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摘要：本文介绍了丁二烯降压站6kV电容器改造项目的背景及必要性，简述了电容补偿装置设计选用。针对丁二烯降压站6kV两段功率因数远低于公司规定功率因数的要求的现状，介绍了对6kV电容器进行的优化改进措施，并介绍了有关电容补偿装置的安装调试与运行维护的方法。6kV电容器投运以后，丁二烯降压站供电系统功率因数将提高至0.95以上，满足上级供电系统与电网并网的要求。与此同时，完善了电气监控系统、防误系统，实现高压开关柜可靠、稳定运行，保障电气人员的操作安全，保障丁二烯降压站供电系统长周期安稳运行。
关键词：6kV电容器；功率因数；安装调试；运行维护
前言
电容补偿装置几乎是所有工程中都要用到的电气设备，随着现代化工程建设的进展，配电系统中非线性负载的广泛使用，产生的大量谐波电流和无功电流注入电网，导致配电系统供电电压和电流的严重畸变，威胁电网的安全运行和电气设备的正常使用，尤其对配电系统中的无功功率补偿系统造成严重的损害，轻者电容器组使用寿命大大缩减，重者电容器柜发生爆炸，危及整个配电系统的安全运行。
烯烃厂丁二烯降压站6kV电容器于2007年建造并投入使用，共2组，型号为EX-7Li，容量为300+600kVar。2017年乙烯供电系统优化及二循进线电缆隐患治理项目，水汽变电所、二循变电所、乙烯变电所均由丁二烯降压站供电，丁二烯降压站运行方式发生巨大变化。目前，丁二烯降压站6kV Ⅰ段功率因数0.79，6kV Ⅱ段功率因数0.82。即使将电容器全部投入运行，也不能将供电系统功率因数提高至0.9以上，远低于公司规定功率因数的要求。因此，亟需对丁二烯降压站电容器进行更换改造，完善电气监控系统、防误系统。改造后丁二烯降压站供电系统功率因数提高至0.95以上。
1、丁二烯降压站6kV电容器现状
1.1 丁二烯降压站系统供电方式发生改变，6kV I、II段电容器即使全部投入运行，也不能将供电系统功率因数提高至0.9，远远不能满足要求。丁二烯降压站2组电容器目前已投入运行11年，电容器性能大幅降低，已不能满足正常生产需要。
1.2 丁二烯降压站电容器馈线柜、电容器本柜保护共4台，于2007年投入使用，已连续运行11年。中华人民共和国电力行业标准，微机继电保护装置运行管理规程第3.7条微机继电保护装置的使用年限一般为10-12年，达到更换条件。
1.3 电容器柜原CT变比为200/1，新投用的电容器最大电流约为300A。
1.4 电容器原进线电缆为ZR-YJV-8.7/10kV 3×95，载流量不能满足要求，且电缆为埋地电缆。
1.5 丁二烯降压站6kV高压开关柜无防误系统，开关柜操作的可靠性、稳定性难以保证，电气设备运行、操作人员的安全均存在隐患。
1.6 丁二烯降压站电容器室空调故障，已无法修复。
1.7 电容器室大门长期使用变形。
2、对6kV电容器进行的优化改进措施
2.1拆除原有电容补偿装置2套，增设新电容补偿装置2套并扩容，容量为3000kVar。
2.2 新增丁二烯降压站电容器馈线柜、电容器本柜共4台微机保护装置，更换电容器柜CT及二次室。
2.3 更换电容器进线电缆，电缆施工需要动土、穿墙，电缆室墙壁粉刷。
2.4 增设丁二烯降压站电气监控系统。
2.5 增设丁二烯降压站电气防误系统。
2.6 更换丁二烯降压站电容器室空调。
2.7 更换电容器室防火门。
本文只选择改进措施中的前2项进行展开，其余部分因篇幅有限，在此不多做赘述。
3、电容补偿装置设计选用
图1 所示为功率因数提高与无功功率和视在功率变化的关系（有功功率固定不变条件下）。
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当功率因数由cosφ1 提高到cosφ2 时，无功功率Qc1和视在功率Sc1 将分别减小为Qc2 和Sc2（Pc 不变条件下），从而使负荷电流相应减少。这就可使供电系统的电能损耗和电压损失降低，并可选用较小容量的电力变压器、开关设备和较小截面的电线电缆，减小投资和节约有色金属。要使功率因数由cosφ1 提高到cosφ2，通常需设置人工补偿装置。由图1 可知，最大负荷时的无功补偿容量QN应为：QN＝Qc1－Qc2＝Pc（tanφ1-tanφ2）。按此公式计算出的无功补偿容量为最大负荷时所需的容量，当负荷减少时，补偿容量也应相应减少，以免造成过补偿。因此，无功补偿装置通常装设无功功率自动补偿控制器，针对预先设定的功率因数目标值，根据负荷的变化投切电容器组数，使瞬时功率因数满足要求。
