分闸操作（通用7篇）
分闸操作 篇1
1 ATPDraw简介
ATPDraw是建立计算模型用的人机对话图形接口, 是基于Windows操作系统的ATP-EMTP程序的图形预处理程序。ATPDraw准备了电力系统各种元件的图符, 点击这些图符, 就可以打开相应的图框, 输入有关参数。用户只需要使用鼠标从菜单中选择预先建立的电路元件模型就可以来搭建仿真计算电路, 连接这些图符, 可构成所需要的电路。
2 分闸过电压的仿真及其分析
以一条长200km的500k V的架空输电线路为例, 借助通用的电磁暂态程序EMTP在计算机上运算获得, 利用JMarti线路进行开关操作。
2.1 电弧不重燃仿真模型的搭建 (图1)
2.1.1 参数设置 (图2)
2.1.2 仿真结果 (图3)
假定在最不利的情况下分闸, 即分闸时电压达到峰值, 设定好开关断开时间。设定仿真参数, 步长为1.0E-5s, 计算终止时间为0.1s。
2.2 触头间发生电弧重燃仿真模型搭建 (图4)
仿真结果: (图5)
模拟触头发生电弧重燃, 触头在0.03s断开, 在0.04s室电弧重燃, 观察A相电压波形。
2.3 结果分析
结果表明, 在分闸过程中电弧不重燃, 这里电压基数为电源电压的幅值约为408k V, 在分闸操作时过电压的幅值会变大, 最大幅值为电源电压幅值的1.2倍左右。如果发生电弧重燃的情况, 过电压的幅值在触头重燃的瞬间将会极速的上升, 最大幅值为电源电压幅值的2.86倍, 可知电弧重燃将会对电力线路造成大的损害。
参考文献
[1]吴文辉, 曹祥麟.电力系统电磁暂态计算与EMTP应用[M].北京:中国水利水电出版社, 2012.
超B类接地开关分闸异常分析 篇2
随着电网的快速发展, 同塔双回平行架空输电线路在我国被大范围地使用。在两条同塔双回平行架空输电线路中, 其中一回线路停电检修时, 由于与相邻带电线路间会有电磁感应和静电感应, 因此会产生较大的感应电压和感应电流[1]。对于这种情况, 按标准将线路分为A类与B类。A类, 线路较短且耦合强度较弱, 数值较小, 普通接地开关就能满足使用要求。B类, 线路较长且耦合强度较强, 数值较大, 需要有较强灭弧能力的接地开关。按照标准中B类规定数值设计的接地开关产品称为B类接地开关;根据工程实际需要, 参数值大于B类规定数值设计的接地开关产品称为超B类接地开关[2]。
某年, 某500kV变电站进行500kV线路复役操作时, 发现5051617线路接地开关在分闸后, 静触头灭弧罩导向环着火, 约半小时后熄灭。现场检查仅有5051617线路接地开关的静触头灭弧罩导向环有较明显的烧伤情况, 其余部件均未发现, 烧伤部件并不影响隔离开关的正常运行。该接地开关型号为BR5-1M63的西门子B2型 (超B类) 接地开关, 在35kV下最大承受1 250A感性电流, 在65kV下最大承受50A容性电流。
1 超B类接地开关
1.1 工作原理及操作过程
对于超B类接地开关, 仅靠空气介质来拉长电弧是不够的, 必须在原普通接地开关的基础上, 在主回路上并联一个辅助回路来单独承担灭弧功能, 同时还要保证辅助回路与主回路间可靠绝缘。为了适应这种情况, 很多生产厂家采用接地开关增加相应产品附件的方法, 其中以附加并联灭弧室最为常见。灭弧室根据开合感应电压参数的大小可选用SF6气体或真空的形式[3]。采用附加辅助灭弧室形式的接地开关在开合感应电流过程中, 性能得到了很大提升。其工作原理如图1所示。
合闸时, 辅助动触头上的金属部分首先与辅助静触头可靠接触, 而后灭弧断路器合闸, 最后主动触头与主静触头接触, 主动触头向上运动插入主静触头, 同时带动辅助动触头一起向上运动, 辅助动触头上的金属部分与辅助静触头随即被绝缘套隔离并绝缘, 此时主回路接通, 而辅助回路断开。分闸时, 首先主动触头向下垂直运动, 与此同时带动辅助动触头向下运动, 在主动触头与主静触头未完全脱开时, 辅助动触头上的金属部分已与辅助静触头接触, 辅助回路电气连通, 随后主动触头与主静触头完全脱开, 主回路断开;接地开关杆向下旋转, 在辅助动触头与辅助静触头即将完全断开之前灭弧断路器分闸, 随后辅助动触头与辅助静触头脱开, 辅助回路断开。
