10kv开关成套设备论文

10kv开关成套设备论文（精选11篇）

10kv开关成套设备论文 篇1

0引言

区域电网的发展需求不仅源于电力行业的自身发展要求, 也是政府和公众对打破垄断、引入竞争提高经济效率、增进社会福利的发展要求。目前, 许多区域的电网都在进行打破垄断, 不断统一标准, 建立与电力市场发展相适应的区域电网标准化配置, 目的在于更合理地配置资源, 提高资源利用率, 促进电力工业与社会、经济、环境的协调发展。但是, 区域电网标准化的建立对电网发展提出了更高的要求, 尤其是区域电网10 kV开关成套设备标准化的配置将面临更多的困难和挑战。

目前, 区域电网10 kV开关成套设备标准化的运营系统已经基本建立, 其功能也已经初步完善, 并且运行较为稳定。而区域电网10 kV开关成套设备标准化的运营系统还有待完善, 特别是现今用户对电能质量要求越来越高, 尤其是对开关设备的要求也越来越高, 开关设备的质量和标准化对电力系统的安全性、经济性运行提出了更高的要求。同时, 对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 降低成本有着重要的影响。因此, 研究区域电网10 kV开关成套设备标准化配置对于保障电力系统的安全性、经济性运行, 维护用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 降低电力系统的运行成本有着重要的影响, 同时区域电网10 kV开关成套设备标准化对于促进工农业发展、人民生活水平提高都具有十分重要的意义。

1区域电网10 kV开关成套设备标准化建设存在的问题

1.1 区域电网的电力管线资源分布混乱

区域电网主要分布在城市发展中心区以及工业聚集区域。未来这些区域负荷密度高, 单体地区负荷总量大, 而现有地区架空线路供电能力有限, 不能满足地区负荷增长需求, 需大量采用传输容量大的电缆供电方式, 故地区对于电缆通道需求多。但是, 目前这些地区整体电缆隧道与管井资源相对偏少, 地区现状电缆隧道和管井资源相对匮乏, 很难满足新城地区快速发展对电缆通道的要求。

通过调研发现, 由于各区域分别管理配电网, 且相对独立, 没有统一规划, 区域配电设施基础管理薄弱, 普遍存在设备陈旧老化、型号不统一, 部分小区配电室过负荷以及高、低压电缆走线混乱、私接乱挂等问题, 缺陷隐患多, 影响了电网的安全稳定经济运行, 给供电服务和管理带来很大难度。同时, 由于设计等原因, 低压配电设施装置性违章较为普遍, 安全生产的基础还不牢固, 标准化、规范化、制度化管理方面有待提升。

1.2 区域电网的建设容载力薄弱

目前, 各国制定区域电网标准的方式一般采用 (N-1) 原则, 建设完善的网络结构, 采用可靠的装备和配电自动化, 提高供电可靠率。而我国区域电网建设容载力薄弱, 主要原因是:电网结构薄弱, 容载比偏小, 未达到导则规定要求;线路载面细, 互供能力差, 设备过负荷或检修造成停电影响很大, 检修停电时间占全部停电时间的比重最大;城市市政建设、道路拓展等工程施工, 要求电力配合移址或改造, 造成停电, 这在大城市尤为突出;一些城网管理上比较粗放, 有的检修安排节约时间没抓紧, 有的中低压带电作业没有普及;配电网改造及自动化等科技进步没形成规模, 四遥、自动化装备技术优势没有充分发挥潜力。

1.3 区域电网的电厂接入点较少

我国多数地区电源点主要包括地区电厂和地区220 kV变电站两个组成部分。从目前电厂接入来看, 电厂接入数量相对较少, 且电厂一般为分布式电源接入, 单体发电容量相对较小, 很难满足有些地区的负荷需求。当发生重大电网事故情况下, 地区电网很难独立运行, 保证地区自身重要负荷的供电需求。从220 kV变电站电源情况来看, 220 kV变电站电源点相对较少。由于220 kV变电站缺乏, 导致现状部分220 kV变电站超过自身供电能力为110 kV变电站供电, 部分地区出现220 kV变电站主变发生N-1故障情况下过载现象, 形成地区电网安全隐患。随着新城地区经济和社会的进一步快速增长, 110 kV变电站对220 kV电源点的需求进一步加大, 地区220 kV电源点矛盾将日益突出, 形成地区电网供电瓶颈。

2区域电网10 kV开关成套设备标准化的建设对策

2.1 加强区域电网10 kV开关成套设备标准化规划建设

随着城市用电量的急剧增加, 区域负荷密度的迅速增高, 变电所已逐渐深入城中心, 且布点数量越来越多。而城中心用地的日趋紧张, 选址困难和环保要求, 使得改变变电所过去通常选用的体积大、用地多的常规户外式结构型式, 推行区域电网10 kV开关成套设备标准化, 已成为当前迫切需要解决的问题。国内外实践经验表明, 在不影响电网安全运行和供电可靠性的条件下, 通过改进布置方式, 简化接线和设备选型等措施, 实现区域电网10 kV开关成套设备标准化, 电网建设城市化、小型化, 可以达到减少占地、改善环境质量的目的。

区域电网10 kV开关成套设备标准化的建设, 力求做到与周围环境的协调, 使电网建设不仅实现减少占地, 而且还尽可能地满足建筑的多功能要求, 使其除了作为供应能源的工业建筑外, 还作为城市建筑的有机组成部分, 在立面造型风格和使用功能上, 充分体现城市未来的发展, 适应城市现代化建设需要。同时, 在规划建设区域电网10kv开关成套设备标准化时还需考虑有良好的消防设施, 按照安全消防标准的有关规范规定, 适当提高变电所建筑的防火等级, 配置有效的安全消防装置和报警装置, 妥善解决防火、防爆、防毒气及环保等问题。

2.2 加强制度建设, 完善标准管理体系

要结合对标、追标、创标活动, 建立完善配电设施安全质量标准化管理体系, 制定详细完善的工作程序、工作标准, 健全监督约束机制, 做到制度完善、监督有力、考核严格。本着“安全可靠、简便操作、实用实效”的原则, 按照“全面推进、积极实施、逐步改善”的工作方法, 制定符合工作实际的《现场标准化作业指导书 (卡) 》, 使一切生产和施工都向标准看齐, 做到“凡事有人负责, 凡事有章可循, 凡事有据可查, 凡事有人监督”。以安全质量标准化体系为平台, 进一步完善技术标准、管理标准和工作标准为核心的制度体系, 明确岗位职责, 落实安全生产责任制, 为全面实施安全质量标准化奠定坚实的基础。为加强对配电设备的管理, 方便操作人员安全、正确操作, 需规范配电设施生产现场安全标识, 制作统一的双编号和标牌, 以便进一步推行现场标准化作业指导卡, 推行检修作业标准化, 消除现场安全隐患, 为职工创造安全健康的工作环境。

2.3 突出以人为本, 营造全员重视标准化的氛围

区域电网10 kV配电设施是电力企业为广大客户提供电力保障的重点生产部位, 关系到客户能否安全可靠用电, 也关系到电力企业资产及职工安全等, 必须引起各级管理部门及运行维修人员高度重视。当前从事区域电网10 kV配电维修人员, 大部分是从社区移交来的人员, 对推行标准化管理认识不深, 缺乏应有的重视。针对此情况, 要加大推行配电设施标准化工作的宣传力度, 加强宣传标准化管理工作的目的、意义以及标准化工作对区域电网10 kV配电设施的基础性作用。应加强配电维修人员标准化知识的培训学习, 以学习标准化操作、违反习惯性违章为突破口, 全面开展标准化管理活动, 强化职工的标准化意识, 使标准化深入人心。要加强基层班组的建设, 强化员工的安全意识, 养成自觉按照标准开展工作的良好习惯, 促进安全生产水平的提高。

参考文献

[1]肖国泉, 王春, 张福伟.电力负荷预测[M].北京:中国电力出版社, 2001:56-60.

