高压直流断路器

关键词： 直流 断路器 高压 电力

高压直流断路器（精选七篇）

高压直流断路器 篇1

经过数年的研究, ABB开发出了世界上第一台高压直流断路器。这一研究成果将机械动力学与电力电子设备相结合, 可以在5 ms之内断开一所大型发电站的输出电流, 其速度比人眨眼速度快30倍。

这项突破清除了直流输电网络发展的百年障碍, 实现了可再生能源的高效集成和交换。直流电网将提高电网的可靠性, 增强现有交流电网的输电容量。目前ABB正与公共电力部门讨论, 以确定新技术的试点项目。

ABB集团首席执行官昊坤表示:“ABB在电力工程历史上写下了新的篇章。这一历史性的技术突破将助力打造未来电网。直流电网可实现各个国家和大洲的互联, 平衡电力负载, 并增强现有交流电网的输电能力。”

开发混合式高压直流断路器是ABB集团的旗帜性研究项目, 每年研发投资逾10亿美元。ABB丰富的产品线, 独有的成套生产功率半导体、换流阀和高压电缆等高压直流系统主要部件的能力, 都成为ABB集团在这一领域研发的显著优势。

高压直流输电技术可以实现水电站远距离电力传输、海上风电并网整合、太阳能项目的发展, 并实现和不同电力网络的互联。早在60年前, ABB率先发明了高压直流输电技术, 经过多项创新和发展, 至今ABB仍是这一领域的技术驱动者和市场领导者。

高压直流断路器 篇2

1 LW9-66型断路器的储能原理

1.1 断路器的储能方式

LW9-66型SF6断路器是通过弹簧实现操作动力的, 合闸时, 合闸弹簧释放能量, 带动开关拉杆实现合闸, 并启动储能回路, 通过电机转动, 压缩合闸弹簧, 实现储能。

1.2 储能回路电气接线

储能回路电气原理如图1所示。

1.3 储能回路工作原理

XK为信号微动开关, 其通断通过储能凸轮的位置而改变, 当开关需储能时, XK接通, 继而ZJ1线圈带电, ZJ1接点闭合, 启动电机回路, 为操动机构储能。

ZJ2是起保护作用的, 当热继电器动作或储能超时时, ZJ2经热偶RJ或时间继电器SJ1吸合, 其常闭接点将ZJ1回路断开, 从而切断电机, 停止储能。ZJ2启动后, 便通过其自身接点自保持, 不切断操作直流不能使其断电, 也就无法启动电机回路。

2 操作直流和动力开关的操作顺序对断路器储能的影响

当先合操作直流, 后合动力直流时会发生以下情况:合操作直流后, 时间继电器开始计时, 但此时由于动力直流未合, 电机不能启动, 当超过正常储能时间 (13～14 s) 后, SJ启动 (整定时间约20 s) , ZJ2启动后将ZJ1回路断开, 此时再合动力直流, 由于ZJ1接点断开, 电机回路不通, 不能启动储能。此时将直流断开, 即将ZJ2断开, 再合直流, 则可以储能。

3 运行中的实例

3.1 事件状况

2007年8月8日1时13分, 鸡西电业局220 kV林口变电所林楚线07616断路器跳闸, 重合闸动作, 重合不成功, 强送时断路器拒合。经检查发现该断路器未储能, 其它情况正常, 断路器端子箱内动力直流开关在合位, 运行正常。通过对机构箱内ZJ1的操作使其强制储能后对其送电良好。

3.2 调查分析

通过对操作记录和操作票的查阅, 发现林楚线断路器的最后一次操作为2007年5月19日, 之后再无操作, 断路器端子箱处于上锁状态, 结合断路器跳闸后检查时动力断路器在合位的情况分析, 5月19日后, 断路器动力开关应该一直在合位。

通过对后台机报文信息的查阅, 发现在5月19日林楚线曾显示以下报文:“16:00 断路器变位 分-合”、“16:00‘弹簧已储能’状态消失”、“16:00‘DL位置’状态合”。对以后的报文查阅, 发现自此以后再无林楚线断路器位置变化及储能情况的信息。由以上两点分析可确认, 林楚线断路器是在5月19日送电合闸时未进行储能, 并且一直处于未储能状态。

通过对林楚线5月19日工作票、检修记录查阅, 发现当天的工作任务有试验断路器接触电阻、继电保护联动等工作, 这些工作都需要对断路器进行操作, 在对这些断路器操作时需将控制直流合上。

