SF6绝缘论文（通用7篇）
SF6绝缘论文 篇1
SF6气体作为良好的绝缘和灭弧介质, 目前在电力系统中得到了广泛的应用, 随着设备的不断增加, 如何加强SF6设备及其气体的监测, 及时发现设备异常非常重要。
1 加强SF6设备绝缘监督的必要性
1.1 设备维修维护的需要
SF6设备在电力系统中的应用虽然有很多优点, 但由于其高度集成而且很多设备都是全封闭的, 一旦发生事故很难查找到故障点, 往往造成很大的经济损失。特别是在常规的预试中微水、绝缘电阻等合格的情况下, 仍有部分设备发生故障。根据2000年来对180台SF6设备的跟踪数据, 共发生SF6开关故障1台, GIS故障4次, 虽然这只占全局设备微小的一部分, 但由于故障点难以查找, 需要长时间停电进行检修, 造成的影响和损失却是巨大的。如某供电公司220kV变电站主变压器, 保护为主变差动保护动作, 故障录波启动, 故障录波显示故障点为110kV侧套管与断路器之间的全封闭SF6母线桥故障, 由于母线桥三相共箱式长约40米, 其间有许多绝缘支柱和盆式绝缘子, 但母线桥分为四个独立的密封气室, 而依据现有的检测手段无法迅速准确判断出哪个气室出现故障, 被迫将所有气室气体回收逐一进行检查, 造成不必要的停电损失, 因此我们应积极探寻出一套切合实际的绝缘监督手段, 完善目前的SF6设备绝缘监督手段, 从而及早发现设备缺陷和故障点, 及时消除缺陷和故障。
1.2 人身安全防护的需要
纯净的SF6气体是无毒的, 但SF6气体在运行中产生的分解产物大多数是一些毒性很强或腐蚀性强的气体, 它们的存在对人体和设备十分有害。因此, 从安全防护的角度出发, 必须加强SF6设备的绝缘监督, 弄清SF6设备在运行过程中是否产生了分解产物, 如果设备中SF6气体已经产生了分解产物, 那么在预试和大修工作中就必须高度重视。
从以上分析不难看出, 加强SF6设备绝缘监督也就是加强对SF6气体的分析检测工作, 而对SF6气体进行全面的分析检测不但能够进一步监视设备的运行状况和健康水平, 提高设备的可靠性, 指导设备的检修工作, 而且能够指导工作人员的安全防护工作。
2 通过SF6分解产物的检测来加强SF6设备绝缘监督的可行性
目前对SF6设备的绝缘监督只有湿度和泄漏等传统的手段, 这已经越来越不能满足对设备运行状况的监督, 因为在预试中虽然湿度等项目已经合格, 仍然有很多设备在运行中出现故障。为了进一步提高设备的可靠性、降低故障率, 必须探寻出更加有效的SF6设备绝缘监督手段。目前相对比较成熟和具有发展前景的手段就是通过SF6气体分解产物的检测来反映SF6设备的绝缘状况。
众所周知, 在SF6原料气中通常含有空气、CF4、CO2、SF6等几种气体, 并不含有分解气体SF4、S2F2、SF2、S2F10、SOF2、SO2F2、SOF4、HF、SO2等气体。这与新变压器油中开始不含有CH4、C2H6、C2H4、C2H2等气体一样, 一旦设备存在故障, 发生油和固体绝缘物分解时才会产生这些气体, 因此, 人们常称它们为“故障气”, 它们的存在是充油设备存在故障的主要标志。
在SF6设备正常状态下, GIS气室中的母线、电压互感器、避雷器、电流互感器等不会发生放电、过热或者是有电弧产生, 因此其中的SF6气体不会发生分解, SF6气体中不会存在分解产物, 只有当设备存在过热或放电等故障时, SF6气体发生分解并经过一系列的化学反应才会产生分解产物, 在分解产物中有许多标志性的气体, 如CF4, 其含量的增加可以认为是由于环氧隔板附近局部放电所引起的, 也可以称这些分解气体是SF6设备的“故障气”, 它们的出现和存在同样也是设备存在故障的标志。
利用SF6气体的分解气体对SF6设备进行故障诊断与利用油分解气体对充油设备进行故障诊断的不同之处是SF6设备使用较晚, SF6分解产物的种类和数量与设备故障种类、程度、部位和发展趋势之间的关系没有油分解气体那样研究得深入、系统和定量, 因此, 利用SF6分解产物进行设备故障诊断, 还将有一个不断积累数据和经验的过程。但是, 就目前情况来说可以借助现有的一些仪器, 像分析油分解气中的烃类总量一样分析并计算出SF6设备中的分解产物总量, 根据分解产物总量的大小来判断故障的程度是可行的。分解产物总量的计算公式为:分解产物总量浓度 (%) =100%-∑Ci%, 其中i为SF6、空气、CO2。同时, 还可以借助其他的一些仪器, 定量或定性地分析出SF6分解产物中存在的部分分解产物如SOF2、SO2、HF等气体, 根据其增长幅度, 判断出设备是否存在缺陷或故障点, 然后, 对故障设备数据进行统计处理后才能确定, 目前无法确定, 因为国内只有少数单位才开始这项工作, 只有经过大量积累数据后才可能解决。
