电容故障

电容故障（精选十篇）

电容故障 篇1

(1) 渗漏油。电力电容器如渗漏油, 则水分、潮气将进入其内部, 使绝缘电阻降低。漏油导致油面下降, 使引线或元件的上端露出油面, 导致极对外壳放电或元件的击穿。渗漏油的部位, 多为箱壁焊缝、套管根部法兰和帽盖处。

(2) 鼓肚。正常运行时, 由于电力电容器的温升和环境温度的变化, 外壳随着温度变化会发生膨胀和收缩。但对外壳明显鼓肚、塑性变形的电力电容器应停用。这是由于内部发生局部放电, 绝缘油分解产生大量气体, 内部压力增大所致。

(3) 爆炸。电力电容器发生爆炸, 主要是充入其内的能量超过了外壳的耐受能力。爆炸可能因极间绝缘介质击穿或极对外壳绝缘介质击穿时的电弧及热效应, 使介质分解产生的气体导致箱内压力增大而引起。爆炸时能量来自电力系统和与其并联的电力电容器的放电电流。在小电流故障长时间作用下, 其输入电力电容器的能量亦足以造成外壳破裂。

电容故障 篇2

职教电气专业电容器使用的几种常见故障

在电子产品中,电容器是必不可少的电子器件,它在电子设备中有整流器的平滑滤波、电源的退耦、交流信号的旁路、交直流电路的`交流耦合等作用;在无线电工程中,电容器的隔直流和通交流的能力也被广泛利用;利用电容器的充放电特性,可以用电容器组成定时电路、锯齿波产生电路,微分和积分电路以及滤波电路等;在供电网络中,静止并联电容器作为电网无功补偿的补偿元件使用也越来越多;在现代家用电器设备中,由于电器设备均采用单相电动机作动力源,电容器也是必不可少的电机配套元件.

作 者：侯喜俊  作者单位：吉林省廷吉国际合作技术学校 刊 名：职业 英文刊名：OCCUPATION 年，卷(期)： “”(20) 分类号：G71 关键词： 

电容故障 篇3

【关键词】电容器；烧毁；技术归零

一、概述

2012年，从外场返回一台蓄电池组主充电器，反映该住充电器通风管口有焦糊味，且在地面电源上电时主蓄绿灯闪亮，导致飞机发电机上的交流配电盒断路器跳开。在开盖检查后发现，该充电器内部的某型交流滤波器被烧毁，导致产品停止工作、不能充电，经该交流滤波器研制生产单位分析认为，该滤波器实效是由其内部的X电容引脚与PCB的焊接点虚焊引起的。今日，工厂再次收到外场返修产品，且该返修产品故障现象与上次故障类似，经了解查明，充电器内部的交流滤波器再次出现烧毁的故障现象。

二、原因和机理分析

问题发生后，相关部门高度重视，按照返修流程向相关部门进行了情况通报，组织人员对产品进行了检查和原因分析，并将该交流滤波器返回研制生产单位进行实效分析，同时选派技术和质量人员一起参加相关工作。

该交流滤波器是由A、B、C三相组成，内部有共模电感及X电容等组件。在对该交流滤波器进行开盖前后，工厂对产品的外观进行了仔细检查，测量了其直流电阻、电感量、电容量等值，发现A相和C相之间的三只X电容中的其中两只电容的封装外壳已出现部分损坏且该两只电容器已失效，另一只X电容已全部碳化，只剩两根电容引脚，其下方PCB板烧穿约6×6mm，A相输出端周围壳体焊缝处焊锡已融化，共膜电感A相绕组已烧断，其磁芯外壳被烧坏。通过以上现象说明，交流滤波器内部PCB出现了大面积的碳化现象，并引起严重的短路现象，使得A、C相电流比B相电流大，导致A相漆包线烧断。为彻底查明故障原因，工厂再上次分析的基础上，借鉴前期其他产品故障分析的经验，重新对X电容出现碳化的现象进行了分析，对电容碳化可能存在的因素进行了逐个分析：

1.固有缺陷。如果电容器内部存在一定程度的空隙等固有微缺陷，该类缺陷会使电容器抗电强度下降，并在一定强度的电场作用下就可能引起电容器击穿，从而造成电容器短路烧毁。另外，固有缺陷会使电容介质损耗增大，空隙处在电场作用下产生漏电而使电容器发热量增加，在电场和热量的不断积累作用下，造成电容器热击穿，短路烧毁。

2.外应力作用造成裂纹损伤。外应力作用通常可分为热应力和机械应力两大类。在焊接或安装过程中，由于外应力作用，电容器内部可能会出现裂纹，从而使得电容参数出现异常。一般情况下，电容器内部裂纹的产生可能导致其产生短路的现象；但当在电场、潮气等综合环境作用下，裂纹处就会逐渐形成漏电通道，导致电容器绝缘电阻和抗电强度下降，从而发生电容器短路、击穿甚至烧毁等现象。由于X电容的工作电压为交流275V，远高于交流滤波器的工作电压115V。而从印制板烧毁的情况来看，印制板底烧毁面积明显大于安装元器件一面的面积，即烧毁现象首先发生在印制板底板。因此，综合上述现象及分析，该交流滤波器短路是由于X电容在装配过程中出现损伤或存在固有缺陷，经过长时间使用后，该电容形成漏电通道，并最终形成短路产生热量，导致焊孔周围PCB板碳化，短路产生的热量导致相应位置的电容温度升高，当超过其允许的最高温度时发生电容击穿烧毁，从而产生上述的A相共模电感的漆包线烧断及X电容烧毁等现象。

三、改进措施

为避免类似问题的重复发生，根据实际情况，制定了相应的解决措施：

1.在供方对发生的问题进行严格归零。一是完善交流滤波器设计，采用金属化过孔处理的PCB电路板，优化焊盘，同时改进降温、散热设计，加强交流滤波器壳体散热速度，降低内部温度，使得电容器不会因短路而烧毁；二是完善工艺文件，将焊接要求操作时间T<10S更改为5S

2.工厂加强对供方的过程控制。一是对供方的特殊过程进行确认；二是派人前往供方对交流滤波器在出所前的温度冲击和振动试验进行全过程检查；三是对供方交付的交流滤波器进行X光抽样检查。

