南昌西门子中国一级代理商电源供应商

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GB763、GB50150和电力行标DL/T596对断路器导电回路电阻的测量均作了规定：应采用直流压降法测量，电流不小于100A。过去因受测量仪器和现场条件的限制，一般都使用双桥法进行测量，由于双桥测量回路通过的电流很小，难以接触部位的氧化膜，造成较大的测量误差。石家庄供电局曾对一台DW3-110型多油断路器进行过两种试验方法的对比性试验(见表1)，双桥法测出的电阻值是偏大的，相对误差高达1倍以上。过去用双桥法测量遇到阻值标时，往往使用多次电动合闸的方法来降低阻值，这是不科学的，也是有损断路器的。目前，使用压降法回路电阻测量仪表测量回路电阻的越来越多。但仍有一些单位还在沿用双桥法，这对指导设备检修是很不利的。目前生产测量仪的厂家很多，一些产品特别是早期产品的质量不理想，选用时应慎重。

表1　DW3-110型多油断路器导电回路电阻测量值(μΩ)

方?	相别
	A	B	C
双桥法 (使用QJ44型)	4300	12300	3800
直流压降法 (100A、全波、硅整流)	3100	6100	2460

为正确判断测量结果在GB50150和DL/T596中都作了明确规定，见表2。

表2　各类断路器导电回路电阻值的规定

试验方式	断路器类型
	规定值
	油断路器	空气断路器	真空断路器	SF6断路器	GIS中的断路器
交接试验	符合产品技术条件规定	符合产品技术条件规定	符合产品技术条件规定	符合产品技术条件规定	主回路导电电阻值不应过产品技术条件规定值的1.2倍(大修后)
大修后	符合制造厂规定	符合制造厂规定	符合制造厂规定	敞开式不大于制造厂规定的1.2倍	按制造厂规定
预防性试验	自行规定	允许比制造厂高出1倍	建议不大于1.2倍出厂值	同上	同上

目前，争议较大的是油断路器的导电回路电阻值，在预防性试验中，如何自行规定控制标准。制造厂曾向使用单位过以下估算公式：

IHRH=I1R1

式中IH、RH--额定工作电流和制造厂规定的导电回路电阻值

I1、R1--实际工作电流和导电回路电阻

如果运行中的负荷电流是固定的或波动性很小的话，制造厂提供的估算公式还是可以用的。但实际上负荷电流的波动性是很大的，是难以选定一个适合的实际工作电流(I1)值的。另外，在变电所的设计中，一般都要考虑负荷增长的因素，选用的断路器额定电流值(IH)总是偏大的。而在投入运行初期的实际工作电流又往往是偏小的，造成估算出的导电回路电阻偏高，达到额定电阻值的3倍甚至4倍，这就可能了设备接触部位存在的缺陷。因此不采用这种估算方法。

从现场了解，目前多数单位是根据运行，检修经验和多年实测的导电回路电阻值的统计，进行分析后自行确定出控制标准的。例如有的单位规定实测的导电回路电阻值，应不大于制造厂规定值的2倍，也有的单位规定不大于制造厂规定值的1.5倍，至今尚无一个统一的规定。

如果把数据的采集范围能扩大到电网一级，出一个网内统一的近乎合理的控制标准来。这对断路器的运行和检修都会有利的。对出控制标准的断路器，用红外热像仪再行监测，就加科学和可信了。

一．引言

随着互联网技术和应用系统的不断发展，电子商务逐步建立起一些常用的象B2B、B2C之类的系统模型，从目前国内的电子商务现状来看，影响电子商务发展一个关键性因素是使用普及率，尤其是针对大众的B2C商务模型。这使得B2C的模式在短时间之内推广仍然存在较大的困难。

电子商务领域对此问题探讨了一些新的思路，提出了采用建设公众网络服务系统，作为实现电子商务重要手段的想法。该系统使用特制的计算机终端，通过互联网连接网络资源和系统管理平台，完成面向公众的、以“交易”为特征和主要目的电子化综合服务功能。这些终端可以安置在大楼、街道、小区、学校、商店、机场等公共场所，以简单方便的操作为人们提供查询、商品定购、道路导游、公用事业缴费等一系列集成服务功能。

二．系统概述

社区电子化服务（e-Service）应用系统主要是在居民居住集中的住宅小区设立电子服务智能终端，通过互联网技术和电子商务等技术的应用，使居民能够通过智能终端足不出区就能享受到在线定购、缴纳公共事业费、信息查询等便利服务。

