电容器的保护装置跳闸后的处理

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SVC跳闸原因分析及处理

Ｈ２、Ｈ３、Ｈ４３个滤波通道（高压开关柜编号分别为西
３１、西３ｌ、西３ｌ，布置在３ｋ高压室）西３２３３３４３Ｖ。
３再次跳闸故障分析
２０年９２０９月９日，检修后的ＳＣ投运时，３ｋＶ３Ｖ
消弧及过电压保护装置报 “ ３Ｖ系统Ｃ相弧光接地 ” ３ｋ
ＳＶＣ跳闸原因分析及处理
王德民
（阳钢铁集团股份有限公司动力厂，河南安阳安４５０）５０４
分析了ＳＶＣ故障原因，并提出解决措施，从而保证了ＳＣ的安全可靠运行。Ｖ
．
、
关键词故障ＳＶＣ弧光接地电缆
电抗器室，晶闸管和控制系统布置在阀组室；阻尼电抗器和电容器构成滤波器ＦＣ，布置在滤波器室，设置
容值为０。更换后再测试，结果显示偏差值在允许范围
内。对保护装置进行了校验，对断路器进行了传动试验，均未发现异常。
１、●，ｉｉＣｌ一Ｃ１ｂ— Ｃｉ一３６Ｆ．７
西西
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式中，Ｃ、ＣＣ为第１形电容器组卜相电容；西星 ● 的三１
３１３２可单独运行，西３１３３和西３１不能单独运行。３４西３１跳闸，西３１或西３１３２３３３４任一回路跳闸，将导

电容器运行维护及异常现象的处理方法

办公自动化杂志一、引言电容器组的巡行检查主要项目如下：注意监视运行电压及电流和周围环境温度不应超过制造厂规定的范围，并将数值记入运行记录薄。

电容器的外壳有无膨胀（鼓肚）、喷油、漏油的痕迹。

放电电阻的阻值和容量应符合规程要求，并经检验合格。

接线正确，电压与电网电压一致。

电容器组三相容量应平衡，其误差不应超过单相总容量的5%。

附属设备是否清洁完好。

电容器内部有无异音。

熔丝是否已经熔断。

放电装置是否良好，放电指示灯是否熄灭。

各处接点有无发热及小火花放电现象。

套管是否清洁完整，有无裂纹、闪络放电现象[1]。

引线连接各处是否牢固可靠，有无松动、脱落或断线；母线各处有无烧伤、过热现象。

电容器室内通风是否良好。

外壳接地线的连接是否良好。

电容器组继电保护的动作情况是否正常。

特殊巡视的检查项目除上述各项外，必要时应对电容器进行试验；在查不出故障电容器或断路器跳闸、熔丝熔断原因之前，不能合闸送电。

二、漏油电容器漏油是一种常见的异常现象，一般发生在下底部和上盖边沿的滚焊焊缝处、上盖地线端子和注油孔、铭牌及两侧搬运把手焊接处。

其原因多方面，主要是产品质量不良、运行维护不当、长期运行缺乏维修导致外壳生锈腐蚀造成电容器漏油。

电容器出现漏油，如果是轻微漏油，可用胶黏剂进行修补，或用锡和环氧树脂补焊或钎焊，并同时减轻负荷或降低环境温度，但是不能长时间继续运行。

电容器是一个密封体，如果密封不严，空气、水分和杂质会渗入其中而使其绝缘性能下降，甚至导致绝缘击穿。

所以，如果发现电容器漏油严重时应及时将其退出运行。

在运输或运行过程中，若发现电容器外壳漏油，可用锡铅焊料钎焊的方法修理。

套管焊缝处渗油，可用锡铅焊料修补，但应注意烙铁不能过热以免银层脱焊。

电容器发生油渗漏的部位主要是油箱与套管的焊缝，发生渗漏油的主要原因是焊接工艺不良；另外国内制造厂对电容器做密封试验的要求不严格，试验采用加热到75℃保持2h 的抽样加热试验，而不是逐台试验。

