关于变电站10kV电容器组出现故障原因分析

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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

出现热老化现象。
［］ＧＢ５２７２０并联电容器装置设计规范［］１０２－０８Ｓ．［］国家电网．变电设备技术规范汇编：１２输０—６Ｖ６ｋ干式电抗器技术标准［．０５Ｇ］２０．
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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ｆｕｄ，ａｄｔｅｍｅｓｒｓｗｒｕｏｗｒ．Ｉｃｎｐｏｉｅｒｆｒｎｅｏｈｌｃｒａｅｉｎｒ．ｏｎｎｈａｕｅｅｅｐｔｆｒａｄｔａｒｖｄｅｅｅｃｓｆｒｔｅｅｅｔｉｌｄｓｇｅｓｃ
（）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（ｏｍＴｍｅａｒｕｃｎｚｔｎＲｏｅｐｒｕｅＶｌｉｉ，ｔａａｏＲＶ）以延缓绝缘材料的热老化。Ｔ，

变电站10kV电容开关机构常见缺陷分析与处理

变电站10kV电容开关机构常见缺陷分析与处理发布时间：2021-12-09T11:30:05.853Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：赵熙靖陈云浩王一[导读] 通过手动顺时针旋转来持续给合闸弹簧能量，直至储能完成，储能标记指向已储能位置，实现弹簧储能。

（云南电网有限责任公司普洱供电局云南普洱 665000）摘要：近年来，随着电网规模扩大，用户对电能质量要求不断增高，系统无功补偿动态需求高，对作为无功补偿设备的电容器组可靠运行要求越来越高。

在实际运行中，由于电容投切频繁，10kV电容开关受电网A VC自动控制系统控制，单台电容开关每天投切次数可达6次以上，电容开关动作次数多，开关机构缺陷逐渐增多。

关键词：变电站；10kv；电容开关；缺陷1 10kV开关机构原理1.1机构储能10kV开关机构储能方式分为电动储能及手动储能两种，均是通过拉伸合闸弹簧进行储能。

机构电动储能是通过储能回路给储能电机通电，电机转动带动弹簧储能，储能到位后，储能到位行程开关动作，切断储能电机电源，储能标记指向已储能位置，机构完成储能过程。

手动储能时，使用手动储能手柄插入储能孔中，通过手动顺时针旋转来持续给合闸弹簧能量，直至储能完成，储能标记指向已储能位置，实现弹簧储能。

10kV开关配备的弹簧储能机构工作机理为开关合闸后自动电动储能，即开关完成一次合闸后，机构自动进行电动储能，完成储能过程，并为下一次分合闸提供能量准备。

1.2合闸过程10kV开关机构正常电动合闸操作是通过合闸控制回路实现。

在合闸控制回路中，S1为储能行程节点，S2为合闸闭锁节点，S3为开关位置节点，Y3为合闸线圈。

正常运行时，当开关在分闸位置，常闭辅助接点S3处于闭合状态；当开关在合闸位置，常闭辅助接点S3处于断开状态。

开关远方发合闸操作指令或就地进行合闸操作时，合闸控制回路导通，合闸线圈Y3带电动作。

1.3分闸过程10kV开关合闸完成后其分闸回路常开辅助接点S4闭合，当10kV开关收到远方或就地分闸操作命令时，分闸控制回路导通，分闸线圈Y2带电动作，其衔铁撞击分闸装置动作使合闸保持掣子与半轴脱扣，分闸弹簧释放能量，带动主轴转动使灭弧室动静触头分离，从而实现开关分闸。

