110kV高压断路器（精选9篇）
110kV高压断路器 篇1
1 110k V以上高压断路器机构类型特点
断路器机构可分为弹簧操动机构、气动-弹簧操动机构和液压-碟簧操动机构类型三种类型。它们的储能介质分别是螺旋压缩弹簧/机械、压缩空气/弹簧和碟簧/液压油;它们的特点:弹簧操动机构是无漏油、漏气可能;体积小, 重量轻、稍有泄露不影响环境。气动-弹簧操动机构是空气中水分难以滤除, 易造成锈蚀, 一般加空气净化装置, 滤除空气中的水分。液压-碟簧操动机构是制造过程稍有疏忽容易造成渗漏, 尤其是外渗漏;存在漏油、漏液可能。
2 110k V以上高压断路器典型操动机构原理简介及运维技术难点解析
2.1 CT20弹簧操动机构
2.1.1 组成及功用
弹簧操动机构主要由箱体、二次控制部分、机构芯架组成, 是一种以弹簧作为储能元件的机械式操动机构。其结构简单, 可靠性高, 分合闸操作采用两个螺旋压缩弹簧实现。
2.1.2 运维技术难点解析
2.1.2.1 CT20弹簧操动机构行程和间隙的检查确认 (表1)
2.1.2.2弹簧操动机构润滑脂的使用。弹簧操动机构的传动零件较多, 而其本身又对传动摩擦等反力特别敏感, 所以出厂时对诸如轴销, 轴承, 齿轮, 弹簧筒等转动和直动产生相互摩擦的地方涂敷低温2#润滑脂。
2.2 CQ6型气动-弹簧操动机构
2.2.1 组成及功用
气动-弹簧操动机构是一种以压缩空气做动力进行分闸操作, 辅以合闸弹簧作为合闸储能元件的操动机构。气动-弹簧操动机构结构简单, 可靠性高, 分闸操作靠压缩空气做动力, 控制压缩空气的阀系统为一级阀结构。
2.2.2 运维技术难点解析
2.2.2. 1 CQ6型气动-弹簧操动机构行程和间隙的检查确认 (表2)
2.2.2. 2 CQ6型气动-弹簧操动机构运行维护时应注意的几个方面
a.机构箱的密封, 防潮问题。机构箱及门的密封设计能保证箱体防水要求。通风孔的设计及电缆孔的密封设计与加热器的配套使用, 能保证机构箱内元件通风良好, 不受潮。
b.润滑脂的使用。机械防跳销钉, 传动系统、轴销、挡圈等应定期 (每年) 上油, 防止生锈卡死。
c.运行期间排水。由于空气湿度和压缩机二级排气受温度影响, 造成水分进入储气罐中。所以每隔七天排水一次, 以减少储气罐中水分积存。
d.压缩机油位。检查曲轴箱内的油面, 如低于油标高度1/4时, 应往曲轴箱内加油, 加油到上刻度线以下位置。
2.3 HMB型液压碟簧机构
2.3.1 组成及功用
HMB型在结构设计上采用集装板块结构, 操作机构的主要元件按功能分成五大模块, 即充能模块、贮能模块、工作模块、控制模块和监测模块。
2.3.2 运维技术难点解析
2.3.2. 1 慢分慢合操作。
所有液压元件按功能模块划分被集中布置在高压部分, 与AHMA型相比, 减少了一处高压区的漏点, 可靠性也有了进一步提高;阀系统的防慢分原理及结构同AHMA型, 与断路器直连的活塞杆在液压系统失压时除了要支撑可动件的重力外, 还要支撑六氟化硫气体压强产生的压力, 此型机构采用与碟簧运动相关的连杆拐臂来防止机构失压时断路器可能产生的慢分动作。
2.3.2. 2 油位的检查及注油。
液压碟簧机构在出厂前已充入足够量的液压油, 碟簧处于储能到位位置, 从测量观察窗中能看到液压油处于油标底部和中心之间, 则表示油位正常。
参考文献
[1]国家电网公司.交流高压断路器技术标准.
[2]青海省电力公司.ZF9-363型气体绝缘金属封闭开关设备检修工艺导则.
