补偿电容器故障原因分析

补偿电容器故障原因分

析

Revised by Petrel at 2021

补偿电容器故障原因分析

摘要：电容器被损坏的情况主要是电容器内部故障、熔丝动作和渗漏，其次是油箱鼓肚，绝缘不良。对造成电容器损坏进行了分析，不论从设计、安装、运行管理、产品质量等各个方面都存在一定问题，应引起重视。

关键词：补偿电容器；故障；分析

宜宾电业局从1997年开始在电网中投入补偿电容器，现在已有城中、竹海、叙南、吊黄楼、九都、方水、龙头等7个变电站共12组补偿电容器在网运行。几年来的运行情况其损坏是比较严重的，电容器损坏率在15%～20%，严重地影响电网的安全运行和造成较大的经济损失。电容器被损坏的情况主要是电容器内部故障、熔丝动作和渗漏，其次是油箱鼓肚，绝缘不良。究其原因，造成电容器损坏的原因大致有以下几个方面。

1?谐波的影响

宜宾电网的谐波问题是比较突出的，1990年电科院曾将宜宾电网列为全国的谐波监测点之一。一般认为三次谐波在变压器二次侧的三角形接线中流通，不会进入电容器组，因此，主要是抑制五次谐波及以上的谐波分量，由此而选用6%电容器组容抗量的串联电抗器。但实际运行中发现，变压器的三角形结线不能完全消除三次谐波，不能阻止三次谐波穿越变压器，主要是因为变压器电源侧三相谐波分量不平衡，其次是变压器二次侧除电容器外还带有谐波发生源的电力负荷，按前述所配置的6%串联电抗器对于三次谐波仍然呈容性，三次谐波进入电容器后将被放大，这对电容器组定有较大的影响。为此，为抑制三次谐波的一个办法，根据计算装设感抗为13%电容器容抗值的串联电抗器，加大串联电抗器的感抗，以阻止三次谐波进入电容器，但这将使电容器的端电压增高15%，这是正常运行所不允许的。由此必须更换更高耐受电压的电容器，这将增加较大投资。另一办法是装设三次谐波滤波器，它既可以减少谐波对电容器的影响又可以避免三次谐波侵入电网，同时使电网的电压质量得到改善。但是如果谐波来自变压器的电源侧电网，则三次谐波将穿越变压器，通过滤波器后使谐波放大，这对电网电压质量及对变压器运行带来不利影响。电容器允许的1.3(1.35)倍的额定电流下连续运行，如果电容器装有6%串联电抗器来限制了五次及以上的谐波分量，那电容器中只通过基波及三次谐波，电容器中电流的有效

值I=I1其中K=I3/I1。如果电容器中允许电流为额定基波电流的1.3倍，即I=1.3IL，则可求出K=27.7%，即只要三次谐波电流不超过其基波电流的27.7%。那末电容器就可正常安全运行。实际运行中测得的三次谐波分量一般都未超过27.7%，因此只要适当调整电容器容量，在避开三次谐波的谐振条件下，使电容器通过的电流不超过其最大允许值，那末三次谐波就不会对电容器造成危害。至于发生突发故障时出现的谐波，由于其时间短暂，对这类谐波，只要电容器具有正常的绝缘强度和保护装置，就不足以造成损坏。

2?渗漏

电容器是全密封装置，如果密封不严，空气、水分和杂质就可能进入油箱内部，造成极大危害，因此电容器是不允许发生油的渗漏。一般发生油渗漏的部位主要是油箱与套管的焊缝，发生渗漏的主要原因是焊接工艺不良。另外国内制造厂对电容器作密封试验的要求不严格，试验是采用加热到75℃保持2h 的加热试验而不是逐台试验。相对照美国西屋公司是采用85℃8h加热试验，法国西门子公司是采用9 5℃6h加热试验。由于国外产品通过严格的试验，因此很少出现渗漏现象。套管渗油的部位一是根部法兰，二是帽盖和螺栓等焊口，渗漏的原因有加工工艺问题，也有结构设计和人为的原因。螺栓与帽盖应该构成整体，如焊接质量差，对螺丝紧力时紧力稍大就会引起焊缝断裂。变电站中多是采用硬母线联接，温度变化时母线温度变化而膨胀和收缩，就会使螺杆受力，很容易将螺杆焊口拉开。此外，搬运电容器如果是采用直接提套管的方法以及运输过程中包装质量不好，也会使套管的焊缝破裂而引起渗漏。3?鼓肚

