电容器组开关异常跳闸分析

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电容器运行中的异常现象和故障处理

电容器运行中的异常现象和故障处理1.渗漏油由于搬运方法不当，提拿瓷套管，致使其法兰焊接处产生裂缝，或在接线时紧固螺母用力过大，造成瓷套管焊接处损伤以及产品制造过程中存在的一些缺陷，均可能造成电容器消失渗漏油现象。

同时，由于电容器投入运行后温度变化猛烈，内部压力增加，则会使渗漏油现象更为严峻。

另外，由于长时间运行后，可能造成电容器外壳漆层剥落，铁皮锈蚀，也是造成运行中电容器渗漏油的一个缘由。

电容器渗漏油的后果是使浸渍剂削减，元件上部简单受潮并击穿使电容器损坏，因此必需准时进行修理。

2.外壳膨胀由于电容器内部介质在电压作用下发生游离，使介质分解而析出气体或者由于部分元件击穿、极对外壳放电等均会使介质析出气体。

这些气体在密封的外壳中将引起压力的增加，因而引起外壳膨胀。

所以，电容器外壳膨胀是电容器发生故障或故障前的征兆。

在运行过程中若发觉电容器外壳膨胀应准时实行措施，膨胀严峻者应马上停止使用，以免事故扩大。

3.电容器爆破当电容器内部发生极间或极对外壳击穿时，与之并联运行的电容器组将对它放电，此时由于能量极大可能造成电容器爆破。

由于低压电容器内部一般均装有元件爱护熔丝，因此这种事故多发生在没有安装内部元件爱护的高压电容器组。

电容器爆破的后果，可能会危及其他电气设备，甚至引起电容器室（柜）发生火灾。

为了防止电容器发生爆破事故，除要求加强运行中的巡察检查外，最主要的时安装电容器内部元件的爱护装置，使电容器在酿成爆炸事故前准时从电网中切除。

4.温度过高由于电容器室（柜）设计、安装不合理造成通风条件差，电容器组长期过电压运行，以及由于四周的整流元件造成的高次谐波电流的影响使电容器过电流等，均可使电容器超过允许的温升。

另外，由于电容器长期运行后介质老化，介质损耗（tgδ）不断增加，也可能使电容器温升过高。

电容器长期在超过规定温度的状况下运行，将严峻影响其使用寿命，并会导致绝缘击穿等事故使电容器损坏。

因此，在运行中应严格监视和掌握其环境温度，并实行措施使之不超过允许温升。

由放电线圈故障引起的并联电容器组跳闸分析

次回路整组电容器、电抗器、放电线圈、避雷器外观完好，无破损变形，放电痕迹，一次电气连接紧固，对地以及相间安全距离符合电气安装要求。二次回路的检查与试验结果也表明，二次回路接线和保护装置正常，保护装置显示不平衡电压为５．５Ｖ（动作电压整定值为５Ｖ），
一
｝盍加压６３５１（ｖ）实测变比
与铭牌变比误差（％）
一５．４９
— ０．２ａ
一０．３０
＾相异常
保护为正确出口动作。
三、故障放电线圈解体分析
放电线圈在电力系统中与高压并联电容器并联连接，使电容器组从电力系统中切除后的剩余电荷迅速泄放。因此安装放电线圈是变电站内并联电容器的必要技术安全措施，可以有效的防止电容器组再次合闸时，由于电容器仍带有电荷而产生危及设备安全的合闸过电压和过电流，并确保检修人员的安全。放电线圈的出线端并联连接于电容器组的两个出线端，正常运行时承受电容器组的电压，其二次绕组反映一次变比，精度通常为５０ｖａ／ｏ．５级，能在１．１倍额定电压下长期运行。其二次绕组一般接成开口三角形，从而对电容器组的内部故障提供保护。故障放电线圈额定电压为Ｉ１Ｐｖ／３，放电容量就是１．７Ｍｖａｒ，出场日期为１９９８年８月。将故障线圈进行拆解后，我们可以发现故障放电线圈的绝缘油有击穿过的味道，一次线圈表面绝缘纸已被烧穿，绕组匝间有灼烧过的黑色的物质。二次线圈未见异常。初步分析是由于放电线圈长期运行，箱体内部受潮，绝缘油绝缘性能下降，内部长期过热造成一次线圈绝缘性能下降造成匝间短路，从而二次输出电压异常引起的不平衡电压动作。四、结论夏季负荷高峰期间是电容器组回路故障的多发期，故障大多数是由于电容器三相电容量不平衡造成的。其次是由于电抗器容量不平衡，因放电线圈引起的并联电容器跳闸比较罕见。通过本次故障诊断，在实际故障诊断的过程中，我们要从常规人手，从易到难，逐步排除故障原因。对于运行时间过长的电容器组，对于其要增加其不平衡电压巡视次数。在条件允许的情况下，对多于多年运行的放电线圈要周期性进行绝缘油取样分析，必要时予以更换，保证并联电容器组的安全运行。

