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。

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.。