自動調諧接地補償裝置

⑴ 電力系統自動裝置原理

在電力學中，諧振的概念如下：當激勵電源的頻率等於電路的固有頻率時，電路的電磁振盪的振幅將達到峰值。在電子與無線電領域，諧振常用於目標電信號的選取。類似地，在電力系統中，諧振也應用於諸多領域。

本文以消弧線圈的自動調諧裝置為例，結合其工作原理，闡述在快速熄弧以及電壓恢復等方面，諧振得到了怎樣的應用。

一、自動調諧指標

小電流接地系統中通常需要加裝消弧線圈，其目的在於確保單相接地故障時，消弧線圈能夠補償流經故障點的電容電流，從而降低故障點出現電弧的可能性。

消弧線圈在加裝自動調諧裝置後，強化了補償跟隨與補償精度兩方面的功能。自動調諧裝置會根據系統電容電流大小，自動調節消弧線圈檔位，從而確保檔位電流與電容電流相匹配；同時裝置會按照預先設定的調諧指標，選取能夠達到最優調諧效果的檔位。

自動調諧指標如下：

（1）殘流

定義：電容電流與電感電流之差:IC-IL

國網公司在《變電運維管理規定~消弧線圈運維細則》中指出，安裝自動調諧裝置的消弧線圈，正常運行條件下，殘流應在10A以內。

規定10A的目的在於，考慮到發生間歇性弧光接地的可能性，盡量減少單相接地故障時，流經故障點的電流數值（補償後的電流）。

同時，值得注意的是，此處的殘流特指過補償狀態下（電感電流大於電容電流）的數值。即，調諧裝置既要保證系統處於過補償狀態，也要保證過補償的程度不能過大。

（2）脫諧度

定義：電容電流與電感電流的差值與電容電流之比:(IC-IL)/IC。

同樣地，guo網公司在《bian電運維管理規定~消弧線圈運維細則》中規定，安裝自動調諧裝置的消弧線圈，正常運行條件下，脫諧度應在5%~20%。

從脫諧度的取值范圍可以看出，該指標整定時有兩點考慮：

1）脫諧度不宜過小。脫諧度表徵系統偏離諧振狀態的程度。此處諧振特指消弧線圈與系統對地電容之間的串聯諧振，該諧振會帶來中性點過電壓；因此過小的脫諧度增大系統發生串聯諧振的風險。

2）脫諧度不宜過大。與根據殘流整定原理類似，在脫諧度過大，補償程度過深時，瞬時單相接地故障後，電弧熄滅速度與系統電壓恢復速度較慢，不利於系統的穩定運行。

⑵ 「電網脫諧度」是什麼意思

脫諧度是諧振接地電網重要的技術參數，近年來，有關文獻提出測量脫諧度的一 種直接方法——通過測量電網諧振頻率來計算脫諧度。微機從電網中性點採集電壓信號和消弧線圈電流(轉換為電壓)信號並計算出系統的脫諧度。 當脫諧度偏差超出預定范圍時，通過控制電路介面驅動有載開關調整消弧線圈的分接頭， 調節一檔後，再用同樣方法計算系統當前的脫諧度，直至脫諧度在預定范圍內。

⑶ 中性點經消弧線圈接地電力系統的補償方式

中性點經消弧線圈接地電力系統的補償方式如下：

中性點經消弧線圈接地方式，是在中性點和大地之間接入一個電感消弧線圈，在系統發生單相接地故障時，利用消弧線圈的電感電流對接地電容電流進行補償，使流過接地點的電流減小到能自行熄弧范圍，其特點是線路發生單相接地時，按規程規定電網可帶單相接地故障運行2h。

對於中壓電網，因接地電流得到補償，單相接地故障並不發展為相間故障，因此中性點經消弧線圈接地方式的供電可靠性高於中性點經小電阻接地方式。

中性點經消弧線圈接地電力系統介紹：

1、調匝式自動跟蹤補償消弧線圈。

調匝式消弧線圈是將繞組按不同的匝數抽出分接頭，用有載分接開關進行切換，改變接入的匝數，從而改變電感量。調匝式因調節速度慢，只能工作在預調諧方式，為保證較小的殘流，必須在諧振點附近運行。

2、調氣隙式自動跟蹤補償消弧線圈。

調氣隙式電感是將鐵心分成上下兩部分，下部分鐵心同線圈固定在框架上，上部分鐵心用電動機，通過調節氣隙的大小達到改變電抗值的目的。它能夠自動跟蹤無級連續可調，安全可靠。

其缺點是振動和雜訊比較大，在結構設計中應採取措施控制雜訊。這類裝置也可以將接地變壓器和可調電感共箱，使結構更為緊湊。

3、調容式消弧補償裝置。

通過調節消弧線圈二次側電容量大小來調節消弧線圈的電感電流，二次繞組連接電容調節櫃，當二次電容全部斷開時，主繞組感抗最小，電感電流最大。

二次繞組有電容接入後，根據阻抗折算原理，相當於主繞組兩端並接了相同功率、阻抗為K倍的電容，使主繞組感抗增大，電感電流減小，因此通過調節二次電容的容量即可控制主繞組的感抗及電感電流的大小。電容器的內部或外部裝有限流線圈，以限制合閘涌流。

