背对背电容器组开断试验故障分析
电容器缺陷统计及现状分析
电容器缺陷统计及现状分析摘要电力电容器在电力电网中以无功补偿形式来提高电网的功率因数，提高系统输电稳定性和输电能力以及平衡三相负载的有功和无功功率。
随着变电站辐射地域范围越来越大，无功设备用来调节稳定远端电压使用频率也越来越频繁，使得无功设备的问题越来越突出，分析电容器的缺陷原因和管理漏洞，并制定相应的对策，保证无功设备的可用率，保障电网电压稳定性。
关键词无功；电容器；故障分析1必要性电力电容器是无功补偿装置中的重要设备。
近年来电力电容器的安装和投运容量在逐年增加，但在长期运行工作中，由于运行环境、设备质量以及人为等因素而产生的电容器故障日益增多。
而由于受设备检修时间、备品等因素导致不能及时消缺，严重影响了变电部无功设备可用率。
惠州供电局把无功设备可用率加入绩效考核中进行考核，要求无功可用率95.0%基本值。
变电部无功可用率季度考核值都要稍低于基本值。
惠州供电局变电部近几年逐步增大投入资金量进行电容器抢修、扩容和改造工作，但是无功可用率并没有明显提高。
2电容器现状统计截止到2010年06月，变电部共管辖108个变电站，除新投产110kV横河站、萧屋站外，共统计106个变电站的电容器现状。
现变电部运维的电容器共有538组，其中500kV变电站电容器有24组，220kV变电站204组，110kV变电站电容器307组，35kV变电站电容器3组。
在运维的电容器组中，电容器总容量为4 414.472Mvar，其中集合式电容器226组，占42%，容量为1 019.112Mvar，占总容量的23.086 %；非集合式电容器312组，占58%，容量为3 395.360Mvar，占总容量的76.914%。
3电容器缺陷统计缺陷统计：从09年统计至今，电容器共发生缺陷412项。
其中电容器正常硅胶变色缺陷188项，其他导致电容器损坏或停运的故障224项。
从电压等级上来看，其中35kV电容器发生紧急缺陷0项，重大缺陷1项，一般缺陷9项；10kV电容器发生紧急缺陷7项，重大缺陷20项，一般缺陷375项。
电阻电容器故障分析处理及其预防措施论文
电阻电容器故障分析处理及其预防措施[摘要]本文介绍了电阻电容器故障的主要现象，重点分析了电阻电容器故障的原因，并给出了电阻电容器故障的预防措施，在实际工程应用中具有指导意义。
[关键词]电阻电容器故障分析故障处理预防措施电阻电容器是电力系统的一种重要的电气设备，是一种无功补偿装置。
电阻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。
在长期运行工作中，因为运行环境、人为因素以及设计方面的问题，电容器故障屡见不鲜，严重地威胁着电力系统的运行。
因此，运行人员必须对电阻电容器经常进行巡视检查，并及时将有缺陷的电阻电容器退出运行，以防事故发生。
一、常见故障现象的分析及处理1、熔丝熔断。
对熔丝熔断的电阻电容器应进行外观检查，确定是否存在鼓肚、过热、开裂以及熔丝元件熔断状况。
外观无明显故障特征一般应进行试验，测量电阻电容器容量及遥测对地绝缘电阻。
但目前各地亦曾发生由于熔丝质量不好或热容量不够以及接触不良而发生熔丝熔断的情况，更换熔丝后即正常了。
2、鼓肚现象。
在所有电容器的故障中，鼓肚是占比例最大的。
一般油箱随温度变化发生膨胀和收缩是正常现象，但当内部发生局部放电，绝缘油产生大量气体，就会使箱壁变形，形成明显的鼓肚现象。
发生鼓肚的电容器不能修复，只能拆下更换新电容器。
造成鼓肚的原因主要是产品质量问题，所以把好进货关是避免电容器鼓肚损坏的根本措施。
3、爆炸现象。
产生爆炸的根本原因是极间游离放电造成的电容器极间击穿短路。
我们认为电容器只要配装适当的保护熔丝，其安秒特性就小于油箱的爆裂特性。
当电容器发生短路击穿时，熔丝将首先切断电源，避免爆炸产生，并且可以防止着火和将邻近电容器炸坏。
星形接线的电容器组，由于故障电流受到限制也很少发生爆炸现象。
因此可以肯定，单台保护熔丝是很重要的装置，其安秒特性配置适当就完全可以防止油箱爆裂，所以采用星形接线也是很重要的防爆措施。
中置柜说明详解
KYN28A-12开关柜1.0概述KYN28A-12金属铠装移开式金属封闭开关设备（以下简称开关设备），系3.6—12kV 三相交流50Hz单母线及单母线分段系统的成套配电装置。
主要用于发电厂、中小型发电机送电、工矿企事业配电以及电力系统的二次变电所的受电、送电及大型高压电动机起动等。
