变电站10kV电容器组故障原因分析

第２３卷　华中电力　２０１０年第２期　变电站１０　ｋＶ电容器组故障原因分析　杨　溢　（重庆市电力公司万州供电局，重庆万州４０４０００）　摘要：结合一变电站电容器故障实例，综合分析了设备质量、选型、保护配置、运行维护方面存在的问题，并针对性地　提出了解决措施，为解决日常运行中较为频繁的并联电容器故障问题提供了一种有益的尝试。　关键词：电容器；故障；分析；反事故措施　中图分类号：ＴＭ５３１．４　文献标识码：Ｂ　文章编号：１００６—６５１９（２０１０）０２—００６１—０２　Ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ　１　０　ｋＶ　Ｃａｐａｃｉｔｏｒ　Ｂａｎｋ　Ｆａｉｌｕｒｅ　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ＹＡＮＧ　Ｙｉ　（Ｗａｎｚｈｏｕ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｕｐｐｌｙ　Ｂｕｒｅａｕ　ｏｆ　Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｒｐｏｒ￣ｉｏｎ，Ｗａｎｚｈｏｕ　４０４０００，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＢａｓｅｄｏｎａｒｅａｌＣａｐａｃｉｔｏｒ　ｉｌｕｒｅａｎａｌｙｓｉｓｉｎａ　ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ，ｔｈｉｓ　ａｒｔｉｃｌｅ　ｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｓ　ａＵ　ｓｏｒｔｓ　ｏｆｐｒｏｂｌｅｍｓ　ｔｈａｔ　ｅｘｉｓｔ　ｉｎ　ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　ｑｕａｈｔｙ，ｔｙｐｅ，ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｄｉｓｐｏｓｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｆｕｎｃｔｉｏｎ　ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ．Ｔａｒｇｅｔｅｄ　ａｔ　ｔｈｅｓｅ　ｐｒｏｂｌｅｍｓ，　ｓｏｍｅ　ｐｒａｃｔｉｃａｌ　ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ　ａｒｅ　ｐｕｔ　ｆｏｒｗａｒｄ，ｗｈｉｃｈ　ｃｏｕｌｄ　ｂｅ　ａ　ｇｏｏｄ　ｔｒｙ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｆｒｅｑｕｅｎｔ　ｐａｒａｌｌｅｌ　ｃａｐａｃｉｔｏｒ　ｆａｉｌｕｒｅｓ　ｒｅｌｉｅｆ．　Ｋｅｙ　Ｗｏｒｄｓ：ｃａｐａｃｉｔｏｒ；ｆａｉｌｕｒｅ；ａｎａｌｙｓｉｓ；ｉｎｖｅｒｓｅｆａｉｌｕｒｅｍｅａｓｕｒｅｓ　近年来，随着电网规模的不断扩大以及对系统　无功电压的日益重视，大量的无功补偿装置不断投　入系统运行。随着运行时间的延长，电容器装置的　２故障经过　２００７年６月８日，某局一１　１０　ｋＶ无人值班变　电站１０ｋＶ　２号电容器组在运行中发生避雷器爆　故障也在增加，对故障原因进行分析并提出针对性　的反事故措施也就显得尤为重要。　本文对某ｌｌ０　ｋＶ变电站１０　ｋＶ电容器组的故　障原因进行了分析．针对发现的问题提出了反事故　措施，其故障比较典型．有一定借鉴意义。　炸及电容器多只损坏事故。其经过简述如下：　１９点０７分５４秒１２２毫秒，变电操作队监控室　报警声响，监控机事件记录窗显示某变电站１０　ｋＶ　Ⅱ段母线接地：　１９点Ｏ７分５５秒１０５毫秒，该变电站２号电　容器６０号开关过流保护动作：　操作队值班人员到现场检查发现２号电容器　组Ａ相避雷器本体及计数器炸裂，周边支柱绝缘　子受损，１５只电容器的外熔断器全部熔断。　进一步对电容器组的电容量进行了测试，发现　１　电容器组接线方式　电容器组一次接线图如图１所示，避雷器采用　四星型接线　三相有多只电容器损坏，具体结果见表１。　