电网10kV开关柜

电网10kV开关柜（精选12篇）

电网10kV开关柜 篇1

在调度的日常工作中, 变电设备、线路的日常停复役, 事故处理中的负荷转移, 配网工作中的负荷切割等等工作, 都会涉及到变电站内开关的分合闸操作, 而一旦发生开关拒动的情况, 很容易造成对于停电范围的扩大, 以及在事故情况下造成对停电用户的延迟送电, 导致供电负荷的损失。

1 开关拒动的原因分析

1.1 开关拒分的原因

开关无法正常分闸停电, 此现象称为开关的拒分现象。发生开关拒分的原因有:1分闸动作电压不合格;2继电保护、跳闸出口继电器故障;3控制开关或开关辅助接点接触不良, 跳闸线圈断线或烧毁, 液压机构压力低至闭锁值, 二次回路断线等;4操作机构失灵, 跳闸铁芯卡涩、卡死。[1]

当上级后备保护动作变电所母线造成停电时, 若查明有分路保护动作, 分路开关未跳闸, 应拉开拒动的开关, 恢复上级电源开关;若查明各分路开关均未动作, 则应详细检查停电范围内设备有无故障, 若无法查出具体的明显故障点, 则应拉开所有分路开关, 合上电源开关后逐一试送, 当送到某一分路时电源开关又再一次跳闸, 则可判明该开关为故障开关。这时再次拉开此开关, 对电源开关和其余分路开关恢复正常送电。

1.2 开关拒合的原因

开关无法正常合闸停电, 此现象称为开关的拒合现象。发生开关拒合的原因有:1合闸铁芯不动作, 控制回路熔丝熔断, 开关辅助接点接触不良, 防跳继电器接点位置不正常, 压力异常至合闸闭锁值;2合闸线圈断线、接点接触不良, 合闸熔丝熔断等;3弹簧机构储能系统异常。[1]

一旦发生开关拒合的现象, 应立即断开开关的合闸电源后进行处理。因为开关合闸时, 合闸线圈长期通电, 合闸电流比较大, 控制回路只能通过合闸接触器间接接通合闸线圈。因此, 当合闸接触器发生故障时, 不能及时断开, 使合闸线圈通电时间过长, 线圈发热, 从而烧毁线圈。[2]

2 开关拒动的实际案例

2.1 开关拒分案例分析

2.1.1 110 k V联星变

联星变母线失电前运方为#1主变供10 k V I段母线负荷, #3主变供10 k V IV段母线负荷, #1、#3主变分列运行, 两段母线之间通过100母联开关联系 (联星变仅两台主变) 。

事故现象:2011年9月9日, 02:00监控告联星变104#3主变开关跳闸, 备投未动作, 10 k V IV段母线失电。当时天气情况比较恶劣, 雷阵雨天气, 并且OPEN3000信号不全, 并未显示具体保护动作, 所以马上通知操作队去现场检查。02:59变电现场汇报联星变145双桥线过流I段保护动作, 开关未动作, #3主变过流保护动作, 闭锁备投, 现场一、二次设备检查正常;根据现场的检查结果分析, 调度员当即做出了下级开关拒动, 导致主变后备保护动作跳闸的准确判断, 具体处理如下。

口令变电1拉开145双桥线开关;2将100母联开关备自投停用;3合上104#3主变开关;4将145双桥线开关由热备用改为冷备用;5许可变电处缺;6将100母联开关备自投启用。后线路巡线人员汇报145双桥线#1 8-1-1杆处12 4双桥南开关B、C相遭雷击断线, 要求全线改检修;随即口令变电将145双桥线由冷备用改为检修后许可线路巡线人员处缺;最后检查的结论是145双桥线保护装置电源板故障导致的开关拒动。

在此事故中, 当班调度员处理事故的依据为苏州电力系统调度规程第293条:主变后备保护动作跳闸时, 首先应检查各分路跳闸保护动作情况, 分路开关拒跳, 应即拉开该分路开关, 恢复主变送电。[3]

2.1.2 110 k V郭镇变

2010年8月镇变133夏浜线开关速切保护动作跳闸, 重合成功, 后10 k V III、IV段母线B相接地, 接到汇报后调度员立即口令监控中心:郭镇变拉开133夏浜线开关, 后监控汇报郭镇变103#2主变开关保护动作跳闸。根据此现象调度员就怀疑郭镇变的133夏浜线开关有可能发生了开关拒绝分闸的问题。待运行人员到达现场对相关设备进行检查后汇报, 郭镇变的103#2主变开关系后备保护动作跳闸, 而133夏浜线的保护装置正确发出了速切保护动作跳闸的指令, 但实际开关并未跳闸, 据此汇报调度员确定了自己的判断, 郭镇变的103#2主变开关的确是由于133夏浜线开关未正确执行分闸指令而产生了越级跳闸事故。

2.2 开关拒合案例分析

2010年何山变的130母联开关发生过一起开关拒合的事故, 何山变低压侧正常接线方式。当时上级电源失电, 何山变100、130母联开关备自投正确动作, 而何山变130母联开关却未变为运行状态, 导致何山变10 k V III段母线失电。由于10 k V III段母线上所供线路有大型卖场大润发, 当时又处于购物高峰期, 按常规配网转移负荷时间较长, 待运行人员汇报何山变现场设备检查正常且核对何山变主变负荷情况后, 调度员经慎重考虑决定, 通过100母联开关、102#2主变开关、103#2主变开关对何山变10 k V III段母线进行恢复送电。

具体步骤为:1将100、130母联开关备自投停用;2将130母联开关由热备用改为冷备用;3拉开1023#2主变开关, 合上#2主变1 1 0 k V中性点地刀;4经区调许可拉开11 02#2主变开关, 停用#2主变差动保护 (防止两个低压侧主变开关可能出现的差电流启动主变差动保护) ;5合上102#2主变开关, 合上103#2主变开关, 10 KV III段母线恢复送电

3 结语

一旦发生开关的拒分拒合事故, 调度员一定要严格按照事故处理流程及调度运行规程, 认真听取现场运行人员的检查分析报告, 仔细查看open3000上的开关变位信号, 仔细分析具体的保护动作情况, 做出准确的判断, 切不可盲目求快, 一定要静下心来, 当班的几个调度员之间要加强联系和沟通, 相互之间加强监护, 及时准备事故处理方案, 做好相关人员的通知调配, 做好转移负荷, 尽快隔离故障, 恢复送电的准备, 并且要及时告知95598落实一系列的停电通知。在上文所述的事故中, 由于开关的拒动, 均造成了大面积的用户停电, 转移负荷较复杂, 时间长、难度高, 要合理安排调方人员在合理的时间到达合理的地点, 力求将停电时间减至最短。

参考文献

[1]黄睿, 张波, 张继承.变电站10kV开关拒动因素探讨[J].四川电力技术, 2007 (6) :18-19.

[2]糜作维.一起开关拒动事故的分析[J].电工电气, 2009 (10) :63-64.

电网10kV开关柜 篇2

10kV开关柜安装方案

二○一三年十二月

批准：

审核：

编写：

年 年年

日月 日月 日

月

一、施工任务 1.1设备概况：

10kV中心配电室 I、II段开关柜共13面，现以投入运行；10kV I、II段各一面开关柜共2面，为本次新上设次备。主母线均采用封闭式母线室。1.2施工内容：

本次安装过程中需要将I段1#开关柜（运行设备）与14#开关柜（新上设备），II段13#开关柜（运行设备）与15#开关柜（新上）并柜和安装联络母线及二次小母线，要将1#开关柜、13#开关柜侧柜板拆除和1#开关柜、13#开关柜后柜门及母线室盖板。

二、组织措施 2.1计划施工日期

第一天10kVI段早晨8：00至当日晚18:00；第二天10kV段早晨8：00至当日晚18:00 2.2施工方式

10kV中心配电室采用分段分时停电，第一天10kVI段停电II段正常供电，将I段14#开关柜（新上设备）安装完成并入10kVI段后正常供电，第二天10kVII段停电I段正常供电，将II段15#开关柜（新上设备）安装完成并入10kVII后正常供电。2.3施工人员 工作负责人： 安全员： 工作班成员：

2.4施工人员职责 2.4.1 工作负责人职责：

严格按照施工技术措施要求布置现场、组织好施工，有针对性的进行技术交底工作，不随意改变施工方案及要求，同时督促他人按安全技术措施施工。遇有特殊问题，不擅自作主，应及时报告项目部妥善处理。2.4.2安全员职责：

安全员对本作业点安全施工（生产）负监督、监察、监护、检查的职责。1.认真宣读安全工作票，并监督执行，与工作负责人密切配合，共同搞好现场安全、文明施工。

2.负责监督检查现场总体布置应和施工技术措施相一致，监督作业人员对机械、设备、工器具在使用前进行认真检查。3.督促工作人员正确使用安全防护用品、用具。

4.坚决制止违章指挥、违章作业和违反劳动纪律的行为，遇有严重不安全情况时，有权命令先行停止施工（生产），对违章人员有权采取罚款措施，劝阻不听者，有权暂停其工作，并将情况及时报告班长解决。2.4.3工作班成员：

1.认真学习有关安全健康与环境保护的规程、规定、制度和措施，自觉遵章守纪，不违章作业。

2.作业前检查工作场所，做好安全防护措施，以确保不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害。作业中自觉遵守有关安全施工与环境保护的规定，严格按安全操作规程及安全施工措施施工。下班前及时清扫整理作业场所，做到工完、料净、场地清。

3.施工中发现不安全问题应妥善处理或向上级报告。对无安全施工措施和未经安全交底的施工项目，有权拒绝施工并可越级报告。有权制止他人违章；有权拒绝违章指挥；对危害生命安全和健康的行为，有权提出批评、检举和控告。

4.正确使用、精心维护和保管好所使用的工器具及劳动防护用品、用具，并且使用前进行可靠性检查。

5.不操作自己不熟悉的或非专业使用的机械设备及工器具。

6.在施工前及施工过程中，对施工场所要进行认真检查，做好安全措施，以确保个人施工安全和不影响他人的安全作业。对设有安全警告标志的危险场所（区域）不得随意进入。

7.正确使用与爱护安全设施，未经安全员批准，不得拆除或挪用安全设施。

三、技术措施 3.1、施工准备

3.1.1、安装负责人对安装高压开关柜所用的材料、工器具进行检查并登记编号，现场领用手续齐全，收工时，对原登记的材料、工器具进行清点，不得短缺遗漏。3.1.2、施工现场用隔离带分隔，不准闲杂人员进入，确保施工安全。3.1.3、施工人员应熟悉了解10kV高压开关柜安装的技术文件，有关规程。3.1.4、会同监理工程师、土建专业技术人员检查基础槽钢。3.1.4.1屏柜型刚基础水平误差<1mm/m，全长水平误差<2mm。3.1.4.2屏柜型刚基础不直度误差<1mm/m，全长不直度误差<5mm。3.1.4.3屏柜位置型钢基础误差及不平行度全长<5mm。3.1.4.4屏柜型钢与主接地网连接牢靠。

