基本参数示意图如图3所示。忽略非故障相对地电容，忽略故障相的沿线电阻，略去全部对地有功泄漏。故障相断开两相运行期间线路单元的等值电路如图4所示，图中

图4

两相运行期间线路单元的等值电路故障相电压和电流的关系表达式对式（4）和（5）进行求解，可得 和 相对于l的函数，即毛病相上的电压和电流散布。在对式（4）求偏导时，有如下假定：在线路长度为250～300公里以下时，首末两头电源的角差通常不超越10?，电流差值通常约为5%上下。考虑到我们的首要意图是求得潜供电弧参数，电弧的平息速度与弧中电流的联系在必定误差范围内（例如±10%），影响不甚明显。因而 ，将 的沿线变化暂略去不计，即设。得到的 和 的通解见式（6）和（7），两式中据l=0时的边界条件和l=l时的边界条件 得到接着求故障相上的电流分布。这里将接地电阻略去不计，即设电弧弧道电阻为零，短路点的电位与大地相同，即在x处：。同样将线路自x处分为前后两段，如图5所示，0-x和x-l。根据式（8）和（9），分别利用两段上的边界条件计算得到I'x和I"x，从而故障处的电流为：

图5

潜供电流示意图即为潜供电流。前一分量 由非故障相的相间电容耦合产生的电容分量占主要部分，与线路长度基本上呈线性关系。后一分量是由于相间的互感耦合所引起的，在式（10）互感这部分中，以x=l-x代入，结果反号，其数值不变；而x=l/2时，其数值为零。故可知由互感所引起的电流分量是以线路中点为原点，左右对称，但是符号相反。

三、潜供电流产生的原理分析

线路发生单相接地故障时，继电保护动作，故障相两侧开关断开。因为故障相和非故障相间有电容耦合和电感耦合，使得故障点弧光通道仍有一定的电流流过，该电流就是潜供电流，该电流是以电弧的形式出现的，也称潜供电弧。当高压线路中发生A单相接地的时候，两端断路器分别断开，剩余两相B，C还可以继续运行，并维持正常的工作电压。两相之间的电容和相间互感的作用，所以故障点处依旧有电流通过，称之为潜供电流。尽管当潜供电流瞬间熄灭后，由于相间电容和互感的耦合作用的存在，在弧隙当中出现了恢复电压。由于有潜供电流和恢复电压的存在，所以增加了故障点自动熄弧的困难程度，必然使得单相自动重合闸闭合失败，进而导致高压供电的稳定性大大下降。电容分量和电感分量构成了潜供电流的两部分，现实工作中的经验说明在大部分无补偿的条件下，电容分量起决定性作用。电容分量指的是工作的正常相上的电压由相间电容向发生故障处提供电流。感应电势通常由工作相上负载电流在相间互感故障相上产生，相对地电容及高抗在电势的作用下形成了一定的电路回路，提供此故障点提供了潜供电流的电感分量。在电容和互感的存在下潜供电弧熄灭后，，恢复电压在原弧道间生成，，导致了故障点自动熄灭增加非常高的难度，，导致了单相重合闸产生非常高的失败率。

四、加快熄灭特高压电网潜供电流方法的研究与讨论可以通过借助风力以及上升气流的方法，在潜供电流不足时通过拉长电弧的方法，，在较短时间内促使潜供电弧快速熄灭，确保了单相自动重合闸的高成功率。电弧熄灭的时间会延长很多，尤其是潜供电流十分大时以及恢复电压相当高时。甚至有些情况导致不能熄灭的现象产生，遇到这些故障时候我们必须针对以上情况采取相关配套措施。一般针对特高压电网，欧美发达国家一般的措施是在超高压电抗容中性点接小电抗以及HSGG这两类方法。以下从优缺点两方面针对这两者办法进行讨论分析。

