浅谈集合式电容器的应用 电容器是如何工作的

摘要：本文介绍了平顶山供电区装设的集合式电容器成套装置，对装设过程中变电站无功补偿容量的确定、集合式电容器及其配套设备型式和参数的选择等作了说明，还对集合式电容器运行过程中可能出现的涌流、过电压以及对电网谐波放大等一系列问题进行了分析并介绍了采取的抑制措施，后对如何更合理地选用集合式电容器成套装置提出了一些看法。
关键词：集合式电容器 涌流 过电压 谐波放大 1　前言

　　平顶山供电区地处华中电网火电基地之一，多数变电站运行电压偏高，所以过去各站均未装设无功补偿装置。这就造成平顶山供电区内缺乏无功，功率因数偏低，线损率偏高。随着有载调压变压器的广泛使用，经计算分析，安装补偿电容装置后，与变压器有载调压装置配合，大部分变电站可满足母线电压的要求，同时也提高了系统功率因数，达到《城市电力网规划设计导则》的有关规定和一流供电企业的考核要求。于是从1998年起，平顶山供电区相继在辖区内的1个220kV变电站、5个110kV变电站和2个35kV变电站装设了集合式电容器成套装置。
　　并联补偿电容器在运行中存在操作过电压、合闸涌流及放大谐波电流等一系列问题，这是设计工作中所必须考虑的。笔者参加了在这些变电站装设集合式电容器成套装置的安装设计工作，设计工作中遇到了较多问题，　　通过对有关专著的学习研究和向有关专家请教，对这些问题有了一些初步的认识。这里针对一些具有普遍性的问题，结合平顶山供电区的具体做法，进行一些简单的归纳和分析，以便于和广大同行进行分析和探讨，共同提高对电力电容器的认识。
2　变电站无功补偿容量的确定
　　根据无功分层平衡，就地补偿的原则，变电站装设的无功补偿装置仅用来补偿站内的无功损耗。站内的无功损耗主要是主变的无功损耗，包括励磁损耗和漏抗损耗两部分，励磁损耗属不变无功损耗，其值为变压器额定容量的比例即变压器的空载电流百分数，数值较小。漏抗无功损耗与变压器的运行负荷大小有关，在变压器无功损耗中占绝大部分。因此在计算时必须根据主变当前负荷并考虑到负荷将来的发展，计算出主变的无功损耗后，结合集合式电容器产品规格，来确定无功补偿容量。
3　集合式电容器的选用
　　集合式电容器由多个带小铁壳的单元电容器组成，单元电容器是全密封的，其内部主要是多个并联的装有内熔丝的小电容元件和液体浸渍剂。单元电容器按设计要求并联和串联联接，固定在支架上，装入大油箱，注入绝缘油，组成集合式电容器。
　　 我们采用的集合式电容器全部为全膜介质，全膜产品较膜纸复合产品损坏率很低，且体积小、重量轻、介损低、节能，元件击穿时击穿点的膜熔化，不析出气体，大大提高了产品的可靠性。
　　 我们采用的集合式电容器可分三档（分Q／3、2Q／3和Q三档，Q为集合式电容器总容量）或两档（分Q／2和Q两档调容，这使变电站可根据负荷变化合理调整补偿容量，避免负荷轻时电容器投不上的弊病。调容须在断电情况下进行，调容的方式有抽头调容和转换开关调容两种。
    使用转换开关调容的集合式电容器调容转换开关置于集合式电容器的箱体内，由调容转换开关引出一根16芯控制电缆至调容控制器，在断电情况下通过调容控制器上的档位转换按钮实现集合式电容器的调容。调容控制器上还装有远动接口，所以采用转换开关调容的集合式电容器为电容分组自动投切、实施无功、电压综合控制以及实现远方操作创造了条件。其缺点是若转换开关出现故障，需打开集合电容器箱体进行维修，这需厂方派技术人员现场指导。
　　 使用抽头调容的集合式电容器在电容器箱体上一般按总容量的1／3和2／3引出抽头，并在箱体上安装两组调容隔离开关，通过操作调容隔离开关，对集合式电容器进行调容。其优点是调容隔离开关装置的故障机率较低，出现故障后也容易维修，缺点是使用抽头调容的集合式电容器体积较大，难以实现远动、自动功能。
　　 在平顶山供电区变电站装设无功补偿装置前，除郏县变和龙泉变外其它各已建成的变电站均未预留装设电容补偿装置的位置，多数变电站内可利用空地较少。根据我局实际情况，比较其优缺点，我们确定采用集合式电容器成套装置对各已建成的变电站进行无功补偿。
　　 目前全膜、充油的集合式电容器已成为并联补偿电容器的主导产品。但更先进的产品已经出现并投入运行。