我们可以将整个系统可分为三大部分：基站（Base-Station）、终端（Terminal）和网络（Network）。

基站是分布在全市各小区终端的控制，它需以城域网为依托与各终端实现互联。基站的主要功能是对整个运营系统进行维护、管理和监控，对资源的管理和提供与外部服务提供商的连接；终端是提供给居民使用的服务应用接入装置，它不但要具备服务所需的各种硬件配置如：触摸屏、打印机、条码机、投币机、IC读卡机等的设备，还要具有界面简单，操作方便，智能化等特点；网络是基站和终端间的连接设施，可借助现有的网络基础设施来提供连接，也可采用专线的方式。

社区电子化服务应用系统主要包括社区电子商务系统、电子缴费系统、电子化查询系统、电子化系统、物业管理系统和远程医疗系统等。其中社区电子商务系统、电子缴费系统、电子化查询系统是社区电子化服务的基本要素，当然这些建立在综合性社区信息平台的基础之上，而且还需要相应的服务提供商提供支持。

社区电子化服务应用系统能够使社区内的系统注册用户通过服务终端方便地缴纳各种公共事业费用，如：水费、电费、煤气费、电、有线电视费、物业管理费等，还能使用户通过服务终端进行网上购物，查询多种信息，包括：天气、股票、交通等等。系统还提供各种定票服务，如：、、球票、门票、电影票等。另外通过此系统还可以进行社会调查、广告宣传（通过终端打印机可以将广告宣传单直接在终端打印，让居民领取）。

三．系统结构

C/S结构和B/S结构是现今两种主流的分布式处理系统结构。虽然B/S结构代表了分布式处理系统结构的发展趋势，但针对特定的系统C/S结构仍有其无法替代的优越性。

社区电子化服务应用系统是面向特定应用的系统，它具有终端分散，用户相对集中，性要求较高等特点。从系统本身的管理要求上考虑和综合“实用性、性、性、开放性、性、可扩充性”等技术原则，在城域网内采用C/S结构为主的社区电子化服务应用系统是可行的，而且网络速度的瓶颈在网络技术高度发展的今天很快就能够解决。对于部分功能或从终端再往下延伸的部分可采用B/S结构，这样就形成以C/S结构为主，B/S结构为辅的一种混合体系结构。

系统结构框图（见图一）：

（图一）

运营对外提供标准的服务接口，以便服务提供商能方便的将服务接入。还需与银行和认证有相应连接，以支持缴费服务；与物流有连接以支持在线购物；还应与信息服务商建立连接以提供查询服务。运营与终端之间可以经由各种网络设施进行连接，以满足不同的社区环境。终端提供用户接口，可与用户交互并协调各硬件的工作，为扩展系统功能和结构，终端可支持Web 服务，使一些有条件的用户可以在家登录社区终端享受社区电子化服务，另外系统还要考虑到扩展后对移动接入的支持。

运营记录并维护全部的用户身份和交易信息；提供终端，并提交终端用户的支付动作，响应终端机的清算请求；完成网络资源信息的整合，将新数据务模块发放到终端机；对终端进行实时监控和管理。

终端机以用户操作界面显示可用的服务模块，提供多种服务功能；连接银行POS系统，可以进行以方式支付的交易；具备消费记录的提交和清算功能，存储并提供交易凭，本地数据与状态的维护和管理，提供在无连接方式下的有效运行，并配合运营完成数据新和终端监控管理。

四．支撑软件

整个社区电子化服务应用系统需要一套有效的应用软件来支撑其运行，由于bbbbbbs操作系统比较普及，而且界面友好，所以在bbbbbbs系统平台上进行开发比较切合实际。支撑软件从功能上划分至少应包括四个模块：基站管理模块、应用服务模块、本地资源管理模块、通信模块。

基站管理模块主要是为系统的运营商提供管理界面接口，使运营商对整个系统能够有良好的控制。基站管理模块要能够对所有的用户和交易数据进行有效的管理、统计和备份；能够管理在该系统上运行的各种服务并可向终端远程推送各种数据和文件；基站管理模块还要能对终端（包括终端上的硬件设施状态和程序运行情况）实施远程监控。

应用服务模块要能够实现服务的整个流程，对服务商要提供服务程序接口，对终端要提供方便美观的用户界面和终端硬件接口，应具有通用性，能适应多种应用服务的需求。应用服务程序中非常重要的三点是数据的及时新、与基站和其他终端的数据同步和对操作并发性的控制，这对定票服务至关重要。

本地资源管理模块主要负责对终端的管理，运行在终端，协调、管理和监控终端程序的运行以及终端各硬件设备的工作；接收从基站传输过来的文件并其存放路径；新、添加或应用服务在终端的用户接口。

通信模块主要负责终端与基站之间的通信，分为接收和发送两个子块。终端的交易数据经过加密后经由通信模块传输到基站进行处理。基站对终端的管理和监控和基站的反馈数据都需通信模块发送。由于所有的数据可能在公网上传输，为了通信，除了加密外还可自己定制一套基于TCP/IP的发送和接收的协议规则。