電容器內部還裝有放電電阻。

⑷ 消弧線圈自動調諧及接地選線成套裝置是什麼類型的設備

在管理上歸過電壓或變壓器專工管,按實際作用歸無功補償似乎更好

⑸ 消弧線圈的原理是什麼

消弧線圈電力系統輸電線路經消弧線圈接地，為小電流接地系統的一種，當單相出現斷路故障時，流經消弧線圈的電感電流與流過的電容電流相加為流過斷路接地點的電流，電感電容上電流相位相差90度，相互補償。當兩電流的量值小於發生電弧的最小電流時，電弧就不會發生，也不會出現諧振過電壓現象。10-63KV電壓等級下的電力線路多屬於這種情況。
消弧線圈作用原理及國內外現狀
消弧線圈的作用是當電網發生單相接地故障後，提供一電感電流，補償接地電容電流，使接地電流減小，也使得故障相接地電弧兩端的恢復電壓速度降低，達到熄滅電弧的目的。當消弧線圈正確調諧時，不僅可以有效的減少產生弧光接地過電壓的機率，還可以有效的抑制過電壓的輻值，同時也最大限度的減小了故障點熱破壞作用及接地網的電壓等。所謂正確調諧，即電感電流接地或等於電容電流，工程上用脫諧度V來描述調諧程度
V=（IC-IL）/IC
當V=0時，稱為全補償，當V>0時為欠補償,V<0時為過補償。從發揮消弧線圈的作用上來看，脫諧度的絕對值越小越好，最好是處於全補償狀態，即調至諧振點上。但是在電網正常運行時，小脫諧度的消弧線圈將產生各種諧振過電壓。如煤礦6KV電網，當消弧線圈處於全補償狀態時，電網正常穩態運行情況下其中性點位移電壓是未補償電網的10~25倍，這就是通常所說的串聯諧振過電壓。除此之外，電網的各種操作（如大電機的投入，斷路器的非同期合閘等）都可能產生危險的過電壓，所以電網正常運行時，或發生單相接地故障以外的其它故障時，小脫諧度的消弧線圈給電網帶來的不是安全因素而是危害。綜上所述，當電網未發生單相接地故障時，希望消弧線圈的脫諧度越大越好，最好是退出運行。
3．1補償系統的分類
早期採用人工調匝式固定補償的消弧線圈，稱為固定補償系統。固定補償系統的工作方式是：將消弧線圈整定在過補償狀態，其過補程度的大小取決於電網正常穩態運行時不使中性點位移電壓超過相電壓的15%，之所以採用過補償是為了避免電網切除部分線路時發生危險的串聯諧振過電壓。因為如整定在欠補償狀態，切除線路將造成電容電流減少，可能出現全補償或接近全補償的情況。但是這種裝置運行在過補償狀態當電網中發生了事故跳閘或重合等參數變化時脫諧度無法控制，以致往往運行在不允許的脫諧度下，造成中性點過電壓，三相電壓對稱遭到破壞。可見固定補償方式很難適應變動比較頻繁的電網，這種系統已逐漸不再使用。取代它的是跟蹤電網電容電流自動調諧的裝置，這類裝置又分為兩種，一種稱之為隨動式補償系統。隨動式補償系統的工作方式是：自動跟蹤電網電容電流的變化，隨時調整消弧線圈，使其保持在諧振點上，在消弧線圈中串一電阻，增加電網阻尼率，將諧振過電壓限制在允許的范圍內。當電網發生單相接地故障後，控制系統將電阻短接掉，達到最佳補償效果，該系統的消弧線圈不能帶高壓調整。另一種稱之為動態補償系統。動態補償系統的工作方式是：在電網正常運行時，調整消弧線圈遠離諧振點，徹底避免串聯諧振過電壓和各種諧振過電壓產生的可能性，當電網發生單相接地後，瞬間調整消弧線圈到最佳狀態，使接地電弧自動熄滅。這種系統要求消弧線圈能帶高電壓快速調整，從根本上避免了串聯諧振產生的可能性，通過適當的控制，該系統是唯一可能使電網中原有功率方向型單相接地選線裝置繼續使用的系統。
3．2國內主要產品比較
目前，自動補償的消弧線圈國內主要有三種產品，分別是調氣隙式，調匝式及偏磁式。
調氣隙式
調氣隙式屬於隨動式補償系統。其消弧線圈屬於動芯式結構，通過移動鐵芯改變磁路磁阻達到連續調節電感的目的。然而其調整隻能在低電壓或無電壓情況下進行，其電感調整范圍上下限之比為2.5倍。控制系統的電網正常運行情況下將消弧線圈調整至全補償附近，將約100歐電阻串聯在消弧線圈上。用來限制串聯諧振過電壓，使穩態過電壓數值在允許范圍內（中性點電位升高小於15%的相電壓）。當發生單相接地後，必須在0.2S內將電阻短接實現最佳補償，否則電阻有爆炸的危險。該產品的主要缺點主要有四條：
工作噪音大，可靠性差
動芯式消弧線圈由於其結構有上下運動部件，當高電壓實施其上後，振動噪音很大，而且隨著使用時間的增長，內部越來越松動，噪音越來越大。串聯電阻約3KW，100MΩ。當補償電流為50A時，需要250KW容量的電阻才能長期工作，所以在接地後，必須迅速切除電阻，否則有爆炸的危險。這就影響到整個裝置的可靠性。
調節精度差
由於氣隙微小的變化都能造成電感較大的變化，電機通過機械部件調氣隙的精度遠遠不夠。用液壓調節成本太高
過電壓水平高
在電網正常運行時，消弧線圈處於全補償狀態或接近全補償狀態，雖有串聯諧振電阻將穩態諧振過電壓限制在允許范圍內，但是電網中的各種擾動（大電機投切，非同期合閘，非全相合閘等），使得其瞬態過電壓危害較為嚴重。
功率方向型單相接地選線裝置不能繼續使用
安裝該產品後，電網中原有的功率方向型單相接地選線裝置不能繼續使用
調匝式
該裝置屬於隨動式補償系統，它同調氣隙式的唯一區別是動芯式消弧線圈用有載調匝式消弧線圈取代，這種消弧線圈是用原先的人工調匝消弧線圈改造而成，即採用有載調節開關改變工作繞組的匝數，達到調節電感的目的。其工作方式同調氣隙式完全相同，也是採用串聯電阻限制諧振過電壓。該裝置同調氣隙式相比，消除了消弧線圈的高噪音，但是卻犧牲了補償效果，消弧線圈不能連續調節，只能離散的分檔調節，補償效果差，並且同樣具有過電壓水平高，電網中原有方向型接地選線裝置不能使用及串聯的電阻存在爆炸的危險等缺點，另外該裝置比較零亂，它由四部分設備組成（接地變壓器，消弧線圈、電阻箱、控制櫃），安裝施工比較復雜。
偏磁式
消弧線圈結構的特點
電控無級連續可調消弧線圈，全靜態結構，內部無任何運動部件，無觸點，調節范圍大，可靠性高，調節速度快。這種線圈的基本工作原理是利用施加直流勵磁電流，改變鐵芯的磁阻，從而改變消弧線圈電抗值的目的，它可以帶高壓以毫秒級的速度調節電感值。
控制方式的特點
採用動態補償方式，從根本上解決了補償系統串聯諧振過電壓與最佳補償之間相互矛盾的問題。眾所周知，消弧線圈在高壓電網正常運行時無任何好處，如果這時調諧到全補償或接近全補償狀態，會出現串聯諧振過電壓使中性點電壓升高，電網中各種正常操作及單相接地以外的各種故障的發生都可能產生危險的過電壓。所以電網正常運行時，調節消弧線圈使其跟蹤電網電容電流的變化有害無利，這也就是電力部門規定「固定式消弧線圈不能工作在全補償或接近全補償狀態」的原因。國內同類自動補償裝置均是隨動系統，都是在電網尚未發生接地故障前即將消弧線圈調節到全補償狀態等待接地故障的發生，這了避免出現過高的串聯諧振過電壓而在消弧線圈上串聯一阻尼電阻，將穩態諧振過電壓限制到容許的范圍內，並不能解決暫態諧振過電壓的問題，另外由於電阻的功率限制，在出現接地故障後必須迅速的切除，這無疑給電網增加了一個不安全因素。偏磁式消弧線圈不是採用限制串聯諧振過電壓的方法，而是採用避開諧振點的動態補償方法，根本不讓串聯諧振出現，即在電網正常運行時，不施加勵磁電流，將消弧線圈調諧到遠離諧振點的狀態，但實時檢測電網電容電流的大小，當電網發生單相接地後，瞬時（約20ms）調節消弧線圈實施最佳補償。

