发电机断路器

发电机断路器（精选八篇）

发电机断路器 篇1

1.1 提高机组起动时厂用电操作的可靠性及机组应对故障的灵活性,简化同期操作程序

当发电机出口不装设断路器时,起/停机组的过程中需要设置专用的起动/备用变压器,通过厂用电切换装置来实现电源的过渡,提供机组正常的起动、停机电源。在机组的起停过程中不可避免的要进行工作厂变和起/备变电源之间的并联切换。

当工作厂变和起/备变电源取自不同的系统,两台变压器的阻抗值不同,存在着一定的初始相位差,如果初始相位差过大,在并联切换时,两台变压器之间将产生较大的环流。在厂用电的事故切换过程中也同样存在着正常运行的厂用母线电压与备用电源电压之间的相角差,如相角差过大,则无法实现并联切换,而采用串联切换厂用电源时,切换的成功率将有所降低,从而造成厂用电系统供电可靠性降低,易发生设备损坏事故。当发电机出口装设断路器后,发电机组的起动电源通过主变压器倒送电经厂用工作变压器取得,从机组起动到发电机并网带负荷,整个过程都不需要进行厂用电切换,从而避免了厂用电源并联对厂用电系统的影响。

在发生操作故障或系统出现振荡时会引起发电机和电网之间的负荷波动,不平衡电流引起转子绕组过热。当有断路器时,故障发生后断开断路器,发电机灭磁,此时厂用电正常供电不受影响,当异常工况消失后,发电机与电力系统在极短时间内即可恢复机组和电网的并列运行,从而避免了由系统振荡引起的长时间的停机事故。

当发电机发生内部故障时,断路器可以在不失去厂用电源的条件下切除发电机内部故障,保证了故障情况下的安全停机。

由于采用了断路器,不仅实现了发电机、变压器分别地、有选择地进行保护跳闸,简化了保护接线,而且多数保护无需动作于高压断路器,从而尽量避免了厂用电源的失去,这对于消除一些瞬时性故障特别是来自于锅炉、汽机的热工误发信号,尽快恢复机组的运行以及避免因误操作而导致损失非常有益。

不装发电机断路器时,机组与系统并网,将主变高压侧断路器作为同期点,同期操作装置要升两个电压系统进行检同期;当采用发电机断路器时,机组与系统的连接经由高压断路器通过主变压器受电,同期点由发电机出口的断路器来实现,同期时比较的电压是断路器两侧的同级电压。

1.2 限制故障影响范围,提高发电机、变压器运行的安全性

(1)防止不平衡电流中负序分量对发电机的损坏。大型发电机具有一定的承受负序电流的能力,其故障状态下的负序运行限值(I2-/IN)2×t约为8s,各种不平衡负荷超出了发电机的承受能力,发电机将会损坏。负序电流是由不对称运行状况产生的,有的是故障引起的,如,主变压器高压侧单相接地或接相间地短路故障;有的是设备异常情况下引起的,如,发电机出口未装设断路器而高压断路器现阶段不能实现机械三相联动,对于电气三相联动的断路器,易发生非全相开断或运行。这些状况都在短时间内为发电机提供过大的负序电流,此时,发电机内部伴有严重的机械力和发热。发热是由故障电流的负序分量与发电机的阻尼绕组相互作用而产生。不平衡的负载条件可以在几秒钟之内,在阻尼绕组中产生很高的温度,会对发电机产生不利影响,在最严重的情况下会损害发电机的转子。如果装有发电机断路器,发电机负序保护会在负序电流对发电机产生危害之前,启动发电机出口断路器跳闸回路,有效地避免了负序电流对发电机的损害。相反,若没有发电机出口断路器,发电机便会继续提供不平衡电流,直到外部电源回路完全断开及灭磁过程完成。灭磁过程可能会延续数秒(5-20s),此间发电机会遭到严重损害。(2)当主变和高厂变内部故障时,尽快切除发电机回路,避免变压器遭受严重损失,减轻故障后果。发电机出口不装设断路器,只靠主变压器高压侧断路器保护主变压器内部故障是不全面的。因为当发生变压器内部故障时,发电机在转子励磁绕组灭磁过程中仍然向主变压器内部故障点提供短路电流,这对已经受到损伤的主变压器有可能使其事故扩大。由变压器内绝缘油汽化产生较大的气体压力,此压力作用于变压器油箱,如果气体的压力高于油箱的允许应力,就会引起变压器喷油起火。虽然目前大型电力变压器均安装了压力释放阀,但往往来不及动作,变压器仍有可能发生爆炸。

发电机出口断路器能在很短的时间内,迅速切断由发电机提供的故障电流,不致使变压器内部的压力升高到更危险的水平。

1.3 系统运行的可靠性问题

目前200MW及以上的发电机机组出口均采用离相封闭母线,发电机断路器都分相封闭在独立的外壳之内,所以发电机断路器故障基本上不会导致发电机出口相间短路故障。另外,发电机断路器由于电压较低,相间距离较小,操作机构均为三相机械联动,不会发生非全相操作。因此,即使发电机断路器发生故障也不会给发电机本身带来破坏。

1.4 装设发电机断路器时需提高变压器绝缘水平

大型发电机的定子绕组星型联结,中性点是通过电阻接地的,主变压器低压侧、厂用变压器高压侧是三角联结。不装设发电机出口断路器时,发电机、主变压器低压侧、厂用变压器高压侧的过电压限制在2.6倍额定相电压;当装设了发电机出口断路器,并且在断路器断开时,主变压器低压侧、厂用变压器高压侧或封闭母线发生接地故障时,会产生较高的过电压。这就要求主变压器和厂用变压器提高绝缘水平,同时需在断路器变压器侧加装限制过电压装置。

1.5 发电机断路器比负荷开关具有更大的保护优势

负荷开关可以开合正常工作电流和因机械或工艺引起的故障电流,但不能切除短路电流,需待故障电流衰减至正常工作电流水平时才能开断。而发电机断路器可以60ms的速度切除故障。在高压断路器、主变压器、发电机和高压厂用变压器之间发生故障时,出口断路器切除故障更及时、可靠。

1.6 发电机出口断路器的对机组起动/备用时厂用电运行费用的影响

对于600MW机组的发电厂,一般以500kV电压与系统联络,因此,电厂的高压起动/备用电源一般由系统220kV或110kV电压取得,任一台机组起动所需的电源均是由系统提供的,其用电量是按网供电价计算的。因此装设发电机出口断路器方案,可以大大节约机组运行时的基本电费(对基本费的收取有两种方法,一种为按备变容量15元/kVA月收取,另一种为按最大容量21元/(kVA月)收取),节约了运行费用。

2 结论

综上所述,发电机出口装设断路器可以提高机组起动时厂用电操作的可靠性、限制故障影响范围、简化同期操作程序,同时,还可省去高备变及起/备电源的投资费用。

其技术上不利因素主要是:需提高变压器绝缘水平,并且加装限制过电压装置。不装设发电机出口断路器技术满足运行要求,可以节省工程初期投资,但其运行费用较高,不利于电厂的经济运行。

