800kV断路器

2024-09-27

800kV断路器（通用6篇）

800kV断路器篇1

0 引言

断路器失灵保护是指保护动作发出跳闸命令后, 因断路器跳闸线圈故障, 操作机构失灵, 压力低闭锁分闸等, 断路器拒动。保护装置利用相关信息构成对断路器拒动的判别, 并以较短的时限切除同一厂站内其他相关断路器, 将停电范围限制在最小, 从而保证整个电网的安全稳定运行。

1 断路器失灵保护隔离故障的过程

下面以典型的220 k V双母双分段接线方式为例进行分析。如图1所示。

1.1 线路开关失灵

线路保护动作, 2587开关拒动, 失灵保护启动后经跟跳延时再次动作于2587断路器, 经跳母联延时动作于母联2012, 经失灵延时切除该线路所在1M的各个连接元件。

1.2 母联开关失灵

当保护向母联2012发跳令后, 经整定延时母联电流仍然大于母联失灵电流定值时, 母联失灵保护经两母线电压闭锁后第一段时限切除分段2015、2026开关, 第二段时限切除两母线上所有连接元件。

1.3 分段开关失灵

当1M母差动作不返回、1M电压闭锁开放、分段2015有电流3个条件都满足时启动另一套RCS-915的分段失灵保护。当启动分段失灵开入接点动作, 经整定延时相应的分段电流仍然大于分段失灵电流定值时, 分段失灵保护经相应母线电压闭锁后第一段时限切除母联2056开关, 第二段时限切除5M母线上所有连接元件。

1.4 主变变高开关失灵

当2M母差保护动作, #1主变变高2201开关拒动, 第一段时限跟跳#1主变变高2201开关, 第二段时限联切主变三侧。

2 保护动作原理

2.1 线路保护TA动作, 开关A相拒动

当失灵保护检测到TA动作时, 若该线路的对应相电流大于失灵相电流定值, 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护;若此线路接2M运行, 则2G刀闸位置节点闭合。失灵保护启动后经跟跳延时再次动作于该线路断路器, 经跳母联延时动作于母联, 经失灵延时切除该线路所在2M的各个连接元件。如图2所示。

2.2 母线保护动作引起TJR接点闭合, 开关拒动

当失灵保护检测到TJR接点动作时, 若该元件的任一相电流大于失灵相电流定值, 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护;若此线路接2M运行, 则2G刀闸位置节点闭合。失灵保护启动后经跟跳延时再次动作于该线路断路器, 经跳母联延时动作于母联, 经失灵延时切除该线路所在2M的各个连接元件。如图3所示。

2.3 母联开关保护动作, 接点TJR闭合, 开关拒动

当保护向母联发跳令后, 经整定延时母联电流仍然大于母联失灵电流定值时, 母联失灵保护经两母线电压闭锁后第一段时限切除分段开关, 第二段时限切除两母线上所有连接元件。如图4所示。

2.4 主变变高开关失灵

主变保护一动作时, 1TJ闭合启动失灵;主变保护二动作时, 2TJ闭合启动失灵;三跳继电器TJR动作时启动失灵。考虑到主变低压侧故障高压侧开关失灵时, 高压侧母线的电压闭锁元件灵敏度有可能不够, 为防止该情况下失灵保护拒动, 设置了独立于失灵启动的解除电压闭锁的开入回路。如图5所示。

3 失灵回路新旧设计的对比

(1) 2007年反措3.2.2条:“每条母线应采用两套含失灵保护功能的母线差动保护并安装在各自的屏柜内。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。”

近几年的广东电网保护动作数据表明, 断路器失灵次数约占全部系统故障的0.9%, 开关失灵已成为一种常见故障。因此, 2007版反措在原来双套母差保护的配置模式基础上, 确定失灵保护也应采用双重化配置的方式, 以提高失灵保护动作的可靠性;而每套母差保护出口各作用于一个跳圈, 简化了二次回路, 保证回路间的相互独立, 有效避免寄生回路的产生, 可靠性没有降低。

旧设计中:母差保护与单套配置的失灵保护共用出口时同时作用于断路器的两个跳闸线圈。如图6所示。

新设计中:共用出口的微机型母差保护与断路器失灵保护双重化配置时, 每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。如图7所示。

(2) 2007年反措3.2.6条:“微机型母线保护、失灵保护的判别母线运行方式的开关量输入接点采用开关场地母线刀闸和开关的辅助接点, 不采用经过重动的电压切换接点和跳闸位置TWJ接点。”

