110kV高压开关柜

110kV高压开关柜（精选10篇）

110kV高压开关柜 篇1

近年来, 综合自动化变电站已非常普及, 数字化、智能化变电站正在兴起。变电站一次设备质量有了大幅度提升, 二次设备全部实现微机化, 再加上设计规范, 反措执行到位, 开关异常跳闸事件愈来愈少。现如今, 变电运维人员在遇到开关异常跳闸时一般认为是由于控制电缆绝缘降低串电或二次误碰误传动等原因造成, 但在对某110 kV综自变电站开关异常跳闸进行事故原因调查时, 发现一起因寄生回路引起的开关跳闸, 值得我们反思, 并引以为戒。

1 变电站运行方式简介

变电站110kV为内桥接线, 如图1所示。153、154、150开关在合位, 153带1#、2#主变负荷, A线路充电运行且对侧开关热备, 110kV线路备互投装置退出运行, 153线路无保护, 154线路保护投入。

2 故障简要经过

2011年1月9日早上9:00, 直流、保护专业人员进入该变电站进行直流屏更换工作。工作流程为:首先将临时直流屏与原有直流屏直流母线通过临时电缆连接, 随后需要将原有直流屏馈线倒接至临时直流屏, 然后拆除原有直流屏, 安装新屏, 最后再将馈线倒接至新屏, 退出临时屏, 工作结束。9日13:36, 保护专业人员在把原有直流屏1#、2#主变控制电源馈线 (合用一路电源) 倒接至临时直流屏时, 短时断电3秒钟, 在恢复1#、2#主变控制电源后, 集控站人员发现154开关在分位, 且监控无任何保护动作信息。

3 事故排查及分析

3.1 故障后运行人员现场检查情况

运行巡检人员现场检查发现, 154开关在分位, 154线路保护装置、2号主变保护装置均无保护动作信号和跳闸报告。检查154保护装置开关量变位信息时, 发现有变位信息, 具体如下:

2012-01-09 13:36:51:984ms

合位继电器动作由合到分

2012-01-09 13:36:51:984ms

跳位继电器动作由分到合

根据154保护装置开关量变位信息, 初步确定154分闸时间为13时36分51秒。

3.2 检修专业人员现场检查情况

将154开关转冷备, 检修专业人员经检查发现, 断路器本体外观检查无异常, SF6气压正常;154断路器储能正常;154断路器机构内无卡涩、锈蚀现象, 辅助开关切换良好。

对154开关跳合闸线圈动作电压进行试验, 试验数据如下:在65%额定操作电压143V下, 断路器可靠分闸;在30%额定操作电压66V下, 断路器不分闸。154开关跳合闸线圈电压试验数据符合规定要求, 无异常情况。

3.3 保护专业人员现场检查情况

保护专业人员对154保护、测控装置及相关二次回路检查:154测控装置未收到远方及就地后台分闸命令, 且遥控回路电缆绝缘正常;保护装置未动作, 跳合闸回路绝缘良好;154操作箱至开关机构箱跳合闸电缆对地、对控制回路正电源进行绝缘测试, 数据均大于10M欧姆;就地汇控柜跳合闸回路的绝缘正常。

用500V摇表对跳154开关各跳闸接点及相关回路进行绝缘检查:154保护出口、154测控装置遥控出口接点绝缘正常;在154保护屏处甩开2#主变跳154开关的电缆线头准备进行绝缘测试时, 发现正电“1”线头有+116V电压, 跳闸“R33”线头有-116V电压。正常情况下, 2#主变仅提供一副空接点, 线头应该无电位, 于是分析可能存在寄生回路。

检查二次回路发现2号主变保护的这副接点不仅跳154开关, 同时与2号主变保护屏备用的高压侧操作箱 (该站为内桥接线, 无高压侧开关) 手跳回路相连, 且高压侧操作箱控制电源开关在合位, 这样就造成了2号主变跳154开关跳闸电缆线头甩开后, 依然存在电位。

3.4 异常跳闸原因分析

还原现场二次回路, 发现寄生回路如图2所示。

对图2所示寄生回路分析如下:

(1) 图中, 154STJ为154开关手跳继电器, 现场检查154STJ和R1的阻值为38KΩ, 现场甩开寄生回路后, 在-KM与R33之间加直流电压, 启动STJ继电器的动作电压为120V;

(2) YXD为1#、2#主变各侧操作箱运行灯, 共

6个, 每个运行灯阻值为300KΩ;

(3) HWJ、R2、TQ为1#、2#变中低压侧跳闸回路, 总共4个回路, 图中只画出1个回路, HWJ阻值为16 KΩ, R2阻值为17KΩ, TQ为110Ω;

(4) R3为2#主变高压侧操作箱为提高手跳继电器跳闸功率而增加电阻, 阻值为3KΩ, 该电阻在AGL插件中, 不在高压侧操作板。

当保护专业人员断开1#、2#主变控制电源后, 虚线下方变成了纯电阻回路, 154控制电源正电会通过纯电阻回路窜入-KM (1、2#主变) , 再通过R3电阻, 至154STJ继电器。只要虚线下方1与R33之间回路电阻小于31KΩ, 将会造成154STJ和R1分压大于120V, 154STJ继电器动作, 跳开154开关;而虚线下方寄生回路阻值计算后大致为11KΩ左右, 远小于31KΩ, 故造成154开关偷跳。

4暴露出的问题及防范措施

(1) 内桥接线变电站, 主变高压侧无开关, 但2#主变保护屏在图纸设计时按常规站设计, 与实际不符, 暴露出审图环节不严格;建议规范图纸设计, 从源头抓起。

(2) 正常运行中, 2#主变保护屏备用操作箱带电运行, 没有把高压侧控制电源空开断开, 形成154开关偷跳的寄生回路, 而在保护屏安装、调试及验收环节没有发现寄生回路, 暴露出调试、验收人员麻痹大意, 应加强相关人员责任意识, 加强设备运行标准化建设, 同时建议对内桥接线的变电站主变跳高压侧开关回路进行全面排查, 检查是否存在此类寄生回路。

参考文献

[1]黄文彪.一起110kV线路无故障跳闸的原因分析[J].《大众用电》2010 (08) .

110kV高压开关柜 篇2

为贯彻执行“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，确保在立塔放线施工过程中保障和维护职工的人身安全与健康以及设备的安全运行，本项目根据《电力建设安全工作规程》（第2部分：架空电力线路）《国家电网电力安全工作规程》（线路部分）等有关安全规程，结合工程实际情况，特制度本工程立塔放线施工安全保证措施。

一、总则

1、安全目标：

1.1不发生人身轻伤事故。

1.2不发生因工程建设引起的电网及设备事故。1.3不发生一般施工机械设备损坏事故。1.4不发生火灾事故。1.5不发生环境污染事故。

2、严格执行《国家电网公司基建安全管理规定》及安全管理手册的有关规定，加强对外协技工的安全教育和管理工作，严格执行班前交底制度。

3、坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，坚持实行三级安全管理，开展好正常的安全活动，坚持各项安全管理制度及预防事故“十个不准事故”的要求。

4、完善各级安全监察网络，一级抓一级，层层落实安全生产责任制，抓好安全的基础工作，重点放在预防上。

5、现场指挥必须牢牢控制施工现场安全情况，掌握安全动态，各安全监护人员（包含塔上监护人员）必须加强安全监护，强化劳动互保制度，各作业人员相互监督、相互帮助，确保施工安全，各施工队长和专职安全员必须加强市现场巡视和监督力度，各劳务队兼职安全员，要与施工队长、专职安全员和项目经理加强联系，及时提供安全信息，共同抓好整个项目的立塔施工安全工作。

6、安全生产人人有责，施工班长、安全员及现场指挥机所有施工人员都有责任搞好立塔放线现场的施工安全，凡发现违反安全操作规程者，有权令齐停止工作，有权拒绝施工。

7、加强对职工和劳务工的安全教育，定期组织学习《国家电网公司基建安全管理规定》，坚持每周的安全活动，施工中严格执行有关技术措施和安全规程，坚决将一切应换消灭在萌芽状态，做到防患于未然。

8、各级领导和业务部门定期深入施工现场，进行安全检查，查思想、查管理、查螺栓，对安全上的薄弱环节绝不放过。

9、坚持文明施工，保证施工机械、设备完好和清洁，安全操作规程齐全，持证上岗，施工现场的安全管理、安全设备、安全防护用具要符合有关规定要求。

10、施工现场设置安全标志、围栏、专职安全员上岗监督，施工人员一律戴安全帽，其他人员不得进入施工现场。

11、坚持安全工作制度，安全施工日子要认真填写。根据当天的工作特点，填写注意的安全事项，预防措施，并在每天作业前有现场负责人宣读，想施工人员讲解安全注意事项。

二、预防告状坠落及落物安全保证措施

1、高处作业人员必须接受过三级安全教育，经过操作技能培训和安全学习、考试合格后方准上岗。

2、患有高血压、心脏病、癫痫病或经一事诊断患有不宜高处作业病症者，不得从事高处作业。

3、安全防护用品、用具应按《安规》标准定期试验，使用前应仔细检查其外观质量，不合格的严禁使用，在施工过程中应正确使用安全防护用品，主要有以下几点：

a.进入施工现场的人员必须按色彩规定正确佩戴安全帽。

b.高处作业人员应做到衣着整齐，纽扣应扣好，穿软底鞋。

c.在坠落高度基准面2米及以上的高处进行作业必须使用好安全带（绳），安全带（绳）须挂在牢固的构件上，不得低挂高用。高处作业过程中，应随时检查安全带（绳）是否栓牢，安全保险患有否扣好。

d.30米以上线路杆塔宜设置防止作业人员上下杆塔水平移动的防坠安全保护装置。防坠落装置采用轨道式垂直，水平全程防护，采用的产品经省级以上鉴定，符合省公司标准规定要求。