表１电容器组测试报告　图１　电容器组一次接线示意图　收稿日期：２００９—１１—２７　作者简介：杨溢（１９７０一），男，从事电力系统运行和技术管理　Ｌ：作　一６１—　２０１０年第２期　华中电力　第２３卷　接表１　序号相别　编号铭牌电容交接试验故障后实　误差（与铭　／　Ｆ　／ｐ，Ｆ　测电容／ＬＬＦ　牌值）／ｏ／。　６　３７８　ｌ６．１　１６．】３　∞　７　３３０　１６．１　１６　ｌ２　２２．１　３７．２７　８　Ｂ　３４４　ｌ６．１　ｌ６．２　９　３３２　１５．９　１６　ｌ６．４　３．１４　１Ｏ　１３５　１６．１　１６．０９　１６．３　１．２４　合计　８Ｏ．５　８０．５４　ｌ】　３４Ｏ　１６　１６　Ｏ】　１６．２　１．２５　１２　Ｃ　４２３　１６．１　１６　ｌ６＿３　１．２４　１３　３７５　１６．１　１６．１４　ｌ６＿３　１．２４　１４　４１３　１５．９　１５．９１　∞　１５　２ｌ８　１６．２　１６．３１　∞　合计　８Ｏ．４　８Ｏ３７　注：测量采用Ｍ一６０１３电容表　３　电容器单元的各设备参数及保护配置　（１）电容器：ＢＡＭ１　１／，，／３—２００－－１Ｗ，ｇｇ容量１６　Ｆ，６　并４串、无内熔丝，２００４年４月出厂。（２）放电线　圈：ＦＤＲ３１ｌ／Ｘ／３—３．４—１。２００４年１月出厂。ｆ３）避雷　器：Ｙ５ＷＲ．７　０，直流参考电压≥１５ｋＶ，标称放电电　流５　ｋＡ，持续运行电压７．６　ｋＶ，２００４年２月出厂；避　雷器采用四星型接线。ｆ４）断路器：型号：ＺＮ２８一ｌ２／　１２５０—３１．５出厂１３期：２００１．１１。ｆ５）外熔断器：额定　电流４８Ａ。ｆ６）保护定值见表２。　表２保护定值表　设备名称保护名称继　型ＴＡ、ＴＶ　定值　作用　变比过负荷　ＳＪｓＬ８Ｊ８－—３３１３．９ＡｓｓＪ８一３１１　　６０．．　Ｓ　跳　萼发信号　　过流　Ｌ８—３１　４・４Ａ　跳闸　８－３１　１．０　ｓ　１０ｋＶＬＬＹ－２　跳闸　电容器零序电压５ｏＳｓＪ８＿３Ｊ过压　ＪＹ８—３１　１０５／０．１ｋＶ　１　１５　Ｖ　跳闸　．８－３１　５．０　ｓ　欠压　ＪＹ８—３１　６０Ｖ　跳闸　４故障原因分析　本次故障后，相关技术人员结合故障现场状况　和历次对该电容器组单元的测试记录进行了综合　分析．因此前对该站进行的谐波测试中各指标均在　合格范围内，故排除了谐波原因致电容器故障的可　能，分析认为故障原因如下：　（１）电容器质量问题。在正常运行状态下，Ｂ相　一６２～　或Ｃ相首先发生电容器极间击穿，同时发生对壳击　穿，致保护装置发出母线接地信号；击穿后，造成　Ａ、Ｃ或Ａ、Ｂ两相电压升高，ｌｓ钟左右，又造成Ａ、Ｃ　两相或Ａ、Ｂ两相多只电容器极间发生击穿。电容　器质量问题是本次事故的直接原因（在本次事故　中，有多台电容器同时击穿）。　ｆ２）避雷器参数和选型不当。避雷器持续运行　电压偏低，加上接线方式的原因，在Ｂ相或Ｃ相击　穿时，两健全相的避雷器承受线电压，其中一相　（Ａ）承受线电压峰值，另一相为６Ｏ％线电压，造成　Ａ相避雷器爆炸。　ｆ３１熔断器质量存在问题，在电容器故障条件　下无反应，从而在多次过流下全部熔断。　（４）保护配置方面无延时电流速断保护，过流　保护延时过长，起不到保护作用，熔断器又不佳，造　成故障范围扩大，所以电容器组破坏较大。（此次故　障由于是过流跳闸，因此，熔断器在熔断前已多次　过电流而全部熔断）。　５反事故措施　从以上故障原因分析可以看出，这起电容器组　故障有厂家质量问题、电容器组附属设备（外熔断　器）问题、避雷器选型不当和接线问题、保护配置问　题以及日常运行维护问题等多方面原因，为解决上　述问题，制定反事故措施如下：　ｆ１）加强对电容器组的交接验收试验和预防性　试验工作，试验时不得仅测整组电容量，必须测电　容器的单台电容量，及时发现电容器故障。　ｆ２）熔断器选型应为有资质的经权威质检单位　型式试验合格的产品．与电容器的配置应满足规程　规定。熔断器的安装角度应符合厂家要求，一般为　４５。一６０。，安装位置应避免喷出的气体损坏邻近熔　丝、引起相间或对地闪络的可能性。　（３）当电容器发生相问故障后，该两相熔断器　均应更换；一相为两串段接线时，发生一串段贯穿　性故障，则该串段的熔断器应更换；当单台电容器发　生贯穿性故障，这相并联电容器的熔断器均应更换。　ｆ４）对电容器保护设置和整定值进行重新改　进，按ＤＩＺＩ＇５８４—１９９５（３—１１０　ｋＶ电网继电保护装置　运行整定规程》规定执行。启用延时电流速断保护．　适当缩小零序电压、过电流保护延时：同时．