实行控制保护、监测之用。
本开关设备满足GB3906、IEC298等标准要求，具有防止带负荷推拉断路器手车、防止误分、合断路器、防止接地开关处在闭合位置误合断路器、防止误入带电隔室、防止在带电时误合接地开关的联锁功能，既可配用国产VS1、VSm、VS1＋型真空断路器，也可配用ABB公司的VD4型真空断路器，也可根据用户需求配置永磁真空断路器，是一种性能优越的配电设备。
1.1产品型号的组成及含义K Y N 28A-12 —□/ □一次方案号额定电压kV设计序号户内移开式金属铠装1.2 使用环境条件：1.2.1正常使用环境1）周围空气温度：上限：+40℃下限：-10℃2）海拔高度：产品使用在12kV时，海拔高度不超过1000m（根据客户需要，我公司可提供4500m及以下海拔高度产品）产品使用在7.2kV时，海拔高度不超过3000m3）相对环境湿度：日平均相对湿度≤95％，月平均相对湿度≤90％4）地震裂度：8度5）周围空气应不受腐蚀性或可燃性气体、水蒸气等明显污染6）无严重污秽及经常性的剧烈震动，严酷条件下严酷度设计满足1类要求1.2.2特殊工作条件：在超过规定的正常的环境条件下使用，请用户和我公司协商。
注：当开关设备运行在高度和（或）温度变化较大的气候环境中，有凝露的危险，必须投入柜内加热板，以防绝缘事故与金属腐蚀的发生。
1.3外形尺寸和重量注：650mm宽度柜体不建议采用1.4技术参数1.4.1开关设备技术参数：开关设备技术参数注：电流互感器的短路容量应单独考虑1.4.2 VS1、VS1＋、VSm、VD4真空断路器技术数据当断路器用于控制3-10kV电动机时，若启动电流大于600A，必须加金属氧化锌避雷器，具体要求请用户与我公司联系协商；当断路器用于开断电容器组时，电容器组的额定电流不应大于断路器额定电流的80%。
解析10kV电容器组开关控制回路断线故障
解析10kV电容器组开关控制回路断线故障作者：陈来福来源：《西部论丛》2019年第29期摘要：某110kV变电站10kV电容器组VS1断路器在送电时，保护系统报控制回路断线故障，在排除断路器本身控制回路故障后，检查发现为10kV电容器组中性点地刀辅助开关接点未导通，导致断路器控制回路断线报警。
关键词：电容器组;断路器;控制回路断线断路器是指能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件下的电流的开关装置。
断路器按其使用范围分为高压断路器与低压断路器，高低压界线划分比较模糊，一般将3kV以上的称为高压电器。
断路器可用来分配电能，不频繁地启动异步电动机，对电源线路及电动机等实行保护，当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路，其功能相当于熔断器式开关与过欠热继电器等的组合。
而且在分断故障电流后一般不需要变更零部件。
目前，已获得了广泛的应用。
10kV手车开关在变电站使用越来越广泛，同时10kV手车开关操作比较频繁，尤其是电容器组手车开关，投切次数更加频繁，容易出现控制回路故障，无法正确动作，将会引起越级跳闸，扩大停电范围，甚至会引起断路器爆炸故障，危害设备及人身安全。
因此控制回路完好对电器设和变电站的安全运行非常的直观重要。
1.工作原理控制回路断线报警信号回路是利用保护装置内部的合闸位置继电器的常闭触点和跳闸位置继电器的常闭触点的串联信号，同时接通即判断为控制回路断线。
当断路器在合闸位置时，合闸位置继电器通电：当断路器在跳闸位置时，跳闸位置继电器通电。
控制回路正常时，无论断路器处在合位还是分位，两个位置继电器的常闭触点总有一个是断开的，不会报“控制回路断线”信号。
当因某种原因引起跳闸位置继电器和合闸位置继电器同时断电失磁时，两个相串联的常闭触点闭合，保护的这一开入回路接通，装置屏幕即刻显示“控制回路断线”，面板告警灯亮，并将信息通过网线传递到后台机。
关于10kV电容器开关常见故障分析及处理
关于10kV电容器开关常见故障分析及处理摘要：随着10kV手车式断路器的应用范围不断扩大，电容器开关对电力系统的正常运行和日常检修的作用愈加明显。
由于电容器开关故障种类繁多，本文根据具体故障检修实例，对电容器手车开关在运行过程中出现的常见故障进行了分析，并提出了相应的处理方法。