110kV高压断路器 篇2
湿方案
一、方案目的
1.解决35kV高压室、开关柜、母线桥整体潮湿等问题提出方案。2.除湿设备为一体化控制设计，全自动监控。
二、勘察情况
1.气候环境
永城市位于河南山东江苏安徽四省交界处，属于暖温带亚湿润季风气候，四季分明，光照充足，气候温和，雨量适中。春季温暖大风多，夏季炎热雨集中，秋季凉爽日照长，冬季寒冷少雨雪。这里常年平均气温在14℃左右，年平均日照时数为2200-2400小时，年降水量700毫米左右，无霜期在207-214天之间。
2.现场勘查
35kV高压室照片
开关柜顶部照片
母线桥因为潮湿空气严重爆炸痕迹照片
图4.室外环境湿度为42.5%
图5.室内环境湿度为69% 较高
开关柜顶部湿度为65% 较高
三、35kV高压室、开关柜、母线桥内部潮湿原因分析 根据勘察情况和现场照片，室外湿度最低42.5%、室内湿度为69%、开关柜顶部湿度最大为65%。现场工作人员反映在夏秋季节，一天温差可以达到15℃。
该变电站为相对封闭式设计，在夏秋季节中环境温差较大，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，由于长时间的潮气聚集，会导致开关柜内部或顶部盖板产生凝结的水份或者开关柜局部放电。
在下雨天或环境湿度较大时潮湿现象更为严重，容易引发开关柜或母线桥架局部产生放电现场对开关柜运行存在安全隐患。
当地环境温差可以达到15℃，该变电站为相对封闭式设计，在下雨天或变电站地理结构等问题，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，长时间的运行会引起潮气聚集；对开关柜、母线桥架及整个变电站的安全运行环境存在影响，所以开关柜和母线桥架顶部必须安装除湿装臵，并且对高压室内部进行设计除湿装臵。
四、方案实施
1.除湿方案
依据对宝塔110 kV变电站35kV高压室勘察情况分析，针对高压室、开关柜内部潮湿空气过高，我公司提出以下方案，采用治理、预防等多级配套除湿设计理念来保证变电站对环境温湿度的安全运行要求。
（1）开关柜和母线桥架内部潮湿空气的治理：
在开关柜顶部和母线桥架盖板安装SHK-SEPRI电力设备环境监控系统解决潮湿问题。HK-SEPRI电力设备环境监控系统对开关柜内部运行环境改善并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。其原理潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统除湿，使空气含湿量减少，然后通过对除湿后的空气加热升温，使其相对湿度降低。经过充分循环，使柜内空气湿度降至凝露点以下，完成整个除湿过程。凝露水份采用雾化技术强制蒸发，安全排出柜外再通过工业除湿机将潮湿空气凝露成水分排出室外。
SEPRI-CS-DC顶臵除湿单元安装示例
（2）35kV高压室内部潮湿空气的预防。
在35kV高压室安装室内自动除湿系统。室内将布臵1台SEPRI-CS-L工业除湿机和2台工业风扇、1组湿度传感器。当湿度传感器检测湿度超过55%时，1台工业除湿机工作，将室内的潮湿空气臵换成干燥空气，再通过内部2台风扇循环到整个高压室内部，保证了35kV高压室内的干燥环境，为开关柜等运行提供了安全可靠的条件。
SEPRI-CS-L工业除湿机安装示例
2．除湿设备为一体化控制设计
本设备采用微处理器控制技术，实时监测、数据分析，可精确、高效的监控环境温湿度设备。采用自动投入运行。
室内设备布臵示意图
kV开关柜和母线桥架除湿装臵安装示意图
kV高压室内除湿装臵安装示意图
五、产品介绍、HK-SEPRI电力设备环境监控系统用于电力设备如母线桥架、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、仪表箱等需要除潮湿、防凝露的场合。
