GIS高压开关（精选10篇）
GIS高压开关 篇1
在电力工业行业中, GIS是指SF6封闭式组合电器, 国际上统称为“气体绝缘开关设备” (Gas Insulated Switchgear) 简称GIS, 它包括一座变电站中除变压器以外的一次设备, 其中有断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等, 经优化设计并有机地组合成一个整体。
GIS全称为气体绝缘组合电器设备 (Gas Insulated Switchgear) , 主要是把母线、断路器、CT、PT、隔离开关、避雷器都组合在一起形成整体。就是我们经常可以看到的开关站, 也叫高压配电装置。GIS的优点在于占地面积较小, 运行可靠性高, 安全性较强, 安装工期短, 维护的工作量很小, 其主要部件的维修间隔不小于20年。因此在我国开始逐步扩大使用。
1 高铁电力系统简介
高速铁路电力供电系统包括除了列车牵引供电以外的所有铁路设施供电。铁路的供配电系统是从地方上的变电站接引两路10kV (35kV) 电源, 通过铁路变配电所向铁路车站、区间负载供电。铁路系统上的变配电所的间距多为40km~60km, 只有个别区段长达80km~90km。高速铁路区间每隔3km左右有一处负荷点, 负荷的类型为通信、信号、防灾设备等一级负荷及区间摄像机等二级负荷, 从变配电所接出2条10kV电力主线路, 沿铁路铺设向其提供电力, 此电力线路被称为主贯通线, 其中一条称一级负荷主贯通线, 另外一条称综合负荷主贯通线。主贯通线两端的铁路变配电所通过贯通馈线高压气体开关柜内电压互感器与断路器联锁均能为其供电。为了保证长距离、轻负载的区间主贯通线供电质量, 铁路变配电所设有专用的10/10kV的调压器, 经过调压器向主贯通线供电。
在高速铁路中, 一般把输配电线路以及和它所连接的各类变电系统称为电网, 电力系统的连接方式有如下几种: (1) 单电源连接方式, 如图1所示, 如果总电源出现故障, 则系统不能马上恢复供电, 这就要求电源进线有很高的可靠性, 还要要求所供电的系统并不是很重要, 否则造成的损失巨大; (2) 双电源连接方式1, 即进线有一个工作电源, 一个备用电源, 两电源之间可以自动或者手动切换, 从而实现连续供电; (3) 双电源连接方式2, 两段母线各拥有一个电源的进线, 两段母线之间的连接以分段、连接柜来实现, 进线、分段之间可以通过电气闭锁, 通过“三舍一”的方式来实现供电, 即三个间隔中只能有两个间隔同时投入使用; (4) 侧路母线连接方式, 一个负载由一个出现供电, 一旦该出线发生故障, 可利用侧路母线的出线来实现负载供电, 从而提高运行的可靠性; (5) 双母线的连接方式, 和侧路母线连接方式相类似, 唯一不同的是主母线和备用的母线都各自有自己的电源进线。
2 高压开关柜的发展及结构
高压开关柜的关键技术在于绝缘水平, 国内外许多有实力的制造商都认识到这一点, 从而开发出了自己又有竞争力的产品, 改变了开关柜的结构。我国的高压开关柜经过了仿苏→仿欧美产品→自主开发的漫长过程之后, 随着国内科学的进步, 高压开关柜也向着智能化、高可靠性、维护工作量小的方向发展。
现代的高压开关柜在结构方面多为组装式的结构, 如图所示, 由于组装式的结构更容易实现结构、方案的及时变化, 实现一个不同的方案只是更换几个或者很少的零部件, 35kV以下的开关柜一般有5个小室, 即断路器室、母线室、电缆室、仪表室、小母线室, 各个小室之间的关系既相互独立又紧密联系。
3 GIS气体高压开关柜在高铁上的应用
就目前形势来看, 我国的高速铁路、客运专线的建设正在飞速的发展, 铁路高压气体开关柜系统也在向着更高的水平迈进, 于此同时, GIS也直接影响着高铁和客运专线的运营情况。
高铁作为中国铁路电气化的高标准, 对供电系统的稳定性, 可行性, 安全性等提出了更高的要求, 相对于国外发达国家的先进供电系统和国内外电力系统的变电站中, 电力设备已经朝向便携式, 集成式方向发展, 所以, 在我国高速铁路迅猛发展的今天, 讨论高压气体开关柜在高铁变电设备中的应用已经是一件很有意义的事情。
3.1 高铁负载等级的划分及供电要求
依据对铁路供电系统的稳定性要求将供电系统主要分为两级。 (1) 一级负载主要包括:通信设备、信号设备及信息设备, 机车与电网之间接触的电动隔离开关操作的电源设备;电力系统及电气化所用到的检修设备;车站及大型建筑物照明以及特大型公共区域的照明、消防设备等;长度大于300m的隧道照明、防灾报警、通风及排烟等安全设备。 (2) 二级负载主要包括:机车及人员密集场所所用的专用空调;综合维修区段;给排水设备;中间站公共区照明负荷;长度为100m~300m的隧道照明及防灾设备等。
3.2 进线侧220KV设备
我国大部分电气化铁路的供配电装置都采用室外中型布置, 根据场地的具体状况, 可选用GIS或PASS设备室内或者室外布置, GIS可采用室内布置, 也可采用室外布置, 而我国近年来采用的半GIS布置则解决了GIS集成度过高所带来的一些负面影响。
从另一方面来讲, 常规的GIS设备实现国产化的可能性日趋增大, 运行的经验也越来越丰富, 由于其占地面积小, 维护的工作量小等诸多优点, GIS将会在今后的高速铁路中得到越来越多的应用。
3.3 馈线侧2×27.5kV设备
我国2×27.5kV铁路牵引供电方式均采用分散设备的全户外布置方式, 借鉴国外该哦铁所采用的变电设备, 其主要还是GIS气体高压开关柜和AIS开关柜室内布置两种方式。除去价格上的劣势之外, GIS相比AIS在占地面积、施工方式、运行时间、维护及可靠性方面都有着很大的优势, 与AIS相比, GIS的体积小, 维护所需的工作量小, 设备设计的技术水平高, 在今后随着生产技术的国产化, 成本的降低, 很值得在日后推广使用。
4 结语
高速铁路无论从设计上还是施工水平上, 都要求其可靠性要高、安全性要好。在这其中, 供电设备成为一个重要的环节, 供电设备可靠性的高低与高速铁路客运专线的正常运行有着直接的关系。目前高铁发展的趋势为小型化, 集成度高, 维护工作量小, 维护周期短, 布置简单精美, 安装施工方便等, 因此GIS设备在我国今后的电气化高速铁路的建设中将会得到更广阔的应用前景。
参考文献
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高压开关柜绝缘防范对策 篇2
高压开关柜因其在电力系统中的重要作用而使其变得更加不可或缺。高压开关柜负责保护和控制整个发电系统中的电能分配系统与转换系统。因此，整个电力系统的运转全在于高压开关柜能否正常且可靠的运行，所以其在输电网路中具有重要地位已经不言而喻。鉴于此，为确保高压开关柜的正常工作，并对其绝缘防范问题加紧研究和解决已成为今后电力工作人员的工作重点。
高压开关柜绝缘事故的原因