软件模块如图所示：

（图二）

各程序模块之间应设计标准的接口，以便能根据实际需要对各功能模块进行新和升级。

系统支撑软件的主体部分是基站管理软件，此软件的功能的强弱，结构的完善与否将影响到整个系统性能。下面详细分析基站管理软件的设计：

（图三）

从实际应用看，管理软件需对用户、服务、数据、终端进行集中管理，由通信模块辅助实现。用户管理能够完成系统对所有注册用户的管理，包括用户的注册、修改、删除以及对用户使用本系统情况的统计；服务管理能够对系统的服务功能任意增加和删除，提供各种应用服务接口并能向终端传送应用服务所的文件；数据管理能够与终端进行数据交换，提供按用户、按应用、按终端、按时间对交易数据进行统计的功能并能够打印报表；终端管理提供终端信息查询并负责终端的监控，包括硬件运行状态和软件运行情况，还应提供相应的报警功能。

整个管理软件可按上图划分成各个功能模块进行设计。

五.结束语

在社区电子化服务应用系统的建设过程中，还有诸多问题要解决好，如：标准化支持、性及可恢复性、可扩展性和负载均衡、处理大量并发事务、信息管理、互操作性、多媒体支持。另外非常重要的一点就是建立合理的机制，解决好身份认证和电子凭证的管理以及数据的传输。社区电子化服务系统还可以与社区电子化管理系统相结合，实现社区的信息化。社区电子化服务应用系统的建立必将城市信息化的发展推向一个新的高潮

开关的大小修周期及临时性检修

    (1) 对于新安装开关一年应进行一次大修。

    (2)  正常运行的开关每二至三年进行一次大修。

    (3)  小修周期每年一次。

    (4)  开断正常负荷200次应进行临时性检修。

2  检修前的准备工作

    (1)  准备工器具、材料配件等。

    (2)  学习检修工艺、落实任务、施工进度。

    (3)  开关本体检查、测定必要数据。

3  开关的基本构造及灭弧原理

    (1)  导电回路：上帽  上出线 静触头 动触头 滚动触头 导电条 下出线板。

    (2)  灭弧装置及灭弧原理。

    1构造：静触头、逆止阀、小绝缘筒、隔弧片、绝缘筒。

    2灭弧原理：在开关分闸过程中，动静触头脱离接触的瞬间，触头间便产生了电弧。由于弧触指背向出线板，且与横吹弧道相对应，在电磁力作用下，弧引向弧触指燃烧。在电弧高温作用下，油被分解成气体，灭弧室压力增大，逆止阀钢球向上关闭，灭弧室压力再增。随着动触头向下运行，依次打开各横吹口，高压油气流对电弧产生了强烈的吹弧作用。同时，由于动触头运动的空间，油必然，产生了机构油吹交应。SN10型灭弧室同时具备了横吹、纵吹、机械油吹的特点。

    (3) 绝缘结构。

1合闸时，带电部位的对地绝缘包括支持绝缘子及绝缘拉杆。

2相间绝缘利用空气作为绝缘介质。

    3间绝缘靠绝缘油及环氧树脂玻璃钢筒。

    (4) 操动机构及其传动。

    1CD10操动机构的作用是使开关能进行分合闸操作并能保持在合闸位置。

    2该机构配装SN10型开关，可以进行电动合闸、电动或手动分闸、还可以自动重合闸。

    (5) 分合闸缓冲器、油标及油气分离器。

    1分闸限位器的作用：一方面起到了分闸缓冲作用；另一方面，限位器限定分相拐臂的定位，通过绝缘拉杆限定外摇臂的位置。由于外摇臂径内拐臂，联臂与动触杆相连，即限定了开关在分闸位置时动触杆穿过定位板保持在定位板端面之上，避免了在分合闸时，损伤开关基座及内部定位板。

    2分闸缓冲器在开关基座内，其作用主要是分闸缓冲和分闸定位。

    3合闸缓冲器的作用：一方面作合闸缓冲；另一方面配合分闸弹簧提高分闸速度。

    4油气分离器的要求：逆止阀开启灵活，油道畅通，气道畅通。

    (6) 操作控制回路的要求：

    1操作控制回路应完整、。

    2能自动断开分合闸回路，能自动重合闸，能反映开关位置状态。有防跳装置，能临视控制回路。

    3灯光监视，声音监视正确无误。

4  开关本体的检修

    (1) 开关本体外观检查。

    1本体清洁，无渗漏油，接头无过热放电现象。

    2排气孔方向正确，两边相与中相定向排气孔的夹角为45°。

    3本体外观无脱漆锈蚀现象。

    (2)  灭弧室的装配与检修。

    1灭弧室是开关的“心脏”不得弄坏或污染。其装配应对中，附合灭弧室的尺寸。其装配质量直接影响到灭弧能力，本体的运行，以及分合闸速度。

   2灭弧室的组装要注意灭弧片的顺序、厚薄、喷口的大小、方向、外形特征。

    3横吹弧道与上接线端子夹角如表1所示：

           表1

型号	SN10-10I	SN10-10II III	SN10-35I II
夹角	150°	180°	180°

 