该装臵采用微处理器控制技术，针对于母线桥架、开关柜设备内部空间紧凑、环境湿度高、安全距离等因素而研制的产品。大功率快速除湿，凝露水份采用雾化隔离排出。并采用一体化集成设计，体积小、安装方便、维护简单。
除湿装臵示意图 桥架内部潮湿空气经进风口吸入后，先经环境传感器对吸入的空气进行检测，湿度超标，再经特殊风道流动，进入热交换单元处理，把空气中的水份凝露成水珠并且与设备完全隔离后排出，排出的水经雾化单元强制挥发，然后对处理后的空气加热升温，通过风扇把干热空气经出风口吹入桥架内部。经过热交换单元对桥架内部空气强制循环，使桥架内的空气相对环境改善，完成整个热交换过程。
当桥架内部湿度在启动值以下时，每30分钟风扇启动2分钟，循环空气，使采样值更准确，实时监控桥架内部湿度变化。若湿度变化可及时启动热交换单元工作，避免事故发生。
该装臵由智能控制单元、强制循环单元、除湿单元、雾化单元、自检单元、故障告警单元组成。
顶臵式除湿装臵工作原理图
顶臵式除湿装臵结构示意图
◎主要技术参数
□工作电源电压：AC/DC220V±15% □额定功率：≤160W（专门针对开关柜量身订制，功率增强型）□湿度显示方式：整数2位数显示
□除湿启动值：湿度RH=55%（默认），可设定 □工作湿度范围：RH =40%～95% □风扇风量：3m3/min □除湿量：700ml/天（35℃，RH＝85%工况下）□工作温度范围：5℃～50℃ □环境温度范围：-20℃～70℃ □排水方式：超声波雾化
□外形尺寸：600mm×138mm×265mm ◎产品特点
□专为电力行业设计。
□适合空间不是太狭窄、能够提供电源的场合使用。□迅速降低电气控制柜内湿度，水份经雾化隔离排出。□顶臵式设计，便于安装。□一体化结构，电源内臵。
□带湿度显示，工作阀值可调，全自动运行。□高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。
环境监控系统控制柜
除湿单元
优点：本系统的环境控制单元采用外部安装，不影响绝缘距离，且针对开关柜、母线桥架内环境进行控制，凝露出的水份经雾化单元隔离蒸发。因为没有铺设排水管道，所以不会影响母线及其他设备的安全运行。本方案采用全自动智能控制，方便操作，可实现无人值守、实时在线监测，同时配备了RS485通迅接口，可进行系统升级。技术参数：
2．SEPRI-CS-L工业除湿机
SEPRI-CS-L工业除湿机是针对电气室除湿并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。本装臵安装在电气室内部，通过局部制造凝露条件使电气室潮湿空气凝露成水并直接排出柜外，可快速有效地降低电气室空气湿度及抑制凝露现象的产生，对因潮湿、凝露引起的电气控制柜及电子装臵配电短路、绝缘或接触不良、机器老化、光学机器长霉、原料潮解固化等故障的预防具有明显的作用。本设备是保障智能电网高效、安全运行的首选除湿设备。技术参数：
工作电源电压：AC：380V±10% 50Hz 额定功率：≤5kW 显示方式：LCD蓝色液晶显示
除湿启动值：当设定值小于当前湿度值3%时启动（默认） 除湿量：240L/天（30℃，RH＝80%工况下） 工作湿度范围：RH＝30%～90% 除湿温度范围：5℃～40℃
环境温度：不低于-20℃，不高于70℃ 外形尺寸： 1630×770×470mm 重量：150kg
除湿机安装示意图
设备安装示意图
3．防腐型除湿风扇介绍
防腐轴流风扇采用防腐材料外涂环氧漆加工而成的通风扇，电机采用特种防腐电机，由叶轮组，主体风筒部、集风器三大部分组成。材质选用优质玻璃钢材质制作，选用高质量防腐电机（防爆电机）。
工作电源： 220V/50 Hz 功率：≤0.3kw 尺寸：400x500mm
除湿风扇示意图
六、引用标准
GB/T 191-2000 包装储运图示标志
