负荷开关范文（精选8篇）
负荷开关 第1篇
标准中, 负荷开关分为一般型和频繁型2种类型:油、产气和压气式负荷开关为一般型;真空和SF6负荷开关为频繁型。对这2种类型负荷开关的要求各不相同。按通用负荷开关要求, 在型式试验的方式1～4中, 一般型分合操作次数为50次, 频繁型为150次。机械寿命一般型为2000次, 频繁型为3000、5000、10000次。从负荷开关-熔断器组合电器的转移电流看, 一般型按固分时间65～88ms, 其转移电流为1000～1300A;频繁型按固分时间10～30ms, 其转移电流为2000～3500A或更高。负荷开关的额定电压一般为12kV, 额定电流一般有400A和630A2种规格, 额定短路时间有2s、3s、4s。
由以上可见, 频繁型适用于频繁操作和大电流;一般型用在变压器中小容量范围。一般来说, 在容量为800kVA以下, 用一般型即可;而在1000～1600kVA级, 最好用频繁型。在选用产品时, 还应依据经济的原则, 以产气、压气和真空为例, 价格比约为1∶1.5～2∶2.5～3。压气式、产气式在价格上占优势。SF6式因用SF6气体作为绝缘, 故体积小, 在大都市使用占有优势。
6 负荷开关———限流熔断器组合电器技术
6.1 使用负荷开关———限流熔断器的必要性
对环网供电单元和预装式变电站来说, 高压开关设备面临对变压器故障 (如短路) 时的保护问题。一般有2种途径:一种利用断路器;另一种利用负荷开关+限流熔断器。这2种方案都可用, 但实践证明, 后者保护效果更好。
从国内外现有的环网供电单元和预装式变电站看, 使用负荷开关+限流熔断器的结构型式居多。究其理由有2个:一是结构型式简单, 造价低;二是保护特性好。用它保护变压器比用断路器更为有效。短路试验表明, 当变压器内部发生故障时, 为使油箱不爆炸, 必须在20ms内切除短路故障。限流熔断器可在10ms内切除故障, 而断路器的全开断时间由3部分组成:继电保护动作时间+断路器固有动作时间+燃弧时间, 一般需要3个周波 (60ms) 。
欧洲一些电力公司的实践更加说明了这一点。德国RWE电力公司在市区和城乡供电中, 使用41000台中压/低压变压器, 均采用高压熔断器保护, 1987年变压器发生故障87起, 仅出现1次箱体炸开。法国电力公司曾于1960～1970年做了取消熔断器保护的尝试, 7500台变压器在10年中有500起故障, 结果发生50起箱体炸开, 1起人身事故。比利时对4万台变压器观察10年以上, 其中97%的变压器通过熔断器保护, 3%的变压器通过断路器保护, 11%的变压器装在户外。统计资料表明, 在整个期间, 没有出现一次箱体炸裂。
以上事实充分说明熔断器保护变压器特性好。但为了防止熔断器单相熔断时设备非全相运行, 必须由负荷开关配合动作, 在熔断器撞击器的作用下脱扣, 完成三相电路的开断。
6.2 负荷开关与熔断器的配合
负荷开关———限流熔断器组合电器保护变压器特性好, 但只有两者配合得当时才能有效。国际电工委员会IEC420 (1990) 标准对负荷开关与熔断器之间的配合做了明确规定, 消除了负荷开关与熔断器之间存在的电流灰色区。
附图示出组合电器内熔断器与负荷开关的配合。这里将电流划分成4个区域:
(1) 区域Ⅰ为工作电流范围, I
(2) 区域Ⅱ为过负荷范围, In HH
(3) 区域Ⅲ为转移电流ITC范围。约从3In HH起, 熔断器动作后亦可熄弧。在三相电路中, 三相熔断器之一首先动作, 触发撞击器并熄弧。负荷开关熄灭另两相中的电流, 其他2只熔断器可能也动作, 但负荷开关有时动作更快, 在它们之前熄灭电弧。因此, 在转移电流区域, 熔断器与负荷开关配合共同完成开断任务。转移电流是负荷开关在各自功率因数下所能开断的最大电流。它介于5In HH (小型熔断器) ～15In HH (大型熔断器) 之间。
(4) 区域Ⅳ为限流范围。当故障电流更大时 (约在20In HH) , 熔断器在电流的第一个半波就已经动作, 并将故障电流的峰值限制到它的允通电流值ID。这时熔断器熄灭大于转移电流TTC的电流, 负荷开关在撞击器作用下虽动作, 但不开断电流。
因此, 只要负荷开关与熔断器配合默契, 由它们组成的组合电器就能够开断:直到负荷开关额定开断电流的任何负载电流;直到组合电器额定短路开断电流的任何过电流。这就是说, 负荷开关+熔断器能承担工作电流和全短路电流之间的开断任务。
6.3 转移电流与交接电流
在负荷开关———熔断器组合电器中, 对负荷开关提出了转移电流与交接电流的要求。
(1) 转移电流。转移电流是指熔断器与负荷开关转移开断职能时的三相对称电流值。当小于该值时, 首相电流由熔断器开断, 而后两相电流就由负荷开关开断。
(2) 交接电流。交接电流为熔断器不承担开断、全部由负荷开关开断的三相对称电流值。小于这一电流时, 熔断器把开断电流的任务交给带脱扣器触发的负荷开关承担。
在带撞击器操作负荷开关的组合电器中, 必须做转移电流试验。转移电流一般大于负荷开关额定电流, 它是负荷开关应能开断的最大电流。由于开断转移电流的要求是在1990年颁布的IEC420标准中才提出的, 故在这之前设计的老式负荷开关中开断转移电流成为一大难关。
在撞击器操作方式中, 熔断器必须有撞开负荷开关脱扣装置的撞击器, 而负荷开关必须有供撞击器撞击的脱扣装置。熔断器打出撞击器的方法有3种:炸药、弹簧和鼓膜。西安熔断器厂引进的限流熔断器用炸药触发撞击器, 南京高鼎电器公司引进ABB公司的限流熔断器用弹簧触发撞击器。德国西门子公司的限流熔断器用鼓膜触发撞击器。撞击器操作在组合电器中必须有。
有的负荷开关同时带撞击器操作和脱扣器操作, 此时必须做交接电流试验。如果交接电流大于转移电流, 则转移电流可不试。用脱扣器操作的好处, 是在过负荷与交接电流范围内, 均可由负荷开关开断, 无需烧损三支熔断器, 这就大大降低了运行费用。配脱扣器操作方式主要用于真空负荷开关, 因它固有分闸时间短且开断能力强, 才有可能使交接电流大于转移电流。配有脱扣器操作方式的真空负荷开关因需增装过流继电器和分励脱扣器等, 也使成本有所增加。