判别母线运行方式的开关量输入接点采用开关场地母线刀闸和开关的辅助接点, 不采用经过重动的电压切换接点和跳闸位置TWJ接点, 一方面可防止重动继电器及其辅助接点发生故障时导致母差或失灵保护发生误动;另一方面可有效简化母差保护外部回路, 提高双重化配置的两套母差保护之间回路的独立性。

传统电压切换回路 (图8) 设计存在缺陷, 母线刀闸辅助开关常闭接点故障而不能接通 (常开接点正常) , 造成Ⅰ、Ⅱ母电压切换回路中的双位置继电器同时动作, 致使Ⅰ、Ⅱ母PT于二次侧并接。若改站母线正好处于分列运行状态, Ⅰ、Ⅱ母存在电势差, 则在电压切换回路中形成很大的短路电流, 易烧毁电压切换继电器。

若此站失灵保护采用在失灵启动回路串入电压切换接点实现选母线功能, 则会导致失灵保护动作。若采用开关场地母线刀闸和开关的辅助接点实现选母线功能, 该次事故完全可以避免。

(3) 2007年反措3.1.8条:“线路断路器三相不一致保护不启动失灵保护。”

线路断路器三相不一致状态时虽然会出现零序电流, 但是健全相仍然可以输送功率, 线路输送功率下降并不多, 对系统稳定影响不太大, 允许短时出现。线路断路器三相不一致的主要危害在于可能引起相邻线路的零序保护误动, 与失灵保护动作切除整条母线相比, 这一危害要轻得多, 因此, 线路断路器三相不一致保护不启动失灵保护。传统设计如图9所示, 新设计如图10所示。

(4) 由以上新旧设计的对比, 我们发现:“2007年反措3.2.2条”提高了失灵保护动作的可靠性;而每套母差保护出口各作用于一个跳圈, 简化了二次回路, 保证了回路间的相互独立, 有效避免寄生回路的产生。“2007年反措3.2.6条”一方面可防止重动继电器及其辅助接点发生故障时导致母差或失灵保护发生误动;另一方面可有效简化母差保护外部回路, 提高双重化配置的两套母差保护之间回路的独立性。“2007年反措3.1.8条”避免事故范围的扩大。

4结语

通过对220 k V断路器失灵保护隔离故障的过程、保护动作原理、反措新要求这3个方面的内容的分析, 变电运行人员可以根据保护动作及开关跳闸情况, 分析出故障点所在的大致部位, 有针对性地进行故障点查找, 最大限度地缩短查找故障点的时间, 加快事故处理进程, 达到尽快隔离故障点并恢复设备正常运行的目的。

参考文献

[1]南京南瑞继保电气有限公司.CZX-12R2型操作继电器装置技术说明书

[2]南京南瑞继保电气有限公司.RCS-915AS型微机母线保护装置技术和使用说明书

[3]刘之尧.广东省电力系统继电保护反事故措施2007版.广东省电力调度中心, 2007

10kV真空断路器故障判断篇2

关键词：真空断路器,真空度,故障判断方法,真空断路器

1 10kV真空断路器的结构及其优点

真空断路器是一种以气体分子极为稀少, 分子间的平均自由行程很大、电子与分子相碰撞的机会极少, 因而绝缘强度很高的真空空间为熄弧介质的新型开关。真空断路器具有截流水平低、开断电流大并能减少触头材料产生的金属蒸气等特点。

1.1 10kV真空断路器的结构

10kV真空断路器正面垂直悬挂着三只真空灭弧室, 背面是电磁操动机构。机构通过一套连杆操动断路器, 实现分、合闸动作。该断路器已达到的主要技术参数见表1。

该真空断路器包括: (1) 真空灭弧室, 灭弧室散热效果风利于金属蒸气的冷凝及离子与电子的复合, 加速介质强度的恢复, 可提高灭弧室的连续分断能力。同时还不会出现因开断电流产生的金属蒸气附着而引起屏蔽罩电场的改变和因工艺上的原因产生其他异常现象; (2) 操动机构, 该机构具有自由脱扣装置, 并可与断路器本体分离, 结构简单, 性能可靠。台闸电流仅为36A, 尚具有频繁操作的能力, 利于用户使用; (3) 断路器本体, 其实一金属框架, 断路器本体的所有传动连杆均安装在金属框架上, 既可整体调节, 又可分相调节, 并且可互不影响。

