断路器定值研究论文

综述真空断路器存在的问题处理及预防措施论文

摘要：本文针对真空断路器在运行、检修中出现的问题进行分析。并提出了处理方法和预防措施。

关键词：检修故障预防处理

1断路器的工作原理

真空断路器利用真空中电流过零点时，等离子体迅速扩散而熄灭电弧，达到切断电流的目的。真空灭弧室是真空断路器的主要部件，开关寿命长短决定于触头的磨损和灭弧室真空度，真空度是真空断路器的重要技术指标。

2断路器真空泡真空度降低

原因分析

真空泡的材质或制作工艺存在问题，真空泡本身存在微小漏点。

真空泡内波形管的材质或制作装配工艺存在问题，随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数的增多，其真空度逐步下降，下降到一定程度将会影响其开断能力和耐压水平。

分体式真空断路器，如使用电磁式操作机构的真空断路器，在操作时，由于操作连杆的传动距离比较大，直接影响开关的同期、弹跳、超行程等机械特性，使真空度降低的速度加快。

故障危害真空度降低将严重影响真空断路器开断过电流的能力，并导致断路器的`使用寿命急剧下降。

处理方法①在进行断路器定期停电检修时，必须使用真空测试仪对真空泡进行真空度的定性测试，确保真空泡具有一定的真空度(真空度不能低于×10-2Pa，制造厂新生产的真空灭弧室要求达到×10-4Pa以下)。②当真空度降低时，必须更换真空泡，并做好行程、同期、弹跳等特性试验。③做好极限开断电流值的统计。在日常运行中，应对真空断路器的正常开断操作和短路开断隋况进行记录。当发现极限开断电流值l，达到厂家给出的极限值时，应更换真空灭弧室。

1=n1Ir+n2Ik；

式中：n1—正常开断次数；

Ir—厂家提供的断路器额定工作电流；

n2—短路开断次数；

Ik—l0kV母线最大开断电流。

预防措施①当前真空断路器型号繁杂、生产厂家众多，产品质量分散性大，有的真空断路器无备品、备件，给维护与检修造成了一定的难度，所以，选用真空断路器时，应该选用质量信誉良好的厂家生产的成熟产品。②选用本体与操作机构一体的真空断路器。③运行人员应定期对真空断路器进行认真严格的巡视，应注意断路器真空泡外部是否有放电现象；特别是玻璃外壳真空泡，应对其内部表面颜色和开断电流时弧光的颜色进行目测判断，当内部表面颜色变暗或开断电流时弧光的颜色为暗红色时，真空泡的真空度基本上为不合格，应及时停电更换。④检修人员进行停电检修工作时，必须进行断路器同期、弹跳、行程、超行程、回路电阻等特性测试，以确保断路器处于良好的工作状态。⑤在现场检验灭弧室是否合格的最简便的方法是对灭弧室进行42kV的工频耐压试验。

3真空断路器分闸失灵

故障现象①断路器远方遥控不能分闸；②就地手动不能分闸；③外部回路或设备故障时继电保护动作，但断路器不能分闸。

原因分析①分闸操作回路断线；②分闸线圈断线；③操作电源电压降低；④分闸线圈电阻增加，分闸动能降低；⑤分闸顶杆变形，分闸时存在顶杆卡涩、不灵活现象，分闸动力降低；⑥分闸顶杆变形严重，分闸时卡死；⑦分闸顶杆动作，但不能可靠地打开分闸压板。

故障危害断路器分闸失灵，会导致事故越级，扩大事故范围。

处理方法①检查分闸回路是否断线；②检查分闸线圈是否断线；③测量分闸线圈电阻值是否合格；④检查分闸顶杆是否变形；⑤检查操作电压是否正常；⑥改铜质分闸顶杆为钢质，以避免顶杆变形；⑦调整分闸顶杆及铁芯的长度，保证动作可靠；⑧分闸线圈固定架应保证紧固，防止铁芯动作时分闸线圈固定架也随之上下窜动。

预防措施①运行人员若发现分合闸指示灯不亮。应及时检查分合闸回路是否断线；②检修人员在停电检修时，应注意测量分闸线圈的电阻，并检查分闸线圈固定架螺丝是否紧固；③检查分闸顶杆是否变形；④如果分闸顶杆的材质为铜质应更换为钢质；⑤必须进行低电压分合闸试验，以保证断路器性能可靠。

