220kV隔离开关论文（共11篇）
220kV隔离开关论文 篇1
在电力网络中, 为了安全, 需要将带点运行的电器设备与停电检修或处于备用的设备隔离开来, 必须有明显可见的, 足够大的间断点。高压隔离开关是电力系统中使用量最大、应用范围最广的高压电器设备。但是, 高压隔离开关长期处于合闸状态较少进行操作, 而且制造厂往往将隔离开关作为与断路器配套的一种附加产品进行生产, 其性能和质量很难予以保证;运行部门也忽略了对高压隔离开关的管理, 尤其是检修管理, 普遍存在长期失修的现象, 尤其是母线隔离开关是基本不检修。
1 设备故障解体检查概况
2015年7月9日, 变电运行人员在220k V清漾变220k V母联开关正母闸刀操作时, 发现闸刀故障操作失败。闸刀型号为GW27-252DW, 生产厂家为河南平高电气股份有限公司, 出厂时间2011年6月。
经现场仔细检查, 闸刀机构箱内合闸限位轴销断裂, 限位挡板脱落 (如图1) , 减速机构齿轮箱四个固定脚断裂 (如图2) , 闸刀已无法手动或电动操作, 须立即更换机构损坏的零部件。闸刀电动机构型号为CJ11-G2A1, 生产厂家为河南平高电气股份有限公司, 制造日期2011年5月。
经紧急联系厂家, 减速机构和限位模块备品 (如图3、4) 于7月11日凌晨2时到货。17月11日早上8时, 停电对闸刀进行故障处理。
现场更换了机构箱内损坏的减速机和限位模块 (如图5、6) , 并对闸刀和机构其他部件进行检查无误后进行了手动分合试验。手动操作时, 操作到一半时发现操作阻力很大, 判断应是闸刀卡涩引起, 脱开相间连杆进行逐相检查。
检查中发现闸刀C相旋转瓷瓶卡涩, 在确认闸刀其他部分无问题的情况下, 怀疑系底座轴承 (如图7) 卡涩引起, 打开轴承底座封盖后, 发现内部轴承及滚珠锈蚀非常严重 (如图8) 。随即对其他两相也进行了检查, 轴承均存在锈蚀现象。在对三相轴承进行除锈处理后, 涂抹了二硫化钼润滑脂。闸刀手动和电动调试合格后, 工作结束, 220k V正母顺利复役。
2 故障原因分析
经现场检查及故障情况判断, 复原故障过程如下:闸刀在电动操作过程中, 由于C相旋转瓷瓶转到半程时卡涩, 电机并未因阻力增大而停止, 继续旋转导致垂直连杆抱箍打滑 (如图9) , 限位件转至极限位置时限位轴销断裂导致电机电源未及时切断, 又因机构箱无机械限位, 电机继续旋转, 限位件顶到机构箱后壁并继续划过, 导致减速机构固定脚受力过大而断裂, 当电机因限位件顶住机构箱后壁螺栓后才停止转动时, 电机的霍尔保护元件才动作切断电机控制回路。
该电动机构配备了WDB-1型微电机保护装置 (如图11) , 其原理采用了霍尔效应, 利用霍尔传感器感应电机旋转时手动操作轴上加装的永磁铁产生的变化磁场 (如图12) , 保护装置保持其串入控制回路的接点闭合, 直至电机停转。根据本次故障分析, 该型号闸刀存在如下缺陷:1) 闸刀瓷瓶底座轴承密封不良, 材料防锈能力差, 易渗水生锈导致轴承卡涩 (经检查睦田变内其他该型号批次的部分闸刀轴承也存在锈蚀) 。2) 所配机构箱无机械限位, 闸刀机构极易操作过位, 且过位后下次无法电动操作, 必须手动返回才可电动。3) 电机保护配置不合理, 只有在电机主回路通电而电机不转的情况下才切断控制回路, 电机在负载异常增大旋转缓慢时保护装置不会切断控制回路。4) 机构箱限位轴销机械强度不够, 易断裂导致机构失去电气限位保护 (相关断裂部分送中试所检测) 。
3 结论
本文介绍了一起220k V隔离开关的故障发生过程, 根据现场设备解体处理情况, 并从设备本体运行情况及操作机构工作原理等方面对其进行的分析可知, 该设备本体设计不完善是造成本次故障的主要原因。为保证电网的安全运行, 对于此类故障应给予足够的重视, 特提出以下整改措施:1) 重视隔离开关制造工艺的各个环节审查, 完善出厂验收手段, 提高设备的制造质量。2) 根据该类型隔离开关的故障特点, 对本公司管辖变电站内同型号的隔离开关进行逐一排查, 并按照相关标准化检修作业指导书对设备进行全面维护保养。3) 提高设备巡视质量, 尽早发现和排除设备隐患。4) 定期对设备进行检修及维护, 确保设备满足运行条件要求。
参考文献
[1]李青山.电力系统状态检修技术[M].北京:中国水利水电出版社, 2011 (1) .
[2]陈亮, 王伟华.高压隔离开关的故障分析及处理措施[J].电气时代, 2010 (11) .
[3]沈耀宏.浅谈隔离开关热故障及防控措施[J].科技信息, 2010 (5) .
[4]徐铁君.GW4型高压隔离开关的故障检修对策[J].华北电力技术, 2013 (2) .
220kV隔离开关论文 篇2
目录
1.什么是变电站的直流系统
2.变电站直流系统的配置与维护
3.直流系统接地故障探讨
4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性
5.如何有效利用其资源
1.什么是变电站的直流系统
变电所是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所。变电站内的继电保护、自动装置、信号装置、事故照明和电气设备的远距离操作,一般都采取直流电源,所以直流电源的输出质量及可靠性直接关系到变电站的安全运行和平稳供电。变电站的直流系统被人们称为变电站的“心脏”,可见它在变电站中是多么的重要。直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源。它还为操作提供可靠的操作电源。直流系统的可靠与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
（1）220kv变电站直流母线基本要求： 蓄电池组、充电机和直流母线
1．设立两组蓄电池，每组蓄电池容量均按单组电池可为整个变电站直流系统供电考虑。
2.设两个工作整流装置和一个备用整流装置，供充电及浮充之用，备用整流装置可在任一台工作整流装置故障退出工作时，切换替代其工作。
3．直流屏上设两段直流母线，两段直流母线之间有分段开关。正常情况下，两段直流母线分列运行，两组蓄电池和两个整流装置分别接于一段直流母线上。
4．具有电磁合闸机构断路器的变电站，直流屏上还应设置两段合闸
母线。
5． 220kV系统设两面直流分电屏。分电屏Ⅰ内设1组控制小母线（KMⅠ）、1组保护小母线（BMⅠ）；分电屏Ⅱ内设1组控制小母线（KMⅡ）、1组保护小母线（BMⅡ）。
6． 110kV系统设1面直流分电屏，屏内设1组控制小母线（KM）、1组保护小母线（BM）。
7． 10kV/35kV系统的继电保护屏集中安装在控制室或保护小间的情况下，在控制室或保护小间设1面直流分电屏。8． 信号系统用电源从直流馈线屏独立引出。
9． 中央信号系统的事故信号系统、预告信号系统直流电源分开设置 10． 每组信号系统直流电源经独立的两组馈线、可由两组直流系统的两段直流母线任意一段供电。
11． 断路器控制回路断线信号、事故信号系统失电信号接入预告信号系统；预告信号系统失电信号接入控制系统的有关监视回路。12． 事故音响小母线的各分路启动电源应取自事故信号系统电源；预告信号小母线的各分路启动电源应取自预告信号系统电源。13． 公用测控、网络柜、远动柜、保护故障信息管理柜、调度数据网和UPS的直流电源从直流馈线屏直接馈出。（2）、直流系统运行一般规定：
(1)、220Kv变电站一般采用单母线分段接线方式，110Kv变电站一般采用单母线接线方式。直流成环回路两个供电开关只允许合一个，因为母联开关在断开时，若两个开关全在合位就充当母联开关，其开关
容量小，线型面积小，又不符合分段运行的规定。直流成环回路分段开关的物理位置要清楚，需要成环时应先合上母联开关再断开直流屏上的另一个馈线开关。
(2)、每段直流馈线母线不能没有蓄电池供电。(3)、充电机不能并列运行。
(4)、正常情况下，母联开关应在断开位置。(5)、绝缘检查装置、电压检查装置始终在运行状态。(6)、投入充电机时先从交流再到直流。停电时顺序相反。
（7）、母线并列时首先断开一台充电机，投入母联开关，在断开检修蓄电池。
（8）、母线由并列转入分段时首先合上检修蓄电池，断开母联开关，再投入充电机。
2.变电站直流系统的配置与维护
A：配置
220kV变电站直流系统设计依据是DL／ T5044—95《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》，本规定适用于采用固定型防酸式铅蓄电池。
一、要求220kV变电站具备高可靠性直流电源的原因：
1．1 部分变电站建设规模为主变容量3X 150MVA或3X180MVA，且为枢纽站。
1．2 220kV变电站主保护亦实现双重化，采用两套不同原理、不
同厂家装置；断路器跳闸回路双重化；且均要求取自不同直流电源。
1．3 线路的两套纵联差动保护、主变压器的主保护和后备保护均分别由独立的直流熔断器供电。
1．4 所有独立的保护装置都必须设有直流电源故障的自动告警回路。
1．5 变电站综合自动化水平提高，监控系统高可靠运行要求。
二、目前单组蓄电池运行、维护存在的主要问题：
2．1 事实证明：要掌握蓄电池运行状态，做到心中有底、运行可靠，必须进行全容量核对试验；然而直流系统配置一组蓄电池，给运行维护造成了极大困难。
2．2 现有220kV变电站蓄电池只对蓄电池组进行部分容量试验，检测出损坏严重的蓄电池；因进行全容量试验工作繁琐因难，部分单位回避容量试验，而不能完全掌握蓄电池的实际运行状态。
2．3 就对各发供电单位已运行的各型式蓄电池统计表明，使用寿命一般为7年到10年；且这期间尚需对个别落后电池维护处理才能够保证整组蓄电池使用年限。对于仅一组蓄电池而言，整个更换期间同样要承担风险运行。
2．4 蓄电池组由106只-108只(无端电池)或118只一12O只(有端电池)单体电池串联组成，若其中一只电池容量下降后，则表现为内阻增大、严重者相当于开路．也就是说：一只电池损坏，祸及整组电池不能发挥作用。目前检测的最佳方法是将浮充机停运，直流负荷由蓄电池组供电；对于仅有一组蓄电他的直流系统，若存在有开路情
