分闸故障范文

分闸故障范文（精选4篇）

分闸故障 第1篇

关键词：变电站,断路器,拒绝分闸,异常处理,故障分析

0引言

高压断路 器是发电 厂及变电 站的重要 电气设备 , 它不仅可 以切断与 闭合高压 电路的空 载电流和 负荷电流 , 而且当系 统发生故 障时 , 它可以和 继电保护 装置 、 自动装置 相配合 , 迅速切断 故障电流 , 以减少停 电范围 , 防止事故 扩大 , 保证电力 系统的安 全运行[1,2]。

因此 , 当断路器 拒绝分闸 时 , 这个断路 器就变成 了一个“死开关”[3,4],在电力系统运行中 , 这是一种 非常可怕 的故障现 象 , 若不及时处理,当电力系统发生故障时, 保护装置启动,不能迅速地启动断路器跳闸,必将引起故障范围的进一步扩大,危及电网的正常运行,所以对于拒绝分闸的断路器,应及时停电隔离, 及时检修处理[5,6,7]。

1故障变电站的概况

某110k V变电站是该乡镇的枢纽变电站,它的110k V系统为室外设备,采用内桥式接线方式, 110k V 1号电源进线(备用电源)是采用FXT11型户外高压SF6断路器, 2号电源进线断路器(主供电源) 也是SF6断路器,站内两台主变压器分列运行。该变电站的一次系统实时运行图如图1所示。

2故障的发现与处理

2.1故障的发现过程

2015年02月04日09时19分,监控人员根据指令进行变电站倒换电源的遥控操作,先将2号电源进线断路器遥控合上,当拉开1号电源进线断路器时,出现1号进线断路器遥控返校超时,同时出现“1号电源进线控制回路断线”信号,断路器没有出现由“合”变“分”的遥信指示,再次操作,也没有将断路器拉开,这台断路器拒绝分闸。

一般情况下,断路器拒绝分闸这种故障,应依据变电站《现场运行规程》的有关规定,首先瞬时断开故障断路器的控制电源开关,然后进行检查处理。

运维操作人员对故障现场了检查处理过程如下:

1)首先检查1号电源进线111开关的“远方-就地”切换开关的位置确在“远方”位置。

2 ) 然后进行后台机内信息的检查。后台机显示1号电源进线111开关在“合位”,同时也有电流指示。后台机事件记录内显示“1号电源进线控制回路断线”。

3)检查1号电源进线控制开关的红、绿指示灯都不亮,但电流表有指示,如图2所示。

4)检查主控室1号电源进线断路器的控制电源开关位置在合位,分闸回路的遥控分闸压板投入正确。

5)检查室外110k V设备区内1号电源进线111断路器在“合ON” 位置。说明监控人员确实没有通过遥控方式将断路器断开。

6)检查SF6气体压力为0.5MPa, 在正常范围之内,不会出现因闭锁继电器动作,而造成断路器分闸闭锁的现象。

7)进一步检查,当运维人员打开1号电源进线断路器的操动机构箱时,发现一股青烟随着机构箱的箱门向上飘出,随后就闻到一股环氧树脂烧焦的气味,这个气味带有一定的刺激性,充满在整个操动机构箱内。故障断路器操动机构箱如图3所示。

8)再次详细检查端子箱内的电源开关,没有跳闸的现象,端子排上没有线头掉出或接触不良的情况。

9)检查断路器辅助开关的切换位置正确,连接杆正常。

10)检查断路器机构箱内,跳闸线圈发黑,外观不平滑(如图4所示)。

从以上的检查项目来判断,说明断路器已经电动拒绝分闸,从现场操动机构箱内的烧焦糊味来说, 断路器跳闸线圈具有烧损的可能。

按照变电站《现场运行规程》 的规定,运维人员迅速拉开故障断路器的控制电源开关,将检查情况向地调值班员做简要的汇报,由于这种断路器无手动分闸按钮,建议调度部门用上一级断路器将故障断路器隔离。

2.2故障断路器的隔离

地调当值值班员接到变电运维人员的汇报之后,及时对运维人员下达了操作指令,运维人员根据调度操作指令,将1号主变压器负荷倒2号主变压器运行。最后将110k V号电源进线111开关停电。

