超高压设备

2025-01-30

超高压设备（共12篇）

超高压设备篇1

近年来, 我国开关行业以市场为导向, 加大科研投入力度, 出现了许多具有知识产权的超高压新产品, 这里举几例。

1) 550 kV单断口罐式断路器。西开电气最新研制成具有世界先进水平的550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器。该公司利用计算机解析技术, 提高了额定气压 (0.6 MPa) 和分闸速度, 对弧触头和喷口形状作改进, 优化灭弧室结构, 从而开发出550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器。该产品为分相式, 操动机构挂于罐体的一端, 电流互感器线圈置于套座下方。灭弧室为单断口结构, 其零部件相比双断口减少约一半。该断路器配用新型气动弹簧操动机构, 可实施分极操作, 也可进行三级电气联动操作。

550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器的研制成功, 大大提高我国超高压断路器的制造水平。

2) 800 k V 4 000 A 50 k A双断口罐式SF6断路器。800 kV双断口罐式SF6断路器是西开最新自主研发的具有自主知识产权的超高压产品。该断路器的灭弧室为双断口结构。为抑制操作过电压, 断路器并联有一定数量的合闸电阻。在主触头断口间并联有一定数量的电容器, 保证电压在触头间的合理分配。该断路器配用大功率气动弹簧操动机构。自主研发出充气套管, 解决了沿套管轴向电压分布不均的问题。在研发过程中, 通过大量的电场、气流场计算, 不断对灭弧室进行修改设计, 确保了灭弧室具有良好的电场分布、气流的分布和温度场分布。

3) GW27-800/4000型隔离开关和JW8-800型接地开关。该产品采用三柱水平旋转和自动翻转的复合运动模式, 操作力小, 结构合理。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电动操动机构组成。该隔离开关由三个单极装配 (单相) 组成, 每极配一台CJ11电动机操动机构。CJ11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。

JW8-800型接地开关属国内第一台通过自主研发的新产品, 具有独立的知识产权。

以上两产品技术参数为额定电压800 kV, 额定电流4 000 A, 额定短时耐受电流50 k A。

以上两产品为平高集团研制成功的新品, 达到国际先进水平。

4) ZHW1-252/3150-50型复合式开关设备。该产品是一种以罐式断路器为核心的, 不含封闭母线的复合式SF6 GIS。该产品以SF6气体为灭弧介质, 由断路器、电流互感器、五工位组合式隔离/接地开关、三工位组合式隔离/接地开关、气体绝缘套管及汇控柜等元件组成。

该产品具有技术先进、结构新颖紧凑、运行可靠性高、节省占地、模块化设计等一系列优势。断路器灭弧室采用SF6压气式变开距结构, 开断能力强, 触头寿命长, 绝缘性能好。液压操动机构的弹簧储能取代氮气储能, 避免了环境条件的影响。五工位组合式隔离/接地开关通过动触头转动360。可实现5个工作位置和一个过渡位置。三工位组合式隔离/接地开关通过触头转动180。, 可实现3个工作位置。主要技术参数为额定电压252 kV, 额定电流3 150 A, 额定短时耐受电流50 k A。

该产品为平高集团最新研制成功的新品, 达到国际先进水平。

5) ZHW-550型复合式开关设备 (H-GIS) 。西开电气自行研发的ZHW-550型H-GIS是以GIS技术为基础设计的, 基本元件由GIS用断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关、电流互感器、充气套管组成, 可与敞开式电压互感器、避雷器、架空母线配合使用, 构成新型开关站。具有可靠性高、环境适应能力和抗地震能力强、总占地面积小、技术经济指标高及模块化设计等特点。ZHW-550型复合式开关设备的价格约为GIS产品的80%, 而占地面积仅为敞开式开关设备 (AIS) 的45%左右, 其经济指标优越。该产品已用于福建水口等电站。其参数做到额定电压550 kV, 额定电流3 150 A和4 000 A, 额定短时耐受电流50 k A和63 k A (3 s) 。

超高压设备篇2

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微机保护在运行过程中遇到雷击的案例分析（1）摘要：升华热电厂变电站是2005年新投建的35 kV等级变电站。由于雷雨天气频繁，故误动事故频发，导致部分设备损坏。通过分析误动的原因，认为控制电缆屏蔽层没有取得良好的屏蔽效果，是由于其屏蔽层接地方式存在问题，受到外界磁场干扰，引起误动，并由此

提出相应改造措施。

关键词：控制电缆；屏蔽层；干扰；接地方式

近年来，综合自动化技术在变电站中得到了广泛的应用。微机型二次设备要想在这样一个高强度电磁场、强电磁干扰环境下安全、可靠的运行，需要满足两个条件：一是这些二次设备应具有一定的耐受电磁干扰的能力；二是进入设备的电磁干扰水平必须低于设备自身的耐受水平，即要求尽量减少由控制电缆侵入的干扰和降低干扰信号的水平，选择合适的屏蔽和接地的方法。提高二次电缆抗干扰的防护水平，需要正确理解电缆屏蔽层的作用及屏蔽层应如何正确接地。本文主要就控制电缆屏蔽层电缆接地方式，结合变电站的主要干扰途径、原理、屏蔽层作用等因素进行讨论，并提出相应改进措施。问题的提出和原因分析

升华热电厂变电站是2005年新投建的35 kV等级变电站，全站采用南京力导微机保护装臵。变电站位于钟管镇，属于多雷区，年1 34天，雷暴强度较大。在投运后不久遭受雷害，发生烧

毁微机保护装臵的事故。

来源:输配电设备网

雷电是一种强烈的大气过电压，损坏设备可分为两种情况，一种是受雷电直击，直击站内设备概率很低；绝大多数损坏为感应造成，通过耦合二次回路感应干扰电压等途径对设备产生间接的有害影响。连接导线与设备的电缆端口是电磁干扰的主要传播途径，以电源线、接地线、信号线等方式传播。通过检查发现：电源线串有抗干扰低通滤波电容，电源模块采用的是高频开关，外壳金属接地线及保护接地均完好，初步怀疑是由信号控制线引入的。经过现场进一步察勘：电缆沟内未采取多路分层的敷设方式，由于场地限制使众多控制电缆密集的排列于电缆沟内，且电缆沟内控制电缆与接地线、固定电缆的钢筋紧贴在一起，并且控制屏蔽电缆未采取接地措施。据现场运行人员测量，雷击过后控制电缆的屏蔽层电压达200 V。因此，得出结论：升华热电厂内微电子设备众多，各种线路、电缆错综复杂并且大多敷设于电缆沟中与地线紧贴，当控制电缆与接地线在同一条电缆沟布臵时，地线遭受雷击后会在周围产生强烈的电磁场使控制电缆缆芯间及芯地间产生感应过电压，从而误发信、误动作，严重的甚至损坏微机

保护设备。变电站的主要干扰传播途径变电站的电磁干扰（EMI）途径按介质分为传导性干扰和辐射性干扰两大类。传导性干扰是指通过电源线路、接地线和信号线传播的干扰；辐射性干扰是指通过空间传播的干扰。按性质又可分为电容耦合、电感耦合[1]。电磁干扰以电磁场的形式存在，主要通过电场、磁场、电磁场等途径对信号传输线及设备信号产生影响。

2.1 电容耦合

由于电气设备间存在着分布电容，变电站高压母线及设备上的电压通过分布电容在控制电缆系统中产生干扰电压。

电压愈高，产生的电容耦合强度愈强，高压部分距离二次设备愈

近，其电容耦合强度愈强。

2.2 电感耦合

变电站高压母线等一次设备流过交变的电流，将在控制电缆敷设空间产生交变的磁场，由于磁场的变化，就会在控制电缆中产生感应电压。干扰电压的大小由互感的大小来决定，由一次设备与二次电缆的相互间空间位臵来决定。

在生产实际中，各种干扰源对二次回路的耦合方式是非常复杂的，同一干扰源往往会以多种干扰方式作用于二次回路。根据不同的干扰源，采取相应的抗干扰措施，总结抗干扰的经验，逐渐达到变电1 屏蔽电缆的作用及屏蔽层接地方式比较

目前大多变电站采取的防护电磁干扰手段是采用屏蔽电缆。控制、信号电缆多用带镀层的细铜丝编织层构成的编织层，屏蔽层一般能覆盖90%。针对变电站一次设备对二次控制电缆的干扰，目前我们主要采用的抗干扰方法是电缆屏蔽层接地，有两种方式：电缆屏蔽层一端接地；电缆屏蔽层两端接地。现对两种抗干扰方式特点及适用条件

加以讨论。

3.1 防止电容耦合

不接地的屏蔽层对电场干扰没有屏蔽作用，而一端接地和两端接地的屏蔽层对电场的屏蔽效果是一样的。如果屏蔽层接地良好，则电场终止于屏蔽体直接耦合到地。

屏蔽电缆的金属屏蔽层具有静电屏蔽作用，使一次线高压电源的强电力线终止于金属屏蔽，内部的电场强度为零，从而使处于屏蔽层内的芯线免受外部强电场的干扰影响。从静电屏蔽的角度出发，为了使屏蔽层表面是一个固定的等电位面，应将屏蔽层一端接地。

防止电感耦合

屏蔽层中流过的感应电流是由外界电磁场感应产生的，其实际作用是抵消外界电磁场的干扰。因此电缆屏蔽层两端接地，可以有效地抑制

电磁感应。4 采取相应技术改造

根据上面论述，提出了对升华热电厂控制电缆屏蔽层技术改造措施：对控制电缆屏蔽层两端接地。屏蔽层能降低感应过电压的能力主要是基于屏蔽层电流产生的磁场对干扰电流产生的磁场的抵消作用。采用屏蔽层两端接地，是因为在短路电流、雷电流通过时，由于大短路电流、雷电流作用时间很短，所以不易烧毁屏蔽层。若屏蔽层一端接地，没有电流回路，但其防止过电压和抗干扰能力都很低，因而屏蔽层无法取得良好的屏蔽效果。整改措施：一是，控制电缆带屏蔽层，将屏蔽层在开关场与控制室同时接地，通信电缆的屏蔽层也应正确可靠相连接地；二是，为二次设备和二次电缆敷设专用接地铜排，尽量消除地电位差干扰；三，变电站所有开关量输入输出触点都采用专用的光电隔离。

改造后，经近一年多的运行实践，二次设备至今未发生过与雷电有关的故障，系统运行情况大有改善，大大提高了供电可高性，作为升华热电厂的厂用变电站，减少了停电时间，产生了巨大的经济效益。

结束语

综上所述，控制电缆屏蔽层接地方式要根据变电站具体环境、条件进行具体分析，采取相应方式实施，并采用减小金属屏蔽层的直流电阻和带高导磁率的金属铠装层电缆及紧凑合理的结构，在一个良好的接地网中采取均压、分流等配套措施为有效消除干扰，提供可靠保

证。

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微机保护装臵雷击案例分析（2）

摘要：从理论上分析了雷电的危害，结合目前变电所的实际情况，分析了雷电侵害变电所内电子设备的主要途径，并从四个方面入手，提出了针对雷电侵害变电所内电子设备的具体措施。

关键词：防雷；变电所；接地；电子设备

中图分类号：TM632+.2 文献标志码：A 文章编号：1003-0867(2005)10-0032-02

目前，电子设备在变电所中得到广泛应用，如微机保护装臵、远动装臵、无功电压综合调节装臵等核心设备，也有周界防盗系统、图像监控设备等辅助的电子系统。如何做好变电所内电子系统的防雷保护，是变电所防雷的新课题。长期以来，雷电和过电压对电网运行的影响，一直是电力研究的重要内容，但是研究更多地集中在雷电直接击中一次系统时，对电力系统产生的影响。而对变电所中电子设备防雷问题的研究，如变电所内二次回路、二次回路中的设备和弱电智能化系统，一直没有摆到足够重要的地位上。这里有历史的原因：传统的电网保护所采用的电磁式保护装臵，对雷电和过电压感应产生的干扰，有较强的抗干扰能力。但是，随着计算机技术和电子技术的迅速发展，微机保护已成为主流的设备，大量智能化系统也应用于变电所，研究和解决雷电对变电所二次回路的侵害已成为刻不容缓的任务。浙江省是雷害多发地区，以苍南供电局为例，每年都会发生多起变电所二次设备受雷击损坏的事故，尤其像电缆引出线较多的远动设备等，更易受到雷击的侵害。雷电侵入的主要途径

