500kv开关

500kv开关（精选10篇）

500kv开关 篇1

1 事件过程及初步检查情况

某年5月22日19时15分,接调度指令合5012开关对500kV主变进行冲击试验,在监控触摸屏上对开关进行远方合闸操作。开关合闸过程中,主变差动保护动作跳开5012开关,随即5012开关自动合闸,主变差动保护再次动作跳开5012开关……,如此反复3次。

经初步检查,发现主变差动保护动作3次,差动保护选相均为A、B相跳闸;开关合闸操作机构箱中有烧焦的味道(经检查发现开关合闸线圈烧坏);开关保护分相操作箱中有冒烟现象(经检查发现操作箱内的合闸插件烧坏);主变、500kV电缆、母线等一次设备外观无异常。

2 原因分析

2.1 开关跳闸原因分析

根据故障录波及现场现象进行跳闸原因分析。

(1)主变冲击时电流波形分析。二次侧半个周波后的三相电流分别为0.655、0.532、0.446A,3/4个周波内的A相二次谐波含量为51.04%,3/2个周波后的二次谐波含量衰减为15.73%。由此可见,本次主变冲击时,谐波衰减十分迅速,主变跳闸时的二次谐波含量已经衰减至15%左右。

(2)主变冲击时电压波形分析。主变低压侧线电压在合闸后保持稳定,在开关断开后逐渐衰减为零;主变冲击合闸后,线电压无明显降低。

(3)电流波形对比。跳闸时的电流波形类似于正常冲击时主变励磁涌流的波形,不同于短路电流波形,且此次冲击时的A、B两相电流谐波衰减速度明显快于正常冲击时;主变正常冲击时,存在一相或两相电流二次谐波较大的现象。

(4)主变保护定值分析。差动保护躲励磁涌流相关定值中,差动保护电流启动值、差动保护谐波闭锁方式、谐波闭锁量定值与冲击时导致开关跳闸有关。跳闸时,这3组定值分别为0.16A、选相闭锁(三相电流超过该定值,差动保护方能闭锁)和20%。

对比正常冲击波形可知,励磁涌流值超过差动保护启动值,直到1.2s后才小于该定值;二次谐波含量衰减至小于20%时,其二次谐波衰减时间最短的一相为0.3s,二次谐波衰减时间最长的一相为1.2s。因此,这2组定值不能满足冲击时的要求,将导致主变差动保护跳闸。

(5)—次设备电气预试数据分析。事故后,对主变、500kV母线、电缆进行电气预防性试验,数据见表1、表2。

综上所述,排除一次系统出现接地等短路故障的可能性,导致跳闸的主要原因为主变冲击时的励磁涌流过大、衰减速度过快,且主变保护定值设定过于保守。

2.2 开关自动合闸原因分析

5012开关的远方合闸途径为:LCU6断路器控制程序一LCU6开关量输出卡一5012断路器保护分相操作箱一地面GIS接口柜一5012断路器控制箱。对该合闸途径进行全面检查,并进行必要的试验。

2.2.1 5012开关控制回路检查及防跳跃继电器试验

主变差动保护动作后,5012开关连续自动合闸2次,且开关的防跳继电器未起有效作用,因此必须检查开关的二次控制回路,以确定其接线是否正确,继电器防跳功能是否正常。

(1)控制回路检查:按照设计施工图纸,对控制回路上的二次接线进行对线检查,结果未发现多接、少接、错接。

(2)控制回路防跳继电器试验:①因合闸线圈已烧毁,不能模拟一次开关直接动作情况,故只能在二次回路模拟继电器的动作情况,并对其接点进行测量检查;②分别模拟开关合、分闸时,发现防跳继电器各接点动作正确;③模拟开关同时合、分闸时,发现防跳继电器串在开关合闸回路中的常闭接点断开,该断开的接点能阻断开关合闸的二次回路,从而闭锁开关防止其再次合闸。

检查、试验结论:开关控制回路接线正确,防跳继电器功能正常。

2.2.2 操作箱检查

检查操作箱内合闸插件、分闸插件等,结果未发现插件有异常,仅发现合闸插件中的一个二极管因多次合闸而烧毁。但该二极管仅有指示的作用,不是造成本次开关跳跃的原因。

2.2.3 监控系统合闸组态检查及试验

检查监控发令远方合闸的逻辑组态,发现5012开关合闸逻辑(如图1所示)存在以下缺陷:

(1)捕捉同期点后,监控设定合闸令的时间(60s)过长,而相关规程及其它电站的开关合闸令均设定为1s。

(2)监控系统的合闸逻辑设计中,通常不单独以开关常闭接点作为合闸成功与否的返回条件。

根据该逻辑对当时事故情况进行模拟测试:

(1)模拟满足远方合闸条件,监控系统强制发出合闸命令,用秒表测量合闸继电器的动作时间,结果证实该继电器励磁时间为60s。

(2)在合闸继电器励磁的过程中,在监控开入模板上用短接线模拟开关接点送入监控系统的点动试验,结果随着该短接线点动,合闸继电器将不断抖动,不停呈现励磁、失磁现象。

检查、试验结论:通过对该逻辑进行的模拟试验,确认导致开关合、分闸时断时续的原因是监控程序存在问题。

2.3 开关跳跃原因分析

综上所述,开关跳跃实际过程为:监控系统检测到同期授权,发出60s的合闸命令,但由于冲击时谐波衰减过快,导致差动保护动作跳开开关。监控系统再次检测到开关为分闸状态,再次满足合闸条件,使该开关的合闸回路再次导通,开关再次合闸;但合闸时的主变励磁涌流仍大于主变差动保护的启动值,导致差动保护再次动作跳开开关……,如此反复,就造成了开关跳跃事件。

通过以上分析可知,该60s的合闸命令不是一直作用于合闸线圈的,而是根据开关位置的变化,以长脉冲的形式断断续续作用于合闸线圈,相当于监控系统发了多次的合闸命令。而开关防跳跃继电器只能解决合闸命令一直作用于合闸线圈的问题,无法避免多次发合闸令导致的开关合闸。

3 改进措施

针对本次事件,可采取以下改进措施:

(1)修改监控系统合闸发令的时间和合闸逻辑。断路器合闸脉冲宽度改为1s,设定值CL_PL=0.8s,Pulse=1s;合闸命令根据设定脉冲时间和开关的位置接点返回。修改后的5012开关合闸逻辑如图2所示。

(2)修改保护定值。在满足保护灵敏度的前提下,将差动保护启动值修改为0.2A,差动保护谐波启动量修改为超过15%的二次谐波量闭锁差动保护,并将谐波闭锁方式修改为检测到任意一相谐波超过15%就闭锁差动保护。

(3)更换开关的合闸线圈和操作箱内的合闸插件

4 防范措施

为避免此类事件的发生,需做好以下防范措施:

(1)在新投运设备联调期间,应由监理单位组织设计、施工单位及调试厂家对监控程序进行全面分析,业主单位和技术监督单位对检查的全过程进行核查并参与监控组态分析。

(2)继电保护设备投运前,应由技术监督单位对继电保护定值、安全自动装置定值等与电站安全生产相关的核心定值进行核查,并逐级分析。

(3)必须严格检查开关二次回路,包括开关防跳继电器、合闸继电器、开关跳圈监视回路等。

(4)现场调试时,宜实际模拟监控系统远方发令合开关过程中突然有跳令发出后的开关实际动作情况,并有专人负责记录和检查。

(5)设备安装、调试期间,应严格执行《继电保护和安全自动装置技术规范(GB 14285—1993)》和《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》;应按《继电保护及安全自动装置校验条例[(87)水电电生字第108号]》规定对开关回路的继电器进行校验。

6kV脱硫电源开关并联解决方案 篇2

关键词：并联；同步检查继电器；电压继电器

中图分类号： X773 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）25-244-2

0 引言

脱硫6kV1D/2D段工作电源开关和备用电源开关投运之初的设计思路是2台电源开关只能合一台，所以当一台电源开关合闸状态，另一台电源开关必处于分闸状态，处于分闸状态的开关操作画面上会出现“不允许”的闭锁信号，无法合闸。由于脱硫母线上级电源厂总变12A/12B运行方式调整，有时需要将工作电源开关与备用电源开关并列，如此必须对2台电源开关的二次回路改造。本文对工作电源开关和备用电源开关的并联方案作了探讨和改进。