一起10kV电容器故障引起110kV线路保护动作跳闸的分析及改进措施

增，明发生了三相短路。说２分析夏处理过程
２１４．＃电容器高压电缆终端硬连接部分发生短路的原因分析
经分析认定电容器室闸刀在带有应力的情况下带电工作，长时间运行后发
保护动作，开关跳闸，．秒后１ＯＶ线路重合成功。１５１ｋ
保护动作，开电容器开关。跳故障时电容器间隔短路电流为１、２主变低压侧穿越性短路电流之和，＃＃
１故障时序图及故障录波３跳闸事故发生后，我们及时到监控中心调阅了该变电所的故障时序信息，
组织人员到该变电所及上级２０Ｖ电所查看保护装置动作情况，２ｋ变调取故障录
热后导致触头产生间隙拉弧造成短路发生故障。运行人员随即将该间隔改冷备用，办理相关手续后组织设备抢修。在
２２４．＃电容器保护未动作原因分析及故障电流波形分析４＃电容器保护配置及保护定值电流一段８００２０ａ．Ｓ电流二段过电压保护欠电压保护
未动作。ｌ主变低压侧录波：＃二次故障电流最大有效值为１．ａ折合成一次值为７０，１６３。０９Ａ持续时间约为６ｍ：０ｓ２主变低压侧录波：＃二次故障电流最大有效值为１．ａ折合成一次值为７７，１ｌｌ，续时间越为６ｍ。４４Ａ持０ｓ１ＯＶ变电所４ｌｋ＃电容器２２护装置，号：Ｓ６１１保型Ｐ６４
护装置故障录波进行提取，图三。见从故障录波看出：ＯＶ二段母线三相电压大幅度下跌，ｌｋ同时三相电流剧

电容器组不平衡电压保护动作原因分析

电容器组不平衡电压保护动作原因分析摘要：本文针对某110kV变电站10kV 2#电容器组因不平衡电压保护动作导致跳闸，分析不平衡电压保护动作原理，依次对集合式并联电容器、电抗器、放电线圈、避雷器等进行诊断性试验，最终通过试验及数据分析判断故障原因为放电线圈故障导致三相开口三角电压不平衡，从而引起电容器组不平衡电压保护动作跳闸。

一、故障情况2017年1月，某110kV变电站10kV 2#电容器组因不平衡电压保护动作跳闸，保护动作电压整定值为15V，保护装置显示不平衡电压为18.15V。

10kV 2#电容器组一次接线原理图如图1所示，电容器组采用单星形接线方式，放电线圈二次端子采用开口三角电压保护。

图1 10kV 2#电容器组一次接线原理图二、不平衡电压保护动作原理及故障分析10kV 2#电容器组中电容器为集合式并联电容器，该电容器采用六个瓷套引出，针对内部故障，不平衡保护必然采用开口三角电压保护方式。

它的原理是分别检测电容器的端电压，再在二次端接成开口三角形得出零序电压，从而发现三相是否平衡而得出设备是否有故障。

因放电线圈（等同于电压互感器）一次端的两个端口是直接接在电容器两端的，因此它检测的电压只由设备的两端电压决定[1]。

根据电容器组一次接线原理图和保护动作原理初步分析，可能是集合式并联电容器、避雷器、电抗器或放电线圈出现内部故障引起一次电压变化，从而导致放电线圈检测到的开口三角零序电压超过整定值，最终不平衡电压保护动作跳闸。

三、故障诊断集合式并联电容器额定一次电压为 kV，容量2100kVar，2005年2月投运。

通过对集合式并联电容器诊断试验，并与上次试验数据比较，如表1所示，根据Q/GDW 1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》标准判断[2]，电容量误差范围：-5%~+10%，且任意两线端的最大电容量与最小电容量之比值，应不超过1.05。

电抗器诊断试验数据如表2所示，通过数据分析比对，集合式并联电容器及电抗器试验数据符合状态检修规程要求，试验合格，初步排除并联电容器及电抗器故障引起的跳闸。

电容器多次跳闸原因分析及防范

AP 1000 是在传统的成熟可靠技术之上的发展和优
化，其安全特性比传统 PWR 技术有明显的提高。
3 对新版 HAN 02 要求的满足情况
国家核安全局以IAEA 发布的安全标准Safety
of Nuclear Power Plants : Design Requirements
A
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电力安全技术
第8 卷 (2006 年第6 期)
全系统的结构、硬件和软件，这也是AP1000 在提
高安全性措施方面除了非能动设计以外的一项重要措施。多样性驱动系统虽然执行的是安全功能，但它本身仍属于非安全级。 2. 1.2.4 专用监测系统(SMS) 专用监测系统包含有一个金属撞击监测系统，用于监测反应堆冷却剂系统中的金属碎片对系统内部构件的撞击。该系统由数字电路板、控制器、指示器、电源、信号处理器以及探测器组成，其中探测器和信号处理器是冗余的，以保证单个探头或处理器故障时仍能保持监测功能。 2. 1.2. 5 堆芯测量系统(IIS) 堆芯测量系统包括堆芯通量测量和堆芯出口温度监测2 个系统: 堆芯通量测量系统提供堆芯三维通量分布图，用于标定保护系统的中子探测器以及支持堆芯特性最佳化功能。堆芯测量采用的是固定式通量探测器; 堆芯出口温度监测系统向保护与安全监测系统提供信号，用于监测事故后堆芯冷却不
锁。
(收稿日 2005- 11- 03) 期:
电容界多次跳问原因分析及防范
张峰，崔淑萍
(运城供电分公司，山西运城 044000)
某变电站 35 kV 电容器共 3 组，型号 BFF 11-
334- 1W，每组120个小电容器，为双星形接线，容量40 080 kvar o 2003 年 12 月投产，运行 1年多时

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。

电网电容器组差压保护动作跳闸分析及对应措施

１概述
１．基础数据１近年来，崇左电网电容器组差压保护动作跳闸比较频繁，压（差不平衡）护跳闸保１５台次，主要集中在２０Ｖ下雷、大新、桃２ｋ城、天等片区，因为电容器组差压保护动作跳闸后必须经过试验合格才能投入运行，所以影响了上述片区的无功补偿。数据统计发现：差压保护跳闸后经高试班对电容器组检查无异常有７台次，占故障总数的４７。大新、桃城、下雷、天等片区％属于偏远地区，电容器组差压保护跳闸后的检查处理不能及时进行，而根据上述数据统计可知，有将近一半的差压保护跳闸属于无异常的情况，而这种情况通常在冶炼负荷密集地比较常见。１２差压保护动作原理．电容器的差压保护就是电压差动保护，原理就象电路分析中串联电阻的分压原理。是通过检测同相电容器两串联段之间的电压，作比较。当设备正常时，并两段的容抗相等，自电压相等，各因此两者的压差为零。当某段出现故障时，由于容抗的变化而使各自分压不再相等而产生压差，当压差超过允许值时，护动作。保
２跳闸原因分析
崇左网区２２０ｋＶ下雷变，桃城变、ｌｋ大新变，天等变，扶绥变出现电容ｌＶ０差压保护动作跳闸，通过初步分析认为，电容器组差压保护动作跳闸有几种可能：（）备质量、安装工艺问题。设备质１设