GB/T 2423.17 电工电子产品基本环境试验规程 GB/T 3785 声级计的电、声性能及测试方法 GB/T 4797.1-2005 电工电子产品自然环境条件温度和湿度 GB/T 5832.2-2008 气体中微量水分的测定 第一部分：露点法 GB/T 6388 运输包装收发货标志 GB 6999-2006 环境试验用相对湿度查算表
110kV高压断路器 篇3
关键词 110 kV高压变电站；线损异常；原因分析；解决措施
中图分类号 TM714 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)052-0116-01
随着现代化工业的发展和人们生活电力使用量的提高，作为应用广泛的110 kV变电站也相应出现了一些问题，尤其是较为普遍的线损异常等现象，极大影响了变电站的使用寿命和人们生产生活的正常秩序。因此，有必要分析导致线损异常现象的原因，进而提出有效的解决措施。
1 110 kV高压变电站基本结构
110 kV高压变电站是电力系统中重要的组成部分，在我国应用十分广泛。它由5个主要部分组成：1）主变压器，其作用是将110 kV电压变为35 kV和10 kV两个电压等级；2）110 kV设备区，这个设备区的组成还包括线路设备、母线以及母线设备。其中，线路设备和母线设备均包括断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器和避雷器等等。110 kV设备区的作用是将110 kV电压等级的电能进行相应的分配和传送；3）35 kV设备区，目前此电压等级已经无法适应当前的用电形式，我国大部分地区均已取消，其组成及作用可参照2）；4）10 kV高压室，此设备区的组成和作用同上可参照2），另外，这个设备区还还包括无功补偿设备，比如电容器、放电线圈等；5）主控楼，它由中央控制室、继电保护室、通信设备室以及蓄电池室四部分组成。其中，中央控制室是对全站设备进行控制操作，而继电保护室则是确保全站设备得以安全运行，比如它可以迅速切除故障设备，进而确保整个系统的安全运行。通信设备室是变电站与外界联系的媒介，蓄电池室则是为控制设备、保护设备和通讯设备提供电源。
2 110 kV高压变电站线损异常的原因分析
110 kV变电站属于高压网络，是电能传输和控制的枢纽。它从电力系统获取电能，然后通过变换、分配、输送及保护等功能，将电能安全、稳定、经济的输送到每个用电设备。
从110 kV高压变电站出现线损异常的现象，尤其是新建的变电站出现这种情况来看，造成线损异常现象主要是变电站自身的原因、外部原因以及人为原因。
2.1 变电站自身因素导致的线损异常
由变电站自身因素导致的线损异常主要体现在输电线的损耗偏高。输电线的损耗是无法避免的，但都保持在一定的正常线损值内。然而，一旦功率因素低，无功率的补偿效果就体现出来，这直接导致无功率电流增大。物理电学中已经明确，电流流经导体的过程中会因为电阻而发热，所以这种情况便导致了有功功率的计划外损耗，变电站因此线损加大，甚至大大超出正常线损值。如此便产生了线损异常现象。
2.2 外部原因导致的线损异常
2.2.1 自然因素
在外部原因导致的线损异常因素中，自然原因是导致变电站线损异常的重要因素之一。长期的风吹日晒都会对输电线造成不同程度的伤害，因此随着时间的流逝，变电站的运行年限也不断增长，输电线受损、设备老化导致线损越来越大。
2.2.2 社会因素
自改革开放以来，中国经济迅速腾飞，现代化的工业和人们日常生活和工作用电量的大幅度提高，让变压器负重超标。
比如：在20世纪90年代设计的110 kV变压器为60 MW，其相应配套的设备连接铝绞线、铜导体、均按相应的设计容量设计，完全可以满足当时人们生活和工厂生产的需要，然而随着社会的迅速发展，用电量的发幅度提高，这种变压器已经满负荷甚至超负荷运转，如此变压器自身因磁路饱和而使磁损耗增加，线圈也因发热使线圈线阻增大，这样就直接导致了有功损耗的加大。