况．则造成全站失去直流。
2．5 整流设备的好坏也影响蓄电池的寿命。新近入网交流整流设备，虽然具有充电、均衡充电、浮充电自动转换功能，但功能还不完善。如浮充电缺少温度补偿，温度低时充电容量不足、温度高时容易过充电，造成电池漏液鼓肚现象，缺乏单体电池端电压测量，当有2—3只电池充容量不足不能发现时就影响整组电池寿命。
2．6 近2—3年间投运的变电站蓄电池大多采用全密封阀控式铅酸电池，因不能象原固定防酸式铅酸蓄电池正常远行中能够通过测单体电池电压、量其比重、观其外观而综合分析判断电池运行状态。其日常仅能靠测量单体电池进行监视，运行状态好坏难以充分把握。2．7 对蓄电池容量的在线监测现在仍是一大难题。对阀控式全密封蓄电池能否依据某—指标数据判断或多项指标数据综合判断运行状态尚处于探索时期。
220kV变电站直流系统配置两组电池的必要性及优点
3．1 正在编写制订的《阀控式铅酸蓄电池运行、维护导则》国家标准，明确要求蓄电池必须进行容量试验。
3．2 220kv变电站内通信用直流系统按有关规定均配置二组48V蓄电池。而220kV变电站控制、保护、信号、安全自动装置等负荷同样需要高可靠的直流系统。
3.3 由于单组蓄电池不能很好的满足22kV变电站运行可靠性要求，且运行维护困难,故此 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池是必要的。
3.4 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池，完全满足运行要求，并符合部局有关继电保护反措对直流供电的要求，采用该系统对增加控制保护设备运行的可靠性有较重要的意义。
3．5 220kV变电站配置两组全容量蓄电池组或两组半容量蓄电池组后，从简化母线结构、减少设备造价、节约能源、避免降压装置故障开路造成母线失压，扩大为电网稳定事故和更大设备事故出发，可考虑直流动力，控制母线合一，去掉端电池及调压装置，使直流系统进一步简化、可靠。
220kV变电站直流系统配置两组蓄电池方案
4．1 为了保证两组蓄电池能够独立工作，相互间不影响，保持自身特性，采取不完全并联运行方式，即两组蓄电池充、放电独立，相互间不互充放。
4．2 根据变电站的建设规模、负荷地位和负荷水平，可选择采用下列不同的配置方案：
4．2．1 采用两组全容量蓄电池组、三台充电机、直流负荷母线分段接线。此方案是完备的方案，在各种运行方式下，能够保证提供可靠直流电源。
4．2．2 采用两组全容量蓄电池组、二台充电机、直流负荷母线分段接线。
4．2．3 为进一步降低工程费用，可采用两组半容量蓄电池不完全并联运行，配置二台充电机，直流母线分段。结束语：
直流系统是变电站二次设备的生命线，直流系统故障就有可能影响到电网稳定和设备安全。根据现在220kV变电站对直流电源可靠性要求进一步提高，及蓄电池运行、维护的需要，并考虑220kV变电站直流系统网络与蓄电池直流电源可靠性匹配要求，220kV变电站直流系统应配置两组蓄电池，虽在经济上多投入，但其运行可靠性却得到了大幅度提高，且运行方式灵活、维护简便。
B:维护
电力直流系统的维护现状:
现在的变电站一般都是无人值守的,智能高频开关直流电源系统可通过监控串口与变电站后台的监控实现通讯,可在调度端实现对直流系统的“三遥”.运行人员或专职直流维护人员定期对直流设备进行一般性的清扫、日常检查等工作.对充电设备只进行巡检,对蓄电池组进行日常维护和放电核对容量.。
.220KV设两组蓄电池,110KV一般装设一组蓄电池,在有条件时220KV最好装设两组蓄电池,因为220KV的继电保护装置是双重化的,从电流互感器二次侧到断路器跳闸线圈都是双重化,因此,直流系统也宜相应的设置两组,分别对两套保护及跳闸线圈供电,以利系统安全运行.。
在正常运行情况下,变电站的二次设备只需由充电模块来供电就行了.现有的变电站,断路器一般有电磁合闸方式和储能合闸方式两种.在电磁式断路器进行合闸操作时,要求直流电源能提供瞬时的合闸电流(20~200ms内提供数百安培的大电流),显然仅由充电模块来供电是
远远不够的,这时蓄电池组就发挥了重要的作用,它能无间断地提供大电流,保证断路器的正常合闸,这也是直流系统为什么要有合闸母线的原因了.在储能合闸方式下,合闸电流远小于充电模块的额定输出电流,不用蓄电池来合闸.现在新建的变电站一般都是这种储能式的断路器,这时直流系统也就可以不要合闸母线。
当电网发生事故时,必然使交流输入电压下降,当充电模块不能正常工作时,蓄电池无间断的向直流母线送电,毫不影响直流电源屏的对外功能,保证二次设备和断路器的正确动作,确保电网的安全运行.而作为最后保障的蓄电池,如果其容量的不足将会产生严重后果.所以,蓄电池的重要性就可想而之了,其维护一直是最为重要的问题.。
电池巡检仪作为在线监测装置,可实时发现落后或故障电池,并可检测电池组的温度是否处于正常范围内,但直流系统工作时输出电流较小,电池容量的不足或漏液、破损很难通过电池巡检仪发现,而电池内阻和电池容量的在线测试,准确度依旧不高,其测量精度和可靠程度通常只用于定性分析.所以还是需要运行人员或专职直流维护人员对蓄电池进行定期巡视。
由于电池品牌、型号及电池状况的不同,应根据实际情况通过监控模块重新调整电池充电参数,以保证电池处于良好工作状态.蓄电池寿命一般为8~ 10年左右,影响蓄电池寿命的主要因素有:
1、过放电;
2、充电压设置不合理,充电电流过大或过小;
3、充电设备的性能超标;
4、温度。
所以,我们不但要定期对蓄电池组做放电实验,还要定期测试充电
设备的稳压精度、稳流精度及纹波系数、充电机效率等性能参数。
3.直流系统接地故障探讨
直流电源作为电力系统的重要组成部分，为一些重要常规负荷、继电保护及自动装置、远动通讯装置提供不间断供电电源，并提供事故照明电源。直流系统发生一点接地，不会产生短路电流，则可继续运行。但是必须及时查找接地点并尽快消除接地故障，否则当发生另一点接地时，就有可能引起信号装置、继电保护及自动装置、断路器的误动作或拒绝动作，有可能造成直流电源短路，引起熔断器熔断，或快分电源开关断开，使设备失去操作电源，引发电力系统严重故障乃至事故。因此，不允许直流系统在一点接地情况下长时间运行，必须加强在线监测，迅速查找并排除接地故障，杜绝因直流系统接地而引起的电力系统故障
1、直流系统接地查找一般原则
（1）、“直流接地”信号发出后，可通过直流屏监控器和绝缘检查装置找出接地支路号及接地状态，支路号的排列大都是按直流馈线屏馈线开关从上至下或从左到右的顺序，绝缘检查装置还可以显示接地电阻（接地电阻小于15-20千欧时报警），判断接地程度，可通过绝缘检查开关判断正对地、负对地电压，判断接地程度。有时绝缘检查装置判断不出支路只报“直流母线接地”，此时有可能直流母线接地，也可能是支路接地。
（2）、直流接地信号发出后，必须停止二次回路上的工作，值班员应
详细询问情况，及时纠正修试人员的不规范行为。
（3）、利用万用表测量正对地、负对地电压，核对绝缘检查装置的准确性。万用表必须是高内阻的，2000欧/伏，否则会造成另一点接地。（4）、试拉变电站事故照明回路。（5）、试拉检修间直流电源回路。（6）、试拉380伏配电直流电源回路。（7）、试拉通讯远动电源回路。（8）、解列蓄电池。（9）、解列充电机。
（10）、1段母线负荷倒至2段母线，判断1段母线是否接地。（11）、使用接地查找仪对控制、保护、信号回路逐一查找。2．造成变电站直流系统接地的几种原因：
（1）雷雨季节，室外端子箱或机构箱内潮湿积水导致直流二次回路中的正电源或负电源对地绝缘电阻下降，严重者可能到零，从而形成接地。
（2）部分型号手车开关的可动部分与固定部分的连接插头或插座缺少可靠的绝缘隔离措施，手车来回移动导致其中导线破损，从而使直流回路与开关金属部分相接触，从而导致接地。
（3）部分直流系统已运行多年，二次设备绝缘老化、破损，极易出现接地现象。
（4）因施工工艺不严格，造成直流回路出现裸线、线头接触柜体等，引起接地。
3．查找接地故障的基本原则和方法：
（1）一般处理原则：根据现场运行方式、操作情况、气候影响来判断可能接地的地点，按照先室外后室内，先合闸后控制，由总电源到分路电源，逐步缩小范围的原则，采取拉路寻找、处理的方法。应注意：切断各专用直流回路的时间不要过长（一般不超过3秒钟），不论回路接地与否均应合上。
（2）具体处理方法：首先，了解现场直流电源系统构成情况，通过直流系统绝缘监测装置或接地试验按钮初步判断是直流正极接地还是负极接地（以下假设绝缘监测可靠，并假设正接地）。然后，瞬时切除所有合闸电源开关，如接地信号消失，说明接地点在合闸回路，应对站内合闸回路用同样方法拉合负荷开关或解除正电源端，进行分路检查、判断；如监测装置仍报接地，则说明接地点在控制、信号等回路，则应进一步用同样方法检查直流屏、蓄电池柜及站内各保护屏、控制屏、信号屏及其控制回路。查明接地点属于哪一输出电源回路后，应迅速拉合接地回路的直流负荷开关或拔插回路内的正电源保险，并根据绝缘监测装置报警情况判断接地点在开关（保险）之前或之后。判断清楚后，根据查出的范围，迅速解除范围内相关设备的正极端子，观察报警信号，判断接地点是否在这一部分设备内。然后继续按照以上原则和方法，逐步缩小查找范围，直至找出接地点。4．总结：
造成变电站直流系统接地的因素较多，为了较好的解决这一问题，在日常运行维护中还应视具体情况采取不同措施：
（1）严格二次设备施工工艺，发挥主观能动性，减少接地故障的发生概率。如对室外端子箱、机构箱等加强密封，加装防潮除湿设备或材料；对手车开关的活动部位采取措施提高其绝缘性能，如用绝缘材料包裹其线头部分等，避免因其随手车活动引起接地；对绝缘老化，已不能满足对地绝缘电阻要求的控制电缆及有关二次设备及时更换。（2）加强断路器、隔离开关、手车等一次设备的运行维护管理。严格断路器、隔离开关等具有机械传动部分设备的操作规程，避免因操作不合理造成接地故障。