参考文献

装设发电机出口断路器优越性的分析 篇2

【摘要】本文首先就“什么是发电机出口断路器？”这一问题作了相关解释，并对发电机出口断路器所具有的功能和作用作了简要的介绍；然后分析了发电机出口断路器的安装技术；最后从技术性和经济性两个方面入手，浅谈了一下在发电机和电力系统之间安装断路器的好处，以供相关同志参考。

【关键词】发电机：发电机出口断路器（GCB）；电力系统：优越性：技术分析：经济比较

【中图分类号】TM561 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）04-0039-01

在我国，对于大容量发电机的出口处是否应该设置和安装断路器，来保护发电机和主要电力设备的安全这一问题受到了社会部分人士普遍的关注与争议。当前，随着我国国民经济的飞速发展，各行各业用电的需求量也越来越大，我国电力工业的制电和发电量已经远远跟不上经济的发展，无法满足社会用电的需求。为了缓解电力紧张，我国各城市各地区先后建立起了大型的燃煤发电机组，利用燃煤发电技术缓解和改善我国电力紧张的局面。然而，某些地区所建设的燃煤发电厂在进行发电工作时，由于其发电机的出口处没有装设断路器，导致其长用电的切换只能在两个不同期的电网之间进行切换，不但为其发电工作带来了不必要的玛法，还增加了安全事故的发生率。由此来看，在某些大容量发电机出口处安装断路器是有一定必要性的。

一、发电机出口短路器的定义

发电机出口断路器，英文简称“GCB”，它是指安装和作用在发电机与电网系统之间的一个断开电气设备，它可以主导程序的运行与停止，并且可以对发电机以及变压器的事故范围起到减小的作用。简单来说，出口断路器就相当于一个电力开关，当它连接时，发电机和电网系统之间也进行了连接，发电机工作、运行，导致电力系统开始运作，系统中的相关电气设备，如照明、取暖等设备得以为人类提供服务；当它断开时，发电机和电力系统之间的连接也随之断开，电力系统不再运行。

就目前而言，我国对发电机出口断路器的安装例子并不多，因为出口断路器要控制电力系统以及相关程序的运行，所以它所需要，并且经过它的电流数值较大，这便导致它的额定电流也变得极大。一般来说，发电机出口断路器的额定电流大多在几十千安以上，其设备的造价较为昂贵，所以当前，我国相关行业中安装出口断路器的例子并不多。

二、装设GOB技术分析

安装在发电机出口的低电压、大电流断路器，其作用可谓举足轻重。以前由于发电机巨大的额定电流和短路电流以及开断电流的直流分量大，使得GCB制造困难，造价也甚高。考虑技术和经济因素，除小容量机组的发电机出口设置少油断路器外（单机容量200 MW以下），一般大机组（单机容量200 MW及以上）大都采用发电机变压器组单元接线，尽量使用离相封闭母线不装出口断路器和隔离开关。近年来，随着GCB制造质量和技术的进步，价格不断降低，而如何提高系统的安全稳定性将越来越得到重视。下面就发电机出口设置断路器的优越性作一分析。

1、提高系统安全性和稳定性

一般来说，我国对于200MW或200MW以上的发电机组所采用的接线方式是单元接线，并且这种单元接线方式在实际操作中并没有在发电机和变压电气之间安装GCB，从而使得其整个电力系统失去了相应的继电保护。单元接线方式的操作比较简单，但这种简化的电路接线方式却使得发电机的运作以及整个电力系统运行的稳定，完全取决于高压断路器运行的可靠度，若高压断路器能够可靠运行，那么发电机便可正常发电，其所在的电力系统也可稳定运行；但如果高压断路器不能对其主变高压电路进行保护，使得主变高压电路出现运行故障，那么必然将影响到发电机的运作，从而造成供电系统出现故障，对电网的安全运行造成巨大影响，甚至还既有可能造成变压器设备损坏或出现火花，引起变压器起火，造成大面积的停电，给相关企业带来巨大的经济损失。

我国曾经便发生过这样的例子。某个发电厂由于其主变电路上高压断电器出现故障，导致一系列的连锁反应出现，对发电机和变压器造成损坏，影响到整个电力系统的安全、稳定运行，给发电厂带来了巨大的经济损失。面对这样的情况，如果其发电厂在发电机出口处装设了GCB，那么则完全能够减少事故的发生。GCB可在50～60 ms内把机组与故障点分开大大缩短事故时间，从而有效地保护机组，保证电力系统的长期稳定运行，所以采用GCB将提高系统运行的安全性和稳定性。

2、保护发电机及主变压器

当发电机带不平衡负荷运行、内部或外部发生不对称短路时均会对发电机产生很严重的机械和热应力，这种故障电流及其非全相运行的负序分量所引起的热应力加在发电机转子的阻尼绕组上，会产生异常的高温而使发电机转子严重受损。除此以外，高压断路器的合、分闸不同期，避雷器的损坏，架空线或GIS连接套管上行波反射造成的接地故障都会对发电要造成影响，GCB可以迅速切除这些故障，使得发电机免遭损坏。但如果没有装设GCB，发电机会持续提供不平衡负载给故障点，直到灭磁装置起作用。由于灭磁过程往往会持续几秒钟时间，甚至会超过10 s，从而导致发电机严重的损坏。

虽然GCB不可能避免系统内某一故障的发生，因为该故障可能是某一设备固有的弱点或是外部原因所造成的，然而GCB可以减少加在设备上的各种应力和故障所造成的损坏程度，并对主变压器进行保护。

3、提高保护选择性

当发电机侧发生故障时，GCB动作将故障点与系统隔离，避免了厂用电事故切换，简化了厂用电源的控制保护接线，降低了保护动作的联锁复杂性。当主变压器侧故障时，GCB可以迅速切除，使得发电机、主变压器和厂用高压变压器处于各自独立的保护范围内。

4、方便调试和改善同期条件

GCB之所以能执行机组所需的全部操作任务，是因为它的位置处在回路中最恰当的地方，可以在不中断厂用电源的情况下将发电机断开，这样运行人员也减少了操作，避免了出错的可能性。机组投运进行短路试验时，可很方便地实现使用接地开关，否则要进行试验改接线，需投入额外的资金和时间，还有可能承担不必要的风险。

当电厂与电网的连接经由高压断路器通过主变压器受电时，同期点可由GCB来实现。

当同期在高压侧进行操作时，高压断路器可能会受到过电压作用。在污染较重的情况下，可能使高压断路器外部绝缘介质的闪络。再者，高压断路器一般都不是三相机械联动的，所以在同期操作过程中就有可能产生有较大不同期，这样会产生一个不平衡负载，给发电机带来严重的机械和热应力，从而损坏发电机。

三、装设GCB经济比较

随着主变压器制造质量的提高和GCB制造技术的进步，大容量机组启动（备用）电源的设置原则正在发生变化。当GCB的价格与启动/备用变、高低压侧开关等设备价格相比接近时，可以考虑不设专用的启动/备用变，而由主变通过厂用工作变提供起动电源的方案，把一次投资降低至最少。即便设置启动/备用变把GCB的投资考虑在内，在提高电厂可用率的同时，仍有相当可观的经济效益增加。

