110kV断路器

110kV断路器（通用10篇）

110kV断路器 篇1

本文以LW36-126型高压SF6断路器的现场安装调试为例, 其它型号高压SF6断路器的安装调试可参考进行。该型高压SF6断路器为自能式, 每台包括3个完整的单极断路器, 产品三极配用1台操动机构, 可以进行三极电气联动操作。

1 安装前注意事项

现场工器具的准备应齐全, 安装所需备件、防护用品及消耗材料应足够。

现场安装条件应符合要求, SF6断路器的安装必须在无风沙、无雨雪的天气下进行, 空气相对湿度<80%, 并采取防尘、防潮措施。

SF6断路器在运输和装卸过程中, 不得倒置、碰撞或受剧烈震动, 制造厂有特殊规定标记的, 应按制造厂的规定装运。

开箱检查, 应与清单相符, 齐全完好。对照装箱清单仔细核对产品零部件, 应齐全、完好, 出厂证件及技术资料应齐全, 检查铭牌与技术说明相符, 发现问题及时拍照备查并联系厂家。

对基础质量进行检查, 基础预埋螺栓应进行复核, 预埋螺栓外露高度应满足设计和产品说明书要求。混凝土基础应用水平仪检查水平度, 2个基面的高度相差≤2mm, 每个基面的水平度≤2mm。

2 安装调试工艺及质量控制

SF6断路器的安装调试流程可按照图1所示进行。

2.1 基座安装

将操动机构及支架用螺栓固定在横梁上, 用起重设备将基座组件吊运至地基处, 用螺母将其固定在地基上。基座安装紧固后, 用水平仪校正基座平面, 水平度应不大于2mm。

2.2 本体及机构安装

(1) 安装前准备:

①按照产品规定选用吊装器具、确定吊点及吊装程序。将三相本体从箱中吊出, 平稳放至2端垫有枕木的稳固平面上, 防止瓷件碰损。吊装过程中注意与相邻带电部位保持足够的安全距离, 并防止误碰其它设备造成设备损坏。

在本体安装前, 检查本体零部件应齐全、清洁、完好。目测检查每个极柱的瓷体是否在运输过程中发生破损或裂纹, 绝缘部件表面应无裂缝、无剥落或破损。绝缘应良好, 绝缘拉杆端部连接部件应牢固可靠。密度继电器和压力表到货后应检验。

②灭弧室和绝缘支柱内预充的SF6气体的压力值和含水量应符合产品的设计要求。

③检查本体的气密性, 每个本体柱的拐臂箱上有供充气的自封阀接口, 取下自封阀的保护螺母, 用螺丝刀快速轻顶自封阀的阀芯, 若有放气响声, 表明极柱的气密性良好;若没有则表示极柱有漏点或运输中损坏。

④各相柱在运输时都处于合闸位置, 安装前将定位销拔出, 顺时针转动拐臂至不动为止, 然后逐相拿下外拐臂, 严禁逆时针转动外拐臂。

(2) 安装:

①将支柱平放在地面, 将1根等长的强度足够的尼龙绳用吊环固定在支柱的上方, 以底部的拐臂箱为支点用吊车将相柱缓慢吊起。起吊时, 需在拐臂箱侧铺垫厚度≥10mm的橡胶板或木板, 以防止拐臂箱着地时发生损坏。

②相柱起吊到横梁相应的开口处后, 缓慢下落, 待到位后, 用螺栓紧固, 支架上的垫片不宜超过3片。

③将与相柱对应的3个外拐臂按出厂时在外拐臂的花键轴上所标记号对正装上, A、C相外拐臂不能混装。转动每个外拐臂使定位销与之固定, 将操动机构的输出杆与B相拐臂用销连接。将2根水平操作连杆与B相拐臂用销相连, 必须在分闸位置时连接拐臂。销外有铜衬, 连接时销应用硅脂润滑。

④将定位销拨至传动销位置, 用螺栓和卡片将传动销固定锁紧。所有紧固螺栓在紧固前应涂厌氧胶以防止松动。

⑤连接接地扁铁至2个支柱上的接地端子上, 接地前用纱布打磨连接处接触面。

⑥SF6断路器安装时应重视密封处理。密封槽面应清洁、无划伤痕迹, 已经用过的密封垫不得再次使用, 密封部位的螺栓紧固力矩应符合产品规定。为防止断路器在运行时外界水分和杂质渗入法兰密封槽, 密封槽氧化后造成断路器漏气, 可在断路器各法兰结合面以及瓷套法兰的密封槽外围涂抹防水胶, 增加一道密封以阻止外界污水进入密封槽内而腐蚀密封圈。

(3) 管路连接及SF6气体充装。检查固定在底架上的三相管路有无损坏, 拆掉管路对应接触面, 在密封槽处涂硅脂, 更换阀门密封面O型密封圈。

将管路与拐臂箱上的阀门连接好, 打开阀门, 向断路器内充入SF6气体。注意应先用气瓶中SF6气体吹减压阀和充气管30s, 以排除管路内空气和水分。逐相打开阀门, 一相一相往断路器内充入SF6气体, 防止由于阀门损坏造成某相未充入气体。充气过程不宜太快, 充气管凝霜时适当降低流速, 防止管路冻裂。

(4) 二次线连接。依据设备图纸资料接取设备二次线, 二次线必须在不带电状态下且操动机构的分、合闸弹簧都在释放的状态下连接。

2.3 调整

(1) 按照产品说明书要求进行机构连接并进行检查和调整。

(2) 操动机构的零部件应齐全, 各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑油脂;电动机构转向应正确;各种接触器、继电器、微动开关和辅助开关的动作应准确可靠, 接点应接触良好, 无烧损或锈蚀;分、合闸线圈的直流电阻测量符合要求且铁芯应动作灵活, 无卡阻;控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。

(3) 二次元件及端子排连接线应连接可靠, 防止运输及因多次操作松动变位, 应逐个拧紧。

(4) 断路器和操动机构的的联合动作, 应注意以下要求:

①在动作前, 断路器内必须充有额定压力的SF6气体。

②位置指示器动作应正确可靠, 其分、合位置应符合断路器的实际分、合状态。

③在进行快分、合闸前, 必须先进行慢分、慢合操作。

④断路器调整后的各项动作参数, 应该符合产品的技术规定。

(5) SF6断路器本体不应在现场解体检查, 当有缺陷需解体时应在厂家指导下进行。

(6) 按产品电气控制回路图检查厂家接线是否正确, 完成现场二次回路接线。在检查线路时, 应对厂家接线螺栓进行紧固, 防止二次接线因运输震动造成的松动隐患。

2.4 试验

(1) 气体检漏及微水测量。断路器充入额定压力SF6气体24小时后再进行检漏和测微水。

①采用定性和定量分析法对SF6气室进行检漏试验。用SF6气体检漏仪或肥皂水检查断路器所有密封面的气密性, 尤其是充气管路、接头。若接头有漏气现象, 可拆下接头, 观察密封面是否有异物或O型圈是否有损坏, 处理更换后重新检漏;若有微量漏气, 可用塑料薄膜进行包扎, 24小时后, 重新检测塑料薄膜内SF6气体浓度, 并根据所包扎的体积进行换算, 换算后的年漏气率不应超过1%。为便于计算, 塑料薄膜的包扎形状应尽可能规则。

②在总充气阀上接上微水测量仪, 测量断路器室内的微水含量, 微水含量应小于150μL/L。

(2) 电气试验:

①绝缘电阻测量。测量应参照厂家规定。

②回路电阻测量。采用直流压降法, 电流不小于100A, 回路电阻值应符合产品技术条件的规定。

③工频耐压试验。在SF6气体额定压力下进行, 试验电压按出厂试验电压的80%, 断路器合闸对地情况下和断口间均应耐压, 可采用变频串联谐振耐压试验方法或高压试验变压器方法。

