35kV高压开关柜论文

35kV高压开关柜论文（共10篇）

35kV高压开关柜论文 篇1

摘要：主要针对35 kV高压开关柜异常放电及解决措施展开了探讨, 通过结合异常放电的发现查找过程, 对异常放电原因作了系统的分析, 并给出了一系列相应的措施进行解决, 以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。

关键词：高压开关柜,异常放电,电力系统,穿柜套管

高压开关柜是指用于电力系统发电、输电、配电、电能转换和消耗中起通断、控制或保护等作用的设备, 其在诸多电力系统中有着广泛应用。但是高压开关柜也存在着一定的风险故障, 影响着正常的运作, 需要我们采取有效措施进行防范和解决。基于此, 本文就35 k V高压开关柜异常放电及解决措施进行了探讨。

1 异常放电发现查找过程

某110 k V变电站运维工作人员在巡视该变电站过程中, 听到35 k V高压室有异常声响, 进一步聆听, 发现声音来自35 k V某一板高压开关柜附近, 声音是周期性的“嘶嘶”声, 声音较为明显, 所以怀疑开关柜内部某处存在异常放电现象。然后使用厦门红相生产的便携式局放测试仪Ultra TEVPlus+进行TEV (暂态对地电压) 测试。该测试是在设备带电情况下进行的, 来反映局部放电量的大小, 分别对高压开关柜各个间隔和背景值进行测试, 测试结果如图1所示。

通过测试TEV数据发现, 某一板间隔放电量最大, 为60 d B, 其他间隔都低于该处, 而且与开关柜局部放电测试TEV历史测试数据相比明显增大。因此, 可以推断35 k V某一板开关柜内部发生比较强烈的局部放电活动。

2 确定放电部位

将放电情况和测试结果汇报给调度, 按调度命令对某一板停电并隔离, 对该间隔断路器、CT、避雷器做高压试验, 试验数据均合格, 然后对某一板出线铜排做交流耐压试验, 当电压升到30 k V时, 放电声非常大, 同时发现在某一板出线穿柜套管内有电弧产生, 因此确定放电部位在穿柜套管处;将出线铜排和穿柜套管拆掉, 发现铜排窄面 (铜排和套管接触部分) 有铜绿, 而且有损伤痕迹, 如图2所示。

设备运行过程中, 铜排插在套管圆筒里面, 套管外侧则固定在高压开关柜柜顶金属外壳上, 而金属外壳接地, 这样保证了带高电压的铜排与地绝缘, 其绝缘为电容分压式绝缘。该套管内腔与铜排接触部分为圆形, 当铜排放在套管内时, 铜排窄面与套管接触在一起。

3 异常放电原因分析

本文异常放电产生发展过程主要分为三个阶段, 分别是漆层老化击穿过程、铜绿产生及铜排损伤和空气间隙放电过程。

3.1 漆层老化击穿过程

由图2可以看到, 铜排外层涂有黑色漆层, 以防铜排被腐蚀, 铜排窄面与套管圆形内腔紧密接触在一起, 绝缘漆层就位于高电压的铜排和套管之间, 而套管绝缘介质主要为环氧树脂, 绝缘部分就相当于漆层和环氧树脂的组合绝缘, 那么与绝缘漆相比, 环氧树脂介电常数相对较大, 因为绝缘系统在交变电场下, 当介质损耗不太大时, 介质电场分布与介电常数成反比, 所以漆层承受的场强比套管大, 而且其击穿场强较低, 再加上自然环境 (水、氧气等) 的作用, 绝缘漆慢慢老化击穿, 最终将铜暴露在空气中。

3.2 铜绿产生及铜排损伤过程

铜在空气中在水、氧气和二氧化碳作用下, 通过化学反应生成碱式碳酸铜, 即铜绿。铜绿属于离子化合物, 其固体粉末不导电, 铜绿位于高压铜排和套管之间, 相当于在铜排和套管间加了一层绝缘, 但铜绿的耐电强度要比环氧树脂低, 正常运行时, 其承受较高的场强, 在强电场作用下, 在该处产生局部放电, 长期的局部放电作用产生的能量使铜排慢慢灼伤, 并在自然环境作用下使其表面进一步被腐蚀, 最终出现损伤。

3.3 空气间隙放电过程

损伤的铜排与套管内腔不再紧密接触, 而是存在1~3 mm空气间隙, 这种情况下相当于空气和环氧树脂的组合绝缘, 空气的介电常数较低, 因组合绝缘体介质承受场强与介电常数成反比, 所以空气承受较高场强, 而且空气击穿场强较低, 因此此处空气间隙容易被击穿, 产生强烈的局部放电。铜排腐蚀后其表面不再光滑平整, 部分凸起位置场强比较集中, 容易产生电晕放电, 因此, 可以听到比较大的放电声。

4 防范措施

4.1 安装带屏蔽引出线的穿柜套管

原来安装的高压套管未装屏蔽引出线, 虽然套管在浇注过程中, 其环氧树脂内部加入了能使电压均匀分布的屏蔽圈, 但带高电压的铜排与内部屏蔽圈之间仍存在电位差, 就导致了漆层承受较高的场强而老化。因此, 将原来的穿柜套管拆掉, 换上带有屏蔽引出线的高压套管, 其屏蔽引出线一端与套管内的屏蔽圈相连接, 引出的一端安装时需要固定在铜排上, 这样铜排和屏蔽圈就处在等电位, 那么铜排和屏蔽圈之间的绝缘介质理论上不承受高场强。

4.2 在铜排外加装热缩套

热缩套由聚烯烃热缩材料制成, 与绝缘漆相比, 其绝缘性能更好, 而且对铜排起到很好的防腐蚀作用, 其使用寿命也较长, 在电力系统中得到了广泛的应用。

4.3 驱除开关柜内潮气

在开关柜内安装驱潮装置, 通过湿度传感器感受湿度变化情况, 当湿度增大到设定值时, 启动加热片加热, 使潮气蒸发, 同时在开关柜顶部盖板处安装排风扇, 将封闭在柜内的潮气排出, 因为潮气是设备绝缘老化、腐蚀和铜排锈蚀的一个主要外界因素。

5 结束语

综上所述, 高压开关柜作为电力系统中起保护作用的设备, 其正常运作对电力系统的安全有着重要作用。因此, 我们需要认真分析高压开关柜故障发生的原因, 并及时发现异常放电现象, 采取有效措施加以解决。只有这样, 才能保证设备安全运行和可靠供电, 挽回不必要的经济损失。

参考文献

[1]贺欣荣.10 kV配电网开关柜异常发热原因分析及对策[J].机电信息, 2014 (15) .

[2]陈海平.一起典型35 kV开关柜复合绝缘击穿事故分析及整改措施[J].四川电力技术, 2013 (06) .

35kV高压开关柜论文 篇2

调兵山风电有限公司35kV高压架空线路

运行管理制度

第一章

第一条 此制度。

第二条

第二章 运行管理范围及组织机构

调兵山风电场高压架空线路运行管理范围为调兵山风场内35kV高压架空线路。第三条

第三章

线路巡视

第五条 线路巡视工作是为了掌握线路运行状况及沿线情况，以便及时发现设备缺陷和周围威胁线路安全运行的隐患，预防事故的发生，并为线路检修提供依据和参考。

第六条 定期巡视：一般一月一次，考虑到调兵山风电场实际情况结合其它情况巡视，确定为每季度巡视一次。巡视工作由生产运行部牵头，检修组负责，自行或委托有资质的高压线路施工检修队伍承担。定期巡视结束，巡视单位必须提交巡视报告。

第七条 故障巡视：为查找线路故障点，查明原因及故障情况而进行线路巡视。故障发生后应由生产管理部、检修部协调组织有关队伍及人员进行故障巡视；巡视可在发生故障区段或全线进行，发现故障后应及时报告，重大事故应设法保护现场。对所发现的可能造成故障的所有物体应搜集收回，并对故障现场情况做好详细记录，以作为事故分析的依据和参考。故障巡视及事故与分析结束后，由检修组负责提交故障巡视报告及事故（故障）分析报告，同时组织队伍及时抢修线路恢复运行。