负荷开关 第2篇
关键词：配电线路；隔离开关；10kV配电网；问题；分析
电力系统的复杂性在于其构成元件非常多，主要包含有：用电设备、变压器及发电机等设备共同构成。10kV配电网在电力系统中占有一定位置，其主要方向是发展10kV配电线路的带电作业，因此要加强对配电网建设，采取有效措施提高供电的安全性和可靠性。
一、带负荷带电作业的方案和方法、适用范围
1.带负荷带电作业的方案和方法
根据带负荷10kV配电网更换隔离开关分析，其隔离开关经常在电路中使用，对于项目中的作业应采取先进绝缘手套直接作业方法。
在人员的准备上，应至少配备七位共组人员，包括工作负责人、监护人、斗内监护、斗内工作人员、地面电工等。
需要准备相关的绝缘工具包含有：绝缘斗臂车、绝缘绳、绝缘毯、导线、绝缘服和各种工具和材料，这些工具应放置在专业工具箱内，同时在运出之前要进行绝缘电阻的相关测试工作。
2.带负荷带电作业的适用范围
其适用的范围在10kV线路中垂直排列、水平排列的杆塔等各种更换隔离开关的相关作业。在开展项目作业前要做好准备工作，对隔离开关的损伤情况及相关位置、杆塔型式及工作的有关环境，应进行勘察分析。按照实际分析，对带电作业进行判定，确定相关作业的危险点及采取的措施和方法。
按照具体的勘察结果进行申报工作计划，并填写带电作业指导书及危险源的点票，不可涂抹或任意更改，最后签发并生效。
二、负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的操作步骤分析
1.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的操作步骤
首先，在进入现场后应按照相关标准化的作业指导进行操作，有关工作负责人对作业的线路进行负责，检查相关作业的环境和区域线路，经许可之后再开始工作。
然后，所有作业人员中由负责人宣读工作票后，再进行作业交底工作，对作业的方案及布置的任务做出分工，确认好危险源及做好相关的预防措施，由工作人员进行确认并进行签字。
2.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的注意事项
（1）在现场作业中，应设置好附近的围栏，系好警示带，非工作人员不可进入现场。将绝缘工具及有关材料放到防潮布上，检查隔离好开关，测试隔离开关的性能，同时再涂抹润滑剂。
（2）在检查绝缘斗臂车的车况是否正常后，先测试操作再将车辆升降并悬空，对液压及回转和伸缩系统进行确认，保证相关装置都可靠、安全。
（3）工作人员将绝缘用品穿戴好，带上工具进入绝缘斗内，并系好安全带。在工作的过程上，如果上升时，对有可能触及带电部件的情况应加强绝缘的遮蔽。在工作斗升到一定位置后，需对身旁附近导线安装遮蔽罩，并将遮蔽罩进行下方开口并固定好，避免出现松脱等不良情况。
（4）按照先带电体后地体的方式，根据从低到高、从近到远的方式进行遮蔽后，再遮蔽三相导线，对绝缘子和隔离开关及连接的构件和电杆都要进行有效的遮蔽。对于隔离挡板一定要装置在鳄梨开关和电杆之间。将两相隔离的开关引线进行科学拆除，同时再将引线进行固定并加强遮蔽。
（5）在配电网检修负荷转移方面，应事先确定好方案，相关检修人员给出负荷转移方案。在进行负荷转移时，要注意一些原则，要满足配单网的潮流约束的前提下，同时配电网的负荷在运行受到约束的时候，可运用开关操作，实现负荷转移。如果失电区含有分布式发电，而且还有联络开关和其他的相关馈线进行连接，那么就要按照分布式发电的其他类型进行选择，然后进行负荷转移。
3.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的常用方法
（1）为满足人们的日常生活需要，避免由于断电而对人们的生产和生活造成影响，通常都采用带电工作的，隔离开关的更换作业。同时这也是为了电力企业的经济利益，减少断电带来的损失，避免由于更换隔离开关而导致的其它影響。
（2）采用利用转移负荷的方式进行，利用现场勘查的方式，选择绝缘引流线，然后将隔离开关的引线进行拆除，从而进行调换隔离开关，并最后拆除有关绝缘引流线。
三、配电线路更换隔离开关的安全措施和相关注意的问题
（1）在工作的前期阶段，应做好准备工作，对调度进行申请停用重合闸，做出明确的线路跳闸，不能强送电工作。
（2）带电作业时，应选择好天气，如果遇到雨雪、雷雨天气，应避免进行带电作业。尤其是在风力较大的情况下，湿度达到80%以上，应禁止带电作业。
（3）在群众稠密的地方，要充分注意到过往的行人和车辆，采取科学的预防措施。工作中的绝缘斗一定不要熄火，在作业的过程中，其绝缘臂的长度要求在1m以上。
（4）斗内的监护人员及斗内工作人员不可互换工作，应加强自身的工作和责任，进行辅助性的工作。在多辆绝缘车同时工作时，在交叉点只可一辆车进行工作，应有监护人员进行操作和安排。如果有交叉性的跨越工作，应加强安全距离，同时对斗内的监护人进行安全监护。
（5）绝缘措施方面，工作人员应穿好绝缘服，严格使用绝缘用品，保证工作过程中无漏电现象。同时在作业前，做好绝缘遮蔽措施，身体不可碰到带电体，在遮蔽工具间的搭接处要保证足够的距离重叠，重叠的距离要大于20cm。
带负荷10kV配电线路在更换隔离开关时，应保证安全操作和科学更换工作。在不间断供电的过程中，有效解决用户的需求，保证用户和设备以及供电等多方面的需求，使配电网供电的效率有所提高。
参考文献：
[1]姚志刚，刘强声.10kV带负荷配电线路更换隔离开关时的作业方法及安全措施研究[J].山东工业技术，2013，（14）：216-217.
[2]吕华山.10kV柱上开关的选择与使用[J].供用电，2003，20（5）：41-42.
