调整断路器合闸间隙解决卡阻问题

直流快速断路器具有过流后响应时间快的特点,适用于变电所直流设备保护,已被广泛应用于城市轻轨和地铁的变电所中。在日常运行中,直流快速断路器遇大电流后,有时会发生分闸机械装置卡阻问题。出现卡阻后造成断路器不能再次分合闸,即失去重合闸功能,     

SF_6断路器操作机构故障处理

SF_6型(六氟化硫)断路器因其与10kV级户外断路器相比,具有结构简单,灭弧和绝缘性能优异,操作功小,额定参数高,电寿命和检修周期长等优点,得以广泛采用,我市就有三所变电所采用厂LW_3-10ⅠⅡ/400六氟化硫断路器。日常断路器出现不能准确合闸、分闸,其原因大多出现在操作机构上。 Ⅰ型采用了手动储能方式,Ⅱ型采用了手动和电动储能方式,Ⅰ、Ⅱ型弹簧储能机构常见代表性故障有四种:分不开闸;合不上闸,合闸后又分闸;储能以后自动合闸;储能时自动分闸。四     

高压柜上合隔离开关时应防止电机异常起动

我单位一车间的供电是由变电所供2路高压电源,共有4台高压电机。有一次,主电室突然出现2路电源同时停电,使得4台高压电机断电停机。由于没有安装备用电池,因此分闸没有电源,当班电工只能用手推动真空断路器的跳闸机构,以使得控制每台高压电机的真空断路器分闸,并分断每台电机对应的高压柜上的隔离开关。     

BM—35型断路器分闸时的故障

在一个85千伏的遥控变电所中以—51型驱动机构对BM—35型油断路器(战前出品)自地区调度台及控制屏进行遥控分闸操作时,发生了拒绝跳闸。 当打开驱动机构的盖子对断路器进行手动分闸时,由于结构的振动而产生了自行分闸,这时油断路     

多雷地区110kV和220kV敞开式变电所的雷电侵入波保护

随着电网的发展。进线断路器出现暂时分闸状态的概率随之增多。近年为南方多雷地区发生多起由雷电侵入波过电压引起的暂时分闸的SF6断路器或电流互感器内部绝缘击穿爆炸的事故。作者提出在多雷地区新设计的110KV和220KV敞开式变电所，无间隙金属氧化物避雷器（MOA）宜装设在每回进线的断路器线路侧。文章通过雷电侵入波过电压的计算分析。给出了MOA至变压器之间的最大保护距离，即取标准DL／T620－1997中规定的MOA装在母线上的数值，对已运行的变电所，确需考虑进线路断路器出现暂时性分闸状态又要加以保护时，可视安装位置的方便在进线断路器线路侧附近或进线终端塔上增设一组MOA、MOA至分闸断路器之间的最大保护距离按本文推荐的数据取值，MOA安装在进线终端塔上，杆塔接地装置的冲击接地电阻应小于7Ω。     

法国FX-32DL断路器分闸线圈烧损原因及改进措施

对东丰变电所进口的法国FX-32DL断路器分闸线圈经常烧损的现象进行了分析,并提出了改进措施。     

LW15-220断路器拒跳的原因分析

某220kV变电所一台型号为LW15-220的SF6断路器在某日进行正常的分闸操作中,发生了C相拒跳故障,随即对断路器进行了检查。 1.检查及原因分析 打开机构箱门,检查二次回路按线是正确的,同时又测量了分闸线圈电阻值、分闸线圈铁心撞头与脱扣器的间隙h、分闸铁心行程S以及最低分闸动作电压值、测量结果与安装时的测试数值见附表。从     

SN10—10Ⅱ型断路器分闸线圈质量事故的分析

<正> 1985年9月13日和11月22日,我局某变电所的同一台10kV SN10—10Ⅱ型断路器连续发生了两次经过和性质完全一样的拒分事故。两次事故的起因都是线路上发生永久性故障,断路器第一次分闸后自动重合闸动作,在第二次分闸过程中拒分,致使上一级主变断路器越级分闸,将事故扩大。 两次事故发生后立即对设备都进行了详细检查。断电保护动作正确,而且断路器第一次分闸和重合闸动作也正确。只是在第二次分闸脉冲加到分闸线圈上后分闸电磁铁未动,机构未脱扣分闸。事故后测量分闸线圈已不通(内部已断线)外表并有烧坏的迹     

法国FX—32DL断路器分闸线圈烧损原因及改进措施

对东丰变电所进口的ＦＸ－３２ＤＬ断路器分闸线圈经常烧损的现象进行了分析，并提出了改进措施。     

断路器分闸回路隐形故障的分析及改进

根据变电所运行中断路器分闸回路隐形故障的实例，对故障原因、后果及改进措施作了较详尽的分析论述。多次试验表明：这项技术措施安全有效，在实践中运行正常。希望该项技术改造能在各发电厂和变电所中得到应用和实施。     