第八条 特殊巡视：在气候剧烈变化发生自然灾害（如台风、狂风、导线覆冰等自然灾害）或外力破坏、异常运行和其它特殊情况时进行特殊巡视，可及时发现线路的异常及部件的变形损坏情况。在特殊情况线路需要进行特殊巡视时，由检修组提出，生产运行部牵头，具体由检修组负责组织有关队伍及人员，开展特殊巡视。特殊调兵山风电场35kV高压架空线路运行管理责任部门为生产运行部，业务协作部门为公司综合部，公司生产主管领导指导监督。此制度包括线路运行管理范围及组织机构和线路的巡视、检测、缺陷管理、维护、事故检修、技术管理等方面。

总则

为保障调兵山风电场35kV高压架空线路安全、经济、稳定运行，确保人身设备安全以及及时正确地处理35kV高压架空线路发生的故障和事故。特制定 1

平安煤业35kV高压架空线路运行管理制度

巡视可根据情况，进行全线、某地段或某部件巡视。

第九条 夜间、交叉和诊断性巡视：根据运行季节特点，线路的健康情况和环境特点确定重点后进行巡视。巡视工作由检修组提出，生产运行部牵头，具体由检修组负责组织有关队伍及人员开展夜间、交叉和诊断性巡视，其巡视可分全线、某地段或某部件进行。

第十条 监督巡视：公司生产主管领导为了了解线路运行情况，检查指导线路巡视工作而进行。监督巡视一般每年至少一次，一般巡视全线或某线段。监督巡视由公司领导提出，生产运行部牵头，检修组及巡视队伍配合参加。

第十一条

巡视的主要项目：巡视的项目根据巡视手册及有关规定进行，主要内容如下：

1、检查沿线环境有关影响线路安全的主要情况：

①、在线路附近有无危及线路安全及线路导线风偏摆动时可能引起放电的树木和其它设施。

②、在线路保护区内兴建建筑物，堆放影响送电安全的物品。③、在杆塔及拉线安全范围内取土、开挖施工等作业。

④、线路及杆塔附近河道、冲沟的变化，树木、竹林生产情况。

2、检查杆塔、拉线和基础的缺陷和运行情况的变化。①、杆塔倾斜，横担、整担及杆塔部件锈蚀变形、缺损。②、杆塔固定螺栓松动，缺螺栓和螺帽。

③、混凝土杆出现裂纹或裂纹扩大，混凝土脱底，钢筋外露。④、拉线及部件锈蚀、松弛、断脱抽筋，张力分配不均。

⑤、杆塔和拉线基础变异，周围土壤突起或塌陷，基础裂纹损环，下沉或上拔，护坡塌陷或被冲刷。

3、检查导线、地线的缺陷和运行情况变化。①、导、地线锈蚀、断股，损坏或闪络烧伤。②、导、地线弧垂变化。

③、导、地线连续金具过热，变色、变形，滑移。④、导线在线夹内滑动。

⑤、导线对地、对交叉跨越设施及对其它物体距离变化；导、地线上悬挂异物。

4、检查绝缘子及金具的缺陷及运行情况变化 ①、绝缘子脏污、瓷质裂纹、破碎。②、绝缘子串偏斜。

③、绝缘子串金具锈蚀、变形、磨损、裂纹、开口销及弹簧销缺损或脱出。

5、检查防雷设施和接地装置的缺陷和运行情况的变化。

平安煤业35kV高压架空线路运行管理制度

①、避雷器连接、固定情况以及动作情况。

②、地线、接地引下线、接地装置、接地体间的连接以及锈蚀情况。

6、检查附件及其它设施缺陷和运行情况的变化 ①、绞线滑动，断脱或烧伤。

②、防振锤移位、脱落、偏斜、钢丝断股，阻尼线变形、烧伤，绑线松动。③、相位、警告、指示及防护等标志缺损丢失、线路名称、杆塔编号字迹不清。

第四章

线路的检测

第十二条

线路检测目的及分类：线路检测是发现设备隐患，开展预知维修的重要手段。根据线路运行的特点及运行规程的要求，检测工作分为周期性及季节性检测两种。

第十三条

周期性检测

1、周期性检测工作是根据国家《架空送电线路运行规程》所规定的要求对线路进行的检测工作。周期性检测工作应结合线路设备的运行工况，周围环境变化等情况，适当调整线路检测周期。

2、周期性检测工作的主要项目：绝缘子绝缘测试、附件检查，导线连续金具的测试、检查，杆塔接地电阻的测量等。

第十四条

季节性检测

1、季节性检测工作是根据季节变化对线路部件的影响而开展的工作。

2、季节性检测工作的主要项目：杆塔本体、导线弧度和交叉跨越的测量，防雷设施的检查，杆塔倾斜度的测量等。

第十五条

检测时机与项目

1、杆塔检测时机与项目

①、巡视后发现问题进行检测项目：混凝土电杆裂纹检测，杆塔倾斜及基础沉降测量。

②、3-5年检测杆塔，铁件性能。

2、绝缘子检测时机与项目

①、清扫绝缘子时检测绝缘子裂纹，钢帽裂纹及绝缘子闪络灼伤。②、每年检测绝缘子低零值。③、每5年检测绝缘子全局附件。

3、导、地线检测时机与项目

①、大风时段观测重点部位导、地线舞动情况。

②、运行一年以后导线弧垂对地距离高，交叉跨越距离测量。③、每5年检测导、地线振动情况。测量点包括线夹、防振锤。

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④、负荷较大时应检测导线连续金具。

4、金具检测时机与项目。

每3年应检测金具锈蚀、裂纹、磨损、变形情况。

第五章

线路设备的缺陷管理

第十六条

线路设备缺陷的发现

线路设备缺陷的发现主要依据巡视、检测的结果。线路设备缺陷按其严重程度分为一般缺陷，重大缺陷和紧急缺陷。缺陷管理的主要任务是划分缺陷等级并适时消除缺陷。

第十七条

缺陷的记录

发现缺陷应及时填写缺陷卡片，分类逐级上报，填写时应尽可能的详细，必要时应填写处理方案或意见。

第十八条

缺陷分析

巡线员应根据设备缺陷发生情况进行缺陷生成的分析，掌握其生成发展的规律，为预知检修防范措施的判定提供依据。

第十九条

缺陷分类管理1、2、3、一般缺陷：是指对近期安全运行影响不大的缺陷，可引入年、季度检修计严重缺陷：是指缺陷比较重大，但设备在短期内仍可继续安全运行的缺陷，危急缺陷：是指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致事故划中消除，一般要求消除率近85%以上。应在短期内消除，消除前应加强监视。

发生的缺陷。发生危急缺陷，应立即逐级向公司汇报，并提出处理意见，及时处理或采取必要的安全技术措施进行临时处理，随后尽快消除。

第六章

第二十条

维修分类

送电线路维修工作一般分为维护、检修和事故抢修三类。第二十一条 维护：为了维持送电线路及附属设备的安全运行和供电可靠性而进行的修理工作，其主要工作如下：

1、线路名称及杆号的书写。

2、线路走廊内树木的砍伐和修剪。

3、对倾斜角度大于规定值的杆塔进行调整。

4、调整拉线紧固杆塔螺栓。

5、修排水道或道路等。

线路的维护

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6、基础培土。第二十二条 检修： 为了提高设备的水平，提高送电线路及附属设备至原设计的电气性能或 而进行的修复工作。检修分为一般检修和大修，根据作业方式不同又分为停电检修和带电检修。近年来根据线路运行状态，开展的所有状态检修和预知检修。

第二十三条 行恢复工作。

第二十四条 维修管理

1、技术管理：包括制度、维修计划，准备材料，工具，组织施工及竣工验收等。

2、安全管理：主要是安全措施，技术措施和组织措施的编排和现场的执行监督。第二十五条 线路定期维修项目与周期

1、杆塔：每5年紧固杆塔螺栓。

2、绝缘子：每1年清扫危险物处理，也可根据运行情况进行调整。

3、金具：每1-2年对防震锤进行调整，也可根据运行情况进行调整。

4、沿线环境：每1年对树木、竹林进行砍断或修剪，并根据巡视结果及时发现危急情况随时进行。对防风措施根据巡视结果随时进行。第二十六条 线路大修（技改）。线路大修（技改）是对运行线路进行修复，使线路设备达到原设计的电气特性及机械性能而进行的检修。