    (3) 灭弧距的测量。

1灭弧距：从片灭弧片横吹口的上端面至引弧触指的下端面间的距离称为灭弧距。

2SN10A尺寸为63±0.5(灭弧片至绝缘上端面尺寸)时，从而保证了灭弧距为6mm。

     3其它见表2：

表2

型号	SN10-10I	SN10-10II	SN10-10III	SN10-35I II
A尺寸 灭弧距	63±0.5 6	135±0.5 8	135±0.5 保证	222±0.5 保证

 

    (4) 触头及导电回路的检修。

    1打磨、检修动、静触头，检查弧触指、隔弧栅、弹簧片及静触指端的闭合圆直径，动触杆的光洁度、弯曲度、镀银层、滚动触头及铜钨合金头等。

    2触指损伤面积不大于30%、操作深度不大于1mm、否则应换。触指端闭合圆直径1.85～20mm。(SN10-10Ⅲ)付筒触指闭合圆直径为29～30mm。

    3钨铜合金头损伤不大于2mm，可打磨修正。

    3弹簧片的弯曲度≤0.2mm，有足够的夹紧力。

    (5) 操动机构、传动机构、及其附件的检修。

    按表3所列项目检查调整机构：

表3

要求 项目	杆长度	行程	空程	过冲间隙
合铁闸铁芯 合铁闸铁芯 死点机构	114-1   过死点0.5～1	78 34-1 且满足65%额定	5～10 25-1 分闸	1～1.5 8～10

 

5  开关整体组装的初连尺寸见表4

表4

要求 项目	相间距离	带电对地	垂直连 杆孔距	绝缘拉 杆孔距
SN10-10I II SN10-10III SN10-35I II	250 250 460±4	100 100 ≥305	≥450 ≥450 ≥500	351 351  付筒 115

 

6  开关总程程的测量与调试

    (1) 总行程的测量。

    1断路器在分合闸过程中，动触头运动的轨迹称为总行程。

    2②各开关L见表5

表5

型号         SN10-10I           SN10-10II         SN10-10III         SN10-35I II

L尺寸         145±3            155±3       主筒157±3付筒66±4      240±5

 

     (2) 行程的测量。

    1在合闸过程中，当开关动静触头接触以后到合闸终止位置，动触头运动的轨迹称为行程L1，此种定义为厂家定义程，是从静触头接触点算起。在使用KG-Ⅱ开关测试议时，若不使用程增量键，测得L1为厂家定义程；否则为电断开程，是从静触头弧环端面算起。

    2程的测量：

    各开关H及、L1值见表6：

表6

型号   SN10-10I        SN10-10II            SN10-10III                    SN10-35I II

H    13     H            H             130±1.5  110±1.5    主筒122+1-2      付筒(至 上法兰)106±2                194+2-0             L1            28±1                 28 ±1. 5     30±1.5       42+2-1           20±2                  40+0-2

 

     (3) 总程程的作用：

    总程的大小将影响开关的开断能力以及在分闸位置时，触头间是否有足够的绝缘间隙；程的大小将影响触头间的接触电阻，从而引起开关的发热和电能的损耗，以及开关的正常运行。因此总程程是开关调试中较重要的数据，尽量调试准确。

    (4) 总程与程的复调方法：

    1 H值的测量一方面保证了程，另一方面也反映了触头的同期情况。同期即开关在分合闸时，三相触头应能同时打开或闭合。H值的差不大于2mm时，可不测三相分闸不同期。

     2调整分相绝缘拉杆的长度，使H值尽量相等，符合要求。接头伸长H值减少，L1增大；反之接头缩短，H值增大，L1减小。另外也可调整总连杆的长度，连杆缩短，H值减小，连杆增长H值增大。不过这时三相H值同时变化。

7  开关的机构特性测定与电气试验

    (1) 机械特性。

    1刚分刚合速度：开关动静触头刚好分离后(刚好闭合前)0.01s内的平均速度称为刚分(刚合)速度。刚合用HV10表示，刚分用FV10表示。

    2各开关刚分刚合速度如表7

表7

型号       SN10-10I             SN10-10II  III                     SN10-35I II 标准

HV10                 ＞3.5m-10I             ＞4m/s                      ≥4m/s FV10           3±0.3M/s             3±0.3M/s                  3±0.5M/s

