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断路器的事故原因分析
断路器的事故原因分析
多年对断路器的事故统计表明，其运行事故的主要类型如下：
（1）操动失灵；
（2）绝缘故障；　　
（3）开断、关合性能不良；
（4）导电性能不良。
产生事故的原因，一般可大致分为技术原因和工作原因两大类。所谓技术原因，是指产品本身或运行方式的缺陷；所谓工作原因，是指造成这些缺陷的工作者过失。事故的技术原因分析：
（一）操动失灵：
操动失灵表现为断路器拖动或误动。由于高压断路器最基本、最重要的功能是正确动作并迅速切除电网故障。若断路器发生拖动或误动，将对电网构成严重威胁，主要是：①扩大事故影响范围，可能使本来只有一个回路故障扩大为整个母线，甚至全所、全厂停电；②如果延长了故障切除时间，将要影响系统的运行稳定和加重被控制设备的损坏程度；③造成非全相运行。其结果往往导致电网保护不正常动作和产生振荡现象，容易扩大为系统事故或大面积停电事故。导致操动失灵的主要原因有：（1）操动机构缺陷；（2）断路器本体机械缺陷；（3）操作（控制）电源缺陷。
　具体分析如下。
　1．操动机构缺陷。
　操动机构包括电磁机构、弹簧机构和液压机构现场统计表明，操动机构缺陷是操动失灵的主要原因，大约占70％左右。对电磁与弹簧机构，其机构机械故障的主要原因是卡涩不灵活。此处卡涩，既可能是因为原装配调整不灵活，也可能是因为维护不良所致、造成机构机械故障的另一个原因是锁扣调整不当，运行中断路器自跳（跳闸）多半是此类原因。各连接部位松动、变位，多半是由于螺钉未拧紧、销钉未上好或原防松结构有缺陷。值得注意的是，松动、变位故障远多于零部件损坏，由此可见，防止松动的意义并不亚于防止零部件损坏。　　对液压机构，其机械故障主要是密封不良造成的，因此保证高油压部位密封可靠是特别重要的。　　对机构的电气缺陷所造成的事故，主要是由辅助开关、微动开关缺陷造成的。辅助开关的故障多数为不切换，由此往往造成操作线圈烧坏。除此，故障还有是由于切换后接触不良造成拒动。微动开关主要是指液压机构等上的联锁、保护开关。有SW6型断器的事故统计资料表明，其微动开关故障约占其机构电气故障的50％左右。除辅助开关、微动开关缺陷外，机构电气缺陷中比例最大的为二次回路故障。对于这些'配角的配角'也应当引起重视。　　
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摘要: 变压器重瓦斯保护动作后，变压器各侧断路器跳闸，此时运行人员应汇报调度，及时处理。处理过程如下：
(1)复归音响，记录故障发生的时间，检查表计的变化情况，检查断路器的跳闸情况，检查、记录、复归光字牌及保护动作信号，尤其注 ...
