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
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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。
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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.。