3.2标准化作业要求

3.2.1 高压开关柜设备的检查

3.2.1.1 高压开关柜设备运到现场后的检查应符合下列要求：

1、包装应无残损.2、所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形及锈蚀。

3、瓷体及绝缘体应无裂纹和破损。

5、出厂证件及技术资料齐全。

3.2.1.2 高压开关柜设备装配前，应进行下列检查：

1、高压开关柜设备的所有元件应完整无损。

2、瓷件应无裂纹，绝缘件应无受潮，变形、剥落及破损。

3、高压开关柜元件的接线端子，插接件及载流部分应光洁，无锈蚀现象。

4、各元件的紧固螺栓应齐全，无松动。

5、母线和母线筒内壁应平整无毛刺。3.3、屏柜就位、固定

3.3.1进行保护。户内运输宜采用液压铲车或专用小车等机械。3.3.2相邻柜间连接螺栓紧固力矩应符合规范要求。

3.3.3柜顶部误差<5mm，柜面误差应满足相邻两盘边<1mm，成列盘面<5mm，盘（柜）间接缝<2mm。

3.3.4柜体安装牢固，外观完好，无损伤，内部电器元件固定牢固。

3.3.5、装配工作应在空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。

3.3.6、应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。

3.3.7、母线筒应清洁、完好。3.3.8、所用吸附剂应按规定定期更换。

四、质量通病防治施工措施

1、屏、柜安装要牢固可靠，主控制屏、继电保护屏和自动装置屏等应采用螺栓固定，不得与基础型刚焊死。安装后端子箱立面应保持在一条直线上。

2、电缆较多的屏柜接地母线的长度及其接地螺孔宜适当增加，以保证一个接地螺栓上安装不超过2个接地线鼻的要求。

3、配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座应接地或接零。防治措施

1、主控制屏、继电保护屏和自动装置屏等应采用螺栓固定。

2、接地螺栓上安装不超过2个接地线鼻的要求。

3、配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座全部接地。

五、安全措施

5.1开关柜在拆箱时，必须将箱板等杂物清理干净，以免阻碍通道或钉子扎脚。5.2移动开关柜时，必须有足够的人力，统一指挥，防止倾倒伤人，狭窄处要防止挤手。

5.3开关柜就位时，不可将手伸入柜底，多面开关柜并列时要防止挤手。5.4对重心偏移严重的屏柜，在未安装好以前，必须有防止倾倒的措施。5.5施工现场使用电焊机等电气设备时，必须设独立三级电源箱控制，并由专人接拆电源，每天工作结束后，必须断开电源，将电气设备收回材料库房保存。5.6施工现场孔洞及未盖盖板的电缆沟较多，施工人员必须搭设专门的施工过道、过桥，以防止摔倒伤人。

5.7现场使用撬杠开箱及就位时，必须找准合适的着力点，防止撬杠滑脱损坏设备及伤人。

5.8现场使用梯子时，必须使梯脚搁置牢固，梯子上端与开关柜搭靠稳固，并且使用绝缘梯。

5.9现场焊接作业时要保证有足够通风，防止焊接的烟气和高温熏烤室内施工结束的土建成果及伤害施工人员。5.10 14#柜施工时的安全措施

5.10.1将母联隔离柜及母联分段柜断路器手车拉至实验位置。5.10.2将10kVI段所有运行柜断路器及PT手车拉至试验位置。5.10.3断开10kVI段二次小母线电源。

5.10.4对10kVI段母线进行验电并挂设一组接地线。5.11 15#柜施工时的安全措施

5.11.1将母联隔离柜及母联分段柜断路器手车拉至实验位置。5.11.2将10kV II段所有运行柜断路器及PT手车拉至试验位置。5.11.3断开10kV II段二次小母线电源。

电网10kV开关柜 篇3

關键词：高压开关柜 设计 质量

中图分类号：M9 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0096-01＼

10 kV高压开关柜的广泛使用，在一定程度上促进了社会的发展，但也不能忽视存在的问题和弊端，要对其进行有效的检测，以防质量问题或老化问题影响到10 kV高压开关柜的正常运行，利用对它在设计上的优化，推进我国电力系统的发展。

1 10 kV高压开关柜事故问题分析

（1）高压开关柜的绝缘性能是一项重要指标，在市场上销售的电力产品的质量参差不齐，一旦质量偏低的产品在电力项目中被使用，极易造成设备设施绝缘性能的破坏。比如像常用的PT手车和避雷器手车等，如果它们的外形尺寸与配套元器件的配置没有统一在投入到运行后极易受到外部环境的影响造成其性能的减退；另一方面，通常来讲当低于10 kV等级的电力配套设备如果在它的主回路或是联络桥中采用的铜排规格不统一，则需要对冷缩管、热缩管等增加绝缘层来加强系统的安全性。

（2）为了便于了解高压开关柜dB值得变化规律，在制定开关柜dB值的图表时，一般应用的都是英国公司的UltraTEV+，这样就很容易了解到dB值是否正常。在定位方面，如果放电的强度很强，就会出现定位不准确的现象，即使是运行良好的TEV的检测设备，也会出现一定的偏差。造成不准确的因素是因为一旦出现局部的放电，而通行的路径又会发生折反射，使得信号开始时的顺序不能准确呈现出来。所以，很多大型的电力公司会使用PDL1来对局部放电进行定位，因为在双通道模式下它能对工作人员指示出距离放电源不远的探头。

（3）高压柜的基本元件一般都能通过各种检验，但把元件组合在一起形成一个整体后却会出现很多问题，很多情况下都是因为设备的质量不过关或是制造的工艺水平不高。有些公司对高压柜的配置要求较低，质量自然不高，越小的事越容易忽略，即使是紧固螺丝的操作，都会不按正常程序来，使得螺杆的长度远远超过标准值，而对支持瓷柱不做任何特殊处理的结果就是使得局部的电场加强，影响绝缘效果。除了设备本身的问题外，对其的防护不重视也是问题的关键点，设计者在设计高压开关柜时，没有对合闸和分闸的具体位置做出明显的辨别标志，造成了开关机械联锁设计的不合理，这使让操作者增大误操作的几率，以致出现事故。

（4）安装人员在安装程序中会经常使导体的外表面形成金属的突出，这样的金属突出就会造成放电现象的出现。再加之高压主电线的连接处和高压开关的的触头存在接触不良的现象，高压柜内又容易产生易导电的金属颗粒，就会加大局部放电的概率。而很多绝缘设施由于年久失修或维护不当，使得绝缘设施的内部存在气隙，也会产生放电现象。

2 防范10 kV高压开关柜事故的措施

（1）要防范高压开关柜出现问题，方便对其开展维修，不仅应对放电脉冲进行检测，还要对放电的电源位置进行定位。定位的精确度不高，就会造成多次定位，使得成本增加，所以要使得成本下降，减少重复操作，就要选用先进的仪器来提高精准度。很多公司的定位方法是利用两路信号的到达前后来判断的。在能量法中，信号值会由于波的到达而产生波动，这就会造成信号能量的变化，而且是大幅度的变化。所以对于防护而言，定位的精准性是十分值得重视的。

（2）对高压开关柜进行设计时，要使得设备的元件都在规定的净距内，特别是一些露在外面的的元件，因为这些元件都是带电的，所以保持一定的距离十分必要，这样才能保证整个大环境的安全。为了保护电力系统的正常运行，避免不利因素的干扰，降低短路问题的出现概率，就要保证元件间的空气间隙在要求范围内。在海拔超千米的的的地方，要是把空气作为高压配电系统的绝缘介质，那么标准的设计规范就要求高压开关柜相与相之间的间隙要大于125 mm，还要使得其和地面的间隙也要大于125 mm，而当海拔过于高时，还应对高压开关柜的距离间隙进行再次的调整，以便使绝缘距离保持在合理的范围内。对于高海拔可以采取以上措施，但对于空间有限的配电室而言，随意调整距离是不现实的，因为它的有限空间使得开关柜不能太大，在绝缘距离上没法下手，就得在绝缘材料上下工夫，有些配电室于是采用了一些绝缘热缩材料，或者是DMC、SMC之类的绝缘板，但是在应用的过程中要注意的是如果利用绝缘热缩材料，就必须使得绝缘的间隙大于80 mm。对这些热缩材料要精心养护，减缓缩套管的老化进度，使得它们的绝缘力保持在良好的强度内，让专人负责定期的检查工作，有问题及时上报，及时解决。采用绝缘的材料若是绝缘板，就不像绝缘热缩材料那样，而要保持绝缘板和导体的距离在15 mm以上。

（3）一个好的外界环境，会减少很多干扰因素，从而促使电力设备更好的工作，所以要采取一系列措施来使得环境符合电力设备的要求，由于温湿度很容易影响开关柜，因此首先要对温湿度进行控制。在线监测温度、湿度需要增加温度、湿度传感器及加热器、风扇控制输出触点。一般来说，开关柜的湿度监控范围为0～99%RH，温度监控范围为0～99 ℃。还要及时对室内采取通风措施，使空气得到对流，但还要注意在外界环境或空气不好时要减少通风，避免灰尘飘入室内，影响设备的运行；还要防止一些小动物进入设备内，对孔柜底部采取堵挡的措施。

3 结语

10 kV高压开关柜是维持电力系统安全的重要设备，要保证其的安全稳定，就要总结相关的经验教训，提高工作人员的操作水平，做好问题诊断分析，对10 kV开关柜局部的放电进行检测和定位，实现控制10 kV高压开关柜的智能化和科学化。

参考文献

[1]魏振，张强，齐波，等.高压开关柜典型缺陷局部放电TEV特征的研究[J].高压电器，2014（2）：60-67.

[2]黄庆荣.10 kV高压开关柜故障原因分析及措施[J].电子世界，2014（3）：47-48.

电网10kV开关柜 篇4

区域电网的发展需求不仅源于电力行业的自身发展要求, 也是政府和公众对打破垄断、引入竞争提高经济效率、增进社会福利的发展要求。目前, 许多区域的电网都在进行打破垄断, 不断统一标准, 建立与电力市场发展相适应的区域电网标准化配置, 目的在于更合理地配置资源, 提高资源利用率, 促进电力工业与社会、经济、环境的协调发展。但是, 区域电网标准化的建立对电网发展提出了更高的要求, 尤其是区域电网10 kV开关成套设备标准化的配置将面临更多的困难和挑战。

目前, 区域电网10 kV开关成套设备标准化的运营系统已经基本建立, 其功能也已经初步完善, 并且运行较为稳定。而区域电网10 kV开关成套设备标准化的运营系统还有待完善, 特别是现今用户对电能质量要求越来越高, 尤其是对开关设备的要求也越来越高, 开关设备的质量和标准化对电力系统的安全性、经济性运行提出了更高的要求。同时, 对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 降低成本有着重要的影响。因此, 研究区域电网10 kV开关成套设备标准化配置对于保障电力系统的安全性、经济性运行, 维护用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 降低电力系统的运行成本有着重要的影响, 同时区域电网10 kV开关成套设备标准化对于促进工农业发展、人民生活水平提高都具有十分重要的意义。

1区域电网10 kV开关成套设备标准化建设存在的问题

1.1 区域电网的电力管线资源分布混乱

区域电网主要分布在城市发展中心区以及工业聚集区域。未来这些区域负荷密度高, 单体地区负荷总量大, 而现有地区架空线路供电能力有限, 不能满足地区负荷增长需求, 需大量采用传输容量大的电缆供电方式, 故地区对于电缆通道需求多。但是, 目前这些地区整体电缆隧道与管井资源相对偏少, 地区现状电缆隧道和管井资源相对匮乏, 很难满足新城地区快速发展对电缆通道的要求。

通过调研发现, 由于各区域分别管理配电网, 且相对独立, 没有统一规划, 区域配电设施基础管理薄弱, 普遍存在设备陈旧老化、型号不统一, 部分小区配电室过负荷以及高、低压电缆走线混乱、私接乱挂等问题, 缺陷隐患多, 影响了电网的安全稳定经济运行, 给供电服务和管理带来很大难度。同时, 由于设计等原因, 低压配电设施装置性违章较为普遍, 安全生产的基础还不牢固, 标准化、规范化、制度化管理方面有待提升。

1.2 区域电网的建设容载力薄弱

目前, 各国制定区域电网标准的方式一般采用 (N-1) 原则, 建设完善的网络结构, 采用可靠的装备和配电自动化, 提高供电可靠率。而我国区域电网建设容载力薄弱, 主要原因是:电网结构薄弱, 容载比偏小, 未达到导则规定要求;线路载面细, 互供能力差, 设备过负荷或检修造成停电影响很大, 检修停电时间占全部停电时间的比重最大;城市市政建设、道路拓展等工程施工, 要求电力配合移址或改造, 造成停电, 这在大城市尤为突出;一些城网管理上比较粗放, 有的检修安排节约时间没抓紧, 有的中低压带电作业没有普及;配电网改造及自动化等科技进步没形成规模, 四遥、自动化装备技术优势没有充分发挥潜力。