4、严禁酒后作业，高处作业必须设安全监护人。

5、高处作业必须二人以上，应尽量避免上下层作业，作业点垂直下方不得有人。

6、上下铁塔应沿脚钉或爬梯攀登，速度不应过快。在杆塔和构架横梁上严禁双手脱空行走，在间隔大的部位转移作业位置时，不得沿单根构件上爬或下滑，雨天应有防滑措施。

7、高处作业的工具和材料应放在工具袋内或绳索绑牢，严禁将工具和材料浮搁在杆塔或抱杆上。上下传递物件应用绳索吊送，严禁用安全绳吊送物件，严禁高空抛掷。

8、高空连铁时，安装侧面大斜铁应用牢固的绳索拉，不得直接用手拉肩扛的做法安装。

9、用铝合金抱杆组塔时，施工前必须检查抱杆锚钉情况，如锚钉脱落数量超出标准必须补瞄后才能施工。

10、对特殊地形需用其他方式立塔时，事先应有施工方案并经相关部门的审核、批准。

三、防止触电安全保证措施

1、塔腿平台搭好后，应立即连接接地引上线，接触必须良好，地脚螺栓螺帽应齐全并及时紧固。

2、平行或临近带电高压线路施工，事先必须由技术部门编制安全技术措施，绘制平面布置图，明确拉线控制点位置。控制拉线尽量采用绝缘尼龙绳。

3、根据本工程的实际情况，5#塔位距离电力线比较近，对这些情况项目内部在立塔前，必要时办理停电作业手续，绝不存侥幸心理。停电工作应有专人负责，严禁口头或约时停送电，并按规定做好验电、接地工作。

四、起重作业安全保证措施

1、机动绞磨操作人员必须持证上岗，严禁无证人员操作。机动绞磨使用前必须进行认真全面的检查，并作空载运转试验，机械的安全装置必须完好，在使用过程中，严禁超负荷或带病运行。

2、起重工机具，应按规定要求由专人负责进行检查和维护，工机具领退应有完整的台帐记录，不合格的起重工机具严禁山库使用。

3、起重机械设备严禁带病工作或超载使用，工器具严禁以小代大使用。

4、起重作业应由起重工担任指挥，指挥信号应按国标GB5082-85<<起重吊运指挥信号>>的规定，指挥信号不符合标准或不明确时，操纵人员应拒绝执行或进行询问。吊机进行吊装作业时要加强安全监护，吊机支腿衬垫必须用吊机专用衬垫或木道木，严禁用钢道木。

5、吊机使用应定机定人，证件齐全，有吊装作业的安全技术措施，有随车的起重人员。

6、整体组立抱杆，关键受力部位（拉线、地锚、制动、绞磨指挥）等应由员工与外协技工负责操作，起重工程中，除必要的施工人员外，其他人员应离开杆高的1.2倍距离以外。

7、组立杆塔过程中，吊件垂直下方和受力钢丝绳内侧严禁有人。

8、各种锚桩应按技术规定布设。规格和埋深视受力大小、土质等现场情况确定。卧锚坑应将积水排干，回填土夯实。立锚桩应有防止上浮或转动的措施。卧锚桩使用完毕，挖山后必须及时回填土。

9、装卸车作业时必须交底清楚，组织合理，特别对超长的物件要有安全措施和方案，并设监护人。

五、防火安全保证措施

1、贯彻“谁主管，谁负责”的消防责任制。健全三级防火责任制。落实消防目标管理。着重加强对消防重点部位的管理工作。

2、按规定配置灭火器材，并指定专人保管，定期检查，确保消防器材完好有效。仓库、伙房、宿舍、办公楼等建筑物处均设相应的消防设施（如消防水源及水管箱、灭火机、砂等），仓库应设置警告标志。

3、加强对仓库、办公室。食堂的用火、用电管理，要经常性进行检查发现问题应及时整改，严格执行二级动火工作票制度，采取防范措施，确保动火安全。

4、在山区（含密林、柴草区等）施工应设醒目的“严禁烟火”等警告牌，林区严禁吸烟、动火，严格遵守当地护林防火规定，必要时应有防止火灾的安全技术措施。

5、加强消防安全知识教育，使职工具备“三懂三会”的防火知识。三懂；

（1）懂得排除操作中（或生活中）的不安全因素和火险隐患。（2）懂得火灾的预防措施。（3）懂得起初火灾的补救方法。三会；（1）会报警；

（2）会使用各种消防器材；（3）会扑救初起火灾。

六、交通安全保证措施

1、加强驾驶员的行车安全教育，驾驶员应具有良好的职业道德，做到礼貌行车，勤检查、勤保养，发现故障及时排除。

2、加强车辆管理，严格遵守交通规则，汽车上必须配备灭火器。工程车和其他车辆前排座位必须系好安全带，严禁无证驾驶。

3、驾驶员必须做到“九不开”和“六注意”安全行车准则。

九不开：

1）不开“英雄车” 2）不开赌气车 3）不开情绪车 4）不开带病车 5）不开违章车 6）不开违纪车 7）不开疲劳车 8）不开酒后车 9）不强行超车

六注意：

1）注意绑扎牢固 2）注意途中车况检查 3）注意保持车距 4）注意弯道和陡坡 5）注意行人和车辆 6）注意情况谨慎驾驶

4、租用汽车或吊车必须证件齐全，车辆车况良好，并签订安全协议，同时向驾驶员进行安全交流。汽车载人必须遵守交通管理部门规定，不得人货混载，乘载人员必须佩戴安全帽。

七、抱杆使用安全保证措施

1、抱杆最大起吊重量为250mg，塔材应单片吊装不得超过抱杆允许吊重，并主材和塔片就位后，即拧紧就位螺栓。

2、起吊塔件时，独立小抱杆腰绳必须绑扎牢固，抱杆受力均匀。

3、抱杆每次使用前，必须仔细检查抱杆是否弯曲变形、抱杆各种连接部位是否牢固。滑轮磨损情况。如有不合格情况严禁起吊。

4、塔身铁片吊装时，高度每吊不得超过9米。

5、钢丝绳与塔身的绑扎点必须衬垫软物或麻袋布，起立抱杆时，钢绳的绑扎点也必须衬垫麻袋布。

6、抱杆的拆除必须采用拎吊法，将抱杆自塔身内松至地面。

7、抱杆的使用必须符合以下条件：抱杆倾角：≦5°，起吊绳与抱杆夹角：≦20°，控制大绳与地面平面夹角：≦45°，抱杆悬浮高度不得超过抱杆全长的75％。

八、具体立塔施工安全保证措施

1、塔片在提升过程中，塔上就位人员应加强自我保护能力，站立在就位处的反侧，塔上就位人员必须站在平口水平铁下方。

2、保持塔上、塔下（包括指挥、绞磨、拉线）作业人员的信号畅通，必要时使用对讲机。

3、落地拉线应设专人看管，拆除拉线应听从现场负责人的指令。

4、严禁用抱杆将绑好的构件翻身。

5、抱杆搬运轻抬轻放，严禁抛掷，起立抱杆时帮点应衬麻袋等软物。

6、加强现场的文明施工，材料工器具堆放整齐，警告牌设置齐全、显眼，围栏绳圈定施工主区域。

7、塔片吊装过程，要严密监视被吊物件，防止塔身勾住。严禁将手伸入塔片空隙内，吊件就位顺序应先高后底，不得强行组装。

8、安装不上的塔材需处理时，不得浮在塔材上，以免造成误登、滑动事故，脚钉安装必须牢靠，起吊绳必须在安装紧固后，方可拆除。

9、塔片吊装时（尤其是大重量塔片），应保证拉线对夹角及锚桩设置符合技术安全要求。

10、塔片应组成较为稳定的结构，对根开较大，稳定性差的塔片应采取补强措施。

11、当部分桩号地形条件相对恶劣，不得冒险施工，应先通知项目部技术部门，制订相关施工方案，当塔片无法组装时，采用单根主材吊装。

九、注意事项

1．遵守电工作业的一般规定和高处作业规程。

2．在六级以上大风、大雨、浓雾、雷电等情况下，严禁登塔作业。

3．登塔工作前必须检查塔基是否牢固。对新立塔，在塔基未完全牢固以前严禁攀登。对于明显倾斜，塔根腐蚀，以及冲刷、起土、上拔的电塔应先行加固，或支好架塔，打好帮桩和临时拉线后再上塔。凡需要松动导线、地线、拉线的电塔应先检查塔根并打好临时拉线或支好架塔后再行上塔。使用脚扣、登高板应符合安全规定。

4．塔上作业时，地面应有人监护。材料、工具要用吊绳传递。塔下坠物范围内不准站人，现场工作人员应戴安全帽。

5．塔上作业必须使用安全带。安全带应系在电塔及牢固构件上，不得拴在横担或瓷瓶上，应防止安全带从塔顶脱出。

6．使用梯子时要有人扶持或绑牢。

7．登塔进行倒闸操作必须由两人进行，一人操作，一人监护。操作机械传动的油开关或刀闸开关时，应戴绝缘手套。没有机械传动机构的刀闸开关、跌落式保险器等应使用绝缘棒并戴绝缘手套操作。登塔进行倒闸操作人员，应戴安全帽、系安全带。

8．多人同登一塔时，应在各自选择好自己的工作位置后，一道开始工作，上下塔时，勿紧跟前者，须等前者到达工作位置或地面后，第二人再开始上、下塔。

9．断开的断路器、刀闸开关的操作机构应加锁。跌落式保险器的保险管应取下，并应在断路器或刀闸开关的操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”的警示牌。

10．在停电线路上开始工作前，必须先在工作现场逐相验电并挂接地线。验电时应戴绝缘手套，并有专人监护。

11．线路经本人验明确实无电后，工作人员应立即在工作地段两端及可能送电的分支路线挂接地线。挂接地线时要先接好地端、后接导线端。拆线时，次序应相反。装拆接地线应使用绝缘棒或戴绝缘手套。接地线必须用多股软铜线组成，截面面积不得小于25平方毫米。临时接地极应打入地下不小于0．6米。接地电阻应符合要求。12．线路停电作业必须得到变电所值班员(或调度员)的“已拉开电源，挂好接地线，许可开工”的通知，并办好工作票手续，在有人监护的情况下才能在工作现场验电并挂接地线，然后上塔工作。

13．同塔架设的两回路导线或平行架设的两回路导线，二个回路停电检修，另一回路带电时，工作负责人必须详细查明确实停电的线路，向工作人员仔细交待哪一个线路停电，哪一个线路带电，哪些塔塔许可上塔，以及注意事项，并设人监护。