根据雷电电磁脉冲（LEMP）通过电阻耦合（由于接地端和电缆屏蔽电阻引起）、电感耦合（由于系统布线的环路和感性部件引起）、电场耦合进入系统。在实践中，其中又以电线、电缆感应电磁场（包括产生雷电二次感应过电压）以及由于接地系统不当或仪器绝缘降低，引入电位差形成的后果最为严重。对变电所现场的调查，发现对变电所内电子设备造成破坏的雷电侵入，主要有以下几种形式。

1.1 直接雷击中电子设备传统的变电所内电子系统，如继电保护装臵、远动设备，在设计时，都考虑处于变电所防雷系统的有效保护范围内，直接遭受雷击的可能性非常小。但是，防误操作系统、图像监控系统、安全防范系统等大量的新型电子系统的应用，尤其是在设计、施工时，没有完整考虑防雷保护措施，使得雷电波能够直接击中弱电设备或弱电线路，进而损坏二次系统中的其他设备。这已成为雷电危害的主要事故隐患。

1.2 通过电源侵害电子设备

雷电直接击中电源线，通过所用电源，侵入到二次回路中，所产生的高压将直接击坏二次设备，以最大雷电流陡度100 kA/ms来计算，在10 m长的单根引下线上，电感电压降会达到1 MV以上。实际中，由于有电晕损耗，这一电压会低一些，但也足够击毁绝大部分设备。所以，防止雷电从电源线侵入到二次回路，是防雷工作的重要内容之一。

在变电所场地内，设计中一般采用了避雷针防止雷电直接击中变电所内电源设备，对于高压线路的进线也采用了避雷器，杜绝了雷电通过高压线路侵入到所内，从而影响二次回路。所以，从理论上讲，雷电通过电源线侵害二次回路的可能性已经被杜绝了。但是，在对变电所检查中发现，由于用电的需要，电源线经常超越变电所原有的设计，私自进行铺设，尤其是在变电所的生活区，甚至还有架空线。这些不规范的行为，是雷电侵入到变电所电源系统，从而损坏二次回路设备1 引出的，必须要考虑用防雷设备对电源系统进行保护。

1.3 感应雷侵害电子设备

当雷电将电流泄放到大地时，将产生一个旋转快速变化的运动磁场，邻近的电源线、弱电电缆等相对切割磁力线，产生感应高压，在电流的陡度为90 kA/μs，并且环路为10 m时，在瞬时内感应电压可超过1000 kV，这样的高压沿着线路传输，会击毁线路上的设备。当空气击穿放电，电场强度在500 kV/m时，将形成对系统有明显作用的电磁场。在实验室的试验中，50 Ω细缆和粗缆的同轴传输线，当10 kV的放电电流，在距离其10 m处，在传输线的屏蔽层，接地心线感应过电压大于2500 V，将电缆埋入50 cm时，感应过电压仍大于800 V。可见，不仅电源线容易产生感应浪涌脉冲，弱电电缆和传感器电缆，即使埋设在电缆沟或者地下也会受到雷电电磁脉冲（LEMP）的影响，更不用

说将其沿地表面铺设了。

由于变电所二次回路中的电缆线一般采用在电缆沟内铺设，有的还沿建筑物表面铺设，因此，容易产生感应半径为几百米范围内的雷电电磁脉冲（LEMP），而导致过电压。

1.4 高压反击雷对电子设备的侵害雷电电荷不能快速全部地与大地电荷中和，必然引起局部地电位升高。由于电位差而引起的二次高压反击。若雷电电流接地引下线或接地装臵与被保护物之间的距离小于安全距离时，由接地装臵向被保护物产生反击。此外，由于金属导体与土壤（或混凝土）的电阻率不同，也会将地电位差引入二次回路，从而造成二次回路设备的破坏，特别是当接地电阻不合标准或系统埋入电缆绝缘降低时，就会产生加在设备上的脉冲电压。此脉冲电压将会在作用点或系统耐压低的地方造成破坏，如测量模块、传感器被损，电缆绝缘降低（电缆绝缘包层被击穿出现小孔等），而电缆绝缘降低又会加剧上述后果。

由于雷击点的随机性和电磁场的空间分布，以上感应过电压或雷击反击电压，可能会作用于系统内任一模块，或存在于系统内任意两根电

缆之间。变电所电子设备防雷的具体措施

根据国内外几十年防雷的实践经验，做好建筑物防雷工作的关键是贯彻DBSGP的原则，DBSGP也就是：分流、均压、接地、屏蔽和保护技术。

分流：增加雷电接地引下线数，从而减小每根引下线通过的雷电流，其感应范围也就相对较小；

电子设备造成的损害；

接地：良好的接地是防雷安全的重要保证之一，尤其是二次高压反击雷，良好的接地能够有效地消除二次高压反击雷的产生；

屏蔽：良好的屏蔽对于防雷电电脉冲也是最有效的措施；

保护：对电子装臵进行过压和过流的保护，是最直接也是最重要的措施之一。相对于建筑物防雷，变电所防雷系统是有其自身的特点，仔细考察变电所现场，并且详细分析了典型的变电所设计图纸，发现屏蔽和保护是变电所防雷，尤其是二次回路防雷中容易忽视的措施。根据前面分析的二次回路中雷电造成破坏的几种形式，并结合DBSGP防雷技术，认为变电所二次回路防雷可以采取以下措施：

2.1 杜绝雷电从电源侵入

在实际情况中，变电所中新设备的应用或者所用电源系统，将电源线引出到其他地方使用，很容易忽略雷电的防护，将给雷电从电源线侵害电子设备提供新的可能。所以在电源出线处必须使用电源电涌保护器，防止雷电电流脉冲通过电源引出线，进入所用电源系统，侵害二

次回路及电子设备。

做好屏蔽，削弱感应雷的影响

电缆沟内的电缆铺设要合理，不同系统的电缆在电缆沟内要分开铺设，最好还要屏蔽隔开或者走金属管内；这样在雷电侵入到弱电系统时，不会对其他系统产生干扰影响。变电所的微机保护、远动系统中的数据采集电缆，必须使用屏蔽电缆，并一定要将屏蔽层在装臵端接

地。

2.3 做好接地，杜绝二次反击雷的影响

良好的接地体是可靠防雷的基本条件，不然会通过避雷针、避雷带等设备将雷电引入到接地体时，产生的二次反击雷将严重危害电子设备。所以，变电所接地网在变电所投运时，要确保接地电阻满足规范要求，并且要定期对电网的接地电阻进行检测，确保接地电阻满足安

全运行的要求。

2.4 合理配臵避雷针、避雷器，严防直接雷的危害

避雷针要保证雷电不会直接击中变电所内的设备；高压线路的避雷器，保证雷电不会通过高压电力线侵害到变电所内部；在变电所内新增加的智能化系统，很容易对防雷问题产生忽视，所以这里特别强调，设备的安装位臵和电缆的铺设一定要在变电所防雷系统的保护范围内，保证系统不会遭受雷击的直接侵害；系统的弱电电缆前端要采用1 备的侵害；另外，还要注意新增智能化系统的电缆和设备要与避雷针

保持足够的距离。

高压电气设备动态特性解析篇3

摘要：在高压电气中越来越频繁的使用电力系统，使得电力系统中的高压设备条件越来越高，在这种高速运转设备中对电力所带来的影响也是很强大的，要解决各种各样的问题还要解决不同领域所遇到的不同的情况，这些问题的解决最终是为了更快的加大电压电气设备的使用，也是为了使高压电气在电力系统中得到更好的发挥，通过不同程度的发挥之后就会得到更多这方面的支持与技术上的协调，在不同的技术支持与协调之下，也会存在着隐患问题，所以要对高压电气下所出现的安全问题做出合理的解释和最全面的介绍。通过这些介绍和解释最终可以得到一个动态的高压电气解决方案。

关键词：解板动态特征高压电气设备

电力系统里高压电气设备正随着人们的安全意识正在不断地提升，也正在随着社会的发展而不断地加快发展的步伐，通过更多电力设备和高压电气设备的整合以及设备之间的流通关系使电力系统的利弊更加的明显，结果也更加的特殊，两者之间存在着很大的差距，也存在着很多的问题，在这些问题中更让电力系统无法解决的就是这些高压电气所带来的更大的影响和更大的干扰，通过多方面的研究和更多设备的管理和使用让这种高压电气设备在整个电力系统里有一个很好的发展，也使整个电力系统有更全面的动态分析，经过高压电气设备的结构的不同所做出来的调整也不相同，结论也不一样，这样的高压设备在电力系统中会有更强的抗震功能，也会有更强的瓷件塑形的能力，通过这些电压电气设备的应用和更多应用在电力系统里的设备最终会造成更多的有关设备方面的问题和情况的发展。

1 电力系统高压电气设备选择标准

通过多次高压电气设备的试验，对元件进行合理化的分析和研究之后，可以得出几个对电压电气设备影响的筛选条件，为电力系统中也带来了很多不同程度上的难题。在这些难题无法解决的同时也使更多的设备有了更强的保护意识，在这些电气设备的性能中也存在了很多有关这方面的问题，这就需要更多的设备元件进行高难度的调整，从而使高压设备有很好的发挥。

2 高压电气设备常见故障原因分析

2.1 引起高压电气设备的故障原因

电力工程中只要高压电气设备出现了问题那么就会对整个工程带来很大的影响，这样的影响直接关系到每一个环节，因此在高压电气设备中一定要管理好其结构问题，防止问题的发生，也要使整个高压电气在不明问题情况下所产生的有关电流电压、电缆和电流电压的负载以及短路现象不发生，在这样的设备管理过程中最容易出现的就是所遥电气老化的问题，这些电气的老化率高就很容易出现电化击穿短路、破损、控制分路受潮、误操作、操作失准、性能下降、电气老化损坏等情况，这些电气老化的产生会更大程度上影响所有的工程进度也使整个电力系统受到极大的影响，这种影响不能小看，一定要及时解决还要避免出来这种现象。

2.2 紧急处理高压电气设备故障问题

高压电气设备在经过准确的跳闸、断路器快速的操作之后，就会将电源自动切断，这样的操作也是阻止电压电气出现故障的一个很好的方法，通过这种方法可以改变很多电力系统中所出现的问题，也能解决一些由于电力系统产生问题的故障，这些故障都是为了使电压电气设备能够在较短时间内得到充分的发挥，经过发挥之后也会取得更好的发展，这样的发展就会让更多的设备得到检测，也能让更多的管理电压电气的设备可以有一个充分的发挥，最终可以得到的更多的是电力系统的最好的解决，解决最差的问题之后，电压电气设备只要通过一个全面的改进和一个最终的电气设备选择就能得到不同的效果，在这些效果都有了比较全面的发挥之后就可以得知故障原因所在，也可以通过这些故障来解决更多的问题，这些设备上的管理方案也是最佳的管理方案，通过这些不同的方案可以让更多的电压电气设备有所不同，这些不同之处也在于高压电气设备的管理，要对其进行统一的管理，还要对其进行全面的检查这样才能得到更好的有关处理电压电气设备故障的问题。

3 高压电气设备动态特性分析

电力系统为了更好的利用高压电力设备，就要对高压电气设备的故障解决和起因做出更好的分析和更好的解决方法，通过这些解决方案可以最终得到一个合理的电气设备动特性的整理与分析，对这些分析和整理要有一个很好的解决方案，这些方案就是电气设备要求和特点有所不同的地方，通过这些设备力学模型和不同的调整方案加快了更多的有关高压电气设备动态的合理的解决与完美的方案对策，这些对策的实施和管理都是对高压电力设备的一种新的和一种更好的关于高压电气设备的动态的结合与分析，在这样的分析过程中会让人感觉到更好，也会让人有更全面的意识这也是加强高压电气设备的重中之重，在这样的质量检测过程中也要对高压电气设备做出合理的划分和具体的方案分析，通过分析之后会得到更多的有关设备方面的管理，在这些管理中可以让人看到更好的高压电气的整合和更好的质量方面的管理，这些都是电力系统中必不可少的部分，高压电气设备在其中也起到了至关重要的作用。这些作用的发挥也让更多的系统出现问题，这些问题就是为了使高压电气设备能够与元件的不同性质进行之后就会得到更好的发挥，也会使更多的质点问题得到解决，也会得到更大的满足。

在整个实验的过程里会遇到的问题也很多，这些问题的产生也会使试验的重点得到发挥，在这样的实验发挥过程中会让我们感到很成功的就是对高压电气设备的动态管理，通过这些管理可以使更多的实验发挥它应有的特性也能保证其每个环节的公平性，对于这些公平性的实验现象可以让我们看到更多的关于高压电气设备的方案，这些方案的调整和运用是电力系统里很重要的环节，直接影响到了电力系统的发展和电力系统的不同电力频率，在这样的电力系统中所产生的共振现象和抗震、减震、隔震都是很值得关注的问题，这些问题得到了解决，那么整个电力系统的高压问题也得到了完善，完善每一个环节也是对电力系统的一种全新的保障。

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4 结论

在电力系统中对高压电气设备做出了合理的解释和安排，安排每一项不同的高压电气设备和每一个电气设备所产生的问题，在这样的问题中使我们看到了其中所要改进的部分还有更多关于电力系统的高压电气使用问题，所以要得到更多的高压电气设备的研究就要在此方向上多下功夫得到更好的解决。

参考文献：

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[5]白维，曾成碧，王涛.高压电气设备绝缘在线监测的研究[J].中国测试技术，2006，01：64-66+122.

