20121210并联电容器装置设计（专题）.doc

并联电容器装置工程设计并联电容器装置工程设计专题1 并联电容器装置工程设计包括的内容根据电力系统调相调压计算，确定变电站补偿总容量和分组容量；装置布置（考虑防火距离）；电容器和配套设备选择；设备采购技术规范。保证并联电容器装置安全运行是工程设计的首要任务，我们除了应选择质量好的电容器产品和性能好的配套设备，还必须注意与日俱进的无功补偿技术最新发展，在工程设计时确定正确合理的技术原则。2 工程设计需要了解和掌握的标准 以下列出一些常用标准（并不限于以下标准）2.1 工程设计标准GB 50227-2008 并联电容器装置设计规范GB 500060-2008 3110kV高压配电装置设计规范DL/T 5242-2010 35kV220kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5014-2010 330kV750kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定2.2 设备标准（产品标准）GB/T 11024.1-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器GB 6915 高原电力电容器GB 11032-2010 交流无间隙金属氧化物避雷器交流高压熔断器 国网公司 10kV66kV干式电抗器技术标准2.3 电力行业设备使用标准（订货技术条件）DL 402 交流高压断路器订货技术条件DL 442 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件DL 462 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件DL/T 604 高压并联电容器装置订货技术条件DL/T 628 集合式高压并联电容器订货技术条件DL/T 653 高压并联电容器用放电线圈订货技术条件DL/T 804 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T 840 高压并联电容器使用技术条件2.4 国网公司和南网公司典型设计和设备采购标准国网公司典型设计（装置布置）国网公司变电设备典型规范典型规范（设备参数）国网公司物资采购标准（设备标书）南网公司标准设计（装置布置）南网公司变电站设计技术导则（技术规定）南网公司标书范本3 主要技术问题 电容器组接线、电容器和电容器组保护、电容器组与单台电容器容量配置；主变压器第3线圈电压与电容器额定电压配合（过电压运行与装置容量亏损）；单台电容器额定电压选择；串联电抗器选用；放电线圈产品选用；熔丝保护（外熔断器、内熔丝）；操作过电压保护用避雷器选用和方波通流容量。4 电容器组接线与保护4.1 电容器组接线在国家标准电容器装置设计规范（GB50227-2008）条文4.1.2条第1款中规定：“并联电容器组应采用星形接线。在中性点非直接接地的电网中，星形接线电容器组的中性点不应接地。” 由于三角形接线在技术上存在不安全因素，运行中又出现大量的电容器爆裂起火事故，早在1985年颁布执行的部颁标准并联电容器装置设计技术规程中已经拼弃了这种接线。在220kV及以下变电站中，主要采用单星形接线，容量较大的电容器组曾经采用双星形接线，现在很少用。在超高压变电站中，并联电容器组单组容量很大，曾经采用的双星形接线，现在很也少用。对特大容量电容器组，采用双星形接线存在技术问题（并联电容器台数多并联容量超过规定，保护灵敏度不够），于是就将一组电容器（一个开关回路）分成两个单星形接线，或三个单星形接线方式，每个单星形电容器组均采用相电压差动保护。这种接线方式的优点是：减少并联台数，提高继电保护的灵敏度。以下对相关问题进行说明：（1） 在工程中，双星形电容器组都是按等容量来配置的，这就限制了电容器组总容量选择的范围。根据对电容器组不平衡保护的研究，双星形电容器组的两个星形，可以按不等容量来配置，不平衡保护的灵敏度不受影响，这样就扩大了总容量的适用范围；(2) 为了限制正常电容器向故障电容器放电能量过大而引起电容器外壳爆裂，根据2001年武汉高压研究所（国网电科院）为四川二滩电站送出工程所作的专题研究，单台容量为334kvar的电容器，并联台数不宜超过8台。35kV单组容量40Mavr的电容器组，采用两个串联段，已经无法满足上述要求。大容量和特大容量的电容器组总台数很多，串并联组合时，为了减少并联台数，就只能采用加大串联段数的方式，因此，采用4个串联段，与相同容量采用两个串联段相比，可使并联台数减少一半。在国家标准电容器装置设计规范（GB50227-2008）条文4.1.2条第3款中规定：“每个串联段的电容器并联总容量不应超过3900kvar。”这是一个强制性条文规定，必须理解与遵照执行。4.2 电容器、电容器组和电容器装置保护 电容器保护是分层次的，以下按由小到大，即由电容器元件保护单台电容器组保护电容器组保护电容器装置保护，依次叙述。4.2.1 电容器元件和单台电容器保护电容器保护的任务是在单台电容器内部元件发生击穿，其健全元件过电压在安全值范围之内，吸收能量不足于引起外壳爆裂前动作,切除故障元件、停运有故障元件的电容器或有故障电容器的电容器组。