鼓肚就是油箱膨胀。电容器油箱随温度变化发生少许鼓胀和收缩是正常现象，但是当内部发生放电，绝缘油将产生大量气体，而使箱壁变形，形成明显的鼓肚现象。发生鼓肚的电容器已经不能再用，而且不能修复，应拆下更换新电容器。造成鼓肚的原因主要是产品质量问题。过去绝缘纸、铝箔质量差，浸渍液不是吸气性的电容器油，又没经过严格的净化处理，加之在设计上追求比特性的指标，工作场强选择较高。这样就造成低质量的产品在高电场下运行，以致发生大批电容器鼓肚、元件击穿和熔丝动作的故障。根据现场调查表明：电容器击穿的部位多在电极的边缘，拐角和引线与极板接触处，以及元件出现折叠等部位，这些地方电场强度或电流密度较高，容易发生局部放电或热烧伤绝缘。

4?绝缘不良

绝缘不良电容器是在预防性试验中发现的，其中一部份是电容值偏高。根据长期加热加压的寿命试验证

明，电容值的变化是很小的。电容值的突然增高，只能认为是部份电容元件击穿短路，因为电容器是由多段元件串联组成的，串联段数减少，电容就会增高，部份元件发生断线，电容值将会减少。另一部分绝缘不良的电容器是电介质损失角过大。电容器长期运行，介质损失角将略有增加，但是成倍增长是不正常的现象。由于只有发生放电时，由于局部过热才会出现介质损失过大的问题，因此，对待这些产品只能进行更换。电极对油箱的绝缘强度是比较高的，但是由于工艺中的缺陷，例如在焊接过程中烧伤了元件与箱间的绝缘纸、引线未包好绝缘、油量不足、采用短尾套管、绝缘距离不够、瓷套质量不良等等，在试验过程中就可能发生放电和套管炸裂的故障。

5?炸裂

电容器产生爆炸的根本原因是极间游离放电造成的极间击穿短路。电容器要配置适当的保护熔丝，当电容器发生击穿短路时，熔丝将首先切断电源，油箱就不会发生爆炸，并且可以避免着火和防止将邻近电容器炸坏。星形结线的电容器组，由于故障电流受到限制也很少发生爆炸，因此单台保护是很重要的，只要安秒特性配合适当就可以防止油箱炸裂。

6?过电压及外力破坏

由于开关重燃引起的操作过电压和系统谐振，曾经损坏过一部份电容器，经过设备配套完善化，这类故障已很少发生。此外因雷击时，由于避雷器距离超过电容器组150m而没有起到防雷保护作用，引起电容器套管闪络，也会损坏电容器。因此，套管外绝缘强度如何，是否清洁等问题也是值得注意的。但总的来说，过电压对电容器的威胁不大。通过以上几点的分析，不难看出宜宾电业局在运的电容器，不论从设计、安装、运行管理、产品质量等各个方面，都存在一定的问题，应引起重视。并根据实际情况，采取适当措施予以解决。对一些情况不明的故障加以研究，以保证在网运行电容器组的安全运行。

变电站并联补偿电容器组的配置研究

前言

为了减少电网中输送的无功功率，降低有功电量的损失，改善电压质量，供电企业普遍在变电站内安装并联补偿电容器组(以后简称电容器组)。电容器组由电容器、串联电抗器、避雷器、断路器、放电线圈及相应的控制、保护、仪表装置组成。目前，国内绝大部分电容器制造厂只生产电容器，其他设备均需外购，在成套设计成套供货方面尚有不足之处。使用单位必须对电容器及配套设备进行选型。由于各地的具体情况不同，在电容器组的设备选型、安装布置上差别很大，本文就此提出一些分析意见。