与此同时，输电线的铝绞线、铜导体因长时间运行而在表面形成的氧化膜使得导体的散热性能大幅度降低，导体变会随着温度的升高而增大自身电阻，因此有功功率损耗增大，直接导致了变电站的线损增加。
2.3 由人为因素导致的线损异常
计量误差导致的线损异常：
变电站线损异常在线损统计中，有时因为统计人员的方法不当造成了理论上的线损异常，而实际情况可能线损在标准之内，抑或情况更加严重。造成这种线损异常现象的主要原因是因为统计人员对变电站计量误差概念的混淆。
变电站的计量误差取决于变电站计量设备的综合误差，而变电站计量设备的综合误差是电表及互感器合成误差、电压互感器二次回路的误差以及电流二次回路阻抗过大造成的误差的综合误差合格结果。在实际检测的过程中，工作人员往往忽略了其中一点、甚至两点，这是导致数据失真，造成理论上线损统计异常的直接原因。
3 降低110 kV高压变电站线损的解决措施
3.1 科学设计110 kV高压变电站
科学合理地设计是降低线损的基本。因此，对于新建的
110 kV高压变电站在设计时应进行综合性地分析。明确变电所建立的任务，对当地当前和潜在用户的用电负荷进行综合分析和研究，确定用户无功功率补偿装置。然后根据所涉及面的宽度和广度，综合多方面因素选择变电所地址，并同时确定变电站的连线方式，短路电流的计算，以及选择送配电网络及导线。应注意选择变电站高低压电气设备，以便为变电站平面和剖面图提供有力依据。
3.2 降低人为因素导致的线损
国家电力管理部门对于线损有着明确的规定，对于各地变电站的管理部门应严格执行，明确目标，并根据当地情况从线损控制、线损异常处理、线损调整为主要内容制定完备的管理规范，从预防到发现线损，再到解决线损形成调理清晰的应对机制，这是降低人为因素造成线损的前提。
同时，应加强对技术人员的要求，实施技术人员分段、分片的责任制，如此不但对技术人员的工作提出了明确的范围，也方便问题可以及时发现、妥善处理。事实已经证明，很多线损正是平时检测中可以查到并得到有效控制的，因为管理工作的漏洞才导致了线损程度的加重，从而导致了无法控制的局面。
另外，在技术人员的工作中应注重对线损率的测量和计算工作。因为线损率不但是控制线损的重要依据，同时也是发现线损的有效途径。因此加强体制建设，完善体制规定，明确技术人员的工作范围和目标是有效控制线损的保障。
3.3 通过技术降低线损
3.3.1 做好变电负荷平衡的技术监控
在变电站运转中，应对供电区域进行全面的供电监控。因为每天的用电负荷都是不断变化的，所以，变电所应及时针对情况对用电平衡进行控制，尤其是对变压器出口的不平衡，应尽量使其降低，降低线损。
3.3.2 科学优化无功补偿设备
一般电力系统以及地区性电力网络对于无功补偿的方式都采取调节无功功率的分布来实现对线路的无功补偿，这个过程也达到了使整个系统电能损耗降低的目的，从而降低了线损。
3.3.3 减少变压器损耗
变电站的核心设备无疑是变压器，所以合理减少变压器的损耗是降低线损的有效措施之一。主要有四种方法实现减少变压器损耗：①尽量采用可调容量配电变压器，尽量选用节能的变压器，这在更换变压器或新建变电站时尤为重要；②使用中应灵活调整变压器分接头位置，以适应变压器工作变化；③按照配电定额容量的60％（这是最为经济的变压器运行条件）对主要变压器实现经济运行，当然这个度需要各变电站结合自身情况灵活把握。
4 总结
社会的快速发展要求我国的电网建设应更加完善，作为送变电网路中重要变电环节的110 kV变电站，应建立健全线损异常防范机制，确保低线损运行，从而为我国电力行业的发展做出贡献。
参考文献
[1]陈磊.110 kV变电站结构特点和经济比较[J].电站系统工程,2011,6.
[2]纪炳瑶.从线损产生的原因探析降低线损[J].科技风,2010,6.
[3]刘滕美子.彭洋.谈如何进行线损管理[J].电力网络,2009,17.
[4]鄞庆佳.220 kV变电站线损异常的问题及对策[J].北京电力高等专科学校学报:自然科学版,2011,9.
