35kV开关合闸控制回路的改进

某变电站的35kV配电线路采用的是北京开关厂生产的ZN12．35型的手车式真空开关和弹簧储能操作机构,其合闸控制回路具有合闸自保持功能,但合闸失败后无法自动释放,容易造成合闸线圈的烧坏事故。     

开关弹簧储能机构在运行中应注意的问题

近年来,35、10kV具有弹簧储能机构的断路器越来越普及。与过去的直流电磁机构相比,具有动作速度快、合闸电流小、储能电源容量小、交直流均可使用等优点。弹簧储能机构的特点是：合开关时,已储能的弹簧释放能量;开关合上后,弹簧储能,为下一次合闸做准备。也就是在运行中如失去储能电源仍可合闸操作一次,分闸时,储能弹簧能量不释放。     

微机保护控制电路的故障分析

某35kV变电站,某日在10kV馈线上多次出现永久性故障而又找不到故障点的情况下,强行试送电后造成保护动作。但是断路器QF跳闸后,在自动储能情况下却自动出现了无限次合、分闸的事故。幸亏值班人员及时切断微机保护控制电源,才避免事故进一步扩大。     

35kV断路器故障分析和处理

1故障经过 110kV源潭变电站35kV源定线线路侧发生故障,自动重合闸不成功后强送时报警装置发出了控制回路断线信号.检修人员赶到现场检查发现,合闸线圈已经被烧损.检修人员现场更换合闸线圈后,控制回路断线信号复归,现场储能后,就地合闸时发现,该断路器仍然无法合闸成功.再次检查发现,操动机构在断路器合闸储能完毕时机构扇形...     

某高压断路器合闸缓冲器故障的分析研究

针对一起500kV 断路器合闸缓冲器滚轮碎裂案例,从断路器储能,到合闸命令完成,最终到剩余动能释放,对整个合闸过程进行分析,明确造成合闸缓冲器滚轮碎裂的主要原因是弹簧储能离合装置的过冲角度过大,而手动按储能电机接触器进行储能是造成储能离合器过冲角度过大的最根本原因,在后期的检修过程中严禁手动按储能电机接触器储能,并增加对储能离合装置过冲角度检查环节。     

某高压断路器合闸缓冲器故障的分析研究

针对一起500kV断路器合闸缓冲器滚轮碎裂案例,从断路器储能,到合闸命令完成,最终到剩余动能释放,对整个合闸过程进行分析,明确造成合闸缓冲器滚轮碎裂的主要原因是弹簧储能离合装置的过冲角度过大,而手动按储能电机接触器进行储能是造成储能离合器过冲角度过大的最根本原因,在后期的检修过程中严禁手动按储能电机接触器储能,并增加对储能离合装置过冲角度检查环节。     

一起储能电机行程开关绝缘击穿引起的大事故

近年在10kV电压等级的配电网中,广泛使用了具有弹簧储能操作机构的断路器,它比直流电磁操作机构合闸、跳闸动作速度快,合闸电流小,储能电机电源容量小,而且具有灵活性大,交流、直流、手动均可使弹簧储能,维护简单方便等优点。它的动作过程是:在开关合闸后,储能电机储能;开关跳闸后,储能弹簧不释能,可以进行下一次合闸。在我局应用弹簧储能操作机构的10kV开关上曾出现过这样一次事故。1事故经过2003-12-30T02:30,某110kV变电站10kVⅡ段母线一10kV公网出线发生故障,10kV速断保护正确动作,开关跳闸切除故障,重合闸经1.5s重合于永久性故障时,…     

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     

10kV真空断路器未储能合闸闭锁技术

为解决在实际运行中弹簧储能操作机构的10 kV真空断路器常发生合闸弹簧未储能就进行合闸操作而烧毁合闸线圈的故障,提出了在断路器合闸回路中串接控制弹簧储能电机工作的行程开关常开接点的未储能合闸闭锁技术。如合闸弹簧储能,则行程开关常开接点闭合进行合闸操作;如未储能,则自动合闸闭锁,防止烧毁合闸线圈。实际运行验证该技术原理正确、工作可靠,能避免未储能合闸操作的故障,可广泛应用。     

一起35 kV断路器合闸后储能异常分析

本文分析了一起500 kV变电站35 kV断路器因合闸弹簧疲劳导致合闸后储能异常及分闸拒动故障,结合现场断路器合闸后储能异常及故障隔离处理过程中分闸拒动现象,对断路器合闸时储能机构动作过程及分闸过程进行深入剖析,查明了故障的原因,为避免类似事故再次发生,提出了整改防范措施.     

