开关断路器范文

开关断路器范文（精选7篇）

开关断路器 第1篇

胜利油田电力管理总公司自2003年开始对全油田所属的150多座变电站进行了微机保护改造。总公司下属的胜利电器有限责任公司承担了部分改造任务,改造初期发现,用外购微机保护模块自带的断路器合闸控制开关进行断路器就地合闸时,由于其选用的开关触点容量偏小,因此合闸时造成控制开关触点粘连,进而造成合闸接触器线圈烧毁。

1 事故分析

在电磁式控制保护回路中,变电站断路器控制开关原选用LW2-Z型开关,该开关能够切断约3A的感性直流电。一般断路器的合闸接触器HC线圈电流小于2A,当合闸接触器线圈所串联的断路器QF常闭辅助触点动作不良或没有合闸电源情况下进行操作时,控制开关的5-8触点就会承担切断合闸接触器HC线圈电流的任务,即使合闸回路工作不正常时,也不会烧坏控制开关触点或合闸接触器线圈。微机保护模块合闸控制回路与原电磁式控制保护回路不同,它的合闸控制回路串于合闸闭锁继电器自锁回路,依靠断路器常闭触点解锁。这样,采用微机保护控制的断路器在没有合闸电源而进行合闸操作的情况下,合闸回路永远自锁,直至烧坏。国外微机保护就地操作控制开关一般选用奥地利CA10系列开关,该开关为交流10A、500V。该开关在跳、合闸线圈回路正常时,实际作为隔离开关使用,不承担灭弧任务。国外断路器产品性能优于国内,且操作规程简单,很少出现没有合闸电源的情况,在实际使用中也很少烧坏控制开关触点或合闸接触器线圈。国内微机保护参照CA10性能选用国产LW12-16型开关,为交流16A、500V,直流通断能力为电感电流小于1A(优于CA10)。当合闸回路不正常且电流大于1.5A或没有合闸电源时,控制开关触点或合闸接触器线圈就会烧坏,影响变电站的正常运行。

因此,为尽快解决这一问题,我们经过分析及多次试验,最终研制出了变电站高压断路器合闸回路延时保护器。

2 电路工作原理

电路如图1所示,电路的电源电压取自二次控制母线KM。图1中QF是断路器的常闭辅助触点,HC是合闸接触器线圈。

该电路为通电延时无触点电子开关电路。由于三极管V1的额定电流大于5A,耐压大于1 500V,因此,该电路能切断直流为5A、电压为220V的电感性负载。闭合微机保护模块上的控制开关S,直流控制母线+KM 220V电压加到电路12号接线端子上。由于电容C两端的电压不能突变,因此在通电瞬间,电容C导通,继电器KA线圈瞬时得电,其常闭触点KA2瞬时打开断开电容的放电回路。与此同时,常开触点KA1瞬时闭合,接通三极管V1基极,提供基极偏置电流,三极管瞬间饱和导通,+KM电源通过控制开关S、三极管V1的C-E极、二极管V2送到13号接线端子,再通过高压断路器的常闭辅助触点QF加到合闸接触器线圈HC上,使它的常开触头闭合,从而接通高压断路器的合闸线圈通路,合闸专用电源(蓄电池组)使断路器合闸,完成输电线路的供电任务。

由于电容有“通交隔直”作用,因此在约几秒的延时时间(取决于C的容量大小)内,电容C充满电,使继电器回路断开,KA失电返回,常开接点KA1断开,三极管V1基极无偏置电流而截止,断开了合闸接触器线圈HC回路。此时,即使手动控制开关S在闭合位置,合闸接触器线圈也不会有电流流过。此时,常闭触点KA2闭合,接通电容C的放电通路,C通过R2释放残余电荷,为下一次继电器动作做准备,保证电路的动作精度。这样,利用电容C的充电到继电器KA释放的这段时间延时,大功率三极管V1代替控制开关S完成无触点开关控制断路器的合闸,无电弧产生,确保了合闸接触器线圈控制开关触点不被烧毁。虽然控制开关S最先闭合,但在这里控制开关S只起到给保护电路送电的作用。

3 电路特点

电路接线端子少,外部接点为3个(考虑接线方便,设计为5个),接线简单,成本低,设计延时时间约为5s。当合闸回路和电源正常时,合闸回路的接通与正常时间一样短;当合闸回路异常时,回路在不大于5s的时间内接通,然后再由电子开关安全切断合闸回路,从而保护合闸线圈HC及控制开关不被烧毁。

电路中,继电器KA选欧姆龙24V/5A;二极管V2(1N5408)起极性保护作用,防止电路电源反接把板子烧毁;为保证可靠性,元器件全部选取工业品;产品制造出来后,为保证可靠性,需在烘箱55℃和冰柜一10℃下各老化72h。

4 结束语

母联开关四极断路器选择分析 第2篇

从2010年起,伴随着我国智能电网的建设实施以及新能源行业的发展,低压断路器作为电力系统中的最重要组成部分而被广泛应用。低压断路器是低压电器中结构最为复杂,技术含量与经济价值最高,在低压配电系统中地位最重要的产品。而对于断路器的正确选择和使用便成为所有电气设计员所面对的首要问题。在此本文仅对母联开关是否采用四极断路器的问题进行分析。

1 影响选择的主要因素

选用四极断路器的主要目的:为了防止中性线的意外高电压入侵;防止对剩余漏电动作保护器RCD造成电流分流而发生的误动作;防止不同的接地系统的相互干扰;为了防止杂散电流的发生。而目前影响四极断路器的选择主要因素集中于以下三个方面:

首先,是断零问题。断零,指的是三相四线回路中中性线(包括TT系统的中性线和TN系统的PEN线或中性线)断线。因三相负载不平衡,断零后负载侧中性点飘移造成的三相电压不平衡,造成负荷少的相电压升高,负荷多的相电压降低。其危害体现为:(1)直接烧毁电器设备;(2)加速电器设备的绝缘老化,降低电器设备的使用寿命;(3)产生电击伤人事故。因其具有隐蔽性强,不易被发现的特点(当出现断零时,用电器设备会仍然工作),所以极易造成较大的事故和财产损失。而四极断路器因其中性极“先合后分”的特点,其中性极接触面不会承载电流分断,从而造成中性极接触面上会积累膜电阻(由于接触面氧化,化学腐蚀以及尘埃物组成的一层电阻膜),易造成中性极接触不良的现象,进而造成“断零”[1]。