电力电容器组不平衡电压保护动作原因分析及故障诊断

电力电容器组不平衡电压保护动作原因分析及故障诊断摘要：在变电站中,电容器组三相电容量变化不一致,是导致电容器组不平衡电压保护动作最重要的原因之一,也是最常见的原因。

当电容器组发生跳闸,不应进行重合闸,必须查明确切的原因,排除故障。

另外,运行人员也应加强对电容器的红外检测,及时发现潜在隐患,减少电力事故的发生。

关键词：电力电容器组；不平衡电压；保护动作；原因；故障诊断1电容器结构及其对应保护三相单星型不接地型式的电容器组一般配置有两段式过流保护、低电压保护、过电压保护和不平衡电压保护，以应对不同的故障。

220kV甲变电站的10kV母线接线方式如图1所示，2台主变分别通过甲101与甲102带10kV西母线和10kV东母线，10kV母联分位运行。

甲容1开关柜内的电流互感器共引出2组电流绕组，一组是保护级别，另一组是测量级别。

同时，电容器保护逻辑中的过电压保护和低电压保护所用三相电压采用甲10西表转换后经过屏顶小母线传输的母线电压。

图1甲变电站10kV运行方式10kV电容器的差压保护接线如图2所示，C1、C2分别为单相电容器组的上、下节电容；L为电容器组的电抗器；n为放电线圈的变比；Um为系统一次电压；Ucy为单相电容器的差压二次值。

差压保护接线共有3组，每组2根信号线经过放电线圈至端子排，再连接到保护装置。

图210kV电容器差压保护接线示意图2电容器组不平衡电压保护动作原因2.1三相放电线圈性能不一致放电线圈是并联在系统中,其一次侧与电容器的抽头相连接,用于测量某一部分电容器的电压。

当放电线圈一次或者二次线圈发生断线或者短路的情况下,其变比会发生变化,此时放电线圈的二次电压也会发生变化,当三相放电线圈的二次电压变化不一致时,便会产生不平衡电压,引起保护动作。

2.2电容器组三相电容量不平衡中性点不接地的星型接线电容器组,当三相电容器组电容值不平衡时,运行中会产生电压分布不均的情况。

电容值小的一相或承受较高的电压,并随着电容值不平衡加大,电压分布不均的情况也随之加大。

10kV电容器三相电容不平引起断路器多次跳闸分析

ＷＡＮＧｉａｇＬａ４ｎ
Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ａｄｐｉｇｏｓｔｅｃｉｅｐｗｅｏｅｓｔｎｉａｌｏｒｄｃｏｖｙｎｕｒｎ，ｅｅｇｏｓａｄｖｌｇｏｔｎ－ｅｒａｔｏｒｃｍｐｎａｉｓｂｅｔｅｕｅｃｎｅｉｇｃｒｅｔｎｒｙｌｓｎｏｔｅｎｉｖｏａｄｏｆｔｎｍｉｉｎｌｅｓｗｅｌｓｉｒｖｕｌｙｏｏｒｓｐｌｎｑｉｍｅｔｕｉｚｔｎｒｔ．Ａｉｎｔｔｅｒｐｏａｓｓｏｉ．ａｌａｍｐｏｅｑａｉｆｐｗｅｕｐｙａｄｅｕｐｎｔｉａｉａｉｒｓｎｔｌｏｏｍｉｇａｈｐｅｏｎｎｏｉｕｔｒａｅｒａｓｄｂａａｉｒｖｌｇｎａａｃ，ｔｅｐｐｒａａｙｅｔｅｓｎｉｒｅｏｈｎｍｅｏｆｒｉｂｅｋｒｔｐｃｕｅｙｃｐｃｔｏｔｅｕｂｌｅｈａｅｌｚｓｉｒａｏｎｏｄｒｔｃｃｉｏａｎｎｓｅｓｒａｅａｄｓａｌｐｒｔｎｏｙｔｍ．ｎｕｅｓｆｎｔｅｏｅａｉｆｓｓｅｂｏＫｅｗｏｄ：ｃｐｃｔｒｃｒｕｔｒａｅ；ｔｉｙｒｓａａｉ；ｉｉｂｅｋｒｏｃｒｐ；ｔｓ；ａａｙｉｅｔｎｌｓｓ
１故障经过
２００９年５月２５日，１Ｖ银滩变电站１Ｖ１０ｋ０ｋ
体电容值，实测电容值为３１２Ｉ，号电容器额４．Ｆ１ｘ定电容值为３１３Ｆ５．。《电气预防性试验规程》定：运后一年规投

电容器异常跳闸的分析与处理

电容器异常跳闸的分析与处理摘要：在电力系统运行过程中，时常会发生故障，为保证非故障系统及设备的正常运行，各级保护装置会立即断开故障设备，保证系统的稳定，但有些故障并非设备本身引起，而是受到系统的扰动引起。

故笔者对本单位发生的电容器异常跳闸的事故进行了详细的分析，对故障的原因与处理措施进行了总结，以供参考。

关键词：电容器；保护跳闸；原因分析；处理对策1引言电容器是一种静止的无功补偿装置，它的主要作用是向电力系统提供无功功率，减少系统能量损耗，改善电压质量，提高功率因数，对提高电能质量有着举足轻重的作用，是保障电力系统经济安全运行的重要设备。