在国家标准电容器装置设计规范（GB50227-2008）条文6.1.1条中规定：“单台电容器内部故障保护方式（内熔丝、外熔断器和继电保护），应在满足并联电容器组安全运行的条件下，根据各地的实践经验配置。”内熔丝保护是电容器元件保护：在电容器内部元件击穿时，内熔丝动作隔离故障元件，多个元件被隔离后健全元件将引起单台电容器过电压，当过电压超过不平衡保护启动值时，将动作于跳闸；外熔断器保护是单台电容器保护：外熔断器动作可切除有内部元件故障的电容器；继电保护：继电保护动作可切除有电容器内部故障的电容器组，它可以作为电容器元件保护和单台电容器保护的后备保护。既无内熔丝，也无外熔断器的电容器组采用继电保护作为主保护的型式也在工程中应用，不过用得少。因为，电容器组都是由多台电容器组合而成，每台电容器又是由很多电容器元件并联与串联后组合构成的，所以，运行中个别电容器内部元件击穿损坏是不可避免的。电容器组运行中，允许电容器的个别元件损坏（内熔丝电容器）或一台电容器损坏后缺台运行，但是，不应影响整组电容器安全运行，更不能使故障扩大，以致于造成电容器爆裂着火等恶性事故。所以，必须设置安全可靠的单台电容器内部故障保护。随着电容器产品制造的技术进步发展，电容器从单台100kvar到500kvar甚至更大，从无内熔丝到有内熔丝、从装设外熔断器到弃用外熔断器，单组电容器容量从几千kvar到几万kvar，已经经历了非常大的变化。单台电容器故障保护也经历了发展变化过程，上世纪末期，曾经大量采用的单台电容器外熔断器保护，由于电容器产品质量提高，事故率降低，容量334kvar及以上产品供货。但外熔断器产品的技术性能没有实质性的提高，它长时间运行后，出现各种故障（误动、拒动、群爆），弹簧锈蚀，熔管堵塞，开断性能变坏，“养兵千日，用兵一时”，当电容器发生故障，需要外熔断器发挥作用时，它却不能可靠动作，甚至发生外熔断器自身爆炸，引起电容器爆裂起火的严重事故。运行单位和运行人员对外熔断器运行中的故障非常头痛。在内熔丝电容器投入运行越来越多的情况下，于是有人提议：今后应取消外熔断器。当然，这是片面性的观点，这个问题不能一概而论，内熔丝使用是有条件的，不是各种容量的电容器都能装设内熔丝。根据试验研究，电容器内部并联元件少于8个时，内熔丝开断可靠性差，且不稳定；并联元件多于24个时，由于并联容量大，故障电流大，容易造成内熔丝周围绝缘损坏；当元件电压过高时，又会造成放电能量过大，熔丝断口不易熄弧，这几种情况都不适合装设内熔丝。所以，不具备装设内熔丝条件，如容量较小的电容器，仍需采用外熔断器保护，既无内熔丝也无外熔断器的电容器组，则需采用继电保护作为电容器组故障保护。采用继电保护时，当任意一台电容器内部元件击穿数达到了保护动作值，需要整组电容器停运，没有故障点的明显标识，查找故障电容器比较麻烦。关于内熔丝电容器保护：1）采用内熔丝保护时，单台电容器主绝缘存在不能保护的“死区”（包括瓷套管闪络、小动物引起的相对壳短路），这些故障内熔丝不会动作。于是在个别工程中出现了内熔丝电容器组又装设外熔断器的情况，实践说明，采用这种方式并不能提高电容器组的安全可靠性，还增加了配套设备，多了外熔断器故障，给运行增加了维护工作量。2）内熔丝动作的结果是使故障元件被隔离，电容器单元运行电流减小，外熔丝远离动作区运行，传统的按外熔丝动作后引起健全电容器单元过电压不超过限值的继电保护原则已经成为摆设。也因此，就出现了“内熔丝电容器再配置外部熔断器是危险的”说法。在国网公司的“变电站通用设备典型规范”中就没有这种保护配置。3）内熔丝动作的结果还使得健全元件上的运行电压不断升高。如果远远超出元件允许的电压过载能力，将可能引起电容器单元的爆破，最终导致恶性事故的发生。所以，内部故障保护应当以内熔丝动作后健全元件过电压作为检测物理量。4）由于内熔丝结构使故障区域缩小、健全元件容易过电压，现有各种电容器组内部故障保护不平衡计算值都会大大降低，甚至比初始不平衡值还小。一旦出现整定值与初始值相当的情况，保护就有可能出现误动，使得电容器组不能正常投运；否则，必须提高整定值，不可避免地在元件过电压超过极限时，保护将拒动。5）内熔丝是电容器制造厂设计制造的，外熔断器和继电保护可以在工程设计时选用。以前单台电容器容量较小，外熔断器曾经起过重要作用。现在，随着电容器容量愈来愈大，外熔断器的熔丝额定电流也跟着加大，但是，外熔断器的产品试验，大电流试验很不理想， 50A以下产品基本上通过试验，50A以上产品都未通过试验。因此，对于334kvar电容器来说，额定电压11kV和12kV，额定电流不超过31A，可以采用外熔断器，额定电压5kV和6kV产品，额定电流已经超过56A，就不能采用外熔断器，容量大于334kvar的电容器更应该注意这个问题。4.2.2 电容器组内部故障保护电容器组内部故障保护的任务也是对单台电容器故障进行保护，保护原理是：利用电容器组内部两个相关部分之间的电容量之差，形成的电流差或电压差构成保护。保护方式有不平衡电流和不平衡电压，当不平衡电流或不平衡电压达到保护的启动值时，保护动作使开关跳闸，电容器组停运，紧接着就是查找故障予以消除，恢复运行。