作者简介：

徐豪（1983-），男，河南漯河人，助工，研究方向：高压电气设备、机电一体化。

超高压设备篇4

我国超高压开关设备的研制主要集中在三大骨干企业:平高、西开和沈高。

以下超高压开关设备技术的介绍, 从这三大骨干企业展开。

1 三大骨干企业研发超高压开关设备的经历

(1) 平高于1979年在我国率先引进法国MG公司SF6断路器制造技术, 经过数年的消化、吸收、改进和完善于1986年实现了国产化, 生产LW6系列 (72.5~550k V) SF6断路器, 成为当时SF6断路器的主导制造厂。1997年自行研制出单断口LW10B-252/Y3150-50型瓷柱式断路器 (P-GCB) ;1998年自行研制出LW10B-550/Y3150-50双断口P-GCB;2000~2002年开发出LW35-126/T3150-40型、LW35-72.5/T3150-31.5 (0.4MPa) 型、LW35.252/T3150-40型自能式P-GCB。同一时期, 自行研发出ZF11-252 (L) /Y3150-50及ZF12-126 (L) /T3150-40全共箱式GIS, 2003年成功开发LW10-550/Y4000-63型P-GCB以及LW10-252 (H) /Y4000-50 (0.4MPa) 型P-GCB, 使断路器制造技术达到单断口电压252k V、短路开断电流63k A、并实现2周波开断的世界先进水平。

(2) 西开于1985年与三菱电机株式会社签订了为期5年的合作生产SF6高压开关设备协议, 生产范围为126~550k V瓷柱式断路器 (P-GCB) , 罐式断路器 (T-GCB) 和GLS, 1990年在原基础上又签订了5年的合作生产协议。经过10多年的研发生产, 126~550k V P-GCB、T-GCB和GIS都实现了国产化。1997年在三菱技术的基础上完成了国内首台自能式LW25-126/T3150-31.5P-GCB。1999年, LW25-126/T3150-40 P-GCB、LW15-550Q4000-63双断口P-GCB、LW23-363/Q3150-50单断口T-GCB通过2部鉴定。2000年研制出LW25-252/T4000-40自能式P-GCB和LW13-550/Q4000-50T-GCB。

同一时期, 在三菱技术的基础上研制的ZF7A-126 (L) /3150A-40k V、ZF9-252 (L) /3150A-50k V、ZF9-363 (L) /3150A-50k A、ZF8-550 (L) /4000A-63k A气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 先后通过2部鉴定并陆续进入电力市场。

1999年, 结合三峡工程左岸14×70万k W发电机组及成套设备技术引进, 西开获得3个间隔550k V GIS分包合同, 并与沈高一起, 引进ABB公司ELK3型550k V GIS制造技术。到2004年, 以ABB ELK3国产化的ZF17-550/Y4000-63 GIS通过各项型式试验, 2005年通过2部鉴定。在三峡右岸550k V GIS招标中, 西开获得了16个间隔的ZF17型供货合同 (总34个间隔) 。同一时期, 西开自主研发设计的LW-550/Q4000-50型单断口T-GCB通过全部型式试验并于2005年通过鉴定, 经国家电网公司批准, 在咸宁500k V变电上挂网试运行。西开达到了单断口电压550k V, 短路开断电流63k A, 能批量生产550k A GIS的世界先进水平。

(3) 沈高于1985年与日本日立公司签订了SF6高压开关设备技术转让合同, 产品含盖72.5~550k V P-GCB、T-GCB和GIS三大系列, 其中P-GCB为LW11-72.5、LW11-126、LW11-252, 开断电流达到40~50k A。T-GCB为LW12-126、LW12-252、LW12-363、LW12-550型, 开断电流分别达40k A、50k A、50k A、63k A。GIS为ZF6-126、ZF6-252、ZF6-363、ZF6-550型, 开断电流分别达40k A、40k A、50k A、63k A。沈高引进日立技术的550k V GIS ZF6-550是国内厂家最早在电力系统采用并运行的550k V GIS产品, 已在东北的伊敏电厂和绥中电厂运行多年。1999~2003年, 沈高相继自主开发出LW33-126/T3150-31.5、LW33-72.5/T2500-31.5型自能式P-GCB。又相继推出LW53-252/Y3150-50、LW53-550/Y3150-50型P-GCB和LW54-252/Y3150-50、LW56-550/Y4000-63型T-GCB。与西开一样, 在三峡左岸发电机组和成套设备引进中, 沈高获得了5个间隔的550k V GIS分包合同。同时引进ABB公司ELK3型550k V GIS制造技术, 根据ELK3技术制造的ZFl5-550/Y4000-63 GIS于2003年8月通过2部鉴定。在三峡右岸550k V GIS招标中, 沈高获得18个间隔ZFl5-550/Y4000-63供货合同 (总34个间隔) , 2003年配合西北电网750k V输变电工程, 沈高与韩国晓星达成引进技术、合作生产800k V GIS协议, 2005年向我国第一条750k V输变电示范工程 (官亭——兰州东) 提供了800k V GIS并投入运行, 其参数达到800k V-8000A-50k A。

2 800k V超高压开关设备的研制与生产

2003年, 经国务院批准, 国家电网公司配合黄河上游公伯峡水电站 (装机5×300MW) 的送出, 开工建设西北 (也是全国的第一个) 官亭——兰州东750k V输变电示范工程。当时800k V开关设备的选型定为GIS, 虽然几个骨干企业己开始研制800k V开关设备, 但因研制周期较长, 满足不了工期要求。因无运行业绩, 故采用引进技术、合作生产、由国外公司 (韩国晓星) 作为主要供货主体的模式。在750k V输变电示范工程建设中, 沈高与韩国晓星合作, 获得了25%的分包合同和转让的800k V GIS制造技术。2005年, 官亭——兰州东输变电工程顺利投入运行。2006年, 国家电网公司正式启动西北电网750k V输变电后续工程的建设, 并将第一个后续工程的官亭、兰州东变电站扩建, 西宁、银川东变电站新建所需的800k V GIS和T-GCB开关没备的供货给了沈高、西开、平高。

沈高通过引进韩国晓星800k V GIS制造技术, 自主制造的800k V GIS产品, 通过了“十一五”国家重大技术装备研制项目——“750k V交流输变电成套设备及电网互联成套设备研制”的验收, 具备了向750k V后续输变电工程提供800k V开关设备的能力。2007年, 沈高提供了西宁站l个间隔、官亭站2个间隔、兰州东站2个间隔的800k V GIS设备。

西开自主研制的LW13-800/Q4000-50双断口罐式断路器于2006年6月在国家高压电器监督检验中心通过了全部型式试验, 各项性能指标达到了预期的要求。并通过了“十一五”国家重大技术装备研制项目——“750k V交流输变电成套设备及电网互联成套设备研制”的验收。2007年, 西开完成了800k V GIS的型式试验, 产品通过2部鉴定, 并向兰州东变电站提供了2个间隔的800k V GIS设备。

平高于2005年在成功研制出550k V单断口罐式断路器的基础上, 进行800k V双断口罐式断路器和GIS的自主研制工作;2006年12月完成了800k V双断口罐式断路器的型式试验;2007年4月完成了800k V GIS的全部型式试验;2007年10月通过2部鉴定, 并于2007年11月, 首套800k V GIS出厂, 向官亭变电站提供了4个间隔的ZF27-800 (L) /Y5000-50型GIS开关设备。同时, 3个骨干企业自主制造的800k V罐式断路器、800k V隔离/接地开关也陆续在西北电网750k V输变电工程中投入运行。

3个骨干企业研制生产的800k V断路器的技术参数都达到了额定电流5000A, 额定短路开断电流50k A。800k V GIS的绝缘水平达到工频960k V;雷电冲击2100k V;操作冲击1550k V (极对地) 。800k V开关设备的技术性能达到了世界先进水平。

在超高压设备的研究中, 灭弧室和操动机构的研究和开发成为关键。灭弧室的开发, 利用了现成最先进的计算和分析技术, 优化灭弧室的电场、气流场和温度场, 设计出大容量灭弧室。操动机构研制方面, 西安西开高压电气股份有限公司根据市场需求, 自主研发出液压弹簧操动机构, 其结构合理、操作功大, 性能稳定、外形美观、无外连管路, 现场维护少。技术参数达到:机构行程170mm;分闸闭锁压力下分闸操作功22000J;合闸闭锁压力下合闸操作功4200J;机构额定操作压力58.2MPa;机构寿命5000次。平高电气的550k V和800k V罐式断路器均配集成模块式大功率液压操动机构, 采用瑞士贝林格公司提供的阀系统 (包括一级阀和二级阀) , 保证了液压系统的安全可靠操作, 该机构的操作功高达36000J。

具有国际先进水平的800k V罐式断路器和GIS的研制成功, 对提升我国超高压输电制造水平, 具有重要而深远的意义, 并有力地支持了西北电网750k V输变电工程的建设。

高压配电设备更新技术要求篇5

1. 需求：两路高压进线，主备用;

2. 具备高压测量、计量、避雷功能;

3. 额定电压：10KV;额定电流：200A; 系统额定频率：50Hz;

4. 安装地点：户内;

5. 运行方式：全天候;

6. 开关柜的“五防“要求：

(1.)只有当断路器手车完全到达试验和工作位置时，断路器才能合闸，

(2.) 当断路器手车在试验或运行位置失去控制电源时，断路器不能合闸。

(3.)只有当断路器手车在试验/隔离位置或移开位置，接地开关才能合闸。

(4.)当接地开关及断路器分闸时，手车才能从试验/隔离位置移向工作位置。

(5.)当接地开关合闸和断路器合闸时，手车不能从试验/隔离位置移向工作位置。

(6.)当手车处于工作位置时，二次插头被锁定，不能拔除。

(7.)只有接地开关合闸时,电缆室门才允许打开，且只有关闭电缆室门后，接地开关才允许被分闸。

7. 电气联锁要求：两台进线开关在任何时候只允许在工作位置合其中一台开关，

8.自动投切要求：

正常为主进线开关带全部负荷运行，当检测到非下游故障引起的低电压时，同时检测备用电源电压正常的情况下，跳本段进线开关，瞬时投入备用进线开关，保证一次成功备投，任何下游侧故障、手动分闸，均闭锁备自投装置，备自投装置采用手动复归，开关柜设投入/退出切换开关。

9. 断路器具有可靠的电气“防跳”功能，所有操作机构各辅助开关的接线，除特殊要求外，同规格均采用相同的连线以保证手车的互换性，断路器手车面板上设有机械式分合闸状态指示、弹簧储能状态指示和手动分合闸按钮，指示器易于观察。

10.开关柜的防护等级为IP4X，断路器室门打开时为IP2X。

二、高压变压器技术要求：

1、需求：500KVA变压器增容到800KVA;

2、额定电压：10KV/400V;

3、额定容量：800KVA;

4、相数：3相;

5、系统额定频率：50Hz;

6、连接方式：Dyn11

7、安装方式：户内

8、使用节能型材料与技术系列变压器;

浅议高压电气设备状态检修篇6

【关键词】高压电气设备；状态检修；实施条件

随着现代社会和经济的发展，以及电网容量的不断增大和用户对供电可靠性要求的日益提高，电力设施检修管理的重要性日益突出，传统的设备检修体制，即故障检修和计划检修已不能满足时代的要求。如何采用最佳检修方式保证设备安全运行，提高设备运行的可靠性，是近年来电力生产、管理、科研等部门共同探讨的热门话题。

