110kV高压开关柜

110kV高压开关柜（精选十篇）

110kV高压开关柜 篇1

110kV联兴站为新建变电站,运行方式如图1所示。

在对该站110kV母联100开关保护定检工作中,进行到100开关验证信号回路时,发现当断开110kV母联100开关时,端子箱有一空开3QF(名称为“110kV开关储能电源”)有以下现象:

(1)当母联100开关在分闸位置,其他情况正常时,如果断开此空开3QF,后台报“控制回路断线”,此时该母联100开关合不上。

(2)当母联100开关在合闸位置,其它情况正常时,如果空开3QF断开,后台无任何信号;但当分开母联100开关后,后台报“控制回路断线”,然后不能再合上该母联100开关。

其它情况正常为:母联100开关已储好能、控制电源在投入状态、机构把手在“远方”位置、后台无异常信号等状态。

2 现象分析

由于二次控制回路和储能回路应该为独立的电源回路,相互之间不应该出现此类异常现象:断开二次储能回路电源会影响高压母联100开关控制回路。

对设备、图纸进行检查,发现3QF空开下端接+HM、-HM电缆到110kV母联开关机构箱的电机马达电源和电机控制电源(如图2所示),值得注意是电机控制回路有一储能继电器K13。

储能继电器K13常开接点串入110kV母联开关合闸控制回路,如图3所示。

断开3QF储能空开,使110kV母联100开关的电机马达电源和电机控制电源失电,储能继电器K13失电,K13的常开接点保持断开状态,因此造成110kV母联100开关合闸控制回路断开,开关不能合闸。

110kV母联100开关的位置状态不同,出现异常现象也不同:当断开3QF储能空开时,如果110k V母联100开关在分闸状态,TWJ监视的合闸回路在断开状态,因此报“控制回路断线”;当断开3QF储能空开时,如果110kV母联100开关在合闸状态,HWJ监视的跳闸回路在正常状态,因此没有异常信号。控制监视回路见图4。

3 运行设备存在隐患

针对该站情况,检查图纸和现场,发现其它110kV间隔同样会有该问题存在:

(1)该站110kV母联运行方式为母线自投方式并具备自投功能,以上出现的异常现象会对110k V母联100开关的影响:正常运行方式下,110kV母联100开关在分闸状态,如果3QF空开由于其他原因跳闸,这时后台会报告警信号;在继保人员赶到现场处理该信号时,如果电网故障需要110kV备自投动作,而3QF空开在断开状态,会影响110kV母联100开关的控制回路,造成母联100开关不能合闸,造成110k V备自投动作失败。

(2)110kV线路正常运行时在合闸位置,以上出现的异常现象会对110kV线路开关的影响:110kV线路开关在合闸运行时,如果3QF空开由于其他原因断开,现场后台不会出现异常信号;当110k V线路出现瞬时性故障时,线路保护跳闸后发出重合闸命令,而3QF空开的断开将造成110k V线路开关二次合闸回路断开,110k V线路开关实际不能重合,从而影响电网正常负荷输送。

4 解决方案

通过分析和讨论,问题原因是:储能回路的马达电机回路与电机控制回路使用同一储能电源(+HM、-HM)的3QF空开控制,断开3QF空开,会影响110kV高压开关的控制回路。

因此,对该回路进行整改,把储能回路的马达电机回路与电机控制回路分开电源供电,改进后回路如图5所示。

10kV高压开关柜验收规范 篇2

前言

为加强10kV高压开关柜的验收管理，规范开关柜的现场验收工作，确保投入运行的开关柜符合公司相关技术规范，满足安全运行的要求，特制定本规范。

1、范围

本规范适用于安装在户内并运行在频率为 50Hz、额定电压为 10kV固定式开关柜的验收管理。

2、验收要求

2.1 验收前，验收人员对验收过程中存在的风险进行辨识，制定并落实风险控制措施。

2.2 验收人员根据设计图纸、采购技术协议、技术规范和验收文档开展现场验收。

2.3 验收中发现的问题必须限时整改，存在较多问题或重大问题的，整改完毕应重新组织验收。

2.4 验收完成后，必须完成相关图纸和文档的校核修订。2.5 发电运行单位应将竣工图纸和验收文档存放在电站。2.6 施工单位将备品、备件移交运行单位。

3、验收前应具备条件

3.1 开关柜本体、附件及其控制回路已施工及安装完毕。3.2 开关柜调试及交接试验工作已全部完成。

3.3 施工单位应完成开关柜自检，并提供自检报告、安装调试报告、临时竣工图纸。

3.4 开关柜的验收文档已编制并经审核完毕。

4、验收内容

4.1 开关柜的资料验收

新建电站的10kV开关柜应具备以下相关资料 4.1.1 一次接线图（含运行编号）； 4.1.2 设备技术协议； 4.1.3 施工设计图； 4.1.4 变更设计的证明文件； 4.1.5 变更设计的实际施工图； 4.1.6 竣工图；

4.1.7 制造厂提供的主、附件产品说明书； 4.1.8 制造厂提供的主、附件产品出厂试验记录； 4.1.9 制造厂提供的主、附件合格证件；

4.1.10 制造厂提供的移开式开关柜内部燃弧试验报告； 4.1.11 制造厂提供的安装图纸； 4.1.12 工厂监造报告； 4.1.13 运输工程质量控制文件； 4.1.14 缺陷处理文件； 4.1.15 中间验收报告；

4.1.16 监理报告和监理预验收报告； 4.1.17 现场安装及调试报告； 4.1.18 交接试验报告； 4.1.19 设备、备品备件清单。4.2 开关柜的设备验收

检查开关柜应满足本规范的要求 4.2.1 检查设备数量

4.2.1.1 对照设备清单，检查设备现场配置情况，应与设备清单内容相符。

4.2.1.2 对照备品清单，检查备品数量及外观，应与备品清单内容相符。

4.2.2 检查主要部件来源

4.2.2.1 对照设备采购技术协议，检查设备主要元件来源，应与协议规定的生产厂家一致。

4.2.2.2 对照设备采购技术协议，检查设备备品备件来源，应与协议规定的生产厂家一致。4.2.3 外观检查

4.2.3.1 柜体表面应清洁，无裂纹、破损，油漆完整。4.2.3.2 带电装置显示器上的相色标志正确。4.2.3.3 铭牌位置正确，字迹清晰。4.2.3.4 柜体无放电痕迹。

4.2.3.5 金属件表面无锈蚀，并做防锈处理。4.2.3.6 功能小室的泄压通道，应满足防护等级要求。

4.2.3.7 顶部如有防护罩，应满足防护等级要求，且固定应牢靠。4.2.3.8 柜内有明显的接地标志，接地牢固。4.2.3.9 各转动部分应涂以润滑脂。

4.2.3.10 柜门应以裸铜线与接地的金属构架可靠地连接。4.2.3.11 柜体密封良好，符合防护等级的要求。4.2.4

检查断路器外观

4.2.4.1 外观清洁、无放电痕迹、油漆完整。4.2.4.2 支持绝缘子无破损。4.2.4.4 相序标志清晰、正确。4.2.4.5 分合闸指示清晰。4.2.6 检查 CT/PT 外观

