电力电容器十篇

电力电容器篇1

新标准

需求侧功率因数管理及无功补偿优化研究

中国2015年余热余压发电能力达到3100万千瓦

基于启发式策略的配电网电容器优化配置

浙江省电力公司1000kV皖电东送特高压交流项目获国家核准

谐波分析与治理软件的开发与应用

关于唐山玉田农网无功补偿配置的探讨

基于COM技术和遗传算法的可视化无功优化软件开发

地区电网无功电压运行情况分析及对策

高压内熔丝电容器探讨

基于PIC24F单片机的智能补偿电容单元模块设计

电抗器设计优化算法

高压并联电容器装置过电压研究及应用EMTPE软件仿真验证

更正

恒张力技术在电容器薄膜分切设备中的应用

关于无功补偿分类术语和定义的探讨

对某500kV开关断口间并联电容器的高压介损诊断及分析

两起电容式电压互感器故障的分析处理

南网高压直流输电基本设计软件包功能扩展和工程应用项目通过验收

STATCOM与SVC的性能比较与应用分析

基于改进遗传算法的配电网无功规划优化

基于APF电能质量调节装置的研究

STATCOM与SVC在某钢铁企业的应用选择

晋中电网电压和无功现状分析以及改进建议

调压型无功自动补偿装置在许北变电站的应用

高压并联电容器组放电线圈的选用

并联电容器组保护起始不平衡值的估算

一种电容器成套装置的配平方法

换流站交流滤波电容器外壳振动研究

500kV电容式电压互感器抗震试验

500kV电容式电压互感器现场自激测试法分析

并联电容器型式试验或耐久性试验的合格有效性覆盖

6kV高压电容柜熔丝熔断故障分析及其对策

产品型号发放通报

电容器的常见故障处理方法与技术

专利信息

文摘

2010年《电力电容器与无功补偿》杂志征稿启事

变电站电容器装置中电容器额定电压的合理选择

1000kV特高压长治站110kV并联电容器组技术创新及运行分析

基于自耦变压器的新型动态无功补偿装置

县级电网的无功补偿

无功补偿的规划

新标准出版发行信息

油纸绝缘电流互感器的绝缘设计

牵引变电所动态无功补偿方案设计研究

基于迭代学习控制的并联型有源电力滤波器研究

电能质量在线评估终端的开发

并联电容器分闸重击穿操作过电压研究

电力电容器保护探讨

一起66kV电容器故障的分析及预防措施

浅析影响电容器安全运行的因素

专利信息

文摘

10kV配电线路无功补偿的选择

谐波条件下的低压无功补偿技术

谐波治理和管理措施探讨

电力电容器篇2

关键词：电力系统 中继 频率

一、系统频率为动态

负荷损失或失步继电器的动作如上述原因所描述，不匹配的负载和发电的电力系统或电力的一部分之间有着紧密的联系。作为发电机来说，它们必须被保护，才能达到危险低的工作速度，这可能会导致故障的涡轮叶片特别是那些对低压蒸汽涡轮机的一部分。这些叶片的机械共振频率接近至系统的正常频率。对于60赫兹涡轮发电机系统中，一个共振可能存在大约57赫兹，并应在发电机频率接近这个值严重损坏涡轮叶片可能的结果。站辅助系统，电机也可以通过破坏继续操作减少次数。因此，当务之急是频率衰减一个孤立的系统被发电机保护装置从系统中隔离开厂前，并进一步加剧的严峻局面。它是欠频减载继电器功能的检测衰变的系统频率，并流下的系统负载的适当的量，以便产生和负载是再次处于平衡状态，并且在电力系统可以返回到正常工作频率，无需断开系统的所有发电机。切负荷计划已成为非常重要的在今天的系统中，有一个缺乏足够的旋转备用容量，以及联络线容量不足，以弥补失去的一代通过输入功率大块的互连。对于甩负荷（选策略已通过多项电力工程社区的运营委员会，界定这种作为北美电力可靠性委员会，考虑一个孤岛系统，它有一个多余的负载，并且其开始于与平衡通常接近标称工作频率负载和发电在频率之间60赫兹。该系统由许多发电机，以及暂态稳定振荡后有死了，所有的发电机的频率可被假定为相等。

二、电力系统现象中中继的考虑

从历史上看，继电器已应用于保护特定的设备，例如电动机、发电机等等，这样一来通过删除有针对性的器件中，它们出现故障时，该系统的好处就消除了应力对系统本身和防止进一步损坏设备和任何相关的昂贵和漫长的维修。另外，通过该系统的好处不会被迫进入一个临时的异常状态。当然，系统必须是强健的，足以承受去除任何元件，但有一个限制到何种程度的保护设置可以预见的应力的程度。系统可以通过操作超出正常预期将被迫强调，计划的情况下，例如重于预期的负荷，计划内或计划外的设备故障或人为错误。这些影响可能会导致广域停电严重的技术经济和社会影响。本章将探讨该系统的现象，可能导致这样的干扰。

三、串联电容器和电抗器

串联电容被施加以提高稳定性，提高功率传输能力，降低损耗和电压降，并提供并行传送的线路更好的负载划分。它们可以是安装在管道的一端、两端或在中间。串联的阻抗值电容器通常是线路阻抗的25-75%。电容过压保护是一部分制造商提供的保护和通常由并联功率间隙或金属氧化物压敏电阻（MOV ），它的目的是将电容器两端的电压限制在故障或负载电流产生的电压高到足以损坏电容器。旁路断路器也适用为保护和经营的灵活性。对其他继电器系列电容的影响必须加以考虑。特别地，距离继电器由不连续都不利影响电容引入的线路阻抗。其他中继方案必须考虑到的电力缺口或MOV的可能性失败，非对称缝隙闪烁或MOV传导。电流差动或相位比较计划将正常工作用系列电容器，因为在串联电路比较不会改变。传输线的充电电流和电流在两端的相位关系线必须加以考虑。

串联电抗器通常应用于更好的负载划分平行的路径上或限制故障电流。他们应该有自己的保护，因为某些内部故障可能无法检测到由线路的继电器。这种保障通常包括差分和距离继电器。串联电抗器可以绕过一个电路开关或其它开关器件。继电器设置的变化通常会需要时，反应器被绕过。这样可以完成与一个自适应继电器系统。

独立电力生产商或重新调节后期的出现让企业家自己的力量生产设施和连接到现有的公用传输线，通常是在分配水平。被称为独立电力生产商（独立发电商）或者公用事业的生产（猪兔），这些实体的目的以提供额外的容量和提供了一个潜在的显著的为消费者省钱。结果从来没有完全实现，因为住宅的消费者犹豫不决连接到非公用事业的服务。然而，独立电力生产商也吸引工业和商业负载，常与设施承包远离当地电力公司的服务区。

尽管关于这一概念，直接影响的最终优势的不确定性对系统运行是显著。一般情况下，非用事业资代上配电系统引入了几个问题。一代没有直接派出由实用控制中心，并因此不容易包含在生成/负载时刻表。主要的目的当然是利润，服务质量成为一个次要问题。其结果是，严格合同义务强加允许调度程序以实现可靠的操作议程。一个有前途的解决这个问题是由许多实用工具来实现。这是在配电系统中创建的。这样的网格基本上是自给自足的岛屿其中生成和负载匹配。在患难中的配电系统中事件微电网是被自动调用，维护服务的广大客户。除了调度问题有重要的引进中继的问题。同发电机分散在整个配电系统的故障电流的方向变得不可预知。更换延时或瞬时过流继电器具有定向继电器的地方的方向性存在一个问题，当然也可以在一个显著成本。此外，它是必不可少的该IPP和实用性充分合作，以确保该故障的贡献的大小是已知的，并且在安装的时间是已知的。另一种解决方案，是一个必须覆盖合同，是在第一个迹象跳闸的权限分布式发电机故障之前，分配继电器可以操作。这可以通过本地中继或传送跳闸进行方案涉及的通信系统。

