电力电容器的故障原因（精选9篇）

电力电容器的故障原因 第1篇

电力电容器用于电力系统和电工设备的电容器。供电质量主要决定于电压、频率和波形三个方面。电网频率稳定决定于电网有功平衡, 波形主要决定于网络和负荷的谐波, 电压稳定则决定于无功平衡。当然三者之间也具有一定的内在关系。无功平衡决定于网络中无功的产生和消耗。为了满足系统中无功电力的需求, 单靠发电机、调相机、电缆和输电线路电容是不够的。电力电容器是一种静止的无功补偿装置, 它的主要作用是向电力系统提供无功功率, 提高功率因数。因此电容器在系统的无功电源中占有相当比重, 加之调相机为旋转设备。建设投资大, 运行维护费用高。采用就地并联电容器组成电力电容器组, 能够无功补偿, 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。

1 运行中的电力电容器的维护和保养

对运行中的电力电容器组应进行日常巡视检查、维护和保养, 定期停电检查。 (1) 电容器应有值班人员, 应做好设备运行情况记录。 (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) 检查电容器组每相负荷可用安培表进行。 (4) 电容器组投入时环境温度不能低于-40℃, 运行时环境温度1h, 平均不超过+40℃, 2h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。 (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) 。 (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。 (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。 (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。 (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。 (10) 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。 (11) 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。 (12) 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。 (13) 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。

2 电力电容器在运行中的故障处理

2.1 电容器喷油、爆炸着火时的处理

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。

2.2 电容器的断路器跳闸的处理。

电容器的断路器跳闸, 而分路熔断器熔丝未熔断时。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。

2.3 当电容器的熔断器熔丝熔断的处理

当电容器的熔断器熔丝熔断的时, 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。

2.4 处理故障电容器应注意的安全事项

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。

电容器在变电所各种设备中属于可靠性比较薄弱的电器, 它比同级电压的其他设备的绝缘较为薄弱, 内部元件发热较多, 而散热情况又欠佳, 内部故障机会较多, 制造电力电容器内部材料的可燃物成分又大, 所以运行中极易着火。因此, 对电力电容器的运行应尽可能地创造良好的低温和通风条件。

3 电力电容器组倒闸操作时必须注意的事项

(1) 在正常情况下, 全所停电操作时, 应先断开电容器组断路器后, 再拉开各路出线断路器。恢复送电时应与此顺序相反。 (2) 事故情况下, 全所无电后, 必须将电容器组的断路器断开。 (3) 电容器组断路器跳闸后不准强送电。保护熔丝熔断后, 未经查明原因之前, 不准更换熔丝送电。 (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 电力电容器的修理

(1) 下面几种故障, 可以在安装地方自行修理。

(1) 箱壳上面的漏油, 可用锡铅焊料修补。 (2) 套管焊缝处漏油, 可用锡铅焊料修补, 但应注意烙铁不能过热, 以免银层脱焊。

试述电力变压器故障原因及处理方法 第2篇

摘要：电力变压器作为一种能量的转化的设备，它在电压的转变以及电流的运输过程中有着不可取代的地位，是电力系统运行中的核心设备。采用正确、合理的故障分析和排除方法，对于变压器设备的正常运行起到十分重要的促进作用。本文针对电力变压器在运行中产生的故障的原因以及排除的方法等做出了简要的分析。并提出了故障处理得有效方法。

关键词：电力变压器；故障；原因；处理方法

变压器产生故障的原因主要是由于其内部的组成、电路等方面出现了电力损耗而造成的，但外在的人为因素或者是其他方面也有可能造成故障的产生。电力变压器发生故障，会导致电力的供应发生中断，甚至会引发火灾等，将会对社会及经济发展造成重大的损失。因此，要加强电力变压器的故障分析，确保变压器安全的、稳定的、高效的运作，确保生产的井然有序。

一、常见故障发生的原因和处理

1、变压器油质变坏

在运行中变压器中的油，如果长时间使用而没有更换，或其中漏进了雨水和受潮，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到损害，这种情况下就极易引起变压器发生故障。如果发现油色开始变黑，就要立刻进行取样化验。以防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，可对不合格绝缘油进行过滤和再生处理，以便再进行使用。

2、内部声音异常

如果变压器的运行出现问题，就会偶尔产生不规律的声音，表现出异常现象。出现这种现象产生的原因是：变压器进行过载运行，这种情况变压器内部就会有沉重的声音产生；变压器中的零件产生松动时，在变压器运行时就会产生强烈而不均匀的噪声；变压器的铁芯最外层硅钢片未夹紧，在变压器运行时就会产生震动，同样会产生噪音；变压器的内部电压如果太高时，铁芯接地线会出现断路或外壳闪络，外壳和铁芯感应出高电压，变压器内部同样会发出噪音；变压器内部产生接触不良和击穿，会因为放电而发出异响；变压器中出现短路和接地时，绕组中出现较大的短路电流，会发出异常的声音；变压器产生谐波和连接了大容量的用电设备时，由于产生的启动电流较大，以后造成异响。

3、自动跳闸故障

在变压器的运行过程中，当突然出现自动跳闸时，要进行外部检查，查明跳闸原因。如果在检查后确定是因为操作人员的操作不当或者是因为外部故障造成的，就可越过内部检查环节，进行直接投入送电。如果是发生了差动保护动作，就要对保护范围中的设备进行全面、彻底检查。可能导致变压器着火的因素有下面几种：内部故障导致变压器散热器和外壳破裂，有油燃烧着从变压器中溢出；在油枕的压力下，变压器中的油流出然后在变压器顶盖上燃烧；若断路器因某些原因而没有自动断开，就要通过手动来完成，立刻停止冷气设备并关上电源，进行扑救火情。

