变电站10kV电容器出现故障原因分析
浅谈10kV电容器故障原因及措施
浅谈10kV电容器故障原因及措施摘要：随着电力使用在现代化科技化社会的普遍应用，对电容器故障所导致的影响给广大居民及企业单位造成了许多不便。
本文就变电站的10kV电容器所发生的故障及原因进行了分析及探讨解决方案与措施。
关键词：变电站；10kV电容器；故障及产生原因；故障分析；解决措施随着国家电网不断发展，10kV配电线路规模日益增大，线路对电容器无功补偿的稳定性要求更高，可以说电容器运行是否可靠同整个电网安稳运行直接相关。
但是当前电容器在多种因素下故障频发，对配电线路运行造成了严重不良影响。
本文结合实际工作经验对10kV配电线路中无功补偿电容器的常见故障及故障原因进行分析，并指出相应防范措施。
1.10kV配电线路电容器无功补偿的意义10kV配电线路所包含的变压器及电动机等类似的大功率装置均属于感性负荷袁其自然功率因数是较低，这就导致其在实际运行过程中袁需要为其提供一定的无功功率袁直接影响到电动机尧变压器输出功率袁降低了其有功功率的输出袁增加了10kV配电线路电压降袁为更好的降低10kV配电线路的损耗袁提升10kV配电线路输电的质量与容量袁在10kV配电线路内加入电容器无功补偿是非常必要的袁有利于提升10kV配电线路功率因数袁提升用电设备的有功容量袁实现10kV配电线路输电能力的提升袁更好的保证10kV配电线路供电的可靠性及安全性。
1.变电站10kV电容器实际运行中常见的故障变电站10kV电容器在实际运行的过程中，难免会出现一些故障和问题，就常见的故障来说，主要有以下几个方面。
1.1电容器的外壳以及瓷套管存在漏油的故障由于电容器本身就是一个全封闭的系统，因此，当个别企业在制造电容器的过程中采用的工艺不够合理，或者在运输电容器的过程中发生了一些意外，都会导致电容器出现漏油和渗油的问题。
而电容器一旦出现了漏油或者渗油的问题，都会使得电容器的套管内部出现受潮的现象，进而将电容器套管绝缘电阻的能力大大降低。
变电站10kV电容器组串联电抗器故障分析
［ ］ ＧＢ ５２ ７ ２ ０ 并联 电容 器 装 置设 计 规 范 ［ ］ １ ０ ２ － ０８ Ｓ． ［ ］ 国 家 电 网． 变 电 设 备 技 术 规 范 汇 编 ：１ ２ 输 ０—６ Ｖ ６ｋ 干 式 电 抗器 技 术标 准 ［ ．０ ５ Ｇ］２ ０ ．
与安 防 、 综合 布 线 、 电气 照 明 、 雷 与接 地 、 防 电能 质 量 、 气安 全 、 程 设 计 、 品介 绍 、 息之 电 工 产 信
窗等。
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（ ）该 变 电站带 有 电铁 线 和 轧 钢厂 ， 功 变 ２ 无
此， 设计 、 制造 部 门应 提 高 自身 的 工艺 水平 ， 效 有 控制 导体 内电流 的不均 匀性 。 （ ）优化 电网运行 方 式 ， 免 并联 电容器 组 ３ 避 的频 繁 投切 。 （ ）电抗 器 外 表 面 的涂 层 具 有 防紫 外 线 等 ４
化 较 大 。电容器 组 的投 切 非常 频 繁 ， 是造 成 两 也
功 能 ， 表 面涂层 剥落 比较严 重 的电抗 器 加 涂 室 对
温 硫 化 硅 橡 胶 （ ｏｍ Ｔ ｍ ｅａ ｒ ｕｃｎｚｔ ｎ Ｒ ｏ ｅ ｐ ｒ ｕｅＶ ｌ ｉ ｉ ， ｔ ａ ａｏ Ｒ Ｖ） 以延缓 绝缘 材料 的热老 化 。 Ｔ ，
10kV配电线路故障原因及查找方式研究
10kV配电线路故障原因及查找方式研究10kV配电线路是城市和乡村电力供应的重要组成部分。
但是在实际运行中，由于各种原因，10kV配电线路故障时有发生。
故障的及时发现和修复对于保障电力供应和提高电网运行的可靠性具有重要意义。
研究10kV配电线路故障原因及查找方式对于提高电网可靠性和经济性具有重要的意义。
1. 10kV配电线路故障原因1.1 天气因素天气因素是10kV配电线路故障的主要原因之一。
大风、暴雨、雷电等极端天气条件会导致输电线路和设备受到损坏，引起供电中断。
在冬季低温条件下，冰雪对输电线路和设备的影响也是引起故障的重要原因之一。
1.2 设备老化10kV配电线路中的设备包括变压器、绝缘子、导线、接地装置等，这些设备在长时间运行中会发生老化，从而降低了设备的可靠性，增加了发生故障的可能性。
1.3 外部破坏外部破坏也是引起10kV配电线路故障的重要原因之一。
施工机械作业时不慎损坏输电线路导线，甚至盗窃输电线路上的铜导线等行为都可能导致故障的发生。
1.4 线路设计不合理10kV配电线路的设计不合理也可能导致故障的发生。
线路铺设在容易积水的地方，或者线路设计不合理导致线路电气参数不匹配等。
2. 10kV配电线路故障查找方式2.1 巡视巡视是查找10kV配电线路故障的一种重要方式。
通过对输电线路和设备进行定期巡视，及时发现线路和设备的异常情况，从而及时采取措施进行修复，防止故障的发生。
2.4 使用先进的检测设备使用先进的检测设备是查找10kV配电线路故障的重要手段。
红外热像仪、超声波探伤仪、局部放电检测仪等先进的检测设备可以帮助工作人员及时发现线路和设备的异常情况，从而提高了故障的查找效率。