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
２００７年１２０月４日，对更换下来的原０２０３６、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
ｃｕｔｄａｓｅｓｎｃｉｅｔＯｔｅａａｙｉｎｃｐｃｔｒｄｖｃｃｉｅｔｓｎｇｅｔｄｏｎｅｓａｓｓｍｅｔｃｄｎ，Ｓｈｎｌｓｓｏａａｉｅｉｅａｃｄｎｅｌｃｅ．Ｔｅｄｓｇｅｓａｏｉｈｅｉｎｒ
Ａｂｓｒｃ：ｈｔｃｐｃｔｒｉｓａｌｔｎｃｉｎｓｏｅａｐｎｎｏｒｔｏｔａｔＳｕｎａａｉｎｔｌａｉａｃｄｅｔｈｎｈｐｅｉｐｅａｉｎ，ｃｐｃｔｒａｃｄｎａｅｏｏｏａａｉｏｃｉｅｔｒｎｔ
ｈｖｅｅｎｔｌａｃｌｔｄｆｒｓｂｓａｉｎｈａｍｏｉｎｄｅｉｎ，ｗｈｎｈｒｎｃｅｃｓｒｅｌｒｅｃｎａｅｎｖｒｍｉｕｅｙｃｌｕａｅｏｕｔｔｏｒｎｃｉｓｇｅａｍｏｉｘｅｓｏｎａｇａｃｕｅｈａａｉｒｄｍａｅａｓｓｔｅｃｐｃｔａｇ．ｏＫｅｒｓ：ｈｎａａｉｒＨａｍｏｉｐｒｌｅｅｏａｃｓｌｉｎｙｗｏｄＳｕｔｃｐｃｔ；ｒｎｃ；ａａｌｌｒｓｎｎｅ；ｏｕｔｓｏｏ

变电站10kV电容器出现故障原因分析

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。

变电站并联电容器组故障分析及技术改进措施

变电站并联电容器组故障分析及技术改进措施随着电网自动化与智能化的发展，电力设备对运行环境的要求愈加苛刻，而高次谐波的存在成为电力电子技术发展应用的巨大障碍，甚至危及整个系统的安全运行。

谐波在电力系统变电、输电和用电每一环节都不可避免的产生，就变电站而言非线性负荷如中频炉、电弧炉等使站内各母线谐波含量丰富，经测量分析造成该站并补装置损坏的主要原因是谐波水平较高，谐波频谱丰富。

标签：变电站;并联电容器组;故障;技术措施10kV并联电容器是现阶段我国采用的最先进的无功功率补偿设备，且该设备对供电企业的日常运转具有重要意义。

然而，在10kV并联电容器组的使用过程中，常会出现各种故障，进而对电容器组的运行产生不良影响。

因此，10kV 并联电容器组的运维管理人员需要及时对故障发生的原因进行总结分析，进而采用有针对性的处理措施，保证电容器组运行时的安全性、可靠性和稳定性。

1变电站运行情况2018年3月4日14时52分，某10kV变电站电容器保护装置三相电流不平衡动作。

无功补偿装置停运后，现场检查发现10kV#1电容器组A相3支外熔断器熔断，避雷器计数器未动作。

该变电站10kV母线为单母线接线方式，有2回进线;10kV母线为单母线带旁路接线方式，最小方式运行时的短路容量为39.25MV A。

10kV出线共7回，其中1回为2018年2月新增负荷，主要用电负荷为中频炉。

无功补偿装置于2007年投运，运行情况稳定，故障时现场无操作任务，系统未见异常波动。

10kV电容器组采用成套装置，主要包含并联电容器、串联电抗器、避雷器等设备。

该电容器组型号为TBBB110-4008/334AKW，整组容量为4008kvar，单台容量为334Kva，熔丝结构为外熔丝，串联5%铁芯电抗器，投运日期为2007年5月。

2故障原因分析2.1电容量超标造成电容器组容量过剩的主要原因有：（1）电容器组本身的制造工艺，如电容器芯的线圈数、聚合温度等不符合要求。

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。

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。

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９６Ｋｖａｒ，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ｌ２．０％，也可根据实际情况采用４．５％～６．Ｏ％与ｌ２．０％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ｌ２．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电容器组串联电抗器铁心烧毁原因分析