110kV高压断路器 篇4
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。
110kV高压断路器 篇5
LW14-110型断路器为高压SF6断路器,配用CQ6型气动机构。机构因经常漏气而出现频繁打压的故障,造成空压机发热无法正常工作甚至烧毁。
1 气动机构简介
LW14-110型断路器的分闸是通过释放高压空气推动活塞,由活塞带动操作连杆使动触头向下运动来实现的,分闸后活塞压缩合闸弹簧。合闸操作是利用合闸弹簧释放的能量推动活塞,由活塞带动操作连杆使动触头向上运动,闭合动静触头。
压缩空气系统由空压机、空气管道、空气压缩罐、空气压力表、压力开关、安全阀、排水阀、逆止阀等组成。空压机向空气压缩罐中打入高压空气并通过压力管道传输,压力系统的压力受压力表监视、压力开关控制、安全阀保护,所有相关联接的接头都可能漏气。
2 缺陷情况
2008年7月至2010年9月,泉州电业局LW14-110型断路器气动机构出现频繁打压故障23起。其中排水阀漏气8起;逆止阀漏气5起;空气压力表漏气4起;空气压力管道漏气4起;控制阀漏气1起;空气压力开关漏气1起。
3 缺陷分析
针对可能出现漏气的部位,分析漏气原因。
(1)排水阀门漏气。若未拧紧排水阀门或排水阀门损坏,气体则会从排水阀门处泄漏。
(2)空气压力表漏气。空气压力表处于断路器机构的最前端,每次分合闸操作时,压力表及管道受到的震动冲击最大,因此分合闸次数过多可能导致压力表接头处及内部密封结构松动漏气。
(3)空气压力管道接头处漏气。①断路器分合闸次数过多,气道连接处因频繁震动松动而漏气。②压缩系统空气中水分过多,连接管道接头密封压线处残留水渍,导致密封外生锈漏气。
(4)逆止阀门漏气。①阀芯生锈卡涩转换不灵活,导致逆止阀无法完全逆止。②压缩空气中的杂质过多,逆止阀密封压线处留有杂质,导致逆止阀无法完全密封。
(5)空气压力开关漏气。启动停止密度继电器、重合闸闭锁密度继电器、操作闭锁密度继电器内部泄漏。
(6)安全阀漏气。①安全阀密封不良造成漏气。②安全阀动作压力低于额定值造成频繁打压。
(7)控制阀漏气。控制阀与压缩空气罐连接处无法完全密封,压缩空气从控制阀处泄漏。
(8)储能电气回路(如图1所示)中,63AG接点粘连或故障。当电源空开8A闭合,压力降低至1.45MPa时,63AG触点闭合,交流电A相→空开8A→常闭触点49M→接触器88ACM→63AG触点→交流电C相,回路导通后接触器88ACM得电,其常开触点闭合,接通电机控制回路,空压机开始打压。当压力上升到1.55MPa时,63AG触点断开,88ACM接触器失电,空压机停止打压。若启停压力开关63AG触点粘连或触点调整不当,打压范围不足0.1MPa,空压机则会频繁打压。
(9)焊接处漏气。接头安装不合格或未作防腐处理,焊接处生锈氧化,导致气体外泄。
4 检漏方法
检漏方法有以下3种。
(1)超声波检漏法。利用超声波仪器检测各漏点是否有空气流通,以此判定是否漏气。优点:检漏速度较快。缺点:很难检测出小的泄漏气量。
(2)肥皂水检漏法。往漏点处涂上肥皂水,观察是否有气泡冒出。优点:检测准确性较高。缺点:检漏速度较慢。
(3)SF6检漏法。把气压放至空压机启动值,打压时往空压机中充入少量SF6,打压结束后马上利用SF6检漏仪进行检漏。优点:准确度极高。缺点:SF6气体有毒,易危害人身安全。
5 方案及处理步骤
(1)排水阀门漏气处理。首先拧紧排水阀门,如果无法拧紧或拧紧后依然漏气,那么在空间允许的情况下,可串接1个排水阀,多增加一道密封防线;在空间不允许的情况下,停电泄压为0Pa后,清除压缩空气罐排气口污浊物,并更换排水阀。