参考文献

[1]林海雪.电力系统电压波动和闪变标准介绍，电网技术，2003，11（1）：24～29

电力电容器篇3

【关键词】电力电容器；无功补偿；安全应用；探究

1、前言

近年来，我国的国民经济发展十分迅猛，从而也增加了用电负荷，这必然会对电力系统的应用提出较高要求。但是，因当前大部分用电设备都为电感性负荷，所以，其自然功率偏小，这样直接对输出功率传送产生影响；而如果降低有功功率输出，又会对输电和用电能力产生影响；若要降低有功功率容量，那么又会增大电力系统的总能耗等问题出现。所以，要求在和电网相连的电力设备，既要有一定的有功功率，又要有一定无功功率。其中，无功功率指的是在电场和磁场之间进行交换，同时在用电设备当中维持磁场的一种电功率。例如：在电机以及变压器内部的磁场都是凭借无功电流予以维持的。另外，在输电线当中的，电感同样也会消耗无功功率。这样一来，为减少输电线中的电能损耗，不断提升输电质量与容量，我们需要一定的无功功率作为补偿。

2、关于对电力电容器补偿基本原理的分析

如果从原理上对电力电容器进行分析，它等同于产生容性无功电流的一个发电机。所以，电力电容器的无功补偿原理指的是将具备容性功率负荷装置以及感负荷装置和同一个电容器进行连接，这种能量便会在上述不同负荷之间予以转换。这样一来，可降低电力系统中的变压器以及输电线中的负荷，同时增大有功能力。所以，电力电容器是电力系统进行无功补偿的一个必然趋势。现阶段，将电力电容器作为无功补偿装置应用在电力系统当中是极为常见的。

3、电力电容器补偿的优缺点分析

3.1优点。一般情况下，安装电力电容器无功补偿装置相对十分的简单，且有功损耗非常小，施工周期短，同时投入的资金少；后期便于维护和管理；一旦内部某个电力电容器构件损坏，并不会对电容器组运行产生任何的影响。

3.2缺点。任何事物都有两面性，即有优点的同时也会存在着缺点，例如：只可实现有级调节，而不具有平滑调节的功能；另外，通风不畅通，如果电力电容器在运行过程中，其温度超过70摄氏度时，极有可能会出现膨胀爆炸；电力电容器装置的电压特性不够完善，尤其是对短路故障的稳定性非常差，在和电源切断之后，还会存在着一些残余电荷；除此之外，电力电容器进行无功补偿的精度要偏低一些，这样一来，有可能会对补偿效果产生巨大的影响。

4、电力电容器无功补偿的主要方式

4.1高压分散补偿方式。此种方式指的是在将其安装到变压器高压一侧，从根本上改善发电机电压质量的一种电力电容器补偿装置。通常都是把它应用在高压配电网当中。

4.2高压集中补偿方式。此种补偿方式指的是把电力电容器安装到变电站或者是6——10kv的高压母线上的一种无功补偿方式；如果负荷相对集中、和配电母线距离相对较近、同时补偿容量非常大的场所当中，要把电力电容器安装到用户配电箱的低压母线上，能够降低整个电力系统中的无功消耗，同时还会发挥出一定的补偿功能。另外，采用此种补偿方式的优势就在于具有自动投切功能，因此，可提升用电效率。再加上，投资成本偏低，方便进行维护。缺点则是此种补偿方式的经济效益偏低。

4.3低压分散补偿方式。此种补偿方式指的是结合某些特殊的用电设备对无功量的需求，从而把电力电容器分散式的安装到周围用电设备中，这样一来，用于补偿高低压线路以及变压器的无功功率需求。此种方式的优势就在于：当设备处在运行状态时，便会投入无功补偿；而当设备停止运行后，补偿装置也便停止运行，这样一来，能够大大减少配电网以及变压器当中有功损耗。但是，其缺点为电能的利用率非常低，且投入的资金偏多，再加上，难以和点动、反接制动电机相适应。

4.4低压集中补偿方式。此种补偿方式指的是把低压电容器借助和低压开关与变压器低压母线相连接，而控制保护装置则是由无功补偿投切装置来充当，按照低压母线中的无功负荷量实现电力电容器自动投切。事实上，电力电容器投切动作都是整租完成的，不能实现平滑调节。而对于此种补偿方式的主要优势在于：连接十分简单，且后期维护量偏小，输电线路损耗较少，因此，成为当前无功补偿常使用的一种手段。

5、电力电容器安全应用的分析

5.1对允许运行电压和电流的要求。当电力电容器处在正常运行状态时，电力电容器保持在额定电流下运行，最大电流不能大于额定电流的1.3倍，同时三相电流差最大不允许超过5%。

5.2谐波问题。事实上，电力电容器对电压较敏感的，由于电力电容器损耗和电压平方之间呈正比例关系，这样过大的电压会导致电容器发热，从而加速电力电容器绝缘部门出现老化，严重缩短使用周期，情况严重的还会发生电机穿。所以，最好使电力电容器保持在额定电压下运转。通常不能超出额定电压的1.05倍，且最高电压不能大于额定电压的1.1倍。如果超过此值，需要采用一些有效的降温对策。

5.3合闸问题。当关闭电力电容器组时，不能带电进行操作。这是由于电力电容器放电需要耗费一些时间。如果电力电容器开关出现跳闸现象，如果立即进行重合闸，那么电力电容器放电不够及时，这样就会在电力电容器当中存留一部分与重合闸极性相反的电荷，此时瞬间出现的冲击电流值会非常大，使得电力电容器的外壳向外扩张，最终发生爆炸。因此，当在对电力电容器进行合闸操作时，首先要将断路器断开约3分钟。

5.4允许运行温度的要求。当电力电容器处在正常运行状态时，周围环境温度在-25——40摄氏度范围；而内部各种介质温度在65——70摄氏度之间，不然会发生热击穿。另外，电力电容器外壳温度不能大于55摄氏度，所以，电力电容器的使用必须保持良好的通风，保证温度不能超过允许值范围。

5.5爆炸问题。在电力电容器运行阶段，常常会使内部的元件发生击穿，损坏绝缘外壳、漏油等现象出现，这些都有可能造成电力电容器发生爆炸。然而，为避免此类事故的发生，通常每组电力电容器额定电流量值的1.5——2倍计算，安装相应的熔断器。当电力电容器被击穿时，那么熔断器开始融化，从而立即和电源断开，以防电力电容器产生较大的热；另外，相关人员还要随时检测电力电容器的温度变化，一旦出现异常情况，要及时采取有效的对策进行处理，避免发生爆炸事故。

6、结束语

总体来说，应用电力电容器无功补偿技术能够不断提升电网的供电能力、减少电网电能损耗。另外，由于此种技术安装十分方便，且投资非常少，便于维护等优势应用十分的广泛。在为用户提供高质量的电能同时又会为企业赢得更大的经济效益与社会效益。

参考文献

[1]黎浩.浅谈电力电容器无功补偿及其安全应用[J].科学之友，2009（30）.

[2]林宪峰.浅谈电力电容器无功补偿及其安全应用[J].科技致富向导，2012（19）.

