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。

一、套管主要结构及原理：
按绝缘种类不同，套管可分为纯瓷套管、充油（充气）套管和电容套管等形式。纯瓷套管多用于10kV及以下变压器，它是在瓷套管中穿一根导电铜杆，瓷套内为空气绝缘。充油套管多用在35kV级变压器，它是在瓷套管充油，在瓷套管内穿一根导电铜杆，铜杆外包绝缘纸。电容式套管由主绝缘电容芯子，外绝缘上下瓷件，连接套筒，油枕，弹簧装配，底座，均压球，测量端子，接线端子，橡皮垫圈，绝缘油等组成。它用于100kV以上的高电压变压器上。
二、套管主要附件：
油枕：用来调节因温度变化而引起的油体积变化，使套管内部免受大的压力。其上设有油表，供运行时监视油面。为全密封结构，将内室与大气完全隔绝。
气侧均压环：气侧均压环的作用是改善电场分布。
油侧均压球：尾部均压球的作用是改善电场分布，从而缩小套管尾部与接地部位和线圈的绝缘距离。
末屏：末屏引出线一般在电容芯的倒数第二层电容屏。油纸电容式套管末屏上引出的小套管是供套管介损试验和变压器局部放电试验用的，正常运行中小套管应可靠接地，拆卸末屏小套管时须防止小套管导杆转动和拉出，以免发生引线断线或极板上的引出铜皮损坏。
电容式套管的电容芯子是在空心导电铜管外面用0.08～0.12mm厚的电缆纸紧包一定厚度绝缘层，在其外面再用0.01mm或0.007mm厚的铝箔包一层作为电容屏，以后交错地继续包电缆纸和铝箔达到所需层数和厚度为止。这样形成了多层串联的电容器电路，导电管电位最高，最外层铝箔接地（地屏）。按串联电容分压原理，导电管对地电压应等于各电容屏间电压之和，而电容屏之间的电压与其电容成反比，使得全部电压较均匀地分配在电容芯子的全部绝缘上，从而使套管尺寸小、重量轻。
三、高压电抗器110kV套管渗油案例
2020年03月22日，新疆某750千伏变电站运维人员巡视发现750千伏高压电抗器B相低压套管瓷套底部与底座法兰对接密封面处有渗油现象，约5秒一滴，当时套管为满油位。检修公司派专业人员前往变电站检查核实，确定最终渗油原因及部位，该套管型号为：BRLW-126/630-4，产品代号：TB110281，套管结构为穿50千伏高压电抗器B相低压套管瓷套与底座金属法兰对接处存在油迹，在对接缝最低处积聚成明显油珠后，继续往下滴至套管与升高座的对接法兰。由于低压套管为斜装套管，在对接缝处明显看到有一条渗油痕迹。检查套管末屏、放气塞、升高座法兰并未发现存在渗油痕迹，此时套管油位为满油位，如下图所示：

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。

现阶段10kV配网系统母线电压异常判别及故障分析摘要:10kV配网系统母线电压异常是电网运行中的常见问题, 本文通过对电压异常现象进行判别和故障分析,总结了10kV配网系统电压异常的各种情况。

并结合配网调度员实际工作指出了对故障的判断及处理方法,从而提高调度员对电压异常进行快速分析、判断和解决的能力。

关键词：配网系统；电压异常；判断处理0 引言10kV配网系统电压异常现象在电网运行中经常遇到，但要想准确及时地判断处理并不是一件容易的事。

根据运行经验表明，引起10kV系统电压异常最常见的是接地故障。

由于我国3～66kV电力系统大多数采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，即小电流接地系统。

该系统最大优点是发生单相接地故障时，不会破坏系统电压的对称性，并且故障电流值较小，不影响对用户的连续供电，系统可连续运行1～2 h。

但长期运行由于非故障的两相对地电压升高至线电压，可能引起电压互感器烧化及电网的绝缘薄弱环节被击穿，发展成为相间短路，使事故扩大。

现有的10kV配网系统中，当二次零序电压超过绝缘监测装置的临界值10～30V时就会发出接地告警信号。

然而引起10kV系统电压异常的因素非常多，可能是10kV系统设备故障，或是10kV电网运行参数异常，均有可能造成系统发接地告警信号。

对于目前大多数常规变电站无人值守改造后，必须依靠配网调度员在调度端对系统三个线电压值、三个相电压值及相关保护告警信息进行分析判断，尽快处理故障，消除电压异常，恢复电网的正常运行。