对本单　位其它电容器组根据其型号、参数分别制定完备、　详细的整定原则，确保在电容器故障时保护及时、　可靠动作，将损失降至最低。　（下转第６６页）　２０１０年第２期　华中电力　力．也是很重要的　第２３卷　状态并向总线发送数据，其他所有节点都必须处于　接收状态。如果有２个节点或２个以上节点同时向　总线发送数据。将会导致所有发送方的数据发送失　败。如果节点出现故障不断发送错误信息，可能导致总　线瘫痪，这种现象在１１０ｋＶ八角站、１１０ｋＶ风光站都　ｆ２）运行中设备的改进和完善　对于运行中的设备，应该督促厂家及时进行通　信技术升级或优化。例如，在已经发现设备通信缺　陷的情况下，应要求厂家派技术人员现场解决，并　提供技术公共信息，以方便第三方产品接人。如果　某些缺陷短期内确实无法解决，必须采取其他“亡　羊补牢”的措施．对于重要的监控保护装置应当接　有发生．必须将故障节点退　运行方能恢复总线功能。　ｆ２）由于串口总线都存在信号衰减、信号反射、　阻抗匹配等缺陷问题，当总线传输媒质不满足性能　要求时，常常会出现整个总线通信瘫痪或总线某段　通信瘫痪，１１０　ｋＶ天元站曾经Ｈ｛现过类似故障，通　过安装匹配电阻才解决问题。　ｆ３）由于ＲＳ２３２、ＲＳ４８５只是代表通讯的物理　人反应其通信运行状态的信息，通过对其通信状态　水平的监控．实现对监控保护装置运行状况的预先　判定，从而达到为设备通信缺陷处理先期发现、先　期准备．从而缩短通信故障时间的目的。　（３）通信装置的更新换代　介质层和链路层．如果要实现数据的双向访问，就　必须自己编写通信应用程序，但这种程序多数都不　能符合ＩＳＯ／ＯＳＩ的规范．只能实现较单一的功能，　适用于单一设备类型，程序不具备通用性。这种状　况常有发生，特别是站内需要接入第ｉ方的智能产　除了以上因素，通信装置的设计技术也对通信　的稳定运行很重要。通过近年来的计算机技术的不　断发展和用户需求的不断明细，新研发和生产的自　动化通信设备技术性能已经有了很大的进步，其中　以太网结合多现场总线的通信结构模式具有极大　的实用价值得到广泛推广。系统强大，具备双总控　品（直流、消弧线圈、测温仪器等）时，南于对谁来修　改规约的问题常常扯皮，给用户维护带来极大不　便。１　１０　ｋＶ德阳站、旌湖站曾经出现过此问题。　２．３　Ｃ局变电站自动化系统通信模式改进的对策　自动切换，各模块之间采用现场总线通信，通过规　约转换装置接入以太网，与其它智能设备则采用串　通过对Ｃ局的变电站自动化系统通信模式的　总结，不难发现问题的主要所在，其中技术选择、成　本考量、维护使用等方面都面临取舍，对于以上不　足和缺憾．有必要采取如下措施。　（１）注重设备的科学选型和厂家售后服务　在选型时，注意设备运行环境的好坏以及安装　场地的范围和距离、微机保护设备运行可靠性的要　行总线方式，与单一串行通信相比，可靠性有明显　的提高。南于其开放透明．新测控保护装置的接人　更为简单，维护更加方便，并对其它各类型智能设　备有更强的适应性和包容性；特别是与微机保护的　通信支持更加完善，扩展性更强，更加稳定。　３　结束语　可以说，没用合理的通信模式选择，就不会有　成功的变电站无人自动化监控。也不会有高效的企　业管理。笔者认为．虽然基于以太网通信的自动化　设备能够有效避免现场通信技术模式的诸多不足，　求等级、与其它自动化设备的的通信能力、接口的　稳定和完善，特别要强调电压等级和监控节点数量　对通信质量可能带来的影响。个人认为对于电压等　级较高（２２０　ｋＶ及以上）或信息质量要求较高的设　备（微机保护等）可以考虑采用现场总线模式。另　外．厂家保证提供长期技术支持和备品更换的能　但是从客观现实的角度考察，二者相结合共存的模　式还将长期存在　（上接第６２页）　ｆ５）将电容器组避雷器接线由四星形接线改为　生产厂家从丁装、Ｔ艺、产能上的不足，这也影响到　电容器的质量　另一方面，部分单位对电容器装置　的管理不够重视，力度不够，加之无功补偿技术人　三星形接线，重新选择避雷器。其型号和参数应与　电容器组过压保护相匹配。　员变动较大，技术培训跟不上，技术力量薄弱，这也　造成了电容器故障率增大的可能。只有加大对电容　器装置的管理力度．加强多层面的技术培训和技术　６结束语　无功补偿装置运行可靠性的高低直接影响电　交流，同时与生产厂家加强配合和协作，逐步降低　电容器组故障率，促进无功补偿技术的发展。　力系统的安全，近年电网的超速发展客观上造成了　一６６一