3.做好举一反三工作。一是按照更改后的工艺文件要求，对目前在厂的交流滤波器进行X光检查；二是对在厂装有该交流滤波器的产品进行复查，并对外场产品使用情况进行了解。

当前，随着电子装备科学技术的迅猛发展，元器件的技术、工艺和质量等级都等到了很大提高，而在科研生产过程中，很多承制单位仍存在着“边研制、边生产、边交付”现象，由于经费、进度等各方面的原因，一些产品仍然沿用以前选用的低质量等级元器件，从而影响了产品质量。因此在质量监督过程中，要以可靠性为关注焦点，督促工厂在研制过程中要严格贯彻可靠性设计思想，落实可靠性设计准则，认证开展可靠性预计、分配与分析等工作，加强对产品设计和元器件选型的控制，在生产和使用过程中要加强可靠性管理工作，开展可靠性摸底与鉴定试验，重视元器件二次筛选和质量控制，注重收集产品可靠性数据，进行数据统计分析，适时组织进行可靠性增长，不断提高装备可靠性水平。

电力电容器常见故障分析 篇4

1 电容器的故障及相应的处理措施

电容器从生产到运输、现场安装、调试以及运行过程中都有可能会遇到各种各样的异常现象,如果能及时有效地处理这些异常现象,就能预防、制止事故的发生,进而保障电力设备、电力系统的正常运行。本文就以上各种过程中可能产生的故障及相应的处理措施做简要分析。

1.1 电容器渗漏油

电容器可能在搬运、安装过程中,由于方法不当而造成套管根部受力不均出现裂纹;或在接线时由于紧固螺母用力过大或不均匀导致瓷套根部出现裂纹;在生产过程中由于本身的质量问题或技术问题出现缝隙、裂纹,甚至断裂情况,当出现以上现象时就会导致渗漏油的发生,如没能及时发现而投入运行,就会造成电容器的异常现象。运行中的电容器由于内部温度的变化,可能导致内部压力增大,此时,就有可能产生在密封处的渗漏油现象;当电容器运行时间较长,经历长期的风吹日晒,出现外壳脱漆、锈蚀等现象时,就容易发生渗漏油。电容器出现渗漏油后,内部浸渍剂减少,电容器上部容易受潮,进而会发生击穿等现象。

根据现场实际情况,选择合适的电容器是预防电容器渗漏油的主要措施。

1.2 电容器外壳鼓起

电容器的外壳鼓起往往是由于内部压力过大而引起的,导致内部压力过大的原因是由于内部介质游离而产生气体,或者是因为发生了击穿、放电等现象而产生气体。产生的气体增加了电容器的内部压力,从而导致外壳鼓起。发生以上现象时应及时处理,防止故障扩大。

1.3 电容器爆炸

当电容器发生极间或是极对外壳的击穿、放电等现象时,会由于内部能量急剧增加而导致电容器爆炸,这种爆炸现象通常出现在没有安装内部保险的电容器中。在低压电容器内部大多数装有保护熔丝,因此,低压电容器很少出现爆裂现象。

影响电容器击穿的因素主要是:介质厚度、极板面积、介质表面平整度、介电常数、电压作用时间、温度、电场均匀程度以及湿度。

1.4 电容器发热

当系统有谐波时,谐波电流对电容器带来损害,可能会增大电容器绝缘介质的损耗,导致绝缘快速老化,有时可能会带来热击穿的危险,威胁电容器的安全运行。在有谐波的情况下,电容器电极间的电压有可能达到较大值,此时,电容器内部有放电的危险,威胁电容器绝缘,容易造成电容器发热。

1.5 电容器瓷套外绝缘闪络

在电容器运行过程中,由于缺少清扫和维护而造成污秽过多,在有些污秽严重的地区,容易出现瓷套外绝缘放电、闪络的现象,损坏电容器,甚至导致更为严重的系统故障。当发生雷电过电压时,可能会因为避雷器的防雷保护失效或失去防护,导致套管闪络或放电,给电容器带来损伤。闪络或放电都会使电容器绝缘受到损伤,甚至影响到系统的安全运行。及时清扫电容器、采取对污秽严重区域的防污染等措施,都是解决外绝缘闪络问题的有效措施。

2 常见故障处理及预防措施

(1)当电容器发生放电、爆炸等着火现象时,首先应该切断电源,再进行灭火处理。

(2)当电容器相应的断路器发生跳闸现象时,首先要对电容器进行充分放电,然后再检查相关设备,如果检查没有异常,则可能是电网电压的波动所致,可尝试投运,若投运不正常,则可能是电容器内部发生故障,检查试验每只电容器,直至找出故障原因。

(3)发生熔丝熔断情况时,首先要对电容器充分放电,然后更换熔丝,检查相应设备无其他异常现象后可以试投运,如果试投运不成功,则停电后对每一只电容器检查试验。

(4)电容器运维时应该注重加强巡视,定期进行停电检查工作,主要检查外观情况、是否有鼓包、渗漏油、熔丝异常以及闪络等现象,如有以上情况应及时停电组织处理。

(5)适当控制运行的温度,不得在高于60℃的情况下运行,出现升温现象时应注意通风,若不是通风问题导致的则应查明原因迅速处理异常,不得长时间高温运行。

(6)在电容器安装过程中,加装串联电抗器的方法能有效防止谐波带来的危害,对电容器的安全运行起到至关重要的作用。

3 结语

电容器的安全与可靠直接影响着电网的稳定与否,可通过验收交接严格把关、运行过程中加强巡视维护、异常故障时采取有效措施、做好事故预防工作等措施,避免电容器事故的发生或扩大,提高电网的安全运行水平。

摘要：电容器作为电力系统的无功补偿装置,对系统的安全稳定运行起着非常重要的作用。但是,由于本身质量问题、人为因素及外在因素的原因,电容器故障时常发生,影响电力系统的安全生产。本文结合现场实际,提出电容器常见的故障类型,并总结故障发生原因以及应采取的相应措施。

《电容器、电容》说课稿 篇5

一、教材分析与教材处理

（一）教材分析

⒈教材地位与作用

《电容器、电容》是高考的热点，是电场一章的重点和难点，在教材中占有重要地位。

它是学完匀强电场后的一个重要应用，也是后面学习交流电路（电感和电容对交流电的影响）和电子线路（电磁振荡）的预备知识，在教材中起承上启下的作用。

⒉教学目标

从知识上要求学生了解电容器的构造、作用，明确电容器的两种工作方式，掌握电容的概念，并会用它们解决简单的问题。培养观察、分析、推理、空间想象、动手、语言表达等多种能力