14．不停电或部分停屯工作时，每一塔塔都应设专人监护。

15．挖坑时注意事项：

(1)挖坑前必须调查地下管道，电缆等地下设施情况。事先要和主管单位联系，做好防护措施，对施工人员要交待清楚，并加强守护；

(2)在超过1．5米深的坑内工作时，抛土要特别注意，防止土石回落坑内；

(3)在松软土地挖坑，应加挡板，撑木等防止塌方；

(4)在居民区、交通道路附近挖坑时，应设遮栏，夜间挂红灯；

(5)石坑、冻土坑打眼时应检查锤把锤头及钢钎。打锤人应站在扶钎人侧面，严禁站在对面，并不得戴手套打锤，扶钎人应带安全帽。

16．立塔与撤塔注意事项：

(1)必须设专人统一指挥，统一联系信号，遵守有关电气安装规范；

(2)立、撤塔过程中，塔坑内严禁有人工作。除指挥人及指定人员外，其它人员必须远离塔下在1.2倍塔高的距离以外；

(3)立塔及修整塔坑时，应有防止塔身滚动，倾斜的措施，如采取用叉塔和拉绳控制等(拉绳与地面夹角应为45°左右)，(4)电塔已立起并符合规定要求后，应及时回填塔坑，并分层夯实，牢固后，方可撤去叉塔及拉绳；

(5)在撤塔工作中，拆除塔上导线前，应先检查塔根，采取防止倒塔措施。在挖坑前应先绑好拉绳；

(6)使用吊车立，撤塔时，应与吊车司机密切配合，遵守起重工、挂钩工安全操作规程。钢丝绳应吊在塔的适当位置，防止电塔突然倾倒。

19．放线、撤线与紧线工作都应设专人统一指挥。紧线时应检查导线有无障碍物挂住。工作人员不得跨在导线上或站在导线内角侧。紧、撤线前应先检查拉线、拉桩及塔根。如不能适用时，应加设临时拉线加固。

严禁采用突然剪断导线的办法松线。

18．在交叉跨越各种线路、道路等处放、撤线时，必须先取得主管部门同意，采取安全措施，如搭设可靠的跨越架，在路口设专人看守等。

19．塔上工作完毕后，应使用脚扣或升降板等下塔。严禁甩掉脚扣，从拉线绳上或抱塔快速溜滑。

20．使用喷灯工作时，其油量不得超过容积的3／4。打气要适当。不得使用漏油，漏气的喷灯。

在高压设备附近使用喷灯时，火焰与带电部分的距离为：电压在10千伏及以下者不得小于1．5米，电压在10千伏。以上者不得小于3米。在充油设备及易燃材料旁，禁止使用喷灯和火炉。

十、其他

1、认真过好每一次的安全活动，做到有内容，有记录，安全活动中应认真总结施工存在的问题及解决预防措施，同时应布置好下一阶段安全工作的重点加以控制。

2、冬季施工，注意作好登塔防滑，施工人员防冻措施。

110kV高压开关柜 篇3

【关键词】110kV高压电缆；中间接头制作；安装技巧

1、前言

电缆中间头起着使电路畅通、保证相间或对地绝缘、密封和机械保护的作用。其制作工艺的好坏，直接影响着电缆中间头的寿命。质量良好的接头能够有效控制绝缘层的电场，导体线芯连接可靠，接地线连接良好，密封良好。其中任何一个环节发生问题都有可能使电缆出现故障。

2、电缆中间接头制作与安装过程中的关键点

在制作和安装中间接头时，经常出现这些问题：剥切痕迹过深，端口不整齐；绝缘表面杂质过多，存在凹痕或突起；接地线连接不牢固；附件密封性差；接线端子和连接管压接不实，密封不严；屏蔽层连接不良。这些问题的产生，与制作者的技术水平高低密切相关。要想彻底解决问题，可以把它们分解成操作过程中的关键点。

⑴锯割钢铠。锯割钢铠时若断口不齐，有毛刺遗留，容易造成运行过程中尖端放电以及扎破保护层。在锯割时要注意深度，不要割透下层钢铠，出现毛刺要用锉刀打磨或用工具敲齐、剪平。

⑵连接接地线。金属屏蔽与接地系统相连可以消除表面电晕，屏蔽电磁场对临近通讯设备的电磁干扰。运行状态下与接地系统相连的金属屏蔽处于零电位，当电缆发生故障之后，它具有在极短的时间内传导短路电流的能力。接地线与钢铠、金属屏蔽层连接不牢固，不耐振动，会导致附件发热烧损。接地线应可靠焊接或固定，两端电缆本体上的金属屏蔽及铠装带牢固连接，接地应牢固不松动。要将接地线用弹簧钢带固定在钢铠和金属屏蔽层上，或者焊接牢靠，焊接时不能烤焦或者虚焊。

⑶做接地线防潮段。做接地线防潮段时如果没用密封胶上下裹缠严密，中间焊锡填充不严，水分会从缝隙中渗透进去，导致电缆绝缘水树老化短路甚至爆炸。制作时应先将接地线中部用焊锡填充密实，在电缆外护套上缠一层密封胶，再将接地线压到胶带上，之后再缠一层密封胶。最后用护套管密封。

⑷剥切金属屏蔽层、外屏蔽层与绝缘层。剥切时下刀容易过深，切伤下一层材料，导致局部电场场强增大，发生局部放电，击穿绝缘。在剥切时要掌握下刀深度，不要切透，用PVC胶带裹缠后沿边撕下。尽量采用专用剥切刀具进行剥切。

⑸打磨及清洁绝缘层。打磨时贪图省事，容易将屏蔽层中的导电颗粒带到绝缘层中，或者绝缘层表面的突起没有完全清除干净，这些可导致局部放电，击穿绝缘。要使用由粗到细不同目数的砂纸仔细打磨，现在附件箱里一般都只提供一条砂纸，可以用正面打磨后用背面再打磨一遍。使用清洁巾擦拭时要从绝缘层到屏蔽层，决不能反复擦拭，将黑色导电颗粒留在绝缘层上。

⑹热缩附件里的应力管。应力管没有和金属屏蔽层、绝缘屏蔽层良好搭接，不能使电应力均匀分布，会引发电缆绝缘击穿短路。这一环节在附件安装中非常重要，经常有电缆由于应力管搭接不良而烧损，制作时一定要给以足够重视。

⑺接线端子及连接管导体的连接。导体连接的基本要求是低且稳定的电阻，足够的机械强度，耐电化腐蚀，耐振动，连接处不能出现毛刺。

⑻内半导电屏蔽层的处理。具有内屏蔽层的电缆本体，在制作中间接头时必须恢复压接管导体部分的接头内屏蔽层。电缆的内半导电屏蔽均要留出一部分，以便使连接管上的连接头内屏蔽能够相互连通，确保内半导电层的连续性，从而使接头连接管处的电场场强均匀分布。

⑼外半导电屏蔽层的处理。外半导电屏蔽层是附加在电缆绝缘外部起均匀电场作用的半导电材料，同内半导电屏蔽层一样，在电缆及接头中起到十分重要的作用。外半导电层端口必须整齐均匀，与绝缘平滑过渡，可以将台阶磨成斜坡平或者用半导电胶带将台阶填成斜坡。做中间接头时要在接头增绕半导体带，与电缆本体外半导体屏蔽搭接连通。

⑽电缆应力锥的处理。施工时形状、尺寸准确无误的应力锥，在整个锥面上电位分布相等，可以有效改善线芯开断处的电场分布。应力锥曲线如下图所示，由于标准复对数曲线面不容易削制，所以常采用将绝缘层端部削制成铅笔头的办法，将曲面变成锥面。在制作交联电缆应力锥时，一般采用专用切削工具削制，或者采用刀具或玻璃刮削，基本成型后，再用2mm厚玻璃修刮，最后用砂纸由粗至细进行打磨，直至光滑为止。

⑾接头的密封和机械保护。接头的密封和机械保护是接头安全可靠运行的保障。应防止接头内渗入水分和潮气，将接头用密封胶包裹平滑后再套入密封管进行封堵。在接头位置应设置接头保护槽或装设保护盒等装置。

⑿在雨、雾、大风天气施工。在极端环境下施工时要进行施工现场温度、湿度、灰尘控制。施工现场的环境温度应高于5℃，相对湿度不应超过75%。大风天氣灰尘过大，落在绝缘层上会引发局部放电从而导致绝缘击穿。应对的办法是将电缆附件放在密闭的帐篷内，控制好温度、湿度后进行制作安装。以上总结的这些问题都属于隐蔽项目，在施工验收时无法检查出来，只有在投入运行一段时间后才会由于接头故障而暴露。

3、总结

⑴为防止接头在电缆沟内受潮，应该将电缆桥架提高到地面以上， 并搭建一个简易小屋。电缆接头制作按工艺步骤进行，从开始剥削到制作完毕，必须连续进行，一次完成，以免受潮。按规范要求对电缆进行耐压试验，测试结果合格并且无异常情况后，交付运行单位使用。

⑵要保证接头安装质量，操作者除了在技术工艺上抓住关键点以外，还必须具备足够的工作责任心，严格遵守制作工艺规程，尽量使用专用电缆工具。在作业前明确安装步骤和工艺质量要求，在作业过程中加强监督管理，出现问题时要能够认真处理，不能为赶工期求速度而忽视质量，这样才能够保证电缆线路的安全可靠运行。

参考文献

[1]陈家斌主编.电气设备安装与调试.北京：中国水利水电出版社，2003

[2]于景丰.电力电缆实用技术[M].北京：中国水利水电出版社，2006

[3]白玉岷.电缆的安装敷设及运行维护[M].北京：机械工业出版社，2011

高压电网110kV输电线路设计 篇4

截至2006年底, 国家电网公司所管辖农网有110 k V线路11.69万km, 变电站4 634座, 变压器7 809台, 变电容量25 241万k VA, 平均单台容量3.23万k VA。