3. 结语10kV配电线路故障的发生给电网运行和电力供应带来了不利影响，因此研究10kV配电线路故障的原因及查找方式具有重要意义。
通过对10kV配电线路故障原因的深入研究和对查找方式的不断完善，可以提高电网的可靠性和经济性，保障电力供应的安全稳定和可靠性。
变电站10KV电容器故障原因及防范措施
变电站10KV电容器故障原因及防范措施摘要：虽然我国社会经济的发展，为电网规模的不断扩大奠定了良好的基础，但是却导致了众多供电企业变电站的10kV电容器故障发生频率的增加。
在深入分析导致电容器发生故障的原因后，根据设备保护装置以及设备的选型等方面制定切实可行的故障解决措施，从而达到保证设备安全稳定运行的目的。
本文主要是就变电站10KV电容器故障发生的原因以及防范措施进行了深入的分析和研究。
关键词：电容器；故障；原因分析；措施前言目前，电容器组故障频繁发生，主要是由于无功电压系统长期处于运行状态导致的。
所以，必须找出导致电容器组故障发生的原因，才能制定出切实可行的解决措施。
1导致器组发生故障的原因1.1电压保护整定措施不到位一般情况下，变电站所设定的不平衡电压的标准都是5V，而并不是根据变电站实际的运行情况设定电压的不平衡值，因此，为了缩短设备动作的时间，应该将设备反应的时间设定为0.2至0.5秒之间，从而保证即便是出现了故障三相仍然可以准确灵敏的运行。
在深入调查各变电站所采取的电容器组保护装置后发现，很多变电站并没有设置非平衡电压保护措施，如果电容器在运行过程中发生故障的话，那么就会导致三相电压失去平衡，而对变电站的正常运行产生影响。
另外，由于大多数变电站所采用的都是老式的的保护装置，也增加了故障发生的几率，很多变电站虽然设置了非平衡电压保护装置但是并没有在变电站运行过程中投入实际的应用，如果电容器组在运行过程中发生故障的话，那么就会导致故障的升级，从而对电容器组的功能发挥造成严重的影响。
1.2开关型号选择不当如果开关的型号选择不当的话，那么不仅会导致开关损坏频率的增加，严重的还会导致开关在使用过程中出现重燃的现象。
经过调查发现，很多变电站之所以出现了电容器故障，都是因为其开关没有使用大型厂家的成熟产品导致的。
1.3系统谐波产生的影响随着我国大多数地区电网系统负荷的改变，很多非线性负荷都出现了大幅度增长的趋势，由于大多数变电站所使用的电抗器调谐度都在百分之六左右，而且这些电抗器只能控制三次谐波，而无法对控制范围外的谐波进行控制。
关于变电站10kV电容器组出现故障原因分析
关于变电站10kV电容器组出现故障原因分析摘要：加强10kV电容器故障分析、运行维护工作可以延长设备使用寿命，强化设备运行效率，是实现变电站安全运营的基础。
本文通过结合案例分析变电站10kV电容器组典型故障，围绕设备质量、运行维护、选型等方面具体研究故障原因，提出故障防范措施，提升设备的运行能力，保障电网的安全运行。
关键词：变电站；10kV电容器组；系统谐波前言：电力电容器已经作为无功补偿设备在电力系统中被广泛使用，提升了功率因数、促进了电网系统的安全运行。
不过电容器在投入使用后会出现不同程度的故障。
因此需要围绕电容器的性质，结合具体的故障问题进行分析，采取科学的运行维护策略减少设备在运行时的安全风险，保证电容器系统的有序运行。
一、变电站10kV电容器组故障案例某变电站10kV母线接地时发出预警，通过电容器不平衡保护装置跳开3#电容器组。
在事故巡查时发现，3#电容器组的各项设备连接均正常，在检查设备外观时发现并无放电的情况。
不过电容器组的13#电容器单元的外壳出现变形鼓胀的问题。
同时电容器单元底部的消防沙出现渗油问题。
针对3#电容器组采取停电隔离之后，经过高压试验操作发现，3#电容器组中的13#电容器单元的绝缘电阻、电容量、介损值均发生异常。
因此，可以初步判定故障原因是单元内部熔丝熔断。
技术人员对故障电容器进行及时的更换，立即恢复电容器组的正常运行。
二、变电站10kV电容器组故障原因分析（一）案例故障问题分析1.漏油问题电容器属于电气设备，实现最佳工作状态需要密封环境。
在实际应用中会因为制造技艺、运输因素的影响会导致电容器的外部密封性较差。
假若设备运行时间加长，会发生漏油现象。
同时，因为外界湿度原因会导致套管的内部出现受潮问题，降低了绝缘电阻。
当设备渗漏油情况严重或者长期出现漏油的问题，会降低仪器的运行状态，导致油面减少，电容器其中的元件因为受潮将会容易被击穿，影响自身使用寿命。
2.绝缘装置放电问题并联电容器在安装中排列较紧密，设备间具有较强的电场，极容易吸附空气中的尘埃。
一起220kV变电站10kV并联电容器故障分析
一起220kV变电站10kV并联电容器故障分析发表时间：2016-02-02T11:22:29.740Z 来源：《电力设备》2015年7期供稿作者：韩一霈许刘峰[导读] 平顶山供电公司，河南平顶山无功补偿装置在电力系统中处在非常关键的位置，起着提高系统功率因素、改善电能质量、降低供电损耗等重要作用。
韩一霈许刘峰(平顶山供电公司，河南平顶山，467000)摘要：某220 kV变电站10kV并联电容器装置运行一段时间后多次发生差压保护跳闸的情况，检查后发现共有8台电容器故障。