⒊重点与难点

根据教学大纲、教学参考书确定电容公式的建立、理解与应用为本节的重点。根据所教学生的实际情况及所用的教材确定冲、放电的过程的建立为难点。

（二）教材处理

新教材中《电容器、电容》一节把电容器的概念和平行板电容器两部分内容编排在一起，形成两个重点,课堂容量大，难点集中，考虑到学生的实际情况（基础差、能力低、空间想象能力差、注意力不集中的特点）在尊重教材，又不拘泥于教材的原则下,大胆进行改革，把教材的地二部分内容《平行板电容器》放到了下一节进行，从而使本节内容紧凑、容量适中、难点分散重点突出。

对电容器带电量与两极间电压成正比这一结论，教材是直接硬灌给学生的，不宜于学生接受，我从网上下载了冲放电模拟演示实验，弥补了教材的不足，让学生通过描点，画线，亲自探索出电量与电压的关系，顺其自然引入电容的概念，从而掌握比值法定义物理量的方法，不仅易于消化，而且调动了学生的积极性，巩固了重点突破了难点。

对电容器的冲放电过程教材说的过于简单，加上内容抽象，微观运动又无法演示，学生接受困难；而这部分内容又是后面学习电磁振荡的基础，为突破难点，不仅用实物演示，还采用了计算机模拟，让学生亲眼看到了电子的运动过程为后面教学铺平了道路。

对电容器的构造教学，让学生亲手扒开电容器，使学生感到可信，通过动手实验，本来不易于接受的较为陌生的电容器构造，一下变清楚了，使学生认识到就是前面讲过的两块平行金属板，使学生认识到物理知识与生活的密切关系，激发学习兴趣

整节课始终以学生为主体、教师为主导、实验为主线，计算机多媒体的应用使动态的微观世界真的动了起来，与传统的教学方式形成了鲜明的对比。

二、教学方法与教学手段

（一）教学方法

为突出重点、分散难点，根据教育心理理论，我在教学中采用了以下两种教学方法：

1> 动静结合。利用演示实验和计算机模拟来调动学生，使学生主动学习，在愉快的气氛中获取知识，即为“动态”。教师适时设疑使学生静心思考，即为“静态”。整节课始终处于一种动静交替的节奏之中。

2>教学方法采用了教师启发点拨与学生探索分析想结合。主导与主体相结合。对电容器电容公式的推导，让学生自己探索电量与电压的关系，教师引导得出电容器的公式，体现教师主导、学生主体的原则。

（二）教学手段

沿用了自制教具、洛仑兹力演示仪传统教学手段，又用了计算机、投影仪等现代化教学手段，两种教学手段并用，既激发了兴趣，又增大了课堂容量，又提高了课堂效率。

三、教学程序

（一）新课导入

通过演示感应起电机演示，使学生观察到两种不同的放电情况，教师顺势指出：“出现这两种情况与这两个大瓶子有关，它们是什么？有什么作用呢？”“其实它就是莱顿瓶，是一种存储电荷的装置，现在叫电容器”这正是学生脑海中想问的问题，教师顺其自然导入新课。为激发学生的求知遇，用洗衣机电机教具展示有无电容器电机启动情况的不同（无电容器电动机不转，只有用手推才可转动，而电容器加上后动机可以自动转动），使学生明确电容器的重要作用，为新课教学作好铺垫。

（二）新课教学

电容故障 篇6

关键词：油纸电容式套管 套管末屏 故障分析

1 概述

套管是变压器中一个主要部件，变压器绕组的引线是依靠套管引出箱外的，套管起到绕组引线对油箱的绝缘、固定和将电流输送到箱外的作用，它需适应外界各类环境条件，并要有一定的机械强度。套管分纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。为了使110kV及以上的套管辐向和轴向场强均匀，其绝缘结构一般采用电容型，即在导电杆上包上许多绝缘层，其间根据场强分布特点夹有许多铝箔，以组成一串同心圓柱形电容器。最外层铝箔即末屏通过小套管引出，作为验证变压器性能是否符合有关标准或技术条件的预防性试验项目。套管试验主要检测变压器主绝缘和电容式套管末屏对地绝缘电阻、套管介质损耗、电容量和局部放电量等，末屏在运行中应良好接地。另外如果运行中由于各种原因造成末屏不健全或接地不良，那么末屏对地会形成一个电容，而这个电容远小于套管本身的电容，按照电容串联原理，将在末屏与地之间形成很高的悬浮电压，造成末屏对地放电，烧毁附近的绝缘物，严重的还会发生套管爆炸事故。

2 缺陷实例

2.1 实例一

2009年3月14日，保定供电公司220kV棋盘变电站＃3主变进行春检预试工作，例行对变压器套管进行高压和油务试验。在进行高压套管绝缘油色谱试验时根据色谱试验数据显示，#3主变C相高压套管总烃、氢气、乙炔含量严重超标，通过三比值法判断为套管内部存在电弧性放电故障，存在严重缺陷。该套管技术参数：型号：BRL1W1-252/630-4；序号200620；生产厂家：西安西电高压电瓷有限责任公司；出厂日期：2006年11月。

2.1.1 高压和油务试验数据如下：

高压试验数据，tanδ(%)/电容量(pF)

通过高压试验数据，未发现套管主绝缘和末屏绝缘存在异常。

色谱试验数据(μL/L)A相高压套管数据：

B相高压套管数据：

C相高压套管数据：

2.1.2 从试验数据结果初步分析

①产品密封不严，造成该套管进水受潮引起内部绝缘局部受潮，局部绝缘性能降低，引起内部放电，使套管油中乙炔、甲烷、氢气等含气量的增大，由于CO和CO2含量增长幅度较小，估计纸绝缘没有受到严重破坏。由于试验时环境温度较低，且该主变负荷较小造成的水沉入储油柜底部，油中微水含量不高，所以微水测试结果正常。

②高压试验时测试结果正常，tanδ和电容量没有明显变化，估计套管主绝缘没有受到严重破坏，但套管末屏与其连接引线的接触面较小，变压器在正常运行时电压比试验电压高得多，接触面不能满足载流量需要，造成套管内部放电，使变压器油在高温下分解，油中乙炔、甲烷、氢气等含气量的增大。

2.1.3 缺陷处理与检查分析

当日公司因无同型号备件，联系西瓷厂家，连夜发送同型号高压套管，生产部门于3月17日更换高压C相套管，主变恢复运行。

3月17日，在河北省电力公司生产部、电力研究院、保定供电公司和套管厂家等变压器专业人员的见证下，西瓷技术人员对更换下来的B相套管进行了解体检查。现场检查发现，该套管各零部件正常，结合紧密，外观清洁、连接可靠，未发现闪络、渗油及其他异常，且该套管储油柜油位计的指示正常。未发现其他异常现象。当拆开套管末屏，放油观察套管末屏内部时，发现套管末屏刻孔向左侧偏下移位约2cm。末屏顶针顶在末屏刻孔边缘，未到绝缘纸上（图1）。该种型号套管采用的末屏为顶针式，顶针内有弹簧，末屏为一较厚的铜排绕在芯体上外部再包绕多层绝缘纸，最后在末屏位置将绝缘纸划掉直径约2.5cm的一圈（称为末屏刻孔），顶针顶在刻孔露出的铜排上接地（图2）。