电力电容器篇4

关键词：电力电容器；故障诊断；处理方法

中图分类号：TM531.4 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）10-0168-01

电力电容器是电力系统中运行的一个重要的电气设备，它的运行为改善供电功率因数、提高电网效率提供解决方案；应用领域广泛，它的安全运行是提高电网供电质量的保证。

1 分类

（1）按用途分类。并联电容器；串联电容器；耦合电容器；断路器电容器；电热电容器；脉冲电容器；直流和滤波电容器；电动机电容器；标准电容器。（2）按电压分类。高压电力电容器（6KV以上）；低压电力电容器（400V）。低压电力电容器按性质分油浸纸质和自愈式。

2 电力电容器的故障诊断

2.1 电力电容器渗油的分析及处理

渗油现象主要是由密封不严或不牢固造成的，电容器是全封闭装置，如果密封不严，空气和水分以及杂质都可能进入油箱内部，造成绝缘受损，危害极大。因此，电容器是不允许漏油的。在实际中，渗油部位主要是油箱焊缝和套管处，说明这些部位焊接工艺不良。按一般标准，应加热到75°C，并保证2小时试验。在实际中套管渗油的部位主要是根部法兰盘、帽盖和螺栓等焊口。渗油的原因，有加工、结构设计和人为的原因。螺栓和帽盖所采用的焊接，其机械强度差，螺丝紧力稍大就会脱焊；有的变电所用硬母线连接螺杆，使螺栓受力，温度变化时也受应力，很容易将螺杆焊口拉开；另外搬运时直接提拉套管以及运输过程中的搬运不慎也会使焊缝开裂[1]。针对以上原因，加强管理，渗油问题就会得到解决，轻微的渗油可以用锡和环氧树脂补。

2.2 绝缘不良的分析及相应处理方法

（1）电容值过高。在长期加热、电压的寿命试验中，电容值的变化是很小的。电容值的突然增高，只能认为是部分电容元件击穿短路。因为电容器是由多段元件串联组成的，串联段数减少，电容才会增高。如果部分元件发生断线，电容值就会减少。（2）另一部分绝缘不良的电容器是介质损失角过大所致长期运行的电容器介质损失角会略有增加。

2.3 电力电容器爆炸原因及其处理

电力电容器发生爆炸的根本原因是极间游离放电造成的电容器极间击穿短路。电容器只要配装适当的保护熔丝，其安秒特性就小于邮箱的爆裂特性。当电容器发生短路击穿时，熔丝将首先切断电源，就能避免爆炸的产生，并且可防止着火和将邻近的电容器炸坏。星形接线的电容器组，由于故障电流受到限制也很少发生爆炸现象。可以肯定，单台保护熔丝是很重要的装置，其安秒特性配置适当，就完全可以防止油箱爆裂，所以采用星形接线也是很重要的防爆措施。纸膜和全膜电容器极间短路击穿的性质是有差异的。

2.4 过电压及外力因素的破坏及相应处理方法

由于开关重燃引起的操作过电压和系y谐振曾经损坏过一部分电容器，经过配套设备完善化，这类故障已经很少发生。但是，因雷击而造成电容器套管闪络，或避雷器距离电容器超过150米时，没有起到防雷作用，也会损坏电容器。

2.5 运行温度问题及解决方法

环境温度对电容器的运行温度影响很大。当温度升高10°C，电容器的电容量下降速度将加快一倍。电容器长期处于高电场强度和高温下运行将引起绝缘介质老化和介质损失角的增大，使电容器内部温升超过允许值而发热，缩短电容器的使用寿命，严重时，在高电场强度作用下导致电容器热击穿而损坏。为了防止电容器因运行温度过高导致绝缘寿命降低、电容量下降，运行中应随时监视和控制其环境温度，尽可能采用强迫通风，改善电容器的散热条件。为了防止电容器因温度过高使内部油膨胀而造成电容器的损坏，一般规定，当周围环境温度超过+300C时应开启通风装置；空气温度在+40°C时，电容器外壳温度不得超过+55°C；空气温度超过+400C时电容器应停止运行[2]。

2.6 电源断开引起失压及处理方法

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，可能产生以下两个结果：变电站电源侧瞬时跳闸或主变变压器断开，若电容器仍接在母线上，当电源自动重合闸或备用电源自动投入时，将造成电容器带负荷合闸，以致使电容器过电压而损坏；当变电站失电后电压恢复时，电容器不撤除，可能造成空载变压器带电容器合闸，产生谐振过电压，将使变压器或电容器损坏。此外，在变电站停电后电压恢复的初期，母线电压可能因无负荷而过高，引起电容过电压，所以电容器应装设失压保护。欠压保护的整定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回，其动作值一般可整定为0.3-0.6倍额定电压，动作时间应与本侧出线后备保护时间配合。

3 结语

电力电容器的检测与检修关系到电网安全运行中对电力电容器的状态检修作好充分的基础准备工作，是完成电力系统状态检修体系的关键一环。

参考文献

电力电容器篇5

关键词：电力系统 电力电容器 安装维护

中图分类号： F407 文献标识码： A 文章编号：

Abstract: in the power system, electric motors and other coil device used a lot, this kind of equipment except from the line made a part of the current work, but also from the line consumed part of inactive inductor current, which makes the line current to the extra increase the number.

Key words: power capacitor installation and maintenance

一、电力系统安装电力电容器原因

电力系统中，电动机及其他有线圈的设备用的很多，这类设备除从线路中取得一部分电流作功外，还要从线路上消耗一部分不作功的电感电流，这就使得线路上的电流要额外的加大一些。功率因数就是衡量这一部分不作功的电感电流的，当电感电流为零时，功率因数等于1；当电感电流所占比例逐渐增大时，功率因数逐渐下降。显然，功率因数越低，线路额外负担越大，发电机、电力变压器及配电装置的额外负担也较大，这除了降低线路及电力设备的利用率外，还会增加线路上的功率损耗、增大电压损失、降低供电质量。为此应当提高功率因数。提高功率因数最方便的方法是并联电容器，产生电容电流抵消电感电流，将不作功的所谓无功电流减小到一定的范围以内，补偿电力系统感性负荷无功功率,以提高功率因数,改善电压质量,降低线路损耗。安装电力电容器组来进行无功功率补偿,这是一种实用、经济的方法。而采用无功补偿,具有减少设计容量;减少投资;增加电网中有功功率的输送比例,降低线损,改善电压质量,稳定设备运行;可提高低压电网和用电设备的功率因素,降低电能损耗和节能;减少用户电费支出;可满足电力系统对无功补偿的检测要求,消除因为功率因素过低而产生的被处罚等优点。

二、电容补偿装置安装

1、电容补偿装置安装地点的选择，电容器室技术要求的确定及整个补偿装置安装质量的优劣，对安全运行与使用寿命影响很大，因其绝缘介质为液体，要求安装地点无腐蚀气体，保持良好通风的地点，相对湿度不大于80%，温度不低于-35度，无爆炸或易燃的危险。

2、额定电压在1千伏以上应单独设置电容器室，1千伏以下的电容器可设置在低压室内，补偿用电力电容器或者安装在高压边，或者安装在低压边；可集中安装，也可以分散安装。从效果来说，低压补偿比高压补偿好，分散补偿比集中补偿好；从安装成本及管理来说，高压补偿比低压补偿好，集中补偿比分散补偿好。低压集中补偿是指将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧,以无功补偿投切装置作为控制保护装置,根据低压母线上的无功符合而直接控制电容器的投切。电容器的投切是整组进行,做不到平滑的调节。低压补偿的优点:接线简单、运行维护工作量小,使无功就地平衡,从而提高配变利用率,降低网损,具有较高的经济性,是目前无功补偿中常用的手段之一。