④分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻测量。绝缘电阻应不小于10MΩ, 直流电阻测量与出厂试验结果无明显差别。

⑤操动机构试验。并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%~110%范围内, 应可靠动作;并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%~110%范围内, 应可靠动作;当电源电压低于额定电压的30%时, 脱扣器不应脱扣。

⑥开关特性检查。测量触头行程、触头接触行程、分闸时间、合闸时间、分闸同期、合闸同期、合-分闸时间、分-合闸时间、全开断时间和分合闸速度等, 测量值应符合产品技术条件的规定。

⑦密度继电器检查。将截止阀关闭, 用专用的放气接头接在基座内的充气接头上, 轻拧螺母, 使密度继电器内气体缓缓泄漏, 待SF6气体压力降至报警压力时, 应能报警;待压力降至闭锁压力时, 检查断路器是否处于闭锁状态。

3 验收检查

投入运行前, 应进行一次全面检查, 确认无误后, 方可投入运行。

(1) 断路器安装应牢固可靠, 外观清洁完整, 动作性能符合规范。

(2) 电气连接可靠, 接触良好, 机构及辅助开关动作可靠、指示正确。

(3) SF6气体压力、泄漏率和微水含量符合规定。

(4) 密度继电器报警和闭锁可靠, 电气回路传动正确。

(5) 油漆完整, 相色标志正确, 接地良好。

(6) 图纸、资料齐全, 记录完整。

35 kV断路器吊装工具探究 篇2

摘  要：随着我国经济的迅速腾飞，电力系统也跟上了时代步伐。在输配线中，为了保证传输变电可靠性，35 kV户外高压真空断路器得到了广泛地应用。一直以来35 kV断路器吊装一直是一个难题，文章设计了一种新型的35 kV断路器简易吊装工具，以解决长期困扰我们35 kV断路器吊装的一线施工人员。文章主要探究了35 kV断路器吊装工具的设计、具体实施方式及其应用前景。

关键词：35 KV断路器;吊装工具

中图分类号：TM591      文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）03-0093-01

一直以来，35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管的吊装基本都是使用吊车。使用吊车有一个非常致命的弊端，就是在临近带电区域进行吊装设备时，吊车与带电设备的安全距离只能使用目测判断距离，容易造成人员伤亡。

对于35 kV断路器用户来说，一旦出现故障，不仅会造成成人员的伤亡，还会使电力系统瘫痪。一旦出现该情况，就会给人们的生产和生活带来不便。

因此，对于能够方便快捷地对35 kV断路器吊装就成为迫在眉睫的问题，而能够方便快捷地对35 kV断路器进行吊装就具有十分重要的意义。

1  35 kV断路器吊装的常见事故分析及措施

1.1  吊装的常见故障

在某输配电断路器吊装过程中，使用吊车对35 kV断路器进行吊装使用吊车把35 kV断路器逐相从构架上吊至旁边空地时，临近有带电设备，安全距离不够，在这种环境下经常容易造成人员触电，导致1～2人死亡。

①暴露： 使用吊车把35kV断路器逐相从构架上吊至旁边空地时，临近有带电设备，安全距离不够容易造成人员触电的频率时有发生。

②可能性：人员触电，导致1～2人死亡几率时有发生。吊装 35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管的风险评估为，评估分数达到100分，属于中等风险，必须编写工作方案经过多方审核。

1.2  具体措施

目前，所采取35 kV断路器吊装过程中安全控制措施有以下3项，具体措施如下：

①根据现在实际需求，适当增加监护人手，以确保吊装过程的安全性;

②在施工吊装过程中要扩大停电范围，避开临近带电设备，以确保带电设备带电影响吊装过程发生触电危险;

③在进行35 kV断路器吊装过程中，吊车装设接地线，这样就可以实现漏电保护，避免因漏电引发安全事故。

虽然采取了上述措施，但是35 kV断路器吊装过程中事故还是频发，基于以上严重事故时有发现，就迫使我们痛定思痛，设计了35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具，以确保吊装人员的生命安全。

2  35 kV断路器吊装工具的设计

35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具，如图1所示，包括：倒“T”字型的吊装工具底座、“7”字型吊装架子，通过紧固螺丝将倒“T”字型的吊装工具底座固定于35 kV断路器龙门架，再把“7”字型吊装架子安装在倒“T”字型的吊装工具底座上，根据实际应用的拉力选用合适型号的微型电动葫芦安装于“7”字型吊装架子，便能实现人工吊装35kV断路器灭弧室瓷瓶套管，不需要使用吊车作业，减小了作业停电面积，保障了其他设备的正常供电并减小作业的风险。

本35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装专用工具包括：“7”字型吊架、钢丝吊绳、微型电动葫芦挂钩、手动升降操作装置、倒“T”字型吊装底座五大块组成，底座与吊架通过螺丝固定，保证其连接紧固。

35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具安装：首先，应该将倒“T”字型吊装底座安装于断路器龙门架上;其次，可以通过螺丝把“7”字型吊架安装于底座上，把微型电动葫芦安装于挂钩上，这样就非常方便实现人工吊装35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管。

该35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具优点很多，但主要有如下优点：

①从设计角度来说，其设计简单易于加工制造，通过螺丝连接组合安装便捷;

②从使用角度来说，底座固定后，“7”字型吊架可旋转便于吊装;

③并且还增加了附带功能，在“7”字型吊装架子上安装微型电动葫芦，实现电动升降大大提高作业的人机功效。

3  35 kV断路器的简易吊装要点

①在吊装时，一定要严格按说明书要求的安装顺序。首先，在安装断路器瓷柱，确保使用设计的35 kV断路器微型电动电动葫芦挂钩，慢慢地调整平衡点下部弹簧筒下垫上木板保护储能装置。

与此同时，作为现场吊车操作人员要统一起吊信号，使用吊车缓缓起吊，在落入支架前注意保护好充气嘴装置，从而防止降落过程中担到支架上而受伤。当其完全落下后，就必须使用螺栓进行临时固定。在与结构安装完成之后，再统一按规定力矩紧固。

②对断路器气体充气，补充气前应对断路器气体进行检查，断路器气体微水含量符合国家规定（≤150 ppm）。充气过程中，检测密度继电器报警、闭锁定值均符合厂家规定充气完毕后对各连接处进行检漏。

③严禁水分和油污粘在阀门上，断路器气瓶与其他气瓶不得混放。

④断路器分、合闸动作应可靠，辅助接点动作准确可靠。指示器动作正确可靠，其分、合为止应符合断路器的实际分、合状态。

⑤断路器的固定应牢固可靠，支架或底架与基础的垫片不宜超过3片，其总厚度不应大于10 mm，各片间应焊接牢固。

4  结  语

综上所述，35 kV断路器吊装工具的研制，对于减少及避免施工人员在输配电施工过程中起到非常重要的作用。然而在对断路器吊装过程中，一定要按照作业规章制度作业，并且要把握吊装要点。笔者希望通过自己设计的35 kV断路器吊装工具，能保障吊装人员生命安全，让他们能够安全放心吊装，平安的回家。

参考文献：

[1] 谷从旺，段永磊，李宝红.断路器本体吊装翻转工具的设计[J].现代制   造技术与装备，2014，（2）.

[2] 杨耀根.10～35 kV系列SF6断路器中吸附剂安装位置[J].电工电气，199

2，（4）.

