高压开关设备

高压开关设备（精选12篇）

高压开关设备 篇1

超高压开关设备主要指363k V~800k V断路器、隔离开关、气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 和复合式组合电器 (H-GIS) 。在超高压领域, 我国已具备自主研发能力, 已开发出具有自主知识产权的产品。550k V级产品达到额定电流4000A, 额定短路开断电流63k A的世界先进水平;800k V级产品达到额定电流5000A, 额定短路开断电流50k A的世界先进水平。

我国超高压开关设备的研制主要集中在三大骨干企业:平高、西开和沈高。

以下超高压开关设备技术的介绍, 从这三大骨干企业展开。

1 三大骨干企业研发超高压开关设备的经历

(1) 平高于1979年在我国率先引进法国MG公司SF6断路器制造技术, 经过数年的消化、吸收、改进和完善于1986年实现了国产化, 生产LW6系列 (72.5~550k V) SF6断路器, 成为当时SF6断路器的主导制造厂。1997年自行研制出单断口LW10B-252/Y3150-50型瓷柱式断路器 (P-GCB) ;1998年自行研制出LW10B-550/Y3150-50双断口P-GCB;2000~2002年开发出LW35-126/T3150-40型、LW35-72.5/T3150-31.5 (0.4MPa) 型、LW35.252/T3150-40型自能式P-GCB。同一时期, 自行研发出ZF11-252 (L) /Y3150-50及ZF12-126 (L) /T3150-40全共箱式GIS, 2003年成功开发LW10-550/Y4000-63型P-GCB以及LW10-252 (H) /Y4000-50 (0.4MPa) 型P-GCB, 使断路器制造技术达到单断口电压252k V、短路开断电流63k A、并实现2周波开断的世界先进水平。

(2) 西开于1985年与三菱电机株式会社签订了为期5年的合作生产SF6高压开关设备协议, 生产范围为126~550k V瓷柱式断路器 (P-GCB) , 罐式断路器 (T-GCB) 和GLS, 1990年在原基础上又签订了5年的合作生产协议。经过10多年的研发生产, 126~550k V P-GCB、T-GCB和GIS都实现了国产化。1997年在三菱技术的基础上完成了国内首台自能式LW25-126/T3150-31.5P-GCB。1999年, LW25-126/T3150-40 P-GCB、LW15-550Q4000-63双断口P-GCB、LW23-363/Q3150-50单断口T-GCB通过2部鉴定。2000年研制出LW25-252/T4000-40自能式P-GCB和LW13-550/Q4000-50T-GCB。

同一时期, 在三菱技术的基础上研制的ZF7A-126 (L) /3150A-40k V、ZF9-252 (L) /3150A-50k V、ZF9-363 (L) /3150A-50k A、ZF8-550 (L) /4000A-63k A气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 先后通过2部鉴定并陆续进入电力市场。

1999年, 结合三峡工程左岸14×70万k W发电机组及成套设备技术引进, 西开获得3个间隔550k V GIS分包合同, 并与沈高一起, 引进ABB公司ELK3型550k V GIS制造技术。到2004年, 以ABB ELK3国产化的ZF17-550/Y4000-63 GIS通过各项型式试验, 2005年通过2部鉴定。在三峡右岸550k V GIS招标中, 西开获得了16个间隔的ZF17型供货合同 (总34个间隔) 。同一时期, 西开自主研发设计的LW-550/Q4000-50型单断口T-GCB通过全部型式试验并于2005年通过鉴定, 经国家电网公司批准, 在咸宁500k V变电上挂网试运行。西开达到了单断口电压550k V, 短路开断电流63k A, 能批量生产550k A GIS的世界先进水平。

(3) 沈高于1985年与日本日立公司签订了SF6高压开关设备技术转让合同, 产品含盖72.5~550k V P-GCB、T-GCB和GIS三大系列, 其中P-GCB为LW11-72.5、LW11-126、LW11-252, 开断电流达到40~50k A。T-GCB为LW12-126、LW12-252、LW12-363、LW12-550型, 开断电流分别达40k A、50k A、50k A、63k A。GIS为ZF6-126、ZF6-252、ZF6-363、ZF6-550型, 开断电流分别达40k A、40k A、50k A、63k A。沈高引进日立技术的550k V GIS ZF6-550是国内厂家最早在电力系统采用并运行的550k V GIS产品, 已在东北的伊敏电厂和绥中电厂运行多年。1999~2003年, 沈高相继自主开发出LW33-126/T3150-31.5、LW33-72.5/T2500-31.5型自能式P-GCB。又相继推出LW53-252/Y3150-50、LW53-550/Y3150-50型P-GCB和LW54-252/Y3150-50、LW56-550/Y4000-63型T-GCB。与西开一样, 在三峡左岸发电机组和成套设备引进中, 沈高获得了5个间隔的550k V GIS分包合同。同时引进ABB公司ELK3型550k V GIS制造技术, 根据ELK3技术制造的ZFl5-550/Y4000-63 GIS于2003年8月通过2部鉴定。在三峡右岸550k V GIS招标中, 沈高获得18个间隔ZFl5-550/Y4000-63供货合同 (总34个间隔) , 2003年配合西北电网750k V输变电工程, 沈高与韩国晓星达成引进技术、合作生产800k V GIS协议, 2005年向我国第一条750k V输变电示范工程 (官亭——兰州东) 提供了800k V GIS并投入运行, 其参数达到800k V-8000A-50k A。

2 800k V超高压开关设备的研制与生产

2003年, 经国务院批准, 国家电网公司配合黄河上游公伯峡水电站 (装机5×300MW) 的送出, 开工建设西北 (也是全国的第一个) 官亭——兰州东750k V输变电示范工程。当时800k V开关设备的选型定为GIS, 虽然几个骨干企业己开始研制800k V开关设备, 但因研制周期较长, 满足不了工期要求。因无运行业绩, 故采用引进技术、合作生产、由国外公司 (韩国晓星) 作为主要供货主体的模式。在750k V输变电示范工程建设中, 沈高与韩国晓星合作, 获得了25%的分包合同和转让的800k V GIS制造技术。2005年, 官亭——兰州东输变电工程顺利投入运行。2006年, 国家电网公司正式启动西北电网750k V输变电后续工程的建设, 并将第一个后续工程的官亭、兰州东变电站扩建, 西宁、银川东变电站新建所需的800k V GIS和T-GCB开关没备的供货给了沈高、西开、平高。

沈高通过引进韩国晓星800k V GIS制造技术, 自主制造的800k V GIS产品, 通过了“十一五”国家重大技术装备研制项目——“750k V交流输变电成套设备及电网互联成套设备研制”的验收, 具备了向750k V后续输变电工程提供800k V开关设备的能力。2007年, 沈高提供了西宁站l个间隔、官亭站2个间隔、兰州东站2个间隔的800k V GIS设备。

西开自主研制的LW13-800/Q4000-50双断口罐式断路器于2006年6月在国家高压电器监督检验中心通过了全部型式试验, 各项性能指标达到了预期的要求。并通过了“十一五”国家重大技术装备研制项目——“750k V交流输变电成套设备及电网互联成套设备研制”的验收。2007年, 西开完成了800k V GIS的型式试验, 产品通过2部鉴定, 并向兰州东变电站提供了2个间隔的800k V GIS设备。

平高于2005年在成功研制出550k V单断口罐式断路器的基础上, 进行800k V双断口罐式断路器和GIS的自主研制工作;2006年12月完成了800k V双断口罐式断路器的型式试验;2007年4月完成了800k V GIS的全部型式试验;2007年10月通过2部鉴定, 并于2007年11月, 首套800k V GIS出厂, 向官亭变电站提供了4个间隔的ZF27-800 (L) /Y5000-50型GIS开关设备。同时, 3个骨干企业自主制造的800k V罐式断路器、800k V隔离/接地开关也陆续在西北电网750k V输变电工程中投入运行。