本文以此次故障情况为例，从电容器装置产品质量、操作过电压、系统电压升高、合闸涌流、谐波等方面对电容器装置可能出现的故障原因进行分析。
并根据分析结果提出相应对策，确保变电站无功补偿电容器安全、可靠运行。
关键字：并联电容器，无功补偿，故障分析，对策。
Fault Analysis on 10kV Shunt Capacitor Installation at 220 kV SubstationHan Yipei Xu Liufeng(Pingdingshan power supply company, Pingdingshan Henan，467000)Abstract：The shunt capacitor of A 220 kV transformer substation occurs differential voltage protection trip several times after a period of operation,A total of eight faults found after checking. This paper take an example of this malfunction, analyzing the possible reasons for failure of capacitor running from the aspects of product quality, operating voltage, the system voltage increases, inrush current, harmonics, etc. And proposed countermeasures based on analysis results, to ensure that the substation reactive power compensation capacitor safe, reliable operating.Keywords： shunt capacitors, reactive power compensation, malfunction analysis, countermeasure.0.前言无功补偿装置在电力系统中处在非常关键的位置，起着提高系统功率因素、改善电能质量、降低供电损耗等重要作用。
一起10kV电容器故障分析处理
一起10kV电容器故障分析处理发布时间：2021-02-19T09:19:32.173Z 来源：《电力设备》2020年第31期作者：吴桂林范锦文[导读] 2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
（湖北三宁化工股份有限公司 443206 湖北宜昌）1故障现象2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
现场发现，2#10kV电容器组B相电容器至串联电抗器引流排的引线熔断，引线熔断后挂在柜体支架上，并对支架放电，C相、B相电抗器绕组层间、匝间及柜体均有放电灼烧痕迹。
电容器为辽宁锦洲电力电容器有限公司生产的TB10-4200100型，额定电流220A，电抗率0.1%，出厂日期2006年2月。
查后台记录发现3月19日9:25:28有“10kV母线瞬时接地告警保护动作，2#电容器不平衡电压保护动作”。
2原因分析该组电容器是为2#主变作补偿的，接在10kVⅡ段母线上。
该保护柜上装有自动电压无功控制A VQC装置，能检测系统电压自动投入电容器组。
检查后发现，电容器至串联电抗器引流排的软铜线未采用专用铜铝过渡接头搭接，而是用一颗螺钉直接搭接在铝排上，电容器额定电流有220A，在长期的电化学腐蚀作用下，搭接处的软铜线发热熔断，导致10kV母线接地。
由保护记录推断，软铜线应该是在3月19日9：25左右开始熔断的。
该瞬时接地故障发生后，B相电容器接地与10kV消弧线圈构成补偿回路；B相电容器两端电压UB=(j/ωC)×(Ic-IL)与A、C相电容器两端电压UA=UC=(j/ωC)×Ic相差较大，lc为电容器额定电流，IL为消弧线圈补偿电流，立即引起电容器不平衡电压保护动作，断路器跳闸后接地消失。
浅析变电站10KV电容器烧毁原因
投运较早的 电容器组未考虑谐波 因素 ： 投运 晚的电容器组考虑到谐波因素，但有 的又与实际谐 波背景不一致 。 当地 系 统 的谐 波 背 景 是 以 ５次 和 ７次 谐 波 为 主 ，加 上 当 地 工 、矿 业 及 普 通 用 户 近 年 来增 加 大 量 的变 频 整 流 设 备 ，谐 波治理成 为一大难题 。这种情况 下，出现 了白 ｌ电容器组频 繁烧 毁 电 容器 ， 白 ２电容 器 组烧 坏 高压 熔 丝 的现 象 。仔 细 分 析才 发现 ，电抗率为 ２ ． ３ ％ ，电抗器与 电容器组串联实际上不 但不具备 防止 ５次和 ７次谐波的能力，反而有可能将 谐波放 大 。后来我们重新配置 了 ６ ． ０ ％ 的 电抗器，总容量为 ９ ６ Ｋ ｖ ａ ｒ ， 更换后情况大为好转 。 