四、结束语

由上述可见，使用GCB不仅可以保护发电机和变压器，减少设备平均维护时间，改善了同期条件，使整个电厂的安全可靠性大大提高，方便电厂管理、运行和维护，同时还能带来明显的经济效益，使整个电厂寿命周期内维护成本得到降低，加快了厂的投资回报，因此大容量机组的电机出口装设GCB是值得考虑采纳方案之一。

参考文献：

[1]刘金标.浅议机组安装发电机出口断路器[J].广东电力.2003（05）

[2]马明武.发电机出口安装断路器的运用[J].西北电力技术.2004（06）

发电机断路器 篇3

某工程建设2×400MW级 (F级改进型) 燃气热电冷联产机组, 机岛采用按东方电气股份有限公司的M701F4型燃气轮机, 余热锅炉采用东方日立锅炉有限公司的三压、再热、自然循环、无补燃、卧式余热锅炉。工程按“一拖一”多轴布置机组, 每套“一拖一”机组包括1台燃气轮机发电机组和1台蒸汽轮发电机组。燃气轮机发电机为全氢冷冷却发电机, 额定输出336.6MW, 出口电压16k V, 额定功率因素0.85;蒸汽轮机发电机为空冷发电机, 额定输出150MW, 出口电压15.75k V, 额定功率因素0.85。

电厂以220k V一级电压接入系统, 出线2回, 接入220k V变电站, 新建线路截面按2×630mm2考虑, 电厂至变电站新建线路约为2×13km。

2 方案论证

2.1 燃机发电机出口

燃机发电机引出线到主变低压侧、厂高变高压侧均采用全链式离相封闭母线。发电机与主变压器之间装设断路器和隔离开关, 厂用分支不装设断路器和隔离开关, 在汽机主封母上T接励磁分支封母至励磁变压器和发电机出口电压互感器及避雷器柜。

电厂的运行主要分三个阶段:

1) 调试和维护;

2) 同期和正常运行;

3) 非正常运行。

下表就燃机发电机出口GCB在电厂的运行、维护的作用以表的形式做一下分析。

通过以上的分析, 表明装设了GCB, 在机组正常起停时, 及在发电机、汽机、燃机发生故障引起跳机时, 不需要进行厂用电源的切换操作, 提高了厂用电的可靠性。

装设GCB除了减少厂用电切换操作外, 还有以下优越性:

1) 主变或高厂变内部故障时, 迅速跳开发电机侧断路器和高压侧断路器, 切断供电电源, 对保护主变和高压厂变有利。如果不装设GCB, 由于发电机励磁电流的衰减要经过一定的时间, 只切开高压系统供电电源, 发电机仍继续向故障点供电, 从而扩大了主变或厂高变的损坏程度, 国内外已有报道该种故障引致严重损坏主变压器的事例;

2) 采用了GCB, 不仅实现了发电机, 变压器有选择的保护跳闸, 简化了保护接线, 而且多数保护无需动作高压断路器, 从而避免了厂用电源的失去, 这对于一些瞬时性故障特别是来自于锅炉、汽机的热工误发信号的排除, 尽快恢复机组的运行和避免因误操作而导致损失非常有益。根据某燃气电厂的运行经验, 三台GCB在机组调试期同共计动作800余次, 多数情况下可在数十分钟内恢复机组的运行;

3) 发电机系统各种故障发生时, 不解列厂用电而断开GCB, 当故障消失时, 允许发电机快速的再次接入。GCB可以避免由不平衡负荷运行引起的过大的负序电流对发电机转子表面的损害, 若使用GCB, 会在50~80ms以内把机组与故障分隔开, 从而有效地保护机组;

4) 减少厂用备变的台数和容量, 只作机组安全停机用。

综上所述, 大型发电机组采用GCB有明显的技术优势。GCB具有使机组调试和维护阶段更加方便;大大改善同期条件;避免或减少厂用电切换带来的风险, 提高厂用电可靠性;简化继电保护接线, 缩短故障恢复时间, 提高机组可用率等技术优点。GCB不仅能在事故发生时避免或减少对设备的损害程度, 而且还能有效地防止或减少事故的发生。

但是装设GCB也存在一些不足:

1) 投资较大幅度提高;

2) GCB故障或检修时将影响整个机组的运行;

3) 由于在燃机电厂中使用, 在机组停机过程 (约12小时/日) , 主变空载损耗增加了运行费用。

根据参考文献[2]第16.3.13条, “容量为200MW-300MW的机组, 每2台机组可设1台高压厂用起动/备用变压器”, “容量为600MW的机组, 当发电机出口不装设断路器或负荷开关时, 每2台机组可设1台或2台高压厂用起动/备用变压器;当发电机出口装有断路器或负荷开关时, 四台及以下机组可设, 1台高压厂用备用变压器, 5台及以上同容量机组可设置1台不接线的高压厂用工作变压器”。装设GCB后, 机组正常启动或停机的高压厂用电源可以通过主变从系统 (下转第62页) (上接第48页) 倒送, 不需启动/备用变压器来提供厂用电源, 该变压器应称为高压备用变压器, 仅在高压厂用变压器故障或检修时, 才由它替代工作, 或者当主变或高变故障时提供紧急停机厂用电源。

本期电厂各机组均需具备作为调峰机组的功能, 起停频繁, 发电机出口装设断路器主要好处是避免起动电源与工作电源间较频繁的切换操作, 提高厂用电的可靠性, 简化继电保护接线, 缩短故障恢复时间, 提高机组可用率, 因此推荐采用GCB, 目前国内建设的350MW级燃机电厂均配置了GCB。

2.2 汽机发电机出口

由于装设燃机发电机出口GCB后, 机组正常启动或停机的高压厂用电源可以通过主变从系统倒送, 而高压厂用电源接自燃机发电机出口, 因此, 汽机发电机出口不需要装设GCB。

2.3 主接线方案 (见图1) S

参考文献

[1]西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].中国电力出版社, 1989, 12.

[2]GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范[S].2011.

发电机断路器 篇4

近年来, 随着我国经济建设速度越来越快, 科学技术应用越来越普及, 各行业对电力的需求也不断提高。在工业生产中, 以电力为驱动的设备种类、数量越来越多, 而在生活、工作和学习方面, 以计算机为代表的现代电气产品也越来越多, 甚至在某些层面取代了传统的办公方式, 一些企事业单位甚至出现了停电就无法办公的局面。

基于以上问题, 为了缓解电力资源的供应紧张问题, “十二五”期间我国先后建立了多个大型发电机组, 其中60%左右为燃煤发电机组, 并不断增加水电、风电等比例, 来提高绿色能源的比例。但是, 随着大型发电机的建立, 与电网之间切换频繁造成一定的安全隐患, 发电机出口缺乏断路器设置尤为明显;处于安全角度考虑, 在大容量发电机的出口安装断路器, 已经成为保护发电机以及其他主要电力设备的主要措施。

发电机出口断路器即一种断开电气设备, 安装位置在发电机与电网系统之间, 它的存在可以促使主导程序的停止和启动, 相对而言, 较之缺乏出口断路器的电机组在事故数量、事故范围等方面更小。换句话说, 出口断路器相当于是一个发电机开关, 要实现与电网的连接就要保持闭合状态, 反之, 当它断开之后发电机组和电网之间也就没有了联系, 电力系统的功能丧失。