1 进线电源的控制回路改造过程

脱硫快切装置使用了江苏东大金智的MFC-2000/2型，2008年投运之初，快切装置的切换方式设为“串联切换”：按“先断后合”的原则，先跳工作电源开关，确认工作电源开关跳开后，再发合闸命令，串联切换时间较长，一般在150 ms 左右，停电时间在100ms左右，因此切换会对系统和设备造成较大冲击，而且允许切换的条件之一是工作电源开关的成功分闸，其辅助接点的可靠性是决定切换成败的重要因素。2009年因6kV1D段电源开关上级母线6kV12A1母线或6kV12B2母线的运行方式调整需要，对电源开关柜控制回路二次改线，合闸回路中的快切装置出口接点由回路编号111并联接至回路编号115处（如图1），如此，通过快切装置并联2台电源开关时规避了DCS逻辑，另外快切装置的切换方式由“串联切换”改为“同时切换”，按“同时断合”的原则，同时发出开关的分、合闸命令，由于开关分闸比合闸时间稍短，系统实际无电流时间是开关合分时间之差，一般小于15ms，切换时间短，满足系统对冲击电流的要求，切换成功率高，安全性好。开关柜二次回路改线后，一般当上级电源开关先合闸脱硫侧电源开关后合闸的情况通过快切装置都能并联成功，但2012年2月7号快切装置并联6kV1D段备用电源开关失败，由于2台电源开关对侧的上级开关所在母线需通过脱硫侧的电源开关并列，因此脱硫侧的备用电源开关先于上级开关合闸，由于对侧上级开关6kV1D段母线备用开关未合闸，6kV1D段快切屏【后备失电】和【装置闭锁】光字牌报警，检修人员曾试图拆除快切屏的报警二次线解除6kV1D段工作电源开关DCS内的逻辑闭锁回路未果，最后在快切屏上直接短接跳合闸出口回路的接点才将6kV1D段工作电源开关合上。短接出口回路接点显然不符合继电保护规范，于是考虑在电源柜内加装同步检查继电器和电压继电器各一只，既解决了上级开关未合闸时，脱硫侧电源开关无法并联操作，又实现了正常情况下电源开关并联也可以直接DCS远控操作。

2 技改措施

①工作电源开关柜和备用电源开关柜各加装1只同步检查继电器和1只低电压继电器，同步检查继电器和电压继电器的常闭接点并联后串入电源开关的合闸回路。

②同步检查继电器比较6kV1D段母线电压和进线PT电压的相位差，±30°内允许6kV1D段母线工作电源开关和6kV1D段母线备用电源开关并联，超过此范围不允许并联，防止引起对侧6kV12A1和6kV12B2母线上级两台变压器厂总变12A和厂总变12B之间的环流。低电压继电器的电压取自6kV1D段母线工作电源或者6kV1D段母线备用电源的进线PT， 当配合上级母线6kV12A1母线或6kV12B2母线的运行方式调整，6kV1D段母线工作/备用电源开关需先合闸，此时上级开关即6kV1D段母线工作/备用开关仍处于分闸状态，电源柜进线PT电压为零，同步检查继电器同步条件不满足，此时同步检查继电器的常闭接点打开，仍可通过低电压继电器的常闭接点合闸，确保2台电源开关并联。

③修改DCS画面中关于2台电源开关的合闸闭锁逻辑，将合闸闭锁中的“另一个电源开关为分闸状态”条件删除。

3 结束语

①6kV脱硫电源开关柜加装同步继电器和低电压继电器后，脱硫侧工作电源与备用电源开关并联可以通过DCS画面远控操作，无须再通过6kV快切装置，一方面电源开关操作方式更加灵活，另一方面确保快切装置出现故障时，脱硫侧电源开关并联操作的顺利进行。

②由于脱硫侧电源开关的并联问题有效解决，近几年电厂对220kV升压站的检修和改造，事故预想中往往涉及脱硫6kV系统，如发生厂总变12B跳闸，将导致6kV12B1和12CB段母线失电，此时可使用厂总变12A通过6kV1D段向6kV12CB段母线送电等等，大大提高了电厂运行方式的灵活性和可靠性。

参 考 文 献

500kv开关 篇3

1 设备概况

某500 k V变电站有三串500 k V设备间隔, 500 k V开关设备均采用北京ABB公司生产的HPL550B2型SF6开关, 总计共8组24台。这些开关保护配置为南瑞继保RCS-921A, 开关操作箱为CZX-R22, 简化的开关控制回路如图1所示, 开关的合位监视能完整的监视开关的跳闸回路, 而开关的跳位监视回路却只能监视开关的辅助接点和开关的合闸线圈, 显然这样的设计存在一个问题, 当开关在跳位, 而开关的合闸回路中除开关辅助接点外其他接点断开时, 比如图1中机构箱中的S4, 该接点为机构箱远方/就地选择把手, 如果将该把手切换至就地, 此时开关不能合闸, 但跳位监视仍然存在, 由于控制回路断线依靠跳位继电器TWJ和合位继电器HWJ常闭接点串联实现告警, 此时变电站监控后台无控制回路断线报警, 运行人员不能快速发现开关回路问题。

分析该500 k V开关的二次回路[5]。该型号开关的汇控箱及分控箱均有远方就地选控把手, 当汇控箱选控把手S4切至“就地”位置时, 不影响操作箱对开关的分合闸控制, 此时监控系统无法对开关进行分合闸操作, 当分控箱 (机构箱) 的选控把手S4切换至“就地“时, 开关只能在分控箱 (机构箱) 进行就地分合闸操作。

因此, 从以上分析可知, 操作箱TWJ监视不能监视无论是汇控箱还是机构箱的“远方/就地”切换把手;操作箱的HWJ监视不能监视断路器汇控箱中的“远方/就地”切换把手, 可以监视断路器分控箱中的“远方/就地”切换把手。

2 改进方案探讨

现在的开关回路设计, 由于跳位监视回路未能监视完整的合闸回路, 因此可以考虑将跳位监视按照合位监视回路进行整改, 即将跳位监视在开关汇控箱处与合闸回路并在一起, 但是, 由于开关就地防跳回路跟合闸回路存在联系, 当开关就地试验防跳回路时, 跳位继电器TWJ与就地防跳回路串联在一起将使防跳继电器K3保持励磁, 使得合闸回路一直断开, 从而无法合闸的现象。因此, 简单的将跳位监视与汇控箱合闸回路并在一起并不能完美的解决问题。如何切断开关就地防跳回路与操作箱监视回路的联系是需要解决的核心问题。经过笔者反复思考, 可在跳位监视回路中串入汇控箱的远方/就地切换把手S4接点, 再并入汇控箱的合闸回路, 此时, 当汇控箱S4切换至远方时, 跳位监视回路的S4接点闭合, 但是开关就地防跳回路中的S4接点是断开, 跳位监视回路与就地防跳回路无联系, 当汇控箱S4切换至就地时, 跳位监视回路的S4接点断开, 开关就地防跳回路中的S4闭合, 跳位监视回路与就地防跳回路仍无联系, 从而得到了满意的解决方案。

3 整改方案

现根据前面述及的改进探讨要求, 对图1跳位监视回路作如下修改:解开XA:612与X04的接线, 在XA:612与XA:610新增接线, 然后在开关汇控箱处, 解开原109A至BG:XA261的接线, 在109A与XA261之间串入S4的22、21接点, 如图2所示, 即在跳位监视回路中串入汇控箱的S4接点, 该接点在就地时断开, 远方时闭合。

4 现场调试

该500 k V变电站结合500 k V开关停电机会, 按照上述方案对开关跳位监视回路进行整改, 对开关进行相关传动试验、并对各回路是否存在寄生进行验证[6~7], 验证结果满足预先设想, 跳位监视回路能完整监视合闸回路, 并且能在跳位时监视中控箱的远方/就地把手。该500 k V变电站8组24台开关的跳位监视回路已全部按照该方案整改实施, 运行效果良好。

5 结语

本文通过分析某500 k V变电站的ABB公司生产的HPL550B2开关控制回路, 发现原回路设计的不足, 即跳位监视回路不能完整的监视合闸回路, 针对该问题提出改进方案, 在实际应用中证实该方案的可行性, 在开关跳位监视回路设计或改进时具有参考价值。

参考文献

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[4]王洪超, 孙钟顺.电气开关控制回路的改进[J].西北电力技术, 1999 (2) :58-59.