要求外观清洁、无裂纹、破损及放电痕迹；表面光滑，无气孔；二次端子清晰，连接引线连接可靠紧固。4.2.7 检查母线外观

要求外观清洁；热缩材料平整无破损。4.2.8 检查绝缘子外观

要求瓷质外观清洁、无裂纹、破损；合成绝缘子外观清洁、无裂纹，表面应无起泡现象。4.2.9 检查操作机构外观

要求外观清洁；分合闸指示清晰；控制按钮颜色满足要求；计数器指示清晰；储能指示清晰。4.2.10 检查机械锁外观

要求外观清洁、无破损；钥匙编号清晰、正确。4.2.11 检查高压带电显示装置外观

要求外观清洁；构件无破损。4.3 质量检查

4.3.1

检查开关柜本体质量

4.3.1.1 柜体安装牢固、垂直度、水平度满足要求。4.3.1.2 柜体防护等级符合设计要求。4.3.1.3 柜间接缝满足要求。

4.3.1.4

断路器、隔离开关、接地开关分、合闸动作准确、无卡阻、指示正确。

4.3.1.5

手车柜断路器、手车、接地开关与门之间的联锁应满足联锁条件要求，五防功能可靠。

4.3.1.6

固定柜断路器、隔离开关、接地开关与门之间的联锁应满足联锁条件要求，五防功能可靠。

4.3.1.7

柜内除湿装置接线符合工艺要求，手动功能检查正常、自动功能检查正常、工作状态指示正常。

4.3.1.8

柜体接地良好，每个部件的金属构架均应可靠接地，柜内有明显的接地标志，接地线应用裸铜线，接地线数量、接地位置应符合设计图纸要求，接地线截面应满足动、热稳定要求。4.3.2 检查真空断路器质量

4.3.2.1 安装垂直、牢固；一次接线连接紧固。4.3.2.1 断路器构架接地可靠、规范。

4.3.2.1 断路器与机构的联动正常，无卡阻现象。4.3.2.1 分、合闸动作准确、指示正确。

4.3.2.1 断路器拉杆无变形，绝缘距离满足技术要求。4.3.3 检查固定柜隔离开关质量

与机构的联动正常，无卡阻现象；触头接触良好，表面涂有薄层凡士林；转动部分灵活无卡阻现象，传动杆应无变形。4.3.4 检查接地开关质量

与机构的联动正常，无卡阻现象；触头接触良好，表面涂有薄层凡士林；转动部分灵活无卡阻现象。4.3.6 检查联锁装置质量

按停、送电程序进行联锁操作，程序正确，联锁可靠，满足五防功能要求。

4.3.8 检查 CT/PT 质量

安装应牢固，符合产品规范；检查柜内一次设备实际接线情况与柜前接线图及站内一次接线图应保持一致。4.3.9 检查母线质量

4.3.9.1 安装牢固、安装工艺符合规范；母排选材符合技术协议要求。4.3.9.1 相间距离、对地距离满足技术要求。4.3.9.1 相序标志正确、清晰。

4.3.9.1 接导电部分打磨光洁并涂薄层导电脂。

4.3.9.1 紧固螺丝规格符合标准规范、紧固力矩符合工艺要求。4.3.10 检查操作机构质量 4.3.10.1 机构安装固定牢靠。4.3.10.2 机构的联动正常，无卡阻现象。

4.3.10.3 分合闸指示正确（与断路器状态相对应）。

4.3.10.4 储能弹簧储能指示正确；弹簧储能到位（储能时），储能弹簧位置微动开关动作可靠，储能时间符合厂家设计要求。4.3.10.5 计数器动作可靠、正确。

4.3.10.6 检查手动储能是否可靠及满足技术条件要求。4.3.10.7 分合闸线圈的固定方式应牢固、可靠。4.3.11 检查机械锁质量

安装牢固，闭锁性能可靠。4.3.12 检查高压带电显示装置质量

安装符合规范，接线及带电指示正确。4.3.14 检查隔离活门质量

4.3.14.1 隔离活门挡板与触头座中心线一致并能完全遮挡。4.3.14.2 隔离活门挡板应无变形、无破损，导杆无弯曲，起降机构各卡销完整无脱落。

4.3.14.3 操作时活门挡板起降应能启闭到位、平衡、可靠、无卡涩；不应与手车触头发生碰撞。4.3.15 检查五防联锁质量

在验收文档中详细写明验收要求。

5、开关柜的交接试验验收

按照 GB50150-2006 进行交接试验验收，全部数据必须符合标准要求。

6、存在问题及整改计划

110kV高压开关柜 篇3

关键词:高压开关柜;设计;探讨

中图分类号:TM591 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)20-0118-01

目前电力装机的快速增长,推动了高压开关市场的快速扩容,尤其是35kV,l0kV中压开关柜在电力系统中的应用是极其广泛。所以文章作者重点针对中压开关柜的设计方面写出自己的几点经验,写出拙见,仅供同行参考,并请指正。

1几点经验

①关于柜体的结构要求。所有开关柜的壳体必须是金属外壳,并具有一定的机械强度,柜体内的断路器室,母线室,电缆室的上方均设有压力释放通道,二次线的敷设美观并便于检查。开关柜内所有一次电器元件的安装梁必须是金属的且应可靠接地。

②关于防护等级的要求。10kV ,35kV高压开关柜属于高压带电设备,为了防止人体接近高压开关柜的高压带电部分和触及运动部分,在设计开关柜时,我们必须考虑柜体防护等级的要求,对于10kV固定式开关柜如GG-1A-10,XGN2-10,必须满足防护等级IP3X的要求,移开式JYN和KYN系列如JYN2-10,KYN1-10,KYN11-10,KYN28-10等必须满足防护等级IP4X的要求,对于35KV固定式开关柜如XGN17-40.5等必须满足防护等级IP3X的要求,移开式柜如 GBC-40.5,JYN-40.5必须满足防护等级IP3X的要求, 移开式KYN系列开关柜如KYN10-40.5,KYN61-40.5必须满足防护等级IP4X的要求。

③绝缘距离。由于10kV ,35kV开关柜用于对三相交流电进行分配,因此相间及相对地之间必须保证一定的绝缘距离,否则会引起短路,对整个电力系统造成危害。故我们在设计开关柜必须满足一下绝缘距离的要求:如单纯以空气作为绝缘介质且海拔高度在1000m时,对于10kV相对地,及相与相之间满足大于等于125MM,35kV相对地,及相与相之间满足大于等于300MM,但若海拔高度超过1 000 m时,应按GB3906的要求对绝缘距离给予修正。但有时受配电室地方的限制,我们所制作开关柜的外形尺寸往往不能满足绝缘距离的要求,所以可以采取以下几种方法来解决绝缘问题:

第一,在金属封闭高压开关柜中,采用非金属的绝缘隔板,以此来加强相间或相对地绝缘,达到缩小对绝缘距离的要求。但必须注意10 kV时带电裸导体与该绝缘板间应保持不小于30 mm,在40.5 kV时带电裸导体与该绝缘板间应保持不小于60 mm。该方法的缺点是绝缘隔板受使用环境影响很大,存在绝缘老化的问题。第二,使用热缩套管把高压带电导体整个热缩起来,实践中10 kV要确保绝缘距离不小于100 mm,35 kV要确保绝缘距离不小于200 mm。缺点是热缩套管同样存在绝缘老化的问题。随时间推移绝缘强度会降低。

