12kV开关柜

12kV开关柜（精选8篇）

12kV开关柜 第1篇

关键词：斥力机构,永磁保持,快速真空开关

0 引言

传统高压开关的始分时间至少10 ms以上,全行程时间至少20 ms以上。而在直流断路器、相控开关、故障电流限制器和电压跌落抑制装置等领域,希望开关的始分时间能在1 ms以内,满行程时间越短越好,不能超过10 ms。基于电磁斥力原理的操动机构始动时间短,可由增加电流的简单方式提高动作速度,非常适合于快速开关的应用场合。

日本学者在上世纪末就开始了相关研究,制造了利用电磁斥力驱动金属圆盘,带动灭弧室动触头完成分合闸操作,并利用圆锥形弹簧保持分合闸位置的快速真空开关,操动速度达到了2 m/s以上,并对其应用场合进行了研究[1]。

近年来,我国清华大学、山东大学、大连理工大学、华中科技大学和西安交通大学等高校的学者也对基于电磁斥力机构的快速真空开关开展了相关研究[2,3,4,5]。总体来说,该类型的快速真空开关技术整体上还处于研发阶段,存在稳定性等难题,只在日本获得了极少量应用。

文中首先采用有限元方法对斥力驱动装置进行了特性分析;然后设计了一台12 k V快速真空开关,并进行了分闸机械特性测试;针对测试遇到的问题,提出改进措施以提高分闸速度,并增加可靠性。

1 斥力驱动装置特性分析

电磁斥力装置的工作过程涉及到回路放电、电磁感应、机械运动等多个相互耦合作用的动态过程,传统的解析法很难方便准确地求解其动态过程。文中利用工具软件Ansoft对其进行特性分析。

1.1 建模

假设快速真空开关运动系统的等效质量为4 kg,并忽略其在分合闸过程中受到的重力、永磁装置保持力、真空灭弧室的自闭力和反力、摩擦阻力等其它类型力。

基于以上的简化,在柱坐标系下建立电磁斥力装置的2D有限元模型如图1所示,上为金属盘(选用紫铜),下为线圈盘。

二者的直径基本相同,为120 mm;线圈盘考虑到实际的绕线情况,扩大内径到24 mm。金属盘设置为受涡流效应作用;线圈盘设置为铰链导体,与一外部的电容储能放电回路的电感相耦合;线圈盘的内电阻通过式(1)估算得出:

其中,R为线圈盘的内阻,ρ为导线的电阻率,d1为其外径,d2为其内径,h为导线的高度,p1为导线中导体的厚度,p2为导线的绝缘皮厚度,k为疏松系数,一般取值为1.3。

1.2 金属盘厚度

金属盘厚度对斥力驱动装置特性的影响如图2所示。图2 a)分别为1、3、10 mm厚的紫铜盘在电容容量为10 000μF,充电电压为400 V时,放电产生的斥力随时间变化的特性曲线。10 mm时产生的斥力和3 mm时产生的斥力基本一致,下降很少。但是当盘厚由3 mm降为1 mm时,斥力急剧下降,峰值降为原来的三分之二不到。而且金属盘较厚情况下的斥力曲线,整体都在较薄金属盘时的上方。在1 mm盘厚的情况下,放电起始不到2 ms,甚至就有电磁吸力出现,对速度的提升起阻碍作用,非常不利于快速开关的动作。图2b)为在相同的储能电容参数下,电磁斥力峰值随金属盘厚度变化的曲线。由图可知,在4.5~12 mm这个盘厚范围内,斥力峰值基本没有变化;而在3.5 mm以下的盘厚情况下,斥力峰值急剧下降。这个现象是因为金属盘存在趋肤深度而引起的。

在图2 b)的放电回路条件下,放电电流从起始到达到峰值这段需要约为0.4 ms,波形接近正弦波,可以认为这段时间内电流的频率大约为625 Hz(由周期0.4 ms×4得出)。由式(2)可求得在这个频率下,紫铜盘的趋肤深度大约为3 mm,与拐点的盘厚接近。

式中ds为趋肤深度,ω为电流的角频率,μ为材质的相对磁导率,μ0为真空磁导率,σ为材质的电导率,f为电流的频率。

虽然当放电回路参数变化时,斥力峰值急剧下降的拐点盘厚也会有所变化。但是,一般电流峰值时间都会小于1 ms,可求得对应的趋肤深度大约4 mm。虽然理论上来说金属盘厚度只要大于4 mm即可,但是还应该考虑金属盘在电磁斥力作用下不变形的强度要求。

基于以上的仿真分析,金属驱动盘从电阻率、趋肤深度和抗变形强度三方面综合考虑,选用盘厚10 mm的紫铜盘。

1.3 线圈盘盖板材质

放电线圈盘的结构如图3所示,线圈盘由盖板、线圈绕组、底板三部分组成。其中,盖板和底板起着固定和支撑线圈绕组的作用,在电磁感应过程中间接参与放电过程,所以它们的材质会对电磁斥力特性产生重要影响。

盖板材质应具有一定韧性,对放电线圈和金属驱动盘之间电磁感应过程的影响要小,具有加强的效应更好。盖板材质的物理参数如表1所示。

表1中,列出了环氧树脂、304不锈钢和电工纯铁三种材料的基本物理属性。以2 mm线圈金属盘间距,1 mm盖板厚度的结构,在储能电容容量为10 000μF,充电电压为400 V的放电条件下,采用以上三种材料为盖板材质的仿真结果如图4所示。

由图4可知,环氧树脂和304不锈钢两种材质条件下,斥力驱动特性几乎完全一致。在电工纯铁做盖板的情况下,放电电流到达峰值时间是另两种情况的两倍还多,并且电流波形出现负值,发生了振荡过程;斥力特性曲线降低到几乎为一条直线,峰值只有不到600 N。

304不锈钢盖板对电磁感应产生斥力的过程几乎不造成影响,而电工纯铁盖板使磁力线很难穿透盖板的中部,只能通过头尾两边作用到金属盘上,这极大地影响了电磁感应产生涡流斥力的效果,所以图4的仿真结果中,电工纯铁盖板时斥力特性很差。基于以上的仿真分析,斥力驱动装置选用304不锈钢作为盖板材料。

1.4 线圈盘底板材质

底板材质对放电线圈和金属驱动盘之间电磁感应过程的负面影响要小,具有斥力增强的效应更好。

线圈盘底板材质对斥力特性的影响如图5所示,编号为1的特性曲线是不放置底板的仿真结果,而编号为2和3的特性曲线,分别为底板采用304不锈钢和电工纯铁的结果,板厚都为1 mm。

由图5可知,1号和2号两组曲线的特性,几乎完全一致,说明304不锈钢做底板,基本不影响感应涡流斥力的产生。电工纯铁做底板的情况下,放电电流的峰值比前两者的情况稍低,但下降过程也比它们稍慢;而斥力特性曲线,要比前两者高很多,峰值是它们的1.25倍,作用持续时间长了15%。这说明,底板采用电工纯铁对涡流斥力的产生有很好的增强作用。