所有电容器组均应装设一种不平衡保护，根据电容器组的接线方式，可以有不同的选择，这是电容器保护的重要原则，必须遵循。不平衡保护通常为电容器组短路故障和危及电容器的异常状态提供主保护不平衡保护最重要的作用是在故障扩展前将电容器组立即退出运行，避免电容器事故爆裂甚至着火。国家标准并联电容器装置设计规范中规定的电容器组不平衡保护有4种：单星形接线采用开口三角电压保护、双星形接线采用中性点不平衡电流保护、单星形接线采用相电压差动保护和单星形接线采用桥式差电流保护。由此可见，电容器组接线和保护是互相关联的，选择了接线方式，也就确定了保护型式，反之亦然。应当注意，每种保护都有一定的适用范围，应用得当，才能发挥其优点，否则，保护如同虚设，也就失去了安全保障。开口三角电压保护，适用于10kV单串联段中小容量电容器组，利用放电线圈二次侧构成保护，设备简单有效，保护灵敏度可以满足要求；中性点不平衡电流保护，适用于容量稍大的电容器组，为了减少并联电容器台数，把一组电容器分成两个星形，将中性点连接起来，在中性点连接线上装设电流互感器，即构成了这种保护；当每相电容器由两个及以上的串联段构成，即可采用相电压差动保护，保护可以由放电线圈二次侧抽取电压，差接构成，保护动作可以识别故障相，方便查找故障点，这是它的优点，10kV很少采用，一般用于35kV；当电容器组的每相可以分成4个桥臂时，可以采用桥式差电流保护，这种保护接线复杂，要用3台不平衡保护电流互感器，所用设备多，但保护灵敏度高，也可以判断故障相，适用于35kV和66kV大容量电容器组。双星形差流保护，相同容量的电容器组，故障切除台数相同时，4段串联比两段串联的不平衡电流小。为了启动继电保护，可能需要将电流信号放大（须注意：故障信号电流被放大的同时，其原始不平衡电流也被放大了），放大倍数根据计算确定。保护灵敏度比较：单星形相电压差动保护比双星形差流保护灵敏度高，单星形桥式差流保护又比单星形相电压差动保护灵敏度高。双星形差流保护因为只在中性线上装设1台电流互感器，保护设备简单，但保护动作的故障信号不能判断相别；单星形相电压差动保护和单星形相电压差动保护，因为每相都装设了保护设备，所以，可以判断故障相别，这两种接线的设备布置要复杂一些。在国网物资采购标准中已经有具体规定：4000kvar及以下装置，采用单星形开口三角电压保护；6000kvar20000kvar多数采用单星形相电压差动保护，少数采用双星形差流保护；30000kvar以上采用单星形桥式差流保护。情况说明：在电容器极间事故的高频涌放电流的冲击下，双星形不平衡电流保护用电流互感器的损坏事故屡见不鲜。反事故措施有：在电流互感器的一次和二次侧加装低压避雷器；在变比选择上，为了提高其峰值耐受电流从而提高安全性，在保证保护灵敏度的前提下，应尽量加大变比。为什么今后500kV变电站的35kV电容器组中只推荐采用桥式差电流保护？此前，工程中大容量电容器组采用相当多的双星形接线中性点不平衡电流保护，今后将弃用，原因是：与桥差保护相比，双星形接线中性点不平衡电流保护的保护灵敏度低，特别是每相多段串联的电容器组；当大容量双星形电容器组的初始不平衡电流，已经大于1台电容器故障的不平衡电流时，保护整定值无法确定，如果按1台电容器故障取值，会出现保护误动，如按躲过初始不平衡电流取值，则又会出现保护拒动，出事故是迟早的事。迄至目前，在全国范围内这种接线与保护的电容器组，已经出了很多事故，引起大家对它进行分析研究及采取相应的措施和对策。保护计算表明：桥差不平衡电流保护整定值比双星中性线不平衡电流保护整定值约大一倍，在所有内熔丝电容器组内部故障不平衡保护中可靠性最高，所以，桥差接线在重大工程中应用的实例最多不断地总结实践经验，改进保护配置，提高保护灵敏度，使保护动作可靠性提高，这是近几年的技术进步，工程设计时大家需要了解这种接线和保护配置变化的原因。4.2.3 电容器装置保护电容器装置保护主要针对电容器组外部故障。国家标准并联电容器装置设计规范中6.1.3条6.1.6条分别规定：并联电容器装置应设置速断保护，保护应动作于跳闸。速断保护的动作电流值，按最小运行方式下，在电容器组端部引线发生两相短路时，保护的灵敏系数应符合继电保护要求；速断保护的动作时限，应大于电容器组的合闸涌流时间； 并联电容器装置应装设过电流保护，保护应动作于跳闸。过流保护的动作电流值，应按大于电容器组的长期允许最大过电流整定；并联电容器装置应装设母线过电压保护，保护应带时限动作于信号或跳闸；并联电容器装置应装设母线失压保护，保护应带时限动作于跳闸。5 串联电抗器选用5.1串联电抗器的作用和选择5.1.1串联电抗器的作用并联电容器装置已经广泛应用于电网，以便达到调节电网电压，提高电网功率因数、节能降损的目的。现在，电网中的非线性负荷与大量应用的电力电子设备，都是电网的谐波源，并联电容器装置对谐波又是非常敏感的设备，很有可能与系统产生并联或串联谐振，重者造成电容器损坏轻者带来电容器自身有功损耗过高、三相不平衡等一系列问题。由于并联电容器装置的阻抗特性，使其投入运行时有很大的合闸涌流出现。并联电容器装置中，串联电抗器的主要作用是抑制谐波和限制涌流，如果谐波和涌流不能得到有效控制，并联电容器装置的运行安全得不到保障，有可能会出大问题，由此可见，串联电抗器是并联电容器装置的重要配套设备。