高压电气开关

高压电气开关（通用11篇）

高压电气开关 篇1

当前, 随着经济社会的不断进步, 以及社会对相关事业发展的要求越来越高, 我国电网的复杂化也正在向纵深方向发展, 其与社会的关联度越来越高, 同时, 人们对供电质量与可靠性的要求也在持续提升, 尤其对电气高压开关设备的正常、高效运行提出了更“苛刻”的要求[1]。在这种情况下, 一些科研机构以及相关的科学技术部门以此为契机, 借助多种技术手段和相关材料的应用, 将高压开关设备的技术水平提升到了前所未有的高度, 供用电的可靠性得到了增强, 开关设备的性能也在稳步提高。尤为重要的是, 在微电子技术、计算机技术以及光纤技术、传感器技术和通信技术的辅助下, 对电气高压开关柜的实时监测技术有了飞跃式的提升, 高压电气设备的运行状态处在了更好的状态之中[2]。本文旨在转变传统的维护和监测方式, 使之沿着“按状态维护”的方向运行, 在统一设计和统一制造的过程中, 最大限度地提高电气产品的质量和运行效率。

1 我国电气高压开关设备的技术现状

自上个世纪中叶以来, 我国一直使用传统的空气断路器, 这和同期的国际水平相比处于极低的水平。经过了长时间的努力之后, 在1968年, 我国研制生产出了第一只商品化真空开关管, 可是由于技术的原因以及历史和现实因素的影响, 当时的技术水平还十分有限, 该产品和国外产品相比在性能和质量方面有明显的差距。十年之后, 我国开始引进SF6断路器, 时至今日, 我国电力系统的高压开关设备几乎都以SF6断路器与真空断路器为基础开展工作, 这在很大程度上解决了供电系统的安全运行问题[3]。目前, 我国电力系统借助电压等级对断路器的使用情况进行了明确的划分, 超过40k V的高压开关使用SF6断路器, 低于40k V的使用真空断路器。前者又分为两种结构, 一个是瓷柱式, 一个是罐式[4]。当然, 实践表明, 在低于40k V的电网中, 真空开关得到了更为广泛的应用, 110k V双断口真空断路器也在科研人员的努力下研制成功, 并投入使用。

2 电气高压开关设备的在线监测技术

2.1 机械状态监测技术

机械状态监测技术是电气高压开关设备的主要在线监测技术, 在新建变电站中装位移传感器与小电流传感器能够对断路器的机械特性能进行全面、系统的监测。对于那些已经投入运行的变电站来说, 在断路器机构箱内安装位移传感器就显得十分不适合, 其原因在于, 位移传感器安装在断路器主轴之上目的在于对断路器的位置信息进行测量。可是, 在进行现场改造的过程中, 就要改动断路器操作机构, 其中的部分机构应该更换断路器主轴, 或者将整个灭弧室提起, 这会增加断路器的安全风险[5]。因此, 在安装小电流传感器时, 要借助监测断路器分闸和合闸线圈电流波形以及储能电机的电流, 对储能状态、储能时间、频率等信息进行计算和分析, 以便能够获取操动机构的工作状态、断路器的工作状态, 这样一来, 就能够最大限度地发现故障发生的信息, 提前预防, 提前维修, 保证设备的顺利运行。

2.2 局放监测技术

对于一些新建的变电站一般建议使用内置传感器方式, 把传感器提前预埋在本体之中。对于那些已经投入运行的变电站来说, 一般要进行改造, 而改造的方式一般为内置局放传感器与外置局放传感器两种。对前者来说, 其测量精度相对较高, 具有较强的抗干扰能力, 可是在实际操作中, 需要打开本体才能进行安装, 此外, 对停电时间的要求较高;而后者的安装相对简便, 不需要打开本体, 对停电时间的要求也较低, 可是在测量精度方面不如前者。对于监测模式来说, 分为在线监测与离线监测两种模式。前者能够对GIS内部绝缘缺陷完成实时监测, 其作用在于能够做到提前预防, 精确定位和定点检修, 能够极大提高设备的运行效率和运行效果, 但是其相对成本较高;后者一般只能对GIS内部绝缘缺陷进行定时监测, 实效性较之于前者较差, 可是相对成本较低, 一般情况下, 只需一套局放监测就能完成监测任务[6]。

2.3 避雷器状态监测技术

该技术借助远传避雷器监测器工作, 能够监测流经避雷器的泄露电流与系统电压以及动作次数等, 并以此为基础对阻性电流和有功损耗进行分析, 可以高效地反映避雷器的绝缘状态, 同时, 还可以把测量结果进一步上传到后台系统之中, 便于后续工作的开展。这一技术在新建变电站与已投运变电站中都能够加以实施, 并且操作简便, 对条件的要求较低。尤其对已经投入运行的变电站来说, 更换过程和安装过程都极为简便。

3 电气高压开关设备在线监测技术的优越性分析

3.1 智能化优势

在这一技术体系中, 现场总线、模块化设计以及接插式安装等方式得到了持续的推广与使用, 使得高压开关设备现场快速安装更为简便。此外, 操做起来也更加方便和可靠, 性能也得到了极大的改善。更为重要的是, 免维护设备和自动监测系统的应用极大地缓解了设备运行人员的工作压力。而配网自动化系统和新型控制的应用, 可以有效地把开关设备的运行状态第一时间、准确地传送到管理人员的后台控制系统之中, 能够明显降低工作人员的日常工作量。

3.2 绿色环保优势

为了持续提升电气设备在户外环境中的适应性, 需要将更多的有机绝缘材料应用至电气产品的制造过程中。其中, 比较典型的材料包括聚氨醋、环氧树脂、陶瓷和硅橡胶等。此外, 一些大型的高压开关设备生产厂商不断加大对金属防腐技术的科学研究与实验生产[7]。在相关统计中, 在全球范围内, 有一半左右的六氟化硫气体被应用到了电力行业之中, 尤其在高压开关设备中, 应用更为广泛。这些材料由于具有明显的环保性能, 使之在这一领域具有了明显的优势。

3.3 少维护优势

近年来, 电气高压开关设备的在线监测技术得到了持续的发展和进步, 这样一来, 电容式分压器和电流传感器等在高压开关设备中的应用变得越来越广泛, 使得高压电气设备体积不断缩小, 也为设备的少维修和免维修提供了便利条件。长期以来, 高压开关设备的维护一直困扰着电力工作者, 影响了电网的正常供电。但是, 这一技术的出现, 使真空断路器中的弹簧操动机构可以达到万次以上, 其使用寿命也不断延伸。

4 结束语

近年来, 我国的经济水平不断提升, 社会各项事业稳步前进。在这种情况下, 供电可靠性和有效性对社会的发展至关重要。电气高压开关设备作为电力系统中的重要设备之一, 在科研人员的努力下, 其运行的安全性与可靠性已经得到了明显的提升, 也使得电网的运行更加稳定。当然, 为了更好地适应电网的发展趋势, 还需要以此为基础, 不断进行技术改进和技术改造, 尤其在在线监测技术方面要做出更多有价值的工作。文章以此为视角, 对电气高压开关设备在线监测技术与优越性进行了分析, 得出了一些结论, 当然, 这些结论还是初步的, 需要不断修正和完善。

参考文献

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高压电气开关 篇2

2.海拔高度:一般不超过1000米. 对于安装在海拔高于1000米处的设备,外绝缘的绝缘水平应将所要求的绝缘耐受电压乘以修正系数Ka[ka=1÷(1.1-H×10-4)]来决定。由于高海拔地区空气稀薄,电器的外绝缘易击穿,所以采用加强绝缘型电器，加大空气绝缘距离，或在开关柜内增加绝缘防护措施。

3.环境湿度: 日平均值不大于95%，月平均值不大于90%，

4.地震烈度: 不超过8度。

IP3X 防止直径大于2.5mm的物体 1.防止直径大于2.5mm的固体进入壳内;

2.防止厚度(直径)大于2.5mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件

IP4X 防止直径大于1mm的物体 1.防止直径大于1mm的固体进入壳内;

2.防止厚度(直径)大于1mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件

IP5X 防 尘 1.能防止灰尘进入达到影响产品的程度;

