发电机出口断路器内电容器渗油故障分析处理

发电机出口断路器内电容器渗油故障分析处理

摘要：本文主要描述某电厂1000MW机组发电机出口断路器内电容器渗油导致

发电机定子接地保护动作停机的处理经过与原因分析，并提出相应的建议。

关键词：发电机断路器电容器

一、引言

发电机出口断路器安装在发电机和主变压器之间，作用是隔离发电机故障、

进行发电机启停并网运行操作。由于发电机额定电流大，出口断路器和普通断路

器有所不同，主要是切断电流大、故障时直流分量较大，要求动作时间短。一般

采用两断口结构，可有效降低断口灭弧电压，但有时两个断口间电压分布差别较大，为使两个灭弧室的灭弧条件基本相同，使各断口均衡、合理地快速灭弧，常

常在两个灭弧室外侧分别并联一个均压电容，以使每个断口上的电压分布接近相等，同时还可以降低恢复电压的上升率，可改善灭弧室的工作条件，大大提高了

断路器的灭弧性能。

二、电容器结构

电力电容器按作用分主要有并联电容器、串联电容器、耦合电容器、分压电

容器、均压电容器、滤波电容器、脉冲电容器等。均压电容器主要由芯子、外壳

和出线等几部分组成，用金属箔与绝缘纸或塑料薄膜叠起来一起卷绕，经过压装

而构成电容芯子，并浸渍绝缘油，外壳用密封的钢板焊接而成，装有出线套管，

充绝缘油。

三、故障情况介绍

1、事故前工况

机组有功功率9805MW，无功功率105MVar，机组协调投入,主蒸汽压力24.65MPa，主蒸汽温度598℃，再热蒸汽压力4.4MPa，再热蒸汽温度596℃，给水流量2890t/h。发电机定子电压26866V，定子电流21758A。

2、事故经过

机组正常运行中，DCS来“发电机定子接地”保护动作信号，发电机跳闸、汽轮机跳闸、

锅炉MFT。检查发电机出口断路器三相断开，高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门正确动作，机组有功功率降至0。检查汽轮机、重要辅机设备联锁动作正确。检查发电机本体、发电机

出线、发电机出口至断路器间的封闭母线，检查励磁变压器以及发电机中性点设备外观无异常。

3、处理过程

调阅机组DCS曲线记录、查阅发变组保护动作情况，确认机组跳闸首出信号为“发电机定

子接地保护”，发变组保护A、B屏报警均有“定子接地”保护动作信号。机组故障录波器显示

跳闸前发电机三相电压不平衡，A相14.13kV, B相16.74kV, C相15.11kV,零序电压二次值为10.07V，触发发电机定子接地保护动作（定子接地保护零序电压保护定值10V）。根据机组DCS和发变组保护、故障录波器动作记录，初步判断为发电机A相及其相关部件发生异常，

用2500V水摇表测量发电机定子三相对地绝缘值为0.2兆欧（合格值不小于0.1兆欧）。对

发电机出口电压互感器进行绝缘、直流电阻和感应耐压试验，试验结果合格。

拆除发电机出口A、B、C相软连接，拆除发电机中性点接线、拆除励磁变压器高压引线，对发电机三相封闭母线进行耐压试验（1.1Ue，1min），试验合格。发电机进行分相交流耐压试验（1.1Ue，1min），定子绝缘合格，试验通过。励磁变压器检查性耐压试验（1.1Ue，1

分钟），判定绕组绝缘合格。

检查发电机出口断路器两侧电容器，将#3主变压器停电，进行电容器绝缘电阻、介质损

耗因数及电容值测量，测量结果为A相发电机侧电容器电容值为0.565μF（铭牌值为0.132μF +10%或-5%），与铭牌值严重不符；其它各电容试验结果合格。解体检查发现该电容器极板

已经击穿。

分析确认故障点为发电机出口断路器A相电容器故障，立即进行更换，试验合格。主变

压器送电，机组启动并网，恢复正常运行。

四、原因分析

事故原因为发电机A相出口断路器内电容值异常增大（为额定值的4.28倍），造成该相

对地阻抗降低，使发电机出口三相电压不平衡产生零序电压，导致发电机定子接地保护动作

跳闸。

1、发变组保护动作情况

机组跳闸时，发“发电机定子接地保护动作信号”，发变组保护A 屏来“定子接地零序过流”动作报文、B 屏来“定子零序电压高值”动作报文。

发电机保护A 屏“外加电源定子接地保护”启动492 毫秒后动作出口，动作电流值0.133A，定子接地零序电流条件满足（零序电流定值0.14A，0.5 秒）。通过保护动作波形及数据发现，发电机A 相电压偏低，机端及中性点均有零序电压产生，接地电阻报2162Ω×8.6(系

数)=18.6KΩ（接地电阻定值8KΩ报警，5KΩ跳闸），根据这些数据，初步怀疑A相经高阻接地。

发电机保护B屏“发电机定子接地保护”启动50407毫秒后动作出口，零序电压值9.66V，

定子零序电压高段条件满足（零序电流定值10，0.5 秒）。通过保护动作波形及数据发现，B 屏零序电压原理接地保护先于A屏外加电源接地保护动作，而且动作电压值在升高速度并不快，在接近 50 秒后才达到定值。