当电网中谐波含量甚少，可不考虑时，装设串联电抗器的目的仅为限制电容器组追加投入时的涌流，电抗率可选得比较小，通常叫装设“小电抗”，一般K值为0.1%1%，可计及回路连接线的电感（可按1H/m考虑）影响，将合闸涌流限制到允许范围（回路额定电流的20倍以下）。单组电容器投入，通常合闸涌流不大，在电容器组接入处的母线短路容量不超过电容器组容量的80倍时，单组电容器的合闸涌流将不会超过电容器组额定电流的10倍。电容器组追加投入时的涌流倍数较大，而且组数愈多，涌流愈大，投入最后一组电容器时涌流达到最大。高频率高幅值涌流对开关触头和回路设备的绝缘将会造成损坏。根据国内多年的运行经验，20倍涌流未见对回路设备造成损坏，所以，标准条文规定20倍涌流作为限值。当电网中谐波含量已经到了不能忽略的程度，则应根据谐波次数选择4.5%5%或12%电抗率参数（详见1.2.2（2）电抗率部分）。5.1.2 串联电抗器选择1）设备型式目前，电抗器产品有干式和油浸式两大类，其中干式电抗器包括：干式空心电抗器、干式半心电抗器和干式铁心电抗器。这两大类电抗器各自具有不同特点：干式空心电抗器的优点是：无油、结构简单、线性好、噪音小、抗短路电流能力强，可装设于电容器组的电源侧。缺点是：体积大、损耗大、周围空间存在强磁场、高海拔地区强紫外线对其有影响；干式半心电抗器和干式铁心电抗器具有无油、体积小、漏磁弱的特点，干式铁心电抗器可做成三相式产品、安装简单、占地少，这两种产品安装在屋内，其防电磁感应效果优于干式空心电抗器。油浸式铁心电抗器损耗小、通常为三相共体式结构，并具有体积小、安装简单、设备本体占地少，由于是充油设备，要考虑防火要求。对安装在屋内的电气一次设备通常有两点要求：无油化；对电气二次弱电设备影响小。针对这两点要求，要达到无油化就要采用干式电抗器；对电气二次控制保护等弱电设备影响小，就是要求电抗器本体周围漏磁弱，这样只有半心式电抗器或干式铁心电抗器满足要求。油浸铁心式电抗器有普通型和加强型两种，有人认为：加强型产品就是抗短路电流能力强，可以装在电源侧。有的厂家就是这样出的方案图，工程设计时必须对设备动热稳定电流进行校验。设备选型时还应注意，国网公司反事故措施还有一条明文规定：“禁止使用裸漆包线直接包绕干式空心电抗器”。针对以上情况，电抗器选型时，各工程要根据工程条件和设备性能，进行技术经济比较来确定。2）参数选择(1)额定参数串联电抗器的额定电压、额定端电压、额定电流、额定容量、额定电感、额定电抗、额定电抗率、最大工作电流、最大短时电流，这些都是它的技术参数，参数之间是互相关联的，只要确定其中的主要参数，其关联参数就就自然确定了。在上述一大堆参数中，最主要的还是电压等级、电抗率、容量能体现设备特征。串联电抗器的额定电压应与接入处的电网标称电压相配合。应注意：串联电抗器的额定电压与其额定端电压是两个不同的参数，额定电压是指串联电抗器设备适用的电压等级，而额定端电压是指串联电抗器一相绕组两端，设计时采用的工频电压方均根值，它与电抗率大小有关。(2)电抗率电抗率是串联电抗器的重要参数，电抗率选择不合理，不但不能有效抑制谐波，反而影响电容器组的安全运行，电抗率的大小直接关系到电抗器的作用，电抗率选择就是要根据它的作用来确定。电抗率与多种因素有关，其中电网谐波对其取值影响较大，应根据电网参数进行相关谐波计算分析确定。根据电网背景谐波含量的测量值确定电抗率，这是电抗率选择的重要原则。根据电网背景谐波，电抗率配置范围如下： a. 当电网背景谐波为5次及以上时，电抗率配置可按4.5%5%。根据电科院对谐波的研究报告，当电抗率采用6%时，其对3次谐波放大作用比5大，为了抑制5次及以上谐波，同时又要兼顾减少对3次谐波的放大，电科院研究报告建议电抗率选用4.5%5，同时，6与5%的电抗器相比：容量大、自身消耗的无功多、价格贵、经济性差；b. 当电网背景谐波为3次及以上时，电抗率配置有两种方案：全部电容器组的电抗率都按12%配置；或采用4.5%5%与12%两种电抗率进行组合。采用两种电抗率的条件是电容器组数较多，其目的是节省投资和减少电抗器自身消耗的容性无功（相对于全部采用12的电抗器）。根据工程实践和为了对GB 5022795标准修订，所作的专题研究，电抗率采用4.55和12两种，不采用6，原因是：电科院在“并联电容器装置的谐波响应和抑制对策研究”报告中指出，6电抗器对3次谐波放大比5电抗器严重。以前采用6电抗器的主要原因是这种配置可以满足电容器缺台运行（通常是采用外熔断器的电容器组），从目前情况看，外熔断器使用会愈来愈少，内熔丝电容器采用会愈来愈多，内熔丝电容器不考虑缺台运行工况，坏1台就更换1台。上述专题研究还说明，有电容器缺台运行的那一相，谐波被放大，这对该相电容器运行是不利的。另外，6电抗器比5电抗器的容量大，自身消耗的无功多，设备价格贵，作用相同，所以它经济性差。两种电抗率对应的电容器额定电压是相同的，从电容器的运行条件看，采用6电抗率的电容器承受的电压稍高一点，也就是说负担要重一点，运行条件要差一点。综合上述，从必要性，技术经济上比较都说明5优于6，甚至可以考虑采用4.55，据调查，河北地区有多个变电站电抗率采用4.5，并有长期安全运行的实践经验。