断路器弹簧操动机构行程开关故障的处理

断路器弹簧操动机构的动作过程是：合断路器时,已储能的弹簧立即释放能量,实现合闸;合闸后。弹簧储能,为下一次合闸作准备。分闸时,储能弹簧能量不释放。     

行程开关动作时触点问电弧引起的跳闸故障

1故障现象我公司新建两座10kV变电站,共采用40台10kV真空断路器手车式开关,断路器分合闸控制电路与弹簧储能电机电路均采用直流电源。如图1所示,在进行现场调试时,断路器合闸且储能电机储能完毕后,发生了控制电源断路器QFl和合闸电源断路器QF2同时跳闸的故障。     

VS1型户内高压真空断路器预储能后自动合闸故障分析及处理

1故障现象 我公司脱硫工段于2007年初新上一台高压脱硫泵,配置电动机型号为JS136-4,6kV、220kw;高压柜型号为KYN28-12,配套断路器型号为VS1（ZN63-12）型户内手车式高压真空断路器,操动机构为弹簧储能操动机构。2010年2月,工段操作员要求开高压脱硫泵。电气运行人员在将手车摇至工作位置,合储能开关后,出现真空断路器自动合闸,     

脉冲电源储能电容反向充电电压释放方法

在放电主开关放置于储能电容支路的脉冲功率电源放电过程中,储能电容存在反向充电现象,反向电压无法释放,影响储能电容的使用寿命,并降低了脉冲功率电源的使用效率。在详细推导电容储能型脉冲功率电源放电过程的基础上,分析影响储能电容反向充电电压的因素,讨论降低储能电容反向充电电压的途径,将放电主开关放置于负载支路的电路结构,实现了储能电容反向充电电压的释放。仿真和实验结果表明:调整放电开关位置后的脉冲功率电源负载电流特性与调整前基本一致,完全满足电磁发射的需求;同时,反向电压的及时释放提高了储能电容的使用寿命,增加了电磁发射系统的效率。     

220kV断路器弹簧储能异常分析及处理

分析220kV开关合闸后,因储能继电器频繁损毁,导致开关储能失败的异常原因,提出相应的解决方案。运行实践表明,此方案简单、可行、有效。     

LW13-800型罐式断路器储能电机控制回路的改进探讨

笔者对LW13-800型罐式断路器的储能电机控制回路进行分析,结合实际运行情况,指出了其所存在的单相电机运转超时或过热时闭锁三相储能电机控制回路及闭锁后不能自动复归的问题,提出了采用单相储能电机控制回路控制单相储能电机以及储能电机控制回路自动重合闸一次进行复归的改进措施。改进后的储能电机控制回路可有效的提高断路器运行的可靠性。     

断路器储能控制回路改造

正1现场情况某110 kV变电站由于扩建需要,在全站停电施工完毕恢复送电时发现,某110 kV断路器无法正常电动储能。经现场检查,该断路器储能电机电源(AC 220 V)异常,断路器控制电源(DC 220 V)正常,电机超时保护继电器动作,电机控制回路断线。断开断路器控制电源后,电机延时保护继电器动作复归,电机控制回路正常。初步判断断路器储能控制回路存在故障。     

国家电网风光储输220kV智能变电站投运

2011年10月28日,国家电网风光储输示范工程220kV智能变电站331开关所带4号储能线成功投运,该站比预定日期提前2天完成全部启动任务,为实现国家风光储输示范一期工程全面联调奠定了坚实基础。该站属我国新能源领域示范变电站,计划一期接入100MW风电、40MW光伏发电、20MW储能装置,由华北电网张家口供电公司负责输变电设备运行维护工作。该站集风力发电、光伏发电及储能装置为一体,实现世界首创的风、光、储、输联合运行模式,并可根据需要实现电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动,是220kV数字化智能升压变电站。     

10 kV断路器储能回路改造及其应用

自贡电业局莲花寺变电站10kV断路器储能回路进行了改造,改后运行状况良好。随后又在多个变电站数十条10kV线路断路器改造中推广应用,运行状况一直良好,介绍改造及应用情况。     

基于开关电容器组的高压断路器操动控制研究

为了减小断路器分合闸操作中电机操动机构驱动电机启动的响应时间,提高断路器的分合闸速度并改善断路器的触头震荡现象,提出了应用于电机操动机构的控制系统内储能电容的升压变换器技术。针对126kV真空断路器分合闸的技术要求,采用开关电容器组作为升压装置,利用电容器切换技术改变断路器进行分合闸操作的能量存储和释放方式,对断路器动触头的运动过程进行分段控制。在开关电容器组和普通储能电容器的条件下,进行了126kV真空断路器电动机操动机构的分合闸试验。实验结果验证,与采用普通储能电容的分合闸特性实验相比较,采用基于开关电容器组的电机控制系统可以有效地提高断路器的分闸和合闸速度,并改善断路器的触点弹跳。