通过以上实际情况及具体分析, 根据直流操作顺序对断路器储能的影响的分析, 得出结论如下:5月19日, 林楚线断路器春检时, 根据工作需要对其进行合分操作, 操作完毕后, 检修人员将动力直流断路器恢复至原位 (分位) 。而运行人员未将操作直流恢复到原位 (合位) , 操作到该项时, 发现操作直流已在合位, 则进行下一项的操作, 导致发生了先合操作直流、后合动力直流的现象, 致使线路断路器合后不能储能。

4 采取的措施

针对LW9-66型断路器储能的这种情况, 对该型断路器的运行、操作、巡视等工作, 应在现场规程中作以下规定:

a.断路器检修完毕后, 在工作票结束前应将直流保险恢复到断开位置。

b.在对断路器进行送电操作时, 直流保险和动力开关的操作顺序为:先合动力直流开关, 再合操作直流保险。

c.对断路器进行合闸操作后, 检查断路器位置的同时, 必须检查断路器的储能状态。检查方法为:操动机构的齿轮方向朝下为已储能, 齿轮朝上为未储能。

d.在对断路器合闸后及每日交接班时, 应检查各回路信号指示灯中的“弹簧已储能”灯应为红色, 如果是绿色表示断路器未储能, 应立即对其检查处理;当后台机来“XX断路器弹簧已储能状态消失”报文时, 应对该断路器储能情况进行检查处理。

e.在操作中, 如果发生因先合操作直流, 后合动力直流致使断路器未储能的情况时, 可以采用瞬时拉合操作直流保险的方法进行储能。

f.运行中的断路器, 发现其未储能时, 应首先检查直流保险, 再检查动力直流保险, 然后采用拉合机构箱内的储能直流开关的方法使断路器储能。

5 结束语

操作直流、动力直流开关的操作顺序对LW9-66型断路器能否正常储能是起决定作用的, 在对此类型的断路器进行操作时, 应考虑这种因素, 避免发生因操作顺序错误而导致断路器不储能及拒合现象的发生。

摘要：通过对变电站的操作直流、动力直流开关操作顺序的分析, 针对由此对LW 9-66型断路器储能状况的影响, 找出了此型断路器运行中产生异常现象的原因, 提出了相应的解决办法和技术措施。

直流电源系统断路器的级差配合探讨 篇3

关键词：直流电源,断路器,级差,配合

1 案例背景

某地区220kV及以下电压等级变电站的直流保护一共分为3个等级,后2个等级均采用直流断路器,其上下级之间具有选择性的级差配合(见表1)。通常情况下,简单回路中只需借助于电流级差就可满足电网运行的选择性要求。然而,若是在直流电源系统容量较大或较为复杂的系统中,直流电源系统还需借助于级差配合才能满足选择性的要求。

2 直流电源系统级差配合的试验

根据当下直流电源系统级差配合在电网中的应用,为了减少级差配合造成的故障问题,对直流电源系统断路器级差配合进行试验探究。试验采用1 000A·h的阀控铅酸蓄电池,器材设备为电抗器L、电阻器R,以及试用电器DM1、DM2、DM3、DM4。根据《电力工程直流电源系统设计的技术规程》要求,本次采用的电源空载电压纹波系数不能超过5%v。试验电流基本是按照指数曲线上升,直流电源系统中电路时间常数与变电路的时间常数非常接近。试验是通过改变不同预期短路电流的整定值来研究直流电源系统断路器的级差配合,示意图如图1所示。

3 直流电源系统断路器的级差配合

新建的电力工程中直流电源系统全部采用断路器进行安全保护,这是当下电力施工中常采用的一种方案。在直流电源系统设计过程中,除了断路器的选择外,还需合理选择蓄电池,考虑断路器的级差配合。

3.1 断路器的选择

由于不同生产厂家在断路器的生产上会采取不同的生产工艺,因此生产的断路器规格型号会有很大的不同。即便是同一厂家的断路器,其分断短路电流的能力也存在一定的分散性及差异性。为了保证直流电源系统的正常运行,应选择同一厂家、同一系列的断路器。这样不仅能保证断路器的质量,还能很好保障直流电源系统断路器的级差配合,便于备品备件的管理和维修。此外,一旦断路器发生故障就要进行维修和更换,若是出现不同厂家、不同型号断路器的混用,则必须对直流电源系统断路器进行级差配合试验,确认试验结果后才能进行断路器的更换。另外,在选择断路器时应将断路器的质量放在第一位,禁止选用低劣断路器,否则不仅会造成断路器的寿命缩减,还能引发直流电源系统故障问题。