110kV断路器 篇3

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

110KV输电线路状态检修探讨 篇4

摘要 随着我国电力事业的快速发展，输电线路的检修技术水平也在不断提高当中。本文就对于当前我国电力系统中，110KV输电线路状态检修的相关问题进行了分析与探讨。

关键词：电线路状态检修；110kV输电线路；电力设备

在我国电网建设工作不断推进的今天，对于110kV输电线路的状态检修已经成为了日常维护与检修工作中所不可或缺的一部分内容。现代的检修工作的开展，主要依靠各类先进的智能化检修设备进行操作，并且整体管理方式上更加科学有效。检修人员在进行检修中，通过利用先进的检修和试验技术，对于整体线路的运行状况进行判断，结合自身现有经验和有关理论知识，对于检修项目、周期等进行确定，从而完成整个状态检修工作。下文就对于110KV输电线路状态检修的意义和具体技术内容进行了探讨。

1 110kV输电线路的状态检修的意义

在当前的状态检修工作开展的过程中，检修过程需要将整个110KV的输电线路作为整个检修对线单元，这种检修模式从周期上来说本身不能很好的适应当前输电网络的发展。随着检修技术要求和检修质量效率要求的提高，状态检修这种新型检修方式已经成为了当前输电线路检修的重要选择之一。现阶段的线路状态检修中，其检修过程已经将以往的时间作为检修依据的模式进行了改变，并且以实际线路的工况为主要的检测依据。在进行状态检修中，线路检修人员对于线路的状态进行全面的检测，通过对检测数据结果的分析，可以实现对线路的可靠性与寿命的整体评价。这种评价的实现，可以对线路可能出现的故障风险进行分辨，再通过对其发展趋势、故障所处的部位以及故障的具体情况进行判断，从而实现了对故障风险的有效规避，将事前处理的故障控制理念进行实现，提高了整个线路的运行可靠性与稳定性。这种状态检修方式的运用，有效地降低了整个检修过程的人力成本、时间成本和费用成本，并且提高了检测结果的准确性，让110KV输电线路的使用效率得到了提高，并且也让全过程深入监督管控成为了可能。通过状态检修的应用，提高了整个线路高效、安全运行的几率，并且相对于传统的检修模式，降低了后期的检修维护成本和难度，也提高了对线路周边电力设备的保障水平。

2 110kV输电线路的状态检修技术分析

第一，檢测内容。状态检修过程中，需要对于电气、线路环境以及机械力学三个方面进行检测。首先，电气检测主要包括了对于线路的绝缘特性进行检测，检测线路中的瓷、玻璃以及各种绝缘子的具体情况，检测线路接地系统的运行情况，检测绝缘污秽以及雷击故障点等。其次，线路环境检测。在进行线路环境检测的过程中，需要对于线路所处外界环境的具体情况进行检测，检测现场是否存在一些能产生干扰的情况，并且检测线路区域的静电感应场强。与此同时，还要检测线路周边空气中各类粉尘和气体的具体情况，对周边是否会产生灾害性天气进行相应的检测。最后，机械力学检测。机械力学检测主要需要对不同金属器具的磨损状态、锈蚀状态进行检测，并且对于线路中导线的磨损、舞动、振动、线头等情况进行检测。另外，在检测周期的界定上，要针对于不同检测情况，制定不同的检测周期。例如，检测周期的制定可以结合绝缘子劣化率，在连续4年内均为2-3‰的每2年一次，连续4年在2‰以内的每4年一次。

第二，检测技术。现阶段，在110kV输电线路的状态检修中，其检测技术主要包括了绝缘检测、发热检测、盐密检测等多种检测技术，并且不同技术适用于不同的检测需求情况，需要技术人员进行科学的针对选择。绝缘检测主要是输电线路中的绝缘子进行检测，去所检测的绝缘子既包含瓷质绝缘子，也包括了合成绝缘子。相对于瓷质绝缘子来说，合成绝缘子本身的强度、憎水性更好，具有更好的防污能力，整体重量相对较轻，后期维护压力较小，进而其应用范围 已经大大的超过了瓷质绝缘子。在进行绝缘检测的过程中，可以结合对合成绝缘子周围电场的分布情况，对于其绝缘状况进行检测，并且结合其漏电情况，对于绝缘子的绝缘能力和劣化情况进行判断。发热检测则通过依靠各种红外成像设备，对于110KV输电线路中的管线进行检测，从而达到对其线路的具体发热情况进行了解。发热检测的设备随着技术的发展也在不断革新，现阶段主要以红外测温设备和激光测温设备为主。盐密检测则通过相关盐密检测仪器，对于电力系统防污闪点检测，达到对测量溶液的电导率和绝缘子等值盐密度（盐密）测量的目的。另外，检测技术的发展也要重视计算机信息技术的应用，将计算机作为重要的线路状态检测的辅助工具。

3 110kV输电线路的状态检修技术水平的发展需求

状态检修的技术出现和发展应用的时间还相对较短，并且其实际应用中对于专业人员具有相当专业的技术和经验要求。在进行线路状态检修工作的过程中，专业技术人员自身的必须要掌握相应的专业仪器设备的使用，具有足够的软硬件操作能力。相关技术人员要积极参与各项新技术的培训，对于状态检修业务所需的各类技术有着深入的了解，并且加强实际应用操作，从理论层面和技术层面上都有着良好的素质期初。与此同时，在进行线路状态检修的过程中，技术人员本身也要对于整个状态进行科学的检测，并且对故障进行诊断。针对于设备运行过程中状态方面存在的异常、设备可能会出现的故障风险以及如何进行故障处理都要有着足够的应对与预测能力，这样才能更好地保障整个线路稳定的运行。这种能力的提高是需要技术人员具有足够的经验积累才能具有的，在日常的检修操作的过程中，技术人员要深入的对于不同设备的各类运行工况参数和特点进行研究，从而掌握更加全面的检修技术，提高对故障的预测诊断能力。另外，在参与各项交流学习与培训工作中，还要做好对技术人员的激励工作，提高技术人员的学习意识，打造一支具有强大学习能力和专业技术能力的战斗队伍。

4结束语

总而言之，在我国电力系统建设与维护的过程中，110kV输电线路的状态检修已经成为了主流的故障诊断与预防的措施，本身技术上存在一定的优势。状态检修技术的应用，实现了动态化的线路运行管理，这对于提高输电线路运行可靠性，保障电力系统正常运转有着至关重要的意义，同时也是降低后期维护难度与成本的关键技术点。

参考文献：

[1]杨明飞.110KV输电线路状态检修实现途径探究[J].科技与企业.2013（24）

110kV断路器 篇5

某变电站一条l10k V线路发生永久性故障, 断路器重合于故障后保护动作跳开断路器。运行人员随后进行一次设备转检修的操作, 拉开该单元线路侧和母线侧刀闸, 为事故检查做准备。然而当拉开线路侧刀闸后再拉开母线侧刀闸时, 断路器却自行合入。该线路保护为LFP-943线路保护。现场检查继电保护装置上HJ灯点亮, 显示断路器的自行合入是由于继电保护装置的重合闸动作造成的。然而根据一般的常识, 当断路器合于永久性故障被保护跳开后处于跳闸位置, 此时重合闸是不应该充电的, 更加不会动作。那么显然这次断路器自动合入反映出设备存在问题。

二、查找重合闸误动作的原因分析

在变电站监控系统的记录中我们发现, 在设备转检修的过程中当拉开线路侧刀闸2G时该单元保护发出了控制回路断线的告警, 拉开母线侧的刀闸5G后控制回路断线的告警恢复, 而保护的重合闸行为也恰恰发生在这个时刻, 显然这其中是有某种关系的。