1.2 西门子产品结构
西门子B2型接地开关采用先摆动后插入的2段式运动保证了大电流冲击时可靠的机械闭锁, 并且通过附加的辅助触头切合B类感应电流。接地开关主触头系统由动触头和静触头组成, 动触头为一管状镀银铜件, 静触头由6根或8根弹性触指组成。合闸时, 管状动触头沿导向环插入静触头, 并由绝缘定中杆固定中心, 静触头触指受挤压向外张开, 并产生弹力压紧动触头。西门子接地开关动、静触头结构示意图如图2所示。
接地开关附加的辅助触头和真空断路器引导电弧电流, 以保护主触头系统, 可满足切合B2类感应电流。静触头中导向棒内部为金属材质, 外包一层塑料层;触头周围一圈也为塑料层, 起缓冲及导向作用。动辅助触头下部连接一个真空灭弧断路器, 并在灭弧断路器之后接地;整个灭弧系统与接地开关成并联形式。
2 原因分析
2.1 静触头着火原因分析
真空灭弧断路器功能是当接地开关分合时, 辅助触头先合后分开, 感应电流通过辅助触头到达真空灭弧断路器, 真空灭弧断路器对感应电流进行灭弧, 从而保护主触头。当真空灭弧断路器无法正常工作, 始终处于分闸状态时, 接地开关灭弧系统失效, 感应电流导向主触头, 此时动、静触头间将产生较大的电弧。
当接地开关合闸时, 由于运动惯性作用, 动触头将以较快的速度触碰到静触头, 动静触头间拉弧时间较短, 发生导向环烧坏的可能性不高。而当接地开关分闸时, 主动触头缓慢地从主静触头中脱出, 动静触头间拉弧时间较长, 较易引起静触头内的塑料材质发热、起火。本次接地开关静触头着火的原因就是真空灭弧断路器失效。
2.2 真空灭弧断路器失效原因分析
真空灭弧断路器内部操作机构如图3所示。接地开关正常合闸时, 传动轴带动传动齿轮转动, 传动齿轮转动一定角度后, 顶销 (固定在传动凸轮上) 顶住传动齿轮上的凹槽, 带动传动凸轮转动。通过两个凸轮间的相互作用, 带动合闸凸轮转动, 完成弹簧储能和断路器合闸。真空灭弧断路器合闸的同时, 完成了分闸弹簧的储能。接地开关分闸时, 随着传动齿轮的反向转动, 顶销逐步从凹槽内脱出, 为下次合闸操作做好准备。
通过现场的解体检查及反复操作发现, 维持弹簧的老化使顶销已无法可靠顶住传动齿轮上的凹槽, 造成传动齿轮的转动无法带动传动凸轮, 从而导致真空灭弧断路器无法合闸。
3 预防措施
(1) 针对西门子B2型接地开关, 开展专项排查。重点检查如下内容:在接地开关分闸状态下, 真空灭弧断路器分闸指示是否正确;接地开关静触头、导向棒等是否有灼烧痕迹;结合操作, 检查在接地开关合闸状态下, 真空灭弧断路器合闸指示是否正确。
(2) 加强超B类接地开关检修。结合设备停电机会, 检修超B类接地开关主动静触头、辅助触头、灭弧断路器等部件, 重点检查维护真空灭弧断路器密封、传动部件等。
(3) 因接地开关检修而需加挂工作接地线时, 为防止接地线脱落导致感应电触电, 应确保接地线接触牢固, 必要时采取加挂2副接地线的方式。加挂的工作接地线应一次性挂设完成。
4 结束语
本文通过分析一起500kV变电站西门子超B类接地开关分闸异常事故, 提出超B类接地开关运维措施, 对其它变电站同类设备的运维有一定的借鉴意义。
摘要：分析一起500kV变电站西门子超B类接地开关分闸异常故障原因, 并针对西门子超B类接地开关运行中出现的问题提出运维预防措施, 以期对同类设备运维提供借鉴。
关键词：超B类,接地开关,真空断路器,灭弧系统
参考文献
[1]郭贤珊.交流高压接地开关开合感应电流问题的探讨[J].高压电器, 2006 (3) :214-216, 219
[2]程风华, 崔梦莹, 李铁军, 等.同塔双回B类高压交流接地开关辅助回路的设计[J].高压电器, 2012 (9) :47-55
分闸操作 篇3