[5]北京ABB高压开关设备有限公司.HPL550B2开关二次回路原理图[R].北京:北京ABB高压开关设备有限公司, 2009.

[6]梁红梅, 魏玉龙.关于某断路器控制回路缺陷的处理[J].河北工程技术高等专科学校学报, 2011 (3) :52-54.

500kv开关 篇4

关键词：10kV配网开关柜；局部放电；带电危害；检测技术；防范措施

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）26-0065-02

10kV配网的运行安全与稳定在很大程度上取决于10kV配网开关柜工作运行状态，基于10kV配网开关柜在配网系统中的重要性，相关工作人员应对10kV配网开关柜运行引起足够的重视，并对其运行状态进行全面把控。局部放电是10kV配电开关柜在运行中的常见问题，威胁着10kV配网整体运行安全，因此对其进行局部放电带电检测势在必行，是提升10kV配网安全性能的必要

途径。

1 10kV配网开关柜局部放电带电现象的危害性分析

1.1 开关柜设备被击穿的危害性

在10kV配网及开关柜设备运行过程中可能会出现击穿以及绝缘放电现象，而该现象发生后易产生较强腐蚀性，进而对开关柜设备造成局部损伤或者腐蚀，增强开关柜设备绝缘体的导电性，从而造成10kV配网开关柜设备被击穿的状况，影响整个10kV配网的运行安全。

1.2 开关柜局部被击穿的危害性

在10kV配网运行中，开关柜局部放电会引发放电处绝缘体被击穿。开关柜绝缘体局部被击穿不仅会危害开关柜的结构与功能，同时还对10kV配网的整体运行造成一定威胁。

1.3 开关柜绝缘系统被击穿的危害性

10kV配网开关柜局部被击穿，若不及时加以检修，长此以往将会在10kV开关柜的放电点以及放电部位形成积累效应，导致开关柜绝缘系统出现崩溃现象，严重的话会造成开关柜绝缘系统彻底被击穿，从而影响10kV配网运行的安全性与稳定性。

2 开关柜局部放电带电检测技术在10kV配网中的应用

上文详细阐述了10kV配网开关柜局部放电带电产生的危害性，为了保障10kV配网开关柜以及整个配网系统的运行安全，需要采取一定的技术与防范措施，先进的开关柜局部放电带电检测技术是解决10kV配网开关柜局部放电带电问题的重要手段，以下是对检测技术的具体分析：

2.1 高压开关柜检测技术要求

在开关柜局部放电带电检测过程中，首先就检测设备而言，检测设备各项参数的设置方式应尽量快捷简单，同时要具备校对检验功能，这样可以使相关工作人员快速确定开关柜设备是否能够正常工作运行。另外检测设备的主机与检测探头两者之间的传输线应为同轴屏蔽结构，两者阻抗要能够相互适应。其次在开关柜检测过程中要保证检测探头的传感能力，使其能够准确反映开关柜设备局部放电的情况。

2.2 10kV配网开关柜检测技术方法

在10kV配网开关柜局部放电带电检测中常用的检测方法有两种，分别是超声检测方法和TEV检测法。超声检测法主要是针对10kV配网开关柜运行过程进行超声波检测，若开关柜局部存在放电情况，那么将会在超声波频谱中显示出来，开关柜局部放电越强烈，超声波所产生的强度也会随之增加，通过对超声波的频率及强度检测可以计算出开关柜局部放电的实际电量。TEV检测法，该方法在开关柜使用之初无法对开关柜的放电量进行计算，当开关柜局部出现放电情况时，开关柜的垫圈连接处、绝缘部件以及电缆绝缘终端等多个部位将会出现绝缘破坏的情况。同时这些被释放的电磁波在释放过程中会产生一个暂态电压，此时暂态电压会通过开关柜的金属箱体表面进行接地操作。利用TEV检测法，再辅之以电容耦合式传感器则可以检测到TEV信号，从而获取准确的开关柜放电脉冲频率以及放电幅值。

2.3 不同环境下10kV配网开关柜的放电带电检测操作

在污秽环境下10kV配网开关柜设备的电阻值会有所增加，在开关柜局部放电带电检测中若运用TEV检测法，那么会导致推算值偏小的情况，同时还有可能检测不到，因此针对这种环境应优选使用超声波检测法。在潮湿环境下，10kV配网开关柜设备易发生局部放电现象，并且其声音传播速度也会相应变快，传播声能加大，在这种情况下若使用超声波检测法进行开关柜放电带电检测，那么则易导致推算值偏大，为了保证推算值的准确性，在该环境下应优先使用TEV检测法。在高海拔环境下应优先使用TEV检测法，因为高海拔地区空气稀薄，声音传播速度较快，声能较大，基于高海拔环境的特点，利用TEV检测法对开关柜局部放电带电情况进行检测更佳。

3 10kV配网开关柜局部放电带电的防范措施

3.1 对10kV配网开关柜进行规范与科学的设计

10kV配网开关柜设计是否规范与科学直接关系着后期开关柜设备的运行状态，因此做好10kV配网开关柜设计尤为必要。在10kV配网开关柜设计过程中需要考虑开关柜的位置设定、安装施工以及其功能性三方面因素，同时还要严格按照开关柜相关绝缘标准开展设计工作，确保开关柜零配件质量，并对各开关柜之间的距离进行严格控制，只有这样才能保证后期开关柜设备的稳定与安全运行。

3.2 运行前进行10kV配网开关柜试验

为了进一步确保10kV配网开关柜的运行安全，在开关柜投入到10kV配网使用前，应以电力强制性规定与相关设计要求为依据，对10kV配网开关柜进行耐压试验，试验完毕后，符合试验规范及国家电力相关规定的10kV配网开关柜设备，方可投入到实际配网系统运行中。

3.3 运用新技术做好10kV配网开关柜运行维护与检修

10kV配网开关柜在运行过程中局部出现放电带电情况在所难免，然而其危害性不容忽视，要实现10kV配网开关柜的安全运行，应对10kV配网开关柜进行定期检测，在检测过程中若发现开关柜局部存在放电或者带电等问题，应结合实际情况及时对其进行正确检修。与此同时还要对10kV配网开关柜采取一定的维护措施，时刻关注开关柜的运行动态，正确维护开关柜设备，以此来延长开关柜的使用寿命，节约开关柜投入使用成本。另外在检修维护过程中应不断革新检修技术，提高开关柜局部放电带电检修质量。

4 实例分析开关柜局部放电检测技术的应用

XX供电公司XX开关站G3柜。普测时发现数据严重超标，柜前下部TEV数据达到了24dB，用超声波可以清晰听到放电声超声波幅值为28dB，从观察窗处可见到紫蓝色火花放电，呈现圆圈状，在停电计划安排后当即进行了处理，通过检查发现开关间隔的开关真空管泡连接母排处外套破裂，柜体内锈蚀非常严重，通过更换后及时处理了故障。其故障如图1所示：

图1 开关底部绝缘层放电

5 结语

综上所述，10kV配网开关柜在运行过程中可能会出现放电与带电问题，并且该问题会对10kV配网开关柜以及整个配网系统造成一定影响，因此相关工作人员要正确对待10kV配网开关柜放电带电问题，综合考虑开关柜所处环境、检测技术、开关柜具体问题信息等多种因素采取相应的技术与防范措施，为10kV配网开关柜运行提供安全保障，创建良好安全的10kV配网运行环境。

参考文献

[1] 梁钊，杨晔闻，叶彦杰.电力变压器局部放电检测方法探[J].南方电网技术，2011，（1）.

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[5] 叶凤军.10千伏配网开关柜局部放电带电检测应用

[J].应用研究，2012，（21）.