1.2 10kV真空断路器的优点

10kV真空断路器具有如下优点: (1) 重量轻、体积小。由于该断路器没有复杂灭弧装置, 可做列结构简单、零件小。与相同用途的油断路器相比, 重量仅为油断路器的2/5, 体积仅为油断路器的1/2。 (2) 寿命长、维护少、检修周期长。由于真空灭弧室选用的波纹管允许之伸缩量有较大的裕度, 加之触头结构具有较高的机械强度和较小的电磨损, 因而断路器的机械寿命与电气寿命大大提高。同时, 由于触头工作于完全密封的真空灭弧室中, 不需维护与险修。各传动连秆又采用了便于调节、且又能锁紧的结构, 每次检修后不会松动, 使得维修大为减少。 (3) 操作无噪音、无爆炸起火的危险。该断路器的灭弧过程完全在三只密封的具有负压的真空灭弧室中进行, 不受使用环境的影响。 (4) 动作快。断路器的触头开距仅为12mm, 加之所配用的电磁机构动作时间短, 故使断路器的分合闸动作分别能在005s与0.12s的时间内完成。 (5) 开断能力强性能稳定。该断路器经大量的试验及工业试运行, 证明其开断能力与开断电流的大小无关, 燃弧时间一般均在两个半波 (20ms) 以内。

2 10kV真空断路器的故障判断

2.1 真空泡真空度故障判断

真空度的测定, 普通应用冷阴极电离真空计的原理。冷阴极电离真空计, 是用两电极间的放电电流傻来测定真空度的, 它有着:当电极部分施加一定的磁场就容易引起极间放电的构造。但是, 真空开关的电极与此相反, 因为制造上的关系, 所以与冷阴极电离真空计相比较, 极间放电很困难放电电流也不易稳定。因此, 本文提供一种真空开关, 它具有应用冷阴极电离真空计的原理制造真空度的测定装置, 只要真空度在测定的范围内, 就可以使极间产生可靠地放电, 从而准确地进行高真空度的测定。在被测真空开关上施加一定的电压和磁场, 并且根据需要, 在一定的电压和磁场上, 叠加一脉冲电压和磁场。本真空开关真空度的测定方法, 由于将电极与被绝缘部份的电位, 通过静电容量测定, 以检查真空容器中的真空度, 因此, 可以避免以往产生的错误和误差。正确地检查出真空劣化, 不会产生因真空漏泄而造成真空度降低的危险。

2.2 真空断路器分闸故障判断

真空断路器是一种灭弧原形异于其他类型断路器。当其空开关开断交流电流时在分离的触头之间形成电弧放电, 这种放电使开关通过线路电流而具有比较小的电压降落。对静态线路, 这种电压降落可百作一个低值电阻。当电弧停止燃绕或熄灭时大约在数微秒的时间坚, 开关对线路呈现为一个高值电阻, 并进而阻止电流流通。

电磁开关根据频繁操作、寿命长的要求而采用简单的操作方式, 合闸动作多为电磁操作。合闸时的振荡现象会产生触头熔接等恶劣的影响, 所以须尽可能缩短这一现象的持续时间, 一般开断速度在2~3m/s以下。为判断该真空断路器分闸故障, 即切断电溶性电流的过电压与关合涌流的能力, 可采用切合电容器组试验检测, 同时改铜质分闸顶杆为钢质, 以避免变形。其检测包括分闸回路检测、分闸线圈检测、分闸线圈电阻值检测、分闸顶杆检测、操作电压检测等检测内容。

2.3 真空断路器触头故障判断

真空断路器开断时由于触头形成的金属蒸气在电极间隙内会产生所谓“电弧”。真空外壳的触头材料对真空断路器的性能有很大的影响, 亦即, 断路器用的触头材料必须同时满足开断容量大、耐压高、有一定的耐熔接性等性能。

真空断路器在频繁操作时触头开距、接触压力等会发生变化。由于真空断路器本体机械性能较差, 多次操作后, 由于机械原因导致不同期、弹跳数值偏大。在安装和操作时, 要反复承受拉伸、压缩、振动、冲击等负荷的同时, 也必须耐受温度变化 (循环) 、热冲击等作用。用下述各种强度试验来确保其安全可靠。

(1) 抗拉试验:用阿姆松式抗拉试验机, 将装好的真空断路器在其轴向以2吨/分的速度加拉伸负荷进行试验。 (2) 振动试验:将装置固定侧固定, 可东侧呈现自由状态, 设置振幅为2.23mm, 单位时间内的振动次数为2000次/分, 振动方向用水平悬臂作上下振动。试验后, 如果外形完全没有变化, 交流工频和冲击耐压值也几乎无变化, 则说明足以承受一般运输和使用中的振动而没有问题。 (3) 热冲击试验:将真空断路器置于98℃的开水中浸10min后, 立即放入2℃的凉水中反复进行了30次热冲击试验, 检查真空断路器的外形和有无漏损。

参考文献

[1]赵子玉, 宋焕生, 江秀臣, 等.真空断路器真空度现场测量新技术[J].电工技术学报, 2009 (3) .