综上所述,在设计许可的情况下,尽可能地使用空气绝缘来满足绝缘的要求。

④爬电距离。电力系统是供电部门的核心系统,不能有丝毫的马虎,用户往往追求高可靠性,在爬电距离方面对我们制造厂家提出了十分严格的要求,实践中我们要符合以下条件:高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距在Ⅱ级污秽对于纯瓷绝缘为18mm/kV,对于有机绝缘为20mm/kV。为了满足以上要求我们所采取的措施是,要求配套厂家增大增加绝缘子的伞群,另外在开关柜使用环境较潮湿的场所,为了防止发生凝露,在开关柜中的电缆室,断路器室加入带温控装置的加热器。

⑤五防联锁功能。开关柜能否可靠安全的运行,五防联锁是十分重要的,国家标准对开关柜的五防联锁有明确的要求,所以我们在设计制造开关柜时必须遵守以下原则:高压开关柜因具备防止误拉合断路器,防止带负荷分合隔离开关,防止带地刀闸送电,防止带电合接地刀闸,防止误入带点间隔等五种防误措施。目前为了实现五防功能,各个厂家各种型号的开关柜,如GG—1A、XGN2、JYN、KYN柜机械联锁制作各有特色,且功能齐全。其目的都为了防止现场工作人员的误操作,

⑥温升。电力系统开关柜中,各电器元件在正常工作时均有不同程度的发热,所以国标GB3906中,对于开关柜各组件的温升做出了明确的要求,即柜内各组件的温升不得超过该组件相应标准的规定,对于可触及的外壳和盖板的温升不得超过20 K。

2结 语

随着我国电力事业的发展,开关柜的设计永无止境,我们需要不断学习国家标准,借鉴国外大公司先进经验,为我国电力事业的发展做出贡献。

参考文献

110kV高压套管故障分析 篇4

高压套管能否安全、高质、高效地工作与运行直接关系到整个变电系统运行的安全性与稳定性, 因此, 必须重视高压套管故障防范工作, 根据套管的位置、结构特点以及性能等, 来科学排查故障, 日常做好套管的维护与监测工作, 防范故障问题的出现。

1 套管的功能和作用

高压套管是变电系统的一个部件, 主要用来调整引线方向, 将高低压绕组引线引向正确位置, 同时保护好引线并将其定位, 同时让引线对地绝缘。

由于变压器经过长时间的工作运转, 必然要承受一定的电压、电流, 特别是当故障发生时, 瞬间过电压或过电流都可能对变压器带来不良影响。此时, 就需要发挥套管的保护功效。

实际使用的套管需要经受多重检验, 确保达到规定的规格与标准才能真正投入使用。然而, 随着高压线路的运行, 套管故障也较为常见。

2 110kV高压套管故障概况

某地区110kV变电站主变重瓦斯动作, 本体压力释放阀发出动作。全面深入地分析事故现场, 并做好各方面的检查工作, 最终判断得出:套管中的某相出现放电问题, 从而导致了套管爆炸, 引发了严重的故障问题。

此套管属于油纸电容型套管, 主要结构部件为:瓷瓶、中心铜管、电容芯子、法兰、均压球等。套管在使用前以及使用一个阶段后要接受性能检验, 以下为最新的检验数据, 具体如表1所示。

对故障套管进行拆解, 将顶端螺丝, 拿掉套管上方的油盅, 查看油腔里面, 没有发现任何异常。

让破损的上瓷套同电容芯子分离开, 认真查看瓷套有无破损或裂痕, 经检查瓷套的上半部未出现裂痕, 下方则发现了一些裂痕, 拆解套管尾部接地设备, 仔细观察看出其内部引线出现腐蚀、断裂现象。而且中间的金属法兰已经同电容芯子相分离, 仔细看法兰内部, 也出现了一系列裂痕。单独对电容芯子进行检查, 分析其表层有无放电问题, 看到其尾端、套管末屏等都出现了黑色灼烧现象。特别是击穿部位的黑色灼烧非常明显。

在此基础上, 检修者对电容芯子中几个非常关键的放电位置实施检查, 通过一层一层的剥开电容屏, 经观察发现:击穿部位二、三处放电点在电容屏剥离四到五屏后, 不再出现放电问题。其中二层电容屏灼烧最为严重。经过细致地剖析检查得出:故障出现在变压器工作中, 由此可以判断故障并非来自于末屏接地, 因为末屏部位保持完好。

3 110kV高压套管故障判断

根据以上分析能够得出, 套管故障并非来自于外部, 而是来自于内部放电, 通过剖析套管结构, 其故障具体程序如下:

(1) 初步放电点。参照肢解剖析可以看到:因为套管电容屏末端出现了相对明显的放电问题, 而且灼烧现象明显, 由此可以断定初次放电的位置, 应该在电容屏末尾, 二层电容屏被击穿后, 导致屏间电压上升。

(2) 放电。由于屏间电压上升, 导致了局部地区放电现象, 同时出现了气泡, 从而引发了末端屏间击穿现象, 绝缘受损失去保护功能, 出现了放电故障。

(3) 故障的延续。套管的末尾处, 选择了特殊的绝缘保护, 具体为:瓷瓶、电缆纸, 这样绝缘防护构造相对特殊, 其对地击穿电压更高, 相反, 由于套管中间处有金属性质的法兰构造, 同时, 也设置了接地点, 其对地击穿电压则更低, 这样当尾部的引线受到灼烧时, 其中部法兰由于对地绝缘较低, 绝缘度满足不了发电防护要求, 从而出现局部放电现象, 进而出现了绝缘击穿现象, 甚至带来电弧放电, 最终酿成了爆炸故障。

4 110kV高压套管故障的总结

110kV高压套故障带来了严重的负面影响, 一方面导致电力供应紧张, 另一方面则带来了危险, 加剧了故障区的经济损失, 通过此套管故障应该得出以下教训:

4.1 重视变压套管油标的检查

必须将套管油标作为关键的检查项目, 既要目测, 又要利用相关检测设备, 例如:望远镜等来进行油标检查, 可以断开电源检查, 一些高污染的环境下, 要特别加强此项检查。

4.2 套管顶部的检查

电容式套管属于穿缆式套管, 当变压器处于检修状态时, 需要对套管顶端加以检查, 重点质检其密封度, 防止潮湿冷气的入侵。电容式套管的顶端构造如图1所示。

4.3 油纸电容式套管注油条件

要掌握好注油条件, 通常要确保套管处于高度真空状态, 这是由于其内芯主要由特殊材料制成, 具体为:电缆纸、铝箔等。如果套管未达到高真空状态, 可能出现屏间、绝缘层之间等进入气体, 实际运转过程中, 遇到高电压, 可能导致局部放电, 或者出现绝缘层击穿问题, 引发故障。所以, 高真空状态注入油体是非常必要的, 防止空气的入侵。