⑹ 誰來幫幫我這個畢業設計啊!!!如何基於 CPLD設計並實現單相晶閘管交流全周波調功器

主要研究內容：
高壓靜止無功補償成套裝置是應用在電力系統中，可以根據負載變化隨時調節補償無功的自動化裝置。根據補償方法可分為調容式、調感式與靜止無功發生器（SVG）方式，其中調容與調感方式屬無源方式，SVG屬有源方式。目前市場上出現的多為無源方式，其中調容方式正逐步成為主要的補償方式。其主要原因在於調容方式佔地面積小、成本低，且更換電力電子器件後對系統無突變過程。調感方式是採用電抗器與晶閘管作為支路，通過調節晶閘管的導通角度來達到調節無功補償的目的，而一般場合系統需要補償容性無功電流，因此調感方式需要匹配足夠容量的大電容，通過改變電感電流達到調節電容的目的。此外，調節電感的導通角勢必產生電流諧波，需要有濾波裝置相配合；通常調感方式多用於補償超高壓系統的對地雜散電容，以避免末端電壓升高問題。調容與調感屬於應用不同場合兩類產品，調容方式更適用於面向於負荷側，而調感方式主要面向與大系統的電能傳輸。SVG是未來新一代的無功補償裝置，它既可以補償感性電流，也可補償容性電流，是當前無功補償方式的替代產品，它的市場在未來。市場是一個企業的生命，若沒有市場為依託，再先進的產品同樣等於零，因此開發新產品必須要有市場認可為保障。市場的概念又非常廣泛，同時存在針對性問題，即針對哪部分市場。企業涉足一個新領域需要一個被認可的過程，而這個過程最好從有市場需求且已經被市場認可的產品出發。根據目前國內無功補償市場的發展情況，高壓靜止無功補償系統產品開發。次序應該如下：採用真空開關投切電容器組（MSC）採用晶閘管串開關投切電容器組（TSC）採用晶閘管串開關投切電抗器（TCR）靜止無功發生器（SVG）成套裝置以上產品均用於35kV及以下高壓電力系統之中。上述次序不僅根據市場狀況分序，同時也從開發周期與工廠的實際情況出發，工廠不會出現投資開發過大或因為開發而暫時無法涉足市場問題。
上述幾個產品不存在原理實現問題，但存在實際產品化問題。產品的目的是要用戶接受，這就需要用戶的信息，避免閉門造車。而用戶對現有產品的評價是開發過程中主要解決的問題，這可能會造成開發控制系統功能強大、系統龐大。因此，建立一個大系統，並避免系統的瓶頸受限於將來對功能的需求是產品化要考慮的首要問題，這也是產品化的目標
市場可行性分析：
近年來，隨著我國電力裝機容量速度遞增，供電緊張的局面大為緩解。但是伴隨著供電量增加的同時，電網建設的速度明顯滯後，網路損耗問題日益突出。近幾年來，國家電力公司和各省市電力部門都開始重視這一問題。大家已普遍重視到降低網損是供電部門減小供電成本的重要突破口，也是今後增加供電量的重要手段。據估計，通過降損來提高供電量，成本僅為興建電廠成本的1/4～1/5，是非常可行的。在工程實踐中，以下幾種降損措施得到了重視：①改造電網結構，提高電壓等級和增加變電站所，合理分配有功與無功；②更換高能耗變壓器，採用新型節能變壓器；③加大導線截面積，縮短供電半徑；④採用無功功率補償裝置。第一種改造措施是基於對配電網長遠發展考慮的好辦法，它合理地改造不盡完善的供電網，可以提供10年以上電網高效、穩定的運行環境。但是由於工程投資巨大，投資回收期長，大多數地區在目前都難以開展此項工作。同樣，第二、三種措施投資亦甚是可觀，只有那些資金比較充足的地區可以考慮，而第四種措施投資最少。我國供電網長期以來由無功補償匱乏而造成的網損甚為可觀，這樣不但造成線損大、電壓波動大，而且直接影響輸電容量，有電也送不過去。通過無功補償來降低網損和提高電壓是一種投資少、回報高的方案，同其它幾種措施相比更適用於在全國范圍內推廣。電力系統中無功補償裝置具有重要地位，是變電站的必須裝置，其對於降低網損、提高供電容量、提高電壓質量具有決定性作用。電力系統每年大量興建和改建各種變電站，所以無功補償的市場容量是巨大的，據統計，近些年全國每年無功補償裝置安裝容量平均在6000萬千乏左右，而且每年仍以10%的容量遞增。2000年全國電力系統無功補償裝置總容量在20000萬千乏左右，其中電容器投切無功補償裝置的容量占總容量的85%（用電企業佔40%，電力企業佔45%）。可見，目前市場上絕大多數無功補償裝置仍是電容器投切方式。無功補償裝置的市場雖然很大，但是受到用戶購買力、觀念和重視程度等影響，在現階段多數用戶還是會首選價格低廉、維護簡單的電容器投切方式。但是隨著新型無功補償裝置技術的逐漸成熟、高功率電力電子器件可靠性的提高和成本的降低，不會用很長時間，TSC、TCR甚至SVG很快會占據無功補償市場。從目前的市場來看，真空開關投切電容器組（MSC）成套裝置屬於成熟技術產品，而晶閘管投切電容器組（TSC）和晶閘管投切電抗器（TCR）兩種產品已經開始進入市場，正在逐步被用戶採納和接受，但是靜止無功發生器（SVG）成套裝置屬於世界各國正在著重研究與開發的新一代無功補償產品，是所有無功補償產品中的「貴族化商品」，目前在世界各國成功並網運行的只有很少幾套。同時必須看到，作為高壓無功自動補償領域而言，靜止無功發生器（SVG）成套裝置是這一技術的最先進、最完善形式，也是企業能夠主導無功補償市場的核心產品。從技術角度上講，低電壓的SVC裝置目前已經在國內實用化；從高電壓領域上講，開發該裝置主要是解決好高壓開關串（晶閘管串）均壓、過電壓保護、運行監控以及其控制模塊防電暈與局部放電等幾個問題。上述問題在高電壓領域均屬常規問題，解決的手段較多。可見，目前開發高電壓靜止無功補償（SVC）裝置是可行的，也是必要的。該產品可應用於35kV及以下電網的靜止無功補償，通過對電網中采樣的電壓、電流進行實時數字信號處理，得出所需補償的無功量大小，確定投切支路。產品與技術的主要特點：①採用美國德州儀器（TI）公司TMS320C3x系列DSP晶元，運算速度快；②可以實現開關零電流投切，無開關涌流；③無功補償響應速度快，TSC與TCR裝置小於20ms；④優良的電磁兼容性能，抗強電磁干擾；⑤提供方便靈活遠程通訊介面。