3、电容器也可装设于用户总配电室低压母线,适用于负荷较集中、离配电母线较近、补偿容量较大的场所,用户本身又有一定的高压负荷时,可减少对电力系统无功的消耗并起到一定的补偿作用。其优点是易于实行自动投切,可合理地提高用户的功率因素,利用率高,投资较少,便于维护,调节方便可避免过补,改善电压质量。

4、电容器室应符合防火要求，不用易燃材料，耐火等级不应低于二级。油量300kg以上的高压电容器应安装在独立防爆室内，油量300kg以下高低压电容器根据油量多少安装在有防爆墙的间隔内或有隔板的间隔内。

5、高压电容器组和总容量30kvar及以上的低压电容器组，每相应装电流表，总容量60kvar及以上的低压电容器组，每相应装电压表，电容器外壳和钢架均采取接地。

三、电容器投退

1、根据线路上功率因数的高低和电压的高低投入或退出，当功率因数低于0.9、电压偏低时应投入电容器组，当功率因数趋近于1且有超前趋势、电压偏高时应退出电容器组。

2、发生故障时，电容器组应紧急退出运行，如：外壳变形严重或爆炸、起火冒烟，有放电点，异常噪音大，连接部位严重过热溶化等。

3、正常情况下全站停电操作时，先断电容器的开关，后断各路出线的开关，送电时先合各路出线的开关，后合电容器的开关，

4、全站事故停电后，先断开电容器的开关。

5、电容器断路器跳闸后不应立即送电、保险熔断，应查明原因处理完毕后送电，并监视运行。

6、无论高、低压电容器，不准带有电荷合闸，因为如果合闸瞬间电压极性正好和电容器上残留电荷的极性相反，那么两电压相加将在回路上产生很大的冲击电流，易引起爆炸。所以为防止产生大电流冲击造成事故，重新合闸以前至少放电三分钟。

7、检修电容器时，断开电源后，本身有放电装置的，检修工作人员工作前，应该人工放电。确保安全。

四、电力电容器运行及监护

1、电容器的正常运行状态是指在额定条件下，在额定参数允许的范围内，电容器能连续运行，且无任何异常现象。

2、并联电容器装置应在额定电压下运行，一般不宜超过额定电压的1.05倍，最高运行电压不用超过额定电压的1.1倍。母线超过1.1倍额定电压时，电容器应停用。

3、正常运行的电容器应在额定电流下运行，最大运行电流不得超过额定电流的1.3倍，三相电流差不超过5%

4、电容器正常运行时，其周围额定环境温度为＋40℃～－25℃，电容器周围的环境温度不可太高，也不可太低。如果环境温度太高，电容器工作时所产生的热量就散不出去；而如果环境温度太低，电容器内的油就可能会冻结，容易电击穿。电容器工作时，其内部介质的温度应低于65℃，最高不得超过70℃，否则会引起热击穿，或是引起鼓肚现象。电容器的工作环境温度一般以40℃为上限，电容器外壳的温度是在介质温度与环境温度之间，一般为50～60℃。如果室温上升到40℃以上，这时候就应采取通风降温措施，现在很多大型工厂有安装空调进行降温，否则应立即切除电容器。

五、电容器保护

1、电容器装置内部或引出线路短路，根据容量采用熔断器保护。

2、内部未装熔丝高压10KV电力电容器应按台装熔丝保护，其熔断电流按电容器额定电流的1.5-2倍选择，高压电容器宜采用平衡电流保护或瞬动的过电流保护。

3、低压采用熔断器保护，单台按电容器额定电流的1.5-2.5倍选择熔断器额定电流，多台按电容器额定电流之和的1.3-1.8倍选择熔断器额定电流。

4、高压电容器组总容量300kvar以上时，应采用真空断路器或其他断路器保护和控制。

5、低压电容器组总容量不超过100kvar时，可用交流接触器、刀开关、熔断器或刀熔开关保护和控制，总容量100kvar以上时，应采用低压断路器保护和控制。

六、电容器故障判断及处理

1、电容器轻微渗油时，将此处打磨除锈、补焊刷漆修复，严重应更换。

2、由于套管脏污或本身缺陷造成闪络放电，应停电清扫，套管本身损坏要更换。

3、电容器内部异常声响严重时，立即停电更换合格电容器。

4、当电容器熔丝熔断，查明原因，更换相应熔丝后投运。

5、如发生电容器爆炸事故，将会造成巨大损失，因此要加强对电容器定期清扫、巡检，注意使电压、电流和环境温度不得超过厂家规定范围，发现故障及时处理。

从以上可以看出，电力电容器具有无功补偿原理简单、安装方便、投资小,有功损耗小,运行维护简便、安全可靠等优点。因此,在当前,随着电力负荷的增加,要想提高电网系统的利用率,无功补偿技术是提高电网供电能力、减少电压损失和降低网损的一种有效措施，通过采用补偿电容器进行合理的补偿,是能够提高供电质量并取得明显的经济效益的。

参考文献：

青岛劳动局编《电工安全作业技术》

电力电容器篇6

【关键词】电力电容器；防火防爆；原因；措施

1　引言

长输管道下属各输油泵站均采用6kv高压电机输油，高压电机额定功率一般均在1000kw以上，电机为感性负载，所以高压电机的运行恶化了电网的供电质量，同时增加了无功损耗。为了提高供电质量，减少无功损耗，必须采取电容补偿。电力电容器是充油设备，泵站输送原油易于挥发，若电容器安装、运行或操作不当等原因均可能引起着火甚至爆炸事故发生，因此确保电容器的安全运行具有重要意义。

2　着火爆炸的原因分析

2.1　管理上的疏忽

如未能及时发现处理电容器瓷套管及外客渗漏油，导致套管内部受潮、绝缘电阻降低造成击穿放电；无先进的监测技术不能发现内部发生局部放电等。

2.2　保养不到位

如果电容器温度过高，未采取降温措施，致使绝缘油产生大量的气体使得箱壁变形鼓肚；未定期清洁设备卫生，瓷瓶表面污秽严重，在电网内、外过电压和系统谐振的情况下导致绝缘击穿，表面放电，造成瓷瓶套管内部破损。电容器校验不及时及操作不规范，预埋了事故隐患。

2.3　频繁投切产生过电压的危害

为了将功率因数控制在较高水平，有些输油泵站安装了无功自动补偿装置，高压输油电机无功经常性波动引起了电容器的频繁投切。电容器投入电网时形成振荡回路，产生过电压和过电流。在频繁过电压的作用下，电容器的局部放电不断得到激发而加剧，其结果必然对绝缘介质的老化和电容量的衰减起促进作用。一般认为电压升高10%，寿命降低一半。国标GB/T12747.1-2004中规定电容器操作每年不超过5000次，原因是投入电容器所产生的过电压虽然是瞬间的，但过电压对绝缘介质的影响是能够积累的。在安装自动补偿装置后电容器组频繁操作，每年每台电容器操作次数为国标要求的3倍以上，加速了绝缘介质的老化，逐步发展到电击穿，最后电容器爆破以至引起火灾。

2.4　高次谐波的危害

谐波能导致系统运行电流、电压正弦波形畸变，加速绝缘介质老化，降低设备使用寿命或因为长期过热而损坏，特别是当高次谐波发生谐振时，最易使电容器过负荷、过热、振动甚至损坏。

2.5存在易燃易爆环境

泵站输送原油易挥发，与空气混合后形成的混合物可能达到爆炸极限，一旦遇到火源有可能着火爆炸。

2.6电容器选型、安装、保护不恰当

（1）选型不当

电容器电极对油箱的绝缘处理工艺不当、产品元件质量差等是造成局部放电的原因，在电极边缘、拐角和引线接触处电场强度和电流密度都较高，容易发生局部放电和过热烧坏绝缘导致电容元件击穿。