4弹簧操作机构合闸储能回路故障

故障现象①合闸后无法实现分闸操作；②储能电机运转不停IE，甚至导致电机线圈过拱损坏。 原因分析①行程开关安装位置偏下，致使合闸弹簧尚未储能完毕，行程开关触点已经转换完毕，切断了电机电源，弹簧所储能量不够分闸操作；②行程开关安装位置偏上，致使合闸弹簧储能完毕后，行程开关触点还没有得到及时转换，储能电机仍处于工作状态；(3)行程开关或其接点损坏，储能电机不能停止运转。

故障危害在合闸储能不到位的情况下，若线路发生事故，断路器不能分闸，将会导致事故越级，扩大事故范围。

处理方法①调整行程开关位置，实现电机准确断电；②检修时应注意行程开关的动作情况，如行程开关损坏，应及时更换。

预防措施运行人员在倒闸操作时，应注意观察合闸储能指示灯，以判断合闸储能情况；检修人员在检修工作结束后，应就地进行几次分合闸操作试验，以确定断路器处于良好状态。

5分合闸不同期、弹跳数值大

原因分析①断路器本体机械性能较差，多次操作后，由于机械原因导致不同期、弹跳数值偏大；②分体式断路器由于操作杆距离较大，分闸力传到触头时，各相之间存在偏差，导致不同期、弹跳数值偏大；③合闸冲击刚性过大，致使动触头发生轴向反弹；④动触杆导向不良，晃动过大；⑤触头平面与中心轴垂直度不好，碰合时产生横向滑动等。

故障危害如果不同期或弹跳大，会严重影响真空断路器开断过电流的能力，影响断路器的寿命，严重时能引起断路器爆炸。

处理方法①在保证行程、超行程的前提下，通过调整三相绝缘拉杆的长度使同期、弹跳测试数据在合格范围内；②提高配件的加工精度，使绝缘支座与轴、换向器与钢销、轴等紧密配合，减小空程间隙；③加强装配工艺质量控制，提高装配工艺质量。在真空断路器装配过程中，注意安装合理，不使真空灭弧室受到额外的力；④调整导向管的位置，使灭弧室动触头的运动轨迹通过灭弧室的轴心，真空灭弧室动触头活动自如，无任何卡涩现象；⑤适度加大触头超程弹簧预压力。

通过采取以上措施，可以有效地控制真空断路器合闸弹跳。如果通过调整无法实现，则必须更换数据不合格相的真空泡，并重新调整到数据合格。

预防措施由于分体式真空断路器存在诸多故障隐患，在更换断路器时应使用一体式真空断路器；定期检修工作时必须使用特性测试仪进行有关特性测试，及时发现问题，并解决问题。

6运行维护与检修试验

加强对10kV真空断路器的维护非常必要，维护中应做好以下几个方面的工作：

在检修维护试验中，要测试开关的导电回路电阻、开关的机械特性、断口间的工频耐压试验，真空度试验，试验数据要满足厂家规定。断口间的工频耐压试验、真空度检验是检验真空管是否漏气的有效方法。

在保护定检时，应对断路器做跳合闸试验，以检验开关在有故障时，断路器动作是否可靠。

对断路器机构、传动轴等传动部位应注入一些润滑油，对紧固件要进行紧固确认等，以确保断路器传动灵活。

开展真空度的测试工作。真空灭弧室真空度的测定主要有以下几种方法：

观察法如果真空灭弧室的外壳是玻璃的，则可根据涂在玻璃内壁表面上的钡吸气剂薄膜颜色的变化来判断真空度：真空度良好时，吸气剂薄膜呈镜面状态；真空度变差时，吸气剂薄膜呈乳白色。这种用肉眼观察真空度的方法不太准确，只能作为参考。

工频耐压法将真空断路器置于分闸状态下，在真空灭弧室的触头间加工频电压来判定真空度。如果真空灭弧室能耐受工频电压10秒以上，可认为真空度满足要求。如果随着电压升高，电流也增大，且超过5A，则认为真空度不合格。这种方法简单易行，现场使用方便。

磁控放电法磁控真空度测试仪通常在触头之间施加一次或数次高压脉冲，脉冲宽度为数十到上百毫秒，磁场线圈中则通以同步脉冲电流，产生与高压同步的脉冲磁场来测量真空度。

对于真空度不满足要求，已接近或低于国家标准×10-2Pa时，应及时进行真空灭弧室的更换，对于真空度有较大幅度降低，但仍在合格范围内的真空断路器，应适当缩短测试周期，并结合历次测量情况进行分析，判断真空度下降的趋势，据此决定真空断路器是否继续进行。