3.2 断路器与熔断器的级差配合

直流电源系统中,断路器和熔断器都可起到保护系统的作用。熔断器和断路器混合保护的级差配合比较困难,需要注重组合方式的改变。首先断路器之后切忌使用熔断器;其次,断路器可安装在熔断器后用于下一级的操作和保护,但熔断器的额定电流一定要大于断路器额定电流的2倍,并时刻注意熔断器和断路器的电流变化,一旦发现故障就及时进行处理。

4 结束语

综上所述,随着社会群众对用电量需求的增长,电网的安全稳定运行在人们生活中占据的分量越来越重。直流电源系统是保障电网安全运行的一个重要设备,但是近些年来直流电源系统断路器的级差配合总是出现各种故障,使得电网的安全运行无法得到有效的保证。因而,在今后的直流电源系统断路器级差配合保护应用中,还应注重断路器故障因素的研究分析,从生产厂家以及材料的规格上进行改善,从而提升断路器保护力度。此外,还应注重熔断器对级差配合的保护作用,并找出适合熔断器和断路器共同保护直流电源系统级差配合的方法,进而提升直流电源系统断路器级差配合度。

参考文献

[1]唐志军,王云茂.直流电源系统断路器级差配合校验系统的开发[J].电力与电工,2011,31(3):31~34

[2]王素华,彭向阳,韩潇等.变电站直流电源系统改造问题分析[J].电力系统保护与控制,2010,38(17):179~182

[3]迟文信,刘芳.变电站直流电源系统用小型断路器解决保护误动的问题[J].低压电器,2011(3):58~61

[4]王金贵.直流电源系统中小型断路器的选择性保护及应用[J].低压电器,2014(6):57~61

[5]杜光明,王书伟.SR2X系列飞机电源系统的使用维护实践[J].现代电子技术,2014(5):143~148,151

高压断路器试验 篇4

1.1油断路器的机械特性参数

第一, 固有分闸时间。指接通合闸 (或分闸) 回路起, 到触头刚接触 (或刚分离) 为止的一段时间。测量断路器合闸时间和分闸时间, 主要是在检查安装和大修后, 断路器各动作机构调整是否合适, 动作过程中有无卡涩现象, 合闸和分闸时间是否符合制造厂家的要求。

第二, 油断路器的分、合闸速度。指断路器在分闸、合闸过程中, 动触头的移动速度。各种断路器的动作速度, 均应符合制造厂家规定的速度标准, 它是判断断路器能否可靠运行的一项重要指标。若分闸速度慢, 则在切断电路的过程中, 电弧燃烧的持续时间延长, 容易造成触头的烧损程度加重甚至熔化。使油分解出大量气体, 造成断路器强烈的喷油或爆炸。

第三, 油断路器触头的分、合闸的同期性。指分闸或合闸时三相不同时间接触的程度, 以及多断口断路器同相各断口的不同期程度, 要求这些不同期的程度越小越好, 一般不应超过断路器厂家所规定的技术标准。非同期接入或切断可能出现危害绝缘的过电压。

1.2真空断路器、SR断路器的机械特性参数

真空断路器、SR断路器的测速方法各制造厂不一, 对速度的定义, 各制造厂也不一, 有的厂家并无此要求。一般是在机构上安装一个辅助装置来测试断路器的速度。真空断路器、SR断路器的分合闸时间、分合闸同期性可与测速同时进行。

1.3断路器的试验项目

少油断路器、真空断路器和SF断路器的试验项目如下:第一, 耐压前、后的绝缘电阻。第二, 40.5k V及以上少油断路器的泄漏电流 (SF断路器不进行此项试验) 。第三, 整体、断口及相间的交流耐压试验 (油断路器、真空断路器、SF断路嚣) 。第四, 断路器的合闸和分闸的时间、断路器合闸和分闸的速度、断路器触头合闸和分闸的同期性。第五, 导电回路电阻。