[2]牛东晓, 曹树华, 赵磊, 等.电力负荷预测技术及其应用[M].北京:中国电力出版社, 1998:165-188.

10kv开关成套设备论文 篇2

4间隔启动试运行方案

一、工程概况

1、根据业主改造方案及设计要求，110kV玉柴变电站本期只对玉柴变存在安全隐患阵旧二次系统及10kV开关柜更新改造,因为110kV玉柴变电站的主变器、断路器、电流互感器、线路电压互感器，避雷器等一次设备已更新改造过了，所以110kV玉柴变电站本期110kV区一次配电装置不作改造，只改造保护测控装置部份及其控制电缆，现110kV玉柴变电站：110kV望柴线104开关间隔已改造完毕，具备投运条件。

2、投运电源220kV长望变电站110kV望柴线145开关供给，为了避免设备在冲电受电过程中可能出现的事故扩大化，要求110kV玉柴变电站柴金线183间隔、望柴线184间隔、1801间隔及1号主变、2号主变间隔由运行状态转备用状态。

二、试运行前的准备工作

（1）运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。

（2）所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

（3）启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送报玉林供电局地调。

（4）启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报生产技术部、安监部备案。

（5）施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调备案。

（6）与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。

三、启动试运行范围

110kV玉柴变电站：110kV柴金线183间隔、110kV望柴线184间隔相关二次设备。

四、启动试运行项目

220kV长望变电站：110kV望柴线145开关对110kV玉柴变电站柴金线183开关、望柴线184开关充电。

五、启动试运行电网风险分析及措施

（一）电网风险 有发生误操作的可能。

（二）防范措施

严格执行“两票”制度，防止误操作。

六、启动时间安排

计划 2015年06月08日17:00—18:00

七、启动的组织及指挥关系 组 长：陈庚 副组长： 刘超新 玉柴站侧投运负责人：

八、启动试运行应具备的条件

（1）启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到玉林地调，并且变电站与玉林地调之间通信能满足调度运行要求。

（2）所有启动试运行范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定并核对正确。

（3）所有现场有关本次启动试运行设备的工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，所有施工人员已全部撤离施工现场，现场具备送电条件。（4）启动试运行前，有关人员应熟悉启动试运行设备的操作及使用，并根据批准的启动试运行方案准备好操作票。

（6）运行单位就启动试运行设备提前向玉林地调报启动试运行申请。

九、启动试运行前系统方式、调度操作配合 220kV长望站：

1.110kV望柴线145开关冷备用。

110kV玉柴站：

2.110kV柴金线183开关冷备用。

3.110kV望柴线184开关冷备用，1号主变冷备用，2号主变冷备用。

十、启动前现场准备和设备检查

由投运组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。一次设备检查 110kV玉柴站：

1)检查181、182、183、184开关，1811、1821、1831、1833、1841、1843、1801刀闸，18117、18217、18317、18337、18338、18417、18437、18438地刀全部在断开位置，有关接地线已全部拆除。二次设备检查和保护投退 110kV玉柴站：

2)220kV长望站：退出110kV望柴线145开关重合闸。

十一、启动试运行步骤 1、220kV长望站110kV望柴线145开关对玉柴变110kV望柴线184开关、柴金线183开关充电。

1)110kV玉柴站：合上110kV望柴线1843、1841刀闸。

2)220kV长望站：合上110kV望柴线145开关对望柴线184开关充电。3)110kV玉柴站：检查110kV望柴线184开关、电流互感器充电正常。4)110kV玉柴站：合上110kV望柴线184开关。运行正常后断开184开关。5)220kV长望站：断开110kV望柴线145开关。2、220kV长望站110kV望柴线145开关对玉柴变110kV柴金线183开关充电。6)110kV玉柴站：合上110kV柴金线1833、1831、1801刀闸。7)220kV长望站：合上110kV望柴线145开关对柴金线183开关充电。8)110kV玉柴站：检查110kV柴金线183开关、电流互感器充电正常。9)110kV玉柴站：合上110kV柴金线183开关。

10)220kV长望站：投入110kV柴金线145开关重合闸检无压。2、110kV玉柴站110kV柴金线183电流互感器带负荷测量。

11)110kV玉柴站：恢复2号主变主变运行，110kV柴金线183开关带上负荷后对电流的回路进行测量。

投运结束运行方式安排： 1、110kV玉柴站1、2号主变运行方式由玉柴公司的运行维护部门安排。

2、玉柴站110kV望柴线184开关、柴金线183开关经24小时试运行正常后，由玉林供电局地调安排。

十二、启动试运行工作结束后

1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报玉林供电局地调。

2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给玉柴集团运行维护管理。

十三、安全措施及注意事项

（1）所有参加试投运人员必须遵守《电业安全工作规程》、《南方电网电气操作导则》。

（2）各项操作及试验必须提前向调度部门申请，同意后方可执行。（3）试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。（4）凡已经拆除接地线或断开接地刀闸的设备或线路均视为带电，任何人不得攀登。

（5）所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。

（6）试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。

（7）每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。

（8）试运行期间发生的设备故障处理及试验工作，立即停止工作，并向试运行组汇报情况，经试运行组同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。

（9）试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试

运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十四、有关厂站及电气主接线图

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關键词：高压开关柜 设计 质量

中图分类号：M9 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0096-01＼

10 kV高压开关柜的广泛使用，在一定程度上促进了社会的发展，但也不能忽视存在的问题和弊端，要对其进行有效的检测，以防质量问题或老化问题影响到10 kV高压开关柜的正常运行，利用对它在设计上的优化，推进我国电力系统的发展。

1 10 kV高压开关柜事故问题分析

（1）高压开关柜的绝缘性能是一项重要指标，在市场上销售的电力产品的质量参差不齐，一旦质量偏低的产品在电力项目中被使用，极易造成设备设施绝缘性能的破坏。比如像常用的PT手车和避雷器手车等，如果它们的外形尺寸与配套元器件的配置没有统一在投入到运行后极易受到外部环境的影响造成其性能的减退；另一方面，通常来讲当低于10 kV等级的电力配套设备如果在它的主回路或是联络桥中采用的铜排规格不统一，则需要对冷缩管、热缩管等增加绝缘层来加强系统的安全性。