2、机组录波器数据

下图为故障发生时发电机机端电压、机端零序电压、中性点零电压波形，从图中可以看出，相电压已经不平衡，并出现了零序电压。

五、结论及建议

通过以上事故分析，说明电容器渗油也能够引起机组跳闸，特别是发电机出口断路器两

侧的电容器，在封闭空间内不易检查，更需要高度重视。虽然电容器是全密封的，但由于制

造缺陷或使用维护不当，有可能发生渗油现象，渗油部位一般是绝缘套管、导电杆密封垫失

效或壳体焊缝开焊、锈蚀渗油。日常要加强电容器检查、定期试验，发现渗油时尽快处理或

更换。

参考文献：

1、高压断路器清华大学出版社徐国政等

2、窗体顶端高压并联电容器装置的通用技术要求窗体顶端

2、高压并联电容器装置的通用技术要求 GB/T 30841-2014

发电机出口断路器内电容器渗油故障分析处理

发电机出口断路器内电容器渗油故障分析处理 摘要：本文主要描述某电厂1000MW机组发电机出口断路器内电容器渗油导致 发电机定子接地保护动作停机的处理经过与原因分析，并提出相应的建议。 关键词：发电机断路器电容器 一、引言 发电机出口断路器安装在发电机和主变压器之间，作用是隔离发电机故障、 进行发电机启停并网运行操作。由于发电机额定电流大，出口断路器和普通断路 器有所不同，主要是切断电流大、故障时直流分量较大，要求动作时间短。一般 采用两断口结构，可有效降低断口灭弧电压，但有时两个断口间电压分布差别较大，为使两个灭弧室的灭弧条件基本相同，使各断口均衡、合理地快速灭弧，常 常在两个灭弧室外侧分别并联一个均压电容，以使每个断口上的电压分布接近相等，同时还可以降低恢复电压的上升率，可改善灭弧室的工作条件，大大提高了 断路器的灭弧性能。 二、电容器结构 电力电容器按作用分主要有并联电容器、串联电容器、耦合电容器、分压电 容器、均压电容器、滤波电容器、脉冲电容器等。均压电容器主要由芯子、外壳 和出线等几部分组成，用金属箔与绝缘纸或塑料薄膜叠起来一起卷绕，经过压装 而构成电容芯子，并浸渍绝缘油，外壳用密封的钢板焊接而成，装有出线套管， 充绝缘油。 三、故障情况介绍 1、事故前工况 机组有功功率9805MW，无功功率105MVar，机组协调投入,主蒸汽压力24.65MPa，主蒸汽温度598℃，再热蒸汽压力4.4MPa，再热蒸汽温度596℃，给水流量2890t/h。发电机定子电压26866V，定子电流21758A。 2、事故经过 机组正常运行中，DCS来“发电机定子接地”保护动作信号，发电机跳闸、汽轮机跳闸、 锅炉MFT。检查发电机出口断路器三相断开，高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门正确动作，机组有功功率降至0。检查汽轮机、重要辅机设备联锁动作正确。检查发电机本体、发电机 出线、发电机出口至断路器间的封闭母线，检查励磁变压器以及发电机中性点设备外观无异常。 3、处理过程 调阅机组DCS曲线记录、查阅发变组保护动作情况，确认机组跳闸首出信号为“发电机定 子接地保护”，发变组保护A、B屏报警均有“定子接地”保护动作信号。机组故障录波器显示 跳闸前发电机三相电压不平衡，A相14.13kV, B相16.74kV, C相15.11kV,零序电压二次值为10.07V，触发发电机定子接地保护动作（定子接地保护零序电压保护定值10V）。根据机组DCS和发变组保护、故障录波器动作记录，初步判断为发电机A相及其相关部件发生异常， 用2500V水摇表测量发电机定子三相对地绝缘值为0.2兆欧（合格值不小于0.1兆欧）。对 发电机出口电压互感器进行绝缘、直流电阻和感应耐压试验，试验结果合格。 拆除发电机出口A、B、C相软连接，拆除发电机中性点接线、拆除励磁变压器高压引线，对发电机三相封闭母线进行耐压试验（1.1Ue，1min），试验合格。发电机进行分相交流耐压试验（1.1Ue，1min），定子绝缘合格，试验通过。励磁变压器检查性耐压试验（1.1Ue，1 分钟），判定绕组绝缘合格。 检查发电机出口断路器两侧电容器，将#3主变压器停电，进行电容器绝缘电阻、介质损 耗因数及电容值测量，测量结果为A相发电机侧电容器电容值为0.565μF（铭牌值为0.132μF +10%或-5%），与铭牌值严重不符；其它各电容试验结果合格。解体检查发现该电容器极板

断路器常见故障及分析

断路器常见故障及分析 蒋跃强 高压断路器是电力系统中最重要的开关设备，它担负着控制和保护的双重任务，如断路器不能在电力系统发生故障时及时开断，就可能使事故扩大，造成大面积停电。为了满足开断和关合，断路器必须具备三个组成部分；①开断部分，包括导电、触头部分和灭弧室。②操动和传动部分，包括操作能源及各种传动机构。③绝缘部分，高压对地绝缘及断口间的绝缘。此三部分中以灭弧室为核心。 断路器按灭弧介质的不同可分为： ①油断路器，利用绝缘油作为灭弧和绝缘介质，触头在绝缘油中开断，又可分为多油和少油断路器。 ②压缩空气断路器，利用高压力的空气来吹弧的断路器。 ③六氟化硫断路器，指利用六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质的断路器。 ④真空断路器，指触头在真空中开断，利用真空作为绝缘和灭弧介质的断路器。 断路器的分合操作是依靠操作机构来实现，根据操作机构能源形式的不同，操作机构可分为： ①电磁机构，指利用电磁力实现合闸的操作机构。 ②弹簧机构，指利用电动机储能，依靠弹簧实现分合闸的操作机构。 ③液压机构，指以高压油推动活塞实现分合闸的操作机构。 ④气动机构，指以高压力的压缩空气推动活塞实现分合闸的操作机构。 操作机构还有组合式的，例如气动弹簧机构是由气动机构实现合闸，由弹簧机构分闸。操作机构一般为独立产品，一种型号的操作机构可以配几种型号的断路器，一种型号的断路器可以配几种型号的操作机构。下面就不同灭弧介质的断路器和不同型式操作机构分别介绍断路器在运行时最常见的故障，以及原因分析。 1．断路器本体的常见故障