目前, 110 k V供电线路都采用架空绝缘导体, 不仅提高线路供电的可靠性, 减少了合杆线路作业时的停电次数, 减少维修工作量, 提高线路的利用率;而且可以简化线路杆塔结构, 甚至可以沿墙敷设, 既节约了线路材料, 又美化了环境道路;节约了架空线路所占的空间, 便于架空线路在狭小通道内穿越;减少了线路电能损失, 减少了导线腐蚀, 延长了线路使用寿命。110 k V架空配电线路的特点是农网线路多、供电半径长、大部分为放射式树枝型供电线路, 线路间无联络, 线路分段开关数量少, 线路保护设备仍然简陋。

2 高压电网110 k V输电线设计要求

2.1 110 k V变电站设计

110 k V变电站及其配电网络涉及面广、影响面大, 主要是大型的公用基础设施, 它直接关系到工农业生产、市政建设及广大人民生活等安全可靠供电的需要。

2.1.1 变电站负荷设计

计算负荷是供电设计计算的基本依据, 计算负荷确定得是否正确合理, 直接影响到电器和导线电缆的选择是否经济合理。如计算负荷确定过大, 将使电器和导线选得过大, 造成投资和有色金属的消耗浪费, 如计算负荷确定过小又将使电器和导线电缆处过早老化甚至烧毁, 造成重大损失, 由此可见正确确定计算负荷的重要性。计算变电站的负荷量公式为:

式中, Pbdz为110 k V变电站的供电负荷 (k W) ;Sbdz为110 k V变电站供电控制面积 (km2) ;Pjm为供电范围内的平均负荷密度 (k W/km2) ;ΔPs (%) 为110 k V配电线路的功率损耗 (即线损率) 。

然后根据变电站应达到的功率因素要求, 计算确定变电站的主变压器容量为S=Pbdz/cos (k VA) 。

2.1.2 变电站主变压器台数的确定

主变台数确定的要求:对大城市郊区的一次变电站, 在中、低压侧已构成环网的情况下, 变电站以装设2台主变压器为宜。对地区性孤立的一次变电站或大型专用变电站, 在设计时应考虑装设3台主变压器的可能性。我国110 k V及以上电压变压器绕组都采用Y型连接。城市新建的110 k V变电站的主变压器最终规模一般均为3台。

2.1.3 主接线方式选择

电气主接线是根据电力系统和变电站具体条件确定的, 它以电源和出线为主体, 在进出线较多时 (一般超出4回) , 为便于电能的汇集和分配, 常设置母线作为中间环节, 使接线简单清晰, 运行方便, 有利于安装和扩建。以110 k V进出线2回, 10 k V出线20回, 采用有母线的连接方式为例分别对110 k V、10 k V侧接线方式进行选择。

110 k V侧进线2回, 可选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线。母线分段后重要用户可以从不同段引出两回馈电线路, 一段母线故障, 另一段母线仍可正常供电。 (2) 带旁路母线的单母线分段接线。母线分段后提高了供电可靠性, 加上设有旁路母线, 当任一出线断路器故障或检修时, 可用旁路断路器代替, 不使该回路停电。 (3) 双母线接线。采用双母线接线后, 可以轮流检修一组母线而不致使供电中断, 检修任一回路的母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条电路和与隔离开关相连的该组母线, 其他电路均可通过另一组母线继续运行。

采用单母线分段接线投资较少, 但可靠性相对较低, 当一组母线故障时, 该组母线上的进出线都要停电;采用双母线接线方式, 增加了一组母线, 投资相对也就增加, 且当任一线路断路故障或检修时, 该回路不需停电;采用单母线分段带旁路母线接线方式, 任一回路断路器故障检修时, 该回路都不需停电, 供电可靠性比单母线分段接线强。因此110 k V宜采用单母线分段带旁路母线接线方式。

10 k V侧出线20回, 大部分为Ⅰ类负荷, 选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线, 投资少, 在10 k V配电装置中其基本可以满足可靠性要求。 (2) 单母线分段带旁路母线, 该接线方式虽然提高了供电可靠性, 但增大了投资。

采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求, 且节约了投资。因此, 10 k V侧采用单母线分段接线。

2.2 110 k V输电线塔杆设计

110 k V输电线可采用型号为LGJ-185, 适用的杆型基本有5种, 即:水泥单杆或双杆带拉线、水泥双杆不带拉线、上字型直线铁塔、猫头型直线铁塔和钢管电杆。本文设计所选型号为双杆不带拉线型 (图1) 。地线型号为GJ-50, 设计水平档距为300 m, 垂直档距为400 m。主杆采用离心法制造, 选用230 mm、圆锥度为1/75的拔梢杆段, 全长18 m, 按9+9 (m) 分段。主杆接头用电焊连接, 壁厚50 mm, 用C40级混凝土、Ⅱ级钢筋。

2.3 线缆选择要求

根据导线的作用, 制作导线的材料应选择导电率高、耐热性能好、具有一定的机械强度, 且重量轻、制作方便、价格低廉的材料。因此, 常用的材料有铜、铝、钢等。由于铜的价格较贵, 架空输电线路一般不采用铜线。铝导电性能好, 但机械强度低, 而钢的机械强度较高, 但导电性能较差, 本设计的110 k V输电线为屋外配电装置, 故母线宜采用钢芯铝绞线LGJ。

2.4 绝缘子串设计要求

在发电厂变电站的各级电压配电装置中, 高压电器的连接、固定和绝缘, 是由导电体、绝缘子和金具来实现的。所以, 绝缘子必须有足够的绝缘强度和机械强度, 耐热、耐潮湿。

根据受力特点, 在直线型杆塔上组成悬垂串, 耐张杆塔上组成耐张串。每联悬垂绝缘子的片数由以下方式计算:

式中, n为每联绝缘子的片数;UN为标称电压 (k V) ;a为爬电比距, 35～110 k V大气清洁地区可取1.6～2.0 cm/k V;h为单个绝缘子的爬电距离, 110 k V取1 000 mm。

同时选择户外式绝缘子可以增长沿面放电距离, 并能在雨天阻断水流, 以保证绝缘子在恶劣的气候环境中可靠的工作。穿墙套管用于母线在屋内穿过墙壁和天花板以及从屋内向屋外穿墙时使用, 110 kV可选油浸纸绝缘电容式。

3 110 k V输电线施工技术

3.1 架空线路径选择

线路设计的好坏关系着线路的投资运行费用与运行的可靠性, 路径选择在110 k V输电线路设计中起着举足轻重的地位。线路路径的选择应结合交通条件及地质地形情况考虑。沿线交通便利, 便于施工、运行, 但不要因此使线路长度增加较多。若条件允许, 最好将路径选在交通相对便利的地方, 现在的施工及运输一般都由较大型的机械来承担, 若交通不便, 势必影响施工进度。在可能的情况下, 应使路径长度最短、转角少、角度小、特殊路越少、水文地质条件好、投资少、省材料、施工方便、运行方便、安全可靠。

3.2 架空线间距

导线的线间距离d按下式计算:

式中, lk为悬垂绝缘子串长度 (m) ;U为线路电压 (m) ;f为导线最大弧垂 (m) 。

3.3 防雷与接地技术

110 k V架空输电线路地处旷野, 线路距离长, 均易遭受雷击, 常会造成绝缘子串闪络烧毁、线路跳闸停电等事故。因此输电线路防雷工作在110 k V输电线设计中是必不可少的部分。

架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线, 同时还能起到分流作用, 以减小流经杆塔的雷电流, 从而降低塔顶电位, 可以减小线路绝缘子的电压和降低导线上的感应过电压。

线路避雷器具有很好的钳电位作用, 110 k V变压器侧避雷器的选择可选用Y1.5W60/1型, 同时110 k V母线侧可选用Y10WE-100/260型避雷器。

4 结语

随着国民经济实力的增强, 我国的高压输电线路逐渐呈现距离长、容量大的特点。110 k V输电线路作为我国主要的供配电网, 担负着电能输送的主要任务, 其供电可靠性直接影响着电能输送的安全性和经济性。本文通过对110 k V电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了具体问题具体处理的技术工作方法和对策。

摘要：通过对110kV电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了相应的工作方法和对策。

关键词：高压电网,110kV,输电线,设计

参考文献

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[2]李江民, 黄华峰.浅谈110kV高压输电线路的防雷保护[J].湖南工业职业技术学院学报, 2009, 9 (6)

[3]许建安.35～110kV输电线路设计[M].北京:中国水利水电出版社, 2003

110kV高压开关柜 篇5

本文在对智能化变电站设备的构成进行分析的基础上，又充分了解智能化变电站设备的运行模式的前提下，对10kv高压开关柜在线测温技术进行了简要的研究，在此基础上，得出10kv高压开关柜在进行在线温度测量的过程中，所能够提供的相关测温技术，同时本文还对相关的10kV高压开关柜在线测温技术的应用优点以及应用缺点进行了详细的对比描述，从而可以更好的将在线测温技术应用到智能化变电站10kV高压开关柜中。希望本文的研究能够为相关的人员提供一定的参考。

在10kv配电网中，直接对其进行电气配备的电气设备就是10kV高压开关柜，其在长期工作的过程中，需要承担大量的高负荷电流，受到高负荷电流的影响，加之10kV高压开关柜的各部分接头出现松动现象等，就会使得10kV高压开关柜中的电阻增大，电阻的增大就会引发10kV高压开关柜内部热量的上升，从而对其内部会造成严重的损害，因此，需要采取有效的在线测温技术，对10kV高压开关柜内部的温度进行合理的控制，只有这样才能够保障10kV高压开关柜可以正常的运行。

1.10kV高压开关柜在线测温的特点

1.1非接触式的测温技术难以满足要求

就目前我国的10kv配电网中，应用最多的开关柜就是XGN开关柜和KYN开关柜。这两种开关柜都是由隔离开关、断路器以及电缆头等构成，开关柜中很容易堆积一些油污或者是杂质，这些油污和杂质会严重影响到开关柜的正常运行，因此，要对注意对这两种电气设备内部的杂质和油污进行有效的清理，并且要控制其内部的湿度，防止因为潮气对其造成运行上的影响。在如今的XGN开关柜中，通常会在导电的部位设置相应的绝缘热缩包封，也就是说，在XGN开关柜内部，需要进行测温的部位都被绝缘层所包裹，由于该条件的限制，使得相关的检测人员无法在外部对设备的内部进行温度检测。

