并联电容器组故障原因分析及对策

赵智民，柳兰泳，杜 昭

（1.国网山西省电力公司运城供电公司，山西 运城 044000；2.国网山西省电力公司临汾供电公司，山西 临汾 041000）

0 引言

并联电容器装置作为目前应用最广泛的无功补偿方式，在降低变压器和线路损耗、提高功率因数方面发挥了重要作用[1]。然而由于谐波的存在，电容器在补偿感性无功的同时可能导致谐波放大，甚至会发生系统谐振[2]，导致电容器组的损坏。本文通过对某220 kV站电容器组故障进行了深入分析，并提出了相应建议。

1 故障情况

1.1 故障经过

220 kV某站35 kV 11号电容器于2015年1月6日10时21分限时电流速断保护动作。现场检查发现该组电容器B、C相共6个电容单元爆裂燃烧。

1.2 故障设备简况

故障前，220 kV和110 kV侧双母并列运行，35 kV侧为双母分裂运行，35 kV侧无其他负荷。故障时，站内无任何操作。

35 kV I母电容器配置如下：电容器装置型号为TBB35-10008/417-ACW，11号电容器配置电抗器电抗率为 5%（电抗器型号为CKDGKL-35-167/1100-5W），12、13号电容器配置电抗器电抗率为12%。35 kVII母电容器配置与I母相同。

1.3 故障简况

1.3.1 一次设备试验

11号电容器A相检查试验合格。B相一只爆裂，一只鼓肚，试验电容值为0，其余6只电容值测试。C相电容器6只损坏，如图1所示。电抗器外表熏黑，试验合格。避雷器检查试验合格。油浸全密封放电线圈外观正常，试验合格。断路器试验合格。

图1 C相电容器故障情况

1.3.2 二次设备检查

保护动作情况：1月6日10时21分9秒，11号电容器组ISA359GD保护限时电流速断保护动作。

保护检查情况：检查11号电容组保护定值与定值单一致，保护动作正确。对11号保护装置动作进行试验，限时电流速断、定时限过流、差压保护动作逻辑正确，出口时间正确。

2 录波图分析

通过对11号电容器保护装置录波图和主变故障录波图进行分析，故障过程分析结论如下。

a）电容器故障前，电压发生畸变，电容器组流过4次谐波电流，B相电流值等于A、C相电流之和，相位相反。由变压器星三角转换关系可知，220 kV侧、110 kV侧应该是B、C相有4次谐波电流。在主变故障录波图中1号和2号变高、中压侧B、C相确有4次谐波电流，且大小相等，相位相反。因此，分析电容器组与系统发生串联谐振。

b）谐振导致B、C相差压大幅增加，B相差压最高达到170.1 V（二次值），C相达到167 V（二次值）。谐振导致B、C相电容器故障。

c）B、C相故障后，谐振条件破坏，B、C相发生相间短路。B相电流最高达4.52 kA（一次值），C相电流最高达达4.312 kA（一次值）。限时速断电流保护动作，断路器分开，故障切除。

3 谐波机理分析

该站35 kV侧无其他负荷，考虑谐波源位于电源侧进行分析[3]，其等效电路图如图2所示。

图2 等效电路图

图2中，Uh为第h次谐波电压源；Ush为系统承受的h次谐波电压；Ish为本线路流经系统的h次谐波电流；Xsh为h次谐波下系统电抗；Ugh为并联电容器装置承受的h次谐波电压；Uch为并联电容器承受的h次谐波电压；Ulh为串联电抗器承受的h次谐波电压；Ich为流过并联电容器装置的h次谐波电流；Xch为h次谐波下并联电容器容抗；Xlh为h次谐波下串联电抗器感抗。

在基波频率下系统电抗、并联电容器容抗和串联电抗器感抗幅值分别表示为Xs1、Xc1和Xl1，则有关系式如下[2]

由式（1）至（5）可以得出如下结论。

a）当h2Xl1-Xc1=0时，并联电容器装置谐波电压Ugh=0，并联电容器和串联电抗器分别承受幅值相等、相位相反的谐波电压，此时电容器相当于理想的滤波装置。

b）当 h2Xl1-Xc1>0时，有 Ush

c）当 h2Xl1-Xc1<0时，有 Ush>Uh，Ugh>Uh，在这种情况下h次谐波被放大。当h2Xs1+h2Xl1-Xc1=0时，系统、并联电容器和串联电抗器承受的h次谐波电压趋于无穷大，流过系统和并联电容器装置的h次谐波电流也趋于无穷大，在这种情况下系统和并联电容器装置发生了串联谐振[2]。