电容器的维护及运行

电容器运行及维护一、电容器的操作注意事项1、正常情况下,全站停电操作时,应先拉开电容器组断路器,后拉开各路出线断路器;2、正常情况下,全站恢复送电时,应先合上开各路出现断路器,后合上电容器组断路器;3、事故情况下,全站无电后,必须将电容器的断路器拉开;4、电容器组断路器跳闸后不准强送电;保护熔丝熔断后,为查明原因前,不准更换熔丝送电;5、电容器组断路器禁止带电荷合闸;电容器组再次合闸时,必须在断路3min之后进行;二、电容器投入和退出运行1、正常情况下,电容器组的投入或退出运行应根据系统无功负荷电流或负荷功率因数以及电压情况来决定;一般情况,功率因数低于0;9时应投入电容器,功率因数超过0;95且有超前趋势时,应退出电容器;当电压偏低时投入电容器组;2、当电容器母线电压超过电容器额定电压的1;1倍；电容器电流超过其额定电流的1;3倍；电容器室的环境温度超过40度及电容器外壳温度超过60度,超过其中之一时,应将其退出运行;3、电容器发生下列情况之一时,应立即退出运行：1、电容器爆炸；2、电容器喷油或起火；3、瓷套管发生严重放电、闪络；4、接点严重过热或熔化；5、电容器内部或放电装置有严重异常响声；6、、电容器外壳发生膨胀变形；三、新装电容器组投入运行前的检查1、新装电容器组投入运行前应按交接试验项目试验,并合格;2、电容器组的接线正确,铭牌电压应与电网额定电压相符,3、电容器及放电设备外观检查良好,无渗、漏油现象;4、电容器组三相间的容量应平衡,其误差不应超过一相总容量的5％;5、各连接点应接触良好,外壳及架构需接地的电容器组应与接地装置可靠连接;6、放电电阻的阻值和容量应符合规程要求,并经试验合格;7、与电容器连接的电缆、断路器、熔断器等电器元件应经试验合格;8、电容器组的继电保护装置应经校验合格,定值正确并置于投入运行位置;9、电容器安装处所建筑结构、通风设施是否合乎规程要求;四、对运行中电容器组的巡视检查对运行中的电容器组应进行日常检查,定期停电检查以及特巡视检查;1、日常巡视检查电容器的日常巡视检查,应由变、配电室的运行值班人员进行;有人值班时,每班检查一次,无人值班时,每周至少检查一次;夏季应在室温最高时进行,其它时间可在系统电压最高时进行;如果不停电检查有困难时,可以短时间停电以便更好的检查;运行中巡检主要应注意观察电容器外壳有无膨胀、漏油痕迹,有无异常声响及火花；熔丝是否正常；放电指示灯是否熄灭；将电压表、电流表、温度计数值记入运行记录,对发现其它缺陷也应进行记录;上述巡视检查如须将电容器组停电时,除电容器应自动放电外,还应进行人工放电;否则运行值班人员不能触及电容器;2、定期停电检查电容器组的定期停电检查应每季进行一次,其检查内容除同日常巡检项目外,尚需检查各螺丝连接点的紧固情况、接触是否良好；检查放电回路的完整性；检查风道有无积尘并清扫电容器外壳、绝缘子以及支架等处的尘土；检查电容器外壳的保护接地线；检查电容器组保护装置动作情况,熔断器的完整性；检查与电容器组有关的断路器、馈线等;3、特珠巡视检查当电容器组发生短路跳闸,或熔丝熔断等情况,应立即进行特珠巡视检查;检查项目除同日常巡视及定期巡视检查项目外,必要时应对电容器进行试验,在未查明故障电容器或断路器跳闸及熔丝熔断原因之前,不准再次合闸送电;五、电容器的故障判断及处理1、电容器运行中出现的异常现象和故障种类1、渗漏油电容器渗漏油主要是：产品质量不良、运行维护不当、长期运行缺乏维修导致外壳生锈腐蚀造成渗漏油;2、外壳膨胀高电场作用下使得电容器内部的绝缘物游离而分解出气体或部分元件击穿电极对外壳放电等原因,使得电容器的密封外壳内部压力增大,导致外壳膨胀变形;这是电容器故障的征兆,应及时处理,避免故障的蔓延扩大;3、电容器温升高电容器温升高的原因如下：错误!、电容器室的设计、安装不合理造成通风不良,使电容器通风条件差错误!、电容器长时间过电压运行造成电容器过电流运行使温升过高;错误!、整流设备产生的高次谐波使电容器过电流运行使温升高;错误!、电容器内部元件介质老化造成介质损耗增大也可能导致温升过高电容器温升过高除影响电容器的使用寿命外,有可能导致电容器内部绝缘发生击穿造成内部短路;因此,运行中应严格监视和控制电容器室的环境温度,,若超过其允许值时,应立即停止运行;4、电容器瓷瓶表面闪络放电运行中电容器瓷瓶闪络放电,其原因是瓷瓶绝缘有缺陷表面脏污;因此运行中应定期进行清扫检查;5、异常声响电容器在正常运行情况下应无任何声响,若运行中发现有放电或其它声响,说明电容器内部有故障应立即停止运行;6、电容器爆炸运行中电容器发生爆炸是一种恶性事故,一般是内部元件发生极间或外壳绝缘击穿使内部压力增大致使电容器爆炸以致引起火灾事故;2、电容器的故障处理根据检查中发现的问题,采取适当的方法进行处理,如：1、电容器外壳发生渗、漏油不严重时,可将渗漏部位除锈、焊接、涂漆;2、外壳膨胀变形应更换电容器;3、如电容器室内温高,应改善通风散热条件：其它原因应查明原因进行妥善处理;4、发现电容器有异常声响,应注意观察和判断,严重时应立即停止运行,更换电容器;5、电容器爆破,应更换电容器;3、怎样遥测移相电容器的绝缘电阻1、电容器的绝缘电阻分为两级间的绝缘电阻和两级对外壳的绝缘电阻,由于电容器的两级间及两级对外壳均有电容存在,因此应注意遥测方法,否则容易损坏绝缘摇表;2、遥测高压电容器可采用2500伏摇表,遥测前应先将电容器放电;遥测时应先将摇表摇至规定转速,待其指针平稳后在将摇表线接至电容器的两级上,再继续转动摇表,待指针稳定后,记取读数;应先将摇表线撤下在停止摇动,防止电容器对摇表放电烧坏表头遥测后,应立即对电容器进行放电;动力作业区高压班组2007-3-15。