尽管这个判别数值目前无法确定, 但是, 利用色谱和其他辅助手段对SF6气体中的分解产物进行测定, 可以判别出一些明显的故障, 如在电压互感器等一些气室中由于没有电弧或放电就不可能产生分解产物, 如果测定出该气室中存在分解产物, 就可以肯定该气室中存在放电或发热。而在断路器气室中虽然应该存在分解产物, 但经过测定在一定的时间内分解产物总量或者某种分解产物明显增多, 就应该怀疑该气室内存在故障点。这些工作在目前具有极大的实际意义, 这对SF6设备的状态进行监控、及时提前发现故障、减少经济损失、提高供电可靠性提供了强有力的技术支持。
当然, 通过分析SF6分解产物来加强SF6设备绝缘监督只是目前发展的一个方向, 随着科学技术的发展, 也许我们可以找到更好的方法来加强SF6设备的绝缘监督, 但通过分析SF6分解产物来加强SF6设备绝缘监督是目前比较经济而且具有实际意义的方法。此方法不但能够完善目前的SF6设备绝缘监督手段, 而且能够为进一步加强SF6设备绝缘监督积累经验和数据。
综上所述, 目前SF6设备的绝缘监督手段已经不能完全满足对SF6设备的健康状况进行监督, 积极探寻其他更加有效的方法、进一步完善SF6设备的绝缘监督手段将是今后很长一段时间所要从事的工作。
摘要：SF6气体作为良好的绝缘和灭弧介质, 目前在电力系统中得到了广泛的应用。SF6设备不仅是现有电力设备的重要组成部分, 也是以后电力设备发展的主要方向。所以积极主动开展SF6气体分析, 探寻出一套切合实际的SF6设备绝缘监督方法, 完善现有的SF6设备绝缘监督手段, 从而及时发现并消除SF6设备在运行中的故障和缺陷, 具有重大的现实意义。
关键词：SF6气体,检测,监督,分解产物
SF6绝缘论文 篇2
关键词：全绝缘开关柜,扩展
随着经济发展, 电网客户用电需求也越来越大, 目前配电网用户除了对电能质量要求越来越高外, 而且对供电可靠性的要求也越来越高。配电网供电方式由最初的单辐射供电正逐步向环网型供电方式发展, 环网供电技术加之配以自动化装置将是未来电网的发展趋势。
一、全绝缘SF6开关柜的特点
(一) 概述
全绝缘SF6开关柜以负荷开关、负荷开关-熔断器组合电器、隔离开关-断路器等主开关构成各功能单元和密封气箱, 它将所有高压带电部分如负荷开关、接地开关、母线等密封在充有低压力SF6气体的不锈钢箱体内, 以SF6作为灭弧介质和绝缘介质, 采用电动或手动储能弹簧操动机构, 在柜体内为独立气箱的情况下, 其母线通过母线连接器可以在左右方向扩展。适用于中压配电系统, 可以用于配电站、开关站, 完成各种的配电任务。
(二) 全绝缘SF6开关柜特殊部件
全绝缘SF6开关柜主要有以下几个特殊的部件:
1. 密封箱体
密封箱体内部装有开关设备和母线, 气箱充以SF6气体, 额定压力为0.03MPa, 采用激光焊接全密封技术, 并经过同步抽真空氦检漏, 密封性很强;在整个运行寿命期间不需要重新充气和更换气体, 因此日常工作中不用对其进行维护。根据开关柜是否可扩展, 密封箱体可以分为共箱式和独立式箱体, 只有独立式箱体才能扩展。
2. 泄压装置
在密封箱体下部的泄压通道设有防爆膜, 当万一发生内部燃弧故障时, 气体迅速膨胀, 密封箱体内部的高压力气体可将防爆膜冲开, 释放压力, 同时引导SF6气体通过泄压通道排入地沟以确保操作人员、柜内其他设备、与开关柜同房的其他设备的安全。
3. 柜架
柜架 (除去密封箱体以外的壳体部分) 是所有零部件装配的基体, 同时对密封箱体起支撑和固定作用。柜架可分为三个主要隔室:操作机构室、电缆室和泄压通道;
(三) 全绝缘SF6开关柜的主要优点
1. 全密封、全绝缘
所有高压带电部分全部密封在充低压力SF6气箱内, 受外界环境影响较少, 可以使用于一般潮湿、污秽等环境。特别适用于珠三角地区等湿度较大地区。
2. 柜体小型化
使用三工位负荷开关, 有效减少零部件数量。导电部件采用SF6气体绝缘与采用空气绝缘的SF6半绝缘柜相比结构更紧凑。