1、应用高压并联电抗器及中性点电抗加快特高压电网潜供电流熄灭在高压电路里并联电抗器，已达到限制潜供电流值以及恢复电路电压值。并联电抗器中性点电抗降低潜供电流以及恢复电压。通过补偿线高压线路相间电容，使相间接近全补偿以及相对地电容，降低潜供电流的电容分量以达到相间阻抗接近无穷大的目的。减少潜供电流的电感分量可以通过加大对地阻抗的措施。可以通过电路变换，将原有电路相似等价于一个三相星形接地以及一个三角形的六电抗器回路。

2、应用快速接地开关（HSGS）加快特高压电网潜供电流熄灭我国的电力建设规模不断的发展，电网间联络也再深入加强，以及工频过电压不断降低，使得百公里左右的线路可以不再设并联的电抗器；一些线路甚至也运用了静态补偿的相关装置。当遇到这些情况，由于不能简单的通过并联电抗器及中性点小电抗去限制潜供电流的发生，这时候就必须去可以适当的采取快速接地开关HSGS。日本及欧美国家提高潜供电弧的熄灭成功率的办法是通过快速接地开HSGS达到的。立即闭合故障线路两端HSGS当故障相线路两侧开关断开时，电阻较弱的两端闭合的接地开关上的电流必须通过将接地点的潜供电流转移到此，同时降低关联的恢复电压数值，使接地点附近发生的潜供电弧立即熄灭。通过开关HSGS，利用其灭弧能力将电弧强迫性的熄灭，最后达到重新闭合故障相高压线路。

五、其他加快特高压电网潜供电流熄灭的措施经过上述两种措施外，还可运用良导体架空地线以及自适应单相自动重合闸的方法。第一种方法可以减小潜供电流的电感分量，以达到限制潜供电流的效果；第二种依据潜供电弧熄弧的反应时间，进而自适应地调整单相重合闸的闭合时间，已达到在保证潜供电弧熄灭的同时提高了系统的相对稳定。

结束语：

综上所述，我国目前特高压线路的潜供电流非常高、同时需要的恢复电压数值较大，致使难以将潜供电弧短时间内快速的熄灭，导致了单相重合闸的无电流间歇时段受到严重的影响以，重合闸成功率变得太低。鉴于目前的状况，研究关于潜供电流产生机理理论之上探讨了限制潜供电流和加快潜供电弧熄灭的措施及潜供电流的两种计算方式，以供借鉴。

参考文献：

[1]韩柳，庄博，王智冬.特高压电网技术经济指标与评价方法研究[J].华东电力，2012，07：1099-1103.

[2]梁松涛.消除带串补装置的特特高压线路潜供电流的方法[J].云南电力技术，2012，04：36-37.

[3]张前雄，殷雷，刘耀中，王凯.基于ATP-EMTP的特高压交流输电线路潜供电流仿真分析[J].电力建设，2012，12：48-51.

第9篇：高压电容范文

关键词：高压电气设备绝缘在线监测

中图分类号：F470.6 文献标识码：A

高压电气设备在电网中具有举足轻重的地位，其运行状况是否良好，直接关系到电力系统是否安全可靠，一旦其绝缘部分出现缺陷或劣化，就会导致影响设备和电网安全运行的绝缘故障或事故。且运行经验表明，绝缘故障在电力系统故障中所占的比例较大。因此，高压电气设备的绝缘状态水平决定了系统能否安全稳定运行，对其进行准确的监测也就成为防止事故发生的重点。对电气设备进行监测的传统做法是定期停电进行预防性试验和检修，以便及时获取设备的绝缘状态信息，防止绝缘事故发生。

但是，随着电网的快速发展，高压电气设备数量越来越多，这就对其绝缘监测提出了更高的要求。而且高压电气设备的绝缘劣化是一个累积和发展的过程，传统的监测方法难以发现其潜在的缺陷，故不能满足电网安全高可靠性的要求。因此，实现高压电气设备绝缘在线、动态、实时的监测，达到由现象判断本质、由局部推测整体以及由当前预测未来的目的，从本质上弥补仅靠定期停电预防性试验的不足，将成为现代电力系统设备绝缘监测的重要手段。