《 并 联 电容 器 装置 设计 规 范 》 的指 导 原 则 为 ： 当 电网 谐 波 以 ３次 谐波 为 主 。一 般 为 ｌ ２ ． ０ ％ ，也 可 根 据 实际情况采用 ４ ． ５ ％ ～ ６ ． Ｏ ％ 与ｌ ２ ． ０ ％ 两种 电抗器 。 ３次谐波含量 较 小 ，可 选 择 ０ ． ５ ％ 一 １ ． ０ ％ 的 串联 电抗 器 ，但 应 验 算 电容 器 投 入后 ３次谐波放大量是否超过或接近 限值 ；３次谐波含量较 大 ，已经超过或接近限值，可以选用 ｌ ２ ． Ｏ ％ 或４ ． ５ ％ 一 ６ ． Ｏ ％ 串 联 电抗 器 混 合 装 设 。 电网谐波中以 ３次和 ５次谐波为主 。 ３次谐波含量较小， ５次谐 波含量较 大，选择 ４ ． ５ ％ 一 ６ ． Ｏ ％ 的串联电抗器，尽量 不 使用 ０ ． １ ％ 一 １ ． ０ ％ 的串联电抗器 ；三次谐波含量略大，５次谐 波 含 量 较 小 ，选 择 ｏ ． １ ％ 一 １ ． ０ ％ 的 串 联 电抗 器 ，但 应 验 算 电抗 器 投 入 后 ３次 谐 波 放 大 是 否超 过 或 接 近 限 值 ， 并有一定裕度 。 电 网 谐波 以 ５次及 以上 谐 波 为 主 。５次 谐波 含 量 较 小 ， 应选择 ４ ． ５ ％ － ６ ． ０ ％ 的串联 电抗器；５次谐波含量较大 ，应选 择４ ． ５ ％ 的串联电抗器。
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
10kV并联电容器故障分析及对策
10kV并联电容器故障分析及对策摘要：为电力系统提供无功功率，提高功率因数是电力电容器的作用，该设备是不动的无功补偿的电力设备。
它的工作原理在于，应用就地无功补偿，能够有效地减少输电线路的输送电流，从而降低线路能量损耗和压降，极大地提高了电能质量，以及设备的使用率。
确保无功系统装置安全性和可靠性，对于电网安全运行十分重要。
关键词：电容器故障对策一、变电站10kV电容器运行现状东莞供电局变电站，在近几年中，其搭载的无功补偿的10kV并联电容器发生了多起安全故障，这是该局成立至今较少出现的情况。
其中，该局变电二部所管辖的62座110kV和以上变电站的433组10kV并联电容器，在2006年运行中，共出现故障78宗，出现了电容器整组群爆的情况，致使多个电容器本体的遭到严重破坏，还有13宗事故发生电容器外熔丝熔断、中性点避雷器、中性点互感器爆炸的情况，有21宗导致电容器组多个电容器贬值，一般故障44宗。
在运行中的500kV莞城站、220kV信垅站、110kV木井站、满丰站等10kV并联电容器组在2006年的运行缺陷，损坏严重，问题明显。
结合笔者经验，进行综合的分析，中找出引起电容器发生故障原因，制定措施。
二、10kV并联电容器故障原因分析1.谐波方面随着电力电子技术的飞速发展，各种新型用电设备更多地使用，高次谐波对电网影响严重。
电力系统受到谐波污染后，对变电站的无功补偿装置造成了影响。
东莞电网的谐波问题，2006年运行的电容器故障频发，我们委托广东省电力谐波监测站对我部管辖的61座变电站的10kVⅠ段母线谐波电压状况进行了测试。
结果电压畸变率超标的变电站中，三次谐波占总谐波成份的绝大部分，共有18个变电站三次谐波电压含有率超标，占变电站总数的29%，特别是220kV信垅站三次谐波电压含有率为19.58%。
正常情况下，变压器二次侧的三角形接线中流通着三次谐波，其并不能流到电容器组。
设计电容器组，采用的是6%电容器组容抗量的串联电抗器，其目的在于可以有效地控制5次及以上谐波的分量。
10kV电容器缺陷与故障浅析
［ ｓ ａｔ ａｅ ｎｓｍ ｒｉｇｔｅｅｐｒｎｅｏ ａａｅ ｃｐｃｏｓｏ Ｚｎｃｅｇｂａｃ ｎｒ ｅｔ ｅｒ Ａｂｔ ｃ］Ｂ ｓｄｏ ｕ ｍａｚ ｘｅ ｅｃ ｆ ｒｌｌ ａａｉｒ ｆ ｅｇｈｎ ｒｎｈｉ ｅ ｎ ｙａｓ ｒ ｉｎ ｈ ｉ ｐ ｌ ｔ ｃ
ａ ｄ ｃ ｎ ｒ ｔ ｏ ｔ ｒ ａ ｕ ｅ ｒ ｒ ｐ ｓ ｄ ｔ ｒ ｕ ｈ ｔ ｅ ａ ａｙ ｉ ｆｂ ｅ ｋ ｏ ａ ｌ ｏ ａ ａｌｌｃ ｐ ｃｔｒ ｗｈ ｃ ｎ ｏ ｃ ｅ ｅ ｃ ｕｎ ｅｍｅ ｓ ｒ ｓａ ｅ ｐ ｏ ｏ ｅ ｈ ｏ ｇ ｈ ｎ ｌｓｓｏ ｒ ａ ｄ ｗｎ ｆｕ ｔ ｆｐ ｒ ｌｅ ａ ａ ｉｏ ， ｉｈ ｇｖ ｓ ｒｆ ｒ ｎ ｅ ｎ ｓ ｆ ｎ ｔｂ ｅ ｏ ｅ ａｉｎ ｏ ｏ ｒｇ ｄ． ｉ ｅ ｅｅ ｅ ｃ ｓｏ ａｅ ａ ｄ ｓａ ｌ ｐ ｒ ｔｏ ｆｐ ｗｅ ｒ ｉ
城 分部 主 网运行 的并 联 电容 器共 １２组 ， ２ 总容 量 为
５ ． ３万 ｋ ａ 。 ８５ ｖ ｒ
据 统计 ， ２０ ２ ０ 在 ０ ５— ０ ８年 这 ４年 期 问 ， 增城 分
部并联 电容器 整体运行 平稳 ， １０ｋ 除 Ｖ新何变 电站 １
（）电容器在 合 闸投 入前 必须放 电完毕 ； （） ６ 电容 器 外 壳 接 地 要 良好 ， 月要 检 查 放 电 每 回路 及放 电 电阻完 好 。
５Ｂ １ Ｃ电容器 组退 出运行 。