2绝缘电阻和泄漏电流试验

2.1绝缘电阻试验

第一, 试验目的。通过绝缘电阻试验, 能发现电气设备导电部分影响绝缘的异物、绝缘局部或整体受潮和脏污、绝缘油严重劣化、绝缘击穿和严重热老化等缺陷。同时还可以初步考核断路器在分闸状态下, 各断口间的绝缘状况。第二, 注意事项。测量绝缘电阻时, 被测断路器的接地端应可靠接地。对于不便直接测量拉杆的绝缘电阻多油断路器, 在测得合闸状态下的绝缘电阻偏低时, 可计算出拉杆的绝缘电阻值, 以便判断绝缘电阻偏低的部位。第三, 分析判断。现行标准中对油断路器整体绝缘电阻的允许值没有统一规定, 可按设备的实际情况自行定出判断标准。对于用有机物制成的断路器拉杆, 其绝缘电阻可参照表1的数值。

2.2泄漏电流试验

泄漏电流测量一般只对35k V及以上的少油断路器进行, 多油断路器在解体试验中也可进行此项试验。

第一, 试验目的。测量泄漏电流同测量绝缘电阻相比, 能更灵敏地发现少油断路器的绝缘油受潮以及绝缘油劣化等缺陷。第二, 注意事项。一是少油断路器在分闸状态下工作, 进出线端分别接地, 在三角腔处加压。二是现场试验中, 如果断路器在分闸状态下测得的总体泄漏电流<10μA, 可进行单个原件的试验, 不然应对每一元件单独进行测量。三是试验宜在干燥的天气条件下进行, 试品表面应擦拭干净, 试验现场应保持清洁, 试品和周围的物体要有足够的安全距离。四是记录试验时的环境温度、湿度。第三, 分析判断。把试验结果与标准规定的允许值进行比较, 不应超出标准要求, 不然要查明原因, 必要时还要对试品进行分解试验, 找出问题的所在。试验结果要进行相互比较, 也就是同一设备的比较, 以及与历次试验的数据比较。与同类的设备试验数据进行比较, 泄漏电流都不应有显著的差别。泄漏电流应<10μA。220k V少油断路器提升杆的泄精电抗>5μA时, 必须引起注意。

3交流耐压试验

3.1试验方法及接线

第一, 试验方法。一是断路器在合闸状态下进行整体对地的交流耐压试验。二是断路器在分闸状态下进行断口间交流耐压试验。三是对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压, 其试验电压与对地耐压值相同。第二, 试验接线。整体耐压和相间耐压试验同时进行, 断路器在合闸位置, 将A、C相接地, 再对B相进行耐压试验, 其他两相依次进行。断口耐压试验时, 断路器在分闸位置, 其中一端接地, 在另一端进行加压试验。

3.2注意事项

第一, 高压引线与其他接地体之间要保持足够的安全距离。第二, 高压引线、测量线、接地线等要连接可靠。第三, 接地线应采用4mm2及以上的多股裸铜线或外覆透明绝缘层的铜质软胶线。第四, 油断路器只有在油位指示正常、油耐压合格时, 方可进行耐压试验。试验应在开关合闸状态下进行。三相同在一油箱内, 在试验其中一相时, 其他两相应与油箱同时接地。如介损、泄漏试验虽显示绝缘不良, 经检查未发现缺陷原因时, 应通过耐压试验做最后检查。第五, 如与其他设备分不开, 试验电压采用所连接设备中的最低试验电压。第六, 对于过滤和新加油的断路器, 必须等油中气泡全部溢出后才能进行试验, 一般需静置24h以上, 防止油中气泡引起放电。

3.3分析判断

升至试验电压, 持续1min, 电压、电流表指示平稳, 无异常现象发生, 则认为耐压通过。对于多油断路器, 交流耐压试验前后绝缘电阻应无明显差别。试验时油箱出现时断时续的轻微放电声, 应停止试验, 放下油箱进行检查, 看有无放电痕迹, 必要时应将油箱重新处理。若出现击穿或冒烟, 必须查明原因, 进行处理。

摘要：高压断路器是电力系统重要的控制和保护设备, 断路器机械特性参数包括油断路器的机械特性参数, 真空断路器、SR断路器的机械特性参数, 断路器的试验项目。绝缘电阻和泄漏电流试验主要有绝缘电阻试验、泄漏电流试验。此外, 还要进行交流耐压试验, 主要包括试验方法接线、注意事项和分析判断等, 以避免高压电路出现事故。

关键词：高压断路器,试验,参数

参考文献

[1]周泽存.高电压技术[M].北京:水利水电出版社, 1998.

[2]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:水利电力出版社, 1994.

[3]朱德恒.电气设备状态监测与故障诊断技术[M].北京:中国电力出版社, 2009.

