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2002 年9 月,自貢電業(yè)局對110 kV 蓮花寺變電站10 kV 斷路器進行了改造,將原來的少油型斷路器更換為真空型斷路器,并將原來的電磁型操作機構(gòu)更換為CT - 19 型彈簧操作機構(gòu)。
1 儲能回路分析
從儲能回路原理接線圖可以看出, ,該彈簧機構(gòu)儲能行程接點有兩對,一對常閉接點用于控制直流電機運轉(zhuǎn)儲能,一對常開接點用于點亮指示燈HD ,表示彈簧已儲能。這種接線方式用于如圖1 所示的傳統(tǒng)操作回路中時能夠滿足合閘要求。進行手動合閘時,操作開關(guān)KK 合閘接點⑤、⑧在合閘操作后自動返回,只要彈簧機構(gòu)已儲能,斷路器就可以合閘。如果合閘不成功,由于KK開關(guān)的⑤、⑧接點已返回,合閘控制回路已經(jīng)斷開,因此對操作控制回路沒有影響。
由于110 kV 蓮花寺變電站進行了綜合自動化改造,10 kV 線路保護裝置已更換為微機保護裝置。微機保護裝置的操作回路在設(shè)計上為了保證能可靠合閘,在合閘回路中采用了保持回路,如圖2 所示。
從圖2 可以看出,如果在彈簧機構(gòu)沒有儲能時,進行合閘操作,合閘線圈HQ 同樣可以帶電,但開關(guān)不能動作,輔助接點DL 也就不能切換。由于合閘保持繼電器HBJ 的作用,在KK 開關(guān)的(9) 、(10) 接點(或遙控合閘繼電器接點) 返回后,合閘回路將一直保持,從而導(dǎo)致合閘線圈燒毀。同時,根據(jù)綜合自動化改造的要求,應(yīng)當采集10 kV 斷路器操作機構(gòu)彈簧的儲能信號。因此,CT - 19 彈簧機構(gòu)的彈簧儲能行程接點數(shù)量及典型接線方式肯定不能滿足綜合自動化系統(tǒng)的要求,必須進行改造。
2 儲能回路接線方式改造
經(jīng)分析后,現(xiàn)場按如圖3 所示方案進行了改造。
CT - 19 型彈簧操作機構(gòu)儲能回路按圖3 方案改造后,經(jīng)現(xiàn)場試驗,完全滿足要求,并正常投入運行。在蓮花寺變電站10 kV 斷路器更換工作結(jié)束并投入運行后的幾個月里,數(shù)條10 kV 線路斷路器經(jīng)常發(fā)生儲能中間繼電器(ZJ ,簡稱儲能中間) 串入合閘回路的接點燒毀的情況。現(xiàn)場檢查時發(fā)現(xiàn)這幾路斷路器的儲能中間ZJ 在開關(guān)合閘時,串入合閘回路的常開接點有較大的弧光產(chǎn)生。通過分析圖3 所示的原理圖,其原因: 當斷路器合閘時,其輔助接點DL 切換,常閉接點打開,斷開合閘回路。由于斷路器的輔助接點開斷容量較大,合閘回路斷開時能夠可靠滅弧。但在斷路器合閘的同時,儲能彈簧釋放能量,行程接點CK- 2 返回,儲能中間ZJ 隨之返回,ZJ 的常開接點打開。這時,如果斷路器的彈簧操作機構(gòu)沒有調(diào)整好,或者經(jīng)多次分合后機械部分發(fā)生變化,導(dǎo)致斷路器輔助接點切換速度延緩,就會發(fā)生儲能中間ZJ 的常開接點先滅弧的情況。由于儲能中間接點的開斷容量較小,滅弧時就可能燒毀接點,或者使接點產(chǎn)生毛刺,在下一次操作時不能滅弧而燒毀。通過查閱資料和測量斷路器合閘線圈(HQ) 的阻值,獲得數(shù)據(jù)如表1。
計算出相應(yīng)回路電流:儲能回路015 A ,合閘回路2175 A。可見,儲能中間ZJ 的接點能夠滿足儲能回路的滅弧要求,儲能開關(guān)行程接點能夠滿足合閘回路的滅弧要求。根據(jù)以上數(shù)據(jù),按如圖4 所示的方案進行改造。從原理圖可以看出,圖4 所示的方案能夠滿足對斷路器合閘回路的要求和綜合自動化對遙信的要求,并能避免儲能中間ZJ 接點燒毀的現(xiàn)象發(fā)生。同時,也可以看出,當HK斷開以及ZJ 線圈損壞時,在彈簧并沒有儲能的情況下,儲能指示燈仍然會亮,但這對斷路器的實際運行并沒有影響。
3 結(jié)論
蓮花寺變電站10 kV 斷路器彈簧機構(gòu)的儲能回路按圖4 所示的方案改造后,運行情況良好。在隨后進行的110 kV 鄧關(guān)、代家壩、燕子山變電站30 多條10 kV 線路斷路器的改造工程中,獲得了廣泛的運用。彈簧操作機構(gòu)的儲能回路按圖5 進行改造后,運行情況一直良好。