底板材料选用电工纯铁时,导磁的底板将放电产生的磁场基本隔绝在底板的上方,相当于加强了底板上方的磁场密度,从而加强了涡流感应斥力的产生。

基于以上的仿真分析,线圈盘底板选用电工纯铁材质。

2 快速真空开关设计

文中研制的快速真空开关样机及结构示意图如图6所示,由(1)真空灭弧室、(2)传动装置、(3)斥力驱动装置和(4)永磁保持装置四部分组成。其中,斥力驱动装置和永磁保持装置组成快速操动机构。传动装置主要包括超程簧组件a和绝缘拉杆b两部分。操动机构由斥力驱动装置和永磁保持装置两部分组成。斥力驱动装置利用涡流斥力提供分合闸动力,由两个线圈盘和一个金属盘构成(c为分闸线圈盘,d为金属驱动盘,e为合闸线圈盘)。它们同轴布置,线圈盘位置固定不动,金属盘与传动装置连接在一起,分合闸时沿轴向运动。永磁保持装置主要由外磁轭、内磁轭、永磁体和动铁芯组成,是利用动铁芯在分合闸位置形成的低磁阻闭合磁路来提供分合闸保持力。

快速真空开关运动系统包括真空灭弧室的动触头、超程簧组件、绝缘拉杆、斥力驱动装置的金属驱动盘和永磁保持装置的动铁芯,通过拉杆连接。图6中,快速真空开关处于合闸位置,运动系统由深色标出。

3 样机测试及优化

3.1 测试系统

快速真空开关机械特性测试系统如图7所示,由充放电回路、高速照相系统、电压电流测量回路和控制回路四部分组成。

充电回路采用半波整流的方式给电容充电,包括调压器、充电开关、储能电容、整流二极管和限流电阻构成;放电回路包括储能电容、晶闸管和分合闸线圈。其中,晶闸管通过控制器控制触发。

高速照相系统由高速照相机和个人计算机组成。高速照相机用来拍摄金属驱动盘位置的变化,而个人计算机用来存储和处理数据。高速照相机通过控制器同步触发来保证与放电过程的时基一致。

电压电流测量回路包括电压探头、电流探头、示波器及个人计算机。其也是通过控制器进行触发同步以实现时基一致。

控制回路包括控制器、放电触发回路、示波器触发回路和拍照触发回路。控制器与触发回路实现光电隔离,可进行多路信号独立触发延时的设置。

3.2 测试结果

选定10 000、14 000、20 000μF三挡容值的储能电容器组,依次完成如下实验:选用一组电容对分闸线圈放电,放电电压从200 V开始,每次递增50 V,记录样机的分闸特性参数。

测试结果见表2中1~6号记录。样机存在极限分闸速度。当电容放电电压超过某极限值时,它总是反弹回合闸位置,不能完成分闸任务。而且在不同放电条件下,极限分闸速度是不同的。低电压大电容放电条件的极限分闸速度比小电容高电压的要稍慢。但是,小电容高电压的放电条件使样机承受大得多的应力,机械寿命将是问题。

3.3 分闸特性优化

快速真空开关样机分闸特性改进的目标包括以下方面:(1)以少的能量输入获得高的分闸速度;(2)机构输出的斥力峰值控制在一定范围内,减轻对样机结构强度的要求,提高机械操作寿命;(3)进一步提高极限分闸速度,减弱弹跳的影响。

针对上述的改进目标,可实现策略包括减小运动系统质量、减小运动阻尼、通过仿真计算得出合适的斥力输出区间等。永磁保持装置的结构对比如图8所示。

根据以上要求,永磁保持装置调整为图8 b)所示结构,动铁芯上下两端的台阶分别与上端盖和内磁轭相接触,保证其位于分合闸位置时磁路闭合。虽然动铁芯的直径变小,由于磁路磁阻比图8 a)的低,仍能保证保持力不变。

采用该结构,动铁芯的质量减小约1 kg。经测试,其极限分闸特性见表2中7和8号记录。经与1和2号记录对比,改进永磁保持装置结构后,驱动效率和极限分闸速度都得到提高。

4 结语

1)斥力驱动机构的金属盘厚度应在保证结构强度的基础上大于对应的趋肤深度,通常应4 mm以上;线圈盘盖板应选用不导磁材质,而底板选用导磁材质可以提高斥力驱动效率。

2)永磁保持装置的特性决定了快速开关的极限分闸速度。

3)基于斥力驱动、永磁保持结构的12 k V快速真空开关,分闸始动时间可以在0.5 ms以内,满行程时间可以在5 ms以内。

参考文献

[1]KISHIDA Y,KOYAMA K,SASAO H,et al.Development of the High Speed Switch and Its Application[C]//Industry Applications Conference,the 33rd IAS Annual Meeting,1998.

[2]娄杰,李庆民,孙庆森,等.快速电磁推力机构的动态特性仿真与优化设计[J].中国电机工程学报,2005,25(16):23-29.

[3]董恩源,李博,邹积岩.超高速斥力机构与永磁机构的实验性能对比分析[J].高压电器,2007,43(2):125-126.

[4]王子建,何俊佳,尹小根,等.电磁斥力机构的动力学特性仿真与实验研究[C]//第一届电器装备及其智能化学术会议论文集,2007.

12kV开关柜 第2篇

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

12kV开关柜 第3篇

即在运行工况和设计基准事件工况下能够保证:(1) 紧急停堆,(2) 应急堆芯冷却,(3) 余热排出,(4) 安全壳隔离,(5) 安全壳排热,(6) 防止放射性物质向环境释放等安全功能的实现。

对安全级设备的安全功能,需要通过按相关标准进行设备鉴定来证明。本文针对CAP核电技术核电站的要求,进行核电1E级i-AY6型12 k V开关柜 (i-AY6-12) 和EVH9型12 k V真空断路器设备鉴定中有关抗震鉴定研究。CAP核电技术为第三代核电技术,以CAP1400等非能动型压水堆为代表,将是我国核电站建设采用的主要技术之一[2]。

1核电1E级开关柜的设备抗震鉴定

在核电站内,按照1E级电气设备安装在不同环境中,使用环境分为和缓环境、严酷环境。 IEEE 323—2003将和缓环境定义为在任何时候都不会比电厂正常运行期间,包括预计运行事件所出现的环境明显严酷的环境,在这种环境中,安全停堆地震 (SSE) 是可能经受的唯一设计基准事件。而严酷环境是指可能存在LOCA( 冷却剂丧失事故 )、 HELB( 高能管破裂事故 ) 或MSLB( 主蒸汽管道破裂事故 ) 这类设计基准事件的环境[3]。

核电1E级中压开关柜安装于核电站安全壳外, 使用环境属和缓环境条件,设备鉴定等级为K3类, 鉴定内容包括老化鉴定和抗震鉴定。鉴定内容为证明设备在预期寿命内能够保证:(1) 经受累积正常和事故辐照剂量的作用而不影响安全功能执行;(2) 具有老化机理的部件经受累积老化作用 ( 如热老化、运行老化等 ) 而不影响安全功能执行;(3) 预期寿命末期经受5次运行基准地震 (OBE) 和至少1次安全停堆地震 (SSE) 作用,并在地震期间及之后仍能保证安全功能的完整性[4,5]。

核电1E级i-AY6-12开关柜及所配EVH9-12真空断路器的抗震鉴定采取型式试验法。为真实模拟预期寿命末期工况,样机除经受热老化和运行老化外,还进行了振动老化 ( 疲劳 ) 模拟,在SSE之前模拟5次OBE,并在SSE试验后实施功能验证[6]。