电气设备的事故处理

电气设备的事故处理第一节处理事故的基本要求第 1 条：处理事故的主要任务是：1、尽快限制事故的发展，消除事故根源。

并积极解除对人身和设备安全的威胁。

2、用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证站用电源和对重要用户的供电或者供给保安负荷。

如发生间断则应尽快优先恢复供电。

3、尽快对已停电的用户恢复供电。

第 2 条：处理事故时值班人员的职责：1、处理事故时，值班人员必须坚守工作岗位，集中注意力，加强运行监视，惟独在接到上级命令之后或者万不得已的情况下，方可住手设备运行或者离开工作岗位。

2、处理事故时，应保持正确的运行方式，并对事故处理的正确和迅速负责。

3、当值值班长是变电站处理事故的负责人，应全面掌握事故情况，及时向调度员报告有关情况，并组织全班人员协同配合处理事故。

4、值班员在处理事故时，应加强运行设备的监视、检查，及时将发现的异常情况报告值班长，并在值班长的指挥下进行各项事故处理的操作。

5、处理事故时，值班长应指派专人将事故的发生时间、现象、信号、各项操作、先后顺序、时间及与调度联系情况等，详细作好记录。

第 3 条：处理事故的普通程序：1、根据表计指示、声光信号、保护和自动装置的动作情况、已跳开关的台数、时间及设备的外部象征，全面分析，初步判断事故的性质、原因。

2、如果对人身和设备安全有威胁时，应即将设法解除这种威胁。

必要时停止设备的运行。

3、如果对人身和设备安全没有威胁时，则应竭力保持或者恢复未受到伤害设备的正常运行，必要时投入备用设备。

4、如果事故现象不全，无法判断或者无把握，则应迅速检查和测试，进一步判断故障的部位、性质及范围，并对损坏设备及时修理，必要时应通知检修人员前来处理，在其到达以前作好安全措施。

第 4 条：下列操作，可不与调度联系，由值班人员先操作后汇报：1、将直接对人身安全有威胁的设备停电。

2、将已损坏或者受威胁的设备隔离。

3、当母线失压时，将连接在该母线上的开关拉开。

4、电压互感器保险熔断时，将有关保护停用。

(完整)110kV变电站,事故预想总汇

预想题目：倒闸操作过程中检查母差保护屏显示11022刀闸合位指示灯不亮处理步骤:1、现场检查11022刀闸一次触头是否合到位，检查结果:11022刀闸触头已合到位; 2、重新拉合11022刀闸，检查母差保护屏位置指示，仍显示11022刀闸未合到位，初步判断11022刀闸辅助节点转换不到位，辅助节点接触不良所致；3、将检查情况汇报调度及变电处，打开11022刀闸辅助节点的防尘罩，用电位法测量辅助节点两侧电压判断节点是否接通，稍微活动辅助节点看节点是否能够切换正常,若不能切换正常则更换一对备用节点.4、经现场检查处理，11022刀闸辅助接点恢复正常；5、合上11022刀闸，拉开11021刀闸，母差保护屏显示正常。