／２０２３０９１０ｋＶ电容器组串联电抗器铁心烧毁原因分析李其盛（国网天津市电力公司宁河供电分公司）摘　要：电力事业在各行各业日益高涨的电力能源需求下快速发展，电网规模、数量均呈明显上升趋势，电容器组的应用愈发普遍。

基于此，为使电网处于安全运行状态，本文简单阐述并联电容器这一常用的无功补偿装置，结合实际案例分析１０ｋＶ电容器组串联电抗器铁心烧毁原因，以此为基础总结防范措施，以期为相关工作或人员提供有效参考。

关键词：串联电抗器；电容器组；铁心烧毁０　引言目前，提高电网功率因数控制是增强电网安全运行和平稳性的有效方法之一，其原理在于应用并联电容补偿装置改善系统电压质量。

但是在其运行期间，铁心烧毁现象经常发生，为控制此类问题的出现，减少损失，应做好烧毁原因分析，落实防止铁心过热的有效措施。

１　无功补偿装置（并联电容器）概述作为电力系统中常用的无功补偿装置，并联电容器主要作用在于保证系统电压的稳定性，然而在其实际运作过程中，难免涉及电容器合闸涌流问题，而这会影响到熔断器等设备的选取。

当系统中没有部署串联电抗器时，合闸涌流公式为：Ｉｓ＝Ｉｎ２槡ｓ／Ｑ（１）式中，分别涉及电容器涌流峰值、电容器组额定电流、电容器容量、电容器组安装处的短路容量，这几项参数依次由Ｉｓ、Ｉｎ、Ｑ、Ｓ表示。

根据公式（１）可知，接入处的短路容量与电容器组容量之间存在密切关联，其所具有的反比例关系使得前者越大，后者越小，在该情况下，为避免电力系统受到合闸涌流的影响，常通过串联电阻器予以限制［１］。

２　基于实例分析１０ｋＶ电容器组串联电抗器铁心烧毁原因为增强该规格电容器组串联电抗器铁心烧毁原因分析的真实可靠性，故引入具体案例展开原因分析。

２１　事故实例某变电站的电抗器出现冒烟现象，且传来明显烧焦气味，拉闸断电后，经现场人员观察，主要来自Ｂ相铁心，发现绝缘筒和环氧树脂在高温条件下出现变性分解，并形成了流体和残渣。

同时，在高温条件下，防噪声漆出现明显熔化、剥落现象，且经外观观察，电抗器铁心柱表面存在大量木屑灰尘。

10kV并联电容器组不平衡电压频繁动作故障排查与分析

10kV并联电容器组不平衡电压频繁动作故障排查与分析摘要：本文通过对某地区10 kv电网并联电容器组的不平衡电压保护频繁动作原因的调查，对其不正确的保护动作的因素进行了详细的分析讨论，并提出了相应的预防措施，以避免或减少电容器的频繁保护动作造成的损害，影响电网运行的安全稳定性。

关键词：并联电容器组；集合式；不平衡电压；串联电抗器1不平衡电压保护动作原因分析及探讨1.1电容器组内部故障造成电容量不平衡统计数据中电容器组保护正常动作的7次中有5次都属于电容器组电容量超标所致，三相电容量严重不平衡导致保护正常动作；另外2次是由于放电线圈故障或者电缆头制作工艺不良造成过流保护动作。

电容量超标，究其原因大致有两类：第一类是由于电容器组本身制造工艺、产品质量以及长时间运行绝缘下降的原因导致电容量超标；第二类是由于电容器组单元内部的内熔丝熔断切断故障元件导致电容量不平衡。

不管是集合式还是组架式结构，电容器单元里的单个元件都带有内熔丝，虽然单个元件故障时被隔离所引起电压、电流的变化很小，但造成其他运行元件承受的电压加大。

当遇到电网波动或暂态不平衡时故障元件扩大，同时，故障元件被内熔丝不断隔离，电容量不平衡不断加大，最终超出定值。

1.2不平衡保护整定值偏低一般情况下，电容器组零序电压保护动作原因有：1）电容器一次接线错误，当系统电压出现波动和不平衡时，中性点电位偏移，而使零序电压增大；2）电压定值选择不合理，定值整定太低，不能躲过正常运行的不平衡电压； 3）保护出口时间整定太短，躲不过电容器组投入时产生的不平衡电压时间。