继续解体进行检查，当抽出电容芯子，测量绝缘纸末端至导管末端的距离为84mm（正常设计值为90mm），芯子整体向左下位移约6mm（图4）。

随后又对芯体进行了划芯检查，检查是整体移位还是中间层移动，逐层测量了电容屏对底部的距离，均下移了6mm左右，说明中间层无相对位移。应为整体向下移动。根据顶针的滑动痕迹判断应为芯体整体旋转约1.9cm。痕迹为直线型，中间无下压的凹陷，说明移位是一次完成，中间没有缓冲过程（图3）。划芯最后未发现芯体最里层绝缘纸与导电体之间有粘合剂。说明厂家设计制造和制作工艺中电缆纸最里层漏涂粘合剂及芯体绕制力度不够。图5中也可明显看出芯体与导杆之间有明显的缝隙。

从上述检查结果确定缺陷产生原因是套管芯体移位导致末屏顶针与接地铜排错位，末屏顶针与周围包裹铜排的绝缘纸解除，运行中由于末屏不能有效接地，造成虚接现象，引起内部放电。也基本验证了最初通过试验数据对缺陷产生原因的判断。

2.1.4 采取措施及结论

省公司针对此次缺陷制定了《关于加强排查西安西电高压套管有限公司高压套管缺陷的通知》，要求对该种型号套故进行末屏装置的检查。

我公司随即结合棋盘220kV站的套管缺陷对其他变电站套管解体检查。对西瓷末屏检查的方法为：①进行套管色谱试验，高压试验，分析试验数据有无异常。②拆开套管末屏，放油，观察套管末屏内部的末屏刻孔是否移位，移位的判断方法为末屏刻孔中心是否正对末屏孔，引线带上是否有位移划痕。若无移位则进行真空注油，静置24小时后恢复运行。在检查中又发现了220kV雄州站#3主变高压B相套管和110kV清风店站#3主变高压C相套管都存在同样的缺陷隐患，通过对缺陷的及早发现和消除有效的避免了套管末屏因解除不良放电所导致的设备损坏等严重后果。

认真剖析此类套管芯体移位导致末屏解除不良放电现象，芯体最里层绝缘纸与导电体之间没有使用粘合剂。说明厂家设计制造和制作工艺中电缆纸最里层漏涂粘合剂及芯体绕制力度不够（图5中也可明显看出芯体与导杆之间有明显的缝隙）。同时说明该批产品确实存在共同的绕制工艺缺陷。使得安装运输时震动引起了芯体移位。省公司应尽快组织各分公司进行同类设备排查防止顶针顶到绝缘纸上造成末屏虚接放电引起的套管故障。

2.2 实例二

2010年4月日，保定供电公司220kV富昌变电站＃2主变进行春检预试工作中，例行对变压器进行高压试验时试验人员发现异常状况：110kV中压侧A相、C相套管末屏引出测量端子的盖子无法拧开，导致不能进行末屏绝缘、套管介质损耗角正切值tanδ及电容量测量试验。

富昌站 2号主变型号为SFSZ10-180000/220，2007年11月投运，110kV中压侧A相、C相套管套管型号为BRLW-126/2000-4，额定电压126kV，額定电流2000A，油号10GBX。

该套管末屏形式为内置连接型式（同过接地盖、接地冒接地），及末屏接地引出线经套管法兰穿过绝缘小瓷套通过引线柱引出，引线柱单独对地为绝缘状态，正常运行时引线柱外圈螺纹口与外加金属接地盖内部螺纹互套紧固后相连接，引线柱通过与金属接地盖内部的压力弹簧压紧相接触，保证末屏端子引线柱经过金属接地盖与铸铝接地底座可靠连接，从而实现了套管末屏在运行中良好接地。

2.2.1 缺陷处理及原因分析

正常情况下试验人员可徒手用力即可把金属接地盖旋转拧开，断开其与铸铝底座的连接面，露出末屏引出端子后便于套管绝缘试（如图6）。

而当时现场工作人员即使采用套管钳强行退出也无法转动金属接地盖，经过现场研究讨论初步确定接地盖不能正常开启的原因是由于安装时拧入位置不正造成螺纹滑牙乱扣现象，致盖子无法拧开。现场工作人员用手锯沿着接地盖与末屏引线柱外螺纹套的交界处割据，锯开螺纹之间的乱螺口后退出接地盖。通过对拆下的密封盖及末屏测量端子检查，发现密封盖内部压力弹簧处存在火花放电痕迹（如图7）；末屏测量端子上已经有严重的氧化腐蚀现象（如图8）。

现场用绝缘摇表测量末屏的绝缘电阻值为零值，现场用细砂纸对末屏抽头上附着的氧化层进行充分打磨处理，清除氧化物后测量A相、C相套管末屏绝缘电阻及其他各项试验数据均正常。由于接地盖已经锯开无法使用，公司有此类接地盖备件，现场工作人员重新对末屏引线柱外螺纹套进行套丝并拧上新接地盖后异常缺陷消除。

由此可通过上述现象分析判断导致本次110kV中压套管测量端子异常缺陷的原因是：①机械原因，由于测量端子的盖子和底座为铸铝材质，在安装过程中拧入时稍有位置不正即易造成螺纹滑牙乱扣现象，导致盖子无法拧开。②电气原因，由于末屏盖螺纹滑牙乱扣现象导致盖子与末屏之间的密封破坏，长时间运行进水受潮造成套管末屏试验抽头氧化接地不良，造成绝缘电阻遥测值为零值。③末屏测量端子利用盖子内部的压力弹簧压紧以保证末屏端子与铸铝接地底座可靠连接，但由于弹簧材质、制造工艺或检修中反复操作等外界因素使压力弹簧状态疲劳导致其压力不足、铜螺杆与铜套接触面粗糙、铜螺杆配合不良等均可能引起铜套接地不良造成的放电缺陷。

此次异常情况的发生是综合上述因素结合在一起而引发的一个典型缺陷，该缺陷如不能及时发现并得到可靠处理，运行中极有可能导致由于套管缺陷隐患而造成主变压器事故的恶劣影响。