压缩空气断路器在高压系统已基本淘汰，压缩空气断路器本体的常见故障情况以及原因分析略。 2．断路器操作机构的常见故障

电容器常见故障及处理

电容器常见故障及处理 引言 电力电容器是一种静止的无功补偿设备，其主要作用是向电力系统提供无功功率，提高功率因数。作为电网中重要的电器设备，电容器的长期正常运行，是保证电网运行安全，提高电能质量，保证企业效益的重要基础条件。为了提高电容器的运行效率，降低电容器的故障率，加强了对常见故障的分析制定了相应的方法对其安全性能进行保证。 1 电力电容器的常见故障及处理 1.1 渗、漏油电容器渗、漏油是一种常见的故障，其原因是多方面的，主要有：搬运方法不当，或提拿瓷套管致使其法兰焊接处产生裂缝；接线时，因拧螺丝用力过大或导线连接过紧，造成瓷套焊接处损伤；产品制造过程中存在的缺陷，均可造成电容器出现渗、漏油现象；电容器投入运行后，由于温度变化剧烈，内部压力增加则会使渗、漏油现象更加严重；运行维护不当，电容器长期运行缺乏维修导致外壳漆层剥落，铁皮锈蚀，也是造成运行中电容器渗、漏油的一个原因。电容器渗、漏油的后果是使浸渍剂减少，元件上部容易受潮击穿而使电容器损坏。因此，必须及时进行处理。 1.2 渗、漏油的处理 （1）安装电容器时，每台电容器的接线最好采用单独的软 线与母线相连，不要采用硬母线连接，以防止装配应力造成电容器

套管损坏，破坏密封而引起漏油。 （2）搬运电容器时应直立放置，严禁搬拿套管，并做到轻拿轻放，防止撞击；接线时，应注意导线松紧程度，拧螺丝不能用力过大并要保护好套管。 （3）电容器箱壳和套管焊缝处渗油，可对渗、漏处进行除锈，然后用锡钎焊料修补，修补套管焊缝处时应注意烙铁不能过热以免银层脱落，修补后进行涂漆。渗、漏油严重的要更换电容器。 1.3 外壳变形由于电容器内部介质在高压电场作用下发生游离，使介质分解而析出气体，或者由于部分元件击穿，电容器极对外壳接地放电等原因均会使介质析出气体。密封的外壳中这些气体将引起内部压力增大，因而将引起外壳膨胀变形。所以，电容器外壳变形是电容器发生故障或故障前的征兆。 1.4 外壳变形的处理经常对运行的电容器组进行外观检查，如发现电容器外壳膨胀变形应及时采取措施，膨胀严重者应立即停止使用，并查明原因，更换电容器。外壳膨胀不严重的要采取通风措施，加强运行检查工作。 1.5 电容器爆炸 运行中电容器爆炸是一种恶性事故，一般在内部元件发生极 间或对外壳绝缘击穿时，与之并联的其他电容器将对该电容器释放很大的能量，可能会使电容器爆炸以致引起火灾，其原因如下：（1）电容器内部元件击穿：主要是由于制造工艺不良所引起。 （2）电容器外壳绝缘的损坏：电容器高压侧引出线由薄铜片制

断路器故障分析

断路器故障分析 现场多年对断路器的事故统计表明，其运行事故的主要类型如下； （1）操动失灵； （2）绝原因障； （3）开断、关合性能不良； （4）导电性能不良。 产生事故的缘由，一般可大致分为技术缘由和工作缘由两大类。所谓技术缘由，是指产品本身或运行方式的缺陷；所谓工作 缘由，是指造成这些缺陷的工作者过失。本节将分析这两方面的缘由。 事故的技术缘由分析 （一）操动失灵 操动失灵表现为断路器拖动或误动。由于高压断路器最基本、最重要的功能是正确动作并快速切除电网故障。若断路器发生拖动或误动，将对电网构成严峻威逼，主要是：①）扩大事故影响范围，可能使原来只有一个回路故障扩大为整个母线，甚至全所、全厂停电；②假如延长了故障切除时间，将要影响系统的运行稳定和加重被掌握设施的损坏程度；③造成非全相运行。其结果往往导致电网爱护不正常动作和产生振荡现象，简单扩大为系统事故或大面积停电事故。例如。某发电厂在小号发电机停机解裂操作中，袖子SW2 —220型少油断路器拉杆强度不足而折断，B相未断开，造成非全相运行，使4号主变压器中性点间隙发生火花放电，电弧波及220kV东下母线，使母线差动爱护动作，2号发电机及两条线路跳闸，又由于负序电流的影响，使发电机转子磁极主绝缘几乎全部损坏。 导致操动失灵的主要缘由有： （1）操动机构缺陷； （2）断路器本体机械缺陷； （3）操作（掌握）电源缺陷。 详细分析如下。 1 .操动机构缺陷。 操动机构包括电磁机构、弹簧机构和液压机构 现场统计表明，操动机构缺陷是操动失灵的主要缘由，大约占70%左右。对电磁与弹簧机构，其机构机械故障的主要缘由是卡涩不敏捷。此处已空，既可能是由于原装配调整不敏捷，也可能是由于维护不良所致、造成机构机械故障的另一个缘由是锁扣调整不当，运行中断路器自跳（跳闸）多半是此类缘由。各连接部位松动、变位，多半是由于螺钉未拧紧、销钉未上好或原防松结构有缺陷。值得留意的是，松动、变位故障远多于零部件损坏，由此可见，防止松动的意义并不亚于防止零部件损坏。

电容器常见故障解决方法

Word 文档 1 / 1 电容器常见故障解决方法 电容器常见故障解决方法 电容器在电力系统、电子设备等领域中具有极为广泛的应用，假如电容器出现了故障怎么办呢?下面，我就为大家共享电容器常见故障解 决方法，快来看看吧! 1.电容器组假如出现引线发热发红，应马上退出运行，以免扩大事故，发生着火时，应在离着火点较远处放电，合上接地隔离开关后，用四氯化碳、1211 或干粉迷惑器接线灭火。 此外，当电容器内部发生局部放电，绝缘油将产生大量气体而使箱体壁膨胀变形，电容器出现"鼓肚'现象。这时四按容器已不能使用，应进行更换。 2.电力电容器是全密封装置，若密封不严，空气、水分和杂质有可能浸入油箱内部，当电容器出现油面降低或漏油时，其危害极大，应认真检查油箱本体及油位指示表计。 因此电容器不允许有渗漏油的'部位，包括油箱焊缝和套管根部;对轻微渗漏，可以在停电后处理。 3.当觉察电容器油异样响声、异味、温度差异时，应检查是否有接地故障及内部故障。对油质进行油化分析，检查断路器是否合好，是否有涌流过大状况。电容器的电容量、介损出现异样及绝缘电阻下降时，应检查其内部是否有故障，油质及表计指示是否正常。 4.电容器爆炸的缘由一般是由于极间游离放电造成电容器的极间击穿短路，导致剧院介质变形膨胀而发生爆炸。为发生电容器爆炸时，应马上将其退出运行，以免扩大事故。 为防止爆炸事故的发生，电容器应配置安秒特性小于邮箱爆炸特性的熔体，加以爱惜，星型接线的电容器组，由于故障电流受限制，发生爆照现象教少。 5.处理故障电容器应在拉开电容器断路器及两侧隔离开关、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)放电后，由于仍有部分残存电荷，所以还应进行一次人工放电。 放电时先将接地端固定好，再用接地棒多次对电容器放电，直至无火花及放电声止。由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔断器熔断等，因 此有部分电荷可能未放出来，所以检修人员在接触电容器前，应带上绝缘手套， 用短路线将故障电容器两极短接，然后方可动手拆卸。 对于双星形接线的中性线上，以及多个电容器的串接线上，还应单独进行多次放电。