2电容器容量的选择电容器组容量的配置应使电网的无功功率实现分层分区平衡，各电压等级之间要尽量减少无功功率的交换。由于电容器组在运行中的容量不是连续可调的，从减少电容器组的投切次数、提高功率因数的角度出发，希望电容器组在大部分时间内能正常投入运行而不发生过补偿。通过对变电站负荷变化情况的分析，徐州地区变电站负荷率一般在70%～80%之间，一天当中约有2/3的时间负荷水平在平均负荷以上。我们以变电站变压器低压侧全年无功电度量除以年运行时间求出年平均无功负荷，电容器组容量按照年平均无功负荷的90%选取。实际运行时，由于电容器组额定电压一般为电网额定电压的1.1倍，而变电站低压母线电压一般控制在电网额定电压的1～1.07倍，电容器组实际容量要降低5.4%～17.4%，从而保证了电容器组在绝大部分时间内都能投入运行。对于负荷季节性变化比较大的农村变电站和预计近期内负荷将有较大增长的变电站，电容器组容量可以适当增加，但要求电容器组必须能减容运行。这一点对集合式与箱式电容器而言，要求具有中间容量抽头，组架式和半封闭式电容器组只要将熔断器去掉几只即可。同时要求配有抑制谐波放大作用的串联电抗器有中间容量抽头，以保证电抗率不变。增加电容器分组数有利于提高补偿效果，但是相应地要增加设备投资，所有35～110kV变电站内电容器组一般按照一台变压器配置一组。从降低单位千乏投资的角度出发，单组电容器组容量不能太小。以10kV全膜三相集合式电容器组为例比较3600kvar和1200kvar电容器组的单位千乏投资。两种电容器组均配置三台单相放电线圈(单台放电容量1700kvar)，三只氧化锌避雷器，1%的干式空芯串联电抗器，一组真空开关柜，电力电缆长度40m，土建及安装费按照设备总投资的25%计算。各项投资详见表1。根据表1计算，3600kvar和1200kvar电容器组的单位千乏投资分别为65.5元和142.8元。1200kvar电容器组的单位千乏投资已经超过自动投切的10kV

线路杆上式电容器组的单位千乏投资。因此，变电站内电容器组单组容量不宜小于1200kvar。

表1电容器组投资比较表单位：万元?

