10 kV并联电容器组的运行故障及应对探讨

杨长河

摘 要：对10 kV并联电容器组的运行故障进行了分析，并结合具体实例，对10 kV并联电容器组的故障原因和应对措施进行了深入探讨，以期能为有关方面提供有益的参考。

关键词：并联电容器组；无功系统；三次谐波；继电保护

中图分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）24-0075-02

电力电容器在实际运行过程中出现的故障会影响电网无功系统的正常、安全、可靠运行，因此，我们需要对这些故障及其原因进行认真分析，并及时采取相应措施。

1 变电站10 kV电容器的运行现状

近年来，佛山地区变电站运行的10 kV并联电容器组的故障率有所上升。2013年，在变电二部管辖的62座110 kV及以上变电站的43组10 kV并联电容器里，发生了72起电容器组故障。并联电容器组的损坏会对部分变电站的正常运行造成影响。

2 10 kV并联电容器故障及其原因

并联电容器的损坏一般由两方面造成，分别是电击穿和热击穿。其直接表现主要有本体鼓肚变形、引起外熔丝或内熔丝熔断及相关保护动作等。就该供电局10 kV并联电容器的实际运行情况来看，造成电容器损坏、故障主要有以下几种原因。

2.1 谐波造成的影响

随着电子技术的飞速发展，各种非线性负荷的新型用电设备被越来越多地应用在了供电系统中，高次谐波对电网的影响越来越严重。

2.1.1 佛山电网的谐波现状

针对2013年运行的电容器故障频发情况，为了掌握目前管辖变电站10 kV母线的谐波电压状况，2013年年底，对61座变电站10 kV母线谐波电压状况进行了测试。测试结果显示，在电压畸变率超标的变电站中，三次谐波占总谐波的绝大部分，共有18个变电站三次谐波电压含有率超标，占变电站总数的29%.特别是220 kV世龙站三次谐波电压含有率达19.58%，暴露出严重的谐波污染问题。

2.1.2 三次谐波对并联电容器组的影响

从理论上说，三次谐波是零序分量，通过变压器变低侧的三角形接线能将其封闭，使系统不受其影响。因此，在设计中，主要采用6%电容器组容抗量的串联电抗器来抑制5次及以上的谐波分量。但在实际操作中，大量实测数据显示，10 kV并联电容器组中的三次谐波是威胁电容器组安全运行的主要谐波分量。

2.1.3 高次谐波对并联电容器组的影响

电容器的发热主要来自绝缘的介质损耗，P=U2ωCtgδ为其正弦波电压下的公式表达。当电容器中存在谐波分量时，其绝缘引起的损耗为：

由公式可知，谐波含量越大，次数越多，电容器的发热就越严重，而介损大的电容器特别不耐受高次谐波的影响。在电容器的运行过程中，谐波会引起附加绝缘介质的损耗，加快绝缘老化，严重时，会直接导致电容器的热击穿。

2.2 保护造成的影响

该供电局所辖10 kV并联电容器组的保护配置主要有两种，分别是以继电保护为主的保护和以电容器外熔丝或内熔丝为主的保护。

2.2.1 继电保护方面

10 kV起的电容器故障占极少数，所以在此不作重点讨论。

2.2.2 熔丝保护方面

根据2013年电容器故障的统计分析，由熔丝保护（特别是外熔丝保护）原因引起的10 kV并联电容器故障及扩大故障占2013年电容器全年故障量的2/3以上。

现运行的大部分10 kV并联电容器外熔丝在设计、厂家质量保证等方面存在着较明显的缺陷，由此导致开断性能较低，容易造成电容器熔断器拒动、误动，进而引起电容器组群爆炸。

这使得外熔丝作为电容器内部故障主保护的可靠性大打折扣，给电容器的安全运行带来了很大的隐患。电容器外熔丝结构如图l所示。

现在所用的熔断器主要存在以下两个问题：①铜铰线与熔丝之间的压接头面积不能满足运行电流的要求。②熔断器内的消弧管存在质量问题。

正常情况下，当熔断器动作后，尾线与树脂管脱离，电弧使消弧管内分解出气体，强力吹灭电弧，同时利用自身的弹力将电弧拉长，加大弧阻，使电弧迅速熄灭。但消弧管内的高温在引起消弧管老化、龟裂或存在密封等质量问题后，熔断器动作，电弧分解出的气体不能在消弧管内产生足够的气压，使熔断器熔断后不能及时将铜铰线脱离树脂管。

2.3 电容器质量不佳造成的影响

对近年来部分发生群爆的电容器组进行分析，对于故障后电容器全部严重烧损的，则要对其他相同的电容器组进行检查、试验，结果发现电容器的绝缘电阻普遍偏低、电容器容值与额定值比发生明显变化等问题。同时，对箱壳鼓肚的电容器进行解体检查，发现电容器内部分单元存在击穿痕迹。