因此，在满足抑制谐波要求的前提下，即使电容器组接入处的综合谐波阻抗呈感性，电抗率应越小越好。 应当说明，在一个变电站中，原则上可按上述方案进行电抗率配置。但是，对一个局部电网进行谐波控制时，要在技术经济上对电抗率进行优化配置，却是一个复杂的系统工程，要根据当地的实际情况，采用计算机模拟计算，以便得到最佳配置方案。为了检测电抗率配置效果，每个工程在投产前，均应进行谐波测试，通过测试数据来了解谐波放大状况，并对电抗率配置提出评价和改进措施。设计标准中规定的串联电抗器电抗率，不是唯一的，也不是绝对的，是为了减少常规条件下串联电抗器的电抗率，避免电抗率太多引起混乱和使用错误。但这种电抗率的选取应根据电网谐波含量进行适当的调整，使串联电抗器满足功能要求。否则，可能在特殊谐波条件下会因电抗率选用不当，降低并联电容器装置的运行可靠性。5.2串联电抗器接线与安装布置5.2.1接线方式串联电抗器的接线方式比较简单，就是与电容器组串联连接，它没有独立的接线方式。但是，有一个接线位置上的区别：接在电容器组的电源侧，或是接在中性点侧。从抑制谐波和限制涌流的功能来说，上述接线都是一样的，但接在中性点侧就没有限制短路电流的作用了。既然这样，为什么还要接在中性点侧呢？这是由设备抗短路电流能力决定的，即动热稳定电流，三相一体结构的油浸式电抗器和干式铁心电抗器，其动热稳定电流有可能达不到装设电源侧的要求，从技术要求上只能放弃限制短路电流，保障设备安全运行，这一点很重要，设备选型时必须充分认识。5.2.2安装布置串联电抗器的安装布置与其技术性能有关：动热稳定电流、绝缘水平。并以绝缘水平决定安装方式，当串联电抗器的绝缘水平低于电网的绝缘水平时，应将其安装在与电网绝缘水平一致的绝缘平台或绝缘支架上；当串联电抗器绝缘水平不低于电网绝缘水平时，可将其安装在地面基础上。例如：35kV电抗器，当其对地绝缘水平值能够达到：工频1min耐压为85kV（方均根值），雷电冲击耐压为200kV（峰值），可将其安装在地面基础上；对地绝缘水平值为：工频1min耐压为35kV（方均根值），雷电冲击耐压134kV（峰值）的电抗器就不能安装在地面基础上，只能安装在35kV绝缘平台上。油浸式电抗器可以安装在屋外，也可以安装在屋内，在屋内安装时需要设置防火隔爆的“电抗器小间”，屋外安装需要按照防火标准，布置上满足防火距离要求，可能会加大配电装置尺寸，这是它的缺点。采用空心电抗器时，需注意以下问题： （1） 空心电抗器在室内安装时，对控制和继电保护等电气二次弱电设备，要保持足够的距离，避免空心电抗器周围磁场对其造成干扰，影响控制和保护设备的正常工作。针对空心电抗器的缺点，设备制造厂又研制出了干式半心电抗器和带磁屏蔽干式半心电抗器，不但缩小了设备体积，降低了损耗，而且，减小了漏磁场强度，减少了对弱电设备的电磁干扰影响，提高了性能；（2） 干式空心电抗器在安装布置上，采用三相水平排列方式，不采用三相垂直叠装方式。国家电网公司在“预防高压并联电容器事故措施”中明确规定：“使用干式空心电抗器时，尽可能不用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故”。要将串联电抗器三相水平排列布置，35kV及以上电压等级，没有问题，对10kV及以下电压等级来说，由于并联电容器装置所占面积较小，特别是在屋内布置时，有困难，在工程设计的方案选择时就应该考虑这个问题；（3）高海拔地区室外太阳辐射紫外线强，对干式空心电抗器表面涂层是很大的考验，曾出现设备表层漆大面积脱落现象 ，这个问题在设备选择时值得注意。6 放电线圈选用6.1放电线圈的作用和选择6.1.1 放电线圈作用并联电容器装置停电后，电容器仍然有残存电荷，如果仅仅靠它自身的电阻进行缓慢放电，放电时间太长，不能满足再次投入运行或者停电检修的要求。因为，电容器组再次合闸时，如果电容器仍带有残余电荷，将产生危及设备安全的合闸过电压和过电流，残余电荷形成的高电位会造成检修人员的触电事故。因此，装设与电容器组直接并联的放电线圈，加快放电速度，是必要的技术安全措施。国家标准并联电容器装置设计规范第5.6.4条规定：“放电线圈的放电时间应能满足电容器组脱开电源后，在5s内将电容器组的剩余电压降至50V及以下。”1，标准规定的放电时间和残压，完全可以满足自动投切电容器组停电后再次投入的要求。6.1.2 放电线圈选择1） 设备型式国家标准并联电容器装置设计规范第5.6.1条规定：“放电线圈选型时，应采用电容器组专用的油浸式或干式放电线圈产品。油浸式放电线圈应为全密封结构，产品内部压力应满足使用环境温度变化的要求，在最低环境温度下运行时不得出现负压。”1。上个世纪80年代初，没有放电线圈产品，用电压互感器作代用品。现在，早已有了放电线圈系列化的定型产品，设备型式有：油浸式与干式、屋内型与屋外型，并且，制定了行业技术标准（产品标准、用户使用标准）。但是，仍然有极少数工程还在用电压互感器，这就是缺乏对设备制造发展的了解造成的。需要注意：早期的非全密封型的油浸式产品，在运行时吸进潮气引发绝缘故障而损坏的事例很多。针对这种情况，国网公司反事故措施规定，必须采用全密封型产品，设备订货采购时应明确提出要求，不是全密封型不能采用。