关键词：10kV；电容器开关；故障分析；处理方法1、引言近年来，在电力系统内，10kV开关室普遍采用中置柜，随着厂家在选材和设计上的改进，断路器的可靠性大幅提高，由断路器质量造成的电网事故在不断减少。
由于电容器开关操作比较频繁，分闸时产生很高的过电压，且合闸时产生很大的励磁涌流，所以断路器必须要有可靠地操作机构和良好的性能，才能保证电力系统正常运行。
但由于断路器的制造工艺和夏季高温天气的影响，10kV电容器开关经常会出现控制回路断线、拒分拒合和分合闸线圈烧毁等故障。
本文针对工作中遇到的故障现象，提出一些电容器故障的分析和处理思路与步骤。
2、手车式真空断路器简介10kV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。
手车式断路器具有小型化、集成化、模块化等特点，该结构对于操作频繁的电容器开关来说，检修相对容易，且元器件的更换对断路器机构的电气-机械特性影响也较小，更换后稍加调整即可投入运行。
手车式断路器小型化、集成化、模块化等特点也造成了其几个明显的缺点。
2.1运行条件要求高；运行时中置柜内保持一定的温度，当环境温度过低时，易造成机构内转动、摩擦部位的润滑干枯。
2.2机构内部故障较难查找；机构内各部件之间的空间狭小，相互之间的二次连接线异常紧凑，给故障的排查带来一定的难度。
2.3与其相配合的开关柜安装工艺及配合要求较高。
对继电保护中电容故障分析与措施
小议对继电保护中电容故障的分析与措施摘要：本文根据多年的工作经验,对变电中的继电保护及故障信息系统的基本概念进行阐述，提出了继电保护中电容故障的控制方法，从整个电网的角度对继电保护设备和电容故障信息进行分析,使相关的使用人员能够随时了解整个电网特别是电网中的继电保护设备的运行情况,可以随时对故障进行控制并处理，还可以对故障时的数据进行判断，准确定位故障点，快速查出故障设备及故障出现的原因。
关键词：继电保护;电容;故障分析1、前言:我国经济电网规模在急剧扩大，电压等级进一步提高，输电容量进一步增大，电力设备增多，其技术水平尤其是自动化水平大大提高。
作为电网安全稳定运行的卫士，各类微机保护装置、自动装置、故障录波器以及综合自动化系统被普遍采用。
但由于电力系统的运行方式日趋复杂，保护设备数量和类型都大大增加，对继电保护及各类自动装置的要求更高、反应更快、管理更复杂，《国家电力公司电网二次系统“十五”规划》明确提出，要提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平，在电网发生故障时能为调度提供实时故障信息，以提高调度的自动化水平。
1)继电保护设备几乎全部微机化、通信智能化，无论是中低压站、高压超高压站还是发电厂，无论是进口设备还是国产设备，均采用微机型保护设备或综合自动化系统，具有强大的通信功能和多种通信规约，为故障控制提供了基础信息采集及传输的条件。
2)电力企业管理水平与人员素质的提高，对故障控制与处理水准提出了迫切需求。
3)随着微机型继电保护在电网中的普遍使用，在电力系统发生故障时保护和故障录波器具备了以数据通信方式向电网调度中心传输信息的能力。
4)电力系统中的大多数网络元件，特别是电感元件会消耗大量的无功功率，另外如变压器、电机等负载元件也需要无功功率，在超高压直流输电系统中，交流－直流－交流的过程中产生了各次谐波电流，同时直流输电线路需要大量的无功功率，所有的这些都需要装设大量的交直流滤波电容器，用以滤除各次谐波，同时进行无功补偿。
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。
某变电站35kV高压并联电容器故障分析
某变电站35kV高压并联电容器故障分析摘要：本文通过对一起某330kV变电站35kV无功补偿装置电容器组故障，详细分析了故障原因，通过解剖故障电容器，对电容器内部结构进行了详细阐述，对检修试验人员具有一定的指导意义。
关键词：电容器；局部放电；电场1 故障概述XX年X月X日X时,某330kV变电站35kV电容器组断路器跳闸，检查一次设备发现电容器C相第4、12只根部着火，C相第12只电容器距根部四分之三处箱壳被烧穿。
故障当日天气晴，站内无操作。
该电容器组电容器保护采用双星形中性线不平衡电流保护，每臂只有一个串联段，每一串联段为4并4串结构（图1）。
当电容器故障时，三相电容之间出现不平衡，中性点电位发生偏移，中性点之间就有不平衡电流出现，从而保护动作跳闸。