（注 ： 容 器 附 件 缺 陷 包括 ： 雷 器 、 电 计 数 器 、 电 ’Ｖ、 温 电 避 放 放 Ｉ 油 ’
２ １ 障 碍处理 ．
表、 瓷瓶、 集合式渗漏油等缺陷。 ）
障碍发 生后 ， 继保班 到站检查 二次保 护 回路 ， 进 行保 护试验 ， 未发 现 问题 。 １ ０月 ８日试 验班 到站 进
浅谈变电站10kV并联补偿电容器的常见故障及处理措施
状 态。
造成 电容器渗漏 的原 因主要有 以下几个方 面 ： （ １ ）过高 的
温升 。这主要是 由电容器 的于过 电压状态 、 室外安 装不合 理
１ 由谐 波 引起 的 电容 器 热 击 穿 故 障
目前 ， 随着 我 国 电 力 行 业 电 子 技 术 的 快 速 发 展 ， 越 来 越 多
的新型非线性负荷的用电设施 和设备在 电网中得到应 用 ， 这 就 导致 了高次谐波 在 电网运 行 当中的影 响越来 越大 。当谐 波 污
染 电力 系统 之 后 ， 会 对 变 电站 中并 联 补 偿 电 容 器 运 行 的 可 靠 性 和安 全 性 造 成 极 大 威 胁 。大 量 实 测 数 据 表 明 ， 在 实 际 运 行 过 程
地提 高并 联补 偿 电容器 的运行 质量 ， 不 断推动 和促 进我 国 电力事 业 的可靠 、 安全 、 平稳 、 可持 续发 展 。 关键 词 ： 变 电站 ； 并联 补偿 电容 器 ； 故障； 处理措 施
０ 引言
目前 ， １ ０ ｋ Ｖ并联 电容器是我 国 电力 网络当 中应 用最为广
鍪 茎 鱼 些 里 量 里 銮 ｚ ｎ ｕ ａ ｎ ｇ ｂ ｅ ｉ ｙ ｉ ｎ ｇ 。 ｎ ｇ ｖ ｕ Ｙ ａ ｎ ｉ — ｕ
浅 谈 变 电站 １ ０ ｋ Ｖ 并联 补偿 电容器 的常 见故 障及处 理措 施
李敬 红
（ 廊 坊三 河供 电有 限公 司 ， 河 北 廊坊 ０ ６ ５ ２ ０ ０ ） 摘 要： 就 目前 变电站 中 ｌ Ｏ ｋ Ｖ并 联补偿 电容器 在运行 中 常见 的故 障进行 了分 析和 探讨 ， 并提 出 了相应 的处 理措 施 和对 策 ， 以期 更 好
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施10kV电压互感器是电力系统中非常重要的设备，用于测量电压和互联电气设备。
由于长期工作环境和操作人员的使用不当，电压互感器经常会发生故障，导致电力系统运行不稳定。
对10kV电压互感器的运行故障原因进行分析，并提出改进措施，对于保障电力系统的稳定运行具有重要意义。
1. 环境因素影响10kV电压互感器通常安装在户外，受到天气、温度变化等自然环境的影响。
长期暴露在潮湿、高温或寒冷环境下，可能导致绝缘性能下降，引起故障。
2. 维护不及时由于10kV电压互感器长期运行在高压和高温环境下，需要定期进行维护和检修。
如果维护和检修不及时，可能会导致电压互感器内部部件老化、磨损，从而引起故障。
3. 操作人员使用不当操作人员在使用10kV电压互感器时，经常需要对设备进行操作和调试。
如果操作人员对设备操作不规范，可能会导致设备损坏或故障。
4. 设计和制造质量问题部分10kV电压互感器的设计和制造质量存在一定问题，可能会导致一些潜在的故障隐患，在长期运行后可能引发故障。
5. 长期负载运行10kV电压互感器通常需要长时间处于负载运行状态，加速了设备内部部件的老化，降低了设备的使用寿命，有可能导致故障。
二、改进措施1. 加强维护和检修定期对10kV电压互感器进行维护和检修，可以延长设备的使用寿命，减少故障的发生。
特别是对设备的绝缘性能进行定期检测和维护，保证其在长期高压运行下的安全可靠性。
2. 提高设备的耐久性针对10kV电压互感器长期处于负载运行的特点，可以通过改进材料和工艺，提高设备的耐久性，降低部件老化速度。
4. 加大对设备质量的把关在选购10kV电压互感器时，应加大对设备质量的把关，选择正规厂家的产品，确保设备的设计和制造质量。
5. 完善故障预警机制建立完善的故障预警机制，对10kV电压互感器的运行状态进行实时监测和分析，一旦发现异常情况及时进行处理，可以避免故障的发生。
变电站10kV高压并联电容器熔断器频繁熔断的分析
变电站１０ｋＶ高压并联电容器熔断器频繁熔断的分析孟 行（国网天津市电力公司宁河供电分公司）摘 要：针对变电站１０ｋＶ高压并联电容器组的熔断器熔断故障问题，通过故障排查与原因分析，提出解决故障的有效改进措施。
科学选择熔断器类型与额定电流，加强继电保护，加装高次谐波电抗器，谨防熔断故障问题的再度发生，为其他变电站１０ｋＶ高压并联电容器组的检修与故障处理提供科学借鉴与参考。
关键词：变电站；１０ｋＶ高压；并联电容器组；熔断器０ 引言在熔断器应用环节，电容器具有保护作用，可对电容器组实施过流保护，及时切除发生故障的电容器，维护无故障装置的稳定运行，防止故障问题被扩大。
变电站１０ｋＶⅠ段电容器组熔断器熔断，要求电力人员及时对电容器组进行检修，及时发现熔断器熔断故障问题原因，再经过绝缘与特性试验后更换熔断器，保障高压并联电容器的稳定运行。