1.3 区域电网的电厂接入点较少

我国多数地区电源点主要包括地区电厂和地区220 kV变电站两个组成部分。从目前电厂接入来看, 电厂接入数量相对较少, 且电厂一般为分布式电源接入, 单体发电容量相对较小, 很难满足有些地区的负荷需求。当发生重大电网事故情况下, 地区电网很难独立运行, 保证地区自身重要负荷的供电需求。从220 kV变电站电源情况来看, 220 kV变电站电源点相对较少。由于220 kV变电站缺乏, 导致现状部分220 kV变电站超过自身供电能力为110 kV变电站供电, 部分地区出现220 kV变电站主变发生N-1故障情况下过载现象, 形成地区电网安全隐患。随着新城地区经济和社会的进一步快速增长, 110 kV变电站对220 kV电源点的需求进一步加大, 地区220 kV电源点矛盾将日益突出, 形成地区电网供电瓶颈。

2区域电网10 kV开关成套设备标准化的建设对策

2.1 加强区域电网10 kV开关成套设备标准化规划建设

随着城市用电量的急剧增加, 区域负荷密度的迅速增高, 变电所已逐渐深入城中心, 且布点数量越来越多。而城中心用地的日趋紧张, 选址困难和环保要求, 使得改变变电所过去通常选用的体积大、用地多的常规户外式结构型式, 推行区域电网10 kV开关成套设备标准化, 已成为当前迫切需要解决的问题。国内外实践经验表明, 在不影响电网安全运行和供电可靠性的条件下, 通过改进布置方式, 简化接线和设备选型等措施, 实现区域电网10 kV开关成套设备标准化, 电网建设城市化、小型化, 可以达到减少占地、改善环境质量的目的。

区域电网10 kV开关成套设备标准化的建设, 力求做到与周围环境的协调, 使电网建设不仅实现减少占地, 而且还尽可能地满足建筑的多功能要求, 使其除了作为供应能源的工业建筑外, 还作为城市建筑的有机组成部分, 在立面造型风格和使用功能上, 充分体现城市未来的发展, 适应城市现代化建设需要。同时, 在规划建设区域电网10kv开关成套设备标准化时还需考虑有良好的消防设施, 按照安全消防标准的有关规范规定, 适当提高变电所建筑的防火等级, 配置有效的安全消防装置和报警装置, 妥善解决防火、防爆、防毒气及环保等问题。

2.2 加强制度建设, 完善标准管理体系

要结合对标、追标、创标活动, 建立完善配电设施安全质量标准化管理体系, 制定详细完善的工作程序、工作标准, 健全监督约束机制, 做到制度完善、监督有力、考核严格。本着“安全可靠、简便操作、实用实效”的原则, 按照“全面推进、积极实施、逐步改善”的工作方法, 制定符合工作实际的《现场标准化作业指导书 (卡) 》, 使一切生产和施工都向标准看齐, 做到“凡事有人负责, 凡事有章可循, 凡事有据可查, 凡事有人监督”。以安全质量标准化体系为平台, 进一步完善技术标准、管理标准和工作标准为核心的制度体系, 明确岗位职责, 落实安全生产责任制, 为全面实施安全质量标准化奠定坚实的基础。为加强对配电设备的管理, 方便操作人员安全、正确操作, 需规范配电设施生产现场安全标识, 制作统一的双编号和标牌, 以便进一步推行现场标准化作业指导卡, 推行检修作业标准化, 消除现场安全隐患, 为职工创造安全健康的工作环境。

2.3 突出以人为本, 营造全员重视标准化的氛围

区域电网10 kV配电设施是电力企业为广大客户提供电力保障的重点生产部位, 关系到客户能否安全可靠用电, 也关系到电力企业资产及职工安全等, 必须引起各级管理部门及运行维修人员高度重视。当前从事区域电网10 kV配电维修人员, 大部分是从社区移交来的人员, 对推行标准化管理认识不深, 缺乏应有的重视。针对此情况, 要加大推行配电设施标准化工作的宣传力度, 加强宣传标准化管理工作的目的、意义以及标准化工作对区域电网10 kV配电设施的基础性作用。应加强配电维修人员标准化知识的培训学习, 以学习标准化操作、违反习惯性违章为突破口, 全面开展标准化管理活动, 强化职工的标准化意识, 使标准化深入人心。要加强基层班组的建设, 强化员工的安全意识, 养成自觉按照标准开展工作的良好习惯, 促进安全生产水平的提高。

参考文献

[1]肖国泉, 王春, 张福伟.电力负荷预测[M].北京:中国电力出版社, 2001:56-60.

电网10kV开关柜 篇5

【关键词】配电系统；继电保护；整定计算

城市电网10kV配电系统是电力系统发电、变电、输电、配电和用电等五个环节的一个重要组成部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到党政机关、工矿企业、居民生活用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。

一、城市电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置

城市电网10kV配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不能完全避免的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。为了确保城市电网10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。

二、城市电网10kV配电系统继电保护的基本类型

城市电网10kV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。

可以想象，在10kV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10kV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。

在电力系统中利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置。如在城市电网10kV配电系统中应用最为广泛的是反映电流变化的电流保护：有定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，还有既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；利用故障接地线路的电容电流大于非故障接地线路的电容电流来选择接地线路，一般均作用于发信号，在部分发达城市因电容电流较大10kV配网系统采用中性点直接接地的运行方式，此时零序电流保护直接作用于跳闸。

三、几种常用电流保护的分析

（一）反时限过电流保护

继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。反时限过电流保护虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。这种保护方式目前主要应用于一般用户端的进线开关处保护，不推荐使用在变电站10kV出线开关处。

（二）定时限过电流保护

１.定时限过电流保护。继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。

２.继电器的构成。定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在电力系统中变配电所，作为10kV出线开关的电流保护。

３.定时限过电流保护的基本原理。在10kV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。

４.动作电流的整定计算。过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条件：

（1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即：

Idz＞Ifh.max

式中Idz：过电流保护继电器的一次动作电流；Ifh.max：最大负荷电流

（2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流Ifh.max。即：

If＞Ifh.max

因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为：

Idz.j=（Kk.Kjx/Kf.Nlh）.Ifh.max

式中Kk：可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25

Kjx——由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=√3

Kf：返回系数，一般小于1；

Nlh：电流互感器的变比。

（三）动作时限的整定原则

为使过电流保护具有一定的选择性，各相临元件的过电流保护应具有不同的动作时间。各级保护装置的动作时限是由末端向电源端逐级增大的。可是，越靠近电源端线路的阻抗越小，短路电流将越大，而保护的动作时间越长。也就是说过电流保护存在着缺陷。这种缺陷就必须由电流速断保护来弥补不可。

（四）过电流保护的保护范围

过流保护可以保护设备的全部，也可以保护线路的全长，还可以作为相临下一级线路穿越性故障的后备保护。

四、电流速断保护

（一）电流速断保护

电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。

（二）电流速断保护的构成电流速断保护是由电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般不需要时间继电器。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。

（三）瞬时电流速断保护的整定原则和保护范围

瞬时电流速断保护与过电流保护的区别，在于它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流。当在被保护线路外部发生短路时，它不会动作。

（四）瞬时电流速断保护的基本原理

瞬时电流速断保护的原理与定时限过电流保护基本相同。只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。

（五）略带时限的电流速断保护

瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端。而定时限过电流保护虽能保护线路的全长，但动作时限太长。因此，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。这样，当下一段线路始端发

生短路时，保护也会起动。为了保证选择性的要求，须使其动作时限比下一段线路的瞬时电流速断保护大一个时限级差，其动作电流也要比下一段线路瞬时电流速断保护的动作电流大一些。略带时限的电流速断保护可作为被保护线路的主保护。

五、三（两）段式过电流保护装置

由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。

目前在实际应用中，为简化保护配置及整定计算，同时对线路进行可靠而有效的保护，常把瞬时电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。

六、结语

在城市电网10kV配电系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。随着电网规模的发展，为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置并准确整定各项相关定值。

【参考文献】

[1]崔家佩，孟庆，陈永芳，熊炳辉．电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M]．水利电力出版社，1993．

[2]方大千．实用继电保护技术[M]．人民邮民出版社，2003．

电网10kV开关柜 篇6

10kV开关柜主要是由隔离开关、高压断路器、接地开关、互感器和测量、控制、调节、保护等一列的装置构成，其中各环节都有可能因为缺陷而出现故障，从而降低该开关柜整体的使用性能，给人们的生产和生活带来一定的安全隐患。因此，如何有效地减少10kV开关柜运行中存在的各类故障，成为一项值得人们去深入探讨的课题。

1、10kV开关柜运行中的故障分析

1.1发热故障分析

10kV开关柜发热故障的原因主要是导电回路，例如导体、接头和漩涡等方面的发热。如果开关柜的排出热量不能满足其本身所含的发热量，就会很容易发生事故。引起导体发热的主要原因是由于母排长期受到较大的负荷电流的影响，产生发热现象。除此之外，在母排的生产制造中，对其质量控制，使母排中含带有一些杂质，导致母排的电阻率较高，从而提高了导体的发热量。接头发热的来源是刀闸引线、刀闸接头和互感器的接线板等对接部位发生接触不良和电化学腐蚀的现象。涡流发热的来源主要是开关柜中存在于各种钢板材质隔板间环流引起的负荷电流，该电流越大，涡流发热就越显著。

1.2绝缘故障分析

在10kV开关柜运行中常见绝缘故障的来源是绝缘放电，比如导体相间闪络、导体对地闪络等。绝缘放电主要是因为开关柜中的绝缘体、绝缘间隙所具有的绝缘性不能满足其本身的需求，就会在高压情况下产生放电现象。另外，产生绝缘故障的原因也包括10kV开关柜运行的环境比较差，发生的污闪现象。例如，在一些工业发达的沿海区域，开关柜中所含的绝缘套管和绝缘子在长久积累下覆盖很多污秽，如果出现某些绝缘子的支柱泄漏距离较小时，就会很难应对污染严重、空气湿度大的环境，很容易发生污闪。

1.3电气元件故障分析

在10kV开关柜运行中所包含的避雷针、电压互感器以及带电显示器等电气元件出现的故障也是比较常见的。避雷针发生故障的原因通常是密封问题、瓷套污染以及阀片的性能老化等。当密封发生问题时，外界的潮气就会渗入避雷针的内部，使其内部的绝缘性降低，加快阀片性能的老化。与此同时，瓷套污染也会使电阻片上的电压不能均匀分布，加快电阻片老化。电压互感器发生故障的原因包括出厂质量、安装调试以及二次侧发生短路等方面的问题。带电显示器发生故障的原因包括本身的质量问题以及运行环境较差等问题。

1.4传动操作机构故障分析

10kV开关柜传动操作机构故障主要表现在传动销裂开、操作机构发生变形、拐臂断裂以及连杆断裂等。这些故障不但会使连杆发生脱落现象，导致单相接地和相间短路跳闸事故发生，严重时甚至影响开关机构操作的灵活性，致使开关发生的拒分、合事故。

1.5其他故障分析

在10kV开关柜运行过程中也包含其他方面的故障，例如小动物进到开关柜内，发生短路故障，影响到整个电网的安全性和可靠性；开关柜运行操作、维修人员没有规范自身的工作行为，发生误操作现象，损坏开关柜，严重时甚至导致爆炸事故发生，威胁整个配电网和工作人员的安全等。

2、解决10kV开关柜运行故障的有效措施

2.1加强设计、制造质量控制

加强对10kV开关柜产品设计和制造的质量控制，是保证10kV开关柜正常运行的关键环节。因此，相关厂家在设计和制造开关柜时，要注意结合其运行的环境，设计出满足客户需求的产品；根据当地电网运行的实际情况和气候条件等因素，选择出合理的设计方案；在进行开关柜电气元件的选择时，要确保该元件的质量符合相关规范标准。只有保证科学的设计方案和合格的电气元件，才能提高开关柜产品设计、制造的整体质量。同时，在开关柜组装时，也要保证车间卫生，加强监测、改进力度，将其误差减少最小。