2、晶閘管投切電容器（TSC）成套裝置

主要研究內容：
晶閘管投切電容器（TSC）型無功補償裝置利用大功率晶閘管通流容量大、開關頻率高的特點，可以廣泛用於頻繁連續動作，實時跟蹤調整無功功率的場合。TSC補償裝置開關無觸點，因而壽命遠高於真空開關投切方案，由於作為高壓無功補償，晶閘管需多級串聯，所以高壓晶閘管的串聯與保護均壓技術、電容器的過零投切技術等使得該方案技術含量及復雜性要遠高於電容器真空開關投切（MSC）型無功補償裝置。晶閘管投切電容器（TSC）型無功補償裝置是靈活輸電(FACTS)的一個重要發展方向。TSC設備具有可以根據系統情況調整功率因數，補償快速變化的感性功率，其響應時間可以小於20ms，電容在投切時不產生涌流與過電壓問題，補償調整可以在1/4個周波內完成，可以實現每相獨立補償，故不存在三相系統不平衡問題。電容器的容量以二進制形式設置，因而調整的范圍大，可提供遙控功能以實現系統的自動化，此外，裝置具有自身器件診斷功能，設備採用光纖隔離信號傳輸，故使用安全。高壓TSC裝置的工作原理如下圖所示。圖中采樣系統通過電壓、電流互感器將系統的電壓、電流信號數字化後送至控制系統；控制系統根據采樣信號計算出所需補償的無功，並依據二進制編碼規則確定投切電容器的支路，然後發出相應的觸發有效信號，此外，控制系統還可以監測整個TSC裝置的運行狀況；觸發信號產生在系統相電壓負峰值時刻，在控制系統發出有效信號時，觸發信號才送至光纖傳輸系統；在TSC裝置中採用光纖傳輸觸發信號可以有效地將裝置的高壓部分與低壓控制部分分隔開，避免高壓側對低壓控制部分的干擾，有效地保護低壓迴路；開關側觸發迴路可以將光纖傳輸過來的觸發脈沖信號經光電轉換後轉換為電信號，經過變換，發出晶閘管開關所需的觸發脈沖，使補償電容器投入運行。開關串為一系列晶閘管/整流管相串聯，整流管在系統電壓/dt<0時給電容器充電，這樣晶閘管可以實現零電壓觸發，使得整個投切過程無過電壓與涌流產生。
主要技術指標：
額定電壓：35kV,10kV,6kV；
額定容量：300kvar～30000kvar；
額定頻率：50Hz/60Hz；
控制方式：過零觸發；
工作方式：具有手動補償和自動補償兩種工作方式。
響應速度：≤0.02s
電容器組：100～900kvar/每支路
保護：過流，過電壓，開關故障保護，越限報警和保護閉鎖功能。
測量系統：數字信號測量系統（DSP），一個周波（20ms）內能對電網的各項參數進行測量。
通信介面：RS-232/RS-485通訊介面，電網數據可儲存三個月以上。
顯示：中文界面，漢字提示，實時顯示電網的主要參數，有背光顯示功能。
應用領域：
用於高壓和低壓配電系統電容器補償裝置的自動調節，提高電網功率因數。