（2）为了便于了解高压开关柜dB值得变化规律，在制定开关柜dB值的图表时，一般应用的都是英国公司的UltraTEV+，这样就很容易了解到dB值是否正常。在定位方面，如果放电的强度很强，就会出现定位不准确的现象，即使是运行良好的TEV的检测设备，也会出现一定的偏差。造成不准确的因素是因为一旦出现局部的放电，而通行的路径又会发生折反射，使得信号开始时的顺序不能准确呈现出来。所以，很多大型的电力公司会使用PDL1来对局部放电进行定位，因为在双通道模式下它能对工作人员指示出距离放电源不远的探头。

（3）高压柜的基本元件一般都能通过各种检验，但把元件组合在一起形成一个整体后却会出现很多问题，很多情况下都是因为设备的质量不过关或是制造的工艺水平不高。有些公司对高压柜的配置要求较低，质量自然不高，越小的事越容易忽略，即使是紧固螺丝的操作，都会不按正常程序来，使得螺杆的长度远远超过标准值，而对支持瓷柱不做任何特殊处理的结果就是使得局部的电场加强，影响绝缘效果。除了设备本身的问题外，对其的防护不重视也是问题的关键点，设计者在设计高压开关柜时，没有对合闸和分闸的具体位置做出明显的辨别标志，造成了开关机械联锁设计的不合理，这使让操作者增大误操作的几率，以致出现事故。

（4）安装人员在安装程序中会经常使导体的外表面形成金属的突出，这样的金属突出就会造成放电现象的出现。再加之高压主电线的连接处和高压开关的的触头存在接触不良的现象，高压柜内又容易产生易导电的金属颗粒，就会加大局部放电的概率。而很多绝缘设施由于年久失修或维护不当，使得绝缘设施的内部存在气隙，也会产生放电现象。

2 防范10 kV高压开关柜事故的措施

（1）要防范高压开关柜出现问题，方便对其开展维修，不仅应对放电脉冲进行检测，还要对放电的电源位置进行定位。定位的精确度不高，就会造成多次定位，使得成本增加，所以要使得成本下降，减少重复操作，就要选用先进的仪器来提高精准度。很多公司的定位方法是利用两路信号的到达前后来判断的。在能量法中，信号值会由于波的到达而产生波动，这就会造成信号能量的变化，而且是大幅度的变化。所以对于防护而言，定位的精准性是十分值得重视的。

（2）对高压开关柜进行设计时，要使得设备的元件都在规定的净距内，特别是一些露在外面的的元件，因为这些元件都是带电的，所以保持一定的距离十分必要，这样才能保证整个大环境的安全。为了保护电力系统的正常运行，避免不利因素的干扰，降低短路问题的出现概率，就要保证元件间的空气间隙在要求范围内。在海拔超千米的的的地方，要是把空气作为高压配电系统的绝缘介质，那么标准的设计规范就要求高压开关柜相与相之间的间隙要大于125 mm，还要使得其和地面的间隙也要大于125 mm，而当海拔过于高时，还应对高压开关柜的距离间隙进行再次的调整，以便使绝缘距离保持在合理的范围内。对于高海拔可以采取以上措施，但对于空间有限的配电室而言，随意调整距离是不现实的，因为它的有限空间使得开关柜不能太大，在绝缘距离上没法下手，就得在绝缘材料上下工夫，有些配电室于是采用了一些绝缘热缩材料，或者是DMC、SMC之类的绝缘板，但是在应用的过程中要注意的是如果利用绝缘热缩材料，就必须使得绝缘的间隙大于80 mm。对这些热缩材料要精心养护，减缓缩套管的老化进度，使得它们的绝缘力保持在良好的强度内，让专人负责定期的检查工作，有问题及时上报，及时解决。采用绝缘的材料若是绝缘板，就不像绝缘热缩材料那样，而要保持绝缘板和导体的距离在15 mm以上。

（3）一个好的外界环境，会减少很多干扰因素，从而促使电力设备更好的工作，所以要采取一系列措施来使得环境符合电力设备的要求，由于温湿度很容易影响开关柜，因此首先要对温湿度进行控制。在线监测温度、湿度需要增加温度、湿度传感器及加热器、风扇控制输出触点。一般来说，开关柜的湿度监控范围为0～99%RH，温度监控范围为0～99 ℃。还要及时对室内采取通风措施，使空气得到对流，但还要注意在外界环境或空气不好时要减少通风，避免灰尘飘入室内，影响设备的运行；还要防止一些小动物进入设备内，对孔柜底部采取堵挡的措施。

3 结语

10 kV高压开关柜是维持电力系统安全的重要设备，要保证其的安全稳定，就要总结相关的经验教训，提高工作人员的操作水平，做好问题诊断分析，对10 kV开关柜局部的放电进行检测和定位，实现控制10 kV高压开关柜的智能化和科学化。

参考文献

[1]魏振，张强，齐波，等.高压开关柜典型缺陷局部放电TEV特征的研究[J].高压电器，2014（2）：60-67.

[2]黄庆荣.10 kV高压开关柜故障原因分析及措施[J].电子世界，2014（3）：47-48.

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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.

10kv开关成套设备论文 篇5

关键词：隔离开关；故障；分析

中图分类号：TM564.1 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

一、10kV户外隔离开关的常见故障

在10kV户外隔离开关运行中，其隔离开关有许多不足之处会导致各种方面的问题。比如由于其开关的导电系统接触不良而导致发热故障，导致这种情况的原因主要是由于隔离开关触头的弹簧出现了问题，引起开关接触不良或者是开关合闸不到位的。以下介绍了10kV户外隔离开关运行中问题的几种情况，这些情况也是常见的几种典型故障。

（一）10kV户外隔离开关拒分（合）故障

10kV户外开关运行中最常见的故障就是隔离开关拒分（合）故障，这类情况通常是因为机构传动部分卡滞、转动轴锈死、动静触头摩擦力过大或操作机构压力降低导致的故障。根据多年的经验积累，这些故障主要由于操作不当的原因造成，由于工作人员的操作不当，可能会导致零件的损坏从而导致隔离开关拒分（合）故障情况的发生。

（二）10kV户外开关控制回路故障

10kV户外隔离开关还有一个问题比较普遍，即隔离开关的控制回路问题。10kV户外开关控制回路的故障一般是由于其二次控制回路问题导致的，主要包括按钮接触不良，微动开关接触不良、错误的切换以及操作电源熔断器、保险丝熔断等情况，导致隔离开关分合问题的情况的发生。造成二次控制回路问题有很多方面的因素，有些事不可抗力的原因造成的，有些是由于工作人员操作不当造成的。工作人员操作不当主要表现在部分相关工作人员没有严格按照要求进行相关的安装和检验工作。导致了相关的开关设备不符合要求，质量不合格情况的发生。不可抗力因素主要是由于相关设备的自然老化、环境恶劣等原因导致二次控制回路的绝缘降低，从而导致隔离开关不能正常的运行。