3个骨干企业研制生产的800k V断路器的技术参数都达到了额定电流5000A, 额定短路开断电流50k A。800k V GIS的绝缘水平达到工频960k V;雷电冲击2100k V;操作冲击1550k V (极对地) 。800k V开关设备的技术性能达到了世界先进水平。

在超高压设备的研究中, 灭弧室和操动机构的研究和开发成为关键。灭弧室的开发, 利用了现成最先进的计算和分析技术, 优化灭弧室的电场、气流场和温度场, 设计出大容量灭弧室。操动机构研制方面, 西安西开高压电气股份有限公司根据市场需求, 自主研发出液压弹簧操动机构, 其结构合理、操作功大, 性能稳定、外形美观、无外连管路, 现场维护少。技术参数达到:机构行程170mm;分闸闭锁压力下分闸操作功22000J;合闸闭锁压力下合闸操作功4200J;机构额定操作压力58.2MPa;机构寿命5000次。平高电气的550k V和800k V罐式断路器均配集成模块式大功率液压操动机构, 采用瑞士贝林格公司提供的阀系统 (包括一级阀和二级阀) , 保证了液压系统的安全可靠操作, 该机构的操作功高达36000J。

具有国际先进水平的800k V罐式断路器和GIS的研制成功, 对提升我国超高压输电制造水平, 具有重要而深远的意义, 并有力地支持了西北电网750k V输变电工程的建设。

摘要：随着电力事业的飞跃发展, 超高压开关设备在电力企业广泛应用。为了便于电力企业和厂矿企业的电气工程技术人员系统地了解超高压开关技术, 本刊特邀请西安高压电器研究所有限责任公司专家李建基介绍《超高压开关技术》, 共分5讲, 从本期起连续刊载。

高压开关设备 篇2

1 户内高压开关设备

a. 周围空气温度

上限 +40℃；

下限 一般地区-10℃，高寒地区-25℃，

b. 海拔

海拔分为1000，，3000m。

c. 湿度

推荐采用下列数据；

相对湿度：日平均值不大于95%，月平均值不大于90%；

饱和蒸汽压：日平均值不大于2.2×10-3MPa，月平均值不大于1.8×10-3MPa。

在高湿度期内温度急降时，可能凝露。

按不同地区的气候条件，产品可按考虑凝露和不考虑凝露二种条件设计，供用户选用。

d. 地震

产品的抗地震性能分级及其参数特定，

e. 周围空气应不客观存在腐蚀性或可燃气体、水蒸汽等明显污染。

f. 户内产品应具一定的耐污秽性能，其耐污秽等级正在考虑中。

g. 无经常性的剧烈振动。

2 户外高压开关设备

a. 周围空气温度

上限 +40℃；

下限 一般地区-30℃，高寒地区-40℃。

b. 海拔

海拔分为：1000，2000，3000m。

c.风压不超过700Pa(相当于风速34m/s)。

d.应考虑凝露或雨、温度骤变及日照的影响。

e.覆冰厚度分为1，5，10，20mm。

f.空气污秽程度，按GB 5582分为0，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ五级，产品的使用环境的污秽度，由产品技术条件规定。

试析高压电气设备维护 篇3

【关键词】高压；电气设备；维护措施

0.前言

长期以来，我国各类工厂的经营、生产主要依靠各种大型机械设备、电气设备的协同运作完成。由于电气设备质量千差万别，设备使用分门别类，因此对于电气设备的管理与维护是一项复杂的、专业化的工作。在实际工作中，电气设备的运行更加复杂，因此要求电气维护管理人员必须要掌握专业的电气知识，才能对电气设备出现的情况有足够的了解。

1.高压配电系统运行维护要求

高压配电系统内的设备包括：高压开关，隔离开关，电流互感器，电压互感器，避雷器，母线，支持绝缘子，金具等等。在系统的正常运作下，这些系统设备都应该优质化地工作，执行配电任务。而运行维护工作能够保证高压配电系统的正常运行，具体的维护要求包括：

（1）通过运行维护实现SCADA数据采集和监视控制，保证配电系统的运行参数满足正常状态的两个约束条件。

（2）通过运行维护实现LM和DSM用以改善正常状态下的负荷曲线，避免峰值期间出现过负荷而导致违反不等式约束条件。

（3）通过运行维护实现在满足正常状态约束条件下，DMS通过负荷平衡和电压/无功优化来降低网损，以实现配电系统的经济运行。

（4）通过运行维护实现根据当地气象条件和不同受力状态进行力学计算。其安全系数不应小于规定数值。在高压配电系统的运行维护过程中，必须要保证其设计内容与方案能够保证其正常的工作任务，同时又能够为配电系统带来一定的安排保障。而在具体的配电系统维护过程中，也要考虑到其正常运行的状况，做出优质的维护方案设计。

2.电气设备的维护检查

电气设备的正常运行离不开日常的维护检查，如果能在设备故障的“萌芽状态”发现问题，解决问题，不但能缩短维修时间还能减少经济损失，对于企业的发展大有裨益。

2.1电气设备的常规检查

2.1.1日常巡检

设备巡检是按设备的部位、内容进行的粗略巡视，为了“观察”系统的正常运行状态，这种方法实际上是一种不定量的运行管理，对分散布置的设备比较合适。设备巡检员是专职人员，主要负责某个生产工艺段的设备巡检，在巡检过程中对照标准发现设备的异常现象和隐患，掌握设备故障的初期信息，为点检人员提供要检查设备故障点、部位、项目和内容，使点检人员有目的、有方向的进行设备点检。

2.1.2定期点检

为了维持生产设备的原有性能，按照预先设定的周期和方法，对设备上的规定部位（点）进行有无异常的预防性周密检查的过程，以使设备的隐患和缺陷能够得到早期的发现，早期预防，早期处理，这样的设备检查称为点检。设备定期点检主要是指设备维修人员，主要负责设备故障的修复，保证生产设备的正常运行，根据设备巡检人员提供的信息，对有故障的设备进行详细地检查和修复。

2.2设备参数监督

在进行系统维护的过程中，应该重点检查设备的参数情况，对参数值进行验收，确保设备的正常运行，同时参数的验收也是衡量高压配电系统设计是否优化的标准。参数的验收包括多方面：接管后设备运行检查各种参数正常。如变压器绕组温度正常、温度较高时冷却风扇能启动；温度再高时能够跳闸保护等；配电开关功能正常；重要负载最好有双电源进行供电；重要负载要做好例行的保养工作；变压器按规定周期做好预防性试验。在系统优化维护的过程中，设备参数如果出现问题，要及时做出处理而不是简单地将其记录了事，要使得维护人员认识到设备参数的日常检查关系到整体配电系统的正常运行，对系统优化有着至关重要的作用。

3.电气设备维修注意事项

3.1询问之后再拆卸，清洁之后再维修

对于有故障的电气设备，不应急于拆卸，应先询问产生故障的前后经过及故障现象。对污染较重的电气设备，先对其按钮、接线点、接触点进行清洁，检查外部控制键是否失灵。许多故障都是由脏污及导电尘块引起的，一经清洁故障往往会排除。

3.2由外及里，由机械到电气

应先检查设备外部有无明显裂痕、缺损，了解其维修史、使用年限等，然后再对机内进行检查

。拆前应排除周边的故障因素，确定为机内故障后才能拆卸。先不要急于更换损坏的电气部件，在确认外围设备电路正常时，再考虑更换损坏的电气部件。要在确定机械零件无故障后，再进行电气方面的检查。

3.3优先检查电源，由静到动电源部分的故障率在整个故障设备中占的比例很高，所以先检修电源往往可以事半功倍

在设备未通电时，判断电气设备按钮、接触器、热继电器以及保险丝的好坏，从而判定故障的所在；通电试验，听其声、测参数、判断故障，最后进行维修。

4.电气设备的安全管理

4.1分落实责任制度

在电气设备的运行期间，应针对设备的操作、维护、检查岗位实行责任制度，明确划分每个设备的业务活动内容，对已出现故障的设备进行深入分析，倘若是由于人为操作、维护不当所造成的损坏，应根据其具体情况给予在岗人员适当惩处，以此规范业务操作。此外，还可开展绩效考核，对于生产情况、设备运行状态稳定的操作人员以及维修、养护工作及时、有效的维护人员、检查人员，可给予适当奖励，以此调动在岗人员的积极性、主动性。