&&& 变压器重瓦斯保护动作后，变压器各侧跳闸，此时运行人员应汇报调度，及时处理。处理过程如下： &&& (1)复归音响，记录故障发生的时间，检查表计的变化情况，检查断路器的跳闸情况，检查、记录、复归光字牌及保护动作信号，尤其注意差动保护或其他保护是否动作，如果控制盘台上有断路器控制开关，复归跳闸断路器开关把手，对事故进行初步判断，并汇报调度。 &&& (2)若有备用变压器，检查备自投装置是否动作，备用变压器是否投入，若未动作，应手动投入，调整运行方式，保证对用户的供电。 &&& (3)无备用变压器时，若故障前两台变压器并列运行，应按要求投入中性点接地开关及相应保护，加强对正常运行变压器的监视，防止过负荷、变压器温度大幅上升等情况的发生。 &&& (4)若重瓦斯保护动作使变压器各侧断路器跳闸，造成母线失压，则按规定拉开失压母线上的相应的线路断路器及器断路器。 &&& (5)对变压器进行外部检查，主要包括： &&& 1)检查防爆管、呼吸器是否破裂，有无喷油和冒油现象， &&& 2)检查压力释放阀是否动作。 &&& 3)检查外壳有无鼓起变形。 &&& 4)检查油温、油位、油色是否正常。 &&& 5)检查气体内有无气体，需要时进行取气分析。 &&& 6)倾听变压器内部是否有异音。 &&& (6)根据保护动作情况、检查结果、气体性质、二次回路上有无工作等进行综合分析判断，并作相应处理。 &&& 1)若变压器外部检查有明显异常和故障迹象，如防爆管破裂喷油等，则为变压器内部故障。若变压器重瓦斯和差动保护同时动作，说明变压器内部有故障。虽然外部检查无明显异常和故障现象，但重瓦斯动作跳闸前，先有轻瓦斯信号报警，取气分析有味、有色、可燃，可认为变压器内部故障。判定为内部故障时，未经内部检查和未经试验合格，变压器不得重新投入运行。 &&& 2)若变压器重瓦斯保护动作跳闸的同时，有其他设备的保护动作，表计指示有冲击摆动，检查变压器外部无任何异常，气体继电器内充满油，无气体，则可能是外部穿越性短路故障引起的误动作。隔离外部故障点后，变压器可重新投入运行。 &&& 3)若检查变压器外部无任何异常，除重瓦斯保护动作跳闸外，没有其他保护动作，气体继电器内充满油，无气体，如果重瓦斯动作时变压器附近发生过较大的震动，则可能为震动过大引起重瓦斯误动作。否则，应检查直流系统绝缘是否良好，是否有直流接地信号发出，二次回路是否短路等，以判断是否属于直流两点接地或二次回路故障等原因引起的误动作，及时查明并消除误动因素，将变压器投入运行。
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分析发电机变压器组高压断路器的失灵保护
    近年来，多次发生由于发电机变压器组高压侧断路器一相拉不开，高压侧单相电流通过变压器耦合使发电机非全相运行，在发电机回路产生较大的负序电流，造成发电机转子严重烧坏的事故。为此，不管发电厂电气主接线采用哪种形式，也不管发电机变压器组高压断路器采用哪种类型，根据DL400-91《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，按照发电机变压器组保护双重化和近后备保护配置原则，在大型单元机组发电机变压器组保护中均配置了失灵保护。当发电机变压器组高压侧断路器非全相运行时，失灵保护动作，跳开母联(或分段)断路器及发电机变压器组高压侧断路器所连接母线上的所有元件或与之相关的元件，保护发电机的安全。　 　　　 1发电机变压器组失灵保护存在的问题　　 　　 1.1失灵保护的复合电压闭锁问题　　　　 　　早期的失灵保护装置回路没有复合电压闭锁，失灵保护经常误动。后经改造，在失灵保护回路加装了复合电压闭锁，但是随着机组单机容量的增大，负序电流对发电机转子的危害加剧，要求在发电机变压器组高压侧断路器非全相运行时，尽快解除复合电压闭锁，并且解除发电机变压器组失灵保护复合电压闭锁的逻辑关系要求。