3．1　充气集合式电容器

　　这种集合式电容器的内部电容器单元与常规集合式电容器相同，但在大外壳中采用SF₆等气体进行绝缘和散热，在场强和容量相同的情况下含油量为常规集合式电容器的1／8，大大降低了故障情况下造成火灾的危险性，当然也不存在渗漏油的问题。充气集合式电容器更易维护，只在气体压力低于0．005MPa时，充入少量氮气既可，而这一般是在产品正常使用十年之后的事。另外充气集合式电容器还具有零部件种类少，结构简单；重量轻，安装运输方便；防爆，经济性能好（成本与常规集合式电容器相当）等优点。

3．2　箱式电容器

　　箱式电容器基本上相当于去掉单元电容器小金属外壳的集合式电容器，这就排除了单元电容器对小金属外壳击穿的可能性，提高了可靠性。用油量少，较同等级的集合式电容器重量减轻30％左右。箱式电容器在比特性、制造成本、消耗金属材料和冷却介质以及重量等技术经济指标上均优于集合式电容器，但若发生内部故障则必须返厂修理。在日本，集合式电容器经过短暂时间即被箱式电容器所取代。

3．3　干式可自愈高压并联电容器

　　这种电容器的元件采用金属化聚丙烯膜绕卷而成，并由树脂灌封，多个这种电容器元件并联组成电容器单元，电容器单元电压限制在1kV左右。多个电容器单元串联组成这种电容器。这种电容器难燃、难爆，免维护，为模块结构，可根据需要扩展成不同容量。
　　 这些更先进的产品应是我们今后选用并联补偿电容器时重点关注的对象。

4　并联补偿电容器投入电网时的涌流计算及串联电抗器的选择
　　
　　在电容器（组）投入电网运行的瞬间总会出现高幅值的电流，称为涌流。若不串联电抗器加以限制，涌流峰值可能超过电容器（组）额定电流的100倍。在高幅值涌流的冲击下，不仅会使电容器发生损坏，还会使电网中的开关、电流互感器等设备受损，继电保护设备误动。
　　 并联补偿电容器装置的合闸涌流限值为电容器额定电流的20倍，当超过时应装设串联电抗器予以限制。装设的串联电抗器仅用于限制合闸涌流时，电抗率宜取0．1％～1％。
    结合平顶山供电区谐波治理情况，考虑到集合式电容器成套装置中为限制某次谐波而配置大电抗器时一方面增加无功损耗，另一方面还将提高电容器端子上的运行电压，提高过电压水平，影响电容器的*与寿命。所以我们的集合电容器成套装置中均配置K＝1％的小电抗器，仅用来限制合闸涌流。
5　并联补偿电容器的过电压保护

5．1　目前国内外主要使用氧化锌避雷器（MOA）对并联补偿电容器进行操作过电压保护。试验研究中的数据表明：
　 　①各种操作过电压中，分闸操作时的过电压是主要的，其中分闸操作过电压又主要出现在单相重击穿时，两相重击穿和一次操作时出现多次重击穿的机率均很少。
　　②单相重击穿的突出特点是电容器极间电压基本不升高，过电压主要在中性点对地的杂散电容上，然后由中性点传递到非重击穿相，因此，无论直接限制相—地间电压，还是限制中性点—地间电压，均能达到限制单相重击穿过电压的目的。这种过电压可超过4（P．U）。而当电源侧有接地故障时发生单相重击穿，其过电压倍数更高。
　　③两相重击穿由于重击穿后时间上的差异，不仅可能产生极对地的过电压，也可产生电容器的极间过电压。极对地过电压是在一相首先击穿后，即单相重击穿过程中产生。随即在另一相断口上产生很高的恢复电压，而使断口击穿，即形成两相重击穿。两相重击穿后在两相的电容、电感回路中产生强烈的暂态过程，由此在电容器极间产生过电压。过电压值与网络参数、X_L／X_C值等有关。两相重击穿时极间过电压可达3（P．U），而极对地过电压却远没有带接地故障时的单相重击穿严重。如电容器相间杂散电容与回路中的电感发生谐振，则可能产生更高的过电压。
　　④电源侧有单相接地故障时的单相重击穿，对电容器的极间电压无影响；两相重击穿时过电压也不受单相接地的影响。
　　 以上四点是我们确定避雷器接线方式和选择避雷器参数的主要依据。
5．2　保护并联补偿电容器用MOA的接线方式