4.2加强在岗人员的培训

电气设备的运行状态与质量不仅取决于检查人员的业务技能，同时也受在岗人员的业务操作影响。因此，工厂应进一步加强重视操作人员、维护人员、检查人员的教育培训工作，通过定期教育、宣传的方式，培养、塑造在岗人员积极的工作态度、良好的思想品德，并提高其安全意识：通过专业知识、理论、技术的培训，提高在岗人员业务水平，保证在岗人员的规范化操作、维护人员的正确处理、检查人员对故障的有效识别，从根本上保障设备的运行安全，延长其使用寿命。

4.3构建合理、完善的设备维护程序

在电气设备的日常运作中，针对设备的维修、养护工作应实行程序化管理，制定合理、完善的交接班制度、书面记录制度，以此巩固、强化设备维护工作的标准。在实际的工作中，对于电气设备的检查、维修、养护，不能由同一人完成，应综合考虑设备数量、型号以及运行时间，合理分配人力资源，分时段由不同人员进行检查与维护，以此避免消极情绪、麻痹心理的产生，从而保证业务活动的效率与质量。在各岗位人员交班的过程中，应将设备的运行情况、业务操作事项、故障处理进度等情况以文字的形式进行记录、交接，以此保证后续工作的有效性、整体工作的完整性。

5.结语

总而言之，电气设备的维护和管理工作直接关系到整个企业的正常运行，所以有关部门要加强对电气设备维修以及管理方面的投入，这样才能确保开展维修保养工作时能够具备充足的物质基础，进而带动生产的进一步发展。 [科]

【参考文献】

[1]严璋.高压电气设备绝缘预防性试验方法的研究[J].高电压技术，2013（04）.

[2]高攀.刍议电力系统220kV变电站工程建设[J].中国新技术新产品，2012（13）.

高压开关设备 篇4

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

高压软管脉冲试验设备 篇5

高压软管脉冲试验设备

高压软管脉冲试验,是检测液压软管在制造过程中材质和接头压接质量的重要手段之一,从而保证飞机在进行各种科目飞行时,高压软管在高压脉冲下不破裂,不漏油.本文介绍一种结构简单、脉冲压力变化大、频率变化快,适合各种软管压力脉冲试验的新技术、新方法.

作 者：陈楼生 Chen Lusheng 作者单位：洪都航空工业集团刊 名：洪都科技英文刊名：HONGDU SCIENCE AND TECHNOLOGY年，卷(期)：“”(2)分类号：V2关键词：脉冲压力曲线 脉冲发生器 凸轮机构

高压电气设备状态检修分析 篇6

关键词：高压电气设备；状态检修；技术

中图分类号：TM835 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）9-0078-01

定期维护检修向状态检修方式的转变是时代发展的必然要求，并且在未来状态检修也将成为电气设备检修主要的发展方向，这种方式的特点在于能够根据电力设备的工作状态来决定是否有必要进行维修，使得检修工作更加具有及时性和针对性，保证了变电站整体的稳定和安全，因此，将状态检修应用在高压电器设备的维护工作中很有必要。

1 高压电气设备状态检修的含义

状态检修的目的是为状态检修监测系统提供静态、动态数据和鼓掌的详细信息，最终经过一系列分析，对设备的工作状态进行综合评价，并明确检修的主要方向。高压电气设备信息包含故障信息以及动、静态信息。其中故障信息主要指故障的SCA-DA数据、文字以及图像，这些为故障信息的管理提供了参考依据，技术人员要讲相关信息拓展保存，并且建立对应的故障模式，从而实现对故障信息的处理；动态信息是指设备处于工作状态时，利用检修以及实时的监控来获得信息，从而实现对设备的动态监测；静态信息是指设备本身具备的产品信息，包括出厂信息、技术资料等，应该对设备的缺陷信息、维修历史、台帐等信息进行记录和管理，静态信息是设备的基本属性，也是状态检修的核心，能够反映电气设备的根本情况。而负责状态检修的监测和处理系统是指获取到的信息进行处理，从而实现对设备工作状态的评价，在此过程中必须根据专家系统等人工系统，利用技术人员的工作经验对数据进行调整和优化，最后将分析结果传送到数据库当中。

2 目前高压电气设备状态检修中存在的问题

2.1 技术发展不成熟

我国高压电气设备状态检修的起步较晚，技术当中还存在很多不成熟之处，因此很多的状态检修不能发挥出最大作用，对于设备的状态监控不能保证准确性，而且检测手段较少，累积的设备信息不完善，检修工作面临困难。实际上对于设备的状态监控应该具有全面性，当前的状态检修还局限在某一部分，同时能够依据的评估体系未能建立，这一点在抽象的动态信息监测中体现得更为明显。

2.2 状态检修体制不完善

状态检修除了对技术上的要求外，还需要科学的管理手段加以约束，这就要求对以往的检修体制做出调整，如果没有管理模式的引导，就难以获得真实、完整的运行数据、检修对象，并且容易丢失试验信息，因此在维修的过程中人员只能发挥主观意识盲目维修，这其中设备检修的安排是首先要解决的问题。

2.3 技术人员素质有待提高

高压电气设备状态检修对操作人员的综合素质有较高要求，如果人员的技术能力薄弱、理论知识不足，那么就会导致检修工作出现问题。技术人员在实际操作中，必须以成熟的理论知识为基础，结合自身的工作经验对问题做出判断。通常情况下一些规律性内容也反映在操作规程中，之前的规程限制了新规程的应用。

3 高压电气设备状态检修技术应用

3.1 高压电气设备状态检修涉及的技术支持

状态检修主要依靠的技术有抗干扰、传感、寿命预估以及可靠性评估。第一，抗干扰技术：变电设备中存有大量的高集成电路以及微电子元件，而两者的携带的电磁干扰对与变电设备的正常运行带来了不良影响，体现在信号不稳定、保护装置使用异常、自动装置停摆以及元件损坏。对于这种情况应该对电磁的兼容性进行调查，而必须采用抗干扰抑制电磁对于信号的干扰。第二，传感技术：要想实现设备的预测性维修，就必须利用传感技术，这是故障诊断的基础。在目前的技术不断发现的情况下，传感技术的价值得以体现。第三，寿命预估是对变电设备检修的重要参考指标，对此具体的方式是以反复的实验得出结果，电容器以及发电机分别服从于威布尔分布以及指数分布。第四，可靠性评估是根据设备的结构类型、时间模型以及试验状态信息，经过数据分析最终得到设备评价的结果。首先利用贝叶斯评价指标对设备进行评估，然后将评估结果变为可靠性检验的依据，最后将系统级可靠性试验结果与验前信息结合得出最终的可靠性评价。

3.2 状态检修技术的应用

状态检修技术主要是对变压器、断路器以及隔离开关的检修。

首先，变压器监测的主要方式包括气体分析、频率响应分析以及局部放电法，主要是对油中气体、电器回路以及局部放电三个部位进行监测。实际操作中利用循环管道循环变压器本体油，最后送到脱气装置当中，经过分析仪器处理得出最终的谱图和气体含量数据，将结果与设备以往资料对比最终定位故障部位，并了解故障范围。

其次，断路器的故障类型众多，主要包括拒动、误动、温度过高、爆炸等，并且二次接线错误等影响因素均对断路器带来了不良影响，这些设备的检修要求深入了解设备的工作原理，依据设备构件之间的问题采取针对性的措施。

最后，隔离开关出现鼓掌主要是因为接触不良或者载流接触面温度过高，当抵触过大的情况产生，支柱绝缘子就容易折断，带来极其恶劣的影响，对此可以利用铜套保证导电系统的可靠性。

4 结 語

综上所述，社会的发展使得状态检修具有必要性，尤其是高压电器设备的检修必须引起相关部门和人员的重视，不断优化检修技术，使其符合市场需求以及设备本身的技术要求。高压电气设备状态检修对设备的运行状态进行全面的监控，从动态、静态多个方面进行监控，使得设备的安全和稳定得到了极大的保障，为检修工作提供了有效依据，为后期安排检修以及执行奠定了坚实的基础。

参考文献：

[1] 姬晓鹏.变电站高压电气设备状态检修问题分析[J].城市建设理论研究（电子版），2013，（21）.