以上的检查结果和统计分析表明，部分厂家生产的电容器绝缘水平较低，全膜电容器单元存在水分或气泡，使极间电场分布不均匀，产生了局部放电等问题。

2.4 温升方面的影响

温升会严重影响电容器的使用寿命，甚至导致绝缘击穿等事故，使电容器遭到损坏。

2.5 日常维护管理不足

由于缺乏维护，电容器的器身及构架绝缘件积尘较多，个别电容器还存在鼓肚现象，甚至发现有些电容器的容量与熔断器容量的配置不相符等。以上存在的各种问题，说明了电容器日常维护的缺乏，造成电容器带病运行，降低了运行效率。

3 应对措施

通过对一系列故障的分析，找出了谐波、保护、电容器质量、温升控制、日常维护这五方面存在的问题，提出以下相关的反事故技术措施。

3.1 防止谐波对电容器的影响

针对所辖变电站的具体情况，在防止谐波方面制定了以下几个措施：①消除新建变电站电容器组的设计隐患。由于以前新站设计时没有对当地负荷的谐波情况进行调查，在无功补偿设计上，习惯性地选用了6%电容器组容抗量的串联电抗器，忽略了三次谐波的影响，造成投运后频繁发生故障。因此，新安装的电容器组在设计前，相关人员都要对当地的谐波情况进行监测，然后根据监测情况，在新安装电容器的设计上采取相应措施。②处理用户方面的谐波源。③对故障频繁发生、三次谐波严重超标的电容器组进行改造。为达到抑制三次谐波的目的，对选用6%电容器组容抗量的串联电抗器进行设计的电容器，改造后要按12%的要求进行设计，并将原额定电压为10/ kV的电容器更换为额定电压为12/ kV的电容器。但由于采取这种方法的投资较大，并降低了电容器组的有效容量，因此，该方案仍在技术和设计部门的讨论中。

3.2 电容器保护方面的措施

在2013年10 kV并联电容器故障中，由继电保护引起、扩大的电容器故障基本上是不存在的，而由电容器外熔丝保护原因引起的电容器故障及扩大故障占很大比例。因此，针对电容器外熔丝保护制定了以下两个措施：①目前，10 kV并联电容器外熔丝生产厂家较多，产品的质量参差不齐，无法保证系统的安全、可靠运行。因此，要对现今运行存在问题较多的电容器外熔丝进行全面更换。另外，加强新增电容器的验收工作，保证在设计时熔断器选型满足实际要求。安装时的安装位、角度要满足运行要求，确保电容器外熔丝的质量。②对新增的电容器组，在设计审图时，要尽可能使用不带外熔丝的电容器组。

3.3 从电容器质量上提高可靠性

根据对2013年电容器故障的分析情况，对存在质量问题的并联电容器进行全面更换。到目前为止，已更换了大量绝缘电阻偏低的电容器组。通过此举，使电容器的故障率得到明显下降，为10 kV无功补偿系统的稳定、可靠运行提供了保证。

3.4 控制电容器运行的温度

3.4.1 控制电容器工作温度

电容器工作时，其内部介质的温度应低于65 ℃，最高不得超过70 ℃，以免引起热击穿或鼓肚现象。为了监视电容器的工作温度，在电容器外壳使用熔点为50～60 ℃的温度蜡，并使用红外线测温，以及时发现运行中电容器过热现象，进而消除隐患。

3.4.2 控制电容器室的环境温度

电容器长期在高温环境下运行，会对其绝缘性能产生不良影响，加速电容器的绝缘老化。因此，在电容器设计安装时，单台电容器之间必须保持10 mm以上的间隙，且电容器室必须有合理的通风装置。特别是无人值班站，需加装温控自动驱动通风装置，当温度达到设定值时，自动启动电容器室的通风装置，给电容器的安全运行创造一个良好的环境。

3.5 加强电容器组的日常维护

加强电容器组的日常维护，保证电容器组的健康、安全运行。通过日常维护，及时发现电容器的运行缺陷，达到降低电容器故障率的目的。

4 结束语

综上所述，10 kV并联电容器作为目前优先采用的无功功率补偿装置，对供电企业的正常运行是十分重要的。但在10 kV并联电气容器组的实际运行过程中，会出现一些故障，影响了电气容器组的安全、稳定运行，因此，需要相关工作人员及时分析故障产生的原因，并采取措施进行应对，以保障电气容器组的安全、稳定、可靠运行。

参考文献

[1]廖继庭.10 kV并联电容器组的故障分析及应对措施[J].电器工业，2010（09）.

[2]冯剑波，吴薇.10 kV电力电容器故障预警系统设计[J].现代建筑电气，2011（06）.