4、油位过高或过低

变压器正常运行时，油位应保持在油位计的1/3到1/4之间。如果变压器的油位低于变压器上盖，则可能导致瓦斯保护及误动作，严重时，有可能使变压器引线或线圈从油中露出，造成绝缘击穿。若是油位过高，则容易产生溢油。长期漏油、温度过低、渗油或检修变压器放油之后没有进行及时补油等就是产生油位过低的主要原因。所以，在装油时，一定要根据当地气温选择合适的注油高度。值班人员要经常对变压器的油位计的指示状况做出检查，如果出现油位过低，就要查明其原因并实施相应措施，而如果出现油位过高，就适当地放油，让变压器能够安全稳定地运行。

5、瓦斯保护故障

（1）在变压器进行加油或滤油时，带入变压器内部的空气没有及时排出，导致油温在变压器运行时升高，并逐渐排出内部空气，从而引发瓦斯保护动作。

（2）变压器发生了穿越性短路或内部故障产生气体，都会让瓦斯保护动作出现。当出现瓦斯保护信号动作时，如果检查中并没有发现任何异常状况，就要立刻收集瓦斯继电器中产生的气体，并经过分析试验。如果是可燃性气体，则可表明变压器是发生了内部故障，这时就要立刻关闭变压器的电源，并进行电气测试，找出产生事故的原因，如果不能自己修理就送去检修。

（3）变压器内部的油位下降速度过快而引起瓦斯的保护动作。在变压器发生瓦斯保护动作或者跳闸后，工作人员应立即停止变压器的运行，并对变压器做出外部检查。检查变压器中油位是否正常、防爆门是否完整、绝缘油是否有喷溅现象、外壳是否鼓起等。然后进行变压器内部故障性质鉴定，在检修完成和经测验合格后，才能再次投入使用。

6、变压器油温突增

变压器油温突增的主要原因是：内部紧固螺丝接头松动、冷却装置运行不正常、变压器过负荷运行以及内部短路闪络放电等。如果油温过高，要对变压器是否过负荷以及冷却装置的运行状况进行检查。若变压器在进行超负荷运行，要立刻对变压器的负荷进行减轻，如果变压器的负荷减轻后，温度依然如此，就要立刻停止变压器运行，对其故障原因进行查找。

7、绕组故障

（1）变压器在制造和后期进行检修时，造成了绝缘局部损坏，留下了后遗症。

（2）变压器在运行中因散热不良或长期过载，温度长期过高，使绝缘产生老化。

（3）变压器的制造工艺不良，压制不紧，机械强度无法承受短路冲击，让绕组变形，绝缘损坏。

（4）变压器的绕组受潮，导致绝缘膨胀堵塞油道，致使局部过热。

（5）变压器中的绝缘油与空气接触面积太大，或混入水分出现劣化，造成油的酸价变高，绝缘能力下降或者油面过低，让绕组暴露到空气里，而没得到及时的处理。这些都可能造成绝缘击穿，从而形成短路或绕组接地故障。如果出现匝间短路，要尽快处理。

二、电力变压器日常维护

定期巡视变压器的电压、电流、上层油温等，并经常对变压器的外部进行检查。日常维护的具体工作有：对套管、磁裙的清洁程度进行检查并及时做好清理工作，以保证磁套管与绝缘子的清洁，避免闪络事故的发生；冷却装置运行时，要确认冷却器进油管和出油管的蝶阀，保证入口干净无杂物，散热器通畅进风；风扇在运行中运转是否正常，有无明显振动及异音，潜油泵的转向是否正确，冷却器有无渗漏油现象，有无异常声音及振动，分路电源自动开关闭合是否良好。

电力电容器的故障原因 第3篇

电力电容器是电力系统中重要的设备之一, 在系统运行中, 通过对电容器的投切来控制系统的无功功率, 从而减少运行中损耗的电能, 达到提高功率因数的目的。长期的运行经验表明, 电容器在运行过程中会因本身缺陷或者系统工况运行等原因出现漏油、膨胀变形、甚至“群爆”等故障, 若无查出电容器故障原因, 对系统的安全运行将造成严重威胁。因此, 对电容器运行故障进行分析处理显得至关重要。

1 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。

2 影响电力电容器运行的因素

2.1 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、负荷变化或者倒闸操作等一系列因素引起系统的波动产生的过电压, 如果作用时间较短, 对电容器的影响不大, 但是不能超过允许过电压的时间限度。

2.2 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允许温度内。

2.3 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, 还有由电网高次谐波电压引起的过电流。所以, 通常在电容器的设计中, 允许长期运行的过电流倍数是1.3, 即可超出额定电流的30%长期运行。其中10%是允许工频过电流, 另外的20%则是给高次谐波电压引起的过电流所留的。

3 常见的电容器故障

3.1 异响

电容器是一种无励磁结构的静止电器。正常情况下, 电容器运行是无任何声响的。当电容器发生内部故障时, 会产生发电的声音及其它异常声响, 此时应立刻停运检查。

3.2 外壳膨胀变形

当电容器长期处于过电压或者过电流运行时, 由于内部绝缘击穿放电及介质分解出大量游离气体, 会使密封的电容器外壳内部压力骤增, 从而导致外壳鼓起变形, 这是电容器产生故障的征兆, 此时必须予以重视并及时处理。

3.3 渗漏油

这是电容器最常见的故障现象, 一般是由于电容器自身质量问题、缺乏运行维护所导致的。电容器出现漏油现象应特别注意其运行状况, 定期试验, 条件允许应尽早更换新的电容器。

3.4 运行温度过高

长时间过压过流运行, 室内通风条件差常常会引起电容器运行温度过高。此外, 电容器内部介质老化、绝缘击穿等故障也会导致电容器运行温度升高。运行中若室内环境温度正常, 电容器温度仍处于高温装备, 则电容器应立刻停运试验检查。