2.2做好出厂、安装开关柜的调试和试验工作

在10kV开关柜出厂、安装过程中，要做好其出厂和安装的调试和试验工作，以提高开关柜的耐压性和绝缘性。这就需要相关厂家要为开关柜配备一定的检测设备，建立健全的检测体系，并将该体系贯彻落实到开关柜出厂和安装的各个环节中。除此之外，在进行开关柜现场安装时，相关厂家也要保证提供优质的现场服务，严格把控现场安装调试，提高开关柜安装的质量。

2.3建立良好的运行环境

由于10kV开关柜运行环境较差，导致导体老化、绝缘放电、污染等故障的发生，因此，开关柜运行的相关部门就需要提出相应的解决措施，来建立良好的运行环境。例如，在炎热的夏季，符合较高的情况下，加强10kV开关柜的通风散热性能；在雨水较多的情况下，做好排水工作；对10kV开关柜安装除湿设施，减少其内部所含的潮气；定期清理开关柜中的污秽，避免污闪现象发生等。

2.4开展运行监督工作

当在变电站运行过程中，出现无人值守的情况，就需要对10kV开关柜运行定期的开展监督巡检工作，及时地了解开关柜运行的状态，并且重视每个细节部位的检查，以减少开关柜运行故障。同时，监督巡检人员在进行开关柜中导电回路的带电测温时，可以运用红外测温仪等设备，及时地发现问题并向相关部门汇报，避免发生发热故障。

3、总结

综上所述，在电网系统的不断完善下，电网设备的质量也得到不断提高，降低了电力安全事故的发生。但是由于10kV开关柜的数量比较多，且运行的环境不尽相同，在运行过程中存在各类不同的故障隐患。因此，就需要加强对10kV开关柜运行中常见的故障类型进行总结，并从设计制造的质量控制，出厂、安装的验收和调试，运行管理监督等方面提出有效的解决措施，从而提高10kV开关柜整体运行的安全性和可靠性，推动电力事业的健康可持续发展。

电网10kV开关柜 篇7

随着国内电力负荷密度、总容量的逐年增加和城镇土地资源的日益紧缺,目前我国所采用的10 k V配网逐渐暴露出在供电距离和供电能力上的不足,现有的10 k V配网已不能适应当前经济快速发展的需要。同时国家标准GB15—1993《标准电压》也已正式将20 k V列入中压电压等级,中压配电网电压等级从10 k V升高至20 k V已是大势所趋。

但是运行电压的升高将导致电网中大量设备需要更新,由此产生的昂贵的设备更新费用将阻碍配电网升压改造的顺利进行。所以在升压改造过程中,应尽量充分利用原有的10 k V配电设备,从而降低升压改造的成本。

目前10 k V配网中所使用的电力设备按照工作位置可分为2类:站内设备和线路设备,站内的电力设备主要指变压器和开关设备。其中,开关设备的主要功能是负责实现对电能的集中控制、保护与测量,是配网的重要组成部分,因此开关设备的升压改造也是10 k V配网升压改造的重点。

目前我国所使用的12 k V开关柜种类繁多,型式差异也较大。本文对当前国内10 k V配网中主流的3类开关设备(金属封闭移开式开关柜(简称移开式开关柜)、金属封闭固定式开关柜(简称固定式开关柜)和环网柜)的升压改造方法进行了探讨,希望能为配网升压中开关设备的升压改造提供参考。本文提出采用内部结构优化改造的手段,在现有柜体基础上通过采取绝缘加强、结构调整、部分元件更换等具体措施,实现柜体的安全升压,以达到减少设备改造成本的目的。

1 开关设备升压改造的主要问题

开关设备的升压改造主要需要解决开关开断和柜体绝缘2个方面的问题,而在柜体的导电、机械和控制方面改造难度不大。

开断方面,12 k V柜体在升压后,需保证其原先的断路器、负荷开关等元件的开断能力满足20 k V运行的要求,否则必须更换这些元件。

绝缘方面,由于内部结构优化改造不改变开关柜的整体尺寸,在电压等级升高后,柜体内部的绝缘必将面临更苛刻的考验。对此,可以使用内部结构优化改造手段,通过采用绝缘包覆、更换绝缘材料和调整绝缘距离等措施,在原有柜体基础上实现安全升压。然而,并不是所有型式的柜体都能采用这种改造方式,部分柜体由于空间距离不足或关键元件无法升压等原因,无法采用内部结构优化改造的手段,只能整体替换,即购买新的24 k V柜体。

2 移开式开关柜改造

移开式开关柜是当前10 k V配网中比较流行的柜体类型。目前12 k V电压等级比较常用的移开式开关柜型号有KYN28、KYN31、PIX12、8BK20等。

移开式开关柜的结构大致可分为断路器室、母线室、电缆室和继电器仪表室4个单元隔间。其中继电器和仪表设备的改造困难不大,所以以下主要以移开式开关柜的典型产品KYN28为例,详细分析断路器室、母线室和电缆室3个单元隔间的升压改造措施。

2.1 断路器室改造

移开式开关柜的断路器安装在可移动的小车上,通过小车的前后移动实现断路器工作状态的转换,并且能方便地实现对断路器的维修和更换。

断路器是开关柜行使电能控制功能的核心元件,也是价格最昂贵的元件。断路器室的升压改造应当尽量对原有的断路器加以利用,否则将会导致整个开关柜的改造费用大幅增加。因此,断路器能否通过改造达到升压运行要求,是影响开关柜改造成本和升压改造可行性的关键因素。

KYN28开关柜配备的典型12 k V断路器为VS1型真空断路器,如图1所示。VS1型断路器的导电部分主要由灭弧室和触头臂内的导体2个部分组成,分别封装在绝缘筒与触头臂绝缘套内[1]。导电部分与断路器的操动机构共同置于小车上,工作时被推入断路器室以使断路器的动触头与静触头盒内的静触头(见图2)连通形成回路。

2.1.1 断路器改造的主要问题

升压运行后,断路器主要存在的问题是绝缘水平的不足。KYN28开关柜断路器的升压改造具体包括以下几个问题:

a.触头臂绝缘套厚度不足,运行电压升高后,触头臂内的带电导体与静触头盒之间,可能发生直接放电击穿现象;

b.电压升高导致爬距增大,而触头盒深度不变,因此可能发生静触头沿着静触头盒内壁的绝缘材料,对断路器金属活门挡板或柜体的放电现象;

c.在触头臂的末端(即触头臂绝缘套与灭弧室绝缘筒的连接处)绝缘不密封,存在升压后内部导体穿过缝隙对柜体放电的可能;

d.升压后VS1型断路器的灭弧室断口两端电压上升,必须增大开距以增加触头间的耐压能力,这将导致断路器电流开断能力下降。

针对上述几个问题,下文将对断路器室的改造按照导电回路的组成分为断路器触头臂、静触头盒和断路器灭弧室3个部分进行详细论述。

2.1.2 断路器触头臂

断路器的上、下2个触头臂是连接静触头与灭弧室的通道,升压后首先要注意的是触头臂绝缘套的耐压问题。从图1和图2中可以看出,断路器处于工作状态(即触头臂插入静触头盒内部)时,触头臂内部的带电导体与静触头盒金属部分之间的绝缘,主要由包裹断路器触头臂的绝缘套(见图1)和静触头盒内壁绝缘材料(见图2)2个部分组成。

为防止升压后触头臂内导体附近的高场强击穿绝缘套,发生对静触头盒的放电现象,必须增加绝缘套或静触头盒内壁绝缘材料的绝缘厚度。但是静触头盒内壁的绝缘材料厚度由于孔径的限制(图2)无法随意增加,而触头臂的绝缘套与内部带电导体之间还有较大的空间距离,能满足绝缘材料厚度增加的空间要求。因此,为提高触头臂内的带电导体与静触头盒之间的绝缘性能,升压后必须增加断路器触头臂绝缘套的厚度。例如在实际中,12 k V的VS1型断路器升压改造为24 k V电压等级时,需将触头臂绝缘套的厚度从3 mm左右加厚到4~5 mm,以保证升压后具有足够的绝缘性能。

其次要注意的是,升压后在绝缘套与灭弧室的绝缘筒连接处(见图1)存在漏电隐患。由于VS1型断路器触头臂的绝缘套并不是固定在其灭弧室的绝缘筒上的,在两者的连接处存在可漏电的缝隙,故升压后可能发生断路器内带电导体穿过缝隙对外部柜体放电的情况。因此,为封堵放电路径,可在VS1型断路器的三相共6个触头臂的绝缘套与灭弧室绝缘筒的连接处各添加一圈封闭橡胶,同时起到固定触头臂绝缘套管的作用。

2.1.3 静触头盒

爬电比距不变的情况下,运行电压从10 k V提高至20 k V后,开关柜内部各绝缘部件表面的爬电距离将增加一倍。因此开关柜升压后,必须注意避免绝缘表面发生爬电事故。

KYN28开关柜爬电距离不足的问题主要出现在其静触头盒(见图2)的内壁绝缘材料上。升压运行后,静触头可能发生沿着绝缘表面对金属活门或柜体爬电的现象,因此必须采取适当措施来增加爬电距离。通常采用的增加绝缘件表面爬电距离的方法主要有:增加材料的结构长度或增加绝缘材料的褶皱深度。

对于第1种方法,由于静触头盒的长度要与断路器触头臂的长度相匹配,故在不更换断路器的情况下一般难以增加静触头盒的长度。所以触头盒内壁绝缘材料受到触头盒结构的限制,其长度通常也难以增加,故通过增加材料的结构长度来增加爬电距离的方法不可行。因此,升压后主要通过第2种方法,即重新设计静触头盒内壁的绝缘材料结构,增加材料的褶皱深度以实现绝缘材料表面爬电距离的增加[2]。

2.1.4 断路器灭弧室

灭弧室是断路器实现电路开合的主要部件,灭弧室的升压改造主要针对外部绝缘和内部绝缘2个方面。

对于外部绝缘,由于VS1型断路器的灭弧室绝缘筒(见图1)的材料厚度通常要比触头臂绝缘套的厚度大得多,可以满足24 k V的绝缘需要,所以升压后不需要再增加灭弧室的外绝缘厚度。但是部分早期VS1断路器灭弧室的绝缘筒由于顶部没有密封,在电压升高后可能发生绝缘筒内部金属部件对断路器室顶部的直接放电,所以在升压后,对此类断路器应增加绝缘封盖。

内部绝缘方面,由于国外设计的断路器通常兼顾了10 k V和20 k V 2个电压等级的要求,所以其使用的灭弧室在一般情况下也是可通用的[3,4,5,6]。但是12 k V断路器升压后,通常需要增加灭弧室的触头开距,这是因为电压等级越高的断路器,其灭弧室一般需要更大的触头开距以承受较高的断口电压[7]。例如12 k V真空断路器的开距通常在8~12 mm之间,而24 k V真空断路器的则在10~16 mm之间。因此,升压后必须增加原来12 k V灭弧室的触头开距以提高其耐压水平。但是开距也不能选得过大,否则既会使真空灭弧室的寿命下降,也会影响断路器的分断能力,故在设计中一般要求在满足运行耐压的前提下尽量把开距选得小一些。在升压改造中,要根据实际情况适当增加原VS1型断路器的灭弧室触头开距,具体参数应根据柜体的运行条件而定。

与此同时,开距增大将会降低触头间有效纵向磁场的强度,从而导致断路器的短路开断能力下降。灭弧室的电流开断能力与触头直径和触头开距近似有如下关系[8]:

其中,D为触头直径;d为触头开距。

从式(1)可以看出,灭弧室触头开距增加后将必然导致其开断能力有所下降。所以,为保证断路器在20 k V电压等级条件下的运行安全,确保能够可靠开断短路电流,升压改造后的断路器在触头开距增大的前提下,其开断能力应降低一档[9]。