就目前来说, 我国在发电机出口安装断路器的数量很有限, 其原因除了成本之外, 也和电力系统生产运营模式相关, 从侧面表现出我国电力生产企业亟待标准化改造的需求。

1 发电机出口断路器应用优势分析

事实上, 关于是否在发电机出口安装断路器一直是业内争论的话题, 支持者认为有助于发电机设备及电网保护, 反对者认为毫无必要, 因为断路器工作的环境必须要经过的电流数值比较大才能生效, 且造价昂贵, 对于我国发电企业而言是个不小的经济负担。笔者肯定安装出口断路器的优势, 由于我国早期发电机的巨大额定电流和短路电流等直流分量过大, 导致出口断路器的适应性较差, 想要满足低电压、大电流的要求十分困难, 造价自然也大幅度提升。同时, 我国发电机组大致分为两类, 小容量机组的单机容量在200MW以下, 而大容量机组的单机容量在200MW以上, 大机组采用的发电机变压器单元接线应该使用隔离开关, 从客观方面提出了要求。

以下笔者针对发电机出口断路器的优势进行总结。

1.1 有利于系统安全性和稳定性

出于安全考虑, 我国针对200MW以上的发电机组所采用的大多是单元接线, 而从经济性考虑, 在这种接线方式的实际操作中, 并没有在发电机和电网 (变压器) 之间安装出口断路器, 如此一来就会导致整个电力系统缺乏继电保护。从操作角度来说, 单元接线的方式简单、便捷, 可以缩短施工工期, 减少一次性经济投入。但是, 这种简化了的电路接线方式却忽视了稳定独立性的需求, 完全取决于高压断路器的保护能力;如果高压断路器不能发挥应有功能, 而发电机和变压器并没有进行相应地故障停车, 必然导致整个供电系统的损坏或故障, 引发变压器起火等问题。

根据笔者的经验分析, 如果在发电厂的发电机出口安装断路器, 最短在50毫秒就可以断开与供电系统的联系, 有效地保护发电机组和变压器的安全, 从突发性事故和长期稳定运行角度分析, GCB的安装都是很必要的。

1.2 有利于保护发电机和变压器

电力问题发生是多方面的, 并非仅仅是电网或电力系统, 发电机本身也会出现一些问题, 如不平衡负荷运转、内外部不对称短路等, 会导致电极出现机械发热或电流间断, 这种情况下所产生的高温会在发电机转子阻尼上产生影响, 并进一步导致转子受损。在这种情况下, 应该及时切断它与电力系统的联系, 对主变压器进行保护。

1.3 有利于提高保护选择性

针对发电机发生的故障来说, 出口断路器可以将故障点与系统进行隔离, 同时也避免了频繁的用电事故切换, 厂用电源的保护接线得到了大幅度简化, 同时也降低了保护动作复杂性。在新型技术的参与下, 出口断路器可以实现自动切除, 将发电机、主变压器以及其他设备实现独立保护。

1.4 方便调试和改善

出口断路器之所以能够发挥完善的保护功能, 与安装的位置有很大的关系, 它可以在不中断发电厂电源的情况下把发电机系统隔离开来, 减少了复杂的人工操作局面, 规避了可能出现的操作失误。

2 电气主接线与装设发电机出口断路器的关系

2.1 电气主接线

第一, 单元制电气主接线。通常情况下, 单元制电气主接线由一台发电机和一台变压器构成, 而发电机和主变压器之间出现一个分支, 引出一台发电厂用变压器, 然后再用分相封闭母线把主变压器、发电机和厂用变压器组合起来构成一个整体。这其中, 发电机、厂用变压器和主变压器三者之间是不设置断路器的, 而在主变压器的高压侧, 即对电力系统方面设置断路器装备, 从而实现发电机启动并网和停车断电的需要。

第二, 模块化电气主接线。我国所采用的模块化电气主接线类型并不多, 其形式也是一台发电机、一台主变压器构成, 但在发电机的出口安装一台断路器, 然后再二者之间在引出一个分支, 用于连接厂用变压器;将三者通过封闭母线联系在一起, 不难看出, 当发电机运行或停车中, 发电机断路器介入电网或者从电网隔离, 主变压器都能够维持正常的带电运行。

2.2 单元制与模块化的比较

两种方式在我国电力企业中皆有运用, 但存在的优劣差异也较为明显。

首先, 运行维修和实验方面。单元制接线的缺点是很明显的, 发电机组体启动和停车之前, 都要进行厂用电源的切换工作, 包括正常的停车和事故停车, 以及必要的维护检修时间。这样一来, 频繁的切换操作会导致瞬变现象。同时, 发电机组和变压器是不能分开进行检修的, 当然也不能分开进行实验。而模块化在并网和正常运行中, 主变压器由于断路器合闸的关系, 设备停车依然维持厂电正常, 安全灵活, 不需要进行电源切换。

其次, 可用率比较。发电系统最主要的影响因素包括两个, 其一为故障率, 其二为修理时间。如果整个系统出现故障的机率较大, 必然会导致发电量不足或安全隐患增多, 同时, 由于发电机断路器的绝缘状态为中压绝缘, 分相封闭, 所以故障率较低, 大部分故障因素是出现在接线过程中。修理时间与发生故障的次数有一定关系, 但更多的则需要考虑维修的难度, 采用断路器保护的方式, 在维修中大多采用更换部件的方式, 如此一来可用率自然提高。

摘要：实践证明, 装设发电机出口断路器模块与电气主接线连接之后, 会大大提升安全性, 同时也便于尤其的维修和体验, 节约大量的投资费用, 并提高发电系统的可用率, 综合比较, 其性能要强于非装设发电机出口断路器的电气主接线。结合我国发电系统来说, 主要采用燃煤发电机组、联合循环发电机组以及抽水蓄能发电机组等, 为了避免出现中间负荷的尖峰状态, 应该采用发电机出口装设断路器的模块式接线。本文以下结合这一问题进行研究, 针对改进发电机组运行操作方式进行讨论, 并提出应用、推广的建议。

关键词：发电机组,出口断路器,电气主接线,关系

参考文献

[1]罗炳林.论电气主接线与装设发电机出口断路器的关系[J].电力建设, 2005, 03:5-7+38.

[2]张圣楠.发电机装设出口断路器的可靠性经济性综合分析[D].浙江大学, 2008.

[3]刘静.分布式能源项目装设发电机出口断路器的分析[J].装备制造技术, 2013, 10:106-107.

[4]姚红毅.惠来电厂装设发电机断路器的合理性及参数选择[J].制冷空调与电力机械, 2006, 06:80-82+51.