500kv开关 篇5

3/2接线方式因其具有较高的供电可靠性和运行调度灵活性,而被广泛用于大型发电厂和超高压变电站。在这种接线方式下,中开关同时肩负着对线路、变压器送电的任务,并且在变压器发生故障时不允许重合。一旦中开关的重合闸退出,那么在线路单相发生故障时,中开关会非全相运行,继而影响变压器和电网的稳定运行。

1 3/2接线开关保护的重合闸

3/2接线方式就是每2个回路用3台断路器接在2组母线上,即每1回路经1台断路器接至1组母线,2回路间又设1台联络断路器,形成1串。线变串电网正常运行时,3台断路器都闭合,形成多环形供电。因此,当母线发生故障时,即使与该母线相连接的所有断路器都跳开,任何回路都不会停电,并且检修任何断路器也不会造成回路停电。

3/2接线在回路出现故障时必须同时跳开2组断路器,但在重合断路器时应先重合一组,另一组只有在判定先重合的一组重合成功后才可合闸;如果先重合的一组重合失败,另一组应禁止合闸。所以若3/2接线的线路保护采用的双重化主保护各带专用重合闸时,其二次回路接线和继电保护配置必然相当复杂,这将给运行维护、现场试验等带来困难,从而影响继电保护的运行安全。线路主保护只负责保证跳闸的可靠性,而是否允许重合闸,在什么条件下进行重合闸等,只与断路器保护有关。因此采用独立的断路器重合闸装置可简化相关二次回路。

2 线变串中开关保护的重合闸

下面以某500kV变电站的一个线变串为例,分析线变串中开关保护的重合闸问题。500kV变电站线变串一次接线如图1所示。

正常情况下,5021、5022开关送线路,5022、5023开关送主变,5021、5022、5023开关形成完整串运行。线路保护采用双重化配置,3个开关均采用南瑞RCS-921A断路器失灵保护及自动重合闸装置。5022开关的动作既受线路保护的控制,又受断路器保护的控制。线路的2套主保护定值都要求本装置的重合闸退出,采用断路器保护重合闸。

5022断路器保护整定为:重合闸软压板退出;控制字投不一致保护、不一致经零负序(当该控制字为1时,不一致保护经零序电流或负序电流开放);不一致零负序过流定值为0.1A。装置采用自产零序电流,即3I0=IA十IB+IC。在正常运行时,3I0和负序电流值很小,定值整定时已考虑,因此不影响保护判断。在非全相运行,零序电流或负序电流值大于整定值时,不一致保护动作。

三相不一致保护的逻辑回路如图2所示,TWJA、TWJB、TWJC分别表示A、B、C三相的跳闸位置继电器的接点输入,A、B、C三相电流中某相电流大于0.06In (TA变比为4 000/1,In=1A)时判为该相有流。

2.1 线路单相瞬时性故障

线路发生单相瞬时故障时,线路保护动作发出单相跳闸令,5021、5022开关单相跳闸,5021单跳后重合成功。此时,虽然5022开关保护重合闸充电完成,但重合闸压板及重合闸装置沟通三跳的功能控制字退出,因此5022开关非全相运行,5022开关只有依靠三相不一致保护动作跳闸,但不能保证其可靠动作。因为运行负荷小于34.6万kW,即流过5022开关单相的电流小于400A,所以二次电流值小于不一致零负序过流时,发生单相瞬时故障,三相不一致保护不动作,5022开关非全相运行。如果5022开关非全相时的不一致零负序过流值大于定值,那么将由三相不一致保护出口跳开5022开关。

检修5021或5023开关时,线路若发生单相瞬时故障,线路保护则会动作发出单相跳闸令,5022开关跳开故障相。因5022开关重合闸退出,故三相不一致保护不能启动时,5022开关将非全相运行。

2.2 线路单相永久性故障

线路发生单相永久性故障时,由线路保护发出单相跳闸令,使5021、5022开关单相跳闸,5021开关经1s延时后重合,重合于故障后,线路保护发三跳令,加速跳开5021、5022开关三相。检修5021开关时,线路若发生单相永久性故障,线路保护则会发出单相跳闸令,5022开关跳开故障相,因5022开关重合闸退出,故对侧开关重合不成功再次跳闸,此时,本侧三相不一致保护不可能启动,5022开关非全相运行。

2.3 线路多相故障

线路发生两相或三相故障时,线路保护直接发出三跳令,不会出现单相跳闸再重合的情况。

2.4 变压器故障

变压器发生故障时,无论主保护还是后备保护动作,均发永跳令,闭锁开关重合闸,使5022、5023开关三相永跳,不会出现非全相运行的情况。

3 改进方法

从以上分析可知,线变串的中开关保护重合闸退出时,若线路发生单相故障,中开关将非全相运行,这有可能对电网的稳定运行造成不必要的影响。根据断路器保护逻辑原理及现场实际情况,提出以下改进方法。

(1)在中开关保护原定值的基础上,投入重合闸装置沟通三跳的功能控制字,使其具有沟通三跳的功能,并把中开关的重合闸停用、重合闸出口压板退出。线路发生单相故障时,保护动作发单相跳闸令,直接使中开关三相跳闸不重合;而线路边开关5021则按原方式重合闸,若重合于永久故障,则三跳。此时可根据边开关5021的重合结果,决定是否合上中开关5022。若边开关5021重合成功,则可合上中开关5022;反之,则中开关5022就不需再合闸。

(2)在中开关保护原定值的基础上,将控制字投不一致保护和不一致经零负序整定为“0”,使不一致不受零序电流或负序电流开放的控制。在线路发生单相故障,任一相TWJ动作,且无电流时,确认该相开关在跳闸位置。当任一相在跳闸位置而三相不全在时,不一致保护动作使中开关5022三相跳闸不重合,边开关5021则按原方式跳合,避免了中开关5022的非全相运行。是否合上中开关5022则根据边开关5021开关的重合情况决定。

(3)投用中开关5022保护的重合闸功能,在线变串合环运行时,5022开关保护整定为:“投重合闸”、“投TWJ启动单重”、“投单重方式”以及“后合固定”(使中开关5022固定滞后于边开关5021重合)控制字均置“1”。线路发生单相故障时,线路保护发单跳令,边开关、中开关跳闸后,可分别进行重合。边开关5021先重合,若成功,则中开关5022再重合,从而避免中开关5022的非全相运行。

前2种方法的优点是实现简单,且变压器的运行方式不受限制,但在边开关重合成功后需人为合上中开关,要求变电站必须有人值班。第3种方法的优点是简单、可行,边开关重合成功后保护会自动合上中开关,但对变压器的运行方式有一定的限制,当变压器的边开关因故停电时,如果经中开关单独供主变运行,在线路单相故障时,中开关单相跳闸后变压器将出现非全相运行。

4 结束语

随着变电站综合自动化改造的进行,特别是在变电站朝着少人值守、无人值守发展的今天,正确使用重合闸可大大提高系统的稳定性,保障电网的安全运行。第3种方法较其它2种方法更具可行性,更有利于保护装置的统一管理和维护。特别是在开关本体三相不一致保护投入的情况下,采用第3种方法供电可靠性更高。

参考文献

500kv开关 篇6

1 事故概况

2010年初, 某500 k V变电站5023开关C相母线侧套管爆裂, 造成母线接地短路、保护动作跳闸切断故障。经现场检查确认, 发现5023开关C相母线侧套管爆裂。

2 同型号瓷套试验结果

事故发生后, 组织相关单位对故障瓷套同批次12只瓷套进行了相关性能强度的试验, 同时, 对其中的3只瓷套和现场的5只瓷套进行了超声探伤检测, 检测结果如图1所示。

2.1 超声波探伤检测结果

通过对5023开关C相线路侧、5052开关A相两侧和B相两侧、5021开关C相两侧和B相一侧共8只瓷套进行了超声波检测, 发现瓷套内壁有裂纹缺陷的1只, 瓷套内部和近内壁有缺陷的5只, 瓷套内部有点状缺陷的1只, 未发现缺陷的1只。瓷套缺陷率达87.5%, 且75%的瓷套缺陷发现于瓷套内部和近内壁。由此可见, 瓷质本身存在缺陷。

2.2 性能强度试验结果

检查12只瓷套后发现, 其均存在防水胶剥离的状况, 同时, 发现釉下有烧缺凹坑的3只, 釉面有针孔和波纹的4只, 釉面有裂纹的1只, 部分缺陷已超过GB/T 772对内表面缺陷规定的最大值, 属不合格产品。