（三）10kV户外隔离开关接触部分发热

很多方面的原因会导致户外隔离开关接触部分发热情况的发生。主要的原因有以下几个方面：一是，相关零件或者设施的自然老化导致隔离开关接触部分发热，比如说弹簧的老化以及触头变形导致的发热问题。二是，由于相关零件安装不合要求导致的开关接触部分发热，比如合闸不到位，不能完全合紧，接触的面不改而导致隔离开关接触部分发热。三是，由于季节原因导致的隔离开关接触部分发热，例如，夏季温度较高，环境温度导致隔离开关接触部分发热。四是，开关由于常年处于较大的负荷状态，从而导致了隔离开关接触部分发热。

（四）零件变形、锈蚀故障

开关的相关零件由于风蚀或者自然磨损等原因逐渐老化、腐蚀、变形，这导致了工作人员在进行操作的时候，容易出现操作失灵等情况的发生。零件的腐蚀和变形导致了转动和传动设备的故障。造成腐蚀和变形的主要原因是由于隔离开关所在的恶劣的户外环境，以及工作人员的不正当的防护措施造成的。

二、10kV户外隔离开关常见故障处理

10kV户外隔离开关的故障由于其设备类型，故障原因的不同有相应的不同的解决办法，但是其原理都是大致相同的，下面根据以上列述的状况陈述相应的解决方法。

（一）10kV户外隔离开关拒分合故障处理措施

在处理户外隔离开关拒分合故障的过程中，采取使得相关零件锈蚀或变形的处理措施，可以在一定程度上造成隔离的开关拒分合故障。在采用这种处理措施的过程中，首要的步骤是要相关工作人员对平时的户外隔离开关问题中的零件维护工作加强基础性的防护工作，特别是对于干涩部分，一定要定期进行润滑效果的加强。对于一些已经不能使用或者严重变形的零件，要进行定期地更换，这样才能从根本上维护户外隔离开关的正常运行与使用。

（二）10kV户外隔离开关控制回路故障处理措施

对于户外隔离开关控制回路的故障，工作人员应当及时有效的进行定期的检修，平时要做好相关设备的维护工作，在雨季应当加强巡视工作。

（三）10kV户外隔离开关发热的处理措施

对于开关发热的情况，应当首先对其进行温度检验，以此来决定是否需要减少其负荷或者改变运行的方式。与此同时检修工作也非常重要，隔离开关的检修可以减少户外隔离开关发热情况的发生。这种采用动触头运动方式的处理措施可以在一定程度上使得触头结构得到一定的改良，从而促进产品质量的提升。如果用户在使用红外检测的过程中发现设备一些异常现象，可以在短时间内采取有效的维护措施，从而降低导电回路发热故障问题。相关运行部门还需要进一步总结科学的处理措施经验，在与制造厂方，用户反馈的建议或意见，三方综合进行科学地比对与考虑，从而使得国产高压隔离开关的总体产品质量水平得到最大程度的提升与进步。如果开关的相关零件出现了变形或者腐蚀情况的发生，工作人员应该及时进行清理，对于不能再次使用的零件，对其进行更换。

三、结束语

通过本文的分析，对于10kV户外隔离开关运行中常见的问题，需要进一步采取科学有效的措施，对客户、制造方以及有关技术部门进行综合思考，特别是在故障分析过程中，需要对故障出现的三种常见的原因进行深入地总结与分析。这些故障分析的结果，同时也为广大研究者提供些许参考与建议。

参考文献：

[1]郑楚韬，陈益祥，冯翔.10kV户外隔离开关安装与运行策略[J].电气开关，2013（04）：95-97+101.

[2]张新春.隔离开关的常见故障与维护技术[J].精密制造与自动化，2011（02）：61-64.

新型10kV刀闸辅助开关的研制 篇6

10k V刀闸辅助开关, 即为电网一次系统中10k V电压等级刀闸的开断通过其自带的辅助开关在后台操控界面中的反映。本次研制出的10k V刀闸辅助开关克服了目前电力系统中普遍使用的同类产品可靠性不高、维护成本大以及实用寿命较短等难题。

不少投运时间较早的变电站10k V开关柜上的刀闸辅助开关可靠性不高, 结构复杂, 使用多连杆方式, 辅助接点易接触不到位, 并且不少辅助开关与刀闸之间的连杆直接挡住了上端柜门的开启 (上柜门在开关运行情况下是允许被打开的, 进行非接触性工作) 。使用寿命较短的主要原因也是因为不少投运时间早的变电站10k V高压室的环境恶劣, 辅助开关老化变形严重, 非真空设计的触点表面容易氧化, 容易造成触点接触不良。

1 方案的提出

针对上述情况, 如果能研制出一种结构简单、可靠性较强、维护简单的新型刀闸辅助开关, 即可克服现刀闸辅助开关触点容易氧化、连杆过多过长等缺点, 使刀闸辅助开关缺陷次数明显下降。

由于市场上没有完全可借鉴使用的产品, 技术更新小组运用“头脑风暴法”对10k V刀闸辅助开关进行了研究设计, 设计过程中提出了以下三种方案, 具体如图1所示。

针对以上三个方案, 从有效性、可靠性、可实施性、经济性和可维护性等方面进行综合评估后, 决定采用方案三, 即:在刀闸把柄上使用一块磁铁, 而刀闸辅助开关内使用有弹性的铁片;根据磁铁性原理, 当刀闸合上时, 磁铁吸动铁片从而接通辅助接点;刀闸分开时, 磁铁远离铁片, 铁片复原后断开辅助接点。

2 步骤实施

2.1 磁铁和磁铁盒外壳的选择和设计

通过市场调查及查阅相关资料, 发现钕铁硼材质的磁石承受拉力明显优于普通的磁石, 其本身的机械加工性能亦相当好, 工作温度最高可达200摄氏度, 而且其质地坚硬, 性能稳定, 因此, 采用钕铁硼材质的磁石来做磁铁部分, 磁铁外用塑料材质裹住固定。这样使用钕铁硼材质的强磁石制作的磁铁部分有工作可靠、耐热性强和稳定性能好的特点, 磁铁外用塑料材料外裹, 也不会过于影响磁铁的磁力。

2.2 动静触头及灭弧室的设计

参考了110k V以上电压等级使用的真空辅助开关的结构, 将动静触头设计放入真空管内, 这样设计有两点好处: (1) 动静触头不容易受到外界环境的影响, 工作可靠性高; (2) 真空管内灭弧性能好, 触头不易氧化, 工作寿命长。动静触头用铜排引出至外壳端子上, 以便接线。

2.3 底板、封盖及定盘的设计

底板设计为平整的, 便于固定;封盖材质选用塑料, 厚度不超过2.5mm;定盘固定考虑位置移动的方便, 采用开口型的螺丝底座。

底板尺寸的选择, 起初创新小组设计的尺寸稍小, 主要是考虑在满足工作性能的条件下使用小尺寸, 以达到节约成本和小巧美观的效果。但小尺寸的底板设计出来后发现, 原来的孔洞有一半不能就用, 需重新在柜门上开洞。除增加工作量外, 由于小尺寸底板还不能遮盖住原先的孔洞, 影响了柜门的整体外观。经过精确的测量原来辅助开关的相关尺寸, 修改设计确定底座的长为89mm, 最大宽为75mm, 这样能基本套用原来辅助开关的孔洞, 省去柜门重新开洞工作, 新设计出来的底板可以就用原来柜门上的孔洞, 从而节省了工作量并提升了整体美观度。