开断能力试验表明,对于KYN28开关柜的VS1型断路器,通过适当增大灭弧室的触头开距,可使其在降低开断能力的前提下满足升压运行的要求。对于其他型号的断路器,由于各制造厂家开关柜所使用的断路器设计条件不尽相同,因此其能否升压要通过实验加以具体论证。

2.2 母线室改造

对于开关柜母线室的改造,需要重点注意的是主母线和分支母线的空气绝缘距离问题。由于10 k V和20 k V在空气绝缘距离的要求上有较大差距(见表1)[10,11],并且母线室的空间有限,一般难以通过位置调整使母线室的空气绝缘距离达到升压要求,所以必须采取其他措施来避免升压后发生母线的相间或相地闪络。对KYN28开关柜的母线室,可以通过采用复合绝缘技术的方法来提高主母线和分支母线的绝缘性能,以满足升压后24 k V的绝缘要求。

母线室采用复合绝缘的方法,是指对各母线和分支母线采用热缩套管包裹[12],并且在连接转角处也使用绝缘接头盒包裹,从而使整个三相母线的导电部分处于完整的绝缘包覆下。母线实际上采用了空气和热收缩套管的复合绝缘,以提高母线相间及相地的绝缘强度,从而可以在原有空间距离不变的前提下保证在24 k V下的正常运行。

通过采用复合绝缘防护,使得KYN28母线室较原本的裸母线型式单纯的空气绝缘增加了绝缘裕度,同时减少了由于环境或异物进入而引起的短路事故,可以使KYN28母线室的绝缘水平达到升压运行的要求。

2.3 电缆室改造

KYN28开关柜的电缆室是电缆进线后通过接地开关和电流互感器连接至断路器静触头的单元隔间。该室的升压改造主要针对母排、接地开关、电流互感器和避雷器,按照改造方式分为2类:首先是对母排和接地开关的相间和相地绝缘进行加强;其次是更换接地开关、互感器和避雷器等元件。

2.3.1 绝缘加强

如表1所示,运行电压的升高对电缆室内各相间和相地之间的空气绝缘距离提出了更高的要求。但是由于KYN28电缆室的三相横向布置,使得柜体的宽度限制了母排和接地开关的相间和相地空气绝缘距离,无法满足升压的要求。

例如,KYN28一般出线柜的柜宽为800 mm,所以在考虑引线铜排宽度为80 mm的条件下,柜宽能够满足12 k V电压等级规定的125 mm空气净距离的要求(80 mm×3+125 mm×4=740 mm<800 mm)。但是在升压后相间空气净距离要求提高为180 mm,相对地提高为200 mm,从而导致24 k V电压等级总的柜宽要求超过800 mm(80 mm×3+180 mm×2+200 mm×2=1 000 mm)。所以升压后电缆室内导体的空气净距离将不能满足安全运行的条件,因此必须采取其他措施增强KYN28电缆室内的缘绝。

图3所示为800 mm KYN28开关柜电缆室的绝缘改造方法。其中,210 mm为KYN28母排和接地开关的三相中轴间距。为了使原有的12 k V柜体电缆室能够满足24 k V运行要求,母排和接地开关应考虑采用复合绝缘的方法来提高其绝缘强度,主要是对母排用热收缩套管包覆,同时在母排和接地开关的各相之间和相地之间增设SMC绝缘隔板[13,14]。SMC材料具有优越的阻燃性、耐电弧性、耐漏电性,可以极大提高相间和相地的绝缘性能;并且具有很好的耐水性,能在潮湿环境中长期工作。但在安装时要注意保证绝缘隔板两侧空气间隙不小于30 mm。

通过采用复合绝缘改造方法,可以使KYN28开关柜电缆室内的母线和接地开关的相地和相间绝缘达到24 k V运行要求。

2.3.2 元件更换

升压后除了对接地开关进行相间绝缘加强外,还需要将原来的12 k V接地开关更换为24 k V设备,但要注意保证相间距离前后一致。同样,电缆室内的12 k V避雷器和电流互感器升压后也无法继续使用,需要替换为相应的24 k V避雷器和电流互感器。虽然24 k V避雷器的长度比12 k V避雷器几乎增加一倍,24 k V电流互感器在尺寸上也要比12 k V电流互感器增加几十毫米,但实际设计的KYN28电缆室内部空间比较充裕,可以满足在安全距离足够的条件下对电流互感器和避雷器进行更换的要求。

2.4 内部结构优化改造小结

总体而言,KYN28移开式开关柜20 k V升压改造主要包含以下几个方面。

a.对裸露的金属导电材料(主母线、分支母线、母排)进行绝缘包覆,主要是使用热收缩套管来提高绝缘性能。对开关柜内部原本相间和相地的空气净距离不足的部分(图4中H和L),通过采用复合绝缘的方式来保证安全运行条件。

b.使用绝缘隔板分隔电缆室的母排和接地开关,以进一步提高绝缘性能。

c.增加静触头盒内绝缘材料的褶皱深度,在静触头深度(图4中C)不变的条件下增加爬电距离。

d.断路器出线端连接处加密封橡胶,防止对断路器活门或柜体放电。

e.加大断路器灭弧室触头开距,稍降低运行时的开断能力。

f.更换电流互感器、接地开关和避雷器。

除以上几个主要改造方面以外,对于KYN28开关柜的继电器仪表室内部的仪表、指示灯等元件可根据需要进行更换,改造难度不大。此外,开关柜柜体的操动机构也不需要变化。

从成本上来讲,改造一台KYN28移开式开关柜大致需2.5万元(主要为接地开关、电流互感器、避雷器的更换费用),相比重新购置一台新柜体所需要的8万元,仅为1/3左右。这表明,相比更换新的24 k V柜体,对移开式开关柜采取内部结构优化改造的方式来进行升压具有显著的经济优势。

3 固定式开关柜改造

以GG-1A为代表的固定式开关柜是我国较早使用并且应用范围较广的一类开关柜。现在使用最多的XGN系列固定式开关柜是在半封闭的GG-1A基础上,实现全封闭的一类箱型固定式室内开关柜,其12 k V的典型产品有XGN2、XGN28B、XGN36、XGN68等。

固定式开关柜与移开式开关柜最明显的不同在于前者的断路器无法移动,并且在断路器室里增加了上、下2个隔离开关以保证在检修时检修元件与带电部分隔离。除此以外,固定式开关柜与移开式开关柜在母线室和电缆室的结构上没有太大差别,可以使用类似的方法对固定式开关柜的母线室和电缆室进行改造,但对于断路器室来说升压改造方式有所不同。

3.1 母线室和电缆室改造的方法

固定式开关柜的母线室和电缆室由于在结构上与移开式开关柜相似,所以母线室和电缆室的改造可参照移开式开关柜进行,例如使用热缩套管对裸露导体进行绝缘包覆和使用绝缘隔板分隔母排等。并且固定柜的尺寸一般相对较大,与移开式开关柜相比在改造所需的空间距离上具有更大优势,改造施工更为方便。

例如12 k V固定式开关柜典型产品XGN2的柜宽达1100 mm。根据前文分析,即使不使用复合绝缘技术,其电缆室的柜宽也能使母排的相间和相地绝缘距离满足24 k V电压等级的要求。

3.2 断路器室改造的困难

固定式开关柜升压改造的主要困难在于断路器和隔离开关的绝缘子长度。

固定式开关柜通常使用体积较大的敞开式断路器,这种类型的断路器在结构上与VS1型断路器有所不同。两者最显著的差别是VS1型断路器没有绝缘子,而敞开式的断路器通常是使用绝缘子将灭弧室固定在构架上的。图5所示为XGN2固定柜使用的ZN28A-12断路器[15],它的真空灭弧室和绝缘子暴露在外界环境中。

从10 k V升压到20 k V后,必须增加ZN28A-12断路器的绝缘子长度以满足耐压升高的要求。但是从图5中可以看出,ZN28A-12断路器每相绝缘子的两端都固定在构架上,其长度受到结构的限制,难以在原来的构架上更换为更长的绝缘子。故绝缘子长度不足的问题使得此类敞开式的断路器不能改造,只能更换整个断路器。

另外,断路器室内的隔离开关也是固定在绝缘子上的,同样存在升压后绝缘子长度不足的问题,故隔离开关也需要更换。

3.3 改造成本分析

从改造成本上来说,由于固定柜必须更换断路器和隔离开关,改造费用将因此大幅升高,导致内部结构优化的升压改造方式在经济性上变得不可行。例如,改造一台GG-1A的成本为6万元,其中断路器的更换费用就达2万元,而一台新GG-1A固定柜的购买价格只有7~8万元。可见改造与购买新柜体相比经济优势已不明显,考虑到改造后柜体使用寿命等因素,故一般不推荐采用内部结构优化改造的方式来进行升压。

然而,也有一部分固定式开关柜使用类似VS1型的封闭或半封闭断路器。这类断路器没有绝缘子,故不存在绝缘子长度不足的问题,升压时就不需要更换断路器,故能节约大量改造成本。因此这类固定式开关柜可以采用内部结构优化的方式来进行升压改造。

4 环网柜改造

环网柜是近年来为适应因对供电可靠性要求的提高而采用的环网供电方式的新柜型[16]。在10 k V配网中,国内使用较多的环网柜型号有SM6、M24、Uni Switch、Safe系列、HXGN及XGN系列环网柜。按照其设计制造厂家的不同,可以将环网柜的升压改造分为国内和国外2类进行讨论。

首先,对例如SM6、M24、Uni Switch、Safe系列等国外厂家生产的12 k V环网柜而言,由于其绝大多数都是按照24 k V电压等级设计的,其开关的开断能力和元件的绝缘距离都达到24 k V的技术要求,不需要改造。所以这些国外厂家生产的环网柜一般可直接升压使用,不需对主要的一次元件进行绝缘加强,但需要更换部分12 k V电压等级元件。环网柜主要元件的利用情况见表2。

其次,对于HXGN系列和XGN系列等国内厂家生产的环网柜,由于开关柜本身按照12 k V电压等级设计制造,其开关的开断性能和绝缘距离都达不到24 k V电压等级的使用要求,故无法直接升压。同时,由于环网柜结构往往比较紧凑,很难进行升压改造,因此在电网升压中这些国内生产的12 k V环网柜无法通过改造利用,建议选择合适的24 k V开关产品进行整体替换。

综上,现有10 k V配电网中的12 k V环网柜,如果是按照24 k V电压等级标准设计的,一般只需要更换部分元件就可以升压使用,而按照12 k V电压等级设计的柜体则无法升压使用,需要整体更换。

5 中性点接地方式的影响

需要说明的是,以上讨论的对开关设备进行内部结构优化升压的前提是系统采用中性点经小电阻接地方式。

当20 k V系统采用中性点不接地或经消弧线圈接地运行方式时,柜内的工频电压峰值及雷电过电压峰值都要高于直接接地或经电阻接地的方式,此时复合绝缘的改造方法已经不足以弥补柜体在绝缘性能上的不足[17,18]。

此外,在中性点非小电阻接地方式下所需要的断路器耐压水平也较高。对比12 k V和24 k V的断路器参数可知,原本12 k V的断路器勉强满足24 k V电压等级中性点经小电阻接地系统的运行要求,但在中性点不接地或经消弧线圈接地方式下,存在断口耐压和灭弧能力不足等问题,故难以通过改造的方式继续使用。而若要更换断路器,则意味着内部结构优化升压的改造方法相比重新购买新的24 k V开关柜不再具有经济上的优势。所以在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中,推荐对开关设备进行整体替换来实现升压,而不建议采用内部结构优化改造的方法。