3.5 绝缘子闪络放电

电容器绝缘子表面过脏或有裂纹的时候, 会有闪络放电现象。此时应及时对电容器进行检查清扫。

3.6 爆炸

当电容器内部元件或者外部绝缘出现严重的缺陷时, 电容器会因内部释放很大的能量而爆炸, 这是最严重电容器的故障。

4 电容器故障实例分析

4.1 事故经过

某变电站10kV电容器室发生电容器爆炸起火事故。现场在听到电容器室一声爆炸声后, 第一时间切了电容器组的电源并灭火。事后发现, 挨着故障起火的电容器在墙壁上有明显的灼烧痕迹, 相邻的两个电容器也被烧坏。

4.2 事故原因分析

根据事故发生后的现场勘查, 起火的那个电容器的熔断器已断开, 熔体的导线落在电容器的外壳上, 并在接触处发现明显的放电痕迹。

该电容器组是单星形接线, 设置了过压、失压和过流保护, 还装设了保护单个电容器的专用的喷逐式熔断器。但由于该电容器组没有设置三相不平衡保护, 所以当某一个电容器的熔断器熔断时, 电容器组开关不跳闸。电容器熔断器熔断后, 熔丝导线落在电容器外壳在一般情况下是不会使该电容器带电的。但在发生故障之前一段很短的时间, 该站一条10kV线路发生了单相接地故障。此时出现了周期性熄灭和复燃的电弧, 对地产生的过电压很大, 相当于相电压。这个电压通过电容器的中性点、接地的电容器外壳、熔丝的导线直接加到电容器, 造成该电容器内部元件击穿爆炸起火。

4.3 事故总结

在分析电容器爆炸起火原因的时候, 不能只考虑电容器的内内形成承载拱, 喷层、锚杆及岩面承载拱构成外拱, 起临时支护作用, 也是永久支护的一部分。复喷后应达到设计厚度, 并要求将锚杆、金属网、钢拱架等覆裹在喷射混凝土内, 第一次支护应在开挖后围岩自稳时间的1/2时间内完成。

一次支护后, 在围岩变形趋于稳定时, 进行第二次支护和封底, 即永久性的支护 (补喷射混凝土或浇注混凝土内拱) , 提高安全度、增强整个支护承载能力, 支护时机可以由监测结果得到。对于底板不稳, 底鼓变形严重, 必然牵动侧墙及顶部支护不稳, 所以应尽快封底, 形成封闭式的支护, 以谋求围岩的稳定。

4结论

新奥法施工是从实际经验中总结出来的, 其内容在实践中进一步丰富和发展, 并在我国得到广泛应用, 在隧道施工中取得了较大的成就。新奥法也存在缺点, 经过工程技术人员和科技工作者的共同努力一定可以把新奥法不断完善, 在我国的现代化建设进程中发挥更加重要的作用。

参考文献

[1]李晓红.隧道新奥法及其测量技术[M].北京:科学出版社, 2001.

[2]夏明耀.地下工程设计施工手册[S].北京:中国建筑工业出版社, 1999.

[3]中华人民共和国行业标准.公路隧道施工技术规范 (JTJ024-94) [S].北京:人民交通出版社, 1994.

(上接第167页)

部因素, 应当分析事故发生前系统的状态与保护动作的情况, 再进行判断;电容器组的设计安装中, 所选熔断器的防摆装置绝缘管长度不宜太短, 尽可能收紧熔体尾线, 以免出现事故中出现的状况;应尽量采取双星形接线, 配置三相不平衡保护。单星形接线出现单相熔体熔断时, 必须立刻将电容器组退出运行, 必要时还应在单相接地的情况下联跳电容器组开关。

5 结论

在日常运行中, 电容器损坏的原因有很多, 切电容器组产生的过电压, 电容器投入时产生的涌流, 谐波超标引起的过电流以及电容器产品本身质量问题等都会导致电容器的老化, 过热和内部元件损坏。因此, 建议采取以下措施增强电容器运行的安全性:安装时尽量采用质量较好的电容器, 并加装金属氧化物避雷器以防止电容器内部击穿;采用单相熔断器保护, 以确保系统运行中及时断开故障电容器;保证对电容器进行定期检查试验, 发现渗漏油电容器立即退运, 发现变值电容立刻更换;电容器组尽量采用中性点不接地的双星形接线, 并采用双星形零流平衡保护。电容器是保证电力系统电压稳定和电能质量的重要设备, 电容器的定期进行维护检修对保证系统稳定运行是必不可少的。

摘要：电力系统运行中, 电压的高低随着无功的变化而变化。为了控制无功, 保证电压稳定, 提高电能质量, 需要在系统中通过串联或并联的方式接入电容器。随着输变电技术的发展, 电力电容器已成为电力系统中重要的设备。本文主要介绍电容器的分类, 影响电容器运行的主要因素, 分析电容器运行中的各种故障, 提出解决方法与预防措施。最后提出对电容器的定期维护检修是必须的。

关键词：电力电容器,电压稳定,电能质量

参考文献

[1]方旭初.10kV并联电容器组故障的分析[J].华东电力, 1994 (7) .

[2]吴琼.集合式并联电容器组运行中常见的故障[J].电力电容器, 2004.