1.2测温装置需要进行高压绝缘

在10kV高压开关柜正常运行的状况下，其额定电压值为10kv，而外部测温装置无法对其内部进行有效的温度检测，因此，需要采用在线测温技术，在电气设备的内部需要检测的温度点上，装设上相应的温度检测设备，而相应的温度检测信号的接收装置需要安置在开关柜的外部或者是开关柜上，而無论是安置在外部还是在柜上，都需要采取有效的措施，对测温装置与接收装置进行有效的高压阻隔，但是值得注意的是，要注意在进行测温装置安装的过程中，避免对开关柜内部的电气元件造成损害，就上述几个点上来看，测温装置的高压绝缘设定会对在线测温技术发展产生极大的影响，因此，因此，需要相关的人员来着重解决这种问题。

1.3不能够影响到开关柜内部原有电气元件的性能

在10kV高压开关柜内部本身就设置有一些相应的电气元件，这些电气元件都有自身的运行原理，更具有自身的操作属性，这些电气设备需要根据实际的运行操作需要，来选择不同的操作方式。从这一点上来说，要想使得在线测温装置能够正常的工作，就需要在对其安装的过程中，不能够对开关柜内原有的电气设备元件造成影响，要保障开关柜内部的原有电气元件能够正常的应用，其性能可以正常的发挥，这对10kV高压开关柜的整体运行质量都有着明显的影响作用。

1.4要能适应开关柜内部恶劣的工作环境

就我国目前设置的10kV高压开关柜来说，其内部结构通常采用的都是全封闭式的结构，开关柜内部与外部之前处于一种隔离的状态，在开关柜的内部，空气流通状况不佳，而且开关柜内部的温度也相对较高，其在工作中所要承担的电流负荷量也较大，变电站还会对其造成严重的电磁干扰，在这种恶劣的环境下，要想能够充分的发挥出在线测温技术的实际应用效果，就需要采取有效的措施对在线测温技术进行抗干扰能力的提升，同时还要对其负荷能力进行提升，这样就能够有效保障在线测温数据的完整性和真实性。

2.10kV高压开关柜在线测温技术研究现状

2.1红外测温法

红外测温法是一种典型的非直接接触测量方法。目前红外测温仪现场使用十分方便，还具有拍照和自动寻找最高温度点等扩展功能，在电力行业应用非常广泛。但对于10kV开关柜而言，由于红外光路会受到开关柜内部元件及绝缘体的遮挡，难以准确测量被测元件的温度值，也无法对其进行校正，因此通用性较差，只能用于早期10kV开关柜温度的监测，而不能用于目前广为使用的全封闭式金属开关柜。

2.2无线测温法

无线测温法是一种新型的测温方法，它一般由分散式测温装置、温度信息接收装置以及数据处理系统3部分组成。其中，分散式测温装置直接安装于各个测温点，而温度信息接收装置的放置地点与开关柜之间要有一定的距离，两者之间通过无线传输的方式进行通信，从而实现了高压的隔离与绝缘。然而，此种方法也存在一定的问题。最为关键的一点就是分散式测温装置工作稳定性问题，由于该装置的电源一般为电流感应式电源，其能量大小随电力负荷的变化而改变，在电力负荷曲线变化很大的情况下，其能量也会有很大幅度的改变，这样就会造成测温装置时常出现供电不足的现象。

2.3光纤测温法

光纤测温技术作为一种新兴的测温技术，具有十分广阔的应用前景。其最大特点就是可以对开关柜内部电气元件进行“零距离”的温度监测。由于光纤的特性，其既不会受到复杂电磁环境的影响，也不会对开关柜内部原有电气元件的特性造成影响，具有在高电压、强辐射和腐蚀以及强电磁干扰等恶劣环境下不间断连续测温的优异性能，这是其他测温技术所无法比拟的，因此十分适合10kv高压开关柜的温度测量。

3.测温技术比较

表1为10kV高压开关柜各种测温技术优缺点的对比。

表1 测温技术对比

4.结语

10kV高压开关柜设计注意要点 篇6

1 10kV高压开关柜设计的注意要点

1.1 安全净距

绝缘安全距离是高压开关柜设计中必须注意的重点, 目前绝缘安全距离包括两个方面, 一方面开关柜中三相带电导体之间要不小于相关规定的安全距离, 同时带电导体与其他金属安装板之间也应满足一定的安全距离要求, 另一方面带电三相导体对地也应保证一定的绝缘安全距离;只有保证了以上两方面绝缘距离的要求, 才可以保证电路不出现因高压放电带来的短路问题;根据目前电力标准和国网十八项反措要求规定, 单纯以空气作为绝缘介质的金属封闭开关柜或控制设备, 且开关设备或控制设备应用在海拔为1000米以下的情况, 三相之间以及相对地之间最小的空气绝缘距离为不小于125mm, 同时带电体到门最小间距应不小于155mm, 如果开关设备或控制设备应用于高海拔 (即大于1000米) 地区时, 绝缘安全距离要根据相关标准进行加以修正系数;在实际的工程应用中, 会经常出现由于放置开关柜设备建设厂地面积的限制, 需要将部分开关柜的尺寸减小, 由此将导致开关柜内的绝缘安全距离不够, 为了解决此种问题, 设计中经常采用以空气和绝缘板组成的复合绝缘作为绝缘介质方式进行, 但此种复合绝缘要求绝缘隔板到带电体之间的最小空气间隙不小于30mm, 而绝缘隔板由于受到周围空气湿度的影响, 如果空气湿度较大, 会出现隔板带有凝露现象, 进而导致绝缘隔板与带电导体之间产生放电现象, 为了避免此现象发生一般在开关柜内设计放置加热器或者驱潮器来控制内部潮湿度, 同时绝缘隔板随着使用时间的加长, 隔板会出现老化问题, 隔板的强度和绝缘性会下降, 因此需进行定期的巡检和保养, 所以建议复合绝缘在条件允许的情况下最好不选用。

1.2 爬电距离

随着我国电力系统的发展, 电力系统用户对系统的可靠性提出更高的要求, 根据绝缘污秽等级和实验技术条件的规定和要求, 开关柜内一次回路中的元件, 应满足相之间以及相对地的绝缘, 元件通常通过各类的绝缘件进行支撑, 绝缘件要求满足一定的绝缘水平外, 还应具有在一定的污秽等级下具有良好绝缘爬电距离;一般正常环境中使用, 污秽等级为II级, 对于10kV高压开关柜内的绝缘件一般推荐的爬电比距为:≥18mm/kV (对瓷质绝缘) 和≥20mm/kV (对有机绝缘) 。目前生产绝缘件的厂家的通过改变绝缘件伞裙的数量和伞裙的高度来增大爬电距离, 但为了安装和后期维护方便, 一般绝缘件的安装外形尺寸不变;目前10kV高压开关柜内的绝缘件已经是成熟的产品, 但市场上由于生产厂家的生产工艺以及所用材质的不同, 导致绝缘件的绝缘水平和爬电距离也不尽相同, 所以在设计要求时一定要明确绝缘件的污秽等级、爬电距离等技术要求, 且严格控制绝缘件的质量检测, 以此提高绝缘件的可靠性。

1.3 开关柜五防闭锁

为了保证电力网安全运行, 确保设备和人身安全, 防止误操作, 高压开关设备“五防”闭锁设计在高压开关设备中尤为重要。统计表明, 带负荷拉、合隔离开关, 误分误合断路器, 带电挂接地线 (即往带电母线或设备主回路上挂接地线) , 带接地线合隔离开关 (即在母线或设备接地时合隔离开关) , 工作人员误入带电间隔是最容易出现、危害也最大的五种误操作。因此, 对开关设备要设置可靠的联锁和闭锁装置, 以保证操作程序的正确性和防止以上五种误操作。这就是所谓的“五防”, 即:

(1) 防止带负荷分、合隔离开关。

(2) 防止误分、误合断路器、负荷开关和接触器。

(3) 防止接地开关处在合闸位置时或带接地线关合断路器、负荷开关等。

(4) 防止带电时挂接地线或合接地开关。

(5) 防止误入带电间隔。

常用的联锁装置可分为两大类:

(1) 机械类包括机械联锁装置、程序锁和钥匙盒联锁装置等。

(2) 电气类包括电气联锁、电磁锁和高压带电显示装置等。

2 高压开关柜内部故障及压力释放设计

由于金属封闭开关设备柜内元器件的缺陷, 或由于工作场所的环境特别恶劣引起的绝缘事故, 可能导致柜体隔室内出现电弧, 称为内部故障。出现内部故障时, 首先要保证人身的安全, 其次还要使内部电弧限制在尽可能小的范围内不致波及附近的其他部分;当然, 最重要的是避免内部故障的发生。

当金属封闭开关设备内的母线短路时, 电弧释放的能量加热气体, 使气体压力升高;其次, 电弧在回路电动力的作用下从母线的电源侧向负荷侧运动。如果隔室或柜体间密封不严, 被加热和游离的气体还会扩散到其他部分, 使事故范围不断扩大, 严重时还会波及到整组的金属封闭开关设备。

金属封闭开关设备的内部故障问题日益受到重视, 10kV开关柜的手车室、母线室、电缆室均需设计与外壳相同的防护等级的压力释放盖, 压力释放盖通常采用一边铰链和一边尼龙螺栓的方式固定, 同时压力释放盖的释放压力口要求朝向柜后和柜顶方向 (即防止人身受到燃弧释放压力的危害) , 压力释放盖在正常情况下为关闭状态, 当突发燃弧的情况下释放盖能迅速打开, 以便尽快释放压力, 将事故降低到最小, 所以一般要求压力释放装置能尽快地实现抑制故障, 快速、安全地排出高温气体及燃烧微粒, 并把电弧故障的内部效应限制在本隔室内, 不致因燃弧或其他效应在外壳上造成穿孔和破坏接地系统。

3 结束语

综上所述, 目前10kV高压开关柜在整个电力系统起着重要的作用, 而开关柜的安全运行是确保电力系统的安全运行的基础, 在设计开关柜中, 除注意以上所列的注意要点, 更多的还是要多学习行业专家的学术论著, 多总结设计经验和教训, 熟悉掌握电力技术相关标准, 多了解最新技术标准要求, 才能逐步提高设计水平。

参考文献

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[3]宋传山, 杨晓青.浅谈10kV高压开关柜设计的几点体会[J].科技风, 2010, 3 (14) :14-21.