继电保护发出控制回路断线告警信号的回路由操作箱中反映断路器合闸位置的合闸位置继电器 (HWJ) 常闭触点和反映断路器跳闸位置的跳闸位置继电器 (TWJ) 的常闭触点串连构成。其中HWJ常闭触点在断路器处于跳闸位置时导通, 而TWJ常闭触点在断路器处于合闸位置时导通。当两个触点均导通时则意味着操作回路所反映的断路器位置既不在合位也不在跳位, 也就是说断路器控制回路处在断线状态。此时在监控系统或中央信号系统应发出控制回路断线告警信号。在本次不正确动作行为中断路器实际处在跳闸位置, 因此控制回路断线的原因应该是反映断路器跳位的跳闸位置继电器没有动作, 其常闭触点导通造成的。那么, 当断路器在跳闸位置时为什么跳闸位置继电器没有动作呢?由于控制回路断线的信号是在线路侧刀闸拉开后发出的, 我们决定模拟母线侧刀闸在合位而线路侧刀闸被拉开的情况对相关设备进行检查。

断路器的跳闸位置继电器接线简化如图1所示。在直流系统为220V时, 正常情况下当断路器在跳位时A点和B点的电位对地均应为-110V左右。然而经过检查我们发现B点电位正确, 而A点电位为+110V。根据这种现象我们判断连锁回路并没有导通。

连锁回路的接线如图2所示。断路器连锁回路设置的目的是防止出现断路器误合闸的情况。当母线侧刀闸4G、5G以及线路侧刀闸2G均断开时, 这些刀闸的常闭辅助触点闭合, 此时连锁回路导通。这种情况对应于一次设备的停电状态, 在这种情况下我们是可以进行断路器合闸操作的。当母线侧刀闸4G、5G有任何一个在合位且线路侧刀闸在合位时, 连锁回路也将导通。这种情况对应于一次设备由停电转运行的过程, 我们合上了母线刀闸以及线路刀闸后的状态。这时连锁回路导通, 也允许断路器合闸操作。

参照连锁回路接线图及上面的分析可知, 本次操作中我们拉开线路侧刀闸2G导致连锁回路断开, 跳闸位置继电器返回。此时跳闸位置继电器常闭触点闭合与合闸位置继电器的常闭触点一起构成的回路导通, 发出控制回路断线告警。同时断路器跳闸位置继电器常开触点断开使得保护装置内的跳闸位置开入TWJ=0。LFP-943的说明书中写明其重合闸充电条件为:HYJ=0 (不存在断路器压力低闭锁合闸开入) 、TWJ=0 (断路器不在跳闸位置) 以及HHKK=1 (曾经进行过手动合闸的操作) 。现场进行操作时断路器压力正常没有闭锁合闸的开入即HYJ=0, 同时断路器是由保护跳开而不是手动跳开, 因此保护中的开入量HHKK=1。在这种情况下继电保护装置的重合闸具备充电条件开始充电并经充电延时到达充电完成的状态。当继续操作拉开母线侧刀闸5G的时候, 正如我们上面分析的那样连锁回路再次导通。这时跳闸位置继电器再次动作, 其常闭触点断开使得控制回路断线告警恢复, 其常开触点闭合使得保护感受的开入量TWJ从0变为1。这种情况对保护而言相当于断路器从合位变为跳位, 在重合闸充电完成的情况下这种断路器跳闸位置的突然出现必然会启动重合闸, 经延时动作发合闸令合上断路器。

另外, 由于这种连锁回路的存在, 当我们进行一次设备由检修转运行的时候同样也会存在跳闸位置继电器随着刀闸的操作出现变位的情况, 导致当合入母线侧刀闸时重合闸开始充电, 而合入线路侧刀闸后重合闸动作使得断路器自动合入。其动作原因与上面的分析相同, 而其危险性则更加大。

三、解决措施的提出及实施

为了解决这一问题, 同时考虑到连锁回路断开时会同时出现控制回路断线的情况, 我们引入了控制回路断线闭锁重合闸的回路。当操作刀闸的过程中连锁回路处于断开状态时, 控制回路断线回路中的触点闭合。我们将这一触点引入保护装置闭锁重合闸的开入端, 就可以方便可靠地防止操作刀闸时重合闸的误动作。在施行这个方案的过程中我们注意到了另一个问题。当一二次设备在正常运行的过程中如果发生线路故障而由保护动作跳开断路器时, 由于断路器辅助接点转换可能不同步, 这时也会出现非常短暂的控制回路断线状态。如果简单地采用控制回路断线闭锁重合闸就非常可能造成保护跳闸后而重合闸因为被闭锁而拒动的情况。对于这一问题我们针对不同的设备采用了两个解决方案。对于CSL系列的保护, 我们在控制回路断线闭锁重合闸的回路中串入保护启动继电器的常闭触点CQJ。当保护在运行中遇故障跳开断路器时尽管控制回路断线的触点会短时接通, 但启动继电器的常闭触点在保护动作时是断开的。因此, 闭锁重合闸的开入是不会进入保护装置的, 保护的重合闸还是能够正常工作。对于LFP系列的保护, 由于其没有提供保护启动的触点, 上面的方法就不能实现。我们于是将控制回路断线闭锁重合闸的开入不接入闭锁重合闸的开入端而是改接在合闸压力闭锁 (HYJ) 的回路中。由于LFP系列保护中合闸压力闭锁的开入量被确认后要延时200ms才去闭锁重合闸, 而此时由于断路器辅助触点转换造成的控制回路断线应该已经消失了。因此同样可以保证在保护的正常运行过程中重合闸能够正常工作。改进方案执行后, 我们对现场不同的设备分别进行了模拟传动。当拉开线路侧刀闸时仍会出现控制回路断线的告警信号, 但继电保护装置均可靠地防止了在控制回路断线恢复时重合闸误动作行为的发生。结果完全符合我们的预期, 重合闸误动的隐患得以消除。

四、结语

110kV断路器 篇6

一、断路器

1断路器是110k V断路器防跳回路的重要组成部分, 同时也是电力系统中的重要设备之一, 在电力系统的日常运作中显得非常重要, 在工作中我们也很难避免其出现故障问题, 断路器非常容易出现防跳回路异常的情况, 我们要保证断路器在日常工作中的正常运行。

2断路器的工作性能

2.1额定电压

额定电压也称标准电压, 它是一个绝缘参数, 在这里其就表征了断路器的绝缘强度的参数, 也就是说它是断路器长期工作的标准电压。在3k V~220k V各级电压范围内, 断路器的适用最高工作电压, 是高出额定电压约15%左右。对330k V及以上的电压, 断路器的最高工作电压, 要高出额定电压大约10%。在技术要求上, 因为断路器基本上是应用在变压器的, 所以断路器应该适用各种电压, 否则对电路和设备起不到保护的作用。所以要求断路器在最高的电压下, 还能长期的可靠地工作。

2.2额定电流

也就是说断路器在正常工作情况下的电流参数, 所以在电流比较高的时候, 通常断路器不能被损坏, 其能长期通过固定的电流参数, 就是断路器允许连续长期通过的最大电流。

二、防跳回路

1防跳回路的工作原理

在现在的断路器中, 操作箱内的防跳回路, 和就地操作机构内的防跳回路是防跳回路的两种形式。防跳回路存在的根本目的, 就是为了保证断路器工作正常, 防止其出现跳跃的现象发生, 而断路器跳跃现象简单的说就是在合闸回路中, 出现了故障, 就像节点处有粘连, 还有就是机构出现卡死等问题。有的情况下是断路器在关合的时候, 其发生预伏短路的故障, 并且多次出现分合断路的现象, 进而又会引起系统性的故障, 在保护动作正常启动, 断路器正常跳闸的时候, 在操作箱内的, 防跳回路电路将自行启动, 并且随之断开合闸回路, 进而就可以防止断路器发生跳跃的故障。当断路器完成合闹动作后, 随之而来的是机构箱内的防跳回路中, 断路器的辅助节点就会随之闭合, 防跳继电器将对其再次刺激, 并最终断开它, 将其连接在合闸回路中, 辅助节点被连接后, 合闸回路同时就被断开了, 这样, 通过这一系列的连锁动作就防止了断路器发生跳跃的故障的。