1、线路大修项目：更换或补弦杆塔及部件，更换导、地线或调整导、地线弧度，改造杆塔接地网，对杆塔基础进行加固护坡，更换调整导、地线防雷装置，处理不合格的交叉跨越，根据防风、防侧杆，断线等反事故措施要求对线路进行改造等。

2、编制大修计划依据：架空送电线路运行规程，上级颁发的有关规程、制度及要求，在线路巡视、检修及检测中发现的缺陷，预防性试验检测中发现重大的问题，反事故措施和技术改进措施，可用于线路上的技术革新项目，保护人身和线路安全运行的措施等。

3、大修计划编制主要要求：编制线路大修计划应根据线路大修周期与大修时间配合进行，做到大修计划切实可行；确定大修项目，应了解线路目前运行状况，并对存在问题和缺陷进行核实，使确定大修项目符合实际情况。

4、线路大修周期和大修时间确定根据有关规定高压架空送、配电线大修的周期一般为一年或数年一次。但从调兵山风电场送出线路，场内线路以及电源备用线路投产以来多年运行实际状况，调兵山风电场高压架空线路大修周期可根据巡视、检测后发现重大缺陷，反事故技术措施，技术改造措施以及防护人身和线路运行安全等方面进行确定，具体周期可灵活，具体大修时间应安排在发电低峰期(每年的6-9月)。

事故抢修：对于各种原因造成送电线路非正常停电而必须迅速进 5

平安煤业35kV高压架空线路运行管理制度

第七章 线路事故抢修

第二十七条 事故抢修定义：事故抢修指由于受自然灾害（如地震、洪水、暴风及外力破坏等）而造成线路侧杆塔、断线、金具及绝缘子脱落等停电事故，需尽快进行检修的工作。

第二十八条 人身设备的危害。

2、用一切可能办法使风电场保持运行。

3、由检修组提出，生产运行部负责，具体由检修组组织训练有素、经验丰富的抢修队伍进行抢修。

4、事故抢修应制定详细安全技术措施，履行工作票制度和工作许可制度。

第八章

线路运行技术管理

第二十九 线路运行技术管理内容：为了定期对运行工作进行总结和分析，掌握规律，制定措施，不断提高设备的健康水平和运行工作水平，认真建立健全基础技术资料和运行记录，并保证技术资料的完整、连续、准确性。

第三十条 线路基础技术资料

1、线路设计、施工技术资料（1）、批准的设计文件和图纸（2）、路径批准文件和沿线征地协议

（3）、与沿线有关单位，人员订立的协议、合同（包括青苗、树木、竹木赔偿、交叉跨越、房屋拆迁等协议）

（4）、施工单位移交的资料和施工记录 ① 符合实际竣工图（包括 杆塔明细表及施工图）② 设计变更通知书 ③原材料和器材出厂质量和合格证明或检验记录 ④ 施工缺陷处理明细表及附图 ⑤ 隐蔽工程检查验收记录 ⑥ 杆塔偏移和扰度记录 ⑦ 架线弧垂记录 ⑧ 导、地线连接线或补修费位置和数量记录 ⑨ 跳线弧垂和杆塔各部间隙记录 ⑩ 线路对跨越物的距离和对建筑物接近距离记录 ⑾ 接地电阻测量记录。第三十一 运行记录资料

1、线路缺陷记录2、3、4、5、线路 跳闸、事故和异常运行记录

线路巡视、检测、维修、事故抢修及大修记录 线路安全活动记录

对外联系记录及有关协议文件 事故抢修的任务

1、尽快查出事故点，采取措施尽可能限制事故发展，消除事故根源，解除对 6

平安煤业35kV高压架空线路运行管理制度6、7、8、线路运行工作日记 线路运行分析总结资料 线路运行工作总结

生产技术批示图表 第三十二条

2、相位图

1、地区电力系统接线图

3、设备评级图表

4、安全记录图表

5、年定期检测计划进度表

6、抢修组织机构表

7、反事故措施计划表 第三十三条 以每条为单元。线路设备评级

35kV高压开关柜论文 篇3

关键词：开关站综合自动化保护系统组成功能

1 概述

新疆天业20万吨PVC项目35KV开关站为上下两层，一层设35KV配电室一个，10KV配电室一个，二层为微机综合自动化保护系统主控室。35KV包括：35KV进线八回，母联一回，35KV/10KV主变二台，四台整流变压器，35KV电容器二回，配变16回，PT二回，所用变二回。10KV包括：10KV出线电动机25回，10KV进出线12回，母联1回，PT2回。为了使系统平稳安全的运行要求保护系统具有:

1.1 高可靠性

要求多功能装置全部采用分层分布原则设计，分布配置、自我完备。即使分裂成多个部分，运行时仍能保证各主要功能的正确性。各保护测控单元完全独立，可不依赖于监控系统而单独运行。各系统之间的联接全部采用完全独立的总线(电源相互隔离)，提高抗干扰性。

1.2 可扩充性

保护测控装置应按对象单元配置，要求体积小，结构紧凑，模块化设计，方便扩充，便于替换和升级。

1.3 易操作性和可维护性

友善的人机接口，菜单式提示操作。可选的专用测试系统。故障诊断、定位和修复。

2 设备的选择

经过多方比较和论证，选择杭州华立集团开发的PowerSys6000操作系统和美国SEL系列微机保护装置。

3 系统结构

微机监控系统包括三部分：站控层、通讯层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。

站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心。主机系统采用双机热备用系统模式方案，通过双机热备用系统模式以实现站内监控、远动、当地打印、当地显示等全部双重功能，以实现本变电所整套双重化。

通讯层与间隔控制层采用点对点连接方式。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元划分，35kV、主变、公用部分测控设备，10kV线路、电容器、电动机、进线、分段保护测控单元等安装在开关柜上，通讯管理机也安装在开关柜上，通讯管理机与各间隔的保护测控单元通过屏蔽双绞线点对点连接。在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。

站控层设在35kV开关站控制室，综合自动化系统按无人值班设计。35kV开关站控制室设通讯管理屏，分散到各车间的10KV配电室不设站控层，不建当地后台，所有数据通过光纤传到站控层主机系统，站控层主机系统完成各10KV配电室的所有遥测、遥控、遥信等所有远动功能。

所有控制、保护、测量、告警等信号均在各单元内处理成数据信号经总线传输至主控室的计算机内，各单元相互独立，互不影响，功能上不依赖于监控系统。

4 微机监控系统功能

微机监控系统具有性能安全可靠、运行稳定、功能完善、组态灵活、便于扩建、界面友限、使用与维护方便的特点。

监控系统应具有以下主要功能：双网系统，主备切换；

4.1 数据采集与处理

采集的模拟数据：包括电压、电流、有功功率、无功功率、有功电能量、无功电能量、有无功最大需量、功率因数、频率、温度等。

采集的状态数据：包括开关和刀闸位置、事故动作信号、保护动作信号、设备投/切信号等。

模拟数据的处理包括：工程量转换、数据滤波平滑处理、数据合理性检查、零值死区检查、多组越限限值检查、越限延时报警判断、旁路开关数据替代处理等。

状态数据的处理包括：状态数据置反处理、状态合理性检查、计划与事故跳闸的识别、事故报警处理、组合信号逻辑计算处理等等。

电能数据的处理包括：工程量转换、合理性检查、置电度底数、分时电能计量。

4.2 实时数据处理与保存

实时数据的处理包括平均值、最大/最小值及出现时间、负荷率、电压合格率、开关动作次数、自定义计算等实时计算和小时、日、月、年、典型日等统计计算。

实时数据可按定义的时间间隔自动保存在历史数据库中。

历史数据的检索：可按事件分类或时间选择，以表格、曲线和报表的方式检索和显示。

4.3 事件处理与告警

对每类事件或报警，按下列选项可选择组合为不同的处理模式：

显示报警窗；

报警元件在显示画面上闪烁；

显示画面上元件变色；

自动弹出事故厂站和事故系统画面；

启动事故追忆或事件触发转储；

自动登录及打印；

语音报警。

单个事件发生时，系统按接收事件的先后顺序处理；多个事件同时发生时，则按优先级处理。

图形工作站提供可选择的报警确认方式。即：逐条确认、分组确认，单独关闭音响和确认完报警自动关闭音响。

4.4 功能描述

系统参数设置、实时打印和召唤打印、负荷计划设置、用户权限管、保护软压板投退、电能计量与统计、电压合格率计算、定时和召唤报表、遥测实时数据、遥信实时数据、电能实时数据、计算实时数据、电压棒图、历史数据查询、历史记录曲线、事件记录查询、追忆数据和曲线、实时数据趋势图、通讯监视及设备工况、开关动作次数统计、遥测在线编辑、遥信在线编辑、遥控遥调操作、监控画面管理、远程维护。