１ 熔断器故障处理与原因分析１ １ 故障处理为了更好地降低电网运行期间的有功损耗，保持电网稳定运行，有必要根据电网实际情况提升１０ｋＶ电力系统电压质量，科学配置高压并联电容器，以此用来补偿无功功率。
以某变电站实际情况来看，１０ｋＶ母线对于接线方式的选择，一般会采取单母线分段的形式，平均每段安装６００ｋｖａｒ电容器组，各组容量分别为２００ｋｖａｒ和４００ｋｖａｒ，按照系统运行的无功功率需求进行调节控制。
短期内变电站中出现了三次熔断器的熔断故障问题。
故障发生之后电容器被退出运行，期间没有任何异常情况，对三相电容值进行平衡测量，得知绝缘试验已经合格，排除电容器自身故障问题，及时更换熔断器，随后设备正常投入运行［１］。
１ ２ 原因分析１ ２ １ 接线方式不合理并联电容器成套装置主要包含电容器与配套设备，在控制器的作用下完成自动投切与装置保护，在电容器的外部安装熔断器，使其同电容器进行串联。
面对电容器故障问题时，熔断器可以用来切除电容器。
选择星型接线方式，将电抗器的电抗率设为５％，将电容器和熔断器实施串联，并将其与放电线圈并联，发现直接并联的接线方式可以保障放电回路的完整，维护设备与人员安全。
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施一、前言随着电力系统的不断发展，10kV配电线路在电网中的重要性越来越凸显。
作为城市和乡村供电的主要形式，10kV配电线路承担着输送和分配电能的重要任务。
10kV配电线路在运行过程中不可避免地会出现各种故障，这不仅会给供电系统的正常运行带来影响，也会影响广大用户的用电。
对10kV配电线路的故障原因及运行维护检修措施进行深入研究和总结，对保障供电系统的稳定运行具有重要意义。
二、10kV配电线路故障原因1. 天气原因：恶劣的天气条件是导致10kV配电线路发生故障的主要原因之一。
雷电、大风、暴雨等极端天气情况会导致线路设备遭受损坏，甚至造成短路、弧光等故障。
2. 线路老化：10kV配电线路长期使用后，线路设备可能会出现老化，导致绝缘子、导线、接头等设备的损坏，从而引发故障。
锈蚀、腐蚀等也是导致线路老化的主要原因。
3. 人为原因：不当的操作、施工、维护等人为因素也是10kV配电线路故障的主要原因之一。
未按要求进行设备维护保养、未按规范进行施工或操作等会导致线路设备损坏。
4. 设备故障：线路设备自身的设计、制造和安装质量问题都可能会导致设备故障，例如设备短路、漏电等问题。
5. 供电系统故障：10kV配电线路的正常运行还依赖于整个供电系统的支持，供电系统的故障也会间接导致10kV配电线路的故障。
10kV配电线路故障的原因是多方面的，涉及到自然因素、设备老化、人为因素、设备质量和整个电力系统等方面的问题。
1. 加强设备巡视和检查：定期对10kV配电线路的设备进行巡视和检查，发现问题及时处理，确保设备的正常运行。
2. 强化维护保养工作：对10kV配电线路的设备进行定期维护保养，及时更换老化设备，清理设备表面的污垢和杂物，做到设备清洁、干燥。
3. 完善操作规程和安全标准：制定合理的操作规程和安全标准，加强员工的操作培训和安全意识教育，降低人为因素导致的故障发生率。
4. 强化防护措施：加强对10kV配电线路设备的防护工作，如安装避雷设备、降温设备等，提高设备的抗雷击能力和抗风险能力。
变电站10kV电容器组故障原因分析
作者简介 ： 杨
溢（９ ０ ）男 ， １７ 一 ， 从事 电力系统运行和技术管理 作 Ｌ ：
一
６１—
２１年第２ ００ 期
接表 １
序 号 相 别
Ｋ ｙ Ｗ ｏ ｄ ： ａ ａ ｉ ｒ ｆｉ ｒ ； ｎ ｌ ｓ ；ｎ ｅ ｓ ｆｉ ｒ ｍｅ ｓ ｒ ｓ ｅ ｒ ｓ ｃ ｐ ｃ ｔ ； ａｌ ｅ ａ ａ ｉ ｉ ｖ ｒｅ ａ ｕ ｅ ａｕ ｅ ｏ ｕ ｙ ｓ ｌ
近年来 ， 随着 电网规模 的不断 扩大 以及 对 系统 无功 电压 的 日益 重视 ， 大量 的无 功 补偿 装置 不 断投
炸 及 电容器 多只损 坏事 故 。其经 过简述 如下 ： １ ９点 ０ ７分 ５ ４秒 １ ２毫秒 ， 电操 作 队监 控 室 ２ 变 报警 声响 ，监控机 事 件记 录窗显 示某 变 电站 １ Ｖ ０ｋ Ⅱ段 母线 接地 ： １ ９点 Ｏ ７分 ５ ５秒 １ ５毫 秒 ，该变 电站 ２号 电 ０ 容器 ６ ０号 开 关过流 保护 动作 ： 操 作 队值 班 人 员 到现 场 检查 发现 ２号 电容 器 组 Ａ相 避 雷器 本体 及 计数 器 炸 裂 ，周 边支 柱 绝缘
Ａｂ ｔａ ｔ ｓ ｄ ｎａ ｅ ｌ ａ ａ ｉ ｒ ｉ ｒ ａ ａ ｓ ｉ ｒ ｎ ｆ ｒ ｅ ｓ ｂ ｔ ｔ ｎ ｔ ｉ ａ ｔ ｌ ｄ ｍｏ ｓ ａ ｅ ｒ ｆ ｒ ｂ ｅ ｓ ｒ ｃ ： ｅ ｏ ｒ ａ Ｃ ｐ ｃｔ ｌ ｅ ｎ ｌ ｉ ｎａｔａ ｓ ｍ ｒ ｕ ｓ ｉ ，ｈ ｓ ｒｉ ｅ ｅ ｎ ｔ ｔｓ Ｕｓ ｔ ｏ ｐ ｏ ｌｍｓ Ｂａ ｏ ｕ ｙ ｓ ｏ ａｏ ｃ ｒ ａ ｏ ｓ
入 系统 运 行 。随 着 运 行 时 间 的 延 长 ， 容 器 装 置 的 电
10kV电力电容器烧坏原因分析及处理
２ 故障设 备解体检查情况
