1　前言
　　集合式并联电容器作为降损节能和改善电压质量的主要设备之一，在电网中得到了越来越广泛的应用。随着我国电容器制造水平的提高，集合式电容器逐步向高电压大容量方向发展（三相最大容量10000kvar，单相最大容量6667kvar）。随着单台设备容量和投资的增加，设备健康水平显得日益重要，如何有效地开展电容器检测，已成为我们面临的主要课题。
2　集合式电容器异常实例
2．1　内部引线连接松动过热放电
　　2000年8月份运行人员反映H＃1和X＃3电容器运行温度比同类电容器高，随后对H变和X变集合式电容器油做油样分析时发现H＃1和X＃3油中气体溶解含量很大，H＃1电容器油耐压低于规定值（见表1）。
　　上述两组集合式电容器油中总烃含量较高，可以确定这两组集合式电容器内部存在高能量下的电容器油分解，H＃1分解产物已影响到电容器油的绝缘，且分解产物对绝缘影响的速度惊人，查阅了H＃1投运报告，当时耐压54kV，2年油耐压值下降了72％。

　　
　　根据分析结果决定对这两台集合式电容器吊芯，查找故障点和滤油，并通知厂家到现场。2000年8月22日和2000年8月23日分别对H＃1和X＃3集合式电容器进行吊芯检查。现场吊芯检查发现H＃1B相中性点软连接接头与套管接头处有放电痕迹，软连接接头焊接处锡已熔化，X＃3 A相中性点软连接接头与中性点连接片处有放电痕迹，二者均是组装时连接螺丝没拧紧，运行中过热发展成放电。
　　现场对所有螺栓均进行了紧固，并用真空滤油机进行了脱气处理。两组电容器投运后进行了色谱跟踪，残留气体无明显增长，运行正常。
2．2　B站电容器微水色谱
　　B站4组5000kvar集合式电容器，1998年投运，电容器投切由无功补偿装置控制，由于无功缺额不大且系统电压较高，平时只有＃1和＃2可以投入，2001年进行电容器油普查，情况如表2。

　　
　　从表2可以看出，运行时间越长，微量水分含量越高，油耐压下降越厉害，总烃含量较高。由于尚未作吊芯检查，从理论上分析，这种现象可能与电容器内部的连接部件长期高温过热引起绝缘油劣化有关，尚待处理。
2．3　Z站1组色谱异常
　　Z站6组6000 kvar集合式电容器，1995年投运，负荷高峰6组均投入运行，色谱普查发现＃3异常，6组电容器色谱分析情况如表3。

    表3中6组电容器色谱横向比较可以看出，＃3明显存在异常。
3　对集合式电容器运行中增加DGA的必要性和可行性
3．1　必要性
    DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》规定集合式电容器运行中常规检测项目有相间和极对壳绝缘电阻、电容值、绝缘油击穿电压和漏油检查及相间和极对壳交流耐压试验（必要和吊芯检查后）等，主要倾向于绝缘指标和电容器出力特性的检测。对于整体装配工艺不严导致局部场强过高引起的放电及连接部位松脱导致的过热均无法检测到。这些缺陷一方面可能造成连接部位严重烧蚀，另一方面可导致油绝缘迅速劣化，按照5年的检验周期（DL／T596－1996《电力设备预防性试验规程》规定1～5年，许多单位为
减少停电时间一般定为5年），这些缺陷在下次检验前很可能已发展成重大事故。
3．2　可行性
　　DGA对变压器故障检测是非常成功的，是变压器绝缘检测中灵敏度较高的一种检测手段。电容器绝缘油虽然和变压器油成分不同，但基本组成仍为CHO化合物，高能量下裂解部分产物应相同。从上面分析结果来看，变压器油的特征气体对电容器油具有较强的适用性。因此从试验设备角度讲应不存在问题，现有的色谱分析仪完全可用于电容器油中气体分析，现在关键是判断标准的建立。电容器油种类虽较多，但在集合式电容器用外壳与内部单元电容器外壳之间主要采用十二烷基苯油，这样给标准的建立创造了一个比较方便的前提，因此，进行小范围的研究从而建立该油判断标准是完全可能的。
4　结语
4．1　集合式电容器内部过热和放电可导致绝缘油大量分解，可造成连接部件损坏和绝缘油迅速劣化，因此开展DGA项目是很有必要的，目前的色谱分析仪可应用于电容器DGA。
4．2　建议集合式电容器研究和制造单位尽快开展十二烷基苯油在不同能量下裂解成分研究，建立判断标准，着手对GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及DL／T596－1996《电力设备预防性试验规程》等规程中关于集合式电容器试验项目和标准进行修订，增加DGA项目及标准。
4．3　建议将集合式电容器DGA工作作为日常维护项目开展，在目前尚无电容器油DGA标准的情况下，采用同类横向比较的方法进行判断。

［1］　宋森．电力电容器及无功补偿的概况及发展趋势［R］．海南：2000年全国无功补偿研讨会资料［2］　电气工程师手册［M］．北京：机械工业出版社，1987，北京