6 结论

本文总结了国内3类典型12 k V开关设备(移开式开关柜、固定式开关柜和环网柜)的20 k V升压措施,概括如下。

a.对于目前10 k V电网中使用比较普遍的移开式开关柜,一般都可以采取内部结构优化的改造方法来实现升压,具体措施主要包括以下3种。

措施1对柜体内部(主要是母线室和电缆室)裸露的金属导电部分,如主母线、分支母线、母排,使用热缩套管进行绝缘包覆,加强绝缘。

措施2电缆室:柜宽不足时,采用复合绝缘的方法,使用SMC绝缘隔板分隔电缆室的母排和接地开关;对接地开关、避雷器和电流互感器进行更换。

措施3断路器室:增加灭弧室开距,降低开断能力,在绝缘薄弱处(如触头臂的绝缘套)增加绝缘强度;尽量增加静触头盒内的爬电距离,防止静触头对断路器活门或柜体放电;其次,对断路器触头臂和绝缘筒的连接处进行绝缘封堵,避免升压后在断路器的缝隙处发生漏电现象。

b.对于固定式开关柜,改造方式根据其使用的断路器类别,分2种情况进行讨论:对于使用开放式断路器的固定柜,由于其断路器的绝缘子长度不足而难以改造,所以必须更换断路器,故从改造成本考虑不建议对此类柜体进行内部结构优化改造,而进行整体替换;对于另一部分使用封闭或半封闭型断路器的固定柜,由于不需要更换断路器,可以采用内部结构优化改造的方式进行升压。

c.对于环网柜的改造,根据其本身的设计等级分2种情况讨论:国产环网柜一般按照12 k V电压等级设计,各方面都难以达到24 k V电压等级升压要求,并且因为环网柜柜体一般空间狭小,所以很难进行升压改造,只能进行整体替换;而国外厂家生产的12 k V环网柜大多数按照24 k V电压等级设计,所以升压改造不存在技术困难,只需更换电流/电压互感器、熔丝、带电显示器、电压表、电缆头及避雷器等元件。

相比更换整面柜体,内部结构优化的升压改造方式通过利用原有的设备,能够明显降低改造成本。同时由于改造在原有结构基础上进行,柜体的尺寸不变,因此不需要调整一、二次电缆进线位置,进而避免了对土建基础进行再施工的麻烦。所以在条件允许的情况下,推荐尽可能采取内部结构优化的改造方式对开关柜进行升压。

电网10kV开关柜 篇8

随着国内经济发展,电力负荷密度、容量也越来越大,原来的10 k V配网已不能适应发展需要,因此各供电部门纷纷提出需提高配电电压。各大专院校、科研单位作了大量研究工作,提出了使用20 k V作为配电电压的意见,国家标准GB 156—1993《标准电压》正式将20 k V作为电压等级列入。国内首先使用20 k V的是苏州工业园区,紧接着辽宁本溪供电公司南芬地区和大连长兴岛等也分别采用了20 k V作为配电电压。

在国外已大量采用20 k V作为配网运行电压,已有较长时间的运行经验,并有一套成熟的标准及相应的电器设备。但在国内,20 k V配电网建设尚在起步阶段,一些电网公司根据系统运行方式的不同,提出自已的技术规范,10 k V和20 k V设备还将并存很长时间,虽然目前江苏省推广力度很大,但10 k V设备制造批量仍是远远大于20 k V,因此20 k V设备价格降不下来。如果若干年以后,20 k V生产批量能与10 k V相差不多,那么20 k V设备价格会迅速接近10 k V设备,甚至于可以持平。

1 技术参数

法国电力公司220 k V一次主接线采用线路变压器组,苏州工业园区110 k V也采用线路变压器组,主变容量法国城市用70 MVA,农村用36 MVA,苏州工业园区用63 MVA,现发展到100 MVA,因此短路容量都不会超过25 k A,对于额定电流,输送同样容量的电能,20 k V系统将比10 k V系统的额定电流成比例降低。根据上述容量,一般主变开关额定电流不会超过2 500 A,出线一般在1 250 A以下,因此江苏省电力公司指定企业标准为:短路耐受电流25 k A/31.5 k A 4 s,额定电流630 A/1 250 A/2 500 A/3 150 A,从导电角度来讲,20 k V设备比10 k V容易解决。

20 k V的绝缘水平要求在国际标准、国家标准、国家电力行业标准、江苏省电力公司企业标准中均有规定,20 k V开关设备技术要求见表1。

从表1可见,国家标准与国际标准是一致的,电力部门行业标准对雷电冲击耐压的要求也与国家标准一致,但在工频耐压值,此值明显高于国际标准和国家标准。其原因是国外20 k V电网与国内一样,也有小电阻、大电阻、消弧线圈接地方式,但不论何种接地方式,都是采用速断保护,而我国不接地或经消弧线圈接地,按照电力规程可持续运行2 h。

由于国内外20 k V电网运行方式不同而引起工频耐压值不同,因此国外制造商均是采用工频耐压值50 k V,而国内制造商是采用了65 k V。为了满足国内需求,国外制造厂也有了工频耐压65 k V的产品。接地与不接地之间,二者成本相差10%左右。

除此之外,随着电压升高,在爬电比距不变的条件下,其爬电距离将显著增大,空气净距也从125 mm(10 k V)提高到180 mm(20 k V),这些都将对开关柜的设计提出新的要求。

2 元器件的选型

2.1 断路器

一般国外设计的断路器(含操动机构)已兼顾了10 k V和20 k V电压等级电网系统要求,断路器使用的灭弧室一般情况下是通用的,尽管20 k V短路开断的恢复电压参数要比10 k V高,但对于真空灭弧室是能承受的。只是对开断电流参数有可能会降低一挡,这对24 k V电网系统是可以接受的。

目前开关柜基本上采用手车柜较多,断路器安装在移动式的小车上,因此如果10 k V等级和20 k V等级开关柜的宽度相同,则10 k V断路器与20 k V断路器在宽度和相间距离上一般也是相同的,但在绝缘及爬电距离上20 k V要比10 k V要求高一些,会采取增加断路器触头臂的深度以及增加爬电距离等措施。

2.2 电流互感器

国内已有几家互感器厂生产20 k V的电流互感器,其电流比从20 A/5 A~2 500 A/5 A不等,外形尺寸根据额定电流不同,可分为20~1 250 A和1 500~2 500 A两种。

20~1250A电流互感器外形尺寸一般为180mm×(350~470)mm×300 mm(宽×长×高),1 500~2 500 A电流互感器外形尺寸一般为220 mm×(350~470)mm×300mm,它与10 k V互感器主要差别:在相同额定电流下,宽度大,高度高,尤其是1 500~2 500 A电流互感器,20 k V比10 k V的宽度增加了约45 mm,高度增加了约60 mm。

2.3 电压互感器

国内也有几家互感器厂生产20 k V的电压互感器,根据电压互感器高压端接线的形式不同,分为星形接线(型号为JDZX)和V型接线(型号为JDZ),其电压比为20 k V/0.1 k V,准确级有0.2P,0.5P,3P或6P等,额定二次容量根据次级数量的不同(二次或三次)有些差异。

两种型号的电压互感器外形尺寸有所差异,JDZX一般为225 mm×370 mm×320 mm(宽×长×高),JDZ一般为240 mm×370 mm×320 mm。它比10 k V电压的宽度大,高度高,宽度增加了55~65 mm,高度增加了60~70 mm。

2.4 避雷器

国内也有生产避雷器的厂家,10 k V与20 k V等级避雷器主要参数见表2。

由表2可以看出,由于方波通流容量的要求相同,因此外径区别不大,而由于额定电压和雷电冲击残压升高,因此外绝缘及内部放电间隙的增加,导致避雷器高度几乎增加了一倍。

2.5 熔断器

同样国内也有生产熔断器的厂家,根据保护对象不同,分为电压互感器和变压器,10 k V和20 k V熔断器主要参数如表3所示。

由上表可知,由于熔断器电压升高,为保证熔断器开断性能,因此在长度上20 k V比10 k V增加了150~160 mm。

2.6 绝缘子和高压传感器

20 k V等级的绝缘子和高压传感器国内生产厂商较多,20 k V高压传感器主要是电容芯与10 k V不同,由于额定电压升高,高压端对地的分布电容不同,因此要求电容芯的电容量随之改变,一般10 k V等级的电容量为100 p F,而20 k V等级的电容量为80 p F。

另外20 k V等级的绝缘子和高压传感器比10 k V在绝缘水平及爬电距离上有明显增加,使得其高度也相应增加了约70 mm,一般10 k V等级绝缘子和高压传感器高度为140 mm左右,而20 k V约210 mm。

3 开关柜设计

3.1 柜体结构

20 k V开关柜功能小室与10 k V开关柜相同,由母线室、断路器室、电缆室和低压室组成。虽然20 k V开关柜在绝缘水平、电气距离等方面要比10 k V开关柜大,但国外设计的20 k V开关柜为了达到10 k V开关柜的系列化、标准化,因此在基本结构上要与10 k V开关柜一致,例如各种功能联锁、门的结构、帘门和在耐受内部电弧故障能力的设计上等等。

在国外20kV开关柜与10kV开关柜额定电流小于1000A时,柜宽为800 mm,大于1000A的为1000mm,只是在柜深和柜高上有所增加。国内生产的20kV开关柜的宽度一般都为1000mm,柜深和柜高都比10kV开关柜有所增加。

国内外一般常用开关柜尺寸:20 k V为1 000 mm×2 200 mm×2 330 mm(宽×深×高),10 k V为800 mm×1 405 mm×2 130 mm。

3.2 绝缘水平

为了达到20 k V绝缘水平要求,国外引进的产品都利用均匀电场来满足绝缘水平。例如母线边缘都采用圆角过渡,并且在母线室的母线搭接部位安装圆弧形母线均压件,使电场分体均匀。

除了上述方法外,为了加强绝缘,还采用了主母线和分支母线都用热缩套管包敷,或采用环氧树脂喷敷在母排上即母线硫化。

为了保持安全净距,还采用了导体对地和相间安装SMC绝缘隔板等。

4 性价比

综上所述,20 k V开关柜的外形尺寸、所用元器件都要比10 k V开关柜略大,这主要原因为电器绝缘水平的要求;10 k V开关柜工频耐压为42 k V,20 k V开关柜工频耐压为50 k V。对于中性点不接地系统,20 k V开关柜工频耐压要求提高至65 k V。因此制造成本也会相应增大。对于相同规格额定电流的开关柜,对工频耐压50 k V的,其制造成本要比10 k V高25%~30%,对工频耐压要求65 k V时,其制造成本会增加到30%~40%。如果批量增加,则相应增加值也会减少。

10kV开关柜运行检修要点探讨 篇9

关键词：10kV开关柜,检修,分类,原则,要点

0 引言

近年来, 随着电网规模的不断扩大, 电网设备数量不断增加, 10kV配电网得到迅速发展。随着配电开关设备的高速发展, 先进配电开关设备的不断出现促进了配电网络自动化的实现, 提高了供电的可靠性。

开关设备是配电设备中非常重要的设备, 其一旦发生事故, 将可能导致大面积地区用户停电, 造成巨大的经济损失和不良的社会影响。同时, 由于高压开关设备问题造成的电量损失平均每年高达百万千瓦, 能源和经济损失非常严重。所以, 在10kV开关设备运行的时间段内, 必须对其进行定期检修和维护。本文的目的是分析10kV开关柜运行检修的要点, 为以后的10kV开关柜维护工作提供参考。

1 10kV开关柜检修的分类和原则

1.1 10kV开关柜检修的分类

(1) 日常维护:即现场检修, 包括必要的清扫维护和检查调整。一般3个月或停电检修时进行一次。 (2) 计划检修:高压开关柜的解体检修, 包括柜内真空断路器的检查维护、开关柜内一次设备预防性试验、微机保护装置的更换、母线停电检修以及小修全部项目。计划检修每1~2年进行1次。