（3）查找处理接地故障时严格遵守相关电气设备检修运行规程要求，并结合现场实际条件进行。禁止单人工作，禁止直流电源长时间停止运行（尤其在天气条件不允许的情况下），拆除、恢复各端子、各开关的时间应尽可能短。
4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性 概述 ：
供电公司220KV及以下变电所的直流供电系统为环状系统，若一个元件故障可能会引起整个系统的瘫痪，达不到电力系统的安全稳定的要求。而近两年来，随着电力系统的飞速发展，保护设备的增多，对直流系统可靠性和稳定性的要求越来越高，直流系统故障将严重影响到系统的安全稳定运行。针对这一问题我们进行了大量的调查与分析，并发现220KV及以下变电所的直流供
电系统存在：直流系统接线方式不合理；保护直流回路用交流断路器；蓄电池和充电装置数量都不符合要求。2 直流系统供电现状：
直流系统事故后果严重，严重的可造成变电所直流系统全部停电，造成一次设备处在没有保护和监视的不可控状态，不能反应一次设备的故障，极易造成一次设备事故范围的扩大，造成区域电网的大面积停电事故；经过调查发现，该局的变电所普遍采用环状供电方式。环状供电方式示意图
环状供电方式是指将两个独立的直流供电系统在其下一级直流支路中连接，当分支直流元件故障时，非故障母线将断开供电回路，这样扩大了直流故障范围。严重时会使整个变电所处于无直流状态下，对系统正常运行造成重大的安全威胁。同时我们对保护直流回路用的断路器情况进行了统计(见表1)。
表1 各电压等级变电所保护用直流断路器配置情况调查表
交流断路器作为直流电路的保护元件具有局限性。由于交流电流的电弧容易熄灭，故其断路器的动静触点之间的开距小，不能达到拉弧作用，而直流瞬动电流是交流瞬动电流的1．4～2倍，因此在直流回路中断路器不能可靠断开，并且致使交流断路器损坏，从而造成直流系统事故进一步扩大；通过上表我们看到直流系统中采用交流断路器的二次设备占总设备数的2/3。
我们对2000年以来出现的直流供电系统的缺陷进行了分析，发现主要存在以下三个方面的问题：
1、直流供电支路故障造成变电所直流供电系统全部停电。
2、直流回路开关损坏严重。
3、蓄电池和充电装置数量都不符合要求。3.完善直流系统供电方式：
3.1采取辐射状供电方式，增加蓄电池和充电装置数据
3.1.1 220KV及以上变电所应满足两组蓄电池，且两套直流电源系统完全独立，并设两段独立的保护电源小母线。3.1.2 各级直流母线分段开关正常运行时应断开。
3.1.3 控制直流母线分为两段，且控制直流母联开关正常运行时应断 15
开。
3.1.4 220KV设备双套保护装置的保护电源应取自不同的独立直流电源系统，接在不同的保护电源小母线。
3.1.5如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置电源和具有远跳功能装置的电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。
3.2采用专用的直流断路器
根据保险配置情况选购GM型(两段保护)、GMB型(三段保护)系列直流断路器，并进行直流断路器的安秒特性及动作电流的检验，并绘制出三段式保护直流断路器保护特性曲线：
Int-过载长延时断路器起始动作值
Icu-断路器极限短路分断能力 Iop2-断路器延时动作电流 lopl-短路瞬时断路器动作电流
通过试验发现G系列直流断路器作为替代直流回路中的交流断路器，具有良好的三段保护功能。
过载长延时保护：能在故障电流较小时，根据电流的大小进行反延时
动作，能防止线路电缆发热进而造成绝缘破坏和起火。
短路短延保护：能够防止越级动作带来的事故扩大，保证故障电流仅仅由距离故障点最近的断路器来切除，还可作为下一级保护的后备保护
短路瞬时保护：能够在故障电流较大时瞬时切除故障回路，避免对设备及线路的动稳定性带来较大的危害。结束语：
为防止和杜绝变电所直流系统事故，确保电网的安全稳定运行，我们对变电所的直流系统的不足做了进一步完善，消除了造成直流系统故障的安全隐患，进一步减小了变电所发生直流系统事故的可能性，在保证直流系统安全稳定运行的同时也保证了继电保护及自动装置的可靠运行。
5.如何有效利用其资源
变电所直流系统为继电保护以及开关机构提供保护、信号、动力能源；变电所UPS为远动、通讯、微机监控装置提供不间断的电源。
多年来，根据各变电所直流设备运行现状，发现从设计、规划、审批、运行、维护等环节存在管理弊端，不同程度地造成设备重复投资、资源浪费等现象。
近年来，随着两网改造，设备更新升级，变电所的继电保护及其自动化使得当地监控、信息数据采集、计量等专业相互渗透。对于变电所直流系统，如在变电所直流系统电源保证安全可靠性的前提下，即直流系统蓄电池容量和绝缘水平满足运行参数要求，变电所UPS实现集中配置(废除UPS自带蓄电池配置)是可行的。变电所交、直流电源运行
(1)所用电380/220V低压系统：
变电所所用电380/220V系统电源的质量、可靠性较差。主要表现为：
①交流失电(全所失电、互投时间间隔长、暂态停电)；
②欠压、过压(一般变电所自备电源较高，末端所电压不易调节，闪变)；
③电压短时波动(如电气化铁路干扰，谐波畸变，电压聚降、瞬变)；
④电压三相不平衡(所内负载不平衡，中性线断)；
⑤二次设备共模、差模超标(接地和泄露电流)等故障。
对于变电所的综合自动化装置、计算机监控、远动装置、信息数据采
集、微机保护、脉冲式电能表等采用静态电路，设备对电压质量及供电连续性要求较高。一旦计算机失电造成死机、远动信息数据采集失电造成丢失数据、电源产生的问题等导致设备误操作将造成更大的损失。
鉴于以上原因，许多变电所配置了UPS电源，但多见于分散配置，各成一体。
(2)变电所UPS不间断电源：
变电所UPS不间断电源，供给远动自动化、信息数据采集、微机监控、电力通讯等电源。在许多变电所内，由于UPS维护不善造成蓄电池容量不足，交流断电后，由于电压过低而自动关机，使得设备电源中断，不能正常工作。
(3)变电所直流系统：
变电所直流系统作为操作电源，供给断路器分合闸及二次回路的仪器仪表、继电保护、控制、事故照明及自动装置电源。
近年来，接受以往事故教训，专业人员在研讨继电保护反措和直流系统反措中，均提出了双重化配置要求，对220kV变电所的直流系统进行了3＋2配置(三台充电机、两组蓄电池)单母分段互联式接线改造。对继电保护实现独立保护、独立电源，主保护的线路、变压器、母线双重化保护专用供电，实现保护装置跳闸线圈双重化，控制、保护电源分开。由两套独立(可相互备用)直流系统供电。
2改造目标 ：
通过对变电所直流系统实施技术改造，要求变电所直流系统的管
理水平、运行维护和设备健康水平均达到100％。同时，还要使变电所直流系统资源得以充分有效利用。
(1)目标制定：
①加强变电所直流系统运行维护管理。
②对直流系统为UPS提供电源可行性、安全性进行评估、计算，并付诸实施。应用后充分体现了UPS使用直流系统供电的优点。
③规范运行管理，有效利用直流系统。对于改造后的变电所，由生产技术部门协调归口管理。
(2)可行性分析：
①体制管理：变电所直流系统就是为变电所继电保护及其自动装置服务的。但从变电所进行自动化实现四遥，改造变电所直流系统与UPS电源从设计、规划、审批及体制管理上就分开了。直流设备由检修专业班维护变电所直流系统，远动通讯专业班则维护UPS不间断电源。变电所运行人员一般只对直流系统做定期维护监测，而对于UPS电源形成无人维护。
②设备投资：变电所220kV以上及重要的110kV变电所直流系统双重化3＋2配置后，完全可以满足继电保护及其自动装置的参数要求。上级在此投资是原来设备的两倍，而有些变电所还在设计安装UPS不间断电源单设蓄电池组。这无疑会造成重复投资浪费。
③绝缘要求：变电所直流系统与变电所通讯电源用直流电源运行方式不同，有可能造成变电所直流系统绝缘降低，影响系统稳定。对于远动通讯电源应该区别对待，如通讯电源从变电所蓄电池抽头现象必须
杜绝，但在绝缘要求满足的前提条件下，完全可以集中配置蓄电池。实施方案 ：
(1)要求各专业分工明确，不留死角：
①归口管理，直流专业不能单一只维护充电机、蓄电池组，还应考虑直流系统的完整性。如馈出回路辐射、环路完整、负荷分配、运行方式、接线方式、熔断器及空气开关级差配置、电压质量、直流系统绝缘水平等，应满足继电保护及其自动装置参数要求。
②对设计维护人员要求专业相互渗透。因为继保、远动、通讯、计量、直流专业就是电力系统及其自动化的各分支专业，所以各专业有必然的联系。
③过去有些变电所通讯电源有在直流系统蓄电池中抽头的现象，由于影响直流系统蓄电池内阻、容量，通过落实反措以及整改，已将这种方式消除。对于小容量的载波机以及通讯用计算机UPS，只要满足绝缘要求，可以使用直流系统电源。对于大容量程控交换机、光纤通讯、微波通道，考虑到其独立性以及使用蓄电池运行方式不同，通讯电源UPS设置自备电源。
(2)集中配置：
①变电所UPS使用变电所直流系统蓄电池，可以不用自配蓄电池组，这样，可以节约自备电池以及占地空间，还可以避免重复维护。
②使用直流系统逆变电源，能够防止所用电系统的暂态干扰进入负荷侧。
③一般商用UPS自备电池，放电时间是在10～15min，时间短；工业
用UPS装置自备电池放电在30min。采用直流系统蓄电池可以保证事故停电1h使用。
④利用直流系统容量优势，全所集中配置UPS系统，并实现双重化配置。交流电源使用所用电各段母线电源，直流电源分别使用直流系统各段电源(110kV以上无人值守变电所、较重要的枢纽变电所)。
(3)评估：
①双重化3＋2配置后，蓄电池容量增加一倍，而保护自动装置通过更换节能信号灯、节能光子牌，使电磁继电器减少，相对负荷电流也减小，因而可使事故情况下蓄电池容量充足，完全能满足规程要求的全所停电情况下，1h连续供电。
②变电所逐年改造使断路器电磁机构基本退出，而更换成真空开关或弹簧、储能机构以及液压机构，其合闸动力电流减小，故对蓄电池事故放电能完全满足瞬时放电曲线要求。
③对于小容量电力载波机、通讯设备只要运行方式不影响直流系统绝缘，可以经开关电源使用直流系统。