机车电力电容器故障分析与应对措施研究

机车电力电容器故障分析与应对措施研 究 摘要：对于当前线路上所运行的大功率和谐机车而言，电力电容器可以说是 机车所有组成部分中的一个重要的组成部分，所以确保其正常使用对和谐机车平 稳运行有着重要的意义，对此，本文对电力电容器运行所具有的特点展开了论述，并以此为基础，分析电力电容器运行过程中存在的故障，并针对相应的故障提出 了应对方法，以供相关人士参考。 关键词：机车电力电容器；故障；应对措施 根据对机车所应用的电容进行归类，可将其划分为辅助电容和次级滤波器电容。支撑电容器的主要功能就是稳定中间的直流电压值，实现瞬间的电能交流， 实现与供电和负荷之间的交流，而 IGBT/IPM型牵引变换器则采用低感应母线并 联支持电容，这样就能使系统的结构更加简单。二次共振滤波器的功能是通过对 四象限的二次电流进行过滤，从而使其达到稳定的目的。 1.机车电力电容器的特点 由于机车所处的工作条件具有一定的特殊性，所以其对运行的可靠性有着很 高的要求，除了必须能够经受强烈的震动之外，还要能在恶劣的工作条件下长期 运行。当前，我国机车所用的电容器大都为自愈型的金属化薄膜电容器，其特点 是通过对其进行真空注油法加工。主要材料是由一种以聚丙烯薄膜为媒介，并在 其表面涂上一种带图案的薄型金属作为其导电的电极。当电容器的整体电压过高时，聚丙烯薄膜的薄弱部分就很容易被击穿，使其附近的导电材料快速地发生汽化，在一定程度上产生了一个空洞，并使其在极短的时间内重新获得了绝缘，使 其具有较好的稳定性。尽管目前的电容器采用的薄膜具有很好的稳定性，但是一 旦出现了失效，仍然存在着机械破裂的危险，严重地存在着安全隐患，因此，如 何进一步提升机车电力电容器的可靠性和安全性成为了新的技术需求。

变电所电容器常见故障及对策

变电所电容器常见故障及对策 摘要：电容器是变电所常用的一种电气设备，但在实际运行过程中电容器经常 会发生渗油、烧毁等不同的故障问题，这就严重影响了变电所的安全运行。因此，本文主要总结了电容器的常发故障，并提出相应的解决措施，以期为相关人员提 供一定的参考。 关键词：变电所；电容器；故障；对策 一、前言 电容器在电力系统当中起着非常重要的作用，是变电所的一种重要电气设备，其对于电 力系统的安全运行起着至关重要的作用。由于工作环境比较复杂，电容器经常出现不同的故 障问题，严重影响着电力系统的安全运行。因此，当电容器出现故障时，维护工作人员应采 取有效的措施来处理故障。 二、电容器组接线方式 电容器组的一次接线图如图1所示。其中，避雷器采用四星型接线。 三、电容器常见故障及其处理 （一）电容器爆炸 当多组电容器处于并联运行的时候，若当中一台电容器发生击穿现象就会导致其他电容 器通过此台电容器发生放电。由于放电能量较大，脉冲的功率也较高就会导致电容器发生气 化进而引起爆炸，甚至发生火灾。 当电容器因爆炸而引发着火的时候要立刻切断电源，工作人员要利用有效的灭火手段， 如借助砂子或干式灭火器进行灭火。电容器发生爆炸大多是由于电容器内外过电压，内部发 生严重故障导致的。因此，为了有效防止该故障的发生，应要求每台电容器熔丝规格一定要 匹配，在熔断器熔丝熔断之后还要仔细找出缘由，同时要注意电容器组不能使用重合闸，为 了防止更大事故的发生，在发生跳闸之后也不能强送电。 （二）电容器渗油 电容器渗油大多是由于电容器密封性不好或者不牢固所导致的。通常电容器是一种全密 封的装置，若密封性不好，就会使很多的水分、杂质以及空气等成分进入油箱内部，进而导 致绝缘受损，产生很大的危害。一旦发现电容器出现渗油现象，工作人员要立刻换下故障电 容器，并上报上级单位进行电容器修补或要求更换新的合格的电容器。 （三）电容器外壳鼓肚 当电容器内部的某些元件因故障发生击穿现象的时候，会在介质当中产生很大的故障电流，而这种电流所产生的电弧及高温会导致浸渍剂游离进而分散产生很多的气体，这会进一 步增大电容器内部压力，并导致电容器外壳膨胀鼓肚。一旦发现电容器出现这种现象，就要 及时将电容器处理掉，防止故障蔓延。 （四）电容器保险熔断 当电容器保险熔断的时候，要及时向调度汇报，等调度同意之后再拉开电容器回路的断 路器。在切断电源之后，要先进行放电，再进行外部检查，若没有发现故障，可以更换新的 合格的保险，然后重新使用。如果送电之后保险还继续熔断，就要退出故障电容器，而对其 他部分继续送电。若保险熔断的同时断路器发生跳闸，这时就不可强行送电，要等完成所有 检查之后再更换保险，并重新使用。 图1 电容器组一次接线图 （五）电容器回路的断路器跳闸 当电容器回路的断路器发生跳闸而分路保险没有断的时候，要先对电容器进行三分钟的 放电，然后再继续检测断路器的电力电缆、电容器外部等部分。如果没有发现异常，则有很 大可能是外部故障母线电压波动而导致的，这样经过检查以后可以试投。反之，若发现异常，就要进行通电试验。完成上述检查以后如果还不能找到事故原因，就要按照相应的制度，对 电容器逐一进行试验。要注意的是，在没有查清楚事故原因以前，不能试投。