合闸弹跳是真空断路器短路开断试验失败的主要原因之一。这一点已经逐渐成为真空开关业内的共识。本文尝试用浅显的物理学理论分析合闸弹跳, 为实践经验提供理论解释。分闸弹振对开断失败的影响, 一直没有引起足够的重视, 通过分析, 给出分闸弹振与分闸速度的关系。
二、合闸弹跳
1. 合闸弹跳定义、产生原因及其影响
合闸弹跳是指断路器动触头与静触头碰撞接触后被反作用力推开, 然后再接触又被推开的现象。严重者反复4~5次, 持续2~6ms。从本质上说, 这是一种受迫阻尼振荡。振荡的频率、振幅取决于动触头系统的质量、速度、弹簧的倔强系数及碰撞后阻尼情况。分析说明, 触头材料的硬度越大, 弹跳时间越长;触头材料的硬度相同时, 触头压力越大, 弹跳时间越短。当断路器带电操作时, 两触头之间若存在弹跳, 真空电弧的燃弧时间延长[1]。真空电弧是一种高温等离子体, 弧体温度可达到七、八千度。燃弧时间的增加使触头表面熔化的深度和广度都增加, 合闸时就会造成两触头液面接触, 瞬间冷却后两触头熔焊在一起。这种熔焊, 靠操作机构几千牛顿的分闸力是拉不开的。有时熔焊点很小, 分闸力能拉开, 但常常把触头表面拉变形, 造成开断后恢复电压短路。因此, 熔焊的结果可能使短路开断失败。
2. 如何消除合闸弹跳
合闸时, 动触头系统在操动机构的带动下, 相对于静触头作合闸运动。合闸时触头撞击力F是决定断路器产生弹跳大小的关键因素。设碰撞前后的速度分别为v1、v2, 作用时间为t。则由牛顿力学理论可知:
减小F, 弹跳也减小。由上式, 可又三种方法实现减小触头撞击力F:
a.降低动触头系统的质量m。这可以通过缩短导电杆的长度, 减小导电夹、软连接的尺寸, 选用轻质绝缘子等来实现;
b.减小碰撞前后速度差的绝对值。根据经验, 这不能通过减小合闸速度v1实现:因为当v1太小, 会使合闸功不足, 反而会加剧弹跳的幅度。只能设法减小v2。方法是:在动触头系统上加装压簧, 在断路器合闸时, 使其压缩, 产生一个预压力即触头的初压力, 以抵消动触头回弹力。
c.增大动静触头的碰撞时间t。有两种方法实现:其一是生产开关管时设法保证开关管的动静导电杆的同轴度, 在整机调整时还要把开关管装正, 尽可能使两触头为平面接触, 不要形成线或点接触;其二是在静端使用缓冲元件 (如橡胶垫圈、油缓冲器等) , 以增加撞击接触时间。
三、分闸弹振
1. 开距与分闸速度
开距即开关分闸状态两触头间的距离。目前, 被多数人所接受的观点是:真空开关在小开距时, 开断能力强。随着开距的增加, 极限开断电流减小。其原因是开距增加后, 磁场减弱, 电弧能量损失大, 不利于开断。分闸速度是一种平均速度, 即开距与分闸时间的比值。而分断过程中, 真正起作用的是刚分速度, 即两触头刚刚离开的瞬间的速度。刚分速度要靠超行程提供。当分闸传动连杆运行完超行程所需要的时间后, 达到了一定的速度 (刚分速度) , 动静触头才开始分离。实践经验表明, 在条件允许的情况下, 适当缩小触头开距, 增加超行程, 可以提高刚分速度, 提高开断能力。
2. 分闸速度和分闸弹振
真空开关在分闸过程中, 动触头不可能运动到预定的开距时就完全停止运动。因为此时动触头系统存在着动能 (va是触头分闸处于开距点位置a时的速度) , 此时操动系统与缓冲器作用, 以设定的开距位置为中心进行阻尼震动, 即所说的分闸弹振。分闸弹振的动触头位移—时间曲线如图一所示:
在图一中, 分闸时动触头运动到设定的开距点处, 即a点处动触头系统的势能为零。根据能量守恒定律, 有关系式:
式中v表示分闸弹振过程中任意位置的速度, x是动触头相对开距点的位移, k表示分闸弹簧的倔强系数, WZ是缓冲器转换出去的能量。由图一可见, b点的位移就是分闸弹振的最大振幅, 用A表示。因此在b点, 触头瞬时速度vb=0, 故在b点式 (1) 变为
从式 (2) 可以看出, 因为k, m不变, 分闸弹振最大振幅A随va及Wz的变化而变化。当缓冲器性能稳定时, 可认为Wz不变, 所以va越大, 分闸弹振的最大振幅越大。要想成功地分断电流, 要求在分闸的最初半个周期 (10 ms) 内, 动触头至少应走完总开距的50%~90%, 即分闸时间变化范围不大。为了使问题简化, 可以假定分闸时间不变, 故由图二可知va越大, 其平均分闸速度越大。因此可得出结论, 当其它条件不变时, 平均分闸速度越大, 分闸弹振就越大。