高压断路器的作用 篇5

高压断路器的作用主要有以下2种:

(1) 控制作用。根据电力系统运行的需要, 将部分或全部电气设备, 以及部分或全部线路投入或退出运行。

(2) 保护作用。当电力系统某一部分发生故障时, 它和保护装置、自动装置相配合, 将该故障部分从系统中迅速切除, 减少停电范围, 防止事故扩大, 保护系统中各类电气设备不受损坏, 保证系统无故障部分安全运行。

高压直流断路器 篇6

微型断路器 (MCB) 具有标准化程度高、通用性好、灵敏度高和过流保护等优点, 使得在直流供电设备的电源输入端都设置微型断路器。根据直流供电设备的负载特性、保护类别等因素的不同, 对直流微型断路器的选型也不同。虽然不同的供电支路选用不同的微型断路器型号, 但是微型断路器在选型时的注意事项是一致的。

1 应用微型断路器的必要性

微型断路器具有过电流保护的基本功能。过电流保护可分为过载保护和短路保护, 一旦过载或短路将会导致: (1) 线路的过载时间太长引起设备烧损;电缆的温度升高, 造成电缆的绝缘材料软化。一旦电缆的绝缘材料软化, 在成束电缆中由于被挤压, 造成绝缘变薄而击穿, 可能导致其他回路供电异常。 (2) 单独敷设的电缆可能导致对地短路。 (3) 电缆的绝缘材料老化, 造成泄漏电流增加。 (4) 短路时产生巨大的热量和电弧, 由于电弧具有游走的特性, 可能把故障带到相邻配电单元, 造成更大面积的损坏或停电。 (5) 引起火灾;造成人员触电伤亡。

为了避免以上问题的发生, 在直流供电设备的电源输入端设置微型断路器显得尤为重要。

2 微型断路器的选型要点

2.1 基本条件

满足GB/T 7928《地铁车辆通用技术条件》和招标书的技术要求, 以及用户的可靠性指标和使用寿命要求。

2.2 负载特性

不同用电设备的负载特性和通断电流变化相差很大, 对断路器的选型要求也有所不同。因此, 了解设备的负载类型对选型尤为重要。常用直流负载分类如表1所示。

对于感性或容性负载设备, 选型时要特别注意。例如地铁车辆安防系统LCD显示器的额定功率为40 W, 但启动时有1.2 A (持续30 ms) 的冲击。对于此类负载, 断路器除了满足额定功率的容量要求外, 还要避免设备在起动或断开时的冲击引起断路器误动作。

2.3 微型断路器的分断能力

断路器的分断能力是断路器在额定电压下分断的最大短路电流, 由断路器安装地点的系统最大短路电流决定。断路器的安装位置离电源输出端距离越近, 短路电流越大。随着距离的增加, 因电缆阻抗的增加, 短路电流也会相应降低。

以某项目B型车6节编组的地铁车辆为例, A车、B车和C车的长度在20 m左右, DC 110 V电源布置在A车, 那么短路电流最大的位置就在A车。

2.4 过流保护和脱扣特性

断路器的过流保护分为过载保护和短路保护, 相对应脱扣特性有过载脱扣特性和短路脱扣特性两种。断路器应对其所带的所有负载过电流保护, 并在设备烧损和电缆达到其允许的最高温度前切断短路电流。

2.4.1 过载保护和脱扣特性

过载保护的目的是保护用电设备过载和电缆温升过高, 过载保护脱扣特性由设备的过载能力和电缆的技术标准而确定, 设备的过载能力由供应商确定, 电缆的过载性能可取 (1.13~1.45) In。

2.4.2 短路保护和脱扣特性

短路保护的目的是在线路短路时切断供电电源, 避免因短路而使电缆和用电设备烧损或引起人员、设备的灾难性事故。

短路保护脱扣特性需考虑电缆在短路时可承受的允通能量和用电设备的短路承受能力, 同时也要避免因负载起动或断开时的冲击而可能引起的误动作。短路脱扣特性有B型、C型和D型, 短路脱扣电流值及适用范围见表2。

在选用D型时, 因脱扣电流值较高, 需采用较大截面积的电缆, 以降低回路的阻抗。否则, 可能会因回路的实际电流较小而导致断路器不动作, 或者因为短路动作时间的延长而损坏电缆及设备。

用电设备的短路承受能力可由供应商提供。

关于电缆方面, 地铁车辆中常用的电缆参照标准为EN50264。一般来说电缆开始的导体温度为90℃, 5 s内最终温度限制为200℃。

在不同的短路持续时间中的短路电流可以用下面公式来计算:

其中I—允许的最大短路电流 (有效值) ;

K—常数 (122) ;

S—导体额定横截面积 (mm2) ;

t—短路的持续电流 (s) , 最大5 s。

公式也说明从电缆安全的角度, 断路器必须在5 s内切断短路电流I, 否则电缆可能受到永久性的破坏。

2.5 与其他保护电器的配合

在有些保护电路中, 存在两个MCB串联、熔断器和MCB串联等形式的上下级保护电路。按照保护功能分类, 分为主保护和后备保护。

主保护是在线路发生故障时, 只允许靠近故障点的保护电器动作以隔离故障回路, 而上一级保护电器不动作, 以缩小断电范围, 满足系统稳定性和保持其它系统供电连续性的要求。实际应用中, 两个串联的上下级同类断路器通过同样负载电流, 上级断路器In为下级断路器In的1.6倍。熔断器与MCB串联时, 熔断器的弧前允通能量I2 t要大于MCB的允通能量I2 t。

后备保护是在主保护电器拒动时, 电源侧保护电器动作, 用以切除故障的保护。

2.6 温度补偿

MCB的额定电流是在环境温度30℃条件下的数值, 当不在30℃条件下使用时, 需考虑不同温度下的额定电流修正系数。

2.7 安装排列数量

随着单排MCB安装单元数和密集程度的增加, 额定电流也随之降低。

2.8 海拔高度

海拔超过2 000 m时, 可参照GB/T 20645《特殊环境条件高原用低压电器技术要求》确定不同海拔高度下电气参数或修正系数。

3 结语

微型断路器在地铁车辆中是非常重要的保护元器件之一, 对系统的供电有着至关重要的作用。断路器的故障将直接影响到设备的供电, 并且影响到整个系统的功能和正常工作。只有选择合适型号的断路器, 才能保证车辆安全可靠运行。

参考文献

[1]EN 50264《铁路应用-有特殊防火性能的铁路车辆电力及控制电缆》[S].

[2]EN 50343《铁路应用机车车辆布线规则》[S].

[3]DIN EN 50355《铁路设施-有特殊防火性能的轨道机车车辆用电缆与导线-薄绝缘壁和标准绝缘壁》[S].

[4]IEC 60077-3《轨道交通机车车辆电气设备.第3部分:电工器件直流断路器规则》[S].

高压断路器绝缘电阻测试 篇7

随着电力工业的飞速发展, 机组参数、系统电压等级逐步提高, 电气设备的绝缘强度、系统过电压的限制水平对系统安全经济运行的影响日益突出。据统计电力系统中60%以上的停电事故是由于电气设备绝缘的损坏所致。断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备之一, 它的工作状况及绝缘状况如何, 直接影响电力系统的安全可靠运行。高压断路器绝缘部分劣化、缺陷都是经过使用到一定时期后出现的, 在这个期间, 绝缘材料会出现不同的物理和化学信息, 可以通过预防性试验在缺陷发展的初级阶段准确及时地发现并处理, 避免事故的发生。

1 试验的意义

绝缘电阻是指在设备绝缘结构的2个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比, 若无特殊说明, 均指加压1min的测试值。

测量绝缘电阻是所有型式断路器的基本试验项目, 也是测试和检验断路器的绝缘性能的比较常规的手段, 同时也是高压绝缘试验的预备试验。在进行比较危险的、破坏性的实验之前, 先进行绝缘电阻的测试, 可以提前发现绝缘材料的较大绝缘缺陷, 并提前采取相应措施, 避免完全破坏被试物的绝缘。对各种型式的断路器, 绝缘电阻值的大小, 能有效地反映绝缘的整体受潮、污秽以及严重过热老化等缺陷。测量高压断路器的绝缘电阻应分别在合闸状态与分闸状态下进行。在合闸状态下主要是检查拉杆对地绝缘;在分闸状态下主要检查各断口之间的绝缘, 通过测量可以检查出内部消弧室是否受潮或烧伤。

对于真空断路器、压缩空气断路器和SF6断路器, 主要是测量支持瓷套、拉杆等一次回路对地绝缘电阻, 一般数值很高, 测量时应采用2500k V绝缘电阻表, 其值应大于5000MΩ。