其次,是中性线带电的影响。很多原因都会造成中性线带电,主要原因包括:(1)中性线接头接触不良或其它原因造成,中性点的接地电阻变大,中性点对地电压不为零,即出现零序电压;(2)工作人员在维修线路时误将中性线与相线对换,造成中性线带电;(3)当三相负荷严重不平衡时,中性线将流过零序电流,并使中性线上流过零序电流,并使中性点电位发生偏移,从而造成中性线带电;(4)低压供电网络内发生一相接地故障,故障电流在变电所接地极上产生电压降,使中性点及中性线对地带危险电压;(5)保护接地和低压侧系统接地共用接地装置的变电所内,高压侧发生接地故障,同样引起中性线带危险电压;(6)低压线路上感应的雷电过电压沿中性线进入电气装置内。上述中性线上的危险电压,有的电压幅值非常高,都有可能在电气维修时引发电气事故,因此在电气装置中应在线路的适当位置装设四极断路器。

第三,是杂散电流因素。杂散电流主要指不按照规定途径移动的电流,它存在于土壤中。这种在土壤中的杂散电流会通过某一部位进入,并在移动一段距离后在离开回到土壤中,这些电流离开的地方就会发生腐蚀,也因此被称为杂散电流腐蚀。而如果杂散电流的通路形成一大包绕环,杂散电流在包绕环内产生磁场将可能对包绕环内的敏感信息技术设备产生干扰[1]。GB 50054-2011《低压配电设计规范条文说明》3.1.16“在电路中如果电流流经不期望的路径,则会产生杂散电流。而这个杂散电流将产生电磁干扰,影响其他设备的工作。为此,可选用具有断开中性极的开关电器,避免产生杂散电流。”“采用具有中性极的开关电器是防止产生电磁干扰的有效措施。”而若要解决这些问题,还得从最基本的接地系统方式入手。

2 接地系统分析

TT系统应采用四极断路器。如图1所示,即使建筑物内设置有总等电位连接,TT系统中的中性线若带电位进入建筑物内时,而建筑物内的总等电位连接系统却为地电位(0 V),这一电位差将对电气维修人员造成威胁,所以必须采用四极断路器保护。

IT系统一般是不要求必须有中性线的,如果根据实际负荷需要求有中性线的,就应当装四极断路器。其原因在于IT的中性线对地电位当发生某相线对地绝缘降低时会产生浮动。所以此时采用四极断路器同时切断中性线是必须的。

TN系统分为TN-C、TN-C-S、TN-S。其中TN-C系统严禁使用四极开关。此要求可以参阅《低压配电设计规范》GB 50054-2011中3.1.4“在TN-C系统中不应将保护接地中性导体隔离,严禁将保护接地中性导体接入开关电器。”JGJ 16-2008《民用建筑电气设计规范》7.5.2“在TN-C系统中,严禁断开PEN导体,不得装设断开PEN导体电器”。TN-C系统虽然从经济角度上比较节省,但因其自身缺陷,当下建筑配电中已极少采用,所以这里不做赘述。

TN-C-S、TN-S系统中,常见的单母线分断供电分为:(1)两台变压器电源供电;(2)一台变压器电源与备用发电机电源供电。

通常设计方法为:两路变压器供电时,母联开关合闸的情况是一台变压器检修另一台变压器正常运行,运行变压器带部分检修变压器侧重要负载。此时检修人员的人身安全成为设计时首要面对的问题。因在设计规范中规定,线路的电压降应小于10%,如相线与中性线的分配压降相等,中性线的对地压降小于5%(相当于11 V),并不会危及检修者的可能。且在变电所内,变压器中性点和中性线都在变电所内直接接地。即使某中性线上因为低压网络内传导来的故障电压。但因为总等电位连接的作用,中性线与变电所的地和其它可导电部分不会产生电位差,所以不会对维修人员产生危害,如图2所示。所以此时不必担心中性线过载引起的电击事故。通常都会采用三极断路器作为母联开关[2]。

在一路变压器一路发电机供电的条件下,多为市电暂时失去,发电机临时性应急供电。当发电机与变压器处于同室,或者相邻,二者采用同一接地体时,通常采用的是三极断路器。由于接地线已经将发电机与变压器中性线连成一体,所以不采用四极开关分设接地而采用三极断路器。但当发电机房与变电室不是同一组接地体,距离较远时,则采用四极断路器。

因为总等电位接地的关系,不需要考虑因中性线带危险电压而采用四极断路器。但常规设计方法中存在一个问题。就是当两台变压器处于同一配电盘内,如母联开关采用三极断路器,当两路电源各自独立供电时,由于变压器中性点接地,就会在N极产生分流从而发生杂散电流,如图3所示。

而造成此种问题的原因,多是因为设计员受到GB 50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范(2012版)》5.1.2中“接地装置引出的接地干线与变压器的低压侧中性点直接连接”,99D268《干式变压器安装》以及03D201-4《10/0.4 k V变压器室布置及变配电所常用设备构件安装》的影响。曾有同行提出如供电变压器中性点在低压配电屏处仅一处接地可避免产生分流,从而可以使用三极断路器作为母联开关[3],如图4所示。

但此种变压器中性点在低压配电屏处一点接地的方法暂未作为规范列入相应国家标准中。作为主要设计依据的JGJ 16-2008《民用建筑电气设计规范》中也未对变压器接地点要求做更改说明。

所以,本文从另一个角度寻求解决问题的方法。在TN-C-S和TN-S系统两路电源供电条件下,因为母联断路器是在紧急或者特殊情况下进行合闸,即备用电源对常用电源侧的重要负荷保持供电,其不属于长时间供电,供电时间较常用供电回路时间短;而如果采用三极断路器作为母联开关且不为低压配电盘一处接地,其杂散电流的影响则是长期的。所以,现有条件下可以采用四极断路器的N极上增加断零保护功能。采用拥有断零保护的四极断路器,既避免了断零所造成的危险,又可以避免在当前变压器接地方式条件下产生杂散电流所造成的危害。虽然建造成本上会略有提升,但从长期安全的角度上讲,这种投入也是值得的。

3 结语

断路器的正确选择,是电气设计中最重要的环节。选择的正确与否直接影响着供电系统的安全性和可靠性,是保证人身安全,避免财产设备损失的重要保证。而在选择母联开关时,选择带有断零保护的四极断路器能够实现并保证供电系统的安全可靠。随着科学技术的不断发展,相信越来越多的新产品将会开发出来,以满足不断变化的工业发展需要。但与此同时,作为电气设计员的设计依据,相应的国家标准及图集也应当与时俱进、不断完善,以免对设计员造成困扰。

摘要：低压断路器的正确选择在配电系统设计中至关重要,介绍了影响四极断路器选择的主要因素,分析了断零、中性线带电、杂散电流对断路器选择所造成的影响,并针对不同的接地形式讨论了母联开关四极断路器的选择方法。建议选用带有断零保护的四极断路器作为母联开关,达到既避免杂散电流,又保证供电系统安全可靠的目的。

关键词：断零,中性线带电,杂散电流,接地形式,四极断路器

参考文献

[1]王厚余.低压电气装置的设计安装和检验[M].北京:中国电力出版社,2007.