在停电的过程中,虽然1号电源进线的上一级电源已经停电,但是在不断开断路器的情况下,直接拉开两侧的隔离开关是一种极不正常的操作方法。在这种情况下,手动断开断路器是当前操作中需要立即解决的问题。

在操动机构箱内检查之后,没有发现手动跳闸的按钮,运维人员再次详细地检查断路器操动机构, 发现跳闸线圈的铁芯上有一个衔铁顶板,判定这个顶板应是手动跳闸的地方,于是用绝缘杆顶了一下, 果然断路器分闸了,在上顶的过程中,运维人员同时感觉顶板有些卡涩的现象。

2.3断路器拒绝分闸的危害

运行中的断路器拒绝跳闸时, 这台断路器就成了一个不能分闸的 “死开关”,当它的保护范围内出现故障时,保护装置虽然能够可靠动作,发出跳闸指令,但是由于断路器操动机构出现故障,断路器却不能分闸,故障点不能及时切除, 将可能造成故障范围的进一步扩大,使电力设备的损害程度进一步加大,甚至造成上一级或者再上一级断路器越级跳闸,从而引起大面积的停电事故。因此不论是《电力安全工作规程》还是变电站《现场运行规程》都明确规定,禁止将跳闸失灵的断路器投入运行。

2.4故障断路器的处理

运维人员将1号电源进线111断路器做好安全措施,检修人员经过详细的检查后发现,断路器的两只跳闸线圈烧毁了一只,其规格为220V DC 250W,另外一只跳闸线圈完好无损,如图5所示。

考虑到有些110k V断路器采用双套保护装置,这台断路器设计制造了两套跳闸 线圈 。 但这个变 电站的110k V断路器采用单套保护装置,烧毁的跳闸线圈就是使用中的线圈,完好的一只跳闸线圈未使用,检修人员将烧毁线圈的接线拆除后,拆下烧毁的线圈,更换同规格的跳闸线圈后,经过运维人员就地分、合闸和监控人员遥控分、合闸试验后,一切正常。这台断路器的分合红绿指示灯也亮了,证明了分、 合闸回路都正常。如图6所示。

2.5故障后的送电

运维人员终结《事故应急抢修单》,地调值班人员得到“事故抢修工作结束,人员退出工作现场, 可以送电”的汇报后,下达操作指令,运维人员将现场设备恢复故障前的运行方式。

3故障的原因分析

造成该故障的原因可能如下:

1 )定期检修、维护工作不足。

该断路器是2000年07月01日生产,2006年投入运行,距离现在已经有14~15年的时间了,由于该断路器是FX11型户外高压SF6断路器,这种断路器的生产厂家信誉度高,产品质量好,按照《技术使用说明书》的介绍,这种断路器具有20年以上的使用寿命。因此,这种SF6断路器,运维单位一直没有做过认真的检修,也没有进行过注油、加油等维护工作,而且当地气候属于盐碱滩涂地区,风力大,空气潮湿,风中带有盐碱的气味,周围有些重污染的化工企业,空气中含有腐蚀成分。 以上条件都是造成该断路器操动机构卡涩的主要原因。该地区的其他变电站近期也发生过类似现象。

2)操动机构箱密封不严。

该型号断路器的操动机构箱的箱门口上,都压有橡胶密封条,它可以防止雨雪水、粉尘以及潮湿空气等进入机构箱内,这种密封装置,起到机构箱内电气设备避免受潮、清洁的作用。但从现场的检查来看,机构箱四周的密封条约有10cm的一段,没有压接在箱门上,从而形成机构箱封闭不严,空气中的潮湿空气、污秽粉尘等同时进入机构箱内,造成箱内的金属设备污秽、氧化,使分闸机构动作不灵活、不可靠,造成断路器不能分闸,从而使跳闸线圈长期处于通电状态,最终造成分闸线圈烧损,这也是导致断路器拒绝分闸故障的另一种原因。