3、靜止無功發生器（SVG）成套裝置

主要研究內容：
靜止無功發生器（StaticVarGenerator）裝置作為無功補償系統的最先進形式，在歐洲被稱為ASVC（AdvanceStaticVarCompensator）。SVG實際上是一個由電力電子高功率器件組成的閥陣列，作為逆變器，將直流側電壓轉換為交流側電壓，與系統並列運行，其結構原理如下圖所示。在實際SVG裝置時會遇到以下問題：1）如何減小輸出無功電流中的諧波成分；2）如何擴大SVG裝置的容量以符合系統的要求；3）如何增加輸出電壓，以便SVG裝置接入更高電壓等級的系統。如果解決上述問題，可以考慮以下措施：1）採用串聯或並聯GTO（或IGBT），以提高容量和電壓；2）採用多組逆變器串聯的多重化結構，提高容量和電壓，減少輸出電壓和電流中的諧波；3）採用適當的PWM技術，以減少諧波成分。在實際大容量的SVG製造上，這幾項措施可同時採用；較小容量的SVG可能採用簡單一些的結構。除了小容量的模型化SVG裝置以外，多重化技術是必須採用的。在多重化技術中，利用幾個單相或三相逆變器產生相位相差若干角度的方波電壓，然後用變壓器將此不同相位的方波電壓串聯在一起，所形成的結果電壓呈階梯狀，更接近於正弦，所以輸出電壓含更少的諧波成分。實用的多重化方案如下圖所示，其中變壓器的一次側是串聯的，其電壓是各二次側電壓之和，但是各變壓器二次側電壓的相位、變壓比不盡相同，各方波電壓的寬度也可能不同，因此一次側串聯後形成的階梯波可能是不等階的。
SVG裝置採用多重化的目的是使輸出電壓和電流接近正弦波，在SVG的結構化設計時，應以總諧波畸變率最小作為控制目標函數，求適當的脈寬、相位和幅值組合。此外，GTO和其他開關器件串聯使用時，要求同一橋臂上各器件動作一致。這就要求各元件開關特性充分一致，但是考慮到GTO的頻率不能過高，各GTO元件在開通和關斷時參數不可能完全相同，則可以採用較低的脈寬調制頻率實現多重化設計，以減少總諧波畸變率，同時提高SVG容量。
該補償裝置可以實現：在穩定狀態下，維持系統電壓不變，或按要求調壓；在穩定狀態下，維持系統某處的無功功率最小，或按經濟性等要求調節無功量；在動態或暫態時，按系統穩定性要求調節無功量以提高穩定極限或抑制振盪。
產品關鍵技術：
高壓靜止無功補償成套系統裝置可以根據系統情況調整功率因數，補償快速變化的感性功率；電容在投切時不產生涌流與過電壓問題；可以實現每相獨立補償，故不存在三相系統不平衡問題；電容器的容量以二進制形式設置，因而調整的范圍大。此外，裝置具有自身器件診斷功能，設備採用光纖隔離信號傳輸，故使用安全。產品的關鍵技術有：①控制系統能夠對系統電壓、電流檢測，經計算確定投切支路；能夠准確發出觸發控制信號；可以提供一個遠程式控制制標准通訊介面；可以實現裝置開關串的故障自診斷功能；控制系統必須運行可靠。②晶閘管開關串過電壓與過電流保護採取措施進行靜態均壓保護；消除雷電過電壓與開關串的局部放電；晶閘管開關串的動態均壓技術，抑制晶閘管開關時過高的電壓與電流上升率；合理設計晶閘管/整流管模塊與開關側觸發電路實際安裝結構；開關串高壓部分的防電暈設計，需要對高壓部分作具體的數值分析，計算出合理的可加工結構參數；高壓部分絕緣材料應具有良好的沿面放電特性。③自診斷監測方法：裝置由串級變壓器鐵芯可以采樣電壓，並監測這一電壓的變化情況，因而可以對晶閘管開關串故障及時報警，以避免故障的進一步擴大；裝置可以監測開關串支路退出運行時的泄露電流。此外，為了降低製造成本也可以採用經降壓變壓器在低壓側補償方式或利用變壓器作為開關的方式（即在低壓側利用晶閘管使變壓器開路與短路），但這些方法都會使得系統的穩定性降低且過渡過程精確分析困難。可見，高壓靜止無功補償成套系統裝置是將高電壓、電力電子與計算機控制技術相結合的產物，因而屬高技術產品，是今後我國無功補償設備發展的一個重要方向。由於使用晶閘管的靜止無功補償裝置具有優良的性能，可以預測，在一定時期內其市場必將一直迅速而穩定地增長，占據靜止無功補償裝置的主導地位。尤其是應用在電壓等級較高的電力系統中，對提高系統的穩定性、運行安全性、提高輸電效率等方面更有著重要的現實意義。因此，開發高壓無功補償裝置產品不僅可以帶來相當可觀的經濟效益，而且對我國電力工業的進一步發展有著積極的促進作用。

4、電力有源濾波器（APF）成套裝置

主要研究內容：

⑺ 關於接地補償裝置問題，請專家賜教！

每段都來要裝接地補償裝置。

<電力源設備過電壓保護設計技術規程》第3條規定，3～60kV的電力網，應採用中性點非直接接地的方式。當單相接地故障電流大於下列數值時，應裝設消弧線圈：3～10kV電力網，30A；20kV及以上電力網，10A。

上述規程的第46條規定，消弧線圈宜接於星形—三角形或星形—星形—三角形接線的變壓器中性點上，如變壓器無中性點或中性點未引出，應裝設專用接地變壓器，其容量應與消弧線圈的容量相配合。

⑻ 無功補償及補償裝置的選擇

第一講：基礎知識
一、為什麼要進行無功補償？
交流電力系統需要電源供給兩部分能量，一部分用於作功而被消耗掉，這部分能量將轉換成機械能、光能、熱能和化學能，我們稱之為「有功功率」。另一部分能量是用來建立磁場，用於交換能量使用的，對於外部電路它並沒有作功，有電能轉換為磁能，再有磁能轉換為電能，周而復始，並沒有消耗，這部分能量我們稱之為「無功功率」。無功是相對於有功而言的，不能說無功是無用之功，沒有這部分功率，就不能建立感應磁場，電動機、變壓器等設備就不能運轉。在電力系統中，除了負荷無功功率外，變壓器和線路上的電抗上也需要大量的無功功率。
在電網中安裝並聯電容器、同步調相機等容性設備以後，可以供給感性電抗消耗的部分無功功率小電網電源向感性負荷提供無功功率。也即減少無功功率在電網中的流動，因此可以降低輸電線路因輸送無功功率造成的電能損耗，改善電網的運行條件。這種做法稱為「無功補償」。
無功功率的定義
國際電工委員會給出的無功功率的定義為：電壓與無功電流的成積。
QC=U×IC
其物理意義為：電路中電感元件與電容元件活動所需的功率交換稱為無功功率。
（插入講解電感元件及電容元件）
電磁（電感）元件建立磁場佔用的電能,電容元件建立電場所佔的電能.電流在電感元件中作功時,電壓超前於電流90℃.而電流在電容元件中作功時,電流超前電壓90℃.在同一電路中,電感電流與電容電流方向相反,互差180℃.如果在電磁元件電路中有比例地安裝電容元件,使兩者的電流相互抵消,使電流的矢量與電壓矢量之間的夾角縮小,從而提高電能作功的能力,這就是無功補償的原理。
（電容元件、電感元件均為動態元件，電容元件的電流是電壓與時間的導數關系，
，電感元件的電壓是電流與時間的導數關系， ）
矢量圖：