2.完全防止触及柜内带电部分或运动部件

高压开关柜绝缘防范对策 篇3

高压开关柜因其在电力系统中的重要作用而使其变得更加不可或缺。高压开关柜负责保护和控制整个发电系统中的电能分配系统与转换系统。因此，整个电力系统的运转全在于高压开关柜能否正常且可靠的运行，所以其在输电网路中具有重要地位已经不言而喻。鉴于此，为确保高压开关柜的正常工作，并对其绝缘防范问题加紧研究和解决已成为今后电力工作人员的工作重点。

高压开关柜绝缘事故的原因

环境的负面影响。高压开关柜的绝缘情况会因为其所处环境不同而有较大差异。例如，绝缘体的外表面会由于其所处环境的湿度和干净度而有所影响。如果在干燥环境中有灰尘附着于绝缘体表面，将不会对绝缘电阻的工作情况有所影响。反之，如有绝缘电阻处于受潮环境中，没有灰尘等杂物附着于表面，也不会影响绝缘电阻的绝缘强度。但是一旦兼具上述两种因素，即绝缘体长时间处于潮湿且灰尘比较大的场所，极易引起绝缘电阻的阻值下降，同时增大泄露电流，进而引发相应安全事故和故障。

绝缘爬距和空气间隙不足。空气间隙与绝缘爬距低于相应标准要求也是造成高压开关柜重要绝缘事故中比较突出的一个因素，而且通常表现为相间电弧的事故形式。在分析实际相关故障档案后发现，如果高压开关柜的绝缘强度处于较低的水平，绝缘等级较差，以及相关设备和材料的质量达不到相关的要求，便有极大概率引发生绝缘事故。与此同时，高压开关柜的共性问题便是其相关电气设备的绝缘性不达标，而且相应电气设备绝缘泄露比距值偏低。因此，如果输电系统中的输电电压有波动或当电压值偏低时，便有较大概率发生绝缘闪络等故障事故。

设备制造质量和工艺缺陷。高压开关柜的装配工艺和制造质量将会极大的影响其整体性和耐压性。例如，即便在耐压试验中高压开关柜中的部分电气元件可以满足试验要求，但是往往在将各电气元件进行组装后，其整体耐压性上却达不到标准。因此，高压开关柜的工艺落后和生产质量不达标是发生该问题的最主要原因。比如较差的装配质量可以从紧固螺丝是否符合操作规则中看出，螺栓在拧紧之后螺杆伸出长度超过螺母的尺寸规定要求。如果在支撑瓷柱处其紧固地板没有经过绝缘处理，不仅集中了电场局部场强，而且影响彼此的绝缘距离。与此同时，相关防范措施没有在高压开关柜设备中设置到位，例如，设计缺陷存在与开关电气装置中联锁位置，从而难以区分分闸与合闸的位置，从而影响电力工作人员的操作，增加了绝缘事故的发生概率和事故的严重程度。

高压开关柜绝缘防范对策

严格执行规程。电力企业为做好防范技术措施，防止电气装置出现过电压故障，相关管理人员务必严格执行《电力设备过电压保护设计技术规程》以及《电业安全规程》的规定。此外，为避免操作人员出现误操作，严格在管理过程中坚持“两票三制”的原则，同时根据实际情况来调整预防性试验的时间，以保障各电气设备处于良好工作状态。

加大绝缘爬距。注意控制保持合理的绝缘爬距，例如，环氧绝缘材料的爬距最小应为200mm，外绝缘爬距的最小距离为190mm。如绝缘子的绝缘性较低，应使用复合材料或瓷瓶绝缘子来替代。如高压开关柜所处外界环境有较多灰尘，可以将其中绝缘子更换为防污型。此外，在防止作业人员因带电装置暴露在外而造成伤害的同时，也为避免导电铝排铜排因有害气体或盐雾污闪而出现腐蚀，应对外绝缘爬距进行定期检验，其中应注意所用高压开关柜和其中电气装置满足该作业环境下的防污等级。

选择合适的防护等级。常用的防护等级如下所述：IP2X能阻挡手指或直径大于12mm、长度不超过80mm的物体进入：IP3X能阻挡直径或厚度大于2.5mm的工具、金属丝等物体进入：IP4X能阻挡直径大于1.0mm的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入；IP5X能防止影响设备安全运行的大量尘埃进入，但不能完全防止一般灰尘进入。

加强维护监控管理工作。根据相关技术规范来设置高压开关柜中金属结构以及其中其它电气装置的金属部件的接地，牢固连接于专用接地导体处。任何与主回路分开的部件均可以采用隔离开关与接地开关以彼此切换的方式来实现接地。使用专用端子把各高压开关柜的接地导体进行连接并固定。使用与柜体机械强度相一致的金属来制作高压开关柜内用来分开各电气装置的隔板，并做好接地处理。在支架上必须牢固安装各种装置，例如，断路器、负荷开关和操作机构等，避免有外力作用致使其发生形变。继电器与仪表的设备不应在负荷开关、断路器以及接触器出现操作振动时而受到影响。与此同时，为方便维护、检修和定期开展预防性实验，应将互感器设计并安装在合适的位置。

净化环境，封堵孔洞，严防潮。应加装滤网和网栅等装置在抽风机或百叶窗结构中，以防止尘埃或小动物的进入，并起到通风和净化空气的作用。如环境中有较高湿度，应及时添加除湿装置。封堵利于潮气进入的柜体缝隙或孔洞，并用阻燃材料封堵电缆孔。此外，注意定期对设备进行维护，确保绝缘的状态符合正常工作的要求，以保障其各项参数符合运行的要求。

高压电气开关 篇4

国外制造企业主要有ABB, AREVA, Siemens, 法国Egic, 美国SSL, 荷兰HAPAM, 日本高岳等。

1 用途与分类

隔离开关在分闸状态有明显可见断口, 在合闸状态能可靠地通过正常工作电流和短路故障电流。

隔离开关的主要用途为:检修与分段隔离;倒换母线;分、合空载线路;自动快速隔离。

隔离开关的主要分类: (1) 按安装地点不同, 分为户内与户外2类; (2) 按使用特性不同, 分为一般用、快分用和变压器中性点接地用3类; (3) 按接口二端有无接地装置及附装接地刀的数量不同, 分为不接地 (无接地刀) , 单接地 (有1把接地刀) 和双接地 (有2把接地刀) 3类。

2 结构形式

高压隔离开关的结构形式很多, 按国内外使用的结构形式, 可归纳为表1和表2所示的11种形式。目前国内生产的隔离开关大致有以下几种系列型式:以GW4型为代表的双柱水平旋转式 (40.5~252kV) ;GW5型为代表的双柱V型水平旋转式 (40.5~126kV) ;GW7、GW27为代表的三柱水平旋转式 (252~1100kV) ;以GW10、GW16、GW20为代表的单柱单臂垂直伸缩式 (126~550kV) ;以GW11、GW17、GW21为代表的双柱水平伸缩式;以GW6、GW46、型为代表的单柱双臂伸缩式 (剪刀式) (126~550kV) 。

3 国内外超高压隔离开关产品水平

总的来说, 国产超高压隔离开关产品结构形式多种, 主要技术参数都达到国际先进水平, 多方面性能高于IEC标准, 上网运行情况基本良好。但在产品外观、可靠性、防腐性及免维护等方面与跨国公司产品存在差距。

4 国内800kV隔离开关产品

2003年2月19日, 国家正式批准建设西北750kV输电工程, 从而催生出800kV超高压隔离开关。

西开与美国南州电力开关有限公司 (SSL) 进行技术合作, 研制出GW45-800kV双柱垂直开启式户外超高压隔离开关和GW12-800/5000三柱水平翻转式户外超高压隔离开关。

河南平高电气股份有限公司 (简称平高) 自主研制完成GW27-800型三柱闸刀翻转式隔离开关和JW8-800型接地开关, 在KEMA试验站和国内试验站通过型式试验, 于2006年5月通过国家鉴定。新东北电气 (沈阳) 高压隔离开关有限公司 (简称新沈高) 自主研制完成GW12A-800型双柱折叠立开式隔离开关及JW4-800型接地开关, 2006年9月通过国家鉴定。长高也自主研制GW7C-800型三柱闸刀翻转式隔离开关。这些制造企业已在两北大规模建设750kV线路中做出贡献, 2007~2008年, 我国已生产800kV级隔离开关共87组, 其中西开38组, 平高25组, 沈高14组, 长高10组。