　　典型的对集合式电容器进行操作过电压保护的MOA的接线方式见图1。

摘要：对金属化膜高压并联电容器内熔丝的考核方法、不自愈时的保护以及与断路器开断时间的配合等问题进行了讨论。
关键词：金属化膜 并联电容器 内熔丝 试验方法 保护 开断时间 　　金属化膜低压并联电容器已经有30余年的历史了。现在尽管还在不断地提高和创新，但早已被人们普遍接受，因而完全取代了老式的油浸式产品。而高压并联电容器，暂且不谈金属化膜产品，就以油浸式产品而论，还是膜纸复合产品用量居多，而且较为可靠。据不完全统计，至2000年底，我国（未计台湾、香港和澳门地区）高压并联电容器的总装机容量约为168Gvar左右，其中绝大多数是膜纸复合产品。全膜电容器虽然走过了20余年的艰难历程，只是近两年全膜产品的产量才超过膜纸复合产品。以2000年为例，按行业12个厂家的统计，高压并联电容器中，全膜产品按台数计占59．24％，按容量计占64．03％。而某省电力部门1990～1998年连续九年的统计表明，在已投运的8．646Gvar电容器中，膜纸复合产品的容量故障率为0．46％，而全膜产品（大部分是进口产品）的容量故障率却高达11．88％，后者是前者的近26倍！这充分说明，一类新产品的研制成功并非易事！
　　金属化膜高压并联电容器从20世纪80年代才开始研制，至今在国外仍因种种原因而未在市场上占主导地位。我国的起步要晚得多，从桂林电力电容器总厂开创性的研究工作开始计算，仅仅六七年光景。但产品上市的速度却大大高于国外。作者认为，我们的此类产品还处在成长期，加之市场需求过旺，该类产品在运行中出了一些问题，应当属于产品成长期的正常情况。与上述全膜并联电容器的发展情况比较，似乎不应该感到意外。当然，我们有责任抓紧研究，让它日趋完善，以满足用户不断增长的需要。为此，下面想从几个方面发表几点拙见。

　　首先是对内熔丝的考核方法。这似乎是一个不成问题的问题。因为各国标准都有规定，而且基本一致。但作者认为，这种用铁钉对有内熔丝的元件造成人为短路，用来考核内熔丝保护是否可靠的方法，仅仅对油浸式膜纸和全膜电容器适合，而对金属化膜电容器就不能认为是合适的了！因为此种方法从根本上讲，不能模拟金属化膜电容器击穿瞬间的工况，这一点恐怕是大家的共识，不必为之再费笔墨了。那么，为什么还要用此方法来考核金属化膜电容器中的“内熔丝”呢？我想答案也许只有一个：严格执行标准！这当然无可非议。但是，人们不禁要问：用这样的方法考核后“合格”的产品，能在纷繁复杂的运行工况中经受住考验吗？近年来仅作者所知的若干情况，已经能给出否定的答案。所以我认为，研制者切不可因为试验通过后产品运行时就高枕无忧了，而应该补充额外的但又非常必要的针对性强的试验项目，严格考核，以确保产品出厂后*可靠运行。

　　其次是“自愈性”。人所共知，这正是金属化膜电容器的独特优点。很可能就是这一优点，吸引了不少人的目光，想方设法要把它推而广之，让它也在高压并联电容器领域一显身手，这无疑有着诱人的前景。同时人们也没有忘记，金属化膜电容器的“自愈性”并非无处不在、无时不有；而令人费解的是普遍承认、但却大多有意（应读做相信上述考核试验结果）或无意的予以忽视，或者说措施不能满足真实要求。既然不自愈或自愈失败的现象时有发生，而且此时故障处的绝缘电阻不降低到零，而是欧姆级至兆欧级的某个不确定的值，那末这一根小小的熔丝怎么能对如此不同的情况给予可靠的保护呢？也许有人会说，这时无需熔丝劳神，元件还可继续工作。事实上这种元件也确实还在继续运行，但绝非令人放心地*运行。为此我们不妨假定故障后的残留阻值为几十欧或百欧级，那时该元件的温度必然会升高，这一点在运行中已经得到充分证明。这种温升不能归咎于元件端部局部放电所致：①投运初期也有局部放电现象出现，但是未见元件表面温度升高，此种温度大幅度升高只能认为是不自愈出现后的结果；②经对在室内运行的电容器组元件表面温度的实际测试，竟达80℃甚至还高一些。