2i-AY6-12开关柜设备鉴定样机的选择

AP1000核电厂在附属厂房设置有两个10 k V开关室 (ES1、ES2),在发电机厂房设置有4个10 k V开关室 (ES3、ES4、ES5、ES6)。厂用中压交流配电系统中具有安全功能要求的是对4台反应堆冷却泵供电的回路和设施,4台泵分别接在发电机厂房的4条母线上,每台泵由两面串联的1E级断路器柜供电。由该电源系统的电气特性和老化要求决定, i-AY6-12开关柜和所配用的EVH9-12型真空断路器的主要参数分别如表1、表2所示。

为保证ES1 ~ ES6各条中压母线系统的安全功能,选取接在母线系统的冷却泵控制开关柜、母线进线柜和母线电压测量柜等几个柜型,作为实施设备鉴定的样机方案。

3i-AY6-12开关柜的抗震鉴定

3.1抗震试验反应谱的确定

为保证i-AY6-12开关柜抗震试验结果的通用性,产品的抗震试验采用了一个能够包络开关柜可能安装的不同地点的“假想楼面加速度反应谱”的包络反应谱,如图1所示。该反应谱由上海核工程研究设计院以AP1000依托项目和巴基斯坦恰希玛核电站等相应标高处的楼面反应谱为基础,对有关拟建核电站厂址的地震参数进行统计研究得出。包络线1、2为水平 (X、Y) 方向OBE、SSE反应谱值, 包络线3、4为垂直 (Z ) 方向OBE、SSE反应谱值, 该反应谱的放大区的频率范围为1 ~ 50 Hz,并且加速度值在水平方向(X、Y)为3.5g,在垂直方向(Z) 为2.34g,具有较大的包络性。

3.2抗震计算分析

开关柜的主要结构可分为主母线室、电缆室、 手车室、仪表室几个部分。i-AY6-12开关柜按额定电流1 250、3 150 A区分,断路器方案柜型有800、1 000 mm宽度两种,PT方案柜宽800 mm。几个方案的产品,其三个隔室的划分在深度和高度方向保持一致,但各室一次元件的布局、质量和质量分布因方案而异,相应的内部支撑和固定结构都不同。所以,分别对800、1 000 mm两个宽度进行了抗震计算。在建立计算模型时,一次元件按照设计的实际位置布置,如1 000 mm断路器柜内6个总质量为480 kg的互感器及断路器手车等。对二次元件,考虑开关柜使用元器件的多样性和复杂性,为保证开关柜内元器件的抗震包络度和今后应用的灵活性,将典型元器件布置于较高位置。

计算分析采用梁、板线性有限元数学模型,使用ANSYS软件,以图1的地震反应谱为地震载荷, 并计及自重载荷,用响应谱法做动力响应分析,进行了静力分析、模态分析及地震响应分析,并依据有关设计规范对结构进行应力评定[7]。通过计算分析和设计改进,确定了各柜型试制样机的设计结构。

图2为800 mm宽柜在SSE载荷作用下柜体面板膜应力 + 弯曲应力等值云图。

3.3抗震试验

根据规范,抗震试验分为:(1) 自振频率、振型和阻尼等固有特性探查;(2)S1、S2抗震性能试验;(3) 最终检验[8]。

试验样机由4台开关柜拼柜构成,分别为2台装有不同保护元件的1 250 A真空断路器柜、1台3 150 A真空断路器柜和1台PT柜。抗震试验前,4台开关柜的一、二次元件及绝缘件已于苏州电器科学研究院股份有限公司进行了老化试验。

抗震试验在同济大学土木工程防灾国家重点实验室振动台试验室进行,采用MTS振动台,按如图1的要求反应谱生成地震加速度时程激励实施。试验中,在抗震试验台面,样机顶部、底部,柜体两侧, 断路器室与仪表室等处,共布置7组测点,每组3个加速度传感器对应三个方向的加速度反应,并对开关柜的控制回路、操作回路施加了相应电压,以监测元件触点抖动、元件状态和主回路工作连续性情况。

试验内容包括测试自振频率和阻尼比,进行5次OBE考核试验,进行1次SSE考核试验,抗震试验前、试验后进行基准性能试验,抗震试验中进行电气连续性监测等。

试验测得样机在X方向的自振频率为20 Hz,Y方向的自振频率为24.25 Hz,Z方向的自振频率为45.5 Hz。5次OBE考核试验、1次SSE考核试验时, 样机保持正常功能,试验后样机结构和工作性能完好。图3、图4为SSE试验X向台面加速度时程及台面加速度反应谱。

4结语

12kV开关柜 第4篇

110k V抚宁变电站是抚宁地区现存的两座110k V变电站之一, 位于抚宁县城东, 是整个抚宁地区的枢纽变电站。它投运于95年, 为了提高10k V开关设备的性能, 有力保障抚宁地区供电, 对其原有10k V固定式开关柜内装少油断路器进行更换, 小车开关改造列入110k V抚宁站改造任务。但改造计划持续时间长达一个多月, 如何将抚宁站10k V负荷转供, 成为整个工程的关键点。

1方案安排

改造方案明确了负荷转带工作不但要满足改造工程施工需要, 又要尽量减小负荷转带的工作量和对供电不利影响的方案目标。开关柜改造施工分4母线、5母线先后进行, 依次转带出每段母线所带负荷, 这样每次需转带的负荷和出线路数同全部负荷比就大约减半了。根据改造方案安排, 确定在气候适宜施工、供电负荷较小的5、6月份实施负荷转带和改造施工。但施工期间同时面临抚宁县高考、会考保供电, 对涉及保供电线路做了全面的保供电措施。既保证高考的顺利进行, 同时顺利完成抚宁站的改造。

2具体方案

2.1线路基本情况

(1) 线路出口状况。抚宁变电站10 k V出线出口形式为:采用电缆线路直接联接室内开关与站外#1杆相连。 (2) 线路网络结构与负荷状况。抚宁变电站的11条10 k V出线:511、520、522为县城环网线路, 在35k V城关站允许最大负荷情况下, 可与城关站511、523、522实现环网供电;510、525为铁路专线, 担负铁路照明、信号供电任务;524含发电用户;513、523为三类用户专线;514为备用间隔;其余线路担负抚宁周边的供电:521抚丁线线路供电半径过长, 故障跳闸率较高。

2.2转带方案制订

在转带方案的制订和不断修改中, 最终决定各路出线在本站的4、5母线之间互相转带。

按照以上负荷转带思路, 又考虑了转带连接设计, 摒弃了在站外线路上使用架空线的连接方法, 而是采用了在架构处通过原有电缆线段的解引拆除再与另一电缆线段并接来实现。

通过深入走访用户, 在现有线路情况下, 了解到铁路用户抚铁一、抚铁二线不能同时停电;抚一线为高考保电线路, 保证高考考场的双电源进线供电 (另电源为城关站城一线) ;第一阶段 (5/25—6/10) :4#母线改造, 见表1。

此期间抚宁站运行方式:35k V大新寨站负荷由抚大二线316开关供电切至抚大一线312开关供电, 抚宁站#1变带35k V4母线负荷, #2变带35k V5母线及10k V全部负荷。#1、#2主变容量分别为40MVA、50MVA。

预计#1变在改造期间共带负荷25.6MW, 主变负载率为64%;#2变在改造期间共带负荷39MW, 主变负载率为78%。

第二阶段 (6/11—6/28) :5#母线改造:此阶段对5#母线改造, 4母线已改造完毕, 其新间隔分布见表2。

过渡过程应注意:于6月10日将524开关抚洋抚铁一线停电, 并将抚铁一线恢复到新4#母510开关送电, 保证抚铁一、二线铁路专线正常的照明、信号功能。其余出线在第二步进行。