 

    3调整分闸弹簧的预拉紧程度来整定分合闸时间。分闸时间FT≯0.08s，合闸时间HT≯0.2s(SN10-35HT≯0.25s)。

    4调整机构作分合闸电压试验：

    以80%额定电压合闸65%额定电压分闸3次，以110%额定电压合闸120%额定电压分闸3次，均成功。

<, SPAN lang=EN-US style="mso-hansi-font-family: 宋体">    以30%额定电压分闸不能(SN10-10II  III 型合闸电压为85%额压)。

    (2) 电气试验。

    1绝缘拉杆的绝缘电阻SN10-10型不小于1000MΩ，运行中不小于300MΩ。

气体断路器的性能评价和使用环境的变化
        我国的电力系统随着社会经济的发展，城市的电力需求量急剧地增大，以及大容量电源也远距离化，为了率、高性地送电而实现了送电设备的高电压大容量化。随着这种系统规模的扩张，则要求断路器在实现高电压大容量化的同时，保证系统仍能地在各种各样的严酷的条件下稳定地运行。
        另外，为了降低变电站建设成本和设备运行成本、与周围环境相协调等，还期望能够降低断路器的开断断口数以及进一步小型化、提高设备异常和寿命诊断水平、减小噪音和振动。对断路器开断性能的评价和操作特性及机械寿命的评价等要结合断路器的使用环境，将性能评价方法和评价基准一直不断地修改下去。
2.1    影响机械性能评价的系统及使用条件
        断路器是系统的保护设备，故其重要。为此．一直实施的是定期地且按统一内容确认断路器的性能及健全性的检查。但是由于提高设备性和运行维护省力化的要求等，近倾向于省略掉6年一次的普通检查等，延长间隔。并且，针对SF6气体中零件的内部也倾向于不实施定期检查。主要采取通过外部诊断进行确认的方法。
        这样一来，有关影响到操作性能和开断性能的机械性能的诊断技术，从断路器的开发阶段开始，对设备的动作特性和强度•寿命都非常重要。下面对此方法做一介绍。
2.1.1    影响操作性能评价的系统及使用条件
        对断路器而言，除要求它在系统及设备出现故障时履行开断职责外，还要求它根据使用断路器的系统·设备的使用条件和自然环境条件履行各种职责。
        (1)  安装环境的变化
        由于变电站征地困难，为了有效地利用土地，在高层建筑物的地下设置变电站的例子已越来越多，从而要求包括断路器在内的GIS等设备的小型化。并且即使是户外变电站，由于考虑到环境因素，也同样要求设备要小型化。如三相共简化和重叠组合化等。为此，就要进行断路器相间影响以及GIS元件之间的相互影响等的评价。
        此外，由于地下变电站一般多设置在行政办公大楼及图书馆、大会堂等公共设施的地下，故要求进一步降低操作振动。
        (2)周围环境的变化
        在JEC-2300中，作为常规使用状态，标准规定的周围温度为-20～40℃。而在日本全年温度变化及1天的温度变化都很大的自然环境下，仍要求在温差很大的环境下能够确实地动作。此外，不单单是周围温度的变化，还要求在因冰雪及放射冷却等造成的急剧温度下降、因日照的影响造成的暂时性温度上升等苛刻的环境条件下也能使用。现在以油压操作及弹簧操作为主的SF6气体断路器由于周围环境会使动作特性发生变化，所以预先掌握其倾向、进行性能评价是很重要的。
        (3)  架空送电线用断路器
        为了系统的稳定性，就要求架空送电线路用断路器具有快速重合闸操作功能。在275kV以上(一部分为154kV)进行各相重合闸的事例很多，故对油压和弹簧等操作装置特性进行一连串动作功能的评价。
        另外，为了调整电缆系统的无功功率，需要分合电缆线路，故也进行频繁操作的评价。
        (4)非频繁操作
        许多断路器一般不太动作，根据不同场合，有些断路器2～3年以上也未动作一次。在长时间的静止状态下一旦接受指令，操作装置、整体驱动系统则要准确地动作，因此非频繁操作性能的评价很重要。
2.1.2    影响机械性能评价的系统及使用条件
        与上述相反，有的断路器需要动作多次，故对机械方面的要求很严格。
        (1)频繁分合操作功能
        近为了满足负荷变化的要求，需频繁地调整火力发电厂和扬水发电站的输出功率，增加发电机的起动、停止次数。例如有些地方几乎每日都要通过DSS(Daily Start Stop)操作来进行分合操作。为此，要求断路器具有多次操作性能。这种开断功能为励磁电流开断，非常地苛刻。另外，使用在电容器等调相设备中的开关，由于随着负荷的变化要进行日常频繁地分合操作故也要求要具有频繁操作功能。
        当然，为了降低运行成本、维护省力，需要提高频繁操作性能，因此，性能评价技术很重要。
2.2    影响开断性能评价的系统及使用条件