此项要求在新式的微机失灵保护装置中可以很容易满足，但在早期的失灵保护中很难满足，而对早期失灵保护的改造也确非易事。　 　　　 1.2失灵保护装置启动判据及逻辑关系问题　 　　早期的失灵保护装置启动判据是&断路器保护动作&和&相电流&组成的&与逻辑&，动作是经过一定延时后(时限大于断路器的跳闸时间与保护装置的返回时间之和再加裕度时间)，以较短时间跳开母联(或分段)断路器，再经一时限跳开所连接母线上的所有有源元件或跳开与之相关的元件，而按照《&防止电力生产重大事故的25项重点要求&继电保护实施细则》(简称《继电保护细则》)的要求，发电机变压器组失灵保护启动后首先再跳本断路器一次，所以，早期的失灵保护不能满足此反措要求。　　　　 2发电机变压器组失灵保护分析　 　　　 2.1失灵保护复合电压闭锁元件　 　　复合电压闭锁可防止发电机变压器组断路器失灵保护误动作。但在发电机变压器组某些类型故障时，可能不能引起复合电压动作，比如系统母线电压变化不大，电压元件没有反应；或非电量保护动作(如绕组温度高)等，复合电压闭锁发挥不了闭锁作用，反而造成失灵保护拒动。　 　　由于失灵保护接线的改进及微机保护装置的应用，已经取消利用母线复合电压作为发电机变压器组失灵保护故障判别元件，而改用负序电流或零序电流或相电流作为故障判别元件。因此，对新建电厂的发电机变压器组失灵保护采用微机保护装置，建议取消发电机变压器组失灵保护的复合电压闭锁；同时，应在失灵保护出口回路增加延时，延时时间应稍大于断路器的跳闸时间与保护装置的返回时间加裕度时间之和，以防止某些情况下失灵保护误动作。　 　　如果不能取消复合电压回路，不管发电机变压器组高压断路器是三相操作机构还是分相操作机构，应借助微机保护装置，通过软件或硬件改造，按照《继电保护细则》之发电机变压器组失灵保护逻辑要求执行。如果不能借助微机装置实现整改的，应专门采取切实有效的措施，防止保护误动或拒动。 　 　　如果复合电压闭锁装设在各元件的出口跳闸回路中，解除发电机变压器组失灵保护复合电压闭锁很容易，仅对发电机变压器组出口回路改造即可实现；但是如果复合电压闭锁装设在失灵保护控制回路中，解除复合电压闭锁就很困难，需专门利用失灵保护全部定检时间进行保护改造或升级来解决此问题。　　　　 2.2失灵保护判别元件　 　　早期的发电机变压器组断路器失灵保护判别元件多采用相电流元件，较难选择电流元件的合适定值。定值较大，在某些故障，如匝间短路时，可能不能保证电流元件的动作，也即断路器三相失灵时，判别回路不能启动，失灵保护拒动；而降低定值，仍难保证任何故障时的灵敏度。如果发电机变压器组断路器采用分相操作的断路器，采用零序电流继电器作判别元件，零序电流的灵敏度无问题，能保证失灵保护的可靠启动，但如果分相操作断路器三相失灵时，零序电流判别回路将不能启动，失灵保护将拒动。因此，对早期的发电机变压器组断路器不管采用三相还是分相操作机构，也不管采用哪种失灵保护判别元件，都应按照《继电保护细则》对发电机变压器组失灵保护的逻辑要求进行改造。 　　早期失灵保护判别元件没有断路器非全相判别元件，发电机变压器组失灵保护逻辑增加了断路器非全相判别元件，非全相判别元件由断路器3个合闸位置继电器HWJa，HWJb，HWJC并联和3个跳闸位置继电器TWJa，TWJb，TWJc并联再串联组成，对采用分相操作的发电机变压器组断路器，发电机变压器组保护设置了断路器非全相保护，非全相保护和失灵保护可以共用一套非全相判别元件。　 　　　 2.3失灵保护启动元件　 　　失灵保护由故障元件的保护动作触点启动，其起动方式可分为按相启动和三相启动，发电机变压器组保护起动方式为三相启动。　 　　