高压罐式断路器

高压罐式断路器（精选三篇）

高压罐式断路器 篇1

550kV单断口SF6断路器的灭弧单元经历了4断口→双断口→单断口。单断口相比双断口SF6断路器, 产品整体结构得到了简化, 零部件数量及用气量大大减少, 产品的运行可靠性和技术经济指标得到大幅度提高。日本有这样的经验:日本1976年550kV罐式断路器为4断口, 到1993年改为单断口。若以双断口与单断口重量作比较, 双断口断路器的重量为100%, 则单断口断路器的重量减至70%, 零部件数减至约70%, 充气量减至约60%。

1 西开电气LW13-550型单断口SF6断路器

西安西开高压电气股份公司 (下简称西开电气) 于1999年以来研制成功363kV、50kA单断口SF6断路器。在此基础上, 通过利用计算机解析技术对高压大容量断路器灭弧室进行探讨研究, 开发出了我国首台550kV、50kA单断口断路器样机, 并严格按照最新国际标准IEC62271-100要求进行了型式试验。

(1) 试验研究工作。

相比双断口灭弧室, 单断口灭弧室在以下方面进行了改进: (1) 对内部电场的改进; (2) 对下游区排气筒形状进行了合理的设计; (3) 用电弧模型对开断现象进行了解析, 确定了适当的压气缸直径; (4) 改进了喷口形状; (5) 优化了特性曲线。

单断口灭弧室增加了额定SF6气体压力, 对弧触头和喷口形状进行改进, 提高了分闸速度、优化了压气缸直径等。

(2) 主要技术参数。

(1) 额定电压550kV; (2) 额定电流4000A; (3) 额定短路开断电流50kA; (4) 额定雷电冲击耐受电压1675+450kV; (5) 额定工频耐受电压680+318kV。

(3) 产品结构。

图1示出西开电气550kV单断口罐式SF6断路器外形。该产品不带并联电容器和合闸电阻。灭弧室是断路器的心脏, 起承载正常负荷开断、关合各种故障电流的作用 (如图2) 。灭弧室设计为2套触头系统, 即主触头系统和弧触头系统, 提高了断路器的可靠性及寿命次数。可配用气动操动机构, 采用压缩空气作为动力进行合闸, 合闸靠弹簧力, 也可配用液压操动机构。液压机构采用电动机带动油泵对碟形弹簧储能, 操作时由液压能完成分、合操作。

2 平高LW55-550/Y4000型罐式SF6断路器

河南平高电气股份有限公司 (下简称为平高) LW55-550/Y4000型罐式SF6断路器是平高借鉴国内外先进技术自主设计开发的产品。产品包括断路器、电流互感器和充气套管。

采用SF6气体作为灭弧和绝缘介质, 灭弧室为单断口, 采用单压式变开距结构。技术参数见表1。

LW55-550/Y4000型罐式SF6断路器整台产品由3个独立操作的极组成。断路器为单断口, 水平布置在罐内;配用液压操动机构, 操动机构放置在金属罐体一端。断路器操作方式为分极操作, 可以进行单极分、合闸操作和自动重合闸操作, 也可通过电气三极联动操作。

配用的液压机构为集成块式、大功率液压操动机构, 液压管路全部内置, 无渗漏。采用了贝林格公司提供的阀系统 (包括一级阀和二级阀) , 保证液压系统的安全可靠操作。液压机构原理图见图3。

小资料

500k V断路器整体运行状况

截止2009年9月, 华东电网系统内的500kV断路器累计装用已达1230余组, 其中在役断路器达1080余组。500kV电网建设早期投运的断路器, 由于短路开断能力不足和老化等原因, 已陆续实施退役和更新改造。

从近年的开关专业工作会议掌握的情况看, 由于对设备招标选型要求严格、运行维护检修经验丰富, 500 kV断路器的总体运行情况较好。从1987年华东电网第一座500kV变电站投运至今, 华东电网500kV变电站已达88座。

高压罐式断路器 篇2

由于目前许多继电保护人员在系统发生故障时不能对故障进行全面分析,又由于750 kV系统是一个新的领域,罐式断路器的应用比较少,因此作者将本人多年的继电保护理论知识、经验结合一次实际故障分析,希望通过对这次故障的分析,对继电保护人员、变电运行人员以及电网调度人员分析事故有所帮助。

