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LW12-500型断路器缺陷分析

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供稿:中国工控网 2016/3/22 16:12:18

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  • 关键词: 断路器 LW12-500 缺陷分析
  • 摘要:LW12-500型断路器缺陷频繁发生的主要原因,除元器件的设计、材质、加工工艺和精度、密封件质量、清洁度和装配质量等方面存在问题外,全面质量管理和质量控制不够严谨是造成设备故障率偏高的主要原因。

一、 断路器重合未动故障

  万顺二线B相发生单相接地故障,万全变#5031、#5032开关B相跳闸,#5032B相重合成功,#5031B相未成功,后手动合闸。为找到重合闸不成功的原因,同厂家技术人员对#5031开关进行如下检查: 
①在正常压力下断开储能电机电源,对开关三相进行分闸操作,观察开关分闸后的压降及信号情况,结果三相压降均<3Mpa,B相最大,约3Mpa,无信号发出。 
②在最低工作压力(即,在接近打压压力还未打压时的状态)下断开储能电机电源,对开关三相分闸操作观察开关分闸后的压降及信号情况,结果:压降情况同①,并出现重合闸闭锁信号。③对开关液压机构泄压,观察各信号出现的压力值和对开关三相进行压力重调。

  LW12-500型罐式断路器液压机构额定工作压力(32±0.7)Mpa,重合闸闭锁压力(30.5±0.7)Mpa,重合闸解除压力为(31.2±0.7)Mpa,合闸压力闭锁为(27.5±0.7)Mpa,合闸闭锁解除压力为(28.5±0.7)Mpa,合闸闭锁与额定最低压力最小压差为3Mpa,而分闸操作一次油压降<3Mpa,故正常分闸后不应、也不会出现合闸闭锁。

  液压机构各结点压力值与出厂相比均发生了变化,合闸闭锁压力达29.3Mpa,>28.2Mpa(27.5+0.7)Mpa,而该相启泵压力为31.8Mpa,与合闸闭锁压差只有2.5Mpa,当线路故障时#5031B相液压机构正牌最低压力,开关跳闸后压降近3Mpa,会出现合闸闭锁信号。如果在重合闸闭锁脉冲收回前,合闸闭锁没有消除,断路器则不能正常重合。经检查,压力开关调节螺母松动是造成合闸闭锁压力值变化,重合失败的直接原因。

  采取措施为首选编制《LW12-500型断路器小修作业书》,将对压力开关的检查及对操作压降的检查列入检查小修项目。检修作业书实施后,提高了设备检修质量,且多次在检修中发现并消除设备隐患,保证了设备运行安全。

二、断路器拒分故障

  结合停电,对万全站变电设备及串补装置进行清扫检修。在对500kv断路器进行检修时,发现#5053A相在操作过程中未能正常分闸,80s后A相开关跳开。

1、故障的查找

  在对#5053开关A相拒分原因分析检查时发现B相同样也出现分后即合。把开关控制回路断开,通过手动操作,A、B两相分后即合现象仍存在,确定断路机构故障主要原因是拒分,其中B相在操作几次后又恢复正常,A相虽经多次操作故障仍然存在。对A相一级阀解体检查发现,合闸一级阀内油泥较多,阀杆上存在锈迹,阀杆在阀体内动作不畅。随后对B、C两相一级阀解体检查,B相油污锈迹较A相轻,阀杆动作没有明显卡涩,C相油污最少,阀杆动作较为灵活。将阀体用汽油注册清洗后重新安装试验,故障消除。

2、原因分析 
  因合闸一级阀积污严重,致使行动不畅,合闸操作后不能机械复位 ,阀系统始终处于合闸状态,分闸操作后断路器立即进行合闸操作,开关拒分。如果分闸命令未及时取消,分闸阀继续执行分闸命令,断路器发生连跳。

  对断路器液压机构进行解体大修时发现,液压油箱内可见积水,液压油劣化严重,储氮筒内部锈蚀严重,阀体有部分锈蚀,油路及油箱中油泥、铁锈等杂质较多。由此可看出,设备在安装时工艺控制不严,液压机构充氮及注油时未能对油箱及储氮筒进行干燥处理,致使液压油水分超标,并发生劣化,阀体在潮湿环境中锈蚀,最终导致阀体卡涩不能复位,开关拒动或连跳。

3、改造措施

  为保证设备安全运行,对8台断路器安排液压机构大修。目前已完成4台,因气候原因暂时不能进行大修的另4台进行了换油处理,并清洗阀体。检修后效果良好。

三、断路器本体缺陷

1、 断路器罐内支持瓷瓶断裂故障

万全变二期工程在完成#5031开关安装,调试试验时B相接触电阻无法测量,即确定为断路器本体故障。随后解体检查,发现罐体内支持绝缘子断裂,灭弧室受撞击损坏严重。返厂检修确定故障原因为灭弧室中变直机构安装时尺寸发生偏差,机构拐臂撞击机构室挡板致使支持绝缘子受力断裂。据厂家要求,机构室变直机构拐臂间隙在分闸位置时与机构挡板间隙应为2-3mm,但解体实测时发现两个拐臂间隙尺寸均为零。因尺寸偏差,致使设备在分闸时原本应由液压机构工作缸承受25T的分闸操作用力转由变直机构挡板承受,并将此力直接传递并作用于中间支持绝缘子,厂家计算其产生的弯曲力矩高达100KNm,造成变直机构挡析板撞击变形,绝缘子断裂,动触头下沉;在随后的合闸操作过程中,下沉的动触头撞击两侧静触头,造成两端绝缘子相继断裂,动静触头损坏 。 
2、 采取措施