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。 开关柜与断路器小车之间的配合间隙过大或过小，水平度均会造成小车操作 困难。 3、电容器开关故障现象及原因概述 电容器开关由于投切频繁或经常承受过电压过电流，很容易起出现线圈烧毁、无法分合闸等现象。在现场处理故障时应全面考虑，首先根据故障现象初步判断 原因，缩小检查范围，快速找到故障点进行检修。本人根据日常工作经验简单总 结了一些电容器故障现象及相应的故障原因，具体内容如下。 3.1故障现象一：断路器在合闸位置，发“控制回路断线”信号。 原因分析：（1）辅助开关损坏或节点接触不良； （2）分闸线圈损坏。 3.2故障现象二：断路器在分闸位置，发“控制回路断线”信号。 原因分析：（1）辅助开关损坏或节点接触不良；

电力电容器常见故障分析及预防措施

电力电容器常见故障分析及预防措施 摘要：随着现代科技水平的不断发展，社会经济也在不断进步，为了满足庞大的用电需求，电力系统和电力线路处于持续建设中，规模持续扩大，这也对电力系统的安全性和稳定性提出了更高的要求。本文结合作者多年的电容器研究经验，总结了实际操作中电容器的常见故障查找，阐述了针对性的问题解决方法，为解决在日常操作中频繁的电容器故障提供了有益的尝试，以期给相关工作者提供一些参考和借鉴。关键词：电容器；无功补偿；故障 1 引言 电容器是电力系统中大量使用的一种设备，它的合理应用关系着整个电网的安全，同时在保证输电质量的情况下，它的无功补偿性质可有效降低能量损耗、调节整条线路的电压。日常生活以及工业生产中，电容器故障屡见不鲜。一方面由于电容器属于损耗元件，长时间的工作导致结构老化；另一方面主要是人为因素，操作不当加上电容器本身设计存在缺陷，导致其使用寿命非常短。因而，为保障电网的安全和稳定运行，有必要采取有效措施来应对电容器的故障问题，从而提高电容器的工作效率和使用寿命。 2 电力电容器的常见故障现象 2.1电力电容器的渗油现象 电容器的渗漏油现象主要由电容器密封不严造成，具有很大的危害，要坚决避免渗漏油现象的出现。但在实际的运行中，由于加工工艺、结构设计和认为因素等多方面的影响，套管的根部法兰、螺栓和帽盖等焊口漏油的现象经常出现。这些问题，采取措施加强对厂家和运行维修人员的管理，对机器的运行进行严密的管理，都可以使漏油现象得到缓解。 2.2鼓肚现象

在所有电容器的故障中，鼓肚现象是比较常见的故障。发生鼓肚的电容器不能修复，只能拆下更换新电容器。因此，鼓肚造成的损失很大，而造成鼓肚的原因主要是产品的质量，保证产品的质量，加强对电容器质量的管理，是避免鼓肚的根本措施。 2.3熔丝熔断 电容器外观检测后没有明显的故障时，可以进行实验检测，看是否存在熔丝熔断的现象。一般情况下，外观没有明显的故障而电容器出现故障时，熔丝熔断就可能是其发生故障的原因。 2.4爆炸现象 爆炸发生的根本原因是极间游离放电造成的电容器极间击穿短路。爆炸时的能量来自电力系统和与相关电力电容器的放电电流，爆炸现象会对电容器本身及其周围的设施造成极大的破坏，是一种破坏力很大的严重故障现象，但由于科技的发展和人们的重视，爆炸现象在近年来很少出现，但我们在电容器的维修检查中，也要对引起爆炸的因素进行严格的控制，极力的避免爆炸现象的出现。 3 电容器故障预防措施 3.1 保证设备制造及安装调试质量 电力电容器设备制造质量是其安全运行的重要前提，在电容器生产过程中应严格工艺流程，选用合格的原材料及生产装备，加强过程质量监督，并通过出厂检验从严把关，从源头上确保产品的制造质量。现场安装应合理“分相、分组”，保证“相与相”、“段与段”之间的电容量平衡匹配。同时，应加强安装后的现场交接验收，确保安装调试质量，降低运行中故障发生概率。 3.2 改善操作和运行方式 1）在对线路负载进行停送电操作时，电力电容器组必须遵循“先断后合”的操作原则，而各路负载出线应按照“先合后断”的操作原则，不可以随便更改操作顺序。 2）电力电容器恢复运行时应保证具有充足的放电时间。电容器组应尽量减少频繁投切；必须按照规程的规定确保电容器组充分放电才可以进行下次合闸操作；若保护装置动作跳开了故障电容器组，不可在故障原因查明之前，