3. 不受海拔影响
全绝缘主回路元器件内置于充气箱体内, 压力恒定, 不受海拔影响。
4. 全绝缘SF6柜的可扩展性
全绝缘SF6开关柜在每一个柜都是独立气箱而且母线都预留了扩展接口的情况下, 可以利用母线连接器进行扩展。
母线连接器是为各开关柜拓展提供电气、机械连接的器件。一般由三只硅橡胶接合器组成, 安装在欲连接的各柜的侧面上水平排列的内锥套管内, 作用是将两个柜子的母线连接起来而不需要损坏和更换密封箱体, 由于其外皮是硅橡胶制成在连接母线的同时也对连接处起到了良好的封闭作用, 避免灰尘、水份等杂质进入柜体。
二、全绝缘SF6开关柜拼柜设计方案分析
如何在原有全绝缘SF6环网柜增加电柜是未来几年我院在设计过程中陆续出现的问题, 因为全绝缘SF6环网柜属于相对新颖的设备, 近十年才开始大范围使用, 而由于母线接口没有国家统一标准, 导致如果在原有柜旁边增加一面或几面环网柜可能会出现一定的问题;
佛山市南海区X工程描述:某小区内电房现有3面HD开关公司生产的可扩展全绝缘SF6环网柜, 其中一面为进线柜, 两面为出线柜。本工程现需要增加一面出线柜并引出一回ZRC-YJV22-3*120电缆电缆至本工程新建户外开关箱作为报装用户的电源点。在设计过程中就产生了如何拼柜的问题, 当时有以下几个方案可供选择:1) 将现有3面可扩展全绝缘SF6环网柜全部更换, 但现有全绝缘SF6环网柜全部接有电缆, 如果全部更换存在着电缆头是否可以无损抽出旧柜, 无损放入新柜, 具有很大的不确定性;如果不能无损抽出, 则需要更换电缆, 增加了大量的投资;加之现有3面柜投运不超过2年, 全部更换的确很浪费;2) 增加一面全绝缘柜, 由于开关柜属于供电局甲供物资。如果不采用专招, 可能中标单位不是HD开关公司, 由于不同柜厂母线接口匹配性不统一, 可能导致无法完成拼柜。如果专招由于程序复杂, 时间长, 不能满足为业扩客户的用电需求;3) 使用半绝缘SF6柜, 并增加一面母线提升柜作为全绝缘SF6柜和半绝缘SF6柜之间联结的中介, 也就是说半绝柜和全绝缘柜拼柜, 这方案有一个很致命的缺陷, 如果原柜生产厂家不配合, 另外的厂家很难实施, 因为新旧柜母线的高度可以通过联络副柜进行调整, 但是全半和全全绝缘开关柜之间的联接件国内暂没有一个统一的标准, 各个厂家采用的连接件不尽相同, 也就是母线如何从旧柜接出至新柜是个相当难处理的问题;因此此方案的前提是原有厂家的大力配合, 所以这个方案也是存在很多的不确定因素;4) 将现有开关柜进线方向旁边进线电缆方向加一个半绝缘SF6出线柜, 一个半绝缘母线提升柜, 原电源进线从原电源进线柜移出接入提升副柜 (需要重新做电缆终端头) , 并从提升副柜再新建电缆接入原电源进线柜, 半绝缘SF6出线柜出一回电缆至新建开关箱;本工程采用第四种方法, 巧妙的解决了此工程的拼柜问题, 现工程已施工完成, 并运行良好。
三、结语
结论:全绝缘SF6开关柜的技术特点是非常明显的, 但由于无统一的接口技术标准, 导致不同厂家的环网柜难以直接拼合在一起, 本工程第四种方法虽然能解决问题, 但实际过程中特别是用户工程之类不受物资使用限制的工程, 尽量采用原柜厂家生产的产品, 但一定要确认其是否可扩展 (如果是共箱式结构, 基本上是无法扩展的) 。
参考文献
SF6绝缘论文 篇3
现场SF6气体绝缘设备的封堵一般采用带压堵漏, 压力在0.3～0.6MPa, 由于泄漏的原因, 压力有所降低, 所以需要封堵设备的气体压力在0.3MPa左右。双组分胶在混合前以及在固化初期是比较稀薄的液体状态, 黏度很小, 抗张强度低, 因此无法直接用于带压堵漏。尽管有一些带压堵漏技术, 但需要按照泄漏部位加工各种模具来配合, 工艺比较复杂。考虑到这个因素, 采用无机纳米粉末填料提高机体材料的黏度和抗张能力, 使胶粘剂能够承受气体绝缘设备泄漏处气体的剪切压力, 形成泄漏部位短暂无泄漏介质影响。由于一般无机纳米粉末颗粒粒径小, 具有很大的比表面积和表面能, 与有机胶粘剂以及被封堵部位表面具有较强的相互作用, 相容性好。另外, 随着纳米技术的飞速发展, 纳米粉末材料的价格也已经非常合理, 综合的性价比较高。
2 封堵材料现场使用效果研究