4故障引发的思考

1)该型号断路器的质量是非常可靠的,14多年来一直没有出现过拒绝跳闸的现象,这次1号电源进线断路器拒绝跳闸故障的发生,并不是偶然的,而且近期附近其他单位也出现过类似现象,所以这种断路器已经到了维护的年限,建议联系厂家,利用停电的机会,进行一次全面维护工作。

2)当遥控拉开断路器,遇到机构卡涩的情况,这时跳闸线圈长期通过的电流是断路器分闸电流,这个电流相对于跳闸线圈来说是比较大的。如果断路器拒绝跳闸,其辅助接点不能及时切断分闸电流,极有可能烧毁跳闸线圈。因此,运维人员在就地操作断路器分闸时,当转换开关切至分闸位置后,若绿指示灯不亮,即断路器不能分闸,应停止转换开关的操作,迅速拉开断路器的控制电源开关,防止烧毁分闸线圈,这时如果距离断路器操动机构较近,就能听到“叭嗒”地一声响,这是分闸线圈失电,铁芯自动掉落的声音。如果再次合上控制电源开关,再分闸一次,跳闸铁芯将卡涩的分闸机构再顶撞一下,就有可能使断路器可靠分闸。

3 ) 断路器分 闸线圈拒 绝分闸,这是在分闸操作中发现的故障现象,如果没有发现,当保护装置动作后,断路器不能跳闸,保护装置不能有效隔离故障点,将使故障范围进一步扩大,造成上一级电源停电,扩大停电范围。因此,这并不是一个简单的分闸线圈烧毁的问题,它可能引起电网事故,所以必须对老式断路器的维护、检修工作当作一项非常重要的工作来对待。

5故障的防范措施

经过监控、运行、检修人员的协作配合,这次故障得到了较好的处理。为了在以后工作中防止类似故障的发生,建议采取如下的防范措施:

1 ) 防凝露装置要全年投入运行。运维人员要将所管辖的变电站,带有防凝露装置的断路器操动机构检查一遍,发现有未投入运行的,应及时投入运行,发现有不加热的,应及时上报设备缺陷,尽快检修处理,消除设备缺陷。

2)断路器机构箱要密封严密。 运维人员在巡检过程中,应重点检查各站断路器操动机构箱的橡胶密封条是否封闭严密,若发现机构箱内有压接不严密的,应及时压接严密,发现有橡胶龟裂、老化、缺损的应及时上报设备缺陷,购买或者联系厂家进行更换处理。

3)断路器操动机构装置要进行检修维护。FX11型断路器机构箱的检修维护工作,应列入春季检修工作中, 借助停电机会及时进行检修维护,根据情况进行注油、清扫、更换。

6结语

分闸故障 第2篇

本文是以两参数法为依据,结合试验参数和电网的部分实际参数,通过相应的等效电路建立数学模型,对失步故障开断过程进行分析和研究,从而得出带分闸电阻的1 100 kV断路器主辅断口TRV(瞬态恢复电压)的变化。并与不带分闸电阻的断路器进行比较,以此得出分闸电阻对失步开断过程的影响及相关的看法。

1 数学模型的建立与分析

由于国际电工委员会(IEC)没有关于1 100 kV电压等级的相关标准,为了便于计算和比较,依据IEC 62271-100标准,导出了1 100 kV断路器的额定失步开断能力试验的相关标准参数[1,2],具体如表1所示。

注:Ur为额定电压;Iφ为开断电流方均根(r.m.s.);kpp为首开极系数;kaf为振幅系数;u1为第一参考电压;t1为到达u1所需的时间;UC为断口TRV峰值;t3为到达UC所需的时间;td为时延;u'为电压;t'为时间;上升率为UC/t3。

1.1 断路器不带分闸电阻的情况

依据电网失步故障单回线示意图导出等效电路原理图如图1所示[3]。

当断路器开断后,依据图1中支路(2)建立电路方程[4]:

式中,Us(t)为施加电压,Um为施加电压峰值,ω为电源工频角频率。

联立方程(1)、(2)求解,断口恢复电压计算函数如下:

式中，Z'为R0C0并联支路等效阻抗，且;Z为回路总阻抗，且;δ为回路固有衰减系数，且;ω’0为回路固有振荡角频率，且，其中，ω0为等效角频率，且;为t∞时C0上的电压与Us(t)的夹角，且，其中，α为主断口电流过零点与施加电压零点的夹角即换路时电路初相角，ɸ为主回路功率因数角，β为并联支路相角。

主断口开断后,二阶回路、欠阻尼,初始条件:t=0,IL=0;t=0,UC=0。由式(3)得:

依据式(3)得TRV标幺值(相对Um标幺值,后均相同)计算曲线见图2。依照标准规定,两参数条件下振幅系数ka f=1.25,t3=1 458μs,故其两种电流值(12.5、3.75 kA)下的TRV标幺值曲线是相同的,其中1.25 kA的电流是为后续的比较而举的特例,其TRV参数仍与标准规定的相同。

分析图2,无分闸电阻断路器开断失步故障后TRV的变化,其暂态波峰是较高的0.334(p.u.),但其稳态已经衰减到0.914(p.u.),二者叠加后,其UC=1.25(p.u.),与标准要求相符。

1.2 断路器带分闸电阻的情况

带分闸电阻断路器等效电路原理图如图3所示。动作过程为:主断口分30 ms辅助断口分;分闸电阻Rf=700Ω。

断路器主断口开断后依据图3中支路(2),辅助断口开断后依据支路(3),计算函数如下。

1.2.1 Iφ=12.5 kA(OP2)的情况

主断口开断后,二阶回路、欠阻尼,初始条件:t=0,IL=0;t=0,UC=0。其断口恢复电压同式(3)。

主断口TRV标幺值计算曲线见图4。

分析图4,断路器主断口开断失步故障后,其暂态振荡衰减得很快,但其稳态以sin形式衰减,二者叠加后,其UC=0.934(p.u.)。此时电流尚未完全开断,而是转移到辅助断口,其电流变化如图5所示。

分析图5,当辅助断口30 ms开断时,最短燃弧时间:5.6 ms,燃弧区间:10 ms,Im为失步电流峰值。

辅助断口开断后,二阶回路、欠阻尼,初始条件:t=0,IL=I0;t=0,UC=0。其断口恢复电压同式(3),其中K1=[Um|Z'|/|Z|(-ωcosγ-δsinγ)+I0/C0]/ω'0。辅助断口TRV标幺值计算曲线见图6。

分析图6,在12.5 k A(OP2)较大电流的情况下,因分闸电阻的存在,辅助断口完全开断失步故障后,恢复电压起始相角发生很大变化,其暂态起始值很低且振荡衰减很快,已不影响UC,稳态呈上升趋势,二者叠加后,UC=1.018(p.u.),较无分闸电阻情况明显降低。OP2参数条件下,TRV的变化情况见表2。

1.2.2 Iφ=3.75 k A(OP1)的情况

主断口开断后,二阶回路、过阻尼,初始条件:t=0,IL=0;t=0,UC=0。

式中:。依据式(4)得主断口TRV标幺值计算曲线如图7所示。

分析图7,断路器主断口开断失步故障后,其暂态呈非振荡衰减形式且衰减很快,但其稳态以sin形式上升到达峰值后衰减,二者叠加后,其UC=0.66(p.u.)。此时电流尚未完全开断,而是转移到辅助断口,其电流变化如图8所示。

分析图8,当辅助断口30 ms开断时,最短燃弧时间:6.8 ms,燃弧区间:10 ms。

辅助断口开断后,二阶回路、欠阻尼,初始条件:t=0,IL=I0;t=0,UC=0。其断口恢复电压同式(3),其中K1=[Um|Z'|/|Z|(-ωcosγ-δsinγ)+I0/C0]/ω'0。辅助断口TRV标幺值计算曲线见图9。

分析图9,在3.75 k A(OP1)较小电流的情况下,由于分闸电阻的存在,辅助断口完全开断失步故障后,恢复电压起始相角也发生很大变化,但其暂态起始值不再很低,稳态呈上升趋势,二者叠加后,其UC=1.054(p.u.),仍不超过无分闸电阻的情况。

