一起10kV电抗器故障分析及防范措施

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。

10kV电压异常原因分析及处理措施10kV电压异常原因分析及处理措施摘要：本文对电网实际运行中时常出现的10kV电压异常现象的原因进行分类，并逐一研究分析其产生机理，从而引出处理10kV电压异常措施的思路。

关键词：电压异常；负荷；接地；断线；消弧线圈；谐振0 前言电压的异常直接影响设备的运行技术指标、经济指标，甚至导致用户的用电设备无法正常工作，电网的安全与经济运行遭至破坏。

10kV母线是调度部门可以进行电压调控的最后一级母线，也是最直接影响用户电压质量的母线。

因此对10kV电压异常产生的根本原因进行分析研究，对消除电压异常和保障电网安全运行具有十分重要的意义。

1 负荷变化引起的电压偏移根据相关调压原则要求：变电站和直调电厂的10kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%―+7%。

而在实际电网运行中，在白天用电高峰时段，10kV母线可能低于10.0kV下限，在深夜用电低谷时段，10kV母线也可能高于10.7kV上限。

造成电网正常运行中电压偏移的原因是不同大小的功率在电网元件中传输会产生不同的电压降落。

功率由系统通过110kV降压变压器经变压后到达10kV母线，其等值电路图和相量图如图1所示。

在上图中，为归算到110kV变压器10kV侧的一次电压，为110kV变压器的二次电压，即10kV母线电压，S为传输的视在功率，为归算到110kV变压器10kV侧的传输电流，φ为与的相位差，XT为110kV变压器归算到二次侧的等值电抗，RT为110kV变压器归算到二次侧的等值电阻。

图中，就是电压降相量，即（RT+XT），将电压降相量分解为与二次电压同方向和相垂直的两个分量和。

称为电压降落的纵分量，称为电压降落的横分量。

而在电网实际计算中，由于电压降横分量很小，可以忽略不计，因此，其电压降可以省略简化成仅为电压降落的纵分量，以ΔU表示。

由图3可得ΔU的模值为，将、、代入上式可得，因此可以得出，10kV母线电压与传输功率的关系公式为：由上式可知，通过减少传输的有功负荷P、无功负荷Q、电阻RT和电抗XT，或者提高110kV侧电压U1的方法，可以减少电压降落，提高10kV电压；反之则降低10kV电压。

10kV配电网运行中常见故障原因与对策分析作者：陈旭浩来源：《华中电力》2014年第03期摘要：本文是作者结合自己的工作经验，介绍了了10kV配网线路故障及危害处理。

进行了简要的阐述。

以供参考。

关键词：配电线路；故障；危害处理0.引言目前，我国配电网络主要以l0kV配电网络为主，个别发达地区配电线路采取“手拉手”的供电方式，大多数配电网络还是采用单辐射树状方式供电，供电可靠性比较差。

由于城乡的配电网络负责供电的区域比较广、地形比较复杂、负荷比较分散，造成10kV线路错综复杂，供电半径过长，线路分支较多，每条馈线上装设负荷开关，将馈线分成不同的供电区段，造成运行方式复杂。

由于采用单电源供电，当复杂的配电网络某一点发生故障，造成变电站馈线保护动作，开关跳闸，中断供电。

供电部门在收到线路故障的停电信息之后，需要尽快查找故障地点，消除故障，恢复送电。

1. 短路故障短路是电力系统中出现最多的一种故障。

所谓短路，就是电力系统中除正常运行以外的一切相与相之间、相与地之间的短接。

短路故障严重影响到电网的安全运行。

在电力系统中发生单相或两相不对称对地短路故障时，健全相的电压都要升高，其中单相对地短路时健全相的电压可能达到更高的数值，这样就有可能击穿线路中的绝缘薄弱点。

由于短路电流基本上是电感性电流，它将产生去磁性电磁反应，使发电机端电压下降，同时短路电流流过线路、电抗器等还将增大电压损失。

因而短路故障发生时，造成故障相的电压大幅度降低甚至消失，且越靠近短路点，电压下降得越多，而流经故障点的电流却剧增，有时会达到数千安培，对线路中的薄弱环节造成冲击而引起断线。

配电网络中的设备也会因为大电流通过而发热变形，造成损坏。

短路故障发生的同时还有电弧产生，弧光电流产生巨大热量，使设备烧坏或爆炸，还会危及邻近设备的安全运行。

短路对变压器的运行也有严重的影响：在电力系统正常运行情况下，变压器在稳态下工作发生短路时，将产生很大的短路电流，短路电流的幅值可达额定电流的30倍左右。

10KV 配电线路上避雷器故障分析及防范措施发布时间：2023-02-15T09:00:52.251Z 来源：《当代电力文化》2022年19期作者：郑棉鑫[导读] 避雷器是在架空线路和配电室线路上安装郑棉鑫广东电网有限责任公司汕尾陆丰供电局广东汕尾 516600摘要：避雷器是在架空线路和配电室线路上安装的一种保护电力设备免受雷击或过电压的装置，可以起到防雷和泄雷的作用。