可调用各类监控画面，如变电站主接线，变电站布置图，二次接线各系统图，继电保护定值表、线路变压器以及全站公用设备的操作图等。监控画面由静态背景信息及与数据库相连的动态前景信息组成。

监控画面支持图形的显示分层、覆盖、放缩、平移、漫游、导航图和自动数据显示去繁；支持多窗口显示功能和直接鼠标操作。

4.5 编辑工具 包括报表编辑工具、数据库维护工具、监控画面制作工具。

系统的图形工具采用图模一体化技术，在图形绘制的过程中自动生成系统的拓扑机构，并且可以在全网实现拓扑结构的统一，达到信息一经输入在全网共享的效果。

4.6 显示及打印

4.6.1 显示功能包括

①实时显示全站电气主结线、按电压等级划分的分接线图、按单元划分的单元接线图等。在图中实时显示主要设备的运行工况、潮流方向及各种实时参数值，如各断路器状态、刀闸位置、电压、电流、有功、无功、主变温度、系统频率等；

②实时显示各单元电流、有功功率、无功功率（须表示潮流方向）；

③能调出显示各种图表及曲线，如电压棒图、负荷曲线等；

④显示各种参数，包括：开关量状态表、模拟量参数值表、主要设备运行参数表、继电保护整定值表等；

⑤显示当前告警及历史告警；

⑥能按时序查询显示事件顺序记录；

⑦能在站端调出保护整定值并可通过口令管理远方修改整定值；

⑧显示时间和安全运行天数；

⑨显示微机系统运行工况。

4.6.2 制表打印功能包括

①操作员能在工作站上以交互方式定义报表格式、报表数据等，表格内数据具有计算功能，表格可显示历史数据内容，制表操作可在线进行，不应影响系统运行；

②形成各计量单元用电量统计报表；

③形成全日全月负荷率、平均负荷、最大负荷、最小负荷统计报表；

④形成各断路器操作次数、自动跳闸次数的统计月报表；

⑤形成各保护动作次数统计月报表；

⑥召唤打印一月内的日报表和一年内的月报表；

5 结束语

开关站微机综合自动化保护系统，解决了变电站的监视、测量、控制和协调问题，提高了电压的合格率，保证了供电质量，提高了变电站的安全运行和管理水平，减少了维护工作量，减少了值班员的劳动强度。新疆天业20万吨PVC项目的35KV开关站自2004年开始运行至今已有7年除了外网故障外，本站未出一起安全事故安全运行已达6万多小时，极大地保证全厂的安全平稳地运行，达到了设计目的。

35kV高压开关柜论文 篇4

某35kV变电站2013年进行了综合自动化改造, 主变保护采用南京磐能电力科技有限公司生产的DMP-322差动保护、DMP-323高压侧后备保护、DMP-324低压侧后备保护。35kV变电站一次接线如图1所示, 35kV#1、#2主变运行于35kV母线, 带35kV所有负荷及10kV母线负荷。

2015年2月19日18时12分12秒80毫秒, #1主变差动保护差流越限告警动作 (差流定值为0.41A) , 差动保护没有启动动作 (差动定值为1.1A) , 35kV#1主变101、3501开关没有跳闸。差流A相为0.26A, B相为0.27A, C相为0.45A;高压侧差动保护电流A相为0.831A, B相为0.826A, C相为0.412A。

2 故障检查

#1主变差动保护出现差流越限告警后, 立即检查站内负荷情况及保护动作信息。经查, #1主变差动保护范围内的一次设备无故障痕迹和异常, 其余设备和线路无保护动作信号;主变油样化验及高压试验结果无异常;二次比率差动保护定值及保护逻辑均正确。同时, 对变压器各侧的电流互感器进行特性试验 (匝比极性试验、磁化曲线试验) , 结果显示匝比、极性均符合设计要求, 且电流互感器都满足10%误差曲线要求, 测量差动回路不平衡电流也在正常范围内, 因此此次故障与电流互感器特性无关。

通常, 变压器差动保护的不平衡电流产生原因如下:

(1) 变压器各侧电流互感器型号不同, 即各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流;

(2) 实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流;

(3) 改变变压器调压分接头引起的不平衡电流;

(4) 暂态条件下短路电流的非周期分量对电流互感器的影响和变压器空载投入产生的励磁涌流引起的不平衡电流。

由于差流越限告警是在正常运行且无调压操作时发出的, 因此不存在暂态条件下和调压分接头引起不平衡电流的情况。2015年2月20日白天负荷较小时, 差流越限告警消失, 于是对#1主变保护外部电流回路进行相量测试, 并和装置采样信息进行比较,

现场分析差动保护显示电流, 发现#1主变高压侧差动保护C相电流幅值与高后备保护C相电流幅值不符。随后对#1主变高压侧差动保护电流、高压侧后备保护电流、高压侧测量电流、低压侧差动保护电流、低压侧低后备保护电流、低压侧测量电流进行采样测试, 判断#1主变35kV侧差动保护TA二次回路接线可能存在错误。再采用数字三相伏安相位表 (SMG3000B型) 检查#2主变各侧TA电缆相序、电流幅值和角度、电流与电压角度后, 初步发现3501开关差动保护TA二次C相电流分流。

3 故障处理

根据故障检查结果, 把#1主变由运行转为检修, 对3501开关端子箱及开关机构内部电流互感器二次接线进行检查。通过测量、校验3501开关户外端子箱的电流互感器回路后没有发现问题。于是打开3501开关机构端子箱, 检查3501开关内部电流互感器二次接线, 发现3501开关端子箱内部差动保护二次电流端子C相和N相在端子排内侧有个短接线 (如图2虚线所示) , 而这导致了寄生回路的产生, 造成C相差动保护分流、差流越限。

保护人员解开短接线后, 对该开关电流互感器所有二次接线端子进行紧固, 并按照开关接线图, 对所有电流回路的尾端进行了重新短接和接地。从3501开关一次侧对开关内部的电流互感器进行了一次大电流通流试验, 结果显示电流互感器差动保护绕组、高后后备保护绕组、高压测量绕组的接线正确。处理完毕后, #1主变由检修恢复运行, 数字三相伏安相位表 (SMG3000B型) 结果显示#1主变各侧电流互感器二次电流相序、电流幅值和角度、电流与电压角度正确。

查阅历史记录发现该变电站于2013年进行过35kV增容改造, 在主变恢复供电期间, 因电流互感器变比错误曾进行过一次二次倒电流互感器变比工作, 因此推断这正是造成#1主变高压侧差动保护电流互感器二次电流端子C相和N相存在短接线的原因。