发电机变压器组保护中启动失灵的保护一般分下列3种情况。 　　　　 　　2.3.1所有启动全跳的保护都启动失灵保护　 　　全跳是指跳发电机变压器组高压侧断路器、跳厂变分支断路器、跳灭磁断路器。全跳的保护如发电机变压器组(发电机、变压器)差动保护、匝间保护、失磁保护、定子接地保护等。手动跳开发电机变压器组高压侧断路器单相失灵时，可以依靠主变压器零序保护或发电机定子负序保护来启动失灵保护；发生单相接地时，可以依靠差动保护、主变压器零序保护来启动失灵保护；两相短路时，可以依靠发电机定子负序保护来启动失灵保护；同时，应防止某些故障情况下，由于失灵保护和其它保护配合及开关跳闸时间逻辑不合理而造成失灵保护误动作事故的发生。 　 　　所有启动全跳的保护都启动失灵保护，可以弥补有些情况下有关保护的元件灵敏度不足、失灵保护未发挥作用的缺陷。　 　　手动跳开发电机变压器组高压侧断路器三相失灵时，可以依靠倒母线方法处理事故。　 　　　 　　2.3.2部分保护启动失灵保护，瓦斯保护不启动　　失灵保护　 　　按照技术规程规定，不允许瓦斯保护启动失灵保护。要保证变压器瓦斯保护不启动失灵保护，可使变压器瓦斯保护单独启动一出口中间继电器，接至操作箱的手跳端子，而手跳不起动失灵保护。　 　　在瓦斯保护尚未分开单独出口时，若断路器失灵保护采用微机型装置(如许昌继电器厂设计的WMH-800系列)，电流判别及失灵计时均在一个装置内(新设计的3/2接线的厂站一般用此类装置)，由于它们之间不采用接点联系，不存在电流继电器接点粘连的问题，失灵保护的安全性还是有保证的。实际上，现在保护装置都采用微机型失灵保护装置，可以考虑让变压器瓦斯保护启动失灵保护。如果使用电磁型电流继电器作为判别元件，而瓦斯保护又未分开出口时(如阿继厂设计的PFH系列)，则非常容易误启动失灵保护，因此不能用电磁型电流继电器作为判别元件启动失灵保护。　　 　　 　　2.3.3热工保护(如断水保护)单独启动失灵保护或者通过逆功率保护启动失灵保护 　　发电机变压器组高压侧断路器为分相操作断路器时，热工保护可以直接启动失灵保护，也可以由逆功率保护启动失灵。失灵保护判别回路采用2个零序电流继电器串联，构成并解除电压闭锁，零序电流按照躲过正常运行时的不平衡电流整定。发电机变压器组高压侧断路器为三相操作断路器时，热工保护不宜直接启动失灵保护，宜由逆功率保护启动失灵。这时，失灵保护判别回路由2组相电流元件构成，每相用2个独立的静态电流继电器，其接点串联后，三相并联作为判别元件。如采用微机型失灵启动装置时，可仅用1组电流元件，相电流元件的定值，可按较低定值整定，以提高灵敏度。 　　　　 2.4失灵保护跳闸动作 　 　　对于一个半断路器接线的失灵保护，失灵保护启动后，首先瞬时重跳本断路器1次，再经电流元件判别后，经一段延时，最后跳开相邻的断路器，并三相再跳本断路器1次。 　　对于分段单母线及双母线，早期的发电机变压器组失灵保护动作先跳开分段或母联断路器，并闭锁会误动的平行线保护，然后再断开其它相关的断路器；跳开分段或母联断路器的时间一般为0.15s，断开其它相关的断路器的时间一般为0.3s，这不符合《继电保护细则》对发电机变压器组失灵保护动作跳闸逻辑要求。如果进行改造，要求失灵保护启动后，首先瞬时重跳本断路器1次，可以通过在发电机变压器组失灵保护出口跳闸回路引出一路，瞬时跳闸。 　　　　 2.5其它需要说明的要点　 　　对于双母线接线的失灵保护，发电机变压器组失灵保护的启动、跳闸回路均应经电压切换继电器触点控制，接入相电流元件的电流互感器，不应与其它电流互感器再并接，否则应防止并联电流互感器汲出电流的影响，失灵保护动作跳开断路器的同时，应闭锁母线重合闸，失灵保护应按断路器设置。
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