（2）安装不当

如电容器组采用就地补偿，泵房油气密度大，遇到火花极易着火爆炸；电容器组未安装风扇冷却装置等。

（3）保护不当

选用专门用来保护电容器防止电容器油箱爆炸的熔断器时，采用了熔断器容丝的额定电流偏大；电容器组采用的不平衡或差动继电保护以及延时过流保护等整定值偏大，整定时间过长等。一旦电容器发生故障时不能起到保护作用，造成火灾爆炸事故的发生。

3　防火防爆的措施

3.1　改进电容器实时监测技术

传统的电容器检测方法为断电、离线进行，影响电网的供电质量，并且测量结果是静态的，而电容器故障是随机的。目前的实时检测系统是通过检测流过电容器的电流、容量以及介质损耗正切值来判断电容器是否故障，但电容量和介质损耗角的变化是放电积累到一定程度的结果，滞后于故障。我们知道局部放电是电容器普遍事故的前兆，因此，我们可以通过采用实时检测电容器局部放电的先进技术，能够及时的发现电容器故障，有效的防止事故的发生。

3.2　引入HSE（健康、安全、环保）管理理念

（1）正确投用保护，定期校验保护的可靠性，以及对电容器组校验工作规范化，如对电容器的电容量和熔断器的检查，每个月不少于一次，在一年内要测量电容器的损耗角正切值二、三次，目的是检查电容器的可靠性。

（2）加强对电容器的巡查，实行一小时一巡查、二小时一记录参数值。发现电容器外壳渗漏油、膨胀鼓肚、电流超过额定电流1.3倍、电网电压超过额定电压1.1倍、环境温度超过额定值等情况，要将电容器退出运行检修。

（3）加强对电容器的维护保养。保持电容器套管表面、电容器外壳、置放电容器的铁架子、接触器及电抗器的清洁；夏季要对电容器采取冷却降温措施等。

（4）　按操作规程操作，禁止电容器带电合闸以及频繁投切，开关掉闸后不准强送电、熔丝熔断后原因不清不准更换熔丝等。

3.3　集中补偿

电容器分散就地补偿的隐患在于泵房是易燃易爆场所，电容器外壳箱体放电及由套管脏污或套管缺陷造成闪络放电均可能引起泵房着火爆炸事故发生。我们解决的方法是采取电容器集中补偿，电容器室选址和建造时应考虑与泵房保持安全距离、良好通风、防尘防雨及便于巡视等问题。

3.4　减少投切次数

采取电容器组循环投切，同时延长自动补偿装置控制器的延时时间间隔，从而减少投切次数，使得每组电容器操作每年不超过5000次。

3.5　加强对电网高次谐波成分的管理

采取加强串联电抗器或滤波装置的办法对谐波加以抑制，提高电网供电质量。

参考文献：

[1]许建安.电力系统微机继电保护[M].北京：中国水利水电出版社，1988.

[2]孙成宝，李广泽.配电网实用技术[M].北京：中国水利水电出版社，1997.

电力电容器篇7

关键词：电力变压器；故障监测；电容器保护；

中图分类号： TM411 文献标识码： A 文章编号：

1 变压器故障和电容器保护

1.1变压器故障

变压器上面的技术经济指标都是由变压力的绝缘系统决定的。绝缘系统直接决定着变压器运行的可靠性和经济性。通常，电力变压器主要分为干式树脂和油浸两类变压器。各类绝缘材料组成的绝缘系统直接支撑着变压器的正常与基本运行，而且绝缘材料的寿命直接关系到变压器的使用寿命。经验表明，相当大部分变压器故障和损坏都是绝缘系统出现损坏造成的。

相关数据统计显示，通常绝缘材料具有很长使用寿命。通常，小型油浸配电变压器的温度在95摄氏度左右，从理论上来说使用寿命可以达到400多年。根据实际的线程运行和设计条件，如果能够很好的对变压器进行保养，其使用寿命可以达到50-70年；厂商的技术指标和设计要求变压器的预期寿命为20-40年。因此，如果能够很好的保养变压器的绝缘系统，这将可以很好的提升变压器的可靠性和使用寿命，能够更好的保障供电安全。

1.2电容器保护

通常，配电网通过在低压侧串联或者并联电容器对电网进行无功补偿，电容器可分散使用，分组投切。这种方式具有投资小、操作维护方便和灵活性好的优点。电力电容器组通常配有保护配置，这样给电力电容器的运行提供了有效的保障。电容器按照不同的运行方式有过电压保护、不平衡电压保护、三段式电流保护、不平衡电流保护。

2 电力变压器的故障诊断

2.1 变压器运行中常见故障及分类

变压器在运行过程中常见的故障可以按照变压器结构、回路和故障发生的部位来分类。根据变压器结构可以把运行变压器故障分为绕组故障、铁心故障和油质故障以及附件故障。按回路有磁路故障、电路故障、油路故障；根据故障发生部位可以分为绕组故障、绝缘故障等。

其中绕组故障主要是指变压器中绝缘物和绕组出现故障。这可能是由于绝缘材料老化，或者绕组受潮，绕组相间、匝间、层间和高低压绕组间出现击穿、短路、断路、接地和烧毁故障；冲击电流和系统短路造成的绕组故障等。绕组故障根据具体故障位置可以分为：匝间短路故障、相间短路故障、股间短路故障等。

铁心故障的原因主要有铁心组件中夹件损伤和松动而碰触到铁心，夹件烧坏和铁心接地不良，铁心安装出现问题，铁心叠装不齐能够和铁心绝缘老化等。通常可以分为铁心多点接地故障、铁心过热故障等。

分接开关故障有无载分接开关故障和有载开关故障。其中无载分接开关故障是由于：某些原因导致电阻增大，使得绝缘材相间距离不足，在过电压的时候发生相间短路故障；紧固金属栓或者触头等原因造成悬浮放电等故障。有载开关故障是密封问题造成绝缘材料的绝缘性能下降；电阻被击穿或者烧坏；滚轮卡死造成短路等原因造成的。

油流带静电故障。一些大型变压器是通过油循环冷切，这样会使得油在冷却循环的时候与固体绝缘界面产生静电电荷，这种电荷容易产生电场，从而出现静电放电等现象给绝缘材料带来故障。

2.2 变压器故障诊断方法

通常，诊断变压器故障的方法有电气检测法和变压器油中溶解气体分析法。这里主要分析如何应用变压器油中溶解气体分析法进行检测。

2.2.1 变压器油中溶解气体的来源

烃类作为一种良好的介质是变压器油中的主要物质，其主要是起散热和绝缘的作用。通常，变压器出现故障的时候这些烃类物质的性质会发生改变，比如发热、放电等出现的时候会导致烃类物质的C-H或C-C键断裂，从而产生一些不稳定的碳氢自由基，这些自由基经过一些化学反应产生如乙烯、乙炔等气体。

即使变压器中固体绝缘材料也会由于变压器故障等问题产生烃类气体，通常这些固体绝缘材料有大量的绝缘纸板，这些纸板在高温下碳化和裂解产生许多烃类气体。并不是任何气体的产生都是由于变压器故障造成的，也可能是变压器绝缘材料和制造工艺、或者绝缘材料的老化等原因，造成烃类气体的产生。