4.1 西开双柱垂直开启式隔离开关

西开双柱垂直开启式产品结构特点如下:

(1) 产品为单断口垂直开启结构设计, 纵向尺寸小, 同其他结构型式产品相比, 具有最小的相间距离;采用翻转式闸刀设计, 破冰能力强, 操作力小, 闸刀合闸时仅对支柱瓷瓶产生向下的轴向压力, 具有很高的可靠性。

(2) 铜银接触采用镶焊工艺, 能保证最大的机械强度和导电性能, 并可能有效地防止电化腐蚀。

(3) 闸刀管采用高强度防腐铝管, 电流通路无中间过渡环节, 具有极高的流通能力。

(4) 轴承座为密封设计, 可保证长期使用免维护。

(5) 底架为整体式结构, 电站土建基础易满足产品安装要求, 施工工作量小, 同分段式底架相比, 能有效地防止地基沉降对产品分合闸操作时带来的不利影响。

(6) 导电回路具有良好均压结构, 可满足海拔3000m以下的绝缘要求 (同类型产品已在巴西伊泰普水电站安全运行30年以上) 。

4.2 平高GW27-800型超高压隔离开关

GW27-800隔离开关由3个单极装配 (单相) 组成, 每极配1台CJ11电动机操动机构, GJ11电动机操动机构安装在每相底座下面的基础上, 通过CJ11电动机操动机构可进行分相操作, 亦可进行电气三相联动。该产品按接地开关的配置可分为不接地、单接地、双接地3种结构形式, 用户可根据现场的实际情况, 在电网的不同位置选用不同的地刀配置形式。

GW27-800隔离开关的单极装配为三柱水平旋转式, 它主要由底座总装配、棒型支柱绝缘子、导电杆装配、静触头装配、CJ11电动机操动机构等组成。在含有接地闸刀的隔离开关中, 接地闸刀由CJ11电动机操动机构提供动力源, 可进行分相操作, 亦可进行电气三相联动。主闸刀与接地闸刀之间通过一个机械联锁装置可进行机械联锁, 防止误操作。

隔离开关主导电系统主要由臂板装配、球形万向节、上下夹板、导电管、主动触头和两侧瓷柱上的静触头装配组成;另外还包括辅助动、静、触头, 用于开合母线转换电流。它的运动是通过中间瓷柱的旋转带动导电管旋转进行分、合操作。但它的运动形式不是简单的导电管水平旋转, 而是一种复合运动。合闸时, 导电管先绕中间瓷柱水平旋转70°至动触头进入静触座内, 然后通过球形万向节, 带动导电管再绕自身轴线旋转60°完成合闸, 此时动、静触指可靠接触, 确保主导电回路长期通流的可靠性;分闸则正好相反。这种运动形式完全克服了以往单一运动形式产品操作力过大的缺陷, 操作力小, 操作平衡、可靠, 寿命长。

4.3 新沈高GW12A系列超高压隔离开关

高压开关柜绝缘事故分析及处理 篇5

关键词：高压开关柜；绝缘事故；处理

中图分类号：TM59文献标识码：A文章编号：1671-864X（2016）02-0200-02

一、事故案例

某供电公司110kV变电站5面10kV开关柜（型号PID105）运行中手车整体被烧黑，开关动触头绝缘套管被烧焦 ，上端静触头被严重烧损，其支撑绝缘套管被烧熔，柜间挡板被烧穿，相邻的几个开关柜母排表面和二次接线柜均覆盖黑灰。对现场检查发现，空气环境非常潮湿，有凝露现象。

该变电站10kV接线采用单母线分段接线方式。事故是由其10kVⅠ段PT柜发生闪络造成，弧光造成曾10kVⅠ段母线短路，随即发生绝缘材料（母线上的绝缘材料还是与之相连的）燃烧起火，火势直接烧穿开关柜之间绝缘挡板，殃及其他四面柜。此次事故造成10kVⅠ段5面开关柜及曾10kVⅠ段母线烧损，10kV高压室所有开关柜均覆盖黑灰，绝缘有不同程度降低。事故发生后，该供电公司立即组织人员对事故现场进行检查分析。

二、原因分析

（一）绝缘爬距及空气间隙不够l0kV开关柜绝缘事故中，在过电压作用下或运行电压下发生相间电弧事故居多，从大量的事故实例分析，绝缘强度薄弱，绝缘等级低，设备、材料质量差等是事故的根本原因。电气设备绝缘泄漏比距偏小，绝缘薄弱是开关柜的共同缺点。柜内支持绝缘子有部分爬距140-145mm，个别的仅为130～135mm，按泄漏比距计算则分别为1.33-1.38cm/kV及1.24-1.29cm/kV，远远低于变电站I级污秽所要求的比距2.0cm/kV（中性点非直接接地系统）及1.7m/kV（中性点直接接地系统）。开关柜内对地绝缘距离和相间距离也小于125mm的要求，有的仅70-95mm。这种绝缘状况，在系统稍有扰动而过电压不高的情况下即产生绝缘闪络，易引发事故。

（二）设备制造质量及工艺不良绝缘子内部绝缘强度降低，环氧绕注电流互感器绝缘老化，正常运行电压下，产生爬电，最终发展成对地闪络。以及绝缘元件上的污秽物受到潮湿，形成了电解质薄膜，此时在电场作用下，泄漏电流相应就增加，常在阴、雨、雾、雷等恶劣气象条件下常造成瓷瓶闪络接地短路等，使设备引发事故。也是破坏绝缘的主要原因。制造质量及装配质量对开关柜整体耐压水平有很大的影响。开关柜内的有些元件可以通過耐压试验，但开关柜整体却通不过，原因是装配质量差。如紧固螺丝不规则，拧紧后螺杆长出螺母过多；有的支持瓷柱的紧固底板成“丁”型，在支持瓷柱处作特殊处理，这样不仅缩短了绝缘距离，而且造成电场局部集中。开关柜内的“五防”措施不完善，开关机械联锁部分不灵，合、分闸位置不明显，经常造成误合、分闸。另外，支持瓷柱质量差，动稳定性能差，在短路电流冲击下发生断裂，造成事故扩大。

（三）环境条件的影响开关柜运行的环境条件是导致开关柜发生绝缘闪络的主要原因，大气污染不断加剧，逐渐污染了电力设备的绝缘子、套管及母线。分析多年来污闪事故，总结出发生污闪的原因主要有二：第一（客观存在的）是污秽和潮湿两个因素同时存在于绝缘子的表面，灰尘附在绝缘子表面，在干燥的时候，绝缘电阻仍然很高，所以在干燥气候下不发生污闪。清洁的水电阻也很高，如果绝缘子不脏污，它虽然受潮了，但绝缘强度仍很高，这里也不发生污闪。一般情况下，干旱气候持续的时间较长，绝缘子及母线积污多了。这时又突然下雾，而下雾的时间较长（一般2～3小时），污秽被雾水充分地潮湿，此时产生污闪的可能性较大。第二（人为原因）是绝缘子串的泄漏距离偏小，不能适应污秽和潮湿的环境。污闪是在绝缘电阻下降、泄漏电流增大到一定程度时才发生的。在同样的污染受潮和同样的电压下，如果绝缘子的泄漏距离较长，泄漏电流增长就比较快，泄漏距离越长，电弧的弧径就越长，闪络就难以发生。如果绝缘子的泄漏距离小，放电容易跨接两端电极，从而发展闪络。

三、事故处理

（一）事故发生后，检修人员将所有手车开关柜手车推出，用酒精擦拭干净，更换烧损开关柜及母线铜排，清扫母线铜排，并用酒精擦拭干净，将母线连接好并用高压绝缘自沾胶带包扎，将开关柜盖板全部拆下来清扫并装复，清扫并检查所有开关柜二次回路。

（二）将开关柜之间绝缘隔板全部拆下来更换为环氧或SMC材料隔板。

（三）按国家电网典型设计图要求重新改造该变电站10kVPT柜，使避雷器与母线之间有一断开点，只要将手车拉出，就能检查维护避雷器。确保不同相的导体之间和导体至接地间净距应保证在125mm以上，各开关柜空气绝缘净距离和爬电比距都符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》规定。