4.4 加强变压器油检查

由于电容式套管容量有限, 不能容纳太多的变压器油, 而且处于高温状态下, 其其内部可能发生反应, 优质变坏, 甚至腐蚀套管, 对此就必须对套管进行定期检查, 检查其有无损耗, 同时, 也要加强变压器油质的检测, 防止油体变质腐蚀套管。

5 110kV高压套管故障的防范

高压套管安装后, 不能立即接通电源, 而是要静放一昼夜以上, 以此来确保套管位置的稳定。要经常清理套管, 清除其内部灰尘, 为了有效预防套管出现故障问题, 应该引入特定的检测技术, 例如:红外热成像技术, 检查套管引出线是否出现温度超高现象, 同时, 也要检查油位, 预防由于线路间接触不牢固所带来的引线过热问题, 预防由于缺油所导致的套管故障问题。

要正确放置套管, 通常以竖直的形式存放, 这样才能充分保护电容内芯, 防止其外露油面遭受潮湿空气的侵袭。如果套管选择水平存放, 且存放时间已经在一年以上, 就需要对电容芯子做试验, 可以通过局部放电试验方式来检查其质量, 以及额定电压以下的介损试验等。

运维人员必须形成责任意识, 重视日常巡检, 认真检查套管油位, 确保油位处于标准状态。如果发现套管出现油体渗漏问题, 就必须做出处理, 预防其内部潮气的入侵。

为了防范套管故障, 电力部门应该尽量对末屏接地构造进行优化改造与更新, 同时延长接地引线, 以此来更好地促进末屏接地, 或者对套管进行全方位的监控, 可以引进监测设备, 确保故障出现后能够在第一时间被发现。

6 总结

本文针对110kV高压套管故障做出了深入、细致的分析, 明确了故障产生的原因, 故障类型, 以及套管故障的防范措施, 必须加大对故障的防范力度, 保护套管安全。

摘要：作为变电系统重要的结构组件, 高压套管发挥着十分重要的功能和作用, 套管通过套住引线来固定引线, 并对其精准定位, 并确保引线对地绝缘。本文分析了110kV高压套管的作用, 然后, 结合具体的套管故障分析了故障产生的原因, 并对套管的故障防范提出了解决性对策。

关键词：110kV高压套管,功能,作用,故障,防范措施

参考文献

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[3]王世阁.变压器套管故障状况及其分析[J].变压器, 2012, 39 (07) :35-40.

[4]中国南方电网有限公司《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004.

[5]曹康.主变压器本体及套管进水原因分析及防范措施[J].河北电力技术, 2007.

110kV高压开关柜 篇5

一、操作票应包括下列内容：

1、操作任务、起止时间。

2、检查操作设备名称和编号。

3、断路器合分闸和隔离手车的工作、试验位置切换；应装、拆的接地线，应开、合的接地开关。

4、操作票应编号，按顺序使用；作废的操作票要盖“作废”印章，已操作的操作票盖“已执行”印章。

5、操作人及监护人签字确认。

二、操作票的填写规范。

1、由操作人填写，监护人审票。

2、操作票应用钢笔或圆珠笔填写清楚，不得任意涂改。非关键字修改每张不得超过3个字，关键字（如：拉、合、停、送、退、投、切，设备的名称和编号）不得修改。

3、填写操作票应使用规范的操作术语，不应使用方言。

4、操作票的编号一年内不能有重复。

5、操作票内一个序号对应一项设备操作内容，不能并项。

6、每张操作票只能填写一个操作任务。操作任务栏应写明设备名称和编号。

7、操作票上所列人员签名完整，书写工整。

三、操作票执行

1、操作人和监护人按操作票模拟操作，无误后经值班长审核签字，方可执行实际操作。

2、操作人穿绝缘靴，戴绝缘手套，绝缘靴、绝缘手套不得有受潮和破损情况。

3、操作人员向调度所回报操作内容。

4、监护人员按操作票上的操作顺序唱票，操作人复诵，复诵完毕后，进行操作，监护人监护操作人的复诵和操作动作，唱票、复诵、操作、监护必须严格按操作票上的操作顺序逐条进行。

5、每完成一个操作步骤，应立即确认被操作设备的实际状态，应与操作内容相符，然后再操作票对应的步骤做一个“√”记号，出现异常情况必须立即停止操作。

6、全部操作完成后，应立即对操作步骤进行复查。

7、操作完成后，应观察被操作设备的运行状况，仪表显示应正常，不得有异常振动、异常声响、异常气味。

8、在操作票上填写操作完成时间，加盖“已执行”印章。

110kV高压开关柜 篇6

关键词：6～10 kV配电系统；高压开关柜；运转车结构；改进对策

中图分类号：TM591 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）20-0023-02

随着我国电力系统的不断发展，6～10 kV配电系统高压开关柜的需求越来越高，对其结构进行改进成为当务之急。高压开关在电力系统的运行中起着通断、控制和保护的作用，主要有高压负荷开关、高压断路器、接地开关等种类，不同的开关柜有不同的功能，所以，有关技术人员需要根据相关的国家标准对高压开关柜进行结构设计。

1 目前主流运转车的结构特点及性能

1.1 主要结构

目前，我国的6～10 kV配电系统高压开关柜主要有螺旋式结构和挂钩式结构两种， 6～10 kV配电系统高压开关柜的组成，见表1。螺旋式中置柜运转车的运作原理：使用螺杆将运转车与柜体连接，运用螺杆传动将断路器手车推进与拉出，用螺杆装置来实现断路器手车的升降。挂钩式中置柜运转车的运行原理：运用挂钩和导向杆将运转车与柜体的连接起来，运用调节手轮将运转车和柜体导轨面相接调节为同一水平，然后，技术人员将断路器手车推进开关柜中，继而实现断路器在开关柜试验位置或工作位置的就位的进出。6～10 kV配电系统高压开关柜的结构，如图1所示。

1.2 优点与缺点

经过实践证明，螺旋式运转车的功能比挂钩式运转车更强，但是由于螺旋式运转车的结构复杂、成本较高和维修成本较高等特点，目前我国生产厂家主要选择挂钩式运转车。挂钩式运转车具有结构简单、价格便宜和易于维修等特点，被大多数厂家所使用，但是由于挂钩式运转车的也有缺陷（看下面结构分析），难免会增加维修成本和对断路器造成损伤从而减少其使用寿命，因此对挂钩式运转车进行结构设计改进是非常可行必要的。

2 常规挂钩式运转车的结构分析

2.1 挂钩式运转车的常规结构

挂钩式运转车被大多数的国内生产厂家所选择，本文主要针对由铝锌板加工成的中置柜，可安装真空断路器手车，该运转车存在很多缺点是：

首先，这种挂钩式运转车的导向杆没有起到纵向受力作用，这样运转车和开关柜之间的连接不稳定；

接着，为了使挂钩能顺利的与柜体相接，在设计上保留力一定缝隙，因此在实际运作中，运转车导轨与开关柜导轨之间存在较大缝隙，给高压开关柜和将要推进的断路器车造成机械性冲击威胁；

最后，开关柜经过长时间的使用后，柜体与挂钩相连的构件会因撞击和磨损的作用下变形，这种变形会使导轨之间的空隙越来越大，影响了开关柜的安全使用和减少了开关柜的使用寿命。