一起智能发电机出口断路器(GCB)液压操作机构故障的分析与处理

一起智能发电机出口断路器（GCB）液压操作机构故障的分析与处 理 摘要阜阳华润电力有限公司2x640MW燃煤发电机组1、2号发电机出口断路器（GCB）均采用ABB公司生产的HEC/7型断路器，配置HMB-8.2型液压储能操作机构。2016年8月1日上午8点42分，运行巡检人员发现#2发电机出口断路器液压操作机构储能油泵开始频繁打压，直至10月13日液压操作机构储能电机电源空开跳闸，随后开关液压操作机构进入完全失压状态，严重影响了机组的安全运行。该机组停运时，液压操作机构储能电机打压计数器已动作了303032次。本文简要介绍了发电机出口断路器（GCB）液壓操作机构的工作原理及故障的处理过程，仔细分析液压操作机构故障的原因，为同类型GCB的液压机构故障处理提供参考。 关键词发电机出口断路器；GCB；液压操作机构；频繁打压；试验；分析 1 导言 发电机出口断路器广泛应用于各类电厂，如燃气轮机电厂、热电厂、水电厂等，该类型机组发电机出口通常采用GCB断路器作为并网点，并用弹簧液压储能动力作为断路器的操作机构。该机构原理简单，结构紧凑，日常维护量小，满足分合闸动作特性要求，性能稳定，能满足机组日常启停需要。但当GCB液压操作机构缺少维护时，其储能系统经常会出现内漏或外部渗油，造成储能电机頻繁打压，如不及时停机处理，还有可能造成机构液压缸体缸裂，使运行中的发电机组无法通过GCB从电网上解裂，对机组的安全运行产生一定的影响。因此，在机组停运时对GCB的液压机构进行有深度的检查、维护和保养是非常必要的。 2 GCB液压操作机构的工作原理 阜阳华润电力有限公司640MW燃煤发电机组的1、2号发电机出口断路器（GCB）均采用ABB公司生产的HEC/7型断路器，配置HMB-8.2型液压储能操作机构。 液压弹簧操纵机构集蝶簧的机械式储能和液压式的驱动和控制于一体，整个机构分为工作模块、储能模块、动力模块、控制模块和监视模块。碟簧的压力释放作用在三个储能活塞上。通过储能活塞把由弹簧力和弹簧行程表示的机械能转换成由压力和体积表示的液压能。通过高油压储能活塞和工作油缸之间的能量传输，使操动机构能进行快速的合分闸操作。除这之外，通过调节节流阀能实现对开关速度的简单设定。操作机械控制和能量传输是建立在液压操作技术结构原理上，例如高油压油泵，储能活塞，导向和转换阀，以及带有集成式液压缓冲功能的工作油缸[1]。 3 异常的发现

电容器的故障处理

电容器的故障处理 1、电容器的常见故障。当发觉电容器的下列状况之一时应马上切断电源。 （1）电容器外壳膨胀或漏油。 （2）套管裂开，发生闪络有为花。 （3）电容器内部声音特别。 （4）外壳温上升于55℃以上示温片脱落。 2、电容器的故障处理 （1）当电容器爆炸着火时，就马上断开电源，并用砂子和干式灭火器灭火。 （2）当电容器的保险熔断时，应向调度汇报，待取得同意后再拉开电容器的断路器。切断电源对其进行放电，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现象等，并摇测极间及极对地的绝缘电阻值，如未发觉故障现象，可换好保险后投入。如送电后保险仍熔断，则应退出故障电容器，而恢复对其余部分送电。假如在保险熔断的同时，断路器也跳闸，此时不行强送。须待上述检查完毕换好保险后再投入。 （3）电容器的断路跳闸，而分路保险未断，应先对电容器放电三分钟后，再检查断路器电流互感器电力电缆及电容器外部等。若未发觉特别，则可能是由于外部故障母线电压波动所致。经检查后，可

以试投；否则，应进一步对爱护全面的通电试验。通过以上的检查、试验，若仍找不出缘由，则需按制度办事工电容器渐渐进行试验。未查明缘由之前，不得试投。 3、处理故障电容器时的平安事项。处理故障电容器应在断开电容器的断路器，拉开断路器两侧的隔离开关，并对电容器组放电后进行。电容器组经放电电阻、放电变压器或放电电压互感器放电之后，由于部分残余电荷一时放不尽应将接地的接地端固定好，再用接地棒多次对电容器放电直至无火花及放电声为止，然后将接地卡子固定好。由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或保险熔断等现象，因此仍可能有部分电荷未放出来，所以检修人员在接触故障电容器以前，还应戴上绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接，还应单独进行放电。

断路器常见故障及分析

高压断路器是电力系统中最重要的开关设备，它担负着控制和保护的双重任务，如断路器不能在电力系统发生故障时及时开断，就可能使事故扩大，造成大面积停电。为了满足开断和关合，断路器必须具备三个组成部分；①开断部分，包括导电、触头部分和灭弧室。②操动 和传动部分，包括操作能源及各种传动机构。③绝缘部分，高压对地绝缘及断口间的绝缘。 此三部分中以灭弧室为核心。 断路器按灭弧介质的不同可分为： 油断路器，利用绝缘油作为灭弧和绝缘介质，触头在绝缘油中开断，又可分为多油和少油断 路器。 压缩空气断路器，利用高压力的空气来吹弧的断路器。 六氟化硫断路器，指利用六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质的断路器。 真空断路器，指触头在真空中开断，利用真空作为绝缘和灭弧介质的断路器。 断路器的分合操作是依靠操作机构来实现，根据操作机构能源形式的不同，操作机构可分为：电磁机构，指利用电磁力实现合闸的操作机构。 弹簧机构，指利用电动机储能，依靠弹簧实现分合闸的操作机构。 液压机构，指以高压油推动活塞实现分合闸的操作机构。 气动机构，指以高压力的压缩空气推动活塞实现分合闸的操作机构。 操作机构还有组合式的，例如气动弹簧机构是由气动机构实现合闸，由弹簧机构分闸。操作机构一般为独立产品，一种型号的操作机构可以配几种型号的断路器，一种型号的断路器可 以配几种型号的操作机构。 下面就不同灭弧介质的断路器和不同型式操作机构分别介绍断路器在运行时最常见的故障， 以及原因分析。 1. 断路器本体的常见故障 1.1 油断路器本体 序号常见故障可能原因 1 渗漏油固定密封处渗漏油，支柱瓷瓶、手孔盖等处的橡皮垫老化、安装工艺差和固定螺 栓的不均匀等原因。 轴转动密封处渗漏油，主要是衬垫老化或划伤、漏装弹簧、衬套内孔没有处理干净或有纵向 伤痕及轴表面粗糙或轴表面有纵向伤痕等原因。 2 本体受潮帽盖处密封性能差。 其他密封处密封性能差。 3 导电回路发热接头表面粗糙。 静触头的触指表面磨损严重，压缩弹簧受热失去弹性或断裂。 导电杆表面渡银层磨损严重。 中间触指表面磨损严重，压缩弹簧受热失去弹性或断裂。 4 断路器本体内部卡滞导电杆不对中。灭弧单元装配不当、传动部件及焊接尺寸不合格和 灭弧单元与传动部件装配时间隙不均匀。 运动机构卡死。拉杆装配时接头与杆不在一条直线、各柱外拐臂上下方向不在一条直线上。 5 断口并联电容故障并联电容器渗漏油。 并联电容器试验不合格。 2 真空断路器本体 序号常见故障可能原因 1 真空泡漏气真空泡密封性能差，漏气造成真空泡内部真空度下降，绝缘性能下降。