2防跳回路的电路连接形式

经常用到的防跳回路接线方式有以下几种形式, 第一个就是串联式防跳回路, 其次是并联式防跳回路, 再就是弹簧储能式防跳回路, 还有跳闸线圈辅助接点式防跳回路等, 这些回路在工作中都得到了证实, 其工作稳定性和安全性都是毋庸置疑的。在我国, 基本采用串联式防跳回路。而在220k V变电站和110k V变电站对防跳回路对的应用也是不一样的, 在220k V变电站中, 没有经过综合改造的变电站, 对控制屏还是有所保留的, 而经过改造的2号中低压主要变压器的侧操作箱, 四方JFZ-13TA组合操作箱是主要的选择方式, 再110k V的变压器中, 断路器采用的是阿尔斯通生产的, 型号是GL312-F1520的开关根据有关的规定, 现在的设计图纸中, 我们对操作箱的防跳功能已经取消了, 而是采用了更加适合的断路器本机的结构防跳能力, 所以这一点是相关人员要注意的一个新问题。

三、实验中对110kV断路器防跳回路的故障分析及解决办法

1实验中出现的问题

断路器防跳回路只是断路器中作为操作回路里的一个必备的部分, 在断路器工作中, 有很多的因素都能引起短路器发生“跳跃的现象”必须防止断路器发生“跳跃[1-2]”的现象, 这样不仅会对开关进行损坏, 有的时候甚至还会引起开关产生爆炸的现象。所谓“跳跃”的具体情况就是指, 当断路器在手动以及自动装置动作合闸的状态时, 在控制开关要归位但是还没有复归 (手动合闸的时候控制开关复归需1s~2s, 而断路器合闸动作时间约为50ms, 在断路器合闸以后, 控制开关尚未复归, 触点仍然是接通状态) 的时候, 同时在这个阶段设备又遇到了断路器的合闸处处于永久性故障, 断路器就是要开启保护的动作状态, 进而就出现了断路器跳闸的现象, 又因为上述种种原因, 此时的合闸脉冲还处在没有被解除的状态, 所以最终就直接的导致了断路器将会再次的合闸, 断路器合闸的情况会像多米洛骨牌效应一样如此反复的出现, 断路器频繁的跳闸合闸, 对其他的正常工作的电路元件来说是非常大的威胁, 所以工作人员在维修的过程中要多加小心, 做好防范措施。

2 110k V断路器的回路改造方案

图1就是我们要说的阿尔斯通GL312-F1型断路器, 这个本机机构以及防跳回路就是这样的。这种防跳回路, 不同于别的防跳回路, 其采用的防跳继电器是K11, K11的电压线圈, 以及断路器的合闸回路是并联到一起的, 而且K11的常开辅助接点 (21-22) 和合闸是串联的闭合回路。根据下面的二次回路图进行分析: (1) 如果我们不用防跳继电器K11, 还有它的相关回路的情况, 那么在合闸后, 如果出现永久性故障, 保护动作就会在合闸后跳开断路器, 但是在此时此刻, 手动合闸的脉冲并没有消失, 这个过程通常要持续 (通常需要1s~2s) , 所以在之后, 跳跃分合的现象的产生就是在预料之中的了, 进而会对设备造成无可挽回的毁坏。第二种情况是, 如果当断路器处于跳位的情况, 断路器的辅助触点S1.1 (11-12) 就会有闭合的动作, 那么跳位监视的回路就会直接接通, 随及跳位的灯会立即发亮, 第三种情况是, 当合闸命令处于持久不变的时候 (手动合闸还没来得及复归, 或者是自动装置的合闸接点已经被卡死) 时, 合闸回路在经过S3点 (1-2) , K11点 (21-22) , K14点 (21-22) , S1.1点 (11-12) , S2点 (9-10) , Y4, S3点 (5-6) 并接通时。当断路器合闸以后, 断路器的辅助接点S1.1 (5-6) 就会及时的闭合, 进而就会启动防跳继电器K11, 并且会一直自保持启动的动作, 接下来防跳继电器的常闭辅助接点K11 (21-22) , 就会进行断开的动作, 不但会切断合闸回路, 而且通过辅助接点K11 (13-14) 还会保持自己动作的永久性。假如说在这个关键点上发生永久性障碍, 继电器就会毫不犹豫的做出跳闸的动作, 因为之前的合闸回路已经被断开, 所以会, 而且只会发生一次分闸操作, 在分闸之后的再次合闸现象就不会再发生了, 通过这种方法, 对开关的跳跃问题可以有效的控制和解决。

3发现的问题

当断路器处于跳位的时候, 在操作箱面板上, 只有跳位灯亮, 然后把KK的把手在控制屏上, 操作成“合闸”的动作, 并且一直保持住这个动作, 最后再让断路器合闸, 通过观察到的操作箱面板上情况, 发现跳位灯以及合位灯都亮了。此给保护装置加入故障电流, 接下来保护动作就会执行跳闸的动作, 而断路器随之会先后进行分闸和合闸操作, 次数只有一次, 并且在这个过程中跳位灯以及合位灯都会跟随着变亮。

4问题分析及防跳回路改造

经过上面的实验, 再接着把KK的把手拉到“合闸”的位置, 而断路器就会处于合位上, 以上两点做到位后, 就可以打开断路器的机构箱, 然后再对回路进行仔细检查, 从而发现防跳继电器的常闭触点K11 (21-22) , 有卡滞的现象存在, 也就是说在防跳继电器通电的过程中, 防跳继电器的常闭触点处于闭合的状态, 并没有像我们想象的那样, 起到切断合闸回路和防止跳跃的作用。所以通过以上的实验和研究, 发现这种断路器是存在缺陷的, 所以需要对防跳回路进行改造, 以保证其在电路中的安全性和可靠性。经过研究, 我们决定在断路器辅助触点S1.1 (11-12) 和合闸继电器Y4之间, 接入一对防跳继电器K11的备用触电, 这个常闭辅助触点K11 (29-30) , 如图2所示中虚线框中所示, 大家应该谨记, 这就是解决问题的关键环节。

如果说, 当断路器处于合闸烦的位置时, 负电子就会经过这个寄生回路把电能输送到TWJ的负极端。此时就需要参照这个变电站220k V620断路器 (西门子, 型号为3AP-1FG, 252k V) 的防跳回路的设计了, 在这个防跳回路的基础上, 我们可以对这个防跳回路进行进一步的改造设计, 经过对回路的详细分析和研讨, 我们决定在跳位监视回路的地方接入防跳继电器的常闭辅助接点K11 (23-24) , 以及断路器位置的常闭辅助接点S1.1 (9-10) , 并且把跳位监视回路和合闸回路的交点移到S3 (1-2) 和K11 (21-22) 的两点之间, 这样这个改进设计基本就完成了, 如图3所示。

上面这个防跳回路改造经过我们实验后, 在实验的过程中, 我们把断路器调节到在跳位, 这个时候跳位灯会正常的发亮, 然后我们再把KK的把手调节到合闸位置, 并且一直这样保持住, 这时就会出现开关合闸, 随之跳位灯会变灭, 接下来合位灯也会亮, 最后断路器的保护动作开启并跳闸, 而且断路器只进行一次分闸操作。这个经过改造的防跳回路证明了, 这个方案在实际的操作中是可以保证回路安全的。当整个变电站都竣工后, 我们对该变电站进行了几个月的运行监控, 结果表明该防跳回路改造方案是正确可行, 完全可以保证变电站的正常运行。

结语

业内人士都知道, 断路器在电力系统中时比较重要的设备了, 断路器的动作的是否可靠将会直接影响到电网的安全性和稳定性。越是重要的设备, 发生故障的时候其解决的方法也是非常复杂的, 这其中断路器跳跃现象是最恶劣的故障之一, 对设备, 对电网都有着潜在的威胁。所以在未来, 我们要继续对110k V断路器防跳回路进行优化和革新, 采用更新的技术去让其更加的安全可靠, 也希望在以后可以从根本上解决断路器跳跃的现象发生。