(2)空气压力表漏气处理。①若接头处漏气,则利用扳手拧紧接头处;若漏气情况仍存在,则需停电泄压为0Pa后,清除接头处杂质,并拧紧接头。②若压力表内部密封漏气,则需停电泄压为0Pa后更换合格压力表,并拧紧连接处。
(3)压力管道各接头处漏气处理。紧固漏气连接处,若仍有泄漏,则停电泄压为0Pa后清洁该处、去毛刺,最后拧紧接头。
(4)安全阀漏气处理。若是内部密封损坏,则停电泄压为0Pa后更换合格的安全阀。
(5)逆止阀漏气处理。①阀门卡涩时,对阀门涂加润滑油后利用空压机的打压使逆止阀动作几次,若检测仍存在泄漏情况,则需停电泄压为0Pa后更换逆止阀。②密封泄漏时,先处理逆止阀密封线,若无法处理,则在空间允许的情况下可串接1个逆止阀;在空间位置不足的情况下,需停电卸压为0Pa后更换为合格逆止阀。
(6)密度继电器漏气处理。停电泄压为0Pa后更换密度继电器。
(7)检查分闸腔顶部气孔及阀座有无漏气,若有,则代表分闸腔内部控制阀漏气。停电泄压为0Pa后拆下控制阀,检查进气口及底座密封情况,若发现阀体有沙眼,则可用高频捻缝枪进行处理。如果无法彻底消除漏气情况,需更换控制阀。
(8)如果经过以上步骤还未检测出漏点,那么就放气至空压机打压,观察安全阀动作是否异常,或启停压力开关观察打压范围是否不足0.1MPa。如果安全阀动作异常,那么可调整安全阀的压缩弹簧至额定压力动作值。如果打压范围不足0.1MPa,那么需停电泄压为0Pa后更换合格的压力开关。
(9)最后检测各焊接点是否有漏气,若有,则需停电泄压为0Pa后重新进行焊接,并对焊接处做防腐处理。
6 检修维护及改善措施
(1)每周定期对压缩空气罐放水打压1次,并拧紧排水阀。
(2)定期对压力表计进行压力校验,发现异常需及时更换。
(3)检修断路器时,检查逆止阀及阀芯有无泄漏,并加油予以润滑。
(4)检修断路器时,应清洁各连接管道接头,并拧紧。
(5)在空气压力表固定处加装弹性橡胶垫,减少因断路器频繁操作、压力表振动冲击造成的密封损坏。
(6)在气水过滤器前加装空气净化装置,防止水渍产生锈蚀造成密封不良。
(7)打压周期变化时,应及时通知检修人员进行检修维护。
7 结束语
经过改良,消除了气动机构频繁打压的现象,延长了空压机的使用寿命,保证了断路器分合闸操作的可靠性,满足了电网安全稳定运行的要求。
摘要：分析LW14-110型断路器气动机构频繁打压的原因,并提出有效的维护方法和解决措施。
关键词：气动机构,频繁打压,检漏
参考文献
[1]郭贤珊.预防开关设备事故措施技术解析[M].北京:中国电力出版社,2006
[2]华北电网有限公司.华北电网有限公司防止开关设备事故措施[M].北京:中国电力出版社,2005
110kV高压断路器 篇6
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高压断路器 篇7
1 断路器本体机构防跳回路
阿尔斯通GL312-F1型断路器本机机构防跳回路如图1所示。该防跳回路采用防跳继电器K11实现并联防跳功能。K11的电压线圈与断路器的合闸回路并联, 其常开辅助接点K11 (21~22) 串接于合闸回路中。二次回路图的分析分为以下2方面: (1) 如果取消防跳继电器K11和相关回路, 则在合闸发生永久性故障时, 合闸后保护动作会跳开断路器, 而手动合闸脉冲并未消失 (通常需要1~2 s) , 必然会产生跳跃分合的现象, 进而损坏设备。 (2) 当断路器处于跳位时, 断路器辅助触点S1.1 (11~12) 闭合, 跳位监视回路接通, 跳位灯亮;当存在持久的合闸命令 (手动合闸未复位或自动装置合闸接点卡死) 时, 合闸回路经S3 (1~2) 、K11 (21~22) 、S2 (9~10) 、K14 (21~22) 、S1.1 (11~12) 、Y4和S3 (5~6) 接通。断路器合闸后, 断路器辅助接点S1.1 (5~6) 闭合, 启动防跳继电器K11且自保持, 防跳继电器常闭辅助接点K11 (21~22) 断开, 切断合闸回路通过辅助接点K11 (13~14) 自保持。此时, 如果发生永久性故障, 继电保护动作跳闸, 由于合闸回路已经断开, 所以, 只会发生1次分闸操作, 而不会在分闸后再次合闸, 从而避免了开关跳跃。