  对于一期工程运行的8台断路器,因已经过多次操作的考验;存在同类缺陷的可能性不大,故对这8台开关不做检查;对于同批次产品,仍有可能存在相同问题,需要逐相进行核查。方法如下:①使设备用液压慢分的方法处理分闸状态;②打开机构室端盖,拆下至拐臂处轴销;③做好标记后用外力使拐臂向分闸方向转动,如拐臂能够转动且水平行程>1.5 mm 为产品合格,否则需要对设备进行解体检查。随后在设备送电前对同批次产品进行逐相检查,未发现同类问题。

四、罐体内压气缸镀银层脱落造成闪络事故

  丰万I线电流差动保护C相动作,#5053、#5052C相跳闸,20ms后,万沙线短引线保护动作,#5052、#5051开关三相跳闸,同时闭锁#5052开关重合闸,#5053开关重合成功。

1、 现场检查及原因分析

  根据丰万I线线路保护、万沙线#5051、#5052短引线保护同时动作,及#5051、#5052保护的录波图记录(在#5052、#5053C相跳闸后,#5051、#5052C相仍存在故障电流,并有助增现象),经分析,初步认定故障点在二者保护范围的交叉部分,即#5052开关本体。 
  根据事故情况,对保护范围的一次设备(包括瓷瓶、导线、绝缘子串、架构等)外观进行了检查;对万沙线短引线保护二次回路进行了检查,均未发现异常,对#5052进行了部分项目试验,试验结果未见异常。后邀请华北电科院对故障相进行SF6气体中SO2含量定性测试,发现∮(SO2)严重超标,判断为本体内部发生电弧放电。对#5052C相进行解体检查情况如下:①断路器东侧(非机构测,下同)动触头屏蔽罩下部有放电痕迹;断路器开关筒下部有放电痕迹;②断路器东侧动、静触头有放电痕迹;东侧动触头喷口有熏黑痕迹;③开关筒内有金属镀层残留物。判定断路器在合闸焊东侧动触头屏蔽罩下部对开关筒放电,造成断路器内部故障,保护动作将#5052、#5053切开时,因开关筒内接地故障未消除,I母线经#5051给#5052供电使开关主动静触头在打开时拉弧,主动静触头部分烧伤。#5052断开后,#5052内部电弧失电熄灭。可确定开关筒下部金属镀层残留物是造成开关内部故障的直接原因,因现场不具备检修条件,将断路器C相返厂解体。

2、 返厂大修 
  厂家对设备解体检查,发现非机构侧动触头压气缸内部镀银层脱落严重,开关筒及屏蔽罩内存在大量镀银层碎屑。经讨论后确定:压气缸内部镀银层质量不佳,脱落后由喷口喷出,使屏蔽罩与罐体绝缘击穿,造成断路器内部故障。

  厂家对镀银层脱落原因分析解释:断路器内部压气缸为铝质,通过先镀铜后镀银的工艺以保证载流能力。电镀前压气缸原件需抽样调查酸洗,以保证镀层质量。如电镀前表面处理不到位,可能会引起镀层脱落。2000年以前,厂家只对压气缸镀层厚度检查而不进行附着力检查,2000年后新增高温附着力检查。#5052系1998年产品。

  故障处理:①更换了镀层脱落的压气缸,并对另一只压气缸进行高温附着力试验,未发现问题;②更换了烧损的屏蔽罩;③将有熏黑痕迹的喷口进行打磨,并作耐压试验;④对开关罐罐体烧伤部分打磨喷漆;⑤更换部分有烧灼痕迹的电容;⑥对动静触头打磨处理。设备修后在变电站现场按新设备投运进行交接试验,全部试验项目合格。

五、结语

  万全变电站一期工程安装的8台500kv断路器均为1998年产品,因制造工艺相同,8台断路器的48个喷口中仍有可能存在相同问题。为保证设备运行安全,我公司决定结合机构大修,由厂家配合对这批断路器抽相开盖检查,现已对4台进行了检修,并抽取了其中的8相本体进行开盖检查,未发现任何问题。上述缺陷分析可看出,这些设备缺陷频繁发生的主要原因,除元器件的设计、材质、加工工艺和精度、密封件质量、清洁度和装配质量等方面存在问题外,全面质量管理和质量控制不够严谨是造成设备故障率偏高的主要原因。

 


审核编辑(王雪)
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