4 原因分析

在主变投运前曾进行过主变保护带负荷测试相位和差电压 (或差电流) , 以检查电流回路接线的正确性。但当时主变10kV侧只带站用变负荷, 无其它负荷, 因此负荷很小, 施工单位测试后认为差动保护二次回路接线正确, 可投运。正式投运后, 由于系统发生过穿越性故障使得主变差动保护误动作跳闸, 因此又带负荷 (10kV侧负荷仍然只带站用变负荷) 测试了相位和差电压 (或差电流) , 以检查电流回路接线的正确性。但仍然检查不出问题所在, 直到第二次发生主变差动保护差流越限告警事故, 检查电流互感器电流回路后, 才发现35kV侧电流互感器差动保护二次电流端子C相和N相短接的接线错误。

5 防范措施

(1) 加强变电站与调度通信设施建设及维护。由于此前上传调度监控组的告警信号不完善, 本次差流越限告警信号未上传至调度监控组, 从而未能及时发现并处理故障, 因此应安排专人负责管理和维护通信设施, 梳理各变电站远动信号, 并分类校核, 确保重要信息准确上传。

(2) 应按规定定期对继电保护、自动装置及二次回路进行监视、检查及操作, 及时发现继电保护及二次回路的缺陷。二次回路变动时, 应按审批后的图纸进行操作, 无用的接线应隔离清楚, 以防止误拆或寄生回路的产生。

(3) 加强变电站改造现场技术管理和人员业务培训。严格执行现场标准制度, 深化标准化作业, 实现现场作业全过程的安全控制和质量控制;变电站值班人员应注重对差动保护工作原理的学习, 了解主变大小差动保护的电流互感器二次回路接线方式, 以避免此类事故的发生;变压器差动保护投运后带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 时, 应注意变压器所带负荷大小, 以便根据测试结果正确判断接线。

6 结束语

在变电站改造验收时, 要注意对主变差动保护装置差流进行校验, 以保证差动保护的可靠性。但新投产变压器的负荷较轻、负荷电流很小 (尤其是两圈变某侧负荷电流很小时需要带较大的负荷才能保证测试结果的正确) , 导致投产前的差动保护带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 的结果不一定正确。

摘要：针对某35kV变电站#1主变差动保护差流越限告警而主变及差动保护范围一次设备无异常的情况, 从继电保护、二次回路角度, 采用三相伏安相位表进行分析, 发现故障是由主变差动保护二次电流端子C相和N相短接造成的, 指出变压器差动保护投运后带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 时, 应注意变压器所带负荷大小, 以便根据测试结果正确判断接线。

关键词：变压器,差动保护,差流,短接

参考文献

[1]熊启新.变电站二次回路识图与分析[M].北京:中国电力出版社, 2010

[2]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2009

[3]上海超高压输变电公司.超高压输变电操作技能培训教材继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2007

[4]景敏辉.电力系统继电保护动作实例分析[M].北京:中国电力出版社, 2012

[5]国家电力调度通信中心.国网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2009

35kV高压开关柜论文 篇5

摘要：本文结合作者多年来的工作经验主要阐述了地铁35kV供电系统电压互感器故障与开关差动保护故障分析，仅供参考。

关键词：轨道交通；交流35kV；故障分析

一、35kV供电系统电压互感器故障分析

在我国，地铁供电系统普遍都选用35kV的电压等级，而且因为城市建设以及地铁安全稳定运行的需要，其开关通常选用的是C-GIS中压开关，这类开关不仅具有占地面积小的特点，同时还能够免维修，为地铁的运行和维护带来了不小的便利，但同时也对其开关元器件提出了更高的质量要求，尤其是作为开关设备中较为薄弱的电压互感器，故障电压互感器如图1所示：

图1 故障电压互感器

而在对其故障电压互感器进行解剖分析后，经过综合分析可以发现电压互感器内部中的一次绕组导线存在均匀烧毁现象，进而使其绝缘体发生开裂，并且导致高压对地击穿所引发的。

例如根据上海轨道交通3号线的电压互感器故障产生的一次熔丝屡次熔断故障来说，在充分结合其变压熔丝熔断的具体时间、地点、熔断相别、运行方式、操作以及其容抗和感抗比值的统计内容可以发现（如表2所示），该故障发生的原因大致分为两种情况，一种是空充单母线的操作情况下产生的，另一种则是在无操作情况产生的，从其故障产生时间上来看，故障产生可能是在操作时产生的，也可能是列车收发车或者运行高峰期产生的。

表1 35kV变压熔丝熔断记录表

初步分析故障的产生有可能是倒闸操作所引发的，这主要是因为倒闸操作流程如果不合规定就会产生工频位移过电压。同时还与列车运行及其35kV系统参数匹配有联系，因为牵引变的整流器会产生大量谐波，经过相关测量也证明了牵引变的整流器是3号线35kV系统谐波主要来源，而且随着列车收发车和运行高峰期的到来，35kV系统上的谐波频率强度在不断发生变化，其系统参数也在发生变化，当这两者的自振频率一致，并且蕴含激发因素，那么就会产生谐振过电压。因为3号线的35kV系统属于小电流接地系统，产生这类故障的原因可以分为非谐振原因和谐振原因。但是3号线不存在线路接地现象，因此其故障的产生原因主要考虑谐振，这种谐振又包括工频位移过电压和谐波谐振过电压，其中前者与倒闸操作和35kV系统运行方式有联系，后者与列车运行情况和系统参数匹配有联系。除此之外，还可以利用在线录波分析方式对故障进行分析，先通过测试地铁35kV网络，以判定其中存在直流分量，并且其大小在不断变化，然后按照稳态直流分量进行在线录波，以进行可定量分析。再通过对地铁多点的电压互感器进行二次采样录波，确定暂态直流分量状况，接着利用对电容量的计算以及放电回路的确定，得到直流电流与额定电压下以此励磁电流的关系，最终分析出故障情况。

二、35kV供电系统开关差动保护故障分析

1.故障描述及影响：

10月25日凌晨，二号线高压工班按照計划对马群车辆段35KVⅠ段设备检修。1：00左右，OCC电力调度开始对马群站进行倒闸操作，当拉开马群站101进线开关、合上100母联开关3秒钟后，马群车辆段102开关报“P521差动保护动作”信号并跳闸，造成马群站、钟灵街站35KV两路电源全部失电。故障发生后，为了避免马群和钟灵街站陷于无电状态，检修人员立即中断作业恢复马群站35KVⅠ段供电。11月1日，工班补报计划准备完成10月25日的工作，在倒闸操作时再次发生102开关跳闸故障

2.故障处理经过 ：

10月25日发生差动保护故障后，检修人员按照惯例检查电缆绝缘和保护装置。电缆经检查绝缘正常，通过笔记本与102开关的P521装置相连始终不能建立通讯，而102开关的另一端马群主所323开关P521没有发现故障波形和事件，因此判断为马群车辆段102开关P521装置误发差动信号所致（2010年9月，苜蓿园101与明故宫103之间发生过P521误发跳闸信号的故障），102开关在更换装置后投入正常使用。11月1日再次发生跳闸后，我们把故障范围缩小至102开关的CT二次侧至P521装置之间的二次回路上。通过继保装置在CT二次侧加载0.1A（500/1）的电流，在P521装置上B、C相电流显示均为50A，而A相显示为相差较大的不稳定值。 A相电流在14-50A之间间断性波动。为进一步查找故障点，直接在P521上加载电流，三相电流均显示50A 。最后确定是“电流互感器二次过电压保护器”A相有接地现象，更换后重新试验均正常。

3.故障原因分析：

电流互感器二次过电压保护器是并接在CT与保护装置之间的，用于防止互感器开路产生高电压。马群站在拉开101开关合上100母联开关3秒后，马群站及钟灵街站400V设备瞬间切换产生较大电流，由于过电压保护器分流，使得加载在马群主所323开关和车辆段102开关P521上的电流不平衡，并且达到差动保护启动的定值。正常供电时，两路分列运行，即使保护器损坏由于电流偏小并不会导致故障发生。