[2]李英姿,洪元颐.现代建筑电气供配电设计技术[M].北京:中国电力出版社,2008.

真空断路器在开关柜中的应用 第3篇

真空断路器由于灭弧能力强、电气寿命长、现场维护方便、技术含量高等优点, 在电力系统基础建设及无油化改造中, 被高压开关柜广泛应用, 为高压断路器选型的首选设备。真空断路器已逐步取代油断路器, 与油断路器相比, 真空断路器绝缘强度高, 熄弧能力强, 触头行程很小。因此, 操作机构的操作功率很小, 断路器小而轻又没有噪声, 熄弧时间短, 电弧能量小, 触头损耗少。因而分断次数多, 使用寿命长, 适合频繁操作, 在真空灭弧室的使用期限内, 触头部分不需要维修、检查, 即使操作机构需要维修与检查也十分简便。

2 真空断路器的选择

在开关柜中, 真空断路器的选择可从以下几方面来考虑。

1) 型号选择。应按额定电流值和额定短路电流值进行选择, 应以电网的实际容量为宜, 尽可能地克服取值保险系数愈大愈好的倾向。取值过大不仅造成大马拉小车极不经济的情况, 同时也将影响开断小的感性或容性电流性能。据相关文献报导, 我国运行中的10 k V电网额定电流在2 000 A及以下的约占总馈路数的93.1%, 故而对额定工作电流的选择应以2 000 A及以下为主。对于最大短路电流值的选择应依据《城市网络规划与改造导则》的要求, 避免盲目追求过大的保险系数。

2) 环境选择。 (1) 真空断路器使用的环境条件应满足国标《交流高压断路器》所规定的条件:一是海拔不超过1 000 m。二是环境温度上限不高于40℃, 下限是户内产品不低于-5℃, 户外产品不低于-40℃;高寒地区户内产品不低于-25℃, 户外产品不低于-40℃。无论是户内产品还是户外产品均可以经受产品技术条件规定的-55℃低温试验, 同时均允许在-30℃时储运。 (2) 户内产品的环境湿度:相对湿度日平均不大于95%, 操作频繁或机械寿命、电寿命临近终了时, 检查周期应适当, 月平均不大于90%;饱和蒸汽压日平均不高于0.002 2 MPa, 月平均不高于0.001 8 MPa。 (3) 地震裂度不超过8度。 (4) 真空断路器的真空灭弧室原则上应工作于垂直状态。 (5) 不适用于有严重污染、化学腐蚀以及剧烈振动的场所。

3 真空断路器的检查

检查和调整的项目除了真空度、行程、接触行程、同期性、分/合闸速度外, 还应包括操动机构各主要部分、外部电气、绝缘以及控制电源辅助触点等的检查。

1) 真空断路器安装前, 应仔细阅读产品说明书。通常真空断路器在出厂前已完成了全部出厂试验检查, 安装时一般不需要拆卸和调整。在按照安装使用说明书规定逐项检查时, 首先应注意检查有无螺钉松动, 若有松动应拧紧。按照说明书规定安装完毕后, 再检查灭弧室有无碰伤, 并清除表面污垢。必要的话应在各转动部位涂上润滑剂, 然后再开始试验。无论真空断路器配用的是弹簧操动机构还是电磁操动机构, 首先均应手动分/合闸3~5次, 如未发现异常现象, 才可进行通电操作。同时还要检查真空断路器的触头开距、接触行程、合闸弹跳、三相同期性、分/合闸速度、回路电阻等主要参数。其中某些参数有可能因运输过程中的振动或安装中的不慎而造成变化, 因此必须对变化的参数进行调整。

2) 真空断路器运行过程中的检查和调整, 要视使用场合和操作频繁程度而定。对于那些操作并不频繁, 每年操作不超过机械寿命的1/5的真空断路器, 则在机械寿命期内, 每年进行一次常规检查即可。如果操作次数较为频繁, 那么在两次检查之间的操作次数不宜超过其机械寿命的1/5。

目前具体的检查方法还有以下几种: (1) 对玻璃外壳真空灭弧室, 可以定期目测巡视检查, 正常时内部的屏蔽罩等部件表面颜色应很明亮, 在开断电流时发出浅蓝色弧光, 经屏蔽罩反射后, 呈黄绿色。若弧光颜色为紫红色, 可能是真空灭弧室失效。当真空度下降很严重时, 内部颜色就会变得灰暗, 开断电流时将发出暗红色弧光。 (2) 定期 (3年左右) 进行一次工频耐压试验 (42 kV) , 当动静触头保持额定开距条件下, 如果耐压很低, 而且经多次放电后, 耐压值仍达不到规定耐压标准, 就说明真空灭弧室真空度已严重下降, 不能继续使用。检查真空度最常用的方法是耐压法。 (3) 要经常观察接触行程的变化, 若与规定值 (或制造厂家提供的实测值) 相差过大, 应予以注意。超行程量的变化反映了真空灭弧室触头的磨损量, 若磨损量超过标准, 应更换真空灭弧室。

4 真空断路器使用中应注意的问题

真空断路器在开关柜中的运行过程应注意以下问题。

1) 过电压。由于真空断路器在开断较小电流时, 特别是空载变压器励磁电流等小感性电流时, 往往会出现截流值大, 产生的过电压超高。另外, 真空断路器在开断电容器组的容性电流时, 也很难达到绝对无电弧重燃要求, 一旦出现重燃, 也会产生重燃过电压, 需装用性能较好的金属氧化物避雷器或阻容保护装置来预防。2) 真空灭弧室真空度的检测。随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数增多, 以及受外界因素的作用, 其真空度逐步下降, 下降到一定程度, 将会影响它的开断能力和耐压水平。因此, 真空断路器在使用过程中必须定期检查灭弧室管内的真空度。3) 触头超程和触头压力的控制。国产各种型号的10 kV真空灭弧室的触头超程是3 mm左右, 开距12 mm左右。通常国产10 k V真空断路器用灭弧室的额定接触压力, 额定电流630 A者为1 100 N左右, 1 250 A者为1 500~1 700 N等。4) 真空断路器在安装或检修时, 除了要严格地按照产品安装说明书中要求调整测量触头超程外, 还应仔细检查触头弹簧, 不应有变形损伤现象。5) 触头磨损值的监控。真空灭弧室的触头接触面在经过多次开断电流后会逐渐被磨损, 触头行程增大, 也就相当波纹管的工作行程增大, 波纹管的寿命会迅速下降。通常允许触头电磨损最大值为3 mm左右。当累计磨损值达到或超过此值, 同时真空灭弧室的开断性能和导电性能都会下降, 则真空灭弧室的使用寿命已到。为了能够较准确地控制每个真空灭弧室触头的电磨损值, 必须从灭弧室开始安装使用时起, 每次进行预防性试验或维护时, 就准确地测量开距和超程并进行比较, 当触头磨损后累计减小值就是触头累计电磨损值。