　　再次是保护动作时限。大家知道，目前投运电容器一般都用真空断路器或六氟化硫断路器，以10～35kV级而言，开断时间通常为2．5～3．0周波左右，亦即50～60ms的时间。尽管如此之迅速，但仍时有不能防止故障电容器组事故扩大的情况出现。比如电容器爆裂着火后断路器才跳闸。虽然这种现象原因极其复杂，很难三言两语给出一个明确而又为大家公认的简要说法，但有一点似乎可以明白，那就是断路器的动作时间还过长，没能赶在事故扩大前切断电源；或者说有些时候事故扩大所需的时间小于50～60ms。这就是说，即使加上继电保护出口继电器的动作时间在内，总的开断时间也在100ms左右。如果仍然视“继电保护为后备保护，电容器内部的固有（因设计而定下来的）保护为主保护”是一条基本原则的话，那末，上述时限就得千方百计满足，以确保电容器的*运行。如不遵守这一原则，发生恶性事故的可能性恐怕在所难免。当然，由于断路器拒动酿成的大祸也是有的，这不能和上面的情况混为一谈。

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无功功率补偿，简称无功补偿，在电子供电系统中起提高电网的功率因数的作用，降低供电变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境。所以无功功率补偿装置在电力供电系统中处在一个不可缺少的非常重要的位置。合理的选择补偿装置，可以做到大限度的 减少网络的损耗，使电网质量提高。反之，如选择或使用不当，可能造成供电系统，电压波动，谐波增大等诸多因素。

1. 过电压

过电压对电力电容器的危害极大。电力电容器的寿命与过电压的时间、 过电压的幅值、过 电压的次数有密切的关系。特别是长时间过电压，会使电力电容器发热，从而加速绝缘老化 。所以当电网电压超过电力电容器额定电压1.1倍时， 应将其退出运行。 工频耐压试验装 置适用于大型的水力/火力发电机的耐压试验，采用多节电抗器并联的工作方式，调整可调 电抗器的电感量。

2. 过电流

当电容器电流超过1.3倍额定电流或三相不平衡电流超过5％时，应将其退出运行。因为电流 过大，将造成电容器的烧坏事故。

3. 渗漏油

电力电容器是全密封设备，密封不严则空气、水分以及杂质都可能进入电力电容器内部。当 电容器发生渗漏油时，则应减轻负载或降低周围环境温度，但不宜长期运行。若发现电力电 容器严重渗漏油，则应尽快将其停用。

4. 鼓肚变形

运行中电容器油箱内部发生故障时，绝缘油被电弧的高温分解，产生大量的气体，会使油箱 鼓肚变形。出现这种情况时，应立即将其退出运行并更换备用品。

5. 电容器断路器自动跳闸

断路器跳闸后不得强送，此时首先应检查保护动作的情况及有关一次回路，如检查电容器有 无爆炸、鼓肚、喷油。并对电容器的断路器、电流互感器、电压互感器、电力电缆等进行检 查，判断故障性质。如无上述情况，而是由于外部故障造成母线电压波动而使断路器跳闸， 经15min后允许进行试合闸。 未查明原因之前不得试送。

6. 电容器停用处理

遇有下列故障之一者，应停用电容器组，并报告值班调度员和部门领导。

(1) 电容器发生爆炸；

(2) 电容器套管发生破裂并有闪络放电；

(3) 电容器严重喷油或起火；

(4) 电容器外壳有明显膨胀，有油质流出或三相电流不平衡超过5％以上， 以及电容器或电 抗器内部有异常声响；

(5) 接头严重过热；

(6) 密集型电容器油温超过65℃，或压力释放阀动。

在供电系统中，根据《预防电容器装置事故的技术措施》中规定：对高压并联电容器部分， 应定 期进行电容器组单台电容器电容量的测量，推荐使用不拆连接线的测量方法，避免因 拆装连接线导致套管受力而发生套管漏油的故障。因此可采用全自动电容电感测试仪对电容 器进行检测，提高供电系统的安全可靠性。