1.计划检修的利弊

几十年来，我国电力生产中的高压电气设备的技术管理一直沿用国外的一些管理模式，采用的是设备预防性试验+设备计划性大修的维护方式，不可否认，多年来这种管理模式在我国的电力生产中发挥了很大的作用，但这种检修方式既有利更有弊。

1.1计划检修的优点

（1）定期检修能发现和处理大量设备缺陷，减少设备运行中损坏，保证电力生产安全。

（2）能减少因设备事故或障碍造成的非计划性停电，从而保证对用户的供电质量和可靠性。

1.2计划检修的弊端

检修就其本身含义，是针对有问题、有缺陷的设备进行修理，是有目的的行为，计划性检修不是根据设备的实际状况是否有必要、有目的地来确定设备检修，而是规定一定的检修周期，并规定其原则是“到期必修，修必修好”，有一定的盲目性和强制性.实践证明，其中相当量的检修是没有实际意义的，造成了设备的“过度检修”，结果是：

（1）浪费了大量人力和检修费用。

（2）增加检修停电时间和停电次数，并造成频繁的运行操作，增加了误操作的事故率。

（3）过度检修造成设备频繁拆装，难免在检修过程中产生新的设备隐患。

（4）检修后按要求对设备应进行的耐压等试验，会对设备造成不可逆损伤，使其总体寿命下降。

2.状态检修的基本管理模式和实施条件

2.1状态检修的基本管理模式

状态检修是电力发展进程中电力设备检修方式的必然选择，它是一种根据设备运行状态来决定是否要进行检修的优化检修工作模式.因此状态检修不是简单意义上的“修理”，应该包括设备运行维护、在线监测、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修等一系列工作，是一项系统工程。

2.2实施状态检修的条件实施设备状态检修必须具备如下基本条件

（1）系统中的所有设备应有一个较好的整体状态，在新设备安装、老设备更新改造的过程中，新投入运行的各种设备均需有良好的制造和安装质量，只有这样才能在实行状态维修后真正达到减小检修工作量的目的。

（2）有完善的试验检测手段，确定设备该不该修是依据对设备的运行状态的了解及对设备进行的各种检查试验数据的分析来实现的。设备出现的缺陷或隐患是多样性的，而不同的检查试验设备和方法常常只对发现特定的缺陷和隐患有效，要全面了解设备的运行状况，应通过各种试验检测手段得到尽可能多的与设备缺陷、隐患有关的信息，才能保证分析判断的准确性。

（3）有完善、严格、科学的设备运行巡视、维护和管理制度及高素质管理人员.运行检查和试验监测只是一种了解设备状况的手段，是一个长期的、持续的过程，设备缺陷和故障发生是随机的，随时都有可能发展成设备损坏和事故，要实时地从运行检查和试验监测得到的各种设备运行状态有关信息中，及时捕捉到可能引发设备事故的种种蛛丝马迹，从而做出准确的分析和判断，保证设备检修决策的及时性和准确性。此外，必须有完善的管理制度和高素质的专业管理人员。

（4）研究和开发各类设备计算机管理软件、故障诊断专家系统，并充分利用现代科技手段提高设备的管理水平。

3.状态检修与运行巡视及在线监测

在线监测是在设备运行过程中利用固定安装的测试装置对设备的有关参量进行连续的在线测量。通过在线监测可以及时和不间断地了解、掌握设备的运行状况及各种状态的变化情况，是状态检修的一个重要环节，通常情况下，通过在线监测取得的可供分析的有关信息的方法和类型有：

（1）日常运行维护过程中由人们的感官所了解到的信息，如设备运行中的响声、振动、外观异常等变化。

（2）设备运行中常规参数监视，如电气设备的运行电流、电压、功率频率、油位、运行温度、压力等。

（3）设备运行中特殊参数监测，如电气设备的电容电流、介质损耗角tan△、电容值、局部放电、绝缘油中气体和水分含量等。

（4）系统故障记录。

（5）环境条件等的变化。其中，第（1）、（2）、（4）、（5）项中有关信息的获取一般无需另外增加设备。第（3）项则要求购置专门设备，且一般设备投资均较大，其中部分参数的监测方法和设备均有待进一步完善。

4.状态检修与诊断性试验

一般情况下，设备运行检查、预防性试验和在线监测所得到的有关设备运行状态的信息常常是不全面的，以致无法对设备是否存在内部缺陷及缺陷程度等作出最终判断，需通过相应的试验进行进一步诊断。因此，开展高压电器设备状态检修有必要针对已发现的缺陷征兆对设备进行一些特殊的诊断性试验.诊断性试验一般是针对已经发现存在缺陷信息的设备，有目的地采一些有相对性的试验方法和手段，对其进行会诊，做进一步的较全面检查，显然这种试验是不定期的，最能在不停电情况下带电进行，当然在必要的情况下也可以停电进行试验。

5.状态检修与预防性试验

有些文献将预防性试验和设备计划检修相提并论，认为也可一并取消，这是不合适的。预防性试验本身就是通过对设备进行定期试验，检测设备的运行状况，为设备检修实施提供依据，即设备状态维修仍须依据试验数据来确定是否进行。因此，即使在状态检修情况下，预性试验规程作为法规形式仍应强制执行，不能轻易取消设备预防性试验或随意改变预防性试验规程的验项目、周期、标准等，实践表明，虽然《电气设备预防性试验规程》的试验项目、周期、标准等一直在断地被修改，减少了部分作用不明显的试验项目，适当延长了部分项目的试验周期，但这些都必须进行认分析和总结，由有关部门对预防性试验规程进行正式修订后才能执行。

6.状态检修与故障诊断专家系统

小型超高压设备创新设计与应用篇7

2009年卫生组织的超高压技术预防肝吸虫病的专家论证会上指出,将超高压设备用于餐饮业食品预处理可以对部分人群肝吸虫病进行预防,企业应针对市场需求进一步研制适合我国小型化、价格平民化的设备[7]。为了实现超高压设备的轻量化和小型化,必须做到设备结构先进、设计优化、产品定型、规模生产,才能推动超高压技术的普及和应用。随着超高压技术的普及和扩大应用,小型超高压设备将会像冰箱一样成为普遍使用的厨房设备。

1结构设计

1.1分体式与一体式结构比较

在超高压设备的设计中,结构设计是最重要的一个环节,动力系统和控制系统都是围绕主机结构展开的。对于小型超高压设备(600 MPa、10 L以下)采用一体化直压式的结构显示出诸多优势[8,9]。传统的分体式间接加压设备(图1)有3个超高压容器(包括增压器左右两端的缸体),4处超高压密封,5个超高压阀,9条超高压管路和17处超高压接头。一体化直接加压式设备(图2)只有1个超高压容器,1处超高压动密封,其它都是常规液压系统,其制造成本低,工作可靠,故障率低(表1)。

分体式超高压设备由增压器(4)、单向阀(5、6、7、8)、泄压阀(9)、超高压容器(10)共7个超高压元件和部件组成。一体式超高压设备(图2)只有1个超高压容器(8),其它都是常规的低压元件。超高压元件需要承受几千个大气压力,与水介质接触的零部件必须用高强度不锈钢材料制造,不仅成本高,而且加工制造的难度也大。

1.2设备使用

分体式小型超高压设备一般都采取手动开启端盖,操作麻烦,体力消耗大,加工效率低。如果自动开启端盖,还需要另外配置框架、端盖提升机构、框架移动机构和相应的液压—电气控制系统,操作时必须完成以下步骤:①将物料装入超高压容器→②提升机构将端盖盖到容器上→③将超高压容器移入框架内→④升压—保压—泄压→⑤超高压容器从框架移出→⑥提升机构将端盖提起→⑦取出物料。一体式超高压设备的液压缸柱塞兼做端盖,端盖开启和加压泄压由柱塞上下运动同时完成,不必分解成如上的②③⑤⑥步骤。

1.泵 2.溢流阀 3.电磁阀 4.增压器 5、6、7、8.单向阀 9.泄压阀 10.超高压容器

1.泵 2. 溢流阀 3. 电磁阀 4. 电液比例溢流阀 5. 液控单向阀 6、7.压力继电器 8.超高压容器

分体式间接加压超高压设备由5、6、7、8四个单向阀组成单向增压系统,只能向超高压容器输入压力(增压),不能降压。完成加工处理后,通过泄压阀9将压力卸掉,即只有升压和泄压两个动作。一体式直接加压超高压设备在系统中可以加装电液比例溢流阀4,通过电信号能自如地控制压力,可以实现升压、降压、泄压、脉冲加压、阶梯升压、调整升压速率和降压速率等不同的控制方式。另外,分体式设备泄压是通过泄压阀9在600 MPa超高压系统进行的,冲击大,容易损坏阀芯。一体式设备泄压是在63 MPa以下低压系统进行的,比较安全可靠。

1.3设备维护

由于直接加压式超高压设备的液压控制系统全部为常规液压元件,而间接式超高压设备的系统除了常规液压元件外还有很多超高压元件,因此前者比后者的故障率低。此外,前者只有1处超高压密封,后者有4处超高压密封,密封件的损坏概率有很大差别;前者柱塞能自动退出超高压容器,操作者可以自行更换密封件,而后者的密封件多装在设备内部,更换密封件需要拆卸设备。

为了进出物料,普通超高压设备的框架与容器之间的相对移动有2种形式:① 框架固定,超高压容器移动;② 超高压容器固定,框架移动。对于一体化直压式设备,为了进出物料,需要加大增压缸的行程,这样就增加了增压缸的长度,也不得不提高整个框架的高度,使得整机庞大笨重。采用横向移动式柱塞(图3),既能方便物料进出,又缩短了增压缸的行程,大幅度降低设备高度和重量[10]。

2系统压力选择

提高液压驱动系统的工作压力,可以缩小增压液压缸的尺寸,易于超高压设备的布局。液压系统的压力选择对设备重量、液压系统流量、设备制造成本、设备运行成本等各项指标有明显的影响(图4)。提高工作压力,能缩小液压缸的尺寸和体积,从而可以缩小框架的尺寸,降低整体设备的重量和材料消耗(图3-a)。由于提高了工作压力,在保持同样推力的情况下,液压缸的活塞直径可以减小,由此降低了液压泵流量的要求,液压缸能保持同样的运动速度,同时油箱可以适当缩小,减少了液压油的用量(图3-b);设备体积缩小、重量减轻后不仅能减少材料消耗,同时也降低了机加工、热处理、运输等费用,因而能够降低设备的制造成本(图3-c);设备紧凑,减小设备占用空间,同时能降低维修配件、油料消耗和潜在的运行费用(图3-d)。

3材料选择

选用高强度材料能有效减小关键部件的尺寸。例如,超高压容器的内缸筒如果选用316不锈钢,屈服强度只有310 MPa,而SUS630屈服强度可以达到1 180 MPa;外缸筒选用42CrMo的屈服强度为870 MPa,而SUS4340的屈服强度为1 300 MPa[11]。因此,选用SUS630不锈钢可以大幅度减小容器的壁厚,缩小超高压容器的直径,减轻设备重量。超高压容器直径缩小,使得框架的宽度相应减小,降低了上下横梁的弯矩,改善了框架的受力状态,主机结构更加紧凑,同时减轻了框架的重量。

框架是一体化超高压设备中最重的部件,约占总重的50%,降低它的重量成为减小超高压设备重量最关键的措施。框架材料要求焊接性能好,最好选择强度较高的材料。例如,16Mn(屈服强度大于350 MPa)约是A3派生的普通碳素钢(屈服强度240 MPa)的1.5倍,因此选择前者能使框架重量降低1/3。

4关键技术参数选择

双缸筒热套合是预应力超高压容器应用最普遍的结构之一,关键参数如过盈量和中径的选择对容器强度有很大影响。双缸筒热套合是超高压容器的一种典型结构(图5)。通过外缸筒内孔和内缸筒外径之间的过盈配合,有效提高超高压容器的疲劳强度。在外径和内径都已确定的情况下,调整过盈量或中径的尺寸,可以改变内外缸筒的应力分布,使容器处于合理的应力分布状态[12]。

增大过盈量,外缸筒内壁的合成应力就变大,内缸筒内壁的合成应力就变小;反之,过盈量变小,内缸筒的合成应力就变大,外缸筒的合成应力就变小。图6是对600 MPa、0.6 L的超高压容器,通过试算法绘制的过盈量对超高压容器外筒内壁和内筒内壁合成应力影响的曲线。