OP1参数条件下,TRV变化情况如表3所示。

1.2.3 失步故障OP2同OP1比较分析

1)从OP2试验的参数来看,在完全满足标准参数的情况下,带分闸电阻的断路器较不带分闸电阻的断路器开断后,对回路(电网)及断路器也是有好处的。因为它降低了TRV峰值UC及恢复电压上升率。

2)与OP1的TRV变化进行比较,发现存在某种条件,即失步电流越小主断口降低得越明显,辅助断口降低得却很少。那么,在TRV等效阻抗不变的情况下,势必存在某种条件,即电流减小到某一值时,导致在使用带分闸电阻的断路器时,主断口的TRV下降得很厉害,而辅助断口下降很缓,UC甚至还上升。

3)下面给出假定失步电流为1.25 k A(O P2的10%),而TRV等效阻抗不变的情况下,如果使用有分闸电阻的断路器,其断路器断口的TRV参数明显发生了逆转性变化。UC上升,而上升率du/dt几乎没降多少,这样导致辅助断口所承受的TRV参数甚至比主断口还苛刻。

1.2.4 假定Iφ=1. 25 kA(OP2的10%)的情况

主断口TRV标幺值计算曲线见图10。

分析图10,断路器主断口开断失步故障后,其暂态呈非振荡衰减形式且衰减很快,但其稳态以sin形式上升到达峰值后衰减,二者叠加后,其UC=0.396(p.u.)。此时电流尚未完全开断,而是转移到辅助断口,其电流变化如图11所示。

分析图11,当辅助断口30 ms开断时,最短燃弧时间:8.2 ms,燃弧区间:10 ms。

辅助断口TRV标幺值计算曲线见图12。

分析图12,在1.25 kA更小电流的情况下,由于分闸电阻的存在,辅助断口完全开断失步故障后,恢复电压起始相角也发生偏移,导致稳态与暂态几乎同时达到峰值,二者叠加后,其UC=1.288(p.u.),已超过无分闸电阻的情况。

OP2的10%参数条件下,TRV变化情况见表4。

分析原因:对比图9和图12,辅助断口电流过零时,分闸电阻导致其TRV中的稳态分量的起始相角偏移,而失步的暂态分量的频率本身很低,当偏移到某一相角时,导致稳态分量的波峰和暂态分量的波峰基本同一时刻到达,二者叠加后,UC的数值大为上升。而不带分闸电阻的情况下失步本身的稳态分量的起始相角是约90°,即稳态分量是Um按cos形式衰减的,其UC并不是两个分量波峰的叠加。

1.2.5 辅助断口燃弧时间的变化

比较三种情况下辅助断口最短燃弧时间:5.6、6.8、8.2 ms,虽然电流越小UC越高,甚至超过无分闸电阻断路器的情况,du/dt下降得也越来越少,但最短燃弧时间大大增加了,这一点是值得关注的。

1.3 计算结果

如表5所示,在无分闸电阻的断口TRV参数完全满足标准要求情况下,有分闸电阻的断路器断口的TRV参数由于分闸电阻的存在,改变了回路特性,主辅断口承受不同的TRV参数,对主断口而言是降低了,但对辅助断口由于实际电网失步电流的差异,尤其是失步电流很小的情况下,将会导致辅助断口的承受TRV参数升高,这对于依据标准考核而言,对试品考核将存在盲区,而无法合理或严密考核断路器开断失步的性能试验。

2 PSCAD模拟仿真

模拟仅提供1.25 k A的仿真波形,如图13所示。

将计算结果代入PSCAD程序进行仿真计算,其波形图与计算曲线进行比较,两者所有参数的误差非常小,故该时域方程的数学模型是完全正确且符合参数条件的。

由仿真波形图13可知,仿真结果同计算结果是一样的。即在TRV等效阻抗不变的情况下,当失步电流为O P2的10%时,带分闸电阻断路器的断口瞬态恢复电压峰值UC比不带分闸电阻断路器的要高。