[2]王鹏, 张贵新, 李莲子, 等.真空断路器开断电流在线测量[J].电力系统自动化, 2007 (3) .

800kV断路器篇3

1户内真空断路器操动机构简介

1.1户内真空断路器构成。对于户内真空断路器来说,它不仅包含了弹簧操动机构(如图1)、灭弧机构,还有导电触头、支撑绝缘子、出线端子等部分。在这些组成部分里,弹簧操动机构在其中扮演着重要的角色,它的组成部分有储能装置和分合闸装置,还有控制回路和操作面板。通过弹簧操动机构来实现分合闸,完成系统电力的断电或通电工作。

1.2储能机构简介。对于储能机构来说,弹簧操动机构的储能装置主体是一个减速箱,减速箱的外壳是铸铝的,在减速箱装有两套齿轮,储能轴横向穿过减速箱,然后实现与蜗轮蜗杆的连接。

在储能轴上设置一个轴承,把储能轴的套用键和大齿轮相连接,在轴套上有一个轴销,在上面安装一个棘爪。在储能轴的右侧安装一个有缺口的凸轮,棘爪发挥作用是通过这一缺口来带动的。

在储能轴的左端设置一个曲柄,把合闸弹簧的一头连在曲柄上。在减速箱的轴销上,要安装一个三角形的杠杆,这一杠杆上再安装一个滚针轴承,在合闸以后,能量得到释放,凸轮可以把合闸弹簧的能量传递到滚针轴承上,三角形杠杆的另外一个孔用轴销实现和连杆的相接,这一连杆的另外一侧是和主轴拐臂相连接的,构成一个完整的四连杆体系。借助于该机构,合闸力得到传递。在减速箱上,轴销有一个小的滚轮轴承,作为锁住合闸挚子用,以此保持合闸弹簧的能量。具体如图2。

1.3电动储能原理。在合上电机的电源以后,大蜗轮带动着储能轴轴套的转动,然后安装好的棘爪快速进入凸轮上的缺口,带动储能轴转动。合闸弹簧不断拉长,以此来储存能量。一旦合闸弹簧到达最大长度,曲柄上的小连杆带动弯板压下微动开关,这时电机的电源会被迅速切断,而合闸弹簧也会被锁住,整个储存能量的时间一共在15秒之内。

1.4合闸动作原理。35k V户内真空断路器以及10k V户内真空断路器是常见的弹簧操作设备,它们最终停止的形式就是通过把储能弹簧拉伸到一定长度,以此来实现储能。在接通合闸线圈以后,合闸掣子得到释放,在弹簧力的作用下,储能轴开始逆时针旋转,在这时,凸轮压在三角杠杆上的滚针轴承上,连杆会把力量传输给开关主轴,通过主轴的作用实现绝缘拉杆向上运动。在开关主轴转到一定的位置时,分闸掣子将其锁住,在合闸时,分闸弹簧储存能量。

2户内真空断路器操动机构常见故障分析

2.“1拒合”故障。2.1.1常见问题。在远方通过电动操作完成合闸以后,合闸线圈开始顶针,不过,由于撞击力量不够,导致滚轮脱离了合闸,这样一来,弹簧的能量得不到释放,合闸动作操作失败,这就是所提及的“拒合”故障。在这种情况下,因为合闸线圈会长时间带电,所以常常导致线圈发热,严重时会导致线圈烧毁。另外一种情况是因为操作失误,把旋转把手放在不合适的位置,这个位置是对隔离开关操作的,它不允许操作断路器,所以在这时候闭锁了断路器,无法进行操作。在这种情况下,常常会导致合闸线圈的烧毁。2.1.2现场状况。在打开机构箱面板以后,要观察好合闸保持掣子,除此之外,还要仔细观察滚轮,如果发现存在接触过紧和摩擦力比较大的状况,甚至是出现了通过手动合闸的形式也合不上的情况。滚轮的表面存在干结的油渣,这样一来,摩擦力会增大,不易脱离。2.1.3处理方法.在面对“拒合”故障时,首先采取的处理方法是断电,在保障安全的前提下,润滑合闸掣子,同时还要润滑接触滚轮用机油,通过去除滚轮上的干结的油渣、油块,实现其表面的光滑,进一步减少摩擦力,在多次能量储备以后,加上多次手动和电动的合分闸动作,保障合分闸的顺利进行。一旦合闸线圈遭到破坏,就必须更换新的型号相同的合闸线圈。

2.“2拒分”故障。“拒分”故障和“拒合”现象的故障原理相似,在表现形式上也基本相同,不过,和“拒合现象”不同的是,在停电操作时,如果因为分闸线圈长时间带电而烧毁,那么必须通过专业维修人员,用手动操作的形式来进行分闸。这就是所谓的“拒分”故障.