        如前所述，为了和周围环境相协调，降低变电站的建设费用，设备的小型化是当务之急。而实现小型化的技术良策关键就是断路器的小型化，近通过热气流解析和电场解析等的数值解析技术、制造技术及试验技术的提高，地推进了SF6气体断路器的高电压化和开断单元的大容量化。从而减少了开断断口数、通过减少零件个数提高了性、随着小型化和三相共简化而缩小了安装面积，提高了经济性。有关开断断口数，500kV 63kA设备已经实现了单断口。1000kV 63kA设备也已开发出了双断口。且275kV63kA设备已经三相共简化，为满足这种小型化要求．开断性能的评价技术已变得越来越重要。
2.2.1    影响有负荷开断性能的系统条件
        (1)  开断电流的增大
        由于发电机并联台数的增加以及电网的系统连系的加强，使相间短路和对地短路电流显著地增大，现在，一部分275kV、500kA系统中需进行63kA的电流开断。为了控制相间短路、对地短路电流，采取设备增强及系统分断、母线分离运行等措施，但从设备投资方面、系统使用的性方面来考虑是有困难的，要研究将来的开断电流达80kA的问题。
        (2)  直流分量的增大
        随着电源的集中，变压器和发电机的阻抗占到短路阻抗一大半的系统扩大后，直流部分的衰减时间常数过了现行JEG标准所规定的45ms(在500kA系统中为75ms)。
        (3)  TRV条件的多样化
        随着系统规模的扩大和复杂化，发生了一些新的系统现象和TRV过于苛刻。例如，在为抑制短路电流采用了放射状系统的275kV系统中，由于并联的送电线数量较少，通过变压器从500kV侧供给的故障电流增大，因此TRV十分苛刻，有时开断电流达60kA、TRV上升率为4kV/μs。并且，在开断线路远方故障的LIF开断条件下，TRV峰值有时令过规定值。
        (4)高电压运行
        断路器为系统保护设备，考虑到因系流电压如变压器过电流等造成的电压调整的偏差，故其额定电压是公称电压的1.1倍。因此，断路器实际使用的系统电压要比额定电压低5～10%，即相对于断路器的额定电压有一定的裕度．近由于系统的稳定性要求，断路器在比过去接近额定电压的高电压下运行的情况增加了。
        (5)  开断电流的变化
        由于故障时的暂态过程会造成对地短路故障的故障电流发生高频电流重叠，所以开断电流会变化。这种高频电流因送电线和变压器的电阻会立即衰减。但是在1000kV系统中，有8个导体的多导体送电线路阻抗很小，使高频电流的衰减很慢，从而它的影响很明显。开断电流变化了的场合，由于与正弦波相比，di/dt变大，TRV初始上升率十分苛刻，所以就需要研讨开断性能。
2.2.2    影响无负荷开断性能的系统条件
        (1)  电缆系统的开断功能
        伴随着电缆系统的扩张。线路延长了，在275kV系统中，线路长度过了30km。该场合的无负荷充电电流达600A，大大地过了200A的标准值。尤其是今后500kV电缆系统的使用，要开断1000A的容性小电流。
        (2)  大容量并联电容器开断功能
        电容器组的投切对应于负荷的变化，每天要很频繁地进行，这就要求具有频繁操作性能。为此，一直多采用具有良好频繁操作性能的真空开关。当使用SF6气体断路器时，有时合闸予击穿电弧的发生所造成的触指的损耗会过开断电弧所造成的损耗。因此，在评价频繁操作性能时，与一般的开断试验不同，要对合闸和开断这两个方面进行充分验证。
2.2.3    影响绝缘配合的系统条件
        在275kV电缆系统中由于充电电流非常大，作为补偿设置了150MVA、200MVA的大容量并联电抗器。在这种并联电抗器开断中，当发生截流、重燃弧、灭弧时，可能出现电压增大的现象，有可能发生电压升高，所以要掌握感性小电流开断现象和控制分闸相位等措施。
2.2.4    需要使用电阻开断方式的系统条件
        架空送电线的空气绝缘距离(间隙)主要是由操作过电压决定的。在1000kV级领域中，由于空气绝缘特性呈饱和倾向，所以伴随着断路器操作的操作过电压增大时，就会导致铁塔的大型化。在操作过电压中，有断路器合闸及开断时产生的过电压和故障时感应到健全相的对地短路过电压，如果能控制在无控制手段的对地短路过电压水平(1.6pu)的话，就可以实现合理的绝缘设计。因此，在1000kV系统中预计断路器要加上500kV系统的电阻合闸，并且采用电阻开断方式(1)(2)。合闸开断电阻值接近于1000kV送电线的波阻抗值700Ω。
        由于使用的是电阻开断方式、故开断时的TRV不算苛刻，这是因为与无电阻场合相比，初始TRV上升率被控制住。在开断性能的验证方面，在原来以电容器作为电压源的合成试验法中，存在电容器的残余电荷急剧地放电，不能获得所需的TRV等问题，故开断性能的验证方法是一个问题。
2.3    小结
        随着电力需求量的增加，系统规模的扩大和复杂化、围绕变电站环境的变化以及省力化维护等，期望实现断路器的高电压大容量化、小型化、高性。图2.1所示为断路器所需的诸性能及期评价技术。针对这些要求，不但要开发设计技术、制造技术，还要开发断路器的电气和机械性能评价技术。这一点加重要。