（四）保持10kV高压室空气干燥，在10kV高压室内安装空调，夏天可以降低室内温度，冬天可以抽出室内湿度，确保设备不受外部天气影响。

（五）制定周密的运行维护措施，定期检查开关柜的绝缘情况。同时在运行中还要加强清扫。要贯彻“逢停必扫”的原则。

四、防范建议

（一）严格执行规程严格贯彻执行《电力设备过电压保护设计技术规程》、《电业安全工作规程》及有关过电压保护的各项“反措”要求，强化电力设备过电压保护等技术管理，落实有关反事故技术规范和措施，严格执行“两票三制”的管理，杜绝误操作引起的事故。必须进行定期预防性试验，必要时缩短试验周期，使设备保持良好状态。

（二）确保安全净距。

（三）加大绝缘爬距外绝缘爬距不得小于195mm，环氧绝缘材料的不得小于205mm；对于绝缘较低的绝缘子，应更换符合要求的瓷瓶绝缘子或复合材料的绝缘子，污秽较严重的场所绝缘瓷瓶加装污秽合成伞瓷裙或更换防污型绝缘子。导电铜排或铝排加热缩绝缘套也是很好的方法，这样既能有效地防止带电裸露造成人身伤亡危险，又可防止盐雾污闪及有害气体对导电铜排或铝排的腐蚀。定期进行外绝缘爬距校验，选用适用于所处地区污秽等级的高压开关柜及其部件。Ⅱ级污秽场所爬电比距≥18mm/kV；Ⅲ级污秽场所爬电比距≥20mm/kV。

（四）选择合适的防护等级IP2X能阻挡手指或直径大于12mm、长度不超过80mm 的物体进入IP3X能阻挡直径或厚度大于2.5mm的工具、金属丝等物体进入IP4X 能阻挡直径大于1.0mm 的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入IP5X能防止影响设备安全运行的大量尘埃进入，但不能完全防止一般灰尘进入。

（五）严格执行安装技术规范，做好维护监控管理工作，防患事故于未然。高压开关柜的金属骨架及其安装于柜内的高压电器组件的金属支架应有符合技术条件的接地，且与专门的接地导体连接牢固。凡能与主回路隔离的每一部件均应能接地，包括利用隔离开关切换到接地开关合上的位置来实现接地。每一高压开关柜之间的专用接地导体均应相互连接，并通过专用端子连接牢固。高压开关柜中各高压电器组件的隔板，一般是金属制成，与外壳具有相同的机械强度并接地。高压开关柜内的断路器、负荷开关、接触器及其操动机构必须牢固地安装在支架上，支架不得因操作力的影响而变形；断路器、负荷开关、接触器操作时产生的振动不得影响柜上的仪表、继电器等设备的正常工作。互感器安装的位置应便于运行中进行检查、巡视，且在主回路不带电时，便于人员进行预防性试验、检修及更换等。

（六）净化环境，封堵孔洞，严防潮气和小动物进入。对通风窗和抽风机加装网栅或滤网，降低进入开关室的尘埃，净化通风；对较潮湿的高压室加装热能灯加热或去湿装置。空调系统按N-1运行。进出电缆孔用阻燃料封填，对可能进潮气的柜孔也實行封堵，以防止潮气和小动物钻入。加强设备运行维护，做到逢停必扫，强化运行维护，保证绝缘良好状态，确保设备安全稳定运行。

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浅谈高压交流开关 篇6

1 高压开关的绝缘电阻

测量绝缘电阻是所有型式断路器试验中的基本项目, 不同型式的断路器则有不同的要求, 分别使用不同电压等级的兆欧表。测量绝缘电阻是用来检查绝缘介质是否受潮或损坏, 但对设备局部有裂缝就不一定能发现, 这是测量绝缘电阻比较简单手段的手段之一。绝缘介质绝缘电阻的性能和湿度、温度有关, 吸湿性越大的绝缘介质受温度的影响就越大。绝缘电阻一般情况下随着温度升高而减小, 当空气湿度大于80% 时就不能再做试验。由于温度对绝缘电阻性能影响较大, 而且每次实际测量又很难在相同的温度下进行。因此, 为了能把每次实际测量结果进行比对, 我们应将测量结果换算, 换算到相同温度下的数值。空气湿度对测量的结果也有很大的影响, 当空气相对湿度升高时, 高压开关绝缘介质由于毛细管的虹吸作用, 致使电导率增加, 绝缘电阻性能降低, 特别是对表面泄漏电流会有更大的影响。另外, 高压开关绝缘表面的是否干净对测量结果也会有影响。对于真空断路器、压缩空气断路器和六氟化硫断路器, 工作中主要测量支持瓷套、拉杆等一次回路对地绝缘电阻, 一般使用2500 伏的兆欧表, 测量值应大于5000 兆欧。测量辅助回路和控制回路的绝缘电阻, 先要做好与相邻线路断开, 被测线路停电, 然后使用500 伏或1000 伏兆欧表进行测试, 测量值应大于2 兆欧。用兆欧表测量绝缘电阻时应注意以下问题:首先要切断被测设备的电源, 对具有像电缆等具有电容性质的设备必须先进行放电, 等绝缘试验结束再放一次电。兆欧表使用前, 要对其性能进行检查, 把兆欧表放平, 把指针调指于无穷大处, 且用绝缘良好的多股软线作为兆欧表的引线。测量绝缘时以转动60秒后计数为准, 且应保持转速为每分钟120 转。测量电容量大的设备时, 应防止兆欧表的损坏。被测量设备表面应打扫干净, 以防治漏电, 从而影响测量的准确度。兆欧表引线与带电体间应保持一定的安全距离, 以防止触电的发生。

2 导电回路电阻

导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件, 在行业标准和操作规程中都要求对断路器的导电回路电阻进行测量, 测量时断路器应在处于合闸状态。断路器导电回路主要由断路器的动静两个触头之间的接触电阻来决定的。两个导体接触时, 因接触面不可能绝对的平坦、光滑, 只能在表面上的一些点进行接触, 致使导体中的电流线剧烈收缩, 真实的接触面积缩小很多, 使电阻有所增加, 这样引起的接触电阻被称为收缩电阻。实际操作中可以通过调同期和行程来减少动静两个触头之间的空隙降低接触电阻 (导电回路电阻) 。因为氧化、硫化的一些原因, 会使各类导体接触面存在一层薄膜, 从而使接触过渡区域的电阻变大, 这样所引起接触电阻被称为表面电阻 (或者称为膜电阻) 。在通电时, 接触电阻的存在, 会增加了导体的损耗, 使接触处的温度升高很多, 其会直接影响正常运行时的截流能力, 在一定程度上影响短路电流的切断能力。在实际的操作中可以在断开电源的情况下进行数次合、分闸的操作来减小氧化膜, 以降低接触电阻。

3 交流耐压

交流耐压的试验电压一般由试验变压器或串联谐振回路产生。断路器的交流耐压试验是鉴定断路器绝缘强度最有效和直接的试验项目。交流耐压试验可以在分、合闸状态下分别进行, 合闸状态下主要测量的是相对地以及相间地绝缘状况;分闸状态下主要测量的是断口间的绝缘状况。为使试验电压不受泄漏电流变化的影响, 变压器输送的试品短路电流应大于0.1 安。当试品放电时, 使试验电压产生较大波动, 可能会造成试品和试验变压器损坏, 应在试验回路中串联一些阻尼元件。串联谐振回路主要由容性试品或容性负载和与之串联的电感以及电压电源组成, 也可由电容器与感性试品串联而成。改变回路参数或电源频率使回路谐振, 产生远大于中压电源电压的幅值加在试品上。在试品放电时, 由于电源输出的电流较小, 从而限制了对试品绝缘的损坏。进行耐压试验时, 应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验, 在单独试验有困难时, 也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采取各种设备中的最低试验电压。一次绕组预防性试验可采用厂家试验电压的80% 进行。耐压试验过程中, 试品未发生闪络、击穿、耐压后不发热, 认为耐压试验通过。