5 真空断路器的维护

高压真空断路器由于安装有质量相对较好的真空灭弧室, 其电气性能和机械性能均有明显的提高, 现场安装、维护比较简便, 因此高压真空断路器的维护量小、检修周期长, 但绝不是“免维护”。每一种形式的真空断路器, 从结构上来讲, 都是由上百种零部件组成, 而这些零部件中生产厂只可能对部分零部件自行设计加工, 而相当一部分则是依靠对外协作。这些零部件的材质选型、工装、工艺和检验等各个环节都关系到整体产品的电气和机械性能。因此, 1) 真空断路器使用过程中应经常保持清洁, 特别是要及时清洁绝缘子、绝缘杆及真空灭弧室绝缘外壳上的尘埃。清洁时需要注意的是, 不能用水清洗, 应用干净的毛巾或绸布擦拭。如毛巾需要打湿, 应使用酒精。2) 真空断路器的活动摩擦部位, 均应保持有干净的润滑油, 以使操动机构和其他转动部分动作灵活, 减少机械磨损。对于磨损较严重的零部件、变形的零部件, 要及时更换。所有紧固件均应定期检查, 以防止松动, 同时要注意开口销、挡、卡等有无在振动中断裂、脱落的现象。

开关断路器 第4篇

1 问题的提出

1996年某站引进的第一台合资厂的开关进行开关改造, 安装完毕在做开关整组传动试验时, 当用KK操作合上断路器后, 发现操作电路板合位以及分位发光二极管都亮, 控制屏仅红灯HD亮。当用KK操作断路器分闸时, 断路器操作机构分闸正常。但是, 分闸后出现控制回路断线信号, 而操作电路板跳位发光二极管亮, 但控制屏红、绿灯都没有亮的异常现象。当时将控制电源断开, 再重新投入电源时跳闸位置指示全部正常。

2 原因的分析

查找原因发现存在寄生回路如图1, 在控制室进行远方合闸时, S4打到远方位置, 其1、2接点接通, 当合闸命令发出, 断路器合上后, DL常开接点闭合, 跳闸位置继电器TWJ是通过DL常开接点及断路器防跳继电器K3线圈形成回路使跳位发光二极管亮, 由于TWJ的直流电阻为20kΩ动作电压为130V, K3的直流电阻40kΩ动作电压为125V, 串联分压原理得TWJ线圈上的电压为73V, K3线圈上的电压为147V, 因而防跳继电器K3动作, TWJ线圈由于电压不足而不动作, 控制屏上的绿灯不亮。而开关的合闸回路已经由DL常闭接点以及K3的常闭接点断开了。当开关分闸后由于防跳继电器K3通过其常开接点与TWJ线圈形成回路, 一直在动作将合闸回路断开并自保持, TWJ线圈上的分压继续不足以动作。而断路器又在分闸位置其常开辅助接点DL将分闸回路断开, 合位HWJ继电器返回, 因此, 出现控制回路断线信号。当控制电源断开后, K3自保持会因失电而返回。重新投入控制电源时, 合闸回路已经恢复正常, TWJ跳闸位置继电器动作故灯光显示恢复正常。

3 解决的方案

如何取消这个寄生回路, 基于传统的控制回路防跳跃功能已经在电路板构成整体, 并兼顾跳保持作用暂不打算取消, 曾考虑过以下四种简单的解决措施。

方法一:保留保护装置内的TBJ防跳回路不变, 取消开关机构的防跳功能。断开断路器操作机构内的防跳继电器K3的线圈, 并短接其串在合闸回路中的常闭接点, 具体如图2所示。

方法二:跳闸位置继电器TWJ线圈及其发光二极管单独引出增加7回路电缆芯, 经过断路器的常闭辅助接点接到负电源, 如图3所示。

方法三:跳闸位置继电器TWJ线圈及其发光二极管单独引出增加7回路电缆芯, 经过断路器及跳跃的常闭辅助接点接到合闸回路, 如图4所示。

方法四:远方合闸回路“7” (包含跳闸位置监视) 经过断路器的常闭辅助接点接到合闸回路, 如图5所示

对于四种解决方法的分析比较:

第一种方法, 虽然取消了寄生回路, 但牺牲了断路器操动机构内的防跳功能, 在就地操作的时候没有防跳跃功能不太合理。

第二种方法, 也取消了寄生回路, 但同时也失去了对合闸回路监视的功能, 有点顾此失彼。有些专业人员认为:合闸回路不监视问题不大, 对进口断路器更是如此, 只要保证接线正确, 合闸线圈断线机率是很小的。对这种观点, 原能源部西北电力设计院编写的《电力工程电气设计手册》中指明了原则:“为了保证控制回路的可靠性, 防止由于震动使端子接线脱或辅助触点不良而引起断路器拒动而扩大事故, 建议仍然设电源及跳、合闸回路完整性监

视为宜。”为此, 笔者认为这种以取消监视合闸回路的完好性为代价的解决方法也不是很合理的, 而且对于无人值班变电站普及的今天, 断路器合闸回路完整性监视更为重要, 其反映的信息可以让集控人员了解断路器是否可以随时合闸, 从而对电网的事故进行快速判断处理。

第三种方法, 同时保留两套防跳跃功能都运用, 通过串联断路器常闭辅助接点以及防跳跃继电器的常闭接点解决了位置监视与开关防跳跃继电器的寄生回路, 对断路器的跳合闸回路完好性有监视, 存在防跳跃功能的重复, 需要增加控制电缆芯、防跳跃继电器和断路器的常闭接点, 曾被一些设计部门采用。