110kV高压开关柜 篇7

近年来,我国电网的发展较为迅速, 与此同时,电网改造工程也在不断增多,在电网建设过程中,输电线路的设计决定着电力系统的稳定性、经济性以及安全性。输电线路受到当地因素和外部因素影响较多,因此,有效地根据实际环境进行设计将是输电线路工程设计中的主要环节。

1高压输电线路设计的基本控制要点

1.1高压输电线路铁塔控制

对高压输电线路铁塔的关键操作主要包括三方面的工作,一方面是如何布置铁塔,另一方面是如何挑选合适的斜材, 还有一方面是如何挑选科学合理的铁塔形状。具体说来就是,第一,对铁塔布置工作。一般说来,人们将铁塔布置为多交叉形,所谓多交叉形指的就是斜材位于横担的最底部,同时在斜材和横担的各个交接处安装上角钢。多交叉形的铁塔具有的独特优势就是极强的抗载荷能力。第二,挑选合适的斜材材料。在挑选斜材材料时需要考虑很多的因素,包括铁塔需要多长的斜材,铁塔对斜材荷载力矩的要求,以及斜材的倾斜角度等等。第三,挑选科学合理的铁塔形状。铁塔的形状对高压输电线路是非常重要的,不同的铁塔形状具有不同的特点。在挑选铁塔形状时需要考虑很多影响因素,包括高压输电线路铁塔的具体所在区域,铁塔的主材材料,以及具体多少段的主材等等。挑选铁塔形状的目的就是为了保证高压输电线路的正常工作。

1.2输电线路绝缘控制

输电线路的绝缘性是保证高压输电线路正常工作的关键点,所谓输电线路的绝缘性主要是指输电线路的电气设备的绝缘和所接触空气的绝缘。上述两种绝缘操作都是十分有挑战性的,具体说来就是,对电气设备的绝缘操作可能会使得整个高压输电线路出现过电压现象,也可能使得在整个输电线路系统出现电压的最大值。而对与电气设备接触的空气的绝缘可能会出现的现象是但电压值不断的增加时,以及距离不断的加大时,对空气的绝缘强度会出现非线性的饱和。非线性饱和现象的出现为绝缘控制工作带来了很大的难度,此时提升对空气的绝缘效果时非常不容易的。在实际应用中,为了尽量避免出现非线性饱和现象,操作人员通常会适当的减小过电压数值。

1.3高压输电线路避雷控制

高压输电线路在实际的工作过程中经常会遇到雷击,如何提升高压线路的避雷效果是非常重要的。一般来讲,大多数的高压输电线路都使用双避雷线来使其能够抵抗雷击。研究证明在高压边相导线的约40米的范围内是比较容易发生绕击的,因此, 为了有效的提高高压输电线路的避雷效果,设计人员通常会将避雷针安装在铁塔的顶部,理论上这样安装避雷针可以有效减低发生绕击的概率。另外,为了降低发生雷击时的强度,设计人员还会使高压导线和避雷线之间具有合理的间隔。

2 110k V高压线路具体设计技术的应用

2.1优化铁塔基础

高压输电线路所处的地理位置和环境对整个输电线路系统的影响是很大的, 在输电线路中最容易受到环境影响的就是铁塔基础。季节的交替变化,温度变化对铁塔基础的影响是很显著的,具体说来就是,可以影响其抗压和抗拔性能,还影响其抗剪性能,这些性能的改变使得铁塔基础无法满足设计需求,最终使得整个高压输电线路的正常工作受到影响。为了降低环境对铁塔基础的影响,在输电线路的实际搭建中必须按照设计要求进行,当铁塔所处地区的环境对其影响很大时还需要对铁塔基础进行适当的改进,以保证整个高压输电线路的正常运营。

2.2降低输电线路杆塔接地电阻

为了提升高压输电线路的抗雷击性能,可以采取的有效措施就是减小输电线路中杆塔的电阻。总的说来,高压输电线路中杆塔的电阻是过高的,这是不利于整个输电线路的避雷性能的。因此应该采取适当的措施减小杆塔的电阻值,现阶段常用的方法有两种,分别是将杆塔的电阻深埋入地下,另一种是使得电阻和大地保持水平状态,也就是使得杆塔保持水平的状态。总的说来,这两种方法各有利弊,前一种减小电阻的方法所需成本投入较大,但是整个装置需要的空间较小,后一种方法需要的空间较大,但是需要的成本较小。

2.3减缓电磁影响的控制

高压输电线路具有电磁性,这种电磁性对线路所在区域的环境是有影响的。设计人员应该通过适当的手段减小输电线路的电磁性。影响输电线路电磁性的主要因素有导线弧垂距地高度,导线和周边物体的距离。因此,高压输电线路的实际建设过程中,可以通过适当控制上述两个因素达到减小输电线路电磁性的目的。

3输电电压的设计

3.1线路电压损失

线路上的电压损失与线路长度和截面及材质有关。在不同的敷设条件下应该选用不同的载体,从而决定了在对应的电压等级和敷设方式及线路的敷设。同时,为了保证电压质量合格,方便设计人员校验电压损失是否在要求的范围内,110k V电网中允许的最大电压损失应该根据《输用电规则》中电压的允许偏差来确定。在高压电网110k V输电系统中首先要考虑的因素是压降问题。设计人员应该非常了解每条线路的电压降。在实际设计过程中,有的设计人员会认为在计算了线路上的电压降的基础上,若电压降不满足用户或者受电端电压的要求,用放大电缆截面的方法就可以降低线路上的电压损失。在选择了满足电压降的线缆之后,随着线路敷设,如果遇到上述情况增大线路截面积,那么线路的电阻电抗值也会发生变化,为了保证线缆正常工作不被破坏,与之前选择的线路所匹配的线路保护所用断路器参数也需要配合,故在校验了电压降之后的另一个问题就是校验短路的问题。

3.2输电电压的确定

因为受电端部分会需要一个明确的受电端电压,但是在输配电或者是输变电的过程中,线路阻抗会随着输送线路的增加而升高,因此在线路上的压降就会增大,以至于当到达用户受电端时低于所需电压,导致输电配电不成功。一定的电压等级线路与其送电能力相关。电压等级越高,输电半径相对较大及高压等级线路的输电半径大于中高压电网线路输电半径。 另外,线路中电力负载越多,输电半径越小。综上,输电电压的确定取决于输电电压等级和用户终端密集度。

4三相短路接地故障的分析

高压电网输电中三相短路故障的短路最严重,因为三相全部短路会产生相当大的冲击电流。遇到这种短路的情况,必须马上切除避免危害的发生。如果居民用电网络三相短路电流持续在系统中存在而不切除,轻者会影响到其他的用电设备的正常工作,重者可能会导致火灾,所以对于断路器的校验就是非常重要的工作。 对于普通的高压电网用电单元来说,由于其远离发电机,可采用无限大电源容量的网络短路计算方法。在选择断路器的时候,对断路器的短路保护的校验必须满足该回路短路电流大于断路器的瞬时或短路延时动作电流整定值的1.3倍。

5线路设计

虽然我们已经从理论上了解到线路短路问题基本的计算方法,但也没能够解决输送较远的高压电网输电线路中比较合适的线路敷设和保护参数。因为在实际设计过程中高压电网输电的电压等级,会给设计人员带来顾此失彼的情况。对此, 下面举一个例子进行分析。

假设由于条件的限制,某建筑物附近不能提输小型变压器的安装,且它需要带载用电负荷为110k W,此时就用高压电网输电的形式为此建筑物输电。根据变电所和需要输电的建筑物之间的距离所知,这是一个长距离高压电网输电,而输电电缆的选择是根据高压电网出线端配电型断路器来选择的,现根据110k W的用电负荷来计算其电流,根据计算出的电流可以选择一个合适的断路器,再根据断路器的配比选择电缆。因为是长距离高压电网输电,此时还得计算输电端和用电端的电压降是否在误差允许的范围内。但是此时对该条输电线路的设计并未完全结束,因为是长距离输电,如果在最远端产生短路故障时,断路器的灵敏度是否有足够的能力及时切断短路的线路。尤其是当输电线路发生单相短路的时候,所以对断路器还需要校验其对单相短路电流的灵敏度。

6结束语

总之,高压电网输电线路的设计是一项技术含量较高、劳动强度较大、时效性要求很高的野外工作。输电线路设计的正确与否,不仅影响到线路工程建设的技术经济指标,也牵涉到整个电力系统的安全运行。因此,在设计过程中要避免在线路设计中脱离工程实际,一味生搬硬套。要做好高压电网输电线路设计工作,只有结合实际,因地制宜,通过优化方案,不断探索与创新,进一步加深初步设计阶段的设计深度, 才能满足建设坚强电网的要求,为我国的电力建设创建优质工程提供指导作用。

摘要：随着我国市场经济的发展,国家对电力工程110 k V输电线路等相关施工质量提出了更高的要求,这就要求首先做好输电线路的设计工作,本文首先介绍了高压输电线路的基本控制要点,然后分别阐述了110k V输电线路设计的各项步骤及注意事项。

110kV高压开关柜 篇8

1 10kv高压开关柜常见故障

当下10kv高压开关柜的应用极为广泛, 一旦出现事故就会造成极为严重的后果, 甚至相邻开关柜以及整条母线都会受到影响。为此这里将导致10kv高压开关柜故障的原因总结为以下几点:

1.1 绝缘等级低

导致绝缘等级低的原因可以分为以下几种: (1) 空气与爬距间隙过小, 这也是导致高压开关柜出现绝缘损坏的主要原因, 尤其是在柜体体积较小的手车柜中由于减小了断路器与隔离插头的间距与距离, 从而难以有效保证绝缘性; (2) 接电接触不良或者容量不足所引发的柜内发热起火; (3) 生产环节存在质量问题, 尤其是装配过程会极大地影响开关柜的整体耐压水平。例如单体原件在测试中表现优异, 但是装配成整体后无法通过整体测试; (4) 开关柜受到周围环境的影响而致使套管、母线、绝缘子的绝缘等级降低。这种情况主要有两种:一种是绝缘子的表面存在污秽并且潮湿, 从而引发污闪。而如果仅仅是单方面的存在污秽或者是潮湿一般均不会影响绝缘性。另一种是绝缘子串的泄露距离过短, 从而难以适应污秽、潮湿的环境。在相同的环境下, 泄露距离越大发生闪络的现象就越少;最后雷击等自然因素也可能引发开关柜的放电事故。