调整中径的位置,也能影响超高压容器内外缸的强度。中径尺寸增加,则内缸筒的强度提高,外缸筒的强度降低(图7)。

合理的设计方案要求兼顾两个缸筒的合成应力,通过调整中径和过盈量,使内外缸筒的安全系数基本相当,实现等应力设计,充分发挥两者材料的强度潜力,延长超高压容器使用寿命。

5应用实例

超高压设备篇8

关键词：750kV输电线路,变电设备,防雷保护工作

前言

随着我国经济的快速增长, 人们生活水平有了很明显的提高, 工农业也得到了快速的发展, 由于人们生产生活需求的增加, 对电能的需求量加大, 我国为了满足人们日益增加的需求, 对电力系统进行了不断的改革和完善, 从根本上改变了我国十几亿人民的用电问题, 同时也使电力系统的综合水平得到了明显的提高, 但在此期间, 环境的破坏, 全球气候变暖等诸多原因导致雷电天气增加, 各类雷电所致的损害事件频繁发生, 特别是雷电对高压变电设备的破坏性已成为当前电网事故的主因, 雷击的影响造成电网的大面积停电, 影响工农业生产和人们正常的生活, 影响了社会的稳定性, 因此电力系统的防雷建设势在必行, 有效的形成配电线路及变电设备的防雷保护是防雷建设的基础。

1 雷电的形成原因

近年来, 随着气候的变暖, 雷电天气有所增加, 雷电发生时形成大量的正电荷, 同时因为天气的原因形成强大的电场, 当电场中电荷强度高于大气中的游离电荷时, 就会发生强烈的发生现象, 导致雷电的产生。雷电不仅是一种自然现象, 还是一种常见的自然灾害, 不仅会造成人们财产的损失, 严重的会造成人员的伤亡。因此当雷电发生时, 750k V超高压变电设备具备有导体的作用, 通过直击雷过电压或者感应过电压使其很容易遭受到雷电的袭击。

2 超高电压变电设备的防雷原则

根据750k V超高压变电设备的遭雷击的产生原因和表现形式来分析, 可以将其防雷原则概括为:

1) 安装避雷针或增设避雷管网, 雷电发生时避雷针或避雷管网会装过电压传输到大地, 通过地表使电流消散, 从而形成一个保护系统。

2) 对于设备保护区内的相关电源线路与避雷过压保护装置进行等电位连接, 以阻塞雷电电流沿电源线、数据传输线或信号线引入的过电压波对变压设备的损害。

3) 在变电所内对设备进行变电压保护, 使相关设备在雷电时产生的过电压现象形成有效的保护。

3 对超高压变电设备的防雷保护的具体措施

第一, 变电所的直击雷防护。避雷针、避雷线路管网的建设是有效避免雷击事故发生的外部保护中的最行之有效的措施, 通过将避雷针直接装配到750KV的超高压变电装置的结构架构体系上, 利用避雷针的高电位导向性作用影响, 将雷击电流最大限度的安全导向大地深处进行排泄, 而不致使雷击电流的破坏影响力直接用作用在电气设备上, 避免成为雷电的接收导向器, 从而保护了附近绝缘水平比它低的设备免遭雷击。

第二, 变电所对侵入波的防护。对于750KV超高压变电设备而言, 其本身具有的内部绝缘环境水平较高, 因此, 采用在超高压变电设备的进线上位置上, 装设阀型避雷器的方式, 可有效的防止侵入波防护对于超高压变电设备的破坏。阀型避雷器的基本元件为火花间隙和非线性电阻, 目前, FS系列阀型避雷器为火花间隙和非线性电阻, 其主要用来保护小容量的配电装置SFZ系列阀型避雷器, 主要用来保护中等及大容量变电所的电气设备;FCZ1系列磁吹阀型避雷器, 主要用来保护变电所的高压电气设备。

第三, 变电设备的进线防护。如果在靠近超高压变电设备的进行上没有装设必要的避雷线, 一旦在下行雷的放电作用下导致其进线遭受雷击现象, 那么雷电电流在流经避雷器区域时, 不仅其陡度将会超过可控范围值内, 更会使电流幅值可增加至5k A以上, 如此情况下猛增的电流强度将会对变电设备线路造成严重的破坏。因此, 为将流经避雷器的雷电电流幅值和雷电波的陡度进行最大程度上的限制, 降低雷电电流经过进线与变电设备进行串联反应, 在变电设备的进线区域上设置防雷保护势在必行。当线路上出现过电压时, 将有行波沿导线向变电所运动, 其幅值为线路绝缘的50%冲击闪络电压, 线路的冲击耐压比变电所设备的冲击耐压要高很多。因此, 采取将避雷线装设在靠近变电所的进线上便成为了对于变电设备进线防雷防护的主要措施。

第四, 变压器的防护。在靠近变压器部位处安装避雷装置, 可有效的防止因雷电波通过线路入侵而对绝缘装置的损坏, 最终导致变压器受损, 干扰变电设备的正常运转。在装设避雷器时, 以越靠近变压器的位置为宜, 通过采用减少连线的长度的方式, 以便于降低雷电电流在通过线路连接线上的电压值。

第五, 变电所的防雷接地。除了需满足超高压变电设备的防雷需求外, 还需要按照变电设备运转的安全和工作接地要求铺设一个统一的系统性的接地网络, 然后在避雷针和避雷器下面增加接地体, 或者在防雷装置下敷设单独的接地体, 以满足对整体超高压变电设备的防雷的要求

4 结束语

变电设备作为电网的重要组成部分, 担负着电能的转化任务, 所以变电设备的安全运行直接着工农业生产和人们的生产、生活的正常进行, 在超高压变电设备上做好防雷保护是十分必要的, 因此要针对750kv超高压变电设备的特点, 采取相应的措施做好超高压设备的防雷工作, 尽量做到防雷的覆盖面形成规模, 防雷点的设置要精确, 这样才能达到超高变电设备的防雷要求, 保证电网的安全运行。

参考文献

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超高压设备篇9

关键词：变电设备,缺陷,分类统计,建议措施

0 引言

江西500k V主干电网中运行18座500k V变电站, 其中锦江变电站和洪都变电站为2015年新投运。在变电设备选型设计中只有石钟山和洪源变电站设备为气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) , 其他16座变电站设备均为敞开式。

进一步加强超高压输变电设备管理, 保证电网安全、优质运行, 笔者对2015年江西主电网输变电设备缺陷进行统计分析, 总结归纳出产生的原因和规律。为今后设备的运行维护、检修及选型提出参考。

1 缺陷分类及统计

国网公司将设备缺陷按照对电网运行的影响程度, 分为危急、严重和一般三类[1]。对2015年江西主网500k V变电站输变电一次设备运行情况进行统计分析, 共发现危急缺陷89项, 严重缺陷143项, 一般缺陷375项;设备消缺产生原因主要施工、产品质量以及老化多方面原因[2]。根据变电站缺陷具体发生情况, 统计如图1所示。

从图1中可以看出, 严重及以上缺陷多发生在信州、梦山、罗坊等老变电站。可知, 变电站设备投运经过稳定期后, 缺陷逐步频发。检修人员应加强对该站设备的巡视力度, 提高一次设备检修质量, 认真做好日常站内设备的维护工作。

2 主要设备的典型缺陷分类及统计

笔者根据江西电网的500k V南昌、永修、文山等18座变电设备中累计出现的各类缺陷, 按照设备类型对各变电站缺陷统计如图2所示。

根据2015年设备缺陷统计, 可知变压器、断路器、隔离开关等设备缺陷居多, 约占缺陷总数的71.33%。由国家电网公司设备缺陷库[1], 可将各类主设备缺陷大致归类如下:变压器 (本体渗漏油及冷却系统缺陷) 、断路器 (漏气、发热、机构故障) 、隔离开关 (发热、分合闸不到位) 、高压电缆及互感器等。

2.1 电缆设备缺陷分析

由统计可知, 站用电系统缺陷主要集中分在35k V电缆故障。空气湿度较大的情况下, 电缆终端头处电场严重畸变, 金属屏蔽层开断处的畸变电场最易造成电缆沿面放电[9,10]。其主要原因是:电应力集中产生在接头的薄弱环节, 而电缆屏蔽的断层处, 由于半导体层与主绝缘表面结合易沾上灰尘、气体等杂质, 产生局部电场集中[8]。由于使用热缩、冷缩及预制电缆终端头, 电缆弯曲部位在热应力和机械应力作用下, 金属屏蔽层与绝缘层间易产生气隙, 电场畸变产生局部放电。电缆绝缘层在热累积效应作用下, 使得空隙处放电界面逐渐形成电树枝, 直至发生绝缘电击穿。

2.2 变压器、高抗类设备缺陷分析

根据2015年现场运行变压器类设备缺陷情况统计, 变压器、高抗设备发生的缺陷中, 本体缺陷共24项, 主要为本体与散热片管道连接处渗漏油、引出线套管渗油等, 占变压器类缺陷的40.09%;冷却系统故障发生19起, 主要为风机卡涩、控制回路二次元件 (如断相及相序保护器、接触器等) 故障, 占变压器类缺陷的43.18%, 如下表统计。

缺陷原因及分析:

1) 渗漏油。目前, 各站基本使用油浸式电力变压器, 运行时间较长, 设备老化加速。变压器在运行过程中渗漏油现象十分普遍, 渗漏油不但降低了设备的使用寿命, 同时也吸潮形成新的故障隐患[4]。本体渗漏油主要发生在密封件与法兰连接处、螺栓或管子螺纹连接处、铸铁件处以及油箱与散热片连接处等部位。而密封件失效是造成大多数渗漏油的主要原因。通常箱沿与箱盖的密封采用耐油橡胶棒或橡胶垫密封, 由于密封结构不合理、材料老化变形、尺寸欠佳及热胀冷缩引起紧固螺丝松动, 造成设备渗漏油现象逐渐增加。此外, 由于法兰表面制造工艺不佳, 紧固螺栓松动, 或是安装工艺不良均可造成本体渗漏油的现象。

2) 冷却系统故障。冷却系统是保证主变压器正常运行的重要附属设备, 一旦发生故障, 将严重影响到主变压器的安全运行[4]。常见的冷却系统故障原因有:风扇电机故障、控制保护回路故障、工作电源故障。①风扇电机故障主要原因由于长时间运行, 电机缺油、轴承磨损造成损坏, 需更换轴承或电机 (梦山、罗坊、安源变电站500k V变压器及高抗冷却系统经常出现此类缺陷) ;②风冷控制元件老化导致转换开关操作不灵活, 接触器发热、卡涩、误发信等故障;③冷却系统电源最常见的故障就是交流电源失电, 如熔丝熔断、导线接触不良或断线等。2015年, 由于断相及相序保护器故障引起的I、II段电源故障共10起。针对变压器冷却系统频频发生故障, 公司运维部已对该情况进行了原因分析, 采取应对措施并将部分质量差的相序保护器更换为相同规格的施米斯或施耐德产品;在控制箱内增加散热元件, 改善散热效果, 减少高温对断相及相序保护器内元件的损害。

2.3 隔离开关类设备缺陷分析

在系统运行中隔离开关发生的缺陷和故障比较多, 涉及到多方面问题。诸如:触头发热, 导致导电部分受损引起电气性能下降;分、合闸不到位、分合闸卡涩、机构老化导致运动卡滞;以及远近控不能电动操作、二次元器件损坏、后台显示双位出错等。将超高压主网变电站隔离开关类缺陷, 按常见分类进行统计[4], 如图3所示。

文中对缺陷产生原因着重分析如下:①发热类型缺陷。导电回路过热。紧固接触部位螺栓压不紧, 或者接触面不光整有脏物, 接触面氧化, 也有铜铝接触面电化腐蚀, 使接触电阻增大造成接头发热。触指部位过热。有的由于触指末端接触点自清扫能力较差, 产生接触不良;还有结构不良, 易使触头弹簧通流, 导致弹簧退火弹性减弱降低接触压力, 使接触面发热。设计结构性缺陷。南昌变运行的35k V GW4 (A) -40.5DW型隔离开关, 多次出现过热现象。经检查发现, 导电触指采用内压式压紧方式, 触头弹簧未采取可靠的绝缘措施, 造成弹簧分流发热, 长时间运行失去弹性。②刀闸合闸不到位。2015年3月26日, 文山500k V变电站在倒闸操作中, 发现505217接地刀闸 (型号为GW17-550DW) 无法合闸。经过分析, 认为GW-16/17型刀闸分合不到位有以下原因:首先, 隔离开关各传动部位长期暴露在空气中, 机械传动部 (如轴与轴套间;连杆与拐臂间;连杆与轴套间;操作机构的齿轮、蜗轮、蜗杆之间) , 发生锈蚀或集有污秽, 影响机械传动的灵活性[6]。再者, 设备材质不如人意。隔离开关导电管易受大气电化腐蚀, 导电头内产生氧化物堵塞轴与轴套间间隙。最后, 操作机构内部原因。二次元件质量损坏, 会导致隔离开关不能电动分合、双位出错等问题。日常维护时, 由于辅助开关、继电器等被忽视或维护不到位, 造成辅助开关脏污、继电器接点锈蚀、固定镙丝锈断等现象 (罗坊、安源变常出现此类缺陷) 。