本次烯烃厂丁二烯降压站6kV电容器改造的主要电气设备和材料选择原则，按技术先进可靠、经济合理和环境条件进行选择。本项目在电气设备和材料选型时，尽量采用节能设备和耗电少的电器元件。
3.1 电容器柜的安装环境：户内布置，布置房间大小为：7x6米（长x宽）；安装在划为非爆炸危险环境的电容器室内；无功补偿装置柜深1600mm，电缆下进下出。
3.2 电容器柜的电气条件：额定电压、频率：6.3kV、50Hz；辅助电源电压：380/220V、50Hz；当电压变化为小于±10％，频率变化为小于±1％时，电容器应能在无损伤的情况下满足额定技术参数连续正常运行；主电源3相，中性点接地方式为不接地系统，母线短路电流：31.5kA。
3.3 设计和结构
（1）各电压等级的并联电容器装置的设计首先遵循GB 50227-2017。
（2）6kV系统选用干式并联电容器装置，设专门的房间布置。
（3）6kV并联电容器装置采用多组补偿。
（4）6kV并联电容器装置可采用自动投切或手动投切，自动投切设置真空接触器和功率因数控制器，手动投切设置真空接触器或隔离开关。
3.4 电容器装置柜应配置五防联锁保护功能：
（1）防止带负荷分、合隔离开关，在断路器合闸状态不能操作隔离开关。
（2）防止误分、误合断路器、隔离开关、接触器。（只有操作指令与操作设备对应才能对被操作设备操作）
（3）防止接地开关处于闭合位置时关合断路器、隔离开关。（只有当接地开关处于分闸状态，才能合隔离开关或手车才能进至工作位置，才能操作断路器、隔离开关闭合）
（4）防止在带电时误合接地开关。（只有在断路器分闸状态，才能操作隔离开关才能从工作位置退出，才能合上接地开关），防止误入带电室。
3.5 保护、控制、信号和测量
每组电容器设置单独的电容器专用保护装置，实现过流，过电压，欠电压，内部故障等4种保护功能。
4、丁二烯降压站6kV电容器的施工
4.1 技术准备
4.1.1 熟悉图纸，熟悉现场，编制施工方案、危害识别表及施工网络进度表。
4.1.2 开工前，认真学习施工方案，明确施工内容和方案中的各种规范要求。
4.1.3 提前熟悉施工图纸，做好图纸核对及熟悉现场等准备工作。
4.1.4 根据图纸要求，认真检查验收所有到货设备、材料的型号、数量，应与设计要求的一致，并做好设备的外观检查和交接试验工作。
4.1.5 因变电所边施工边运行，为便于改造后新开关柜按时投运，需提前做好投运方案。
4.1.6 对照新、旧图纸，到现场进行核对，特别是二次接线是否与图纸相符合（停电前）。
4.2 技术要求及控制
4.2.1 盘、柜及二次回路的安装：
4.2.1.1 在将电容补偿装置及开关柜搬运至现场时，应采取防震、防潮、防柜体变形和漆面受损的措施，必要时应将易损件拆下。安装时不得造成盘面磨擦损伤漆面。
4.2.1.2 开箱检验时必须三方在场（业主、项目组和施工方），开箱时注意技术文件是否齐全，检查电气元件的规格型号是否与设计相符，并有产品合格证书，文件及有关资料应及时整理交项目负责人妥善保管，确保竣工资料完整。
4.2.1.3 安装用紧固螺栓应全部采用电气专用热镀锌制品。
4.2.1.4 旧电容补偿装置拆除后，旧基础型钢应进行相应的处理。新的基础型钢安装的水平度、不直度每米≯1ｍｍ，全长≯5ｍｍ。
4.2.1.5 电容补偿装置及开关柜安装允许偏差为：
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4.2.1.6 所有配出的一、二电缆进盘后均应固定牢固，钢铠应可靠接地，电容补偿装置及开关柜底部在配出电缆安装完毕后恢复安装防鼠隔板。
4.2.1.7 电容补偿装置及开关柜安装应固定牢固，不得出现“骨架”变形现象。开关进出应灵活，无卡阻现象。
4.2.1.8 开关与柜体的一、二次回路插接件应接触可靠
4.2.1.9 开关与柜体之间的接触应良好，柜体、柜架应良好接地（零）。
4.2.1.10 高压开关柜的相色标志应正确，出线开关的相位应与电容补偿装置的相位标志一致。
4.2.1.11 二次回路应按图施工，接线正确可靠。二次回路的电缆引线应排列整齐美观。
4.2.1.12 新改造后高压柜柜前柜后每个柜门部位都有清楚的回路名称标记。
4.2.1.13 所有配出电缆都应加挂标志牌，且应标明回路名称、回路号及型号规格，字迹应清楚不掉色。