1 故障简况

1.1 故障时系统运行方式

某变电站750 kV只有一台断路器7522,750 kV接线方式是线路—变压器组,变压器空载运行,具体接线如图1所示。

1.2 保护配置

由于图1是线路—变压器组接线,因此保护配置比较复杂,作用于7522断路器的保护包括线路保护和变压器保护。线路保护采用双套光纤差动数字式微机保护,配有纵联保护(光纤分相差动保护),还配有三段式距离保护和四段式零序保护,两套保护装置分别是四方电气公司的CSC103A和南瑞继保股份有限公司的RCS931BM型微机线路保护装置;主变保护采用双套二次谐波制动原理的微机数字式差动保护,差动保护包含比率差动和分侧差动,还配有高、中、低三侧后备和公共绕组后备保护,两套保护分别是南瑞继保股份有限公司的RCS-978HB型保护装置和许继公司的WBH-801A/P型保护装置。

1.3 故障情况介绍

2008年7月25日,根据网公司要求,某750 kV变电站施工、验收完毕,由网调组织,中国电力科学研究院、宁夏电力教育工程院、宁夏电力超高压电网运行分公司等单位进行750 kV某变电站正式运行前的系统调试工作。18时在进行完当天最后一项试验(用750 kV线路冲击2#主变)中,7522断路器内部发生单相接地短路故障。

根据2#主变及750 kV线保护动作行为和故障录波器所录波形可知,在2#主变差动保护区与750kV线路差动保护区的重叠处发生了A相金属性接地短路故障,线路保护动作发出A相跳闸令,主变保护动作发出三侧跳闸命令,因此保护跳开了7522、3391、3390、6602断路器。

2 保护装置动作情况

2.1 主变保护动作情况

2#主变保护A屏、B屏两套保护装置保护动作信息一致:

2008年07月25日18时46分45秒850毫秒保护起动:

相对时间00010 ms分侧差动保护动作;

相对时间00010 ms零序比率差动保护动作;

相对时间00027 ms工频变化量差动、比率差动保护动作。

2.2 线路保护动作情况

750 kV线路保护I屏、II屏两套保护装置保护动作信息一致:

2008年07月25日18时46分44秒426毫秒保护起动:

相对时间01432 ms工频变化量阻抗保护动作;

相对时间01435 ms电流差动保护动作;

相对时间01455 ms距离I段保护动作。

2.3 装置信号及指示灯

2#主变保护装置:保护动作灯亮;

750 kV线路保护装置:A相跳闸灯亮;

7522断控装置:A、B、C相跳闸灯亮,7522断路器在分位;

2008年07月25日18时46分45秒892毫秒7522断路器三相被跳开,从保护起动到跳开断路器总共时长42 ms。

3 750 kV系统单相接地短路电流分析计算

3.1 系统简图(图2)

此系统是单侧电源系统,并且负荷侧变压器中性点接地,空载运行。

3.2 系统复合序网图

当此系统K点发生A相单相接地短路故障时,复合序网图如图3所示。

简化后见图4。

3.3 短路电流计算

从图4可知,流过故障点K点的正序、负序、零序电流大小相等方向相同,

由于流过MK线路的零序电流为零,所以在上的零序电压降为零。所以M母线处的零序电压与短路点的零序电压相等,其值为。

流过M侧线路电流只有正序,负序电流,所以

流过N侧线路中的电流只有零序电流,没有正负序电流,所以INA=INB=INC=IK0。

从上述计算中可知,当K点发生A相单相接地短路故障时,流经M侧的电流特点是:IA=2I0,IB=I0,IC=I0;流经N侧的电流特点是:IA=IB=IC=I0。

4 分析750 kV线路保护和2#主变保护动作行为

4.1 罐式断路器内部CT配置

罐式断路器的CT有两部分,分别在断路器灭弧室的两侧,靠近线路侧的CT用于主变保护,靠近主变侧的CT用于线路保护,如图5所示。因此K点发生单相接地短路时,故障点处在主变保护和线路保护的重叠区内。

4.2 保护动作行为分析

根据录波图6可知,同一时刻,A相电流为0.87 A,B相电流为0.43 A,C相电流为0.45 A,基本满足IA=2IB=2IC=0.87 A,与3.3的计算结果相吻合。由于变压器空载,所以主变差动保护的差电流为变压器高压侧电流,主变差动保护定值Icdzd=0.3 A,很明显IA、IB、IC均大于Icdzd,所以主变差动保护动作跳开7522断路器三相。