为了验证封堵材料在现场的使用效果, 采用GasVue TG-30检测仪检测封堵效果。它是一款专用于SF6泄漏带电检测的红外激光成像设备, 在30m范围内其最小的检测分辨率达到2×10-3mL/s, 说明达到了封堵效果。为了进一步验证封堵材料的长期使用效果, 对某电力公司所属的杨思变电站、黄渡变电站、闸北电厂的断路器 (1号设备) 、母线通管 (2号设备) 以及电缆套管 (3号设备) 的泄漏部位进行封堵研究, 并且采用包扎法卤素定量测试仪器, 测量了封堵后的泄漏速率, 见附表。
SF6绝缘论文 篇4
关键词：特高压直流输电,SF6绝缘电流互感器,故障
0 引言
SF6绝缘电流互感器由于绝缘强度高、不燃、不爆炸、维护量少等优点,在500kV变电站内广泛使用[1]。±800kV云广直流输电系统交流场中也使用了独立式SF6绝缘电流互感器,本文对充电过程中发生的一起SF6绝缘电流互感器主绝缘被击穿的事故进行了分析。
1 事故经过
事故发生时,交流场传来响声,主控室灯光闪烁,故障报警音响,极2高端换流变连线差动保护(87C)、大差动保护(87TC)跳闸,第一大组交流滤波器连线保护差动动作,5011、5012、5013、5043、5083开关充电保护动作,相应开关转热备用状态,500kV#2母线失压,极2组1(高端阀组)在不定义的闭锁状态。
保护装置报文以及保护信息子站信息见表1。
现场检查发现,5012间隔TA端子箱有明显端子烧毁痕迹。
2 试验情况
投运前进行的5012间隔TA交接试验结果见表2、表3。
由表2、表3可知,投运前的5012间隔TA绝缘性能良好。
故障后,经复测发现,该TA一次对地绝缘电阻接近0,摇表无法建压,3S和4S绕组已烧断,SF6气体中有非常强烈的臭鸡蛋气味,气体组成数据见表4。
1表4可知,5012间隔TA主绝缘已被击穿。
3 解剖情况
该型号SF6电流互感器均采用倒置式结构,一次绕组为2匝,设计成2个同心圆直管,与一次引线端子固定在电流互感器壳体上。二次绕组装在金属屏蔽罩中,屏蔽罩通过盆式绝缘子固定在与高压瓷套相连的电流互感器壳体内,二次引线通过固定在底座上的金属管引至底部。底座内装有SF6气体密度计、充气阀、二次出线板等附件[2]。
现场解剖后,发现该TA主要存在以下问题:
(1)TA二次线圈金属屏蔽罩下部变形隆起,且顶部有明显的受到一次引线端子撞击后向下凹陷的痕迹。由此可知,内屏蔽筒已经和一次引线端子发生金属性接触,屏蔽筒与一次引线端子都可见明显电弧烧伤痕迹。
(2)二次线圈屏蔽罩外侧连接法兰右侧部分和TA壳体内表面支筒圆弧处有大面积烧伤痕迹。支撑绝缘子右侧部分有烧蚀痕迹和轻微的树枝放电痕迹,支撑绝缘子的绝缘电阻仅为2GΩ。
(3)线圈抱箍脱落,连接在抱箍上的2根接地线被烧毁,环氧树脂板未见脱落。靠近P1侧的1S、2S线圈外观较完整,3S、4S靠近二次屏蔽罩出线口的部分铜绕线被烧毁。
4 原因分析
通过故障电流录波(如图1所示)可知,在约-0009ms时刻出现故障电流波形,到约一00031ms时刻出现明显金属接地故障电流波形,总时间约40ms。再结合解剖中发现了多处故障点,可初步判断:由于某种原因造成的故障,经过40ms的发展,最终造成了金属屏蔽筒变形并与一次引线直接接触,发生了金属性接地短路故障。
又由于3S、4S二次线圈内部放电并形成高电压导致线圈严重烧毁,而现场3S、4S绕组为备用绕组,出现故障电流时无法使保护动作。同时,线圈烧毁的粉末从屏蔽罩P1侧间隙喷出,放电生成物落到支撑绝缘子上表面导致其大面积放电烧伤。随着放电的增强,屏蔽罩内筒软化并逐渐与一次引线靠近最后造成击穿。
以往的SF6绝缘TA或GIS等设备出现的绝缘故障,通常是由支撑绝缘子表面放电引起,但是本次故障中,绝缘子表面主要为烧蚀痕迹,没有明显的树枝放电的痕迹。因此绝缘子表面放电的可能性不大,并且从放电能量分析,主要的放电点在3S和4S绕组上,由此可知,3S和4S绕组内部故障的可能性更大。
5 结束语
从本次事故和其它一些案例[3]可知,即使SF6绝缘电流互感器投运前通过了交接试验,仍然无法保证其投运时的安全性,因此需考虑更进一步的检测手段。
由于运行中的电流互感器备用绕组在现场二次端子箱内直接短接,不接入保护系统,当备用绕组故障时,保护无法及时反应并切除故障,造成故障的进一步发展,导致更严重的后果。因此在工程设计中,应考虑将备用绕组连入保护系统,作为TA本体的保护。
参考文献
[1]白斌.500kV SF_6电流互感器事故原因分析[J].四川电力技术,2006,29(04):23-25