根据DL/T584-1995《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中的不平衡保护的计算公式，每相装设单台集合式电容器、电容器内部小元件按先并后串且有熔丝连接的电容器组，三相差压的计算按式（1）进行。

K=3nm（KV-1）/[KV（3n-2）]（1）式中，K为因故障切除的同一并联段中的电容器小元件数；m为单台集合式电容器内部各串联段并联的电容器小元件数；n为单台集合式电容器内部的串联段数；Uex为电容器组的额定相电压（一次值）；KV为过压系数；Klm为灵敏系数；uch为开口三角零序电压（一次值）；KPT为放电线圈的PT变比；udz为保护整定值。

电容器组不平衡电压保护动作原因分析张清妍

电容器组不平衡电压保护动作原因分析张清妍摘要：本文首先阐述了变电站中电容器的作用以及不平衡电压动作的原因，之后结合现场实际案例，对一起10kV电容器组不平衡电压动作故障的原因进行了分析。

关键词：变电站；电容器；不平衡电压；故障；原因分析1电容器在变电站中的作用电力系统中的负载绝大多数为感性负载，系统中的感性电流较大，影响系统电压的品质因数。

另外，由于系统各级之间的电压降，当负荷较大时，系统末端的电压会降至较低的水平，无法满足末端负荷得电压水平要求。

因此，需要在电力系统中加装电容器，对系统中的感性电流进行补偿，改善电力系统的品质因数，并且由于容升的原因，可以进一步提升电力系统末端的电压水平，提高系统的供电能力。

在变电站中，10kV系统无功补偿采用的是并联电容器组。

补偿方式可分为三类：集中补偿、就地补偿以及分散补偿，接线方式可分为两类：星形且中性点不接地接线方式和三角形接线方式。

在变电站的实际建设中，往往采用两组或者四组相同接线方式的电容器组，加装备自投，可以同时投运，也可以单独投运，为电力系统提供补偿。

2电容器组不平衡电压保护动作原因2.1电容器组三相电容量变化不一致依三相星形连接且中性点不接地运行方式的电容器组为例，由于长时间运行、制造工艺不佳、绝缘材质较差、受潮等原因，电容器组中的某只电容器或者某几只电容器会发生电容量增大或者减小的问题，此时电容器组的三相臂容抗将发生变化。

电容器组的线电压数值和频率均与系统电压一致，保持不变。

（1）I——电容器中流过的相电流；ω——系统频率；C——单相电容器组的电容量；U——系统相电压根据公式（1）可知，当单相电容器组的电容量发生变化时，电容器中流过的相电流也将发生变化，I和C成正比例关系。

对于同一相电容器组而言，其为多只电容器串联结构，流过其中的电流数值相同，频率与系统频率相同。

（2）I单只——单只电容器中流过的电流；ω——系统频率；C单只——单只电容器组的电容量；U单只——单只电容器两侧电压根据公式（2）可知，当某只电容器的电容量发生变化时，单只电容器上的电压分布就会发生变化，对于单相电容器组而言，U单只和C单只成反比例关系。

浅谈变电站10kV并联补偿电容器的常见故障及处理措施

压峰值激增，进而造成电容器在长时间内处于过电压的运行
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，１０ｋＶ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ｚｎｕａｎｇｂｅｉｙｉｎｇ。ｎｇｖｕＹａｎｉ — ｕ
浅谈变电站１０ｋＶ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０６５２００）摘要：就目前变电站中ｌＯｋＶ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

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１１　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］。