2.4 互感器类设备缺陷分析

统计表明, 35k V以上电压等级互感器平均年缺陷率为9%。互感器缺陷概况见图4, 从统计分析可知渗漏油、发热缺陷比例最大, 建议集中停电处理。

其中, 电流互感器 (CT) 主要缺陷是渗油、漏气、接头异常发热、二次端子缺陷等。①电流互感器渗漏多为制造和安装造成;渗油漏点多集中在二次接线柱处, 由于接线柱底盘浇注时有气泡而产生砂眼;气体泄漏的原因主要有:密封结构设计不合理、材质不良, 装配工艺不良等。②发热多由于接触面间接触不完全, 大负荷电流下易发热。因此, 运行中变电站要加强对设备红外测温。往年上海MWB公司SAS550型产品也出现过内部绝缘裕度小, 耐受过电压水平偏低的设计缺陷。鉴于出现多次故障, 国网公司对其认定该型号电流互感器存在绝缘裕度小, 耐受雷电过电压水平偏低的家族缺陷。

电容式电压互感器 (PT) 主要缺陷是电磁单元发热、渗漏油、接头异常发热等。电压互感器本体内部发热主要是在交变磁场中铁质器件接触电磁单元时, 形成磁回路。随着交变磁力线切割电磁单元产生交变的电流 (即涡流) , 铁原子高速无规则运动, 原子互相碰撞、摩擦而产生热能。2015年6月, 对梦山变线路电压互感器红外测温, 发现油箱温度过高。在吊罩后, 发现电磁铁与CVT外罩接触, 形成磁回路。发现吊罩检修后, 红外测温及油样数据明显更优[7], 可以判定该CVT发热是由于电磁单元的部分元件排列不符合设计要求。

2.5 电缆设备缺陷分析

根据站用电系统缺陷由统计可知, 缺陷主要集中分布在35k V电缆故障。空气湿度较大情况下, 电缆终端头处电场严重畸变, 金属屏蔽层开断处的畸变电场最易造成电缆沿面放电[9,10]。其主要原因是:电应力集中产生在接头的薄弱环节, 而电缆屏蔽的断层处, 由于半导体层与主绝缘表面结合易沾上灰尘、气体等杂质, 产生局部电场集中[8]。由于使用热缩、冷缩及预制电缆终端头, 电缆弯曲部位在热应力和机械应力作用下, 金属屏蔽层与绝缘层间易产生气隙, 电场畸变产生局部放电。电缆绝缘层在热累积效应作用下, 使得空隙处放电界面逐渐形成电树枝, 直至发生绝缘电击穿。

2.6 断路器类设备缺陷分析

现场运行中的断路器缺陷由统计可知, 本体SF6泄漏等缺陷发生6起, 占20.68%;操动机构类缺陷17起, 占58.62%;二次回路元件故障发生4起, 占13.79%。缺陷产生的原因重点如下:①断路器本体SF6气体泄漏。2015年, 本体发生SF6气体泄漏依旧占较高比例。泄漏的主要原因除由季节温度的变化造成, 还存在套管与法兰之间密封不良、密封圈老化及结合面处理不当、逆阀止及密度表泄漏以及GIS设备罐体出现砂眼等原因。②分合闸挚子元件故障。在例行试验过程中, 发现操作机构分合闸线圈操作电压试验数据不合格的情况屡有发生, 其原因大多数是由于断路器机构箱分合闸挚子磨损严重导致[4]。③储能机构故障。依旧是大多数是打压超时、未能储能。由于打压继电器、微动开关等控制器件损坏、切换不到位及液压机构油泵等部件长期运行造成损坏影响设备的正常稳定运行。

实例分析:2015年12月10日, 断路器报“操作机构弹簧未储能”信号。从现场机构检查, 发现电机电刷烧蚀, 见图5。对该电刷接头处使用3M系列工业百洁布打磨, 重新安装后储能恢复正常。

此外, 检修单位充分利用春秋检过程中例行试验, 对变电站断路器机构箱中相关机械传动部位进行详细排查, 避免此类问题的再度发生。

3 措施与建议

通过对超高压主网输变电设备缺陷统计, 总结变电设备缺陷原因分析, 为了更好地做好输变电设备的运行维护、检修及试验, 从如下几个方面提出建议和措施:

1) 针对断路器频繁发生SF6压力告警或SF6气体泄漏等缺陷, 及时到现场进行红外热成像检漏, 寻找泄漏点并带电补气, 结合停电计划进行消缺。同时建立应急用SF6气体贮存、保管、定期检测的机制, 保证用于消缺补气的SF6气体合格;平时加强对SF6气体设备的红外检漏、高频局放等带电检测工作。

2) 变电设备接头发热现象, 应继续做好红外测温的同时;进一步加强对互感器、隔离开关等维护工作, 对各接触面的螺栓进行紧固。发现设备缺陷应重新清洗接触面, 紧固螺栓。同时, 切实把好检修、安装工艺质量关, 确保设备运行质量。

3) 加强对传动设备的机械回路和电气回路的检查维护, 做到逢停必检。检修人员必须加强设备的二次回路及机械结构的学习;也加强检查和更换接触器、继电器、限位开关、空气开关等二次元件。对于渗漏油较严重的机构进行解体检修, 更换阀体、密封件、过滤机构航空液压油等。

超高压设备篇10

随着电力系统的快速发展,电网规模的不断扩大,设备电压等级不断升高,电压安全运行对设备稳定可靠性的要求也越来越高。GIS设备具有占地面积小、抗外力破坏强、维护量少、高稳定性等特点,在新建变电站中得到越来越多的使用,特别是在云南高海拔、强地震、重覆冰地区,GIS设备已成为新建变电站的首选设备。

在电力系统实际运行中,由于GIS设备在安装和运行过程中,内部导电杆触头插入深度不足[1]、触头压力减小[2]、触头接触面附上氧化膜或者产生毛刺等都可能会导致导电回路电阻增大。回路电阻增大后后导致回路特别是触头发热大大增加,对触头的安全运行比较大。所以GIS设备的主回路在设备安装后充SF6之前、交接试验、预防性试验时均要进行主回路电阻的测量。测量主回路电阻是检查主回路连接情况,以及隔离开关动、静触头的接触情况的重要手段。主母线或分支母线是封闭在金属管体里的,内部不可见,在进行试验时,不可能打开GIS对导电回路触头进行检查,因此其测量方法与传统的断路器回路电阻测量方法是有区别的。只有测量其导电回路的回路电阻, 才能了解各部件的连接情况是否良好。

目前GIS主回路电阻电阻的测量方法为常规测量法和GIS外壳电流回路法[3,4]。两种方法互有优缺点,适用于不同的测量情况。本文在对比两种常用测量方法的基础上,提出了异相电流回路的测量方法,该方法对在有垂直长段和穿墙长段的出线结构的情况下,测量GIS主回路电阻具有非常明显的优势。

1 GIS主回路电阻常用测量方法

导电回路电阻的测试均基于直流压降法来实现的,规程规定,测试电流不得小于100 A。有研究者认为用大电流测试更能准确地测得的导电回路电阻和判断导电回路的接触状态[5,6], 目前也有开展基于冲击电流的GIS导电回路电阻的研究[7]。本文的测量研究是基于测量电流为100 A时进行的。

图1为直流压降法电路模型。由恒定电流源经I+、I -两端口对试品输出100 A直流恒定电流,供给被测电阻Rx电流,电流大小由电流表I读出,Rx两端电压降V +、V -两端口取出,由电压表V读出。通过对I、V测量, 可以算出被测电阻的阻值。现在主回路电阻测试仪均为集成化仪器,可直接测出回路电阻值。回路电阻测试仪的量程一般在1 ~ 9 999 μΩ 之间,回路电阻测试仪的负载能力在外部负载50mΩ 内,能够保证电流恒定。只有测试长度20m以内的GIS母线,才能保证试验电流稳定在100 A。GIS母线长度超过20 m时,随着测试电流线的增长,电阻增大,电阻过多消耗电能, 输出的电流就会降低,使测试电流无法达到额定的数值,测试线不能满足要求。要保证试验电流在100 A,就要使用截面积更大的测试线来降低测试线的电阻,或使用比多股软铜线电阻更小的载流体。有研究表明,如果要保证测试电流不小于100 A,当测量50 m长的GIS主回路电阻,需要70 mm2的电流线;当测量当测量100 m长的GIS主回路电阻,需要140 mm2的电流线[8]。用这么大截面积的导线作为电流线是不现实的。

现场测量GIS主回路电阻时,至少需要将一端的接地开关与设备外壳的接地连接片打开,方法主要有常规测量法和GIS外壳电流回路法。

1.1常规测量法

该方法是最常规、最基本的测试方法,有时也称分段测量法,采用电流不小于100 A的回路电阻测试仪对GIS主回路进行分段测量,每次分段长短取决于测量线的长度,各段电阻相加之和就是该段的总电阻。优点是测试中能保证试验电流在100 A,测量数据准确,能够全面掌握主回路各段电阻的分布状况。缺点是需要多次测量,增加了现场的工作量,每次测量的GIS主回路的长度也有限,特别是遇到连续20 m长的区段没有两组接地开关或者超长GIL出线时,使用常规的测试线就根本无法完成测量。在预防性试验中,一般都是非全站同时停电, 部分的接地开关也是不能打开的。所以常规测量法更多用于较短导电回路的测试,以及未充气前的分段测试。

1.2 GIS外壳电流回路法

GIS外壳电流回路法,就是利用GIS设备的自身外壳作为其中一部分电流回路,来减少电流回路电阻的方法。一般500 k V的GIS设备外壳为铝合金材质,各气室筒之间采用多个螺丝及铜牌连接,具有良好的导电性,即使100m长的GIS设备外壳的回路电阻一般也小于1mΩ[3]。因此,利用GIS外壳作为测试载流体, 将常规测试中的正极或负极电流测试线用GIS外壳代替,完全能够满足GIS主回路电阻远距离测试的各项要求。但GIS外壳电流回路法也有缺点,必须保证测量段的GIS外壳段连续, 如果遇到阻断性穿墙套管时,该方法就无能为力了。对于非阻断性GIS外壳不连续的情况, 也可以稍加改进,用不小于25 mm2的软铜线将套管出线杆与GIS短接,但短接线以少大于套管长度为宜,否则会增加电流回路的电阻值。图2为利用GIS外壳电流回路法测量的典型接线图。

2异相电流回路法

异相电流回路法,即采用另一相GIS主回路导电体作为测量时的电流回路,这是基于前两种方法的基础了提出的一种新的测试方法。 GIS主回路导电体的的回路电阻一般都是微欧级的,将另一相的GIS主回路导体作为负极电流测试线,也是完全能够满足GIS主回路电阻远距离测试的各项要求的。这时需要将被测相末端与另一相的末端用截面积不小于25 mm2的短接线连接起来,如果被测GIS出现套管末端装设有符合条件的三相短路接地线,也可以达到同样的短接效果。部分220 k V GIS母线为三相共管式母线,异相电流回路法时短接两相就更容易了。图3为异相电流回路法测量时的典型接线图。

3测量结果分析

分别采用常规测试法、GIS外壳回路法、异相电流回路法分别对某500 k V变电站GIS主母线及分支母线的主回路电阻进行了测试,同一温度下的测试结果列于表1。经对三种方法测试数据进行比较,发现无明显差别,测试值在厂家均技术要求值以内,验证了异相电流回路法的合理性及测试数据的可靠性。

表1中总结了三种测量方法的优缺点和各自的适用范围,研究发现,异相电流回路法测量时适用范围广,几乎不受现场条件的限制, 特别是长距离GIS段且不能用外壳回路法测量时,具有非常明显的优势。