摘要：随着国家电网的不断发展, 在电网的不断铺设的同时, 110kV断路器防跳回路出现异常的问题, 会给整个地区的供电造成很大的影响, 所以一直也是电网维修人员关注和头痛的一个问题。所以下面我们就对这个问题进行详细的分析, 原因以及解决的办法都罗列出来, 希望在以后的工作中, 如果遇到110kV断路器防跳回路异常现象的发生, 我们都能熟练的解决掉。

关键词：110kV断路器,防跳回路,异常分析及处理

参考文献

110kV断路器 篇7

为确定315, 316控制回路是否有寄生回路, 我们先跨过五防机和后台装置, 直接拉合316断路器。检查步骤如下:第一步:拉开316断路器监控315断路器控制回路中37和其他保护跳闸回路33, 在手跳316的同时, 监控到315断路器控制回路中37, 33上有正电通入, 是造成315断路器跳闸的原因。在同时检查保护装置端子排和断路器机构箱内跳闸回路接线都是单独接线, 不存在有多余电缆连接。第二步, 合315断路器。合上315断路器时315断路器在合位, 红灯亮。316断路器在分位, 红绿灯都亮。用万用表测量316断路器控制回路中7, 37, 33, 均为负电。此时断路器在分为正常电位是7带负电, 33, 37带正电, 所以33, 37电位异常。当打开33后, 红灯灭, 断路器指示灯与现场一致。第三步:再次拉合断路器时, 315、316断路器分合正常。可确认315、316之间经过33产生寄生回路。同时确认33上的正电为外部开入, 排除装置内部产生寄生回路的可能。第四步:同时打开315、316断路器33回路, 电缆33分别对地测量没有电位, 用电阻档量两个33之间直通, 确认33之间短路。第五步:检查33回路。33是低周跳出线的跳闸电缆。接在端子排30上, 接入保护装置其他保护跳闸回路。

检查低周回路, 退出低周保护, 打开除315与316跳闸的压板。

低周装置为, 滁州产PYJ-1A型保护。在低周保护屏打开33, 量两个33间并无短路, 33电缆芯也与保护装置处相对应, 33接入低周端子排, 连接低周跳闸LP1-2处, 量端子排上两处短连, 打开315、316跳闸压板后检查, 压板上口分别接入中间继电器M1-9, M1-11处。打开M1-9, M1-11连线, 量连线无连通, 中间继电器M1-9, M1-11相互连通, 确认为中间继电器内部有短接现象。

断电后, 拔出中间继电器M1, 检查M1-9, M1-11对应的接点。发现M1-9, M1-11之间有一多股软线开焊, 造成短接M1-9, M1-11。

处理开焊多股线后, M1-9, M1-11之间短连消失。恢复所有打开连线, 重新进行拉合试验, 所有操作恢复正常。

通过以上检查结合控制回路图得出以下动作过程分析:

当手动拉开316断路器时, 316控制手把SK7和8导通, 手跳继电器STJ动作, 其接点STCD3动作, 导通37回路中正电源进行跳闸操作。在37回路动作的同时与端子排B30回路导通, 使连接在B30端子上的33带正电。而315断路器和316断路器的33因为在低周保护中间继电器里短连, 造成315断路器回路中33带电导通315跳闸回路造成316与315同时跳闸出口。

排除故障后分析:

这次故障反应出二次回路的复杂性和故障点的隐蔽性。另外故障点虽然发生在低周保护中, 但如果平时对低周的的传动性试验, 也不好查到故障点, 因为我们平时试验时主要有两种方式。第一种:所有断路器在合位, 所有压板均投入, 低周保护动作跳开所有断路器。这样检查不到单独跳开316或315断路器时两个断路器同时动作的过程。第二种情况:所有断路器在合位, 单独投每趟线路的跳闸压板, 跳开对应的线路开关。只有在315、316跳闸压板同时投入的情况下, 33回路才能短路, 但因为是单独投入压板传动, 所以也看不到同时跳闸的现象。

所以, 我认为在保护及二次回路检查过程中一定要非常的细致。前期的准备工作不能流于形式, 应认真学习图纸、说明书, 对不清楚的问题应及时咨询有经验的师傅, 提前解决问题。在做投产整组试验和外回路传动试验过程中一定要将该量到的回路和接点量到, 不可以马虎。尤其是涉及到跳合闸回路和远跳及失灵回路, 更是不能大意。

安全生产是我们电力企业最为重要的工作, 它涉及经济社会发展和公共安全, 更涉及到员工生命安全, 因此我们要高度重视。只有这样才能对得起企业的使命, 领导的重托和员工家人的期望。

摘要：2012年3月13日110KVXX站进行35KV316XX线停电操作, 运行人员在保护测控屏上进行造作。运行人员在拉开316的同时发现315开关也被拉开, 就地检查发现315, 316断路器均在分位。同时全站五防解锁灯全亮。模拟屏报多台断路器动作。运行人员将五防闭锁后, 五防恢复正常。值班人员在恢复断路器315断路器送电时发现合上315断路器同时, 316断路器控制指示灯, 红灯、绿灯全亮。开关现场315断路器在合位, 316断路器在分位。由此现象可大致判断, 在316断路器控制回路与315控制回路之间可能存在寄生回路。

110kV断路器 篇8

2011年9月,泉州电业局对投运10年的110kV西郊变电站进行智能化改造。根据现有设备运行情况,保留可靠性较高的110kV西门子3AP1FG断路器,更换了可靠性较低的GW4-110DW隔离开关。本文主要介绍了改造目标,阐述了设备选型。

1 智能化改造目标

为实现变电站数字化、智能化目标,本次改造需更换运行可靠性低的设备,对站内电源进行一体化改造,对辅助系统进行智能化改造;采用基于DL/T 860的变电站自动化系统,构建一体化平台,实现全站信息数字化,通信平台网络化、信息共享标准化;通过添加相应软件实现高级应用。

2 110kV断路器状态监测配置

变电站一次设备110kV 3AP1FG断路器虽然运行较可靠不需更换,但必须对其状态进行监测。按照《变电站智能化改造技术规范》要求,一次设备智能化改造的状态监测传感器采用外置式,不宜将现有一次设备进行解体、钻孔或拆装。为此,改造时按间隔配置监测110kV断路器状态的IED,安装于PPC22EC-02智能控制柜内;监测分、合闸线圈波形的霍尔穿心小电流传感器为SPM-2/BKD(50mA～5A,±12V),安装于相应间隔的智能控制柜内,且分、合闸控制回路正电源的控制电缆分别从传感器穿过;监测断路器储能电机电流的穿心小电流传感器为SPM-2/BKD,安装于相应间隔的智能控制柜内,通过分压器对电压信号取样。

传感器与断路器本体间采用控制电缆连接,与站控层间采用光缆连接,以便及时发现并分析操作机构的缺陷,满足智能监测要求。

3 110kV隔离开关改造

3.1 隔离开关选型

原GW4-110DW隔离开关在运行中常出现卡涩等故障,而且主刀只能现场电动操作,地刀只能现场手动操作且没有顺控功能,不能满足智能化变电站的要求。而在原有的地刀及操作机构基础上进行改造,其可靠性不如全新刀闸,因此必须选用整组可靠性高的隔离开关进行更换。