我們將每一瞬間電感上的電壓與電感電流IL相乘得到電感的功率曲線PL(圖a)，同樣的，將電容上的電壓與電容電流IC相乘得到電容的功率曲線PC(圖b)。

如圖(a)所示，功率在第二個和第四個1/4周期內電感在吸收功率，並把所吸收的能量轉化為磁場能量；而在第一和第三個1/4周期內電感就放出功率，儲存在磁場中的能量將全部放出。這時電感好象一個電源，把能量送回電網。磁場能量和外部能量的轉化反復進行，電感的平均功率為零，所以電感是不消耗功率的。
如圖(b)所示，在電容中，在第一個1/4周期內，電容在吸收功率進行充電，把能量儲存在電場中。在第二個1/4周期內電容則放出功率，原來儲存在電場中的能量將全部送回給外部電路。第三和第四個1/4周期內各重復一次。
電容的充電和放電過程，實際上就是外部電路的能量和電容的電場能量之間的交換過程。在一個周期內，其平均功率為零，所以電容也是不消耗功率的。
我們注意到：在第一個1/4周期中，當電壓通過零點逐漸上升時，電容開始充電吸收功率，電感則將儲存的能量放回電路。而當第二個1/4周期，電感吸收功率時，電容放出功率。第三和第四個1/4周期又重復這樣的充放電循環過程。
因此，電容和電感並聯接在同一電路時，當電感吸收能量時，正好電容釋放能量；電感放出能量時，電容正好吸收能量。能量就在它們中間互相交換。即電感性負荷所需的無功功率，可以由電容器的無功輸出得到補償，因此我們把具有電容性的裝置稱為「無功補償裝置」。
二、功率因數
1、功率因數的定義：功率因數等於網路的電壓比電流超前的相位差的餘弦。
2、提高功率因數的意義：
（1）改善設備的利用率
因為功率因數還可以表示成如下形式：
COSφ= ＝
其中U―――線電壓，kV
I―――線電流，A
可見，在一定的電壓和電流下，提高COSφ，其輸出的有功功率越大。發電機、變壓器等電力設備在設計時均有一定的電壓有效值U和電流有效值I，即設備需在一定的額定電壓及額定電流下運行。根據P= UIcosφ，若功率因數較低，則發電機發出的有功功率或變壓器通過的有功功率P較低，即設備容量得不到充分應用。
（2） 提高功率因數可以減少電壓損失
電力網電壓損失的公式可以求出：
△U＝△UR+j△UX
=
從以上公式可以看出，影響△U的因素有四個：線路的有功功率P、無功功率Q、電阻R和電抗X。如果採用容抗為XC的電容來補償，則電壓損失為：
△ U=
功率因數低，Q就大，△U就增大,受電端的電壓就要降低。在電壓低於允許值時，將嚴重影響電動機及其它用電設備的正常運行。特別是在用電高峰時，因為功率因數低，將出現大面積地區電壓降低，嚴重影響工農業生產的正常進行。