④直流系统馈出回路增加，势必影响直流系统绝缘。其实从UPS电源原理上说，正常时UPS装置使用交流，当交流回路失电后装置自动投切直流电源，而投切回路已明确交流电源是接地回路，直流电源是绝缘回路。
⑤充电机容量：变电所充电机一般满足“均充方式电流＋负荷电流＋冗余度”。对于UPS负荷：a)交流不间断电源UPS是当交流失电后，自动切换直流电源的；b)有些进口UPS不设整流器而直接接直流母线,故在浮充、恒压限流方式下能满足新增负荷要求。结论 ：
220kV隔离开关论文 篇3
关键词：变电站 母线电磁感应电压 母线接地开关
中图分类号：TM63；TM862 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）06（c）-0031-02
在常规变电站中，双母线接线的母线检修时，一段母线停电检修时，另一段平行运行母线的工作电流和短路电流因电磁藕合而在检修母线上产生感应电压。根据DL/T 5352—2006《高压配电装置设计技术规程》中5.1.8章节规定：“对屋外配电装置，为保证电气设备和母线的检修安全，每段母线上应装设接地开关或接地器；接地开关或接地器的安装数量应根据母线上电磁感应电压和平行母线的长度以及间隔距离进行计算确定”。
1 220 kV罗坑变电站母线的选用及布置
220 kV罗坑变电站为新建变电站，该站主变容量为4×180 MVA，220 kV主变中性点直接接地，110 kV母线及220 kV母线均为双母线接线，220 kV及110 kV母线选用管型母线。假设220 kV 2M母线检修，1M母线单独运行时工作电流为2 180 A，三相短路电流为27.87 kA，单相短路电流为23.34 kA；110 kV母线正常工作电流为1 150 A，三相短路电流为18.47 kA，单相短路电流为17.49 kA。
220 kV两组管型母线布置如图1所示，母线相间距D1=3.5 m，两组母线间的距离D2=5 m，220 kV配电装置共12个间隔，每个间隔取13 m，母线长度l=13 m。
110 kV两组管型母线布置如图2所示，母线相间距=1.6 m，两组母线间的距离=3.5 m，110 kV配电装置共20个间隔，每个间隔取8 m，母线长度l= m。
从图1中，假设2M段母线检修，1M段母线运行，根据电磁感应定律可知，1M段母线流过负荷电流或短路电流时，随着电流的变化，使得2M段母线产生感应电势，即可能致使人受伤的母线电磁感应电压。而根据1M段母线流过不同的电流，2M段母线产生的电磁感应电压可分为两类：（1）长期工作电磁感应电压，是由运行中的母线通过正常工作电流产生的，作用是长时间连续的。（2）瞬时电磁感应电压，是当工作母线发生三相或单相接地短路故障造成的，作用是瞬时的[1]。
2 220 kV母线电磁感应电压及接地开关安装数量、间距计算
2.1 220 kV母线电磁感应电压的计算
因2M段母线A2相距离1M段母线最近，当1M母线流过三相负荷电流或C1相发生短路电流时，在2M段母线A2相母线上产生的电磁感应电压最大。设定如下。
（1）1M母线的三相负荷电流为I，A；（2）1M母线中的C1相的单相接地短路电流为，A；（3）1M母线流过三相负荷电流时，A2相母线的电磁感应电压为，V/m；（4）1M母线C1相发生单相接地短路时，A2相的感应电压，V/m；（5）2M母线中A2相对1M母线中A2相单位长度的平均互感抗，Ω/m；2M母线中A2相对1M母线中B1相单位长度的平均互感抗，Ω/m；2M母线中A2相对1M母线中C1相单位长度的平均互感抗，Ω/m；（6）220 kV母线长度为l，m；（7）2M母线中A2相相对于1M母线上A1、B1、C1相间距L1，m；（8）短路电流持续时间t，按0.2 s考虑。
根据参考文献《电力工程电气设计手册（电气一次部分）》， 220 kV 2M段母线有两种不电流产生的两种不同的感应电压计算如下。
当2M母线停电检修，负荷电流流过1M母线时，则2M母线中A2相相对于1M母线上A1、B1、C1相单位长度平均互感抗及2M母线中A2相的感应电压为：
4 结语
采用双母线接线形式的变电站，尤其是供电负荷较重的变电站，为确保供电需求，很难安排双母线都同时停电，对于母线检修或以后的扩建，均会出现一段母线运行，另一段母线检修的情况，而检修状态的母线将产生母线电磁感应电压。
参考文献
[1] 水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册（电气一次部分）[M].中国电力出版社，1989.
220kV隔离开关论文 篇4
1 220 k V出线断路器及隔离开关检修的重要性
220 k V作为一种高压输电线路, 其在我国当前社会发展过程中有着重要的作用, 尤其是在我国工业领域当中。断路器是指能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件下的电流的开关装置。断路器可用来分配电能, 不频繁地启动异步电动机, 对电源线路及电动机等实行保护, 当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路, 从而保障电路安全, 满足电路供电的连续性需求。而隔离开关作为一种高压电器, 与断路器一样, 起着保障人们安全和电路安全的作用。随着人们生活水平的提高, 各种生活电器、工业电器的使用越来越多, 各种电器的使用就会增加原有输电线路的输电负荷, 造成输电线路超负荷运载, 从而引发电力安全事故, 从而引发难以计量的人员伤亡及财产损失。断路器及隔离开关作为一种电器, 当输电线路出现超负荷运载时, 会自动断开电路, 保障电路输电安全而这种电器受时间、人为、非人为等因素的影响, 会使得其性能出现偏差, 从而在出现超负荷运载的时候不能起到保护电路的作用, 从而就不能确保人们的生命安全[1]。为此, 对出现断路器及隔离开关进行检修显得格外重要。
2 220k V出线断路器及隔离开关检修
随着我国工业的发展, 工业规模不断扩大, 高压输电线路的应用也越来越普及, 各种电器的使用也越来越多, 有效的保障了我国现代工业的正常运行。在220 k V电路当中, 断路器以隔离开关是两种常用的电器, 两者的功能大致相同, 都对线路安全起到调节和保护作用。断路器与隔离开关的检修工作关系到两者所在线路的供电安全, 对保障输电线路安全, 维护人们的生命财产安全有着积极的作用。
2.1 线路的检修
线路的检修首先要根据输电线路中的设备、运行状态等来进行。线路供电系统的一部分, 线路安全关系到人们的生命安全及输电线路的效率。当工作人员在进行检修工作时, 操作隔离开关时, 首先应先检查相应回路的断路器确实在断开位置, 确保检修人员自身的安全, 以防止带负荷拉、合隔离开关。然后根据相应的断路器设计标准, 计算出线路通行的电流电压负荷, 对出线断路器进行详细的检查。线路停、送电时, 必须按顺序拉、合隔离开关。停电操作时, 必须先拉断路器, 后拉线路侧隔离开关, 再拉母线侧隔离开关。送电操作顺序与停电顺序相反。这是因为发生误操作时, 按上述顺序可缩小事故范围, 避免人为使事故扩大到母线。
2.2 电器操作过程中的检修
在断路器及隔离开关检修过程中, 为了保障出线断路器及隔离开关的防护功能, 便于检修人员的检修工作, 会在断路器手柄及隔离开关柄上进行绝缘措施, 如发现绝缘子严重破损、隔离开关传动杆严重损坏等严重缺陷时, 检修人员要停止相应的工作, 防止出现安全事故。隔离开关操作时, 应有值班人员在现场逐相检查其分、合闸位置、同期情况、触头接触深度等项目, 确保隔离开关动作正确、位置正确。隔离开关一般应在主控室进行操作[2]。当远控电气操作失灵时, 可在现场就地进行手动或电动操作, 但必须征得站长或技术负责人的许可, 并在有现场监督的情况下才能进行。
2.3 断路器及隔离开关防误检查
在安装断路器及隔离开关的时候, 受多种因素的制约, 会造成隔离开关、接地刀闸和断路器之间安装出现措施的接线, 从而引发误操作的电气、电磁和机构闭锁装置。为此在进行安装倒闸操作时, 一定要按顺序进行。如果闭锁装置失灵或隔离开关和接地刀闸不能正常操作时, 必须严格按闭锁的要求条件检查相应的断路器、刀闸位置状态, 只有核对无误后, 才能解除闭锁进行操作。将隔离开关控制接线与相应断路器闭锁, 可有效地防止带负荷拉、合隔离开关。但是在操作母线侧隔离开关与线路侧隔离开关中, 由于人为原因, 有可能引起操作顺序颠倒, 这是开关、刀闸操作原则所不允许的, 也是电力系统中造成事故的原因之一。为防止隔离开关操作顺序颠倒, 对没采用程序锁防误的厂、站, 将其原有隔离开关控制接线
加以改进, 可防止误操作, 减少不必要的事故发生[3]。
3 结语
我国工业生产规模不断扩大, 高压输电线路的应用也越来越普及, 为我国社会发展对用电的需求提供了保障。高压输电线路由于其自身的特殊性, 其运行的安全性在这个快速发展的社会当中有着重大意义。断路器和隔离开关作为一种电器, 其在我国当前高压输电线路中有着保护电路安全的作用, 然而这种电器的性能问题对我国输电线路的安全有着重大影响, 为了保障输电线路的安全, 就必须对其进行检修, 从而保障其性能, 为我国高压输电线路的安全提供保障。
摘要：随着我国经济的发展, 安全问题已成为我国当前社会发展的一大主要问题。在我国当前社会发展过程中, 电作为人们日常生活必不可少的一部分, 用电安全问题不仅关系到我国社会和经济的发展, 更关系到我国人民的生命财产安全。近年来, 我国工业规模不断扩大, 工业用电为高压电, 在其供电系统中, 断路器起着电能调节的作用, 同时也起着安全报调节作用。该文对220k V出线断路器及隔离开关检修进行了相关的分析。
关键词：220kv,出线断路器,隔离开关,检修
参考文献
[1]陈宙.江门市220k V宝兴输变电工程可行性研究[D].华南理工大学, 2012, 10:101-102.
[2]孙惠亭.220k V环形母差保护的接线及动作分析[J].电力技术, 1989 (9) :18-24.