[2]蒋汉儒.SF_6气体绝缘独立式电流互感器结构特点[J].湖南电力,2002,22(02):55-57
SF6绝缘论文 篇5
脉冲功率技术的发展促进了高功率微波领域的技术进步,对传输线的要求也越来越高。当传输具有一定重复频率的高压纳秒脉冲信号时,施加在传输线上的峰值功率可能会达到吉瓦量级,峰值电压达到兆伏量级。为了方便使用,此类传输线还要求具有较好的柔软性。根据工程实际需要,我们设计了半柔软型SF6压缩气体绝缘高压纳秒脉冲传输线,代替了传统的硬金属管传输线,大大提高了系统使用的便利性[1,2]。
1 传输线的结构设计
作为高功率脉冲电源与负载之间的连接馈线,系统对传输线的主要要求是:外径不大于230mm,特性阻抗为50Ω,600MHz频率下的衰减系数小于0.05dB/m,能传输脉冲宽度为3ns、峰值功率为50GW的单次脉冲。根据整机系统要求,该传输线整体结构为三同轴结构,包括内导体、外导体和抗拉元件。我们在设计该半柔软型SF6压缩气体绝缘高压纳秒脉冲传输线时,采用铜管内导体以减少传输损耗,采用不锈钢管外导体以提高传输线的整体机械强度,传输线内外导体采用轧纹结构形式以增加内外导体的柔软性[3],采用不锈钢丝编织结构作为抗拉元件以防止传输线在高气压下产生较大范围的纵向拉伸变形以及缓解横向膨胀。传输线整体外形结构剖面如图1所示。
1.1 内外导体的结构参数
首先我们根据特性阻抗ZC和与结构尺寸相关的截止频率f1的计算公式,初步确定该传输线的外导体的等效内径De,内导体的等效外径de,传输线的等效介电常数εe。ZC和f1的计算公式为:
式中c为光速,c=3×108 m/s。该传输线用于传输高功率高压信号,要其横向结构尺寸较大;而纳秒脉冲信号中有较多的高频分量,为保证传输线在高压纳秒脉冲信号下正常的传输性能,传输线必须在600MHz时可以正常传输高压脉冲信号,才能满足工程实际使用要求。为此确定该传输线的截止频率为625MHz,由式(2)可知,较高的截止频率限制了电缆的横向结构尺寸。因此在结构尺寸设计时要兼顾耐压等级和纳秒脉冲信号的正常传输。De/de为2.1～3.0时传输线内导体表面场强较低(De/de=2.71时最低),综合考虑了系统对特性阻抗、截止频率要求后,我们取De/de=2.375。根据对该传输线外径的限制,及外导体采用轧纹结构,确定De=209mm,从而可得de=88mm。由式(1)可计算出εe≈1.08时传输线的特性阻抗才能满足系统的要求。
整机系统要求传输线能够正常传输50GW的脉冲峰值功率,即脉冲峰值电压约为1 580kV,为了可靠起见,考虑了1.58左右的安全系数,要求传输线能够耐脉冲峰值电压Vp=1 580×1.58≈2 500kV。峰值电压与绝缘介电强度E的关系为:
式中D为外导体的内径,d为内导体的外径。根据系统对该传输线的柔软性要求,我们确定内导体的轧纹深度为16 mm,外导体的轧纹深度为25.5mm,D=196mm,d=96mm。由式(3)可以计算传输线绝缘部分至少应满足E=660kV/mm的介电强度。
该传输线的主要结构尺寸及选材如表1所示。
注:1)表中给出的结构尺寸均为标称值。
1.2 绝缘的结构参数
在该传输线的设计中,绝缘结构参数的设计最为重要。常规的高压或高功率传输线绝缘大多采用固体实心材料,通常由交联聚乙烯(介电强度为35kV/mm)和均化电场、提高耐电强度的内外半导体材料组成,但这种绝缘结构因固体绝缘自身介电常数大、传输损耗较高不适宜传输高压纳秒脉冲信号。针对高压纳秒脉冲信号传输线传输的峰值功率为吉瓦量级,峰值电压为兆伏量级,我们采用压缩SF6气体(主绝缘)和聚苯醚(PPO)的组合绝缘结构,利用压缩SF6气体在较高气体压力下既具有优异的介电强度,又具有较低的介电常数和传输损耗,一方面保证传输线能够承受较高的电压等级,另一方面确保系统对传输线传输损耗的要求[4]。
衰减系数α的计算公式为:
式中f=600 MHz,k1a=k3a=3,k1c=3.17,k3c=6.9;tgδe为介质损耗角正切,tgδe=0.000 03;De=209mm,de=88 mm。由式(4)可计算出,当εe≈1.08时传输线的衰减系数为0.04dB/m,满足系统的要求。