１２　原因分析１２１　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。

变电站10kV电容器组故障原因分析

表１电接线示意图收稿日期：０９—１２０１—２７
作者简介：杨
溢（９０）男，１７一，从事电力系统运行和技术管理作Ｌ：
一
６１—
２１年第２００期
接表１
序号相别
ＫｙＷｏｄ：ａａｉｒｆｉｒ；ｎｌｓ；ｎｅｓｆｉｒｍｅｓｒｓｅｒｓｃｐｃｔ；ａｌｅａａｉｉｖｒｅａｕｅａｕｅｏｕｙｓｌ
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：１９点０７分５４秒１２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１Ｖ０ｋ Ⅱ段母线接地：１９点Ｏ７分５５秒１５毫秒，该变电站２号电０容器６０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
Ａｂｔａｔｓｄｎａｅｌａａｉｒｉｒａａｓｉｒｎｆｒｅｓｂｔｔｎｔｉａｔｌｄｍｏｓａｅｒｆｒｂｅｓｒｃ：ｅｏｒａＣｐｃｔｌｅｎｌｉｎａｔａｓｍｒｕｓｉ，ｈｓｒｉｅｅｎｔｔｓＵｓｔｏｐｏｌｍｓＢａｏｕｙｓｏａｏｃｒａｏｓ
入系统运行。随着运行时间的延长，容器装置的电

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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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。