环境的负面影响。高压开关柜的绝缘情况会因为其所处环境不同而有较大差异。例如，绝缘体的外表面会由于其所处环境的湿度和干净度而有所影响。如果在干燥环境中有灰尘附着于绝缘体表面，将不会对绝缘电阻的工作情况有所影响。反之，如有绝缘电阻处于受潮环境中，没有灰尘等杂物附着于表面，也不会影响绝缘电阻的绝缘强度。但是一旦兼具上述两种因素，即绝缘体长时间处于潮湿且灰尘比较大的场所，极易引起绝缘电阻的阻值下降，同时增大泄露电流，进而引发相应安全事故和故障。
绝缘爬距和空气间隙不足。空气间隙与绝缘爬距低于相应标准要求也是造成高压开关柜重要绝缘事故中比较突出的一个因素，而且通常表现为相间电弧的事故形式。在分析实际相关故障档案后发现，如果高压开关柜的绝缘强度处于较低的水平，绝缘等级较差，以及相关设备和材料的质量达不到相关的要求，便有极大概率引发生绝缘事故。与此同时，高压开关柜的共性问题便是其相关电气设备的绝缘性不达标，而且相应电气设备绝缘泄露比距值偏低。因此，如果输电系统中的输电电压有波动或当电压值偏低时，便有较大概率发生绝缘闪络等故障事故。
设备制造质量和工艺缺陷。高压开关柜的装配工艺和制造质量将会极大的影响其整体性和耐压性。例如，即便在耐压试验中高压开关柜中的部分电气元件可以满足试验要求，但是往往在将各电气元件进行组装后，其整体耐压性上却达不到标准。因此，高压开关柜的工艺落后和生产质量不达标是发生该问题的最主要原因。比如较差的装配质量可以从紧固螺丝是否符合操作规则中看出，螺栓在拧紧之后螺杆伸出长度超过螺母的尺寸规定要求。如果在支撑瓷柱处其紧固地板没有经过绝缘处理，不仅集中了电场局部场强，而且影响彼此的绝缘距离。与此同时，相关防范措施没有在高压开关柜设备中设置到位，例如，设计缺陷存在与开关电气装置中联锁位置，从而难以区分分闸与合闸的位置，从而影响电力工作人员的操作，增加了绝缘事故的发生概率和事故的严重程度。
高压开关柜绝缘防范对策
严格执行规程。电力企业为做好防范技术措施，防止电气装置出现过电压故障，相关管理人员务必严格执行《电力设备过电压保护设计技术规程》以及《电业安全规程》的规定。此外，为避免操作人员出现误操作，严格在管理过程中坚持“两票三制”的原则，同时根据实际情况来调整预防性试验的时间，以保障各电气设备处于良好工作状态。
加大绝缘爬距。注意控制保持合理的绝缘爬距，例如，环氧绝缘材料的爬距最小应为200mm，外绝缘爬距的最小距离为190mm。如绝缘子的绝缘性较低，应使用复合材料或瓷瓶绝缘子来替代。如高压开关柜所处外界环境有较多灰尘，可以将其中绝缘子更换为防污型。此外，在防止作业人员因带电装置暴露在外而造成伤害的同时，也为避免导电铝排铜排因有害气体或盐雾污闪而出现腐蚀，应对外绝缘爬距进行定期检验，其中应注意所用高压开关柜和其中电气装置满足该作业环境下的防污等级。
选择合适的防护等级。常用的防护等级如下所述：IP2X能阻挡手指或直径大于12mm、长度不超过80mm的物体进入：IP3X能阻挡直径或厚度大于2.5mm的工具、金属丝等物体进入：IP4X能阻挡直径大于1.0mm的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入；IP5X能防止影响设备安全运行的大量尘埃进入，但不能完全防止一般灰尘进入。
加强维护监控管理工作。根据相关技术规范来设置高压开关柜中金属结构以及其中其它电气装置的金属部件的接地，牢固连接于专用接地导体处。任何与主回路分开的部件均可以采用隔离开关与接地开关以彼此切换的方式来实现接地。使用专用端子把各高压开关柜的接地导体进行连接并固定。使用与柜体机械强度相一致的金属来制作高压开关柜内用来分开各电气装置的隔板，并做好接地处理。在支架上必须牢固安装各种装置，例如，断路器、负荷开关和操作机构等，避免有外力作用致使其发生形变。继电器与仪表的设备不应在负荷开关、断路器以及接触器出现操作振动时而受到影响。与此同时，为方便维护、检修和定期开展预防性实验，应将互感器设计并安装在合适的位置。
净化环境，封堵孔洞，严防潮。应加装滤网和网栅等装置在抽风机或百叶窗结构中，以防止尘埃或小动物的进入，并起到通风和净化空气的作用。如环境中有较高湿度，应及时添加除湿装置。封堵利于潮气进入的柜体缝隙或孔洞，并用阻燃材料封堵电缆孔。此外，注意定期对设备进行维护，确保绝缘的状态符合正常工作的要求，以保障其各项参数符合运行的要求。
GIS高压开关 篇3
国外制造企业主要有ABB, AREVA, Siemens, 法国Egic, 美国SSL, 荷兰HAPAM, 日本高岳等。
1 用途与分类
隔离开关在分闸状态有明显可见断口, 在合闸状态能可靠地通过正常工作电流和短路故障电流。
隔离开关的主要用途为:检修与分段隔离;倒换母线;分、合空载线路;自动快速隔离。
隔离开关的主要分类: (1) 按安装地点不同, 分为户内与户外2类; (2) 按使用特性不同, 分为一般用、快分用和变压器中性点接地用3类; (3) 按接口二端有无接地装置及附装接地刀的数量不同, 分为不接地 (无接地刀) , 单接地 (有1把接地刀) 和双接地 (有2把接地刀) 3类。
2 结构形式
高压隔离开关的结构形式很多, 按国内外使用的结构形式, 可归纳为表1和表2所示的11种形式。目前国内生产的隔离开关大致有以下几种系列型式:以GW4型为代表的双柱水平旋转式 (40.5~252kV) ;GW5型为代表的双柱V型水平旋转式 (40.5~126kV) ;GW7、GW27为代表的三柱水平旋转式 (252~1100kV) ;以GW10、GW16、GW20为代表的单柱单臂垂直伸缩式 (126~550kV) ;以GW11、GW17、GW21为代表的双柱水平伸缩式;以GW6、GW46、型为代表的单柱双臂伸缩式 (剪刀式) (126~550kV) 。
3 国内外超高压隔离开关产品水平
总的来说, 国产超高压隔离开关产品结构形式多种, 主要技术参数都达到国际先进水平, 多方面性能高于IEC标准, 上网运行情况基本良好。但在产品外观、可靠性、防腐性及免维护等方面与跨国公司产品存在差距。
4 国内800kV隔离开关产品
2003年2月19日, 国家正式批准建设西北750kV输电工程, 从而催生出800kV超高压隔离开关。
西开与美国南州电力开关有限公司 (SSL) 进行技术合作, 研制出GW45-800kV双柱垂直开启式户外超高压隔离开关和GW12-800/5000三柱水平翻转式户外超高压隔离开关。
河南平高电气股份有限公司 (简称平高) 自主研制完成GW27-800型三柱闸刀翻转式隔离开关和JW8-800型接地开关, 在KEMA试验站和国内试验站通过型式试验, 于2006年5月通过国家鉴定。新东北电气 (沈阳) 高压隔离开关有限公司 (简称新沈高) 自主研制完成GW12A-800型双柱折叠立开式隔离开关及JW4-800型接地开关, 2006年9月通过国家鉴定。长高也自主研制GW7C-800型三柱闸刀翻转式隔离开关。这些制造企业已在两北大规模建设750kV线路中做出贡献, 2007~2008年, 我国已生产800kV级隔离开关共87组, 其中西开38组, 平高25组, 沈高14组, 长高10组。
4.1 西开双柱垂直开启式隔离开关
西开双柱垂直开启式产品结构特点如下:
(1) 产品为单断口垂直开启结构设计, 纵向尺寸小, 同其他结构型式产品相比, 具有最小的相间距离;采用翻转式闸刀设计, 破冰能力强, 操作力小, 闸刀合闸时仅对支柱瓷瓶产生向下的轴向压力, 具有很高的可靠性。
(2) 铜银接触采用镶焊工艺, 能保证最大的机械强度和导电性能, 并可能有效地防止电化腐蚀。
(3) 闸刀管采用高强度防腐铝管, 电流通路无中间过渡环节, 具有极高的流通能力。
(4) 轴承座为密封设计, 可保证长期使用免维护。
(5) 底架为整体式结构, 电站土建基础易满足产品安装要求, 施工工作量小, 同分段式底架相比, 能有效地防止地基沉降对产品分合闸操作时带来的不利影响。
(6) 导电回路具有良好均压结构, 可满足海拔3000m以下的绝缘要求 (同类型产品已在巴西伊泰普水电站安全运行30年以上) 。
4.2 平高GW27-800型超高压隔离开关
GW27-800隔离开关由3个单极装配 (单相) 组成, 每极配1台CJ11电动机操动机构, GJ11电动机操动机构安装在每相底座下面的基础上, 通过CJ11电动机操动机构可进行分相操作, 亦可进行电气三相联动。该产品按接地开关的配置可分为不接地、单接地、双接地3种结构形式, 用户可根据现场的实际情况, 在电网的不同位置选用不同的地刀配置形式。
GW27-800隔离开关的单极装配为三柱水平旋转式, 它主要由底座总装配、棒型支柱绝缘子、导电杆装配、静触头装配、CJ11电动机操动机构等组成。在含有接地闸刀的隔离开关中, 接地闸刀由CJ11电动机操动机构提供动力源, 可进行分相操作, 亦可进行电气三相联动。主闸刀与接地闸刀之间通过一个机械联锁装置可进行机械联锁, 防止误操作。
隔离开关主导电系统主要由臂板装配、球形万向节、上下夹板、导电管、主动触头和两侧瓷柱上的静触头装配组成;另外还包括辅助动、静、触头, 用于开合母线转换电流。它的运动是通过中间瓷柱的旋转带动导电管旋转进行分、合操作。但它的运动形式不是简单的导电管水平旋转, 而是一种复合运动。合闸时, 导电管先绕中间瓷柱水平旋转70°至动触头进入静触座内, 然后通过球形万向节, 带动导电管再绕自身轴线旋转60°完成合闸, 此时动、静触指可靠接触, 确保主导电回路长期通流的可靠性;分闸则正好相反。这种运动形式完全克服了以往单一运动形式产品操作力过大的缺陷, 操作力小, 操作平衡、可靠, 寿命长。
4.3 新沈高GW12A系列超高压隔离开关
高压开关柜绝缘事故分析及处理 篇4
关键词：高压开关柜；绝缘事故；处理
中图分类号：TM59文献标识码：A文章编号：1671-864X（2016）02-0200-02
一、事故案例
某供电公司110kV变电站5面10kV开关柜（型号PID105）运行中手车整体被烧黑，开关动触头绝缘套管被烧焦 ，上端静触头被严重烧损，其支撑绝缘套管被烧熔，柜间挡板被烧穿，相邻的几个开关柜母排表面和二次接线柜均覆盖黑灰。对现场检查发现，空气环境非常潮湿，有凝露现象。
该变电站10kV接线采用单母线分段接线方式。事故是由其10kVⅠ段PT柜发生闪络造成，弧光造成曾10kVⅠ段母线短路，随即发生绝缘材料（母线上的绝缘材料还是与之相连的）燃烧起火，火势直接烧穿开关柜之间绝缘挡板，殃及其他四面柜。此次事故造成10kVⅠ段5面开关柜及曾10kVⅠ段母线烧损，10kV高压室所有开关柜均覆盖黑灰，绝缘有不同程度降低。事故发生后，该供电公司立即组织人员对事故现场进行检查分析。
二、原因分析
（一）绝缘爬距及空气间隙不够l0kV开关柜绝缘事故中，在过电压作用下或运行电压下发生相间电弧事故居多，从大量的事故实例分析，绝缘强度薄弱，绝缘等级低，设备、材料质量差等是事故的根本原因。电气设备绝缘泄漏比距偏小，绝缘薄弱是开关柜的共同缺点。柜内支持绝缘子有部分爬距140-145mm，个别的仅为130～135mm，按泄漏比距计算则分别为1.33-1.38cm/kV及1.24-1.29cm/kV，远远低于变电站I级污秽所要求的比距2.0cm/kV（中性点非直接接地系统）及1.7m/kV（中性点直接接地系统）。开关柜内对地绝缘距离和相间距离也小于125mm的要求，有的仅70-95mm。这种绝缘状况，在系统稍有扰动而过电压不高的情况下即产生绝缘闪络，易引发事故。
（二）设备制造质量及工艺不良绝缘子内部绝缘强度降低，环氧绕注电流互感器绝缘老化，正常运行电压下，产生爬电，最终发展成对地闪络。以及绝缘元件上的污秽物受到潮湿，形成了电解质薄膜，此时在电场作用下，泄漏电流相应就增加，常在阴、雨、雾、雷等恶劣气象条件下常造成瓷瓶闪络接地短路等，使设备引发事故。也是破坏绝缘的主要原因。制造质量及装配质量对开关柜整体耐压水平有很大的影响。开关柜内的有些元件可以通過耐压试验，但开关柜整体却通不过，原因是装配质量差。如紧固螺丝不规则，拧紧后螺杆长出螺母过多；有的支持瓷柱的紧固底板成“丁”型，在支持瓷柱处作特殊处理，这样不仅缩短了绝缘距离，而且造成电场局部集中。开关柜内的“五防”措施不完善，开关机械联锁部分不灵，合、分闸位置不明显，经常造成误合、分闸。另外，支持瓷柱质量差，动稳定性能差，在短路电流冲击下发生断裂，造成事故扩大。
（三）环境条件的影响开关柜运行的环境条件是导致开关柜发生绝缘闪络的主要原因，大气污染不断加剧，逐渐污染了电力设备的绝缘子、套管及母线。分析多年来污闪事故，总结出发生污闪的原因主要有二：第一（客观存在的）是污秽和潮湿两个因素同时存在于绝缘子的表面，灰尘附在绝缘子表面，在干燥的时候，绝缘电阻仍然很高，所以在干燥气候下不发生污闪。清洁的水电阻也很高，如果绝缘子不脏污，它虽然受潮了，但绝缘强度仍很高，这里也不发生污闪。一般情况下，干旱气候持续的时间较长，绝缘子及母线积污多了。这时又突然下雾，而下雾的时间较长（一般2～3小时），污秽被雾水充分地潮湿，此时产生污闪的可能性较大。第二（人为原因）是绝缘子串的泄漏距离偏小，不能适应污秽和潮湿的环境。污闪是在绝缘电阻下降、泄漏电流增大到一定程度时才发生的。在同样的污染受潮和同样的电压下，如果绝缘子的泄漏距离较长，泄漏电流增长就比较快，泄漏距离越长，电弧的弧径就越长，闪络就难以发生。如果绝缘子的泄漏距离小，放电容易跨接两端电极，从而发展闪络。
三、事故处理
（一）事故发生后，检修人员将所有手车开关柜手车推出，用酒精擦拭干净，更换烧损开关柜及母线铜排，清扫母线铜排，并用酒精擦拭干净，将母线连接好并用高压绝缘自沾胶带包扎，将开关柜盖板全部拆下来清扫并装复，清扫并检查所有开关柜二次回路。
（二）将开关柜之间绝缘隔板全部拆下来更换为环氧或SMC材料隔板。
（三）按国家电网典型设计图要求重新改造该变电站10kVPT柜，使避雷器与母线之间有一断开点，只要将手车拉出，就能检查维护避雷器。确保不同相的导体之间和导体至接地间净距应保证在125mm以上，各开关柜空气绝缘净距离和爬电比距都符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》规定。
（四）保持10kV高压室空气干燥，在10kV高压室内安装空调，夏天可以降低室内温度，冬天可以抽出室内湿度，确保设备不受外部天气影响。