发电机断路器 篇5

发电机变压器采用单元接线方式,220 kV采用双母线四分段接线方式,6回进线,6回出线,3回出线接入内蒙电力系统,3回出线接入山西电力系统。

1 增加发电机断路器的原因

电站厂用电引自1#、2#和5#发电机机端,为保证机组停机时,厂用电源不发生中断,分别在1#、2#和5#发电机机端安装发电机断路器,选用ABB公司生产的HEC3产品。电站建设时为减少进口设备数量、降低工程造价,2#、4#和6#发电机机端仅设置了隔离开关。在实际运行中主要有以下问题:

(1)山西电网侧接地点运行不灵活,倒闸操作存在安全隐患。5#发电机出口装有发电机出口断路器,因此,电网指定5#主变为系统接地点。5#主变检修时,必须将系统接地点倒至4#主变或6#主变上,由于没有装设发电机断路器,机组与主变只能同时投入或退出运行。操作起来有先退出5#主变中性点接地,然后倒换至4#主变或6#主变中性点接地;或先倒换至4#主变或6#主变中性点接地后,退出5#主变中性点接地点两种方式,两种方式都有不足且存在不安全性。

例如:因5#主变停电检修,6#主变充电专项接地系统接地点操作,引起4#发变组纵差保护动作事故。保护动作原因是由于4#主变、6#主变中性点均接地,6#主变充电后,6#主变高压侧励磁涌流使4#主变高压侧产生和应涌流,导致4#发变组纵差保护动作。

(2)枯水期,电站经常早、晚间带峰荷运行,利用高压侧断路器进行开停机,操作过于频繁。高压侧断路器的机械寿命较短,无故障操作次数为3 000～5 000次,无故障持续运行年限较短,仅为4～7年。发电机断路器机械寿命较长,无故障操作次数为10 000～20 000次。

(3)受制于水库来水特性、流域调度特点,在5#主变停电检修时,因要考虑山西电网系统接地点的需要,只能开启4#或6#发电机全天运行。在枯水期,影响库水位的保持,机组带低负荷运行,发电耗水率增加,经济效益较差。

基于上述原因,万家寨水电站在2011年7月对4#发电机出口增设发电机断路器,并于2012年3月完成。

2 发电机断路器及附属设备选型

2.1 依据的标准

根据目前发电机断路器的发展情况及万家寨水电站的装机容量,应选用SF6发电机断路器。SF6发电机断路器主要生产企业有ABB、Areva、Alstom和沈高等。目前国内采用的SF6发电机断路器以进口为主。

进口的SF6发电机断路器设备参数选择主要是依据IEEE Std C37.013-1997《以对称电流为基础的交流电压发电机断路器标准》和IEC62271-100-2006《高压开关设备和控制设备第100部分:高压交流断路器》。国内的发电机断路器的规范有GB/T 14824—2008《高压交流发电机断路器》,GB1984—2008《高压交流断路器》,DL 427—1991《户内发电机出口断路器订货规范》。

GB/T 14824和GB 1984均在2008年得到了全面的修订,GB/T 14824—2008采用IEEE C37.013-1997进行全面修订,GB 1984—2008是以IEC62271-100-2006为蓝本修改采用。DL/T 427—1991标准没有更新,规定的断路器参数选择及试验主要针对中小型机组及国产断路器。在改造过程中,选择进口发电机断路器参数及试验,以参照国际标准修改采用的国标为参考。在本项目完成改造约2年后,于2014年12月,DI/T 427—1991由于很多技术内容变化很大,被废止。

2.2 主要技术参数

根据GB/T 12824—2008《高压交流发电机断路器》、发电机及电力系统参数、短路电流计算成果等、确定发电机断路器基本参数为:

设备通过招标比选,最后选定ABB公司HECS-80M系列产品,设备主要技术参数如下:

HECS-80M发电机断路器由三相联动的3台单相断路器组成,三相断路器具有共同的整体基座构架。断路器、隔离开关、接地开关以及电压互感器做成一个离相封闭的、有共同外壳的整体单元。与断路器串联的隔离开关安装在断路器出线侧,动触头位于主变压器侧,静触头位于发电机侧。其次,断路器两侧各配置1组130 nF的吸收电容器,有助于断路器内SF6气体暂态恢复电压的改善,提高了断路器的开断能力。断路器操作机构为液压弹簧操作机构。

为满足同期及过电压保护的需要,发电机断路器与主变之间增设一组PT避雷器装置。HECS-80M产品可以提供PT避雷器模块与断路器组装成一个整体,但由于价格较昂贵,PT避雷器与断路器分开布置,PT避雷器柜由国内厂商提供。

3 布置安装情况

HECS-80M型断路器具有体积小、重量轻、安装简便等特点,特别适用于有空间限制的改造工程。新增的配套电压互感器和避雷器柜,布置在上层配电室内。

安装时,需要拆除原有的一组隔离开关,及其操作机构和控制箱。为尽量减少改造范围,断路器中心高程距地面1.4 m,与原封闭母线中心在同一高程。断路器尺寸较原有隔离开关尺寸要大,两端需要各截去一段离相封闭母线。

断路器和封闭母线之间通过20根铜辫子连接相连,软连接之间安装合金支撑环,每根的截面积为480 mm2,每根软连接与导体的接触面积为3 740mm2,最大接触面积为69 400 mm2,发电机额定工况下满负荷运行时接触面电流密度为0.1 1 A/mm2,导体横截面电流密度为0.8 A/mm2。

4 结语

HECS-80M型断路器投运两年多,经过多次开停机,开关动作情况良好。4#机增设发电机断路器,简化了运行操作程序,减少了山西电网侧接地点倒闸操作的频率,提高了系统的安全性和稳定性;在枯水期,提高了水资源的利用率,取得了一定的经济效益,达到了预期效果。

发电机断路器 篇6

对于容量较小的农村小型水电站,发电机通常采用6.3kV电压等级,经6.3/10.5kV或6.3/35kV的升压变压器将电能输送到农网中,向更高电压等级电网系统或终端负荷供电。主回路电阻是评估开关柜中6.3kV断路器运行工况性能的重要特性参数,根据GB3906—1991《3~35kV交流金属封闭开关设备》、DL/T596—2005《电力设备预防性试验规程》等相关规范要求,需要在出厂、交接、初次投运、运营等过程进行预防性试验,评估断路器开关是否具有良好的运行工况性能,以确保水电站6.3kV发电系统运行具有较高的安全可靠性和节能经济性。

1ZN40A-A0Z真空断路器运行现状分析

1.1工程概况

某农村小水电站装机容量为5 000kW,采用2台型号为SF-J2500-18/2600、2 500kW、6.3kV、286A、cosφ=0.8的立式水轮发电机组,主接线为单母线扩大单元接线方式,经1台S9-6300/35、6.3/35kV的升压变压器与当地35kV农网连接。

1.2断路器类型选择

为了确保发电机安全稳定运行,需要在发电机出口侧装设断路器以完成同期并网、短路保护等功能。根据GB1984— 2003《高压交流断路器》中的相关规定:小容量的发电站(装机容量在30MVA以下),从技术、经济等角度进行综合分析,选用配电型真空断路器完全可以完成发电机出口保护功能。结合水电站的实际情况,该发电机组出口侧选用ZN40A-A0Z、 1 250A、25kA的户内高压交流真空断路器,满足发电机在正常或事故工况下的各种操作和保护要求。ZN40A-A0Z装设在KYN29-12型室内高压开关柜中,柜内搭配LZZBJ9-12Q、400/5 A型互感器等发电电压设备。