因5#母线需转带6条出线负荷, 并考虑开关代路的能力, 第二阶段改造负荷安排如表3。

此期间抚宁站运行方式:抚宁站#1变带全部10k V负荷, #2变带全部35k V负荷。预计#1变在改造期间共带负荷26MW, 主变负载率为65%。#2变在改造期间共带负荷39MW, 主变负载率为78%。最终10k V开关柜改造完毕如图1。抚宁站恢复正常运行方式:#1变带35k V4#母线及10k V4#母线负荷, #2变带35k V5#母线及10k V5#母线负荷。

2014年5月25日, 按照以上方案实施了负荷转带工作, 当然也做了周密的施工组织设计和安全“三措”方案, 使得这次负荷转带工作有章有序、事半功倍、安全高效地得以完成, 达到了预期的效果, 满足了开关柜改造工程施工方的工作要求, 同时也最有效地保证了对客户的供电。

3结束语

此次10k V负荷转带方案有如下优点:所有负荷转带及其施工在本站进行, 停电影响面较小, 施工面集中, 便于施工组织和安全管控。转带线路间配对合理、转带接线简便, 施工工作量最小, 取得的工作成效最好。

线路转带联接中发挥了电缆线路走径灵活、拆接方便的优点, 使得所有连接安全可靠、便捷高效。

摘要：按照110kV抚宁变电站10kV开关柜改造工程的要求, 针对10kV负荷性质, 完成了按10kV4、5母线先后进行改造, 相互转带负荷的方案, 并对转带结果进行分析预测, 事实证明此方案的可行性。

关键词：10kV开关柜改造,相互转带负荷,可行性

参考文献

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10kV高压开关柜设计研究 第5篇

关键词：10kV,高压开关柜,设计

0 引言

10 k V高压开关柜是由高压断路器、负荷开关、接触器、高压熔断器、隔离开关、接地开关、互感器及站用变压器, 以及控制、测量、保护、调节装置, 内部连接件、辅件、外壳和支持件等组成的成套配电装置[1]。10 k V开关柜内部的绝缘介质一般为空气或复合绝缘材料, 其作用是接受和分配电网的电能。在种类上, 10 k V高压开关柜可以分为间隔式高压开关柜、金属封闭式高压开关柜、半封闭式高压开关柜、金属铠装式高压开关柜、箱式高压开关柜以及绝缘封闭式高压开关柜等。对于不同的厂家或者满足不同的需求, 10 k V开关柜的设计也会不同, 但都要严格执行国家相关标准以及标准柜型的典型设计要求, 从而可以有效地避免开关柜在运行中的安全隐患。

1 10 k V开关柜设计中的关键问题

1.1 安全净距

对于10 k V高压开关柜, 必须保证所有裸露的带电元器件

进行网络化运行参数设置与控制, 并且响应主机的查询并发送数据到主机。因此, 其程序设计关键在于接受查询和终端响应, 本文研究的从机通信采用中断处理方式, 主机查询或者从机自身发送数据时产生中断, 根据中断类型选择服务子程序。从机系统程序中断产生与执行的过程如下:

(1) SJA1000产生中断信号, CPU响应, 读取中断位;如果数据溢出中断位置, 则在命令寄存器中清除数据溢出和释放接收缓冲区;若正常, 则指向接收缓冲区首地址, 读取数据。 (2) 判断帧ID中的RTR位。RTR=1为远程请求帧, 无数据, 令CMR.2=1释放接收缓冲区, (只有接收了报文才能释放接收缓冲区) , 然后发送对方请求的数据, 退出接收;RTR=0则为数据帧, 读取并保存接收缓冲区的数据。 (3) 读取CAN缓冲区的第三字节起的数据, 处理并刷新显示缓冲区;释放CAN接收缓冲区。 (4) 最后, 释放仲裁丢失捕捉寄存器和错误捕捉寄存器。

5主机系统程序的设计

主机的主要功能为:硬件的初始化、进入正常显示、发出指令后等待从机节点的数据、接收数据帧、处理并送显、发出控制信号等。由于主机需利用接口卡与接口之间进行信息交换, 通过设计的主机界面, 利用接口卡的驱动程序对从机进行各项操作。

在设备的运行过程中, 主机系统需要应用数据库获取各节之间的安全净距, 其中包括相间及对地的空气间隙, 否则会引起短路, 对整个电力系统造成危害。按照GB50060—1992《3~110 k V高压配电装置设计规范》中相关要求, 单纯以空气作为绝缘介质且海拔高度在1 000 m时, 要求10 k V开关柜相对地及相与相之间的距离不小于125 mm, 当海拔高度超过1 000 m时, 需要对绝缘距离进行修正。当受到配电室空间狭小的限制必须缩小开关柜的尺寸而不能满足绝缘距离要求时, 需采取措施解决绝缘问题, 如采用SMC、DMC绝缘板和高压绝缘热缩材料。但采用这些材料也需注意以下问题[2]:

(1) 实践中, 用热缩材料把整个高压裸露带电导体热缩起来时, 要确保10 k V开关柜的绝缘距离不小于80 mm。此外, 热缩套管的绝缘强度会随时间推移而逐渐老化, 因此要定期进行检测和维护。

(2) 采用SMC、DMC绝缘隔板时, 10 k V开关柜的带电裸导体与该绝缘板的间隙应不小于15 mm。绝缘隔板的绝缘强度也会随时间推移而逐渐降低, 因此也要定期进行检测和维护。

点的状态数据、记录过程信息和控制过程等, 以便进行专家系统扩展。因此, 本文的数据库采用Microsoft Access Version 7.0进行编写。

6结语

本文根据高精度直流电源的系统特点, 利用CAN总线主从式网络结构很好地解决了系统中实时监控等问题, 并给出了系统的结构设计和通信程序流程。经应用验证, 系统设备能满足使用要求, 达到预期目标。

[参考文献]

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[2]Philips Semiconductors公司.Data Sheet PCA82C250 CAN

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用[J].农机化研究, 2008 (12)

[5]唐义锋, 李志坤.基于CAN总线的电工实验指导系统设计[J].

电子工程师, 2007 (8)

(3) 当高压导流体与柜壳构架安全距离不足时, 应在导流体穿越的柜壳构架处安装穿墙套管。此方式只在导流体适合加装可固定套管时采用, 一般用于非标开关柜中。

1.2 五防连锁

10 k V高压开关柜的五防连锁主要是指防止误分误合断路器、防止带负荷分合上下隔离开关或带负荷推拉、防止带电操合接地开关或挂接临时接地线、防止带有临时接地线或接地开关合闸时送电和防止人误入带电间隔等功能。目前这一功能的实现是采用机械联锁方式, 由机械零部件传动, 一环扣一环, 除非操作人员用外力将零部件损坏, 否则只能按预定程序操作, 可靠性高, 但零部件结构复杂, 对加工工艺要求较高。如GG-1A、XGN2、GGX2、JYN、KYN、KGN、GZS1均在机械联锁方面各具特色。此外, 也可采用机械程序锁方式, 这种方式结构非常简单, 但由于存在万能钥匙, 很难完全避免操作人员误操作, 因此也无法在无人值守变电站中应用。