根据实际的长期稳定负载电流进行长延时整定电流的设置。低压断路器整定一、意义1、躲过线路正常电流，当发生故障电流时分断断路器以保护线路或负载2、上下级断路器间实现选择性配合二、方法1、固定动作定值断路器：选择不同额定电流的断路器2、可调动作定值断路器：选择合适额定电流的断路器，调整断路器脱扣器上动作电流值、动作时间值三、原则答1、保证可靠保护：⑴低压断路器过流脱扣器额定电流的选择低压断路器过流脱扣器的额定电流不小于线路的计算电流I30，即≥I30。⑵低压断路器过流脱扣器动作电流的整定

调度运行危险点分析与控制论文

摘要： 进行调度运行危险点分析，对工作中存在的危险因素、习惯性违章采取相应的控制措施，有利于增强调度工作人员的安全风险意识，减少经济损失和事故发生的可能。

关键词： 调度运行；危险点；控制措施

调度运行工作包含电网的监控、运行、操作、指挥，肩负着电网安全稳定和经济运行，保障工农业生产和人民生活用电的重要职责。通过分析调度运行中存在的危险点，采取有效的控制措施，增强调度员安全意识，杜绝习惯性违章，实现安全生产“可控、能控、在控”。

1 运行方式危险点分析和控制措施

接收检修工作申请危险点

工作申请内容填写不明确。如：检修设备名称不准确、设备状态要求和停电范围不明确等。

控制措施：工作申请票规范填写，接受检修工作申请票后，应与申请单位核对检修设备名称及要求的停电范围；核对该设备的接线方式和运行状态，停电范围是否满足检修需要；规范使用设备双重编号；履行复审程序。

运行方式批复危险点

控制措施：加强正常方式分析；避免N-I故障时变电站110 kV及以上任一电压等级母线全停运行方式；机组检修和电网设备检修应沟通协调，做好安全校验工作，防止局部电网送电或受电受阻；了解一次方式的变化及其对二次方式的影响和要求；严格执行二次整定原则，无法按原则整定时，应经总工批准；认真做好负荷预测，了解送网计划，正确反映电网潮流方式。

新设备启动方案危险点

控制措施：深入现场熟悉设备和有关图纸资料，核对设备名称编号，明确设备管辖范围，确定运行方式和主变分接头。要求生产单位提出试运行计划，包括启动送电程序、试运项目、接带负荷、对电网的要求等。明白设备核相、试验要求。

电网设备临检危险点

控制措施：首先根据现场实际情况，设备确实需要进行临检的方可批准临检。对临检设备须立即停运，可以请示有关领导立即停运，不需下达预告，但设备停运后需采取其他安全措施时，则必须填写操作票，如果设备不需立即停运，则必须下达预告进行正常操作。

2 调度操作危险点分析和控制措施

检修工作申请答复危险点

工作申请票不规范。如工作票中申请设备与工作内容、工作要求不一致；方式批复与工作申请不一致。

控制措施：工作票填写的工作内容与工作时间应配合，工作要求应明确；申请设备应使用双重命名编号；工作申请人应由单位批准公布，并报调度备案；方式批复应与上级调度部门批复一致；特殊说明应填写清楚。

拟写调度操作票危险点

拟票时未进行“四对照”，未考虑设备停送电对系统及相关设备的影响。

控制措施：调度操作票的拟定要做到“两明确”、“四对照”：即明确检修申请和电网方式安排，明确操作任务；对照工作申请票及申请批注事项、对照操作注意事项、对照模拟盘检查现场设备状态、对照已执行的操作命令票和操作记录。

审核操作票危险点

调度员审核不细，操作票操作内容不合理，方式调整不合理，保护未按要求调整，未考虑停电范围的影响。

控制措施：核对一次系统，包括系统内断路器、隔离开关的实际位置有无接地线，继电保护及自动装置的`情况，正确预测进行操作时，系统潮流、电压的变化及可能对系统带来的影响。重要操作要进行调度潮流计算。要逐字逐句逐项审核操作票，根据系统的实际情况审核操作票中每项操作的必要性和正确性。

调度操作危险点

误下令、误调度；调度员操作时的精神和环境不佳、操作前未做好危险点分析；其他调度机构有需要配合的操作；未使用统一的调度术语和操作术语。

控制措施：调度员保持良好的精神状态；操作时间尽量错开负荷高峰时段、系统其他地方没有事故发生；调度员应掌握电网事故应急预案，做好当班危险点分析，根据电网状况及时做好事故预想；操作前的准备工作应做充分，明确操作目的；严格按操作票顺序执行，区间调度配合操作时，应移交清楚系统、设备状态，并按照规程规定原则操作；另外使用统一的调度术语和操作术语，发令人发布指令应准确、清晰，使用设备双重名称，操作时应有监护；发生事故时，应立即停止操作，弄清情况、事故处理结束后方可继续操作。