[2] 任尔珣.电力系统高压电气设备状态检修工作分析[J].电源技术应用，2013，（12）.

[3] 王建，袁忠奇.浅析变电站高压电气设备状态检修[J].黑龙江科技信息，2011，（5）.

[4] 罗佳，黄元生，田睿，等.分析变电站高压电气设备状态检修的现状及其发展[J].黑龙江科技信息，2012，（35）.

大地震与高压开关设备 篇7

1 大地震对电力设施的破坏

四川汶川大地震造成电力设施严重破坏。据统计数据显示, 四川省电力公司在这次大地震的直接经济损失超过106亿元。受灾最严重的四川电网灾后最大负荷降至正常负荷的62% (损失444万kW) , 灾害造成1座500kV变电站、15座220kV变电站停运;4条500kV线路停运, 59条220kV线路停运;26座发电厂因灾停运;宝成铁路四川段5座电铁牵引站中的供电。陕西电网灾后最大负荷降至73% (损失189万kW) , 灾后造成3座110k V变电站、1座35kV变电站停运;1条330kV线路和2条220kV线路停运, 106条10~110kV线路停运, 7座发电厂不同程度受损, 多台发电机停运。

2 地震与高压开关设备

地震对高压开关设备会造成巨大破坏, 特别是瓷柱断裂, 整个设备损毁, 造成电力供应中断。高压开关设备的抗震性因结构不同而不同。高压开关中最重要的断路器结构可分为2种:一种为瓷柱式, 另一种为落地罐式。瓷柱式断路器因属高位布置, 重心高而抗震性差;落地罐式断路器属低位布置, 重心低而抗震性好。因此, 对多地震地区, 一般宜使用属于低位布置的罐式断路器和气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 。日本和美国为了抗震考虑, 大力发展罐式断路器和GIS;而欧洲不是地震易发区, 人们对抗震很少考虑, 因而多用瓷柱式断路器。

高压开关制造商也根据地震情况, 提供不同型号的断路器。如西门子公司在欧洲主要生产瓷柱式断路器, 而设立在美国的Jackson厂主要生产罐式断路器, 供应美国电力市场。日本几个大的电气设备制造公司均生产罐式断路器或GIS。特别在电压等级高的产品中, 均为低位布置的罐式断路器和GIS产品, 因为电压等级越高, 瓷柱式断路器重心越高, 遇地震更容易断裂、倒塌。

关于瓷柱式和罐式断路器的抗震性, 现举例说明。就1976年的唐山大地震来说, 7.8级的强震, 使陡河电厂的主变压器脱离轨道500mm, 220kV瓷柱式少油断路器和隔离开关全部瓷柱断裂, 设备倒塌, 造成供电中断。但在此地的220kV罐式SF6断路器却安然无恙, 经受住了考验。事后又向日本日立公司订购了6台罐式SF6断路器, 更换被损坏的瓷柱式少油断路器。又如1989年10月17日美国加利福尼亚州旧金山地区发生了7.1级强震, 蒙特卡罗夫电站装设的550kV瓷柱式断路器全部倒塌损坏, 而同时装设的3台罐式断路器却完好无损。

3 提高高压开关设备的抗震能力

以上说明罐式断路器比瓷柱式断路器抗震性好, 但并不是说瓷柱式断路器不能抗震, 这与断路器的设计结构有很大关系。如果瓷柱式开关设备在结构上采取抗震措施, 同样能取得良好的抗震效果。就日本来说, 由于采用罐式断路器或GIS, 因此抗震性好, 但同样是瓷柱式的隔离开关却因地震造成接触部位脱离的不良现象时有发生, 因此, 通过使用相对位移制动器, 提高了耐震性能。西门子公司在产品研发、设计及制造中根据相关技术标准, 对断路器进行了动态机械强度计算, 进行地震耐受水平试验, 将试验结果进行分析比较, 从而确定断路器的耐震水平。正因为采取大容裕安全设计理念, 在汶川的8级大地震中, 西门子3AP系列断路器无一倒塌损毁, 再次证明了3AP系列瓷柱式断路器的地震耐受能力。3AP系列SF6断路器为先进的热膨胀式结构, 这使断路器发生了很大变化, 从压气式变成热膨胀+助吹, 从定开距变为变开距, 从液压机构变为弹簧机构。

4 结束语

自主创新的超高压开关设备 篇8

1) 550 kV单断口罐式断路器。西开电气最新研制成具有世界先进水平的550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器。该公司利用计算机解析技术, 提高了额定气压 (0.6 MPa) 和分闸速度, 对弧触头和喷口形状作改进, 优化灭弧室结构, 从而开发出550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器。该产品为分相式, 操动机构挂于罐体的一端, 电流互感器线圈置于套座下方。灭弧室为单断口结构, 其零部件相比双断口减少约一半。该断路器配用新型气动弹簧操动机构, 可实施分极操作, 也可进行三级电气联动操作。

550 k V 4 000 A 50 k A单断口罐式SF6断路器的研制成功, 大大提高我国超高压断路器的制造水平。

2) 800 k V 4 000 A 50 k A双断口罐式SF6断路器。800 kV双断口罐式SF6断路器是西开最新自主研发的具有自主知识产权的超高压产品。该断路器的灭弧室为双断口结构。为抑制操作过电压, 断路器并联有一定数量的合闸电阻。在主触头断口间并联有一定数量的电容器, 保证电压在触头间的合理分配。该断路器配用大功率气动弹簧操动机构。自主研发出充气套管, 解决了沿套管轴向电压分布不均的问题。在研发过程中, 通过大量的电场、气流场计算, 不断对灭弧室进行修改设计, 确保了灭弧室具有良好的电场分布、气流的分布和温度场分布。

3) GW27-800/4000型隔离开关和JW8-800型接地开关。该产品采用三柱水平旋转和自动翻转的复合运动模式, 操作力小, 结构合理。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电动操动机构组成。该隔离开关由三个单极装配 (单相) 组成, 每极配一台CJ11电动机操动机构。CJ11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。

JW8-800型接地开关属国内第一台通过自主研发的新产品, 具有独立的知识产权。

以上两产品技术参数为额定电压800 kV, 额定电流4 000 A, 额定短时耐受电流50 k A。

以上两产品为平高集团研制成功的新品, 达到国际先进水平。

4) ZHW1-252/3150-50型复合式开关设备。该产品是一种以罐式断路器为核心的, 不含封闭母线的复合式SF6 GIS。该产品以SF6气体为灭弧介质, 由断路器、电流互感器、五工位组合式隔离/接地开关、三工位组合式隔离/接地开关、气体绝缘套管及汇控柜等元件组成。

该产品具有技术先进、结构新颖紧凑、运行可靠性高、节省占地、模块化设计等一系列优势。断路器灭弧室采用SF6压气式变开距结构, 开断能力强, 触头寿命长, 绝缘性能好。液压操动机构的弹簧储能取代氮气储能, 避免了环境条件的影响。五工位组合式隔离/接地开关通过动触头转动360。可实现5个工作位置和一个过渡位置。三工位组合式隔离/接地开关通过触头转动180。, 可实现3个工作位置。主要技术参数为额定电压252 kV, 额定电流3 150 A, 额定短时耐受电流50 k A。