1.3运行现状

在发电机、开关柜、变压器等设备安装调试完毕后,水电站于2000年5月15日并网投运,真空断路器各种监测指标显示正常,运行良好。发电机满负荷运行电流为286A,断路器额定电流为1 250A,断路器选型合理。投运后进行开关设备预防性试验时,发现断路器主回路电阻不断增加,存在异常;而且在最近一次预防性试验中,检测到发电机处于满负荷运行工况时,1#发电机柜和2# 发电机出口断路器主回路电阻指标均超过相关规范和厂家要求的100μΩ。采用红外热成像仪进行测试,发现1#开关柜表面温度达到65℃,运行维护人员无法直接接触到柜体 表面,估计断路 器内部触 头部位温 度已超过GB763—90《交流高压电器在长期工作时的发热》中的最大允许运行温度值(90℃),且在发电机带负荷发电过程中,柜内还存在异常的振动噪音。在出厂和交接环节中,发电机断路器开关柜性能良好,初步认为该断路器主回路电阻超标异常属于隐蔽性故障,且在后期发电运行过程中不断恶化。为确保发电任务顺利完成,急需在枯水期找出断路器异常原因。

2ZN40A-A0Z真空断路器主回路电阻超标原因分析

2.1预防性检测数据

电站检修维护人员选择处于枯水期的1月15日对此2台发电机断路器柜进行全面检修维护。在进行发电机停运预防性试验时,发现1#发电机断路器柜和2# 发电机断路器柜的主回路电阻存在严重超标问题,且1# 柜面温度较高,具体实测数据如表1所示。

由表1可知,1# 发电机断路器柜三相电阻超标较为严重, 分别为4 256μΩ(A相)、3 687μΩ(B相)、3 168μΩ(C相),超标最为严重的A相超标值达到42倍(以厂家的100μΩ为标准)以上。结合柜面温度数据,推测1# 发电机断路器柜柜内触头温升超过GB763—90允许的最大温度(90℃)要求。6.3kV发电机出口断路器开关柜中的ZN40A-A0Z断路器主回路电阻严重超标,直接危害到断路器乃至发电机组的安全稳定运行, 影响到水电站整个发电及升压变电系统的安全可靠、节能经济运行。

2.2原因分析

为了找出ZN40A-A0Z真空断路器主回路电阻超标的原因,1月15日下午在一切检修程序满足要求后,决定进行停电检查以了解开关柜内部的异常情况。抽出1# 断路器检查发现,铜排外侧的热缩绝缘套部分已经脱落,同时铜排上有明显过热灼烧痕迹。若以发电机满负荷运行工况电流286A、导电回路电阻0.004 2Ω进行计算,则发热功率为:

相当于一个小型电热炉长期烘烤设备。在进一步深入检查后,断路器动触头与触指弹簧间存在大量干涸的导电膏。初步判断干涸的绝缘导电膏引起1# 断路器开关触头不断发热, 并伴随开关触头表面接触不良引起开关柜接触电阻增加,导致开关柜主回路电阻增加和温升效应加剧。检查2# 发电机出口断路器发现同样存在1#断路器的问题。

在检查1#和2#断路器柜不存在其他问题后,结合动触头表面已存在灼伤且残留大量导电膏等现象,通知厂家到场进行后期维护处理。

3ZN40A-A0Z真空断路器主回路电阻超标的处理

KYN29-12开关柜和ZN40A-A0Z断路器厂家代表到达现场后,由于现场没有进一步深入解体或进行深度检测的工具, 决定将ZN40A-A0Z真空断路器从柜体中解除,返厂进行深入检测。经厂家传真反馈确定是开关内部机构存在问题,在操作过程中导致导电膏溢出。确定故障原因后,决定采用同型号新批次断路器进行全面更换处理。待更换设备各项出厂试验指标满足要求后,重新托运到水电站现场。现场安装调试并通过各项交接试验后,将1# 和2# 发电机ZN40A-A0Z断路器重新复位并网运行,在发电机带满负荷运行一段时间后重新对断路器主回路电阻进行停电检测,结果如表2所示。

由表2可知,6.3kV侧发电机断路器柜中的ZN40A-A0Z真空断路器在经同型号设备更换处理后,其主回路电阻测量值均有效降低到60μΩ左右,满足相关规范和厂家指导指标,断路器主回路电阻超标故障得到有效解决。

4结语

KYN29-12开关柜在使用过程中,其动触头、静触头、操作结构等,各接点位置均存在接触不良的可能性。因此,在设备选材、出厂、交接、安装、调试以及运行等环节中,均需要利用主回路电阻值来合理判断断路器开关设备的工况性能。只有结合主回路电阻测量值和红外温度等数据,科学地分析和处理, 才能确保断路器等开关设备具有良好的性能水平,确保整个水电站安全可靠、节能经济、高效稳定地运行。

参考文献

[1]杨宇峰,赵芝清,徐辉煌.回路电阻测量对控制开关柜回路缺陷作用的分析[J].电工电气,2013(5)

发电机断路器 篇7

高压断路器电机操动机构是由永磁同步电机直接驱动断路器进行分合闸的操动机构。电机操动机构运行时, 电机驱动断路器分合闸速度快慢的变化, 引起流过电机绕组电流大小变化, 从而使电机输出转矩或者转动惯量变化。高性能电机操动机构要求电机无超调又快速地跟踪动触头速度和位置的变化, 且稳态无静差, 因此, 对于电机操动机构来说, 抗扰性和跟踪动触头位置的变化是衡量伺服电机操动机构性能的重要指标之一[1,2]。

由于电机操动机构, 结构简单、工作可靠性高, 克服了传统操动机构的局限性, 实现断路器的分合闸全程可控, 因此, 电机操动机构引起开关行业专家的重视。目前, 沈阳工业大学在高压真空断路器电机操动机构方面开展大量研究, 研发出了断路器驱动电机和电机操动机构控制器, 进入实验阶段, 并取得丰富的研究成果[3,4]。

本文分析了断路器的结构特点, 通过与伺服电机连接, 利用现代控制理论状态空间模型, 推导出电机转速与断路器动触头关系的控制方程。对伺服电机操动系统极点进行配置, 得到电机驱动断路器机构的状态空间表达式反馈矩阵, 由反馈矩阵, 得出系统最小状态观测器, 进而得到本文所需要的伺服控制系统模型, 采用最优状态反馈和PI控制的控制策略, 对该控制模型进行仿真, 确认所设计的电机操动机构的跟踪和抗扰的有效性。

1 高压断路器伺服电机操动机构工作原理

系统主要由高压断路器、永磁同步电动机、电机控制器、电机转子位置传感器和IGBT驱动单元组成, 如图1所示。电机的电流信号通过霍尔传感器进行测量, 电机的转速和转子位置由安装在转轴上的光电编码器测出;断路器动触头的行程运动特性曲线可由直线位移传感器测量[5,6]。新型电机控制器以TMS320F28335数字信号处理器作为核心, 通过控制伺服电机电流和转速信号, 影响断路器动触头位置和速度, 实现断路器分合闸动触头全程可控的特性要求。