在长期运行工作中，因为运行环境、人为因素以及设计方面的问题，电容器故障屡有发生，严重影响了电网设备的稳定运行。

但在电容器实际运行过程中发生的故障发现，并非所有的事故跳闸都是由电容器本身故障引起，如不能认真分析故障原因，对电网设备及电容器本身都会埋下安全隐患。

2.电力电容器的种类电力电容器的种类很多，按电压等级分，可分为高、低压两种；按相数分，可分为单相和三相；按安装方式分为户内式与户外式；按所用介质又可分为固体介质与液体介质两种。

固体介质包括电容器纸、电缆纸和聚丙烯薄膜等，液体介质包括电容器油、氯化联苯、蓖麻油、硅油、十二烷基苯和矿物油。

无论哪种电容器都是全密封装置，密封不严，则空气、水分和杂质都可能侵入油箱内部，电容器进水后就会造成绝缘击穿，缺油进入空气会使绝缘受潮、老化，其危害极大，因此电容器是不允许渗漏油的。

3.影响电力电容器运行的因素3.1电容器运行的电压电容器的无功功率、发热和损耗正比于其运行电压的平方。

长期过电压运行会使电容器温度过高，加速绝缘介质的老化而缩短电容器的使用寿命甚至损坏。

在运行过程中，由于电压调整、负荷变化或者分合闸操作等一系列因素引起系统的波动会产生过电压，电容器的连续工作电压不得大于1.05倍的额定电压。

最高运行电压不得超过10%的额定电压。

500 kV 某变电站35 kV 并联电容器故障跳闸原因分析及控制措施

科技与创新┃Science and Technology&Innovation ·56·2019年第24期文章编号：2095－6835（2019）24－0056－02500kV某变电站35kV并联电容器故障跳闸原因分析及控制措施庹印和（中国南方电网有限责任公司超高压输电公司百色局，广西百色533000）摘要：500kV某变电站35kV电容器自投运以来，发生了多起因电容器故障造成的电容器组不平衡电流保护动作跳闸事故。

通过对历史故障情况及故障现象进行统计分析，从操作过电压、合闸涌流、谐波、电容器产品质量等方面分析电容器故障损坏的可能性，通过对故障电容器进行解体检查，发现电容器生产工艺不满足技术要求，电容器的内部芯子与汇流母线断线是造成电容器故障的根本原因。

最后对电容器的产品质量及运维提出了意见和相应的运维控制措施。

关键词：电容器；过电压；合闸涌流；谐波中图分类号：TM614文献标识码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2019.24.022电容器是电力系统中大量使用的一种设备，它的合理应用关系着整个电网的安全，同时在保证输电质量的情况下，它的无功补偿性质可有效降低能量损耗、改善电能质量、增强输电、配电能力等，其可用率对于电网电压调节和降损节能有着重要作用。

除相关国家标准和行业标准外，《预防电容器装置事故的技术措施》《中国南方电网公司反事故措施》中均有防止装置发生事故的措施要求。

因此，为了保障电网的安全和稳定运行，有必要采取有效措施来减少电容器的故障问题，从而提高电容器的工作效率和延长使用寿命。

1概述某变电站35kV#1号、#2号电容器于2005年正式投入运行，电容器型号为TBB35-60120/334-BLW；两组电容器为户外三相式，采用双星型接线方式，带不平衡电流保护；每组单台电容器为180台，单台容量为334kVar，总容量为60120kVar，保护配置有电流速断、过电流、不平衡电流、过电压及低电压保护。

电容器组不平衡保护动作原因分析

电容器组不平衡保护动作原因分析【摘要】针对电容器组不平衡保护占总故障次数较高这一问题，本文从不平衡电压产生原因、不平衡保护动作后故障查找等方面进行了分析，并进行了实例举证，分析出不平衡电压的产生原因有：电容器组三相电容量不平衡；电网电压三相不对称平衡；三相放电线圈性能差异等，同时提出了不平衡保护动作后的故障查找办法：接头发热；合闸时不平衡电压和时间配合不好；电容器与电抗器配合不良；电容器三相电容量不平衡或放电线圈变比不一致等，为处理电容器组故障提供了指导依据。

【关键词】电容器组；不平衡保护；电容量；不平衡电压1.引言电容器组在电力系统中的主要作用是补偿电力系统的无功功率，提高系统的功率因数，改善电能质量，减少线路的损耗，提高电网输送电能能力，保证发电机的出力和设备的运行能力。

保证电容补偿装置的安全运行对保障电力系统的供电质量与经济效益将起到重要作用。

商丘市全区变电站共有电容器组165套，2009-2012年共发生各类故障32套/次；具体结果统计如下：表1 2009-2012年商丘地区电容器故障统计表故障类型故障次数不平衡保护 22电流保护 4电压保护 2保护装置误动 1绝缘故障 3由以上统计结果表明，电容器组不平衡保护占总故障次数的69%，有必要探索其故障原因和查找解决办法。

2.电容量不平衡保护电容器组中电容量不平衡保护主要用于保护电容器内部故障。

当电容器内部故障，使电容装置的任一个电容器发生击穿或熔断器熔断时，引起的过电压及过电流幅值一般都不大，不会引起电压保护和电流保护动作跳闸，但是引起的电压变化会使电容器组某一串联段上电容器的运行电压超过 1.1倍的额定电压，而超过 1.1倍额定电压是不允许长期运行的，所以需要电容量不平衡保护来跳开断路器，从而达到保护电容器，隔离故障点的作用。