一、开展高压电气设备绝缘在线监测技术的意义

目前,我国的电力系统对高压电气设备的维护一直使用预防性试验检修维护体制,即周期预防性试验。这种周期的试验检修存在着以下的几个问题:

(1)设备必须周期计划的停电试验。一方面:在经济高速发展的今天,停电会降低供电企业的供电可靠性, 对社会会造成负面的影响,也对用电的企业造成一定的经济损失。另一方面:停电会降低设备的运行效率,造成对资源的浪费。

(2)性高压试验所需的一些设备、仪器较贵,专业技术人员的缺乏,而停电试验的手续繁琐,工作量大,工作时间长,这都会造成资源的浪费和不合理的分配。

(3)设备定期试验的盲目性。由于预防性试验周期的制定比较的保守,而如果定期的周期检修试验,这会出现过多的不必要的停电检修,而且有些设备会出现因拆卸、组装过多而出现损坏。

(4)预防性试验规程的非破坏性试验的项目中,一般的试验电压加的交流电压都不超过10KV,这比目前电网中35-75KV 的运行电压要低的多, 这种的试验性质难以全面的、真实的反映设备存在的潜伏性的故障,而这些潜伏性的故障在高电压的持续运行中会不短的发展下去,从而可能会在预防性的试验周期内出现重大的电力事故。

因此,这种的预防性试验体制在很大的程度上制约电力技术的发展,特别是电压等级越高的设备,预防性试验的实际意义已大大的减弱,甚至失去了预防的内涵。到了 19 世纪 60年代国外的专家已经对高压设备的维修体制进行了新的探讨与研究,并提出了状态检修的新理念。可惜我国解放后的电力发展的较慢,只是到了 80 年代才得到较快的发展。但状态检修的新理念还没有真正的运用到电力系统的生产实践中去,只是在近几年来这种新理念才在实际的工作中得到广泛的运用。而所谓的状态检修的技术支撑那就是在线监测。对于绝缘在线监测那就是在运行的状态下结合传感技术、计算机技术、电子技术、信号处理以及网络技术等对设备的绝缘状况进行在线化的实时监测,而且在监测的过程中不改变系统的运行方式, 能保证测量的准确性。因此,大力的开展绝缘在线监测技术具有特别重要的现实意义,是电力系统技术管理发展的必然趋势。

二、传统的预防性试验存在的缺点

（1） 试验时需要停电，造成少送电和少发电。特殊情况下，由于设备不能停电造成漏试而形成安全隐患。

（2） 测试程序复杂 、工作量大、时间集中。而且易受人为因素影响。

（3） 试验周期长，不能及时发现 、诊断出一些发展较快的缺陷。

（4） 试验电压低，可能远远低于设备实际的工作电压，而且由于试验期间断电，不能真实地反映设备在运行状态下的电场、磁场、温度和环境等影响，因而诊断的结果未必符合实际运行状态。

三、高压电气设备在线绝缘监测系统的应用

所谓电力设备在线监测就是利用传感器技术、计算机技术、电子技术、信号处理以及网络技术等，对正在运行的电气设备绝缘状况进行信号采集，并对其传输数据进行逻辑判断分析，实时地对电力设备运行状态进行监测和诊断。

与传统的定期停电预防性试验相比，在线监测可大大提高电气设备测试的真实性和灵敏度，在设备的运行状态下进行直接测试，不必安排停电预试，可及时发现设备的绝缘缺陷，连续掌握设备绝缘变化趋势等。同时，在线监测还可以根据设备绝缘在线监测结果选择不同的试验周期，提高试验的有效性。因此，开展在线监测技术应用，对提高设备绝缘参数采集的真实性与可靠性具有重要的现实意义。