4 GIS设备主回路电阻测量

通过大量的现场实测和总结分析,总结出了GIS设备主回路电阻测量的注意事项。

1)主回路电阻测量时注入电流为不小于100 A,必须适用专用的测试线,电流线的截面积至少为25 mm2,使用常规测量法测量大于20m的GIS主回路时,需要的电流线截面积更大。

2)测量接线时,电流线必须夹在电压线的外侧,GIS设备的接地开关的控制电缆为航空插头,需要将航空插头取下,以免控制电缆的屏蔽接地对测量电流形成分流,使测量电流达不到100 A,影响测量结果。

3)出线套管顶部凹槽处有积水时,会对测量结果产生影响,电流夹、电压夹均应与金属裸露良好接触,不应夹在有油漆或脏污的位置。

4)试验结果与出厂值相比较,依据规程规定,一般不应超出产品技术条件规定值的1.2倍, 所以测量点的选择应尽量与出厂试验相一致, 保证数据的纵向可比性,即使某次测量时测量值超标,应用多种方法充分验证,不能轻易下不合格结论。

5)预防性试验时一般GIS设备不可能全部停电,因此在选取测量点拆接地开关连片时, 要仔细核对一次接线图,防止拆除后感应电伤人或对测量结果产生影响。

5结束语

GIS设备在电网中运用日益增多,在交接试验、预防性试验等过程中均需测量主回路电阻,但现场的测量缺乏指导性的测量方法。本文基于大量的现场测试基础上,提出了异相电流回路法的GIS设备主回路电阻测量方法,并总结了常规测量法、GIS外壳回路法、异相电流回路法的方法特点、适用范围、优缺点和注意事项,分析了常见的异常问题和处理方法,对GIS设备主回路电阻测量具有较强的现实指导意义。

参考文献

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超高压设备篇11

【关键词】电力设备；高压电气；交接试验；问题；探讨如今电力设备层出不穷，加剧了电力设备市场竞争激烈程度。作为电力设备企业要想占据竞争的优势，赚取更多利润，不但需要提高技术和生产效率缩短电力设备的生产、更新周期，而且还应保证设备安装质量满足用户的要求。实现上述目标应首先保证电力设备交接试验结论正确、试验内容能够和现实需求达到良好的融合，从而保证整个工程的启动和运行处在良好的工作状态。另外，在保证试验质量的前提下，减少成本开支也是不容忽视的内容。

1.高压电气试验概述

电气试验按照电气设备所处的位置主要分为出厂试验、交接试验、大修以及预防性试验等。出厂试验主要以检验电气设备的工艺、设计、制造为主要目标，防止有质量缺陷的设备出厂，为其正式投入使用奠定坚实的基础。对于大型电气设备出厂试验来讲一般会有使用单位人员严格监督。为了给以后的试验和运行提供指导，不管何种类型的电气设备出厂前都应具备合格的出厂试验报告。

整个电气设备试验中交接试验占据重要地位，主要指电气设备运行前应按照《交接规程》具体要求和生产厂家的技术标准等，对电气设备进行检查以此判定其能否真正的投入使用。同时试验产生的相关参数还能为以后的检修提供参考。预防性试验主要指电气设备投入使用后定期对其进行检查，内容包括很多方面，例如电气设备有无绝缘缺陷等。

根据试验内容和要求可将高压试验分为特性试验和绝缘试验两类，其中绝缘试验又可划分为破坏和非破坏性试验，非破坏性试验顾名思义指在试验的过程中并不破坏电气设备，从整体角度把握缺陷，这种试验方法由于不能真正的涉及到电气的实质性参数，因此试验的灵敏度不高，不过总体来讲该种试验仍是排除故障重要的方法之一。破坏性试验涉及的电压较高，因此能够集中的发现电气设备缺陷，很显然这种试验对电气设备带来一定的损伤，日积月累会影响电气设备的使用寿命。特性试验主要以测试电力设备的机械和电气性能为目的，例如检测电力设备的伏安曲线、断路器分合闸时间参数等内容。

2.安装工程电气交接试验问题探讨

电气交接试验中有一类特殊类型的试验，该试验要求的技术高，试验难度大而且需要使用特殊的试验器材，因此被国家列为特殊试验项目，并对该试验进行了严格的规定，进行特殊试验的费用需由甲方承担。发电机进行现场耐压试验应注意，对于汇水管和地之间物不存在绝缘的发电机应做好绝缘处理，即将发电机表面清理干净，防止试验时发生放电现象对引水管造成破坏。因此，没有特殊要求时一般不赞成现场做该类型的交接试验。

试验时注意变压冲击合闸次数问题，对于容量较大的一般在五次左右，另外，试验应将冲击合闸产生的励磁涌流能否引起差动保护误动作为试验的重点，而不是注重变压器的绝缘性能，这点应引起足够的重视。对于干式变压器来讲冲击次数可只冲击三次，主要因为其主保护为速断方式。

对CVT的中压电容介损进行测试，一般使用二次鼓磁法。不过这种方法并不能完全检测出电容器存在的问题，因为试验时给中压电容器提供的电压较低一般在2-3kV。除此之外还会损坏电磁单元的元件。

检测断路器时，通过检测断路器断口耐压的大小来判断灭弧室的真空程度是否满足要求。目前并没有很好的直接测量方法，所以为了达到准确的测量结果，提供的耐压值不能太小，至少应满足出厂规定电压的80%。另外试验时还应注重跳闸时间这一重要参数，如果跳闸时间较长会导致跳闸次数增加，从而导致过电压值偏大，一般而言如果电压超过40kV时间不能超过3ms，小于40kV时间不能超过2ms。

检测电缆耐压时应注意，橡塑绝缘采用直流方式存在一定的问题，因此规定中对其进行了“直流耐压可能对绝缘有害”的说明。对于其他试验方法来讲还处在研究当中，它只对于U0为18kV以下情况适用。另外，试验过程中耐压时还应注意U0/U概念。

无间隙金属氧化物避雷器中工频参考电压是一个非常很重要的参数，一般情况下该参数的参考值和1mA直流电压相当，试验时应注意该参数的把握，对其持续电流的测试应注意带电进行在线测试。

3.在线测试技术和试验方法

3.1高压电气交接试验器材

试验之前应对高压试验设备项目实施的技术方案、可行性等方面进行综合的分析和论证，保证其能够顺利实施且能最大限度的减少实施成本。当今社会科技发展迅速，能源储备日趋减少，能源供给不足一定程度上阻碍了经济的发展，这一重要问题引起了人们的高度重视。面对能源问题首先应加强对新能源领域的探索，降低目前能源使用消耗。针对目前我国电力行业的发展现状，采取有效措施减少能源的消耗，在促进我国经济发展上起着重要作用。因此，在选择高压电气交接试验器材时，除了要求其本身具有较低耗能性能外，试验过程中还应注意对电力设备耗能参数的检测。

3.2现场高压试验标准程序

试验中应注重标准化操作，保证相关规定的各项要求落实到位。为了保证试验过程按照规范标准进行，可以将标准程序以操作卡片的形式运用到实际工作中，例如有关试验标准操作步骤等。另外，注意准确把握变压器作业指导书中规定的内容，这些内容包含的层面较多，不但包括试验之前各项准备工作，还包括试验时的具体操作流程等，甚至对试验进行的环境因素做了特别说明。

电气交接试验项目是对电气设备阶段性安装质量的检测，检测规模大小应根据实际情况而定，其性质可以是变压器局部放电试验，也可以是互感器性的特性试验。整体来看交接试验贯穿于整个电气设备安装过程，在每个工序完成之后暂停，进行试验检测检测合格后进行下道工序的安装，以此保证整个电力安装质量。

4.试验监督

试验监督是保证试验按照规范标准进行的主要手段，因此在监督工作正式开展之前应编制详细的监督方案，建立一支技术过硬的专业监督队伍，明确不同成员的责任，因此达到监督过程中相互配合，保证监督工作顺利有效的开展。具体内容主要包括以下三点：首先，试验之前进行技术之间的交流，做好各项准备工作，为试验的顺利实施奠定坚实的基础。其次，细化监督管理，并对试验全过程进行有效监督，从而能够及时反馈试验中遇到的各种问题，并进行综合的分析给出行之有效的处理参考意见，为试验的顺利开展提供技术支持。最后，对试验中特高压工程的监督应引起足够的重视，主要因为它是整个特高压工程质量控制和监督的重要内容，保证按照监督原则认真落实。

试验监督应涉及电力设备选型到生产运行的各个环节，尤其在特高压工程的实施阶段，技术监督人员应充分发挥作用准确把握相关的技术参数和技术监督的重点内容，以此提高试验监督的工作效率。

5.总结

试验过程时应按照试验标准规范对电力设备参数进行充分的检测，认真落实检测和监督规定的各项内容，保证电力设备的正、安全的工作，满足人们的生产生活要求，为我国经济发展作出突出贡献。

【参考文献】

[1]赵鑫.电力设备高压电气交接试验问题探讨[J].科技创新与应用，2012（29）.

高压氧舱设备的发展概况篇12

1 高压氧舱的类型

一般而言,高压氧舱按舱内加压物质不同分为空气加压舱和纯氧舱;按容纳人数多少分单人舱、多人舱,其中多人舱又分大型高压空气舱、中型高压空气舱、小型高压空气舱;按用途不同分为高压氧舱、婴儿高压氧舱、动物实验用高压氧舱、潜水加压舱、低压舱、高低压两用舱、潜水加压舱群等。

空气加压舱就是加压时向舱内充填高压空气,即加压介质是空气,与之对应的是纯氧舱,加压介质是氧气,所以空气加压舱相对安全,而纯氧舱的危险系数则大大增加。目前世界范围内,纯氧舱的事故发生率远远高于空气加压舱,所以纯氧舱在许多国家和地区已被禁用,我国绝大多数地区也禁止纯氧舱的使用。

单人舱一般都是纯氧舱,多人舱多为空气加压舱,其中大型空气加压舱可容纳人数在14人以上,舱体内径大于2000mm,同时配备过渡舱,所以大型舱最少都拥有两个和两个以上独立的舱室,根据舱室和舱门数量的不同,大型氧舱又分为三舱三室七门的高压氧舱群、二舱二室四门的大型高压氧舱、一舱二室四门的大型高压氧舱、一舱二室三门的大型高压氧舱。中型空气加压舱一般主舱能容纳6~13人,舱体内径在2000~2800mm,也必须配备过渡舱。小型空气加压舱的容纳人数在3~5人,舱体内径小于2000mm,可不设过渡舱。婴儿舱一般也是纯氧舱,所以婴儿高压氧治疗时要格外小心。低压舱在一定意义上不属于高压氧舱,但它的舱体与高压氧舱是一样的,它的原理与高压氧治疗正好相反,是用真空泵(罐)把舱室内的空气抽掉,模拟不同高度的高空情况(低压缺氧状况),多用在航空、航天医学及高原医学的研究中。高低压舱是一个舱体,即可以用作高压氧舱,也可用作低压舱,为一舱两用,故称高低压舱。潜水加压舱是用来治疗潜水减压病的,所以它的加压可达10个大气压以上(1MPa以上),而我国民用高压氧舱一般在3个大气压(0.3MPa),所以就设备而言,潜水加压舱较普通的高压氧舱的条件更高,如果同时配备吸氧系统,那么潜水加压舱也可用作高压氧舱。潜水加压舱群是除外一个潜水加压舱体外还配有操作室和休息舱,一般用作潜水相关的研究。

2 医用空气加压氧舱设备的基本组成

空气加压氧舱是目前国内外最常用、最安全的高压氧舱,下面以医用空气加压氧舱为例介绍高压氧舱的基本组成和工作流程。高压氧治疗最基本的流程是用空气压缩机将高压空气经过滤后泵入储气罐中备用,在高压氧治疗时通过供气管路及空气过滤系统将储气罐中的高压空气注入舱中,使舱内压达到高压氧治疗所需的压力即可,与此同时开通供氧系统,此时患者即通过吸氧面罩在舱内吸与舱压等同的高压氧,整个高压氧治疗过程全部由工作人员在操纵台操作完成。所以,按系统功能可将高压氧舱设备分成如下几个大的系统:供排气系统,供排氧系统,舱体及辅助系统,操控系统。按功能组成又可将高压氧舱设备分为:舱体部分,空气加减压部分,供排氧部分,氧舱电气部分,氧舱空气调节部分,氧舱消防及紧急减压部分。如图1所示。