第四种方法, 同时保留两套防跳跃功能都运用, 通过在远方合闸回路串联断路器常闭辅助接点解决了位置监视与开关防跳跃继电器的寄生回路, 对断路器的跳合闸回路完好性有监视, 存在防跳功能的重复, 无须增加电缆接线, 但应考虑该串联辅助接点的返回时间是否足够与开关合闸时间能否匹配等问题, 也曾被一些设计部门采用。

经过设计部门基于不重复设置电气防跳跃回路并保留合闸回路监视功能的考虑, 对第一种方法进行了改进, 保留保护装置内的TBJ防跳回路作为开关的远方/就地把手在远方位置时的防跳跃功能, 将开关内部的K3防跳跃功能作为远方/就地把手在就地时的防跳跃功能, 如图6所示。两者各尽所能互不干扰, 回路简单明了。在老站改造现场实际操作运用比较简单, 具体方法是将530与531回路的连片解开, 将531连接到611操作把手上。该方法被开关改造时所采用。

4 遗留的问题以及改进建议。

每一个设计的考虑思路以及现场条件限制都可能会存在一些缺点, 从我们在开关改造中采取消除防跳寄生回路的办法来看, 主要在远方操作时保留了传统的防跳跃功能, 但是, 在合闸脉冲长期带电时, 由于机械上的原因造成断路器合闸后又不能保持在合闸状态, 而自动脱扣跳闸的现象。因TBJ没有跳闸脉冲电流不能动作而起不到防跳作用, 造成断路器重复合闸。然而开关每一次合闸都会将弹簧能量释放, BW接点会将合闸回路断开, 待储能约15秒后才能第二次合闸。此现象对于无人值班站影响比较大。因为操作人员在远方合闸发现此现象, 要到现场处理的时间是比较长的。此时每隔15秒储能后开关都自动合闸又脱扣分闸一次, 不仅对开关的灭弧影响, 而且会造成机械疲劳损伤。另外当保护屏到开关的控制电缆正电源与合闸回路“7”芯线击穿短路时, 传统的防跳跃回路即使在跳闸回路有电流都根本起不到防跳跃作用。出现这种两种现象的几率是极少的, 但从分析上看是客观存在的。

对于遗留问题的解决建议, 一是在条件许可的情况下对于老设备改造尽量采用方法三, 二是在新建的变电站设计时, 要求保护厂家进行定型控制电路板的改装, 引出经保护防跳以及不经保护防跳的合闸回路接线端子供现场选择使用, 且两种接线都保留TBJ跳闸保持功能。达到功能上不会重复, 而且最大范围发挥了防跳跃的作用, 相对比较可靠完善。

结语

断路器防跳回路实现原理简单, 但是作用非常大, 传统的防跳跃原理久经考验, 怎样将其功能在现场充分发挥, 是要靠我们继电保护工作者的不断锐意创新去实践和积累经验改进的。本文是根据笔者的工作经历整理的, 所持的观点难免有错误之处, 敬请批评指正。

摘要：分析了断路器控制回路与开关机构的现场配合存在问题, 对于断路器的防跳与保护装置防跳配合时产生的寄生回路, 列举多种解决方案进行优缺点分析比较, 提出了一种较为合理的改进方案建议。

关键词：控制回路,防跳跃,应用

参考文献

[1]原电力部1994年颁发.电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点[Z].

[2]电力系统继电保护实用技术问答, 第二版[M].北京:中国电力出版社.

开关断路器 第5篇

高海拔环境一般是指海拔高度高于1000m的场合,对中压断路器及开关柜来说,在高海拔环境下可以有两种选择:一是选用气体绝缘,即:充气柜,柜体全部密封,所有电器元件装在密封的柜体中,充SF6气体,来保证很好的绝缘性能。二是选择经过特殊设计的(空气绝缘)高海拔电器产品。在相同参数的情况下,气体绝缘断路器价格很高约为普通高海拔断路器的2倍之多。同时在日常维护和保养方面普通高海拔中压断路器及开关柜更方便,更经济。这些年我国经济重点发展西北地区,但大部分城市都属于高海拔地区,占整个西北地区面积60%以上。经济要快速发展,电力要先行,因此生产适用于高海拔地区中压断路器及开关柜是时代发展的需要。在这种情况下,催生了高海拔中压断路器及开关柜的快速发展。我国具有实力的一些中压断路器生产厂家不断开发研制出高海拔中压断路器及开关柜,适用于高原地区海拔3500m,和4500m,都通过了国家高压电器质量监督检验中心高海拔型式试验,而且在我国高原地区运行情况良好。下面就高海拔中压断路器及开关柜研究作出一些探讨。

2 高海拔对中压断路器及开关柜的要求

1.随着海拔高度的增加,大气的压力从而其相对密度下降,因此外绝缘的电气强度也将随之下降。气压,温度,湿度等大气状态参量随海拔高度增加而变化很大,同一海拔高度但地理位置不同时也有较大差异。在解决海拔地区电器设备外绝缘时必需考虑这些影响。

高海拔地区的主要特征是大气压力和空气密度的降低。在此首先对低气压下的一些物理机理进行一下分析:根据气体状态方程式求得空气密度与海拔高度的关系为:

式中:PH为海拔高度为H时的空气密度,P0为标准状态下的空气密度。海平面在摄氏零度气温条件下的空气密度是1292g/m3。H为海拔高度(m),T0为绝对湿度273K:a为空气温度梯度,约为0.0065K/m。

通过上述方程式计算出的结果见表1:

从表1中可以看出海拔高度每升高1000m,相对大气压力约降低12%,空气密度约降低10%。绝对湿度随海拔高度的升高而降低。另外,随海拔高度的升高,空气湿度也在降低,每升高1000m温度降低6.5K。

空气密度降低后对中压断路器及开关柜带来的直接影响表现在两个方面:一是空气稀薄后在电场中更容易发生电离,从而导致绝缘性能的下降,二是空气稀薄后对流散热能力下降导致载流体载流能力的下降。因此就对在高海拔地区使用的中压断路器及开关柜提出了一些特殊要求。

关于空气的电离,电离度和空气密度并不是线性关系,在空气密度较大和接近真空的空气密度下都不利于气体分子的电离。在空气密度较大情况下,电子或自由电子附着在气体分子上形成的离子在电场中加速运动,由于气体分子间的间隙很小,分子间碰撞频繁,离子无法加速到足够的动能去碰撞其它分子使其电离。而在接近真空的情况下,尽管在电场中荷能电子或离子可以加速到足够的动能,但与气体分子的碰撞概率大大降低,同样不利于气体介质的电离。在常压情况下,空气的电离度是随着空气密度的减小而逐渐加大的。

2.高海拔地区要求对断路器及开关柜的工频耐压和雷电冲击耐压进行修正,对空气密度的修正,对空气绝缘距离进行修正,对绝缘件的爬电距离进行修正,对载流体的截流量进行修正。

(1)关于工频耐压和雷电冲击耐压的修正

该修正方法在GB11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》,GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》,GB50060《3-110KV高压配电装置设计规范》和GB/T20626.1《特殊环境下高原电工电子产品第一部分:通用技术要求》中都有规定,试验地点在海拔高度1000m情况下,GB311.1.GB50060和GB/T20626.1中修正后数值略低。拿海拔4 0 0 0 m修正来说按G B/T20626.1修正其修正系数K=1/(1.1-0.4)=1.43,2008年发布的GB50600延用了GB311.1中的规定。

GB/T20626.1中也规定K=1.4 3。但如果按GB11022来修正的话,通过差曲线图可知,K=1.45.