表2为直流运行条件下不同气压时SF6气体的介电强度。可见,在直流运行条件下SF6气体的介电强度随着气压的升高而增强,即高气压下SF6气体的电气绝缘性能较佳。根据电磁场模拟结果,为满足660kV/cm的介电强度,即SF6气体的压力应介于1～2MPa。根据相关工程经验,综合考虑传输线性能要求和运行维护成本,最终确定该传输线中采用1.7MPa(17个大气压)SF6气体绝缘。
PPO绝缘子作为内外导体之间的支撑结构件,可提供足够的机械稳定性和一定的电气性能。为了了解PPO材料在不同运行条件下的介电性能,我们分别在直流、单个脉冲和重复频率脉冲条件下对PPO的介电强度进行了测试,测试结果如表3所示。从表中数据可知,在脉冲运行条件下PPO的介电强度约为直流运行条件下的10倍。为了提高PPO绝缘子的表面电阻,减小表面爬电对击穿电压的影响,我们对PPO绝缘子表面进行了适当的处理,提高了表面径向爬电的距离,进而提高了PPO绝缘子表面电阻和击穿电压。
与绝缘支撑结构件间距相关的截止频率f2的计算公式为:
式中L为相邻绝缘子之间间距。由式(5)可知,当传输信号的半波长与绝缘支撑结构件间距相等时该频率被截止。图2示出了传输线不同位置的PPO绝缘子以及绝缘子与内导体的装配图。根据PPO材料的耐电强度、传输线截止频率、衰减系数,我们将该传输线中绝缘子的厚度设计为18mm,相邻绝缘子之间间距L=210mm,由此可以计算出绝缘支撑结构的等效介电常数ε0=1.74,而SF6气体绝缘部分的介电常数为1.0,最终计算出该传输线的等效介电常数εe=1.08,这既满足了系统对该传输线耐电压的要求,又满足了系统对该传输线的特性阻抗和衰减系数的要求。
2 传输线的性能测试
2.1 传输线高压脉冲试验
为考核传输线在脉冲功率试验条件下的耐压能力,我们搭建了传输线高压脉冲试验装置,如图3所示。经多次2 250kV,3ns高压脉冲试验,该传输线未被击穿。
2.2 传输线衰减性能测试
我们对所设计的半柔软型SF6压缩气体绝缘高压纳秒脉冲传输线的衰减性能进行了测试。为了方便传输线与测试装置的匹配,我们在测试中使用了转接器,测试系统如图4所示。
衰减系数测试结果如图5所示。图5a)为在测试频率600MHz时系统中仅接入转接器而未接入传输线时的输出信号,图5b)为同时接入转接器和传输线时的输出信号。由于测试中所采用的传输线长度为7.4m,所以该传输线衰减系数为(16.67-16.79)/7.4≈-0.016dB/m,满足系统对传输线衰减系数的要求。这主要是由于传输线自身结构尺寸均匀性较好,同时PPO绝缘支撑结构节距的合理性布局避免了反射损耗。
试验结果证明,我们设计的半柔软型压缩SF6气体绝缘高压纳秒脉冲传输线可承受的脉冲峰值电压高达2 250kV,实际衰减系数仅为0.016dB/m,传输线的截止频率可以达到625 MHz,使其可以用于传输高压纳秒脉冲信号,完全满足相关指标要求。今后我们还将进一步以此传输线为试验载体,在脉冲功率条件下测试不同压力下SF6气体绝缘介电强度,进而与交、直流条件下的试验结果进行对比,最终补充完善高气压SF6在脉冲功率条件下的击穿理论。
参考文献
[1]DALE S J,BOLIN P C,COOKSON A H,et al.Dielectric design and test of 1 200kV semi-flexibleSF6 insulated transmission line[J].IEEETransactions on Power Apparatus and Systems,1983,PAS-102(2):400-409.
[2]SINGHA S,THOMAS M J.Very fast transientovervoltages in GIS with compressed SF6-N2gasmixtures[J].IEEE Transactions on Dielectrics andElectrical Insulation,2001,8(4):658-664.
[3]BOLIN P C,COOKSON A H,KOMMINENI P R,et al.Mechanical design and test of 1 200kV semi-flexible SF6insulated transmission line[J].IEEETransactions on Power Apparatus and Systems,1982,PAS-101(6):1638-1642.