预想题目:运行过程中发现1101开关SF6压力降至0。

45Mpa,开关报警（开关绝缘降低）处理步骤:1)首先到现场检查SF6气体压力情况，检查发现1101开关SF6气体压力降至0.45Mpa，将该情况汇报调度及变电处;2)查阅1101开关SF6气体压力历史数据,绘制压力变化曲线，结合天气情况，初步判断开关SF6气体压力低是由于a）气温骤变引起，b）还是缓慢漏气引起,c）有突发性较大泄漏引起。

3)若1101开关SF6气体压力原来就较低，属于气温骤变引起压力降低报警,应汇报变电处联系检修人员进行带电补气；4)若属于缓慢漏气引起，应立即汇报变电处联系检修人员进行带电补气,并寻找漏气点进行消除；5)若属于突发性较大泄漏引起，且泄漏情况较严重，应立即向调度申请将1101开关转检修，避免SF6气体继续泄漏引起开关操作闭锁。

预想题目：2号主变瓦斯保护动作处理步骤：1，记录时间、开关跳闸情况、保护动作情况光字牌亮情况，复归音响和控制开关，详细检查现场一次设备有无异常和故障,汇报调度.2。

若轻重瓦斯都动作，则变压器内部故障，将其停用报检修.3. 若轻瓦斯动作发信号，处理：观察瓦斯继电器动作次数,间隔时间长短,气量多少,检查油位油温。

电力系统电容器故障的处理方法

电容器、电抗器操作(一)、电容器、电抗器操作的一般知识一、电容器的操作根据电网运行需要，电容器组投入电网或退出的操作。

一般有两种方式，即手动投、切和自动投、切。

所谓手动投切是指当电网电压下降到规定值范围下限(或工作需要)时值班员手动将电容器组断路器合上(电容器组投入电网运行)，当电压上升到规定值范围上限(或工作需要)时，手动将电容器组断路器拉开(停用电容器组)。

自动投、切是指利用VQC自动投、切装置，当电网电压下降到某一定值时，自动装置将动作合上电容器组断路器。

反之，当电压上升到某整定值时，自动装置将动作电容器组断路器跳闸。

电容器组由于操作频繁，要求断路器及其操作机构更加可靠；由于断开电容器组会产生很高的过电压(可达4倍以上)，要求断路器灭弧不重燃；由于合闸时电容器组产生很高频率合闸涌流，断路器要承受很大的涌流冲击作用，要求断路器性能良好，且能多次动作不检修，因此多采用真空断路器或SF6断路器。

在交流电路中，如果电容器带有电荷时合闸，则可能使电容器承受两倍左右的额定电压的峰值，甚至更高。

这对电容器是有害的，同时也会造成很大的冲击电流，使开关跳闸或熔丝熔断。

因此，电容器组每次切除后必须随即进行放电，待电荷消失后方可再次合闸。

一般来说，只要电容器组的放电电阻选的合适，那么，1min左右即可达到再次合闸的要求。

所以电气设备运行管理规程中规定，电容器组每次重新合闸，必须于电容器组断开3min后进行。

串联补偿电容器：电力输电线路在输送电能时相当于一个电感，线路电抗主要为感抗，在线路两侧系统电势、电压及功角不变的情况下，线路输送的功率与电抗成反比。

电容器的阻抗特性为容抗，它与感抗的特性相反，若在线路中间串入电容器，其容抗就可以与线路感抗相互抵消，使线路总的电抗变小，从而提高输电能力。

又由于串补能使线路总电抗值减小，所以线路加装串补后还具有更高的静态和动态稳定性。

而目前国内外还有一种可控串补。

可控串联补偿（简称可控串补）是一种灵活交流输电技术，可以用来实现交流输电线路快速、灵活的阻抗控制，大幅度地提高系统的暂态稳定性，从而扩大线路输送能力。

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。

变电站电容器组跳闸事故的处理方法

变电站电容器组跳闸事故的处理方法摘要：电容器作为有效的电压控制和合理的无功补偿的手段之一，对电力网的无功潮流分布，减少电网中的有功功率损耗和电压损耗，改善电压质量起着重要的作用。