这些灰尘将会在电容器实际工作中污染工作环境。

因此需要选择固定
的时间对设备进行维护和清理，降低绝缘装备表面的脏污，避免设备被击穿。

3.外壳鼓胀
电容器内部绝缘装置变化或者外部电压加大会导致电容器中最脆弱的电气元
件被击穿。

在装置介质中，流通较大的电流会导致电弧高温而产生大量气体，使
电容器的外壳受到这些气体的压力，发生异常。

4.电容器连接处熔丝熔断
电容器在运行中额定电流较大，假若其中连接部分的安装工艺不正确将会导
致金属因接触不良，设备连接处温度过高，长期高温会熔断熔丝[1]。

因此在电容
器合闸之后，因为设备属于充电的工作状态，将会受到冲击，熔丝因热量过高发
生熔断现象。

大部分电网企业的端电压均以11kV为标准，但是这个电压额定值
会在电压异常时导致绝缘部件受损。

此外，在电容器实际工作中，假如发生爆炸
将会引起一系列的连锁事故。

假如电容器内部的元件被击穿，将会使电容器发生
短路。

电容器与其他设备并联后，若引入的能量大于它的负荷，会导致电容器发
生爆炸。

如果电弧引燃了设备内的液体，也会发生爆炸。

（二）其他因素
1.运行环境及温度。

部分电容器属于室内集合电容器，空间较小。

若只有一台轴流风机降温，在
夏季室内的设备实际运行温度将会大于50℃，同时室内的湿度大会导致设备极容
易老化，减少设备使用寿命。

同时，故障设备在返厂后发现，电容器产品的生产
材料存在着某些问题，例如绝缘薄弱。

这些瑕疵均会影响电容器元件的正常工作，极容易被击穿增加设备的故障范围。

2.系统谐波
目前部分地区的配网系统负荷发生变化，系统中非线性负荷增加，部分电抗
器具有6%调谐度，只可以抑制3次谐波，假如超过次数将不能抑制。

经过实践
经验发现，6次电容器的故障有4次发生在夜间，可以发现这一时段属于用户的
用电高峰。

该变电站测量电容器的电容值为125.6μF，额定容量Q是1591kvar，
另外测量其他组的电容器容量分别为9.546Mvar和4.773Mvar。

容抗主要是12.7Ω
和25.4Ω。

串联电抗器的感抗和电抗率是12.7Ω和6.3%。

因此，在最低运行情况下，多组电容器在3次谐波并联谐振的条件下取值较为接近。

例如，10kV母线的
3次谐波电流的实测值和限制值分别是111.7A和105.1A。

设备合成的电流一定会
超过236.22A的实际额定电流。

在计算设备的设计参数时，需要明确实际谐波的
放大倍数>谐波电流放大倍数。

3.合闸涌流问题
因为故障大多是在设备投入并联电容器系统中发生的，因此需要对合闸涌流
的取值进行计算。

可以通过以下公式计算故障发生之后合闸涌流值：Iym=-（1-β）+1[2]。

注意变电站10kV短路容量是Sd=414.85Mvar。

因此，在设备合闸的一瞬间，故障电流将会达到432.66×4.78=2068.1A。

4.绝缘材质分析
电抗器一般有6个封层，其中1-5个封层由内向外一共有3层，第6个包装
有4层。

在每层中使用2根铝导线进行缠绕，接着在绝缘线的表面喷上臭氧和预
防紫外线的油漆涂层。

在观察受损的设备时可以发现，其使用的绝缘材料等级是
B级，此级别的绝缘耐热度是130℃。

而10kV-66kV电抗器技术标准中强调，串
联电阻器导线的匝间、股间、包封中的绝缘材料的实际耐热等级需要大于F级，
相当于绝缘耐热155℃。

此外，开关选择也是影响设备损坏的原因。

假若真空开
关的真空泡质量差或者设备选型不恰当将容易导致开关被击穿，使操作过电压的
次数加大。

（三）设备运行维护策略
其一，控制变压器的运行电压。

由于变压器是高压敏感型设备，若长期在超
额的电压环境下会导致介质损耗、电容器温度增加。

因此，变压器的实际工作电
压需要小于1.1倍的额定电压。

在24h之内，大于1.1倍的额定电压需要控制在
6H之内。

24h之内运行环境的平均值低于10℃，电容器可以在1.1倍的额定电压
环境下进行运行，大于限制需要及时退出。

同时电容器需要选择额定电压较高的
类型。

其二，加强电容器预防管理。

在进行设备试验时应依据电力设备预防性试
验中的规定进行操作。

绝缘电阻应大于2000MΩ。

在测量电容值时，偏差不应超
过额定值的-5%至+10%。

电容值应低于出厂值的95%。

假如在进行渗漏油检查时
出现漏油现象，需要立即停止电容器设备的使用，同时在负荷高峰期进行电容器
的红外测温。

其三，需要改善电容器运行环境。

通过分析各种电容器的保护装置，假如未设置不平衡的电压保护，在电容器内部单元内某一位置出现薄弱区时，会
导致三相电压的不平衡。

因此应将电压的不平衡保护设为电容器的主保护装置。

另外，管理部门需要对室内电容器组进行环境的整治，通过安装空调机调节设备
运行环境的湿度和温度。

可以通过引入无功优化装置利用自动调节的VQC或AVC
系统。

其四，加强保护整定值的设置。

其中，过电压的整定时间应由之前的9s变为5s，将电压保护值降为108V。

其五，在电容器各项参数均不变的情况下，可
以利用匹配合适电抗率减少谐波电流。

可以通过ETAP仿真软件得到电抗率的取
值范围，假如在接入电网端的谐波达到3次以上，电抗率为12%。

若谐波达到5
次以上，电抗率为4.5%-5%[3]。

结论：
电容器目前是使用范围最大的无功功率补偿设备，电力企业今后的稳定、安
全发展与电容器密切相关，该设备可以缓冲实际电力供需矛盾，提升供电质量，
为社会带来经济效益。

因此，电力企业需要加强电容器设备管控和维护，科学分
析影响电容器组故障的原因，为电网的安全稳定运行提供保障。

参考文献：
[1]赖文贤.变电站10kV电容器故障分析与运行维护探讨[J].工程技术研究，2018，（08）：180-181.
[2]冷兆云.变电站10kV并联电容器组频繁故障的原因分析及解决策略[J].电工
技术，2017，（12）：134-135+144.
[3]郭昆丽，田海霞，王建波，等.某变电站10kV并联电容器故障分析及对策[J].广东电力，2017，30（03）：58-63.。