根据录波图7可知,同一时刻,A相电流为0.42 A,B相电流为0.41 A,C相电流为0.41 A,基本满足IA=IB=2IC,与3.3的计算结果相吻合。对于线路保护来说,线路对侧A相电流与本侧A相用于差动保护的CT感应的电流方向完全一致,A相差流为Ia+Ia`=0.87 A+0.42 A=1.29 A;线路对侧B、C相电流与本侧B、C相用于差动保护的CT感应的电流方向相反,B、C相差流为0 A,因此线路保护A相差动保护动作跳开7522断路器A相。又由于是线路保护近区短路,因此工频变化量距离保护和距离I段保护也动作。

因此,根据上述分析,在750 kV罐式断路器内部发生A相接地短路故障时,2#主变差动保护和750 kV线路差动保护均应动作。

5 结论

本文简要叙述了线路—变压器组在发生断路器本体单相接地短路故障时的故障分析,通过使用序网图分析作用于主变保护和线路保护的各相电流的关系,再结合主变保护和线路保护所录的故障波形,对保护动作行为进行了细致的量化分析。作者希望通过本文加强超高压继电保护工作者对750 kV罐式断路器CT配置、保护功能配置、简单的故障分析等知识的掌握,希望对广大继电保护工作者、变电运行人员、调度员日常分析事故有所帮助。

摘要：对一次典型的罐式断路器内部A相接地短路故障进行了分析,主要通过介绍系统接线方式、单相接地短路时的短路电流计算、故障录波图的分析、保护装置动作报文分析等几个方面,希望能够加强超高压继电保护工作者对750kV罐式断路器CT配置、保护功能配置、简单的故障分析等知识的掌握,对广大继电保护工作者日常分析事故能有所帮助。

关键词：罐式断路器,单相接地,短路电流,保护动作分析

参考文献

[1]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京:中国电力出版社,2005.

[2]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,1994.

高压罐式断路器 篇3

关键词：灭弧室,ANSYS,电场分布

1罐式断路器灭弧室模型的建立

本文所计算的252k V罐式SF6断路器的灭弧室由大、小喷口、触头、动静支座、屏蔽罩等组成,其零部件均为对称结构,因此把灭弧室内的三维电场改为二维对称电场来简化计算,并略去对计算结果影响不大的细微结构,突出主要结构。252kV罐式断路器灭弧室分、合闸电场模型如图1所示。

其中,(a)、(b)示意图中1为断路器灭弧室外的大罐,2为灭弧室与大罐之间的绝缘介质SF6,3为灭弧室内导体、屏蔽罩及绝缘件。

2灭弧室电场计算

2.1计算初始条件:

252kV罐式断路器灭弧室内有三种不同的绝缘介质:SF6气体,聚四氟乙烯,环氧树脂,其介电常数分别为:1.002,3.5,3.8。

2.2剖分密度

本文计算罐式断路器灭弧室内断口间电场的计算场域二维网格见图2所示,在窄小、细长、不规则的处先进行线条的细化,再进行面域的网格划分及细化,使形成均匀、无尖锐的网格。

2.3电场计算判据:

在额定闭锁0.52MPa气压下:灭弧室的场强分别为:

3计算结果分析

按照电压施加方式,分别计算SF6罐式断路器在几种试验工况下的电场强度,电场强度分布如图3所示,电场强度值如表2所示。图中(a)、(b)、(c)、(d)、(e)、(f)分别对应相应的试验工况。当断路器处于分闸状态,在工频406(+106)k V电压下,最大场强发生在高电压触头处,其值为16.074k V/mm,其它部位场强值相对较小;在雷电1050(+460)k V电压下,最大场强值为32.752k V/mm。当断路器处于合闸状态,在工频460k V电压,雷电1050k V电压下,最大场强值分别为18.361k V/mm,24.314k V/mm。252k V罐式断路器灭弧室电场强度最大值均小于电场击穿强度值,因此该罐式SF6断路器内部绝缘结构是安全可靠的。

4结论

在252k V罐式断路器的设计研发过程中,利用软件工具对其结构及电场进行绝缘结构设计及分析计算,使产品结构达到最优设计,并可极大地缩短产品的研制周期,降低研发成本。

通过对252k V罐式SF6断路器灭弧室电场的计算分析,说明本文设计的灭弧室结构满足绝缘要求,为252k V罐式断路器的整体设计提供了理论依据。

参考文献

[1]徐国政.高压断路器原理和应用[M].北京:清华大学出版社,2000.