2.3储能故障。2.3.1常见问题。在一般情况下,真空断路器合闸以后,在合闸簧释放能量时储能电机电源会接通,通过储能弹簧的拉伸来储存能量,在储存的能量达到一定规模时,弹簧储能工作到位。然而,由于微动开关在长期未操作状态下导致切换不及时,停止储能行为,导致储能故障发生。2.3.2处理方法。35k V户内真空断路器以及10k V户内真空断路器的储能回路相对简单,它通过微动开关和储能电机的有效连接,在储能回路里,通过串联的形式连接一个或两个常闭节点。一旦弹簧无法储能,那么基本上就是储能回路出现问题,在检查故障时,第一要检查的必然是储能,分析其线路是否有脱落现象,通过万用表,测量其电压。如果没有故障,就要测量微动开关常闭节点,在一般情况下,真空断路器长期没有操作,那么微动开关常闭节点就会在按压处是断开的,如果断路器操作,那么弹簧会进一步释放能量,与此同时,由于常闭节点复位失效,断路器的状态是封闭的,储存能量的回路行不通,弹簧不能储存。在分析故障原因时,发现大部分情况是由于微动开关的所致,如果储能电机内部短路和断路现象,加上接线端接触不稳定,那么都容易产生电机无法接通的现象,其后果就是无法实现电能的储存。

结束语

在本篇文章里所提及的35k V户内真空断路器以及10k V户内真空断路器是在高压开关柜;里最常用的开关设备,而其中提及的故障又是比较常见的故障,需要在检测时加以注意。另外,还有一些类似控制回路断线的故障仍需继续研究。在实际的操作里,维护人员必须时刻保持警惕,加大维护力度,最大化缩小故障发生几率,以此来保障供电安全,实现电力系统长远使用。

参考文献

[1]霍凤鸣.真空断路器及开关柜选型参考[J].河北电力技术,2004,23(1):14-18.

800kV断路器篇4

110 k V海努克变电站是新疆伊犁南岸干渠配套工程, 承担着向35 k V伴渠线路供电的重要任务, 自2009年35 k V伴渠线路带电投运以来, 变电站发生多次断路器短路烧毁事件, 虽未产生严重后果, 但确实存在安全隐患。

1 运行方式

110 k V海努克变电站110 k V单母分段, I母运行, II母冷备。1#主变110 k V侧中性点接地, 在110 k V I母运行。35 k V单母分段, 通过母联断路器联络运行。

110 k V人海线在110 k V I母运行, 35 k V海八线、35 k V 2U线在35 k V I母运行, 35 k V海都线、35 k V PT在35 k V II母运行。

2 事故分析

自2009年35 kV伴渠线路带电投运以来, 由于手车断路器本体对地 (柜体、车体) 击穿放电, 35 k V海都线断路器已3次烧毁, 断路器绝缘子烧毁严重。根据以上情况, 对可能造成事故的原因分析如下:

(1) 由于雷击造成设备过电压。经询问事故当天运行值班人员, 并查询运行值班记录, 事故当天天气晴好, 35 k V母线避雷器放电计数器无动作, 因此排除大气过电压的可能性。

(2) 由于线路的电容效应, 造成母线侧容升过电压。海努克变电站35 k V线路共2条, 35 k V海八线长度27 km, 35 k V海都线长度57 km, 线路总长度仅有84 km, 电压等级仅有35 k V, 线路容升效应非常有限, 因此排除此原因。

(3) 由于操作过电压, 造成断路器烧毁。经询问运行值班人员, 并查询运行值班记录, 事故前并无倒闸操作, 因此排除操作过电压的可能性。

(4) 由于线路单相接地造成设备对地过电压。经询问运行值班人员, 并查询运行值班记录, 事故前35 k V线路未发现接地故障。当35 k V线路发生单相接地时, 接地相对地电压由20 k V降为0, 未接地相对地电压由20 k V升高至35 k V。由于断路器交接耐压值达95 k V, 远高于35 k V, 因此排除此原因。