（五）制定周密的运行维护措施，定期检查开关柜的绝缘情况。同时在运行中还要加强清扫。要贯彻“逢停必扫”的原则。
四、防范建议
（一）严格执行规程严格贯彻执行《电力设备过电压保护设计技术规程》、《电业安全工作规程》及有关过电压保护的各项“反措”要求，强化电力设备过电压保护等技术管理，落实有关反事故技术规范和措施，严格执行“两票三制”的管理，杜绝误操作引起的事故。必须进行定期预防性试验，必要时缩短试验周期，使设备保持良好状态。
（二）确保安全净距。
（三）加大绝缘爬距外绝缘爬距不得小于195mm，环氧绝缘材料的不得小于205mm；对于绝缘较低的绝缘子，应更换符合要求的瓷瓶绝缘子或复合材料的绝缘子，污秽较严重的场所绝缘瓷瓶加装污秽合成伞瓷裙或更换防污型绝缘子。导电铜排或铝排加热缩绝缘套也是很好的方法，这样既能有效地防止带电裸露造成人身伤亡危险，又可防止盐雾污闪及有害气体对导电铜排或铝排的腐蚀。定期进行外绝缘爬距校验，选用适用于所处地区污秽等级的高压开关柜及其部件。Ⅱ级污秽场所爬电比距≥18mm/kV；Ⅲ级污秽场所爬电比距≥20mm/kV。
（四）选择合适的防护等级IP2X能阻挡手指或直径大于12mm、长度不超过80mm 的物体进入IP3X能阻挡直径或厚度大于2.5mm的工具、金属丝等物体进入IP4X 能阻挡直径大于1.0mm 的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入IP5X能防止影响设备安全运行的大量尘埃进入，但不能完全防止一般灰尘进入。
（五）严格执行安装技术规范，做好维护监控管理工作，防患事故于未然。高压开关柜的金属骨架及其安装于柜内的高压电器组件的金属支架应有符合技术条件的接地，且与专门的接地导体连接牢固。凡能与主回路隔离的每一部件均应能接地，包括利用隔离开关切换到接地开关合上的位置来实现接地。每一高压开关柜之间的专用接地导体均应相互连接，并通过专用端子连接牢固。高压开关柜中各高压电器组件的隔板，一般是金属制成，与外壳具有相同的机械强度并接地。高压开关柜内的断路器、负荷开关、接触器及其操动机构必须牢固地安装在支架上，支架不得因操作力的影响而变形；断路器、负荷开关、接触器操作时产生的振动不得影响柜上的仪表、继电器等设备的正常工作。互感器安装的位置应便于运行中进行检查、巡视，且在主回路不带电时，便于人员进行预防性试验、检修及更换等。
（六）净化环境，封堵孔洞，严防潮气和小动物进入。对通风窗和抽风机加装网栅或滤网，降低进入开关室的尘埃，净化通风；对较潮湿的高压室加装热能灯加热或去湿装置。空调系统按N-1运行。进出电缆孔用阻燃料封填，对可能进潮气的柜孔也實行封堵，以防止潮气和小动物钻入。加强设备运行维护，做到逢停必扫，强化运行维护，保证绝缘良好状态，确保设备安全稳定运行。
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GIS高压开关 篇5
1 GIS开关站安装调试期间的典型问题
1.1 SF6气体泄漏故障点定位
SF6气体作为GIS开关站的绝缘气体,在GIS安装完成,都要充入一定量的SF6气体,按照GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准交接试验规程》应对GIS开关站进行检漏。针对我国目前条件下,处理故障的方法已经相当成熟,关键点和难点都是对泄漏点的定位问题。GIS安装完成后会充入SF6气体,按规程规定需采用局部包扎法对GIS充气间隔进行包扎,然后后用检漏仪进行检漏。发现泄漏点当通过检漏检测到有SF6气体泄漏,或者今后通过日常巡检工作发现GIS开关站气隔SF6气体压力表气压明显降低以及在线监测压力表发现有气体泄漏情况下,传统方法是采用高浓度的肥皂泡沫法以及卤素检漏仪等方法。
肥皂泡沫法是对初判断有泄漏的气隔的关键部位用毛刷涂上一层高浓度的肥皂泡沫,当有气体泄漏时,就能明显发现气泡,从而找到漏气点。此法虽然简单、不需要仪器而且很容易实现,但只能对漏气量较大的地方能比较容易发现,该方法只能定性参考,无法定量评估泄漏量的大小,相对而言效率低下。卤素检漏仪是利用卤素效用制成的检漏工具,金属铂丝在一定温度下发生正离子发射,当检测到有卤素气体泄漏时,正离子发射会大大增加,因此可作为SF6气体定量检漏,而且体积小、耗电量低,可带电检测,但是用于寻找具体泄漏点时,工作量较大,性能不稳定[1,2]。
新型定位方法采用SF6气体泄漏红外成像仪,利用SF6分子对红外光谱有较强的吸收特性,检测仪器通过发出红外激光对被测物体进行扫描,并通过检测反射回来的红外光能量来判定是否存在SF6气体泄漏及其严重程度。当检测区域存在SF6气体泄漏时,反射到检测设备的红外光线能量会急剧地减弱,很容易检测到泄漏位置,检漏效率高。在条件许可的情况下,建议GIS开关站可购买SF6气体泄漏红外成像仪,用于SF6气体泄漏故障点定位,可大大缩短故障缺陷处理时间,并且在日常巡检过程使用,可以尽早发现问题,为开关站的安全稳定提供强有力的保障。
1.2 GIS断路器连接问题导致分合闸时间难以测量问题
根据GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准交接试验规程》,必须对断路器进行分合闸时间进行测量。针对目前很多水电站主变压器高压侧出线和GIS进线断路器之间都没有隔离开关,以及变电站GIS检修期间需要短路器两端均投上地刀以保证检修安全,然而目前测量短路器分合闸时间时,因测量仪器的接线方式而需要断路器必须一端接地,一端悬空,如图1所示。这就导致了GIS短路器分合闸时间难以测量。
对于变电站GIS检修期间为保证安全,在断路器两端接地情况下使用目前常见的测试仪器无法进行的情况下,可以采用新型测量原理对其测量[3]。断路器两端接地时可利用电磁感应的原理,断路器两端接地后构成闭合回路,在回路中窜入两个钳形感应线圈,一个是线圈输入高频的交流电源,借助闭合回路使的另外一个电流采样线圈采集到感应电动势。当断路器处于闭合时,电流采样线圈采集到感应电流,而断路器分闸时就无法采集到感应电流,可利用这个原理判断断路器的开断状态,从而测出分合闸时间。电流采样线圈采集到的感应电动势进入信号采集箱之后经过整形、滤波后借助CPU进行数字滤波、FFT分析处理、开断阀值比较。同时对采集到的感应电流进线波形录波,当电流波形开始建立的时刻,就是触头导通的时刻,而当电流波形开始消失的时刻,就是触头分断的时刻。从而可以在断路器两端均接地的条件下进行分合闸时间测试。