2 试验的方法

(1) 试验步骤。

(1) 断开被试品的电源, 将被试品放电, 对电容较大者 (如GIS等) 应充分放电 (至少持续5min) 。放电时应用绝缘棒等工具进行, 不得用手碰触放电导线。拆除或断开被试品对外的一切连线。

(2) 用干燥清洁柔软的布擦去被试品外绝缘表面的脏污, 必要时用适当的清洁剂洗净。

(3) 检查绝缘电阻表是否正常。若正常, 将绝缘电阻表的接地端与被试品的地线连接, 绝缘电阻表的高压端接上测试线, 测试线的另一端悬空 (不接试品) , 再次驱动绝缘电阻表, 绝缘电阻表的指示应无明显差异, 然后将绝缘电阻表停止转动。接线中, 由绝缘电阻表到被试品的连线应尽量短。

(4) 驱动绝缘电阻表达额定转速或接通绝缘电阻表电源, 将测试线搭上测试部位, 待指针稳定 (或60s) 后, 读取绝缘电阻值, 并做好记录。

(5) 读数完毕后, 先断开接至被试品高压端的连接线, 然后将绝缘电阻表停止运转。在测试大容量设备时应更加注意, 以免被试品的电容在测量时所充的电荷经绝缘电阻表放电, 而使绝缘电阻表损坏。

(6) 断开绝缘电阻表后, 对被试品短接放电并接地。

(2) 注意事项。

(1) 现场进行设备绝缘电阻测试时, 必须遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

(2) 试验完毕或重复试验时, 必须将被试物短接后对地充分放电。这样既保证安全又可提高测量准确性。

(3) 如在湿度较大的条件下测量或需排除表面泄漏的影响情况下加屏蔽线, 屏蔽线可用软铜线缠绕, 屏蔽端应接近火线而远离接地部分。

(4) 表面脏污或受潮会使其表面电阻率大大降低, 绝缘电阻将明显下降。必须设法消除表面泄漏电流的影响, 以获得正确的测量结果。

(5) 若测量的绝缘电阻值较历史数据变化较大应查明原因。

3 试验的项目及要求

(1) 绝缘部件绝缘测量。断路器的绝缘部件包括瓷套管、绝缘拉杆、灭弧室、绝缘介质。为了判断绝缘提升杆是否受潮, 可在断路器合闸和分闸2种状况下分别测量套管引出线对外壳的绝缘电阻值。在断路器合闸状态下测量绝缘电阻值, 主要检查绝缘拉杆、套管及绝缘介质的绝缘状况。在断路器分闸状态下测量绝缘电阻值, 主要检查各端口之间的绝缘以及内部灭弧室是否受潮或烧伤。如2次测量值相近, 且绝缘电阻值不低于表1的规定, 说明绝缘提升杆绝缘良好。如果合闸状态下测得的绝缘电阻值远低于分闸状态下的测得值, 说明绝缘提升杆受潮。

(2) 辅助回路和控制回路的绝缘电阻测量。测试断路器辅助回路和控制回路的绝缘电阻, 测量前应对相关回路做好隔离, 一般采用500V 1000MΩ或1000V 2000MΩ的绝缘电阻表, 其值应大于2MΩ (交接试验不低于10MΩ) 。

(3) 绝缘测试的注意事项及要求。试验应选用相同电压、相同型号的绝缘电阻表。测量时宜使用高压屏蔽线且屏蔽层接地。若无高压屏蔽线, 测试线不要与地线缠绕, 应尽量悬空。

测量一般应在试品温度为10~40℃之间、天气良好的情况下进行, 且空气相对湿度不高于80%。若相对湿度大于80%时, 应在引出线瓷套上装设屏蔽环 (用细铜线或细熔丝紧扎1~2圈) 接到绝缘电阻表屏蔽端子。屏蔽环应接在靠近绝缘电阻表高压端所接的瓷套端子, 远离接地部分, 以免造成绝缘电阻表过负荷, 使端电压急剧降低, 影响测量结果。

(4) 对用有机材料制成的断路器提升杆的绝缘电阻测试。电气设备交接及预防性试验规程均未对断路器整体绝缘电阻允许值作出规定, 因此, 绝缘电阻测试值一般参照制造厂规定。预防性试验时, 断口和用有机物制成的拉杆绝缘电阻的测量应在断路器调整完毕与落下油箱之前进行, 落下油箱或打开入口接线, 其绝缘电阻一般不应低于表1中所列数值;交接试验时绝缘拉杆绝缘电阻一般不应低于表2中所列数值。