因此笔者认为按GB/T20626.1修正较合理。修正方法见表2。

(2)关于空气密度的修正

国外一些文献曾提出从海拔高度计算大气相对密度和湿度,由此对外绝缘电气强度进行修正。不同海拔高度下空气相对密度δ和绝对湿度SH可可按下式计算:δ=(1-αH/To)4.26

式中:α-空气温度梯度取0.0065℃/米

H-海拔高度米

TO-绝对温度273℃(标准状态温度)

SO-海平面的绝对湿度,取11克/米(标准状态湿度)

根据我国高原地区累年平均气压,气温的气象资料。得出平均相对空气密度和海拔高度的关系如表3

由于海拔高度变化很大,空气相对密度的变动范围也很大,所以应按表3推荐的方法校正。

(3)关于空气绝缘距离的修正

在DL404中规定每升高1000m,空气绝缘距离增加10%在GB311.1和50060中也有类似的规定,在实际使用中可以按上述规定进行修正。实际上空气绝缘距离只是衡量绝缘性能的指标之一,带电体的电场优化同样是决定绝缘性能的一个非常重要的因素。

(4)关于爬电距离的修正

目前国标里对此没有明确的规定。但在实际使用时,高海拔情况下必须对爬电距离进行修正。试验表明,海拔高度每升高100m,爬距增加1%可以有效降低沿面的爬电,保证绝缘件的绝缘性能。如额定电压40.5 K V的绝缘件在二级污秽情况下表面爬距应大于800mm那么在海拔2000m时其表面爬距应大于891mm,以此类推。

(5)关于高海拔条件下载流体的降容问题

要考虑海拔高度每升高1000m,气温降低约6.5K,同时考虑大气密度降低引起的对流散热能力的下降,另外还和设备内的风道设计密切相关,在设计时要综合考虑。我们一般经验选择方法,就是计算出负荷总的电流,除考虑其它安全系数及余度外,还将选用的高压断路器及高压开关柜的额定电流降低2 0%使用。

3 12KV及40.5KV高海拔中压断路器及开关柜存在的问题

真空断路器及SF6断路器是柜体中的核心部件,高海拔开关柜要解决的主要问题是绝缘,对于断路器来说就是要解决好主导部分的绝缘问题。采用传统的绝缘的结构,真空断路器生产厂家一般采用灭弧室表面加硅橡胶套的办法来加大爬距,这种方法一方面离散性较大,另一方面存在硅橡胶套绝缘老化问题。因此,在高海拔条件下,应尽可能采用固封极柱结构,可以有效提高产品的绝缘水平和稳定性。

SF6断路器的外绝缘筒最好采用环氧树脂整体浇注绝缘,上,下出线位置浇注出套管,出线臂设计成圆棒形状,安装在出现套管内,以保证断路器相间之间有足够的绝缘距离。外绝缘筒设计为大裙边以保证足够的爬电距离。

目前12KV产品经过特殊设计可使用在海拔4500m条件下,比较稳定,技术较成熟。制造厂在设计产品时选用电器元件符合高海拔地区也很多。是制造厂与各配套厂共同努力的结果。而40.5KV产品目前只能使用在海拔3000m以下,比较可靠。造成40.5KV产品进一步提高绝缘水平的薄弱点主要在一下几个方面:

1.带电显示装置所用传感器绝缘水平低,电场优化不合理。目前市场上的传感器普遍爬电距离小,而且二次出线位置设计在侧面接近根部的位置,这种设计对电场没有进行优化,二次出线位置绝缘是薄弱点。正确设计应该是二次出线从传感器的底部引出,经试验证明,4 0.5 K V传感器改变出线位置后,工频耐压可提高10KV以上。

2.接地刀刀头需进一步做好电场优化。目前市场上通用的接地刀,在动刀片和静刀座设计时没有充分考虑电场优化,在高海拔地区应用,也是一个薄弱环节。众所周知电器产品的尖角是造成电场极不均匀主要原因。其实最简单的办法就是将动,静触刀片的端头设计成半圆形,同时将刀片的边导成圆,去尖角,可有效的提高绝缘水平。

3.母线套管和触头盒及支柱绝缘子需进一步做好电场优化,加大爬距。绝缘件的电场优化非常重要,在设计时出计算合理外还必须进行电场模拟,从而确定最佳方案。目前市场上的绝缘件在这方面不考究,特别是环氧树脂浇铸件,由于抽真空不到位造成内存小气泡,造成局部放电不合格。还有存在爬距小,裙边形状问题,在高海拔地区长时间应用,也是存在问题较多,都值得配套厂家的重视。

4.高海拔开关柜体通风风道设计不合理。高海拔地区使用时,风道设计非常重要。如果柜体不开风道,不仅影响散热,造成电气设备温升会升高,还会影响绝缘性能。柜体如果通风不畅的话,内部带电粒子浓度越来越高,湿度也越来越大,从而降低温升性能及绝缘性能。

5.目前用修正耐压的方式进行出厂绝缘试验存在一些问题。高海拔产品在出厂试验时,工频耐压一般按标准进行修正。这就对绝缘件的内绝缘提出严峻的考验,尤其是4 0.5 K V产品。在条件许可的情况下可考虑设置人工气候模拟室来进行耐压试验是最好的解决方式。

4 结束语

上述这些问题,生产厂在产品设计时要重点考虑,但中压断路器及开关柜生产时有许多配套件,这些配套件都需要达到高海拔地区运行标准,才能完成整体适用于高海拔地区电器产品。因此,需要生产厂家与配套厂家共同努力,才能进一步提高40.5KV高海拔产品的使用范围。

摘要：本文详细阐述了高海拔地区对中压断路器及开关柜绝缘和温升的影响。首先介绍了高海拔对中压断路器及开关柜的运行要求,经认真分析我国目前中压断路器及开关柜在高海拔场合运行存在的问题及改进措施。

关键词：高海拔,气压,湿度,外绝缘,绝缘距离修正

参考文献

[1]高压教研组.高压绝缘[M].北京:清华大学出版社,1979.