[3]叶爱民.南昌市10kV配电网系统电容电流的测量和分析[J].江西电力，1997，（2）：47-48.
带负荷拉隔离开关致使线路全停电 第3篇
2012年7月26日, 某供电公司所辖变电站35 k V旁母3520断路器带井汾线35 k V北母线运行, 35k V南母线备用, 总有功负荷360k W, 井汾线有功负荷60 k W。
事故当天上午, 电气检修处理35 k V井汾线3516断路器机构漏油及更换膨胀器。11时, 井汾线3516断路器检修工作结束, 工作票收回, 安全措施撤除。12时25分, 调度命令35 k V井汾线3516断路器送电, 35 k V旁母断路器转备用。12时43分, 操作人蓝某某 (副值班员) 、监护人房某某 (主值班员) 开始执行井汾线3516断路器送电操作, 模拟预演后, 先合3516北、3516乙隔离开关、3516断路器, 后切断3515断路器、3515丙断路器。在准备拉3516丙隔离开关时, 由于两人走错位置, 走到刚刚合上的3516乙隔离开关处, 在未认真核对清楚隔离开关名称情况下, 就误把乙隔离开关当成丙隔离开关拉开, 由于井汾线负荷已由3516断路器带出, 造成带负荷拉隔离开关;3516乙隔离开关弧光短路, 井汾线保护动作, 3516断路器跳闸, 井汾线停电。由于3516乙隔离开关分闸时间短, 没有造成设备损坏。
2 事故原因及暴露问题
(1) 操作人、监护人责任心不强, 在操作中未按标准程序进行操作。两人均未认真核对清楚设备名称、编号、位置和拉合方向, 不认真执行操作票制度, 未进行唱票和复诵, 是发生事故的主要原因。
(2) 35 k V系统闭锁装置于2009年6月安装, 由于闭锁装置厂家提供的某些程序满足不了现场操作的需要, 使防误锁不能正常投入使用, 运行人员只能用万能钥匙开锁操作。这次操作就是由于操作人员用万用钥匙打开3516乙隔离开关而造成了带负荷拉隔离开关, 是发生事故的重要原因。
(3) 防误闭锁存在缺陷。有的单元程序锁是可以使用的, 但有的中间环节由于锁具本身有缺陷, 不能进行下个程序操作。加之备用钥匙箱没有到货, 备用钥匙无法投入使用, 所以久而久之, 运行人员就习惯用万能钥匙操作。这些情况各有关管理部门是知道的, 但没有下力气研究解决, 同时也未采取相应的防止误操作的措施堵塞这个漏洞, 是这次事故中暴露出的一个比较严重的问题, 应引起相关人员足够的重视。
3 防范措施
(1) 应制定操作票执行过程中动态考核办法, 如给变电运行值班人员配备便携式录音笔。录音笔由执行操作任务监护人或操作人携带, 录制操作过程中的唱票和复诵过程。这样可以起到两个作用, 一是对不认真执行唱票、复诵人员将起到约束作用;二是对有关人员提供检查手段和考核依据。
(2) 编制完善的防误锁使用管理办法, 并尽快落实。在防误锁完善前, 万能钥匙应交值班长 (或站长) 保管, 使用时应经值班长 (或站长) 同意, 并建立使用登记制度。主管部门在防误锁未完善前应制定防止误操作的有效措施, 并监督实施。
24kV高压负荷开关的设计和应用 第4篇
随着我国国民经济和电力工业的迅速发展, 原有电压为12kV供电网将逐步升级到电压为24kV供电, 在沿海经济发达地区新建的开发区, 已经用额定电压24kV来环网供电。为此迫切需要开发出额定电压为24kV高压负荷开关来满足用户的需求, 现把以空气为灭弧介质额定电压为24kV的NAL24型负荷开关的工作原理、技术参数、设计方法及使用情况作一分析, 供广大电力设计人员参考。
2 24kV负荷开关发展概况
对于12kV负荷开关而言, 是上世纪中期发展起来的, 现在已在供电系统中特别是在工厂、居民小区、箱式变电站等场合已广泛使用, 在有些场合中, 为了限制短路电流, 宁愿采用负荷开关加限流熔断器组合电器, 用于降低电力系统在短路故障时的动稳定性和热稳定性, 从而进一步更加可靠的保护变压器, 近年来随着供电网络额定电压将从12kV提高到24kV的推广应用, 以及使用24kV环网供电系统建设和24kV箱式变电站使用, 额定电压为24kV的负荷开关和24kV的负荷开关-熔断器组合电器的开发已成为满足市场需求的当务之急。为此近年来在12kV负荷开关的基础上成功开发出24kV负荷开关来满足市场的需求。
3以空气为灭弧介质的24kV负荷开关的结构和工作原理
目前24kV负荷开关的灭弧介质有空气、真空和六氟化硫, 尤其是NAL24型负荷开关填补了以空气为灭弧介质领域的国内空白, 现已成为24kV负荷开关的首选, NAL24型负荷开关是以空气为灭弧介质, 采用压气和产气双重灭弧系统, 其工作原理如下:
负荷开关的静触头座内部设计成一个活塞腔, 并配装活塞, 活塞杆与主轴联结, 当主轴旋转带动动触头分闸时, 活塞也被带动, 并与动触头同步运动沿活塞腔向上压气, 被压出的气体从喷嘴喷出, 形成快速纵向吹弧气流, 即压气灭弧, 如右图所示。压气灭弧作用与开断电流大小无关, 只与机械运动特性有关, 如左图中曲线2所示。
喷嘴材料为高温产气材料, 当遇到由电弧产生的高温时, 材料表面将气化, 在瞬间产生大量气体, 并在短时间内聚集在喷嘴狭小的空间内, 产生很大的气压, 起到了有效的灭弧作用, 即产气灭弧。产气灭弧作用大小与开断电流的大小成近似正比例关系, 即开断电流越大, 产生的温度越高, 喷嘴产生的气体越多, 气体压强越高, 产生灭弧作用越大, 如上图中曲线1所示。实际开断电流时, 灭弧由活塞压气和喷嘴产气共同完成, 如上图中曲线3所示。由此可见, 在开断小电流时以压气灭弧为主, 在开断大电流时以产气灭弧为主。
四、N A L 2 4型负荷开关的主要技术参数