2.4 磁铁盒的位置固定及连杆的设计

磁铁盒用连杆固定在刀闸上, 连杆间采用拉力弹簧, 使其有一定的伸缩性, 以便刀闸小幅度的摆动不影响磁铁盒与封盖的接触, 从而提高触点接触的可靠性。

经过实际测量, 设计连杆垂直长度为114mm, 连接处有105°的夹角, 尺寸能最大程度地满足刀闸分合过程中连杆将磁铁盒和底座充分接触和分离。

3 效果检查

新型10k V刀闸辅助开关图纸设计出来后, 交由深圳某开关厂生产出样品并综合测试了其性能和可靠性。经江西省萍乡供电公司新技术办公室审核通过后, 于2011年12月安装于江西省萍乡供电公司所辖西郊110k V变电站。新旧10k V刀闸辅助开关无论是在外观, 还是结构上的变化都让人耳目一新, 见图2。

研制出的新型10k V刀闸辅助开关每套成本为165元, 较之前的价格成本约降低80元。西郊110k V变电站共更换60把辅助开关, 共节约资金约4800元。经过2012年全年的跟踪监测可知, 该新型10k V刀闸辅助开关维护成本低, 可靠率和使用寿命增加;从长远来看, 未来的经济效益会进一步体现。目前需更换的10k V刀闸辅助开关约200套, 如继续更换成此款成果, 其经济效益可观, 不但能避免班组的重复消缺, 减少工作量, 还能提高公司设备可靠率指标。

2011年该项目获得江西省萍乡供电公司优秀创新成果、江西省质量协会颁发的优秀成果奖, 同时也以萍乡供电公司名称申报并获得了相关专利。

摘要：针对旧的10kV刀闸辅助开关可靠性不高、结构复杂、维护成本大等问题, 利用全新的工作原理研制出10kV刀闸辅助开关, 并投入现场使用。经过对现场安装调试后一年的跟踪监测发现, 效果显著。

关键词：10kV刀闸辅助开关,研制,可靠性

参考文献

[1]贺家李, 宋从距.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 1994.

[2]中国国家标准化管理委员会.GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术标准[M].北京:中国标准出版社, 2002.

10kV架空线路双跌落开关应用 篇7

关键词：双跌落,不停电,安全

近年来, 工程建设规模越来越大, 为达到避免电压降和减少电能损耗的需求, 施工现场临时用电已经变成从10k V架空线路上接引电源至施工用变压器, 但是由于工程建设的特殊性, 所有的施工单位进出厂不是同一时间, 因此接引和拆除架空线路引接电源必须采取停电措施, 鉴于工程规模巨大, 频繁停电会导致相当的人力、机具停止作业, 造成极大的财力物力浪费, 所以迫切需求一种电源接引方式既能满足施工现场停电又能保证作业人员的安全, 同时满足经济最大合理化。

1 跌落开关

跌落开关在10k V配电线路和配电变压器中得到了普及, 跌落式熔断器安装在10k V配电线路上, 可以缩小停电范围, 拉闸操作后有一个明显的断开点, 具备了隔离开关的功能, 给跌落开关引出的设备检修创造了一个安全作业环境, 同时当线路出现短路电流熔断熔丝时候, 产生电弧, 熔丝管内的钢纸管在电弧的作用下产生大量的气体, 因熔丝管上端被封死, 气体向下喷出, 吹灭电弧, 熔丝在熔丝管自身的重力和上下静出头弹簧片的作用下, 熔丝管迅速跌落, 使电路断开, 切除故障设备。

采用熔断跌落开关的优点:价格便宜, 安装简单, 可以根据设备容量选择保护熔丝, 操作方便, 作业安全性较高, 在架空线路上得到普及应用。

缺点:由于熔丝管较短, 在接引10k V电源时安全距离不够, 必须采取停电措施, 在施工进度日益紧张的情况下, 不能满足现场正常平稳供电, 施工进出厂接引拆除电源都需采取停电措施, 不满足多单位大型工程建设, 如果采取夜间作业或者停工间隙作业, 都会对作业人员安全存在隐患。

2 柱上负荷开关或油断路器

断路器是由弹簧操作机构操动的, 先拉动手动储能拉环或电动储能, 再拉动手动合闸拉环或给机构电动合闸信号, 使储能弹簧释放能量, 机构输出轴转动, 通过拐臂, 连杆带动真空灭弧室的动触头向上运行, 直至与静触头接触并通过机构合闸保持处于合闸状态, 完成断路器合闸操作;分闸时, 拉动手动分闸环式给机构电动分闸信号, 使机构合闸保持解除, 在触头压力弹簧和分闸弹簧的作用下, 机构输出轴反向转动, 从而带动真空灭弧室动触头向下运动至分闸位置, 完成断路器分闸操作。

采用柱上断路器的优点:继电保护相对跌落开关更为可靠, 操作方便, 能很好的保护设备, 动作迅速准确, 在一些关键设备上已逐渐代替跌落开关成为主流。

缺点:价格昂贵, 重量大, 架空线路安装不方便, 同时根据以往经验, 如果柱上断路器出现故障时, 出现拉不掉合不上现象, 因此在一些临时用电中不采用柱上断路器。

3 双跌落开关

3.1 单侧双跌落开关

单侧双跌落开关是将两组跌落开关串联安装在一侧, 安装一组避雷器, 在电工作业时两组跌落开关熔丝管摘除, 在最大程度上保证了作业人员接电时的安全距离。

3.2 对侧双跌落开关

对侧双跌落开关是将两组跌落开关背靠背安装在电杆的两侧, 电工作业时候两组跌落开关熔丝管摘掉, 电工仰视可以清楚看到断开点, 同时保证了作业人员接电时的安全距离。

3.3 采用双跌落开关的优点

(1) 可以缩小停电范围, 两个跌落开关拉闸操作后有两个明显的断开点, 具备了隔离开关的功能, 安全距离也满足作业时需求。两个明显断开点的设置对作业者作业时心里创造了相对安全的环境。

(2) 在一定程度上节省了人力, 在建筑施工工地, 高压线路作业人员相对用工较少, 在平时日常检维修中多以低压地面电工人员为主, 高压线路作业人员只是临时聘用。

(3) 相对于单跌落开关只增加了一组跌路开关及相关附件, 随着人工费用的提高, 相比柱上断路器造价非常便宜。

4 结论

综上所述, 双跌落开关凭借自身的优势, 在一定程度上满足了电源接引时停电的安全距离, 同时在不停电的情况下进行施工作业, 进一步满足了现场施工的需要。

参考文献

10kV柱上开关电器应用分析 篇8

(1) 断路器。出现故障电流后按照整定动作电流和时间跳闸, 一般配备电磁感应线圈和脱扣联动机构, 既能开断又能关合短路电流, 开断故障电流能力较高, 作为保护线路用。但因配电网络中断路器保护配合时间短, 存在越级跳闸的弊端。