该产品为平高集团最新研制成功的新品, 达到国际先进水平。

高压开关设备运行可靠性的介绍 篇9

高压开关设备和控制设备运行的可靠性与它的设计、加工与装配以及原材料质量都有密切的关系。如果能够降低上述过程中的潜在隐患, 将对实现降低电能输送成本、减少运行事故等目标都具有一定的现实意义。

1 导电回路过热

导电回路过热主要存在于接触部位, 因此导体接触不良是引起高压开关设备和控制设备温升异常的主要原因。接触面积及接触压力的不足;大气中的沙尘、水泥粉末、雨雪、潮气和污秽 (煤烟、盐碱空气、酸雨等) 的侵袭, 致使接触表面积灰、积垢和锈蚀;氧化和腐蚀性气体的化学腐蚀以及开关设备本身的电化腐蚀使接触表面生成化合物薄膜, 这些都会导致接触表面电阻增大、温升过高。

1.1 装配不当造成导电回路过热

移开式开关柜一次隔离手车的动、静触头插入啮合深度不够, 接触压力不足, 就容易导致触头发热、烧熔和拉弧现象。但部分生产厂家在产品出厂时并没有测量触头插入深度和接触压力的程序, 在产品图纸、检验文件中不标注插入深度。仅仅以测量开关回路的直流电阻代替上述检查。以额定电流1 250 A的开关柜为例进行出厂测试, 开关柜每相的主回路电阻合格值大约小于或等于250μΩ (不含电流互感器, 按产品技术条件回路电阻值为准) , 在动、静触头插入深度分别为5、10、15、20 mm的位置进行4次回路电阻试验, 测得的数值分别为 (116、119、120μΩ) 、 (115、112、112μΩ) 、 (110、110、109μΩ) 、 (106、100、101μΩ) , 可见试验数据均在合格范围内。但在这4个位置进行耐压试验时, 在插入深度为5、10 mm的位置进行主回路对地试验, 发现触头盒内闪络痕迹明显。进行温升试验, 触头接触点温升异常。因此, 在高压开关设备出厂时, 必须保证一次隔离触头插入深度在合适的范围内。

户外隔离开关安装调整不当, 造成触头偏离正常接触位置、插入深度不够、不是每个触指都可靠接触、接触压力不足 (特别对钳夹式触头) 等, 均可产生触头过热, 甚至打火烧损。三相联动的隔离开关, 如果联调不到位, 很容易产生某一相产品触头接触位置不正确。

户外隔离开关往往不是整相或整组调试后出厂, 因而现场组装后如果没有进行仔细的调整和相应的检测, 若触头接触压力、触头插入深度尺寸或回路电阻等没有达到要求, 则会出现触头接触不良现象, 将会为日后产生过热埋下隐患。根据运行经验, 户外隔离开关的工作电流如果达到其额定电流的70%, 一般会发生过热。据京津唐电网2000年至2002年三年统计, 接触发热占隔离开关全部故障的48.8%。在2008年初南方雨雪冰冻灾害中, 在融冰过程中, 隔离开关导电部分烧损严重。

1.2 原材料使用不当造成回路过热

目前电力系统, 一些关键的高压开关设备连接回路主要都是铜导体 (如开关柜) , 但由于价格等因素, 有的冶铜企业提供的T2铜排和制品纯度很差, 电导率严重不合格, 由于劣质铜排从外观通常不易辨别, 除了在折弯90°时发现裂痕外, 一般制造厂缺少专门测量电导率的仪器验收这一关键性能。这种铜材制成的母线或触头因自身电阻大无法承受额定的载流量, 设备投运后极易造成温升超标甚至引发严重的事故。

高压开关设备的动、静触头接触面镀银层要有足够的厚度和硬度 (如厚度大于或等于20μm, 韦氏硬度大于或等于120 HW) , 而且要确保镀层的结合力。由于对环境的影响, 大部分制造厂家没有电镀设备, 外购镀银、镀锡母线由于镀层厚度不够, 操作几次露铜现象时有发生, 并会发生银屑、锡屑落入带电回路的现象。部分制造企业为了减少摩擦和防止氧化, 通常在动、静触头接触面涂上工业凡士林, 由于其热熔点只有54℃, 在正常运行70℃情况下, 凡士林已液化流淌, 使母线接头间产生间隙, 灰尘、水份随之侵入间隙中, 增加接触电阻, 引起搭接处发热, 另外, 凡士林对铜、铝母线连接所产生的电化腐蚀无缓解作用, 抗盐雾能力差。所以GBJ 149-90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》规定母线面涂抹电力复合脂而不采用凡士林, 但电力复合脂缺点是油脂会粘附沙尘和易干涸, 造成触头运动阻力增大和接触不良, 会造成接触面磨损, 加剧接触不良。在接触面涂抹的导电膏过多, 运行现场也有发生温升升高后导致导电膏熔化掉落情况。

除了合格的铜材外, 还应在母线连接处、触头连接处选用高强度紧固螺栓, 防止在电动力作用下发生螺栓松动、断裂的情况。同时还应配置长期保持弹性的弹簧垫圈, 防止高压开关设备投运后受热导致弹垫弹力减弱, 致使导体间接触压力变小而温升超标。

由于铜、铜镀银或锡与锌组成的接触偶, 受潮后将引起接触腐蚀。为此对固定导电元件 (如导电板、导电带、导电杆、触指、触头、触座等) 的紧固件要避免采用镀锌件, 应采用不锈钢或黄铜件。

同时, 导体连接处的螺栓须用力矩扳手紧固, 或是在用工具紧固后, 再使用力矩扳手验证紧固力矩。而以往一直沿用对母线接触面间隙采用0.05 mm×10 mm塞尺检验, 在塞尺塞入深度不大于4 mm时, 这一检验方法不能充分有效地反应接触面的实际接触情况。GBJ 149-90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》也指出用力矩扳手代替塞尺检查。

2 绝缘结构和导电体电场设计

与欧洲标准以及IEC标准等不同, 我国电力行业标准DL/T 404-1997《户内交流高压开关柜订货技术条件》还规定了开关柜内带电导体对地、导体之间的最小空气绝缘距离和运行于不同污秽等级地区的绝缘表面泄露比距离, 如表1所示。

cm

注:海拔超过1 000 m时1、2项值应按每升高1 000 m增大10%进行修正;3～6项值应分别增加1或2项值的修正值。

上述规定值对应的空气绝缘强度和绝缘结构能够充分承受在我国的气候环境下中性点绝缘运行系统中出现的各种过电压, 大大减少绝缘事故的发生。在高压开关设备的制造中, 如因忽略使某带电部位的绝缘距离小于规定值, 也有可能酿成大事故, 所以不能认为绝缘距离差一点, 只要通过工频耐压试验就行了, 因为处于极不均匀电场作用下再加上绝缘距离或是爬距减小的因素, 当出现冲击电压或高频振荡电压, 空气很可能被击穿。

以40.5 kV开关柜为例, 反映较多的是母线室穿墙套管的电场问题, 环氧穿墙套管与金属侧壁板之间因集合尺寸决定了电场不均匀, 在运行中出现明显的电晕放电噪声, 它不但产生很强无线电干扰, 而且加速该部位绝缘材料的老化。以通电运行一段时间触头盒情况为例, 开关柜里面的铜排是矩形排, 切断面边缘没有做圆角处理, 触头盒内安装铜排的尖角周围的部位到触头盒后部进厂烧损部位之间的树脂全部烧黑, 产生热击穿。

3 密封问题

在12 k V柱上开关故障和126 k V及以上气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 故障统计中最多的是密封问题, 密封槽面光洁度达不到要求, 密封圈材质差都是造成漏气的原因, 同时, 在高寒地区易发生密封圈脆化现象而造成漏气。有些GIS在现场安装时, 安装地基不平整也容易造成GIS发生漏气现象。