2.2.2 反事故措施

针对设备运行、试验及消缺处理过程中暴露的一些问题，建议采取适用的反事故措施。

①在每次打开该类型电容式高压套管测量端子的盖子进行试验时，不得使用尖利的螺丝刀等推动铜套，以保证铜螺杆与铜套接触面的光滑度；恢复运行前应检查铜套是否活动自如、表面粗糙程度是否良好，并测量其接地是否正常。②每次进行该类型电容式高压套管的预防性试验后，拧紧测量端子的盖子时要注意对正螺纹位置，不正时不得大力拧紧，以免造成螺纹滑牙导致盖子无法拧开。③在高压套管设备选型和采购时，应建议高压套管制造厂家改良测量端子盖子和底座的材质，将规避风险的关口前移，避免类似原因造成螺纹滑牙，进而影响设备的安全稳定运行。

3　结束语

幸运的是这几次套管末屏的异常缺陷发现及时、处理得当，否则将会发生严重的电气设备损坏事故。套管末屏接地是否良好，对变压器安全运行关系极大。套管末屏可靠接地是决不能忽视的大问题，从此次异常缺陷的发现到原因分析，可清楚地认识到套管末屏在运行中良好接地的重要性。作者认为今后电力设备在生产运行中需要改进和注意的问题如下：①建议定期对套管末屏部分进行远红外测温检查，对因接触不良产生发热的套管末屏力争及早发现并及时处理消除运行隐患。②检修维护人员利用一切停电的机会认真检查套管各部件，及时消缺，排除隐患；严把质量关，对新投运设备均经有关方面验收认可严防设备带病投运；不断提高专业技术水平，确保检修质量。③大量搜集设备运行数据并充分分析，尽早开展对运行设备的状态检修试验。目前，对套管的末屏接地装置接地可靠性缺乏有效的检测手段，建议开展末屏良好接地临测的试验和研究，将末屏接地不良故障减少到最小。

参考文献：

[1]陈化钢.电气设备预防性试验方法.北京:水利电力出版社.1994.

[2]钟洪壁.电力变压器检修与试验手册.北京：中园电力出版社，2000.

[3]国家电力公司.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 北京：中国电力出版社，2001-09.

一起电力并联电容器故障分析 篇7

关键词：电力,电容器,故障分析

并联电容器是用途最广、生产量最大、最基本的一种电力电容器。它用于电力设备和电力系统, 以补偿电压和提高功率因数[1]。电容器通常是由两块导电极板中间隔以绝缘材料组成, 运行中电容器容易发生熔丝熔断、爆裂、爆炸等事故。电容器发生击穿故障时, 会造成其串连回路上完好的电容器承受过高的电压, 若不配备完善的保护, 迅速切除电源, 将可能出现连锁反应, 更多的电容器发生击穿, 造成重大损失。熔丝是针对单台电容器的第一道保护。

1 故障情况

2009年6月22日某换流站一组500kV并联电容器投入运行1.7s后, 发生C相C1电容器不平衡保护1、2段告警, 3段动作跳闸, 后台监控工作站显示C相不平衡计数为9。保护装置录得跳闸瞬间C相电流如图1所示。

2 故障分析

2.1 保护动作分析

电容器组采用48串4并H型接线, 桥式差电流保护, 测量不平衡电流的电流互感器接在H型电路的中部, 该并联电容器保护配置如图2所示。

其中, C1电容器不平衡保护配置如表1。

查阅厂家技术资料得知, C1电容器不平衡保护4段 (短路保护) 是为了保证在C1电容器发生严重故障时快速切除故障, 其动作判据为|ΔIT2/IT3|>58.2%+0.1%。当C1电容器不平衡4段保护动作时, 直接将C1不平衡总计数器数值置为30, 并利用C1电容器不平衡3段出口回路进行跳闸。从图1电流波形分析, 本次故障中, ΔIT2=-14.7%-3%=-17.3%, |ΔIT2/IT3|=86.5%, 超出58.2%的定值, 因此C1电容器不平衡4段出口跳闸。但由于C1电容器不平衡4段与3段共用跳闸出口逻辑, 后台监控工作站仅报C1电容器不平衡3段动作。

根据后台监控工作站的界面设置, 以及保护装置与工作站的通讯数据所限, 监控工作站中显示的不平衡计数值为1位数, 即显示范围为0~9。故虽然本次C1电容器不平衡动作为4段动作, 不平衡计数值被直接置为30, 但监控工作站中显示最大数值9。

2.2 电容异常分析

该电容器组单台电容器额定电容为23.664μF, 每相电容器组额定电容为1.972μF。单台电容器内部元件按14并4串连接, 如图3所示。

跳闸后, 检修人员对单台电容器电容进行测量, 发现额定容量为23.6μF, 编号为1648的一台电容器电容值为31.7μF, 电容明显偏高, 而其他电容器电容正常。故障电容器额定电容23.6μF, 由于电容器内部结构为14并4串, 即4个串连段的总电容为23.6μF, 则单个串联段容量为:23.6μF×4=94.4μF。正常情况下内熔丝电容器有元件损坏的话电容会减小, 而当电容器内部元件损坏而内熔丝动作不正常时则相当于有一个串联段短路, 此时电容器的容量为:94.4μF÷3=31.5μF, 此计算值与实测值非常接近, 因此从计算值判断, 该电容器内部有一个串联段发生短路。

2.3 电容器解剖分析

去掉故障电容器上盖, 倒出电容器内部芯体, 测得各串联段容量如图4所示。

可见, 第1、2、3串联段电容正常, 第4串联段已短接。与前面分析一致。

对第4串进一步查找, 发现第4串第一个元件已击穿, 熔丝动作, 第二个元件也已击穿, 但熔丝未动作, 其余十二个元件正常, 总容量为82.1μF。

损坏的两个元件的照片如图5。

从击穿的两元件来看, 首先是第4串第1个元件击穿, 熔丝动作, 然后该元件损坏后产生的热量及冲击使相邻的第2个元件击穿, 不平衡电流保护动作。其发展过程推断如下:从第1个元件的击穿点来看, 由元件外表面向内击穿, 所以第1个元件的故障点原外表面存在相对绝缘薄弱点 (如该处薄膜材料上存有电弱点或混入微小杂质) , 电容器运行时, 在电场或外来的冲击电压作用下, 该处绝缘进一步变差。合闸瞬间, 在冲击作用下该元件击穿, 同时熔丝动作。而击穿点刚好位于残留的3股熔丝位置, 与熔丝导通, 整个串联段出现短路;同时击穿点处通过整台电容器的电流, 急剧发热, 从而使相邻元件烧穿, 烧穿时整串处于短路状态, 所以第2个元件熔丝没有动作。此时, 整个串联段由于烧穿的元件及其熔丝使整个串联段处于金属性短路状态, 保护动作。