SF6绝缘论文 篇6
关键词：环网供电,六氟化硫,优势
一、环网供电的方式的演变
1. 初期环网供电方式
初期的环网是开环结构, 是中压电网最普遍使用的拓扑结构。开环结构操作简单, 配有低成本的中压开关柜。这种环网提供至少两个可供选择的电源连到每个中压/低压变电站的母线上, 可联接到一个环网的变电站数最大是20个。变电站和环网通过负荷开关联接。除一个负荷开关作为正常开断点断开外, 其他闭合。在环网的每一区域都有一简单的具有保护作用的辐射式配电母线, 作为一次变电站中的反时限过电流保护 (简称IDMT) 。任何一个中压电缆的故障都可引起一次母线开关的跳闸, 和与之相连的所有变电站母线断开。通过打开故障电缆各端的开关, 隔离故障点, 然后关闭一次母线开关和正常开断点, 可以把电力供应恢复到系统正常工作的状态。通常这种开环网络中的开关恢复电力供应用手动操作实现, 要耗时数小时。这种供电方式及采用的开关设备已逐渐被淘汰。
2. 环网供电方式的演变
环网供电开环供电逐步淘汰后, 大多采用闭环结构。最初的闭环网络中的环网单元是由两台开关柜和一台变压器构成。通过浸油式熔断器来保护变压器。1980年后期出现了带有旋转电弧的三工位SF6断路器, 配熔断器后的环网单元具备断路器的开断短路电流的功能。这个技术在维修和操作安全方面有很多优点并成功地使用于环网供电中, 取代了旧式的浸油式熔断器保护环网单元。
3. 目前采用的SF6环网柜供电方式
为提高电网性能, 传统的SF6环网单元的设计被进一步优化。第2代SF6环网单元的重要特点在于采用了可接地的封闭式环氧树脂外壳, 以SF6为绝缘介质, 将两个三工位的负荷开关和一个三工位的旋弧断路器封于一体, 并装有防爆安全阀, 在灭弧失败时, 可释放封闭壳体内的压力, 确保在柜前的操作员安全。由于这种环网柜具有联接系统中运动零件数量少、密封气体容量小、结构紧凑、功能齐全、成本低等优点, 在过去的十多年中, 已被广泛使用, 且证明具有很高的稳定性和安全性。通过监视和控制开环分布网中几个关键位置的环网单元, 利用远程控制分布网络的方式, 可确保电网中的用户在故障发生后几分钟内恢复供电。通过减少在判别和隔离电网故障点时所花费的时间, 减少用户的损失。
4. SF6环网柜供电方式发展前景
SF6环网供电作为网格化供电的雏形和初级阶段, 拥有向更高的供电可靠率发展的基础。
“网格化”规划以城市控制性规划为基础, 满足用户高可靠性需求为目标, 是一种“自下而上”的配网规划建设与运营管理新模式。通过“网格化”规划建设改造, 适当提高配电设备的平均利用率, 并使各“网格”内及“网格”间有定向的转供能力, 从而最大限度提高下级电网对上级电网的支撑。对于更好地引导配网建设, 保障配网可靠供电, 促进配电网发展, 打造以“网格化布局、精心化保障、便利化接入”为主要特征的坚强配电网, 具有重要的意义。
二、SF6绝缘环网柜相对中置柜在“五防”上的优势
在供电系统中, 高压柜, 特指空气绝缘中置柜的“五防”联锁已日渐成熟, 也趋于多样化, 如采用微机闭锁, 利用电脑编好的程序对开关柜进行预定的操作;
利用机械闭锁、机械程序锁以及二者的配合使用, 满足高压柜“五防”的要求;可即使如此, 还是会遇到的一些“五防”问题, 特别是容易被人忽视的问题, 例如:
1. 中置柜存在进线柜中装有接地开关的防误问题
中置柜出线柜带有接地开关, 有的进线柜也带有接地开关, 此时接地开关的防误操作 (尤其是下进线的开关柜) , 常常被忽视。在SF6环网柜由于进线包含接地闭锁及可能的逻辑锁, 不存在此问题。
2. 带电间隔为变压器室的防误问题
在带有中置柜的箱式变电站, 没有独立的工作电源。其工作电源往往来源于变压器的低压端, 此时的电磁锁没有起到应有的作用。变压器室有电, 电磁门锁打不开, 变压器室无电, 带电显示器的工作电源也没有了, 电磁锁没电, 电磁锁还是打不开。此时停电开门需用解锁钥匙解开电磁门锁, 打开变压器室, 因此存在安全隐患。
SF6环网柜采用变压器室门不装电磁门锁, 而是加装门行程开关, 此行程开关的常闭触点和变压器柜的跳闸回路相连, 此时跳闸回路的工作电源可以取自变压器低压端。一旦变压器室的门被打开, 门行程开关的常闭触点就会接通变压器柜的跳闸回路, 变压器柜立即跳闸, 切断变压器室的电, 达到了防止误入带电间隔的目的。
综上所述, 采用环网柜能有效的降低五防联锁的设计难度, 减少了因为中置柜忽视“五防”问题, 或五防联锁失效带来的人身伤害。再加上环网柜特有的高压带电部分无法被直接接触到的特点, 进一步树立了环网柜在面对专业或非专业运维人员保护上相对中置柜的优势。
三、关于六氟化硫绝缘环网柜相对中置柜使用优势