高压开关设备 篇10

关键词：高压开关设备,标准,分类,选择和应用

高压开关设备是3.6 k V及以上电压高压开关装置以及它们和相关控制、测量、保护和调节设备的组合, 也包括此类装置和设备及相关的连接线、附件、外壳和支撑构架的总装;包括断路器、隔离开关、接地开关等主要元件及这些元件或功能的组合, 如气体绝缘金属封闭开关设备 (Gas-insulated metal-enclosed switchgear, 简称GIS) 、紧凑型开关设备等。

高压开关设备标准的种类繁多, 已正式发布的国标34个, 机械行业标准10个, 标准号分布较分散, 使用标准时查找困难;另外, 还存在国家标准和行业标准规定的差异性, 更增加了使用的难度。

本文对高压开关设备的适用标准做了详细的叙述和归纳, 能有效地指导该行业技术人员更准确地使用标准。

1高压开关设备标准的组成

高压开关设备标准按图1的类别进行归纳, 基础类标准、产品类标准 (包括:元件类产品标准、成套类产品标准、配套件标准和其它) 、试验和方法标准按常用标准的顺序逐一进行分析阐述, 为从业者学习和掌握高压开关设备标准提供了基础依据, 按高压开关设备的使用范围对国家和行业标准进行分类, 见图1。

2高压开关设备基础类标准

基础类标准均是推荐性标准, 包括:GB/T 2900.20-1994和GB/T 11022-2011等。

《GB/T 2900.20-1994电工术语高压开关设备》是高压开关设备的分类标准, 包括高压开关设备、开关部件、操作、特性参量、试验及试验设备等, 适用于断路器、重合器、分段器、负荷开关、隔离开关、接地开关、接触器、起动器、气体绝缘金属封闭开关设备、金属封闭开关设备, 不适用于熔断器。

《GB/T 11022-2011高压开关设备标准的共用技术要求》是高压开关设备的通用标准, 除非在与特定类型开关设备有关的产品标准中另有规定, 该标准适用于所有的高压开关设备。对设备型式试验:主回路及辅助和控制回路的绝缘试验、无线电干扰电压 (r.i.v) 试验、主回路电阻的测量、温升试验、短时耐受电流和峰值耐受电流试验、外壳防护等级验证、密封试验给出了规定。

3高压开关设备产品类标准

产品类标准多为推荐性标准, 也有强制性标准, 主要元件类产品标准包括:GB 1984-2014、GB 1985-2014和GB/T 4109-2008等;成套类产品标准为:GB 7674-2008和GB 28525-2012;配套件和其它标准为:GB/T 28819-2012和GB 25081-2010等。

3.1高压开关设备元件类产品标准

《GB 1984-2014高压交流断路器》是强制性标准, 断路器在电力系统中起着关键作用, 因此, 该标准也为高压开关设备标准体系的主要标准。断路器按结构型式分为:落地罐式断路器、外壳带电的断路器, 按绝缘介质分为:空气断路器、油断路器、真空断路器、六氟化硫断路器和压缩空气断路器。目前市场中运行的断路器主要是真空断路器和六氟化硫断路器。

《GB 1985-2014高压交流隔离开关和接地开关》是高压开关设备的元件标准, 适用于设计安装在户内和户外, 且运行在频率50Hz、标称电压3 000V及以上的系统中, 端子是封闭的和敞开的交流隔离开关和接地开关。

《GB/T 4109-2008交流电压高于1 000V的绝缘套管》是高压开关设备的元件标准, 适用于设备最高电压高于1 000V、频率15Hz~60Hz三相交流系统中的电器、变压器、开关等电力设备和装置中使用的套管。

3.2高压开关设备元件类产品标准

《GB 7674-2008额定电压72.5 k V及以上气体绝缘金属封闭开关设备》是高压开关设备的产品专用标准, GIS是目前国内外主流产品, 是指全部或部分地采用高绝缘性能气体 (主要为SF6) , 而不是采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备。它由断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、套管或电缆终端, 以及母线等元件相互直接联结在一起而构成。

《GB 28525-2012额定电压72.5 k V及以上紧凑型成套开关设备》是高压开关设备的产品专用标准, 该标准适用于至少有一台开关装置直接和一台或多台其它装置连接、或者与其共享元件以使得各分立装置之间的功能相互作用的紧凑型成套开关设备。该标准与GB 7674-2008相似其除引用GB/T 11022-2011的使用要求外, 如果分立装置没有单独进行过型式试验, 可以在紧凑型成套开关设备中按相关标准进行型式试验。

3.3高压开关设备配套件和其它产品标准

高压开关设备配套件和其它标准, 包括:GB/T 28819-2012和GB 25081-2010等。

《GB/T 28819-2012充气高压开关设备用铝合金外壳》是高压开关设备的配套件标准, 适用于充有压缩的干燥空气、惰性气体如六氟化硫或氮气或这些气体的混合气体的户外、户内安装的高压开关设备的铝合金外壳, 高压开关设备的额定电压:

———3.6k V~40.5k V且充气隔室的设计压力大于0.3 MPa (20℃时, 表压) ;

———72.5 k V及以上。

《GB 25081-2010高压带电显示装置 (VPIS) 》为强制性标准, 是高压开关设备的产品用部件标准, 适用于标称电压3 k V及以上, 频率50 Hz的电力系统中运行的户内和户外高压电气设备所使用的带电显示装置, 带电显示装置用于向运行人员提供高压电气设备安装处主回路电压状态的信息。

4高压开关设备试验和方法类标准

高压开关设备试验和方法类标准, 包括:GB 311系列、GB/T7354-2003、GB/T 4585-2004和GB 4208-2008等。

《GB 311系列绝缘配合》是电器设备的设计及试验标准, 适用于设备最高电压在1k V以上的三相交流系统, 规定了这些系统中的高压输变电设备和设施的相对地绝缘、相间绝缘和纵绝缘的额定耐受电压的选择原则。尽管该标准的也适用于输电线路的绝缘配合, 但其耐受电压值可以与标准额定耐受电压不同。

《GB/T 7354-2003局部放电测量》是电器设备的试验标准, 适用于系统频率为400 Hz及以下的交流电压试验或直流电压试验时产生的局部放电测量。该标准给出了局部放电、有关被测参量的定义, 规定了试验回路和测量回路, 规定了通用的模拟及数字测量方法, 给出了校准方法及对校准仪器的要求, 给出了试验程序, 给出了区分局部放电和外界干扰的准则。

《GB/T 4585-2004交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》是绝缘子的试验标准, 适用于系统最高电压1k V~765k V范围内的交流系统用户外和暴露在污秽大气中的瓷和玻璃绝缘子的工频耐受特性的测定。这些试验不能直接应用于涂油绝缘子和特殊型式的绝缘子 (具有半导电釉的绝缘子或覆盖有任何有机绝缘材料的绝缘子) 。

《GB 4208-2008外壳防护等级 (IP代码) 》是电器设备的试验标准, 适用于额定电压不超过72.5 k V, 借助外壳防护的电气设备的防护分级。规定了电气设备:防止人体接近壳内危险部件、防止固体异物进入壳内设备、防止由于水进入壳内对设备造成有害影响的产品需按该标准进行验证试验。

5高压开关设备使用标准的选择原则

GIS中使用的套管进行人工污秽试验试验对标准的选择, 先确定套管作为元件所使用的标准, 按GB/T 4109-2008的要求确定其进行的试验项目;GIS中的套管需要按GB 7674-2008要求进行考虑, 最终确定需进行的试验项目;进行试验时还需确定试验方法, 应按GB 7674-2008标准6.2.8的要求进行试验, 其引用标准“GB/T 11022-2011的6.2.9仅适用于户外套管。”, GB/T11022-2011的6.2.9要求“如果绝缘子满足GB/T 26218系列标准的要求, 则开关设备不需要进行人工污秽试验。”, “如果绝缘子不满足GB/T 26218系列标准的要求, 应按GB/T 4585-2004用额定电压和GB/T 26218系列标准中给出的应用系数进行人工污秽试验。”我公司产品通常选择套管均采用GB/T 26218系列标准;因此, 只要按GB/T 26218系列标准进行选择的套管无需进行人工污秽试验。