NAL24型负荷开关的触头外型设计合理, 触头运动速度快, 短路关合能力在24kV电压等级下达到50kA, 主要技术指标如下:
额定电压:24kV
额定电流:630A
额定短路关合电流:50kA
额定短时耐受电流:20kA/2S
额定峰值耐受电流:50kA
额定工频耐受电压:65kV/1Min
(相间及相对地)
额定工频耐受电压:79kV/1Min
(隔离断口间)
额定雷电冲击耐受电压:125kV/1Min
(相间及相对地)
额定雷电冲击耐受电压:145kV/1Min
(隔离断口间)
五、N A L 2 4型负荷开关的应用实例
高新区新建某外资企业用1250kVA箱式变电站 (附箱式变电站主接线图) 。
在图中, 箱式变电站的主变压器为:SCB20-1250-20/0.4, 即一次电压为20kV, 二次电压为0.4kV, 额定功率为1250kVA, 采用二路环网进线, 二台进线柜上装的开关为NAL24-6A275R型负荷开关, 即额定电压为24kV, 额定电流为630A, 该二台开关间采用机械的方式进行强制闭锁, 也就是说二台开关中只能合一台, 不能同时合二台, 但二台可以同时分闸;出线柜上装的开关为NALF24-6A275RE型负荷开关-熔断器组合电器, 配装的熔断器的型号为XRNT3A-24KV/63A-50kA, 该箱式变电站使用二年来用户反映良好, 并且由于额定供电电压已从原来的10kV提高到20kV, 一次回路电流比用10kV供电减少一半, 损耗有了较大的降低。
六、总结
1.在现有24kV负荷开关中有空气式、真空式和六氟化硫式三种灭弧类型的开关, 它们各有利弊。
2.对于六氟化硫负荷开关, 开断电压越高其开断性能越好, 但六氟化硫式负荷开关存在泄漏问题, 对环境有一定影响, 且六氟化硫气体一旦和水分结合, 生成H2SO3、HF、H2FO3等易腐蚀酸液, 所以在使用中要随时监测其气体系统上的压力表, 并及时补气;同时跟据京都协定书的认定, 六氟化硫气体是六个温室气体之一, 从环保的角度出发应少用或不用。
3.对真空负荷开关, 其开断电流在真空中, 其开断性能较好, 对环境没有影响, 但其开断截流值较高, 其真空寿命十年左右, 并且有1%的真空慢性漏气几率的存在, 在使用中要定期监测和检查。
4.对空气式负荷开关, 是以空气为灭弧介质, 象NAL24型负荷开关灭弧采用压气和产气双重灭弧系统, 在24kV电压等级填布了以空气为灭弧介质开关的国内空白, 且通过国家高压电器质量监督检验中心西安高压电器研究所的型式试验证明, 该灭弧原理在24kV电压下是可行和可靠的。
5.由于24kV空气式NAL24型负荷开关采用模块化设计, 结构紧凑, 且用双盘簧操作机构, 保证了负荷开关所需要的分合闸速度, 特别是分闸速度达到6.5米/秒, 确保了负荷开关能开断和关合大电流。
6.24kV空气式NAL24型负荷开关安装方便, 可跟据客户的要求灵活方便的组合安装成左操右操, 正装倒装, 该开关使用寿命设计为五十年, 在24kV负荷开关领域里是最理想的一种, 目前已由上百台开关在箱式变电站中使用。
参考文献
负荷开关 第5篇
关键词：负荷开关—熔断器组合电器,应用,断路器
0引言
目前变压器的保护配置一般 采用断路 器和负荷 开关—熔断器组合电器2种,它们在技术及经济方面各有差异,针对具体情况选择不同配置有着很大的实际意义。笔者在工 作中遇到2个案例,对于同样的变压器内部短路故障,组合电器比 断路器更有效地保护变压器,经深入研究发现,组合电器具备 保护动作速度快等独特的优点,以下将详细探讨负荷开关—熔断器组合电器的技术应用。
1案例经过
工作中遇到2个案例,案例1:甲厂配置 断路器保 护400kVA油浸式变压器;案例2:乙厂配置负荷开关—熔断器组合电器保护500kVA油浸式变压器。2013年甲厂的变压器发生内部短路故障,断路器跳闸,但甲厂的变压器损坏;2014年乙厂的变压器同样发生内部短路故障,负荷开关—熔断器组合电器成功动作,熔断器熔断,乙厂的变压器没有损坏。案 例1中断路器造价高,不能有效保护变压器,案例2中组合电器造 价低廉,反而有效地保护了变压器。
2动作原理分析
当油浸式变压器内部发生短路故障时,短路电流 非常大,如果在20ms时间内不能切除短路故障,就会导致变压器的严重损坏。断路器的开断 时间由3部分组成:继电保护 动作时间、断路器固有动作时间以及燃弧时间,耗时超过60ms。由此可知在案例1中,断路器虽然已经动作,但由于动作时间超 过20ms,所以变压器仍然被损坏。
依据GB16926—2009《高压交流负荷开关—熔断器组合电器》及IEC420—1990《高压交流负荷开关—熔断器组合电器》可知,当故障电流超过转移电流或交接电流时,熔断器在第一 个半波即10ms内动作,熔断器熔断,切除短路故障,有效地保护变压器。通过这2个案例可知,在处理非常大的短 路故障时,组合电器的动作速度比断路器快。
3撞击器和脱扣器2种操作方式组合电器的技术分析
负荷开关—熔断器组合电器,按照脱扣方式可分为机械操作方式、电气脱扣方式,其组合电器也就分为撞击器操作的 组合电器和脱扣器操作的组合电器。
3.1撞击器操作的组合电器
负荷开关—熔断器组合电器,包括一组三极负荷开关及配有撞击器的3只熔断器,任何一个撞击器的动作会引起负荷开关全部自动分闸。撞击 器操作的 组合电器,属于机械 脱扣方式,是撞击器动作通过机械传动促使负荷开关分闸。负荷开关与熔断器配合,能开断直至短路电流的任何电流,负荷开关 开断工作电流,熔断器开断短路电流。
3.1.1负荷开关与熔断器的动作原理