故採用補償電容提高功率因數後，電壓損失△U減少，改善了電壓質量。
（3） 提高功率因數可以減少線路損失
據有關資料，目前全國有近20GA的高耗能變壓器在運行，一些城網高耗能配變變壓器占配變變壓器總數的50％。許多城網無功功率不足，調節手段落後，造成電壓偏低，損耗增大。1995年全國線損率高達7.8％。通過多方面的努力，1997年全國線損率才達到8.2％。與一些發達國家相比，我國線損率約高出2～3個百分點。據統計，電力網中65％以上的電能損耗在10kV以下的配電網中損耗的，因此配電網中的減少線路損失非常重要。
當線路通過電流I時，其有功損耗為：
△P=3I2R×10－3（kW)
或 △P=3（ R×10－3=3 ( )×10－3（kW)
有以上公式可見，線路有功損失△P與cos2φ成反比，cosφ越高，△P越小。
（4） 提高電力網的傳輸能力
視在功率與有功功率成下述關系：
P=Scosφ
可見，在傳送一定功率P的條件下，cosφ越高，所需視在功率越小。
綜上所述，提高功率因數是必須的。但是功率因數的提高是整個網路的事，必須提高電網各個組成部分的功率因數，才能充分利用發電、變電設備的容量，減少網損，降低線路的電壓損耗，以達到節約電能和提高功率因數的目的。
（插入講解功率因數的目標及力率收費）
1、對功率因數的要求
除電網有特殊要求的用戶外，用戶在當地供電企業規定的電網高峰時負荷的功率因數應達到下列規定：
100KVA及以上高壓供電用戶的功率因數為0.9以上。
其它電力用戶和大、中型電力排灌站、泵購轉售電企業，功率因數為0.85以上。
農業用電，功率因數為0.80以上。
2、功率因數調整電費
我國執行得電價結構為兩價結構，但實際上是包括基本電費、電量電費和按功率因數調整電費三部分。發、供電部門，除了供給用戶得有功負荷之外，還要供給用戶以無功負荷。鑒於電力生產得特點，用戶功率因數得高低，對電力系統發、供、用電設備得充分利用，有著顯者得影響。為了合理地使國家地能量資源，充分發揮發、供電設備地生產能力，我國專門制定了《力率調整電費辦法》，按照功率因數調整電費。《力率調整電費辦法》適用於實行兩部電價制大工業用戶地生產用電。按功率因數調整電費地收取辦法是：
（1） 按照規定地電價計算出當月地基本電費和電量電費。
（2） 再按照功率因數調整電費表所訂地百分數增減計算。如下表1和2所示。
（3） 計算用戶功率因數採用加數平均值，即以用戶在一個月內所消耗的有功電量W和無功電量Q進行計算，即：
cosφ＝
如果用戶的平均功率因數在功率因數調整電費表所列數字之間，以四捨五入計算，如0.855為0.86，0.754為0.75。
表1 減免功率因數電費表
月平均功率
因數 0.85 0.86 0.87 0.88 0.89 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.00
全部電費地減少（ ％） 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.2 2.5 2.7 3.0
表2 增收功率因數電費表
平均功率因數 0.84 0.83 0.82 0.81 0.80 0.79 0.78 0.77 0.76 0.75 0.74 0.73 0.72
增收（ ％） 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5
平均功率因數 0.71 0.70 0.69 0.68 0.67 0.66 0.65 0.64 0.63 0.62 0.61 0.60
增收（ ％） 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10 11 12 13 14 15
備注 自0.59以下，每降低0.01，增收全部電費地2％
3、舉例說明改善cosφ能給用戶帶來經濟效益。
【例1】 某10kV煤礦企業電力用戶原來功率因數為cosφ1＝0.75，視在功率為3150kVA,年用電時間T＝3000h，收費按兩部電價，試確定：
（1） 該用戶得年支付電費。
（2） 欲使功率因數提高到0.95，需裝設得補償容量。
（3） 按許繼目前的電容器補償裝置，分情況做出方案，並計算出投資費用（投資按每年10％回收）。求安裝補償裝置後，企業所獲得的年效益。
解：
(1) 補償前用戶年支付電費：
1） 基本電費。按最大負荷收取，每kVA負荷收取值為180元/年，故：
FJ1=180×3150=567000(元)
2） 電量電費。每kW.h為0.209元，故
FD1=0.209×2362.5×3000=1481287.5 (元)
3） 用戶的總支付電費為：
FZ2=567000+1481287.5=2048287(元)
4)當功率因數為0.75時，增收功率因數電費為全部電費的5％，則增收的電費為：
FZZ=2048287×0.05=102414 (元)
5)用戶實際繳納電費為:
FZ1總= FZ2+FZZ=2150701(元)
(2) 補償容量計算：
已知cosφ1＝0.75，cosφ2＝0.95,S=3150kVA,則
P1＝Scosφ1＝3150×0.75=2362.5（kW)
Q=P( - )
=2362.5( - )
=1307(kvar)
需補償1307kvar，考慮各方面因素，總補償容量按1500kvar考慮。
（3）按許繼目前的產品做出配置方案並計算補償後年支出費用：
方案：一次性投投切方案。此方案用於整體系統負荷變化不大的情況。
主要配置元件為：(此方案僅考慮系統存在5次7次諧波情況，用6％串聯電抗器抑制系統諧波)
TBB10-1500kvar配置如下：
序號 名稱 型號 數量 單位 備注
1 隔離接地開關 GN24-12D1/630 1 只
2 鐵心串聯電抗器 CKSC-90/10-6 1 台
3 高壓並聯電容器 BFM11/ -250-1W
6 台
4 熔斷器 BRW-12/60P 6
5 氧化鋅避雷器 HY5WR-17/45 3 只
6 放電線圈 FDGE8-11/ -1. 7-1W
3 只
7 帶電顯示器 DXN-12T 1 只
8 放電指示燈 AD11-22/21 3 只
9 電磁鎖 DSN3 3 只
10 鋁母線、絕緣子等附件 1 套
11 電容器櫃體骨架 1 套
按此種方案預計投入資金約為：10萬元。
1） 補償後的視在功率和基本電費為：
SB = =2487(kVA)
FJ2=180×2487=447660 (元)
2) 電量電費。每kW.h為0.209元，故
FD2=0.209×2362.5×3000=1481287.5(元)
3）支付資產折舊費用：
Ff=100000×0.1=10000(元)
4） 用戶的總支付電費為：
FZ2=447660+1481287.5＋10000=1938947(元)
5）當功率因數為0.95時，減免功率因數電費為全部電費的2.5％，則減免的電費為：
FZZ=1938947×0.025=48473 (元)
6)用戶實際繳納電費為:
FZ2總= FZ2－FZZ=1890474(元)
7）補償後的經濟效益分析：
△F＝FZ1總－FZ2總＝2150701－1890474＝260227（元）
結論：有以上分析得在裝設無功補償裝置後，一年少交電費約為26萬元，節省的費用完全可以上購買以上方案中的補償設備，並且大有結余。
【例2】 配電網無功補償算例。
（1） 無功補償的原理。在電網中，線路或變壓器的可變功率損耗為：
P=3I2R×10－3= R×10－3
當負荷功率因數由1降至cosφ時，有功損耗將增加的百分數為：
δP%＝( -1) ×100%
因此，提高負荷的功率因數與降低線損的關系為:
δP%＝（1－ ）×100%
下圖表示一個主變容量為15000kVA的35kV變電所，單迴路供電的電力網，單回35kV供電線路至35 kV變電所，期間T接一個電力排灌站，根據有關負荷數據如下：

Ⅰ段視在功率Sjf1=9.2MVA.
Ⅱ段視在功率Sjf2=11.7MVA.
在未裝補償前，該變電所主變功率因數為0.75，此種情況：
Ⅰ段線路的全年損失電量為：
△A1＝ ×R1×24×365=570×103（kW.h)
Ⅱ段線路的全年損失電量為：
△A1＝ ×R2×24×365=1440×103（kW.h)
整條線路的全年損失電量為：
△A＝△A1＋△A2＝570×103＋1440×103=2010×103（kW.h)
若在該變電所10kV側加裝3000kvar的補償後電容器，主變的功率因數將由0.75提高0.91，可使線損降低值為：
δP%＝（1－ ）×100%＝（1－ ）×100%＝32％
即加裝3000kvar的補償後，可使線損下降32％，即減少損失電量為
△ A，＝δP%△A＝32％×2010×103＝64.32（萬kW.h)
（2） 經濟效益分析。從前面的計算中可知，每年可減少損失電量64.32萬kW.h，其效益究竟有多大，可參考現行電價估算如下：
1） 全年直接減少損失，增加純利潤
M=64.32×0.50＝32.16（萬元）
2） 力率調整由罰到獎,增加純收入.補償前該線路全年總電量
A1=1.17×106×8760×0.75×10-3＝7686.9（萬kW.h)
由於功率因數為0.75,低於0.85,故應罰力率調整款
0.5%×8760×0.35=13.5(萬元)
補償後
A2=1.17×106×8760×0.91×10-3＝9326.7（萬kW.h)
由於功率因數為0.91,大於規定的0.85,故獎勵21.3萬元.
實際增加純收入A= A1＋A2=34.8(萬元)
合計增收:M+A=66.96(萬元)
綜上所述:投資20多萬元,一年就能獲得66.96萬元的收入.不僅4個月就能收回投資,而且取得長久的明顯的經濟效果.所以說,無功補償,功在電網,利在自己.
三、無功補償方式
無功補償原則
全面規劃、合理布局、
分級補償、就地平衡
無功補償方法
集中補償與分散補償相結合
高壓補償與低壓補償相結合
調壓與降損相結合
配電網中常用的無功補償方式為：
1、分組補償
在系統的部分變、配電所中，在各個用戶中安裝無功補償裝置；
2、分散補償
在高低壓配電線路中分散安裝並聯電容機組；
3、就地補償
在配電變壓器低壓側和車間配電屏間安裝並聯電容器以及在單台電動機附近安裝並聯電容器，進行集中或分散的就地補償。
四、補償容量的選擇
（1）按公司計算：Qc=P ）
其中：Qc－所需安裝的並聯電容器容量kvar；
P－最大負荷月的平均有功功率kW;
cosψ1－補償前功率因數；
cosψ2－補償前功率因數；
（2）在不具備計算條件時，電容器的安裝容量按變壓器容量的10％～30％確定。
（3）單台感應電動機的就地補償；
在進行無功補償時，有時採取對單台感應電動機進行個別補償，這時不能用上面介紹的方法選擇電容器，也不能簡單以負荷作為計算的依據，因為如果按照電動機在負荷情況下選擇電容器，則在空載時就會出現過補償，即功率因數超前，而且當電動機停機切斷電源時，電容器就會對電動機放電，使仍在旋轉著的電動機變為感應發電機，感應電勢可能超出電動機額定電壓的好多倍，對電動機和電容器的絕緣都不利。因此單台電機個別補償時電容器的容量應按照不超過空載電流的0.9倍進行選擇，即：
QC1≤0.9 UeI0
其中：Qc－所需安裝的並聯電容器容量kvar；
Ue－電動機額定電壓kV;
Io－電動機空載電流A ;
（4）安裝容量與輸出容量的關系
為保證補償電容器安全、穩定、可靠運行，我們必須在補償電容器前加串調諧電抗器，而補償電容器在串接電抗器後，輸出容量和安裝容量的關系應依下式計算：