2.2.2 成分超标分析法

实践过程中，可以对于某项气体含量的检测来判断变压器的具体故障：（1）当只有H2超标，另外一些气体成分正常，这主要是因为油纸绝缘受潮；（2）当只有C2H2超标，并且呈很快的速度增长，这可能是因为电弧、悬浮放电或者多点接地短路造成的。（3）当CO和CO2不断的增长的时候，应该要根据其他烃类气体的含量来判断，不能单纯认为油老化故障。另外，由于绝缘材料本身的老化也会产生这些气体。因此，这样不能单纯的判定变压器出现故障。

2.2.3 根据特征气体分析判断

通过特征气体分析判断变压器故障的原理是分析变压器油和绝缘纸其热分解的性质。由于变压器产生故障的时候，每一种故障产生气体的成分和含量都不一样。通常，绝缘纸老化会产生少量低分子烃类气体。而绝缘油分解，主要产生CH4和C2H4，并且这两者的总含量高达占整个烃类气体含量的百分之八十以上，并且随着温度的变化，C2H4的含量会不断增长。通常，当变压器中主要气体在含量为H2的时候，主要是油中有气泡。当为C0和CO2的时候是由于变压器油老化。为CH4的时候，并且含有C2H4，这故障是由于变压器油过热。当变压器内部主要气体的含量是CH4、C2H4、CO、CO2、 CH4、C2H4，并且次要气体为H2、C2H6的时候，这种故障是因为绝缘纸和绝缘油温度过高。主要气体是H2、CH4，次要气体是C2H2、CO、C2H6，这是由于缘油纸局部放电造成变压器故障。

3 电容器保护监测

通常，为了维护整个电网的运行，需要对电网进行保护，这必须要使得整个供电电压和频率稳定在安全的范围内。主要是通过无功补偿的方式来对配电网进行保护，无功补偿的措施是在低压侧串联和并联电容器。因此，电容器组的安全运行直接关系到电网的正常运行，下面主要介绍电容器故障和电容器保护有哪些方式。

电容器主要有两类故障。第一类是内部故障，第二类是端部故障。其中内部故障是由于电容器组间中某个电容器出现故障。由于电容器组是通过串并联多个电容器来组成，当其中某个电容器出现故障的时候，另外的电容器之间的电压会发生变化，从而陆续的引起其他电容器出现故障。当时，故障产生后随着故障电流的持续存在，导致绝缘油产生大量易爆炸气体。端部故障是由于断路器和电容器组之间的绝缘子、套管间和引线出现短路引起的。

另外，当整个电容器系统出现异常情况时候也会出现低电压和产生过电压的现象。其中过电压分为合闸过电压和分闸过电压。其中合闸过电压油分为合闸时触头弹跳电压和非同期合闸过电压。合闸时触头弹跳过电压是由于真空开关的触头在接通的时候发生瞬间弹跳，但是这时候电容已经充满电荷，这时候载合闸就会产生过电压。非同期合闸过电压是指当一相先合闸的时候使得电容充电，而其他两相接通时可能遇到大小相等、方向相反的工况。分闸过电压是由于电容器组开关已经切除后又出现开关重燃的现象，这时候电流熄灭时会在电容器中残留电荷，从而产生直流电压，使得电容易被击穿。电容器低电压是由于在电容器组放电还没有完成的情况下合闸，造成瞬间过电压和冲击电流；停电后，变电站恢复送电的时候，由于电容器和变压器同时使用，造成过电压和过电流。

电容器根据器工作原理不同有三段式电流保护、低电压或过电压保护、不平衡电流或不平衡电压保护。

参考文献

[1]苏鹏声，王欢，电力系统设备状态监测与故障诊断技术的分析[J]，电力系统自动化，2003，27(1)：59-62

电力电容器篇8

【关键词】无功补偿；电力电容器；功率因数；安全运行

1 功率因数低的危害

功率因数低对电力系统的影响很大

（1）当用户功率因数偏低时需要从网上吸收无功功率，这样发电机组就要多发无功，而多发无功也需要能量，它少发了有功，相当于降低了发电机的出力。

（2）无功负荷在网上传送，白白占用了输、变、配电设备资源，使输、变、配电设备利用率降低。而设备运行效率是以有功计算的，因而它使设备达不到额定功率，功率降低。为达到规定的额定功率，就要增大设备容量，提高设备投资。

（3）无功影响电压、无功的传输和大量的消耗，使系统电压不能满足要求，线路末端会电压很低，造成设备不能起车或达不到额定功率。

（4）无功的缺乏，会使线路及电气设备中的电流增大，使损耗增大，即线损增加，增大电费支出。

2 无功补偿重要性

由于电网中的电力负荷如电动机、变压器等大部分属于感性负荷，自然功率因数低，在运行过程中，所有感性负荷需要系统提供一定的无功功率。无功功率的需求，影响发电机的输出功率，降低有功功率的输出；影响变电、输电的供电能力；降低有功功率容量，增加电力系统的电能损耗；增加输电线路的电压降。为减少电力线输送中的损耗，提高电力输送的容量和质量，必须进行无功补偿。

3 使用无功补偿的优点

（1）无功补偿就是在电网中安装并联电容器等无功补偿设备后，可提供感性负载消耗的无功功率，减少了电网电源向感性负荷提供由线路输送无功功率造成的电能损耗。加装无功补偿设备，不仅可使功率消耗减小，功率因数提高还可以充分挖掘设备输送功率的潜力，可节省增设配电设备的成本，是一项投资少，收效快的降损节能措施。

（2）减少了电网无功功率的输入，会给用电企业带来效益。 节省企业电费开支，提高功率因数对企业的直接经济效益是明显的，因国家电价制度中，从合理利用有限电能出发，对不同企业的功率因数规定了要求达不到规定功率因数用户，需多收收功率因数调整电费。高于规定，反之。

（3）提高生产量，保证质量。功率因数得到改善后，电压下降或电压变动现象将会减少。低压进相电容器接上电动机后，因电压上升转矩加快，所以电压变动现象减少。致使电动机的运转速度稳定。因而使用电动机生产出的产品质量均匀。

（4）对谐波有较强的抵抗能力。电容器具有较低的温度上升特性，所以对谐波有较强的抵抗能力。

4 电网中常用的无功补偿方式

并联电容器又称为移相电容器。主要用来补偿电力系统感性负荷的无功功率，以提高功率因数，改善电压质量，降低线路损耗。电网中常用的无功补偿方式：

1）集中补偿，在高低压配电线路中安装并联电容器组。高压集中补偿，适用于负荷较集中，离配电母线较近，补偿容量较大的场所。低压集中补偿是将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧，以无功补偿装置作为控制保护装置，根据低压母线上的无功负荷直接控制电容器的投切。低压补偿的优点：接线简单，运行维护工作量小，使无功就地平衡，从而提高配变的利用率，降低网损，具有较高经济性，是目前无功补偿中常用的手段之一。

2）分散补偿，在配电变压器高低压侧和用户配电屏处，根据个别用电设备对无功的需量将单台或多台电容器组分散地安装在用电设备附近。以补偿安装部位前边的所有高低压线路和变压器的无功功率。

（1）因电容器与用电设备直接并联，同时投入或停用，可减少配电网和变压器中的无功流动，保证用户功率因数始终处于滞后状态，从而减少有功损耗。

（2）有利于降低用电设备启动电流，减少接触器的火花，提高控制器工作的可靠性，延长用电设备与控制设备的寿命。

5 电力电容器运行中应注意问题

由于电网的负荷变化较大，使电容器在运行过程中频繁投切，使用环境条件波动较大。电力电容器大量装设在各级变配电所内，对电力系统安全稳定经济运行起着重要作用，因此，在电力补偿电容器的运行过程中对电力补偿电容器的日常运行维护工作非常重要。