1 单相接地故障分析单相接地是配电系统最常见的故障, 多发生在潮湿、雷雨天气。

按照接地类型,通常可分为金属性接地和非金属性接地2 类。

(1)金属性接地：接地相电压为零，非故障的两相电压升为线电压。

原因主要有: 线路断线接地、瓷瓶击穿、电缆击穿、线路避雷器击穿、配电变压器避雷器击穿等。

(2)不完全接地：电压显示为一相升高、两相降低；或者两相升高、一相降低。

原因主要有：线路断线接地、瓷瓶爆裂、树碰导线、配变烧毁等。

10KV干式铁芯串联电抗器试验报告自查报告。

为了确保电力系统的安全稳定运行，我们对10KV干式铁芯串联电抗器进行了试验，并整理了以下自查报告。

一、试验目的。

1. 验证10KV干式铁芯串联电抗器的性能和可靠性。

2. 检查设备在正常运行和异常情况下的响应和保护能力。

3. 确保设备符合相关标准和规定。

二、试验内容。

1. 静态特性试验，测量电抗器的电阻、感抗和容抗。

2. 动态特性试验，模拟电力系统中的短路和过电压情况，检测电抗器的响应和保护能力。

3. 绝缘性能试验，检查电抗器的绝缘电阻和介损角，确保设备在高压下的安全可靠性。

三、试验结果。

1. 静态特性试验结果符合设计要求，电抗器的电阻、感抗和容抗均在允许范围内。

2. 动态特性试验中，电抗器能够迅速响应并有效保护系统，确保了电力系统的稳定运行。

3. 绝缘性能试验结果良好，电抗器的绝缘电阻和介损角满足要求。

四、存在问题及改进措施。

在试验过程中，未发现电抗器存在明显的问题。

为了进一步提高设备的可靠性和安全性，我们将加强设备的定期检查和维护，确保设备处于最佳状态。

五、结论。

经过试验，我们认为10KV干式铁芯串联电抗器的性能和可靠性符合要求，可以投入正常运行。

同时，我们将继续对设备进行监测和维护，确保设备长期稳定运行。

六、建议。

建议在今后的工作中，加强设备的定期检查和维护，及时发现和解决潜在问题，确保电力系统的安全稳定运行。

同时，加强对设备操作人员的培训，提高他们的技能水平和安全意识。

以上为自查报告内容，如有不足之处，敬请指正。

串联电抗器的常见故障分析
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在高压电力电容器或电容器组回路中，我们都会串联一个串联电抗器用来抑制高次谐波，另一方面，也可减少网络电压波形的畸变的产生，使得电容器在分相切投时不容易涌流。

因此为了保证高压电力电容器良好运转，我们都会很重视对串联电抗器的维护，但是要想维护好串联电抗器，必须对串联电抗器的常见故障做一个充分的说明了解。

1、串联电抗器的引线接头问题。

电网运行过程中，很容易发生串联电抗器的引线接头烧毁的现象，常常是外绝缘月铜排连接处的烧毁比较明显。

2、使用分接电抗器，串联电抗器出现烧毁现象。

有时会在绕组上多弄一个以上的分接头，这就使得电抗器成了两台或两台以上的容量各异的电抗器在使用，这样串联电抗器很容易烧毁。

3、电抗器选择或者设计不当。

在选用电抗器时，应该对网络含有的高次谐波分量的种类和多少做一个详细的了解，然后选择使用串联还是并联电抗器，否则，一旦错选，很容易发生电抗器烧毁现象。

只有对串联电抗器的的常见故障比较清晰了解，才能轻松的修理维护好电抗器。

上海昌日电子科技有限公司是专业制造高低压电抗器厂家，欢迎新老顾客来电咨询。

种类有输入电抗器，输出电抗器，直流电抗器，串联电抗器，高压串联电抗器等厂家直销价格低，品质优。

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10kV～66kV干式电抗器运行规范目录第一章总则 1第二章引用标准 1第三章设备的验收 2第四章设备运行维护管理 4第五章运行巡视检查项目及要求 5第六章缺陷管理及异常处理 7第七章事故处理预案 8第八章培训要求 9第九章设备的技术管理 10第十章备品备件管理 12第十一章更新改造 12低压干式电抗器运行管理规范编制说明 13第一章总则第一条为完善干式电抗器设备管理机制，使其达到制度化、规范化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。

第二条本规范是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。

第三条本规范提出了对10kV～66kV干式电抗器在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。

第四条本规范适用于国家电网公司所属范围内10kV～66kV干式电抗器的运行管理工作。

本规范适用于10kV～66kV的单相干式电抗器，以下简称干式电抗器。

第二章引用标准第五条以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。

DL408-1991 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL/T596-1996 《电气设备预防性试验规程》DL5014-1992 《330-500kV变电所无功补偿装置设计技术规定》GB 10229-88 电抗器GB 6450-1986 干式电力变压器GBJ147-1990 《电气装置安装工程施工及验收规范》GB 50150－1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准国电电网公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国家电网公司《变电站管理规范》国家电网公司《电力生产设备评估管理办法》国家电网公司《10kV～66kV干式电抗器技术标准》国家电网公司《10kV～66kV干式电抗器检修规范》国家电网公司《10kV～66kV干式电抗器技术监督规定》国家电网公司《预防10kV～66kV干式电抗器事故措施》第三章设备的验收第六条运行单位应全过程的参与干式电抗器的设计图纸审核、土建安装、设备安装试验、试运行。