2 问题分析和回路改造
2.1 存在的问题
在保护装置校验合格后进行了整组试验。具体过程为:使断路器处于跳位, 操作箱面板上只有跳位灯亮;在控制屏上将KK把手打移至“合闸”位置, 断路器合闸, 操作箱面板上的跳位灯、合位灯都亮;给保护装置加故障电流, 使保护动作跳闸, 断路器进行分闸操作、合闸操作各1次, 跳位灯、合位灯都亮。
2.2 防跳回路改造
将KK把手打移至“合闸”位置, 断路器处于合位时, 打开断路器机构箱, 仔细检查回路后发现, 防跳继电器常闭触点K11 (21~22) 存在卡滞现象, 即在防跳继电器通电情况下处于闭合状态, 没有起到切断合闸回路、防止跳跃的作用。因此, 对防跳回路进行了改造, 在断路器辅助触点S1.1 (11~12) 与合闸继电器Y4之间接入了1对防跳继电器K11的备用常闭辅助触点K11 (29~30) , 具体如图2中的虚线框所示。
改造后, 再次进行了防跳试验。将KK把手打到并保持在合闸位置, 断路器合闸, 在保护装置中增加故障电流, 使其动作分闸。此时, 断路器只进行了1次分闸操作, 这说明接入K11 (29~30) 后, 已经起到了切断合闸回路、断路器防跳的作用。此外, 当断路器处于合闸位置时, 跳位灯、合位灯同时亮起。因此, 对防跳回路进行了更加仔细的检查和分析后发现, 防跳继电器辅助触点K11 (21~22) 的卡滞造成跳位监视的寄生回路, 具体如图3所示。
当断路器处于合闸位置时, 负电经此寄生回路送至TWJ的负端。因此, 参照该变电站220 k V620断路器 (西门子生产, 型号为3AP-1FG, 252 k V) 防跳回路的设计, 进一步对该防跳回路进行了改造。在跳位监视回路接入了防跳继电器的常闭辅助接点K11 (23~24) 和断路器位置常闭辅助接点S1.1 (9~10) , 并将跳位监视回路与合闸回路的交点移至S3 (1~2) 与K11 (21~22) 之间, 具体如图4所示。
对该防跳回路进行了防跳试验:断路器处于跳位时, 跳位灯亮;将KK把手移动并保持在合闸位置, 开关合闸, 跳位灯灭, 合位灯亮;由保护动作跳闸, 断路器只进行1次分闸操作。由此可见, 防跳回路改造方案具有可行性。经竣工送电后, 该变电站几个月的运行表明, 该防跳回路改造方案正确可行, 保证了变电站的正常运行。
3 结束语
综上所述, 断路器是电力系统中的重要设备之一, 为了保障电力系统的正常运作和安全运行, 我们应重视断路器中出现的防跳回路异常现象, 并采取有效的解决措施做好防跳回路的改造, 以保证断路器设备的可靠运行, 从而促进我国电力系统的发展。
参考文献
[1]陈刚, 卢松城, 纪青春.220 kV断路器防跳回路中异常问题分析及处理[J].电力系统保护与控制, 2009 (23) .
[2]刘小平.35 kV断路器防跳回路异常分析及改造[J].新疆电力技术, 2014 (03) .
110kV高压断路器 篇8
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高压断路器 篇9
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