GB16926—2009《高压交流负荷开关—熔断器组合电器》和IEC420—1990《高压交流负荷开关—熔断器组合电器》,根据电路电流的大小,对负荷开关与熔断器的配合分4个范围作出说明,如表1所示。
3.1.2转移电流
转移电流是熔断器与负荷开关转移开断职能 时的三相 对称电流值。当发生三相故障时,最快熔化的熔体 成为首开 极,其撞击器触发负荷开关分闸。剩下两极将承受首开极电 流的87%,它们或者被负荷开关开断,或者被熔 断器开断。转 移点是指负荷开关分开和熔体熔化同时出现的时刻。如图1所示。
组合电器的转移电流取决 于熔断器 的时间—电流 特性以及熔断器触发的负荷开关固定分闸时间。组合电器 由负荷开关和熔断器相互配合实现保护功能,大于转移电流值,三相电流仅由熔断器开断;小于转移电流值,首先开断极中的电 流由熔断器开断,而后两相电流由负荷开关或者熔断器开断。
根据GB16926—2009《高压交流负荷开关—熔断器组合电器》,转移电流可以确定为熔断器的最小时间—电 流特性上 弧前时间等于0.9T0时的电流值。T0是熔断器触发的负荷开关分闸时间,从撞击器击出到负荷开关完成分闸的 时间。可见,转移电流值与熔断 器时间—电流 特性、负荷开 关分闸时 间有关,GB16926—2009对转移电流值 的确定方 法是:在熔断器 时间—电流特性曲线图的时间轴取0.9T0,作一条平行线与熔断器时间—电流特性曲线相交,交点对应的电流值就是转移电流值。如图2所示。
撞击器操作的组合电器最大的缺点是在遇到过 负荷或严重过负荷时,熔断器一旦动作,3只熔断器必须全部更换,增加运行成本。
3.2脱扣器操作的组合电器
脱扣器操作的组合电器,属于电气脱扣 方式,其负荷开 关的自动分闸由过流脱扣器或并联脱扣器(即分励脱扣器)触发,负荷开关加装电流脱扣器(或分励脱扣器)与设置撞针的熔断器配合动作,达到保护功能。该配合形成两级保护,当电路电流小于交接电流时,由过电流脱扣器动作使负荷开关分闸;当电路电流大于交接电流时,由熔断器开断三相电流。脱扣器操作的组合电器,有效地设置负荷开关、熔断器两级保护配合,并且在小于交接电流时没有损坏熔断器,大大降低了运行成 本,克服了撞击器操作的组合电器存在的问题。
交接电流取决于脱扣器触发的负荷开关分闸时 间和熔断器的时间—电流特性,所以它是两条曲线交点的电流值。如图3所示。
3.3熔断器的选择
当电流超过给定值足够时间时,通过熔化一个或几个特殊设计的和比例的组件,熔断器开断电流以分开其所接入回路的装置。根据中国南方电网公司《10kV及以下业扩受电工程典型设计》,对于干式变压器容量不超过800kVA、油浸式变压器容量不超过630kVA时,可采用负荷开关—熔断器组合电器作为保护装置。选择熔断器时,可按表2进行配置。
43种保护方案的技术及经济比较
室内变压器的保护配置一般分为2种,一种是断 路器 ,另一种是负荷开关—熔断器组合电器,它们在技术及经济方面各有差异,以XGN型配电柜为例,方案比较如表3所示。
通过比较可知,脱扣器操作的组合电器具有投资成 本低、运行成本低、动作可靠快速等特点,是变压器保护的最佳选择。特别是在当前形势下,越级跳闸会导致其他客户停电,降低供电可靠性。而在10kV配电网络中,变电站10kV馈线柜断路器的速断保 护动作时 间一般设 定为0s,第一个分 段开关为0.1s,客户侧断路器为0s,但由于断路器固有动作时间的分散性,难以保证是客户侧断路器首先动作而避免越级跳闸。但熔断器能够在10ms内可靠动作,限制故障范围,不会引起 越级跳闸情况发生。可见,脱扣器操作的组合电器的技术性能和动作可靠性也是非常高的。
5结语
负荷开关 第6篇
关键词：10kV配电变压器,负荷开关,负荷开关-熔断器组合电器
随着城乡电网改造的不断深化, 各地都出现了终端变电站、箱式变电站和环网供电单元等供电方式。在这些供电方式中, 变压器发生故障时, 保护装置若能及时、准确、可靠、迅速地切除故障并恢复安全供电, 对保护高、低压开关设备和变压器是十分重要的。由于10 kV配电变压器的低压侧普遍采用氧化锌避雷器、自动空气开关和接地装置等措施对变压器进行保护, 且效果较佳, 本文仅对其高压侧的保护配置方式加以讨论。
110 kV配电变压器高压侧的保护配置方式
10 kV配电变压器高压侧的保护配置方式一般有断路器或负荷开关-熔断器的组合电器 (下称组合电器) , 其中熔断器一般指高遮断容量的限流熔断器。
断路器在电网中主要用来分断正常时的负荷电流和故障时的短路电流, 由于兼具操作和保护两种功能, 为实现自动分断故障时短路电流, 必须配备较复杂的继电保护系统, 所以其结构复杂、造价昂贵、操作繁琐, 难以大量使用。另外, 采用断路器作保护, 必然使其他电器如电缆、电流互感器、变压器套管等元件的热稳定要求大幅度提高, 由此提高了电气设备的造价, 增加了工程的投资。
负荷开关可以安全地分合额定负荷电流;高遮断容量的限流熔断器能够开断短路电流, 将这两者有机组合, 就可以满足配电变压器在各种正常和故障运行方式下保护的要求。高遮断容量后备式限流熔断器可对其后所接设备 (如电流互感器、电缆等) 提供有效地保护, 其保护范围可在熔断器的最小熔化电流 (通常为额定电流的2～3倍) 到最大开断电流之间, 在短路故障发生后, 能在极短的时间内熔断, 并将故障切除。负荷开关-熔断器组合的配置方式, 既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器, 又可弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点, 还能满足实际运行的需要, 值得大量推广。
2组合电器的保护配置方案