(2) 重合器。有电流型重合器和电压型重合器2种。反应故障电流跳闸后能重合的, 称为电流型重合器, 这种重合器既作保护跳闸用, 又能实现1～3次重合闸。将故障段从最后一段开始逐一淘汰, 直到判别到故障段, 因需多次重合故障电流, 对电网冲击较大, 同时分段越多, 需重合的次数越多, 时间越长, 故分段一般不宜超过3段。适用于分支线和辐射型线路。

另一种重合器在线路失压时跳闸, 来电时延时后重合闸, 称为电压型重合器。变电所内出线断路器需2次重合配合完成故障隔离与恢复供电。其中第一次重合为判别故障段, 依据各分段点断路器合闸的数量确定故障段, 并将故障段两侧断路器闭锁隔离故障。第二次重合为恢复非故障段的供电, 整路馈线仅重合1次故障电流, 完成故障隔离与恢复供电时间较长。适用于辐射型或环网型的短线路, 实现初级自动化。

(3) 分段器。能记录故障电流脉冲次数, 在无电压无电流时, 当故障电流次数达到预设值就自动分闸闭锁。分段器大多与重合器配合使用, 自动完成预期的分合闸及闭锁操作。

(4) 负荷开关。该开关不能用于开断短路电流, 只能用于开合额定负荷电流, 其主要作为线路的分段。因造价低, 在集中式的配电自动化中采用较多。

2 10 kV柱上断路器在馈线自动化中的应用

馈线自动化即自动实现故障区段的定位、故障的隔离、非故障区段的供电恢复。要实现自动化, 柱上断路器必需具备电动操作及电流、电压检测等功能。一般来说, 馈线自动化包括架空馈线自动化和电缆馈线自动化, 架空馈线自动化又有以下3种运行模式。

模式一:就地控制方式。由重合器、分段器依据电流、电压、故障电流次数等预设的条件, 实现故障隔离和恢复供电。其优点是不需要通信手段, 利用重合器的重合及动作时限配合, 实现故障自动隔离、自动恢复供电;其缺点是分段越多, 隔离故障、转移负荷时间越长。这种模式自动化程度较低, 适用于馈线自动化的初级阶段。电流型重合器还会出现频繁跳闸、重合现象, 对线路用电设备冲击较大, 恢复供电时间较长。

模式二:分布智能控制方式。FTU (Feeder Termi-nal Unit, 馈线远方终端) 监控终端+断路器 (重合器) , 在一定区域内由断路器实现故障隔离和恢复供电, 但需建设该区域内断路器之间的联络通道。分布智能控制方式要求柱上断路器具有电动操作机构, FTU监控终端将检测到的电流与电压信号、断路器状态进行比较处理, 通过点对点通信, FTU把故障后断路器状态及记录信息传送到临近断路器的FTU, 识别出故障区段并自动隔离, 然后对非故障区段自动恢复供电。其特点是增加了断路器间通信, 技术较为先进, 是配电网自动化的过渡阶段。

模式三:集中远方控制方式。配调中心站+FTU监控终端+负荷开关, 由控制中心 (分中心) 判断故障、隔离故障、恢复供电, 但需建设通信通道和控制中心, 投资较高。它是分布式的集中智能控制, 将FTU监控终端检测到的信息通过通信网络传送至配调控制中心, 进行全面的计算机管理。在馈线发生故障后, 由控制中心自动判别后, 遥控断路器隔离故障区段, 恢复非故障区段供电。该模式是一种技术上更为先进的馈线自动化, 是配电网自动化的高级阶段。

3 10 kV柱上断路器在配电网络中的应用原则

(1) 使用条件。所有故障都应获得作为瞬时故障处理的机会, 避开涌流的影响, 分闸后闭锁应仅发生于永久性故障的情况, 因分闸后闭锁而切除的线路区段应尽可能少。

(2) 根据负荷大小和线路长短, 经济合理地安排和选择分段点及开关设备。农村长线路和分支线, 一般采用电流型重合器+分段器以提高供电可靠性, 环网供电网络可采用电压型重合器, 具备通信的馈线可采用负荷开关。

(3) 根据安装地点选定额定电流, 开断和关合短路电流能力, 动、热稳定电流。短路容量一般应选择16kA以上, 才能适应电网容量不断提高的要求。

(4) 正确整定保护配合参数, 如跳闸电流、重合次数、分段器的次数预设、延时时间等。

(5) 电流型重合器与重合器的配合应充分利用其快、慢的“双时”时间特性曲线, 位于电源侧的重合器应至少1次的快速动作, 其后的重合器有相同或更多的快速动作。而电压型重合器的延时时间整定应一级比一级延长 (一般设置7 s) , 环网供电中环网点的时间应大于每侧延时时间之和。

10kV开关柜运行检修防范要点 篇9

1 真空开关柜介绍及防范要点

1.1 金华开关厂真空开关柜

1.1.1 HXGN15系列

(1) HXGN15系列剖面如图1所示 (此图样为带接地闸刀的主环网柜, 通常在使用中都将其拆除) 。

(2) HXGN15系列优缺点:

优点:空间大, 便于电缆搭接和检修, 运行可靠。

缺点:元部件容易损坏, 柜门易变形造成关闭困难;操作机构操作不畅, 存在卡滞问题;占地空间大;指示灯经常出现故障。

(3) HXGN15型开关柜作业风险防范要点:

1) 操作隔离闸刀前、后, 需注意绝缘隔板的使用;

2) 送电操作前, 需检查熔断器联跳挡板位置, 防止因不到位造成熔断器熔断后开关跳不掉;

3) 隔离闸刀的操作必须到位, 不然开关合不上;

4) 更换故障熔断器时, 需在熔断器线路侧加挂接地线一组。由于开关柜接地刀位于熔丝母线侧, 故开关柜改线路接地状态时, 不能用开关柜接地刀闸代替接地线;

5) 该型开关出线柜隔离闸刀与接地闸刀联动, 合开关前应检查接地闸刀的位置, 防止接地闸刀未拉开造成带接地合开关。

1.1.2 XGN68-12系列

(1) XGN68-12系列剖面如图2所示。 (2) XGN68-12系列优缺点:

优点:体积小, 重量轻, 操作方便, 结构简单。

缺点:紧急按钮无防护罩;体积小, 且纵向排列, 环网柜不便于挂设接地;更换熔丝困难;开关柜门容易变形, 造成装卸困难。

(3) XGN68-12型开关柜作业风险防范要点:

1) 该型开关柜隔离闸刀为线路闸刀, 与HXGN15型开关柜的母线侧隔离闸刀不同;

2) 送电操作时, 开关有一个储能过程, 不是一步到位的;3) 隔离闸刀的操作必须到位, 否则开关合不上;

4) 更换故障熔断器时, 需拉出熔断器抽屉;