(5) 由于铁磁谐振造成设备过电压。海努克变电站35 k V线路共2条, 35 k V海八线长度27 km, 35 k V海都线长度57 km, 线路总长度84 km, 线路带电以来, 一直处于轻载状态。由于35 k V海都线全线箱变电压互感器为感性负荷, 线路的对地电容与电感设备满足串联铁磁谐振发生的条件, 即谐振是由带铁芯的非线性电感元件 (电压互感器) 和电容元件 (母线对地电容) 构成的回路产生。

由于断路器交接耐压值达95 k V, 对地击穿电压应当超过100 k V, 只有铁磁谐振过电压才有可能产生如此高的电压。因此判断, 由于铁磁谐振造成的过电压, 导致了断路器烧毁事故。

3 谐振解析

谐振电路都有一个特点, 容抗等于感抗时, 电路呈阻性, 即:

若满足ωL=1/ωC, 这其中改变3个参数就会引起谐振。谐振又分为串联谐振和并联谐振2种。

3.1 串联谐振

在电阻、电感及电容所组成的串联电路内, 当容抗XC与感抗XL相等时, 即XC=XL, 电路中的电压u与电流i的相位相同, 电路呈现纯电阻性, 这种现象叫串联谐振 (也称为电压谐振) , 如图1所示。当电路发生串联谐振时, 电路的阻抗, 电路中总阻抗最小, 电流将达到最大值。

3.2 并联谐振

在电感和电容并联的电路中, 当电容的大小恰恰使电路中的电压与电流同相位, 即电源电能全部为电阻消耗, 成为电阻电路时, 叫作并联谐振。并联谐振是一种完全的补偿, 电源无需提供无功功率, 只提供电阻所需要的有功功率。谐振时, 电路的总电流最小, 而支路的电流往往大于电路的总电流, 因此, 并联谐振也称为电流谐振。如图2、图3所示。

3.3 电磁式电压互感器引起铁磁谐振的原理

在电力系统中, 电压互感器通常接在变电站的母线上, 其一次绕组接成星型, 对于中性点直接接地系统, 各相对地励磁电感L1、L2、L3与母线对地电容C0间各自组成独立的振荡回路。中性点非直接接地系统中, 系统电源与接有电磁式电压互感器的等值电路, 如图4所示, 其中EA、EB、EC为三相电源电势。在正常运行条件下, 三相对地负荷是平衡的, 电网的中性点处于零电位, 即不发生位移现象。但是, 当电网发生冲击扰动时, 如开关突然合闸, 或线路中发生弧光接地现象等, 都可能使一相或两相对地电压瞬间升高。如果由于扰动导致A相对地电压瞬间升高, 这使得A相互感器的励磁电流突然增大而发生饱和, 其等值励磁电感相应减小, 这样, 三相对地负荷不平衡了, 中性点就发生位移电压, 并且对地三相回路中的自振频率若接近于电源频率, 这就产生了严重的谐振现象, 中性点的位移电压 (零序电压) 急剧上升。

3.4 谐振的危害性

发生谐振时, 由于感抗和容抗相等, 所以电感和电容两端的电压有效值相等, 即:uL=uC。又由于其相位相反, 因此这两个电压是相互抵消的。在电容或电感的电压有效值为:uL=uC=XLi0=ω0LiO=ω0Lu/R。如电路中电抗越大, 电阻越小, 则电容或电感上的电压值将比外加电压大得多。在电力系统中, 串联谐振将会产生高出电网额定电压数倍的过电压, 对电力设备的安全造成很大危害。

发生并联谐振时, 在电感和电容元件中流过很大的电流, 因此会造成电路的熔断器熔断或烧毁电气设备的事故。

4 限制铁磁谐振的方法

对于小电流接地系统来说, 抑制铁磁谐振通常有以下几种方法:

(1) 采用先进的消谐装置, 如消谐器。

(2) 改变可能产生铁磁共振的操作程序, 避免在运行方式方面构成铁磁共振条件。如注意监视母线电压, 电压过高则立即改变方式, 合上或拉开引起谐振的开关。如给母线充电前先切除PT, 充电后再投入PT, 停母线时先切除PT再拉开开关。

(3) 选用励磁特性好的, 在线电压下不易饱和的电压互感器。

(4) 选用V接电压互感器。

(5) 可以通过将35 k V母线电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器, 解决了铁磁谐振的问题。电容式电压互感器对地呈现容性, 从根本上失去了谐振的基础。这样就不会再发生因扰动使励磁电流突然增大而发生饱和的现象, 从而防止了铁磁谐振现象的发生。