3电容器组的选型3.1型式选择就电容器组而言，目前国内常用的主要有组架式、半封闭式、集合式、箱式四种，各有其优缺点。组架式电容器组是将单台壳式电容器、熔断器等安装在框架上，框架采用热镀锌的型钢材料，是传统的结构形式。这类产品使用时间最长，运行经验丰富。优点是安全距离大、故障影响范围小、检修维护方便、容量增减灵活、单位容量造价较低。缺点是占地面积较大、安装及检修维护工作量大。除城市中心地段变电站外，多数变电站占地问题容易解决。因此，这类装置仍然是今后大量使用的主导产品。为缩小占地面积可选用单台容量较大的全膜壳式电容器。半封闭式电容器组是将单台壳式电容器双排卧放，端子向里，底部朝外，电容器带电部分用金属封闭起来，四周外壳接地。国外最早由ABB公司开发，在欧美得到广泛的应用。国内主要由桂林和锦州电容器厂生产。优点是结构紧凑，不需要设置隔离围栏，占地面积较小，容量增减灵活，单位容量造价较低。缺点是带电部分封闭后通风散热条件较差，绝缘子上易积灰，内部湿度较大时易形成凝露，造成闪络放电。运行中已发生多次事故，应进一步改进完善，目前不宜广泛推广应用。集合式电容器是将单台壳式电容器经串并联后装入大油箱内并充以绝缘油制成。国外最早由日本日新公司开发，国内则在1985年由合阳电力电容器厂首先开发成功。目前已有合阳、西安、锦州、无锡等厂的多种型号产品通过了两部鉴定，产量逐年大幅度提高，1996年已占到高压并联电容器年产量的20%。其优点是结构紧凑占地面积小，接头少，安装和运行维护工作量很小。为克服容量不能调整的缺点，无锡电容器厂开发了可调容量的集合式电容器，按照容量调整范围划分有50%/100%和33.3%/66.7%/100%两类产品。由于单元壳式电容器完全浸入绝缘油中，防止了单元壳式电容器的外绝缘发生故障。单元壳式电容器内部配有内熔丝，少量元件损坏后由熔丝切除，整台电容器仍可继续运行。缺点是含油量大，外壳大油箱易存在渗漏油，故障损坏后需返厂修理所用时间较长，单位容量造价较高。关于集合式电容器有两个问题需要注意：(1)为避免大容量集合式电容器发生相间短路故障时造成严重后果，容量超过5000kvar的集合式电容器必须做成三相分体结构，即一相一台。(2)集合式电容器的引出套管外绝缘爬电比距必须≥3.5cm/kV(相对于系统最高运行电压)，以保证其绝缘强度。箱式电容器是在集合式电容器基础上发展起来的一种电容器，与集合式电容器的不同之处是内部单元电容器没有外壳，直接浸入绝缘油中，外壳大油箱采用波纹油箱或带金属膨胀器，与外部大气完全隔离。同集合式电容器相比，外壳体积和内部含油量进一步减少，以西安电力电容器厂3000kvar产品为例，箱式电容器比集合式电容器外壳体积减少59.1%，重量减少60.6%。由于材料用量减少，价格比集合式电容器要低。缺点是内部元件发生故障由内熔丝切除后，会对大油箱内的绝缘油造成污染。国外只有日本生产和使用，与国内产品不同之处是内部由特大元件集合而成，没有内熔丝。国内目前已有合阳、西安、锦州

等厂生产，这类产品代表着今后的发展方向，可以有选择性的逐步使用。1996年，桂林电容器厂开发积木型无油自愈式电容器，产品型号为BKMJJ，三相最大容量达到3000kvar，这种电容器由若干个单元串并联而成，单元则是由若干个经过树脂灌封的元件并联后装在一个容器内，接有放电电阻，所有带电部分均由阻燃ABS压制成的罩子盖住。根据容量大小对单元电容器按照水平或铅直方向进行组合。经挂网试运行后，1998年4月已通过鉴定。这种电容器满足了城市变电站设备向无油化方向发展的要求，在城网变电站中可以逐步推广应用。3.2断路器的选择对电容器组断路器的主要要求是：分闸时不发生重击穿，合闸时不应有明显弹跳。目前，6～10kV电压等级主要采用少油断路器和真空断路器。真空断路器的优点是耐频繁操作，灭弧室不需要检修，不存在渗漏油的问题。因此，存在一种倾向：即全部采用真空断路器。我们认为对此问题不能一刀切。真空断路器由于存在开断后重燃问题，运行中已经多次造成事故，即使是进口真空断路器也发生过这种事故。而少油断路器具有切除电容器不重燃的优点，东北电管局对少油断路器触头进行改造后可以连续操作1000次不检修不换油，解决了少油断路器不耐频繁操作的问题。因此，6～10kV电容器组断路器应与变电站出线断路器选型一致，不必全部采用真空断路器。设备订货时真空断路器要求必须经过老练试验，少油断路器则要求对触头进行改造。35kV电容器组断路器自然是SF6断路器占绝对优势。3.3串联电抗器设计部门在进行电容器组设计时一般总是配置6%的串联电抗器。这样既增加了设备投资又不一定能起到好的作用。据对某电网3个220kV变电站24个110kV变电站18个35kV变电站的谐波实测结果表明，仅有3个变电站3次谐波含量偏高，4个变电站5次谐波含量偏高，分别需要配置4.5%和12%的串联电抗器抑制谐波放大。其它变电站谐波含量很低只需要考虑限制电容器组合闸涌流的问题。因此，变电站配置电容器组时应对电网背景谐波水平进行实测以确定串联电抗器的电抗率。油浸串联电抗器由于存在渗漏油和饱和的问题，一般已不再选用。干式空芯串联电抗器以其机械强度高、噪音低、维护量小的优点已得到广泛应用，为减少占地面积，可采用三相迭装产品。安装时必须注意三相的迭装顺序不能搞错。如果只需要考虑限制电容器组合闸涌流，可以采取阻尼式限流器，它是由阻尼电阻、放电间隙和小容量电抗器组成。合闸瞬间电抗器承受全部电压，放电间隙击穿将阻尼电阻接入电路限制涌流。涌流衰减后，电抗器端电压下降，放电间隙息弧，将阻尼电阻退出运行。3.4放电线圈放电线圈是保证设备与人身安全的必要装置，必须配置。关于放电线圈有以下两个问题要引起注意：(1)放电线圈必须直接跨接在电容器两端，而不能接在电容器与电抗器串联后的两端。后一种接线方式既不能正确反映电容器内部故障后产生的不平衡电压，又延长了放电时间。(2)集合式电容器不宜采用内藏放电线圈的结构。因为放电线圈去掉外壳装在集合式电容器油箱顶部后，虽然简化了外部接线，但内部增加了交叉接线，也就增加了故障点。运行中已发生过因内藏的放电线圈故障造成集合式电容器退出运行。鉴于放电线圈本身价格很便宜，从提高集合式电容器运行可靠性的角度出发，只有在放电线圈可靠性高