近年来, 由于触头新材料的采用, 真空开关的开距趋小。分闸弹振在小开距情况下, 影响尤其显著, 常导致真空灭弧室由于反弹击穿, 应引起高度重视。5
四、结束语
开关的性能参数是相互影响的, 调整要统筹兼顾。另外, 有些公司对开关的一些关键零部件的生产工艺把握得不好, 如在金属材料的调质处理上, 刚度、韧性不适度, 致使开关动态参数与静态参数严重偏离, 直接影响开断试验的成功率, 影响了开关的使用寿命, 生产厂家对此应给以充分的重视。
摘要：本文主要阐述真空断路器的合闸弹跳与分闸弹振的定义, 并通过试验分析说明了其产生的原因:触头材料硬度越大, 合闸弹跳越大;而触头压力越大, 合闸弹跳越小;较大的合闸弹跳增加了触头熔焊的可能性, 从而导致短路开断失败。总结调试真空开关实践经验, 给出了几种减小合闸弹跳的方法。针对目前真空开关向“小开距”的方向发展, 因此在条件允许的情况下, 适当缩小触头开距, 增加超行程, 可以提高分闸速度, 因此可以提高开断短路电流的能力。通过分析指出:分闸速度过大, 会产生不利于短路开断的负面影响—分闸弹振。因此需要选择合适的触头开距。
分闸操作 篇4
DW15系列万能式断路器在配电网中主要用来分配电能, 保护线路及电源设备的过载、欠电压和短路。也能在交流50 Hz, 380 V电网中用来保护电动机的过载、欠电压和短路。正常条件下, 断路器可作为线路不频繁转换及电动机不频繁启动之用。在实际使用过程中, 会出现不正常的分闸和无法合闸的情况。
2 不正常分闸案例分析
某断路器出现不正常的分闸后, 首先检查各电压表的显示情况, 电压表显示为360 V, 低于额定电压, 但合闸应该没问题, 试合闸一次, 不能合闸, 继续检查欠电压脱扣器机械部分, 发现弹簧拉力已不足, 初步判断为欠电压保护功能不正常, 脱扣器动作造成。因为欠电压保护功能是:在70%额定电压以上, 也就是在266V以上, 保证断路器不分闸;在30%额定电压以下, 也就是在133 V以下, 保证断路器分闸。再用调压器进行通电检测, 当输入380 V电压时, 合闸正常, 当下降到360 V时, 断路器出现分闸, 继续往下调, 断路器还是无法合闸;当上调到360 V以上电压时, 又恢复正常合闸, 从而确认是机械部分弹簧拉力不足。
3 防止措施
(1) 调整欠电压脱扣器弹簧拉力, 恢复欠压保护功能。
(2) 由于欠压保护功能没有多大的实用性, 因此, 还是解除为好。解除后, 当系统停电, 断路器仍在合闸位置, 当系统来电, 不需要人工送电, 很适用于无人值班配电房。检修时, 可以手动合闸和分闸, 具体的做法是将欠电压脱扣器上一根弹簧卸下, 而且这样也不影响断路器其他功能。
分闸操作 篇5
运行中的500kV线路当断路器进行分闸操作,则电力系统的一些元件彼此分离。在一次开断后,工频电流被切断时,一个暂态恢复电压(TRV)将出现在切断设备的触头上,线路上出现分闸过电压,电网的配置确定了电流和电压振荡的幅值、频率和形状。通常具有幅值高、存在高频振荡、强阻尼和持续时间短的特点[1]。其分闸过电压的数值与电力系统的额定电压有关,电力系统的额定电压越高,操作过电压的问题就越突出,如不加以防治,有可能使电气设备绝缘击穿而损坏或造成停电事故,因此有必要引起足够的重视。在超高压、特高压电网中,操作过电压对电气设备的绝缘选择起到决定性作用[2]。
1 分闸过电压的产生机理
用单相集中参数的简化等值电路来进行分析,如图1所示,LT为输电线路电感,CT为线路对地电容,LS为电源等值电感,电源电势为Emcos(ωt)。在QF断开之前线路电压Uc(t)=e(t),设第一次熄弧发生在断路器的工频电容电流ic(t)过零时,若不考虑导线的泄漏,经过半个周期以后,Uc(t)保留为Em,而e(t)变为-Em,这时两触头间的电压,即恢复电压达到最大值2Em。如在t=t2时刻发生电弧重燃,线路电容CT上的电压要从+Em过渡到稳态电压-Em,产生高频振动,线路电容上出现的最大电压Ucmax将达到-3Em,依此类推,若之后触头再度重燃,则会导致更高幅值的振荡,Ucmax将达+5Em、-7Em……。当然,实际上会受到一系列复杂因素的影响。