本变电站处于d2级污秽区,室外设备的外绝缘爬电比距要求最高线电压下不小于24.4mm/kV,绝缘子串的不小于26.1mm/kV,支柱绝缘子的不小于27.8mm/kV。根据户外110kV外绝缘爬电比距要求,结合本变电站110kV接线形式,110kV隔离开关必须选用双柱水平旋转式。而ABB三相户外SSBH-(AM)-170中心开断式隔离开关的主开关和接地开关结构合理、操作轻便,机械闭锁和电气闭锁可靠,其操作机构箱内的SBT开关可实现就地/远方操作,急停功能、辅助触点信号准确可靠,并且可以通过控制电缆连接到110kV智能终端控制柜,满足要求。

3.2 隔离开关安装后检查

为满足智能化变电站的要求,安装后对选用的110kV隔离开关相应参数进行了核对和操作,结果发现存在如下问题。

(1)根据《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》(DL/T 593—2006),对110kV隔离开关进行防水试验时发现机构箱内漏水严重。经查,隔离开关机构箱出厂时输出轴少装了一个密封橡皮防水垫。重新加装密封橡皮防水垫后,机构箱漏水问题得以解决。由此可知,设备出厂时必须按照国家电气设备外壳的防护等级标准进行防水试验,安装时必须对密封部位进行检查,及时发现缺陷。

(2)开关合闸后,发现主刀阴阳触头接触距离不在合格范围内,为此通过放松转盘上绝缘子的安装螺栓,插入专用垫片(规格为0.5和1.0mm)进行调整。但调整方法不正确且垫片加的太多,导致隔离开关分闸时瓷瓶向内倾斜。瓷瓶长期倾斜会因额外的抠力而断裂,同时会增大操作力和影响机械联锁的角度。

4 装设隔离开关高压带电显示闭锁装置

110kV隔离开关装设的GDXW型高压带电显示闭锁装置具有闪光、音响报警、自检复位和启动闭锁功能,可对主刀、接地刀等实现安全联锁,有效防止电气误操作。传感器分别安装于110kV隔离开关三相正前方距离带电体1.3～1.7m处,显示器安装于离地面1.5m处。隔离主开关带电时,传感器把带电体电场信号发给GDXW型高压带电显示闭锁装置,其指示灯亮,同时闭锁地刀电气回路使地刀不能合闸;当隔离主开关不带电时,指示灯不亮同时解除地刀电气闭锁回路。需要注意的是,该装置是一种辅助安全措施,不能作为无电压的依据。当设备带电指示灯不亮时,应按下“自检”按钮,若不能恢复应检查电源、保险丝、线路、电脑板是否故障,故障原因未查明不能强行解锁。

5 安装后检查

隔离开关的本体、连杆和操动机构是在现场装配的,每个装配环节的质量会直接影响隔离开关的性能,因此安装后必须检查动臂装置的“死点”位置是否正确;绝缘子外部是否破损或有缺陷裂痕,引线有无摆动,接地是否良好;所有的定位件(如偏心止挡等)是否正确;所有螺栓是否按规定打力矩;断口和设备的安全距离是否合格;刀闸三相合闸是否同期;机械联锁是否灵活可靠。

6 结束语

智能化变电站对一次设备的可靠性要求非常高,而传统安装方法达不到其要求,因此必须提高一次设备安装质量,完善断路器的行程及分、合闸速度监测。

摘要：介绍泉州电业局110kV西郊变电站智能化改造中,过程层部分一次设备的选型及监测装置的配置、安装情况,分析安装中存在的问题,提出防范意见。

关键词：智能化,过程层,选型,断路器,隔离开关

参考文献

110kV断路器 篇9

关键词：断路器 SF6气体分解物 多重雷击 击穿

1 概述

变电站是电力系统防雷的重要保护设施，如果发生雷击事故，将造成大面积的停电，严重影响社会生产和人民生活。因此要求变电站的防雷措施必须十分可靠。

雷击的来源，一是雷直击于变电站的设备上，变电站对于直击雷的保护一般采取装设避雷针或采用沿变电站进线段一定距离内架设避雷线的方法解决。二是架空线路的雷电感应过电压和直击雷过电压形成的雷电波沿线路侵入变电站，是导致变电站雷害的主要原因。

保定市区附近的雷电活动属中等频度，每年在40个雷电日左右，2010年发生了因为线路遭受多重雷击导致220kV线路断路器断口内部损坏的故障。现对该故障的过程和原因做简单介绍和分析，以供参考。

2 故障经过

2.1 故障基本情况

2010年8月31日21时00分49秒受当时保定市区附近恶劣天气的影响，220kV富南Ⅰ线A相遭受雷击形成瞬间接地故障，220kV南郊变电站2213断路器保护动作，跳开A相断路器，成功开断故障电流后，2213断路器A相断路器处于热备用状态。220kV南郊变电站2213断路器A相跳开156ms后，220kV富南Ⅰ线A相再次遭受雷击，2213断路器A相再次出现约12ms的故障电流，220kV富南Ⅰ线两套保护分别三跳、永跳出口，2213三相断路器跳开。

2.2 继电保护动作信息

0ms 220kV富南Ⅰ线A相故障发生，故障电流220kV南郊变电站侧最大有效值为26kA，220kV富昌变电站侧为1.9kA。

15ms 220kV南郊、富昌变电站RCS931BM差动动作。

25ms 220kV南郊、富昌变电站PSL603GC差动动作。

48ms 220kV富南Ⅰ线A相故障灭弧，220kV南郊变电站2213断路器A相成功切除故障电流。

204ms 220kV南郊变电站2213断路器A相再次出现故障电流，最大有效值为18kA。

223ms 220kV南郊变电站RCS931BM非全相再故障三跳（在跳闸逻辑中）。

236ms 220kV南郊、富昌变电站PSL603GC非全相再故障永跳（在差动保护逻辑中）。

252ms 220kV南郊变电站2213断路器A相故障电流自行消失。

260ms 220kV富昌变电站RCS-931BM收远跳动作三跳。

300ms 220kV南郊、富昌变电站PSL603GC收远跳动作三跳。

分析表明，全部继电保护动作正确，继电保护动作时序见图1。

2213断路器为苏州AREVA高压电气有限公司产品2007年5月生产的GL314-252型产品，2007年11月投入运行。该220kV断路器以往试验数据合格，且未曾发生漏气等缺陷。

220kV富南Ⅰ线基本参数：与220kV富南Ⅱ线全线路同塔并架，2007年11月投入运行，起点为220kV富昌变电站，终点为220kV南郊变电站，共计36基杆塔，全长10.247公里，全线路无换位，导线型号为2×LGJ-300/25，地线型号为OPGW，JLB4-150，耐张串绝缘配置为XWP2-120 18片，悬垂串绝缘配置为FXBW-220/100，排列方式为垂直排列，相序为上部B相、中部A、下部C相，防雷保护角为设计不大于15度。

3 故障检查

3.1 变电站内检查

检修人员到达现场后，检查2213断路器外观，无異常。试验人员对2213断路器进行SF6气体分解物分析，结果发现A相H2S含量111.2μL/L，SO2含量35.5μL/L，B、C两相H2S和SO2含量均为零，可见A相SF6气体分解物含量远远高于B、C两相。另外，2213断路器A相SF6气体含水量为220μL/L，低于300μL/L的标准值。

3.2 线路检查

专业人员现场检查发现，220kV富南Ⅰ线33号耐张塔A相引流线悬垂合成绝缘子、32号直线塔A相悬垂合成绝缘子（双串）有雷击放电痕迹，分别见图2和图3。

3.3 断路器解体检查

2213断路器返厂解体后，发现灭弧室内有大量白色粉末，见图4，并有灼烧痕迹，见图5。

4 原因分析

雷电定位系统显示故障发生时段30-33号塔落雷2次，结合外观检查、解体检查、故障录波图及SF6气体分解物测试结果，对该220kV断路器损坏原因进行分析，故障原因如下：