〔编辑：王霞〕

3.2 电容器保护方面的措施

在2013年10 kV并联电容器故障中，由继电保护引起、扩大的电容器故障基本上是不存在的，而由电容器外熔丝保护原因引起的电容器故障及扩大故障占很大比例。因此，针对电容器外熔丝保护制定了以下两个措施：①目前，10 kV并联电容器外熔丝生产厂家较多，产品的质量参差不齐，无法保证系统的安全、可靠运行。因此，要对现今运行存在问题较多的电容器外熔丝进行全面更换。另外，加强新增电容器的验收工作，保证在设计时熔断器选型满足实际要求。安装时的安装位、角度要满足运行要求，确保电容器外熔丝的质量。②对新增的电容器组，在设计审图时，要尽可能使用不带外熔丝的电容器组。

3.3 从电容器质量上提高可靠性

根据对2013年电容器故障的分析情况，对存在质量问题的并联电容器进行全面更换。到目前为止，已更换了大量绝缘电阻偏低的电容器组。通过此举，使电容器的故障率得到明显下降，为10 kV无功补偿系统的稳定、可靠运行提供了保证。

3.4 控制电容器运行的温度

3.4.1 控制电容器工作温度

电容器工作时，其内部介质的温度应低于65 ℃，最高不得超过70 ℃，以免引起热击穿或鼓肚现象。为了监视电容器的工作温度，在电容器外壳使用熔点为50～60 ℃的温度蜡，并使用红外线测温，以及时发现运行中电容器过热现象，进而消除隐患。

3.4.2 控制电容器室的环境温度

电容器长期在高温环境下运行，会对其绝缘性能产生不良影响，加速电容器的绝缘老化。因此，在电容器设计安装时，单台电容器之间必须保持10 mm以上的间隙，且电容器室必须有合理的通风装置。特别是无人值班站，需加装温控自动驱动通风装置，当温度达到设定值时，自动启动电容器室的通风装置，给电容器的安全运行创造一个良好的环境。

3.5 加强电容器组的日常维护

加强电容器组的日常维护，保证电容器组的健康、安全运行。通过日常维护，及时发现电容器的运行缺陷，达到降低电容器故障率的目的。

4 结束语

综上所述，10 kV并联电容器作为目前优先采用的无功功率补偿装置，对供电企业的正常运行是十分重要的。但在10 kV并联电气容器组的实际运行过程中，会出现一些故障，影响了电气容器组的安全、稳定运行，因此，需要相关工作人员及时分析故障产生的原因，并采取措施进行应对，以保障电气容器组的安全、稳定、可靠运行。

参考文献

[1]廖继庭.10 kV并联电容器组的故障分析及应对措施[J].电器工业，2010（09）.

[2]冯剑波，吴薇.10 kV电力电容器故障预警系统设计[J].现代建筑电气，2011（06）.

〔编辑：王霞〕

3.2 电容器保护方面的措施

在2013年10 kV并联电容器故障中，由继电保护引起、扩大的电容器故障基本上是不存在的，而由电容器外熔丝保护原因引起的电容器故障及扩大故障占很大比例。因此，针对电容器外熔丝保护制定了以下两个措施：①目前，10 kV并联电容器外熔丝生产厂家较多，产品的质量参差不齐，无法保证系统的安全、可靠运行。因此，要对现今运行存在问题较多的电容器外熔丝进行全面更换。另外，加强新增电容器的验收工作，保证在设计时熔断器选型满足实际要求。安装时的安装位、角度要满足运行要求，确保电容器外熔丝的质量。②对新增的电容器组，在设计审图时，要尽可能使用不带外熔丝的电容器组。

3.3 从电容器质量上提高可靠性

根据对2013年电容器故障的分析情况，对存在质量问题的并联电容器进行全面更换。到目前为止，已更换了大量绝缘电阻偏低的电容器组。通过此举，使电容器的故障率得到明显下降，为10 kV无功补偿系统的稳定、可靠运行提供了保证。

3.4 控制电容器运行的温度

3.4.1 控制电容器工作温度

电容器工作时，其内部介质的温度应低于65 ℃，最高不得超过70 ℃，以免引起热击穿或鼓肚现象。为了监视电容器的工作温度，在电容器外壳使用熔点为50～60 ℃的温度蜡，并使用红外线测温，以及时发现运行中电容器过热现象，进而消除隐患。

3.4.2 控制电容器室的环境温度

电容器长期在高温环境下运行，会对其绝缘性能产生不良影响，加速电容器的绝缘老化。因此，在电容器设计安装时，单台电容器之间必须保持10 mm以上的间隙，且电容器室必须有合理的通风装置。特别是无人值班站，需加装温控自动驱动通风装置，当温度达到设定值时，自动启动电容器室的通风装置，给电容器的安全运行创造一个良好的环境。

3.5 加强电容器组的日常维护

加强电容器组的日常维护，保证电容器组的健康、安全运行。通过日常维护，及时发现电容器的运行缺陷，达到降低电容器故障率的目的。

4 结束语

综上所述，10 kV并联电容器作为目前优先采用的无功功率补偿装置，对供电企业的正常运行是十分重要的。但在10 kV并联电气容器组的实际运行过程中，会出现一些故障，影响了电气容器组的安全、稳定运行，因此，需要相关工作人员及时分析故障产生的原因，并采取措施进行应对，以保障电气容器组的安全、稳定、可靠运行。

参考文献

[1]廖继庭.10 kV并联电容器组的故障分析及应对措施[J].电器工业，2010（09）.

[2]冯剑波，吴薇.10 kV电力电容器故障预警系统设计[J].现代建筑电气，2011（06）.

〔编辑：王霞〕