电容量不平衡保护方式分别有：开口三角电压保护（用于单星形接线的电容器组）、相电压差动保护（用于串联段数为两段及以上的单星形电容器组）、桥式差电流保护（用于每相能接成四个桥臂的单星形电容器组）、中性点不平衡电流保护（用于双星形接线电容器组）。

电容跳闸原因分析

在一批GGD成套开关柜中，投一组电容时，电容开关就跳闸。

这是怎么回事？先不带电容分级检测。

如这组有问题。

将这组开关关掉。

投入其他回路，也不会影响使用。

下来再将这组维修好。

开关跳闸有以下几点。

1：开关选择过小。

新柜子电容坏的可能性小,针对新柜。

2：开关自身质量问题，新柜旧柜都可出现。

3：接触器短路或质量问题，出现接触器三相粘连或其中一相粘连脱不开的现象。

4：热继电器参数设置过大或热继电器已烧坏，出现短路补偿。

电流过大跳闸。

5：电容器短路或已烧坏。

6：检查一次回路有没有接触不好的现象。

最好全部压接一次。

最简单的就是先投其它组，如果能投上，再来分析跳闸的这组。

35kV主变柜与进线柜的区别？35kV进线是指35kV母线的进线开关，35kV主变柜只是35kV母线的一个馈出回路。

进线柜就是35KV输入到35KV母线的总开关柜。

主变柜是35/6KV变压器的高压侧开关柜，它是接在35KV母线上的。

算是一路输出，我再补充一点：进线柜的进线保护是保护进线的，主变柜的主变保护是保护主变的，也就是说两个保护装置的保护对象是不一样的。

而且进线保护装置取得电流来自进线柜的电流互感器，主变保护装置取得电流来自主变高压侧和低压侧的电流互感器。

进线保护装置动作时跳进线柜的断路器，主变保护装置动作时跳高低压侧断路器，即35kV侧的断路器和10kV侧的断路器。

关于高压断路器和高压电缆选型问题高压电缆的截面选取要考虑以下方面：1、根据计算电流，电缆允许载流量必须大于计算电流。

2、电压损失。

一般要求线路电压损失要小于5%,当然也有要求高的，没特殊说明按5%。

3、架空线要考虑机械强度问题，而电缆则要考虑短路热稳定度的问题。

这两种校验有公式。

电缆或者架空线截面积有三个方面共同考虑。

但是还需要考虑短路时的热稳定是否满足要求。

1、载流量2、压降3、机械强度（电缆不用校验）4、校验短路灵敏度5、热稳定校验（很重要，不要选的过大）电缆桥架布满率是多少民用建筑电气设计规范实施指南8.5.3 同一路径无防干扰要求的配电线路，可敷设于同一金属线槽内。

一起35kV电容器组跳闸原因分析

一起35kV电容器组跳闸原因分析电容器组作为电力系统电压质量调节的主要设备，它的安全稳定可靠运行是十分必要的。

本文介绍了电容器差压保护原理，结合某330kV变电站#4号电容器故障跳闸情况，分析跳闸原因，并对电容器保护可能误动的各个因素进行分析，为以后的电容故障分析提高思路。

标签：电容器;跳闸;原因1 引言电容器作为电力系统的一个重要的无功源，电容器采用就地布置以补偿降压变压器的无功损耗并能随负荷（或电压）变化进行调整，避免了经长线路或多级变压器传送无功功率，减少了由于无功功率的传送而引起的电网有功损耗，以达到降损节能的效果。

但随着电力系统的不断扩大，电容器组也随之增多，相应的故障异常现象也不断出现，进而对电力系统的安全稳定运行带来挑战。

本文根据电容器差压保护原理，详细分析了该电容器组故障跳闸原因，并对电容器装置提出了相关的整改建议。

2 故障情况2.1 差压保护原理根据现场设备接线及二次保护接线情况可以得出电容器组保护为单星型相电压差动保护。

电容器差压保护是通过检测电容器每一相（A、B、C三相）放电线圈二次侧两个首端相连后，两个末端进入保护装置的电压差。

因A、B、C 三相接线方式一致，故画出A相接线原理图，单星型电容器组相电压差动保护原理接线。

2.2 故障经过2018年11月24日07时46分26秒249毫秒，某330kV变电站35kV#4电容器组发生跳闸，后台监控信息为#4电容器WDR-823A/P型保护装置B相差压保护动作，跳开#3524断路器。

现场检查一次设备无烧损、喷油、发热等异常现象，查阅保护装置动作记录为：B相差压保护动作，=2.2V（保护定值为1.67V），初步判定为保护正确动作。

2.3 故障检查过程因初步检查无法确定跳闸原因，工区出动保护、一次、试验三个专业相互配合查找电容器跳闸原因。

试验专业做了：电容器组桥臂平衡测试、放电线圈直阻测试及CT的绝缘、介损和电容量等测试工作，试验数据均合格;一次专业对电容器组及放电线圈有无渗油、电容器组有无鼓胀、引线有无断股送股、连接螺栓有无松动等进行了详细检查，检查结果也无异常现象，可以确定一次设备正常。