4 动作特性

断路器的开断和关合性能主要是断路器的分、合闸时间, 分、合闸速度, 分、合闸不同期程度, 还有分、合闸线圈的动作电压。当断路器只有保证适当的分、合闸速度, 才能充分发挥其开断电流的能力, 以及减小合闸过程中预击穿造成的触头电磨损及避免发生触头烧损、喷油, 甚至发生爆炸。当刚和速度的降低, 如果合闸于短路故障时, 由于阻碍触头关合点动力的作用, 将引起触头振动或使其处于停滞状态, 同样容易引起爆炸, 特别是在自动重合闸不成功情况下更是如此。当刚合速度过高时, 将使运动机构受到过度的机械应力, 造成个别部件损坏或使用寿命缩短。同时, 由于强烈的机械冲击和振动, 还将使触头弹跳时间加长。真空断路器和六氟化硫断路器的情况相似。如果断路器分、合闸严重不同期, 将造成线路或变压器的非全相接入或切断, 从而可能出现危害绝缘的过电压。我们以真空断路器为例, 真空断路器应合闸弹跳时间不大于2 毫秒。合闸弹跳时间过长, 会加剧触头的烧损, 甚至导致动静触头间的熔焊。

摘要：随着我国经济建设的发展, 电力工业日益增长并迅速壮大起来, 电力开关样式不断更新。本文针对实际工作中遇到的问题, 从绝缘电阻、导电回路电阻、交流耐压试验、动作特性试验四个方面进行阐述。

关键词：绝缘电阻,导电回路电阻,交流耐压,动作特性

参考文献

[1]山东电力集团公司.电力设备交接和预防性试验规程[S].2007 (04) .

[2]李景禄等编著.高压电气设备试验与状态诊断[M].2008 (07) .

高压隔离开关的选择 篇7

选择高压隔离开关的技术参数主要有额定电压、额定电流、动稳定和热稳定电流、极限通过电流等。

选择隔离开关的要求主要为:

(1) 绝缘可靠, 触头间有足够的绝缘距离, 打开时有明显的断开点;

(2) 具有足够的热稳定性和机械稳定性;

(3) 结构简单, 动作可靠;

高压开关的运行和检修浅析 篇8

关键词：高压开关,运行,巡视,检修,维护

1 高压开关的运行运行

高压开关的短路电流开断次数由其的短路电流开断次数由其的短路电流开断能力及实际开断电流大断能力及实际开断电流大小所决定,开断次数应根据有关规定进行次数应根据有关规定进行统计,当短路开断次数达到允许极限时,断次数达到允许极限时,应上报管理部门安排检修。对带重合闸运门安排检修。对带重合闸运行的高压开关,当短路开断次数达到允许,当短路开断次数达到允许开断次数减一次且还需继续运行时,应退次且还需继续运行时,应退出重合闸功能。高压开关在其远方操作失。高压开关在其远方操作失灵时,可以用手动分闸来断开电路。凡投动分闸来断开电路。凡投入重合闸装置开关,重合不成应作断开故开关,重合不成应作断开故障电流二次计算。算。

SF6开关额定 压力一般 设置为额定 压力一般 设置为0.6 ~ 0.7Mpa,以0.7Mpa为例,其密度继以0.7Mpa为例,其密度继电器应配有低压报警及闭锁接点,启动值压报警及闭锁接点,启动值分别为0.64Mpa和0.62Mpa。若运行中发和0.62Mpa。若运行中发生气体泄漏并下降到0.64Mpa时,信号回下降到0.64Mpa时,信号回路发出压力低报警信号,提醒人员应加强报警信号,提醒人员应加强监视及时补充气体 ;当压力继续下降至气体 ;当压力继续下降至0.62Mpa时,信号回路发出低气压闭锁信号回路发出低气压闭锁信号,同时闭锁开关分合闸操作。此时应检关分合闸操作。此时应检查高压开关运行情况,且该高压开关不可行情况,且该高压开关不可再进行操作 , 应用上一级开关断开该高压用上一级开关断开该高压开关进行检修。。

对于配置弹簧操动机构的高压开关弹簧操动机构的高压开关运行中发现“弹簧未储能”报警信号,应检簧未储能”报警信号,应检查合闸弹簧是否储能,并检查储能电源、否储能,并检查储能电源、辅助开关是否正常,对带重合闸运行的高正常,对带重合闸运行的高压开关,应立即安排维修处理。安排维修处理。

1.1 真空高压开关验收项目高压开关验收项目

真空泡应完好、清洁、无裂纹,绝缘体完好、清洁、无裂纹,绝缘体如隔板、瓷瓶、拉杆等清洁无破损无遗留拉杆等清洁无破损无遗留物,接头处做好防腐处理,螺丝紧固,接线防腐处理,螺丝紧固,接线正常。

开关位置所对应的各种信号指示(机所对应的各种信号指示(机械的、电气的)正常。正常。

弹簧储能机构传动正常且无卡阻,各机构传动正常且无卡阻,各连板、转轴、拐臂连接可靠,插销、卡簧等销头紧固,转动部分润滑良好,辅助接点切换正确,接触良好,二次接线整齐,绝缘良好,标志牌齐全,柜门关闭良好。

标志、相位正确、清楚、示温片齐全,外观检查均符合要求。

开关“五防”功能齐全,并能可靠使用,分合闸指示正确,各电气距离符合有关规程,接地良好,新投产户内全封闭手车开关柜内的绝缘档板必须是“SMC”强纤玻塑胶板,不得采用粉醛型塑料,防止结露污闪事故。

所属保护自动装置的传动试验可靠,发信正确。真空开关检查验收,不允许手动装置的分、合闸。

1.2 SF6 高压开关验收项目

开关双重命名牌齐全,操作机构箱内标签已全部双重命名。

SF6开关本体应将气体压力充至铭牌规定的额定压力且无漏气,绝缘体瓷瓶、拉杆等清洁无破损,无遗留物,接头处做好防腐处理,螺丝紧固,接线正常。

开关位置所对应的各种信号指示(机械的、电气的)正常。

弹簧储能机构传动正常且无卡阻,各连板、转轴、拐臂连接可靠、插销、卡簧等销头紧固,转动部分润滑良好,辅助接点切换正确,接触良好,二次接线整齐,绝缘良好,标志牌齐全,箱门关闭良好。储能应有指示标志。

开关“五防”功能齐全,并能可靠使用,分合闸指示正确 , 各电气距离符合有关规程,接地良好。

2 高压开关的巡视

根据高压开关设备管理规定 :变电运行人员应具备高压开关设备专业知识,做好运行中高压开关设备的技术管理,按规定进行各项操作,定期进行巡视检查,发现异常应及时记录并向上级汇报。

高压开关的正常巡视周期为每周不少于一次,每月夜巡不少于一次,并记录巡视情况。工作人员进入SF6配电装置室,应先通风15min,并用检漏仪测量SF6气体含量合格。尽量避免一人进入SF6配电装置室进行巡视,不准一人进入从事检修工作且不准在SF6设备防爆膜附近停留。

2.1 开关巡视检查项目

(1)开关分合闸指示与机构的机械位置指示、主控室的电气指示相一致。

(2)瓷瓶部分应清洁完好,无破损裂纹、流胶或放电闪络痕迹,无严重积灰。

(3)引线接头接触良好,无过热发黑及松脱现象。

(4)机构箱内各元件工作状态良好,无异音、异味、变形、松动等现象,各开关投入位置正确,远方 / 就地开关应位于“远方”位置 ;继电器工作正常、无异常现象。

(5)SF6开关本体气体压力是否正常,受气温影响时是否在正常范围内且无泄漏现象。

(6)液压操作机构压力指示正常,油箱油位正常,管道连接固定良好,阀门、油管无渗漏油、锈蚀现象,油泵启动正常(无频繁启动现象)。

(7)气动操作机构压力指示正常,气泵油位在合适位置,油色透明无变色,管道无渗漏油、锈蚀现象,空气压缩机启动正常(无频繁启动现象);每周必须对供气柜贮气罐和地沟内管道末端的排水阀进行放水一次。

(8)弹簧操作机构,当开关在运行状态,储能电动机的电源应在闭合位置 ;当开关在分闸备用状态时,合闸弹簧应储能,储能电动机、行程开关接点无卡住、变形,分、合闸线圈无冒烟、异味。