4.经验教训

35kV高压开关柜论文 篇6

浙江省慈溪市地处北亚热带南缘, 属季风型气候。在夏季尤其在梅雨季节, 天气潮湿、高热, 柜体内部断路器等设备长期运行会产生热量, 最终使得变电所里的高低压柜产生凝露。由于高低压柜相对密封, 产生的凝露会挂在柜顶, 当凝露积聚到一定的数量时, 形成水珠, 水珠就会掉落到高压断路器或其他电气设备上, 造成绝缘降低, 引发断路器跳闸或电气设备损坏。根据我们的生产系统显示, 由于水汽使绝缘降低引起的故障发生概率较往年增加。我们对慈溪市35 k V未安装任何除湿设备的变电所发生的缺陷进行调查, 统计结果如表1所示。

为了有效防止凝露的产生, 解决因凝露产生造成的危害, 减少突发事故停电的概率, 智能除湿装置的开发迫在眉睫。

2 方案分析及选择

(1) 方案一, 利用温度控制原理。其设计原理简单, 提供适合电气元件运行的温度, 延长产品使用寿命, 当达到设定的临界温度时会报警, 而且制作安装费用也不高。缺点是其参考的是环境温度, 临界温度也是按照环境温度设定。而电气设备运行时, 自身会产生热量, 有时会远远高于预先设定的报警温度, 造成误报。

(2) 方案二, 利用加热原理。当开关柜内的湿度达到设定值时, 加热板工作使柜内环境温度升高, 空气能容纳更多水分, 防止水汽在柜内凝结。但是遇到突然降温时, 一直停留在空气中的水分会凝露于电气设备表面, 使电气设备存在较大的隐患。

(3) 方案三, 利用冷凝原理。采用空气冷凝技术, 通过风扇吸收空气, 经过半导体制冷元件凝结空气中的水分, 并排出柜体外, 产生的干燥气体排出除湿装置外, 如此循环, 使开关柜的潮湿空气不断减少, 空气湿度显著下降。

综上所述, 我们选择方案三。

3 设备分析及选择

(1) 多元平形流冷凝器。冷媒以水平方向流动, 在流动的过程中, 降温降压。冷媒的回路不是单一的一个循环, 而是经过多个回路循环, 能够节约成本。半导体制冷片冷热端的温差可以达到40—65℃, 因此在制冷片的热端持续散热, 能进一步降低制冷片冷端的温度。

(2) 内翅片管式冷凝器。属于热交换设备, 包括立式壳体、带有尾气进口的上管箱、带有冷凝水出口的下管箱, 冷水进口、热水出口由于结构限制, 变形以后容易堵, 所需空间较大。

(3) 管带式冷凝器。根据相关资料的调查和仿真计算, 相比平形流冷凝器, 管带式冷凝器的单位迎风面积和单位体积传热量下降51%和45.8%。

根据以上分析, 决定采用以多元平形流冷凝器为主要技术核心的除湿手段。

4 方案实施

确定安装位置以后, 确定除湿装置的尺寸, 除湿装置最终定型尺寸为15.2 cm×8.5 cm×21 cm, 安装图如图1所示。

5 效果检查

从表2数据可以看出, 安装除湿装置以后, 因为湿气、潮气等形成凝露而造成检修的次数同期相比减少了10次, 比例大大缩小到了1.7%, 达到了预期的目标。

35kV高压开关柜论文 篇7

1 故障位置检查及判断

故障后立即对启351开关和启350开关及相邻间隔设备进行外观检查。启351开关未发现异常, 启350开关柜与启350联南隔离开关柜之间穿盘套管处有熏黑痕迹, 启350联南隔离开关柜后门打开后发现柜内穿盘套管有明显放电和熏黑痕迹, 部分支撑瓷瓶釉质损坏, 母线连接螺杆有烧熔现象, 部分母线热缩护套烧裂散落于柜内。启350k V南母上其它开关柜未发现异常。

2 保护动作情况分析

2.1 35k V母线运行方式

故障前, 2台主变正常运行, 启35k V北母、启35k V南母并列运行, 启常1、启塑1、启城1运行在南母, 启化1运行在北母, 见图1。系统负荷在安全运行允许范围内。

2.2 保护动作情况分析

故障发生后, 根据运行记录和保护整定值可以看出, 启351、352开关的过流保护I时限首先动作跳开启350开关。动作后故障点没有被隔离, 故障电流继续保持, 导致1#主变中压侧开关启351过流保护II时限随后动作, 启351开关动作跳闸后故障电流被切除。根据故障位置的检查情况说明故障点发生在启350联南隔离开关柜处, 保护正确动作。

3 故障原因分析

3.1 现场检查情况

打开故障启350联南隔离开关柜后门后发现柜内三相穿盘套管有放电和熏黑痕迹, 部分支撑瓷瓶釉质损坏, 母线连接螺杆有烧熔现象, 部分母线热缩护套烧裂散落于柜内, 其中C相穿盘套管熏黑现象最为严重。

3.2 开关柜尺寸检查

检查相间和相对地安全净距在310mm左右, 满足国家电网生[2010]1580号《预防交流高压开关柜人身伤害事故措施》中对35k V开关柜安全净距≥300mm的要求。

3.3 开关柜交流耐压试验

对启350联南隔离开关柜相间、对地进行交流耐压试验, 耐压试验未通过。

3.4 对穿盘套管进行检查

对开关柜内部元件进行解体排查, 发现C相穿盘套管中部外表面有明显贯穿性裂纹, 如图2所示。从套管中部纵向剖开穿盘套管, 发现穿盘套管内部从高电压区域向外部地电位区域沿着裂纹有明显放电和被熏黑痕迹, 如图3所示。

3.5 故障分析

结合对其他元器件的外观检查和交流耐压试验的结果进行分析, 放电故障的起因应该是C相穿盘套管中部外表面产生了贯穿性裂纹, 这条裂纹导致套管绝缘能力下降, 引发C相母线对地闪络, 系统发生单相接地故障。同时健全相对地电压升高, Ud1=1.73Ue, 式中, Ud1是健全相对地电压, Ue为系统相电压。健全相A、B相电压的升高, 会导致A、B两相母线沿套管发生闪络[1]。两相同时闪络时, 构成相间短路;单相对地闪络时, 故障相流过电容电流, 其值相当于全站电容电流的总和, 电弧难以自动熄灭。

故障时产生的弧光接地过电压最大值可达到额定相电压的2.5-3倍, 这样的过电压可能危及设备绝缘, 引起相间短路。本次事故本身由单相闪络引起, 弧光过电压使事故恶化, 导致事故扩大。弧光过电压最短可以在10ms内使单相接地发展为相间故障。

闪络以及弧光过电压导致的短路所产生的短路电弧会流向开关柜柜体, 电弧同时烧蚀和损坏柜体及金属支撑架。

4 现场故障处理

4.1 清理启350联南隔离开关柜内由于故障产生的异物, 清理和清擦被熏黑的母线、柜体。

4.2对柜内损坏的元器件进行更换, 主要有穿盘套管、母线紧固螺栓、支柱绝缘子、柜内铝合金支撑架、后柜门等。

4.3 处理完毕后对柜内进行清扫和吸尘。

4.4 对处理后的开关柜进行试验后, 重新恢复送电。

5 防范措施

5.1 严把设备采购关, 加强开关柜设备质量管控

本次故障是由于穿盘套管上产生的贯穿性的裂纹引发闪络。套管制作工艺不良产生的内部气泡或者套管材料质量不合格, 都会导致套管在长期运行时受机械和电应力作用后, 受热异常老化和变形, 引发裂纹甚至断裂现象, 威胁开关柜的安全运行。因此在开关柜设备采购时, 应严格管控绝缘件质量, 要求制造厂提供绝缘件的产品合格证和相应型式试验报告。

5.2 加强开关柜生产生产环节监控, 穿盘套管装配前需作局放试验

按照即将颁布的《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》要求, 开关柜中所有绝缘件装配前均应进行局放检测, 单个绝缘件局部放电量不大于3p C。设备验收时, 要求生产厂家提供穿盘套管的局放试验合格报告。

5.3 积极开展开关柜设备抽检工作

对批量采购的开关柜组织开展关键性能抽检, 进行耐压、局放等试验, 保证供货产品的绝缘、温升、机械特性等主要性能指标与型式试验一致。

6 结论

开关柜内部绝缘件的质量关系到开关柜整体的绝缘性能, 因此应加强开关柜内部绝缘件质量的管控, 开展绝缘件关键性能抽检, 进行耐压和局放等重点试验, 确保合格的开关柜入网运行, 以有效预防开关柜放电事故, 保证设备长期安全可靠运行。