单只电容器为内置熔丝结构，该组电容器组累计发生三次故障，故障信息基本一致,均为电容器根部发生爆炸起火，其中两次故障均造成电容器组中性点电流互感器喷油损毁。
图1：电容器组接线图3.解体检查外观检查电容器根部发生爆炸，电容芯子脱落，根部四分之三处有鼓包，电容芯子脱落，内熔丝基本全部熔断，芯子对箱壳间电缆纸封包内部明显烧穿，测量尺寸发现与电容器根部四分之三处鼓包处位置一致。
电容器中的电容单元由两张铝箔作为极板，中间夹多层聚丙烯薄膜卷绕后压扁而成，极板的引出为铝箔突出结构。
电容器芯子的两张铝箔分别向一边凸出于固体介质边缘之外，铝箔的另一边处于固体介质边缘之内，由凸出的铝箔引出和导入电荷。
4 原因分析造成电容器击穿的因素包括内在因素及外部因素两方面。
外部因素与使用条件有关，主要与环境温度、稳态过电压及其作用时间、操作过电压幅值和持续时间及承受次数、电网谐波等相关。
内在因素主要有：电场均匀程度及边缘效应、电介质材料弱点、制造过程中造成元件固体电介质的机械损伤及褶皱、电容器中残留的空气、水分及杂质等。
从三次故障检查情况看，故障发生前无谐波及操作过电压情况，故障电容器套管无脏污及放电痕迹，故障现场无异物，三次故障电容器均为电容器根部发生爆炸起火，根部四分之三处有明显放电击穿现象，由此判定该组电容器三次故障均为内部绝缘击穿故障。
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故障分析
550kV断路器背对背电容器组开断试验中的故障分析
背对背电容器组开合试验
Back-to-back capacitor bank current switching test
电网中采用并联电容器组调节电网电压，改善功率因数，降低线损，提高供电质量和减少运行费用。
由于电网调节需要，投切电容器组的操作比较频繁。
投入电容器组时会产生涌流，切断时若发生重击穿将产生过电压。
故障产品基本信息
均压电容
550kV 交流
双断口
SF6
图片来自网络，仅供参考
声明
柱式断路器
BC2 N161259-005(CO)故障情况介绍
试品在试验方式BC2进行到第5次时发生重击穿
12
34
故障情况介绍
制造厂声明本批次电容未做出厂绝缘试验，要求更换为完成绝缘试验的电容，实验室确认后重新试验，但是又发生了两次重击穿。
12
34
故障情况介绍
CO
I 2.083 kA pu
Ur 1563 kV pu
Us 1389 kV pu BC2 N161284-023(CO)
CO
I 2.083 kA pu
Ur 1563 kV pu
Us 1389 kV pu
BC2 N161269-021(CO)
故障的可能原因
均压电容绝缘能力不足造成外闪灭弧室开断后本身介质恢复能力不足引起
重击穿
依据标准：GB 1984-2014 高压交流断路器
由两台相同的被试产品串联，并增加对地绝缘后组成1100kV 断路器作为工程应用的完整形态，因此试验参数比同等级550kV 产品偏高。
试验电压试验电流
恢复电压峰值
峰值时间
550 1.05 1.3433.43
s U =⨯⨯=kV
1.05为不均匀系数1.3为容性系数
kV
1.95433.421195c U =⨯⨯=400bb I =A
28.7t =ms
BQ
G ：短路发电机(Generator) GB ：保护开关(Generator Breaker) MS ：合闸开关(Making Switch) MB ：操作开关(Master Breaker)BQ ：保护间隙( Gap) AB ：辅助开关(Auxiliary Breaker) TO ：试品(Test Object) PT ：变压器(Power Transformer)
R ：电阻(Resistor) L ：电抗器(Reactor) C ：电容(Capacitor) V ：电压测量(Voltage Measurement) I ：电流测量(Current Measurement)MOA ：金属氧化物避雷器(Metal Oxide Arrester)
LT
G
GB
MS
MB
PT
AB1
V
V
I AB2
V
I
TO
I
I
I
PT
C0C0
MOA
MOA
MOA MOA
XIHARI 根据参数选择的试验回路，试验参数均满足标准
确定故障模型-The example text goes here with
your own detailed.