开关断路器 第6篇

低压成套开关设备是指低压开关电器和控制电器组成的成套设备, 通常分为电控设备和配电设备。电控设备主要是指各种生产机械的电力传动控制设备, 其直接控制对象主要为电动机, 常用于冶金、矿山、机车、船舶以及各种生产力机械和起重运输机械等;配电设备的产品主要指各种发电厂、输变电线路和厂矿企业的低压配电系统中作动力配电和照明用的成套设备, 如低压配电柜 (GGD、GCK等) 、动力柜 (XL) 、照明箱、计量箱、工地箱、无功补偿柜等。

电控设备和配电设备产品的主要区别在于:电控设备是以电力传动控制为主, 多用接触器、继电器等控制电器, 操作频率高, 控制电路比较复杂, 具体传动方案也随用户要求变化较大;而配电设备产品主要以传输电能为主, 多用刀开关、断路器、熔断器等配电电器, 有时也配有接触器, 控制电路比较简单, 且主电路和辅助电路的方案标准化程度较高, 因此, 为提高产品质量, 加强统一管理的方案易于实现, 为加入世界贸易组织做准备, 国家质检总局和国家认监委在2001年联合发文, 即2001年第33号《第一批实施强制性产品认证的产品目录》中, 已将低压成套开关设备 (配电设备) 纳入强制性认证产品, 经过十几年“CCC”强制性产品的认证的监督管理, 低压成套设备 (配电设备) 产品质量有了很大提高, 包括生产厂的管理、生产设备、控制设备、技术人员素质等方面都有很大的提高。

2 低压成套开关设备中使用小型断路器存在的问题

小型断路器在低压成套中应用也很广泛, 它具有结构先进、性能可靠、分断能力强、外型美观小巧等特点, 主要用于交流50 Hz或60 Hz, 额定电压400 V以下, 短路分断能力小于10 k A以下, 额定工作电流为63 A以下的场所。作办公楼、住宅和类似建筑物的照明、配电线路及设备的过载和短路保护之用, 亦可作为线路不频繁通断操作与转换之用。主要用于工业、商业、高层和民用住宅等各种场所。通常安装在短路分断能力小于10 k A及以下的成套设备中, 如照明箱、计量箱、工地箱等设备中, 但它不适合安装在短路分断能力大于10 k A以上的配电柜中, 如GGD、GCk、XL等配电柜中。

但在实际工作中, 通常也遇到有些生产厂家在低压配电柜 (GGD、XL等) 分断能力大于10 k A的设备中安装小型断路器, 据了解用户主要用于对配电房的照明和主开关的分闸电源用, 这种用法存在着非常大的安全隐患, 现将此问题分析如下:通常供电小区变压器容量大多为630 k VA及以上, 额定电流:

进线柜电流应选择 (1 000~1 600) A的GGD柜。

假设:变电所变压器为S9-630/10型, Dyn11, Uk=4%, 高压侧短路容量为100 MVA, 通常变压器离低压配电柜很近, 且用铜排连结, TMY-3 (808) , 长度5 m。计算靠近变压器的配电柜中短路电流:

(1) 高压系统电抗 (归算到400 V侧) , 每相阻抗:

(2) 变压器阻抗 (由《供电工程》教材附表B查得S9-630/10变压器, Dyn11, ΔPk=5120W) , 每相阻抗:

(3) 铜排阻抗, 查《供电工程》教材表14 (1) 可得, 每相阻抗:

线路总电阻:

则三相短路时电流:

由此可知, 在变压器出线端短路时产生最大电流, 即使扣除线路的损耗、变压器阻抗等, 短路电流也大于10 k A。这样大的短路电流是小型断路器无法分断的, 有可能产生二次故障, 扩大事故范围, 也有可能损坏变压器等。因此对在低压成套柜使用小型断路器的要做好选择, 尤其设计部和生产部的技术人员要看清开关技术参数是否满足要求, 对不符合要求应及时提出更改和确认。

3 对存在问题的解决方法

对一个配电房的供电, 通常低压进线柜采用GGD等作进线柜, 该柜承担着配电房的照明或进线高压开关的控制电源的功能, 用户为了求方便, 通常要求设计部门给配一个小型断路器装在GGD进线柜内, 从柜内主开关的进线端引入电源供配电房照明, 若小型断路器的二次侧因绝缘老化或过电压击穿或绝缘外力损坏发生短路就可能产生短路电流大于10 k A, 小型断路器无法分断, 而发生供电事故, 其用法也不符合成套设备GB 7251.1的标准要求。

开关断路器 第7篇

高压断路器辅助开关是连接在高压断路器操动机构主动杆轴上的低压信号开关,常作为二次控制回路中的分、合闸控制开关以及联锁保护接点。辅助开关的分断能力及电寿命是衡量断路器可靠性的重要指标,对应于辅助开关的不同负荷,要有相应的分断能力。目前的FK口型辅助开关,在开断常见的5A负荷电流时,燃弧时间较长,触头烧蚀严重。本文通过对现有灭弧室结构优化,提高了开断能力,减少了燃弧时间,延长了辅助开关触点寿命,对保证高压断路器的可靠性具有重要意义[1]。

1 FK口型辅助开关结构分析

本文的研究对象为FK口型辅助开关,所带负荷为550k V的高压SF6断路器,该开关电寿命达到5000次。它适用于交流50 Hz、额定工作电压380 V的电路中,额定工作电流为5A,辅助开关结构图见图1。

辅助开关的主要作用是控制分合闸回路的切换、连锁和保护。图1(a)为辅助开关的外形图,它由主轴,多对动静触头组成。根据主轴旋转所到的规定角位置,使得不同的触头元件实现接通或者分断。图1(b)为辅助开关灭弧室的剖面图。其中,触头材料采用铍青铜,灭弧室壁面采用聚乙烯材料。动静触头采用圆周滑动压接方式连接,操动机构带动辅助开关主轴旋转时,使连接在主轴的动触头发生转动,与静触头接通,输出分合闸信号。控制信号发送至合分闸线圈,使断路器的操动机构动作,完成“C-O”和“C-O-C”操作。