2.2 高压开关的特殊巡视指

(1)冰雪、雾天及恶劣天气前后的巡视。

(2)设备新投运、变动后的巡视。

(3)设备经过检修、改造或长期停运后重新投运行后的巡视。

(4)异常情况下的巡视 :过负荷或负荷剧增、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等。

(5)设备缺陷有发展时和法定节假日、重要供电任务时。

3 高压开关的检修

SF6开关主要检查周期为6年或正常运行状态下操作5000次或多次开断故障电流后。目前可根据高压开关的运行状况、运行时间等因素进行状态评价后来决定是否对该设备进行检修,但不得超过有关管理规定、规程关于检修周期的要求。对于解体性大修,目前供电企业仍需由设备厂家配合进行,具体技术措施应得到厂家认可后方可在现场实施,一般建议采用返厂式大修。

3.1 真空开关大修周期

运行中的真空高压开关按状态检修方法进行大修 ( 最长6年 )。

运行中的真空高压开关开断故障电流十五次应大修。

运行中的真空高压开关开断正常负荷电流二千次后应大修(完成一个分合操作为一次)。

大修后要有大修报告报运行单位主管部门,而且应明确的是国产真空高压开关开断额定短路电流十五次,开断额定负荷电流一万次或触头磨损3mm时其电寿命终了。操作一万次后其机械寿命终了,必须调换真空灭弧室或更新高压开关及操作机构,不能只用大修来代替。

3.2 真空开关大修项目

真空灭弧室检修(外观检查及清扫、工频耐压试验、绝缘电阻测量)。

导电部分检修 ( 导电及联接部件的检查、整修、紧固、测量主回路电阻 )。

绝缘件检修(外观检查、工频耐压试验、绝缘电阻测量)。

传动部件检修(各部件检查、调换不合格部件、各部件清扫)。

机械闭锁装置检修(触头开距测量、分合闸平均速度测试、合闸弹跳时间测试、油缓冲器行程测量)。

3.3 真空开关小修周期

运行中的真空高压开关,结合状态检修进行小修。

当运行中的真空高压开关有缺陷时必须进行针对性小修。

3.4 真空开关小修项目

(1)真空高压开关的小修一般是配合预防性试验时进行,检修以检查、清扫为主。

(2)框架、框内、小车、缓冲定位装置,机械闭锁装置检查,清扫加润滑脂。

(3)配电磁机构或弹簧机构的高压开关在小修时对机构进行检查、清扫、调整十分必要。特别是辅助开关、行程开关的切换及接触情况的检查调整直接影响到分合闸的可靠性。

(4)最低动作电压试验。

4 高压开关的维护

加强对高压开关设备平时的维护,能够确保其在正常使用寿命期间可靠地控制和保护电网设备。真空开关虽属于免维护设备一类,但也应根据相关规定进行必要的定期检修以发现隐患。

4.1 SF6 开关的维护

(1)每年对外壳锈蚀部分进行防腐处理及补漆。

(2)应定期对开关转动及传动部位作一次润滑(半年一次),并操动3次应正常。

(3)每两年一次对开关所有密封面定性检漏,不应有10-6atm.cm3/s以上的漏点存在。

(4)每年应进行一次SF6气体微量水分测试,测试结果对照水分——温度曲线,不应超过300ppm(20℃)。

(5)其它项目,如绝缘、操作试验等可按有关规定定期进行,试验结果应符合相关标准。

5 结束语

基于高压隔离接地开关的分析 篇9

当线路无电流情况下,高压电器中隔离接地开关用来隔离电路使安全地进行维修;接地开关主要用于工作维护接地,合闸后使无电流的主回路可靠接地,可以说起到了非常重要的作用。而对隔离、接地开关来说,操动机构承接着动作可靠性的重担。对高压电器隔离接地开关的材料选择,应使其基本性能稳定并且造价低。为了保证其具有很好的耐蚀性可采用耐蚀材料及不锈钢材料,同时对构造使用没有焊接点操作。这样既便于人员操作而且不会受其它条件影响,以使得高压隔离接地开关安全稳定的工作。

实际生活中,我们对高压隔离接地开关的选择是根据额定短时间耐受电流,并不是根据额定电流进行选择的。那么随着使用时间延长,经过高压隔离接地开关的最大电流就会远远小于额定电流;为了保障其有效的工作下去,通常对额定电流的选择范围也就大。这样,我们就会发现导致工作中的高压隔离接地开关通电闭合回路产生热量的原因是:开关装置自身的所使用的材料和其结构,以及在使用过程中接触部位的电阻升高产生热量。而不是我们表面认为的工作电流远大于额定电流所导致的。为了消除这种情况的发生,主要是避免错误接触的发生;首先,可以从根本出发设计出结构合理的装置;另外,把好材料关,对制作过程精益求精。当出现闭合回路过热时,并不能说高压隔离接地开关有超负载能力。

在短路环境下,高压接地开关装置能负载规定的短路电流;通常在正常回路下,对负载电流不做要求。在使用过程中,严格要求做到:当高压隔离开关闭合时,接地开关则断开;当高压隔离开关断开后,接地开关才可以闭合。即就是说,高压接地开关不可能长期通过工作电流,这样对接地开关而言,并无额定电流和回路电阻参数。

当高压隔离接地开关的闸刀是在垂直面上运动的。则在闭合和断开时,闸刀的位能都会发生变化;并随着电压等级的递增位能改变越明显。从而,高压电器不等不使用平衡件来使这种情况减少。一般会用到重锤和弹簧这两种平衡件,由于弹簧体积较小而且力大简便易操作,所以选择弹簧的情况比较多。只有先理解了理想平衡的力特性,才能做出合理便于使用的平衡件。无论闸刀在何种方位,由闸刀重力生成的力矩与由平衡件生产的平衡力矩互为相反力矩,并且无论闸刀体积多么庞大,仅仅受到摩擦力,便可随意断开与闭合,当人不给予操作时,闸刀都会停在原位置处。这就是理想平衡。

当我们选择平衡件时,首先对重锤的考虑,一般重锤用平衡件瓷柱自己作为代替。理论上,操作开关的任意位置都可作为平衡件的选取点,在实际应用中会选择主轴之前或主轴上接近重力源位置,以减少瓷柱受力,来平衡闸刀。另外,可选择扭力弹簧以达到平衡。

对于高压隔离接地开关,其整个结构在安装完成后必须进行不同次数的模拟操作,来保证整个装置的稳定性。然而,由于弹簧装置不允许进行空载操作及其它条件制约,那么对安装完的装置仅仅进行简易的模拟操作,并不能达到对该装置性能预期的测试结果,便会发生装置与设计的开关性能不符合等问题。这样,我们就必须制作出适用于检验不同高压隔离接地开关的试验设备。

一方面,不同单位装置结构有所不同,并且滑块式结构的试验设备其连接形式式过于单一;这就要求设计出具有使用不同负载的实验设备,另一方面,对不同负载的实验设备进行调整即复杂又难以实施,若我们不假思索的选择高压隔离接地开关自身进行模拟操作,将会使用巨大的空间。

鉴于以上两点,我们可以选择具有体积小并便于实现等优点,又适用于不同装置的试验设备。这种装置,设计一种装置支架,并将智能控制元件和加载器安装在支架上,另外还增加了辅助器,与固定的控制器连接,手动控制加载器。利用速度传感器、多功能智能计算机、外部传动主轴及输出连杆机构等部件配置组成一套完整的试验装置。可普遍用于不同高压隔离接地开关的模拟试验。加载器是该模拟试验装置的重要配件,它首先以磁粉为工作介质,并根据电磁原理以激磁电流为控制手段,来有效控制加载力矩。其加载力矩与激磁电流形成线性相关性。所以,只需要改变激磁电流大小,就可自由地控制加载力矩的大小。通过加载器方法获取的模拟试验装置负载,既降低了成本且易于控制和操作,可把整套装置传递到不同机构上进行试验。该模拟试验装置测试系统功能齐全、可靠性高、结构紧凑,负载力矩调整极其方便,适合不同高压隔离接地开关的试验,并且该装置可经简单扩充而适应于其它类型的机构,有一定的经济效益。并促进了不同高压隔离接地开关制造商对新技术的研发和提升。

同塔架设双回输电线路中,当有一个回路通电工作,另一个回路停运接地检修时,运行线路将在停运线路上产生感应电流和电压,线路接地开关需要开合这些感应电流,此时,回路接地开关可能产生以下功能:当停运线路一端接地,操作另一端的接地开关时,它将开合感性电流;当停运回路一端断开,操作另一端的接地开关时,它将开合电容电流;将连续承载电容性电流和电感性电流。