220kV隔离开关论文 篇5
投运汇报材料
宜兴供电公司基建部
2012年12月
220kV宜兴牵引站输变电工程
建设情况汇报
1、工程概况
1.1、工程概况：
本工程新建220kV线路21.062km，起自220kV岷珠变，一回止于220kV宜兴牵引站，另一回搭接至北塘变。本工程全线采用双回路角钢塔架设，导线采用2*LGJ-630/45钢芯铝绞线，地线采用两根OPGW复合光缆；本工程新建杆塔67基。采用大开挖砼强度设计为C20、灌注桩砼强度设计为C25，保护帽采用C10砼。
1.1.2工程建设工期:
计划开竣工时间：2010年4月——2010年11月
实际开工日期： 2010年4月17日
工程竣工时间： 2011年10月28日
1.1.5参建单位：
建设单位：江苏省电力公司无锡宜兴供电公司
设计单位：江苏省科能电力工程咨询有限公司
施工单位：江苏省电建一公司
监理单位：江苏省宏源电力建设监理有限公司
1.2、工程建设特点：
1.2.1地形地质
1.2.1．1地质条件
根据施工图阶段岩土工程勘测报告，地基岩土条件与初步设计阶段基本相同，简述如下，详见“岩土工程勘测报告”。
1.2.1．2地形地貌
本线路地处江南水网地带，沿途农田灌溉的沟河、鱼塘、池塘较多，沿线位于长江中下游冲积平原，地形总体平坦开阔，局部有起伏，交通便利，地下水埋深一般为0.5-1.0米.地基土主要由粉质粘土、粉土、粘土组成。交通条件一般，大部分采用车辆运输。
1.2.1．3地基岩土
地基土由第四系全新统冲积、湖积成因的粉质粘土、粉土、粉土夹粉质粘土及淤
泥质粉质粘土等组成，局部分布人工堆积成因的素填土。
1.2.1．4地下水及场地水、土的腐蚀性。
地下水类型主要为上层滞水，水位主要受大气降水、地表水体及农田灌溉的影响，呈季节性变化。勘测期间测得的地下水初见水位埋深一般为0.50～1.20m，根据工程地质调查，沿线地下水常年稳定水位平均埋深一般为1.00～2.50m，变化幅度一般为0.50～1.50m。场地水、土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性，场地水对钢结构一般具有弱腐蚀性，地下水位以上的场地土对钢结构一般具有强腐蚀性。
1.2.1．5地震烈度
震基本烈度为VII度
1.2.1．6沿线位于宜兴地区，地形总体平坦开阔。交通条件一般，大部分采用车辆运输。沿线无较大跨越。沿线地貌主要为冲积平原.地基土主要由粉质粘土、粉土、粘土组成。
1.2.2气象条件：
一般线路最大风速为30米/秒，最大覆冰5毫米。
1.2.3本工程线路路径
本段起自220kV岷珠变，一回止于220kV宜兴牵引站，另一回搭接至北塘变。
1.2.4本工程交通运输条件一般。
1.3开、竣工及验收情况
1.3.1本工程基础施工于2010年4月17日基础开工，至2011年9月22日基础浇筑结束。基础分部工程完成。
本工程铁塔组立施工于2010年8月16日开始施工至2011年10月17日全部完成，铁塔分部工程完成。
本工程施工于2010年10月5日开始施工至2011年10月24日全部完成，架线分部工程完成。
本工程于2010年10月21日开始至2011年10月26日通过省检修公司无锡分公司的竣工验收。
2.1目标
2.1.1质量目标
工程施工质量满足《输变电工程达标投产考核评定标准》达标投产的要求；保证贯彻和顺利实施工程设计技术原则，满足国家施工验收规范和质量评定规程优良级标准的要求,同时确保实现单元工程合格率100%；分项工程优良率≥98%；分部工程优良率100%；杜绝重大质量事故和质量管理事故的发生。
2.1.2进度目标
以“工程服从质量”为原则，根据需要适时调整施工进度，并采取相应措施将工期控制在（合同）工期内。施工阶段的进度控制，可视施工承包商的施工进度计划来调节，工序之间可交叉进行。总的原则应使施工安排尽量减少青苗损失，尽量避开不良气候多发季节施工，确保满足主要的里程碑计划。
2.1.4安全目标
确保工程建设中文明施工、落实环保方案，并采取积极的安全措施，不发生重伤事故，不发生重大施工 机械设备事故,不发生重大火灾事故,不发生负主要责任的重大交通事故,不发生环境污染事故和重大垮塌事故.3.2.2.2、认真按照安全大检查发现的安全隐患，督促整改，确保施工安全
监理部根据国家电网公司下达的关于认真贯彻落实国家电网基建[2010]377号关于印发“抓基础、控风险、防事故”基建安全主题活动指导意见的通知、省公司电建
【2010】48号《关于加强施工机械现场安全管理的通知》、苏电建[2010]1307号关于转发《国家电网公司基建安全管理规定》的通知、国家电网公司《关于开展输变电工程施工现场安全通病防治工作的通知》等文件精神的要求，对施工现场进行安全排查，对检查发现的问题及时督促施工项目部进行整改和落实，并及时组织进行检查执行情况，提高了安全管理水平；同时组织各施工班组参观学习，更好地进行现场安全措施的落实，杜绝违章操作，消除施工中的安全隐患，从而有效地督促施工项目部安全体系的有效运行，确保各阶段施工的安全，以确保工程安全目标的实现。
3.2.2.3、定期召开安全会议和开展安全活动：
每月组织监理项目部施工项目部项目经理、项目总工、专职安全员召开安全例会，对安全管理工作进行总结，并提出下月的安全工作重点和安全工作计划。
4、建议
220kV线路故障分析与处理 篇6
2008年12月6日甲、乙两座220kV变电站均按正常运行方式运行，各站用电负荷无明显波动，站内设备无问题。14时30分，甲220kV变电站铁轧Ⅰ线2211开关掉闸，母联开关2245掉闸。同一时间，乙220kV变电站铁轧Ⅰ线2214开关掉闸，母联开关2245掉闸。事故发生以后甲、乙两座220kV变电站第一时间报告给调度。经过现场检查，线路及高压设备无损坏。17：50乙站合2214开关、2245开关；17：55甲站合2211开关、2245开关。恢复送电后两变电站运行一切正常。
二、事故分析
1、系统当时的运行方式
（1）甲變电站
曹铁Ⅰ线经2214开关上220kV4#母线，曹铁Ⅱ线经2213开关上220kV5#母线，2245母联在合位，铁轧Ⅰ线经2211开关上220kV5#母线，铁轧Ⅱ线经2212开关上220kV4#母线。
（2）乙变电站
曹轧Ⅰ线经2212开关上220kV4#母线，曹轧Ⅱ线经2211开关上220kV5#母线，2245母联在合位，铁轧Ⅰ线经2214开关上220kV4#母线，铁轧Ⅱ线经2213开关上220kV5#母线。
2、现场调查分析
事故发生后，经多方人员对现场认真勘查发现，在甲站外、铁轧Ⅰ线架空线路下方有一辆吊车正在施工。经联合检查小组询问得知：在吊装过程中，吊臂曾与220kV铁轧Ⅰ线架空线路A相之间产生巨大的放电声响。此外，发现距铁轧Ⅰ线3#杆塔15米处架空线A相有轻微弧光灼闪痕迹。联合检查小组初步认定是由于线路对该吊车放电，导致事故发生。
3、保护动作的原因及正确性
我方对铁轧Ⅰ线两开关（甲站2211、乙站2214）及两站2245母联开关配套的保护、录波装置内的故障动作报告及故障波形做出分析，得出故障电流流向如附表一所示，具体分析内容如下：
（1）从甲站RCS-931AML、CSC103B的动作报告及故障录波装置中综合得出：
保护装置启动的确切时间为2008年12月6日14：30：52：835。以此为0时刻（原点），11ms时刻电流差动保护A相动作元件启动、2211开关A相跳闸，60ms时刻启动A相重合闸，故障切除。
故障差动电流、制动电流二次值分别为4.844A、0.9297A（CT变比2500/1），满足电流差动保护动作方程（Icd>0.75Ir且Icd>Ih（0.4A）），可以实现选相跳闸，电流差动保护动作跳开2211开关A相为正确行为。
608ms时刻，RCS-931AML装置中开入量变位，启动闭重三跳。此动作行为是由于本装置中投入了“非全相故障闭重”控制字而造成，是正常逻辑行为。
89ms时刻，CSC103B单相重合闸启动，590ms时刻，A相重合闸动作，重合延时与保护中整定的单相重合闸时间（0.5s）基本吻合，亦为正确动作行为；但故障并未消失，两套装置中各种保护相继动作（电流差动保护、距离加速、零序加速等），其中RCS-931AML电流差动反应最快，在652ms时刻，保护再次动作跳开2211开关ABC三相。故障相别为A相，故障相电流二次值为2.86A，故障零序电流二次值为2.80A。其中：
1）单相重合于故障线路时，RCS-931AML装置中重合后加速跳闸的保护有距离加速和零序加速。根据该装置的特性：经60ms零序加速跳闸。
由动作报告可知：2211开关于640ms时刻重合出口，698ms零序过流加速段动作，且故障零序电流二次值为2.80A，远大于零序过流加速定值0.15A。故零序加速跳闸符合逻辑。由此得出，2211开关于638ms时刻重合出口，668ms距离加速段动作。且装置中的“三重加速Ⅱ段距离”、“三重加速Ⅲ段距离”控制字均为投入，故距离加速跳闸亦符合逻辑。
2）单相重合于故障线路时，CSC-103B装置中重合后加速跳闸的保护为距离Ⅲ加速。由于装置投入了瞬时加速距离Ⅲ段控制字和加速零序Ⅳ段控制字，根据该装置的特性：重合于接地故障后，加速距离Ⅲ段瞬时动作，加速零序Ⅳ段带100ms延时跳闸。此特性从动作报告中可以的到证实：590ms重合闸出口，682ms瞬时加速距离Ⅲ段动作切除故障，延时100ms的加速零序Ⅳ段未动作而返回。
（2）从轧钢站RCS-931AML、CSC103B的动作报告及故障录波装置中综合得出：
通过分析轧钢站RCS-931AML、CSC103B的动作报告及故障录波文件，发现轧钢站这三个装置的动作内容、动作顺序、动作逻辑关系和铁钢站基本一致，均对故障做出正确反应，符合逻辑。
（3）从铁钢、轧钢站RCS-923C装置的动作报告及故障录波装置中的故障波形综合得出：