5) 该型开关出线柜隔离闸刀与接地闸刀是联动的, 合开关前定要检查接地闸刀位置, 防止接地闸刀未拉开造成带接地合开关。

1.2 宁波华通系列开关柜

(1) HXGN-10系列开关柜优缺点:

优点:空间大, 便于电缆搭接和检修;运行简单可靠;关联闭锁程度较高, 不易发生误操作。

缺点:闭锁装置过于严密, 以点为准, 又无限位装置, 会造成操作无效或无法操作;开关的隔板水平设置, 易产生凝露, 降低绝缘性能;无二次电源切换装置;无前观察窗, 无法监察设备运行情况。

(2) HXGN-10系列开关柜检修作业风险防范要点:

1) 该型开关柜的闭锁装置较严密, 每一步操作必须十分到位, 且没有定位装置, 故经常出现操作无效现象, 如发生状况时, 只需调整操作手柄位置即可, 合开关前必须关闭闸刀操作窗口;

2) 开关隔板由于水平设置, 往往会因为环境湿度的增加, 凝聚水珠, 降低绝缘性能, 因此对隔板应定期清理、测试。进线柜停电后仍有可能带电, 需确证上级电源停电后方能打开柜门;

3) 隔离闸刀为开关母线侧, 接地闸刀在开关母线侧, 这一点有别其他开关柜;

4) 操作时, 需手动按下紧急跳闸按钮, 打开闸刀操作窗方能操作;隔离闸刀的操作必须到位。不然开关合不上;

5) 更换故障熔断器时, 需在熔断器线路侧加挂接地线一组;

6) 该型开关的操作方向为上下操作, 由于操作手柄是活动的, 操作时需注意力度控制, 防止手柄滑出, 对操作人员造成伤害。

2 S F6开关柜介绍及防范要点

2.1 施耐德S M6、RM6系列开关柜

2.1.1 施耐德SM6系列

(1) SM6负荷开关柜剖面如图3所示。 (2) SM6-IM、IMC系列开关柜优缺点:

优点:全柜由相互绝缘的间隔组成, 单气泡, 更换方便, 安全性强;联锁机构直接, 可靠简单, 操作、检修方便;熔丝更换方便。

缺点:带电显示器容易出现故障, 无法显示;开关柜为全密封, 无明显断开点, 操作时无法判断是否分合闸到位;二次核相装置接线要求较高;由于灭弧介质为SF6, 对运行环境有特殊要求, 必须配备强制通风装置;底板密封不严, 容易造成设备受潮锈蚀;无气体压力表。该开关柜用户出线柜的电缆搭接桩头为内藏式, 施工很困难。另外, 大于120 mm2的电缆头就无法直接搭接, 需加装连接片加长才能搭接电缆头。

(3) 开关柜检修作业风险防范要点:

1) 柜门关上, 开关离开接地位置后, 方可进行合闸操作;开关分闸后, 才能接地;开关接地后, 才能打开柜门;打开柜门把开关锁定在分闸位置后, 才能操作接地开关做试验;

2) 电动按钮和紧急按钮应加装防护罩, 接地刀闸应加装防误提示锁, 室内开关柜应加装强制通风装置;

3) 操作前后应注意核对位置指示与带电显示;

4) 出线柜送电前应检查熔断跳闸挡板是否到位;

5) 进线柜电缆进线采用下进线, 开关断开后开关柜内仍有电, 在未验明上级电源断电前, 严禁合接地, 严禁打开柜门。

2.1.2 施耐德RM6系列

(1) RM6系列开关柜优缺点:

优点:RM6柜为多间隔共箱式SF6气体灭弧、绝缘环网柜, 全绝缘、全密封, 占地面积小, 安全性强;联锁机构直接, 可靠简单, 操作方便。

缺点:带电显示器容易出现故障, 无法显示;开关柜为全密封, 无明显断开点, 操作时无法判断是否分合闸到位;二次核相装置接线要求较高;用户柜熔丝装置不合理, 更换较复杂。

(2) 开关柜检修作业风险防范要点:

1) 柜门关上, 开关离开接地位置后, 方可进行合闸操作;开关分闸后, 才能接地;开关接地后, 才能打开柜门;打开柜门把开关锁定在分闸位置后, 才能操作接地开关做试验;

2) 电动按钮和紧急按钮应加装防护罩, 接地刀闸应加装防误提示锁, 室内开关柜应加装强制通风装置;

3) 操作前后应注意核对位置指示与带电显示;

4) 出线柜送电前应检查熔断跳闸挡板是否到位;

5) 进线柜电缆进线采用下进线, 开关断开后开关柜内仍有电, 在未验明上级电源断电前, 严禁合接地, 严禁打开柜门。

2.2 德里施尔G.I.S.E.L.A.系列

(1) 德里施尔G.I.S.E.L.A.系列开关柜优缺点:

优点:德里施尔G.I.S.E.L.A.系列开关柜为多间隔共箱式SF6气体灭弧、绝缘环网柜, 全绝缘、全密封, 占地面积小, 安全性强。

缺点:结构紧凑、复杂, 对操作人员要求较高;开关柜为全密封, 无明显断开点, 操作时无法判断是否分合闸到位;二次核相装置接线要求较高;红色系列开关柜电缆接线室太小, 施工较困难。

(2) 德里施尔G.I.S.E.L.A.系列开关柜检修作业风险防范要点:

1) 操作前后应注意核对位置指示与带电显示;

2) 应加装强制通风装置;

3) 进线柜电缆进线采用下进线, 开关断开后开关柜内仍有电, 在未验明上级电源断电前, 严禁合接地, 严禁打开柜门。

2.3 ABB S a fe ring系列开关柜

(1) ABB Safering系列开关柜优缺点:

优点:开关柜为多间隔共箱式SF6气体灭弧、绝缘环网柜, 全绝缘、全密封, 占地面积小, 安全性强。

缺点:结构紧凑、复杂, 对操作人员要求较高;开关柜为全密封, 无明显断开点, 操作时无法判断是否分合闸到位;二次核相装置接线要求较高。

(2) ABB Safering系列开关柜检修作业风险防范要点:

1) 电动按钮和紧急按钮应加装防护罩, 室内开关柜应加装强制通风装置;

2) 操作前后应注意核对位置指示与带电显示, 熔断器指示是否到位;

3) 进线柜电缆进线采用下进线, 开关断开后开关柜内仍有电, 在未验明上级电源断电前, 严禁合接地, 严禁打开柜门。

2.4 西门子S IMOS EC系列开关柜

(1) 西门子系列开关柜优缺点:

优点:绝缘性能好, 开关操作可靠简单、方便。

缺点:示意图上接地线用红颜色标注, 与现行标准用法不一致;柜面布置不合理, 易发生误操作;紧急按钮无防护罩。

(2) 西门子系列开关柜检修作业风险防范要点:1) 电动按钮和紧急按钮应加装防护罩;

2) 操作前后应注意核对位置指示与带电显示;

3) 应标注操作孔名称, 操作前应核对开关操作孔和接地操作孔是否正确;

4) 应加装防误提示锁和强制通风装置;