2.2 运转车在实际使用中的效果

经过多年的科学考察发现，运转车对高压开关柜和断路器手车的影响颇大，尤其在表现在操作性和使用安全性等方面：高压开关柜：

运转车与柜体有间隙的结构，断路器手车推进拉出时越过间隙的冲击直接决定开关柜的使用安全和寿命，操作更无捷性可言。

在断路器使用方面：在实际使用过程中，有两成的断路器手车的存在不同程度的车轮变形，这是由于高压开关柜在正常推进拉出中会对车轮进行撞击，使车轮变形，对断路器手车使用次数越多，变形越明显，严重增加了维修成本，减少了断路器手车的使用寿命。

3 6～10 kV配电系统高压开关柜结构的改进对策

随着高压开关柜的使用的推广，对其结构进行设计改进变得非常重要。针对6～10 kV配电系统高压开关柜存在的问题，本文提出了下列几个改进对策：

①保证运转车导轨与开关柜导轨可靠相连，消除之间的空隙，这样可以有效的减小导轨之间的撞击力，保证了运转车的安全运行。

②安装一个凸轮装置，利用摩擦自锁原理将运转车锁定。其运行原理为：在锁定装置触发之前，使用弹簧将挂钩与开关柜的隔开一定间隙，这样可以方便挂钩顺利的与开关柜相连。利用凸轮机构逆时针旋转，使运转车继续向前紧贴柜体并锁紧，这就形成运转车与柜体之间的连锁纵向力，极大地消除运转车与柜体之间的间隙，这时断路器进行推拉进出，因越过间隙带来的冲击将大大减少，提高了开关柜的可操作性与安全性及便捷性。另外，将挂钩转轴出增加腰形孔，减少转轴因外力作用而变形的可能性。

③增加调整垫，减小挂钩与凸轮之间的间隙。由于摩擦作用，开关柜经过长时间的使用，其挂钩与凸轮之间的间隙会增大，从未降低了锁定作用，针对上述问题，在高压开关柜设计时，增加调整垫。可以有效的减小挂钩与凸轮之间的间隙，保证了高压开关柜的安全使用。

④设计合理的安全净距。高压开关柜结构设计中涉及到裸露的电子元件，技术人员应在电子元件之间设置合理的安全净距，防止电力系统中短路现象的发生，保障电力系统的正常运行。另外，设计人员应根据相关技术标准规定，对于海拔1 000 m以上的高压开关柜，电子元件的安全净距应保证在125 mm以上，如果配电室的空间有限，可以考虑将高压开关柜的尺寸进行适当的缩小，保证各电子元件之间的绝缘性，技术人员还应该定时对高压开关柜进行检查，保证高压开关柜的正常使用。

⑤运用五防连锁装置。五防连锁装置主要有机械连锁和机械程序连锁方式，由防止断路器失效、防止人员误入带电隔离室、防止操合开关直接接地、防止有临时接地线等方面组成。机械连锁模式是按照相应的操作流程来实现高压开关柜的正常工作，具有可靠和稳定的特点。机械程序模式的结构形式简单，但容易出现人员操作失误的情况，因此，设计人员应根据6～ 10 kV配电系统高压开关柜的实际需求，选择合理的五防连锁装置，对其结构进行优化设计。

4 结 语

本文明确的提出了目前我国6～10 kV配电系统高压开关柜存在的问题，并对其结构进行设计改进，经实践证明，这些改进可以提高高压开关柜的可操作性和安全性，在断路器手车的保护等方面，较原开关柜有很大的改善。另外，由于改造前后没有增加太多零件，没有在成本方面各生产厂家造成额外的压力，这些改进很多生产厂家所采用。

保护电力系统的安全是重中之重，工作人员应对电力系统安全进行有效的防范，6～ 10 kV配电系统高压开关柜是维护电力系统安全的重要设备，对其进行结构设计改进是当务之急，只有质量过关的开关柜才能更好的保障电力系统的安全。

参考文献：

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[3] 梁汉泉，曾永浩，周永耀.浅谈智能化开关柜的应用与发展[J].中国科技 投资，2012，（27）.

[4] 全光荣.基于高压开关柜常见故障和改进对策的分析[J].通讯世界，

110kV高压开关柜 篇7

隔离开关可按不同方式分类: (l) 按安装场所分为屋内式和屋外式; (2) 按极数分为单极和三极; (3) 按隔离开关动作方向分为闸刀式、伸缩式、旋转式、摆动式和插入式; (4) 按所配机构分为手动式、电动式、气动式和液压式; (5) 按使用环境分为普通型和防污型; (6) 按断口两端有无接地装置及附装接地开关的数量不同, 分为不接地、单接地和双接地; (7) 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。

隔离开关型号虽然较多, 但其基本结构主要由支持底座、导电部分、绝缘子、传动机构、操动机构组成。鉴于110k V隔离开关的种类繁多、相互之间差异很大, 下面以常见的GW4、GW5型户外高压隔离开关为例, 介绍其安装调试技术。

1 安装调试前准备

1.1 施工作业前的准备工作

(1) 进行技术准备, 根据规程、生产厂家安装说明书、图纸、设计要求编制施工三措、作业指导书, 对施工人员进行有针对性的技术交底。

(2) 进行机具准备, 按施工需求准备工机具、吊装设备等, 并对其性能及状态进行检查和维护。

(3) 进行施工材料准备, 包括槽钢、钢板、螺栓、铜排、铝排、线夹、导线等。

(4) 进行施工场地准备, 勘查设备二次转运通道, 在作业现场按定置图摆放安装调试用的工具、机具、材料、备件和测试仪器及垃圾箱。扩建时在安装调试现场四周设1个留有通道口的封闭式遮栏, 并在周围背向带电设备的遮栏上挂适当数量的“止步, 高压危险”标示牌, 在通道入口处挂“从此进出”标示牌。

1.2 隔离开关开箱检查

设备开箱应会同监理、业主及厂家代表根据装箱清单进行检查, 发现的缺件及缺陷应做好记录并通知厂家处理, 安装调试前开箱检查项目及标准如下:

(l) 安装前应按照装箱单检查零部件、附件及备件齐全。

(2) 检查铭牌数据与订货合同一致。

(3) 检查产品外表面无损伤, 检查每支绝缘子无破损, 胶装处无松动。

(4) 检查轴承座及各传动部分应转动灵活。

(5) 检查各部紧固件紧固良好。

(6) 检查操动机构, 操作应灵活, 分、合位置应正确, 辅助开关切换正常;装有电磁锁的应检查电磁锁开、闭正常。

(7) 检查接线端子及载流部分应清洁, 接触良好, 触头镀银层厚度检测合格、无脱落。

(8) 检查厂家提供的安装使用说明书、合格证等出厂文件、资料应齐全。

1.3 隔离开关安装基础检查复核

混凝土基础及构支架达到允许安装的强度和刚度, 设备支架焊接质量符合要求;检查预埋件及预留孔符合设计要求, 预埋件牢固;核对到货隔离开关的安装尺寸与现场安装基础尺寸是否相符。

2 安装调试过程及要点

每组110k V GW4、GW5型隔离开关由3个单极组成, 出厂时应整组装配调试合格并按相序做好标记, 现场安装时一般应按以下顺序进行:隔离开关本体→隔离开关操动机构和垂直连杆→隔离开关三相水平连杆。如带有接地开关, 还需进行下列部件的安装:接地开关的操动机构和垂直连杆→接地开关的三相水平连杆。