4.2.1.14 二次回路的电缆在柜内应排列整齐并加以固定，留有适当的余度，小线固定处应作绝缘处理，小线安装后不应使端子排受到额外的应力。
4.2.2 电缆及其它安装内容：
4.2.2.1 新增的动力及控制电缆经试验合格后方可进行安装。
4.2.2.2 电缆安装半径应大于电缆外径的15倍，电缆拐弯处应加以固定，电缆头在柜内应加以固定，不应使引出端子受到额外的应力。
4.2.2.3 长度不够控制电缆的连接应采用过渡箱加端子排的过渡方式进行。要求可靠美观，符合相关规范要求。
4.2.2.4 所有金属构件都应作防腐处理（两道防锈漆两道表面覆盖漆）。
4.2.2.5 电缆头制作按制造厂规定的制作工艺进行。
4.2.2.6 电容补偿装置及开关柜的安装、位置应符合图纸要求。
4.2.2.7 二次回路应按图纸进行检查及接线。
4.2.2.8 原有的接地系统应检查并测试接地电阻，合格后方可按图纸要求安装接地装置。
4.2.3 二次电缆的敷设、接线：
4.2.3.1 二次回路接线应按图施工，接线正确：
1）所有二次回路端子号，均应用打号机打印，保证字体清晰、美观。
2）对不够长的控制电缆在柜外进行端子箱连接、过渡。
3）二次电缆绝缘应试验合格，芯线导体应无损伤。
4）所有螺栓、连接垫片、弹簧片应规格符合齐全，紧固力矩符合规范要求，导线与电气元件间用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠。
5）盘、柜内的电缆芯线，应按垂直或水平有规律地配置，不得任意歪斜交叉连接；备用芯长度应留有适当余量。
6）每个接线端子的每侧接线宜为1根，不得超过2根。对于插接式端子，不同截面两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。
4.2.3.2 二次回路接线应符合下列要求：
1）盘、柜内的导线不应有接头，导线芯线应无损伤。
2）电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色，端子号一律朝外，便于识别查找。
3）配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好，无损伤。
4）二次回路接地应设专用螺栓：
4.2.3.3 盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于2.5平方毫米；其它回路截面不应小于1.5平方毫米；对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时，在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下，可采用不小于0.5平方毫米截面的绝缘导线。
4.2.3.4 用于连接门上的电器、控制台板等可动部位的导线尚应符合下列要求：
1）应采用多股软导线，敷设长度应有适当裕度。
2）线束应有外套塑料管等加强绝缘层。
3）与电器连接时，端部应绞紧，并应加终端附件或搪锡，不得松散、断股。
4）在可动部位两端应用卡子固定。
4.2.3.5 引入盘、柜内的电缆及其芯线应符合下列要求：
1）引入盘、柜的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械应力。
2）铠装电缆在进入盘、柜后，应将钢带切断，切断处的端部应扎紧，并应将钢带接地。
3）使用于静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式予以接地。
4）橡胶绝缘的芯线应外套绝缘管保护。
5）强、弱电回路不应使用同一根电缆，并应分别成束分开排列。
6）在油污环境，应采用耐油的绝缘导线；在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采用防护措施。
4.2.3.6 真空开关、母线、电缆、互感器、避雷器等设备的试验：
1）真空断路器试验：测量真空断路器主回路的导电电阻；真空断路器的绝缘电阻和耐压试验，试验电压：在合闸状态下应符合本标准的规定；真空度检测，真空断路器的分合闸时间测量，二次回路的绝缘测量，分合闸线圈的阻值测量等。
2）避雷器试验：测量绝缘电阻；测量氧化锌避雷器1mA下的直流电压值，与同批型号产品相比无明显差别；测量0.75Ua下的泄漏电流值，与同批、同型号产品相互比较无明显差别。
3）母线试验：测量绝缘电阻，交流耐压试验。