（1）加强巡视和维护。电力电容器应定期停电检查，检查时应注意各连接点是否牢固、是否松动；套管及支持绝缘子应无裂痕及放电迹象；电力电容器外壳无明显变形、划痕和污垢，封口严密无气孔和凸凹面，有无渗（漏）油等。若发现以上现象，必须将电力电容器退出运行。

（2）监控运行温度。电容器周围的环境温度不可太高，也不可太低。如果环境温度太高，电容器运行时所产生的热量散不出去。而如果环境温度太低，电容器内的油就可能会冻结，容易电击穿。电容器工作时，其内部介质的温度应低于65℃，最高不得超过70℃，否则会引起热击穿，或是引起鼓肚现象。 电容器外壳的温度是在介质温度与环境温度之间，一般为50～60℃，不得 超过60℃。

（3）电容器对电压十分敏感，运行中的电容器组可允许在超过额定电压的5%的情况下使用；允许在1.1倍额定电压下短期使用，不准长时间过电压下运行。因电容器的损耗与电压平方成正比，过电压会使电容器发热严重，壳体膨胀，电容器绝缘会加速老化，寿命缩短，甚至电击穿。

（4）谐波的问题和预防。在电网中有许多谐波源存在，由于电容器对谐波的阻抗很小，谐波电流叠加到基波电流上，会使电力电容器中流过的电流有很大的增加，使电力电容器的温升增高，引起电容器过负荷，使电容器击穿，引起相间短路，甚至爆炸。如果在安装电力补偿电容器处谐波过大，若直接投入并联电容器，往往会使电网中谐波更大，对电力电容器的安全造成极大的威胁。

（5）及时监控运行中异常状况

电力电容器篇9

【关键词】液位，测量，分析，参考

1前言：目前，电厂的自动化要求越来越高，为此一些重要的液位测量的准确性和稳定性就显得至关重要，关系到整个机组的稳定运行。热电厂压力容器液位测量点主要有：汽包、除氧器、疏水箱、高低加等。其中汽包液位测量是最重要也是最关键的测量点，在启动调试过程中如果不能全工况测量，水位保护不能投入，会增加事故的几率并扩大事故的危险性。供热期间如果出现问题会导致锅炉不能正常工作，无法确保机组的持续稳定运行。

电厂对压力容器液位测量（模拟量输出）方式主要有：差压变送器、导波雷达、电容探头式等。其中差压变送器是比较传统的测量方式，最近几年随着液位计技术的发展，尤其是电容探头、导波雷达等对介质工艺条件承受能力提高，测量筒技术的改进，使其越来越多地得以在高压和高温条件下应用。

2汽包液位测量

2.1差压变送器测量方式

2.1.1锅炉汽包的液位测量采用差压变送器方式，其取样如图1、图2所示（单室和双室）。

图1 图2

2.1.2存在主要问题

（1）由于水侧绝温，不能保证测量筒与锅炉本体的温压一致性，造成取样水位与锅炉本体水位存在极大的负差。

（2）取样容积大，测量迟滞较大，不能即时反映水位变化，导致测量信号调节质量较差。

（3）取样管材数量多，冬季保温和露天拌热比较复杂，施工量大，安装周期长。

（4）由差压、压力、温度、流量、系统演算等多部分组成，集成可靠性低，维护量大。

（5）受汽包温压变化及环境温度变化的影响很大，不能完美解决因水侧绝温造成的系统测量误差的密度补偿问题。

（6）平衡容器类汽包液位计直接使用成本（冷凝筒散热）和维护成本（每年的校验、施工）高，其综合使用成本远远不是表面采购成本反应的数值。

（7）锅炉启炉时，参比水柱（P+）取样管无水，需时间等待凝结水注满，这段时间平衡容器类液位计无法正常工作（无法建立正常差压条件），锅炉启动前的水位无法集中监视，保护也不能投入。

2.2导波雷达测量方式

导波雷达传感器能够发射6GHZ～26GHZ持续时间大约1纳秒的很短的频率雷达脉冲，被介质反射回来的雷达脉冲被天线作为回波接收。雷达脉冲从发射到接受的运行时间与天线到被测介质表面的距离成正比。被计算出来液位高度被转换成输出信号。

陕西一50MW热电厂锅炉汽包液位采用了导波雷达测量方式，具体连接方式为：取消平衡容器，采用连通管将测量筒与汽包直接连通（中间加设隔离阀门），导波雷达安装在测量筒顶部，因为该工程锅炉为室外紧身封闭，地处陕北高寒地区，为避免外界低温影响，测量筒采用电拌热，通过一段时间试运行来看，还存在以下问题：

（1） 无法消除液面波动影响，尤其是启动过程中液位变化比较频繁的情况下更严重。

（2） 压力和温度变化对测量实际值有干扰，精度保证不够。

（3） 测量筒与料位计匹配还存在偏差，无法作为保护取值点，达不到全工况准确测量。

原因分析（如图3所示）。

图3 测量筒内介质实际分布图

由于温差会造成蒸汽侧形成凝结雨区，一旦凝结雨区达到一定密度，会使导波雷达产生误测量，消除凝结雨区需要增大测量筒的直径，并且要消除温差。但这两点在实际工程应用中还有一定难度，一方面厂家目前还无法提供准确数值，另外过大直径测量筒对于安装和拌热都增加实施难度。

导波雷达类液位测量技术在常温、常压下的应用瞬时功耗就达几百毫安。由于蒸汽、凝结水会造成微波的大幅衰减，导波雷达类液位计在压力容器下的应用功耗会成倍增加。仪表是常年累月的连续应用，功耗过高也会降低产品的使用寿命。凝结雨区给导波雷达类液位计带来的干扰通过增加功耗还无法从根本上消除，如果在测量筒与汽包蒸汽连通管之间加设平衡容器以消除蒸汽侧影响，这样又增加了检测环节和故障点。

2.3智能电容测量方式

工作原理：利用液位变化与其对测量探极产生的电容变化之间的关系，通过专用模式系统软件将检测的电容变化经补偿计算后，输出与物位变化成正比的模拟信号。

目前，国内已有制造商依靠自身研究和专利，开发出具有实现液位测量自动补偿的三探头电容式液位计测量筒。该产品是在一同轴套筒式测量探极的高位端（高于被测介质液位变化最高点处）及低位端（低于被测介质液位变化最低点处）以联通管形式各并接一同轴套筒测量探极即由#1、#2、#3三个同轴套筒测量探极相连组成的三探头测量筒，其中#1为主测量，其探极测量制作高度一般以符合现场要求的有效测量量程为准。#2、#3探极的制作高度一般是#1高度的六分之一至三分之一。同时三个探极的参考地极金属管内径、金属棒探极外径、绝缘层厚度、材质等物理指标均一致，用于保证三个探极能同时测量同一种介质及保证探极在相同环境下测量同一单位高度被测介质液位变化时引起的测量电容变化值完全一致，#2探极实测时被置于空筒即高位端状态，用于对#1、#3测量筒空筒电容标定值进行修正，主要消除气或汽态介质介电常数的变化及被测介质对探极的粘附率的变化对测量带来的影响，#3探极在实测中被置于介质满筒即低位端状态，用于对#1测量筒满电容标定值进行修正，主要消除被测介质介电常数变化对测量的影响，三测量筒辅以三个电测指标一致且精度很好的电容测量探头和相关变送显示单元，就构成了一套具有液位测量自动补偿功能的液位计。经过多个项目的实际应用来看，基本实现全工况条件（锅炉启、停、排污、事故工况等）下液位准确连续测控功能，不存在“假水位”测量，配套提供接点信号输出后，完全满足监视和保护需要。