对6只瓷套进行了水压试验, 3只起始爆裂处位于瓷与下法兰交界处, 1只位于瓷套上法兰与瓷交界处。经检查发现, 法兰与瓷黏结不良。该试验仅有4只瓷套通过, 合格率为66.67%, 水压试验缺陷的具体情况如图2所示。

对6只瓷套进行了弯曲试验, 6只瓷套均通过了试验, 破坏值最低为45.6 k N。其中, 底部法兰处破裂的有5只, 占83.3%.此外, 有1只在距上法兰盘0.6 m处有横向断裂。部分弯曲试验结果如图3所示。

对12只瓷套进行了孔隙性试验, 每只瓷套取3个样, 分别取自瓷套上法兰处、下法兰处和瓷套中间黏接处。将取样置于质量分数为3%的品红酒精溶液中, 加压30 MPa, 静置6 h后砸开试样察看渗透性。12只瓷套均未发现明显的渗透点。通过上述一系列试验表明, 本批产品胶合剂的配比、胶装工艺控制存在较大问题——随着时间的推移, 胶合剂收缩过大, 易造成界面分离、结合不牢、自身崩块, 导致实际胶装比偏离设计要求, 在正常运行过程中的瓷件也可能出现裂纹。同时, 反映出本批产品在制造过程中的原料精细化处理不足。

3 故障原因分析和存在的问题

根据对故障瓷套的检查分析发现, 故障瓷套胶装区域存在黏合不良等缺陷。在长期运行中, 因应力集中, 瓷套下部内壁产生裂纹, 在交变温度等应力作用下, 裂纹逐步扩展, 瓷套剩余壁厚无法承受压力, 最终导致瓷套爆裂。在瓷套的爆裂过程中, 导电杆随顶部法兰向外飞出、导电杆离开触头座后、负荷电流产生电弧、产生的金属蒸汽造成绝缘下降、导电杆对CT筒内壁发生对地放电、继电保护动作。

在导电杆向外飞出的过程中, 对内屏蔽筒边沿和内侧放电;导电杆紧贴内屏蔽筒内壁继续向外运动, 导致内屏蔽筒带高电位, 造成其外壁和外屏蔽筒内壁连续放电, 留下蛇形烧蚀痕迹, 直至各个开关开断后结束, 电弧熄灭。

开关跳闸1.2 s后, 相连电厂侧开关C相重合。此时, 5023开关内部气体已泄漏, 同时, 开关内部充满金属蒸汽, 造成线路侧梅花触头对罐体放电, 5022和5023 (已在分位) 开关三相跳闸, 全部故障过程结束。

经分析认为, 因导电杆除触头部分外, 其余部位均无对地短路放电痕迹, 所以, 可以排除因开关套管内部短路引起压力升高, 进而造成瓷套爆裂的可能, 可断定该故障主要是由产品质量低所致。此次故障暴露出以下问题:1该变电站5023开关C相母线侧瓷套存在严重的质量问题, 在长期运行后发生爆裂;2瓷套法兰处防水胶存在老化问题, 目前, 缺乏相关规范和标准对防水胶的使用年限进行规定, 厂家也未提供相关数据。

4 防范措施

为了防止类似故障再次发生, 建议从下列措施入手, 严把产品质量关:1由于该批次瓷套存在严重的质量问题, 应对该单位生产的瓷套进行更换。2制造厂家应加强对瓷套的入厂检测、出厂试验和现场安装等各个环节的全过程质量控制, 严格把关, 采取完善的措施确保瓷套完好投运。3对在运500 k V罐式断路器进行超高频局部放电普测, 检测可能存在的瓷套和罐体内部异常放电现象;对套管进行紫外成像普测, 判断瓷套是否存在异常放电和电晕。4积极开展支柱绝缘子和瓷套超声波检测技术研究和相关方法的应用, 正确诊断、发现瓷套缺陷和隐患。5鉴于瓷套法兰处存在防水胶老化问题, 应对在运设备进行排查, 更换严重老化的防水胶, 以杜绝隐患。

5 结束语

综上所述, 开关故障问题会严重影响变电站的正常运行。要想解决这类问题, 就要使用质量过关的产品施工, 在使用过程中做好定期维护和修理, 保证各部分工件处于正常状态。只有这样, 才能保证变电站的正常、稳定运行, 创造更大的经济效益和社会效益。

摘要：详细分析了变电站开关故障的原因, 及时采取有效的措施对故障进行治理, 能保证变电站的正常运行, 这对变电站的发展有着重要的意义。以某500 kV变电站开关运行故障分析处理为例, 对出现的套管爆裂情况展开了分析, 判定开关故障问题是由套管瓷套的质量问题和法兰处防水胶老化引起的, 并提出了相应的防治措施。

关键词：负荷电流,继电保护,变电站,法兰

参考文献

[1]林梅.500 kV变电站GIS故障预防及相应故障分析[J].硅谷, 2012 (22) .

500kv开关 篇7

在500k V变电站进行开关特性试验中, 常常因为感应电压的影响, 导致无法正常开展工作, 甚至导致仪器损坏。本文具体讲叙了在一次预防性试验中, 按照规程规定的试验方法, 运用各种试验手段综合分析, 通过对本次试验发现的问题具体论述, 解决了感应电压对500k V开关特性试验影响的因素, 保障试验工作顺利开展, 确保电力系统设备安全稳定运行。

1 缺陷发生

某变电站500k V开关预防性试验中, 按照反措要求增加开关特性试验项目, 试验前开关处于检修状态, 开关特性试验要求开关一侧三相短路接地作为试验公共端;开关另一侧三相分别连接试验线接到仪器的三个通道, (如图1) 其余工作准备就绪, 并进入预备试验状态, 当按照试验要求拉开该侧三相接地刀闸后, 仪器显示屏不停闪烁, 同时三条试验线靠近地面的地方有明显的对地放电, 最后导致仪器损坏。

2 原因分析及处理方法

2.1 原因分析

经过检查, 根据仪器使用规范和要求, 仪器接线方法正常无误。再查找其他原因时, 发现断开接地刀闸的一端, 三相引下的试验线放在草地表面时, 点燃了地面的草皮, 由此证明是感应电压过高引起的原因。那么, 对现场的感应电压有多高进行分析。感应电压的概念是:当一个导体和带电体接近时, 导体上靠近带电体的一面感应出与带电体极性相反的电荷, 远离带电体的一面感应出另一极性电荷称为静电感应现象。由此说明, 被试的500k V开关两旁线路在运行中, 相当于有两侧均有工频交流电场, 而被试开关接信号线的一侧断开接地刀闸后, 相当于悬浮状态的无负荷导体, 悬浮状态的无负荷导体在工频交流电场中能感应一定的点位。我们通过采用交直流高压分压器测量断开接地刀闸后的一侧相对地电压为3000V, 因此说明在试验时, 相当于有三千多伏的感应电压输入到仪器内部, 此感应电压可引起电子仪器件工作不正常, 甚至损坏仪器。所以, 感应电压伤害仪器是主要原因。

2.2 处理方法一

在测试时应考虑现场感应电压对仪器的影响, 公共端应接在开关感应电压高的一端, 信号端应接在开关感应电压低的一端。但是, 现场有可能开关三相各侧受感应电压影响程度不同, 其强弱有时不在同一侧, 所以常规方法有时不能正常测试。遇到这种情况时, 解决方法如下:在开关检修状态下, 把开关三相六个断口分别接上测试线, 现场与运行人员沟通, 将开关转为冷备用状态, 同时注意做好防止感应电压伤害措施, 此时戴安全手套分别检查各测试线对地放电情况, 记录每相放电强弱, 然后把公共端接在开关感应电压高的一端并接地, 信号端应接在开关感应电压低的一端就可以正常试验了。以上方法经过开关机械特性现场试验已得到认证。

测试过程中的有关注意事项:

(1) 因测量仪器功能限制, 只能在开关操作电源均断开的状态下进行, 这样会造成测试操作不经开关弹簧压力、开关SF6压力闭锁。因此, 对开关输加测量操作指令前, 必须检查开关操作电源均已断开, 防止因测试影响到运行中的直流系统, 检查开关SF6气压、储能状态应在正常规范内。每次加操作指令前, 应检查开关在储满能状态。