3 同实际电网参数比较

实际电网参数(引用特高压示范工程失步TRV计算结果)[2],如表6所示。以表6中某电网参数为基准,代入数学函数关系式,计算结果如表7所示。

失步相角为120°时的TRV计算曲线见图14。

通过对电网实际参数进行模拟计算,其结果和趋势同理论计算相同,但从图中可看出虽在某种情况下辅助断口的TRV第一波峰的峰值UC高于无分闸电阻断路器的UC,但由于分闸电阻的作用,TRV辅助断口的第二波峰的峰值衰减很快,明显低于无分闸电阻断路器的峰值,但UC作为TRV的重要参量对断路器成功开断很重要,因此这一点是值得关注的[5]。

4 分析和讨论

1)综上所述,以标准参数来考核带分闸电阻的断路器的失步故障是不严密的,明显存在问题。

2)通过分析可知,电网的实际参数较标准参数而言,在失步电流较小、上升率较低的情况下,如果选用带分闸电阻的断路器,在开断失步故障的条件下,辅助断口所要承受的TRV参数甚至可能比无分闸电阻断路器所承受的TRV还要苛刻。故须根据电网特性来选择是否使用带分闸电阻的断路器。除非辅助断口经过标准参数以外的更为苛刻的考核。

3)断路器是否成功可靠的开断,其过程简单的说是介质恢复强度曲线与TRV变化曲线的较量过程。而辅助断口从开断能力上、设计结构上应该不会超过主断口,但可以考虑辅助断口的失步电流较小,其所产生的能量,不足以使介质恢复强度上升率下降很多,从这个角度看,辅助断口是可以成功开断的。但试验室仍应单独考核辅助断口,其TRV参数至少应为无分闸电阻断路器主断口的TRV参数,这样辅助断口考核仅基本严密[6]。

参考文献

[1]姚斯立.1100kV交流SF6断路器开断和关合短路电流试验方案——研究报告[R].西安:西安高压电器研究所,2006.

[2]国家电网公司.特高压试验示范工程研究报告[R].北京:国家电网公司,2009.

[3]钱家骊,张节容,徐国政,等.高压开关开合电容电流和小电感电流[M].北京:中国电力出版社,1999.

[4]徐国政,张节容,钱家骊,黄瑜珑.高压断路器原理和应用[M].北京:清华大学出版社,2000.

[5]IEC62271-100:2001High-voltage switchgear and controlgear-Part100:High-voltage alternating-current circuit-breakers[S].

分闸故障 第3篇

某市某35/10 kV客户变电站在一次车间10/0.4kV变压器停电倒闸操作之后发现变电站母线三相线电压平衡而相电压不平衡, 三相电气设备能正常运行。

2 故障原因分析与查找

首先, 检查电压互感器的一、二次侧熔断器, 结果熔断器完好。其次, 检查线路绝缘、电缆头等, 都没有发现异常现象。最后, 发现车间10/0.4 kV配电变压器三相电压异常:U相有电压, 而V相、W相两相没有电压。断开变压器10 kV侧断路器并将手车拉出, 发现U相分闸拉杆断裂, 断路器该相仍处于合闸状态, 线路仍处于带电状态, 所幸没有引发人员触电事故。

我国35 kV电力系统为小电流接地系统, 中性点不接地, 中性点的电位随着系统对地电容的改变而改变。当线路各相对地电容相等时, 三相电容电流相等, 相位彼此相差120°, 相量之和为零, 变压器中性点电位为零。本案例中断路器一相有电压, 其余两相没有电压, 这样就造成三相对地电容电流的相量和不等于零, 变压器中性点产生一定的电位, 发生中性点位移, 使得三相相电压不平衡, 而线电压仍然保持平衡。

3 预防措施

(1) 手车式开关柜, 分闸后必须把手车拉出, 形成明显的断开点。

分闸故障 第4篇

某500kV变电站在进行停电检修时发生了边断路器5433合闸后A相、B相自动分闸及C相第II组分闸线圈烧毁和中断路器5432 C相第二路分闸线圈烧坏的故障。发生故障的断路器为DT2-550-F3型罐式断路器, 操作机构为弹簧操作机构。