电容器的保护装置跳闸后的处理

电容器的保护装置跳闸后的处理电容器是电气装置中常用的电能储存器，其主要作用是用来存储电能，以平衡电网中的电压和频率。

然而，在使用过程中，电容器也存在一定的安全隐患，比如过电压、超电流等问题，这将可能导致电容器的故障，从而影响设备的正常运行。

为了避免这些问题的出现，我们需要配置电容器的保护装置，一旦保护装置跳闸，就需要进行相关的处理措施，下面就详细介绍一下。

一、电容器保护装置跳闸原因分析1、过电流：电容器在工作过程中，会产生一定的电流，当电容器发生故障或使用过度时，可能会出现过电流的问题，这将导致保护装置跳闸。

2、过电压：电容器在充电和放电时，也会受到电压的影响，当电压达到一定程度时，可能会出现过电压问题，这也是触发保护装置跳闸的原因之一。

3、温度过高：电容器在长期工作时，也会产生一定的热量，如果不能及时散热，可能会导致温度过高，从而引起保护装置跳闸。

二、电容器保护装置跳闸的处理措施1、检查电容器运行状态：当保护装置跳闸时，首先需要检查电容器的运行状态，确认是否存在过电流和过电压的问题。

具体方法是使用电压表和电流表进行检测，如果能够确认问题的出现，就需要对电容器进行补充电解质液、更换老化电极片等相应措施，使其回归正常状态。

2、检查电容器内部接线：如果确认电容器的运行状态正常，但保护装置仍然频繁跳闸，就需要检查电容器内部的接线是否松动或者接触不良，这很可能是触发保护装置跳闸的原因，需要修理或更換接线部件。

3、检查保护装置状态：在确认电容器内部不存在问题的情况下，需要检查保护装置本身的状态，如是否存在故障或异常。

具体方法是检查断路器和接触器的运行情况，以及保护装置的设置参数是否正确。

如果是保护装置本身出现问题，需要进行修理或更换。

4、加装附加保护：发现电容器容易受到过电流和过电压的影响，可以加装附加保护装置来预防电容器的过电流和过电压问题。

比如可以加装接触器、熔断器等装置来发现故障并及时断开电源。

三、电容器保护措施的预防措施1、定时检查电容器的运行状态，以及保护装置的工作情况，及时发现存在的问题，避免发生故障。

变电站电容器组跳闸原因分析及措施

变电站电容器组跳闸原因分析及措施作者：陈惠雄来源：《科技与创新》2015年第01期电容器组作为无功补偿的基本元件，被广泛应用于电力系统中。

而在变电站电容器组的实际运行过程中，存在频繁跳闸的情况，需要相关工作部门及时查明电容器组跳闸的原因，并采取相应的措施排除故障，以保障电容器组的正常运行。

基于此，本文简要分析了变电站电容器组跳闸的原因和解决故障所采取的措施，以期为保障变电站电容器组的正常工作提供一定的帮助。

1;;设备描述某变电站34;kV设备区320电容器组间隔的电容器组围栏内含有6排共192只单只电容器，每排各32只，电容器组共3相，每相两排并联。

此电容器组总容量为64;128;kVar，额定电压为35;kV。

电容器元件型号为BAM12/2-334-1;W，单只电容量为334;kVar，额定电压为12/2;kV，内部采用14并4串接线方式，元件串接内熔丝。

以A相为例，其第1排、第2排的电容器安装位置编号分别为A1～A32、A33～A64，其余两相类同。

每排含有2个放电线圈，放电线圈抽头由3个套管引出。

3个套管分别为A1，A，A2套管，即A1与A间和A2与A间分别为2个放电线圈的一次绕组，放电线圈的变比为120/1.该电容器组内部A相接线方式如图1所示。

图1;;A相电容器分支接线方式图对于该电容器组与外部的连接，一次进线由#1母线经321-1隔离开关、321断路器与电容器组内每排放电线圈中的A2套管引出线相连，而每排中的A1套管引出线与中性点相连。

A 相外部接线单线图如图2所示。

图2;;A相与外部的接线方式图该电容器组配置TBB35-64128/334BCW型差电压保护装置，差电压保护的整定值换算到放电线圈二次侧为1.6;V。

在该保护逻辑中，差电压值比较共有6次，即对于每相每排32只电容器，比较位于放电线圈A2A和AA1间的2个整组电容在运行中的差电压值。

2;;现场缺陷处理某日，该电容器组因不明原因造成差电压保护动作而退运。

一起电容器组开关烧毁故障原因分析

一起电容器组开关烧毁故障原因分析作者：孔鹏来源：《硅谷》2011年第23期中图分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）1210185－021 故障情况2007年10月20日00:05地调下令断开I乔容1，值班员在操作断开1#电容器组开关时，后台监控机警铃喇叭响，控制室照明灯熄灭；后台监控机报警栏报出1#电容器组开关电流I、Ⅱ段保护动作跳闸；#1主变保护A、B柜III侧A、B、C相I、Ⅱ段过流保护动作跳闸；2#电容组开关电流I、Ⅱ段保护动作跳闸；35kV西母电压无指示、各分路电流指示为零。

1）1#电容器组开关跳闸分析在断开1#电容器组开关时，可能引起操作过电压，使1#电容器组开关上侧绝缘击穿（靠近母线侧），造成短路故障，因为此开关柜CT安装在开关两侧，所以1#电容器组开关电流I 段保护动作，经过150ms延时，开关跳闸。

1#电容器组开关断开后，因短路点在开关上侧，故障仍然存在，1#电容器组开关电流Ⅱ段经过301ms延时，又报出保护动作信息。

（1#电容器组开关电流I段保护定值Idz=14.85A，t=0.15S；电流Ⅱ段保护定值Idz=4.83A，t=0.3S）2）351开关跳闸分析虽然1#电容器组开关保护动作，开关已经断开，但是因短路点在开关上侧，靠近母线侧，故障仍然存在，属于母线故障范围，因此#1变压器A、B两套保护柜低压侧后备保护动作，过流I段经过2404ms延时，去跳350开关，（因本期只安装了一段母线，无350开关）；过流II段经过2704ms延时，去跳开351开关；35kV西母电压无指示、各分路电流指示为零。

（#1主变低压侧后备保护电流I段保护定值Idz=2.73A，t=2.40S跳350；电流Ⅱ段保护定值Idz=2.73A，t=2.7S跳351）3）2#电容组开关跳闸分析在保护事件记录顺序中可以看出在2007-10-20 00:05:32 #1主变保护A柜过流II段保护经过2704ms延时动作，跳开351开关；在下一个保护事件记录中2#电容组开关电流I段保护经过150ms延时动作，跳开2#电容组开关。