(2) 汇控柜内有关测试指令接线连接的依据是现场的竣工图和现场实物。因此, 开工前应准备厂家图熟悉开关操作回路, 办理开工手续后, 核对图纸与实物相符。

(3) 因测试时, 应避免解线进行, 测试回路都是重要回路, 办理工作结束时, 应通知运行人员合分一次, 防止因测试留下安全隐患, 测试时, 测量仪器宜摆放在开关相别之间、相关人员不得站在开关底下, 防止开关损坏时对人员的伤害。

(4) 有关测量接线必须经开关触头的辅助接点, 防止所加指令损坏跳合闸线圈, 测试时所需拉开的地刀, 应拉开开关最远离带电运行设备侧的接地刀闸, 这最有利安全。

2.3 处理方法二

感应电压的大小可以根据电容分压原理求出中间导体上的感应电压Ui为:

式中:U—带电体上的电压, k V;

C1—无负荷导体对带电体之间的电容, Pf;

C0—无负荷导体对地之间的电容, Pf;

根据以上原理得出:现场被试开关相邻两侧运行中, 其带电体上的电压为U, 被试开关断开接地刀闸的一侧为无负荷导体对带电体之间的电容C1, 这两个值可以看成不变值, 根据公式所得, 增大无负荷导体对地之间的电容C0就可以改变其感应电压Ui, 而Ui与C0成反比关系, 所以用以下方法进行试验来论证:

(1) 在对500k V开关进行特性试验时按照仪器规范把测试线连接 (图1) , 未接入电容时测到开关断开接地刀闸的一侧感应电压为:

(2) 三相对地分别接入电容器后 (如图2所示) , 接入不同电容量的电容进行测量, 第一次三相分别接入0.1μF及第二次三相分别接入6μF电容, 用交直流分压器测量开关断开接地刀闸的一侧对地感应电压分别为:

根据以上试验得出, 对500k V开关特性试验中三相接入6μF电容后感应电压由3300V减小到1.8982V, 收到了明显效果。

3 结束语

电压等级越高, 导线平行感应长度越长, 与带电导线距离越近, 则感应电压也越大, 反之越小。因此在测试过程中采用感应电压低的一侧作为开关特性测试的信号端可以有效降低感应电压的干扰。针对开关两侧感应电压都高的情况下, 采用接入电容器C接线测量方法, 可以大大降低感应电压的危害, 对时间特性参数数值没有带来影响, 电容器C值越大, 感应电压越小, 在指导实际工作中, 电容器C可选择AC450V 6μF±5%补偿电容器已满足要求。

参考文献

[1]胡毅, 聂定珍.500k V同杆双回线路感应电压的计算及安全作业方式[J].中国电力, 2000 (06) .

[2]胡丹晖, 蔡汉生, 涂彩琪, 等.500k V同杆并架双回线路电气特性研究[J].高电压技术, 2005 (04) .

500kv开关 篇8

1 现状介绍

根据整定规程, 变压器后备保护动作切除的原则为尽量缩小被切除的范围, 一般为先断开分段、母联断路器, 再断开本侧 (对侧) 断路器, 最后断开其他各侧断路器。现阶段, 主变保护动作通过出口压板直接将跳闸二次回路接至分段开关操作箱的TJF继电器, 出口压板的投退由运行值班人员根据主变运行方式进行操作。如果#1主变的刀闸1合上接在I母, 则将联跳分段1开关的出口压板投入, 将联跳分段2开关的出口压板退出;如果主变的刀闸2合上接在Ⅱ母, 则将联跳分段2开关的出口压板投入, 将联跳分段1开关的出口压板退出。

该二次回路接线方式要求运行值班人员熟悉主变保护相关跳闸回路, 时刻掌握主变保护220 k V侧的运行方式, 及时按照运行方式的变化投退相关出口压板。如果运行值班人员因为疏忽而错误投退压板, 则会使主变保护动作时分段开关拒动或者误动。同时, 在倒闸操作过程中的特殊运行方式下, 也容易使保护范围存在真空。以#1主变为例, 如果#1主变刀闸1合上, 但刀闸2合上后联跳分段2开关出口压板还未投入, 此时#1主变保护跳闸将无法联跳分段2开关, 导致事故范围扩大。

2 现场改进建议

由于主变在220 k V母线上的运行方式是由220 k V侧刀闸1, 2所决定的, 因此可以考虑通过刀闸的辅助接点自动选择跳闸出口回路。通过对现场实际情况的分析, 笔者设计了两个改进方案。

2.1 利用刀闸辅助接点与主变保护的配合

直接将刀闸1的常开辅助接点串入主变保护联跳分段1的二次回路, 将刀闸2的常开辅助接点串入#1主变保护联跳分段2的二次回路, 如图1所示。当主变运行在I母时, 由于刀闸1常开辅助接点闭合开放跳闸回路, 而刀闸2常开辅助接点闭锁断开跳闸回路, 所以主变保护能正确出口跳闸分段1;运行在Ⅱ母时情况相似。

该方案降低了运行值班人员人为误操作事件的概率, 保护范围无死区。但是该方案还是存在一些安全隐患:1无法时刻监视刀闸的辅助接点运行情况, 在操作刀闸1, 2时无法判断该辅助接点的位置, 只有在主变保护联跳分段开关动作时, 才能根据动作情况来判断是否存在问题, 但这时可能已经造成误动或拒动事故;2在主变间隔停电保护检验时, 分段开关处于运行状态, 而主变220 k V侧刀闸1, 2不能实际分合闸, 因此不能测量使用的刀闸常开辅助接点分合是否正常、触点是否良好, 也就无法验证整个跳闸出口回路的完好性、正确性。

2.2 电压切换箱与主变保护的配合

通过主变220 k V侧电压切换箱的切换继电器实现联跳出口的自动选择。对于电压切换箱, 隔离开关辅助触点采用单位置输入方式, 切换继电器动作和电压互感器TV失压时应发信号。现场往往已经分别引入刀闸1, 2的常开和常闭辅助接点, 用于实现220 k V双母电压的切换。因此, 可以利用切换箱内切换自保持继电器的备用常开接点串入跳闸回路, 同时还可以利用切换现有的报警信号实现对主变联跳分段二次回路的监视, 如图2、图3所示。

该方案充分利用现有的二次设备, 二次回路的变动比较简单。同时, 电压切换箱的切换继电器触点可靠性较高, 可以监视刀闸辅助接点的实际位置, 便于运行值班人员及时发现异常情况。但考虑到双重化配置的两套保护装置之间不应有电气联系, 与其他保护、设备 (例如通道、失灵保护等) 配合的回路应遵循“相互独立, 相互对应”的原则, 防止因交叉停用导致保护功能的缺失。因此, 该方案要求主变保护屏必须配置有两台电压切换箱。

3 保护装置的改进建议

两个方案都在主变保护联跳分段开关二次回路增加了辅助接点, 使跳闸二次回路复杂化。为了尽可能地优化跳闸出口二次回路, 减少中间转接环节, 提高保护跳闸的可靠性, 建议对部分主变保护装置进行改进。按照南方电网整定规程, 220 k V侧阻抗保护Ⅰ段正方向指向变压器, 220 k V侧阻抗保护Ⅱ段正方向指向220 k V母线时, 第一时限跳220 k V侧母联或分段开关, 第二时限跳变压器各侧开关, 因此在主变保护装置新增Ⅰ母、Ⅱ母刀闸的位置开入接点, 主变保护的联跳分段出口跳闸逻辑增加刀闸位置判据。将Ⅰ母、Ⅱ母刀闸的常开辅助接点分别引至主变保护的开入端子后, 主变保护根据Ⅰ母、Ⅱ母刀闸的位置开入自主选择出口联跳分段开关。同时, 运行值班人员可以通过保护装置的开入变位功能结合现场实际判断刀闸的开入是否正常。该方案需要保护厂家更新主变装置的硬件, 同时修改保护逻辑程序, 由于现场更换保护装置的经济成本较高, 因此比较适用于保护改造、新投运的场合。

4 结束语

综上所述, 500 k V变电站作为我国电力系统建设的重要组成部分, 确保其正常运行有着关键作用。对于其母线分段发生的故障, 我们应该及时采取措施做好应对。本文对后备保护分段开关二次回路改进作了系统探讨, 旨在能为类似方面的改进提供参考范例。

参考文献

[1]卢迪勇, 王志红.母线保护快速联跳主变三侧开关的分析与实施[J].电工技术, 2013 (10) .