1
工频阶段
电流开断后，断口一端承受电源侧工频交流电压，另一端承受负载电容侧直流电压
V s L s
C ps C d
CB C p1
L p1
R p1
L p2R p2
C L
C pL
2
第一高频振荡阶段
发生重击穿后，第一阶段高频振荡由均压电容对断口两端放电产生，频率由均压电容值以及断口两端分布参数决定，大约在1到10M 赫兹
由于此时振荡频率非常高，电流过零点斜率di/dt 和瞬态恢复电压上升率都非常高，断路器无法开断此高频电流，将进入第二阶
段高频振荡
V s
L s
C ps
C d
CB C p1
L p1R p1
L p2
R p2
C L
C pL
3
第二高频振荡阶段
第二阶段的高频振荡频率主要由电源侧对地电容和断口对地电容决定，频率大约在几百赫兹到几千赫兹
断路器有可能开断此高频电流，断口两端电压恢复上升。
但此时的瞬态恢复电压由分布参数决定，上升率将会增大数十倍
V s
L s
C ps
C d
CB C p1
L p1
R p1
L p2
R p2
C L
C pL
C ps C d1
CB1
C pL
CB2
C d2
C pm
均压电容
电源侧对地分布电容
负载侧对地分布电容
中间支柱对地分布电容
电流测量通道档位根据试验电流设置，高频电流的幅值相对较小，因此示波图中仅有电流频率具有参考价值。
正是考虑到这一点，在确定故障模型时也尽量忽略分布电感和电阻的影响
仿真试验
CO I 2.083 kA pu
Ur 1563 kV pu
Us 1389 kV pu BC2 N161269-021(CO)
模拟断口重击穿过程，仿真波形及参数与试验结果吻合
故障过程还原-第一次重击穿
I 2.083 kA pu
Ur 1563 kV pu
Us 1389 kV pu
均压电容绝缘能力不足，在恢复电压峰值附近发生
外闪，并且无法恢复
销售额…销售额…销售额…销售额…
销售额…销售额…
销售额…销售额…
故障过程还原-第二、第三次重击穿
断路器开断后恢复电压上升到峰值附近时发生重击穿，经过第一高频振荡和第二高频振荡后断路器开断此高频电流，之后瞬态恢复电压迅速上升，均压电容由于无法承受此电压而发生外闪，电压最终无法恢复
CO
I 2.083 kA pu
Ur 1563 kV pu
Us 1389 kV pu
BC2 N161284-023(CO)
*过程相似，仅以第三次为例
诊断结论
第一次重击穿的原因很可能是均压电容绝缘能力不足导致第二、第三次重击穿是由于灭弧室开断后介质恢复能力
不足所致，重击穿后产生的过电压又导致外闪
解体照片
图解
解体后发现辅助喷管严重受损，这也证明了灭弧室开断能力不足是后两次重击穿发生的本质原因
谢谢欣赏!本分析纯属个人观点仅供参考
我们在做什么
技术讨论
高压断路器型式试验
故障分析
故障诊断、仿真计算
标准推广
国内、国际标准和导则。