1.3 爬电距离

在GB/T5582—1993《高压电力设备外绝缘污秽等级》和DL/T539—1993《户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件》中, 对10 k V开关柜中各组件及其支持绝缘件 (纯瓷及有机绝缘件) 的外绝缘爬电比距 (高压电器组件外绝缘的爬电距离与额定电压之比) 要求为纯瓷绝缘18 mm/k V、有机绝缘20 mm/k V。这个要求是比较高的, 很多常规的元器件往往满足不了, 需要在元器件生产厂家定制, 元器件生产厂家往往会采用不增加绝缘子高度而增多或增高裙边的方法, 来生产符合要求的元器件。另外, 还应注意开关柜使用场所的环境条件, 为了防止发生凝露, 需要在开关柜中加入带自动控制的加热器[3]。

2 10 k V开关柜中元器件的选取

2.1 开关柜主母线及分支母线

10 k V开关柜主母线规格的选择标准就是必须满足母线额定电流的要求。一般来说, 主母线规格或者母线所要满足的额定电流值在设计院提供的一次接线图中都会给出。此外, 主母线规格或主母线所要满足的额定电流值也会在与用户签订的技术协议中体现。当进行10 k V开关柜的设计时, 一定要认真复核母线规格是否符合所要求的额定电流值, 并留有一定的裕度。

一般情况下, 进线柜、联络柜和分段柜的母线选择都要求与主母线一致。在特殊情况下可以改变其母线规格, 但必须满足本柜额定电流的要求, 如主母线规格为TMY-8×100, 当进线柜断路器触头盒的接口尺寸只有14×85时, 则分支母线的规格只能选用TMY- (6×80) ×2规格。馈线柜分支母线规格的选择不仅与本柜电流互感器的变比有关, 还与断路器的额定电流有关。

2.2 高压真空断路器

真空断路器主要起到2方面的作用:一是在正常情况下接通和断开高压电路中的空载及负荷电流;二是当系统发生故障时, 为防止事故扩大, 通过与自动装置及保护装置的配合, 迅速切断故障电流, 从而保证电力系统的安全运行。因此, 短路开断能力和系统故障时的接通能力是断路器的重要参数。弹簧操作机构是现在的大多数真空断路器所采用的动作机构, 其跳闸时间一般在40 ms左右, 合闸时间一般在60 ms左右。此外, 在断路器的二次回路中加入了防跳继电器, 可使其具有“防跳”功能。

2.3 电流互感器

为了确保人身和二次设备的安全, 保证当一、二次绕组间因绝缘破坏而被高压击穿时, 能够将高压引入大地, 使二次绕组保持低电位, 高压电流互感器的二次绕组应有一点接地。但需要注意的是, 电流互感器二次回路的接地点应在端子K2处, 只允许一点接地而不能再有接地点。电流互感器的形式有支柱式、母线式、贯穿式, 当连接母线和布置元件时, 应先选择电流互感器形式以便合理运用。

2.4 电压互感器

由于在运行过程中, 电压互感器一次绕组处于高压, 而二次绕组为固定的低电压, 一旦一、二次绕组之间的绝缘被击穿, 二次绕组上将直接被施加一次侧的高压, 而工作人员又要经常接触二次绕组所接的仪表和继电保护装置, 这些装置的绝缘水平普遍较低, 这样不仅会造成二次设备的损坏, 更会直接威胁到工作人员的人身安全。因此, 为了保护人身和设备的安全, 电压互感器的二次回路必须接地。此外, 二次短路在电压互感器运行过程中也是不允许的。在正常运行过程中, 电压互感器本身所通过的电流很小, 这是由于电压互感器二次负载主要是仪表和继电器的电压线圈, 其阻抗均很大, 基本上相当于变压器的空载状态;再加上一般的电压互感器容量均不大, 绕组导线很细, 漏抗也很小, 如果二次侧发生短路, 短路电流很大, 就极易烧坏电压互感器。因此, 一般将熔断器装设在电压互感器的二次回路中进行保护。电压互感器的接线方式有“一”字形接法、V/V接法、Y/Y接法、Y/Y及开口三角形接法等, 在10 k V开关柜设计过程中应根据实际需要来选取合适的电压互感器[4]。

3 结语

安全是电力生产的重中之重, 预防则是保证安全生产的关键。作为电力系统中重要的成套设备, 10 k V高压开关柜能否在高效经济的条件下运行, 将对供配电网的供电电能质量造成最直接的影响。笔者在多年的设计实践中, 深深感到开关柜的设计深度永无止境, 而新技术、新材料的不断应用也无形中加深了10 k V高压开关柜的设计难度。因此, 开关柜设计工作者需要多总结经验, 依靠科学的设计手段, 重视产品结构设计以及精细化制造, 不断提高效率和效益, 只有这样才能制造出优质的高压开关柜。

参考文献

[1]邱耿华.10kV配电开关柜设计原理及事故预防[J].机电信息, 2011 (21)

[2]任海波, 单晖, 李迎春.10kV及35kV开关柜设计[J].电工技术, 2011 (12)

[3]李小松.浅谈10kV高压开关柜设计的几点体会[J].电器开关, 2003 (5)

10KV高压开关柜交接试验分析 第6篇

1 10kV高压室电气接线方式

110kV变电站的设计一般都是按2~3台主变压器并列运行的方式, 每台主变带12条10kV馈线线路。本实例中, 10kV高压室内所有设备都是并联在10kV母线上运行。整座高压室通过变低开关与变压器连接, 以及通过母联开关与邻近的高压室连接。高压室内共有10kV开关柜16个, 包括:1个变低开关柜, 1个母联开关柜, 2个电容开关柜和12个10kV馈线开关柜。本文提到的10kV开关柜的交接试验就是这16个开关柜的电气试验, 而不包括高压室避雷器、曲折变、站用变和电阻柜等其它设备的电气试验。

2 10kV高压开关柜交接试验操作流程

实验时根据电气设备交接试验的操作步骤, 绝缘电阻试验、耐压试验、回路直流电阻测试是10kV开关柜的电气试验的三大方面。绝缘电阻试验是对开关断口、绝缘能力的检测。耐压试验属于破坏性试验, 其主要是利用对设备持续施加1分钟的38kV的高压来对设备的耐压能力进行检测。回路直流电阻是对开关闭合后的回路直流电阻的检测。

在进行10kV高压开关柜的电气试验过程中需要安排3个工作人员进行, 具体工作分配为1人监护, 2人操作。具体试验步骤如图1所示。

图中虚线框内的试验应该重复进行2次, 首先是开关断口, 其次是相对地的试验, 试验接线图如图2、图3所示。

根据以上试验接线图不难看出具体流程为: (1) 用接地线将开关线路侧三相短路接地, 使其处于“分闸”状态; (2) 在开关母线侧三相短路, 利用兆欧表将关断口的绝缘摇开, 当阻值大于1200MΩ时表明绝缘达到要求; (3) 将电压提至3kV, 持续时间为1min停止加压后摇绝缘电阻, 若阻值依旧大于1200MΩ, 表明绝缘电阻实验、耐压实验均达到要求。 (4) 拆掉短路接地线, 使开关处于“合闸”状态, 开关母线侧三相短路后摇绝缘, 若符合要求再将电压提至38kV, 持续时间1min, 结束后重复摇绝缘, 若实验达到要求表明开关相对地的绝缘电阻、耐压试验达到要求。以上为10kV开关柜的电气的试验流程, 此种试验方法完成10kV开关柜所用的时间为30min。而高压室通常设有10kV开关柜的交接试验, 若照此方式进行实验将消耗6h才能完成。这就显示出了高压室的10kV高压开关柜的交接试验的缺陷, 消耗时间长、操作复杂等, 常引起工作人员过度劳累, 引起意外操作事故, 缩短10kV高压开关柜交接试验时间是很有必要的。