2.1 隔离开关本体安装

2.1.1 GW4型隔离开关本体安装

(1) 安装前应将动触头和触指之间接触部位擦干净后, 再涂适量导电脂, 各旋转部位应涂适量润滑脂。

(2) 先将主刀闸系统左、右触头固定好, 防止吊装过程中触头旋转, 将吊装绳牢固地固定在单相2个支持绝缘子下部升高座颈部与槽钢连接处, 并挂在起吊挂钩上, 并注意系好牵引绳, 使吊装绳稍微受力, 再用围绳将导电臂与2根吊绳收紧, 防止侧翻;检查吊装绳受力情况无问题, 主刀闸起吊重心是否与起吊挂钩位置相对应后, 将三相隔离开关分别吊装在底座槽钢的相应位置上, 用螺栓固定好, 注意操作相的位置及朝向应正确。

(3) 三相隔离开关安装完毕后, 各单相隔离开关应满足:合闸后, 左、右触头应接触完好, 插入深度应按说明书要求保证;隔离开关在分、合闸终点位置, 绝缘子下部的限位螺钉与挡板之间的间隙应调到1~2mm。

(4) 将主刀闸传动箱装配安放在底座槽钢的相应位置上 (传动箱的安装位置, 可以根据需要置于一端或任意两相之间) , 用螺栓固定好。

(5) 单接地、双接地隔离开关的安装, 本体部分同以上 (1) ~ (4) , 安装接地刀杆装配具体方法如下:先将接地刀杆装配插入到接地刀闸底座的夹头中, 调整接地刀杆长度, 使接地闸刀插入接地静触头深度为40mm+10mm。然后把接地刀杆装配中软导电带用螺栓连接在接地刀闸底座上的3个孔处。若接地刀闸合闸时, 闸刀与接地静触头不对中或未完全接触时, 可调整接地刀闸底座的位置, 必要时加调节垫, 以保证接地闸刀顺利地插入静触头中。

2.1.2 GW5型隔离开关本体安装

(l) 测量隔离开关支架上平面是否水平, 必要时进行调整。

(2) 安装前应将右触头和左触指之间接触部位擦干净后, 再涂适量导电脂, 各旋转部分应涂适量润滑脂。

(3) 将吊装绳牢固地固定在单相2个支持绝缘子上部第2、第3节瓷裙中间, 并挂在起吊挂钩上, 并注意系好牵引绳, 使吊装绳稍微受力;检查吊装绳受力情况无问题, 主刀闸起吊重心是否与起吊挂钩位置相对应后, 将三相隔离开关分别吊装在底座槽钢的相应位置上, 用螺栓固定好, 注意机构相的位置及朝向应正确。

(4) 将主刀闸传动箱装配安放在底座槽钢的相应位置上 (传动箱的安装位置, 可以根据需要置于一端或任意两相之间) , 用螺栓固定好。

(5) 单接地、双接地隔离开关安装接地刀杆装配具体方法可参考上述GW4型隔离开关。

2.2 隔离开关操动机构及传动系统安装

2.2.1 GW4型隔离开关操动机构及传动系统安装

(1) 将操作相隔离开关本体置于合闸位置, 在操作隔离开关的拐臂拉杆与轴承座相连接的轴上穿上4×36开口销, 将该拐臂拉杆的拐臂调整到与主动臂平行, 把套的一端用10×50圆头键装在拐臂拉杆中的传动轴上, 另一端装上轴。

(2) 将电动操动机构安装在操作方便的高度, 用铅垂法校对主动拐臂输出轴与机构输出轴同轴度, 将调角联轴器用10×50圆头键装在电动操动机构的输出轴上。取适当一段镀锌钢管, 一端插入摩擦联轴器上, 另一端插入轴中, 然后焊牢。松开摩擦联轴器上的6个M10×35六角螺栓, 用手柄将机构摆至合闸位置再倒转l~2圈后, 拧紧6个M10×35六角螺栓。然后用手力操动电动操动机构观察主刀闸的运动情况, 若分合不到位, 可调整拐臂拉杆中的主动臂长度, 直至分合到位。

(3) 使三相隔离开关均处于合闸位置, 把接头分别装在轴承座下方的轴上, 用M16螺母、垫圈、弹簧垫圈压紧, 穿上开口销, 选取适当长度的2段镀锌钢管, 与接头焊在一起。

(4) 手动操动观察三相隔离开关分合闸情况, 开关本体和机构分合闸位置正确同步, 动作灵活无卡滞现象。若分合不到位, 可调整三相连动杆及拐臂拉杆, 使三相合闸同期不超过20mm;合闸终了, 各相的两导电管基本成一直线;分闸终了, 断口距离不小于1.2m。

2.2.2 GW5型隔离开关操动机构及传动系统安装

(1) 将3个单相隔离开关处于合闸位置, 然后将电动操动机构或手动操动机构安装在传动箱下方, 安装高度一般为距地面1.1m左右为宜。

(2) 隔离开关本体和操动机构均处于合闸位置时, 用厂家提供的垂直拉杆与传动箱主轴臂连接起来。

(3) 左、右臂装配合闸后, 若接触良好且在同一直线上, 再将传动箱拐臂与操作相隔离开关用拉杆连接。然后进行单相分合闸操作, 检查分、合闸位置是否符合要求, 无问题后用拉杆将其他两相隔离开关连接。

(4) 初核隔离开关各部分尺寸。

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2.3隔离开关接地刀闸安装

2.3.1 GW4型隔离开关接地刀闸安装

(1) 使三相接地开关均处于合闸位置 (此时隔离开关主刀闸必须分闸到位) , 把接头用l0×40圆头键固联在拐臂拉杆上。

(2) 把万向接头一端用10×50圆头键安装在中相操作接地开关拐臂拉杆中的传动轴上。

(3) 将CSA手力操动机构安装在操作方便的高度上, 用10×50圆头键把摩擦联轴器装在CSA手力操动的输出轴上, 截取适当长度镀锌钢管, 一端插入摩擦联轴器上, 一端插入万向接头中然后焊牢。调整摩擦联轴器使机构合闸到位, 刀闸也相应合闸到位。

(4) 截取适当长度2段镀锌钢管与接头焊接在一起, 调整接地刀闸三相连动杆及拐臂拉杆, 使三相合闸同期性误差不大于l0mm。

(5) 按CSA手力操动安装使用说明书安装电磁锁, 观察电磁锁的动作是否正常, CSA手力操动机构内的辅助开关动作是否与接地开关分合位置协调。

(6) 其它质量要求:各转动部位涂二硫化钼锂基润滑脂;转轴与轴套间配合间隙不应大于1mm;螺杆、螺母应完整, 无锈蚀, 公差配合适当;螺杆拧入接头的深度不应小于20mm;连接水平连杆时, 操作小拐臂方向必须处于合闸位置。