对于主变压器高压侧出线和GIS进线断路器之间没有隔离开关问题而难以测量分合闸时间,为了进行分合闸时间测量试验,四川攀枝花桐子林水电站通过综合分析处理,采用解开主变高压侧套管出线和GIS进线套管之间的连线,并将GIS断路器的接地开关合上,再解开接地开关与GIS外壳连接的接地片,这样就为GIS进线断路器提供了一个人为的一端悬空,一段接地的条件,为试验仪器的接线提供了可能,根据桐子林水电站现场试验情况,发现此法却时可行。但由于今后定期工作也需要测量断路器分合闸时间,这就导致每次分合闸时间测量时就需要解开主变高压套管上的连接线,长此以往,对主变高压套管一定会造成不良影响。对此可采用以下办法解决:首先是在今后发电厂或者变电站设计时,可在主变高压套管和GIS进线断路器之间加装一个隔离开关,为今后运行维护提供方便,针对目前已经安装完成的可以后期考虑整改,对其加装隔离开关。其次,可以采用上述新型测量方法,今后测量时只需将主变高压套管出线直接使用接地线短接后接地,再将GIS进线断路器的接地开关合上,从而形成断路器两端接地的条件,这样可以不用拆除主变压器高压套管接地线。
1.3 CT30型电动弹簧操作机构拒合问题
CT30型电动弹簧操作机构在220kV及以下供电系统中广泛采用,在实际工作现场,遇到的最常见的断路器故障一般就是断路器拒合问题[4],在此借助CT30型号断路工作原理以及国内某些大型水电站所遇到的断路器拒合现象,对CT30型电动弹簧操作机构的拒合故障现象提出故障发生原因,以及解决办法,为今后类似问题提供参考。
短路器拒合由多种原因造成,对于断路器检修人员而言,一般控制回路等电气原因造成的故障比较容易解决,而真正困扰检修人员的是操作机构内部机械配合原因造成的。本文只针对由于操作机构内部机械配合导致拒合的故障(见图2)。
CT30型电动弹簧操作机构主要是由机构架、分(合)闸弹簧、储能电机、缓冲器、分(合)闸电磁铁以及凸轮、棘轮、大(小)拐臂、分(合)闸保持掣子、活塞杆、轴、销子等零部件组成。正常情况下,只要合闸弹簧没有储能,储能电机就会给合闸弹簧储能,而分闸弹簧的储能依靠合闸弹簧的能量。当合闸电磁铁接受合闸信号后带电,合闸电磁铁的动铁芯吸合,带动分闸导杆冲击掣子动作,冲击合闸挚子;合闸掣子顺时针方向旋转,同时释放储能保持掣子;储能保持掣子逆时针旋转释放卡销,棘轮在合闸弹簧力的作用下逆时针方向旋转并带动棘轮轴旋转,使凸轮推动小拐臂顺时针方向旋转,带动拉杆使断路器本体快速合闸;小拐臂顺时针旋转同时带动拐臂轴上的大拐臂顺时针方向旋转,压缩分闸弹簧储能,以备分闸操作。在合闸的整个过程中,根据合闸过程来看,机构合闸保持时是一个动态响应过程,即拐臂过冲和回落时间必须大于合闸保持掣子恢复时间和分闸掣子恢复时间之和,如若反之,就会出现拒合现象。而影响这个时间的关键点在于以下几个地方:第一,分闸掣子因设计尺寸不合格或者安装时机构配合不好导致掣子尺寸变形,无法保持合闸状态,而自动分闸;第二,分闸掣子复位弹簧5劲度系数不足,导致恢复时间过长;第三,分闸保持掣子复位弹簧劲度系数不足,导致拐臂过冲和回落时间小于合闸保持掣子恢复时间和分闸掣子恢复时间之和,产生拒合问题。
1-合闸保持掣子;2-复位弹簧;3-分闸掣子;4-滚子;5-复位弹簧;6-凸轮;7-拐臂;8-轴;9-支持件
解决办法:针对第一种原因,解开分闸掣子中心穿销,更换合格的分闸掣子,在四川攀枝花桐子林水电站采用此方法,更换后的断路器操作机构解决了拒合问题;第二和第三种情形,重新更换复位弹簧,或者在复位弹簧上方加装一定厚度的垫片,具体垫片厚度根据弹簧实际情况而定,在不确定的情况下可以通过逐步加厚的原则,更换后再试验验证,某GIS开关站[2]采用在小挚子弹簧端部与定位孔空间加装1mm厚垫片,增加分闸掣子复位弹簧预压力,拒合现象消除。
2 关于GIS典型问题的思考
GIS出现的问题一般可以从设计和安装方面避免,例如分合闸时间难以测量,可在设计时在主变和GIS进线开关之间加装接地开关,更好的实现建管结合,方便今后维护检修;部分设备因设计时不满足要求,导致调试时出现重大缺陷,例如漏气、拒合等;还有很多问题源于安装期间安装工艺不符合要求,导致交流耐压不合格甚至出现击穿现象等,这些原因都是可以避免的。在今后设备铸造、出厂验收、安装工艺把握、交接试验时都应按照要求进行,以免后期出现更大的损失。
参考文献
[1]孙茁,薛源,郭宏伟.126kV GIS设备典型故障分析与处理[J].高压电器,2010,(11):95-98,102.
[2]张学东,杨波.GIS设备典型故障分析[J].中国科技信息,2009,(1):129-130.
[3]郝建成,李斌,韦德福.断路器两端接地时分、合闸时间的测试方法[J].高压电器,2015,(5):95-98,103.
浅谈高压交流开关 篇6
1 高压开关的绝缘电阻
测量绝缘电阻是所有型式断路器试验中的基本项目, 不同型式的断路器则有不同的要求, 分别使用不同电压等级的兆欧表。测量绝缘电阻是用来检查绝缘介质是否受潮或损坏, 但对设备局部有裂缝就不一定能发现, 这是测量绝缘电阻比较简单手段的手段之一。绝缘介质绝缘电阻的性能和湿度、温度有关, 吸湿性越大的绝缘介质受温度的影响就越大。绝缘电阻一般情况下随着温度升高而减小, 当空气湿度大于80% 时就不能再做试验。由于温度对绝缘电阻性能影响较大, 而且每次实际测量又很难在相同的温度下进行。因此, 为了能把每次实际测量结果进行比对, 我们应将测量结果换算, 换算到相同温度下的数值。空气湿度对测量的结果也有很大的影响, 当空气相对湿度升高时, 高压开关绝缘介质由于毛细管的虹吸作用, 致使电导率增加, 绝缘电阻性能降低, 特别是对表面泄漏电流会有更大的影响。另外, 高压开关绝缘表面的是否干净对测量结果也会有影响。对于真空断路器、压缩空气断路器和六氟化硫断路器, 工作中主要测量支持瓷套、拉杆等一次回路对地绝缘电阻, 一般使用2500 伏的兆欧表, 测量值应大于5000 兆欧。测量辅助回路和控制回路的绝缘电阻, 先要做好与相邻线路断开, 被测线路停电, 然后使用500 伏或1000 伏兆欧表进行测试, 测量值应大于2 兆欧。用兆欧表测量绝缘电阻时应注意以下问题:首先要切断被测设备的电源, 对具有像电缆等具有电容性质的设备必须先进行放电, 等绝缘试验结束再放一次电。兆欧表使用前, 要对其性能进行检查, 把兆欧表放平, 把指针调指于无穷大处, 且用绝缘良好的多股软线作为兆欧表的引线。测量绝缘时以转动60秒后计数为准, 且应保持转速为每分钟120 转。测量电容量大的设备时, 应防止兆欧表的损坏。被测量设备表面应打扫干净, 以防治漏电, 从而影响测量的准确度。兆欧表引线与带电体间应保持一定的安全距离, 以防止触电的发生。
2 导电回路电阻
导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件, 在行业标准和操作规程中都要求对断路器的导电回路电阻进行测量, 测量时断路器应在处于合闸状态。断路器导电回路主要由断路器的动静两个触头之间的接触电阻来决定的。两个导体接触时, 因接触面不可能绝对的平坦、光滑, 只能在表面上的一些点进行接触, 致使导体中的电流线剧烈收缩, 真实的接触面积缩小很多, 使电阻有所增加, 这样引起的接触电阻被称为收缩电阻。实际操作中可以通过调同期和行程来减少动静两个触头之间的空隙降低接触电阻 (导电回路电阻) 。因为氧化、硫化的一些原因, 会使各类导体接触面存在一层薄膜, 从而使接触过渡区域的电阻变大, 这样所引起接触电阻被称为表面电阻 (或者称为膜电阻) 。在通电时, 接触电阻的存在, 会增加了导体的损耗, 使接触处的温度升高很多, 其会直接影响正常运行时的截流能力, 在一定程度上影响短路电流的切断能力。在实际的操作中可以在断开电源的情况下进行数次合、分闸的操作来减小氧化膜, 以降低接触电阻。