摘要：本文对一起35k V开关柜内部放电故障的发生、现场处理、试验等进行了阐述。根据二次保护动作情况, 确定故障位置, 查找故障设备, 对故障原因进行分析, 并提出有效的防范措施, 对防治开关柜类似故障起到了积极作用。

关键词：35kV开关,放电故障,分析

参考文献

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目前电力系统中高压开关柜多用于35k V、10k V系统, 主要是面向用户单位和居民生活的重要电网电源, 一旦出现故障, 对系统稳定运行与可靠供电和社会稳定将造成很大影响。因此开关柜设备的安全可靠运行具有十分重要的意义。

1 开关柜设备局部放电缺陷概述

高压开关柜受设计、制造、安装和运行维护方面不同程度的影响, 由于污秽、绝缘薄弱、固定元件松动、局部场强集中、受潮等原因常引发事故。主要表现为外绝缘对地闪络击穿, 内绝缘对地闪络击穿, 相间绝缘闪络击穿, 雷电过电压闪络击穿, 绝缘件闪络、击穿等。开关柜绝缘事故原因分析主要有以下方面:

(1) 绝缘距离不足:爬距和空气间隙不足是开关柜发生绝缘损坏事故的根本原因。例如一些厂家的手车柜, 为了缩短柜体尺寸, 大幅度减小柜内带电部分的相间或对地距离, 而保证绝缘强度的措施却不能达到要求。

(2) 制造工艺不良、安装质量差:制造工艺及安装质量对开关柜整体绝缘水平有很大的影响。例如局部金属件的尖端处理不良, 造成局部场强集中;柜内设备间距不符合设计要求, 螺丝等紧固件松动等。

(3) 运行环境条件的影响:开关柜运行的环境条件不理想是导致开关柜发生绝缘闪络的主要原因。发生污闪的主要条件是:“污”和“湿”。对于室内开关柜设备, 污的影响相对较小, 但一些地区或一些变电站所处的地理位置特殊, 空气湿度较高, 如不采取及时有效的除湿手段, 开关柜内绝缘件表面水汽凝结会导致爬电和闪络。

局部放电是指发生在电极之间但并未贯穿电极的放电, 这些微弱的放电产生累积效应会使绝缘的介电性能逐渐劣化、缺陷扩大, 最后导致整个绝缘击穿。局部放电对绝缘的破坏作用是一个缓慢发展的过程, 但后期发展速度快, 对运行中的高压电气设备是一种潜在威胁。

2 开关柜设备局部放电检测的方法及原理

停电例行试验项目对开关柜内部绝缘放电缺陷有一定的检测能力, 可通过进行绝缘电阻、交流耐压等试验手段对开关柜内部绝缘性能进行检验。但由于设备运行周期长, 停电困难等原因, 对于在运行过程中逐步发展的和运行周期内积累爆发的绝缘缺陷和故障, 停电例行试验是无法起到作用的。鉴于此, 近几年, 开关柜局部放电带电检测项目在系统中逐步开展, 并对设备的运行起到了一定的作用。

2.1 高压开关柜设备局部放电带电检测的特点

2.1.1 具有早期预见性诊断作用

开关柜绝缘故障带电检测, 能够在开关柜正常运行的条件下检测其绝缘状况, 及时发现早期的绝缘缺陷, 避免重大绝缘事故。

2.1.2 为针对性停电维护缺陷间隔提供支撑

借助开关柜绝缘故障带电检测, 可以有的放矢地进行缺陷间隔的维护, 避免盲目的停电维修, 从而提高开关柜设备的状态检修质量。

2.1.3 现场实施方便, 安全高效, 可持续跟踪监测

对于开关柜内部存在的早期放电类绝缘缺陷可进行跟踪监测, 观察缺陷的发展情况, 可为合理安排消缺的生产准备和停电计划时间提供依据。确保电力用户用电的时效性, 满足电力用户的供电需求。

2.1.4 具有绝缘故障带电检测的定位功能

能够弥补常规检测方法不能定位的不足, 极大地方便故障点和干扰源的查找, 避免反复的停电拆卸和检修, 提高修试效率。

2.2 高压开关柜设备局部放电带电检测的方法及原理

2.2.1 暂态地电波检测 (TEV)

局部放电时电流行波在不连续的金属断开或绝缘连接处产生的暂态地电压 (Transient Earth Voltage) , 在金属柜体表面采集该信号输入到检测设备内部经处理后, 可得到开关柜局部放电的放电强度、重复率等特征参数。

2.2.2 超声波检测 (Ultrasonic)

使用开放式超声波传感器, 通过检测放电所产生的超声波信号, 将被接收的信号转换成可判别的信号, 使用者通过分析耳机中传来的放电声音以及显示屏上声压的大小来判断设备是否存在放电现象。

2.2.3 特高频检测法 (UHF)

通过UHF传感器对开关柜设备内部局放产生的超高频 (0.3-3GHz) 信号进行检测, 具有较高的灵敏度和抗干扰能力, 可实现局放带电检测、定位、故障类型判断等优点。现场可利用开关柜上接缝或者其他非金属屏蔽部位实施。

考虑到放电类型能量的释放形式不同、各种检测方法的实用性与灵敏度也存在差异。因此, 在对开关柜局部放电检测过程中, 可将上述检测手段综合应用。

3 开关柜设备局部放电检测缺陷注意事项

(1) 应积极开展运维一体化的推进实施工作, 运维人员在日常巡视中可采用局放巡检装置对辖区设备进行带电检测巡检, 以提高设备异常信号的检出率。

(2) 应制定并严格执行每年阶段性的局部放电带电检测计划, 以确保设备的绝缘状态可控在控。历次检测数据应建档管理, 开关柜设备内部结构图应保存完善, 以便对异常数据分析定位时提供依据。

(3) 现场检测时应注意排除外部放电源的干扰, 避免内部缺陷放电源定位出现失误。对已检出的放电缺陷应正确判别缺陷性质, 及时合理安排消缺计划, 防止设备缺陷发展扩大导致的绝缘故障。

(4) 开关柜设备交接试验的交流耐压试验项目实施时, 可在运行电压下同步进行局部放电带电检测试验, 以确保设备内部绝缘组件的健康水平。

4 结束语

随着国民经济的不断发展, 负荷侧对于供电可靠性的要求不断提高, 开关柜类设备作为供电电源侧的主要电气设备在电网中扮演着极为重要的角色, 对于这类设备的安全运行也有着更高的要求。目前, 对于各类设备带电检测已经有了较多的手段, 而开关柜局部放电带电检测这一技术的推广实施, 对保障系统的稳定可靠运行以及设备绝缘状态的评估起着越来越重要的作用。伴随着这项检测技术的发展和成熟, 我们还须要对检测方法、缺陷判别、精确定位等方面做更多的探索和研究。

参考文献

[1]Q/GDW 11060-2013.交流金属封闭开关设备暂态地电压局部放电带电测试技术现场应用导则[S].

[2]Q/GDW 1168-2013.输变电设备状态检修试验规程[S].

[3]电网设备带电检测技术[Z].