(6) 装设消弧线圈。

5 建议

根据事故情况及设备现状, 建议海努克变电站采取以下方法抑制谐振过电压的发生:

(1) 建议退出南岸干渠35 k V线路沿线全部箱式变电站35 k V电压互感器, 以避开谐振点。

(2) 建议在海努克变电站主变35 k V中性点装设自动消弧线圈, 但消弧线圈采用过补偿方式运行时, 不可能发生串联谐振过电压问题, 在电网上有非常广泛的应用。

6 结语

电压互感器是母线上的重要元件, 它与母线对地电容之间在开关分合闸、瞬时接地等电网扰动情况下, 构成串联谐振电路, 引起铁磁谐振的发生;谐振与母线电容大小、开关分合闸时相位、PT铁芯伏安特性差异等因素有关, 从而引发分频、基频、高频谐波谐振, 造成电压升高, 电流增大等现象, 对电力设备的安全稳定运行造成极大危害。电磁式电压互感器引起铁磁谐振后, 其介质击穿或爆炸都会导致母线故障, 防止PT谐振应引起高度重视, 当谐振发生时应立即采取相应措施, 消除谐振。预防谐振的措施有很多种, 它们各有其优点和局限性, 在实际运用中应注意根据设备状况、运行方式及实践经验采取更有效的消谐措施。

摘要：详细分析了35kV断路器烧毁的原因, 同时对产生谐振过电压的各种因素进行了探讨, 并结合实际情况, 提出了一些防止谐振过电压的预防性建议。

关键词：断路器,事故,谐振,过电压,消弧线圈,原因

参考文献

[1]沈阳市进网作业电工管理办公室组编.进网作业电工通用培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2003

800kV断路器篇5

断路器作为电力系统中重要的电器设备, 不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流, 还可以在系统发生故障事与保护装置及自动装置相配合, 迅速切断故障电源, 防止事故扩大, 保证系统的安全运行。储能机构是断路器分合闸单元中重要的元器件, 其工作性能及状况直接影响断路器的可靠动作。

某电厂#1发电机出口500kV断路器在基建调试阶段出现储能机构不储能现象, 导致#1机组不能按调令正常并网发电。

2 故障诊断及处理

集控台故障喇叭报警, 检查NCS故障信息及光子牌发现500kV升压站第一串断路器A相低油压闭锁分合闸等光字牌报警, 就地检查发现断路器A相操作机构未储能。

2.1 断路器储能机构故障诊断

2.1.1 故障特点

1) 储能电机频繁动作, 储能弹簧确实释能下降了, 说明断路器液压回路的高压部分存在向低压部分微量泄漏的情况。

2) 储能电机动作次数非线性, 证明液压回路高压部分的泄漏量随着时间的变化呈逐渐增大的趋势, 这和液压回路高压部分与低压部分的压差变化有关。

3) 储能弹簧的下降速度非线性。断路器完成合闸, 储能电机动作储能完毕之后, 储能弹簧开始下降的速度较快, 说明液压回路的泄漏量和压差大小成正比。

4) 储能时间和动作次数成反比。断路器储能电机动作时间较长时, 其储能电机的动作次数相应减少。说明储能电机动作时间过短时, 能量补充不完全或者是压力虽然瞬间到位了, 但不能阻止泄漏量逐渐增大的趋势。

2.1.2 故障分析

检查储能机构相关记录发现, 该断路器上次投运时, A相储能电机动作频繁, 且动作次数非线性。针对断路器故障现象, 逐项排除可能的故障因素:

1) 液压回路存在漏点:经详细检查, 该断路器本体未有漏油的痕迹, 且油镜油位指示正常, 证明断路器液压回路没有外漏现象。

2) 液压回路阀门部件存在轻微泄漏:液压回路油泵出口逆止阀、泄油调节阀、压力安全阀、堵塞栓等地方如果存在轻微泄漏, 则泄漏量应是一个常量, 储能机构的动作次数不应存在非线性的特点。

3) 跳闸速度调节孔、合闸速度调节孔堵塞:液压回路跳闸速度调节孔、合闸速度调节孔如果存在堵塞现象, 则断路器应表现为分合闸不正常, 因分其合闸功能未出现异常, 故排除可能。

