集合式高电压并联电力电容器

 集合式高电压并联电力电容器
 我国电力电容器行业从上世纪八十年代中期开始研究开发集合式高电压并联电力电容器，至今已将近有三十年的历史，集合式电力电容器已成为高压并联电力电容器中的主导产品之一，约占全部高压并联电力电容器的30%。
7.2.1 结构
 1）结构特点
 集合式高压并联电力电容器是由专门设计的单元电力电容器（以下简称单元）集装成一个心子，并将该心子安装在一个箱体中构成的电力电容器。单元的特点是“小元件加内熔丝”，即单元内单个元件的容量不大，仅几个千乏，每个元件都装设保护熔丝，单元内的元件通常全部并联或2串多并。心子的单元组按电气要求进行串并联。电力电容器箱体上部装有瓷套管作为整台电力电容器的线路端子。箱体内充注绝缘和传热的介质。
 集合式并联电力电容器还具有单台容量大，占地面积较小，安装方便，维护简单，比较安全可靠、节省费用等优点。根据统计数据，电力电容器寿命期间的故障大多发生在早期，早期故障主要是由于材料和工艺的缺陷造成的。其中绝缘材料缺陷完全避免是不可能的，特别在介质有效面积很大的大容量电力电容器内，发生击穿的几率比较高。集合式电力电容器是一种大容量电力电容器，它的设计思想是通过采取有效的保护措施，使大容量电力电容器获得较高的可靠性。该措施为在集合式电力电容器中一旦有元件绝缘发生击穿，内部熔丝能可靠地熔断，使故障元件退出运行。少量元件退出运行占整体元件数的比例很小。容量和电压分布的变化不大。从而可以使整台电力电容器在不退出故障单元的情况下继续运行。由于有这些特点，目前集合式并联电力电容器已广泛应用于标称电压6kV、10kV、35kV、66kV甚至更高的电力系统中。当然集合式电力电容器也不可避免地有其缺点，如发生较严重故障退出运行后，修理不便，不能很快恢复运行；充油电力电容器的渗漏油、充气电力电容器的漏气及散热问题会影响正常使用，仍需待改进解决。
 2）结构分类
 a．电力电容器按其箱体内充注的介质可分为充油式和充气式两种。
 充油式充注的是绝缘油，一般是变压器油、植物油、绝缘油。
 充气式充注的是六氟化硫（SF6）或氮气（N2）或SF6和N2的混合气体。
 b．电力电容器按其箱体的密封程度，可分为非密封结构和密封结构。
 非密封结构的充油电力电容器在顶盖上方装的是储油柜，储油柜用来作为油补偿装置，储油柜上部有气室，通过盛有干燥剂的呼吸器与外界大气相通。
 密封结构的充油电力电容器装有金属膨胀器作为油补偿装置，电力电容器内部与大气完全隔绝。充气电力电容器必须是密封结构，且应具有良好的气密性。、
 c．电力电容器按其容量是否可调节区分，有非可调型和可调型两类。
 为了适应负荷变化对无功补偿容量需求不同的情况，可调型集合式电力电容器可根据对无功不同的需求分档输出无功，例如，按总容量的1/2+1/2或1/3+2/3分档，通过手动调节或借助专用无励磁分接开关进行调节。这种电力电容器适用于两种情况：
新建变电所。运行初期，主变压器负荷较小，需要无功较少，而无功补偿容量按满负荷配置，全部投入时会发生过补偿现象；
周期性不均匀负荷。通常农村灌溉、农作物加工等负荷有季节性，农忙时是负荷高峰期，农闲时主变压器处于轻载状态。
 d．电力电容器按其安装方式可分为非落地安装式和落地安装式。
 非落地安装式一般用于系统标称电压较高的场合，为降低电力电容器线路端子及单元对箱体的绝缘水平，把电力电容器安装在绝缘支架上，电力电容器单元串联组的中点与箱体连接。在集合式电力电容器的发展早期，35kV、66kV电压级电力电容器曾使用这种结构，随着技术的进步，目前，66kV及以下电压级的电力电容器均可设计、制造成落地安装式，外壳不再带电，提高了运行的安全性。
7.2.2 技术质量要求
 集合式高压并联电力电容器除了应符合通用技术质量指标外，还应符合如下特定的技术和质量方面的要求。
 1）对构成集合式电力电容器主要器件的要求
 a．单元电力电容器（单元）
 单元为油浸箔式结构，每个元件均装设熔丝，其额定值按照总体设计要求而定，技术性能应满足下列要求：
内部熔丝的放电试验应逐个进行，并按元件并联的最大能量检验；
局部放电试验应逐个进行；
套管爬距按油中或气体中使用进行计算，并分别在油中或大气中外绝缘进行耐压试验；
单元外壳应有保护涂层，防止生锈。
 b．心子构架
 心子构架应平整光洁，有足够的机械强度，并作防锈处理后涂保护层。35kV级以上电力电容器，构架需对箱体绝缘。