2.1终端变电站、箱式变电站和环网供电单元中组合电器的应用
在终端变电站中, 通常在高压侧安装负荷开关-高遮断容量的后备式限流熔断器的组合装置来代替跌落式熔断器对变压器进行保护;在箱式变电站中, 为了节省箱式变电站的占地空间, 也将负荷开关和高遮断容量的后备式限流熔断器组合在一起来提供保护;在环网供电单元 (RMU) 中, 环网电缆馈线和变压器馈线间隔都采用负荷开关进行保护, 变压器馈线间隔增设高遮断容量的后备式限流熔断器来提供保护。经长期运行证明, 这是一种既简单、可靠又安全、经济的变压器保护方式。
2.2组合电器的优点
1) 开合空载变压器的性能好。
环网柜的负荷大部分为低压电气设备, 为其提供电源的配电变压器的容量一般不大于630 kVA。配电变压器的空载电流一般为额定电流的2%左右, 容量较大的配电变压器空载电流更小, 环网柜开合空载变压器小电流时, 性能良好, 不会产生较高的过电压。
2) 能有效地控制及保护配电变压器。
高遮断容量后备式限流熔断器具有速断功能及限流作用, 能在10 ms之内迅速切除各种严重的短路故障并限制短路电流, 迅速而有效地隔离故障对电网的影响。而断路器在切断短路电流的全开断过程中, 必须要经过继电保护装置的动作时间, 操作机构的固有分闸时间以及燃弧、熄弧时间, 合计约为60 ms (3个周波) 以上。特别是对于油浸式变压器 (如为了不破坏油箱体, 必须在20 ms内切除故障) , 采用负荷开关配合高遮断容量后备式限流熔断器比采用断路器更为有效, 有时断路器甚至不能起到有效的保护作用。由于此组合电器能够满足GB50062—1992《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》中对10 kV配电变压器的保护要求, 因此应采用负荷开关配合高遮断容量后备式限流熔断器, 而尽量不采用断路器来保护10 kV配电变压器 (包括干式变压器) 。
3) 有利于环网柜中继电保护的配合。
若环网柜中采用断路器, 其首端断路器 (即110 kV或35 kV变电站的10 kV馈出线断路器) 的保护设置, 一般速断保护时间为0, 过流保护时间为0.5 s , 零序电流保护时间为0.5 s。但即使断路器的整定动作时间为0, 由于断路器固有动作时间的分散性, 也很难保证电网故障时环网柜中的断路器先于上一级断路器而动作。组合电器的快速切断功能更有利于环网柜中继电保护的配合。
2.3组合电器的缺点
组合电器中的高遮断容量限流熔断器是靠熔丝对被保护线路中发生过载及各种短路故障的良好反延时安秒特性来进行有效地保护。它没有任何操作机构和控制回路, 完全采取缺相运行的保护方式。这种因某相出现故障, 熔丝熔断所造成的缺相运行会直接影响到配电变压器低压侧相应两相电压不正常, 因而导致电网的不正常运行。为了保证电网的安全、稳定运行, 必须采取措施防止系统缺相、欠压的现象发生。
3对组合电器存在缺点的改善措施
组合电器中负荷开关合分负荷电流, 熔断器开断短路电流, 在这两种电流之间存在着一个过电流的区域, 由于高遮断容量限流熔断器没有任何操作机构和控制回路, 完全采取缺相运行的保护方式, 这会造成电网缺相、欠压的现象发生。因此, 过电流区域的开断只能通过负荷开关与熔断器的恰当配合才能顺利地完成过负荷保护, 其配合方式按其发展有撞击器操作和脱扣器操作两种方式。
3.1撞击器操作方式
负荷开关与带撞击器的限流熔断器相配合, 当熔断器熔断时, 内置的撞击器击出 (一般通过机械传动) , 使负荷开关三相同时分闸, 此分闸方式称为撞击器操作。它可以开断任何大小的电流, 其基本特征是依赖熔断器熔断触发器而动作于负荷开关。由于熔断器的三相存在着熔断时间差, 其首开相熔断撞击器击出, 负荷开关三相同时分闸, 就存在着其他相熔断器将开断职能转移给负荷开关的现象。撞击器操作的缺点是无论对故障电流还是过载电流的开断均以损坏三只熔断器为代价, 且动作电流、动作时间无法人为确定, 因此, 其操作方式还需要继续完善。
3.2脱扣器操作方式
为了克服撞击器操作方式存在的问题, 满足实际运行的需要, 在负荷开关中配置分励脱扣器, 用为远距离操作和过载保护跳闸。负荷开关加装分励脱扣器与带有撞击器的限流熔断器配合即称为脱扣器操作方式。此配合由负荷开关和熔断器进行两级保护, 小于交接电流两种过电流保护装置负荷开关、熔断器的时间——电流特性曲线交点所对应的电流值。由继电保护启动分励脱扣器动作于负荷开关分闸;大于交接电流由熔断器开断。脱扣器操作方式可以很好地解决上、下级的保护配合问题, 且在过载保护中不破坏熔断器。因脱扣器操作方式的组合电器技术性能可靠, 在配电系统中等得到了广泛的使用。
4结语
1) 在10 kV配电变压器高压侧采用负荷开关-熔断器组合电器的保护配置方式, 解决了断路器操作复杂、价格昂贵不宜大量使用的问题, 又可弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点, 且具有开断速度快等优点, 但必须采取措施防止电网缺相、欠压的现象发生。
2) 通过对负荷开关-高遮断容量后备式限流熔断器组合电器的深入研讨, 选择了采用脱扣器操作方式的组合电器对10 kV终端变电站、箱式变电站和环网供电单元等的技术改造。改造后运行两年来, 没有发生任何故障现象, 有力地保障了四川阆中电力总公司电网的安全、稳定运行。
3) 在环网供电单元中, 负荷开关-熔断器组合电器的快速切断功能更有利于环网柜中继电保护的配合。
参考文献
[1]许沛丰, 李建, 赵卫华, 等.电容器外置熔断器故障分析及防范措施[J].供用电, 2009 (3) .