3 造成10kV高压开关柜交接试验时间过长的因素

为了能够确定造成10kV开关柜交接试验耗时过长的原因, 笔者从以下两大方面展开了研究。

3.1 环境条件

对高压室进行改造结束时进行10kV高压开关柜的交接试验过程中, 安装厂家需要采取二次回路的调试措施, 运用计量班展开计量模块的调试工作, 在需要时安排施工人员在安装过程中给予帮助。这就使

3.2 试验方式

逐个开关柜试验是当前10kV开关柜的交接试验运用较多的方式, 单高压室内10kV开关柜数量大, 给实验操作带来了很大的麻烦, 需要利用两套设备并且安排两组人员在同一时间实施实验, 在时间、人力消耗上较大。与此同时, 操作人员过度的实验操作将引起身体疲劳, 很容易造成意外事故。

4 优化10kV高压开关柜交接试验的途径

(1) 参照实验的具体要求编制《10kV开关柜交接试验工作制度》, 以保证实验规范化进行。在实施这一制度时应该从确保试验人员及交叉工作人员的安全角度考虑对工作现场加压工作进行严格的规定, 必须对现场的非试验人员及时疏散, 要求务必远离高压室, 将与实验无关的人员清理完毕后才能保证实验过程的顺利开展。

(2) 在对高压室内10kV开关柜的电气主接线研究发现, 对实验方案进行有效的安排能够提高实验效率, 以保证所有开关的绝缘电阻和耐压试验能够一次性完成。若将高压室同主变与其它高压室的电气相互连接后, 能将高压室内的全部10kV开关柜互相并联后连接在同一段10kV母线上, 然后采取母线摇绝缘以及加压的措施, 这样就可以保证全部开关柜完成绝缘电阻和耐压试验, 详细操纵过程如下。

当试验开始前把实验人员划分为两组, 一组负责回路直流电阻试验, 另一组负责安排绝缘耐压试验的准备工作。当在第一小组实施开关回路直流电阻试验时, 第二小组必须要完成接线工作, 对实验条件进行详细地检查。第一组的人员把全部的开关打在“合闸”状态, 对回路直流电阻进行测试, 测试结束后, 要把开关处于“分闸”状态。这时, 第二组人员应该将高压操作箱和变压器连接好, 利用导线把全部开关柜线路侧三相短路接地, 对接线情况进行详细地检查, 以保证达到实验要求。待第一组人员工作结束后, 对实验现场的非实验人员进行疏散, 然后第二组人员要进行分三相, 主要是完成开关的断口绝缘、耐压试验等工作。各个开关柜、母线的接线图情况如图4所示。

然后将全部的开关柜线路侧的接地导线拆除, 把全部的开关柜的开关合上, 保证两相母线接地, 对另一相母线增加电压, 进行整组绝缘、耐压试验处理, 各个开关柜及母线的接线图, 如图5所示。

利用这一实验方式能够使得实验步骤变得简化, 出去了大量重复的步骤, 大大缩短了实验时间。

5 结语

本文结合10kV开关柜交接试验作为实例, 通过对试验过程的具体分析和探讨, 找出了10kV开关柜交接试验耗时长的主要原因, 并针对这些主要原因采取了相应的改进措施, 提出了新的试验方法, 试验时间得到了大幅度缩短, 从改进前的6h缩短至3.2h, 大大减少了工作人员的工作压力, 提高了工作效率。

参考文献

[1]吴江, 刘成鹏.高压开关柜常见故障及使用介绍[J].大众科技, 2004 (9) .

[2]彭晓, 黄绍平.国内外高压开关柜的技术发展[J].大众用电, 2003 (4) .

一起10kV开关柜故障的分析 第7篇

火力发电厂的厂用电系统是发电厂安全稳定运行的重要保障, 而高压厂用电系统是整个厂用电系统的第一级电源系统, 地位举足轻重, 一旦故障不仅会使发电厂无法稳定工作甚至停机, 引起严重的经济效益损失和不良的社会影响, 还会损坏电气设备, 甚至给操作人员的生命带来威胁。故本文对一起10kV开关柜烧毁引发的事故进行原因分析, 并提出防范措施和建议, 希望可避免和预防类似事故发生。

1 故障经过

某日凌晨03:27:56.826, 启备变高压侧220kV断路器跳闸, 10kV备用进线开关跳闸, 同时集控室的电气光字牌报警。

现场检查发现故障发生在3机组10kV备用进线间隔 (包含进线断路器及进线PT) , 具体情况如下:PT表面熏黑变形, A相PT熔管烧断, A、C相有烧裂, B、C相熔管有裂纹, 熔丝完好;PT室左右两侧侧板严重烧坏变形, 有明显烧蚀痕迹;支持绝缘子A相有裂纹, 三个支撑绝缘子烧坏, 其静触头完全融化掉落;PT室二次线都被烧坏;断路器室活门被烧坏, 真空开关VD4极柱熏黑烧坏, 机构被熏黑。现场加热器投入, 电缆孔封堵完好, 柜体内无异物, PT二次接线正确, 消谐电阻完好。

2 原因分析

2.1 继电保护装置动作记录及故障波形分析

10kV开关保护动作情况:过电流限时速断保护和过流保护保护均动作, 但未能切除故障。

启备变保护动作情况:调用继电保护装置的记录, 情况如图1、图2所示。

从以上两图中可以看出, 启备变10kV侧短路故障分三个阶段:阶段一, A相单相接地故障, 在检测到的故障初期, A相电流为720A, B、C相电流为120A;阶段二, 经过81ms后, A相电流急速上升至29kA, B相电流急速上升至25kA, C相电流为120A, 故障扩大为AB相间短路;阶段三, 再经过10 ms后, A、B、C三相的短路电流均超过25kA, 相间短路发展为三相短路故障, 经1.4s后跳启备变各侧断路器。而10kV侧B相电流波形在发生三相短路故障1.1s后, 发生严重畸形。

保护动作情况:凌晨03:27:56.826, 启备变第一套保护发出复合电压过电流保护跳闸启动信号, 跳启备变各侧断路器并触发录波;第二套保护发出差动保护跳闸及复合电压过电流保护跳闸启动信号, 跳启备变各侧断路器并触发录波。

保护动作分析:从保护动作的情况、时间及录波波形可分析出启备变保护装置判断10kV侧发生的故障为启备变区外故障, 变压器主保护未动作, 而由变压器后备保护动作延时长达1.4s跳开故障点。第二套保护差动保护动作是因为10kV侧B相电流严重畸形后引起差动保护误动作。

通过保护动作时间和故障波形分析, 还原出故障过程: (1) 由于A相铜排支撑绝缘子受外力破坏套装产生裂纹, 发生了单相接地故障, 在开关柜背板上形成典型的电弧烧蚀痕迹。 (2) AB相间绝缘被短路弧光破坏, 故障未及时切除引起了AB相间故障。 (3) 受 (1) 及 (2) 弧光的影响, 最终导致了ABC三相间的弧光短路, 此时后备保护动作, 故障切除。故障过程如图3所示。