500kv开关 篇9

关键词：开关柜；局部放电；检测技术

中图分类号：TM591 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0114-02

10 kV开关柜是配电网的重要电气设备，其运行状况直接影响到配电网供电的可靠性。而开关柜在长期运行过程中，由于受到如电、热、化学等各种因素的影响，很容易造成绝缘老化，使其绝缘强度降低。根据电力系统的统计数据，开关柜发生的所有故障中，由于绝缘老化所引起的故障占比达79%。由于开关柜在发生故障前往往会出现局部放电，因此通过加强对开关柜运行过程中的局部放电状况检测，能有效将事故隐患消除在萌芽状态，确保配电网的正常运行。基于此，本文对10 kV开关柜局部放电检测技术进行了研究。

1 10 kV开关柜局部放电检测的重要性

以往在对开关柜进行巡视、检测及试验时，很难准确掌握开关的各种实时参数。在带电检测方面，常采用非接触检测方法，这种检测方法对于敞开的电力设备，如避雷器、变压器等具有很好的效果，而对于封闭的10 kV开关柜，效果并非最佳。对封闭的10 kV开关柜来说，要实现对其绝缘故障的检测和评价，采用局部放电检测方法具有十分重要的作用和意义。

2 10 kV开关柜局部放电检测技术

2.1 基于TEV的局部放电检测技术

运行中的10 kV开关柜出现局部放电时，会产生电磁波，电磁波沿着属外壳的表面泄漏到开关柜的外部，并在接地金属外壳产生暂态地电压（以下简称TEV），且持续时间很短，通常只有几纳秒。通过安装专门的传感器捕捉TEV信号，可以检测10 kV开关柜的局部放电状况。通常情况下，为了确保检测的准确性，一般将传感器安装在靠近10 kV开关柜有缝隙的表面。对开关柜来说，局部放电产生TEV信号的强弱直接取决于开关柜放电程度的强弱和距离，距离放电点位置越近，TEV幅值越大。在具体测试过程中，可以将多个传感器安装在10 kV开关柜的不同位置，根据信号到达传感器差别确定局部放电具体位置的信息。

然而要引起重视的是，开关柜外部的电磁波也可以在金属外壳产生TEV信号，因此在进行判断时，必须首先消除掉干扰信号。消除干扰信号的方法可采取下述两种方法：①由于干扰信号一般会在多种金属材料上出现，通过测量金属制品和设备上的信号并进行对比，进而获得开关柜局部放电活动程度。

②利用局部放电监测仪探测干扰信号，在最后进行信号处理时，将其考虑到输出结果中。

2.2 基于AE的局部放电检测技术

10 kV开关柜若出现局部放电，就会产生冲击振动，AE法就是在开关柜外壳安装超声波传感器测量内部局部放电信号。超声波在固体中传播时不仅具有很快的传播速度，还具有极大的衰减，因此局部放电产生的超声波很难穿透开关柜的金属外壳，因此要通过这种方法检测局部放电，必须要将超声波传感器安装在检测的开口或者裂缝处。

同时由于超声波具有很强的方向性，要进行有效的检测，必须指向局部放电源才具有很好的灵敏度，因此AE法只能检测到沿面放电。具体就10 kV开关柜而言，可以选择开关柜的散热孔、棱角缝隙处等作为超声波传感器的安装位置，离放电点越近，接受的信号就越强，基于此，可对放电点进行粗略的定位。要准确确定放电点的位置，必须通过不同位置的超声波传感器接收到的信号，利用几何方法确定局部放电的具体位置。要注意的是，采用AE方法不能准确判别放电类型。

采用这种检测技术也会受到环境噪声的干扰，对于环境噪声，可首先测试空气中的干扰噪声，再在被测设备上测量，通过两者对比就能得出10 kV开关柜局部放电活动程度。

2.3 基于UHF的局部放电检测技术

10 kV开光柜工作时若出现局部放电就会产生高频电磁波，UHF（高频无线电波）检测方法是通过对高频电磁波进行检测，实现对开关柜的局部放电检测。开关柜出现局部放电时，电晕干扰主要集中在300 MHz以下，采用UHF方法能够有效避免这些电晕的干扰，具有很好的灵敏度和抗干扰能力，还具有能准确对局部放电位置、定位及缺陷类型进行识别等优点。

具体检测时，UHF通常采用时差法，根据不同位置传感器接受到局部放电信号的时间差获得开关柜出现局部放电的具体位置。由于电磁波传播速度非常快，因此接收到的信号时间差一般为ns级别，因此必须使用具有极高分辨率的示波器，以便能判断信号到达的准确时间。

采用UHF检测方法也会受到其它信号的干扰，这些干扰主要来源于设备外部，因此可通过屏蔽法解决，最方便、快捷的方法就是将检测传感器用屏蔽金属布包扎起来，通过实践证明，这种方法具有良好的屏蔽效果。

3 检测实例

笔者对某110 kV变电站的10 kV开关柜局部放电进行检测。具体检测过程如下，首先使用便携式超声波检测仪器对其进行检测，为了避免周围环境对检测结果造成干扰，对每个开关柜进行两次检测，并测量开关柜周围空气的背景值，再将其放置在柜门进行检测，具体检测结果，如图1所示。

由图1可知，不考虑背景干扰后，108，109的测量值仍然很大，靠近108，109开关柜的地方，背景值和测量值都具有一定的提升，说明这两个开关柜可能存在局部放电，必须进行深入验证。

接下来采用TEV局部放电检测仪进行检测，具体测试位置为开关柜的上部、中部和下部，具体测试幅值对比，如图2所示。

据图2可知，108，109开关柜的测量值高于其他开关柜，并且越靠近这两个开关柜，幅值越大，说明这两个开关柜存在局部放电。根据上图2的测量结果可判断出在108开关柜侧存在局部放电。为了进行深入的详细检查，停电进行检修，打开108开关柜，如图3所示。

根据图3可知，开关柜母线距离穿墙套管太近，两者之间间隙过小，开关柜经过长时间运行后，绝缘特性出现一定程度的下降，进而使得10 kV开关柜出现局部放电现象。

4 结 语

不同的10 kV开关柜运行环境存在一定的差别，可能存在不同类型的干扰源，因此在进行局部放电检测时可能难以有效甄别干扰，基于此，可采用多种检测方式相结合的方式进行，通过对比分析多种检测信号，排除运行环境带来的干扰，提高识别的准确性，确保开关柜的正常运行。

参考文献：

[1] 陈刚.声电波检测仪在10 kV开关柜局放检测中的应用[J].电工技术，2011，（7）.

[2] 陈敏，陈隽.GIS超声波/超高频局部放电检测技术研究[J].湖北电力，2013，（S1）.

[3] 李德军，沈威，郭志强.GIS 局部放电常规检测和超声波检测方法的应用比较[J].高压电器，2012，（3）.