2.3.2 GW5型隔离开关接地刀闸安装

(l) 将接地开关操动机构固定在基础支架相应的位置上。安装时必须注意:操动机构正面要便于操作人员检查接地开关分、合位置;安装高度同隔离开关操动机构。

(2) 将隔离开关主刀闸分闸。

(3) 将三相接地开关手动合闸 (用绳将刀闸杆固定在支持绝缘子上, 防止自由脱落伤人及损坏设备) 。

(4) 将接头用M12螺栓、螺母固定在接地刀闸的U形支架上, 再用连接管通过接头将各相接地刀闸连接起来焊接 (点焊) 。

(5) 接地开关的操作拐臂与机构连接轴在同一垂线上, 将操作拐臂焊接在相间连杆上 (点焊) 。

(6) 手动操作接地刀闸机构, 使机构合闸。

(7) 用拉杆将操作拐臂与机构轴连接起来。

(8) 其它质量要求同上述GW4型的。

2.4隔离开关调整

隔离开关的调试顺序:

先单相调试合格再三相联合调整;先手动调试合格再电动调试合格;先调试主刀闸合格后再调试接地刀闸;先调整操作相合格后再联调三相主刀闸。

2.4.1主导电部分的调整

(l) 首先检查并校正触指, 使之符合产品技术要求, 然后缓慢地进行合闸操作。

(2) 主触头导电杆和触指导电杆在处于刚合闸位置时, 触指不能单侧受力, 且触指必须平行于触头。如需要可松开绝缘子与底座转动法兰紧固螺栓旋转绝缘子进行调整, 也可松开接线座与绝缘子的紧固螺栓旋转主触头导电杆和触指导电杆进行调整。

(3) 主触头导电杆和触指导电杆处于合闸位置时, 检查2个动刀臂是否保持水平。如需要调整, 可用U型垫片在底座转动法兰和绝缘子下部之间调整, 或在绝缘子上部与接线座之间进行调整。

(4) 缓慢的进行分闸操作, 检查主触头是否能进行正常分离。

(5) 检查主触头插入深度和接触压力应符合规定。

(6) 连接三相水平连杆后, 进行1次合闸操作, 当任一相主触头和触指刚接触时立刻停止, 检查主刀三相同期并调整至合格。

(7) 上述所有检查调整合格后, 应紧固所有的紧固件, 并按要求进行几次手动分、合闸操作以检查效果, 如有必要应重复上述步骤进行调整至合格。

2.4.2接地开关的调整

(1) 缓慢进行合闸操作, 以检查接地开关动触头在刚接触到静触头时是否对中, 如需要可松开U型螺栓, 在水平连杆上左右滑动进行调整。

(2) 在接地开关处于分闸位置时, 地刀主动臂和从动臂均应处于其对应位置, 如需要可调节传动杆的长度。

(3) 接地开关三相同期误差为10mm, 如需要可松开U型螺栓, 使接地刀杆在水平连杆上顺时针或逆时针转动进行调整。

(4) 接地开关的分、合闸力矩应基本平衡, 如需要可旋转地刀水平连杆进行调整。

(5) 上述所有检查调整合格后, 应紧固所有的紧固件, 并按要求进行几次手动分、合闸操作以检查效果, 如有必要应重复上述步骤进行调整合格。

隔离开关和接地开关调整好后, 应将随产品配带的M16×1钻套旋入电动机构的卡箍中, 配钻好孔后将定位螺栓旋入拧紧。

2.5隔离开关试验

2.5.1隔离开关主刀闸试验

(1) 隔离开关主刀闸手动慢分、慢合试验。

(2) 隔离开关测量主刀闸合闸同期性。

(3) 测量主刀闸触头插入深度、夹紧度及动静触头相对高度差。

(4) 测量主刀闸分闸时触头断开距离。

(5) 测量主刀闸操动机构电动分、合闸时间。

(6) 测量主刀闸导电回路电阻。

2.5.2接地开关试验

(1) 接地刀闸手动慢分、慢合试验。

(2) 接地刀闸合闸同期性测量。

(3) 接地刀闸触头插入深度、夹紧度及动静触头相对高度差。

(4) 测量接地刀闸接触电阻。

2.5.3其它试验

包括工频耐压试验、隔离开关本体和接地刀闸连锁调试、二次电缆绝缘电阻测量, 必要时进行支柱绝缘子超声探伤抽检。

2.6隔离开关接地和一、二次线连接

(1) 将本体和机构箱按要求接地, 按厂家接线图接好机构的二次连接线。

(2) 按要求连接隔离开关一次导线, 接线端子及导线对隔离开关不应产生附加拉伸和弯曲应力, 确保接线端子机械负荷不超过其规定值, 同时在接线后隔离开关调整与试验按上述要求进行检查与调整。

3验收检查要点

隔离开关在安装完毕, 工作终结前应做好自验收, 对自验收发现的问题全部整改完毕后, 再申请上级验收。

3.1 110k V隔离开关在验收时, 应进行下列检查

操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢固、动作灵活可靠、位置指示正确;合闸时三相不同期值应符合产品技术文件要求;相间距离及分闸时触头打开角度和距离应符合产品技术文件要求;触头接触应紧密良好, 接触尺寸应符合产品技术文件要求;隔离开关分合闸限位应正确;垂直连杆应无扭曲变形;螺栓紧固力矩应达到产品技术文件和相关标准要求;合闸直流电阻测试应符合产品技术文件要求;交接试验应合格;隔离开关、接地开关底座及垂直连杆、接地端子及操动机构箱应接地可靠;油漆应完整、相色标识正确, 设备应清洁。

3.2隔离开关在验收时应提交下列技术文件

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1 故障过程

2010年5月18日9时许, 龙屯站511-1刀闸C相刀口, 由于刀口接触不良, 在1000A左右工作电流的作用下, 严重过热, 产生电弧。造成511-1刀闸和511开关烧毁, 并使未热塑的进线桥三相电弧短路, 造成差动跳闸。

2 故障原因

511-1刀闸型号为:[GN22-10], 其结构有别于其它型号的刀闸。主要特点是采用了合闸-锁紧两步动作。所谓合闸-锁紧两步动作当合闸时主轴转动的前80°为合闸位移角, 用于闸刀转动, 使其从断开极限位置转到合闸极限位置。主轴转动的后10°为接触锁紧角, 用于锁紧机构将触刀锁紧。当主轴转动前80°时, 触刀能灵活地转动, 合闸到位后, 由档块、摇杆、顶销和限位销构成的定位限动机构使其转换为第二步锁紧动作, 通过滑块带动连杆运动, 从而使两侧顶杆推出, 借助磁锁板的杠杆作用将顶杆的推力放大5.5倍, 压紧在触刀上, 形成接触压力, 使触刀锁紧。分闸操作的动作过程与合闸时的相反。由于这类刀闸有一刀口锁紧机构, 在调试、维护不当, 操作不当时, 会造成锁紧机构锁键润滑不良、卡涩、变形卡死, 主要就是限位销在分闸过程中不能复位, 以致在下一次合闸时, 滑块由于没有受到限位销的阻碍而在主动轴转动前80°角时即开始滑动, 于是磁锁板在动触头还未插入静触头时即处于锁紧状态。在操作人员合闸冲力的惯性作用下刀闸合闸到位, 但引起了传动轴的变形, 于是刀闸虽然合上了, 但由于刀闸的行程不够, 致使动静触头间的接触压力大大减少, 锁紧机构与主体座不能解锁, 四块挡板不能受力压紧刀口, 或者锁紧机构未能到达顶点自保持位置致使刀口松弛虚接, 在大负荷状态下, 刀口产生过热, 形成电弧, 发展为三相电弧放电短路烧毁设备。