电容器跳闸的原因分析

电容器跳闸的原因分析摘要：对一起电容器速断跳闸事故的原因进行了分析，并提出了相应的措施。

关键词：谐波电流；过负荷110 kV张河变电站10 kV母线开口三角保护出现单相接地信号，大约1 s后，电容器速断保护动作，当检修人员赶到现场，发现第一组电容器的外壳已明显鼓肚、变形。

分析了引起事故导致电容器速断跳闸的原因，并对配套设备加以改进，增加必要的保护装置，使无功补偿装置顺利运行。

1 故障原因分析1.1 并联电容器一次原理接线图图1一次原理接线图该变电站补偿电容5000 kvar，分4组自动投切，一次原理接线图如图1所示，每组电容器容量1250 kvar，电容器型号为BAM11-1250-3W，电抗器接于电源侧。

4组电容器安装一套总保护装置：保护配置速断、过流、过压、失压等保护。

电容器内部故障保护设置内熔丝。

配套设备包括：投切电容器为真空断路器，安装于10 kV中置柜内，各分组为真空交流接触器，金属氧化物避雷器安装于电容器母线上，电压互感器TV并接于电容器首、末两端，中性点与电容器中性点相连，一次线圈做放电用铁芯电抗器接于电源侧，电抗率为6%。

1.2 电容器组故障分析电容器组采用常用的星型接线方式，三相共体外壳接于同一铁框架，框架接地。

电容器内部结构为多个元件并联的四串结构，并设置内熔丝保护，检修人员与厂家人员对损坏的电容器进行解剖，发现受损电容器的A、B相内熔丝均熔断了两根，外包封破裂，经过认真分析，认为一相熔丝熔断两根后，造成外包封损伤，在外包封受伤的情况下，长期运行发展成对壳击穿，并发展成单相接地。

由于单相接地呈不稳定电弧接地，使健全相产生过电压而另一相也有两熔丝熔断，外包封受伤致使在过电压作用下发展成对壳击穿，由此形成相间短路，尽管保护可靠动作，但巨大的短路电流产生的热效应，仍对电容器造成一定程度的损伤，使电容器外壳严重变形。

这起事故主要是内熔丝熔断未被发现而造成，引起内熔丝熔断的原因是电容器的过电流，而过电压和高次谐波都可能造成电容器的过电流，由于电容器组的总保护设置过压保护，自动投切装置按电压和功率因数投切，因此由于系统异常，造成过电压引起内熔丝熔断的可能性很小。

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。

一起35 kV电容器组故障跳闸原因分析及处理

的等值阻抗值大约几十毫欧。因此当中性线上有不平衡
UA
IA
UB
IB
UC
IC
IC1 IA1 IB1
XA1 XC1 XB1
IC2 IA2 IB2
XA2 XC2 XB2
UN
TA
1
IN
2
图 2 双星形接线等效电路图
电流流过时，在电流互感器上产生的电压降只有几十毫
伏，具体计算时可以忽略此电压降，从而将图 2 中的结点①和②视为一个节点，计算得到不平衡电流 [3]：
2020 年 1 月 10 日第 37 卷第 1 期
白俊良，等：一起 35 kV Technology
Ｊａｎ．１０，２０２０，Ｖｏｌ．３７Ｎｏ．１
依次测量组成 L2 序列的各个电容的电容量如表 3 所示。
表 3 组成 L2 序列的各个电容的电容量
Key words：capacitors；unbalanced current；failure analysis
0 引言随着电网规模的扩大和电力负荷的增长，电力电
容器作为无功补偿装置在电力系统中被广泛应用 [1]。变电站电容器组的实际运行过程中，存在频繁跳闸的情况，需要及时查明电容器组跳闸原因，并采取措施排除故障，确保电力系统的安全稳定运行 [2]。 1 故障电容器组基本情况描述
BAI Jun-liang1，CHEN Jia2，JIANG Zhuo-chen2 （State Grid Changzhou Power Supply Company，Changzhou 213000，China）
Abstract：Aiming at the tripping of unbalanced current protection action during the operation of a 35 kV shunt capacitor bank in a 500 kV substation，it analyzed the reasons for the action of unbalanced current protection，positioned and replaced the fault capacitor，and analyzed the causes of the fault，so as to provide necessary reference for related work.

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电容器组开关异常跳闸分析
1 故障情况
某110kV变电站10kV#I、II电容器组153开关发生多次未知原因跳闸现象，后台监控机只发第一组电容器故障跳闸信号及开关位置变位信号，且每次经过各专业检修人员的试验检查，均未发现故障点，而后将其恢复运行，也没有发生立即跳闸并无任何异常现象，但是经过一段时间的运行，该电容器开关就会再次跳闸，并且故障报文均一致。

2 一二次接线配置情况
10kV#I、II电容器组153开关一次接线方式如图1所示，153开关代两组电容器运行，配置的保护装置为国电南京自动化股份有限公司
图1 10kV#I、II电容器组153间隔接线图
生产的电容器保护装置，型号PSC-641。

此保护装置配备有过流保护，过电压和低电压保护、三相差压保护，无电容器本体保护功能。

根据设计要求，现场#I电容器组放电线圈二次接成开口三角电压的不平衡电压保护，同时本体还具备压力释放及温度高跳闸输出接点；#II电容器组放电线圈接成三相差压的不平衡电压保护，同时本体也具备压力释放及温度高跳闸输出接点，见图1。