2 JMarti模型
J.Marti模型是目前应用最广的具有频率相关参数的输电线路分布参数模型。
恒定参数单相无损线路分布参数等值电路如图2所示。该贝瑞隆(Bergeron)模型[3][4]等值电流源的递推公式为
式中,Z为波阻抗,Im(t-τ)、Ik(t-τ)为等值历史电流源,τ=l/v为传播时间。
具有频率相关参数的单相线路,有
式中,是传播系数;l是线路长度。J.Marti模型在频域用有理函数近似Zc(ω)和e-γ(ω)·l,并且用R-C网络来表示Zc的近似有理函数[5],因此暂态计算很稳定。当然,J.Marti模型也存在多相线路转换矩阵没有考虑频率相关特性的缺点。
采用“小损耗模型”处理输电线路分布电阻引起的损耗对波在传播中衰减的影响。即将线路平均分成两段,将全线总电阻R集中分接在三处:两端各串联接入R/4,中间串联接入R/2。只是计及电阻损耗以后的等值波阻抗以及等值电流源Ik(t-τ)和Im(t-τ)的计算公式在式(1)基础上需作一些修正,但避开了计及损耗的波动方程直接求解的困难。
3 暂态仿真实例
对于长200km的500kV架空输电线路,其导线单位长度电阻为0.0324Ω/km,计算外径为40.69mm,导线悬挂高度为23.62m和15.24m,三角形排列,导线线间距离DBC=12.2m,DAB=DAC=10.36m;双避雷线悬挂高度为30m,间距为7.86m,避雷线单位长度电阻为1.6218Ω/km,计算外径为9.804mm;等值接地电阻为100Ω·m。电源
简化分析,不考虑发电机等效电势和等效电抗随时间的变化,断路器的分闸过程理想化,采用理想时控开关。仿真分析考虑四种方案,方案一:线路没有装设电抗器,最严重情况下电弧重燃三次;方案二:线路装设有电抗器,最严重情况下电弧重燃三次;方案三:线路装设有电抗器,电弧不重燃;方案四:线路没有装设电抗器,电弧不重燃。前三种方案断路器三相同期分闸,方案四三相不同期分闸。
采用ATPDraw仿真软件,选择自动计算参数的架空线路模型“LCC”,打开“LCC”参数对话框,在如图3所示的参数对话框中,模型选择对话框中选择J.Marti模型,把500kV空载线路的几何数据和电气数据填入。图4为J.Marti模型的数据窗口。
4 仿真结果分析
设仿真步长为0.0001s,为了更好地观察波形,合理地选择仿真时长和坐标。方案一的仿真结果如图5所示,最严重的A相开关触头在t=0.03s时断开,经过半个周期,也就是触头间电弧在t=0.04s时电弧重燃,电压发生高频振动,最大幅值达1.15MV(约2.82Em),之后如在t=0.05s和t=0.06s又都发生重燃,最大幅值分别达-1.84MV(约-4.51Em)和2.44MV(约5.98Em)。
方案二的仿真结果如图6所示,虽然电弧也重燃,但最严重的A相最大幅值为900kV(约2.2Em),最大幅值比方案一低,之后发生振荡衰减,自振频率接近于电源频率,线路上的电压成为振荡的工频电压。
方案三的仿真结果如图7所示,线路上的电压也成为振荡的工频电压,自振频率接近于电源频率,由于电弧不再重燃,最严重的A相最大幅值只有425kV(约1.04Em)。可见,线路上有电抗器,只要电弧不重燃,几乎没有过电压。
方案四的仿真结果如图8所示,假定在最不利的情况下三相不同期分闸,即开断时电压三相都达到峰值,设定好开关断开的时间,A相:30ms,B相:36.89ms,C相:33.87 ms。当第一相(例如A相)已脱离电力系统时,相邻相(B相和C相)的电压Ui以耦合因素k=Ui/U1耦合到线路侧直流电压Ui,在相邻相与A相之间的耦合因素k取决于相间的耦合电容与对地电容的比值,即C21/U10和C31/U10,图8中A相最大幅值达460kV(约1.13Em,线路已经有了电阻损耗)。当第二相(图中为C相)脱离时,第三相(B相)仍带有系统电压,由此电压耦合到第一、二相的线路侧直流电压。总的耦合因素值取决于铁塔结构和电路设计,通常取值为0.2～0.4。若双回路的两个回路悬挂在同一铁塔上,当相邻回路在运行时,耦合因素可能更高。电容性耦合会使切断设备触头上的暂态恢复电压随耦合因素增大而增加。