3 刀闸操作过程

一般10k V隔离依靠弹簧预应压力实现刀口压力的, 分合闸操作必须用力完成。

预合过程:由分闸位置, 轻柔地将刀闸操作把手推向预锁紧位置。在预合过程中, 锁键将锁紧机构与主体座销为一体。主体座带动刀体由分闸位置合向预锁紧位置。

在合闸过程中, 触刀在合闸到位后, 摇杆被档块推动而带动顶销运动, 顶销顶着限动销克服了复位弹簧的作用力而运动, 这时, 开始转入锁紧运动阶段。当限动销运动到位后, 滑块因失去限动销的阻力而开始运动。滑块的运动是通过连杆使两边的顶杆分别向外推出, 推动两侧的磁锁板压紧在触刀上。刀体到达预锁紧位置后, 限位桩推动转杆, 迫使解锁钉推动锁键移动解锁 (必须可靠解锁) 。用力推动刀闸把手至合闸位置, 锁紧机构由预锁紧位置至锁紧状态。

分闸过程:在分闸时, 分闸一开始, 滑块首先往回运动, 通过连杆使两侧的顶杆向内回缩, 于是, 磁锁板随着顶杆的往返运动而逐渐减小对触刀的压力。即四块杠杆压板解压, 锁紧机构复位后, 推动刀口分闸当滑块滑动到限动销在滑块与顶销间的贯穿孔时 (此时主动轴转动约10°角) , 限动销在复位弹簧的作用下, 卡住了滑块的运动, 且限动销也带动顶销复位转杆与限位桩分离, 转杆复位解锁钉弹出, 锁紧机构与主体座被锁键销为一体, 刀口至分闸位置。为下一次合闸做好准备。这时, 刀闸的触刀开始转入从合闸位置到分闸位置的状态。这样, 就实现了动静触头间较少摩擦力的分合闸。从而, 大大减少了分合闸的操作力矩。

4 防范故障措施

根据对故障刀闸进行分析, 我们分别制定了整改措施如下。

我们认真组织运行、检修人员正确认识刀闸的操作力度。分闸操作后, 注意检查限动机构的顶销是否复位;合闸操作的过程中, 发现合闸困难时, 不要用力冲合刀闸, 避免扩大故障的范围;在完成合闸操作后, 一定要在观察窗检查滑块及其磁锁板的状态是否良好, 以确定合闸接触压力是否足够, 必要时要立即进行调校处理。

顶销、限动销及其运动孔洞因加工粗糙且极易沾污、失油等造成磨擦力增大, 造成在分闸时顶销、限动销不能顺利复位, 以至在下一次合闸时发生故障。针对这一现象, 我们采取了利用停电机会, 加强对刀闸的限动机构进行维护工作, 其中包括地顶销、限动销、运动孔洞用水磨沙纸打磨并注入适量的润滑油。

对限动机构的复位弹簧因金属疲劳或被滑块损害而引起复位弹簧变形的及时更换复位弹簧。

复位弹簧下方的锁紧螺钉松动, 引起复位弹簧的弹力不足。这时, 只需要紧固锁紧螺钉即可。

10kV高压开关柜元部件绝缘改造 篇10

按照电力行业标准, 户内交流高压开关柜的结构, 应保证工作人员作业安全, 便于运行, 有利于维护、检修和试验。这就要求各部 (组) 件及其支持绝缘子的外绝缘爬电比距值符合有关规定。同时, 户内高压开关柜所使用的元部件应通过凝露及人工污秽试验。

户内高压开关柜具有改善设备运行环境、占地面积小的优点。但是, 近年来, 电力系统的老旧型号高压开关柜, 由于绝缘余度小, 发生了湿闪、污闪等事故。由于高压开关柜大多数使用少油断路器, 在断路器短路故障时, 有可能产生喷油甚至火灾。通常, 轻者引起高压开关柜起火, 开关越级跳闸;重者火烧联营, 导致多台高压开关柜被烧毁, 甚至造成人员伤亡。

近年来部分变电站发生过多起短路事故。比如, 1999年、2001年、2003年侯家庙变电站523、514高压开关柜先后由于柜内电气距离和绝缘余度小, 曾发生短路, 造成直接越级跳闸故障。不仅影响对外供电, 还直接威胁到本站其它设备的安全运行。

2 高压开关柜内元部件绝缘主要问题

(1) 凝露。张家口地区的气候为高原气候, 昼夜温差大, 凝露严重, 绝缘易受潮。比如, 设备停电后, 用手摸绝缘体表面, 严重处能明显感觉出潮湿。

(2) 高压柜内导体间净距不符合标准。侯家庙变电站10k V高压开关柜柜型为GG1A-10, 非全封闭柜型, 投运20年来, 曾发生过4起同样的闪络事故。分析认为:侯家庙10k V系统采用双母线运行方式, GG1A型高压开关柜的电缆室与刀闸在同一室内布置, 由于是单纯以空气作为绝缘介质, 柜内导体间净距只有100mm, 而电力行业标准规定:10k V系统各相导体的相间与对地净距应不小于125mm。而现状是导体间净距不符合标准的地方尚未采取加装复合绝缘的措施。

(3) 爬距小。比如, 高压开关柜中各组件及支持绝缘子 (纯瓷) 的外绝缘爬电比距为12mm/k V, 电力行业标准DL/T404-1997规定:纯瓷类绝缘子外绝缘爬电比距应大于18mm/k V。所以, 需要增大爬距。

(4) 环氧树脂板性能差, 空气湿度大时也导致凝露严重。

综上所述, 彻底消除高压开关柜内元部件的绝缘缺陷, 促进其安全可靠运行, 就成为10k V高压开关柜绝缘改造的关键所在。

3 措施与效果

(1) 在高压开关柜内安装除潮装置, 消除凝露现象。改造后的高压开关柜应达到电力系统防凝露型开关柜的标准。

(2) 改变空气净距离, 使其符合标准。比如, 母排相间距离不足者, 加装热缩材料。导体间加装阻燃绝缘板。

(3) 拆除旧绝缘子, 更换为大爬距绝缘子, 增加爬电距离, 使其符合标准。比如, 更换母线绝缘子及开关绝缘子;更换高压柜内绝缘装置;将环氧树脂绝缘板更换为SMC板;调整高压柜内复合绝缘距离。

(4) 更换电流互感器, 更换带电显示装置等。

经过对侯家庙等9座变电站10k V高压开关柜的绝缘改造, 其效果较为明显。改造前, 均发生过绝缘闪络事故, 同时导致母线短路或接地, 造成设备损坏, 使每年大修及备件费用呈上升趋势。比如, 1座变电站每年用于此项大修及备件的费用约2万元。改造后, 开关使用真空断路器, 其维护量小, 无火灾, 无污染, 备品备件损耗极低, 降低了检修成本。10k V高压开关柜均不再出现绝缘闪络事故。