低压母线上的电容器组对稳定交流电压有着重要的作用，出现事故跳闸后需要尽快查找到故障点并解决。

因此文章针对某变电站一起电容器组跳闸事故进行了分析，并对处理的方法进行了探讨。

关键词：变电站；电容器组；跳闸事故；处理方法在变电站中的低压母线上通常会配置电容器组，其主要作用是补偿电力系统中的感性无功功率、提高系统负荷的功率因数、减少线路的无功输送、提高电网的输送功率、减小功率的损耗、降低电能的损耗，从而改善电压质量，提高设备的利用率。

电容器组通过断路器并接于低压母线上，能在工频交流额定电压下长期运行，且能承受一定的工频过电压。

电容器的日常检修主要分为两部分：按照检修计划开展的对电容器组定期的停电检修以及突发事故导致电容器组跳闸的临时停运紧急抢修。

其中，在对电容器的正常检修中，需要对电容器组中的每一个电容器进行电容量参数的测试，用以辅助判别电容器正常运行状态的优良。

但是电容器组中存在很多量级的单个电容器，如果一个一个测试需要花费大量的时间，据统计，在一个220kV的变电站中测试完全部的电容器参数需要的时间大约为3h，严重影响工作的进行，工作效率低。

而在突发事故导致电容器组跳闸的抢修中，需要检修人员在最短的时间内找到出不正常运行状态的电容器并加以更替，尽快使电容器组投入运行，以不长期影响电网电压的稳定。

1电容器接线形式在某变电站35kV母线处配置有321电容器组间隔，电容器组位于35kV设备区围栏内，共由192个小的电容器组成，分为六排放置，每排由32个组成，每相2排并联连接，这样就形成了电容器组的三相交流量，本文以电容器的A相为例简单介绍一下其连接方式。

A相的第一排由编号为A1～A32的电容器组成，第二排由编号为A33～A64的电容器组成，其余两相与此排列方式一致。

10kV线路越级跳闸的原因分析及解决办法

10kV线路越级跳闸的原因分析及解决办法一、原因分析：1. 过电流：电力系统中的过电流是导致线路越级跳闸的主要原因之一。

过电流可能是由于设备故障、短路或电力负荷超过额定值等引起的。

2. 过电压：过电压是指电力系统中电压超过额定值的现象。

过电压可能是由于雷击、设备故障或电力系统调整引起的。

过电压会导致线路设备的损坏，从而导致越级跳闸的发生。

3. 电容器失效：电容器在电力系统中常用于补偿无功功率，但电容器的老化或故障会导致其失效，进而引发线路越级跳闸。

4. 供电过程中的突然开关：当线路供电过程中突然切换开关引起的电压或电流突变，可能导致线路越级跳闸。

5. 电气设备故障：线路上的电气设备故障，如断路器故障、熔断器熔断等，可能导致线路越级跳闸。

二、解决办法：1. 定期检查和维护电力设备：定期检查电力设备的运行状态，及时发现和处理潜在的故障，可以防止线路越级跳闸的发生。

定期维护设备，保持其良好的工作状态，也能够降低发生故障的可能性。

2. 加装过流保护装置：在电力系统中加装过流保护装置，可以及时监测和切断过电流，防止过电流引起的线路越级跳闸。

3. 定期检查和更换电容器：定期检查电容器的运行状态，如发现老化或故障，及时更换，避免电容器故障导致的线路越级跳闸。

4. 合理设计电力系统：在设计电力系统时，要合理选择设备和线路的额定容量，以确保系统能够承受额定负荷，避免过载导致的线路跳闸。

5. 优化开关操作：在线路供电过程中，要避免突然切换开关，特别是在重要设备运行期间。

合理安排开关操作，可避免因突然开关引起的电压或电流突变。

6. 加强培训和管理：加强电力系统操作人员的培训，提高其操作技能，同时建立健全的管理体系，规范操作流程，确保电力系统的稳定运行。

电容器出故障该怎么办

电容器事故预防和原因一、电容器事故预防措施：1、加强巡视、检查、维护并联电容器应定期停电检查，每班至少1次，主要检查电容器壳体、瓷套管、安装支架等部位是否有积尘等污物存在，并进行认真地清扫。

检查时应特别注意各联接点的联接是否牢固，是否松动;壳体是否鼓肚、渗(漏)油等。

若发现有以上现象出现，必须将电容器退出运行，妥善处理。

2 、控制电容器运行温度在正常环境下，一般要求并联电容器外壳最热点的温度不得大于60℃，如果手摸其外壳，感到微温，那是正常的；反之，如果外壳很烫手，那肯定内部存在故障，应停电退出运行。