2 电机操动机构伺服系统状态空间建模

为使电机驱动断路器分合闸性能可靠, 电机输出转矩达到断路器动触头运动速度特性要求, 推导断路器动触头运动方程与驱动电机之间的函数关系式, 正确的建立其运动方程与电机转矩、转速之间函数关系式十分重要。断路器伺服驱动电机的气隙磁场是非正弦分布的, 对于梯形波的电动势和电流, 不能简单的用空间矢量来描述, 也就不能用空间矢量来建立数学模型, 因而旋转坐标dq变换也不适用[7,8,9]。但是, 可以采用一般的方法, 用状态变量法来研究电机操动机构的动态特性, 在静止的ABC坐标建立控制系统的数学模型。

2.1 伺服控制系统状态空间模型

图2、图3为三相星形连接BLDC电机原理与电机绕组反电动势、相电流与位置传感器关系坐标图, 可以由以下方程描述。

式中, va, vb, vc为三相定子电压;ea, eb, ec为三相定子反电动势;R, L分别为三相绕组相电阻和自感。

BLDC机械运动方程可表示为:

式中, Te电磁转矩;kf为阻尼系数 (N·m·s) ;J为电机的转动惯量 (kg·m2) ;TL为负载转矩 (N·m) 。

式中ke, kt分别为反电动势常数和力矩常数。由于电角度与电机转子旋转角度差极对数的一半, 即

由式ia (10) ib (10) ic (28) 0, 通过整理, 电压方程为:

由图2对反电动势分段线性化, 得到表达式为:

电机模型往往转化为简化旋转参照系和提高计算效率, 这里不使用这种方法, 因为在控制信号不是正弦波电源电压时, 这种转变将不会提高计算效率。因此, 无刷直流电机完整的数学模型:

2.2 新型断路器机构的动力学与运动学特性

高压断路器触头分、合闸运动是一个短时、大惯量、非线性和变负载的过程。电机操动机构要实现良好的驱动断路器分、合闸动作, 其输出力与断路器的动触头要有很好的匹配。电机操动机构系统需要克服的各种阻力 (包括触头弹簧的作用力、机构运动副的摩擦力、各部件重力及真空断路器的自闭力等) 与行程的关系, 因此, 在电机操动机构中, 电机与动触头之间的配合关系十分重要[10]。

2.2.1 动触头的动力学特性

图4、图5分别为断路器机械结构图与等效伺服动触头运动坐标简化示意图。连杆通过活塞推动动触头运动, 活塞在水平运动方向与动触头属于硬链接, 所以对动触头运动特性的分析即可。

由图5可以推出, 从曲柄r传到连杆l=A1Bx上的力Fl与作用在动触头f之间, 存在如下关系:

式中为是由连杆与动触头方向的夹角。由式可知, 随着的变化, f在合闸过程中需要的力小于分闸的力, 即断路器合闸所需的力小于分闸的力。

曲柄颈A1处, 沿半径方向的力Fr和Fl的关系:

将上式 (9) 和 (10) 联立, 可得到:

曲柄颈沿r方向承受与Fr力大小相等的压力。曲柄颈沿圆周方向所受切线力FtF与半径r的乘积, 就是转矩TL。

根据上图可知:

将 (2-1) 、 (2-4) 式代入 (2-5) 式, 则

由上式可求出f。

一般断路器操作机构的曲柄连杆机构中l>4r, 所以可将l看成比r大很多, 即, 这时, 角趋近于零。则上式可以写成:l (29) (29) r

有勾股定理可知, 代入上式, 则得:

2.2.2 缓冲活塞的运动学特性

取连杆初始位置A点为坐标原点, x轴水平向右为活塞运动方向。在任意瞬时时刻t, 断路器动触头的位置矢量坐标, 根据图形可知:, 考虑到电机转子与断路器主轴的连接为硬连接, 电机的转子带动断路器主轴同时旋转, 所以曲柄摆过得得角度, w为电机的角速度, 所以有上可得动触头的运动方程:

将上式对时间取导数。便可以得到动触头速度v和加速度α的表达式:

由以上分析可知, 在断路器操作机构开发的平台上, 在已知电机转子连接断路器操作机构主轴的输入轴颈, 材质, 转矩, 通过上述原理设计出合理的断路器操作机构, 得出驱动运动的动触头的位移、速度、加速度和推力, 得到的结果便于断路器操作机构设计。

3 仿真及实验结果分析

根据断路器灭弧室的参数要求, 通过推导电机操动机构控制系统的状态空间模型, 得出电机负载转矩LT与断路器分合闸力f之间的函数关系式, 电机的电磁转矩和负载转矩的关系为Te》TL, 进一步得到电机转转子角速度与动触头运动速度v之间的一一对应关系, 最后对触头运动数据进行处理和控制, 得出为准确控制触头位置, 需要控制电机的旋转角度和出力, 得到伺服电机驱动系统PID控制模型, 如图6示, 伺服电机操动机构PID控制器的动触头控制框图。

控制系统采用速度、电流双闭环控制, 外环速度环采用常规PID控制算法, 内环电流环采用PI控制算法。通过图7所示的电机侧理想速度曲线与电机实际的信号比较, 得到误差信号。误差信号经过PID控制器, 进行外环的速度调节, 速度环的输出信号作为电流PID控制器输入信号, 电流环的输出信号给IGBT模块提供脉冲触发信号, 驱动电机动作, 带动触头进行分、合闸运动。经过不断进行仿真实验, 对PID各个参数进行粗调, 细调, 最终调得PID参数为:速度环中比例系数为400, 积分系数为1.2, 微分系数为1, 电流环中比例系数为2.84, 积分系数为3.7。

图7、图8分别为动触头速度和位置输入信号系统的跟踪性能。从图7中, 可以验证所设计的数字控制对伺服动触头的输出速度v具有很强的跟随性, 稳态误差最大不超过0.01μm, 出现在触头行程的中心点位置。从仿真结果可以看出, 系统在前15ms内存在较大偏差, 期望在系统中外环速度调节器中引入上述单神经元自适应PID控制器、模糊自适应PID控制器等智能控制器替代原系统中常规的PID控制器, 期望通过对控制算法的进一步改进来改善跟踪效果。

在图8中, 分别选取2种不同输入位置信号, 可以发现无论输入连续阶跃信号、阶跃信号还是冲击信号, 系统都可以迅速做出反应, 在几个时间周期内重新达到稳定, 而且无稳态误差。

4 结论

通过分析断路器与电机的配合特性, 推导出高精度可控伺服电机操动机构的离散时间状态空间模型、设计数字控制器并对所建模型进行动态仿真。该状态空间模型可以提供系统内部状态的有用信息, 反映内部状态是否溢出, 可以达到动触头位置输出反馈设计中有时无法达到的要求, 同时对动触头进行精确定位的闭环伺服电机操动机构的优化设计。

(1) 比现有系统更优的静态和动态性能。控制精度达到0.01μm, 在输入量发生较大改变的情况下, 系统可以在几个时间周期内迅速跟随并稳定。

(2) 所设计的数字控制器将伺服阀的截止频率提高到1000Hz。值得注意的是, 文中使用的采样时间t为0.1ms, 而过小的采样时间t会使得对动触头速度v跟踪难以实现, 在具体设计时需要特别考虑。