空气中使用的隔离开关进行小容性电流开合试验对标准的选择, 先确定隔离开关作为元件所使用的标准, 按GB1985-2014的要求进行考虑, 确定进行的试验项目;试验时还需确定试验方法标准, 进行小容性电流开合试验, 应按GB1985-2014标准6.108的要求进行试验, “对于空气绝缘的隔离开关, 试验要求的细节在附录H中给出。”, 附录H为规范性附录“额定电压126 k V及以上空气绝缘隔离开关的容性电流开合能力”, 因此, 其开合试验按受试隔离开关的布置、试验回路和隔离开关的接地、试验频率、试验电压、试验电流和试验回路等要求进行试验。

6结论

高压开关模拟机构箱的研发 篇11

摘要：文章对线路保护现场检验中出现的不可克服的问题进行了剖析，并介绍了对其难题攻关的具体实现。通过这次的实践，自行开发设计了模拟机构箱，并利用相关备品备件进行了机构箱的制作，满足了试验需求，还降低了成本，为单位节省了经费，并保证了保护装置可靠的投入运行，确保电网安全稳定运行。

关键词：高压开关；线路保护；跳闸位置；重合闸；模拟机构箱；保护装置；保护校验

中图分类号：TG241 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）02-0035-03

1 概述

有些微机线路保护装置，要求带实际高压开关才能进行保护校验和重合闸试验，保护校验项目很多，所以保护动作频繁，若每次保护动作都带实际高压开关断合，对高压开关有不利影响，会缩短其使用寿命。操作次数对开关的操作机构和导电回路的机械寿命有直接影响。达到一定的操作次数后，必然引起机件的疲劳、变形、断裂等问题。这就需要开关模拟机构箱代替实际开关来进行保护校验。线路保护装置通过TWJ、HWJ励磁，感受其接点闭合来进行对开入量的识别，从而进行逻辑判别和程序流程，完成保护校验和重合闸试验。在此次我单位110kV五条线路微机保护新安装工作中，由于客观上的原因，我们没有订购厂家提供的开关模拟机构箱来进行保护传动试验，所以保护校验设备并不完整，没有办法实现完整的校验过程。在本文中作者就现场实际出现的问题怎样得到圆满的解决作了详细的阐述。

2 原理简析

以许继电气股份有限公司生产的WXH-811线路保护装置为例进行分析，WXH-811线路保护装置是基于32位浮点型DSP为基本的硬件平台和实时多任务操作系统上的线路保护装置，适用于110kV输电线路的保护装置，该装置还含有双母线交流电压切换回路、适用于断路器单或双跳闸线圈的出口操作回路。其配置为：具有三段式相间距离及接地距离保护；具有TV断线投入的二段过流保护；具有双回线相继速动功能；具有不对称故障相继速动功能；具有四段式零序方向电流保护，具有三相一次重合闸功能；具有手动同期合闸功能；具有双母线交流电压切换回路和断路器出口操作回路。

在这里我们着重介绍三相一次重合闸，它也是此次我们自行研制模拟箱的直接原因。

本装置可以实现三相重合闸、停用重合闸两种方式。

三重方式：任何故障三相跳闸三相重合。

停用方式：重合闸停用，重合回路被放电，不输出重合闸命令。重合闸不用时，应设置于停用方式。

其中重合闸的充放电：

在重合闸的充放电原理中，本软件专门设置了一个计数器，模仿自动重合闸中电容器的充放电功能。重合闸的重合功能必须在“充电”完成后才能投入，以避免发生多次重合闸。满足如下条件时充电计数器开始计数：断路器在“合闸”位置，即断路器跳闸位置继电器TWJ不动作；重合闸启动回路不动作；不满足放电条件，没有低气压闭锁重合闸和闭锁重合闸开入；重合闸不在停用位置。

充电时间为15s，充电满后装置面板上的“重合允许”信号灯点亮，放电后该灯熄灭。

在如下条件下，充电计数器清零：重合闸方式在停用位置；收到外部闭锁重合闸信号；重合闸脉冲发出的同时“放电”；重合闸“充电”未满时，跳闸位置继电器TWJ动作或有保护启动重合闸信号开入，控制回路断线10s后；TWJ开入20s；位置异常；重合闸启动前合闸压力低确认200ms“放电”。

重合闸的启动：

本装置设有两个启动重合闸的回路：保护启动和断路器位置不对应启动。

保护启动内部设有跳闸启动重合闸开入（来自跳闸继电器），重合闸在这些触点闭合又返回且无电流时开始计时。

断路器位置不对应启动主要用于断路器偷跳。考虑到许多新设计的变电站不再使用传统的6个位置的KK操作把手，因而无法提供反映断路器在合后位置的触点，装置仅利用跳闸位置继电器触点启动重合闸，必须保证手跳时通过闭锁重合闸开入端子将重合闸回路“放电”。

重合启动后，在未发重合令前，程序完成以下功能：不断检测有无闭锁重合闸开入，若有，则充电计数器清零；根据重合闸控制字设置的检同期和检无压等方式，进行电压检查，不满足条件时，重合计数器清零；若重合闸一直未能重合，等待一定延时后整组复归，此延时为2倍重合闸时间加4s，延时加4s是考虑保护Ⅱ段延时动作，一侧Ⅱ段跳闸并有一定裕度。

重合闸的告警回路：重合闸检查到有跳闸位置开入但仍有电流流过，延时1s告警，报跳位异常；重合闸投检同期或无压方式，检查到抽取电压低于0.7倍额定电压而且断路器在合位，则报抽取电压断线。

重合闸逻辑见图1，从逻辑图中可以得出重合闸的出口条件：充电完成，重合允许灯亮；TWJ励磁；保护跳闸启动重合闸；三相均无流；满足检无压、检同期和不检条件。

从上面的原理介绍可以看出实现重合闸的条件很多，若用实际回路进行保护校验，很多条件很容易就可以满足，保护和重合闸的配合也比较容易实现，但是实际情况不允许带高压开关进行保护校验，若是人为创造条件实现上述的种种条件和解除相应的闭锁，并保证时间上的配合，条件越多，保护越可靠，但是就越难实现。我们通过对保护和重合闸原理、动作流程的研究发现，若使用开关机构模拟箱来代替实际高压开关，既能满足保护装置的要求，可以顺利进行保护校验，又能避免高压开关的频繁动作。

图1 重合闸逻辑框图

3 自行研制高压开关模拟机构箱

通过上述WXH-811保护的部分介绍，我们可以看出，没有开关模拟机构箱对保护校验来说有些困难，而且不完整。WXH-811保护是我们新安装的保护，与其他类型的保护装置有一定的区别，由于没有订购开关模拟机构箱，我们就面临了没有合适的试验装置的难题，尽管我们想尽了一切办法，人为地满足种种条件，但还是无法实现时间上的配合，没有办法完整地对保护装置进行校验。我们不能实现在单独试验保护装置时操作回路的完整，TWJ、HWJ无法正常励磁致使重合闸功能无法实现，如果仅仅依靠装置安装完毕后带开关试验一两次，我们不能完全保证该装置在投入运行后重合闸功能的可靠性，而且受工期和费用等各种客观条件的限制，所以我们自行研制了开关模拟机构箱，帮助我们更好地对保护装置进行校验，及时地解决了我们在生产中遇到的问题。

通过分析和认真研究WXH-811保护的技术说明书和相关的技术资料，并在咨询了有关厂家以后，我们开始着手自行设计和制作开关模拟机构箱。经过反复改进试验，最终得到如图2所示的开关模拟机构箱回路图，并且经过我们反复的实践，效果很好。