河北省电力公司反事故措施也作出明确规定：“停止使用油浸非全密封放电线圈，防止放电线圈因受潮而发生爆炸事故”2。一般来说，油浸全密封放电线圈适用于屋外，干式放电线圈适用于屋内。但是，干式放电线圈的材料处理和外绝缘爬电距离，也可以适用于屋外运行条件，并已积累了运行经验，可以选用。需要注意，不是所有干式产品都可以在屋外使用，使用条件必须得到厂家确认和承诺，以保证安全。2） 额定一次电压放电线圈与电容器组构成并联的放电回路，因此，它的一次电压应与电容器组电压相配合。国家标准并联电容器装置设计规范第5.6.2条中规定：“放电线圈的额定一次电压应与所并联的电容器组的额定电压一致”1。10kV电容器组，可以选择10kV级放电线圈产品。对于35kV电容器组的放电线圈，可以有多种选择：采用10kV级产品，额定电压有6kV和10kV两种；或采用35kV产品，在结构型式上又有双套管与三套管两种。原则上，上述各种产品都可以采用，但不同的使用情况必须区分采用不同产品。例如：35kV常规式电容器组，容量60Mvar，每相4个串联段，采用单星形桥差接线与桥差不平衡电流保护，电容器组安装在绝缘框架上，从额定一次电压考虑，上述所有型式的放电线圈产品均可采用，可以分4种方案：方案1：采用10kV级产品，额定电压取6kV，每台放电线圈的放电容量不应小于2500kvar，每相需要放电线圈多达8台（见图1）；方案2：采用10kV级产品，额定电压取12kV，每台放电线圈的放电容量不应小于5000kvar，每相需要4台（见图2）如果放电容量可以达到10000kvar，则可减少为2台；方案3：采用35kV级产品，额定电压取12kV，每台放电线圈的放电容量不应小于10000kvar，双套管引出，每相仅需要2台（见图3）；方案4：采用35kV级产品，额定电压（12+12）kV，每台放电线圈的放电容量不应小于20000kvar，三套管引出，每相仅需要1台（见图4）。据初步了解，10kV级放电线圈（额定电压6kV、10kV），单台价格约2000元（不考虑小的差价，下同）；35kV级（双套管、3套管），单台价格约1万元，对上述4个方案的经济分析如下： 方案1：1组电容器的放电线圈，数量为24台，价格为4.8万元； 方案2：1组电容器的放电线圈，数量为12台，价格为2.4万元（如果每相可选2台，价格为1.2万元）； 方案3：1组电容器的放电线圈，数量为6台，价格为6万元； 方案4：1组电容器的放电线圈，数量为3台，价格为3万元；通过以上比较可以看出：方案2的经济性最好，采用10kV级产品，把放电线圈安装于绝缘框架上，放在电容器旁边，不占用电容器组框架以外的地面面积，连接线最短；方案3的经济性最差，投资最贵，放在地面的设备最多，占地面积增加，连接线也复杂，很不可取。35kV级产品，有两个瓷套管与3个瓷套管之分，两台双套管产品串联连接后只等于1台3套管产品的作用。没有特殊原因，不能采用两台双套管产品串联连接，多花冤枉钱。3）二次绕组放电线圈有带有二次绕组和不带二次绕组两种产品，二次绕组供保护用（开口三角电压保护、相电压差动保护），也可用于不平衡电压的监测。带二次绕组的产品都应该是全绝缘并在地面安装，装设在电容器组绝缘框架上的产品，如果带二次绕组，因为没法使用而造成浪费，所以，工程设计时必须明确不要二次绕组。6.2放电线圈接线与安装布置6.2.1接线方式国家标准并联电容器装置设计规范第4.2.6条中规定：“放电线圈与电容器宜采用直接并联接线”、“ 严禁放电线圈一次绕组中性点接地”1。为什么要作出这样的规定？曾经在工程中使用过的放电设备有四种接线方式：V形、星形、星形中性点接地和与电容器直接并联。其中，星形中性点接地是一种错误的接线方式，极少在工程中出现。东北电力试验研究院，曾对不同接线方式放电设备的放电性能进行过研究，标准条文说明引用了他们研究报告中的数据。在同等条件下（电容器组为星形接线，容量相同）电容器组断电1s后，电容器上的剩余电压值如下表所示3：表6 放电线圈不同接线方式时的剩余电压（V） 序号接线方式对地电压极间电压备注UUUUUU120142997272855940415522014299727285594041553禁止使用411162977585736884043284不宜采用注：表中接线图符号C代表电容器， TV代表放电线圈。从表6中可以看出，当放电线圈采用序号1和序号2两种接线方式时放电效果较好，虽然两种接线方式的剩余电压数值都一样，但两种接线方式有着实质性的差别：当这两种接线方式的二次线圈为开口三角形接线时，序号1的开口三角电压，能准确反映三相电容器的不平衡情况；序号2的开口三角电压反映的是三相母线电压不平衡，不能用于电容器组的不平衡保护。因此，当放电线圈配合继电保护使用时，应采用序号1接线。序号3接线方式，由于形成了L-C串联回路，在断路器分闸时，将产生过电压，可能导致断路器重击穿。东北地区某变电站的66kV电容器组，错误采用了中性点接地的电压互感器作放电线圈使用，投产试验时，检测到过电压。即使断路器没有发生重击穿，对地过电压也可达2.4倍，如断路器发生重击穿，过电压倍数更高，这对电容器是非常危险的。产生这种过电压的原因是L-C串联回路产生的谐振，因此，序号3接线方式禁止采用。