五、功率因數cosφ與效率η得區別：
電動機和變壓器得效率η是指其輸出有功功率與輸入的有功功率的比值。用效率的概念來說明電動機或變壓器的有功損耗。
功率因數cosφ是用來說明在電網和設備之間往復振盪的電場或磁場能量有多少，功率因數越高說明在電網和設備之間往復振盪的能量越少。
第二講：設計基礎
目錄
第一節：元件的設計選型
第二節：電氣接線
第三節：成套設備的保護
第四節：電容器組投切方式的選擇

第一節：元件的設計選型
1 電容器
電容器做為無功補償的重要元器件，應用於1kV以上的工頻電力系統中，用來提高系統的功率因數，改善電壓質量，降低線路損耗，充分發揮發電、供電設備的效率。產品以鋁箔為極板，烷基苯浸膜紙（WF）、二芳基乙烷浸膜紙（FF）復合，二芳基乙烷浸全膜（FM）、苄基甲苯全膜為介質，採用卷繞式元件經串、並聯後壓制製成，電容器箱體內充滿浸漬濟。一般有單相、三相、集合式等多種分類。
單相電容器：
BAM11/ —200—1WR
內置放電電阻
戶外
單相
額定容量
額定電壓
苄基甲苯浸漬的聚丙烯薄膜全膜介質
並聯
集合式電容器：
BAMH11/ —1200—1×3W
三相
集合式,採用內熔絲保護
（BFM表示二芳基乙烷浸漬的聚丙烯薄膜全膜介質）
了解集合式電容器及全膜電容器：
集合式電容器是將單台殼式電容器經串並聯後裝入大油箱內並充以絕緣油製成。1996年已佔到高壓並聯電容器年產量的20%。其優點是結構緊湊佔地面積小，接頭少，安裝和運行維護工作量很小。為克服容量不能調整的缺點，後來又開發了可調容量的集合式電容器，按照容量調整范圍劃分有50%/100%和33.3%/66.7%/100%兩類產品。由於單元殼式電容器完全浸入絕緣油中，防止了單元殼式電容器的外絕緣發生故障。單元殼式電容器內部配有內熔絲，少量元件損壞後由熔絲切除，整台電容器仍可繼續運行。缺點是含油量大，外殼大油箱易存在滲漏油，故障損壞後需返廠修理所用時間較長，單位容量造價較高。關於集合式電容器有兩個問題需要注意：
(1)為避免大容量集合式電容器發生相間短路故障時造成嚴重後果，容量超過5000kvar的集合式電容器必須做成三相分體結構，即一相一台。
(2)集合式電容器的引出套管外絕緣爬電比距必須≥3.5cm/kV(相對於系統最高運行電壓)，以保證其絕緣強度。
箱式電容器是在集合式電容器基礎上發展起來的一種電容器，與集合式電容器的不同之處是內部單元電容器沒有外殼，直接浸入絕緣油中，外殼大油箱採用波紋油箱或帶金屬膨脹器，與外部大氣完全隔離。同集合式電容器相比，外殼體積和內部含油量進一步減少，以西安電力電容器廠3000kvar產品為例，箱式電容器比集合式電容器外殼體積減少59.1%，重量減少60.6%。由於材料用量減少，價格比集合式電容器要低。缺點是內部元件發生故障由內熔絲切除後，會對大油箱內的絕緣油造成污染。
全膜電容器具有損耗低、發熱量小、溫升低、體積小、重量輕的優點。國產全膜電容器自1986年開始生產以來，經過不斷改進完善，質量已趨於穩定，在可靠性方面已經好於部分進口產品。自1995年以來產量逐年大幅度增長，已有多家產品通過了兩部鑒定。同國外先進產品相比，差距主要表現在比特性上，材料消耗是國外先進產品的兩倍。既便如此，同膜紙復合介質產品相比體積、重量均大幅度下降。以桂林電容器廠100kvar產品為例：全膜產品比膜紙復合介質產品體積下降31.2%，重量下降44.4%。集合式產品以錦州電容器廠3000kvar產品為例：全膜產品比膜紙復合介質產品體積下降55%，重量下降47.9%。箱式電容器採用全膜產品後可取消散熱器。最近，電容器製造業制訂了關於加速發展國產高壓全膜電容器的若干措施，必將進一步提高國產高壓全膜電容器的質量。因此，新增電容器應全部採用全膜產品，浸漬劑優先選用苄基甲苯(M/DBT)和SAS—40。