多电源小区的操作危险点

控制措施：加强对自备发电机的用户管理。将其他电源全部停电，加强多电源用户的管理，制定防止低压线路倒送电的措施。

合环倒电操作危险点

控制措施：合环点应已核相；负荷预测，利用调度自动化进行潮流计算；由于运行方式需要，个别线路出线断路器可能设多套保护定值，做好定值的选择投入；严格按照顺序操作，防误合环操作。

3 调度事故处理危险点分析和控制措施

事故信息收集危险点

控制措施：调度员应全面收集事故信息，在未能及时全面了解情况前，应先简要了解事故情况，及时做好对系统影响的初步分析，根据系统情况，进一步了解事故情况，核对相关信息。

事故分析判断危险点

调度员素质达不到要求；未正确了解事故影响范围及程度，不了解调度管辖范围内的设备。

控制措施：调度员应有良好的心理素质和专业技术素质，具备事故处理能力；调度员应准确掌握当时电网运行方式，对现场设备、保护、安全自动装置动作状况了解清楚，掌握调度规程规定的电压、频率异常、系统震荡等多种故障的事故处理原则；准确掌握各级调度管辖范围内的设备，及时汇报相关调度，根据需要协助、配合事故调查、处理。

事故处理危险点

未能准确掌握电网运行方式；未遵守事故处理的原则，事故处理失误而造成事故扩大。

控制措施：根据已掌握的信息和分析，按原则进行事故处理，掌握事故处理引起的电网运行方式变化，考虑并注意事故处理过程当中潮流、电压变化及设备限额；事故处理要做到防止联系不周、情况不明或现场汇报不准确造成误判断，按照规定及时处理系统异常频率、电压，防止过负荷掉闸、防止带地线合闸、防止非同期并列、防止电网稳定破坏、开关掉闸次数在允许范围内、防止保护误投停。

运行方式调整危险点

控制措施：根据事故处理后的电网运行方式，按照稳定原则，及时调整系统运行方式

故障隔离与处理危险点

控制措施：调度员对电网结构、运行方式、潮流数据、保护配置、设备参数掌握不够，遇事即请示，延误工作，严格按事故处理原则办事，迅速隔离故障点，特别要注意对停电设备的恢复送电。

4 调度自动化危险点分析和控制措施

调度监屏危险点

数据监视不到位；遥测、遥信信息采集不准确。

控制措施：调度监屏不能只是等待告警提示，要主动查看变电站运行信息，特别是遥测数据与遥信的一致性检查，比如开关位置与测量、主变分接位置与母线电压数据是否一致；根据潮流计算，检测数据的准确性，通知自动化专责及时处理。

遥控操作危险点

控制措施：凡是操作，应有监护和防误操作措施，调度一般双人值班，就是考虑到此要求

调度自动化误操作危险点

遥控点号设置错误，遥控对象、性质选择错误。造成误操作。

控制措施：保证遥控点号的正确性，自动化改造结束验收时，与现场遥控试验，确保无误；进行遥控操作时，认真核对遥控对象、性质、防止误遥控。

5 保护整定工作危险点和控制措施

定值单危险点

定值单不满足现场设备要求；不规范、不清晰、不齐全，如：定值单不满足TV、TA变比以及二次设备接线；定值单编号、执行日期、设备名称、保护装置型号，保护所使用的TA、TV变比等不规范。

控制措施：定值单的变更应按照定值通知单和调度命令执行，有疑问时及时与整定计算人员沟通；调度员在接收定值单时，应核查整定值通知单规范、清晰、齐全，符合要求。

继电保护及自动装置定值计算危险点

控制措施：整定计算人员应保证有关参数资料正确，熟悉有关图纸、现场设备情况，认真进行定值计算，严格按照规定进行审批和核对，确保定值计算准确。

保护方式安排危险点

保护方式安排不合理。

控制措施：掌握保护运行有关规定，熟悉电网运行方式和运行情况，掌握保护配置情况和定值配合情况。

6 结束语

电网调度是一项严谨细致、持之以恒的工作，在各个环节存在着多方面的危险点。我们只有不懈地进行危险点分析，采取有效的控制措施，才能减少经济损失和事故发生的可能。