3、监视电容器的运行电流每台电容器在其铭牌上都标有额定电压值。

当系统供电电压值为额定值时，电容器的运行电流亦应为额定值；如果偏离额定值较多、三相不平衡时，就要进行检查和分析：1)、电流值偏小是供电电压较低，还是电容器组中部分电容器存在故障；2)、电流值偏大是供电电压偏高，还是系统中高次谐波的影响；3)、三相电流不平衡多数是电容器组中部份电容有故障，可用钳形电流表逐只进行检查；4)、电流值大大超过额定值，电流表指针不规则地上下大幅度摆动，多数是电容器与系统中某高次谐波产生并联谐振，使电容器在谐波状态下严重过负荷。

针对以上电流表的异常情况，应采取相应的措施，以防止不正常事态的进一步扩大。

4、严格控制运行电压并联电容器的运行电压，必须严格控制在允许范围之内。

即并联电容器的长期运行电压不得大于其额定电压值的10%，运行电压过高，将大大缩短电容器的使用寿命。

随着运行电压的升高，并联电容器的介质损耗将增大，使电容器温度上升，加快了电容器绝缘的老化速度，造成电容器内绝缘过早老化、击穿而损坏。

此外，在过高的运行电压作用之下，电容器内部的绝缘介质会发生局部老化，电压越高，老化越快，寿命越短。

5、减少投切振荡几率投切振荡是指电容器组中反复不间断地投入和切除这样一种不稳定的运行状态，元器件频繁通断，会加速老化、缩短使用寿命，因此运行时应尽可能地减少其投切几率。

国家电网配网调控应知题库(普考)

一、单选题1、新建线路投运时，用老断路器对新线路冲击( )次，冲击侧应有可靠的两级保A、一B、二C、三D、四标准答案: C2、新母线投运时，用外来（或本侧）电源对母线冲击( )次，冲击侧应有可靠的一级保护。

A、一B、二C、三D、四标准答案: A3、小电流接地系统单相接地时，故障线路的零序电流为( )。

A、本线路的接地电容电流B、所有线路的接地电容电流之和C、所有非故障线路的接地电容电流之和D、以上都有可能标准答案: C4、断路器停役时，必须按照( )的顺序操作，送电时相反。

A、断路器、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关B、断路器、母线侧隔离开关、负荷侧隔离开关C、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关、断路器D、母线侧隔离开关、负荷侧隔离开关、断路器标准答案: A5、线路检修需要线路隔离开关及线路高抗高压侧隔离开关拉开，线路电压互感器低压侧( )，并在线路出线端合上接地隔离开关（或挂好接地线）。

A、断开B、合入C、短路D、无要求标准答案: A6、线路故障跳闸后运检中心经查未发现问题，调度可试送( )。

A、1次B、2次C、3次D、不可以试送标准答案: A7、线路故障时，线路断路器未断开，此时( )。

A、应将该断路器隔离B、可对该断路器试送一次C、检查二次设备无问题后可以试送D、用母联断路器串带方式对断路器试送标准答案: A8、线路保护装置应设置重合闸充电完成状态指示，应支持以( )形式上送。

A、遥控B、遥信C、遥调D、遥测标准答案: B9、在线路故障跳闸后，调控员下达巡线指令时，应明确是否为( )A、紧急巡线B、故障巡线C、带电巡线D、全线巡线标准答案: C10、下面哪项不是电力系统产生工频过电压的原因？( )A、空载长线路的电容效应B、不对称短路引起的非故障相电压升高C、切除空载线路引起的过电压D、甩负荷引起的工频电压升高标准答案: C11、下列哪些操作必须填写操作票?( )A、合上全站仅有的一把接地闸刀B、拉、合断路器的单一操作C、投、切电容器的单一操作D、拉、合电抗器的单一操作标准答案: A12、下列不属于应对变电站相关区域或设备开展特殊监视的是( )。

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。

电力电容器运行规程5

第五篇电力电容器1 基本要求1.1 保护装置完善、可靠：1.1.1 6kV电力电容器组，应采用瞬时过电压保护；1.1.2 380V电力电容器组，应采用自动空气开关或熔断器保护；1.1.3 在高压电网中，若单相接地短路电流大于20A，用过流继电保护或熔断器不能满足保护时，则电力电容器组应装设单相接地短路保护装置；1.1.4每个电力电容器应装设单独的熔断器加以保护，对380V电容器，内部有保护装置时，可以不另装设；1.1.5保护单独电力电容器的熔断器，熔丝的额定电流可为电容器额定电流的1.5～2.0倍。