35kV高压开关柜论文 篇9

1.1 开关柜的定义及分类

开关柜是一种电设备, 外线先进入柜内主控开关, 然后进入分控开关, 各分路按其需要设置, 如仪表, 自控, 电动机磁力开关, 各种交流接触器等。开关柜的分类形式多种多样, 按照电压等级分类通常将AC1 000 V及以下称为低压开关柜 (如PGL、GGD、GCK、GBD、MNS等) 、AC1 000 V以上称为高压开关柜 (如GG-1A、XGN15、KYN48等) , 有时也将高压柜中电压为AC10 k V的称为中压柜 (如XGN15型10 k V环网柜) ;按照用途可分为进线柜、出线柜、计量柜、补偿柜 (电容柜) 、转角柜、母线柜等。

1.2 35 k V开关柜的作用与型号

35 k V开关柜属于高压柜范畴, 是变电站35 k V主要的电力控制设备, 其运用在变电站中起通断、控制或保护等作用, 即当系统正常运行时, 能切断和接通线路及各种电气设备的空载和负载电流;当系统发生故障时, 它能和继电保护配合迅速切除故障电流, 以防止扩大事故范围。35 k V高压开关柜主要有4种型号:铠装交流金属移开式开关设备 (KYN61-40.5型) 、箱型金属封闭开关设备 (XGN-40.5型) 、户内交流金属封闭开关设备 (AMS40.5型) 、KGN型等。其中KGN型是介于XGN-40.5型与KYN61-40.5型之间的一种型号。配制断路器如ZN85、SF6断路器等。

1.3 35 k V开关柜的结构

这里以AMS40.5型开关柜为例, 介绍开关柜的主要结构。开关柜整体是由柜体和中置式可抽出部分 (即手车) 两大部分组成。开关柜的主要电气元件都有其独立的隔室, 即手车室、母线室、电缆室和仪表室。具有架空进出线、电缆进出线及其他功能方案, 经排列、组合后能满足各种方案形式的配电装置的需求。为研究方便, 这里简单介绍了各种独立的隔室的特点与应用。

1.3.1 手车隔室

隔室两侧安装了高强度轨道, 供手车在柜内由隔离位置/试验位置移动滑行至工作位置。当手车从断开位置/试验位置移动到工作位置的过程中, 上、下静触头盒上的活门与手动联动, 自动打开;当反方向移动时, 活门则自动闭合, 直至手车退至一定位置而完全覆盖住静触头盒, 形成有效隔离。同时由上、下活门联动, 在检修时, 可锁定带电侧的活门, 从而保证检修维护人员不触及带电体。在断路器室门关闭时, 手车同样能被操作。通过门上观察窗可以观察隔室内手车所处位置、合分闸指示、储能状况指示等。

1.3.2 母线隔室

主母线采用单台分段、多台相互贯穿连接的形式。主母线通过支母线静触头盒和穿墙套管固定。主母线和联络母线为D形截面的铜线;用于大电流负荷时采用双根母线拼成。支母线通过螺栓连接于静触头盒和主母线, 无需其他支撑。主母线和支母线套有热缩套管, 搭接处采用阻燃的T型绝缘罩, 保证了可靠的复合绝缘, 相邻柜母线采用装有均压环的套管固定。

1.3.3 电缆隔室

开关柜采用中置式结构设计, 电流互感器装在电缆室后壁上, 接地开关装在下触头盒固定隔板上, 可避免由于接地开关操作轴过长而引起的扭曲变形。电缆室内空间大, 可连接多根电缆, 电缆连接高度高, 电缆头安装方便。

1.3.4 仪表隔室

仪表室可安装继电保护元件、仪表、带电显示器以及特殊要求的二次设备。控制线路敷设在有足够空间的线槽内, 并有金属盖板, 可使二次线与高压室隔离。其左侧线槽是为控制二次导线的引进和引出而预留的, 开关柜自身的内部二次导线敷设在右侧。必要时在继电器仪表室的顶板上可留有便于施工的小母线穿越孔, 接线时仪表室顶盖板可供翻转, 便于小母线安装。

2 配置部分常见问题分析

2.1 断路器不能合闸

断路器的操动机构采用模块化的弹簧操动机构, 具有手动和电动储能功能, 机械零部件少, 可靠性高。操动机构置于断路器机箱内, 该机箱同时用作操动机构的框架。机箱被分闸、合闸模块的4个安装板分成5个间隔, 其间分别装有操动机构的传动、储能、脱扣、合闸及缓冲等零部件。断路器不能合闸的主要原因有: (1) 处于未储能状态; (2) 已处于合闸状态; (3) 手车式断路器未完全进入工作位置或试验位置; (4) 合闸闭锁装置辅助电源未接通; (5) 二次线松动或二次线路不准确。

2.2 断路器不能摇进摇出

断路器不能摇进摇出的主要原因有: (1) 断路器处于合闸状态; (2) 摇进手柄未完全插入摇进孔; (3) 摇进机构未完全到试验位置, 致使舌板不能与柜体解锁; (4) 柜体接地连锁未解开。

2.3 断路器室内的静触头及静触头盒出现铜绿现象

静触头运行一段时间后, 因为电流的通过及环境因素等使触头表面发生氧化, 这是正常现象。但如果由于环境恶劣, 长期处在潮湿的条件下, 可能会出现铜绿现象, 这时需更换静触头, 并根据实际情况决定是否要更换相应的绝缘件。对触头的清洁可以用无棉纸, 必要时可用少量无水酒精, 擦拭后应在表面刷涂少量ISOFLEX TOPAS NB52润滑脂。静触头盒为环氧树脂材料制成, 所以在检查的时候重点查看是否出现烧灼等异常情况。

2.4 突然跳闸故障

突然跳闸的原因可以根据继电器掉牌、摇信信息等情况进行判断。其处理方法为:过流继电器动作使开关跳闸, 是因为线路过负荷。速断跳闸时, 应当检查母线、变压器、线路。找到短路故障点, 将故障排除后方可送电。

2.5 储能故障的判断和处理

在应用弹簧储能操作机构的高压柜中, 合闸前必须预先储能方可合闸。储能机构由电动机带动齿轮机构将弹簧拉长。操作方法有电动和手动两种。手动不能储能应当是机构出现机械故障。手动可以储能, 但电动不能储能是电气故障。使用时间不久的机构机械磨损不大, 一般不会出现机械故障。

3 35 k V开关柜的改进与保护措施

针对35 k V开关柜配置部分常见问题, 可以从以下几个方面采取相应的保护措施加以改善: (1) 风机进线保护:可以采用西门子7SJ6821微机保护测控装置, 配置时限电流速断、过流保护和重合闸功能。 (2) 电容器保护:可以采用西门子7SJ6821微机保护测控装置, 配置时限电流速断、过流、中性线不平衡电流保护及母线过压、失压保护。 (3) 站用兼接地变保护:可以采用西门子7SJ6821微机型站用兼接地变保护装置, 配置电流速断、过流、零序电流保护。 (4) 各种连锁装置应满足如下要求:1) 断路器手车机械连锁:断路器处于分断状态下, 手车可推进或拉出;断路器处于合闸状态下, 手车不可在工作位置或试验位置移动;手车处于工作试验任一位置时, 断路器可分合闸;手车处于工作试验两位置时, 断路器不可分合闸。2) 断路器手车与接地开关机械连锁:手车处于工作位置时, 接地开关不能合闸;手车处于试验位置时, 接地开关可以分合闸;接地开关分闸时, 手车可以从试验位置推进工作位置;接地开关合闸时, 手车不能从试验位置推进工作位置。3) 断路器手车与辅助回路插头连锁:辅助插头未插入, 手车不能从试验位置推进工作位置;辅助插头未分断, 手车不能从试验位置拉出柜外;手车处于工作及试验位置, 断路器合闸时, 插头不能被拔出;手车处于工作及试验位置之间, 断路器分闸时, 插头不能被拔出。4) 断路器手车与隔离手车电气连锁:断路器处于合闸接通状态下, 隔离手车位于工作或试验位置时不能被拉动;隔离手车位于工作或试验位置时, 断路器电动分合回路才能接通。5) 断路器手车与门连锁:只有当断路器手车锁在断开位置上时, 门才能打开;只有在门关闭以后, 断路器手车才能从断开位置移动到工作位置。

4 结语

国家经济的飞速发展对电力行业中的输、变、配电工程提出了更高的要求。本文对变电站35 k V开关柜配置部分常见问题进行的相关探讨为保证变电站的可靠运行提供了理论依据。目前, 由于世界能源和环境问题进一步加剧, 故在今后的研究过程中应综合考虑变电站的个别差异性配置、集中继电器故障和储能故障等关键性问题。

参考文献

[1]钟超英.探讨农村电网35kV组合变电站设计的研究与应用[J].建材与装饰, 2011 (5)

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.