摘要 变压器的差动保护是反应变压器各端电流互感器二次电流流入差动继电器的电流差而动作的。在保护范围内无故障时，差动继电器内不平衡电流应接近于零。但在某些情况下，保护范围内无故障时差动继电器内仍有较大的不平衡电流。本文对变压器差动保护的这个特点进行介绍，并简单分析了变压器差动保护两种误动作的原因。
关键词 变压器差动保护 不平衡电流 误动原因 分析

引言 差动保护是用某种通信通道将电气设备两端的保护装置纵向联接起来，并将两端的电气量进行比较，从而判断保护是否动作。根据基尔霍夫定律，保护范围内流入与流出的电流应该相等（变压器应该归算到同侧）。当保护范围内发生故障时，其流入与流出的电流就不相等了。差动保护就是根据这个不平衡电流动作的。因此，这种保护方法有很高的动作选择性和灵敏度，适用于保护大容量、强电流、高电压及对灵敏度要求高的电气设备。所以，这种方法广泛用于保护大容量、高电压的变压器，并以其优越的保护性能成为大容量、高电压变压器的主要保护方法。然而值得注意的是，由于变压器在结构和运行上具有一些特点，因此在实际运行中保护范围内无故障时，差动保护装置也具有较大的不平衡电流，这种不平衡电流可能引起差动保护装置的误动作。另外，即使考虑了变压器差动保护的这些特点并加以修正，由于这种保护装置的复杂性在有些情况下也常出现一些误动作现象。本文将就变压器差动保护两种误动作的原因加以简单的分析。

一、 变压器差动保护的特点
1、 变压器励磁涌流的存在
变压器励磁电流（激磁电流）仅流经变压器的某一侧，因此通过电流互感器反应到差动回路中将形成不平衡电流。稳态运行时，变压器的励磁电流不大，只有额定电流的2-5%。在差动范围外发生故障时，由于电压降低，励磁电流减小。所以这两种情况下所形成的不平衡电流都很小，对变压器的差动保护影响不大。
但是，当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复的情况下，则可能出现很大的励磁电流即励磁涌流。这个现象的存在是由于变压器铁心饱和及剩磁的存在引起的，具体分析如下：
当二次侧开路而一次侧接入电网时，一次电路的方程为
u1=umcos(wt+α)=i1R1+N1dφ/dt (1)
u1：一次电压，
um：一次电压的峰值，
α：合闸瞬间的电压初相角，
R1：变压器一次绕组的电阻，
N1：变压器一次绕组的匝数，
φ： 变压器一次侧磁通。

由于i1R1相对比较小诜治鏊蔡坛跏冀锥慰梢院雎圆患?lt;BR>所以
umcos(wt+α)= N1dφ/dt
dφ= ( um/ N1) cos(wt+α) dt
积分，得
φ=( um/ N1) sin(wt+α)+c
φ=φm sin(wt+α)+c φm为主磁通峰值，c为积分常数。
设铁芯无剩磁当t=0时，φ=0 所以c=-φmsinα
所以空载合闸磁通为
φ=φm sin(wt+α) -φmsinα （2）
由（2）式可得空载合闸磁通的大小与电压的初相角α有关考虑不利情况
当α=900时，电压过零
φ=φm sin(wt+900) -φm=φmcoswt-φm
其磁通变化图如图一所示

图一 电压过零点时变压器主磁通的变化

磁通有两个分量，周期分量φmcoswt与非周期分量φm，此时磁通的大值为稳态时磁通的2倍。如果同时考虑剩磁的影响这个值还要大些。
我们知道变压器正常情况下是工作在铁芯磁化曲线的膝点附近，此时铁芯已接近或略微饱和了。当磁通达到2倍φm以上时，铁芯就高度饱和了（见图二）。