负荷开关 第7篇
2013年6月,会城发生一起运行中的高压开关柜故障事件,造成10 kV线路跳闸,经现场调查发现该故障开关柜为压气式环网高压负荷开关柜,现场故障特征为三相弧光短路。隔离故障转电后恢复了用户的正常用电。会城地区多数压气式负荷开关柜(HXGN2-10)多于1999—2000年投运,运行年限均超过12年,设计额定电流为630 A,实际运行电流多在300 A以下。到目前为止已经发生了多起该类型的故障,对电网的可靠运行造成了不利影响。
1 压气式负荷开关工作原理
压气式环网柜因采用压气式负荷开关而命名。压气式高压负荷开关动触杆是中空的,同时也是气缸,在主轴的驱动下作上下直线运动,实现合、分闸。动触杆内装有封圈的“活塞”,固定在绝缘支持件上。压气式高压负荷开关的工作过程是:分闸时,压气活塞快速运动,将动触杆(气缸)中的空气压缩,当灭弧触头分离产生电弧时,压缩气体经顶端的耐电弧塑料喷口吹向电弧,使电弧拉长、熄灭。高速气流使得断口间介质绝缘强度很快恢复,防止电弧重燃。该类型开关结构比较简单,开断故障电流的能力差,只适用于35 kV以下的设备。
为了提高开关的可靠性,开关的导电元件和燃弧元件是分开的。导电元件材质为紫铜的梅花触指和导电杆,而燃弧元件是由耐电弧的铜钨合金制成的引弧杆和引弧环。引弧杆位于上绝缘支持件上的梅花触指中央,而引弧环位于动触杆内部喷口下方。分闸时,动触杆外表面与静触指脱离后,引弧环才与引弧杆脱离,电弧在引弧杆与引弧环之间燃烧而不会烧损静触指和动触杆,动触杆与下端子之间的电气连接也是采用梅花触指。
2 故障原因分析
基于以上对设计、工艺方面的了解,该类型开关在材质、工艺均达标的情况下,设计可以达到的额定电流是630 A,但是调阅了调度的运行电流数据(图1)却得出了不一致的结果。
由图1可知,变电站的出线开关运行电流为283 A,因此通过该线路中途开关柜的电流理论上不应超过283 A。线路柜在正常运行中发生短路故障,分析其原因:过流问题可直接排除;过电压可以通过调阅运行数据予以排除,不是过电压就不存在薄弱点放电造成故障的理由;污闪的疑问也可以排除,当天天气晴朗且通过观察其他几面正常的压气式开关柜可以看到不存在污秽的问题;这样就很可能是开关柜本身存在缺陷造成了故障。
通过对故障的压气式负荷开关柜进行拆解,初步判断为开关柜动、静触头接触不良而导致触头过热烧毁,但故障开关柜已损毁严重,不能依此得出一个确切的故障原因。通过改造拆除了一面运行中的压气式开关柜进行了各方面检测。经过测试,该柜的耐压水平合格,回路电阻为114μΩ,与技术规程要求数值相符。该柜的温升测试数据如表1所示。
问题很明显地暴露出来了:按照国标要求,在1 h内温升不超过1 K或3 h内温升不超过2 K,即可认为已经稳定,可以结束试验了。因为考虑到时间太长只进行30 min的升流测试,在第5分钟和第30分钟测温并记录,即使是这样在通过电流达到400 A时,30 min后的温度已经达到了84.2℃;在通过电流达到630 A时,30 min后的温度甚至达到了133.1℃,严重超过了标准。由此可得出故障原因应该为开关通过大电流时温度升高导致空气电离引发弧光短路。该批次压气式负荷开关柜的弹簧弹力不足,无法将梅花触指紧紧收缩,使梅花触指与动触杆接触良好,且部分梅花触指加工工艺精度不够,触指与动触杆由设计的面接触变成了线接触,减少了接触面积,当通过大电流时容易造成接触点发热,从而造成弹簧张力减弱,进而降低梅花触指与动触杆之间的导电效果;另外,开关的梅花触指与动触杆完全裸露于空气中,不可避免地会被氧化,从而增大了接触电阻。这样恶性循环下去,就会造成开关严重发热,甚至引发弧光短路导致线路跳闸。
3 设备改造、优化意见
3.1 工艺上追求精益求精
故障原因找到后,则必须采取措施防止类似事件再次发生。梅花触指弧面加工精度不足,箍在梅花触指外围使其与动触杆良好接触的弹簧弹力不足,这是根本原因,表现出来的状况就是过流能力不足,无法达到设计的额定电流值。因此,在选材时要选用具有高抗疲劳性的弹簧,保证开关在设计寿命年限内和通行额定电流时不至于因弹簧问题而发生故障;梅花触指的弧面和平面加工要有足够的精度,使梅花触指能与动触杆的圆柱形弧面完美接触,避免线接触或点接触的问题发生,保证动、静触头之间有足够的接触面积,可以通过设计的电流值而不会严重发热。这只是在材料与工艺方面的要求,也是产品设计的前提和基础。
3.2 设计上增加在线监测
在柜体结构设计时还应考虑到如何提供方便的测温窗口,方便运行单位对运行中的动触杆部分进行温度检测,甚至可以在静触头处加装温度探头,将柜内接触部位的温度在盘面仪表上反映出来,特别是该类柜的开关室不存在密封问题时,小小的改动既不影响绝缘水平,又能加强对开关运行状态的监控,甚至还可以在开关柜上安装存储设备储存运行状况数据。这样改进后即使设备运行日久老化,也能让运行单位及早发现问题设备,安排更换检修,避免线路故障发生。
3.3 运行中加强设备监测
对于运行中的压气式开关柜,应考虑将固定式观察窗改造成活动式的以方便对柜体内部温度进行监测,并在负荷高峰期进行开关柜的局放测试,及早发现运行设备的缺陷并予以消除,从而避免缺陷演变成为故障。
4 结语
随着人们生活水平的提高,用电量大幅增加,配电网主干线已开始向300 m2甚至是400 M2电缆线路靠拢,变电站的容量也较以前有很大增加。考虑到线路载流量增大,压气式开关开断能力不足的现状,且空气作为绝缘介质的情况下,大电流多次合环转供电操作对压气式开关动、静触头损伤较大,该类型的开关柜已不再适用于作为线路环网开关柜,应转向用于终端台区的高压配电设备,且配变的容量以不超过630 kVA为宜。压气式负荷开关柜以其结构简单、价格较低廉的优点在早期配网建设中获得了很大的优势,但在目前供电可靠性指标以及配网自动化等要求不断提高的情况下,线路环网柜应考虑采用可靠性更高、开断能力更强的开关。压气式负荷开关柜在保证材料质量与工艺水平的前提下,设计上增加在线监测后还可以转向应用于终端负荷,继续发挥其优点。
参考文献