国网公司在高压并联电容器预防事故措施中也作出了同样的规定：“禁止使用放电线圈中性点接地的接线方式。”4，在修订的2008年新版标准中，已经确定为强制性条文规定（以黑色字体标示）。序号4接线方式，虽然这种接线只用两相设备，可以节省投资，但安全性差（当产生放电回路断线时，将造成其中一相电容器不能放电），放电效果差，不宜采用。 需要说明：放电回路必须为完整通路，不允许在放电回路中串接开关或外熔断器（单台电容器保护用外熔断器不在此例）。为了保证人身和设备安全，不能因某种原因使放电回路断开而终止放电，所以，标准规定强调要直接并联。下面还有一种错误接线，把6kV的放电线圈串联后当12kV产品使用也是错误的： 图5这也是一种很少见的错误接线方式，不仅仅是不经济，主要是放电线圈的自身安全性得不到保证，已经出现过事故。这种连接方式要求两台放电线圈参数完全一致，运行中承担相等的电压才能安全无事，实际上，产品很难达到要求。当其中1台发生匝间短路故障，完好的1台放电线圈就要承受过电压，因过电压而发生损坏事故也是必然的结果。6.2.2安装布置根据放电线圈与电容器组配合选取的额定一次电压和绝缘水平情况，有两种安装方式：1）在绝缘框架上安装不需要用放电线圈二次绕组作保护用时，如：双星形中性线差流保护和桥差不平衡电流保护，放电线圈的绝缘水平与单台电容器的绝缘水平配合一致，不带二次线圈，把放电线圈安装在电容器组的绝缘框架上，连接线短，又简化产品结构，不占用地面位置，检修时地面通行方便。2）地面安装当采用相电压电压差动保护时，保护需要从放电线圈二次侧抽取电压，放电线圈必须在地面安装，才能将二次信号引出，在设备布置上要尽量考虑到连接线要短，并且，安装在地面的设备不要不阻挡检修通行道。7 电容器组的容量亏损与过电压运行7.1 问题的提出四川地区有3个500kV变电站，主变压器第三线圈电压为66kV，在投产前的试验检测中，都检测到并联电容器装置输出容量偏低的情况，安装容量60Mvar，输出仅仅40Mvar多，工程建设单位认为相差太多，要求设计院查明原因。输出容量应该是多少才合理呢？首先应说明，并联电容器装置的安装容量，扣除串联电抗器消耗的无功，才是装置的输出容量。根据并联电容器装置额定参数配置，当装置接入的母线电压为69kV时，输出容量应为：电抗率5（额定电抗率，下同）的装置57Mvar、电抗率12的装置52.8Mvar。达不到这个数值，我们就叫“容量亏损”。是什么原因造成了电容器组的“容量亏损”？可能的原因：一设备安装容量不够；二运行电压偏低。因为从来没有发现过设备安装容量不够的案例，可以肯定的说是运行电压没有达到要求值。经分析和多方方面查找原因，发现国网公司设备招标文件范本的“变压器”与“并联电容器装置”中的电压参数设置不相匹配，造成运行电压偏低。本文将对此进行分析说明，并提出解决办法可供设计单位编制招标文件时参考。并联电容器装置在运行时出现输出容量亏损和过载现象，都是不正常工况。容量亏损不会造成设备运行不安全，看似对设备无损，但设备不能充分发挥作用，经济性降低经济效益变差；设备长时间过载则会出现各种问题，对运行是不安全的，应予以避免。问题的出现主要是影响电容器，所以，编制并联电容器装置招标文件时，设计人员应相互协调并解决参数设置问题。7.2 电容器组容量亏损35kV和66kV电容器组都是由4个串联段组成，35kV电容器组有电抗率K5和K12两种装置，由两种装置的单台电容器额定电压与每相串联段数，推算其母线侧电压均为36kV【US（1K）其中：U为单台电容器额定电压、S为每相电容器串联段数】；66kV电容器组，也有电抗率K5和K12两种装置，推算其母线侧电压均为69kV。500kV电力变压器，第三线圈电压为35kV级别时，都是采用 36kV，与并联电容器装置的参数是互相匹配的，所以，没有35kV装置容量亏损案例。220kV和500kV电力变压器低压侧为66kV级别时，采用的电压有两种：66kV和69kV。但是，并联电容器装置的电压参数是按69kV编置的，没有编制与66kV配合的招标文件。如果变压器低压侧为66kV的并联电容器装置，其电压参数仍然采用招标文件范本值，肯定会出现电容器输出容量亏损的情况。顺便指出：在国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）书中存在同样的问题。在该书第10篇变电站用电容器装置，第45章500kV变电站并联电容器装置，表453中，把单台电容器的额定电压规定为：22/2kV和24/2kV2，如果将这种参数的电容器与低压侧电压为66kV的变压器装设在一起使用，将会产生更加严重的并联电容器装置，容量亏损问题，应特别注意。由电容器的容量表达式Q=CU可以看出，电容器的输出容量与电压的平方成比例，对电压非常敏感。对66kV并联电容器装置来说，母线电压达到69kV时，电容器才能输出额定容量，如果母线电压只有66kV，容量必然亏损。母线电压为66kV时，电抗率K5和K12两种装置的输出容量分别为：52.2 Mvar和 48.3 Mvar【Q（1K）()】，前者亏损容量4.8 Mvar ，后者亏损容量4.5Mvar。如果母线电压连66kV都未达到，则容量亏损会更多。