在排除液压回路的可能故障因素后, 综合分析断路器储能机构的动作特点, 基本确定异常原因为液压回路跳闸电磁阀运行中存在微量泄漏。断路器合闸后, 因跳闸电磁阀存在微量泄漏, 泄漏量和压差大小成正比, 开始压差大, 泄漏量较大, 所以弹簧开始下降速度较快。断路器合闸后, 由于截流孔后A 区压力稍低, 转换阀活塞会缓缓向上爬行, 当储能电机动作时, 受压力的原因, 活塞会向正常合闸后的位置方向返回, 但并不能100%回到合闸后位置, 由于泄漏的原因, 活塞会继续向上爬行, 如此反复, 最终泄漏量越来越大, 导致断路器再次合闸时储能机构未能储能。

2.2 断路器储能机构故障处理

现场更换跳闸电磁阀及相关密封件后, 对断路器机构进行了合位和分位保压试验, 结果良好。彻底解决了该断路器A相储能机构故障问题。

3 结束语

断路器储能机构不储能只属断路器常见故障之一。断路器作为电网系统内最重要的设备之一, 故障多变复杂, 高压断路器的工作状况关系到电力系统能否安全、可靠地运行, 对其进行在线监测与故障诊断具有重要的现实意义。

参考文献

[1]王彪, 周程肖.FX22型断路器液压机构频繁启动原因分析[J].浙江电力, 2011 (6) :17-23.

[2]李建明, 王志勇, 王淑琛.3AQ/3AT型断路器液压机构油泵频繁打压故障分析及处理方法[J].高压电器, 2011 (5) :103-107.

6kV真空断路器绝缘的试验篇6

绝缘的缺陷通常可分为两种。一类是集中性缺陷:裂缝、局部破损、气泡等;二类是分布性缺陷指整体绝缘性能下降, 如内绝缘受潮、老化、变质等。

绝缘试验可分为两大类。其中一类是非破坏性试验或称绝缘特性试验, 是在较低的电压下或用其它不会损坏绝缘的办法来测量的各种特性参数, 主要包括测量绝缘电阻、泄漏电流、介质损耗角正切值等, 从而判断绝缘内部有无缺陷。

高压电气设备在运行中必须保持良好的绝缘, 为此从设备的制造开始, 要进行一系列绝缘测试。这些测试包括:在制造时对原材料的试验、制造过程的中间试验、产品的定性及出厂试验;在使用现场安装后的交接试验;在电力系统运行中为维护核保证设备运行良好而进行的绝缘预防性试验等, 以及更进一步的是设备在运行过程中的在线检测。

2 绝缘试验的介绍

2.1 试验的对象

本试验的对象为某型号6k V真空断路器。真空断路器与别的断路器不同之处是其灭弧介质。真空断路器的绝缘材料为真空, 。该断路器一般用于电压等级比较低的厂用电配置中。真空断路器利用断路器动触点断开瞬间, 真空熄灭电弧, 迅速切断电流, 从而断开线路或设备。

2.2 试验的仪器

本试验的仪器是绝缘电阻测试仪。绝缘电阻测试仪是专门用来测试电气设备绝缘材料的绝缘电阻值大小的专业仪器。

使用步骤如下。 (1) 接线。把仪表的两个‘E’端接到被测物的地或零端, 以及大地。把仪表的‘L’端接到被测线路端, 例如断路器导体部分, 电缆芯线。把仪表‘G’端接到被测回路需要消除表面电阻泄漏影响的保护环。 (2) 预选测试电源电压。把‘高压预选’旋钮开关选向需要的测试电源电压。 (3) 接通工作电源。把本仪表‘电源开关’拨向通, 开关上方的指示灯即亮, ‘k V’电压表显示应0.00k V。 (4) 测试启动。把‘高压控制’按钮按入, 这时高压从L端输出, ‘k V’表显示L-E之间的电压值, ‘秒表’开始计时。 (5) 电阻值读数。通过MΩ/GΩ表读取电阻值。秒表在高压输出后的15秒、60秒、每隔60秒报时。便于操作者记录。

吸收比=R60/R15 (第60秒的电阻读数÷第15秒的电阻读数)

极化指数=R10/R1 (第10分钟的电阻读数÷第1分钟的电阻读数)

3 试验结果

3.1 铭牌及主要技术参数:

3.2 导电回路接触电阻测试 (单位:μΩ)

3.3 绝缘电阻及交流耐压试验

4 影响绝缘电阻测量的因素及改善措施

4.1 温度对绝缘的影响。

测量绝缘电阻时, 试品一般应在10℃~40℃之间。

4.2 湿度对绝缘的影响。

当绝缘物在湿度较大的环境中时, 其表面会吸收潮气形成水膜, 致使其表面电导电流增加, 使绝缘电阻显著下降。针对这一情况, 应加上等电位屏蔽。

4.3 残余电荷的影响。