2 原因分析

2.1 5433分闸线圈烧毁原因

现场检查发现5433断路器A相、B相、C相第二路分闸线圈监视继电器 (TCM) 及C相第二路分闸线圈损坏。

5433断路器合位时, A、B两相第二路分闸线圈监视继电器 (TCM) 内部发生击穿, 正电通过TCM直接加于A、B两相第二路跳闸线圈上, 导致A、B两相断路器跳闸 (见图一) 。C相第二路跳闸线圈监视继电器 (TCM) 内部也发生了击穿, 但由于有电阻的存在 (事后用万用表量电阻值为180欧) , 加在C相第二组跳闸线圈上的电压低于动作电压并长期带电, 导致C相第二组跳闸线圈烧毁。在此期间, 由于A、B两相第二路跳闸线圈监视继电器 (TCM) 内部发生击穿, 正电通过TCM直接加于A、B两相第二路跳闸线圈的同时, 通过37A II、37B II回路反加在操作插件上, 通过跳闸信号继电器 (TXIJ) 线圈经由沟通三跳与C相跳闸回路接通, 使A、B两相跳闸信号指示灯点亮。

5433断路器故障时电压流向示意图见图1。

2.2 5432断路器分闸线圈烧毁原因

5432断路器C相跳闸线圈烧毁原因同样是由于TCM击穿所致, 但与5433情况稍有不同, 5432合闸后仅有C相第二路跳闸线圈监视继电器 (TCM) 内部发生击穿, 而另两相正常。经对损害的TCM进行测试发现其1、3间和1、2间电阻仅为4.2k欧, 远小于其额定值15kΩ, 而2、3间的二极管也已击穿, 2、3间电阻仅为268Ω, 对TCM进行加电测试在100V测试电压下, 1、3间和1、2间电阻发生突然变小现象, 其通过电流突变为3A, 正电通过1、2直接加在了跳闸线圈上, 通过分压导致了线圈烧毁。

2.3 线圈监视继电器的用途

DT2-550-F3型罐式断路器, 在其汇控箱的分闸回路中接入了分闸线圈监视继电器 (TCM) , 接线情况见图2所示, 其用途为就地监视分闸回路的完好性;当分闸线圈损害后或回路故障不同时, TCM的指示灯会熄灭。

汇控箱分闸回路接线原理图

许多断路器均无分闸线圈监视继电器, 对跳、合闸回路的监视是通过断路器操作箱操作插件的跳合位继电器来实现的, 回路可靠; DT2-550-F3型罐式断路器使用的分闸线圈监视继电器质量不可靠, 易损坏导致断路器误分及跳闸, 线圈烧毁隐患很大, 其作用是对汇控箱、机构箱内分闸线圈完好性的监视, 功能与断路器操作箱的跳、合位继电器重复, 其拆除不影响断路器功能及运行。于是拆除了5433、5432断路器分闸线圈监视继电器 (TCM) 。对拆除的完好TCM进行了实验, 发现TCM在通入相同实验电压的情况下, 其线圈中流过的电流差异较大, 其内部电阻阻值等与标称值有出入, 呈现离散分布情况, 由此反映出TCM存在着较为严重的质量隐患。

3 暴露的问题

引进国外产品时, 要重视在设计阶段进行沟通, 确认相关元件的功能。以上介绍的TCM功能与国内在保护方面的设计功能是重复的, 增加了元器件不可靠带来的风险。在以下两方面:

1) DT2-550-F3型罐式断路器所使用的分闸线圈监视继电器所实现的功能与国产断路器操作箱跳、合位监视功能重复。

2) DT2-550-F3型罐式断路器由于所使用的分闸线圈监视继电器质量不可靠, 其损坏后极易导致断路器发生误分及跳闸线圈烧毁事故, 对断路器的安全稳定运行造成极大隐患。

4 结束语

1) 综上所述, 对新引进的设备在设计过程中就应该及时了解设备, 充分考虑与其它设备的相互配合问题, 应注意与国产二次设备的配合。

2) 对新引进的设备, 应在招标技术规范中明确断路器机构的控制部分必须与国内相关二次设备相配合, 对于不适应国内技术要求和使用习惯的功能必须修改, 对于功能重复的部分应予以取消。