1.2 10kV开关柜检修的原则

在开展10kV高压开关柜状态检修时, 要坚持以下原则: (1) 推进状态检修工作必须坚持“安全第一”的原则, 以提高设备的可靠性和管理水平为目的, 加强设备状态的监测和分析, 科学、合理地调整检修间隔、检修项目, 同时制定相应的管理制度, 保证设备的安全运行。 (2) 坚持体系建设先行原则, 从管理、技术和执行3个方面建立完善的体系结构。建立基层单位状态检修领导小组、工作小组、专家小组, 明确各小组职责。 (3) 建立10kV开关柜实施方案, 总体规划、分步实施、先行试点、逐步推进。为了完善现行检修管理体制, 需要实施设备状态检修, 这要求既要有长远目标和合理构想, 又需具备扎实的技术基础, 可以分步实施, 先试点, 在取得成功的经验基础上再逐步推广。 (4) 规范、完善检修基础管理, 全面落实设备管理的责任制, 强化检修质量管理, 保持设备处于良好运转水平, 这样就可以从制度上、人员上、技术上为全面实施设备状态检修奠定良好的基础。

2 10kV开关柜检修要点

2.1 检修说明

(1) 10kV开关柜的检修, 包括开关柜体、柜面仪表及指示装置、继电保护装置及二次回路、联锁装置和开关内的真空断路器、电流互感器等设备。关于开关柜内的独立设备, 如本检修工艺未详细说明, 可参见相关设备的检修工艺。 (2) 10kV开关柜内二次回路每3个月检查一次, 对小车触头进行检查;操作机构的合闸与分闸线圈的电阻, 每2年测量一次。

2.2 日常检修项目和要求

(1) 检查、清扫开关柜。开关柜内无异物, 移动轨道润滑良好, 挡板无变形, 位置正确。轴销齐全、连杆无变形现象。各电气连接部分可靠、无过热变色变形等现象, 各闭锁装置正常并涂抹凡士林。 (2) 开关位置接点通断情况检查。接线紧固无松动, 端子编号齐全, 加热器完好。外壳完整无碎裂, 接点动作灵活可靠, 接线紧固无松动。 (3) 遮断器检修。遮断器外表完好无裂纹, 固定螺丝紧固无松动, 真空遮断器绝缘子表面清洁完好, 无碎裂、无灰尘、无污垢及变色现象。 (4) 辅助设备检修。打开电缆仓盖板, 清扫检查电缆仓, 清洁无灰尘, 孔洞封堵完好。 (5) 柜面元件安装端正, 接线牢固, 电度表、高压带电指示装置、继电器及信号灯工作正常, 符合相关规定。检查开关位置指示信号灯指示正确。 (6) 检查开关柜密封良好, 门锁齐全, 机械和电气带电闭锁装置作用可靠, 在有电情况下不能打开柜门。手车位置检测行程开关作用良好, 能正确反映手车位置。开关机械位置闭锁装置作用良好。检查二次回路连接牢固, 接线正确。 (7) 拉出手车, 检查开关柜后部带电防护挡板作用良好, 开关手车拉出后能自动复位。 (8) 检查柜体接地良好, 手车接地轨道接触良好, 表面无锈蚀现象, 并涂干黄油。手车推拉应轻松灵活, 到位后能自动闭锁定位, 无卡滞现象。 (9) 电流互感器。用抹布擦拭互感器装置表面, 检查一次接线紧固情况。检查互感器二次端子和铁芯接地良好。

2.3 计划检修项目和要求

10kV开关柜检修要编制详细的检修方案, 在进行讨论修改通过并上报主管部门审批后方可进行作业。

(1) 开关柜体检修。断路器拉至试验位置, 用小车移至柜外。清扫检查断路器移动轨道、挡板连杆、轴销等, 使开关柜内无异物, 移动轨道润滑良好, 挡板无变形, 位置正确;轴销齐全, 连杆无变形现象;接地闸刀及闭锁机构各电气连接部分可靠, 无过热变色变形等现象。 (2) 真空断路器检修。清扫断路器绝缘子和真空室, 用抹布擦拭干净。检查储能弹簧无变形无锈蚀现象。传动轴转动灵活, 并注润滑油。各零部件正常完好。由于分、合闸时的振动致使螺钉、开口销松动妨碍机构的正常工作, 因此各固定螺钉、开口销等应齐全牢靠。各部位螺栓连接坚固, 受力均匀。检查三相触指弹簧应无变形, 接触面无发热变色现象。 (3) 微机保护单元检修。清洁保护单元外部端子, 用干扁油刷刷干净, 各部件应正常完好无松动发热现象。保护定值及压板投退检查应与台账相符, 对保护单元进行校验。更换保护单元前应仔细核对单元类型, 并根据新保护单元提供2个版本的图纸及施工方案, 报电控部审批后方可进行。 (4) 操作机构检修。各转动、传动部件检查, 并加注少量机油。所有弹性销、开口销、环形开口卡簧弹性销齐全不缺无松动, 开口销已打开, 环形卡簧固定牢固。弹簧固定牢固, 弹簧匝间均匀, 弹簧和导向杆无锈蚀, 导向杆端部固定良好。储能机构操作平稳灵活无卡涩, 弹簧挂钩可靠。 (5) 电流互感器检修。用抹布擦拭互感器表面, 检查互感器二次端子和铁芯接地良好。拆除电流互感器所有一次线后进行校验, 更换电流互感器应仔细核对设备型号, 校验后方可更换。 (6) 二次控制回路检修。所有二次接线清扫、检查、紧固, 线牢固, 编号完整清晰, 螺丝齐全无滑牙现象。辅助开关固定牢固, 接点完好, 动作可靠。

2.4 事故处理

事故处理的原则: (1) 尽快限制事故的发展, 消除事故根源, 解除其对人身和设备安全的威胁; (2) 用一切可能的办法, 保持对用户的正常供电; (3) 尽可能保持设备持续正常运行, 保证对用户的供电; (4) 尽快对已停电的用户恢复供电, 优先恢复重要用户的供电; (5) 调整系统的运行方式, 使其恢复正常运行。

3 结语

10kV开关柜在配电设备中非常重要, 若在操作中发生意外, 不仅有可能危及人身及电网设备安全, 还会导致大面积停电, 给社会造成巨大的经济损失和不良影响。笔者结合自身从事变电站设备检修的工作经验, 概括了10kV开关柜日常、计划检修的要点, 指出了检修过程中应注意的问题, 希望能为以后的检修工作提供参考。

参考文献

[1]唐永胜.电力系统状态检修与在线监测相关问题研究[J].贵州电力技术, 2005 (8)

[2]杜彦明, 顾霓鸿.国内配电开关设备现状及事故情况[J].电网技术, 2002 (2)

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[4]陈伟.浅谈10kV真空开关运行与检修[J].煤, 2007 (10)

10kV高压开关柜交接试验分析 篇10

1 10 k V高压电气设备的接线方式

一般情况下, 110 k V变电站中的主变压器有两三台, 变压器的排列方式为并列方式, 而且每一台变压器均带有10 k V馈线线路12条, 分别用于连接不同的电气设备。本文探讨的10 k V高压室内电气设备接线, 即并联于上述12条10 k V母线上, 同时, 实现了高压室通过变低开关与变压器的互联。需要注意的是, 开关与临近高压室的连接主要由母联开关实现。在该高压室内, 共有16个10 k V高压开关柜, 即12个10 k V馈线开关柜、2个电容开关柜和1个变低开关柜。本文以16个10 k V高压开关柜为例开展电气试验, 但不包含电阻柜、曲折变和高压室避雷器等电气设备的试验。

按照电气设备交接试验的操作流程规范, 在进行交接试验时, 包括3个主要方面, 即绝缘电阻试验、耐压试验和回路直流电阻测试。其中, 绝缘电阻试验主要检测绝缘性能、开关断口性能;耐压试验属于破坏性试验, 是指持续1 min对设备进行38 k V高压施压, 以检测设备的耐压能力;回路直流电阻是指检测开关闭合后的回路直流电阻。

需高度重视10 k V高压开关柜的电气试验, 操作前需安排专人负责实际操作, 包括2个操作人员和1个监护人员。电气试验的具体操作步骤为:将开关线路侧三相短路接地, 用接地线接地, 保证其处于分闸状态;利用兆欧表将关断口的绝缘摇开, 如果电阻值超过1 200 MΩ, 则提示绝缘满足要求;提升电压至3 k V, 持续1 min后加压后摇绝缘电阻, 如果电阻值高于1 200 MΩ, 则提示耐压试验与绝缘电阻值均符合规范;将短路接地线拆掉, 并保持开关的合闸状态, 待开关母线侧三相短路后摇绝缘, 如果符合试验要求, 则将电压提升到38 k V, 并持续1 min, 然后重复摇绝缘, 如果达到要求, 则表明绝缘电阻值和耐压试验符合要求。

根据上述方法和操作流程完成10 k V高压开关柜交接试验的用时通常为30 min。在高压室内, 一般设有10 k V开关柜交接试验, 但如果根据该方法试验, 则需要多耗费5 h, 且操作复杂, 操作人员易出现麻痹大意、过度劳累的现象, 这对试验结果的影响比较大。

2 交接试验时间过长的原因

笔者认为, 造成10 k V高压开关柜交接试验时间过长的原因大致包括2个方面, 即环境因素和试验方式。

2.1 试验方法分析

目前, 在选择10 k V高压开关柜交接试验的操作方式时, 一般选择逐个试验开关柜的操作方式, 这种方式可将危险因素全部排除。但因高压室内的开关柜数量多、试验工作量大, 增加了试验难度, 且需用2套设备开展试验, 会消耗大量的人力和物力, 且收效一般。同时, 如果工作量过大、试验时间过长, 容易降低工作人员的工作积极性。

2.2 环境条件

在高压室新建或改造完成后进行10 k V高压开关柜交接试验的过程中, 根据试验的要求, 需要对二次回路采取一定的调试措施, 并根据计量模块的要求, 在安装过程中给予一定的支持和帮助。在这种情况下, 高压室内的工作环境极为复杂。在进行耐压试验时, 由于需要疏散现场人员, 导致延长了试验时间。

为了尽量缩短10 k V高压开关柜交接试验的时间, 需要对上述2个因素进行严格控制, 以确保试验结果的准确性。

3 优化方法

3.1 交接试验的规范性措施

10 k V高压开关柜交接试验必须具有规范性。因此, 在试验过程中, 操作人员必须根据实际情况, 制订规范的10 k V开关柜交接试验制度, 且需要加强对制度落实的监督。在制度落实的过程中, 为了保证操作人员的人身安全和试验安全, 必须对现场加压进行细致、规范的规定, 及时疏散现场的非试验人员, 使其远离高压试验, 并彻底清理干净与试验无关的材料, 从而确保高压试验顺利开展。

3.2 一次性完成试验的措施

通过对高压室内10 k V开关柜电气主接线的研究, 为了顺利实施试验, 应不断优化试验方案。优化后的实施方案是确保开关绝缘电阻与耐压试验一次性完成的重要途径。在实际操作中, 将高压室主变连接至其他电气设备上, 实现10 k V开关柜的互连后, 能并联至同一根母线上。此时, 便可通过对母线加压、绝缘等措施, 保证开关柜一次性完成耐压和绝缘电阻试验。开关柜耐压和绝缘试验的步骤如下。

在开始绝缘和耐压试验前, 将试验人员分成两组, 分别负责回路电流电阻试验和绝缘耐压试验, 并积极做好试验准备工作。在开关回路直流电阻操作中, 应同步完成接线工作, 仔细检查是否具备试验条件。同时, 另外一组工作人员应检查开关是否处于合闸状态, 测试回路电流电阻, 并将回路开关调至分闸状态。完成上述操作后, 将高压操作箱与变压器互联, 并将开关柜线路侧三相短路用导线接地。完成接地后, 检查接地情况, 保证不存在安全隐患。一组人员完成准备工作后, 疏散现场的非试验人员, 另外一组人员负责开关断口绝缘和耐压试验等。具体如图1所示。

将开关柜线路侧的接地导线全部拆除, 合上开关柜的开关, 确保两相母线接地, 对另外一相母线加压, 并有效处理耐压试验和整组电阻。

上述方法简化了传统的试验方法, 不仅省去了大量的试验步骤, 还大大缩短了试验时间, 具有很大的优越性。

4 结束语

1 0 k V高压开关柜交接试验在整个系统的交接试验中占有重要的地位。为了确保电气设备的安全性和稳定性, 必须加强对10 k V高压开关柜交接试验的规范性研究。笔者结合具体实例, 系统分析了开关柜交接试验的操作流程和方法。对交接试验用时过长的原因分析后发现, 环境条件和试验方式是最主要的因素。同时, 根据这2个因素制订了优化试验操方法的方案。实践证明, 该方案不仅缩短了试验用时, 还提高了试验效率, 值得推广应用。

参考文献

[1]潘邦浩.10 k V高压开关柜交接试验分析[J].科技资讯, 2010 (13) :63-64.