1.2 电力电容器组，每次与线路断开时，应经自动放电装置放电，但电力电容器直接接在变压器或电动机上时，可不需特备放电电阻。

1.3 电力电容器的放电电阻应符合下列规定：每千乏的容量，其放电电阻的能量损耗不得超过1W。

放电电阻值必须符合下式：Ｒ≤15×106×Ｖ２/Ｑ式中：R—放电电阻值，单位：ΩV—线路的相电压，单位：kVQ—电力电容器的容量，单位：kVar1.4 电容器的操作应合理选择开关：1.4.1 6kV电力电容器组与线路的连接和断开须用真空1开关；1.4.2 380V电力电容器组与线路的连接和断开，可用自动开关或闸刀开关操作。

1.5 电力电容器长时间过电压运行时，工作电压不允许超过额定电压的1.1倍，流过电容器的电流不超过额定电流的1.3倍，或遵守制造厂规定。

1.6 系统发生单相接地时，应停止电力电容器的运行，防止过电压损坏电容器。

1.7 任何电压等级的电力电容器组均禁止带电荷合闸，为此电容器组每次重新合闸时，必须在电容器组短路10分钟（放电）后进行。

1.8 电力电容器停电，必须三相短路接地，放电10分钟后才能进行检修作业。

2 运行巡检2.1 6kV电力电容器组的巡检周期电力电容器组在运行中每班巡视一次。

2.2 6kV电力电容器组的巡视内容2.2.1 电力电容器组的室内空气温度不得超过制造厂规定，如无规定时不应超过40℃。

35KV变电站电力电容器运行规程

35KV变电站电力电容器运行规程2009-2-2335KV变电站电力电容器运行规程1、运行前的检查a.对电容器组及相关设备进行外观检查；b.对电容器组保护定值进行核对并按调度命令投入其保护压板。

c.室内照明电容器组的通风及照明装置应良好。

2、运行中的规定对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次(每次间隔5分钟)，24小时试运行期间，应加强巡视检查。

2.1电容器正常巡视检查项目a.外壳无膨胀、鼓肚及渗漏油现象，电抗器油位正常；b.套管应清洁、无裂纹和放电现象；c.引线接头无松动、过热、脱落及断线；d.无异常响声，熔丝应完整；e.电容器网门关闭良好，并加锁。

2.2电容器应根据所属调度下达的调压曲线进行投停操作，系统电压低时应首先投电容器，如果满足不了，再调整变压器有载分头，系统电压高时，首先调整变压器有载分头，如满足不了，再切电容器。

2.3电容器组断路器拉、合闸间隔时间，不宜小于5分钟。

2.4电容器停电工作时，必须经过充分放电才能工作，熔丝熔断的单个电容器工作时必须对该电容器进行充分放电。

2.5电容器室应通风良好，温度达到十40℃或超过厂家规定时，应将电容器短时停止运行。

2.6电容器本体温度不得超过60℃。

2.7串、并联电容器的长期运行电压不得超过其额定电压的1.1倍，电流不得超过其额定电流的1.3倍。

厂家如有特殊规定的，可按制造厂规定执行。

2.8 连接电容器组的母线停电时，应先停电容器组后停负荷；送电时顺序与此相反。

2.9电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换容量和参数相同产品，并经试验合格方可投入运行。

2.10巡视检查电容器组只能透过网栏观察，严禁打开或进入网栏内。

3、异常及事故处理3.1电容器发生下列异常运行情况之一者，应立即将其退出运行，并汇报调度a.套管闪络或严重放电。

b.接头严重过热或熔化。

c.外壳膨胀变形或严重漏油。

d.内部有放电声及放电线圈有异响。

e.电容器爆炸、起火。

变电站事故应急预案

变电站事故应急预案1目的为了加强对变电站运行管理，有效降低事故发生率、做好事故应急处理，保证员工的生命安全和变电站正常供电，最大限度的减少因事故造成的生产、设备等损失，特制定本预案。

2适用范围适用于变电站内设备（两台变压器、馈线电容器、电力电缆）、低压回路等事故的应急处理。

3事故原因及处理3.1主变压器事故跳闸及处理：3.1.1变压器运行中如有下列异常情况时，应迅速停止运行，将备用变压器投入运行。

A.变压器噪音显著，有爆裂的火花放电声；B.负荷和散热正常，变压器油温不断上升，温升超过允许值；C.储油柜或安全气道喷油；D.油位指示下降过限，严重漏油，一时不能修复者；E.变压器油面出现碳质时；F.套管严重破损并出现放电现象。