２０ ０７年 １ ２ ０月 ４日， 对更换下来 的原 ０ ２０ ３ ６ 、６ 电容器 进行 了解 体 分 析 。整组 电容 器 已经 变 形 ， 难 以吊出箱体。检查发现其中大多数单元已经严重鼓 肚， 一些试验不合格 ， 一些试验合格 （ 由于明显变形 膨胀 ， 已经没有利用价值） 。 其它单 元试 验均 合格 ， 未见 明显异 常 ， 发现 电 未
ｃ ｕ ｔｄ ａ ｓｅ ｓ ｎ ｃ ｉ ｅ ｔ Ｏ ｔ ｅ ａ ａｙ ｉ ｎ ｃ ｐ ｃｔ ｒｄ ｖ ｃ ｃ ｉ ｅ ｔ ｓ ｎ ｇ ｅ ｔｄ ｏ ｎ ｅ ｓａ ｓ ｓ ｍｅ ｔ ｃ ｄ ｎ ，Ｓ ｈ ｎ ｌ ｓｓｏ ａ ａ ｉ ｅ ｉｅ ａ ｃｄ ｎ ｅ ｌｃ ｅ ．Ｔ ｅ ｄ ｓｇ ｅ ｓ ａ ｏ ｉ ｈ ｅ ｉｎ ｒ
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10kV电容器频繁发热缺陷分析及处理
10kV电容器频繁发热缺陷分析及处理摘要：针对某220kV变电站并联电容器组发热问题频发的情况，对其进行全面检查及统计分析，发现导致其发热问题频发的主要原因是电容器连接线与接头连接处线轨较浅，导致接触不良，产生发热现象。
后期对接触面进行工艺处理，在检修及消缺应用过程中取得了良好的效果。
关键词：并联电容器组；发热故障0引言10kV并联电容器作为变电站主要无功补偿装置在电网得到了大量的应用。
近些年来，电力设备的设计制造水平不断提升，并联电容器的性能及工艺水平也得到了较快提高。
然而，随着电网规模不断扩大，长时间运行的电容器屡有出现发热、爆炸、渗漏液等故障，严重威胁着电网的安全稳定运行。
1 故障概述某220kV变电站巡视发现12号电容器组A相一电容单元连接线桩头防护帽烧融，连接线断裂，电容上部瓷套第一裙边破裂，电容器本体渗油。
随即对电容器组进行全面检查，发现18号电容器组A相存在相同防护帽烧融、连接线过热问题，且电容器本体渗油。
19号电容器组连接线桩头外皮脱落，红外测温桩头严重发热（200度）。
图1 电容器连接线端头过热据查，该站共8组10kV电容器，自投运以来，有5组分别发生7起发热缺陷，包括电容器组支柱瓷瓶连接线烧断，多个电容器组内部连接线烧损，电容器组与隔离刀闸连接铝排处发热等。
2 电容器发热原因分析2.1 串联电抗器匹配分析初步怀疑电容器组与串联电抗器不匹配，电抗器的电抗率选择不当，使电容器组和系统参数构成某特定频次谐波下的并联或串联谐振回路，造成谐波电流的放大或谐振的发生[1]。
选取18号电容器进行试验，其三相电压总谐波畸变率（如图2-图4所示）分别为0.44％、0.42％、0.40％，三相电压不平衡度（如图5所示）为0.1%。
2.2 电容器组本体及连接线分析从现场检查情况来看，该电容器组缺陷的主要原因为电容器连接线与接头连接处发热[2]。
检查电容连接线与接头接线夹，发现线轨较浅，因此判断在接线安装压接时可能出现连接线未全部卡入线轨，导致接触不良，在运行中发热[3]。
变电站10KV电容开关跳闸事故的分析
变电站10KV电容开关跳闸事故的分析摘要：在电力事业全面发展的今天，变电站10KV电容开关跳闸事故也十分显著。
为了能够使得变电的故障得到消除。
在进行电容开关跳闸事故的整体分析中需要采用多种不同的方式使得变电效率得到提升。
本文主要针对变电站10KV电容开关跳闸事故进行相应的分析，并提出了相应的优化措施。
关键词：变电站；10KV；电容开关；跳闸事故在变电站的体系层控制上，其通常会出现开关跳闸的事故。
为了能够有效地不免电容开关出现的各种故障。
需要根据实际的情况对变电站电容开关跳闸的现象进行全面的分析。
从而找出故障所在，让电容开关跳闸事故得到全面的避免。
一、10KV电容开关跳闸事故发生的原因1.1电路短路分析在进行电容开关的控制分析中，首先需要对其电路的变化层进行相应的控制。
在体系层的整体控制中。
通常情况下，变电站电路大致可以分为三个部分。
其分别为主电路、控制电路和辅助电路。
主电路通常很少会有故障出现，辅助电路一般使用较少。
因此，在主变电站系统中，需要采用不同的方式对控制系统进行综合性的控制。
在主变电系统中，通常会包含三个电压等级。
分别有甲乙丙三段母线。
其主要的故障跳闸还在于控制系统出现电路异常的运行。
【1】从而使得电容开关出现自动保护的现象。
具体故障我们可以从10KV变电站的一次接线中进行分析。
从上面的电路图中，我们可以十分清晰的看到其电路系统具有1#主变、2#主变及3#主变的现象。
在进行电路系统的整体控制中，其电路的母线很容易与侧手端开关进行相连。
这样，在丙分段电路体系的控制上，其分段系统很容易出现电路的短路情况。
从而使得电容开关出现事故跳闸。
1.2电路负荷跳闸开关跳闸事故与电力负荷过大也有很大的联系。
其并非是电力体系端的负荷过大。
在很大程度上是由于电力控制层的异常情况导致电力的负荷发生变化。
在主变电站的控制中，其在瞬间接地的情况下，主电路系统会根据系统的编制数据的变化而形成自动保护的状况。
在丙端母线的持续作用下，其信息端在持续改变与作用下。
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变电站10kV电容器出现故障原因分析