4 结论
(1)空载线路分闸过电压是由于断路器分闸时,触头间发生电弧重燃引起的,电弧重燃是随机性的,不一定每次都重燃,只要提高断路器的灭弧性能,避免电弧重燃,就可以把这种过电压降得很低。
(2)超高压和特高压线路上普遍接有并联电抗器,并联电抗器与线路电容构成振荡衰减,使触头间的恢复电压上升速度大大降低,减少了电弧重燃的可能性,也降低了分闸过电压。
(3)分析空载线路分闸过电压时,必须要考虑相间的耦合电容和对地电容。当三相不同期时,要计及未断开相的电容性耦合系数的影响。
(4)本例中没有考虑电源侧的电压突变和电源侧的暂态电压振荡。若考虑电源侧的电压突变和电源侧的暂态电压振荡,分闸过电压幅值可能会较大,考虑各种因素,实际系统中合闸过电压可以高达2.8Em,采用金属氧化锌避雷器是限制分闸过电压的有效措施之一。
参考文献
[1]王一宇,周于邦等译.电力系统暂态[M].北京:中国电力出版社,2003.
[2]鲁铁成.电力系统过电压[M].北京:中国水利水电出版社,2009.
[3]夏道止.电力系统分析(下)[M].北京:中国电力出版社,1995.
[4]施围,郭洁.电力系统过电压计算(第2版)[M].北京:高等教育出版社,2006.
分闸操作 篇6
《继电保护和安全自动装置技术规程》规定220kV及以上电气设备保护采用双重化设置,即保护装置、交流电压输入回路、交流电流输入回路、出口跳闸回路双重化,以提高保护动作的可靠性。目前,保护装置、交流电压输入回路、交流电流输入回路已基本能按照双重化设置的要求进行设计安装,而出口跳闸回路因受断路器操作机构二次控制回路设计的限制还不能完全实现双重化设置,主要是由于断路器操作机构电气控制回路包含有断路器操作压力及本体SF6压力闭锁回路,而这些闭锁回路有些断路器是按照双重化设计,例如北京ABB电气公司的BLG1002A型分相操作断路器,有些则按照单一设计,例如杭州西门子电气公司的3AQ1-EE型分相操作断路器,因此对操作机构电气闭锁回路单一设计的断路器进行双重化改造,是实现完整“保护双重化”的重要措施。
1 3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路的缺点
西门子电气公司生产的3AQ1-EE断路器大量应用于广东电网220 kV电压等级之中,操作机构配置有一组合闸回路、两组分闸回路,合闸回路和第一组分闸回路取用第一组操作电源,第二组分闸回路取用第二组操作电源,而操作机构油压闭锁、氮气闭锁、断路器本体SF6气体压力闭锁继电器取用电源有两种接线方式:第一种接线方式是第一组、第二组操作电源自动切换供电(如图1所示);第二种接线方式是闭锁回路固定取用第一组操作电源供电(如图2所示)。当采用第一种接线方式时任何一组操作电源非回路故障消失时都可保证闭锁回路不掉电,但是当任何一组操作电源因存在短路故障而掉电时,切换回路会将其故障切换至另一组,使两组电源同时掉电,从而使断路器失去分闸电源,这是不允许的,这种做法现已不采用。目前,大多数设计采用第二种接线方式,这种方式虽不存在第一种方式的缺点,但当第一组操作电源掉电后压力闭锁回路失效,第二组分闸回路将失去闭锁功能,导致在一次系统故障时,断路器可能在不允许的分闸速度或灭弧水平下进行分闸,造成断路器爆炸,从而进一步扩大事故。为消除此隐患,广东电网公司制定了《广东电网西门子3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路双重化反措实施方案》,通过对断路器操作机构电气闭锁回路的改造来实现闭锁双重化。