[2]王洲.10 k V高压开关柜交接试验方法[J].中国高新技术企业, 2012 (09) :125-126.

电网10kV开关柜 篇11

[关键词]10kV变配电所；低压开关；问题；保护

1、10kV变配电所低压开关保护中存在的问题

一般来讲，10kV变配电所低压开关通常有两种动作特性：短路瞬动以及过载短延时。其中，瞬动动作开关往往产生低于0.1s的动作时间，而短延时过电流开关往往产生0.1s至0.4s的动作时间。通常情况下，在10kV变配电所中的低压开关与高压开关之间，存在很多的保护级数，而且每个开关保护的操作都具有不同的特性，这就导致上下级的保护配合中出现一些列的问题。

1.1低压开关容量过大

通常情况下，在10kV变配电所中，选择过大容量的低压开关，会导致在低压开关还没有脱扣之前，上一级的保护就已经出现跳闸现象，从而造成上下级保护配合也就是保护选择性的破坏。

1.2电流速断整定值计算

一般而言，10kV变配电所中电流速断整定值的计算通常会以3倍的过流定值为参照，这种计算方式会使电流速度整定值与实际的短路电流之间存在较大的差异，定值过小，就不能及时的发生电流速断保护动作，从而对保护选择性造成破坏。

1.3保护级数过多

以供电局规定的时限为依据，对下级保护进行推算，结果发现时限之间不存在任何台阶，具体来讲，过流保护、速断保护的上下级保护时限分别为0.4s、0.1s，在这种情况下，上下级保护很难进行正确的配合。

1.4低压开关漏电

低压开关漏电现象主要体现在三个方面：第一，支路开关漏电时不会有任何动作的发生，从而导致总开关出现错误的动作；第二，长短线悬殊系统的长线路出现漏电现象时，支路开关不会有任何动作的发生，从而导致总开关出现错误的动作；第三，对分路开关以及总开关执行闭合操作时，分路开关会发生漏电闭锁故障，同时总开关发生跳闸漏电故障。

2、10kV变配电所低压开关的保护措施

2.1根据实际负荷选择低压开关

在实际应用中，选择低压开关时，首先要认真统计低压用户用电负荷，在此基础上明确相应的额定电流，这样一来，在应对因低压故障而产生的穿越电流时，就避免了容量过大的低压开关没有发生动作而导致高压开关发生错误动作的情况出现。

2.2优化保护级数

目前，我国10kV变配电所通常依靠综合自动系统或者计算机来进行内部保护，一般不会出现保护拒动的现象。为了实现上下级的全面保护，就只能对保护级数进行压缩，将变配电所以往的四级保护设置为进线以及馈线这类的两级保护。在地方供电局专线柜提供的延时为0.1s的情况下，实施两级保护，就意味着10kV变配电所也必须将延时设置为0.1s，然后通过整定值来实现保护配合，通常情况下，供电局专线柜的电流速断整定值要比10kV变配电所受电柜的整定值高出很多。

2.3选择合适的断路器

一般来讲，在实际运行过程中，与10kV变配电所低压开关相匹配的断路器主要有A、B两类，依据《低压开关设备和控制设备》中的相关规定来选择A类断路器，同时明确两点要求，第一，在没有人为干预的情况下，该断路器能够实现保护选择性的短暂延长；第二，该断路器不会限制短时额定耐受电流。总之，A类断路器应该具备如下几点特征：瞬动短路、負载大长延时以及无短路短延时等。在有人为干预的情况下，为了实现短延时，低压开关选择性保护时主要采用B类断路器。一般而言，B类断路器主要包括职能控制器、使用电子脱扣器以及万能断路器，在具体实践中，要求B类断路器能够适应短时额定耐受电流，而且通常在短路瞬动、负载大长延时、短路短延时这三个阶段发挥其保护功能。总之，10kV变配电所分支线配电开关通常会选择A类断路器，但是当断路器柜安装在变压器的高压侧时，10kV变配电所低压总开关会选择B类断路器，只有这样，才能保证低压断路器与高压断路器实现全面的保护配合；此外，变压器高压侧开关为跌落式熔断器与负荷开关的组合时，通过电流大小不同，熔丝熔断时间也不同，在熔丝熔断所需时间高于200s的情况下，10kV变配电所低压总开关也应选择B类断路器，从而实现全面的保护配合。跌落式熔断器熔断时间如下表所示。

2.4低压开关漏电保护

（1）利用零序电压法检测漏电电阻。如果低压漏电保护装置具备一定的防爆性能，那么就必须采用一致的方法来检测支路开关以及总开关的漏电电阻，也就是零序电压法。用该方法来检测不仅可以避免受到系统电容及电压的影响，同时对于低压开关漏电保护而言，还可以满足检测准确度以及响应速度的相关要求。（2）全面提升漏电保护。一般而言，在具体实践中仅仅依靠零序电压法是不太可行的，在某些方面会产生一些限制，因此，在决策时可以结合多种方法原理，通过智能转换实现漏电保护的全面提升，从而在质量及效率上有效增强10kV变配电所低压开关的漏电保护。（3）实现开关常闭触点与直流回路、断路器辅助触点的串接。一般来讲，10kV变配电所低压开关中通常都存在一些未经使用的多余的常闭触点，只要在断路器、直流回路的辅助触点与这类触电之间完成串接工作，就可以实现断路器中辅助触点及主触点工作的同步性。（4）分开直流、交流回路。在分开交、直流回路的基础之上，将容量较小的电容设置为隔直电容，同时在电抗器上端对隔直电容采取改接操作，这样以后，低压开关跳闸漏电故障就可以得到很好的解决。但是需要注意的一点是，采取这一系列方法的前提要求就是制造商设计低压开关时需要不断地改进。

3、总结

总而言之，在整个电网系统中，10kV变配电所低压开关的保护以及同高压开关之间的保护配合通常会涉及到很多其他层面的问题，在研究探讨10kV变配电所低压开关的保护时，不仅需要对配变电所供电的可靠性及安全性进行充分的考虑，同时还要对变配电所各级保护的配合以及高低压开关之间的保护配合加以考虑，此外，还要严格把控低压开关漏电保护装置的运行及质量，灵敏准确的检测低压开关漏电保护，从而有效提高10kV变配电所供电的安全性及可靠性，为电力用户的安全稳定用电提供强有力的保障。

参考文献

[1]黄明洪.浅析10kV配电房高低压开关选择与保护[J].能源与节能，2014（01）：20-22.

[2]邓伟明.高低压开关在配电房中的应用[J].城市建设理论研究（电子版），2011（23）：120-122.

一起10kV开关柜起火故障分析 篇12

1 故障描述

苏州110 k V文陵变10 kV开关柜为厦门ABB ZS1产品,所配断路器为ZS1产品,2005年4月出厂,2005年9月投运。2010年6月8日该变电站1K1 1号电容器开关柜在合闸之后起火燃烧,消防报警。因该变电站为无人值班变电站,其地理位置又较偏僻,运行操作人员赶到现场时发现已无明火,该开关柜前仓观察窗已经熏黑,柜内有过燃烧。为防止故障进一步扩大,随即进行了停10 kV母线检查。打开开关柜后发现,断路器在合闸位置,但手动分闸无法分闸,强制进行断路器脱扣后将手车从运行位置移出。移除后发现该断路器面板几乎全部烧毁,打开断路器前盖板,发现内部二次部分已严重烧毁;手车动静触头均良好,无过热痕迹;二次部分航空插座烧伤严重,二次线受热熏黑严重;柜壁均已熏黑,但无变形或烧伤;该柜手车动、静桩头没有受热、烧熔痕迹及明显放电痕迹;检查后仓、母线室以及相邻间隔情况,除外表覆盖了少许黑灰,受热情况较小,基本无损伤。现场进一步检查发现,该断路器在储能未完成阶段,已储能80%,储能电机电阻、分合闸线圈电阻、合闸闭锁线圈电阻均正常,储能电机前面板处烧毁最严重,辅助开关、闭锁线圈整流块有熏黑痕迹及大量积灰(如图1、图2所示)。开关柜内一次室内有较多积灰及塑料热溶物,二次柜内未有设备及回路损坏。

2 原因分析

根据开关柜及断路器现场烧毁情况可以排除一次回路放电造成起火的可能,从而将起火原因归结到二次回路上。

经查阅后台监控信号得知以下主要信息:2010年6月8日8:36,发1K1 1号电容器断路器合闸命令;8:36,1K1 1号电容器弹簧未储能告警;8:37,1K11号电容器通讯状态中断告警;8:45,消防报警。从现场断路器动作信号及火灾报警信号可以判断该断路器机构起火时间为6月8日8:36断路器合闸后至8:45消防报警期间。可以判断该断路器着火时间在其储能过程中,又因为8:36断路器合闸后,弹簧未储能信号一直未返回,现场检查也确定该断路器处于储能未结束状态,故怀疑该断路器有堵转现象,导致发热从而烧毁。

2.1 断路器储能时间变化

因怀疑该断路器储能过程有异常,故查阅了该断路器最近几次储能过程用时情况,如表1所示。由表1可看出,该断路器正常储能时间不大于15 s,而在最近几次储能过程中该断路器储能时间有明显上升趋势,特别是最近一次储能时(即6月7日8:27左右)用了近24 s,故可以判断该断路器近几次储能过程虽然完成,但已处于逐渐劣化状态。

2.2 储能电源空开动作时间测试

该开关柜设置有储能电源空开,如果断路器储能异常将使其动作,而发生故障时该空开是否正常动作不得而知,故对该开关柜储能电源空开(C3)进行了测试,结果如表2所示。可见现场使用的空开微断特性发生了变化,动作特性有延时滞后现象,这给故障断路器堵转之后故障电流发热烧毁提供了足够的时间。

从以上分析可以判断,该断路器6月8日8:36断路器合闸后储能机构发生堵转,此时短路电流未使储能电源空开在规定动作时间内切断,从而使储能回路二次线发热,局部热熔后进而发生燃烧,紧接着机构内非阻燃件燃烧,随之造成该机构箱大面积烧毁。在8:42左右断路器机构内辅助开关因火光导致绝缘降低,从而发大量跳位继电器(TWJ)变位信号,8:45左右消防报警动作。

3 对策及建议

(1)目前部分开关柜生产商所供断路器机构内使用了较多非阻燃材料,如面板、硅堆、线圈、辅助开关等,在事故发生时易导致故障的扩大,因此建议二次元器件尽可能少用非阻燃材料。

(2)因电容器开关动作频繁,建议加强电容器开关的检修工作以及对断路器储能电机储能时间的检查。

(3)目前对中压开关柜设计中很少将储能超时信号接入后台报警,导致无法对断路器的储能异常进行监控,建议在有条件的情况下将储能超时信号接入后台报警。

4 结束语

通过对该10 kV开关柜断路器故障进行分析,详细剖析了其储能过程中起火燃烧发生的原因,提出了防止运行中发生此类故障的技术措施,同时提出了从设计制造、日常检修、运行中巡视检测等全过程加强管理的建议,希望能对进一步提高10 kV开关柜制造水平及运行可靠性有一定的指导作用。

参考文献

[1]徐国政,张节容,钱家骊,等.高压断路器原理和应用[M].北京:清华大学出版社,2006.

[2]吕鹏刚.10 kV开关柜烧损事故分析[J].水利电力机械,2007,29(1):36-37,40.