2.4高加等液位测量

高加、除氧器同汽包特性相似，传统差压变送器与平衡容器配合测量液位与汽包的应用存在同类问题。导波雷达在除氧器、高低加、热水井水位应用成功的案例比较多，尤其是低加、热水井水位效果很好。除氧器、高加主要是其汽侧温度和压力都不高，测量精度要相对汽包偏低，虽然存在一定波动，但比传统差压变送器测量稳定、维护量要少。为减少凝结雨区的出现，测量筒的选取拌热保温也很重要。

电力电容器篇10

关键词：锅炉；压力容器；压力管道

中图分类号：T2K23 文献标识码：A

1 监检内容与方法

锅炉压力容器及压力管道的安装质量监督检验的内容包括对锅炉压力容器及压力管道安装过程中涉及其安全运行的项目进行检验和对安装单位的锅炉压力容器及压力管道安装质量保证体系运转情况进行检查。

锅炉整体水压试验前自检项目和范围：包括现场条件，技术资料文件，汽包，联箱、减温器、汽-汽热交换器，受热面，锅炉钢架、吊杆，锅炉范围内管道、管件、阀门及附件；锅炉整体水压试验监检项目和范围：包括水压试验前承压部件缺陷整改情况，试验用水分析结果，锅炉本体(包括过热器)水压试验压力，再热器水压试验压力，保压时间，水压试验结果，锅炉机组试运前监检项目和范围：包括技术条件，技术资料，锅炉本体，管道、阀门，锅水循环泵，安全附件，热工仪表、自动保护，锅炉化学清洗，蒸汽管道的蒸汽冲洗。

压力容器自检项目和范围：包括制造厂资料，施工资料，设备名牌，安全附件、保护装置，外观质量，支座、管道膨胀情况，安装焊缝外观，安装焊缝探伤抽查，水压试验，保温、平台、扶梯。压力管道自检项目和范围：包括技术资料，管道走向、坡度、膨胀指示器、膨胀测点、蠕胀测点、监视段及支吊架位置，管道外观质量，管道安装焊缝质量，支吊架安装焊缝质量，管道膨胀状况，水压试验，蠕胀测点径向距离测量，蠕胀测点两侧管道外径或周长测量，管道的疏水、放水系统安装情况。

监检还应对项目工地的锅炉压力容器压力管道安装质量保证体系运转情况进行检查，主要检查内容是：①质管人员落实情况及到岗情况：主要检查项目工地的锅炉压力容器及压力管道安装质量保证体系人员任命文件和是否从事该岗位的工作。②无损检测人员资格管理情况：主要检查项目工地从事锅炉压力容器及压力管道焊接质量无损探伤的人员是否具有有效的资格证件，是否存在超出技术等级检验的情况。③焊工资格及管理情况：主要检查项目工地从事锅炉压力容器及压力管道焊接的人员是否具有有效的资格证件，是否存在超出资格证规定的项目施焊的情况。④其他人员资格与管理情况：主要检查项目工地的理化检验人员、锅炉压力容器检验站人员及质量检验人员的持证上岗情况。⑤技术图纸会审、技术交底、设计变更情况：主要检查项目工地的图纸会审记录、技术交底记录是否符合有关技术管理制度的规定及所有的设计变更是否都经过设计单位同意等。⑥工艺纪律与工艺管理：应重点检查技术文件质量(如：文件是否符合标准、图纸,准确性、完整性等)、设备状况(如：设备能力、装备精度等)、焊材发放回收是否符合要求，是否按图纸、工艺文件操作，使用的量具是否经周检合格，质量检验是否存在漏检、错检、检验滞后的情况。此外，还应审查焊接工艺评定报告、焊接工艺和焊接工艺纪律的执行情况，焊后对口错边量及表面质量与热处理工艺，各质量控制环节、控制点等。⑦金属材料、焊接材料存放环境：主要检查项目工地的金属材料、焊接材料存放环境是否符合《锅炉压力容器及压力管道安装质量保证手册》及其体系文件和有关标准规定。⑧材料验收、保管与发放:重点检查材料、焊接材料、管件、阀门的原始质量证明书、合格证，对需复验的材料，还应审查复验报告，材料代用必须办理代用手续。

2 安装监检工作中主要常见问题

2.1 有一部分电厂主要是使用进口的锅炉压力容器制造材料，由于是从国外引进的，毕竟会和我国相关产品的规定有些不一样，基本就是缺少相关的热力计算书、过热器等等，这就对具体的安装工作造成一定的困难；有部分的锅炉供应商虽然提供了部分的资料，但是还是缺少锅炉的质量检测报告，这就使安装的质量受到影响，我们必须加强这方面的监督管理工作。

2.2 有些锅检站对于锅炉安装检测方面的规定不够完善，专业锅监工程师的人数少，检测人员基本都没有专业的电力部分资格证书，有些无损检测人员只有劳动系统的资格证，缺乏电力系统二级以上的证书，这就使锅炉压力容器安装队伍比较混乱，不利于检测工作的进行。对于焊接人员来说，基本没有焊接资格证，即使有证也存在超期使用的现象。

2.3 部分的锅检站的锅炉整体水压检测设施不够完善，严重的影响到检验的结果，而且对于水压测试的水质要求的标准也不一致。

2.4 对于焊接方面的评定需要依靠相关的评定数据，但是经常出现评定数据不完整的现象，评定后制作的评定报告内容也不够完整，甚至出现错误，而且还出现了评定报告和作用指导书的内容不一致。

3 体会和建议

3.1 作为安装单位来说，在施工的过程中，既要严格的遵守电力行业的相关法律法规，也要熟悉了解关于锅炉压力容器的法律，并以此作为自己工作的准则。此外，也要不断的充实自己的相关专业知识，提高自己的专业素养，做好对锅炉压力容器安装监督检验工作，保证其能够正常的运转。

3.2 锅检站作为安装单位，在安装时应该严格的按照事先做好的安装计划实施，为了保证整体的安装工作顺利完成，就需要在完成每一道工序后下一道工序前做好监督检验工作，保证每一步都能够高质量的完成。

3.3 对于安装检验的工作必须由专业的监理人员进行，这不仅需要电力厂的帮助也需要锅监工程师的全力协助。在安装的过程中必须有专业的监理人员在现场监督检验。

3.4 为了使监督检验工作更好的完成，我们可以在以后的监督工作中开展一些相关的评比活动，例如焊接工艺比赛等，可以提高安装人员的专业技能。在对锅炉整体水压试验的检测前，应该检查有关单位对焊接技术的评定，要求持证上岗人员是否有证等情况，此外还需要对锅炉压力装置安装的焊接口进行严格的检验，这些条件都合格后，一个月后再进行锅炉整体的水压检测试验。

3.5 要想保证锅炉压力管道安装检验工作能够顺利完成，这就需要专业锅监工程师的帮助，但是在很多的安装单位对锅监工程师并不是很重视。锅监工程师作为电力企业锅炉压力容器安装监督管理工作的主要人员，他的职责就是对相关的安装工作进行现场的监督，他监督管理的力度直接关系到锅检站具体工作的正常开展。所以我们有必要提高对锅监工程师的认识，并提高他的地位。

结语

综上所述，我们可以了解到通过对压力管道安装的监督，可以有效的提高安装人员的质量意识，也有效的提高了安装企业管理人员和技术人员的专业素质，保证了建设企业的正常运转，提高了相关产业的生产效率，促进了施工和建设单位的发展。

参考文献

[1]国务院.锅炉压力容器安全监察暂行条例[Z].