2 3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路双重化反措实施方案的分析
如图3所示,3AQ1-EE断路器操作机构第一组、第二组分闸回路分别经分闸总闭锁继电器K10常开触点13-14和43-44闭锁。K10继电器经油压低闭锁分闸继电器K3常闭触点、本体SF6气压低闭锁分闸继电器K5常闭触点、氮气泄漏闭锁分闸时间继电器K14延时3小时断开瞬时闭合常闭触点起动,K14继电器经氮气泄漏监视继电器K81起动。油压低闭锁分闸继电器K3经机构油压监视压力继电器B2起动,取用1、2触点,压力低于25.3 Mpa时闭合,闭锁分闸;本体SF6压低闭锁分闸继电器K5经本体SF6气压监视压力继电器B4起动,取用21-23触点,低于0.6 Mpa时闭合,闭锁分闸;氮气泄漏监视继电器K81经机构油压监视压力继电器B2和打压油泵动作时间监视继电器K9常开触点起动,B2取用4-6触点,高于35.5 Mpa时闭合,K9取用43-44接点,油泵启动(低于32 Mpa启动)打压3 s后动作,即油泵将油压由32 Mpa打至35.5 Mpa的时间小于3 s,则表示氮气泄漏,经K14延时3 h闭锁分闸。
图3中,k182为新增第二路氮气泄露监视继电器接点,增加k81动作可靠性,以弥补没有两套打压控制系统及B1没有相同的备用压力监视触点的不足;k63为新增第二路三相不一致继电器触点,用于闭锁合闸。
根据以上分析可知,分闸总闭锁主要由三个监视回路组成:第一个是由K3继电器和B2压力继电器触点1-2组成的油压监视回路;第二个是由K5继电器和B4压力继电器触点21-23组成的本体SF6气压监视回路;第三个是由K81继电器、K9继电器、K15继电器、B1压力继电器接点4-6和1-2组成的氮气泄漏监视回路。因此,要实现第一组、第二组分闸闭锁回路电气上的各自独立,就必须增加与以上三个回路功能一样的监视回路以供第二组分闸总闭锁取用。经实践分析得知,B2压力继电器接点备用接点7-8与其触点1-2动作压力相同,B4压力继电器接点备用触点31-33与其触点21-23动作压力相同,B1压力继电器备用接点分别与其接触点4-6和1-2相同动作压力的已没有。因此,通过增加电气继电器可以增加多一组在电气回路上完全独立的第一个、第二个监视回路,而第三个监视回路只能通过共用压力继电器触点来增加多一组提高其可靠性,但电气回路不能实现完全独立。为了取得较好的改造效果,《广东电网西门子3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路双重化反措实施方案》充分考虑了以上问题,具体做法是通过增加K55第二组分闸回路总闭锁继电器、K103第二组控制回路油压低闭锁信号继电器、K82第二组控制回路漏氮闭锁延时继电器、K182第二组控制回路漏氮报警信号继电器、K105第二组控制回路SF6气压低闭锁信号继电器实现油压低、氮气泄漏、本体SF6气压低闭锁第二组分闸,接线原理如图4所示。闭锁回路根据该方案改造后,第一组、第二组分闸回路分别经第一组分闸总闭锁继电器K10常开触点13-14和第二组分闸总闭锁继电器K55常开触点43-44闭锁。
同时,该方案针对该型号断路器只配置一套取用第一组操作电源的三相不一致、分闸同步保护回路的缺点,结合分闸闭锁监控回路双重化反措改造,通过增加K64第二套控制回路三相不一致跳闸时间继电器、K18第二套分闸回路分闸同步继电器实现双重化配置,接线原理如图5所示。
图5中,k61为原与K63并接,共同用作三相强迫动作,现将他们拆分为k63用于第一路三相强迫动作、k61用于第二路三相强迫动作。
此外,该方案针对该型号断路器没有油泵打压超时发信回路及油泵起动次数监视的缺点,增加K67延时15 min动作油泵打压超时时间继电器和H4油泵起动次数计数器,分别实现油泵打压超时发信和油泵启动次数记录,接线原理如图6所示。
3 3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路双重化反措实施方案的特点