由此可知两电容器组的本体不平衡电压保护共需四组电压输入装置，其中#I电容器组开口三角电压一组，#II电容器组三相差压三组，而PSC-641装置只提供了一组三相差压的电压输入，只能供#II电容器组差压保护使用，所以根据实际情况，将#I电容器组的开口三角电压及两电容器组本体保护通过加装电压继电器YJ和跳闸出口中间继电器1ZJ、2ZJ来实现，二次接线见图2、图3及图4。

中间继电器1ZJ、2ZJ动作后的一副常开接点去启动153开关控制回路跳闸，另一副常开接点启动保护装置发第一组或第二组电容器故障跳闸信号。

图2 #I电容器组不平衡电压保护
图3 #II电容器组差压保护
3 故障原因分析
根据图4可知，#I电容器组不平衡电压YJ电压继电器动作、#I电容器组压力释放动作及#I电容器组温度高跳闸动作都将启动1ZJ中间继电器，1ZJ动作后，一副常开接点闭合启动控制回路跳开153开关，另一副常开接点闭合启动装置发第一组电容器故障跳闸信号。

依据后台监控机所发第一组电容器故障跳闸信号，可排除保护装置PCS-641内保护动作的可能，并基本判定153开关跳闸是1ZJ中间继电器动作所致。

具体引起跳闸的可能原因分析如下：
图4 本体及不平衡电压保护启动跳闸回路
（1）不平衡电压继电器YJ动作。

#I电容器组内部或放电线圈内部等发生故障，三相电压失去平衡，导致开口三角电压超过整定定值，YJ继电器动作或YJ继电器接点抖动粘连，启动1ZJ动作。

（2）#I电容器组本体存在故障，压力释放阀动作或压力释放辅助接点抖动，导致1ZJ动作。

（3）#I电容器组温度过高跳闸或#I电容器组温度高接点抖动粘连，启动1ZJ动作。

（4）1ZJ继电器接点抖动粘连，直接启动开关控制回路，造成开关跳闸。

（5）存在交流串入直流[11]，造成开关跳闸。

（6）存在直流接地，造成1ZJ动作。

4 故障查找过程
根据以上分析的可能原因进行仔细逐一查找，将10kV#I、II电容器组153开关申请转检修。

（1）一次检修试验化验专业人员对#I电容器组本体及放电线圈进行耐压等试验，未发现电容器本体及放电线圈有故障；继电保护人员对YJ电压继电器进行特性试验，未发现继电器接点存在问题，并实际加压进行了多次的开关传动试验，也未发现YJ继电器存在问题；
（2）一次检修变压器专业人员，对#I电容器组本体压力释放进行了检查，未发现有故障点，且压力释放接点正常，未发现有粘连等现象。

（3）开关多次跳闸时，现场检查时电容器温度均未达到表计上定值整定值，可排除温度高跳闸影响，且实际查看其接点也正常。

（4）将1ZJ继电器拆除做特性试验，未发现接点抖动现象，可排除1ZJ继电器存在问题。

（5）直流回路两点接地，合上153开关控制回路电源，未发现直流有接地现象，直流正负电位均在110V左右；断开开关控制回路电源，对有关回路进行绝缘检查，测得绝缘均正常，对地绝缘及回路之间绝缘均大于10MΩ。

（6）现场检查交直流，未发现有串接现象。

根据分析可能的原因查找，均未发现故障点，后据监控人员反映，10kV#I、II电容器组153开关有几次跳闸都发生在阴雨天气，因此初步推断，控制回路中可能有进水或比较潮湿现象，造成直流两点虚接地，从而导致153开关跳闸。

由于之前进行的绝缘检查均是在晴天的状况下进行的，故有可能未发现故障点。

在153开关再次故障跳闸后（阴雨天），首先着重对开关控制回路的绝缘进行了检查，在开关柜内通过绝缘测量发现，#I电容器组本体压力释放启动1ZJ继电器电缆存在绝缘降低现象，该启动跳闸支路（回路编号03）芯线对地绝缘只有80kΩ左右，见图4，而同一电缆内的其余芯线对地绝缘均大于10MΩ，在电容器端子箱将至#I电容器组C相本体压力释放阀的电缆解除，绝缘恢复正常。

图5 压力释放辅助接点
现场将#I电容器组C相本体压力释放阀封盖打开，拆除压力释放启动跳闸辅助接点YLJ1，发现辅助常开接点中间塑料壳体已经烧焦，并附有锈迹，见图5所示。

由于此塑料壳体被烧焦面与固定它的不锈钢支架（固定在本体外壳上）是紧密接触的，故之前未拆除检查时没有发现。

由此可知，#I电容器组C相本体压力释放阀内可能进水或潮湿度比较大，直流正负电对潮湿的塑料壳体不断放电，致其烧坏，加之锈迹，在潮湿的情况下，YLJ1常开接点两侧的正负电通过不锈钢支架虚接地，在潮湿度不断增大的情况下，电位导通，启动1ZJ继电器动作，进一步导致开关的跳闸，而在天气良好干燥的情况下则不会发生。

将本体压力释放辅助接点更换，经过长时间的运行，至今未再发生过不明跳闸现象。

5 总结
通过对此起故障点的查找分析，可知此类故障具有一定的隐蔽性，在查找的过程中不仅需要熟练掌握图纸原理，还要考虑环境情况的影响，找出其规律，才能更有效的排除故障。

针对此类型故障，特提出以下防范措施和建议：
1）对于室外的一次设备，涉及到开关跳闸的有关设备，如开关SF6密度继电器、变压器压力释放、重瓦斯继电器等，均应加装防雨罩，以防其内部进水潮湿造成开关误跳或拒跳；
2）对于室外开关端子箱，要封堵完好，并加装加热器，开有通风口，保证端子箱内的干燥。

3）严格把握设备入网关，选用密封合格的产品。

4）定期对室外设备进行巡视检查，发现问题及时整改，保障设备安全运行。