一起1000MW发电机出口断路器故障分析

一起 1000MW发电机出口断路器故障分 析 摘要：本文主要介绍了1000MW发电机出口断路器的作用原理，在实际应用中，出口断路器容易发生的一起故障分析，全面分析了事件的原因，以及以后如 何防范此类事件按再次发生。为以后的电力系统发展做出更大一步的贡献。 关键词：断路器继电器故障 引言 发电机出口断路器，它的作用是发电机和电网之间的一个可以控制的断开点，隔离发电机故障，发电机并网运行的操作，位于发电机和升压变压器之间，他的 原理和普通断路器没有太大区别，只是由于发电机的故障时，直流分量较大，在 设备选型时，要考虑直流分量的影响，而且要求发电机断路器动作时间很短（为 了快速隔离故障）。发电机出口断路器主要由断路器本体、隔离开关、接地开关、避雷器、电压互感器、电容器和汇控柜组成。汇控柜由上下两层组成，上层主要 有操作面板、二次接线端子、二次回路、小空气开关、继电器和保险等，下层有 断路器、隔离开关、接地开关的操作机构及电气联锁装置。装有发电机出口断路 器的机组的主要优点就是当发电机故障时，发电机出口断路器可以断开与主变的 电的联系，同时厂用电可以通过主变倒入，使机组厂电的输入方式更加灵活可靠，从而提高了机组其它设备。 一、事件概述 1.1事件发生情况 某厂16:45:33 #5机DCs报警总汇来“11Ov直流系统I段绝缘故障”报警。

16:45:34 #5机DCs报警总汇来“110Ⅴ 直流系统Ⅱ段绝缘故障”报警,发变组故障录波器屏启动录波,运行值班员立即安排人员对#5机⊥10Ⅴ 直流系统进行检查,并通知检修处理。 16:45:37 DCs报警总汇来“#5GEN出口BRK A相风机电压异常”、“#5GEN 出口BRK B相风机电压异常”、“#5GEN出口BRK C相风机电压异常”、“#5GEN 出口断路器C相风机报警1”报警,运行值班员立即安排人员对#5发电机出口开关进行检查。 16:45:38 DCS 报警总汇来“#5GEN 出口断路器A 相风机报警1”报警。 16:45:41 DCS 报警总汇来“#5GEN 出口断路器控制电源Ⅰ失电”、“#5GEN 出口隔刀，地刀回路断线”报警。 16:45:46 DCS 报警总汇来“#5GEN 出口断路器控制电源Ⅱ失电”报警。 16:47:43 DCS 报警总汇来“110V 直流系统Ⅱ段绝缘故障”报警复归。 16:49:49“#5GEN 出口断路器加热器照明跳闸”报警，9S 后复归。 16:50:02“#5GEN 出口断路器储能电机跳闸”报警，1S 后复归。 16:51 就地检查发现#5 发电机出口开关冷却风扇全停，#5 发电机出口封 母温度最高为50℃，立即汇报。 16:52 立即解除AGC，快速减负荷，目标负荷为500MW。 16:54 进一步检查发现#5 发电机出口开关附近有烧焦味，经排查发现#5发电机出口开关控制箱内冒烟。 电气专业职工检查#5 发电机出口开关控制箱内K09、K19 继电器及周围二次线烧损，继电器内部完全烧空，下部有塑料融化痕迹，继电器上方附近导线绝缘皮烧焦，附近多根多芯软导线断裂，判断造成高温烧损的发热源在交流动力回路相序继电器K09 和K19。该继电器实现电源交流动力回路（隔离刀闸、发电机侧地刀、主变侧地刀以及风扇动力总电源）相序、过压、欠压等监测功能，为集成

电容器运行异常与事故的处理(全文)

电容器运行异常与事故的处理 1.引言 电力电容器是电力系统中重要的设备之一，在电力系统运行中，通过对电容器的投入切换来补偿电力系统的无功功率，提高系统电压从而减少运行中损耗的电能，达到提高功率因数的目的。长期运行的经验告诉我们，并联电容器作用，能补偿电力系统无功功率，提高负载功率因素，减少线路的无功输送提高电XX的输送能力，减少功率损耗改善电力质量，以及提高设备率用率。串联电容器补偿线路电抗、改善电压质量，减少线路阻抗，提高系统稳定性和增加输电能力。电容器在运行过程中会因自身或者系统工况运行天气等原因，导致电容器出现渗漏油、外壳膨胀变形、电容器“群爆”等故障，若查不出电容器故障原因，系统中有带病运行的电容器将对系统的安全运行将造成严峻威胁。因此，对电容器运行故障进行分析处理显得至关重要。 2.电力电容器的种类 电力电容器的种类很多，按电压等级分，可分为高、低压两种；按相数分，可分为单相和三相；按安装方式分为户内式与户外式；按所用介质又可分为固体介质与液体介质两种。固体介质包括电容器纸、电缆纸和聚丙烯薄膜等，液体介质包括电容器油、氯化联苯、蓖麻油、硅油、十二烷基苯和矿物油。无论哪种电容器都是全密封装置，密封不严，则空气、水分和杂质都可能侵入油箱内部，电容器进水后就会造成绝缘击穿，缺油进入空气会使

绝缘受潮、老化，其危害极大，因此电容器是不同意渗漏油的。 3.影响电力电容器运行的因素 3.1 电容器运行的电压 电容器的无功功率、发热和损耗正比于其运行电压的平方。长期过电压运行会使电容器温度过高，加速绝缘介质的老化而缩短电容器的使用寿命甚至损坏。 在运行过程中，由于电压调整、负荷变化或者分合闸操作等一系列因素引起系统的波动会产生过电压，电容器的连续工作电压不得大于1.05倍的额定电压。最高运行电压不得超过10%的额定电压。但是不能超过同意过电压的时间限度。 3.2 电容器运行的温度 电容器的运行温度过高，会加速介质的老化影响其使用寿命，甚至会引起电容介质的击穿，造成电容器的损坏。 可见，温度是保证电容器安全稳定运行和正常使用寿命的重要条件之一。 因此，运行中必须始终确保电容器工作在同意温度内，按厂家规定一般电容器运行的环境温度不应高于零上40度，或低于零下40度。 3.3 电容器运行的电流 电容器运行中的过电流，除了由过电压引起的工频过电流外，还有由电XX高次谐波电压引起的过电流。 所以，通常在电容器的设计中，最高不应超过额定电流的