它在10kv配电线路中发挥着重要的保护作用，能够有效保证其安全运行。

由于避雷器运行于架空线路和配电室内，所以一旦发生故障后它的影响范围会更大、影响时间更持久。

当避雷器发生故障时，如果不及时处理，就会发生短路电流和闪络电压。

基于此，本文将重点分析导致避雷器运行故障的原因，并制定相应解决措施。

关键词:10kV配电线路；避雷器；防范措施；引言：随着我国城市化进程的不断加快，越来越多的电力线路进入人们的生活。

10 kV配电线路作为电力系统中的重要设备之一，其运行状况直接影响着电力线路运行的安全和可靠性。

单纯依靠设备自身的绝缘来承受过电压，不论是经济层面还是技术层面都几乎是不可能实现的。

为提高电气设备的安全性，加强10kv配电线路的可靠性，故在线路上加装了避雷器设备。

因此加强对配电线路避雷器故障事故原因的分析，对预防配电线路避雷器故障有重要意义。

一、10kV配电线路上安装避雷器的必要性10kv配电线路属于高压电网的一部分，肩负着电力系统供电的重要使命和功能，因此在10kv配电网的保护和控制线路上安装避雷器是非常有必要的。

一方面，在配电线路上安装避雷器能够有效地避免因为配电线路受到雷击而引起漏电故障进而导致电力线路损坏事故；另一方面，在配电线路上安装避雷器能够减少配电线路受到意外电压所引起的电气设备损坏和人身安全事故发生的概率。

在输电线路上架空线路和配电室数量日趋增多的背景下，短路电流、闪络电压在10 kV输电线路上已逐渐呈现增长态势，因此对避雷器的要求是能在短路电流超过50μs时不影响线路工作。

一起500kV高压并联电抗器故障分析及防范措施摘要：本文主要针对某500千伏变电站一起高压并联电抗器故障事件，通过对系统设备前相关参数以及事故后的调查分析，发现该站高压电抗的高压侧套管均压环设计不合理，导致放电击穿套管尾部引线附件而造成线圈短路发生油箱爆裂事故。

对此提出整改方案以及应对防范措施，保证系统安全稳定运行。

关键词：高压电抗器；故障分析；防范措施0 引言并联高压电抗器是远距离高压交流输电网络中不可缺少的重要设备。

在500千伏交流输电网中，主要用来改善系统电压分布、平衡无功功率、限制潜供电流等方面，对电网有着不可替代的作用[1-2]。

因此对高压电抗器的合理设计，以及设备日常维护方案、制定事故防范措施具有较高要求，对电网安全稳定运行有重要意义。

1 高压电抗器事故案例2016年12月14日，500kV xxx电站xx1号线高压 B 相电抗器重瓦斯保护动作、第一套保护、第二套保护及本体压力释放阀动作，5031 开关、5032 开关跳闸。

故障造成该电抗器油箱爆裂并起火。

500kV xx 1、2号线及 500kVⅠ、Ⅱ母线相继跳闸。

500kV xxx线带1号主变运行，220kV 系统运行未受影响，故障未造成负荷损失。

2 高抗设备基本情况2.1故障前基本情况该高抗 15 年以来运行情况良好，未发生故障。

按规程规定 500kV 电抗器每 3个月开展一次油中溶解气体分析，最近一次油中溶解气体试验时间为 2016 年 9月 14 日乙炔含量为 0，总烃 35.73ppm，色谱数据未见异常。

上次检修预试时间为 2015 年 5 月 10 日，所做的试验项目为绕组、铁心、夹件绝缘电阻测试，本体介损与泄漏电流测试、直流电阻测试及套管相关试验等，试验情况未见异常。

2.2故障后现场检查情况电抗器器身高压侧右前方开裂起火，油箱整体变形，中部向外凸出。

油箱多处加强筋开裂，高压套管附近油箱上有多处破口。

高压端引线已经熔断，出线端成型绝缘件已经完全烧损。

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。

一起干式铁心串联电抗器噪音异常的现象分析本页仅作为文档封面，使用时可以删除This document is for reference only-rar21year.March一起干式铁心串联电抗器噪音异常的现象分析杨建立，常会军，武成章（河南许继电抗器有限公司）引言2006年，配套电容器公司反映，我公司供给天津变电站的三套10KV无功补偿装置中的干式铁心串联电抗器，其中一组电容器所配电抗器噪音异常，铁心发热严重，需进行处理。