同塔双回线路的线路接地开关应能保证以上几点要求。制约同塔双回输电线路感应电流、感应电压的条件多种多样,影响感应电流和电压的主要因素有:工作线路的线路电压、负荷电流、平行线路长度、相间及回路间距离、导线高度、线路的换位情况以及停运线路上是否带有并联电抗器。静电感应静电感应主要是由于停电导线和带电导线之间的耦合电容引起的。静电感应电压的大小与线路电压等级及导线的布置密切相关,与线路长度及负荷电流的大小基本无关。与静电感应分量不同,电磁感应电压的大小取决于负荷电流、线路长度和线路塔头布置方式,而与输电电压的数值无关。所以,电压等级相同的不同线路,其电磁感应电压也可能相差甚远;即使同一线路,也会随着系统运行方式变更而变化较大。

在实际工程中,线路之间的静电耦合和电磁耦合同时存在,而且一条线路中可能有不同类型的导线组成,此时的线路参数计算就比较复杂,同时由于线路高压并联电抗器的作用,准确推导停运线路上的感应电压、电流公式就比较困难,也没有必要由于线路连接有并联电抗器,此时不带电的输电线路形成了一个振荡回路,这会对线路的静电感应电压产生较大影响。由此可见,同塔双回线路中,停运线路上连接着并联电抗器时,对停运线路的静电感应电压有很大影响。

国标规定,接地开关有可能要求开合感应电流和电压的能力,主要通过额定感应电流和额定感应电压参数来确定。额定感应电流是指接地开关在额定感应电压下能开合的最大感应性电流:额定感应电压是指接地开关在开合额定感应电流后能承受的最大工频电压同塔双回线的静电感应和电磁感应在双回线同塔情况下,其中任一回路停电接地,另一带电回路仍继续运行,其间存在相互的静电和电磁耦合关系,若两回线均不换位,运行线三相相对于检修线每一相的几何位置不同,其间的互感系数和线间电容则不同,运行线三相电源对检修线的影响不能相互抵消。若两回线均匀换位。运行线三相电源对检修线的影响仍不能完全相互抵消。只有当一回线路换位,另一回线路不换位时,这种影响才可能完全抵消。根据检修线所处的不同状态,则检修线路上对应着不同的感应参数:电磁感应电流。其两端的接地开关都是接地的,由工作线电流在检修线路上感应的电势引起的回路电流。带电路线中的电流以及与带电线路的耦合系数决定了两端接地的不带电线路中的感应电流,由整个线路结构的不同来确定。完全同塔架设的不换位线路当一条闭合回路工作时,另一回路停电检修时,流过接地开关的电磁感应电流与运行线路传输的功率呈正比,而线路的长短对其影响可以忽略。静电感应电压。当两端接地开关都不接地时,由工作线路对检修线路,检修线路对大地的电容分压产生。带电线路上的电压及与带电线路的耦合系数决定了在打开的接地开关断口间的容性电压。电磁感应电压。一端接地开关接地。工作线路电流在检修线上感应的电势。同塔架设的线路,带电线路的电流与带电线路的耦合系数以及与带电线路邻近的那部分接地线路的长度决定了在打开的接地开关断口间的感性电压。

对相比较很大的感应电流、感应电压要使得它及时断开或闭合,并以防接地开关因为其开合感应电流的能力不足引起的不能有效断开和闭合开关。另外,在实际工作要求中,为了保证线路运行可靠稳定。使用配合原有开关设备及已设计选型设备的基础上,在混合绝缘开关设备中可选用开合感应电流及电压能力较强的快速接地开关;其具有断开和回路感应电流和闭合回路残留电荷的能力,这样的隔离开关由于断开和闭合时在断口间存在燃烧电弧,因此,在其结构上要设计消除电弧的功能。来满足断开和闭合平行线路感应电流、感应电压的需求,以有效地抑制潜供电流。其残留电荷电流的大小取决于整个系统结构。对于采用电缆结构的长距离输变电路,由于对地电容比裸导体输变电路大得多,故其残留电荷相对也比较大。接地开关在闭合过程中必须断开这些回路中的残留电荷。

为了防止不必要的人身危险,必须定期对隔离开关进行项目检修。检查接触部位是否完整,并及时清除接触面的污尘和损伤痕迹;检查暴露在外的转动轴是否有锈漆和锈蚀,并及时铲除损伤部位是表面恢复正常;以及暴露体被氧化,使得接触电阻值增大;接地开关在闭合时,应使得接触部位准确闭合;隔离开关的内部绝缘是否缺损,并检验有无放电情况出现;检查结构弹簧压力是否足够,如果存在问题应及时检修设备或给与更换。

高压隔离接地开关早输变电设备中起着重要的作用且使用数目大,其工作环境千变万化,内部构造不尽相同,对技术要求也随着不同的环境和构造而迥异。对高压隔离接地开关的选择应考虑到各种制约因素,并根据具体工作需要来设计和优化技术,以防大材小用浪费资源。这样才能达到预期的稳定且安全成本低等目的。同时,随着电网的发展,设计并制造出安全且稳定的高性能隔离接地开关是一条漫长而艰辛的道路,企业和个人要勇于探索,不断创新。

摘要：在高压电器中,隔离接地开关有着重要的作用,特别是在GIS中。本文就高压隔离接地开关进行了分析,并考虑到其安全性和稳定性,提出根据成本低和安全操作进行合理的选择及开关的检修建议。

关键词：高压隔离接地开关,平衡件

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高压电气开关 篇10

伴随着KYN44-12开关柜应用范围的不断扩大，完善开关柜的使用性能，提高产品应用效果成为了相关部门所面临的一项重大课题。对于KYN44-12高压开关柜的改进，我们主要从产品试验过程中的常见问题着手，通过对产品试验结果的完善，进一步提高产品性能，实现对KYN44-12高压开关柜的有效改进。

KYN44-12开关柜是当前使用十分普遍的一种柜型，为了进一步提高产品的经济效益和社会效益，对高压开关柜进行不断改进与完善是非常重要的。试验工作作为衡量产品是否合格的重要工作，只有确保产品满足试验要求，才能够将其投入市场。所以，提高对产品试验工作的重视程度，分析试验过程中问题产生的原因，并制定相应的预防处置措施是非常重要的，应该引起相关部门的高度重视。

一、KYN44-12高压开关柜的试验项目

就目前KYN44-12高压开关柜试验来看，为了确保产品试验的全面性和系统性，试验内容应该涉及到以下几个方面：（1）绝缘试验；（2）温升试验和回路电阻的测量；（3）关合和开断能力的验证；（4）防护等级验证；（5）短时耐受电流和峰值耐受电流试验。只有确保产品上述试验结果均满足要求，才可以将其视为合格产品。

二、试验过程中的常见问题及预防处置措施

1、绝缘试验

绝缘试验的内容主要包括两个方面，即雷电冲击电压试验和工频电压试验。在具体试验过程中，容易产生的故障现象主要集中在绝缘击穿或者发生破坏性放电方面，这一故障现象大多发生在电流互感器、带电显示器和绝缘子等部位。之所以会出现此类故障，其原因主要包括二次端子未短路并接地或元件表面污秽导致沿面放电及闪络。如果想要将绝缘试验中的这些问题有效解决，确保KYN44-12高压开关柜的绝缘性能满足要求，一方面要确保二次端子短路并接地，另一方面则要确保元件表面清洁度满足要求。

2、温升试验和回路电阻的测量

GB3906-2006标准中对KYN44-12高压开关柜的试验进行了明确规定，必须进行必要的温升试验和回路电阻的测量。在试验过程中，开关柜需要放置于高度为130mm的槽钢上，连接母线首端和尾端长为2米，周围风速不超过0.5m/s，对开关柜通以额定电流。同时，为了确保热量无法从开关柜中散出，应该根据实际情况在开关柜左右两侧放置泡沫进行封挡。对于与周围温度的测量，应该在试验1/4的时间内进行，温度变化1h内没有超过1k方为合格。在此项试验中，容易产生的故障现象为部件温度超限，导致故障产生的原因通常是因为涡流发热，对于此类故障的预防处置措施，试验人员必须根据试验的实际情况，采取最佳的措施来避免涡流的产生，两母线之间应该用非导磁材料或绝缘材料连接或加固。