电力电容器的故障原因 第4篇

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： 

电力电容器异常运行的原因及处理 第5篇

1 电力电容器异常现象及原因

电力电容器异常的现象有:外壳膨胀、渗漏油、声音异常、温度过高、爆炸、瓷绝缘子表面闪络等。

(1) 外壳膨胀。电力电容器内部介质在电压的作用下发生游离, 使介质分解而析出气体, 或者由于部分元件被击穿, 以及对外壳放电等均会使介质析出气体, 这些气体使壳内压力增大, 引起外壳膨胀。

(2) 渗漏油。电力电容器接线拧紧螺丝时用力过大造成瓷套管焊接处损伤和投运后温度剧烈变化、外壳铁皮锈蚀、搬运不当造成裂痕、制造过程中有缺陷等, 都会造成渗漏油。

(3) 声音异常。电力电容器在运行中发现有“吱吱”声或者“咕咕”声。“吱吱”声是因为外壳或内部局部放电, “咕咕”声是电力电容器内部绝缘崩溃的先兆。

(4) 温度过高。电力电容器长期过电压运行会使其发热, 加速绝缘老化。同时, 环境温度过高和电力电容器过负荷运行都会导致其温度过高。对于户内电力电容器来说, 要特别加强通风降温。如果室内温度过高, 则可能会因任一台电力电容器过热、漏油、失火, 而造成整组电容器烧毁损坏。

(5) 爆炸。电力电容器内部发生极间对外壳击穿时, 与之并联的电容器组对其放电, 由于能量巨大, 导致电力电容器爆炸。

(6) 瓷绝缘子表面闪络。电力电容器在运行中缺少清扫维护, 瓷绝缘子表面因为污秽可能引起闪络。

2 故障处理

当电力电容器有外壳严重膨胀变形、发热、内部声音异常、瓷套管裂纹放电、起火爆炸、严重喷油情况之一时, 应立即切断电源, 对故障电力电容器进行更换。

(1) 当电力电容器喷油、爆炸、着火时, 应立即断开电源, 用沙子或干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统过电压, 电力电容器内部严重故障引起。要认真查找原因, 跳闸后不得强送电, 以免造成更大损失。

(2) 当电力电容器的熔断器熔断时, 应立即汇报调度, 获得同意后, 再断开电力电容器的断路器。在切断电源并对电力电容器放电后, 先进行外部检查, 如绝缘套管的外部有无闪络痕迹、外壳是否变形渗漏油等, 然后用绝缘电阻表摇测极间及极对地的绝缘电阻值。如未发现故障, 可换好熔断器后继续投入运行。如经送电后熔断器仍熔断, 则应该退出故障电力电容器。

3 处理故障电力电容器的注意事项

处理故障电力电容器应在断开电力电容器的断路器, 拉开断路器两侧的隔离开关, 并对电力电容器放电后进行。电力电容器经放电电阻或放电电压互感器放电后, 由于部分残余电荷一时放不尽, 还要再进行一次人工放电。放电时, 先将接地线的接地端接好, 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、内部断线或熔断器熔断现象, 这样仍可能有部分电荷未放尽, 所以在接触故障电力电容器外壳之前, 检修人员还应戴上绝缘手套, 先用短路线将故障电力电容器两极短接放电, 然后方可进行拆卸。

电力电容器损坏的原因及防止措施 第6篇

1.1 切除电容器组时, 由于断路器重燃引起的重燃电压造成电容器极间绝缘损伤甚至击穿。有的电容器组无任何过电压保护措施, 也无串联电抗器, 特别是操作频繁的电容器就更容易导致其绝缘损伤, 甚至引起爆炸。

1.2 电容器投入时的电流过大、电网的谐波超标引起过电流, 使容器过热、绝缘降低乃至损坏。

1.3 电容器没有配备单台熔丝, 或有熔丝但熔丝特性太差, 当电容器内部元件严重击穿产生故障电流时, 熔丝不能及时熔断, 同时, 有效的继电保护措施没有跟上, 过电流使电容器内部的温度急剧上升, 导致电容器胀裂或爆炸。

1.4 产品质量差。油纸绝缘没在严格的真空下干燥和浸渍处理、在长期工作电压下, 内部残存的气泡产生局部放电现象。局部放电进一步导致绝缘损伤和老化。温升也随之增加, 最终导致元件电化学击穿, 电容器损坏。

2 防止电容器损坏的技术措施

电容器损坏的主要原因是重燃过电压和熔断器质量不佳。鉴于此因, 建议采取以下技术措施。

2.1 禁止使用重燃率极高的SN1-10、SN2-10型少油断路器投切电容器组, 可更换使用SN10-10Ⅱ型少油断路器和DW11-10型多油断路器或真空断路器。对35KV级可用DW2-35R型多油断路器, 对66KV级可用LW6-63Ⅰ型SF6断路器, 进行投切操作。

2.2 目前常用的金属氧化物避雷器 (MOA) 和组合式过电压保护器保护, 前者无法保护真空断路器操作时产生的相间过电压, 而一般的过电压保护器采用四星形接法的组合式结构, 为了防止中性点飘逸, 通常在电容器组中性点加装一中性点避雷器, 此时并联电容器的极间绝缘的保护值即为三只避雷器单元的残压之和。累加的残压远远高于被保护设备的绝缘耐受能力。一旦极间击穿, 其他所有保护都毫无意义, 且保护器的电能容量偏小, 无法保护电容器的绝缘安全。KY3-C型过电压保护器, 可作为防止电容器内部元件击穿的防线。该保护器保护全面, 可实现电容器相间、相地、极间以及中性点对地的多重保护。

2.3 采用单台熔丝保护。它是防止邮箱爆炸的有效措施。试验表明, 熔断器可以在0.3ms将电容器的故障电流断开, 所以这一措施已在国内广泛应用。使用时可根据电容器的额定电流配备熔体的熔断电流。

2.4 对两组及以上的电容器进行相互投切时, 必须加装串联电抗器。

2.5 电容器组尽可能地采用中性点不接地的双星形接线, 并采用双星形零流平衡保护。它与单台熔丝保护配合, 几乎可以杜绝电容器爆炸事故。双星形零流平衡保护具有保护方式简单, 抗干扰性能强的特点。系统电压不平衡、单相接地故障以及合间涌流和高次谐波电流都不会引起保护误动, 它与单台熔丝配合是目前电容器内部故障保护的最有效措施。