3.1.2当变压器本体或有载调压装置重瓦斯保护跳闸后则为变压器内部故障，应迅速对变压器外部进行检查，并将备用主变恢复备用，加入运行。

3.1.3当变压器本体或有载调压装置轻瓦斯报警后，应观察瓦斯继电器内有无气体，判明是否因二次回路故障引起，若有空气混入，则应将气体放出并查找原因，若是有色气体则说明变压器内部故障，应收集气体进行取气点燃检验，必要时可将备用变压器投入运行，尽快将其停下处理。

瓦斯信号发出后，在未作出正确判断前应加强对变压器的监视和检查，如又出现不正常现象，应迅速停止运行，将备用变压器投运。

3.1.4变压器差动保护跳闸后，应迅速对差动保护范围内进行全面检查，并将备用主变恢复备用，加入运行。

3.1.5电流速断保护跳闸后，其动作跳闸的处理可参照差动保护装置。

3.1.6变压器的定时限过流保护动作跳闸时，应检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线保护装置动作情况，拉出引起越级跳闸的断路器，主变及其它线路可恢复送电。

如无法判断越级跳闸，则应检查变压器本体及高低压侧母线，如果检查正常，应将变压器空载试投一次，确属正常后，可将各路开关依次恢复送电，当某一出线开关试送时又引起越级跳闸，则要停用，其余开关可恢复送电。

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。

电容器运行及维护

电容器的运行及维护电容器的运行应符合下列要求:1 电容器应在额定电压下运行,不应超过额定电压的5%,在超过额定电压10%的情况下可运行4小时,超过此值应退出运行;2 电容器运行电流不应超过额定电流30%的情况下运行,超过此值应退出运行。

三相电流应平衡,各相相差应不大于10%;三相电容值的误差不应超过一相总电容值的5%;3 电容器组的操作,正常停运时,应先切出电容器组,再切出其它负载,投入时与上述相反;4 电容器组重新投入运行,应在其退出5分钟后进行;5 电容器组跳闸切出后,未查明原因不得强行试送;6 电容器应保持通风良好,环境温度不应超过40℃,外壳最高温度不超过55℃;7 电容器运行应无放电声、鼓胀及严重渗油现象;套管应清洁,无裂纹、破损;外壳接地良好。

电力电容器是一种静止的无功补偿设备。

它的主要作用是向电力系统提供无功功率,提高功率因数。

采用就地无功补偿,可以减少输电线路输送电流,起到减少线路能量损耗和压降,改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。

现将电力电容器的维护和运行管理中一些问题,作一简介,供参考。

1 电力电容器的保护(1)电容器组应采用适当保护措施,如采用平衡或差动继电保护或采用瞬时作用过电流继电保护,对于3.15kV及以上的电容器,必须在每个电容器上装置单独的熔断器,熔断器的额定电流应按熔丝的特性和接通时的涌流来选定,一般为1.5倍电容器的额定电流为宜,以防止电容器油箱爆炸。

(2)除上述指出的保护形式外,在必要时还可以作下面的几种保护:①如果电压升高是经常及长时间的,需采取措施使电压升高不超过1.1倍额定电压。

②用合适的电流自动开关进行保护,使电流升高不超过1.3倍额定电流。

③如果电容器同架空线联接时,可用合适的避雷器来进行大气过电压保护。

④在高压网络中,短路电流超过20A时,并且短路电流的保护装置或熔丝不能可靠地保护对地短路时,则应采用单相短路保护装置。

(3)正确选择电容器组的保护方式,是确保电容器安全可靠运行的关键,但无论采用哪种保护方式,均应符合以下几项要求:1①保护装置应有足够的灵敏度,不论电容器组中单台电容器内部发生故障,还是部分元件损坏,保护装置都能可靠地动作。

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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。

2、努力保持电容器的清洁，在电容器运行过程中，避免灰尘和
杂物进入内部，检查导致电容器失效的组件是否需要清洗和维护。

3、根据电容器的功率、电压和电流等参数配置合适的保护装置，以降低故障的风险。

电容器保护装置跳闸之后，需要进行一系列的处理措施来保证
电容器持续稳定的运行状态。

在这个过程中，我们需要对电容器和
保护装置的状态进行确认和修理，以及加装额外的保护装置，来预
防未来可能出现的问题。

通过这些手段，我们可以保证设备运行的
安全和稳定性。