摘要：电网规模为适应经济社会发展需要，也在不断发展扩大，电网系统无功电压的重要作用日益凸显，不断有新的无功补偿装置进入电网系统工作。
随着无功电压系统的长时间运行，导致电容器组出现故障的情况屡有发生。
因此，找出电容器组出现故障的原因，并提出相应解决措施十分有必要。
关键词：电容器故障原因分析
一、前沿
在电力系统中，由于无功功率不足，会使系统电压及功率因数降低，从而损坏用电设备，严重时会造成电压崩溃，使系统瓦解，造成大面积停电。
另外，功率因数和电压的降低，还会使电器设备得不到充分利用，造成电能损耗增加，效率降低，限制了线路的送电能力，影响电网的安全运行及用户正常用电。
二、电容器故障原因
对出现故障的电容器进行综合检测分析，发现绝缘电阻、油色谱以及电容量均出现不同程度损坏情况。
随后调取了部分相关信息，如保护信息、保护装置型号，对相关元件如电抗器与避雷器等进行测试分析，在现场实测谐波，发现电容器组损坏原因有以下几点：
1 电压未进行保护整定
变电站将不平衡电压标准均设定为5V，并未根据实际情况对非平衡电压标准进行设置，建议调整为3V相对合理。
缩短动作时间，将时间改为0.2至0.5秒之间，这样即使出现故障三相仍能准确灵敏运行。
建议在电压正常运行情况下再增加1V。
就各变电站对电容器组的保护设置而言，其中有的变电站尚未设置非平衡电压保护，如电容器出现故障问题时，三相电压将失去平衡，因此电容器的保护内容应以非平衡电压的保护为主。
此外，变电站保护的装置型号老旧、设置不完整，将造成故障进一步扩大，出现熔断器发生群爆情况。
部分变电站的非平衡电压保护装置尚未投入使用，若出现异常情况将导致故障扩大升级，进而导致电容器组部分功能薄弱，无法进行有效保护。
2 开关选型不当
开关的型号选择不恰当，或者真空开关质量较低等原因，可能使开关损坏频率较大，导致开关重燃。
根据实地调查情况来看，各变电站出现故障的电容器开关都未使用大型厂家生产的比较成熟的品牌，也未发现厂家关于出厂开关的相关试验报告。
3 受系统谐波的影响
最近几年，我国部分地区的电网系统负荷发生改变，尤其是非线性负荷出现大幅度增长，大多数电抗器的调谐度在百分之六作用，且只能控制三次谐波，若出现控制范围外的谐波将无法控制。
电容器组出现故障大多发生在夜间，因为夜间对工业用户实行优惠电价，部分用户可能处于生产高峰期，此时容易出现串联谐振情况。
4 熔断器故障
如某变电站熔断器出现故障，发生群爆。
其原因可能是由于熔断器在工作中受潮或者弹簧拉力不足，进而造成单个的电容器出现故障时，无法快速熔断，导致群爆或者拒动情况发生，使故障进一步升级扩大。
5 产品质量原因
将产品返厂由厂家进行分拆检查，结果发现电容器产品的生产材料或多或少存在着一些问题，如绝缘程度薄弱等，均可能导致电容器元件击穿，扩大故障范围。
6 环境温度不适
部分变电站的电容器所处的室内环境空间狭小，降温措施不到位，在夏季气温过高，加之室内空气湿度大，更容易导致设备老化，缩短设备使用寿命。
三、电容器故障解决措施
1 调整电容器组选型
日后在电容器组型号的选择方面宜选用额定电压较高的电容器，现在各电网公司大多使用端电压标准为11千伏的电容器，该额定值在电压异常时易遭到绝缘损坏。
今后可选用端电压标准为12千伏的电容器，以提高设备绝缘耐和高压水平。
如果变电站有条件，还可考虑使用框架式电容器组，以改变集合式电容器组出现局部损坏导致所有电容器组停用的现状，易于单个电容器元件受损的修复更换。
2 厂家需提高配套放电TV
负责安装的工作人员应找准电压量的取值，同时在安装过程中保证接地良好。
目前，大多数变电站电容器组的电压取值仍然使用母线TV电压值。
难以达到测量电容器组端电压的目的，会导致保护出现故障。
安装人员需对所用仪表进行调试，保证仪表精确度，避免产生量值偏差。
3 修改保护整定方式
对于保护整定的标准值设定应该针对不同情况分别设置。
过电压整定时间减少至5秒，而保护整定标准值降低至108V；对老旧不能设置非平衡电压保护的设备进行更换，目前将非平衡电压值设置在5V是否合理尚无准确定论，使用集合式电容器组时，厂家应为客户提供相关保护方法及保护数据。
非平衡电压保护的标准值应该在正常运行的电压下增加1V[3]。
4 关注系统接地问题
目前，各变电站大多数为小型电流接地系统，而且线缆数量多、负荷超重易导致系统过电压。
为保障电容器组设备的正常运行，在选择消弧线圈以及接地装置时应确保有足够的容量、选线准确无误、运行正常，对10kV系统接地后再出现的过电压情况应高度重视。
正在进行检修调试的单位，应对10kV接地装置进行全面检查，确保线路接地时间低于两小时，迅速排除接地故障。
四、结束语
电力系统中电容器组的正常稳定运行，能有效提高系统功率因素，改善电网电压质量和降低线路损耗，充分发挥发电、供电设备的效率，进而保证电网安全稳定运行。
参考文献
[1] 中国电力企业联合会.电气装置安装工程施工及验收规范.中国电力出版社，1997.
[2] 胡晓，张化良，钟山.国家电网公司110～500 kV变电站电容器典型规范的编制和应用［J］.电力设备，2007，6（8）：8-11.。