2.6 定期测量电容器的电容量, 一旦发生较大变化, 应立即退出运行, 并查找原因。

2.7 定期检查电容器的渗漏油现象, 一旦发现漏油应立即退出运行。

3 结束语

电力电容器的故障原因 第7篇

1 电容器组的放电线圈差压保护二次接线错误

放电线圈构成原理是通过检测各相电容器分成2段再串联, 电容器2段之间的容抗相等时, 各自电压相等, 2段电压差值为零;当任一段出现一个或多个电容器损坏, 容抗发生变化, 各段电压不相等产生电压差, 达到保护定值动作。

某变电站投运时, 对#2电容器进行冲击试验, #2电容器断路器一经合闸, 保护装置电压差动保护动作, 跳开断路器。

原因分析:排除电容器故障后, 对放电线圈用于电压差动保护二次绕组接线进行确认。正确接线如图1所示。

根据互感器的减极性原则, 单相来说, 当一次电压为A指向X时, 第一线圈内二次电压为a1指向x1;第二线圈内二次电压为a2指向x2, 将x1和x2连接正好2段电压大小相等方向相反, 压差和为零。后检查发现现场实际接线, 为电压回路二次绕组的第一个线圈的尾端x1与第二个线圈的首端a2连接, 以前是将各相放电线圈二次绕组第一线圈的首端a1和第二线圈的尾端x2先按编号接入端子排上, 并按照端子排编号进行A相x与B相a、B相x与C相a连接, 组成三相的开口三角后, 再将端子排编号A相a、C相x引入保护装置用作不平衡保护。而现在却是直接将各相放电线圈二次绕组第一线圈的首端a1和第二线圈的尾端x2分别引入保护装置用作电压差动, 对于单相来说, 2段电压极性正好是同方向, 压差和为2段电压值相加而达到启动定值, 所以电容器保护动作。

2 电容器组的放电线圈二次绕组接地线错误

对于电容器差压保护而言, 使用的放电线圈二次接线的接地方式有几种。接地点的选取将直接影响调试人员的测试和判断;而不正确的接地方式将直接损坏设备。

某变电站投运时, 对#1电容器进行冲击试验, #1电容器断路器一经合闸, 放电线圈直接烧毁。

原因分析:根据现场勘查, 发现单相引入保护柜内的二次尾端a1、a2通过保护装置内部构成回路, 其保护柜内a1、a2端子排处经接地线一点接地, 同时放电线圈二次绕组x1、x2短接处又经接地线接地, 由于两点接地后造成了放电线圈二次绕组直接短路。

由于放电线圈器二次绕组阻值本来就很小, 带电冲击瞬间, 加上头尾又短接, 形成很大的短路电流, 所以一经带电在其二次绕组中产生的过流将其直接烧毁, 酿成事故。

解决办法:接地点的选取分别用2种方式, 一种是选择在电容器保护装置柜内端子排接地;一种是选择在电容器二次端子短接处引至外壳接地。后者接地方式在一次设备带电情况下, 能满足调试人员在二次侧对地进行电容器差压保护2段电压的测量和监视, 前者接地方式无法做到。所以, 针对差压保护接地点的选择一般是在二次绕组短接处引至外壳接地。

3 电容器组保护装置的电压差动校验方法

为了防止类似事故发生, 有效避免人为错误接线带来的设备损坏, 在电容器投运前需针对放电线圈进行一些比较安全可行的试验检查方法。

试验条件:必须对一次设备进行检查, 保证现场单个电容器无损坏、放电线圈变比与铭牌相符、连接电力电缆经电气试验合格、一次连接接线无松动、螺栓紧固刀闸无机械卡涩;并对放电线圈二次回路进行绝缘电阻的测试, 排除多点接地点, 同时检查回路的完整性。前期准备条件满足后, 再完成以下工作。试验接线如图2所示。

从图2中可看出, 先将一台电容器断路器和相邻线路同合闸于同一条10k V母线上;再通过10k V线路保护间隔的出线端一次升电压至一定值, 所加电压利用电容器的电力电缆, 直至10k V小室外的电容电抗器组一次端;然后在放电线圈二次绕组端子箱侧做好电压测试准备。

试验方法:首先进行第一种验证方式。在不解开放电线圈一次接线情况下通电加压, 并在放电线圈二次绕组端子箱内端子排上进行测试。记录数据后, 降压退试验电源, 进行数据分析。若万用表上显示电压值为零, 电容器保护装置不平衡电压值也为零时, 则证明二次回路接线正确, 电容器组无损坏元器件;在这种情况下, 再进行第二种验证方式。解开放电线圈一次一头接线, 通电加压, 再次在端子排上进行测试记录数据。此时万用表上显示电压值压差应与电容器保护装置中的分相电压差值进行比较, 应该无明显差别;还应与试验一次所加电压, 通过放电线圈变比换算至二次电压值大致相同, 从而可以判断出放电线圈的极性、变比均正确。上述方法分相进行, 从而确保试验检查的完整性。

数据分析:若在上述第一种情况下, 万用表上显示电压值有压差, 则说明二次回路接线存在错误或者电容器元器件有损坏, 需具体情况具体分析。二次接线错误的情况已在事故分析中进行说明;对于电容器元器件有损坏, 首先可以根据测量位置判断出相别, 根据下面公式分2种情况进行分析计算:

(1) 当电容器组上下2段电容器未损坏, 且经过一次实验, 确定放电线圈变比相同, 即n=n1=n2的情况下, 假设电感处于理想状态, L=0时, 可得:

此时差动保护不动作。

(2) 当上段出现一个或多个电容器损坏, 上段容抗发生变化, 2段电压不相等产生电压差, 当达到保护定值时动作。设上段损坏X个电容器, 电感L=0, 变比n=n1=n2