500kv开关 篇10

葛洲坝电站是华中电网的骨干电站之一, 总装机21台, 总容量2 757MW, 分大江和二江电站。其中大江电站采用扩大单元接线, 升压至500kV后经电站上游右岸敞开式500kV开关站与500kV系统连接。自1981年7月投产发电已运行近30年, 经多年长期高负荷运行, 设备出现老化, 给电站运行安全造成严重威胁。为提高整体运行性能, 满足电站和电网运行安全, 需要对开关站进行整体改造。

500kV开关站将由原敞开式开关站改成户内式, 仍布置在原敞开式开关站内, 改造占地面积180m×10m, 改造工程辅助楼、GIS室及安装场总建筑面积为4305.6m2。由于改造过程中开关站要保持运行, 期间还要进行分期停电过渡, 改造周期较长, 环境影响因素复杂, 给工程施工的质量及安全带来诸多潜在危险。为保证设备的安全运行和施工人员的人身安全, 只有实施合理、精准的安全管理办法和文明施工措施, 才能确保改造过程顺利、安全、高效。

2 安全文明指导方针

葛洲坝500kV开关站改造工程是在运行区上进行, 施工过程中的安全显得特别突出和重要, 如何保证开关站正常运行和施工过程中的人身与设备安全是本次工程改造过程中的关键。

项目开工前, 项目各方就围绕安全、文明施工展开多方商讨, 制定了一系列的安全文明措施和方针, 以保证项目顺利进行。在葛洲坝电厂保卫部的支持和配合下, 项目各方高度重视GIS改造施工期间现场及开关站的安全运行及管理, 工程在施工过程中坚决贯彻“安全第一, 预防为主”的方针, 严格执行“安全技术交底”的有关条款, 认真落实各项规章制度, 杜绝违章施工, 危险作业。在全体参建人员的共同努力下, 顺利实现了安全无事故的控制目标。

3 文明施工及安全管理

3.1 注重安全意识提高, 强化人员安全教育培训

安全意识是做好建筑施工现场安全工作的关键, 现场施工的安全工作是关键到整个工程进程的工作[1]。项目部充分认识到人在安全生产中的核心作用, 充分发挥人的主观能动性。无论是管理人员还是作业人员, 无论在何种作业环境和条件下, 都要求人人严格按外包工程安全管理要求规范施工, 强化安全教育培训, 实现安全思想无懈怠。

高度重视现场人员的安全教育和培训, 对项目施工方管理人员、监理和工人严格执行三级安全培训, 经培训考试合格才能进入施工现场。通过每天的班前会、每周的协调会进行现场安全、环保技术交底, 不断增强现场人员的安全意识。在现场布置“工程概况、安全交底、安全措施、危险源控制”4块载有预警、预防相关内容的安全文化牌。有创意地在GIS现场开展安全文化建设, 比如利用临时隔墙建立安全文化墙, 涂刷安全警示标语等措施, 加强安全教育。

3.2 全过程安全控制, 规范安全管理措施

安全管理是施工项目管理的重要组成部分, 贯穿于项目施工的全过程。由于现场施工条件复杂, 施工高处作业、大型机械使用多、用电多, 因而使事故引发点多, 控制难度大。在项目实施过程中从以下几个方面进行全过程安全控制。

1) 项目部严把进入施工现场的材料、机具等质量关

积极从源头消除物的不安全状态。对进入现场使用的特种机械, 严格检查操作人员的驾驶证、特种作业证或操作证;认真对其进行安全培训、考试和交底;对施工机械严格检查合格证;要求操作人员执行各项规章制度, 严格遵守操作规程。

2) 施工过程中对现场进行实时巡视和监护

现场监护人和施工方安全管理员每天巡视现场, 检查现场灭火器、各配电柜、用电设备及安全防护网、孔洞围档的落实情况, 施工过程中因施工需要拆除的围栏督促施工方及时恢复。对照明灯具、现场临时用电等要求施工方报请监理和甲方电气部检查合格方能使用。

3) 对施工人员、设备及安全措施跟踪检查、规范安全措施

每天作业开始前由施工单位负责人配合甲方监护人员对作业人员、设备、安全措施等进行检查, 检查合格后方可进行施工。对于500KV开关站进线构架的组吊装, 项目部制定严格的作业前安全工作检查要求, 并以工作联系单的形式发送给施工单位和监理。并在项目部办公室内张贴, 要求项目部人员特别是监护人员每天熟悉, 并严格检查落实。项目安全、质量、进度得到了有效控制, 保证进线构架运行使用安全, 确保葛洲坝电站500kV开关站GIS改造项目按计划安全顺利实施。

4) 严格落实安全奖惩制度

项目实施过程中制定安全奖惩措施, 涉及施工安全、环境等多个方面。对违反规定的项目及时下发整改通知单、工作联系单或停工令, 同时处以不同额度的经济处罚。

3.3 辨识和控制危险源, 加强作业人员的班前教育

及时准确地对危险源辨识和控制是安全生产管理中的重要工作。提前对施工中可能存在的危险源进行卡控, 找出可能导致事故发生的人的不安全行为、物的不安全状态及管理上的缺陷。对于重大危险源编制和实施专项安全施工方案。对于中小类型危险源, 通过现场的危险源准确及时地辨识和有效控制, 并通过监护人早上带班时的班前会告之作业人员, 加强安全管理。例如, 针对基础开挖要求严格执行安全操作规程, 周围架设安全网, 清除零散物料。

针对基础土石方开挖、脚手架施工、施工用电、阴雨天施工及高空作业等施工工序分别制定专项安全规程, 对危险源采取标识、隔离等措施。

制定“500kV带电区施工安全防护措施”, 涉及带电施工, 要求施工方在有项目部现场安全监护人员在场的情况下, 方能进行施工, 现场施工作业人员将无条件服从现场安全监护人的监督和指导。无法确认安全距离的施工, 待确认后方可进行。

3.4 科学划分作业时间

GIS厂房主体结构大体积混凝土开始施工时正处于夏季高温天气, 雨天较多, 考虑节点工期紧, 商品混凝土运距较远, 为避免混凝土出现初凝及避开高温浇筑, 将高温期混凝土浇筑时间安排为清晨。

对于暴雨、大雨、中雨等不同情况安排不同停工时间, 确保施工现场工程及人员安全, 同时合理安排工作时间保证工程进度不受影响。针对7、8月持续高温烘烤的极端天气, 督促施工方及时调整作息时间, 避开高温时段露天作业, 防止人员中暑。

3.5 人性化的安全管理

安全管理要以人为本[2]。在现代管理学中, 人是管理之本。管理的主体是人, 管理的动力和最终目的还是人。在安全生产系统中, 人的素质是占主导地位的, 人的行为贯穿施工过程的每一个环节。因此, 在安全管理过程中, 以人为本, 采取必要的措施, 保障个人的利益。

1) 积极了解施工现场人员困难, 及时解决现场人员的健康、安全问题, 从细节做起。

2) 加强与施工人员的沟通, 处身设地地为现场施工人员考虑。例如, 针对工人不愿意系安全带, 耐心沟通后得知现有安全钩挂取不便, 项目部紧急采购轻便挂钩供高空作业人员使用, 保证了现场作业人员的安全。

3.6 编制事故应急救援体系

通过加强安全管理可以降低事故发生的概率, 但事故发生的可能性依然存在, 无法从根本上消除隐患。安全事故的发生存在着偶然性、特殊性及不可预见性。因此, 项目部编制了事故应急救援体系, 积极做好应急救援准备工作, 以应对突发事件的发生, 保护人员生命安全, 最大限度地降低事故造成的经济损失。

为了更好地落实“安全第一, 常备不懈, 预防为主, 全力抢救”的防灾减灾方针, 共同做好项目部预防自然灾害工作, 保障项目现场施工正常进行和现场人员生命安全及财产安全, 及时、高效、合理有序地处理项目现场灾害事件, 根据国家有关法规、政策及《长江电力建设项目防灾避险防止重大人身伤亡事故专项行动方案》, 结合项目实际, 制定《葛洲坝500kV开关站GIS改造项目部防灾避险应急预案》。

通过现场演练提高了管理人员及现场作业人员对施工过程中发生事故的应急反应能力。现场作业人员在演练中学到火灾逃生相关知识, 提高了火场逃生能力。对存在需要不断改进的地方, 全体人员应进一步加强对本预案的学习, 熟悉本岗位职责。加强现场作业人员的教育培训, 使现场作业人员高度重视火灾事故的危害性。

为有效应对极端恶劣天气、自然灾害及其他突发性事件, 项目部要求施工单位、监理都指定信息联系人。保持项目各方联系渠道稳定畅通, 信息能够及时有效传达,

4 结语

通过项目施工过程中对安全施工与管理的高度重视与各方紧密配合, 工程自开工至完成移交, 施工进展顺利, 未出现任何运行安全事故及人身伤害。同时, 500kV开关站改造过程中运行良好, 改造后顺利过渡, 电网运行未受影响。该项目的成功实施为工程安全施工和管理积累了宝贵经验, 可为其他类似工程施工提供参考。

参考文献

[1]刘任.加强建筑施工现场安全管理的思考[J].科技资讯, 2008 (11) :79