一起220kV断路器遭受雷击事故的分析

1引言 近年来，随着我局电网的迅速发展，输电线路的回路数、长度和变电所的数量都在急剧增加，加上雷电活动较为强烈，架空输电线路遭受雷击的概率增大；而且随着电网的发展、断路器不断增多，无形中增加了断路器出现暂时分闸状态的机会，而断路器等线路侧设备脱离母线避雷器的保护，此时，沿线入侵的雷电波就会经分闸断路器的末端反射很高的过电压，对设备的绝缘造成破坏。     

微机保护装置直流一点接地误跳闸故障

1故障经过 2010年4月8日8：00,我公司主控室微机保护后台电脑报警“保安变重瓦斯保护动作跳闸”和“保安变高压断路器116分闸”。技术人员到微机保护装置察看报文记录,确实有“重瓦斯保护动作”报文,随即到保安变检查变压器本体外观和瓦斯继电器,均无异常,且无瓦斯气体。     

关于一起66kV电容器组多只电容器损坏原因分析

通过对龙城一次变电所66kV电容器组单元电容器的解剖分析,查找出分闸时发生电容器单元损坏的主要原因,分析认为产品的加工工艺存在问题,导致产品的质量不良,进而发生产品损坏。     

关于一起66kV电容器组多只电容器损坏原因分析

通过对龙城一次变电所66kV电容器组单元电容器的解剖分析,查找出分闸时发生电容器单元损坏的主要原因,分析认为产品的加工工艺存在问题,导致产品的质量不良,进而发生产品损坏。     

触点接触不良引起高压断路器分闸回路断线

1故障现象 某500kV变电站,正在运行中的500kV高压断路器A相出现“第二分闸回路断线”的信号。该三相交流高压断路器额定电压为550kV,液压分相操作,分、合闸控制操作电源为直流220V。断路器每相可单独远方或就地分、合闸操作。为了保证分闸的可靠性,每相设计2个分闸回路,正常分闸操作和保护分闸采用第一分闸回路。当第一分闸回路故障时,马上切换到第二分闸回路。     

基于嗅探空闲状态的智能变电站断路器远程试验方法

结合GOOSE报文的通信机理,提出了一种基于嗅探空闲状态的智能变电站断路器远程试验方法,并实现了基于此方法的模型系统。该系统通过监测过程层GOOSE交换机上的测控装置和智能终端之间的交互报文,并在通信空闲情况下发送远程控制信号,完成对断路器的分闸、合闸以及分合分试验。提出的方法利用了GOOSE交换机冗余端口,所以不改变变电站现有网络结构和影响其他智能电子设备的正常运行,从而有效地解决了智能电子设备就地布置时开展断路器投切试验的技术难题。     

一起弹簧机构拒分故障的分析与处理

1 现场情况 调度监控班在对某110 kV GIS成套开关设备的断路器遥控执行分闸操作时,该断路器操动机构出现拒分异常状况.检修人员现场手动操作,同样未能成功分闸. 检查发现,分闸电磁铁烧毁.手动顶压分闸导杆,导杆端部不能触及分闸掣子.手动碰触分闸掣子使机构分闸,再断开储能、操作电源.手动合闸,合闸弹簧释放,但后台仍显示机构"已储能".合闸弹簧拉杆(大头杆)大头部位于棘轮左上部,现场故障状况如图1所示.     

6kV磨煤机断路器拒分原因分析及处理

某电厂2号机组1号磨煤机6 kV断路器出现拒分的异常现象.通过检查和分析,发现该断路器拒分的原因是分闸掣子半轴的定位销脱落,致使半轴向左位移,导致断路器无法分闸.通过拆开断路器前盖板,用验电器远距离击打分闸掣子半轴上的传动铁片,使断路器成功分闸.针对断路器此类故障提出防范措施及建议.     

200kV高压直流断路器操作拒动故障原因分析及建议

高压直流断路器是多端柔性直流输电工程换流站内重要的电气设备,直接关系到柔直系统运行的可靠性。根据±200 k V高压直流断路器在系统操作合闸过程中,出现的位置信号未及时返回控制系统,断路器后序无法进行分闸操作的故障现象,经报文分析判断和现场故障检测,得出故障原因是断路器开关内极柱分位传感器位置偏移,造成分位信号响应延迟、断路器拒动。最后通过将分位传感器调整至正常工作位置的方法解决了该问题,并提出了需要制定高压直流断路器检修规程及监控后台增加断路器操作次数统计功能的建议。     

鸡西一次变电所由雷害引起SW_2—35开关爆炸事故分析

一、事故经过事故发生前,变电所的运行方式如图1所示,35千伏由鸡西发电厂鸡联甲和鸡联乙供电。 82年7月24日14点44分,鸡西一次变电所的运行检修人员听见霹雳雷声,35千伏鸡山线控制屏的有功电力表和电流表闪络放电,鸡山线过流速断动作,开关跳闸重合不成功;鸡恒线过流Ⅱ段动作,重合闸表示牌表示。变电所的电源线路鸡联甲和鸡联乙距离Ⅲ段动