1）铁钢站2245开关的保护装置启动的确切时间为2008年12月6日14：30：53：629。零序过流一段、过流一段分别在10ms、11ms后有跳闸信号输出，2245母联开关掉闸。从故障波形可以看出，故障相电流（IA）和零序电流（I0）均在1.5A（二次值）左右，分别超过过流一段、零序过流一段整定值0.52A/0s、0.4A/0s作用于跳闸，就装置而言为正确动作行为。但该装置的定值单有明确的说明：过流Ⅰ段、零序过流Ⅰ段定值为220kV母线充电保护，正常运行时退出。实际却未将过流Ⅰ段、零序过流Ⅰ段保护压板退出，而造成2245开关误动作。
2）轧钢站2245开关保护装置动作情况和铁钢站基本一致，不再赘述。
三、结论
通过分析得出以下结论：
在故障线路上发现了轻微的弧光灼闪痕迹而无划痕及导线断股现象，加上现场目击者对放电声响的描述，可以推断：事故为吊车在吊装过程中机械臂与故障线路之间的距离小于安全距离而导致线路对吊车放电，即线路经弧光电阻接地引起。
针对该故障，铁轧Ⅰ线线路保护装置作出了正确的反应，迅速切除了故障线路，避免事故进一步扩大，各下级站所供电未受影响，系统保持稳定。
针对该故障，母联开关2245保护装置保护误动作。系保护装置充电保护压板未退出造成。
四、整改措施
1、加强对线路的管理，严禁在架空线下进行大物吊装工作，并对线路加强巡检，以防类似事故发生。
2、继电保护专业技术人员须认真核对定值、分析、总结，制定一套严谨的继电保护及自动化装置管理办法，明确装置的运行状态，压板投退、操作流程等；并明确各岗位人员的权责，保证继电保护及自动化装置安全、正常运行。
作者简介
一起220kV开关跳闸事件分析 篇7
关键词：开关跳闸,保护,动作
引言
某年3月18日某发电厂A新建一座220kV升压站启动送电。当日9时30分, 在送电过程中, 当B变电站用AB开关向A电厂升压站220kVⅠ段母线冲击送电时, 由于A电厂220kVⅠ母线故障导致B站AB线路保护动作三相跳闸。与此同时, D站220 kV DC开关保护动作C相单相跳闸, 单重成功。电网局部示意图如下图1。
1 保护及故障录波器动作情况
1.1 B站220kV AB开关保护动作情况
(1) 光纤纵差 (RCS-931) 保护动作报告及装置信号灯显示:
保护启动时间9时30分06秒931毫秒, 保护动作时间27ms, 距离Ⅱ段动作三相跳闸, 故障相别:C相, 故障相电流值51.70A (一次值为12408A) , 故障零序电流值51.43A (一次值为12343.2A) , 故障测距4.5KM。67ms后断路器断开, 故障切除。
(2) 光纤闭锁 (RCS-902) 保护动作报告及装置信号灯显示:
保护启动时间9时30分06秒932毫秒, 保护动作时间23ms, 距离Ⅱ段动作三相跳闸, 故障相别:C相, 故障相电流值51.76A (一次值为12422.4A) , 故障零序电流值51.72A (一次值为12412.8A) , 故障测距4.5KM。66ms后断路器断开, 故障切除。
1.2 D站220kV DC开关保护动作情况
(1) 方向光纤 (RCS-901) 保护报告及装置信号灯显示:
保护装置仅有启动报告, 无动作报告, 启动报告显示启动时间为9时30分06秒922毫秒, 故障76ms后C相跳闸, 901ms重合闸重合成功。波形图显示本侧装置发信 (时长165ms) , 未收到线路对侧发来的允许信号。
装置面板重合闸灯亮。保护通信装置 (FOX-40) 发令灯亮。
(2) 光纤闭锁 (RCS-902) 保护动作报告及装置信号灯显示:
保护启动时间9时30分06秒924毫秒, 保护动作时间32ms, 主保护 (纵联零序方向) 动作, C相跳闸切除故障, 故障相别:C相, 故障后873ms重合闸动作, C相重合成功。故障相电流5.24A, 故障零序电流2.52A, 故障测距77KM。波形图显示本侧装置发信 (时长173ms) , 同时收到线路对侧发来的允许信号 (时长7988ms) 。
保护装置面板C相跳闸和重合闸灯亮, 保护通信装置 (FOX-41A) 发令1和收令1灯亮。
(3) D站220kV线路故障录波器故障报告显示:
录波时间9时30分06秒922毫秒, DC线路C相电流5.2A, C相电压44.2V, 零序电流2.5A, C相跳闸 (63ms) , 重合闸动作 (976ms) 。测距40.1KM。
1.3 C站220kV DC开关保护动作情况
(1) 方向光纤 (RCS-901) 保护报告及装置信号灯显示:
保护装置仅有启动报告, 无动作报告。启动报告中波形图显示收到线路对侧发来的允许信号, 本侧装置未发令。保护通信装置 (FOX-40) 收令灯亮。
(2) 光纤闭锁 (RCS-902) 保护动作报告及装置信号灯显示:
保护装置仅有启动报告, 无动作报告。启动报告中波形图显示收到线路对侧发来的允许信号, 本侧装置未发令。
2 故障原因及保护动作行为分析
2.1 B站AB线路故障跳闸保护动作行为分析
上午9时30分B站在对A电厂升压站220kVⅠ段母线冲击送电时, 由于电厂内部一次设备C相接地故障导致开关保护距离Ⅱ段动作三相跳闸, 故障切除时间为66ms (距离Ⅱ段因送电需要临时将时限改为0.01秒, 停用重合闸) 。启动通过验证, 该保护属正确动作。
2.2 DC线路两侧保护动作行为分析
(1) 通过对B站、D站保护装置故障报告进行分析, B站开关保护AB动作时间与D站DC开关保护动作时间一致, 同时通过查询OPEN3000管理系统中厂站遥信变位信号得出其保护动作时间一致。
(2) 通过对B站、C站、D站故障报告和录波图进行分析得出:
D站DC开关保护装置和B站AB开关保护装置采集到的电压、电流的相位关系基本一致, 故障电流均为流出母线, 故障相别和持续时间一致 (C相接地故障, 持续时间60多ms) ;D站DC开关保护装置和C站DC开关保护装置采集到的电压、电流的相位关系相反, 即C站DC开关故障电流流向母线, 故障相别和持续时间一致 (C相接地故障, 持续时间60ms左右) 。
(3) 此时间段地区电网无其它故障发生。
(4) DC线路两侧方向光纤 (901) 保护和C站侧光纤闭锁 (902) 保护均只启动未动作, 仅D站侧光纤闭锁 (902) 保护中零序纵联方向保护动作 (C相单跳单重) 。
(5) 由D站DC开关902光纤闭锁 (902) 保护的动作报告可看出该侧保护确实接收到外部发来的允许跳闸信号, 同时调取两侧保护通信装置 (FOX-41A) 的开关量动作报告。
D站902保护FOX-41A装置开关量动作报告显示如下:
09:30:06:927收令0→1
09:30:06:933发令0→1
09:30:07:100发令1→0
09:30:14:917收令1→0
C站902保护FOX-41A装置开关量动作报告显示如下: (因FOX-41A未接入GPS对时, 该装置时钟与902装置时钟误差约为1小时23分19秒) 。
08:06:47:672发令0→1 (校正时间:09:30:06:672)
08:06:47:685收令0→1 (校正时间:09:30:06:682)
08:06:47:852收令1→0 (校正时间:09:30:06:852)
08:06:55:661发令1→0 (校正时间:09:30:14:661)
由此可确定, 故障时C站侧DC开关902保护FOX-41A装置向D站DC开关902保护发送过允许纵联保护动作跳闸的信号。
综合以上分析可得出以下判断:
导致D站DC开关保护跳闸故障与B站AB开关跳闸的故障为同一故障。D站DC开关光纤闭锁保护中纵联零序方向为越级动作跳闸。D站DC开关跳闸应为C站DC开关保护故障引起。
3 故障检查及结论
故障发生后, 第一时间组织对C站DC开关光纤闭锁 (902) 保护进行检查:
(1) 在保持902保护原状态下, 对保护进行带负荷向量检查, 结论为向量正确。排除因电流极性接反导致误发信。
(2) 查询记录发现该套保护在2010年5月时, 由高频闭锁式改成光纤闭锁式, 即将902保护通信装置由高频收发讯机改为FOX-41A (2M通信) 装置, 故对LFP-902装置与FOX-41A装置之间配线进行检查。
C站DC开关光纤闭锁保护采用的是LFP-902装置是2002年11月份生产的早期产品, LFP-902装置考虑与不同厂家的高频收发讯机配合使用两对接点输出启动通讯装置, 二对接点分别为“发信”和“停信”接点。现场检查发现FOX-41A装置使用的是“发信”接点。
为了检查LFP-902装置输出的“发信”和“停信”接点在各种故障下的动作行为, 对保护装置进行相关试验验证, 试验结果如下:
发信接点:不论主保护压板投退与否, 不论正方向或反方向故障, 只要电流达到启动值, 均发信接点闭合启动FOX-41A装置发令。
停信接点:
(1) 当主保护投入, 正方向故障时保护能可靠动作, 停信接点闭合启动FOX-41A装置正确发令;
(2) 当主保护退出时, 正方向故障时后备保护能可靠动作, 停信接点不闭合FOX-41A装置可靠不发令;
(3) 主保护投入或退出时, 模拟反方向故障时, 保护不动作, 接点不闭合FOX-41A装置可靠不发令。
通过检查分析, 保护误动原因为:
C站DC开关光纤闭锁 (LFP-902) 装置与FOX-41A装置之间配线存在问题, 原因主要有两点:
(1) 在2010年该保护由高频闭锁式改成光纤闭锁式时, 由于厂家配线人员没有充分理解发信和停信的意思, 将启动FOX-41A发令的线接入到“发信接点”, 导致无论正方向或反方向故障, 动作值达到保护启动值, 不论主保护压板投退与否, 均启动FOX-41A发令。开放对侧主保护, 只要对侧保护达到定值且判为正方向故障时, 对侧主保护动作跳闸。
(2) 保护通道设备更换后, 通道联调试验项目不够全面, 仅进行了正方向区内、区外故障验证。没进行反方向故障时装置不误发允许跳闸信号试验, 导致未能及时发现隐患。
本次D站DC开关跳闸原因为, 当AB线路发生接地故障时 (故障电流很大, 12408A) , DC线路产生2.5A零序电流, D站DC开关902保护收到对侧发出的允许跳闸命令, 且零序电流达到整定值 (1.25A) , 零序纵联方向保护动作跳闸。