4 并联电容器谐波放大分析

a）该站35 kV母线分裂运行时三相短路容量为916.57 MVA（最大运行方式），465.8 MVA（最小运行方式）。根据系统短路容量近似估算系统短路阻抗（系统等效阻抗）为Xs1=1.413Ω（最大运行方式），Xs1=2.78Ω（最小运行方式）。

系统在35 kV母线处等效阻抗，如表1所示。

表1 35 kV母线处等效阻抗Ω

b）35kVI母母线3组电容器参数，如表2所示。

表2 35 kVⅠ母母线3组电容器参数

3组电容器不同投退方式下，35 kV侧的等效阻抗，如表3所示。

表3 电容器组不同投退方式时低压侧等效阻抗Ω

本站电容器组的电抗率配置按照1组5%和2组12%进行配置[4]。由表3可知，在投第2组、第3组、第2、3组、第1、2组或第1、3组、3组全投时的阻抗对3次谐波都呈感性且较小，能够很好地吸收系统中3次谐波；在投第1组、第1、2组、第1、3组、3组全投时对5次谐波阻抗较小，能够很好地吸收5次谐波。在投第1组、第1、2组、第1、3组、3组全投时的阻抗分别为-j7.29、-j8.926、-j11.508，对4次谐波呈容性，即h2Xl1-Xc1<0。由上述可知，此时4次谐波被放大。

c）系统最大运行方式与电容器的等效阻抗，如表4所示。

表4 系统最大运行方式与电容器的等效阻抗Ω

系统最小运行方式与电容器的等效阻抗，如表5所示。

表5 系统最小运行方式与电容器的等效阻抗Ω

由表4、表5可知，对4次谐波，在最大运行方式下，投第1组、第1、2组（第1、3组）、3组全投时的阻抗分别为-j1.638、-j3.274、-j5.856，呈容性。对4次谐波，在最小运行方式下，投第1组、第1、2组（第1、3组）、3组全投时的阻抗分别为j3.830、j2.194、-j0.388。电容器在故障时，3组全投，有-5.856

5 改变电容器组配置抑制谐波放大

由于4次谐波电流在第1组电容器投时存在4次谐波电流放大现象[5]，因此第1组电容在4次谐波下的串联电抗率当K取12%，则3组电容器支路参数如表6所示。

表6 电抗率为12%时3组电容器支路参数表

按照改变后的参数，再次计算3组电容器不同投退方式时，35 kV侧的等效阻抗，如表7所示。

表7 改变电容器组配置后35 kV低压侧等效阻抗Ω

由表7可知，改变参数后的3组电容器支路对系统中3次谐波仍具有较小阻抗，能够很好地吸收。对系统中4次谐波，3组电容器不同投退组合时4次谐波阻抗呈感性，不会发生谐波放大现象。因此，将11号电容器组电抗率调整为12%，能够避免电容器组与系统发生串联谐振现象。

6 结论

a）该站电容器按常规配置，11号电容器按照5%额定阻抗来抑制3次及以上谐波，12号、13号电容按照12%额定阻抗来抑制5次及以上谐波。该配置在投入11号电容器时，若系统存在4次谐波源时，电容器组与系统发生了串联谐振，谐振过电压、过电流是导致本次装置故障的原因。建议：在电容器设计时一定要考虑本站的谐波背景；在投运后，需要根据电网参数及谐波变化情况，定期对并联电容器及串联电抗器参数进行验算校核，及时做出适当调整，使装置远离谐振点。

b）对该站加装谐波在线监测装置，对本站的谐波情况进行实时监视，掌握该站的谐波数据，从而制定谐波治理方案[6]。

c）该站35 kV II母电容器配置与I母相同，建议将II母所投5%电抗器的电容器停运。

d）通过将电抗率为5%的电容器组更换为电抗率为12%的电容器组，可以避免电容器组与系统发生4次谐波串联谐振。

[1]倪学锋，盛国钊，林浩.我国电力电容器的运行与改进建议[J].电力设备，2004（9）：10-13.

[2] 付伟，韩翔宇.并联电容器装置在谐波环境中的应用[J].电力电容器与无功补偿，2012,33（6）：17-21.

[3] 王兆安，杨君，刘进军，等.谐波抑制和无功功率补偿[M].2.北京：机械工业出版社，2005.

[4]中国电力企业联合会.GB 50227—2008 并联电容器装置设计规范[S].北京：中国计划出版社，2009.

[5]刘同同，刘连光.变压器直流偏磁谐波对并联电容器的影响分析[J].现代电力，2012,29 （1）：29-32.

[6] 何可敬.一起电容组群爆原因彻查与对策[J].自动化应用，2013（9）：88-91.