3 交流耐压
交流耐压的试验电压一般由试验变压器或串联谐振回路产生。断路器的交流耐压试验是鉴定断路器绝缘强度最有效和直接的试验项目。交流耐压试验可以在分、合闸状态下分别进行, 合闸状态下主要测量的是相对地以及相间地绝缘状况;分闸状态下主要测量的是断口间的绝缘状况。为使试验电压不受泄漏电流变化的影响, 变压器输送的试品短路电流应大于0.1 安。当试品放电时, 使试验电压产生较大波动, 可能会造成试品和试验变压器损坏, 应在试验回路中串联一些阻尼元件。串联谐振回路主要由容性试品或容性负载和与之串联的电感以及电压电源组成, 也可由电容器与感性试品串联而成。改变回路参数或电源频率使回路谐振, 产生远大于中压电源电压的幅值加在试品上。在试品放电时, 由于电源输出的电流较小, 从而限制了对试品绝缘的损坏。进行耐压试验时, 应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验, 在单独试验有困难时, 也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采取各种设备中的最低试验电压。一次绕组预防性试验可采用厂家试验电压的80% 进行。耐压试验过程中, 试品未发生闪络、击穿、耐压后不发热, 认为耐压试验通过。
4 动作特性
断路器的开断和关合性能主要是断路器的分、合闸时间, 分、合闸速度, 分、合闸不同期程度, 还有分、合闸线圈的动作电压。当断路器只有保证适当的分、合闸速度, 才能充分发挥其开断电流的能力, 以及减小合闸过程中预击穿造成的触头电磨损及避免发生触头烧损、喷油, 甚至发生爆炸。当刚和速度的降低, 如果合闸于短路故障时, 由于阻碍触头关合点动力的作用, 将引起触头振动或使其处于停滞状态, 同样容易引起爆炸, 特别是在自动重合闸不成功情况下更是如此。当刚合速度过高时, 将使运动机构受到过度的机械应力, 造成个别部件损坏或使用寿命缩短。同时, 由于强烈的机械冲击和振动, 还将使触头弹跳时间加长。真空断路器和六氟化硫断路器的情况相似。如果断路器分、合闸严重不同期, 将造成线路或变压器的非全相接入或切断, 从而可能出现危害绝缘的过电压。我们以真空断路器为例, 真空断路器应合闸弹跳时间不大于2 毫秒。合闸弹跳时间过长, 会加剧触头的烧损, 甚至导致动静触头间的熔焊。
摘要：随着我国经济建设的发展, 电力工业日益增长并迅速壮大起来, 电力开关样式不断更新。本文针对实际工作中遇到的问题, 从绝缘电阻、导电回路电阻、交流耐压试验、动作特性试验四个方面进行阐述。
关键词：绝缘电阻,导电回路电阻,交流耐压,动作特性
参考文献
[1]山东电力集团公司.电力设备交接和预防性试验规程[S].2007 (04) .
[2]李景禄等编著.高压电气设备试验与状态诊断[M].2008 (07) .
GIS高压开关 篇7
GIS是将变电站内除变压器以外的一次元件, 如罐式断路器、隔离/接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等集成为一体, 内部充绝缘气体作为绝缘及灭弧介质的新型封闭式开关设备。虽然GIS设备具有较高的安全可靠性, 但在实际工程中仍不可避免地会出现各种类型的故障。而且由于GIS设备内部气体压力较高, 一旦发生事故, 对设备本身及周边其他电力设备都将会造成不可估量的损失, 进而严重影响电力系统的安全性和可靠性。
2 GIS设备主要故障类型
GIS的主要故障类型可分为两类:与传统设备性质相同的故障, 如GIS设备的机械部分、断路器操作机构等;GIS设备的特有故障。特有故障主要包括以下几种。
(1) 气体故障。包括气体泄漏故障和气体微水超标。GIS设备需要经常补充绝缘气体, 气体泄漏严重时将会导致设备停运。同时, 气体泄漏往往伴随着气体微显得多余的水的现象, 分支的大气水的泄漏逐渐渗透到设备, 气体含水量较高的重要原因是导致绝缘子击穿或其他绝缘部分。
(2) 内部放电。盆沿表面局部放电, 直到崩溃或绝缘子表面闪络, 动态和静态接触机械磨损、电弧引起的残留金属碎片在设备内部, 如气体室内高压磨表面的导体和绝缘外壳、电缆之间的电晕放电距离太小或内部松散的联系。
(3) 内部组件失败。GIS内部组件包括断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、套管、总线等。
3 GIS设备状态监测应用状况
3.1 开关动作特性监测
(1) 电流波形监测。在CT二次回路、断路器二次分合闸回路和电机储能回路上附加配置穿芯式电流互感器, 经过数学换算得到精确程度较高的断路器分合闸线圈工作电流及储能电机工作电流数据。
(2) 速度特性监测。采用在CT两个额外配置的核心式电流互感器、断路器关闭时间点数据。
3.2 绝缘件绝缘监测
(1) 红外测温。该方法使用红外温度传感器, 利用物体向外辐射红外能量来监测物体温度。由于GIS外面的金属外壳屏蔽了内部导体的温度辐射, 所以红外测温对GIS设备内部器件适用度不高, 但对与GIS连接的电缆触头处的温度监测应用广泛。
(2) 局部放电定位。该方法是利用GIS设备内部各元件局部放电时所具有的声、波、电等信号特征确定局部放电发生位置的技术, 定位准确度较高, 能够有针对性地对设备采取补救措施, 提高工作效率。目前应用中常用的GIS现场带电检测技术主要有超声波法和超高频法。
3.3 气体检测技术
(1) 压力检测。气体压力可以表征断路器的气密性从而间接反映绝缘强度。检测方法主要是使用密度继电器或现场巡视压力表。
(2) 微水含量检测。微水含量较高时会影响设备的绝缘强度, 在发生局部放电、电晕放电等情况下易导致气体分解, 产生有毒有害物质, 腐蚀设备, 影响正常工作, 严重时甚至会造成绝缘击穿。常用检测方法是:使用便携式微水测量仪器。
(3) 分解物检测。气体分子结构稳定, 在设备正常运行时, 能够保持其良好的物理化学性质。然而当温度过高达到200℃以上或者存在电弧放电情况时, 气体分解, 会产生有毒腐蚀性物质。常用检测方法是:气相色谱法、红外谱图法、检测管法、动态离子法等。
4 GIS状态监测技术应用的建议
电力设备状态监测在延长维护检修周期、延长设备使用寿命、减少和预防突发性、破坏性事故、减少停电时间等方面起着极为重要的作用。随着GIS设备状态监测技术的不断发展, GIS状态评估的规范性及准确性也不断提高。结合对现有技术的研究, 提出以下具体建议。
(1) 使用便携式手段对GIS进行定期巡视检查。制定设备维护方案时, 应当在运行维护人员日常巡检的工作内容添加对GIS局部放电的检测, 定期检查设备的绝缘状态。可以使用超声波探测器的盆式绝缘子GIS设备、法兰和其他关键部件进行测试;加强密封的密度继电器检查, 通过观察压力表读数仪器, 判断是否有漏气现象。如果发现不寻常的超声波信号, 利用GIS综合措施准确判断和处理异常部分;如果发现压力表读数偏低, 气体泄漏, 操作维修人员需要及时报告安排停电检修, 如果发现微水水平, 应该检查是否漏气发生在同一时间, 并分析微水位的原因。