4 建议与对策
(1) 针对该起故障本身, 对所辖变电站内所有由高频闭锁式改成光纤闭锁式的保护装置进行排查, 确保不再有类似状况发生。
(2) 随着计算机、电子通讯技术的日新月异发展, 变电站技术改造的力度会越来越大, 对此, 应加强与厂家、施工方等协调, 对关键环节进行把控, 从源头避免事故隐患发生。
(3) 制定规范实用的作业指导书, 避免试验中存在的漏项, 对每个站不同情况区别对待, 避免出现套用现象。
220kV开关故障跳闸事故分析 篇8
事故发生前,220kV系统的运行方式如图1所示。201开关带211、213开关运行于220kV I母线,202开关带212、214开关运行于220kVⅡ母线(经200开关环网运行)。
2011年6月16日,214开关发生A相接地故障,其两侧线路保护及220kV母差保护动作,跳开220kVⅡ母线上所有开关(212、214、202、200)。发生故障时,该地区为雷雨、大风天气,气温为20℃。
2 故障检查
2.1 事故现象分析
母线RCS-915AB和BP-2B两套母差保护分别于5ms和8.3ms后动作,约42ms后跳开Ⅱ母线上全部开关,切除故障。214开关保护RCS-931BM及PSL-602G分别于16ms和20ms后动作跳开A相,故障录波器测距为0.001km,短路点故障电流为42.6kA。
因母差保护及线路保护均动作,所以故障点为母差保护及线路保护的重叠区域。通过检查现场一次设备及分析保护信息,初步判断为214开关A相罐体内部接地故障。
2.2 进一步检查
为更好地了解事故原因,对214开关做了进一步检查。
(1)214开关三相均在分位,A相灭弧室罐体北侧法兰螺栓及开关气动机构管路有放电痕迹,两侧套管内壁均有腐蚀现象。A、B、C三相开关SF6的压力分别为0.53、0.55、0.54MPa,均在正常范围内。214开关气动机构的空气压力为0。
(2)解体检查A相故障开关发现,绝缘拉杆表面被电弧烧黑,绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起,连板根部有明显电弧灼烧痕迹,与支撑绝缘子连接的地法兰处有明显放电点。绝缘拉杆表面(漆层)中部多处烧蚀,与支撑绝缘子连接的动触头支架内开孔处有放电点。
(3)对214开关非故障相(B、C相)进行解体检查,两相开关动静触头无明显异常,支撑绝缘子内壁上部有粉尘,绝缘拉杆无异常,但动触头拐臂侧对应的罐体底部有金属屑,且在B相灭弧室内发现一小块纸屑。对B、C相绝缘拉杆进行耐压及局放试验,未发现异常。
2.3 检查结果
故障发生4小时后,对214开关进行了SF6气体分解物检测及微量水试验,结果见表1、表2。
3 事故原因分析
3.1 放电原因
根据开关解体检查,绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起,说明该处电场畸变;由非故障相开关内存在异物,推断本相开关内部同样存在杂质并在绝缘拉杆表面积累,导致绝缘拉杆表面绝缘性能降低。因此,本次故障的放电起始点为连扳轴销挡圈,电弧沿绝缘拉杆表面对支撑绝缘子的地法兰贯通放电。电弧使绝缘拉杆表面漆层烧蚀、脱落。
当开关内部发生放电故障时,短路电流通过罐体端盖(机构侧)、外壳、气动机构管路及接地扁铁流向接地网,在罐体端盖螺栓连接处放电,同时使气动机构管路对其支撑角铁放电而破损,机构内气体泄漏,压力降为零。
3.2 故障后微量水增加及瓷套内壁腐蚀原因
目前,现场SF6气体湿度测定方法主要为露点法和阻容法。采用露点法时,测量中的褐色、黑色等粉末会吸附在露镜表面,与水分吸附在露镜表面类似,严重影响测量精度。采用阻容法时,气体中的某些高分子气体,在多孔氧化铝探头上可能会产生与水分类似的反应,影响测量精度,若SF6气体内粉末较多,还会使阻容法测试仪内多孔氧化铝探头受到污染,甚至损坏。因此SF6开关发生故障后的微量水测量结果受试验仪器影响往往不准确。
从表2可以看出,A相开关比B、C相开关的水含量高很多。水含量增大的原因是环氧树脂等有机绝缘材料在高温电弧作用下碳化并生成水,同时开关内部发生放电时产生的高温使罐体温度上升,导致紧贴罐体的吸附剂中的水分释放。瓷套釉面腐蚀是故障产生的低氟化物与水结合生成腐蚀性极强的氢氟酸所致。
4 故障处理
查找到事故原因后,立即对故障开关进行更换。更换后,开关交接试验结果正常,系统恢复原运行方式。
5 注意事项
为防止类似事故发生,应注意以下几点:
(1)制造厂应严格控制加工、装配工艺,同时在厂内及现场安装时要加强罐体内部洁净度控制,以免开关内的微粒杂质造成绝缘破坏。
(2)加强罐式断路器及GIS设备的带电局放检测及SF6气体成分分析,以及时发现可能存在的内部异常放电。
(3)加强设备缺陷分析总结工作,对故障、缺陷较多的设备要经常抽检,对发现的批次质量问题要及时治理,以避免重大设备事故的发生。
(4)发生故障后应认真检查瓷套内壁蚀伤情况,以防受损瓷套被重新用于设备中。
摘要：介绍一起220kV开关跳闸事故,并分析事故原因。
关键词：开关,故障录波,解体
参考文献
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220kV隔离开关论文 篇9
1 过热缺陷的诊断
1.1 过热缺陷简介
2012年1月8日,运行人员在某220 kV变电站定期红外检测时发现某间隔220 k V隔离开关A相过热,最高温度156℃。1月9日,电气试验人员对该隔离开关过热部位进行精确测量,证实A相过热,最高温度达160℃,最热点在动静触头结合处,初步判断为隔离开关动静触头接触不良。
1.2 过热缺陷诊断
1月9日,在开关分闸、母线带电的情况下,对该220 k V间隔A相隔离开关过热缺陷进行初步处理。现场检查发现A,B两相隔离开关拉杆顶部与隔离开关转瓶处半月形连接板在合闸状态相碰,导致A,C两相隔离开关合闸不到位,触头夹紧力不够。现场处理后,对该隔离开关进行复测,发现A相隔离开关触头部位温度较未处理前明显降低,但是A相隔离开关X形连接处轴销温升迅速,最热点温度达111℃,测试图谱如图1所示。
由图1可知该隔离开关过热缺陷并未彻底消除,出现了新的过热点。于是调取之前拍摄的红外测温图谱分析新过热点的成因,1月8日A,B,C三相隔离开关各导电杆的测温结果如表1所示。
分析表1可知,B,C两相隔离开关导电杆间的温差不大,说明电流基本平衡。A相隔离开关导电杆1温度高于B,C两相隔离开关导电杆1温度,A相隔离开关导电杆2温度变化情况与导电杆1正好相反,说明A相隔离开关导电杆1电流比正常电流高,导电杆2电流比正常电流低,即导电杆2所在回路的电阻比导电杆1所在回路的电阻大。
进一步分析A相隔离开关刀口温度的变化情况如表2所示,图2、图3分别为1月8日和1月9日A相隔离开关红外测温图谱。
根据表2可诊断出A相隔离开关X形连接处轴销过热的原因是:未处理前,隔离开关动静触头接触不良使大部分负荷分流至某一侧导电杆,导致某一侧导电杆温度偏高;初步处理后,经过隔离开关拉杆多次分合调整,动静触头间的接触有所改善,在隔离开关X形连接处经轴销形成了较大分流,造成轴销部位开始过热。初步处理前后隔离开关的电路模型如图4所示。图4(a)中I1,I2,IS分别为处理前导电杆1,2以及轴销电流;R1,R2,RS分别为处理前导电杆1,2以及轴销电阻;I负荷为负荷电流。图4(b)中I1',I2',IS'分别为处理后导电杆1,2以及轴销电流;R2'分别为处理后导电杆2电阻。结合上述分析结果可知:R2>R2',I2
1月10日,在开关分闸、母线停电的条件下,对该220 kV间隔A相隔离开关过热缺陷进行处理。现场检查发现隔离开关2个动触头中的一个烧损严重,另外一个轻微烧损;发现与动触头接触的静触头接触面有烧损痕迹。现场测量过热触头所在导电杆至底座整体回路电阻115μΩ,另一导电杆至底座整体回路电阻109μΩ,导电杆正常。由此判定隔离开关过热的原因为:动触头烧损导致动静触头接触不良而引起发热,同时也进一步验证了红外测温图谱的分析结论是正确的。
2 过热缺陷处理
该隔离开关动触头为四面对称结构,现场将2个动触头翻转后使用未烧损的接触面与静触头接触,并将静触头翻转90°,使用未烧损的接触面与动触头接触。同时使用酒精对动静触头接触面的氧化层进行擦拭,清理干净后涂上导电膏。处理完毕后,合闸测量该隔离开关的回路电阻值为75μΩ。低于出厂值90μΩ,说明缺陷处理成功。
3 注意事项
(1)正确使用红外测温设备。测量前正确设置辐射率,并注意外界环境以及焦距与距离的影响;对同组三相设备、同类设备均进行测量,便于分析比较;测量后注意对各类影响因素进行数据修正[4]。
(2)注意隔离开关的检修管理。对老旧隔离开关或运行状况不良的隔离开关要加强监视,利用停电检修的机会,检查隔离开关的动静触头接触是否良好,发现问题及时处理,并加强备品备件管理,备足备齐各类部件[4]。
4 结束语
对220 kV隔离开关红外过热缺陷的检测和诊断表明,红外测温技术是及时发现、处理设备过热缺陷的有效手段。利用红外测温技术,对隔离开关等设备进行例行检测,可尽早发现设备局部发热现象,对缺陷及时进行分析和处理,避免故障扩大造成事故。
参考文献
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220kV隔离开关论文 篇10
关键词：隔离开关,操动机构,缺陷分析
0引言
2014年12月26日,变电站运维人员在对220k V某变电站220k V××线213-1隔离开关进行操作时, 隔离开关无法进行正常分合闸操作,检查发现该隔离开关电动机构箱内出现传动齿轮打齿损坏及辅助开关拨叉断裂现象,运维人员停止操作并上报设备缺陷。2015年3月20日,根据缺陷消除计划,检修人员对该刀闸进行大修处理。本文分析了该缺陷的处理过程,并根据现场运行经验和实地勘察对故障原因进行综合分析,提出一系列防范措施,为类似缺陷的处理提供了借鉴和参考。