注:图2是启备变10kV侧短路故障类型扩大为三相短路后, 启备变各侧断路器跳闸的故障录波波形, 是图1的延续。

2.2 故障原因分析

10kV开关柜故障引起的原因可能有如下几种:PT铁磁谐振过电压引起的熔丝熔断乃至限流电阻爆炸事故;开关柜柜体设计不合理, 内部凝露导致的爆炸;长时间运行导致设备老化引起的爆炸;各种绝缘破坏或绝缘下降引起的短路故障;柜体有异物进入引起的短路故障;开关柜导体发热或导电回路过热引起的故障。

由于本工程的10kV系统采用中性点经电阻接地, 杜绝了铁磁谐振的起谐条件, 因此不可能发生PT铁磁谐振;故障时开关柜内的加热器处于运行状态, 从而杜绝了凝露引起故障的可能;从爆炸后柜体内部无异物 (小动物、铁丝) 等情况看也排除了异物引起的故障;该开关柜刚刚投运1个月不到, 因此也非设备老化引起的故障。

从故障起因来看, 首先是10kV开关柜的A相发生了单相接地故障, 结合开关柜现场损毁情况, 最初故障点应当出现在A相铜排支撑绝缘子处, 其表面有细微的裂痕和绝缘损坏后引起的放电闪络线。推测该支撑绝缘子在制造过程中表面和内部可能存有微小缺陷, 且PT小车在推进过程中没有限位, 只有两个插销在小车到位后进行定位, 经过反复承受外力等作用, 其受到机械应力, 然后发展出现龟裂, 在PT带电运行后, 绝缘子逐渐出现局部放电, 因电流很小, 难以发现, 使爬电一直存在, 直至绝缘击穿, 发生单相接地故障, 产生大电流, 迅速发展为相间短路。

根据保护动作情况及故障录波情况来看, 10kV开关柜发生了单相接地后主保护未能及时动作, 导致故障进一步扩大, 直至后备保护动作才切除故障, 由于保护装置均能可靠动作, 排除了保护装置本身故障的情况, 因此只能是故障发生在主保护区外引起了故障的进一步扩大, 从而导致10kV开关柜爆炸。通过现场对10kV开关柜柜体的检查发现, 故障发生处的PT小车接线位置与设计图纸有差别, 具体如图4所示。

设计图纸中进线PT位于电流互感器下桩头, 当PT处发生短路时, 启备变差动主保护瞬时动作于变压器各侧断路器跳闸。而实际制造的PT位于电流互感器上桩头, 当PT处发生短路时, 启备变差动主保护不会动作, 10kV断路器保护也无法切除故障, 故障进一步扩大, 最终经1.4s的长延时, 由变压器复压过流后备保护动作切除故障。

3 改进措施

为加快恢复生产, 根据故障原因, 提出了如下改进措施:

(1) 将4号机组两台进线柜调至3号机组进行安装, 恢复电源供电。

(2) 开关柜厂将PT位置设置安装在差动保护区内, PT小车要在工作位置设立限位装置, 以减小PT小车在推进时对支撑绝缘子的撞击力。

(3) 开关柜厂将进线PT室裸露铜排加装绝缘材料。

(4) 对所有进线开关柜的支撑绝缘子进行表面损伤、裂纹检查。

(5) 加强对运行人员的操作要求, 在操作PT小车时用力要均匀, 平稳地将小车推入至工作位置, 不得两人同时共同推小车, 防止用力过猛, 造成撞击。

4 结语

本文通过对一起10kV开关柜故障损毁事故的分析, 意在唤起设计、制造、运行各方的注意, 避免同类型故障再次发生。只有设计可靠合理, 制造细致用心, 运行规范文明, 一起共同关注10kV开关柜的各个环节, 才能确保10kV开关柜的安全稳定运行, 从而确保电力系统的安全稳定。

摘要：对一起火电厂10kV开关柜短路故障进行分析, 得出开关柜设计不合理, 未按照图纸进行生产是故障扩大的主要原因, 诱因是开关柜结构或支持绝缘子制造缺陷以及现场运行人员操作不当, 针对故障原因提出了具体的改进措施。

关键词：10kV开关柜,区外故障,改进

参考文献

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10kV开关柜快速灭弧装置的应用 第8篇

1 开关柜内部电弧故障危害

电弧是发生在放电过程中的一种现象。当两点之间的电压超过其空气绝缘强度极限时, 就会产生电弧。当合适的条件出现时, 会产生一个携带着电流的等离子, 直到电源侧的保护设备断开才会消失。当电弧燃烧时, 中心区温度会达到9 726.85℃以上, 表面温度达到了2 726.85~3 726.85℃, 同时, 还会发出强烈的白光。由于异常电弧会释放巨大的能量, 引发各种电弧效应, 所以, 会使铜排、铝排熔毁和汽化, 使电缆熔毁、电缆包覆层着火, 造成柜内被污损、保护漆被焚毁、清理困难等;再加上电弧故障的开关柜本身被严重损坏, 使得高温、高压气体极快地扩散到相邻盘体, 从而造成多组开关柜被同时烧毁。如果电弧较长时间不能被熄灭, 就会有爆炸的可能, 危及电力系统的运行安全, 进而造成一定的人员伤亡和巨大的财产损失。

在开关柜内部故障电弧燃烧期间, 产生的电弧效应包括压力效应、热和辐射效应。

1.1 压力效应

燃烧的电弧将周围的空气加热, 导致空气急剧膨胀, 在开关柜内部产生巨大的压力。这时, 开关柜的门可能会被气体炸开, 致使开关柜内部某些不牢固的部件从中喷射出。当高温高压气体掺杂着金属颗粒喷射到开关柜外部时, 会对附近的工作人员造成一定的伤害。

1.2 热和辐射效应

电弧的热 (燃烧) 效应作用于开关柜的铜排、绝缘件和钢板上, 燃烧的电弧会将这些材料熔化、蒸发。电弧的燃烧效应可能会切开母线和导线, 在开关柜柜壳上燃烧成洞, 使设备被毁坏。灼热的气体可能会从开关柜中爆炸而出, 使得设备被损坏或造成一定的人员伤害, 同时, 还会产生有毒气体。电弧燃烧所产生的亮光会引发巨大的辐射效应。

根据开关柜内部电弧的发展过程, 中压开关柜内部弧光故障会经历压缩、膨胀、热辐射排放等阶段。其中, 压缩和膨胀阶段的时间为10~30 ms, 在这个阶段内, 开关柜内部产生的动态气体压力波达到峰值。在辐射排放阶段, 电弧能量继续输入燃弧点, 会产生高温、高速的气流和微粒, 而燃弧也会产生大量的热能作用于开关设备的零部件上, 有可能会烧穿开关设备。热辐射排放的时间会持续几百毫秒甚至是几秒钟, 直到开关柜内部电弧故障被切除。

电弧产生的能量与I2t成正比, 随着时间的推移, 内部电弧的破坏效果会越来越强, 具体情况如图1所示。在电弧发生10~30 ms的时间里, 开关柜内部气体压力达到峰值;在40~60 ms的时间里, 低燃点的绝缘材料比如隔板、绝缘罩开始大规模燃烧;在80~100 ms的时间里, 开关柜内部的电缆、环氧树脂等绝缘材料开始大规模燃烧;在150 ms左右, 铜排和钢板开始燃烧。因此, 如何限制内部电弧的燃烧时间, 成为了有效解决开关柜内部电弧故障危害的主要因素。