出集合式电容器一到二个数量级时才能采用内藏放电线圈。为便于接线布置，可要求制造厂在集合式电容器的顶部或侧壁加装支架放置放电线圈。3.5避雷器少油断路器不存在切除电容器后重燃问题，一般可以不配置避雷器。真空断路器必须配置避雷器。电容器组的避雷器是起保护电容器作用的，其安装地点应尽量靠近电容器，由于发生过安装在开关柜内的避雷器爆炸造成母线上全部设备停电的事故，所以避雷器不宜安装在开关柜内。应优先考虑在电容器中性点安装一只氧化锌避雷器的接线方式，这种接线方式能够限制单相重燃过电压而且正常运行时避雷器不承受电压。3.6关于全膜电容器的使用问题全膜电容器具有损耗低、发热量小、温升低、体积小、重量轻的优点。国产全膜电容器自1 986年开始生产以来，经过不断改进完善，质量已趋于稳定，在可靠性方面已经好于部分进口产品。自1995年以来产量逐年大幅度增长，已有多家产品通过了两部鉴定。同国外先进产品相比，差距主要表现在比特性上，材料消耗是国外先进产品的两倍。既便如此，同膜纸复合介质产品相比体积、重量均大幅度下降。以桂林电容器厂100kvar产品为例：全膜产品比膜纸复合介质产品体积下降31.2%，重量下降44.4%。集合式产品以锦州电容器厂3000kvar产品为例：全膜产品比膜纸复合介质产品体积下降55%，重量下降47.9%。箱式电容器采用全膜产品后可取消散热器。最近，电容器制造业制订了关于加速发展国产高压全膜电容器的若干措施，必将进一步提高国产高压全膜电容器的质量。因此，新增电容器应全部采用全膜产品，浸渍剂优先选用苄基甲苯(M/DBT)和SAS—40。4结论变电站并联补偿电容器组容量一般按照低压侧年平均无功负荷的90%选取，用地不紧张的地区优先选用组架式与集合式产品。城市中心变电站可逐步选用干式或箱式电容器，新增电容器应全部选用全膜产品，浸渍剂优先采用M/DBT或SAS—40。