(3) 当下段出现一个或多个电容器损坏, 同理可得。

式中:ΔU为故障相故障段与非故障段电压差值;U为电容器组额定相电压;U21为上半段电容器电压值;U22为下半段电容器电压值;N为每相串联电容器并列台数;X为故障切除电容器数量。

从而可以得出受损元器件电容器的数量;再通过电容表测量电容量或者利用各相串联的每段电容器经放电线圈二次端, 测量出对地2段电压值大小, 进行比较找出故障段。

第二种试验方法是模拟单相串联电容器一次部分测得一段的二次数据。根据公式:电压差值, 由于二次电压U1或U2为零, ΔU=U2或ΔU=U1, 可通过放电线圈变比求出电容器一次电压值:UE1=2*ΔU*K, K为变比, 从而实际加压Us得出电容器组一次电压UE1;对于并联电容器设计计算公式:UE2=1.05Us/[ (1-D) ], 其中UE为电容器一次电压值, Us为所加电压值, D为额定电导率, K=XL/XC, XL为每相电抗器的额定感抗, XC为每相电容器的额定容抗, 能从理论计算实际加压Us得出电容器组一次电压UE2;若UE1=UE2, 则证明试验数据正确。

因所加电压经过了电力电缆、电容器组、电抗器等一次设备, 在使用调压器时, 要注意加压过程中的容量, 不因发生随电压升高, 电容电流的增大, 造成试验设备过载烧坏的事故;试验电源要保持稳定性, 防止短路造成被试设备过压导致电容器击穿及其他设备绝缘破坏等设备事故。

4 结束语

电力电容器的故障原因 第8篇

1 35k V并联电容器组出现的故障及其原因

1.1 熔丝保护所造成的群爆故障

通常情况下, 并联电容器有两种主要保护配置, 即以电容器外熔丝为主、以继电保护为主。由于外熔丝保护所导致的并联电容器发生的故障, 在全部并联电容器事故中占据大部分[1]。一些并联电容器的外熔丝, 其在最初的设计与生产时, 存在一定的不足, 因此而造成看开断性能较差, 进而导致并联电容器内部发生故障, 出现熔断器误动、拒动的情况, 最终致使整个并联电容器群爆。这种情况给以外熔丝为主保护的并联电容器的安全性造成了一定的影响。

正在运作的电容器其熔断器开始启动之后, 树脂管和尾线将随之脱落, 电弧将促使消弧管分解出气体, 进而将电弧予以吹灭, 并且通过本身的弹力, 拉长电弧, 使弧阻增加, 最终快速熄灭电弧。然而在消弧管中的温度比较高, 这将导致各种质量问题, 例如龟裂、老化等。在出现质量问题之后熔断器运作时, 电弧所分解出来的气体无法形成充足的气压 (消弧管中) , 进而导致熔断器在熔断之后无法把树脂管与铜绞线相分开。由于电弧无法快速的熄灭, 进而致使熔断器无法彻底熔断, 从而引发重燃。

1.2 谐波所导致的事故

伴随着电子电力技术的快速前进, 各类新型用电设备 (非线性负荷) 得到了广泛的应用, 而电网受到高次谐波的影响愈来愈大。一旦电力系统受谐波污染之后, 对整个变电站的并联电容器的正常运行极为不利, 如果谐波电流比较大, 那么将对并联电容器带来直接的损害, 进而导致附加绝缘介质出现损耗, 加速设备绝缘的进一步老化, 最终造成并联电容器发生热击穿事故, 情况严重的还将影响整个电容器使其无法正常的投入运作。

2 改善故障的有效对策

2.1 更换电容器组

目前, 市场上生产35k V并联电容器外熔丝的厂商众多, 其产品的质量上下不一, 难以确保整个电容器系统运行的安全性与可靠性。针对这种情况, 必须及时、彻底地更换并联电容器的外熔丝, 尤其是发生故障比较的电容器。之后, 在设计并联电容器的过程中, 应当尽量采取不含外熔丝的电容器组。例如采取集合式的并联电容器组, 或者是采取有质量保障的分散式并联电容器组, 这种电容器同样不含有外熔丝。

另外, 在设计并联电容器保护装置的过程中, 可以设定两种保护装置, 即事故保护与故障保护。其中事故保护能够防止事故进一步扩散, 而故障保护能够在最短的时间内察觉并联电容器的早期击穿, 进而防止从设备故障朝事故方向发展。此外, 并联电容器的主保护, 可以利用外熔丝结合微机保护的方式。

2.2 对谐波进行抑制

目前对谐波进行抑制的方式有多种, 可以依据具体状况选择最为恰当的方式。

(1) 从谐波源本身加以抑制。针对晶闸管变流装置, 可以对接入电网的容量予以约束, 一些变流装置的容量比较大, 这时可以采取增多整流相数的手段。这主要是由于倘若整流相数变多, 谐波的最低次数将会随之上升, 那么谐波电流的含量则会有所下降, 进而达到限制谐波的目的。另外, 应当尽量防止电力变压器空载带电容器负载运作, 尤其是空投与电容器的变压器相连, 这种情况更应该杜绝。在空载下母线的电压将会上升, 且将进一步加剧铁心的饱和程度, 那么激磁电流内的谐波将上升。如果在变压器带有负荷的前提下, 在操作的过程中应当坚持一个基本原则, 即电容器装置“先切再投”。

(2) 在谐波源吸取谐波电流。这种方法可以分为两种, 其一, 采取无源滤波器进行控制, 具体来讲就是在设备的交流侧安装无源滤波器, 并且由各大元件来组成谐振回路。如果谐振回路中的谐振频率和某个谐波的频率基本相似或者是一致, 那么就能阻隔这个频率的谐波。工作人员可以通过参数的调整, 来最大限度地提升对高次谐波的吸收畸变率。其二, 采取有源滤波器予以控制, 该装置是电力电子装置的一种, 其工作的原理为通过检测的方式, 由补偿对象内找出谐波电流, 且形成一个和之前谐波电流幅度一致, 且相位相反的一个电流, 输入到电网内, 让电网内的总谐波电流呈现零的状态, 最终实现实时补偿谐波的目标。