2 传统内部电弧故障保护方式

目前, 在中低压开关柜中, 主要采用电流保护和弧光保护的方式来保护开关柜内部的电弧故障, 常用的保护方式主要有以下4种。

2.1 变压器后备过电流保护

开关柜母线故障采用变压器后备过流保护, 故障消除时间为1.2~1.4 s。这是目前国内应用最广泛的中压母线保护方案。考虑到馈线与母线分段开关之间的配合, 一般会将保护跳闸时间整定为1.0~1.4 s, 有时甚至会更长, 达2.0 s以上。很显然, 这一动作速度远远不能满足快速切除中压母线故障的要求。

2.2 高阻抗保护

当开关柜母线发生故障时, 采用高阻抗保护的方式, 故障消除时间约为100 ms。这是国外某些重要项目曾采用的专用电流差动中压母线保护方案, 典型的保护动作时间为35~60 ms。考虑到断路器的开断时间, 这一动作速度与要求在100 ms以内消除故障的速度比相对较慢。采用这种方案, 接线较为复杂, 对CT的要求很高, 同时, 在有很多出线的6~35 k V的母线上安装保护开关时会遇到很多问题。另外, 这种方式也很不经济。

2.3 速断保护

当开关柜电缆室发生故障时, 采用速断保护的方式, 故障消除时间为100 ms。利用电流速断的方式施行保护, 保护断路器的开断时间为100 ms。当故障切除时间过长, 且电缆室发生单相接地的内部电弧故障时, 电流速断保护无法迅速动作。

2.4 弧光保护

当开关柜出现故障时, 采用弧光保护的方式, 故障消除的时间为70 ms。20世纪60年代, 一些发达国家开始研究弧光短路故障。20世纪80—90年代, 已经对这种故障特性有了深入的了解, 并提出了各种弧光短路的防护措施。电弧光保护系统作为一种主动性防护措施, 被广泛应用于欧美国家的电力系统和厂矿企业中, 距今已有20年的历史了。

弧光保护是将安装在柜内各间隔中的弧光传感器作为光感应元件, 检测母线故障和断路器室、电缆室故障。在发生弧光故障时, 会检测到突然增强的弧光信号, 这时, 光信号就会把弧光传输给主控单元。弧光保护系统通过检测开关柜内部发生故障时发出的弧光和电流突变量, 来判断是否有故障发生。在跳闸回路中, 弧光保护采用快速固态继电器, 系统从检测弧光到出口跳闸的时间小于4 ms, 断路器开断时间约为60 ms, 故障消除时间约为70 ms。

以上4种保护方式的动作时间都较长, 无法在内部电弧产生的最初阶段熄灭电弧, 将故障损失降到最低。在10~30 ms时, 开关柜内部的气体压力就已经达到了峰值, 因此, 需要一种主动性较强、能快速熄灭电弧的装置保护开关设备。

3 快速灭弧装置的原理和应用

快速灭弧装置要将故障电弧消除在初始阶段, 不让其产生压力效应、热和辐射效应。与传统的保护方式相比, 使用该装置具有熄灭电弧时间小于4 ms, 能最大程度地减少电弧故障的优点。在发生电弧故障、开关柜柜内压力和温度急剧增加以前, 采用快速灭弧装置可以熄灭故障电弧, 并切除短路电流, 将损失降到最低。在排除了电弧故障, 完成了有限清理工作后, 开关柜可以继续工作, 并迅速恢复供电。

快速灭弧装置是由一次主元件、检测控制装置和弧光检测探头组成的。检测控制装置在2 ms内能检测出故障弧光和故障电流信号, 一次主元件收到动作指令后, 在1.5 ms内动作, 将三相主回路接地, 熄灭电弧 (电弧故障出现后4 ms内熄灭电弧) 。

弧光检测控制装置通过持续监测保护范围内的系统电流和弧光信号, 迅速、可靠地判断出是否有电弧故障发生。如果装置判断电弧故障已经发生, 检测控制装置会立即触发3个一次主元件动作, 将带电母线连接到接地回路, 实现系统三相金属性接地短路, 以熄灭电弧。

快速灭弧装置一次主元件安装在系统带电母线与地之间, 每相1个。一次主元件是将真空灭弧室与微型气体发生器和驱动机构有效结合起来, 其动作时间小于1.5 ms。当动作信号被触发后, 一次主元件内部微型气体发生器会快速地提升活塞室底部的气压, 推动活塞运动, 破开预先处理过的连接点, 驱动接地的动触头击穿隔膜并插入高压电位的静触头中。动触头到位后实现自动闭锁, 确保一次母线与地可靠连接。一次主元件结构如图2所示。

弧光检测控制装置作为快速灭弧装置的基本单元, 可以快速、可靠地检测出设备内部的电弧故障。弧光检测是利用安装在开关设备隔室内的弧光检测探头完成对光强度的检测, 当光照强度达到定值时动作。弧光检测探头是利用绝缘的光纤与装置连接在一起, 当检测到弧光动作信号时, 装置面板上能够准确显示动作的弧光检测通道号。弧光检测装置完全采用快速的模拟电子电路, 特殊设计的硬件可以保证整个检测控制系统功能的安全性。电流检测通常是通过检测系统本段的进线保护级电流互感器来实现的, 如果瞬时电流大于设定值, 那么, 故障电流动作判据将被激活。该弧光检测装置采用检测弧光和过流双判据原理, 具有原理简单, 动作可靠、迅速, 对变电站一次设备无特殊要求, 适应于各种运行方式, 在各种运行方式下保护都不需要切换等优点。

弧光检测探头 (光传感器) 可放置在开关设备的任何位置, 通常安装在开关柜各间隔室中, 也可沿母线放置。弧光传感器使用的光纤, 内芯材料为聚甲基丙稀酸甲脂, 外表护套材料为PVC, 易于安装和使用。另外, 使用光纤线传输具有抗电磁干扰的优势, 不需要使用特殊保护护套或其他保护设备。光纤传输保证了电弧光保护系统的响应时间最短。在规划安装探头时, 必须要保证快速灭弧装置保护区内的所有开关柜隔室都能被监测到, 保护区内系统所有的开关柜都能被监测到。

与传统的保护相比, 配置快速灭弧装置能更快地检测到内部电弧故障 (2 ms) , 迅速抑制故障电弧 (4 ms) , 减少电弧故障造成的破坏。它可应用于发电厂、变电站、工业和商业配电系统的10 k V中压母线上。使用该设备, 可以确保从事运行检修工作人员的安全, 当发生严重的电弧故障时, 能避免开关设备严重受损, 减少开关设备的停电时间和维修成本, 限制故障发生时开关设备内部压力上升。当发生内部电弧故障时, 在压力和温度急剧升高以前, 采用快速灭弧装置就可以熄灭故障电弧并切除短路电流, 将损失降到最低。在排除了电弧故障, 完成了有限清理工作后, 开关柜可以继续工作, 供电也将迅速恢复, 进而有效提高供电的可靠性。

摘要：中低压开关柜内部电弧故障严重影响了电力设备的安全运行。采用主动式快速灭弧装置, 在4 ms的时间内将故障电弧消除在初始阶段, 不让其产生压力效应、热和辐射效应, 最大程度地减小电弧故障造成的危害。