(2) 使用综合手段对GIS进行故障诊断。为准确识别GIS设备缺陷的位置, 首先使用超声局部放电检测仪在检测到的异常区域内逐点仔细检测, 找到异常信号最为强烈的点进行初步分析。由于在GIS内部, 异常的超声信号不仅仅是由于局部放电, 设备零件的冲电脉参考性的机械振动同样异常, 信号出现了, 使得单纯依靠高密度局部放电检测仪不能准确判定故障类型, 他通过超高频法对该区域进行检测并确定到底是局部放电是内部崩溃了;最后将探测到的异常信号最为强烈的点和设备内部结构图比对分析, 确定故障位置。为了提高变电站运行可靠性, 针对一些少数重要的设备可考虑在GIS上直接配置局部放电在线监测系统, 持续在线监测GIS局部放电状况。
5 结语
通过对GIS运行状态监测技术的研究, 可以制定合理的设备状态检修和控制策略。长期运行经验积累了大量的现场数据, 通过这些数据制定统一判断标准, 通过对GIS主要监测量的分析判断GIS所处的状态, 及时发现缺陷, 采取有针对性的补救措施, 防止缺陷严重化。对于超过寿命周期但运行状态良好的设备, 也应制定计划进行周期性的检修, 及时更换必要的电器元件, 以消除内在隐患, 提高电网运行的可靠性。应当说明的是, 随着新型传感技术、计算机技术、设备制造工艺水平的进步, 带电设备在线监测技术在故障识别、预防等方面正发挥着越来越重要的作用。
参考文献
[1]邱毓昌.GIS装置及其绝缘技术[M].水利水电出版社, 1994
高压隔离开关的选择 篇8
选择高压隔离开关的技术参数主要有额定电压、额定电流、动稳定和热稳定电流、极限通过电流等。
选择隔离开关的要求主要为:
(1) 绝缘可靠, 触头间有足够的绝缘距离, 打开时有明显的断开点;
(2) 具有足够的热稳定性和机械稳定性;
(3) 结构简单, 动作可靠;
GIS高压开关 篇9
伴随着KYN44-12开关柜应用范围的不断扩大，完善开关柜的使用性能，提高产品应用效果成为了相关部门所面临的一项重大课题。对于KYN44-12高压开关柜的改进，我们主要从产品试验过程中的常见问题着手，通过对产品试验结果的完善，进一步提高产品性能，实现对KYN44-12高压开关柜的有效改进。
KYN44-12开关柜是当前使用十分普遍的一种柜型，为了进一步提高产品的经济效益和社会效益，对高压开关柜进行不断改进与完善是非常重要的。试验工作作为衡量产品是否合格的重要工作，只有确保产品满足试验要求，才能够将其投入市场。所以，提高对产品试验工作的重视程度，分析试验过程中问题产生的原因，并制定相应的预防处置措施是非常重要的，应该引起相关部门的高度重视。
一、KYN44-12高压开关柜的试验项目
就目前KYN44-12高压开关柜试验来看，为了确保产品试验的全面性和系统性，试验内容应该涉及到以下几个方面：（1）绝缘试验；（2）温升试验和回路电阻的测量；（3）关合和开断能力的验证；（4）防护等级验证；（5）短时耐受电流和峰值耐受电流试验。只有确保产品上述试验结果均满足要求，才可以将其视为合格产品。
二、试验过程中的常见问题及预防处置措施
1、绝缘试验
绝缘试验的内容主要包括两个方面，即雷电冲击电压试验和工频电压试验。在具体试验过程中，容易产生的故障现象主要集中在绝缘击穿或者发生破坏性放电方面，这一故障现象大多发生在电流互感器、带电显示器和绝缘子等部位。之所以会出现此类故障，其原因主要包括二次端子未短路并接地或元件表面污秽导致沿面放电及闪络。如果想要将绝缘试验中的这些问题有效解决，确保KYN44-12高压开关柜的绝缘性能满足要求，一方面要确保二次端子短路并接地，另一方面则要确保元件表面清洁度满足要求。
2、温升试验和回路电阻的测量
GB3906-2006标准中对KYN44-12高压开关柜的试验进行了明确规定，必须进行必要的温升试验和回路电阻的测量。在试验过程中，开关柜需要放置于高度为130mm的槽钢上，连接母线首端和尾端长为2米，周围风速不超过0.5m/s，对开关柜通以额定电流。同时，为了确保热量无法从开关柜中散出，应该根据实际情况在开关柜左右两侧放置泡沫进行封挡。对于与周围温度的测量，应该在试验1/4的时间内进行，温度变化1h内没有超过1k方为合格。在此项试验中，容易产生的故障现象为部件温度超限，导致故障产生的原因通常是因为涡流发热，对于此类故障的预防处置措施，试验人员必须根据试验的实际情况，采取最佳的措施来避免涡流的产生，两母线之间应该用非导磁材料或绝缘材料连接或加固。
3、关合和开断能力的验证
对于KYN44-12高压开关柜关合和开断能力的验证，在试验开展之前，需要首先对断路器的机械特性做到充分了解与掌握，并在此基础上对该设备进行空载操作，操作过程中对断路器的开距、超行程、分合闸时间、三极合分闸同期性进行准确记录。在此环节的试验中，容易产生的故障现象主要包括断路器脱离柜体和断路器机械部件损坏，其中，导致断路器脱离柜体的原因主要是断路器未锁紧，而导致断路器机械部件损坏的原因则是材质强度无法达到需求。针对这些问题的解决，一方面需要确保断路器闭合状态时必须锁紧，另一方面则是要根据产品的质量需求对断路器材质进行合理选择，确保其强度满足要求。
4、防护等级验证
KYN44-12高压开关柜的防护等级验证内容如下所示，要分别对外壳、前门打开状态下开关柜内部和隔室进行检查，以此来确保各部分的防护等级满足需求：
（1）外壳IP防护等级：IP4X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡直径大于1.0mm的金属丝或厚度大于1.0mm的窄条等物体进入；
（2）前门打开时，开关柜内部IP防护等级：IP2X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡手指或直径大于12mm，长度不超过80mm的物体进入；
（3）隔室IP防护等级：IP2X能防止物体接近带电部分和触及运动部分：能阻挡手指或直径大于12mm，长度不超过80mm的物体进入。
5、短时耐受电流和峰值耐受电流试验
这一部分试验又称动热稳定试验，试验内容主要包括两个方面，即主回路动热稳定试验和接地连接回路的动热稳定试验。无论是哪一项试验内容，在试验开始之前，试验人员都要首先对主回路的电阻进行准确测量，然后再开展空载操作。此外，还要对主回路和接地连接回路分别进行三相试验和单相试验，例如：以KYN44-12（Z）/T1250-31.5柜型为例，对柜内主回路试验则采用三相降压试验法，峰值耐受电流要达到80KA，短时耐受电流要达到31.5KA，短路时间为4s。而对于柜内接地连接及接地开关试验则可采用单相降压试验法，峰值耐受电流要达到69.6KA，短时耐受电流要达到27.405KA，短路时间为2s。