4）互感器试验：电流互感器试验。当继电器保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性试验，施加电压应与厂家提供的相一致，同型号、同电流比的电流互感器特性相互比较，应无明显差别；测量互感器出线的极性必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳的符号相符；检查互感器的变比应与制造厂铭牌相符，且应符合设计要求；电流互感器的一次绕组对外壳的交流耐压试验；互感器的二次绕组交流耐压应施加3000V，或用2500V摇表代替；测量电压互感器一次侧绕组的直流电阻；测量电压互感器的空载电流和励磁特性。
5）电缆试验：重新制作电缆头的电缆和转供电缆：测量电缆的芯线绝缘和屏蔽层绝缘；测量电缆的芯线直流电阻和屏蔽层直流电阻；电缆的交流耐压试验；检查电缆线路的相位。没有特殊要求的电缆：测量电缆的芯线绝缘和屏蔽层绝缘；测量电缆的芯线直流电阻和屏蔽层直流电阻；电缆的直流耐压和泄漏电流测量；检查电缆线路的相位。
6）综合保护装置试验：
① 各类保护定值（根据整定值要求）的录入正确。
② 系统设置正确。
③ 逻辑输入/输出（根据图纸要求）信号正确。
④ 保护定值校验正确。
⑤ 电流、电压动作值校验正确。
7）操作回路试验正确：
① 就地分闸/合闸操作回路试验正确，指示灯指示正确。
② 遥控分闸/合闸操作回路试验正确，指示灯指示正确。
4.3 施工步骤：
4.3.1 在改造之前，按电容补偿装置及开关柜实际尺寸进行墙体、门拆除工作和临时措施的制作安装，更换新防火门，并对电容补偿装置室进行出新和照明安装敷设。
4.3.2 施工进度安排：
4.3.2.1 两天拆除电容补偿装置，一天内高压柜基础整理及维修完成。两天完成高压柜新柜拼装安装工作及电缆敷设安装，高压开关柜改造等；一天完成一次电缆终端头制作及耐压试验并制作开关柜接地与原有接地网连接并做好电容补偿装置试验工作。
4.3.2.2 通知保护厂家将保护定值录入综合保护装置内，进行保护校验。
4.3.2.3 电容补偿装置及开关柜进行三查四定，对发现的问题进行整改。
4.3.2.4 恢复变电所门洞及孔洞，卫生清理。
5 电容补偿装置常见故障的处理
5.1 电容器或者其他接点发热过大
常见的故障是由于电容补偿装置内部零件发热过大引起的。所以运行检测时要及早发现过热热源，同时要仔细检查电容器所有的接触点，因为哪怕是设备上的一个小问题都可能引起整个设备发生事故，所以要仔细地分析其原因并及时采取相应的处理措施，避免出现事故，造成损失。
5.2 交流接触器发生故障
传统的电容补偿装置的交流接触器运行时间过长后，其质量会出现一定的问题。交流接触器内部一旦发生故障，为安全起见，必须更换新的交流接触器。因为交流接触器在投切过程时，使电压短时间内升高到极大值，并可能伴有能击穿绝缘器的过电流。
5.3 电容器本身的故障
如果检查出电容器本身就存在着质量问题，如变形、短路击穿、异响等，要及时找出原因并采取相应对策，最好是更换电容器。
5.4 电容器渗油、爆炸等故障发生
当发生电容器渗油、爆炸等事故时，必须立即断开电源并进行灭火工作，防止事故的扩大造成更大的危险。熔断器熔丝必须符合相关规定，如果熔断了就不能进行强行送电，避免更大事故的发生，造成更大的损失。
5.5 电容器的断路器跳闸而分路熔断丝未熔断
为保证检修人员的安全，在检查断路器、电流互感器等电容器外部设备质量前，要对电容器进行3 min的放电。如果不是这些问题，那么可能是母线电压波动引起的。如果一直未能找到故障原因，电容补偿装置不准投入电力工程中使用。
5.6 电容器外部出现故障
电容器的熔断器熔丝熔断时，关闭电源并进行放电，然后检查电容器外部情况，如接地是否短路、外壳是否变形等。如果没有上述情况出现，更换新的熔丝后可以将电容器继续投入使用；如果更换新熔丝后仍然熔断，那么故障原因在别的方面，应立刻将电容器退出运行，防止事故发生。
6、结束语
本项目实施完成后，烯烃厂丁二烯降压站6kV系统功率因数将高于0.96，从根本上解决功率因数低的问题，提高整个电网功率因数，降低供电变压器损耗，提高供电效率，改善供电环境。
增设电气监控、防误系统后，该丁二烯降压站与乙烯降压站（316变电所）主站联网，可提高该处操作、运行的可靠性和稳定性，保障电气设备的运行安全和操作人员的人身安全。
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