4 案例分析

案例:由于绝缘电阻下降导致断路器故障的事故分析。

(1) 故障情况。2007年4月8日9时10分, 某局一座110k V综合自动化变电站在交接班例行巡视设备时, 发现35k V 404真空断路器发出断断续续的“吱吱”异常声响。经过进一步观察, 确认是C相发出该声响。值班人员用红外线测温仪检查C相电器连接点、TA及断路器本体温度约为16.5℃左右, 均为环境温度, 外观检查该断路器未发现其他异常情况。后将404断路器从电网中解列, 同时通知高试班、检修班到现场进行检查。

(2) 故障分析。

(1) 外观检查和真空度试验。该真空断路器型号为ZW-40.5, 内置LZZBJ4-35电流互感器, 2005年6月投入运行。技术人员首先对该真空断路器进行了绝缘电阻、真空度、接触电阻的测试。结果表明, 真空断路器的真空灭弧室、下端绝缘套管、内置电流互感器绝缘电阻值均大于2500MΩ, 而且真空度、接触电阻也合格。从红外线测温仪检测的结果可以看出, 一次电气连接点接触良好, 没有发热现象。检修人员继续对断路器的绝缘拉杆、水平拉杆、箱体进行检查, 没有发现断裂、锈蚀、放电、断销、异物或者零部件脱落的情况, 固定连接部分元件没有松动, 绝缘亦无破损、污损, 密封胶圈未老化, 电流互感器铁芯的硅钢片螺丝也拧得很紧。真空断路器发出断断续续的“吱吱”异常声响, 是否是电流互感器二次回路开路, 或者连接线松动所致。对该断路器进行多次手动分、合闸操作试验, 自由脱扣试验, 电动分、合闸操作试验, 断路器没发现异常, 可以排除该断路器的弹簧储能操作机构和机械传动系统故障。

(2) 加压试验。为了确切找出真空断路器C相发出异常响声的具体位置, 遵循不扩大设备的损伤范围、不加剧设备破坏程度的原则, 在该断路器分闸的情况下进行单相分段施加额定电压22.5k V试验, 没有发现异常响声。

接下来对断路器进行空载送电 (即只合上母线侧隔离开关和断路器) , 约4min后C相终于出现了断断续续的“吱吱”放电声。具体发出声音的部位在下端绝缘套管和电流互感器之间, 箱体内的电流互感器响声尤为明显, 而且随着时间的延长放电声越来越大, 好像随时都有发生击穿的可能。技术人员决定对该断路器在断开状态下进行预防性工频耐压试验。

首先, 下端绝缘套管接地, 只给上端的真空灭弧室施加电压。电压升至95k V经1min后, 没发现异常。接着给下端绝缘套管 (已包括电流互感器) 施加电压, 当电压升至58k V时, 突然发出异常的噼啪响声, 高压试验仪器跳闸。用兆欧表测试, 上端真空灭弧室绝缘电阻值为2500MΩ, 下端绝缘套管绝缘电阻值为0MΩ, 显然被击穿了。其中下端绝缘套管包括电流互感器、绝缘拉杆、套管和电流互感器之间充填绝缘硅脂, 但是外观检查下端绝缘套管各个部位均没发现任何放电和击穿痕迹。由于电流互感器是内置, 不方便解列, 故先解开绝缘拉杆逐步测试。下端绝缘套管绝缘电阻值为2500MΩ, 绝缘拉杆绝缘电阻值为0MΩ, 问题出在绝缘拉杆上。把绝缘拉杆完全卸下, 才发现绝缘拉杆下端的防护罩里面有一层碳化的粉末物。

(3) 对测试结果进行综合分析与判断。影响设备绝缘电阻的外部因素主要有3个:温度、时间及放电时间。初步判定绝缘电阻不合格时, 为了慎重, 值班人员应找同一电压等级的绝缘电阻表进行核对, 以证实原绝缘电阻表无问题。若确定设备绝缘电阻有问题时, 应通知高试人员进行核对。同时, 可按以下步骤查找原因:加屏蔽再进行测量, 以排除湿度及表面脏污的影响;将绝缘电阻值折算到同一温度进行比较 (绝缘电阻值随温度按指数规律变化) ;与设备的出厂试验、交接试验、历年大修试验的数据进行比较;与同类型的设备或者设备本身的三相进行比较。

在排除各种干扰的影响后, 绝缘电阻值仍不合格, 说明设备确实存在缺陷, 不得送电运行或者列为备用。

5 结束语