电力系统电容器故障的处理方法

电容器、电抗器操作 (一)、电容器、电抗器操作的一般知识 一、电容器的操作 根据电网运行需要，电容器组投入电网或退出的操作。一般有两种方式，即手动投、切和自动投、切。 所谓手动投切是指当电网电压下降到规定值范围下限(或工作需要)时值班员手动将电 容器组断路器合上(电容器组投入电网运行)，当电压上升到规定值范围上限(或工作需要)时，手动将电容器组断路器拉开(停用电容器组)。 自动投、切是指利用VQC自动投、切装置，当电网电压下降到某一定值时，自动装置将动作合上电容器组断路器。反之，当电压上升到某整定值时，自动装置将动作电容器组断路器跳闸。 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。 在交流电路中，如果电容器带有电荷时合闸，则可能使电容器承受两倍左右的额定电压的峰值，甚至更高。这对电容器是有害的，同时也会造成很大的冲击电流，使开关跳闸或熔丝熔断。因此，电容器组每次切除后必须随即进行放电，待电荷消失后方可再次合闸。一般来说，只要电容器组的放电电阻选的合适，那么，1min左右即可达到再次合闸的要求。所以电气设备运行管理规程中规定，电容器组每次重新合闸，必须于电容器组断开3min后进行。 串联补偿电容器：电力输电线路在输送电能时相当于一个电感，线路电抗主要为感抗，在线路两侧系统电势、电压及功角不变的情况下，线路输送的功率与电抗成反比。电容器的阻抗特性为容抗，它与感抗的特性相反，若在线路中间串入电容器，其容抗就可以与线路感抗相互抵消，使线路总的电抗变小，从而提高输电能力。又由于串补能使线路总电抗值减小，所以线路加装串补后还具有更高的静态和动态稳定性。而目前国内外还有一种可控串补。可控串联补偿（简称可控串补）是一种灵活交流输电技术，可以用来实现交流输电线路快速、灵活的阻抗控制，大幅度地提高系统的暂态稳定性，从而扩大线路输送能力。由于串联补偿电容器本运行工区没有，它的操作这里不作说明。 二、电抗器的操作 以下内容针对江都变低压电抗嚣。 低抗闸刀只能进行正常情况下的低抗从冷备用改充电和从充电改冷备用操作，操作前必须检查低抗开关确在分闸位置。 当低抗内部出现故障信号或低抗大修后无法确定内部有无短路时，低抗的充电操作应向网调提出用3510(或3520)开关进行。 低抗从充电改运行或从运行改充电操作必须由低抗开关进行。 低抗改检修时，应断开低抗保护屏上此低抗出口压板，防止检修时误跳低压侧总开关。低抗开关改检修时，应断开低抗开关直流操作电源，断开低抗开关交流操作电源。 1号主变4号低抗及2号主变4号低抗容量与其它低抗容量不同，运行中应检查各低抗

关于#1发电机出口A相电容器故障的分析

关于 #1发电机出口 A相电容器故障的 分析 摘要：3月2日，华能金陵电厂#1发电机A相断路器发电机侧并联电容故障引发跳机后，打开GCB上盖后检查发现A相断路器发电机侧并联电容液喷出，封闭母线内侧油迹呈喷射状。测量发电机出口断路器的A相发电机侧电容器电容值为0.334uf（额定为0.13uf）,绝缘电阻为330MΩ（2500V绝缘电阻表），该电容器电容量发生明显变化。本文根据事故发生的现象，分析原因后进行处理验证并制定反措，为同类事故提供处理思路。 关键词：GCB 电容漏液 背景 华能金陵电厂拥有两台1030MW发电机，采用ABB公司HEC-8断路器用作发电机出口断路器，其中出口电容器的结构如下：电容器由长430mm×宽200 mm×高202 mm不銹钢箱体（内置电容）和绝缘磁瓶焊接而成，内存绝缘油1.5Kg 机组正常运行中这些油在不銹钢箱体中产生了202mm标高的静压（按充满油计）。经调研这种不銹钢和陶瓷体不同材质直接焊接，是有较高的工艺要求，焊接质量较难控制。事后查明，本次漏油点就是绝缘瓷瓶与不銹钢箱体连接焊缝中出现了裂纹（记号笔标注区域）。具体如下图： 图1：电容器结构图2：漏液点

电容器的作用 我厂发电机出口开关两侧并联接地电容，主要用于限制出口开关开断短路电流、负荷电流、失步电流时的暂态恢复电压上升率（TRV），如果TRV过高，高 于介质的绝缘恢复强度（开关在断弧后断口绝缘恢复速度）的时候会发生重新击穿。 原因分析 以电源侧为例，如下图3所示：其中U为发电机电源、R为等效电阻、L为 等效电感、S为理想开关、C为出口开关电源侧对地并联电容。当出口开关开断 短路电流、负荷电流、失步电流后就相当于理想开关合闸与电容。 图3：等效电路 理想开关S合闸时，回路电压、电流由一个稳态过渡到另一个稳态需要一个 暂态过程，（当分闸时间巧合的话，可能直接从一个稳态跳至另一个稳态，但由 于三相电压电流相差120度，所以必然有一相或者两相电压会有暂态过程，完全 取决于分闸点的时间）具体电压计算公式及暂态电压上升率如公式所示[1]： 由TRV公式中可以看到，电容的作用可以明显降低暂态恢复电压上升速率， 小于断口绝缘恢复强度，增强发电机出口开关开断电流能力。 既然电容在发电机出口开关开断短路电流、负荷电流、失步电流时增强开关 的灭弧能力，所以在这三种情况下，对电容的伤害是最大的，事后均应进行更换。