(1)油压低、本体SF6气压低闭锁第二组分闸实现了电气上的完全独立性。第二组油压低闭锁分闸继电器取用油压监视压力继电器B2的备用常闭触点7-8(低于25.3 Mpa动作,与常闭接触点1-2动作原理一样);第二组本体SF6气压低闭锁分闸取用SF6气压监视压力继电器B2的备用常闭触点7-8(低于0.6 Mpa动作,与常闭触点31-33动作原理一样)。
(2)氮气泄漏闭锁第二组分闸回路没有实现电气上的完全独立性。如图3、图4所示,因为氮气泄漏压力继电器B1触点4-6和1-2动作原理一样的备用触点,氮气泄漏闭锁第二组分闸继电器取用第一组供电的k81氮气泄露监视继电器触点。由于氮气泄漏在发信后延迟3小时才闭锁断路器操作,运行人员有足够的处理时间,当第一组电源掉电后,其闭锁回路处于开放状态,在氮气泄漏信号发生3小时内第二组分闸仍然可以正常工作,但是氮气泄漏信号必须在3小时以内处理,否则必须申请断路器停电处理。
(3)油泵打压控制回路只有一组,取用第一组操作电源,没有进行双重化。因为打压系统只有一套,双重化存在两路控制系统切换问题,且压力打至正常后,断路器操作机构压力可以保证完成“分闸—合闸—分闸”一个循环,能满足保护需求,因此可以不进行双重化改造。
(4)机构箱电气元件布置变动较大。由于需要在机构箱内增加继电器,需更换两块印刷电路板并叠加安装,以节约箱内空间;原K8LB,K8LC印刷电路板上小继电器更换为3TH型继电器,以便两块印刷电路板叠加;由于原时间继电器采用OM3或7PU型,尺寸较宽,需要改用MOELLLER型,以节约继电器导轨长度,改造后机构箱内元件布置如图7所示。
图7中,(1)k67、k14、k15、k64、k16、k82为MOELLLER型继电器;(2)粗框表示新加继电器;(3)k18、k103、k105、k182、k67、k64、k82、k55、H4为新增加继电器;(4)端子排部分没画出。
4 3AQ1-EE断路器分闸闭锁监控回路双重化反措现场实施注意事项
(1)改造需要断路器转为检修状态时间较长,实践经验所得改造需要2个厂家技术人员、工期4天,每天保证工作8小时。因此做计划时必须充分考虑断路器转为检修状态期间不会被其他工作占用、天气适合室外工作等,保证有足够的工作时间,以免延误送电时间。
(2)实施改造前必须先完成如下几项措施。(1)核对机构箱内接线与设计图纸一致;(2)断开断路器两路操作电源、保护电源、测控电源、信号电源、录波电源;(3)断开上一级储能电源、加热器电源;(4)断开工作断路器间隔的隔离刀闸和接地刀闸的控制电源;(5)机构箱与外部之间的连接线由二次回路维护人员进行拆除,并做好记录。
(3)机构箱内部回路改造完毕且恢复外部接线后,必须按照新投断路器的试验要求试验合格。试验项目主要包括:(1)测试新增加的时间继电器动作时间整定正确;(2)只给上第一组操作电源进行远方分合闸、就地分合闸、保护分相整组传动、断路器防跳及第一组油压、SF6、氮气泄漏闭锁分合闸等功能试验;(3)只给上第二组操作电源进行第二组油压、SF6、氮气泄漏闭锁分闸等功能试验;(4)检查保护、监控、录波有关开关量开入正常;(5)电源寄生检查试验等。
5 结束语
通过分析实践可知,对3AQ1-EE断路器操作机构电气闭锁回路的改造来实现两套分闸回路在电气上的相互独立是实现其保护出口跳闸回路双重化的较优方法。本文对3AQ1-EE断路器操作机构电气闭锁回路双重化改造方法的分析和实践经验可供同行参考学习,对于不同型号而存在类似问题的断路器可以参考该方法进行整改。此外,本文建议在新投或技改工程的断路器订货技术协议中严格要求厂家按照一、二组分闸回路在电气回路上完全独立来设计,以免带来隐患。
参考文献
[1]中华人民共和国能源部.继电保护和安全自动装置技术规程[M].北京:中国标准出版社,2006.
[2]广东省电力系统继电保护反事故措施及释义(2007版)[M].北京:中国电力出版社,2008.
分闸操作 篇7
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