5) 进线柜电缆进线采用下进线, 开关断开后开关柜内仍有电, 在未验明上级电源断电前, 严禁合接地, 严禁打开柜门。

2.5 阿尔斯通M24系列开关柜

(1) 阿尔斯通系列开关柜优缺点:

优点:绝缘性能好, 开关操作可靠简单、方便。

缺点:结构紧凑、复杂, 对操作人员要求较高;二次核相装置接线要求较高。

(2) 阿尔斯通系列开关柜检修作业风险防范要点:

1) 负荷开关合闸前必须打开接地开关, 接地开关打开前必须关上柜门并旋转门手柄锁上, 接地开关关合前负荷开关必须分闸, 柜门打开前必须将接地开关关合, 负荷开关操作完毕后必须将操作柄反向旋转进行储能后才可取下;

2) 操作杆插入接地开关操作孔后必须拨动解锁板方可旋转操作杆;

3) 进线柜无接地闸刀, 改检修状态时需到上侧挂设接地线。

3 结语

10kv开关成套设备论文 篇10

关键词：配电线路；隔离开关；10kV配电网；问题；分析

电力系统的复杂性在于其构成元件非常多，主要包含有：用电设备、变压器及发电机等设备共同构成。10kV配电网在电力系统中占有一定位置，其主要方向是发展10kV配电线路的带电作业，因此要加强对配电网建设，采取有效措施提高供电的安全性和可靠性。

一、带负荷带电作业的方案和方法、适用范围

1.带负荷带电作业的方案和方法

根据带负荷10kV配电网更换隔离开关分析，其隔离开关经常在电路中使用，对于项目中的作业应采取先进绝缘手套直接作业方法。

在人员的准备上，应至少配备七位共组人员，包括工作负责人、监护人、斗内监护、斗内工作人员、地面电工等。

需要准备相关的绝缘工具包含有：绝缘斗臂车、绝缘绳、绝缘毯、导线、绝缘服和各种工具和材料，这些工具应放置在专业工具箱内，同时在运出之前要进行绝缘电阻的相关测试工作。

2.带负荷带电作业的适用范围

其适用的范围在10kV线路中垂直排列、水平排列的杆塔等各种更换隔离开关的相关作业。在开展项目作业前要做好准备工作，对隔离开关的损伤情况及相关位置、杆塔型式及工作的有关环境，应进行勘察分析。按照实际分析，对带电作业进行判定，确定相关作业的危险点及采取的措施和方法。

按照具体的勘察结果进行申报工作计划，并填写带电作业指导书及危险源的点票，不可涂抹或任意更改，最后签发并生效。

二、负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的操作步骤分析

1.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的操作步骤

首先，在进入现场后应按照相关标准化的作业指导进行操作，有关工作负责人对作业的线路进行负责，检查相关作业的环境和区域线路，经许可之后再开始工作。

然后，所有作业人员中由负责人宣读工作票后，再进行作业交底工作，对作业的方案及布置的任务做出分工，确认好危险源及做好相关的预防措施，由工作人员进行确认并进行签字。

2.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的注意事项

（1）在现场作业中，应设置好附近的围栏，系好警示带，非工作人员不可进入现场。将绝缘工具及有关材料放到防潮布上，检查隔离好开关，测试隔离开关的性能，同时再涂抹润滑剂。

（2）在检查绝缘斗臂车的车况是否正常后，先测试操作再将车辆升降并悬空，对液压及回转和伸缩系统进行确认，保证相关装置都可靠、安全。

（3）工作人员将绝缘用品穿戴好，带上工具进入绝缘斗内，并系好安全带。在工作的过程上，如果上升时，对有可能触及带电部件的情况应加强绝缘的遮蔽。在工作斗升到一定位置后，需对身旁附近导线安装遮蔽罩，并将遮蔽罩进行下方开口并固定好，避免出现松脱等不良情况。

（4）按照先带电体后地体的方式，根据从低到高、从近到远的方式进行遮蔽后，再遮蔽三相导线，对绝缘子和隔离开关及连接的构件和电杆都要进行有效的遮蔽。对于隔离挡板一定要装置在鳄梨开关和电杆之间。将两相隔离的开关引线进行科学拆除，同时再将引线进行固定并加强遮蔽。

（5）在配电网检修负荷转移方面，应事先确定好方案，相关检修人员给出负荷转移方案。在进行负荷转移时，要注意一些原则，要满足配单网的潮流约束的前提下，同时配电网的负荷在运行受到约束的时候，可运用开关操作，实现负荷转移。如果失电区含有分布式发电，而且还有联络开关和其他的相关馈线进行连接，那么就要按照分布式发电的其他类型进行选择，然后进行负荷转移。

3.负荷下10kV配电网线路更换隔离开关的常用方法

（1）为满足人们的日常生活需要，避免由于断电而对人们的生产和生活造成影响，通常都采用带电工作的，隔离开关的更换作业。同时这也是为了电力企业的经济利益，减少断电带来的损失，避免由于更换隔离开关而导致的其它影響。

（2）采用利用转移负荷的方式进行，利用现场勘查的方式，选择绝缘引流线，然后将隔离开关的引线进行拆除，从而进行调换隔离开关，并最后拆除有关绝缘引流线。

三、配电线路更换隔离开关的安全措施和相关注意的问题

（1）在工作的前期阶段，应做好准备工作，对调度进行申请停用重合闸，做出明确的线路跳闸，不能强送电工作。

（2）带电作业时，应选择好天气，如果遇到雨雪、雷雨天气，应避免进行带电作业。尤其是在风力较大的情况下，湿度达到80%以上，应禁止带电作业。

（3）在群众稠密的地方，要充分注意到过往的行人和车辆，采取科学的预防措施。工作中的绝缘斗一定不要熄火，在作业的过程中，其绝缘臂的长度要求在1m以上。

（4）斗内的监护人员及斗内工作人员不可互换工作，应加强自身的工作和责任，进行辅助性的工作。在多辆绝缘车同时工作时，在交叉点只可一辆车进行工作，应有监护人员进行操作和安排。如果有交叉性的跨越工作，应加强安全距离，同时对斗内的监护人进行安全监护。

（5）绝缘措施方面，工作人员应穿好绝缘服，严格使用绝缘用品，保证工作过程中无漏电现象。同时在作业前，做好绝缘遮蔽措施，身体不可碰到带电体，在遮蔽工具间的搭接处要保证足够的距离重叠，重叠的距离要大于20cm。

带负荷10kV配电线路在更换隔离开关时，应保证安全操作和科学更换工作。在不间断供电的过程中，有效解决用户的需求，保证用户和设备以及供电等多方面的需求，使配电网供电的效率有所提高。

参考文献：

[1]姚志刚，刘强声.10kV带负荷配电线路更换隔离开关时的作业方法及安全措施研究[J].山东工业技术，2013，（14）：216-217.

[2]吕华山.10kV柱上开关的选择与使用[J].供用电，2003，20（5）：41-42.

[3]叶爱民.南昌市10kV配电网系统电容电流的测量和分析[J].江西电力，1997，（2）：47-48.

10kV高压开关柜交接试验分析 篇11

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.