3 建议进行的工作

换流站在换流器的整流或逆变过程中, 产生大量谐波, 在谐波的影响下, 并联电容器容易出现过负荷现象, 电容器的运行条件较普通变电站恶劣。运行经验表明, 虽然并联电容器及交流滤波器断路器分合经相位角监测装置控制, 可以有效地避免操作过电压对电容器的影响, 但是换流站还是常常发生电容器不平衡保护跳闸现象。电容器制造厂家应提级分析, 查出制造工艺上的薄弱环节, 提高电容器制造水平。

做好电容器的检测工作, 在年检或具备条件时, 加强电容器电容值监测, 及早更换存在异常的电容器, 确保电容器组无故障运行。

4 结语

检修人员对电容值偏高的电容器进行更换后, 该并联电容器试投成功, 并运行正常, 说明此次原因分析和故障定位准确, 正确地排除了故障点。

参考文献

防止电容器发生故障的基本措施 篇8

1 加强巡视、检查、维护

加强巡视力度, 定期对电容器进行巡查, 主要检查项目包括以下几点:检查电容器是否有过热、膨胀、喷油、渗漏油现象;检查瓷套管部分是否清洁, 有无放电痕迹和污闪;检查接地连板是否牢固。若发现有以上现象出现, 必须将电容器退出运行, 检查处理。对电容器的维护, 我们要按照规程的要求对电容器进行周期性的停电检测。由于电容量测量困难, 对测量仪器购要求很高, 最好应用全自动电容电桥测量电容器组, 由于此仪器测量时不需要拆连接引线, 使用方便、测量可靠, 倍受试验人员的青睐。试验人员测量电容量时, 如果电容器其中一相熔丝熔断, 电容量会发生很大变化, 当电容量减少时, 或超出-5%~+10%范围时, 尽快查明原因。除此之外, 对停电的电容器还要做外观检查, 瓷套管、壳体、固定支架等部位是否完好。

2 控制运行温度

电容器应在正常的温度下运行, 电容器外壳最热点的温度不应超过60℃, 对温度高于正常温度的, 应尽快查明发热原因, 及时处理, 防止电容器因温度过高而损坏绝缘。环境温度对电容器的过热影响也很大, 当环境温度每升高10℃, 电容器电容量的下降速度将超过平时的一倍。由于电容器长期运行在高温、强电场下, 还会引起绝缘介质老化和介质损失tgδ的增大, 因而大幅缩短电容器的使用寿命。当绝缘介质老化的一定程度时, 很容易击穿, 直接损坏电容器。因此要防止电容器因温度过热而导致绝缘老化, 电容量下降, 运行中应监控好环境温度和电容器本体温度, 必要时采用强迫通风, 改善电容器的散热, 保证电容器产生的热量及时有效的扩散出去, 降低本体温度, 提高抗老化能力。

3 严格控制运行电压

考虑到电容器的绝缘性能, 必须严格控制运行电压和操作过电压, 保证在参数范围内运行。要求并联电容器的正常运行电压不得超过额定电压值的10%, 如果运行电压过高, 必定缩短电容器的使用寿命。由于运行电压的偏高, 并联电容器的介质损耗会增大, 电容器温度随即上升, 加快了电容器绝缘的老化速度, 长期会使电容器内部绝缘提早老化, 绝缘介质被击穿而损坏电容器。此外, 由于运行电压过高, 其外部绝缘下降, 对恶劣天气的防范能力也随之下降, 易产生瓷瓶闪络及相间短路或击穿。电容器的内部在高电压下绝缘介质极易发生局部老化, 大大缩短了使用寿命。所以, 应根据系统电压的实际情况, 合理选择电容器的额定电压值, 保证长期运行的电压不高于电容器额定电压值的1.1倍。当然运行电压也不能过低, 并联电容器输出的无功功率是与其运行电压的平方成正比的, 如果运行电压过低, 会使电容器输出的无功功率减少, 无法达到无功补偿, 因此装设并联补偿电容器就不起作用了。所以系统中的电容器, 必须要使并联电容器的运行电压保持在其额定电压的95%~105%, 最高运行电压不得大于其额定电压值的110%;电压过高时应限制电容器的使用。

4 防止操作过电压与失压

运行经验表明, 要防止操作过电压和失压。电容器组的故障有很多是由于操作不当, 加之电容器的配套设备质量不好, 最重要的是断路器和氧化锌避雷器的动作特性不好造成过电压。还要防止断路器电弧重燃或重合过程产生高电压的危害, 应使用高性能断路器来提高触头分闸的速度, 使用灭弧能力出色的SF6气体做为绝缘介质, 来提高灭弧能力。因此, 用来分合电容器组的各型断路器, 必须使用符合技术特性并且质量可靠的断路器。考虑到电容器组受运行方式的影响, 投切操作比较频繁, 断路器难免会出现重击穿而产生很高的操作过电压, 危及电容器组的安全运行。因此, 电容器必须安装无间隙氧化锌避雷器来限制过电压的幅值。运行中的电容器如果突然失去电压, 电容器本身并不会损坏。但电容器突然失压可能产生下面两个后果:一是变电站因电源侧瞬时跳闸或主变压器断电, 若电容器任然接在母线上时, 当电源重合闸或备用电源自动投入时, 会造成电容器带负荷合闸, 产生过电压损坏电容器;二是当变电站失电后电压恢复时, 电容器不退出可能造成空载变压器带电容器合闸, 产生谐振过电压, 可能造成变压器或电容器损坏。所以, 电容器应装设失压保护。电容器所接母线失压后, 失压保护应能及时断开运行中的电容器。

5 防止谐波产生

石嘴山供电局负荷主要以高耗能企业为主, 用户在生产过程中不断产生谐波。一家用户产生的谐波虽然不大, 但面对众多的用户, 产生出来的一个较大的谐波电流共同进入电网, 导致电网的谐波分量升高, 影响的系统的正常稳定运行。如果在设置并联电容器的地点谐波过大, 若直接投入并联电容器运行, 会使电网中产生更大的谐波, 对并联电容器的安全稳定运行产生很大的威胁。因此, 我们选择加装串联电抗器的方法, 来有效抑制谐波分量及涌流的发生, 对保证并联电容器的安全运行有明显的效果。串联电抗器的容量选择, 可根据所装设的并联电容器容量来确定。

6 对不正常运行工况及时处理

在运行中发现并联电容器出现放电、熔丝烧断、鼓肚、接头发热、严重漏油等异常情况, 必须将电容器退出运行, 并查明其原因。对已经开始起火、冒油、放电等情况, 以及内部有放电声及放电设备有异常响声的, 必须立即停电, 做好相应的防范措施, 查明事故原因, 分析是内部故障还是外部故障引起的, 对其区别对待进行处理, 只有经过试验合格后的电容器方可继续投入系统运行。

参考文献

[1]赵智大主编.高电压技术[M].中国电力出版社.

