电容器组开关异常跳闸分析
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 ． ５ Ｖ（ 动作 电压整定值为 ５ Ｖ） ，
一
｝ 盍 加压 ６ ３ ５ １（ ｖ ） 实测变比
与铭牌变比误差 （ ％ ）
一 ５ ． ４ ９
— ０ ． ２ ａ
一 ０ ． ３ ０
＾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 ５ ０ ｖ ａ ／ 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 Ｉ １ Ｐ ｖ ／ ３ ， 放电容量就是 １ ． ７ Ｍ ｖ ａ ｒ ，出场 日 期为 １ ９ ９ ８ 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
２ １４ ． ＃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 １Ｏ Ｖ线路 重合 成功 。 １５ １ｋ
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２ ０Ｖ 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
２ ２４ ． ＃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 ８０ ０ ２ ０ａ ．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 ， １ ６３ 。 ０９ Ａ 持续 时间约为 ６ｍ ： ０ｓ ２ 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 ７ ７， １ ｌ ｌ， 续时 间越 为 ６ ｍ 。 ４４Ａ持 ０ ｓ １ＯＶ变 电所 ４ ｌｋ ＃电容器 ２ ２ 护装置， 号 ：Ｓ６ １ １保 型 Ｐ６ ４
护 装置 故障 录波 进行 提 取 ， 图三 。 见 从 故障录 波看 出 ：Ｏ Ｖ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
安技 平台 n j ip in g t a i
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 １ ５台次 ， 主要集 中在 ２ ０ Ｖ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 。 １ ２ 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 ２２０ｋ Ｖ 下 雷 变 ，桃 城 变 、 ｌ ｋ 大新变 ，天等 变 ，扶 绥 变 出现 电容 ｌ Ｖ ０ 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。
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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。