3 结束语

当前, 对一些企业来讲, 35k V并联电容器采用的是无功功率补偿装置, 是非常的关键的, 也是目前乃至未来一段时期内有效改进系统运行质量的一种有效对策与措施。然而, 近年来由于种种原因导致并联电容器频频发生故障, 为了有效改善这种现状, 可以采取抑制谐波、更换并联电容器等措施予以处理, 另外, 还应该提升相关工作人员的专业素质, 以便保证并联电容器的正常运作。

摘要：在电力系统当中, 并联电容器无功补偿最先采取的方式就是无功补偿, 通过这种方式来降低输电线路的输送电流, 进而达到降低线路能量损耗, 提升设备的使用率与电能质量的目的。并联电容器安全与否, 对整个系统的安全运作具有极为现实的意义。文章将对35kV并联电容器组频繁出现故障的原因进行分析, 并提出有效的改善对策, 以保证电网的正常、安全运行。

关键词：并联电容器组,故障,对策

参考文献

电力电容器的故障原因 第9篇

控制原理图1中, LK11和LK12分别为空交机主令开关接点, 它们的断开与接通用来控制南空交机关风或进风的动作方向;LS11和LS12为空交机闸板南北方向的行程限位开关, 作为主令开关的后备保护, 当主令开关失效时, 靠机械撞块断开行程限位;LS13为安全限位开关, 装设于空交机主电机旁, 当取出手动摇杆时, 该触点断开, 以保证现场用摇杆手动升降空交机闸板时切断控制电源, 防止人身伤害的发生;SE1为装设于空交机旁边的紧急停车按钮。以上开关设备均安装于现场。空交机通过主电机的正反转带动机械装置驱动闸板的上升和下降。KM1和KM2分别为控制空交机主电机正反转的交流接触器。当KM1得电时, 南空交机将由进风状态向关风状态切换, 空交机闸板向上提起, 当闸板提升到既定高度时, 主令开关接点LK11断开, 切断KM1的控制回路, KM1失电, 主电机停止运行, 同时电磁抱闸抱紧电机输出轴, 快速停车。此时, 主令开关LK12触点接通, 为空交机由关风状态向进风状态切换做好准备。由关风状态向进风状态的切换过程与由进风状态向关风状态的切换原理相同。

1 故障现象

在我公司总承包的中玻 (朝阳) 新材料有限公司年产3 500万m2新型节能环保材料项目中, 空交机控制回路的调试时, 曾出现过这样一种现象:空交机初始处于南进风状态, 主令开关LK11接通, LK12断开, 南北行程限位开关LS11和LS12、安全限位开关LS13及急停按钮SE1均处于接通状态。当在中央控制室空交机换向控制柜面板上, 将操作方式旋钮切换到手动时, 相线L1得电。切换动作方向手动旋钮SA1到南关风位置时, 交流接触器KM1得电 (如果此时空交机主电源回路已送电, 则空交机将向南关风状态切换) 。因为空交机为玻璃熔窑核心设备, 因此必须要保证主令开关、限位开关、安全开关及急停按钮均应能起到相应的控制与保护作用。然而, 当我们在现场按下紧急停车按钮SE1时, 交流接触器KM1却并没有断电, 依然吸合不能脱开。经过多次试验, 发现不管是断开LS11限位开关, 还是断开LS13或LK11也同样不能使KM1断电释放。只有转动动作方向手动旋钮SA1, 断开交流接触器KM1的控制电源相线L1方可使其断电。即只要是向南关风状态切换的交流接触器KM1得电吸合后, 现场的所有开关点均无法使其断电。同样, 当南空交机由关风状态向进风状态切换时, 交流接触器KM2的故障现象与KM1完全相同。

2 检查与分析

空交机控制回路误动作的状况如不彻底解决, 将会造成重大安全生产事故。因为如果控制空交机主电机的交流接触器KM1或KM2不受主令开关、限位开关或急停的控制, 不仅会造成空交机本身将被重达几吨的闸板撞坏, 更有可能会损毁窑炉的空气烟道, 甚至于发生煤气爆炸事故。

会是什么原因造成交流接触器不能正常工作的呢?为此, 我们采用逐一排除法来查找故障原因。首先切断控制柜电源, 对照电气原理图, 一一检查现场接线与柜内控制回路接线。经仔细检查后, 确认接线与原理图相符, 而且按该电气原理图制作的控制柜在以前的项目应用中也没有发生过这种现象。

用摇表对每根电缆的绝缘进行测试, 确认电缆绝缘良好, 排除因电缆绝缘而造成的泄漏电流的影响。同时对电源系统的接地电阻也进行了测试, 接地电阻完全符合要求, 控制柜柜体与接地系统连接正常。

所有的现场主令开关、限位开关及急停按钮的控制电缆均选用的是KVVP-2x1.5mm2的屏蔽电缆, 屏蔽层与地可靠连接。这些屏蔽电缆虽然与其他动力电缆在同一桥架内敷设, 但在调试空交机时, 其他回路均未送电, 因此可以排除是由其他动力回路感应电压造成的。这是因为, 其一, 屏蔽电缆可以屏蔽掉外部绝大多数的干扰, 其二, 感应电压的产生必须是该控制电缆沿线有较强的交变电磁场 (即同桥架敷设的动力电缆中有较大的电流通过) , 而同桥架敷设的电缆均未送电, 故不存在感应电压产生源。