3、关合和开断能力的验证

对于KYN44-12高压开关柜关合和开断能力的验证，在试验开展之前，需要首先对断路器的机械特性做到充分了解与掌握，并在此基础上对该设备进行空载操作，操作过程中对断路器的开距、超行程、分合闸时间、三极合分闸同期性进行准确记录。在此环节的试验中，容易产生的故障现象主要包括断路器脱离柜体和断路器机械部件损坏，其中，导致断路器脱离柜体的原因主要是断路器未锁紧，而导致断路器机械部件损坏的原因则是材质强度无法达到需求。针对这些问题的解决，一方面需要确保断路器闭合状态时必须锁紧，另一方面则是要根据产品的质量需求对断路器材质进行合理选择，确保其强度满足要求。

4、防护等级验证

KYN44-12高压开关柜的防护等级验证内容如下所示，要分别对外壳、前门打开状态下开关柜内部和隔室进行检查，以此来确保各部分的防护等级满足需求：

（1）外壳IP防护等级：IP4X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡直径大于1.0mm的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入；

（2）前门打开时，开关柜内部IP防护等级：IP2X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡手指或直径大于12mm，长度不超过80mm的物体进入；

（3）隔室IP防护等级：IP2X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡手指或直径大于12mm，长度不超过80mm的物体进入。

5、短时耐受电流和峰值耐受电流试验

这一部分试验又称动热稳定试验，试验内容主要包括两个方面，即主回路动热稳定试验和接地连接回路的动热稳定试验。无论是哪一项试验内容，在试验开始之前，试验人员都要首先对主回路的电阻进行准确测量，然后再开展空载操作。此外，还要对主回路和接地连接回路分别进行三相试验和单相试验，例如：以KYN44-12（Z）/T1250-31.5柜型为例，对柜内主回路试验则采用三相降压试验法，峰值耐受电流要达到80KA，短时耐受电流要达到31.5KA，短路时间为4s。而对于柜内接地连接及接地开关试验则可采用单相降压试验法，峰值耐受电流要达到69.6KA，短时耐受电流要达到27.405KA，短路时间为2s。

在此项试验工作中，容易产生的故障现象有很多，主要包括断路器脱离柜体、断路器梅花触头损伤、母排变形严重、回路不连续以及断路器进出底盘车操作不灵活等。导致这些问题产生的原因主要包括机械卡滞、断路器未锁紧、螺栓未拧紧以及动静触头清洁不彻底等，这些问题的存在都会导致开关柜的试验结果达不到要求，影响了产品的合格率。针对上述问题，如果想要从根本上提高产品质量，试验人员需要从动静触头清理、拧紧螺栓、调整底盘车等几个方面入手，确保试验结果满足产品合格的检验标准。只有这样，才能够进一步做到对KYN44-12高压开关柜的产品改进。

结语

综上所述，随着KYN44-12高压开关柜应用范围的不断扩大，对该产品的改进工作也引起了相关部门的高度重视。从本文的分析我们可以看出，对于KYN44-12高压开关柜的改进，主要应该从产品的试验工作入手，在充分掌握试验项目、要求和方法的基础上，针对试验过程中的常见问题，采取针对性的解决和完善措施，以此来确保产品试验结果满足要求，提高产品的整体质量。

高压电气开关 篇11

我国特高压开关设备主要是指平高 (河南平高电气股份有限公司, 简称平高) 、新沈高 (沈阳新东北电气高压开关有限公司, 简称新沈高) 、西开电气 (西安西开高压电气股份公司, 简称西开电气) 的GIS和H-GIS。现论述1100k V GIS和H-GIS产品。

1 主要技术性能

1100k V主要技术性能见表1、表2。

2 平高ZF27-1100 (L) /Y6300-50型全GHS

该设备由我国自主研制, 主接线为一进一出, 共2个间隔, 包含2台断路器、5组隔离开关、8组接地开关、3支避雷器、6支套管以及500多米长的管道母线。

2.1 主要技术参数

晋东南站1100k V GIS额定电压为1100k V, 额定短时耐受电流为50k A, 额定电流为8k A (主母线) /6.3k A (进出线回路) 。

断路器断口数为2, 额定短路开断电流50k A, 首相开断系数1.3, 其分闸时间≤30ms, 合闸时间≤120ms, 每相分、合闸并联电阻值600Ω。通过5000次机械稳定性试验, 操动机构为液压型式。

2.2 主要技术特点

该站1100k V GIS主要技术特点包括:

(1) 断路器的灭弧采用主断口与电阻断口并联开断的双断口设计, 有效降低了分、合闸操作时产生的系统过电压。主断口采用动触头带动静触头反向运动的双动结构, 开断性能优异。

(2) 断路器采用液压操动机构, 液压操动机构为整体模块式构造, 无管路、无渗漏, 外观简洁, 机械寿命达到5000次。

(3) 隔离开关采用带有并联电阻的结构, 有效降低了操作时的过电压。动触头设有消弧设置, 开断环流能力达到8k A/400V。

(4) 为便于安装、运行和维护, 在设备的适当位置设置了波纹管, 以方便安装调整, 满足地基不同的沉降要求以及应对由温差引起的热胀冷缩的影响, 为此部分支撑采用滑动模块。

(5) 该GIS采用自动监测装置, 能够对断路器机械特性、灭弧室弧触头的损耗、气体压力、局部放电、故障位置等参量进行监控。

2.3 各组成部分的设计

(1) GCB。GCB的结构由主开断部2断口、电阻开断部2断口构成。在GCB开断部的上部设置了600Ω的电阻, 合闸时通过约10ms的插入, 抑制合闸电涌;开断时通过主开断部开断电流后, 以开断电阻电流的2段式开断方式抑制分闸电涌的大小。开断时根据燃弧时间, 电阻体中流通15~35ms的电流。BTF开断及失步开断连续进行等电阻体发热大时, 对下一次合闸有待机时间的限制。所以导入了通过自动监视装置计测实际开断的电流, 对电阻体的发热进行自动计算, 显示出至下次合闸操作时的待机时间系统。

1100k V GIS用断路器灭弧室利用双动原理, 形成双向吹弧, 缩短开断时间;同时采用混合压气式原理, 优化压气缸尺寸, 利用电弧能量提高压气室内气体压力, 从而降低了机构操作功, 具有较强的短路开断能力。

1100k V GCB主要技术参数见表3。

(2) 1100k V GCB配置的大功率液压操动机构。1100k V GCB配置的大功率液压操动机构结构主要包括:主断口用操动机构、电阻断口用操动机构、连接机构、储能器、油泵等。

液压操动机构为整体模块式构造, 输出功率大, 性能安全可靠, 液压管路内置, 可靠的动、静密封结构, 最大限度地减少液压损失和漏油环节, 外观简洁、新颖。为满足电阻断口与主断口分、合闸时间配合特性要求 (电阻断口提前主断口合闸、延迟分闸) , 灭弧室主断口由一组大功率液压机构操动, 用于主断口的开断和关合。另设置一组小功率液压机构单独操动电阻断口, 用于电阻断口的开断与关合操动。为满足2个断口的配合时间要求, 机构配置了同步装置, 实现了2套液压系统按预定时间进行同步运动功能。

(3) 隔离开关。1100k V DS结构, 其接点是电动弹簧操作驱动。设置有500Ω的电阻体, 设计上考虑的是合闸、分闸时断口电压大时的重燃弧经由此电阻发生放电。据此来抑制隔离开关电涌的水平。

对晋东南的布置方式, 用EMTP对各种情况下隔离开关的电涌大小进行解析的结果是:无电阻时, 最大为2328k V (2.59pu) ;有电阻时, 最大1242k V (1.38pu) 。考虑到LIWV为2400k V, 可知采用带电阻的隔离开关, 其可靠性较高。

(4) 避雷器。避雷器采用了具有平稳的V-I特性、保护性能优良的避雷器构造。主母线上设置了罐式避雷器, 线路侧及变压器侧通过设置瓷柱型避雷器实现绝缘协调。结构上氧化锌阀片为4柱并排结构, 电位分担靠金属屏蔽环来进行。这种不使用电容器的简单的结构提高了电气的可靠性。

另外, 阀片的结构坚固, 这种结构可以耐受运输时的振动。