图二 由磁化曲线确定合闸电流图

由图二可知此时变压器的励磁电流大幅度增加，可达额定电流的6~8倍①。由于励磁电流只在变压器的一侧出现所以在差动继电器中会产生很大的不平衡电流，此后由于R1的存在，非周期分量衰减，φ值将减小。
综上所述，励磁涌流的大小和衰减时间与外加电压，铁芯的剩磁大小、方向，回路阻抗，变压器的容量和铁芯的性质有关。对于三相交流变压器由于三相之间的相差1200,所以任何瞬间合闸至少有两相出现不同的励磁涌流。
2、变压器各侧绕组的接线方式不同
我国规定的五种变压器标准联结组中，35kV Y/D-11双绕组变压器常被使用。这种联结方式的变压器两侧电流相差300，要想使差动保护不发生误动作就要设法调整CT二次回路的接线和变比，使电源侧和负荷侧的CT二次电流的相差1800且大小相等。这样就能Y/D-11变压器接线对差动保护的影响。
为了达到上述目的，变压器差动保护用的TA应按图三所示方式接线

图三 Y/D-11型联结组变压器差动保护互感器接线图

IA1,IB1,IC1为变压器高压侧电流
IA2,IB2,IC2为接变压器高压侧CT的二次电流
Ia1,Ib1,Ic1为变压器低压侧电流
Ia2,Ib2,Ic2为接变压器低压侧CT的二次电流
根据接线图可得，对变压器差动保护设计时，变压器一次侧CT与主电路接成Y/D-5型联结组，变压器二次侧CT与主电路接为D/Y-7型联结组，这种接线方法可使差动回路中电源侧和负荷侧TA二次电流相位差1800。图四为这种联结组的矢量分析。

(a)Y侧变压器电流矢量图 （b）Y侧TA二次侧电流矢量图
Y/D-5型联结组

(a)D侧变压器电流矢量图 （b）D侧TA二次侧电流矢量图
图四 D/Y-7型联结组

但当电流互感器采用上述联结方法时，CT接成D型侧差动臂中电流又增大 倍。为使两侧电流的大小相等，在选择CT变比时应满足 nLy/nLd=nT 这样就了Y/D-11联结组对差动保护的影响。
2、 电流互感器计算变比与实际变比不同
由于变压器两侧电流互感器都是根据产品目录选取标准的变比而且变压器的变比也是一定的，因此三者不能准确的满足 nLy/nLd=nT的要求。此时差动回路就有不平衡电流流过使保护装置误动。所以通常利用差动继电器的平衡线圈来或减小这个差值。即用平衡线圈实际变比与理想值之间的差，使两臂电流差接近零，从而或尽量减小不平衡电流。
4、两侧电流互感器型号不同
如果变压器两侧互感器型号不同，它们的饱和特性、励磁电流（归算到同侧）也就不同。因此产生在两臂的电流差就较大，它将影响保护的动作，所以应采用电流互感器的同型系数为1的互感器。
5、 压器带负荷调整分接头
带负荷调整变压器的分接头是电力系统中采用带负荷调压的变压器来调整电压的方法。改变分接头就是改变了变压器的变比，对于已调整好的差动保护装置将产生较大的不平衡电流。由于变压器有载调压是带负荷连续调节的，而差动保护是不可以带电进行调整，所以在整定时考虑这个因素。
二、变压器差动保护两种误动原因的简单分析
1、二次侧负载在流过短路电流下，不能满足CT10%误差曲线的要求。在电流互感器接入系统容量变化或新装保护投入运行时，不可忽略根据差动保护区内短路故障时穿越变压器的大短路电流和实测的差动回路二次负荷，较核保护用CT的10%误差曲线是否满足要求。确保CT在10%误差范围内。如果不满足CT的10%误差曲线要求，由于CT的容量不足以提供二次负荷所需的要求，在故障时差动保护可能拒动、误动直接影响差动保护的性。此时应适当加大CT变比，并重新较核CT的10%误差曲线直到符合要求。
2、差动保护二次电流回路接地方式不当
差动保护二次电流回路接地时，各侧TA的二次电流回路通过一点接于地网，因为变电站的接地网络之间并非等电位，在不同点之间有一定的电位差。当发生短路故障时，有较大的电流流入地网，各点之间的电位差较大。如果差动保护二次电流回路接在地网的不同点，它们之间的电位差产生的电流将流入保护装置，影响差动保护装置动作的准确性甚至使之误动。所以各侧CT的二次电流回路应并联后接到保护装置的差动电流回路中，所有电流回路在并联的公共点处接地（如图三所示）。
三、结束语
变压器差动保护是变压器的主保护，要求有很高的性，而变压器结构复杂，具特点，所以严格按规程要求认真分析各个细节，了解变压器差动保护的特点，采用相应措施，杜绝事故发生，保证保护动作。

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