事故现象现场用红外测温仪及声级仪对电抗器做了测试，发现电抗器表面温度正常，为87℃，上铁轭温度很高，达到132℃。

电抗器整体噪音为76dB。

而其余也是正在运行的两台同型号电抗器温度和噪音都正常。

随后该电容器组退出运行，经检查，发现铁心柱内涂刷用于固定铁心饼的树脂已经开裂，并出现发黑碳化现象。

用于整体固定的上下拉螺杆两端的双螺母也有几个脱落，可见电抗器整体振动幅度很大。

3、事故原因分析针对事故现象值班人员调出当时的电抗器运行数据，并对电容器组的配置做了详细的了解，分析出引起此次事故的成因。

电容器公司供给用户的电容器组容量为3000kvar，配5％电抗率的电抗器，电抗器型号为CKSC-150/10-5，不带调容抽头。

用户在使用时，由于线路不需要这么多的电容补偿，在电容器组接线时，只使用了2000kvar的电容器组，由于铁心电抗器不带调容抽头，电抗器仍然全容量投入运行。

电抗器本体的参数如表1所示，10KV电容器组容量为2000kvar，其参数见表2。

表1电抗器参数额定端电压V额定电流A额定电感mH基波下的电坑值Ω318157表2 10KV电容器驵参数额定端电压KV额定电流A额定电容mF基波下的容坑值Ω11/√3105按照此配置计算，在相电流为105A时，电抗器的实际容量仅为67kvar，电抗率为％。

电抗器在低于额定电流下运行，反而产生如此大的噪音，只可能在某次谐波下发生了谐振，而电抗器的电抗率为％时离5次谐波的谐波的谐振点接近。

变电站频繁出现10千伏避雷器炸裂和电压互感器一次保险熔断的故障分析变电站10千伏电压互感器一次保险熔断大多数原因是系统有接地或波动，10千伏柜内避雷器是为了抑制真空断路器的操作过电压，柜内避雷器故障与断路器分合闸有关系。

本文主要针对变电站既无系统接地或波动，也无断路器操作和保护跳闸，却频繁出现10kV避雷器炸裂和电压互感器一次保险熔断的故障原因进行分析，为以后的故障原因查找拓宽思路。

标签：避雷器;电压互感器;保险;谐振引言：某110千伏变电站2008年7月22日投运，2010年9月24日开始频繁出现10千伏避雷器炸裂，10千伏电压互感器一次保险熔断。

具体故障情况如下：记录时间后台监视到的电压故障量（kV）故障产生后果2010.9.24.1：39 Ua：9.91 Ub：9.92 Uc：1.35 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。

2010.9.26.9：55 Ua：2.6 Ub：3.17 Uc：2.68 主变差动保护动作，10千伏电压互感器A、B、C三相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜B、C相避雷器烧毁。

2010.10.5.19：55 Ua：1.68 Ub：10.17 Uc：1.58 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。

2010.10.14.13：34 Ua：1.63 Ub：10.01 Uc：1.52 10千伏电压互感器A、C 相熔断器熔断;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。

2010.10.15.10：35 Ua：0.55 Ub：6.04 Uc：0.65 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断。

2010.10.15.21：09 Ua：9.9 Ub：9.8 Uc：0 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。

2010.10.20.13：04 Ua：1.49 Ub：10.31 Uc：1.52 10千伏电压互感器A、C 相熔断器熔断，电压互感器开关柜C相避雷器烧毁。

故障维修—172—一起电抗器直流电阻三相不平衡故障分析鲁 强 张 庆 杨 敏 杨文强 李 蓉（云南电网有限责任公司昆明供电局，云南 昆明 650000）电抗器作为电力系统重要的无功设备，起着限流、无功补偿等作用。

通过周期性的试验及检修，了解其健康状况，及时发现存在的隐患及故障，是保证电抗器安全运行的主要手段。

因此，如何获取真实可靠的试验数据、如何根据数据判断故障类型和故障位置就成了关键。

1 现场情况1.1设备铭牌型号：BKDK-20000/35 额定电压：19.341kV 额定电流：1034.06A 额定容量：20000kVar生产厂家：桂林五环电器制造有限公司 出厂日期：2014.10.01 1.2故障信息2019年6月10日17点左右，在某500kV 变电站35kV5号电抗器组电抗器直流电阻测量中，发现A、B、C 三相直流电阻并平衡率为1.53%，不满足《电力设备检修试验规程》三相不平衡率不大于1%的要求。

为排除现场环境及测量方法造成的误差，随后又开展了两次测试（第一次复测：太阳落下后一段时间（21点），排除因光照不同导致三相电抗器本体温度不同造成三相直流电阻不平衡的情况；第二次复测：6月11日下午，使用高架车接线，测量线直接夹在电抗器首尾，排除因使用接线杆接线导致接线不可靠造成三相直流电阻不平衡的情况），测得数据如表1所示。

表1 电抗器三相直流电阻值 mΩA 相B 相C 相△（%） 本次值（32.3℃） 45.99 45.55 45.29 1.53% 第一次复测（28.5℃） 44.65 44.33 44.06 1.33% 第二次复测（31.4℃）45.38 45.01 44.741.42%2 数据分析2.1故障原因初步分析电抗器在由生产厂家组装完成到现场使用的过程中，可能由于制造工艺或运输的原因，存在绕组中某一股或多股断裂，绕组断路、绕组匝间和层间绝缘层被损坏，发生短路、绕组每根引出线端头与导电臂焊接开裂、脱焊和漏焊等问题。