1. 六氟化硫绝缘环网柜所有的一次带电部分 (负荷开关、母线等) 均被封闭在SF6气室中, 不受任何外界环境 (湿度、盐雾、粉尘等) 的影响, 同时确保高可靠性的人身安全, 真正做到免维护。核心部件可做到20年免维护。用于配电室可实现无人值守运行。
2. 六氟化硫绝缘环网柜紧凑、体积小。每面柜宽仅325mm (计量柜为696mm宽) 。减少了配电室宝贵的占地空间, 更适合于狭小地方使用。开关柜与箱体在工厂内组装完成, 运输有吊耳固定, 现场只需将箱体吊到所需位置, 安装方便。
现以一个典型的项目做介绍:
新建10k V配电房, 考虑土建面积环网柜与中置柜的比较:
电源两进六出, 母联分段形式;
采用KYN28中置柜:需10台, 每台占地面积800mm宽, 1500mm深。中置柜本体占地面积共计:12平方米。
再考虑柜前手车操作距离, 按照最小值1500mm考虑;考虑柜后电缆维护距离, 按照最小值600mm考虑;中置柜额外操作占地面积共计:16.8平方米。
需考虑与中置柜配套的直流屏占地面积, 此处按照最小值800*800两面计算;中置柜配套设备占地面积共计:2平方米。
中置柜总计占地面积共计:30.2平方米。
采用SF6环网柜, 每台占地面积325mm宽, 750mm深, 因母联隔离提升一台柜体可完成, 故只需9个间隔的环网柜, 占地面积共计:2.20平方米。考虑柜前电缆维护距离, 同样按照600mm考虑;此距离同样可满足日常巡视。环网柜额外操作占地面积共计:1.75平方米。无需考虑与环网柜配套的直流屏, 因环网柜可配置自供电保护装置。
环网柜总计占地面积共计:3.95平方米。
即采用环网柜较中置柜, 在本项目可节约26.2平方米。
3. SF6全密封结构 (性能特点见上所述) , 不需加热器, 无凝露问题, 电缆头为密封防水型, 不怕浸水。六氟化硫绝缘环网柜防护等级高, 开关柜不锈钢封闭气室部分, 包括熔断器柜熔丝套筒在内, 其防护等级达到IP67, 在国外顺利通过水下5米、24小时浸水通电试验。
中置柜与断路器组装在一起使用, 属于户内式设备。一台开关柜发生事故往往导致多台设备损坏, 甚至扩大成变电所停电事故.近年断路器运行事故表明, 6、10和35k V级所占次数最多, 事故率也较高, 其中属于绝缘方面引起的不少。导致绝缘闪络击穿的共因, 多是在恶劣潮湿环境条件下发生, 加上设备本身结构不严密, 防水防潮性能差, 外绝缘沿面泄漏距离小, 空气间隙绝缘裕度不足, 材质选择不当等。
环网柜, 因有带电封闭, 户外使用的特点, 不仅天然不存在上述问题, 而且在实际使用中, 在沿海的台风、暴雨侵蚀, 仍保证正常供电。此点相对中置柜优势大。
4. 六氟化硫绝缘环网柜电气性能好、技术参数高。断路器柜短路开断能力可达25KA。负荷开关机械寿命可达5000次, 远大于国标要求的2000次。
结论
环网柜从初期的闭环结构到后来的开环结构, 逐步发展为浸油式熔断器环网柜, 到目前采用的先进的六氟化硫全绝缘环网柜, 设计进一步优化, 稳定性逐步提高。相对中置柜有着安全、可实现无人值守、节省占地面积、满足恶劣环境下使用要求、电气性能好、技术参数高等方面的优势。已在市政、地铁、楼宇供电系统中广泛使用。
参考文献
[1]吴建红.高压柜中一些难解决、易忽视的“五防”问题[M].
SF6绝缘论文 篇7
2月27日, 由中国电科院牵头, 黑龙江省电科院等多家网省公司电科院联合承担的"气体绝缘设备中SF6气体分解产物检测技术体系研究及现场应用"项目通过中国电机工程学会鉴定。
以中国工程院朱英浩院士为主任委员的技术鉴定委员会一致认为, 项目在气体绝缘设备中SF6气体分解产物检测技术体系、分解产物与故障关系、检测仪检验和技术规范研究取得的技术成果达到了国际领先水平。
该项目通过试验建模、物理化学检测和数学统计方法, 系统地开展了气体绝缘设备中SF6气体分解产物检测技术、不同工况下分解产物试验、分解产物与故障关系建模、检测仪检验、技术规范及现场应用等方面的研究, 建立了分解产物检测技术体系及分解产物与故障关系模型, 提出了分解产物特征组分检测方法和评价标准, 创建了国内外首套具有自主知识产权的气体绝缘设备中SF6气体分解产物检测技术体系, 在特高压和网省公司电网设备带电检测和状态评价中得到了广泛应用。
项目成果成功应用于3个特高压变电站、7个直流换流站、10余个网省公司电网近200个变电站 (35～750) kV设备的带电检测和隐患排查中, 成功预判和准确定位了50余起设备潜伏性故障或缺陷, 经济效益和社会效益显著, 对保障设备运行可靠性及电网安全运行、推进设备状态检修和状态评价技术快速发展具有重要意义。