参考文献

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发电厂低压断路器故障的判断和处理 篇8

在笔者从事电气检修维护工作中处理过一些因为断路器自身原因而引发的故障, 虽然因为种种原因没有酿成更为严重的故障, 但由于此类故障造成的影响确实不容忽视, 轻则控制回路动作异常故障信号频发, 重则使断路器线圈烧毁, 保护装置拒动造成更为严重的后果。从排除故障到事后的原因分析结果来看笔者认为造成故障原因主要有电气和机械两方面 (排除人为误操作因素后) , 其中“拒分”、“拒合”、“误分”、“误合”是断路器运行中的常见故障, 结合笔者的经验体会对现场运行的断路器常见故障的判断和处理方法做一些简单论述, 供运行维护人员参考。

1断路器常见的故障原因

1.1若合闸操作前红、绿灯均不亮, 说明无控制电源或控制回路有断线现象。可检查控制电源和整个控制回路上的元件是否正常, 如:操作电压是否正常, 熔断器是否熔断, 防跳继电器是否正常, 断路器辅助接点接触是否良好等。

1.2当操作合闸后绿灯闪光, 而红灯不亮, 仪表无指示, 喇叭响, 断路器机械分、合闸位置指示器仍在分闸位置, 则说明操作手柄位置和断路器的位置不对应, 断路器未合上。其常见的原因有:合闸回路熔断器熔断或接触不良;合闸接触器未动作;合闸线圈发生故障。

1.3当操作断路器合闸后, 绿灯熄灭, 红灯瞬时明亮后又熄灭, 绿灯又闪光且有喇叭响, 说明断路器合上后又自动跳闸。其原因可能是断路器合在故障线路上造成保护动作跳闸或断路器机械故障不能使断路器保持在合闸状态。

1.4操作电压过低, 电压为额定电压的80%以下, 断路器线圈无法正常工作。

2发生“拒合”故障时的判断和处理

发生“拒合”情况, 基本上是在合闸操作和重合闸过程中。判断断路器“拒合”的原因及处理方法一般可以分三步。

2.1检查前一次拒绝合闸是否因操作不当引起 (如控制开关放手太快等) , 用控制开关再重新合一次。

2.2若合闸仍不成功, 检查电气回路各部位情况, 以确定电气回路是否有故障。检查项目是:合闸控制电源是否正常;合闸控制回路熔断器和合闸回路熔断器是否良好;合闸接触器的触点是否正常;将控制开关扳至“合闸时”位置, 看合闸铁芯动作是否正常。

2.3如果电气回路正常, 断路器仍不能合闸, 则说明为机械方面故障, 应停用断路器, 报告调度安排检修处理。

3发生“拒分”故障时的判断与处理

断路器的“拒分”对系统安全运行威胁很大, 当设备发生故障时, 断路器拒动, 将会使电气设备烧坏或越级跳闸而引起电源断路器跳闸, 使变配电所母线电压消失, 造成大面积停电。对“拒分”故障的判断处理方法如下:

3.1根据事故现象, 判断是否属断路器“拒分”事故。当出现表记全盘摆动, 电压表指示值显著降低, 回路光字牌亮, 信号掉牌显示保护动作, 则说明断路器拒绝分闸。

3.2在检查“拒分”断路器除属可迅速排除的一般电气故障 (如控制电源电压过低, 或控制回路熔断器接触不良, 熔丝熔断等) 外, 对一时难以处理的电气或机械性故障, 均应联系调度, 作为停用、转检修处理。

3.3检查是否为跳闸电源的电压过低所致。

3.4检查跳闸回路是否完好, 如果跳闸铁芯动作良好而断路器拒分, 则说明是机械故障。

3.5如果电源良好, 若铁芯动作无力、铁芯卡涩或线圈故障造成拒分, 可能是电气和机械方面同时存在故障。

常见的发生“拒分”故障时电气方面原因有:控制回路熔断器熔断或跳闸回路各元件如控制开关触点、断路器操动机构辅助触点、防跳继电器和继电保护跳闸回路等接触不良;跳闸回路断线或跳闸线圈烧坏;继电保护整定值不正确;直流电压过低, 低于额定电压的80%以下。机械方面原因有:跳闸铁芯动作冲击力不足, 说明铁芯可能卡涩或跳闸铁芯脱落;触头发生焊接或机械卡涩, 传动部分故障 (如销子脱落等) 。

4发生“误分”故障时的判断与处理

如果断路器自动跳闸而继电保护未动作, 且在跳闸时系统无短路或其他异常现象, 则说明断路器“误分”。对“误分”的判断和处理一般分以下三步进行。

4.1根据事故现象的特征, 即在断路器跳闸前表计、信号指示正常, 跳闸后, 绿灯连续闪光, 红灯熄灭, 该断路器回路的电流表及有功、无功表指示为零, 则可判定属“误分”。

4.2检查是否属于因人员误碰、误操作, 或受机械外力振动而引起的“误分”, 此时应排除开关故障原因, 立即送电。

4.3若因为电气或机械部分故障而不能立即送电, 则应联系调度将“误分”断路器停用转检修处理。

常见发生“误分”故障时的电气方面故障有:保护误动作或整定值不当, 或电流、电压互感器回路故障;二次回路绝缘不良, 直流系统发生两点接地, 使直流正、负电源接通, 这相当于继电保护动作, 产生信号而引起跳闸。机械方面故障有:跳闸脱扣机构维持不住;定位螺杆调整不当, 使拐臂三点过高;拖架弹簧变形, 弹力不足;滚轮损坏;拖架坡度大、不正或滚轮在拖架上接触面少。

5发生“误合”故障时的判断与处理

若断路器未经操作自动合闸, 则属“误合”故障。一般应按如下方法判断处理。经检查确认为未经合闸操作。若手柄处于“分后”位置, 而红灯连续闪光, 表明断路器已合闸但属“误合”。此时应拉开误合的断路器。对“误合”的断路器, 如果拉开后断路器又再“误合”, 应取下合闸熔断器, 分别检查电气和机械方面的原因, 联系调度将断路器停用转检修处理。“误合”的原因可能有:

5.1直流回路中正、负两点接地, 使合闸控制回路接通。

5.2自动重合闸继电器内某元件故障接通控制回路 (如内部时间继电器常开接点误闭合) , 使断路器合闸。

5.3合闸接触器线圈电阻过小, 且起动电压偏低, 当直流系统瞬间发生脉冲时, 会引起断路器误合闸。

综上所述, 断路器出现故障的原因是笔者在现场中摸索出的一些心得体会, 一定还存在有许多不足之处, 在今后工作中还需不断学习不断创新, 使电力系统中电气设备始终处于良好的运行状态, 为安全优质供电作出贡献。

摘要：低压断路器造成故障原因主要有电气和机械两方面, 其中“拒分”、“拒合”、“误分”、“误合”是断路器运行中的常见故障, 本文结合自己的经验体会对现场运行的断路器常见故障的判断和处理方法做一些简单论述, 供运行维护人员参考。