 c．安全保护器件
 充油电力电容器装有压力释放阀，压力释放阀应符合JB/T 7065《变压器用压力释放阀》的要求，当油箱内部与外部的压强差超过55kPa时能可靠动作。根据购买方要求，可安装气体继电器。
 充气电力电容器装有带有压力保护整定的气压表，在内部压力过低或过高时均能给出保护信号。
 d．油补偿装置
 非密封结构的电力电容器应装有储油柜，其容积应能保证在上限温度下容量达到1.35倍时油不溢出。储油柜的一端应装有油位计，且应表示出电力电容器未投入运行时，相当于温度-30℃、+20℃、+40℃时三个油面标记。在下限温度下未投入运行时，油位计应当有油可见。注油、放油和排油装置应加装带有油封的吸湿器。
 密封结构的电力电容器应装有金属膨胀器，金属膨胀器应符合JB 7068-2002《互感器用金属膨胀器》的要求。膨胀器应能保证在上限温度下容量达到1.35倍时，电力电容器内部油压不超过膨胀器的允许工作压力上限；在下限温度下未投入运行时，内部油压应不出现负值。
 e．箱体及其附件
 对于充油电力电容器：
在油箱的下部壁上装有油样活门和排油装置。
电力电容器油箱应能承受住在其内部施加0.06MPa正压的机械强度试验而无损伤及永久性变形，并在正常起吊、运输状态下无明显变形。
附件应便于拆卸、安装和更换。
内部电力电容器单元的箱壳、支架和油箱之间应有可靠的电气连接。油箱下部壁上应有不小于M16的连接螺栓，用于接地。
 对于充气电力电容器：
由于充气之前须对内部真空干燥处理，故箱体应能耐受正负压的检验，即除了承受住在其内部施加的0.06MPa正压试验外，还需承受-0.1MPa的负压试验而无永久性变形。
 f．散热器
 电力电容器如装有片式散热器，应符合JB/T 5347《变压器用片式散热器》的要求。
 2）整体主要性能指标：
除了应符合通用技术质量要求外，集合式电力电容器还须符合以下特殊要求：
 a．电容偏差：
 电力电容器的实测电容与其额定值之偏差应不超过0～+5%。电力电容器单元的实测电容与其额定值之偏差应不超过-3%～+5%。对于6、10kV级电力电容器，三相电力电容器的任何两个线路端子之间实测电容的最大值与最小值之比应不超过1.02。对于35kV级电力电容器，三相电力电容器的任何两个线路端子之间实测电容的最大值与最小值之比应不超过1.01。采用两段等电容电压差动保护的电力电容器，每一相中两串联段实测电容值之相对误差应不大于±0.5％。
 b．温升
 对整台电力电容器在室温下连续施加额定频率的实际正弦波电压，使其试验容量达到1.44倍。电力电容器运行温度达到稳定后，顶盖温升应不超过15℃。
 c．绝缘油或绝缘气体
 电力电容器用绝缘油在注入油箱前，其各项性能应符合相应标准的规定或制造厂的质量要求。从油箱放油口取出油样的耐电强度应不小于45 kV/2.5mm，tanδ应不大于0.2%(90℃时)。电力电容器用绝缘气体SF6，其主要性能应符合GB/T 8905-1996《六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则》的规定，20℃时的气体湿度在验收时应不大于500μL/L，运行时应不大于1000μL/L。电力电容器使用的绝缘气体氮气，应采用纯度为99.999%以上的高纯氮，其含水量应不大于5×10-6L。
 d．损耗角正切（tanδ）
 电力电容器的损耗角正切在工频额定电压下20℃时应不大于0.00035。电力电容器在其电介质最高允许运行温度下损耗角正切应不超过在20℃时之值。损耗角正切可以在内部单元上进行测量。
 e．局部放电
 局部放电试验可以仅对内部单元进行，其局部放电水平和试验要求与前述电力电容器单元的要求一致；置于绝缘构架上的单元，其端子对外壳的局部放电熄灭电压与相同绝缘水平的电力电容器的要求相同。
  f．密封性
 充油式电力电容器的密封性能应足以保证在各部分均已达到电介质元件最高温度（通常为80℃）后至少经历2h不出现渗漏。
 充气式电力电容器内部的气压是较低的正压，正常工作时，考虑环境温度的影响，气压应在0.001MPa～0.06MPa范围内。其密封性能用漏率表示，一般规定年漏率为0.5～1%，因此保证电力电容器在20年内，气压不会低于0.001MPa。

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