2.1 舱体部分

图1中的6部分是舱体。包括:氧舱壳体、舱门、窗体、递物筒、通舱孔等。

2.2 空气加减压部分

空气加减压部分由图1中的1、2、3、4、5、8、10部分组成。其中1、2、3、4、5组成气源。1为空气压缩机,简称空压机,为气源中高压空气的原始来源;2为冷干机,对从空压机输出的压缩气体冷冻干燥,进行第一次除水除油,冷干机的工作压力应与空压机最大工作压力一致;3为油水分离器,对冷干机输出的压缩空气进行精密滤水滤油;4为储气罐,为压缩空气的存储地,它的容积大小和储气的压力大小直接关系到气源能量的高低;5为空气过滤器,对从储气罐输出的压缩空气进行最后一次过滤,将各种粉尘、油气等杂质与压缩空气完全分离;8、10为高压氧舱加减压阀门。

2.3 供排氧部分

供排氧部分由图1中的7、11、12部分组成。其中7、12组成氧源。7为医用氧气瓶,12为氧气减压器。一般由2至4瓶医用氧气瓶组成,利用盘管并联再经氧气减压表减压至0.4~0.6MPa。如果医疗单位利用液氧槽集中供氧,也可代替氧气瓶。11为高压氧舱的排氧阀。

2.4 氧舱电气部分

包括高压氧舱的对讲、视频监视、照明、通信等部分。

2.5 氧舱空气调节部分

主要包括对舱内空气温度、氧浓度、空气质量的调节。

2.6 氧舱消防及紧急减压部分

高压氧舱应配备水喷淋系统,水喷淋系统由高压氮气源、储水罐、阀门和水喷淋头组成。另外还应配备灭火器。舱内常用灭火器:1301卤代烷灭火器、贮压式轻水泡沫灭火器等。紧急减压由阀门和卸压管道组成,舱内外各一套。紧急卸压管的内径要足够大。GB-12130-95规定,从最高工作压力将舱压减到0.01MPa的时间:单人舱≤1min,小型舱≤1.5min,中型舱≤2min,大型舱≤2.5min。另外高压氧舱顶部必须配备安全阀。

3 医用空气加压氧舱设备的工作原理

3.1 舱体设备

舱体是高压氧治疗的主要载体,一切治疗均在其中完成,是整个医用空气加压舱的最基本组成。舱体由钢板焊接而成,钢板必须符合GB150-89的规定,焊条应选用与舱体钢质相适应的焊条。焊条必须合格,焊接的各个环节应按规定和国家标准严格掌握,舱体焊缝要经100%X线探伤,结果应符合GB3323-2005中的Ⅲ级要求。

舱体必须经水压试验,并且符合《压力容器安全技术监察规程》中的要求(无渗漏,无变形等)。其中:氧舱壳体是构成氧舱舱体的最主要部件,按氧舱壳体结构也就是外型可分为圆柱形和椭圆型;舱门是患者进出氧舱的通道,可分内开式和外开式两种,舱门的闭锁装置还可分为机械式和电动式;窗体是固定在舱壁上的透光窗孔,可分为照明窗、监视窗和观察窗,窗体为工业有机玻璃覆盖,材料质量应采用GB/T7134-1996《浇铸型工业有机玻璃板材、棒材和管材》标准中一级品的规定;递物筒是氧舱内外传递物品的通道,起过渡作用;通舱孔是舱体上的孔洞,是连接各种管道和电缆进出的通道。

3.2 空气加减压设备

常压空气由空压机的进气口被吸入,经电动机的拖动,在气缸内压缩体积提高压力,再由空压机的排气口排出,此处的压缩空气压力大、温度高、含油、水等杂质,完全不符合医用空气加压舱的气源质量要求。为提高压缩空气的质量必须先经冷干机处理,冷干机对压缩空气起冷冻干燥的作用,使压缩空气中的大部分油蒸汽和水蒸气结露析出,然后再经油水分离器进一步净化其中的油水等杂质。油水分离器中有大量挡板,由冷干机排出的压缩空气进入油水分离器后,由于气流速度比较大,冲击在不同的挡板上,即可将油水等杂质从压缩空气中分离并排出,然后清洁后的压缩空气由油水分离器的排气口排出并进入储气罐,此时的压缩空气中仅含有极少量的杂质,在储气罐中经过沉淀进一步净化,再经过空气过滤器即可进舱升压。以上为空气加压舱的气源工作原理。氧舱升压时,首先要保证气源启动,减压阀呈关闭状态,开启加压阀对氧舱升压。减压时,加压阀呈关闭状态,开启减压阀对氧舱进行减压。

3.3 供排氧设备

3.3.1 供氧。

氧源是指能提供稳定压力并保证足够流量的氧气源。一般氧源压力为0.4~0.6MPa,由铜管或不锈钢管连接氧源和氧舱,再经氧舱法兰进入舱内并连接吸氧装置。患者吸氧时经面罩、三通和吸氧管再连接吸氧装置。

3.3.2 排氧。

排氧利用的是负压原理。一条高速气流流过的管道,在管道上开一小孔,而内壁处气流速度快会形成一个负压,这样管道外的空气就会经小孔进入管道。在氧舱中有一主排氧管,各患者的排氧管连接主排氧管,主排氧管最里端开有孔洞。这样,在氧舱排氧时,由于舱内外压力的不同,在主排氧管中形成流向舱外的高速气流,在患者的排氧管中形成负压即可排出废氧。用排氧阀开启的大小来控制患者排氧管中的负压大小,负压不能太大。

3.4 氧舱电气设备

舱内电气部分只能直流电驱动,并且不能超过24V。舱外电气部分接市电时必须经变压器隔离,并且要配备UPS不间断电源,保证在断电时,可提供氧舱的照明、对讲机至少30min的电力供应。

3.5 氧舱空气调节设备

空气温度的调节,主要靠空调。舱内的空调只有盘管和风叶,空调的其他电气和机械部分置于舱外,风叶靠舱外的电动机提供动力。氧浓度和空气质量的调节主要靠通风换气。通风是利用风机将舱内空气进行过滤,实现内循环。换气是指将舱内的空气排出,同时将气源中的干净空气供入舱内,并保持舱压动态稳定。

3.6 氧舱消防及紧急减压设备

舱内发生火灾时的步骤:(1)关闭氧源、关闭气源、切断主供电线路并开启应急电源;(2)开启水喷淋系统,并指导舱内人员开启舱内灭火器;(3)打开紧急减压阀,并开启其他减压通道;(4)迅速组织人员、药品准备进行抢救。

3.7 计算机控制设备

计算机控制由软件和硬件两部分组成。

3.7.1 硬件。

主要包括:工控机、A/D转换器、D/A转换器、传感器、执行器等部分。

(1)工控机是整个计算机控制系统的最核心部分,所有的数据库和程序模块都在其中,工控机包括外设、主板、硬盘、电源等组成。

(2)A/D转换器将传感器送来的模拟信号转换成数字信号,通过接口被工控机识别。

(3)D/A转换器将工控机从接口处给出的数字信号转换成模拟信号,通过电缆传入执行器。

(4)传感器感受环境变量,并将所感应的环境变量转换成一定的电压或电流量。

(5)执行器将电压或电流信号转换成行程信号,是整个控制系统的终端执行点。

3.7.2 软件。

数据库技术在控制软件中的作用是至关重要的。控制软件的组成部分:压力值、氧浓度、温度值、湿度值的采集、读取、显示和储存,控制方程的编写、控制信号的传递等。控制软件的编写可以用C++、VB、Delphi等,大部分为Delphi编写代码。另外,工控机可以作为上位机+智能PLC来作为氧舱的控制系统。上位机不直接提供控制程序,可通过仿真程序来监控氧舱的各参数,而所连接的智能PLC作为直接控制单元控制氧舱运行。

4 医用空气加压氧舱设备的发展现状

4.1 氧舱设备

(1)舱体整体已朝向美观化、轻型化、优质化发展。所用钢材的韧性和强度都有了长足的进步。

(2)舱门是舱体的最重要部位之一,过去以机械门多见,比较笨重,舱门磨损快,近年已发展出电动式、电磁式舱门等,美观轻便,但也有缺点,即必须在有电源的情况下才能正常工作。

从材质上看,现在新建氧舱舱门大部分为薄壳门,薄壳门制造工艺简单,美观、重量轻,容易关门,缺点是若橡胶垫的放置不平整则极易造成关门不严、漏气等问题。另外,舱门的锁紧方式也由摇杆压紧式发展到弹簧锁子式,后者的优点是省力,关门简单,弹簧锁紧即可,减少了磨损,缺点是若主舱副舱分别加压,则极易造成门没压紧而漏气。

(3)递物筒的原理没有大的改变,但工艺在不断进步,使其更轻巧、美观、方便。

4.2 空气加减压设备

(1)空气压缩机是高压氧舱最主要设备之一,现已从传统的活塞式压缩机向螺杆式压缩机转变。活塞式空气压缩机的缺点是噪音大,压缩空气中含油量高,故障率高,但可经多级压缩提供至少3MPa的压力。螺杆式空气压缩机噪音小,压缩空气中含油量低,故障率低,但只可提供最高1.5MPa的压力。另外,国外已经发展出纯无油空气压缩机,压缩空气在空压机中不跟任何润滑油接触,使压缩空气质量更高。

(2)冷干机是对压缩机进行冷却的设备,过去主要采用被动方式冷却,包括风冷、水冷两种形式,目前发展到制冷机主动制冷方式。风冷和水冷的设备造价低,但体积大、设备易腐蚀、冷冻干燥效果差;制冷机制冷的设备造价高、体积小,干净卫生,设备不易出现故障,并且冷冻干燥效果很好。

(3)油水分离器主要向小型化发展,并且除油滤水的效果更好。

(4)空气过滤器也向小型化发展,过滤质量已提高至微米级。

(5)加减压阀由单纯电磁阀发展为机械节流阀、电磁阀和气动薄膜调节阀三者共存的状况,它们各有优缺点,其中电磁阀不能调节气流速度,机械节流阀利用人力可改变气流速度,气动薄膜调节阀利用电流来遥控气流速度。

4.3 供排氧设备

氧源由单纯的氧气瓶加汇流排发展成了液氧槽集中供氧。氧气瓶加汇流排的方式造价低,设备占用空间小,但是需要经常更换氧气瓶。液氧槽集中供氧的方式,一次性投资大,需要专门的设备占用场地,一次装填液氧可提供较长时间的氧气供应。二者相比较,在经济效益上液氧槽占先,在设备占用空间和管理人员编制上氧气瓶加汇流排占先,在氧气纯度上液氧槽占先,但是液氧槽故障更难查难修。

4.4 氧舱电气设备

4.4.1 对讲。

现在大部分新建氧舱利用功放机加氧舱双路对讲机来联系舱内外的语音交流,实现了一台对讲机进行双路通话。

4.4.2 照明。

照明方式有多种,绝大部分为外照明式。光源已由第一代的白炽灯、日光灯发展到第二代的节能灯、LED灯和第三代的光纤照明。第二代减少了能耗和对照明窗体的损害,防止设备过早老化,其中LED灯体几乎不产热,亮度高功率低,而且造价低,是一种良好的光源。第三代也由端面发光转变成了侧面整体发光,光线均匀,照明整体效果好,是氧舱照明方式的一个发展方向,但光纤照明的设备成本高。

4.4.3 UPS。

UPS也有了突飞猛进的发展,现在的大部分UPS在断电后的几微秒时间内即可完成备用电源的启用,并且两者相位差别几乎为零,这样就可保证大部分用电设备的无相位差的持续供电。

4.5 氧舱空气调节设备

氧舱空调的最新技术为大功率吊顶式,可保证加压时的急速制冷和减压时的快速制热。风叶的转动可以依靠舱外的电动机,也可由舱内气动机提供动力。

4.6 氧舱消防及紧急减压设备

(1)消防部分发展了水喷淋系统,但是水喷淋系统的真实有效性还尚待验证。

(2)紧急减压除了球阀外,另发展出了电磁阀遥控开启。

4.7 操作方式

操舱方式由最原始的手动操作,逐渐发展到电磁阀遥控、单片机+继电器、计算机控制等方式。

(1)手动操作:方式较繁琐,人工无法省略,无法达到匀速、稳压,而且各阀门管道堆积在操作台附近,不美观。

(2)电磁阀遥控:方式较简单,但是加减压的速度无法控制。操作台附近只有遥控按钮,所有电磁阀可安装在舱底部。

(3)单片机+继电器:可实现氧舱各参数的监视,可实现一定程度的自动控制。但是单片机控制策略简单,控制精度不高。设备实现方法比较简单,也比较通用。