1.2 防爆以及防护等级不够

在10kv开关柜的顶部一般设有泄压通道, 例如一般分为母线室泄压通道、开关室泄压通道以及电缆室泄压通道。而如果在开关柜的安装过程中没有使用塑料落实而是使用铁螺丝、加之不规范的操作就会导致开关柜在发生短路后蒸汽压无法迅速排出, 从而引发内部压力过大而爆炸。

在10kv开关柜的面板通常设有电缆小室观察孔、开关分和指示孔、散热孔、柜面板照明孔以及紧急解锁孔等, 这些小孔在未使用提供方便的同时也降低了开关柜的防护性能;同时当下10kv开关柜电缆室以及开关柜的泄压通道及通风孔难以满足实际需求, 从而在事故发生后由于压力无法排除而导致事故扩大。

1.3 开关柜电气连接点发热问题

这一问题主要集中于主变进线与母线等大电流开关柜, 尤其是随着负荷增加, 导致电气连接不良的环节出现严重的发热, 长期的发热导致绝缘损坏, 最终导致短路而烧毁开关柜。一般在发热区由于加工精度不足, 从而导致隔离开关动静触头出现偏位以及合闸造成单面接触。随着触头压力的不断减小, 主触头的单面接触部分会由于压力减小而发热, 恶性循环最终导致触头放电拉弧, 从而形成相间短路。

1.4 开关柜断路器发热

对于封闭的开光柜而言, 断路器触壁的触头与断路器的灭弧室上下部分的接线座容易引发发热。如果动触头的触指组不平整就会导致触头接触不良而发热, 而发热进一步促使弹簧针变形。

2 10kv开关柜检修维护措施

2.1 提升10kv开关柜的防爆能力以及防护等级

(1) 减少开关柜面板上不必要的开孔, 例如, 除了设置电缆小室观察孔、开关分合指示观察孔、开关小室观察孔外不在开设其它小孔; (2) 对开关柜泄压通道顶部的固定螺丝进行更换, 从而保证发生短路后的电弧可以冲断顶盖的塑料螺丝, 达到泄压目的; (3) 合理的增加电缆室的泄压通道, 例如可以将后封板朝向的通道扩大30mm, 并且在柜后1.8m处地方朝后方扩大400mm, 最后将电缆室的释压通道增加500mm。此外还要对开关室与电缆室的散热通道进行密封话处理。 (4) 在日常的维护中要进行对前后门螺丝的检查, 保证其牢固可靠。

2.2 提升开关柜的绝缘性

针对于开关柜绝缘性差的问题要采取以下针对性的措施: (1) 按照标准要求控制带电体对地距离在125mm以上; (2) 所使用的绝缘子、套管、隔板以及触头罩等要采用阻燃绝缘材料制作, 避免使用酚醛树脂、聚氯乙烯等有机材料。 (3) 注重元器件的选择, 尤其是对于隔板要首选不燃烧、绝缘性能好以及阻燃的绝缘材料; (4) 条件允许的情况下可以进行开关柜绝缘凝露条件下的耐压试验; (5) 提升外绝缘的泄露比距, 泄露比距作为防止污闪的重要参数, 在普通地区以及潮湿地区的要求不同, 如果大气条件较差, 可以选择绝缘泄露比距为20.6cm/kv以上。

2.3 强化开关柜体的封闭措施

首先, 要强化柜内分割防护程度, 从而提升开关柜的检修以及运行安装安全性。可以通过将电缆、断路器、母线等通过阻燃绝缘板分割成独立小室, 并在各个小室之间设置减压阀以及排气通道。从而避免事故的发生于扩大。

其次, 要在插头经过的插孔增加绝缘罩, 防止检修人员触电。同时全部的分支母线以及母线要使用阻燃绝缘管套装, 两柜母线室要通过绝缘板封隔, 从而防止事故扩大。

再者, 要提升机械动作的可靠性, 使用通过技术鉴定合格的操作结构。

最后, 还要不断地改进工艺、体色很难过加工质量, 从而保证开关柜的推来灵活性、互换性, 改进五防连锁, 从而提升防误的可靠性。

3 结束语

1 0 kv开关柜检修维护措施首先要基于对于开关柜常见问题的深入认识, 在此基础上才能有的放矢。

针对于以上所提到的一些常见故障, 文章给出了一些有针对性的改善措施, 从而可以促进10kv开关柜不断地完善, 更好的服务于电力系统。10kv开关柜检修维护措施作为保证电力供应质量的重要环节, 相关人员要积极主动地参与到技术攻关、经验交流中, 从而为10kv开关柜检修维护技术的提升, 以及供电质量改善作出应有的贡献。

摘要：10kv级的开关柜在电力系统中的应用极为广泛, 同时也是容易出现故障的一种设备。10kv电压级的开关柜选型直接影响到电力系统以及广大用户的安全运行, 为此对其进行有效地检修、维护可以有效的提升供电质量。文章从10kv高压开关柜的常见故障分析入手, 重点论述了10kv高压开关柜的检修维护措施。

关键词：10kv,开关柜,检修,维护

参考文献

[1]户内高压开关柜订货技术条件.DL40491.中华人民共和国行业标准.[1]户内高压开关柜订货技术条件.DL40491.中华人民共和国行业标准.

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110kV高压开关柜 篇9

1 10kV高压开关柜故障原因分析

1.1 设备质量问题

开关柜主要包括断路器和柜体两大部分,柜体多由金属外壳、连线、绝缘件等构成。若某元器件质量不合格,必会影响到整体功能发挥,造成供电不稳定;当元器件性能严重降低时,极易引起电力安全事故。如劣质隔离触头一旦存在接触不良的情况,可能会发生电弧故障。另外,高压开关柜若处于潮湿多尘的环境中,且设备清洁度较低,则会加速设备的绝缘老化,使得低绝缘性能的绝缘子头出现爬电现象,不利于安全供电。

1.2 操作因素影响

安装时不认真,存在着电缆绝缘层损坏、屏蔽层接地不良、电缆头内部有气体等缺陷,埋下了安全隐患。实际操作中,电流电压非常大,10kV开关柜有短路电流经过时,会促使开关和柜体发生一定的位移,进而增加触头电阻,甚至会引起爆炸;加上拒动、误动等操作,易破坏结构的完整性。另外,相应的检修维护工作不到位,缺少实时监管。这些因素都不利于开关柜的安全运行。

1.3 防护等级低、防爆性差

开关柜运行中若发生短路,会产生大量的高压蒸汽,不及时排出必然导致内部压力骤增,进而发生爆炸事故。为维护设备、保护工作人员安全,在开关柜顶层都设置有泄压通道,如电缆室、开关室等。泄压通道需用合适的螺丝加以固定,而一旦螺丝安装不当或有其他违规操作,很容易造成大量高压蒸汽的积留。从10kV开关柜应用现状来看,面板开孔较多,包括散热孔、照明孔、观察孔、紧急解锁孔等,运行中能够发挥一定的作用,但也使得开关柜的防护能力有所削弱。此外,不少开关柜的泄压通道设计不合理,散热通风孔与标准不符,难以满足实际排压的需要。

1.4 绝缘等级较低

绝缘是开关柜安全运行的重要保障,一旦绝缘遭到破坏,必将影响到开关柜的安全。为避免绝缘被损坏,需合理设置空气与爬距间的空隙,然而实际中部分单位为缩小柜体尺寸、节约材料,常将其空隙设计的太小,减弱了绝缘强度。生产装配时单体元件可通过耐压测试,整体却不能,这也是影响绝缘等级的一个因素。而容量不足或出现接触不良的情况,易引起柜内高温甚至起火。此外,雷击也容易破坏绝缘,出现漏电、放电等现象。

2 如何做好10kV高压开关柜的检修维护工作

2.1 确保设备质量

开关柜自身组成材料的质量是支撑其运行的基础,包括断路器、绝缘件、负荷开关、互感器、避雷器、微机综合保护装置等诸多元件。购置时应遵循国家规定标准,考虑各个元件的稳定性、耐久性等因素,确保其质量合格。此外还需进行科学分布,创设良好的运行环境。当前对用电要求较高,尽量使用高性能的元件进行系统组装,以提高整体的安全性。

2.2 加强人员培训

对操作人员来说,必须具备专业技能,并不断学习,减少操作中的失误。如果断路器出现气压异常,或油量不足时,分合闸极易因此而关闭,此时不得对断路器有任何操作;加大检查巡视力度,将鼓掌吧清楚后才能合闸;如果存在断路器对故障线路强送的状况,必须及时全面地检查断路器;巡视维护中,加强对细节的重视,仔细观察隔离开关绝缘子瓷是否有裂纹,是否发生异常电晕;出现拒分故障时,应尽快将拒动的断路器脱离系统,然后仔细分析原因并予以解决;隔离开关倒闸操作时,对其动作情况进行实时监测。如有卡涩现象,应及时分析原因并采取解决对策,禁止强行处理。

2.3 提高防护等级、增强防爆能力

在面板上开孔时,减少开孔数量,一般来说除了开关分合指示观察孔、电缆小室观察孔,其他小孔都可以省去不设;柜顶层的泄压通道要和实际要求相符,起到实际作用,盖板螺丝尽量使用塑料螺丝,确保发生事故后压力能够顺利排出;加强日常维护,保证前后门螺丝的牢固。

2.4 提高绝缘性能

最重要的就是开关柜绝缘性能的提高,因为在运行中,流经10kV开关柜的电流电压值较大,必须做好绝缘保护工作。如绝缘子、隔板、套管等绝缘件,尽量使用阻燃性优质绝缘材料,因酚醛树脂、聚氯乙烯等为有机材料,易引发火灾,禁止使用。合理设置空气与爬距之间的空隙,带电体对地距离应按标准设计,至少为125mm;为取得较好的防污闪效果,应适当提高外绝缘的泄漏比距。