在此项试验工作中，容易产生的故障现象有很多，主要包括断路器脱离柜体、断路器梅花触头损伤、母排变形严重、回路不连续以及断路器进出底盘车操作不灵活等。导致这些问题产生的原因主要包括机械卡滞、断路器未锁紧、螺栓未拧紧以及动静触头清洁不彻底等，这些问题的存在都会导致开关柜的试验结果达不到要求，影响了产品的合格率。针对上述问题，如果想要从根本上提高产品质量，试验人员需要从动静触头清理、拧紧螺栓、调整底盘车等几个方面入手，确保试验结果满足产品合格的检验标准。只有这样，才能够进一步做到对KYN44-12高压开关柜的产品改进。
结语
综上所述，随着KYN44-12高压开关柜应用范围的不断扩大，对该产品的改进工作也引起了相关部门的高度重视。从本文的分析我们可以看出，对于KYN44-12高压开关柜的改进，主要应该从产品的试验工作入手，在充分掌握试验项目、要求和方法的基础上，针对试验过程中的常见问题，采取针对性的解决和完善措施，以此来确保产品试验结果满足要求，提高产品的整体质量。
GIS高压开关 篇10
GIS变电站安装是一个系统工程，需要健全的质量保证体系。应建立、健全工程质量保证监督制度，成立现场安装组织机构，确定现场安装领队，编制现场安装方案，制定现场安装节点计划，每日开展施工前技术交底和施工结束工作小结等活动。
2 现场安装体系
实施GIS现场安装WSS体系，是一种有效的质量管理手段。按照现场安装WSS体系文件要求，必须以技术文件为基本依据，按照WSS文件要求，实施全过程的质量控制。应编制现场安装WSS体系图、安装装配作业指导书和安装装配检查卡。安装前对现场施工人员进行WSS体系文件的培训。
在安装过程中严格实施“四无”管理（无异物产生、无异物混入、无异物残留、无螺栓忘记紧固）。“四无”管理是GIS质量保证的基本功，应编制现场安装“四无”管理活动方案，识别和查找容易产生异物的环节，制定措施防止异物混入和残留在GIS内部，编制螺栓力矩紧固作业指导文件，对安装人员进行基本作业训练，采用正确的螺栓紧固方法，可预防螺栓紧固时产生的异物被掉入筒体内或密封圈上。
3 地基测量
GIS现场安装时基准线的测量非常重要，基准线测量不准确最终会造成产品后期对接困难。安装前首先应依据地基图纸，检查地基预埋铁尺寸、水平高度和平整度，检查接地端子的位置及数量，检查电缆沟的位置、走向及尺寸要求，检查出线窗口的尺寸位置。安装前首先应确定GIS间隔就位的精确位置，应划出间隔中心线、母线中心线等。安装时每个GIS间隔设备中心应对准相应轴线。
4 安装环境控制
户外安装时应设置移动净化间，净化间应能防风、防雨、防雪，应具备良好的气密性，净化间内灰尘管理标准为粉尘测量计20/分以下，湿度应控制在80%以下。应有安装排风扇的通风口。安装人员在进入净化间前，先把脸和手洗净，在过渡房内正确穿戴好防尘服、帽和鞋，房外穿的鞋不允许套鞋套进入净化间，所有带入净化间的物品、工具必须在房外预先做清洁处理。对所有带入和带出净化间的物品、工具都要进行登记及签名。对接应在尽量短的时间内完成，以避免绝缘件受潮或异物的侵入。母线筒及各封闭气室，在打开后及在安装后立即罩上防尘罩，防止灰尘、蝇虫、漂浮物等进入筒体，绝对禁止金属屑、镀层屑和剥落物进入筒体。
5 典型对接面控制
5.1 密封面对接
密封圈装配前认真检查合格证、生产日期及表面质量，不得有气泡、杂质、凸凹不平、开裂等现象。装配前用不掉纤维的白绸布或无毛纸擦净。在密封圈清擦后将硅脂均匀地涂抹在密封圈上（厚度约0.1mm），然后将密封圈轻轻地按入处理过的密封槽内，将密封槽以外的硅脂清擦干净。装入密封圈后，其它部位不得有硅脂残留，防止降低绝缘水平。装配O型密封圈时注意不得出现扭转和挤出槽外现象，V型密封圈注意开口朝外。密封圈装配完毕后，进行对接面对接时，要使用定位销进行对接，并在两个对接面接近时确认密封圈的位置，看是否有密封圈掉落现象发生，避免因未使用定位销造成不对中而切圈现象。
5.2 导电杆对接
对导电杆和电联接触指表面按工艺要求正确涂抹润滑脂，防止摩擦产生异物。电联接装配过程中，镀银面用抛光砂纸将表面氧化层处理掉，特别是铝镀银面更要处理好，使接触电阻满足要求。导电杆连接应使用对中工装，在对接时应小心操作，确保导电杆对中良好。对接过程中，注意保护密封面、屏蔽罩表面和绝缘件表面。
5.3 紧固连接
紧固件、连接件凡有拧紧力矩要求的，必须使用力矩扳手，紧固过程中，凡有三个以上紧固件的连接处，必须对称、均匀、逐步拧紧，并用记号笔做好紧固标识。
5.4 对接偏差控制
对接时调整母线支撑腿的正反扣螺杆，能够补偿母线与其它元件对接时的上下偏差，调整波纹管的正反扣螺杆，能够补偿母线、断路器与其它元件对接时的水平偏差。装配时调整进出线套管单元的上接线板，使得接线板的方向有利于和架空母线连接。
6 回路电阻测量
在产品运输前各运输单元的主回路电阻已经测量合格，在现场安装时只需要测量其与出厂前是否一致，如相差较大，则应予以拆开重新处理。对接后应进行每个元件的回路电阻测量，以检查导电杆与电联接是否接触良好，整个GIS对接完成后，测量GIS整体的主回路电阻，应小于各原件主回路电阻之和，若电阻值相差较大应将对接部分拆开重新处理。
7 气体处理和检漏
水分处理主要是用抽真空、充高纯氮气清洗和更换分子筛的方法。
对气室抽真空，真空度应达133.3Pa以下至少维持2h以上，再通过过滤器充新SF6气体。抽真空时间越长，真空度越高，则对降低气体水分含量越有利。抽真空时，产品本体必须带上密度继电器一起进行，用麦式真空计来检查本体的真空度。
在抽真空后充SF6气体前先充0.5MPa的高纯氮进行干燥，停留12h以上放掉氮气，放掉氮气前应检查氮气的水分含量，其值应远小于150×10-6（体积分数），然后再抽一次真空，充SF6其他至额定压力，测量水分含量，若水分超标，可重复抽真空和充氮气过程，直至水分合格为止。
更换分子筛筐中的分子筛时，应把分子筛置于烘箱内200℃至300℃以上持续恒温干燥至少2h，取出迅速装入GIS气室内，密封好，并立即抽真空。抽真空后充气时要使用专用充气装置进行充气，充注SF6气体时必须加装过滤器，防止气体中的微量水分进入GIS内部。
充气后，对GIS产品本体进行密封性能检查，即检漏。检漏的目的在于发现现场安装中的漏点，部位包括产品各密封面、密度继电器、操动机构直动及转动密封处。检漏必须在充气完成后24h进行，采用局部包扎法进行测量。根据GB11023-1989中的4.2.1条的公式进行年漏气率的计算，结果应小于0.5%。检漏仪的灵敏度高低将直接影响测量结果，检漏时建议采用LF-1型检漏仪，并定期对其浓度曲线进行校核。
结语
GIS的现场安装质量控制，严格控制现场安装环境，对典型对接面实施重点控制，以产品技术要求和安装装配工艺文件为基本依据，实施全过程的质量控制，确保GIS设备安全可靠运行。
摘要：气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 的现场安装工艺要求比较高, 现场安装质量对GIS安全运行至关重要, 应成立现场安装组织机构, 实施现场安装WSS体系和“四无”管理, 从安装前的地基测量、安装环境、典型对接面以及气体处理等多方面实施重点控制, 采取有效措施, 确保GIS现场安装质量。
关键词：GIS,现场安装,质量控制
参考文献