1缺陷处理过程
该220k V变电站220k V隔离开关为西门子(杭州)高压开关有限公司生产的PR20-M31型220k V垂直断口剪刀式(无地刀)隔离开关,其刀闸电动操动机构为MA7684型电动箱,于2005年12月投运, 该型隔离开关电动机构箱内部结构如图1所示。
2015年3月20日,根据缺陷消除计划,检修人员对该刀闸进行大修处理。检修人员对213-1刀闸操动机构现场检查后发现,电动机构箱内驱动齿轮轴出现严重磨损、中间从动齿轮可见明显断齿,辅助开关拨叉断裂,如图2所示。此外,213-1刀闸B相旋转绝缘子下端的传动箱(齿轮箱)与主刀操动机构垂直连杆抱夹连接处的齿形子母弹簧销,出现严重形变, 如图3所示。
根据国家标准[1]和西门子公司技术手册[2,3,4]中关于大修工艺及质量标准的作业指导,当刀闸操动机构箱传动齿轮和蜗杆有严重磨损,导致输出功率不能满足隔离开关正常操作需要,需要更换相应齿轮或电动操动机构箱,一般情况下建议以整体部件更换为主。
检修人员与厂家专业技术人员进行实地分析研究后,认为缺陷故障原因为垂直连杆抱夹连接处的齿形子母弹簧销变形扭曲,导致主刀电动机构箱内部齿轮片打齿损坏及辅助开关拨叉断裂,采取了以下几项处理措施,消除缺陷。
1)对该隔离开关(刀闸)电动操动机构箱进行了整体部件更换。
2)将213-1刀闸B相旋转绝缘子下端的传动箱(齿轮箱)与主刀电动操动机构垂直连杆抱夹连接处的齿形子母弹簧销更换为硬度比较好的不锈钢材质实心销,两种销的对比如图4所示。
3)对隔离开关(刀闸)传动杆进行了位置调整, 处理了转动轴在操作过程中的卡阻问题,成功消除了213-1刀闸操动机构缺陷。
2缺陷原因分析
2.1正常合闸过程
电动操动机构正常合闸过程如图5所示,首先电机起动,齿轮轴带动辅助开关驱动齿轮和中间齿轮转动。同时辅助开关驱动齿轮,驱动辅助开关拔叉,从而辅助开关动作,相应的信号输出。由于辅助开关驱动齿轮、中间齿轮与传动轴之间没有键连接,而此时齿轮轴与操作齿轮未进入离合状态,因此传动轴不工作。
中间齿轮转过58°后,中间齿轮的挡块与操作齿轮的挡块接触,带动操作齿轮动作,操作齿轮通过键带动传动轴,垂直连杆动作,合闸起动。此时辅助开关驱动齿轮不驱动辅助开关拔叉。中间齿轮与操作齿轮共同作用,带动传动轴及垂直连杆转过200°。 此时,操作齿轮与齿轮轴分开。中间齿轮也与齿轮轴分开,限位块到位。中间齿轮在弹性块的作用下,发生打滑,此时,辅助开关驱动齿轮又开始带动辅助开关拔叉,辅助开关动作,发出相应信号并切断电源。
分闸过程与合闸相同,但方向相反。
2.2缺陷原因分析
在正常的连续操作中,挡环保证了拨叉的运行轨迹。如果操作因故暂停时,在无外力作用的情况下由于辅助开关触片及转轴本身阻力的存在,使得拨叉能保持在正常位置,不会造成意外。但是如有触碰等其他外力因素,将导致辅助开关的拨叉偏离正常位置, 而机构需反向操作时,辅助开关的拨叉与拨动爪的运动轨迹不重合,在驱动齿轮的作用下使得拨动爪与拨叉挤压,导致拨叉断裂,严重的甚至造成拨动爪断裂。
垂直连杆抱夹连接处的齿形子母弹簧销变形扭曲,导致主刀电动箱内部齿轮片大齿损坏及辅助开关拨叉断裂,这是可能的外力因素。
2.3综合原因分析
西门子PR型隔离开关的传动方式为三相硬连杆连接轴旋转传动,由于产品设计原因设备本身自重较大且无合闸助力,造成连杆旋转时扭力较大。合闸转动时三相设备的扭力都集中在B相旋转绝缘子下端的传动箱(齿轮箱)与主刀操动机构垂直连杆抱夹连接处的齿形子母弹簧销处。
隔离开关经过长时间的反复操作后造成齿形子母弹簧销受剪切力变形扭曲。造成主刀操作电动机构箱与隔离开关本体操作时旋转角度不同步,导致主刀电动机构箱内部齿轮组片间隙过大,从而造成传动齿轮打齿损坏及辅助开关拨叉断裂的情况。
操动机构箱内部传动齿轮打齿损坏,导致操动机构输出功率不能满足隔离开关正常分合闸操作需要。 拨叉断裂使得辅助开关失去刀闸分合闸位置指示功能,二次保护无法进行刀闸正确位置辨识。
3防范措施
高压隔离开关是电网的重要组成部分,也是关系电网安全稳定运行的关键设备之一。采取针对性的措施对隔离开关的故障缺陷[5,6]进行分析和处理,对避免电网及设备的故障和保障人身安全是非常必要的。
1)建议对公司所辖变电站中西门子公司生产的PR型隔离开关进行一次摸底排查,记录备案成缺陷台账,结合设备试验周期提报停电计划进行检查整改,及时消除缺陷,确保设备安全和可靠运行。
2)操作维护手册上要求只在完全分/合位置操作开关,不要在中间位置改变电机运动方向。应尽量保持操作的连续性,即使发生不连续的操作时,也要避免对辅助开关的触碰,让其保持在自由状态,这样就可以保证操作的顺利进行和设备的安全。
3)西门子(杭州)高压开关有限公司PR型隔离开关经常发生主刀电动操动机构箱内部传动齿轮打齿损坏和辅助开关拨叉断裂现象,给运行设备造成隔离开关无法操作、位置信号和电气闭锁全无等缺陷。此缺陷是由于西门子(杭州)高压开关有限公司隔离开关机械设计部件强度不够造成的。西门子(杭州)高压开关有限公司已于2005年7月以后陆续对PR系列隔离开关机械强度不够的齿形子母销在出厂前进行更换,换成强度高的实心不锈钢销。
220kV隔离开关论文 篇11
1 在运行中存在的问题及危害
1.1 软裸铜线性能的安全隐患
220kV电动剪刀式隔离开关导电部分有3个可动部分, 其中有2个可动部分由多股软裸铜线连接而成, 电流大部分要经过该软裸铜线, 每次操作隔离开关时, 该导线均在活动状态, 这样活动部分有时会出现接触不良现象, 软导线可能会出现断股、炸股、氧化等现象, 使软裸铜线性能下降, 造成剪刀式隔离开关运行的可靠性降低。
1.2 销子松动的安全隐患
220kV电动剪刀式隔离开关导电部分包括动触头都是通过销子互相连接的, 如果出现销子松动脱落现象时, 不仅影响导电性能, 而且影响正常拉合闸。特别是动触头轴销子松动后, 弹簧拐臂变位, 使其接触压力降低, 接触电阻增大, 使接触部分过热, 引起弧光放电短路事故。
1.3 闭锁性能的安全隐患
隔离开关合闸后, 如果小臂轴未过死点, 机构不能闭锁, 可能发生带负荷自动断开隔离开关的事故。
1.4 电机故障的安全隐患
在运行中, 隔离开关电机控制回路如有短路故障, 在电机电源没有断开的情况下, 可能造成隔离开关自动合上或自动断开的现象, 以致引起严重的后果。
1.5 放电现象的安全隐患
隔离开关合上后, 如果接触压力不够时 (小于300N) , 将发生隔离开关过热而引起放电现象。 (1) 笔者在一次对GW6-220GDW电动剪刀式隔离开关运行中用望远镜观察, 动静触头接触没有看到异常现象, 主要是因为动触头较长, 尽管看上去接触了, 但实际压紧力不够。 (2) 在验收检查传动隔离开关时, 发现传动部分发紧, 在合闸时, 与操作机构箱连接的传动主轴严重扭曲 (主轴是4分钢管) ;另外还发现小拐臂轴扇型板由于传动部分卡涩, 而严重变形, 虽然该板只有15cm, 但是它的微小变形, 会致使隔离开关动触头合不到位, 虽然就一小点偏差, 但很有可能造成大事故。 (3) 通过现场观察分析, 220kV电动剪刀式隔离开关在运行中存在放电隐患, 究其原因, 有制造质量精确度方面的因素, 也有在操作隔离开关时没有确实合到位, 致使动触头对静触头的压力不够而造成。
2 预防措施
(1) 提高设备的检修工艺及检修质量, 确保转动部分无卡滞和脱销现象;检修后各转动轴承轴销处应涂上润滑油, 运行人员验收隔离开关时, 都要认真仔细的检查, 要把好验收关。
(2) 在设备上增设分、合指示标记, 在横拉杆下或上有静止参照物。如图1所示为GW6-220GDW隔离开关, 横拉杆下面是静止不动的脱架槽钢。当隔离开关在调试或检修后, 保证确认在合好位置时, 在横拉杆上固定一指示标头, 与横拉杆同步移动, 在静止的槽钢上根据调试或检修后, 通过几次拉合来确定。
(3) 如图2所示为GW33-252DW隔离开关, 因为没有横拉杆, 所以把“分”“合”闸指示, 设置在传动主轴和托轴管 (也称抱夹装配) 之间。传动主轴是受电动机控制, 带动横拉杆运动。托轴管支撑主轴管, 是静止不动的。以上设置的“分”“合”指示, 更能明显地判断隔离开关是否确已合好或断开。当指示不在标示位置时, 说明隔离开关没有分、合到位, 应重新分闸或合闸, 直至操作到位。
(4) 在进行倒闸操作时应综合判断隔离开关合闸、分闸位置: (1) 合闸后应仔细检查动静触头接触应良好, 机械指示应在合闸位置, 有横拉杆的隔离开关, 还应注意观察小臂轴卡到死点, 检查各部分销子无脱落, 检查机构各连扳无变形。 (2) 分闸后应检查机械指示应在分闸位置, 整体动触头托架下降高度正确到位。 (3) 分、合闸操作时要认真观察, 传动部分必须匀速运动, 如果发现卡滞现象, 必须汇报站长, 及时处理, 一定要把好操作质量检查关。
(5) 由于判断电动剪刀式隔离开关的分闸与合闸位置需要综合观察, 所以应把检查隔离开关位置项目, 填写在操作票内, 以便提醒操作人员认真检查操作质量。
(6) 巡视检查剪刀式隔离开关时, 要认真观察隔离开关的轴销是否脱落, 动静触头有无灼伤现象。要认真检查隔离开关的软连接部分的铜导线是否完整, 有无断股、炸股现象;应定期或者在高峰负荷时用红外线测温仪测量隔离开关接触部分、轴销和软裸铜线的温度, 确定是否有过热现象, 如过热应及时汇报处理。
(7) 每台电动剪刀式隔离开关的电机操作控制电源, 正常时必须在断开位置, 操作隔离开关前合上, 操作后立即断开。电动剪刀式隔离开关电机的电源箱门应关闭严密, 防止发生带负荷自动断开或合上隔离开关事故的发生。
3 结束语
为了确保220KV电动剪刀式隔离开关在运行中安全可靠运行, 还要加强培训工作, 要求每个运行人员都清楚这种隔离开关在运行中存在的问题, 要从思想上高度重视, 在工作中严格把关, 防止在运行中发生事故。
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