1K、2K——继电器 HA、TA——按钮

HD——红灯 LD——绿灯 R——电阻

TJ——保护跳闸接点 CHJ——重合闸接点

图2 开关模拟机构箱回路图

图2是我们自行设计的模拟机构箱的二次回路图，通过两个继电器（1K合闸、2K跳闸）的配合，利用继电器的接点模拟开关辅助接点，取1K的一对常开接点1K1、一对常闭接点1K5再串接电阻模拟跳合闸线圈，并利用保护装置开出的接点，将2K的一对常闭接点2K1串入合闸回路，保证合闸回路正常，并加装了跳合闸按钮以及红绿灯指示，模拟机构箱的实际工作情况。

利用开关模拟箱进行保护校验情况分析：

（1）首先按下HA按钮，1K继电器励磁，1K1闭合，1K继电器自保持，接点1K4闭合，接点1K5断开，则保护装置内HWJ励磁，TWJ失磁，接点1K2闭合，红灯HD亮，接点1K3断开，绿灯LD灭，开关模拟机构箱指示合闸状态；由于TWJ不动作，满足重合闸充电条件，不满足放电条件，经15s充电完成后，有重合允许指示。若不使用开关模拟机构箱就无法实现TWJ的正确动作行为。

（2）进行保护传动，模拟线路故障，保护准确动作，保护装置开出跳闸接点TJ短时闭合，继电器2K励磁，接点2K1断开，继电器1K失磁，接点1K4断开，接点1K5闭合，则保护装置内HWJ失磁，TWJ励磁，接点1K2断开，红灯HD灭，接点1K3闭合，绿灯LD亮，开关模拟机构箱指示跳闸状态。

（3）跳闸接点TJ短时闭合后断开，继电器2K失磁，接点2K1闭合。

（4）满足重合启动条件和出口条件。延时重合，保护装置开出重合接点CHJ短时闭合，1K继电器励磁，1K1闭合，1K继电器自保持，接点1K4闭合，接点1K5断开，则保护装置内HWJ励磁，TWJ失磁，接点1K2闭合，红灯HD亮，接点1K3断开，绿灯LD灭，开关模拟机构箱指示合闸状态，重合成功。

4 结语

线路保护工作是不能有任何粗心大意的，特别是新安装保护。通过这次的实践，我们自行开发设计了模拟机构箱，并利用我们班组的备品备件进行了机构箱的制作，相比较市场上销售的模拟机构箱，虽然简陋了一些，但是我们设计和制作的机构箱满足了我们试验的需求，并且价格要比市场上的模拟机构箱便宜得多。我们自行制作的模拟机构箱在110kV 5条线路的保护改造中起到了很大的作用，及时地解决了生产中存在的疑难问题，保证了保护装置可靠的投入运行，确保电网安全稳定运行，并为我厂节省了购买试验装置的经费。

参考文献

[1] 许继电气有限公司．WXH-810系列微机保护装置技术说明书[S]．

作者简介：黄家胜（1972-），女，四川省电力公司内江东兴供电局工程师，研究方向：变电运行管理；万世洲（1971-），男，四川白马循环流化床示范电站有限责任公司技师，研究方向：电气检修。

高压开关设备 篇12

1 高压开关设备在线测温的背景及意义

据资料显示, 高压开关设备故障给电力企业造成了不小的经济损失, 其中高压开关设备温度过高故障已占高压开关设备总故障的6成以上, 由于缺乏有效的实时在线监控手段, 导致故障频发, 效率低下。国内电力企业对高压开关设备温度监测力度不够, 大多是在故障发生后才去解决、排除故障, 没有做到将故障防患于未然。

2 10k V高压开关设备在线测温的特点

10k V高压开关柜因其特殊的设备结构及运行要求, 在线测温一般具有如下特点:1) 传统高压开关柜为避免因积污、受潮引起的污闪事故会选择将母线进行热缩管包封, 故一般采用接触式测温手段;2) 开关设备内电压等级较高, 测温装置一般是将温度信号转换成电信号传送到主控台, 测温装置要进行合理的高压绝缘, 同时还要避免对其他高压设备之间的安全距离造成影响;3) 在线测温装置安装完毕后要求不能影响开关柜内其他电气元件的性能, 断路器、隔离开关的通断应可靠;4) 进线柜等电流大的高压开关柜内的环境较为恶劣, 通风差、温度高、电磁强度高, 易产生涡流现象, 故在线测温设备以及使用的测温技术都要具有良好的抗干扰能力, 并且能在恶劣环境下正常工作。

3 10k V高压开关设备在线测温技术综述

3.1 红外线测温技术

红外线测温技术是一种典型的非接触式测温方法, 一般使用红外探测仪进行测量, 由于温度大于绝对零度 (-237.15℃) 的物体都会向外发射红外线, 经过信号捕捉装置采光镜采样, 再对信号进行放大分析显示, 可以很方便的检测出被测物体的表面温度。但是红外线测温技术的准确度不高, 测得温度容易受周边环境影响, 同时由于高压开关设备内器件大多被绝缘部件包围, 故被测元件的准确温度难以测量。

3.2 无线测温技术

无线测温技术彻底解决了高低压隔离与绝缘困难的问题, 该技术通过被安放在高压开关柜内各位置的测温单元检测实时温度, 然后采用无线波将温度信息传送给距离较远的接收装置, 可以较准确的测量元件的温度。但由于柜内常通过大电流, 电流的磁效应使得周边环境的电磁场十分复杂, 影响数据的传输可靠性, 一般要采用严格的校验措施。

3.3 光纤光栅测温技术

光纤材料的出现促使光纤传感技术迅速发展, 采用光波作为信号载体, 光纤作为传输介质, 进行信号的传递, 可靠性有了巨大提高。光栅作为一种反射式滤波器见, 可以将照射进来的紫外线进行布拉格反射, 布拉格波长对温度比较敏感, 通过接收端分析布拉格波长可以得到柜内元件的温度。

3.4 在线测温技术对比

三种在线测温技术的对比如表1所示:

4 10k V高压开关设备在线测温系统

4.4 10k V高压开关设备在线测温系统的组成

高压开关设备的在线测温系统包括对设备温度的采集传输与逻辑判断等方面, 为实现实时监测需要采用现代的传感与电子计算机的技术加以实现。目前的开关设备的在线测温系统主要由信号变送单元, 信号预处理单元, 数据采集单元, 信号传输单元, 数据处理单元与故障诊断单元这六大功能块组成。

4.2 10k V高压开关设备在线测温系统的工作原理

信号变送单元有两个功能。首先利用温度传感设备对能够反映高压开关设备温度的物理量加以测量;其次利用信号转换设备将物理量转换为较易处理的信号, 如光、电信号等, 并将该信号传送至后续单元待处理。信号变送单元传送的信号进入信号预处理单元进行去噪, 排除干扰信号以便采样信号能够准确反映设备温度。数据采集单元的功能是对信号进行采样保持并进行A/D转换。而信号传输单元的目的是对信号进行变换和隔离。

5 结束语

高压开关柜发生故障不能及时处理容易烧毁造成严重的经济损失, 因此实时的获取开关柜内部易发热点的温度参数极为重要。在现有条件下, 选择合适的测温系统与测温技术是关键的环节, 本文为实际的工程实施提供了理论基础。

摘要：高压开关设备是电力系统的重要组成部分, 对电力系统安全稳定运行做出了巨大贡献。当高压开关设备出现故障时, 很容易造成停电状况, 使电力系统的稳定性受到影响, 可靠性降低。10kV高压开关柜在高压开关设备中数量多, 故障率也较高, 其触头过热是仅次于关分、合闸线圈烧毁的第二大故障, 对高压开关设备进行温度监测可以预警、提前发现故障, 及时处理, 对温升过高的设备采取应急保护处理, 避免出现更大故障。本文分析了高压开关设备在线测温的特点, 并分析了三种在线测温技术, 最后提出了一种在线测温系统的设计思路。

关键词：10kV,高压开关设备,在线测温

参考文献

[1]李铭.10kV高压开关设备的在线测温[D].华南理工大学, 2013.