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。

由于串联补偿电容器本运行工区没有，它的操作这里不作说明。

二、电抗器的操作
以下内容针对江都变低压电抗嚣。

低抗闸刀只能进行正常情况下的低抗从冷备用改充电和从充电改冷备用操作，操作前必须检查低抗开关确在分闸位置。

当低抗内部出现故障信号或低抗大修后无法确定内部有无短路时，低抗的充电操作应向网调提出用3510(或3520)开关进行。

低抗从充电改运行或从运行改充电操作必须由低抗开关进行。

低抗改检修时，应断开低抗保护屏上此低抗出口压板，防止检修时误跳低压侧总开关。

低抗开关改检修时，应断开低抗开关直流操作电源，断开低抗开关交流操作电源。

1号主变4号低抗及2号主变4号低抗容量与其它低抗容量不同，运行中应检查各低抗
负荷分配正常。

4号低抗额定温升与其它三台低抗不一样，低抗运行时线圈热点温升应不超过60℃，上层油温升应不超过50℃(其它低抗为55℃)，油温最高不超过90℃（在环境温度40℃）。

1号主变、2号主变1号、2号、3号低抗油位高、油温高等中央信号本次改造未接入，运行中应加强现场监视。

低抗在进行下列工作时，应先征得调度同意，将重瓦斯改接信号，才能许可工作，工作结束后应将重瓦斯保护接跳闸：
1、进行滤油、加油或放油工作。

2、瓦斯继电器进行检查或校验。

3、当低抗油位计指示的油面有异常升高等情况，为查明原因有必要打开放气或放油阀门，检查呼吸器等工作时。

4、在进行调换呼吸器矽胶或拆动呼吸器检查等工作前应确认呼吸器畅通，否则也应将重瓦斯改接信号。

5、低抗正常运行及充电状态时，重瓦斯保护应接跳闸。

当差动保护停用时，不得将重瓦斯保护改接信号。

(二)、电容器、电抗器操作的注意事项
电容器组的一切设备属市调管辖，电容器组的投入和切除按调度下达的电压曲线，按逆调压原则由监控值班员自行掌握操作。

新投入的电容器组应在额定电压下充击合闸三次。

正常情况下全所停电操作时，应先断开电容器断路器，后断开各路出线断路器。

恢复送电时，应先合各路出线断路器，后合电容器组的断路器。

这时因为变电所母线无负荷时，母线电压可能较高，有可能超过电容器的允许电压，对电容器的绝缘不利。

另外，电容器组可能与空载变压器产生铁磁谐振而使过流保护动作。

因此应尽量避免无负荷空投电容器这一情况。

电容器开关跳闸后不应抢送，保护熔丝熔断后，在未查明原因之前也不准更换熔丝送电。

这是因为电容器组开关跳闸或熔丝熔断都可能是电容器故障引起的。

只有经过检查确系外部原因造成的跳闸或熔丝熔断后，才能再次合闸试送。

电容器组禁止带电荷合闸。

电容器组切除3min后才能进行再次合闸。

电容器长期运行电压不应大于其额定电压的5％，最高运行电压不得超过10％。

电容器在运行中三相电流基本平衡，各相电流差不应超过±5％，超过时应查明原因。

电容器组的投入和切除应作好记录，并作好相应开关的切、合操作次数的统计。

电容器组进行检修时在断电后，应经放电PT放电10分钟。

为了防止电容器组带电荷使检修人员触电而发生危险，在开始工作前还应将电容器三相每段接地放电，对熔丝熔断的电容器应进行单独放电。

(三)、华东网调对电容器、电抗器操作的规定
一、电容器、电抗器状态改变的规定
华东网调管辖范围内500kV变电站、发电厂主变压器低压侧的电容器、电抗器态改变由华东网调发令操作。

电容器、电抗器的停役操作发令是：先核对电容器和低抗在充电或热备用状态，然后发令X号主变X号电容器（低抗）从充电（或热备用）改为检修（或冷备用）；电容器、低抗的复役操作发令是：电容器、低抗从检修（或冷备用）改为充电或热备用，是否改运行将
根据系统需要由华东网调口令操作。

在查明低压电抗器确实无故障的情况下，允许用低压电抗器闸刀来拉合空充电的低压电抗器。

如果低压电抗器检修后又无法确定该低抗是否确无故障，变电站或发电厂现场值班运行人员可向华东网调申请，由华东网调安排合理方式进行对低压电抗的充电操作。

投、切低压电抗器必须用开关进行操作。

为了避免500kV线路开关断开状态或线路失电状态下线路低抗自动投切装置动作而使低抗无法投入运行，在低抗投入运行前应首先将线路低抗自动投切装置解除。

主变压器停役前，变电站或发电厂现场值班运行人员应自行将电容器自动投切装置停用，待主变恢复运行后再将其投入运行。

由于系统需要华东网调利用投切电容器、电抗器来进行电压调整时，华东网调一般采用许可或口令形式操作。

系统正常运行方式下进行电压调整时低抗、电容器的投、切操作，一般由变电站或发电厂现场值班运行人员根据电压曲线向华东网调提出申请，经许可后方可操作，操作结束后应向网调汇报。

二、电容器、电抗器操作的规定
500kV主变由冷备用转运行操作中，一般不得带电容器组进行合闸充电。

电容器从运行状态拉闸后在残余电荷没有放尽之前不允许合闸，以免出现操作过电压。

因此，停电的电容器如果要再次合闸，中间的间隔时间不得少于3分钟，以便残余电荷经放电装置放尽。

电容器停用时应经放电线圈充分放电后才可合接地刀闸，其放电时间不得少于5分钟。

低抗有油浸式和干式两种，采用Y形结线。

低抗开关布置有前置式和后置式两种，前置式一般是由于主变低压侧无总开关；后置式为负荷开关，主变低压侧有总开关。

开关后置式低抗正常情况下允许用低抗闸刀拉合处于充电状态的低抗，但操作前应检查低抗开关确已分闸、低抗外部无异常、内部无故障，否则应用主变低压侧总开关对低抗充电。

三、电容器、电抗器自动投切装置操作的规定
电容器和低抗保护动作出口后，将闭锁相应电容器和电抗器的自动投切。

因此，必须手动解除闭锁。

具体低抗（电容器）自动投切装置的使用情况，需根据调度整定单和调度现场命令决定。

35kV低抗或电容器在检修时，应将相对应的自投切出口压板退出。

当主变压器停役前，应先将低抗（电容器）的自投切出口压板停用，并闭锁低抗（电容器）自动投切；待主变压器恢复运行后，再将其投入运行。

由于自投切装置电压取自主变压器500kV侧电压互感器的二次电压，如果由于各方面原因需断开该电压互感器的二次空气开关时，必须先停用所接低抗（电容器）的自动投切出口压板。