3 实例分析10kV高压开关柜的检修维护

3.1 实例分析

某变电站的系统运行图如图1所示,1#、2#主变高压侧并列运行,110kVⅠ、Ⅱ线并列运行(即110kVⅠ线193#开关、母联开关190#开关以及Ⅱ线194#开关运行),1#、2#主变低压侧并列运行(即10kV母联600#开关运行)。图2是其简图。2013年4月18日该变电站中10kV高压开关柜因继电保护动作出现异常,发生短路,持续了近15min,最终将Ⅰ段母线的全部主变低压侧限流电抗器以及开关柜烧毁。检修人员及时对故障进行原因分析,并予以相应的解决措施。

3.2 原因分析

检修人员根据事故现象和记录的发生过程进行分析,发现10kV母联刀开关柜烧损最为严重,后盖板全部烧毁,下刀开关6003#靠10kVⅠ段母线处,柜中三相隔离触头烧伤程度不一,B相触头最为严重。在经进一步排出后,最终判断故障源于下刀开关临近110kVⅠ段母线的B相。

3.3 维修预防

针对出现的问题,检修人员及时采取措施,很快使系统恢复了正常。并采取了一些防范措施,如遵循国家有关标准,确保现场运行条件与开关设备相关的参数相符;严格调查运行开关柜使用的公司,即此次事故提供传感器的生产商,并更换全部配件;加强设备检查维护,定期开展性能测试;对金属全封闭铠装柜不但要封堵,还应遵循“逢停必扫”的原则,确保外绝缘爬距符合污秽等级规定,避免出现绝缘沿面闪络的情况。若有异常天气出现,需强化巡视设备检查力度,发现问题及时予以处理。

4 结束语

电力系统结构复杂,运行中难免出现故障,开关柜在故障时可将其进行控制切除,以降低损失。110kV高压开关柜在实际中运用较广,但绝缘容易被破坏、防护等级较低,为减少故障发生率,必须加大检修力度,做好检修维护工作。

参考文献

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[3]马彪.1 0千伏高压开关柜常见故障分析和解决措施[J].中国科技博览,201 3,21(35):1 29-1 31.

[4]施育恒.浅析1 0KV高压开关柜故障分析及处理措施[J].机电信息,201 3,24(18):1 30-1 32.

110kV高压开关柜 篇10

变电站的一次电气设备在供电过程中会长期受到机电载荷、施工质量、气候和环境的影响,特别是隔离开关的故障率较其它一次设备更高。当隔离开关出现故障时,需要对其更换,依靠转移负荷停电检修的方法操作复杂、检修时间长,降低了系统供电可靠性,因此如何使隔离开关带电恢复正常工作状态,需要近一步研究。

由于变电站电气设备紧凑,净空距离小,当电气设备出现缺陷的情况下,带电作业过程中安全性方面要求比较严格,作业前需要对作业过程中的风险因素进行分析计算,确定安全可行后才能进行现场作业。目前对采用等电位作业方法时危险率的计算有所研究[1],但对等电位作业过程中隔离开关周围的电场对人的影响的分析研究较少。本文以某110kV变电站的GW5型系列户外高压隔离开关为典型对象进行建模,对带电更换隔离开关的作业过程中隔离开关周围电场进行仿真分析,为后期带电作业的顺利开展提供理论依据和工程指导。

1 带电作业方法设计

根据GW5型隔离开关的尺寸资料和安规要求设计如下带电作业方案[2,3,4,5]:

如图1所示,将两副绝缘人字梯摆放在需要被更换的隔离开关两侧(人字梯中心与立柱中心保持1200mm);如图2所示,地表作业人员沿绝缘人字梯到达接地刀闸处进行拆除水平连杆和接地刀闸(注意与带电体1.0m安全距离),地面作业人员通过分流线支撑升降器将分流线缓缓移到高于隔离开关300mm位置,两名等电位作业人员穿好全套屏蔽服[6],系好人身绝缘保险绳后,分别沿绝缘人字梯到达与引流线连接处平行位置(人体裸露部位与带电体保持0.3m以上安全距离,保证组合间隙不小于1.2m),经请示作业负责人后,快速进入等电位,并系牢安全带,先用钳形电流表检测流过引流线的电流,然后用固定线夹夹紧分流线,分流线分流后再用钳形电流表测量分流线所流过的电流值,钳形电流表测量值比装分流线前的值小一半以上判定为运行正常[7,8,9,10],检测正常后拆除引流线螺栓,用导电棒迅速脱离引流线与刀闸桩头的连接后,地面作业人员迅速升高分流线支撑升降器,等电位作业退出等电位,绝缘梯上人员下至构架水平位置,与地面作业人员相互配合利用叉车或绝缘抱杆将隔离开关进行转移更换。

在等电位作业工作中,为了保证作业安全和对此作业方案的进一步验证,本文针对带电更换GW5型系列户外高压隔离开关,运用有限元法计算软件进行仿真分析。

2 建立仿真模型

通过有限元分析软件对隔离开关进行建模,分析在拆卸隔离开关过程中电场的变化,为带电作业方式的制订和作业人员安全防护措施提供可靠的理论依据和工程指导。

隔离开关电场计算是一个开域问题。为简化计算,本文通过建立人工边界,其中人工边界距隔离开关距离为隔离开关距离地面高度的3倍[11],采用渐近边界条件处理开域边界条件,将开域问题转化到有限域内,使得求解可以用有限元方法完成。假设隔离开关表面干净、清洁,因此,计算时忽略地线和接地刀闸的影响。文中使用GW5型隔离开关,建立隔离开关带电作业过程仿真模型,模型中各材料参数见表1,模型尺寸见图3。计算时,根据变电站运行实际情况,取引流线相电压有效值为63.51 kV,低压端侧电压取0kV,人工边界电位取0kV,对隔离开关表面和距离地表0.5m水平位置进行取点计算。

2.1 未取下线夹时场强分布

首先对更换隔离开关过程中,整个隔离开关的周围电场分布进行仿真分析。当未取下线夹时,隔离开关周围电场分布如图4所示。

对隔离开关表面取点计算得出隔离开关表面场强(如图4黑线位置,在此水平线进行取点计算,等电位作业人员作业水平位置),见图5。为了得到地面作业人员周围场强的分布,同时统计距地表0.5m处水平方向场强(距离地面0.5m,以隔离开关中点为中心水平方向左右两边各取2.5m),见图6。

我国在制订《工频电场安全技术标准》时,曾建议地面场强在5kV/m以下时,工作时间不受限制;在5～8kV/m时,允许工作4h;8～12kV/m时,允许工作2h;超过20kV/m的地方,则需采取防护措施。如图5、图6所示,未取下线夹时,隔离开关周围场强较高,且在线夹以及底座都有较高场强,人位于地表作业时,周围场强已经超过了20kV/m,需穿戴屏蔽服,但这种对地面人员的防护目前并未得到重视。

2.2 取下线夹时场强分布

对第2个不同行程上线夹路径最高场强绘制场强分布曲线,见图7。

通过图7可知,取下第1个线夹的过程中,由于线夹与隔离开关处于等电位,在取下线夹的过程中,两者之间场强较低。取下第2个线夹时,由于线夹与隔离开关处于不同的电位,线夹仍为110kV,而隔离开关带有较小的感应电压,在取下线夹的过程中,两者之间场强较高。在行程15mm处两者之间的电压已经超过了空气的最大击穿电压;当行程为100mm时,线夹与铝柱之间电压达到最高值,线夹与隔离开关之间会产生明显的电弧;当行程超过100mm后,场强开始急剧降低,但电弧放电仍会持续一段时间,第1个、第2个线夹离开铝柱110mm后的场强分布分别见图8、图9。当行程超过130mm时,电压低于空气击穿电压,由于电弧的持续电压要低于击穿电压,故电弧仍会持续,当两者之间的电压低于电弧持续电压时,电弧熄灭。

通过以上的数据分析可以看出,当取下第2个线夹时,会发生电弧放电,当第2个线夹打开时,会产生电弧。作业人员眼部应戴防电弧眼镜,防止作业人员眼睛遭电弧灼伤,同时还特别要防止作业人员裸露的面部和戴导电手套的双手遭电弧烧伤。

2.3 安装好分流后场强分布

当引流线与隔离开关相距1m时,隔离开关周围场强分布如图10所示。

对隔离开关表面取点得出隔离开关表面场强(如图10黑线位置所示,在此水平线进行取点计算),见图11。同时统计距地表0.5m处水平方向场强,见图12。

将短接线提升至1m后,隔离开关周围电场最高值由原先的85kV/m下降至37kV/m,当人位于地表时,场强低于20kV/m,无需采取防护措施。

2.4取下底座螺丝过程场强分布

对不同行程上线夹路径最高场强绘制场强分布曲线,见图13。

由上图可以看出,当螺丝未与底座分离时,螺丝路径上的场强较低;当螺丝与底座分离且行程为100mm时,螺丝与底座之间的场强急剧升高,并达到了全部行程中的最高值18.6kV/m,之后随着行程的继续增大,场强逐渐降低。在整个分离的过程中,场强均低于空气的击穿场强3000kV/m,因此不会形成电弧放电。

3结语

本文研究的内容是变电站带电更换110kV隔离开关作业过程中电磁场分析,在更换隔离开关过程中,尤其是取下线夹的过程中,隔离开关周围场强较高,人员需采取防护措施,并且在地表上作业时也需采取防护措施;当短接线上升至1m处时,隔离开关周围场强较低,当人员位于地表作业时无需采取防护措施,而在线夹处作业时需采取防护措施[12]。当带电更换线夹时,需分两种情况考虑,当卸下第1个线夹时,由于线夹与隔离开关处于等电位,线夹周围场强较低,不会产生电弧;当卸下第2个线夹时,由于另一端线夹已经卸下,故隔离开关与第2个线夹之间有较大电压差,通过仿真分析可以看出两者间的场强已经远远高于空气最小击穿场强,故会形成电弧,此时作业人员需做好安全防护措施;当更换底座时,通过仿真分析可以看出在卸下螺丝的整个行程中,周围场强较低,不会形成电弧放电。

通过以上分析得出如下结论:

1)带电更换110kV隔离开关作业过程中,等电位作业人员应穿戴全套屏蔽服。