运行电压低于电容器的额定电压，对电容器的运行安全性不会降低，但是，设备容量未能充分发挥作用，经济性变差了，属于资源能力的浪费，工程设计应当予以避免。7.3 电容器组过电压运行还有一种情况应当说明，招标文件范本中另一种电压参数不匹配，将造成电容器过电压运行。在招标文件范本中，220kV变压器低压侧参数还有37kV和38.5kV两种，在这两种电压母线上，如果装设并联电容器装置，招标文件中参数全部按照范本不修改，对于母线电压37kV，电容器投运后，将过电压约3。按照电力行业标准高压并联电容器使用技术条件DL/T 8402003中，对稳态过电压的规定，电容器在1.05倍额定电压下应能连续运行3。这时，过电压尚未达到5，仍然有裕度可利用（条件是母线电压不能再向上偏差5，最多只能偏差2）。对于母线电压38.5kV，电容器将过电压约7，已经超出稳态过电压1.05倍额定电压的规定，如果母线电压38.5kV再加上可能的向上偏差，过电压将更加严重。在行业标准电力系统电压和无功电力技术导则SD 3251989中规定：“35kV及以上用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10。”4，电容器在超过规定值下过电压运行将是非常不安全的。解决这个问题的方法有两个：首先考虑采用把变压器低压侧电压改为36kV；如果是因为供电系统电压要求，37kV和38.5kV不能修改，又需要装设电容器组时，必须核对修改与并联电容器装置相关的参数（单台电容器额定电压与串联电抗器相关参数），对此，本文不作详细说明。8 并联电容器装置的安装布置8.1电容器安装电容器安装设计工作都不是设计院作，而是由成套装置的设备厂家完成的，作为工程设计单位的责任，在选用成套装置时，应该对制造厂的图纸进行确认。作为制造厂设计成套装置，并不仅是完成电容器组在框架上装设，首先要考虑电容器组运行时的安全，其中包括：电气距离（带电体相间距离、对地距离、对围栏的距离）；如果装设了外熔断器，还应注意当电容器外壳直接接地时，熔断器应装设于电源侧，否则，当电容器极对壳击穿时，外熔断器不起作用：多段串联时，至少应有一个串联段的熔断器装设在电容器的电源侧；无论外熔断器装设在哪一侧，都必须保证熔丝熔断后应有的安全距离。为了保证运行安全，从电容器耐爆能量（电容器的最大并联容量在标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第3部分：并联电容器和并联电容器组的保护（GB/Z 11024.32001）标准第5.3.1条中规定为3900kvar）考虑，对安装在绝缘框架上的电容器组容量，国网公司在“通用设备典型规范”中作出规定：当采用两个串联段时，单星形电容器组容量应20Mvar；四个串联段采用单绝缘平台时，单星形电容器组容量应20Mvar；四个串联段采用双绝缘平台时，单星形电容器组容量应40Mvar。上述措施对防止电容器极对壳短路时引起箱壳爆裂非常重要。多串联段串联电容器组，当极对壳内绝缘击穿时，会通过绝缘平台的等电位点形成放电电流通路，因此，造成从击穿点到等电位点之间的电容器储能都向击穿点泄放。这样就形成等电位点连接的串联段越多，电容器的总台数就越多，泄放的能量就愈大。所以，对于装设在绝缘框台架上的多段串联的电容器组，制造厂的设计是否满足上述安全要求，设计院应在图纸确认时进行审核。我们已经发现多个厂家设计有问题，提出来请他们修改设计。安装在绝缘框架上的电容器，要有适当措施固定电位，否则，事故工况下电容器会承受更高的过电压而损坏，这也需要在审核厂家图纸时了解清楚并予以确认。极对壳内绝缘击穿也会通过多串联段绝缘平台的等电位点形成高频涌流通道，导致击穿点到等电位点之间的电容器储能集中向击穿点倾泄。显然，等电位点包含的串联段越多，电容器的台数和储能就越多。极对壳的击穿可以理解为广义的贯穿性击穿，等电位点内最大电容器台数应视为广义的最大并联台数。8.2 电容器组布置在电容器组布置上，要满足配电装置的布置要求，尽量使电容器组距离重要设备远一点，防止发生电容器爆裂起火事故时扩大影响范围。为运行维护创造良好条件，特别注意，电容器卧式安装的框架相互之间的距离，应满足更换故障电容器时，从架子上向一侧取出电容器需要的最小距离。电容器卧式安装可以降低装置的高度，但为了满足上述要求，占地面积可能需要增大。9 标准和设备生产研制开发信息9.1 标准更新信息 国家标准（GB）、电力行业标准（DL）都会不断地进行修订更新，体现与最新技术的“与时俱进”。9.2电容器产品电容器产品在不断地技术进步，由内到外都在变（固体绝缘介质，液体绝缘介质，内熔丝包括安装位置；箱壳材料，箱体尺寸，电容器套管与箱体组装方式（焊接到滚装压接瓷套解决了强度和易渗油问题）。9.3并联电容器装置配套设备 配套设备包括：专用的开关设备、串联电抗器、放电线圈、不平衡电流互感器（小变比使用）。9.4成套装置 国网公司变电设备采购标准，对电容器采购，采用“并联电容器成套装置”的型式，除了母线侧的隔离开关、断路器和电流互感器外，其他配套设备（串联电抗器、操作过电压保护用避雷器、接地开关、放电线圈、不平衡保护用电流互感器、电容器组装用框架、安全围栏），这是一种设备供货是类型。10kV电压等级，有的厂家达到完善化供货，从开关设