1、发电机的绝缘在线监测

绝缘是发电机发生事故概率最高的部分。其中电气方面占主要因素，国内外均把绝缘作为发电机在线监测的主要项目。现在广泛采用局部放电来监测发电机绝缘状况。

2、 变压器的绝缘在线监测

变压器的绝缘在线监测主要以绝缘油中分解气体含量和以及局部放电量来评估其绝缘状态。需要检测的气体包括 H2、C2H2、CO、CH4、C2H6等，通过这些气体的含量能够判断变压器的内部故障。变压器有机绝缘逐渐老化并最终击穿的主要原因是局部放电，所以局部放电量的监测也是变压器绝缘监测的重点，目前，可以通过脉冲电流法和超声波探测法来监测局部放电情况。

3、 电容型高压电气设备的绝缘在线监测研究和大量试验证明，监测交流泄漏电流对容性设备的整体受潮程度反映灵敏，而介质损耗角正切值（tgδ）值对检测局部劣化以及局部缺陷反映灵敏。所以电容型高压电气设备（电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器、变压器套管）主要监测其交流泄漏电流、等值电容、介质损耗角正切值等。

4、 氧化锌避雷器的绝缘在线监测

受潮和老化是氧化锌避雷器阀片劣化的主要起因，而避雷器运行期间通过阀片的泄露电流是加速阀片老化的主要因素，所以对避雷器泄露电流进行监测并与历史数据进行比照分析，即能发现其绝缘缺陷。

5、 GIS 的绝缘在线监测

GIS 的绝缘在线监测包括化学、电和机械等方法。化学方法采用SF6分解产物的气体分析来检测局部放电和局部过热；电的方法采用外电极、内电极和磁耦合方法测量 GIS 护套电势来检测局部放电；机械方法采用一个高灵敏性的压电加速传感器和超声波传感器来检测在局部放电或绝缘故障时产生的机械振动和弹性波。

四、在线监测功能要点分析

高压电气设备绝缘在线监测系统主要选择了铁芯、变压器、套管、电容式电压互感器、电流互感器、氧化锌避雷器、高压开关柜和GIS 等主要被测设备。其既能对带电设备的绝缘特性参数实时测量，又能对获取数据进行分析处理，一般具有以下功能：

（1）铁芯监测其泄漏电流，同时监测和记录现场温度、湿度及瓷裙表面污秽电流等环境参数，掌握影响其缺陷的内外部因素；

（2）变压器类充油设备测量绝缘油的内部可燃性气体变化情况，掌握设备内部有无过热放电等缺陷情况；

（3）电流互感器、变压器套管、电容式电压互感器等容性设备测量其泄漏电流和介质损耗角正切值，掌握其内部的受潮和绝缘老化及损坏缺陷；

（4）避雷器主要测量在运行中的泄漏全电流、容性电流及阻性电流变化情况，掌握其内部的绝缘受潮以及阀片的老化情况；

（5）高压开关柜监测泄漏电流、介质损耗角正切值等，从而获取有关绝缘信号的波形，掌握其内部绝缘部分的缺陷或劣化、导电连接部分的接触不良等相关绝缘状况。

但由于绝缘在线监测系统工作的实时性，被监测电气设备通常均带有高压，或者被监测电气设备和取样装置、传输系统等都处于较强的电磁干扰中，而被测信号相对较弱，因此，测量容易受周围其他带电设备或接地体的影响。所以，对整套在线监测系统来说，要保证其测量准确、性能稳定，就必须达到以下性能：

（1）监测不受变电站强电磁干扰的影响，在系统操作过电压、雷电过电压作用下具有自保护性，不发生性能变化和软件损坏现象；

（2）检测信号传输好，不发生失真且对其附近其他信号无影响，同时也不受其他信号的干扰；

（3）具有专家分析功能，能够智能化判断设备内部的绝缘状态；

（4）系统分析数据能够远程传输，实现数据共享。

结语

高压电气设备绝缘在线检测技术能够及时发现和检测出设备内部绝缘状态的变化，对设备绝缘故障及时处理，保证电网的安全运行。他是一门综合性的科学技术，它集高电压技术、计算机技术、通讯技术、测试技术为一体。传感器技术、数字信号传输技术、状态诊断方法是它的关键。相信在不久的将来，会出现性能优良的在线监测系统，从而为电力系统的安全运行发挥重要作用。

【参考文献】