几起电容式电压互感器故障分析 篇9

1 二次电压异常升高

1.1 故障概况

2010年5月某变电站110 kV正母压变发生二次电压不平衡故障,该压变为电容式电压互感器,型号为WVB110-20H。故障时二次电压分别为:A相77.8 V,B相66.55 V,C相66.54 V。A相电压较B,C相增高17%,现场检查该互感器无渗油及异常响声,初步分析A相电容单元内部故障。

1.2 诊断试验

对故障设备隔离后使用自激法进行了诊断试验[1],结果及上次试验数据如表1所示。故障后C1电容量与介损均增大,电容量与铭牌值相比增大7.2%(规程要求电容量≤±2%,介损<0.5%),C2正常。由此分析,C1内部有电容屏击穿导致电容量增大,中间压变的一次电压Uc2=U×C1/(C1+C2)也随之增大,这与现场二次电压上升的现象是一致的。

1.3 解体检查

对该电容式电压互感器解体发现,电容约1/3电容屏露出油面暴露在空气中,引起主电容屏内部绝缘强度不够,引发4～5片电容屏发热变形。进一步解体发现电容单元与电磁单元连通的密封圈严重变形导致电容单元绝缘油渗入电磁单元,电磁单元油位上升。

1.4 小结

该故障是由于密封圈安装时主电容单元的绝缘油渗漏至电磁互感器单元所致。设备巡视时运行人员未对电磁单元的油位上涨及时关注,未能在故障初期及时发现。

2 电磁单元有异常发热点

2.1 缺陷概况

2006年红外测温发现某变电站220 kVⅡ母压变B相图谱异常。该电容式电压互感器型号为WVB220-10H,图谱显示电磁压变单元一异常发热点达40℃,较正常高15℃,二次电压无异常。

2.2 分析判断

采用图像特征判断法结合同类比较判断法[2]进行综合分析,发热源是一个点,根据电容式电压互感器电磁单元的结构判断该位置是阻尼电阻,可能是阻尼电阻螺栓离箱壁太近造成环流引起发热。

2.3 现场检查处理

停电后首先对该压变进行了例行试验,无异常。进而对电磁单元进行检查,发现阻尼电阻的螺杆碰触箱壁,即对阻尼电阻安装位置进行了调节,重新投运后测温恢复正常。

2.4 小结

该缺陷是因为生产厂制造工艺不良所致,该类缺陷初期不影响设备运行,运行巡视也不易发现,但若长此以往会使绝缘油质裂化而导致严重的故障。

3 电磁单元整体发热

3.1 缺陷概况

2010年红外测温发现某变电站110 kV线路压变B相图谱异常。该电容式电压互感器型号为WVL110-10H,电磁单元整体发热,最高温度近90℃,判断为电磁单元故障,立即将设备停运。因为该电压互感器为备自投检无压专用压变,电压监测数据不上传,考虑到设备及检修人员的安全,未安排现场测控装置调阅实时电压数据。

3.2 解体试验及分析

对故障互感器进行了相关试验,因电容式电压互感器介损试验是从压变二次侧升压激磁进行,而压变单元故障致使无法升压,介损试验无法进行,绝缘电阻测试显示电容单元C2末端δ点对地绝缘为0。将电容单元和电磁单元分离,对电容单元进行了电容量及介损试验,结果如表2所示。

故障后电容量与介损数据与上次例行试验数据相比无明显变化,可判断电容单元未发生故障[3]。

对电磁单元进行解体分析及试验,电磁单元中绝缘油经历高温放电后颜色呈墨绿色。空载试验一合闸电流就达数安培,无法进行。随后进行了中间压变一二次直流电阻(如表3所示)和绝缘电阻试验,绕组间绝缘电阻大于1 000 MΩ。

试验数据显示,故障后一次绕组电阻值与出厂值的误差为11.6%(规程要求≤10%),二次绕组试验数据正常,初步分析是一次绕组存在匝间短路。从外观观察,电磁单元中的阻尼器及补偿电抗器无异常,对电磁式电压互感器进一步解体检查,互感器铁心无异常,一次绕组绝缘损坏,因故障发展严重无法准确判断故障的初始位置,参与解体的厂方技术人员分析是因一次绕组的调压绕组匝间绝缘损坏继而向内外延伸导致故障进一步发展。

3.3 小结

这是一起较为严重的设备故障,推测分析,该互感器电磁单元一次绕组调压绕组部分绝缘薄弱,在运行中进一步恶化导致一次绕组绝缘故障,该设备是检无压用的线路压变,电压检测量未上传,若不及时发现并停运设备将导致设备爆炸的恶性故障。

4 结束语

电容式电压互感器故障主要分为电容单元故障和电磁单元故障,二次电压监测和红外测温是发现电容式电压互感器故障及早期缺陷的有效手段。建议所有的电容式电压互感器均应具备二次电压监视功能,对于系统中检无压用的电压互感器,目前无电压监测信号上传,建议增加此信号。同时对电容式电压互感器应加强红外测温工作,其电容单元故障时温差较小(通常0.5～1 K),测温后应使用相应软件进行精确分析;电磁单元若发生整体温升或者局部过热应结合温升数值、故障部位及油试验数据进一步检查分析。采用红外测温与电压监视相结合的监测手段,能及时有效地发现各类电容式电压互感器的缺陷,保证该类设备的稳定运行。

参考文献

[1]Q/GDW168—2008,输变电设备状态检修试验规程[S].

[2]DL/T664—2008,带电设备红外诊断应用规范[S].