[1]关志成.中国电气工程大典(第10卷):输变电工程[M].中国电力出版社,2010
[2]GB3804—2004 3.6~40.5 kV高压交流负荷开关[S]
负荷开关 第8篇
1 10k V配电网用户分界智能开关
所谓的用户分界智能开关指的是安装线路的责任分界点位置, 该智能开关的主要作用是能够及时发现线路中单相线路接地发生故障亦能自动的将故障进行解除;在切除故障的同时还能对造成该故障的原因 (短路故障) 等进行隔离处理, 有效的保证了电力用户的供电稳定性和安全性。用户分界智能开关能够和终端的GPRS无线通信模块等进行完美结合, 这样一来如果出现接地故障, 那么便能够第一时间了解故障发生的位置, 并以最短的时间将故障信息传输至电力用户配电监管系统之中及时的发出警告, 这样值班员便能够在配电网运行人机交互界面中得到消息及时的处理。用户分界智能开关在其开关结构的设计过程中需要注意以下几个问题:
1.1 分界智能开关的结构分析
图1中可知配电网用户分界智能开关的结构主要由两方面组成, 其主体是FZW29-12F型分界负荷合开关以及FDR-100型分界负荷开关控制器等。该种用户分界智能开关是一种集成化程度较高的综合性设备, 两个分界负荷开关是结合在一起配合使用的, 通过二者的配合其能够实现保护控制功能、电力线路故障检测、故障位置信号传输等功能, 除此之外如果以航空插件和控制电缆为载体, 那么该两种分界负荷开关控制器能够形成电气连接, 保证整个智能开关系统能够实现自动监控和保护功能。
1.2 用户分界智能开关基本功能分析
在10k V配电网电力系统之中, 其用户分界智能开关最关键且最主要的作用是能够及时的发现电力线路中出现的单相接地故障情况, 并且能够在第一时间完成切除动作, 另外能够对该故障所导致的短路故障进行有效隔离, 这样避免了未发生故障的用户受到影响, 保证供电的稳定性和安全性。
但是在运行的过程中配电网中用户分界智能开关如何能够灵敏的感知到单相接地故障, 并且及时的进行智能处理, 我们将其细分为两个方面进行研究:
(1) 单相接地故障分析。比如故障类型为10k V配电网络用户界内中性点出现不接地性故障, 那么用户分界智能开关会将其判定为永久性接地故障, 这样便立刻做出跳闸处理;如果故障类型为中心点经消弧线圈接地故障, 那么用户分界智能开关同样将其视为永久性接地进行跳闸处理。在故障处理过程中对中性点经小电阻接地故障而言, 如果在用户界外发生接地故障, 那么用户分界智能开关不会发生任何响应动作, 相反当接地故障的位置在用户界内, 那么该种智能开关能够在整个系统进行自我保护之前便完成一系列的跳闸处理, 快速的将故障界内的用户群和界外的用户群进行隔离, 以最大的限度来缩小由于接地故障造成的影响的范围, 减少经济损失。
(2) 相间短路故障。在本次研究的10k V配电网络中, 其相间短路故障的发生率非常低, 如果按照故障的发生点进行分类的话, 则可以分为两类:即用户界外相间短路和用户界内短路故障。如果是用于界外相间短路故障那么智能开关基本不会做出有效的动作;但是如果是用户界内相间短路故障, 那么智能开关会将电源一侧的断路器进行跳闸处理, 然后再对整个配电线路进行开关分界跳闸处理。
2 配电监控管理系统
在10k V配电网电力系统中, 自动化配电监控管理系统的主要作用是实时监测用户分界智能开关的运行情况。如果其智能开关的运行状态处于正常情况, 那么其管理系统自动发出相应的短信提示;相反如果该智能开关的运行状态处于异常状态, 又或者由于该线路出现相间短路故障、单相接地故障等进行跳闸处理, 那么该管理系统会立即发出警告提示, 配电网络站点的值班人员在收到警告信息之后立刻进行处理。
另外该配电监控管理系统能够自动对智能开关的变化时间和顺序进行记录, 在系统的运行过程中其内部能够自动将电压型故障区间进行计算, 给电力线路维修人员精确和适时信息, 帮助相关技术人员快速的进行故障和相关问题的修复。
3 应用与实践
3.1 仿真系统的建立
为了检验用户分界负荷智能开关对配电网络输电线路中直线故障的监控效果, 我们作了以下实验, 即在某区开展了单相接地故障实验, 为了保证实验的有效性我们特意选择故障发生较高的区段, 建立一个仿真分析系统, 如图2所示。
其中金属单相接地电流为30A的不接地系统, 接地电流根据弧道电阻变化的情况见表1。
3.2 实验结果分析
分析得知, 经中、小电阻在接地时分解开关灵敏度的最关键因素是消弧线圈的残留的大小值, 因此只要对消弧线圈电阻进行忽略之后, 在金属性接地时, 由消弧线圈补偿度而确定的故障点残电流, 我们将其记录为Ici, 用户界内设备对低电容所产生的零序电流我们记录为Icj, 这样便能够将界内发生单相接地故障时流经分界智能开关零序电流的最大值计算出来,
通过实验结果得知, 用户分界智能开关其性能指标完全符合设计要求, 在进行对故障的处理过程中表现出动作精准、性能可靠等特性, 所以对于配电网络的安全稳定意义重大。
结语
10k V配电网用户分界智能开关的研究和应用, 其就是自动化设备在电力行业中的一次尝试和创新, 在配电网络不断的发展的未来, 智能管理将是该行业最终的目标。本文通过对配电网络用户分界智能开关进行分析后发现, 其在控制线路和处理故障方面表现优异, 实际意义重大。因此希望研究人员不断开拓创新, 促使其功能更加完善。
摘要：10kV配电网其安全性和稳定性是否得到保障一直是人们比较关注的问题之一, 本文首先介绍了配电网络用户分界智能开关的功能和结构, 重点对目前国内配电网络用户分界智能开关的应用进行了分析, 同时对其在实际应用过程中所产生的效果进行探讨。
关键词：配电网络,用户分界智能开关,应用
参考文献
[1]谭俊源.基于自动化设备的10k V配电网故障抢修应用分析[J].科技风, 2014 (01) .
[2]施慎行, 董新洲, 吴家华, 沈冬.配电线路单相接地故障自愈方案[J].电力自动化设备, 2012 (11) .
[3]李智敏, 姜卫明, 刘祖喜.农网配电线路故障定位和隔离系统的研究与应用[J].中国新技术新产品, 2013 (03) .