2 触头分离时导致电弧重燃的影响因素

辅助开关动触头在主轴带动下转动,当动静触头分离时,分断交流电路,会在触头间产生电弧。断口间发生着两个过程。一是弧隙介质强度恢复过程,另一个是触头间隙恢复电压变化过程,如电弧电流过零后电弧不再重燃,触头间电压最后必然增高到电源电压。电弧不会发生重燃的条件是电流过零后弧隙介质恢复强度曲线大于恢复电压变化曲线。

2.1 灭弧室电场分布求解

辅助开关灭弧室内弧隙间气体介质恢复强度与电场强度分布有密切关系。由于灭弧室内结构复杂,边界形状不规则,可用数值分析法中的有限元法求解电场分布。

有限元法是以变分原理和剖分插值为基础的一种数值计算方法。计算场域满足拉普拉斯方程:

等价变分问题为[2]:

采用有限元法,推导出上述变分问题的有限元方程为:

式中K为总刚度矩阵;φ为节点电位矩阵。

对上述方程,本文采用Ansys有限元分析软件求解,用APDL语言对灭弧室进行参数化建模,能较精确地得到灭弧室内开断过程中电场分布的变化.

2.2 弧隙间介质恢复强度求解

本文中,由于触头形状不规则,灭弧室结构复杂,故电场分布不均匀,并且是在大气压力下空气的击穿,应采用气体击穿理论中的流注理论来解释,结合不均匀电场击穿理论,得出不同操作条件下触头间隙冷态介质恢复特性。

介质恢复强度可用击穿电压表示为[3,4]:

Ud触头间隙介质恢复强度;

d间隙的距离,m;

Ec临界场强或称工程击穿场强,V/m;

f电场不均匀系数,由电极形状、尺寸、电极距离等因素决定;

根据实验室测得的标准大气条件下空气中电子电离系数α和电场强度E的关系可得,标准大气条件(p=0.1013MPa,T=293K(20℃))下电场中空气的介电强度大致为30k V/cm,代入公式得:

U触头间的电压;

D触头间距离。

其中,电场强度的分布可由数值分析法求解得到。

2.3 触头间恢复电压的确定

电弧间隙上的电压从燃弧电压值恢复到电源电压瞬时值的过程称为弧隙上的电压恢复过程。在开断短路故障时,瞬态恢复电压具有决定性意义。

因为电力线路中存在电感、电阻和分布电容,在电压恢复过程中就可能产生振荡现象。当电力系统电压较低时(IEC规定低于100k V),瞬态恢复电压接近于一种阻尼的单频振荡。当断路器在电流过零前开断,辅助开关触头一侧是工频电网电源,另一侧是高频振荡产生的过电压,触头间恢复电压为两者之和[5].

实验得到的FK口型辅助开关的电路固有振荡频率为[6]:

工频电流零时刻过零,设电路为纯感性,电流过零时电压幅值最大。则过零后恢复电压

式中f振荡频率,单位为k Hz;

Ic分断电流,单位为A;

U电源相电压的有效值;

f0工频频率;

Kx线路系数,取为1.5。

2.4 弧隙介质击穿的条件判断

由于FK口型辅助开关触头动作会带动合分闸线圈动作,从而输出合分闸信号,因此,典型开断负荷条件是感性负荷。分析最苛刻的情况,辅助开关电路为纯感性电路,电压超前电流90度,在电流过零点,正好是电压的最大值点。若此时满足介质恢复强度上升曲线一直高于恢复电压变化曲线,则该辅助开关在任何分闸速度条件下均能可靠开断电路[7,8,9]。

在交流电流的不同时刻分断电路,会导致燃弧时间不同,介质恢复强度曲线的上升率也不同,从而导致零后触头间空气介质出现三种情况:不击穿、临界击穿、重击穿。由图2可知,在燃弧时间大于3.8 ms的任意时刻分断电路,则介质恢复强度曲线一直位于恢复电压曲线上方,电流过零后,介质不会被击穿,分断电路成功;3.8ms左右为临界击穿状态;小于3.8ms,介质恢复强度曲线3与恢复电压曲线4有交点,会发生零后重击穿,电弧重燃,只有在下次电流过零时才可能熄弧。

可见,分断电流为5A时在某些时刻开断电路会造成介质重击穿,为避免这一情况,也为了进一步提高分断电流的能力,需从结构上考虑,优化灭弧室结构,均匀内部电场强度分布,从而提高介质恢复强度[10]。

3 灭弧室结构优化分析

判断电场强度分布对零后介质击穿的影响,主要集中在电流过零时刻。以下分不同的部件分析其形状变化对电场强度的影响,最后对灭弧室整体作结构优化。以下分析主要针对结构优化后辅助开关灭弧室分闸行程中电场强度变化情况进行分析。

3.1 静触头形状对电场强度的影响

由图3可见,静触头形状为弧状与形状为尖端相比,电场强度明显变化,随着曲率半径的增大,电场强度变化曲线整体下移。这是由于触头表面的电场强度与其表面电荷密度成正比。曲率半径大,表面电荷密度小,电场强度降低。

3.2 动触头形状对电场强度的影响

改变动触头形状为弧线状,见图4。优化后电场强度曲线整体下降,优化效果良好。

3.3 灭弧室结构优化

对灭弧室整体结构进行优化,改变动、静触头为弧线状、灭弧室内壁为六个凹凸结构,见图5。

由电场强度变化曲线可知,对各部件综合优化后,灭弧室内电场强度值大大降低,电场局部不均匀程度有很大改观。

综上可见,由于最大电场强度总出现在静触头附近,故改善静触头形状能更好改善电场分布。灭弧室结构整体优化的效果较好,能使电场强度值大为降低,从而介质恢复强度有很大提高。

3.4 试验验证

优化后经现场试验验证,可提高分断电流能力至10A,试验所得10A电流时分断电路特性曲线如图6所示。实验曲线与图2相对应,分断电流为10 A时,在第2个电流半波时电路开断,燃弧时间是1.15 ms。可见,通过对灭弧室的优化设计,减少了燃弧时间,延长了辅助开关触点寿命。

4 结论

本文忽略温度等影响因素,得出标准大气条件下空气中冷态介质恢复强度的计算方法,由于分闸时刻不同会导致燃弧时间不同,得到在燃弧时间小于3.8ms时分断电路会发生重击穿的结论。为使分断电流能力由5A提高到10A,对灭弧室结构进行优化分析,得出优化静触头形状更利于电场强度分布的结论,通过试验很好地印证了优化分析的结果。本文的不足之处在于,对于灭弧室的电磁仿真计算是二维的,不够精确,与实际情况存在一定的误差,需进一步改进仿真模型,以期对实际辅助开关结构设计有更好的指导。

参考文献

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