关掉控制电源, 在控制柜内用万用表测量现场返回线及屏蔽层对地之间的电压几乎为零, 接通控制电源, 使交流接触器KM1吸合后, 拆下一根现场返回线或屏蔽层与地断开时再测量其对地电压, 却发现此电压竞高达175V左右。由此, 认为造成交流接触器KM1不能释放的原因很可能是控制电缆芯线和芯线之间以及芯线与屏蔽层之间的分布电容电流引起的。我们以图1中的南空交机关风回路为例, 分析分布电容的影响, 其等效电路模型如图2所示。

所谓电缆的分布电容是指在交流电路中绝缘隔离并行的导线与导线之间形成的一种电容形态的分布参数。电缆分布电容的大小与电缆芯线在空间的相互位置、导线截面的粗细、电缆绝缘介质以及电缆长度有关。当电缆的规格型号确定后, 电缆长度将是决定分布电容大小的关键因素。控制回路越长, 其控制电缆分布电容的容量就越大。电缆分布电容能起到隔直通交的作用, 当通过分布电容的电流足以使继电器线圈励磁时, 继电器就会发生误动作。

该项目设计图纸中, 空交机的现场主令开关、行程限位开关、安全限位开关、紧急停车按钮等控制线均是由两芯屏蔽电缆通过桥架一一敷设到中央控室换向控制柜内, 再在柜内的端子排上按照电气化原理图串接起来。控制柜到现场接线点的距离超过150m, 这样, 就南空交机关风控制回路而言, 该回路实际控制电缆长度已超过600m。如此长距离的控制电缆, 芯线与芯线之间以及芯线与屏蔽层之间的分布电容电流对控制回路的影响是不容忽视的。

如图2分布电容等效电路模型中所示, 当现场开关全部接通时, 通过动作方向手动旋钮SA1的操作, 使空交机由进风状态向关风状态切换时, 交流接触器KM1吸合。首先, 我们分析控制电缆芯线与芯线之间的分布电容C1的影响。当现场开关接通时, C1相当于短路, 此时它对控制回路不起作用。当现场开关断开时, 就如同在交流接触器KM1的输入回路中并接上一个分布电容C1, 分布电容电流通过C1与接触器KM1及N线构成通路。如果此分布电容电流值达到KM1接触器线圈的吸持电流时, 尽管现场开关已经断开, 但KM1仍然不会释放。

再来分析控制电缆芯线与屏蔽层之间的分布电容C2对回路的影响。由于屏蔽层已经接地, 因此, 芯线与屏蔽层之间的分布电容就是芯线的对地电容 (由于N线与地之间的电位差很小, N线与屏蔽层之间的分布电容电流理论上很小, 可以忽略不计) 。同样, 由等效电路图中可以看出, 分布电容电流也可以通过C2与接触器KM1及地构成通路。

即当一根导线接上交流电源, 就会有电流通过分布电容, 流入不等电位的导线或导体。图2中当分布电容C1或C2大到一定值时, 不仅可能发生现场开关不能断开KM1交流接触器的现象, 甚至于会有当现场开关断开时, 只要一送控制电源, KM1可能会立即吸合的故障。

在该项目调试中, 经万用表实际测量, 当断开急停按钮时, 流过交流接触器KM1线圈的电流超过60mA。该电流即为南空交机关风控制回路中的电缆分布电容电流值, 是分布电容C1与C2共同作用的结果。设计图纸中交流接触器KM1和KM2的型号是CJX2-12型, 其线圈参数为:线圈额定电压Us为AC220V, 吸合电压为 (0.85~1.1) Us, 释放电压为 (0.2~0.7) Us, 线圈吸合功率70VA, 相应吸合电流为318mA, 线圈吸持功率8VA, 相应吸持电流为36mA。南空交机关风回路控制电缆分布电容电流值正处于交流接触器回环特性的中间, 从而使接触器KM1不能释放。

3 处理方法

原因查明, 由于项目现场工期紧, 调试任务多, 尽可能采用简便宜行的方案较为合理。根据分布电容的特性, 首先决定采取减少控制电缆长度的方案。为此, 我们对控制电路进行改进。将现场来的主令开关、限位开关、急停开关等信号不再在中控室控制柜端子排上串接, 而是由它们各自独立直接驱动一个吸持功率大的中间继电器, 用中间继电器的触点转换替代原来的信号点。这样每个中间继电器回路的电缆长度均缩小为原关风控制回路电缆长度的25%, 从而大大减少了分布电容的影响。经多次反复试验及运行到现在的结果证明, 经过改进后的控制电路完全消除了交流接触器不能释放的问题, 保证了空交机工作的稳定性和可靠性。

4 结语

在实际工程中, 对于交流回路, 电线电缆的分布电容的存在是不可避免的, 这是由它们的物理结构特性决定的, 我们无法完全消除。但是可以通过设计、施工、采购等环节将其控制在合理的范围内, 使其不致对控制系统造成影响。对空交机的控制回路而言, 可以在现场设置一个端子接线箱, 根据电气原理图, 把现场的开关信号在端子接线箱内串并联后, 再通过屏蔽电缆接入远距离的控制柜中。这样就能大大减少控制电缆的长度, 从而有效减少分布电容。或者利用分布电容隔直通交的特性, 采用直流电作为控制回路电源。同时, 在电气施工中, 尽量使动力电缆与控制电缆和信号电缆分开敷设, 必须同桥架敷设时, 须选用中间带隔板的桥架等措施。总之, 设计、施工、维护人员应结合具体情况综合考虑, 采取有效措施把电缆分布电容对电控系统的影响降到最小, 确保控制系统安全可靠稳定运行。

参考文献

[1]邱关源.电路[M].第4版.北京:高等教育出版社, 2000.

[2]孟恒信, 张悦, 朱良肄, 等.保护用控制电缆分布电容参数测试方法研究[J].山西电力, 2008, 28 (4) :16-19.

[3]杜建华, 王长水.控制电缆分布电容对控制回路的影响分析及处理[J].自动化技术与应用, 2010, 29 (9) :34-37.