4.1 第一次出现故障电流

根据录波图及线路查线结果分析，220kV富南Ⅰ线33号耐张塔遭受雷击造成绝缘子表面闪络，故障电流为26kA，持续时间50ms，2213断路器A相成功切除故障电流。

4.2 第二次出现故障电流

2213A相切除故障电流后约156ms（此时未达到2213断路器重合闸800ms动作出口时间，A相处于断开状态），该线路32号直线塔遭受第二次雷击，上端金属件对下端均压环直接击穿，同时雷电波通过线路传递到220kV南郊变电站内，由于雷击点与变电站距离较短，约1.2公里，雷电波衰减幅度较小，且2213断路器A相处于热备用状态，断路器外侧对于雷电侵入波来说处于无保护状态。根据行波理论，雷电侵入波在断路器断口外侧发生行波全反射[1]，所以断路器断口除承受雷电侵入波及其反射波叠加作用外，还承受母线侧工频电压作用，极端情况下可能遭遇与侵入波反极性的工频电压峰值叠加作用，造成2213断路器A相断口击穿，重新产生故障电流，两套保护分别三跳、永跳出口，跳开三相断路器。

5 预防措施

鉴于近年来保定地区雷电活动频繁的形势，提出如下改进措施：①对110kV、220kV变电站运行情况进行排查，按照《预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施》的指导意见逐步加装线路避雷器[2]。②根据几种避雷器的保护特性，采用性能良好的氧化锌避雷器[3]。这些线路避雷器除了能防止断口内外闪络，也可以保护母线上的其他电气设备。③利用避雷线良好的屏蔽作用防止雷电直击导线以及使最靠近变电站的杆塔具有低的接地电阻以防止反击（因为这种雷的直击和反击可以在分闸断路器断口处产生波头时间很短的过电压）等，也能显著地减少近区雷击的危害。④对于110kV、220kV SF6断路器雷电冲击和工频耐压型式试验，设备生产厂家有必要考虑断路器在分位时断口承受雷电波和工频电压作用的极端情况，提高耐雷水平。

参考文献：

[1]鲁铁成.电力系统过电压[M].北京:中国水利水电出版社， 2009.

[2]李汝彪，张东波.高压断路器雷击损坏故障分析与措施[J].高压电器，2008，44(5):466-468.

110kV断路器 篇10

关键词：风电场,并网线路,断路器,绝缘子串

随着新能源的快速发展, 新能源厂站并网线路的安全运行直接影响着电网的安全、稳定运行。这就要求并网线路设置光纤差动保护, 目的是当线路发生故障, 需要快速切除、隔离故障时, 保证电网的安全运行。本文介绍了发生故障的110 k V并网线路因鸟害引起的线路瞬时性接地故障使得纵差保护正确动作, 但是在升压站内线路断路器跳开后, 短时间内又重新合闸这一事故。针对此次事故, 通过分析断路器测控装置、保护装置、断路器机构, 并仔细查看后台对应的报文, 找出其存在的问题, 并提出相应的解决措施。

1 事故经过

2015-01-07T20:24, 监控实时系统报110 k V彩四风线线路保护PSL621UD纵差保护动作。2015-01-07T20:23:14:003, 第四风电场彩四风线111断路器由合闸变为分闸。20:23:14:005, 断路器由分闸变为合闸, 并动作异常, 场内所有断路器均在运行状态, 升压站全场失电, 已并网的风机全部停机;对侧330 k V变彩四风线121断路器跳闸, 处于分闸状态, 线路纵差保护动作正常, 没有异常告警信息。在此期间, 值班运行人员无任何操作。

第四风电场运行方式为:110 k V彩四风线运行带110 k V母线运行, 1号、2号主变高中压侧并列运行, 低压分列运行带无功补偿设备, 中压侧运行带风机并网汇集线路。

2 跳闸原因分析

根据第四风电场110 k V线路保护测控装置和330 k V变电站112线路保护装置故障测距信息 (330 kV变电站测距14.7 km, 110 k V变电站测距16.2 km) 确定故障杆段为从110 k V变电站向330 k V变电站方向的48~58号铁塔段。

运行人员现场巡视发现, 53号铁塔B相绝缘子有放电痕迹, 绝缘护套表面有大量鸟粪。已安装的防鸟刺有效防范了鸟类在A, C相线路上活动, 但B相防鸟刺较少, 防鸟刺保护存在问题, 鸟粪堆积在B相绝缘子串, 排泄物瞬间形成导电体造成B相绝缘子串闪络, 从而引起线路保护动作, 造成跳闸事故。

3 断路器未正确分闸的原因分析

根据调度调管协议规定, 断路器未正确分闸时, 新能源并网线路重合闸要退出运行。然而, 第四风电场110 k V线路保护装置在区内故障时, 差动保护正确动作, 彩四风线111断路器在未投入重合闸的情况下, 分闸后经过002 ms后又重新合闸。新能源并网线路的断路器未正确分闸, 容易造成人员在事故处理过程中误判断, 影响事故处理。

线路发生故障时, 根据监控后台信息, 111断路器合闸→分闸→合闸的原因分析如下:通过现场检查, 在彩四风线111断路器测控装置、保护装置、开关柜反复分合断路器, 并仔细检查后台对应的报文, 发现只要通过操作箱来分断路器, 后台就会显示先分→再合→再分或者先分→再合的情况, 而通过就地分断路器则正常。由此判断是断路器的远方操作回路异常, 但经过反复比较并检查原理接线, 未发现任何异常, 外回路接线正确。因该断路器采用机构防跳, 所以怀疑为断路器保护防跳回路未去除, 同时使用了机构防跳和保护防跳, 在造成线路保护装置中防跳继电器因“寄生”回路产生自保持, 无法返回, 保护装置一直发合闸命令, 导致线路故障时, 断路器跳闸后又重新合闸。

分析出原因后, 检查断路器的保护防跳回路, 发现虽然已在端子排把防跳继电器的触点固定短接4QD17和4QD19, 但没有断开防跳回路电阻R19或R20, 使得防跳产生“寄生”回路。经过询问当时的调试人员了解到, 他们做试验时只短接了4QD17和4QD19, 然后做开关传动, 发现没有问题, 就没有断开电阻。事故发生后, 经现场排查, 发现就是由于电阻没被断开、防跳没有完全堵死导致的。将合闸回路防跳继电器串联电阻R19断开后, 开关分合正常。未断开的R19电阻如图1所示。

4 暴露的问题及防范措施

此次线路故障引起变电站内开关未正确分闸的事故暴露出如下问题:①对鸟类生活规律研究不够, 传统防鸟害技术不能满足当下的要求;②安装调试人员在继电保护装置调试过程中工作态度不够严谨, 试验方法和步骤考虑不周全, 且厂站人员在接收中验收不仔细;③同时使用第四风电场111出线线路保护装置防跳回路和111断路器操作机构中防跳回路, 造成线路保护装置中防跳继电器因“寄生”回路产生自保持, 无法返回, 保护装置一直发合闸命令, 导致线路故障时, 断路器跳闸后又重新合闸。

为了避免今后发生类似的事故, 减少经济损失, 笔者提出了以下措施:①立即对彩一风线、彩二风线、彩三风线、彩四风线、彩五风Ⅰ线和彩五风Ⅱ线轮停检修, 增加防鸟板, 尽量防止鸟类在杆塔处停留, 预防类似事件发生。加强对线路周围环境的检查力度, 发现问题, 积极采取措施, 杜绝发生鸟害。②继续探索鸟类活动规律, 研究新的防鸟技术和措施, 加强线路巡视次数。③继续检查站内其他断路器保护防跳回路是否存在“寄生”回路, 确认保护装置中的防跳回路均已解除, 仅用机构中的防跳回路保护断路器。④严格执行现场试验、验收规程, 严把质量关, 确保线路、断路器投运后能够安全、稳定地运行。

5 结束语