10KV干式铁芯串联电抗器试验报告
一、试验目的：
本次试验旨在对10KV干式铁芯串联电抗器进行全面的自查，确保其性能和安全可靠。

二、试验内容：
1. 检查电抗器外观是否完好，无损坏和变形。

2. 检查电缆连接是否牢固，无松动和接触不良。

3. 检查电抗器内部绝缘是否完好，无渗漏和破损。

4. 检查电抗器的接地情况，确保接地良好。

5. 进行电阻和绝缘电阻测试，确保符合标准要求。

三、试验过程及结果：
1. 外观检查，经过仔细检查，电抗器外观完好无损坏和变形。

2. 电缆连接检查，电缆连接牢固，无松动和接触不良现象。

3. 内部绝缘检查，电抗器内部绝缘完好，无渗漏和破损。

4. 接地情况检查，电抗器接地良好，接地电阻符合要求。

5. 电阻和绝缘电阻测试，电阻和绝缘电阻均符合标准要求，测试结果正常。

四、结论：
经过全面的自查，10KV干式铁芯串联电抗器性能良好，安全可靠。

符合相关标准要求，可以投入正常运行使用。

五、存在问题及改进措施：
在本次试验中未发现存在问题，但仍需定期进行检查和维护，确保电抗器长期稳定运行。

同时，加强员工培训，提高操作人员的安全意识和维护技能。

六、试验人员：
XXX（签名）日期，XXXX年XX月XX日。

以上为10KV干式铁芯串联电抗器试验报告，如有不足之处，敬请指正。

10kV配电网短路故障的分析与处理摘要:随着经济发展和社会进步，以及电能的普及利用，各种电气设备已经广泛应用于社会生活的方方面面，它深刻改变了社会的传统生产结构和人民的传统生活方式，在改善生活和科学技术进步方面起到了至关重要的作用。

而10kV配电网正是与电能利用息息相关，对于10kV配电网设施的短路故障分析处理有着重大现实意义，文章通过阐述10kV配电网短路故障产生的原因，进一步分析短路故障的处理方式和一般性的预防措施，探究解决10kV配电网一般性电气故障的举措。

关键词： 10kV配电网；短路故障；处理方式；预防措施一、短路故障概述1、短路故障的基本概念根据电力系统的运行经验，破坏系统正常运行的故障中最为常见而且危害性最大的是各种形式的短路。

所谓短路是指不等电位的导体(含零电位的“大地”）之间的电气短接。

如：相与相之间的短路、中性点接地系统中的一相或几相的接地短路、三相四线系统中相线与中性线的短路等。

2、短路故障的成因及类型2.1 短路故障发生的原因电力系统中产生短路的主要原因是电气设备载流部分的相间绝缘或相对地绝缘被破坏。

具体分析主要有以下几个方面：（1）由于多种原因造成电气设备的绝缘损坏，这些原因会造成带电部分的相与相或相与地形成回路。

（2）配电网受到雷电的侵袭或在切换电路时产生过电压，将电气装置绝缘薄弱处击穿，造成短路。

（3）运行人员误操作造成短路。

（4）鸟兽跨越不同电位的裸露导体或施工时挖伤电缆造成短路。

（5）恶劣的气候条件以及其他意外事故造成短路。

2.2 短路故障的基本类型在三相配电系统中，有以下几种短路形式。

（1）三相短路：用符号表示，属于对称短路。

（2）两相短路：用符号表示，属于不对称短路。

（3）单相短路: 用符号表示 , 属于不对称短路。

（4）两相接地短路：用符号表示，属于不对称短路。

二、配电网短路故障的分析与处理1、短路故障的基本分析短路电流是指由于故障或误操作而在电路中造成短路时所产生的过电流。

预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施解读一、预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施1 预防变压器绝缘击穿事故1.1 防止水及空气进入变压器1.1.1 变压器在运输和存放时，必须密封良好。

充气运输的变压器运到现场后，在安装前应装设压力表，密切监视气体压力。

压力过低时要补干燥气体。

现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上油枕和胶囊，严防进水受潮。

注油前，必须测定密封气体的压力，检查密封状况，必要时应测露点。

为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须良好密封。

必要时应进行检漏试验。

如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。

1.1.2 对于延伸式结构的冷却器，冷却器与箱体之间宜采用金属波纹管连接。

1.1.3新建或扩建工程的变压器一般不采用水冷却方式，如因特殊场合必须采用水冷却方式，则应采用双层铜管冷却系统。

对于在役的水冷却变压器，其水冷却器和潜油泵在安装前应逐台按照制造厂的安装使用说明进行检漏试验，必要时解体检查。

运行中的水冷器必须保证油压大于水压。

应打开潜油泵进油阀门，用出油阀调节油流量。

运行中要定期监视压差继电器和压力表的指示。

每台水冷却器都应装有放水阀门，并检查水中有无油花。

在冬季应防止未运行冷却器冻裂。

结合大、小修对冷却器的油管进行检漏。

1.1.4 变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。

强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行。

更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。

1.1.5 对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。

装设有载调压开关的油箱要同时抽真空，并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度，避免开关油箱渗油。