小议电力电容器的维护与故障处理 篇10

1 电力电容器的保护

1.1 电容器组应采用适当保护措施, 如采

用平衡或差动继电保护或采用瞬时作用过电流继电保护, 对于3.15k V及以上的电容器, 必须在每个电容器上装置单独的熔断器, 熔断器的额定电流应按熔丝的特性和接通时的涌流来选定, 一般为1.5倍电容器的额定电流为宜, 以防止电容器油箱爆炸。

1.2 除上述指出的保护形式外, 在必要时还可以作下面的几种保护:

(1) 如果电压升高是经常及长时间的, 需采取措施使电压升高不超过1.1倍额定电压。

(2) 用合适的电流自动开关进行保护, 使电流升高不超过1.3倍额定电流。

(3) 如果电容器同架空线联接时, 可用合适的避雷器来进行大气过电压保护。

(4) 在高压网络中, 短路电流超过20A时, 并且短路电流的保护装置或熔丝不能可靠地保护对地短路时, 则应采用单相短路保护装置。

1.3 正确选择电容器组的保护方式, 是确

保电容器安全可靠运行的关键, 但无论采用哪种保护方式, 均应符合以下几项要求:

(1) 保护装置应有足够的灵敏度, 不论电容器组中单台电容器内部发生故障, 还是部分元件损坏, 保护装置都能可靠地动作。

(2) 能够有选择地切除故障电容器, 或在电容器组电源全部断开后, 便于检查出已损坏的电容器。

(3) 在电容器停送电过程中及电力系统发生接地或其它故障时, 保护装置不能有误动作。

(4) 保护装置应便于进行安装、调整、试验和运行维护。

(5) 消耗电量要少, 运行费用要低。

1.4 电容器不允许装设自动重合闸装置,

相反应装设无压释放自动跳闸装置。主要是因电容器放电需要一定时间, 当电容器组的开关跳闸后, 如果马上重合闸, 电容器是来不及放电的, 在电容器中就可能残存着与重合闸电压极性相反的电荷, 这将使合闸瞬间产生很大的冲击电流, 从而造成电容器外壳膨胀、喷油甚至爆炸。

2 电力电容器的接通和断开

2.1 电力电容器组在接通前应用兆欧表检

查放电网络。

2.2 接通和断开电容器组时, 必须考虑以下几点:

(1) 当汇流排 (母线) 上的电压超过1.1倍额定电压最大允许值时, 禁止将电容器组接入电网。

(2) 在电容器组自电网断开后1min内不得重新接入, 但自动重复接入情况除外。

(3) 在接通和断开电容器组时, 要选用不能产生危险过电压的断路器, 并且断路器的额定电流不应低于1.3倍电容器组的额定电流。

3 运行中的电容器的维护和保养

3.1 电容器应有值班人员, 应做好设备运行情况记录。

3.2 对运行的电容器组的外观巡视检查,

应按规程规定每天都要进行, 如发现箱壳膨胀应停止使用, 以免发生故障。

3.3 检查电容器组每相负荷可用安培表进行。

3.4 电容器组投入时环境温度不能低于

-40℃, 运行时环境温度1小时, 平均不超过+40℃, 2小时平均不得超过+30℃, 及一年平均不得超过+20℃。如超过时, 应采用人工冷却 (安装风扇) 或将电容器组与电网断开。

3.5 安装地点的温度检查和电容器外壳上

最热点温度的检查可以通过水银温度计等进行, 并且做好温度记录 (特别是夏季) 。

3.6 电容器的工作电压和电流, 在使用时不得超过1.1倍额定电压和1.3倍额定电流。

3.7 接上电容器后, 将引起电网电压升

高, 特别是负荷较轻时, 在此种情况下, 应将部分电容器或全部电容器从电网中断开。

3.8 电容器套管和支持绝缘子表面应清

洁、无破损、无放电痕迹, 电容器外壳应清洁、不变形、无渗油, 电容器和铁架子上面不应积满灰尘和其他脏东西。

3.9 必须仔细地注意接有电容器组的电气

线路上所有接触处 (通电汇流排、接地线、断路器、熔断器、开关等) 的可靠性。因为在线路上一个接触处出了故障, 甚至螺母旋得不紧, 都可能使电容器早期损坏和使整个设备发生事故。

3.1 0 如果电容器在运行一段时间后, 需要进行耐压试验, 则应按规定值进行试验。

3.1 1 对电容器电容和熔丝的检查, 每个

月不得少于一次。在一年内要测电容器的tg2~3次, 目的是检查电容器的可靠情况, 每次测量都应在额定电压下或近于额定值的条件下进行。

3.1 2 由于继电器动作而使电容器组的断

路器跳开, 此时在未找出跳开的原因之前, 不得重新合上。

3.1 3 在运行或运输过程中如发现电容器外壳漏油, 可以用锡铅焊料钎焊的方法修理。

3.1 4 电容器组禁止带电荷合闸。电容器组再次合闸时, 必须在断路器断开3min之后才可进行。

4 电容器在运行中的故障处理

4.1 当电容器喷油、爆炸着火时, 应立即

断开电源, 并用砂子或干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统内、外过电压, 电容器内部严重故障所引起的。为了防止此类事故发生, 要求单台熔断器熔丝规格必须匹配, 熔断器熔丝熔断后要认真查找原因, 电容器组不得使用重合闸, 跳闸后不得强送电, 以免造成更大损坏的事故。

4.2 电容器的断路器跳闸, 而分路熔断器

熔丝未熔断。应对电容器放电3min后, 再检查断路器、电流互感器、电力电缆及电容器外部等情况。若未发现异常, 则可能是由于外部故障或母线电压波动所致, 并经检查正常后, 可以试投, 否则应进一步对保护做全面的通电试验。通过以上的检查、试验, 若仍找不出原因, 则应拆开电容器组, 并逐台进行检查试验。但在未查明原因之前, 不得试投运。

4.3 当电容器的熔断器熔丝熔断时, 应向

值班调度员汇报, 待取得同意后, 再断开电容器的断路器。在切断电源并对电容器放电后, 先进行外部检查, 如套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形、漏油及接地装置有无短路等, 然后用绝缘摇表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。如未发现故障迹象, 可换好熔断器熔丝后继续投入运行。如经送电后熔断器的熔丝仍熔断, 则应退出故障电容器, 并恢复对其余部分的送电运行。

处理故障电容器应在断开电容器的断路器, 拉开断路器两则的隔离开关, 并对电容器组经放电电阻放电后进行。电容器组经放电电阻 (放电变压器或放电电压互感器) 放电以后, 由于部分残存电荷一时放不尽, 仍应进行一次人工放电。放电时先将接地线接地端接好, 再用接地棒多次对电容器放电, 直至无放电火花及放电声为止, 然后将接地端固定好。由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔丝熔断等, 因此有部分电荷可能未放尽, 所以检修人员在接触故障电容器之前, 还应戴上绝缘手套, 先用短路线将故障电容器两极短接, 然后方动手拆卸和更换。

责任编辑:杨帆

摘要：电力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。现将电力电容器的维护和运行管理中一些问题, 作一简介, 供参考。