摘 要本文以电力系统中广泛采用的10kV交流金属封闭铠装移开式开关设备为例,结合实际工作中的切身体会,对开关柜在生产运行中出现的不足进行分析,并提出相应的解决方案。
关键词 10kV开关柜 存在问题 解决方案
1引言
随着近年来国民经济的高速增长,电网发展也迎来新的历史机遇10kV交流金属封闭铠装移开式开关设备(以下简称开关柜)因具有结构紧凑合理、防护性能好、"五防"连锁功能可靠、维护方便、操作简单、运行可靠性高等优点在电力系统中得到广泛应用。但在实际应用中,开关柜本身存在的一些不足也随之出现,如主变低压进线开关柜容易过热、柜内缺少温度监视系统等,这些问题如不找到应对措施将给安全生产埋下隐患。以下就开关柜存在的问题和解决方案进行分析论述。
2实际运行中存在的问题及解决方案
2.1开关柜的过热问题
开关柜受各种因素的影响容易产生过热现象,严重时将大大降低设备绝缘危及设备安全运行。其中以主变低压进线(母联)开关柜最为突出,下面就以此类型开关柜为例进行分析说明。
2.1.1由防护等级因素造成的散热不畅
为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,以及克服敞开式开关柜容易进入异物引起设备短路的缺点厂家一般都是根据国标DL/T404-1997《户内交流高压开关柜订货技术条件》652中对防护等级分类规定进行设计的,如表1所示。
一般,现在的开关柜的防护等级定为IP4X,基本上都采用金属全封闭的外壳。而这样的开关柜普遍存在着如下文2.1.2、2.1.3及2.1.4所述的问题,极易出现散热不畅、温度较高的情况,导致元件绝缘性能经长时间运行后变质、劣化构成了绝缘弱点。近年来绝缘薄弱引起设备障碍或事故呈逐年递增的情况。因此对于柜内散热不畅的现象,应高度重视。
一些单位和厂家通常将4000A以下的开关柜的观察窗改成通风窗,而较少采用贯流风机(以下简称风机)主动散热的方式,一般来说原因有三点:(1)现在风机一般只在大电流(4000A及以上)开关柜采用(如ABB公司在大电流开关柜(4000A)所采用的风机);(2)国内生产这种风机的厂家较少,质量得不到保证,开关柜均装设风机,投资成本加大;(3)风机运行所带来的灰尘影响开关柜内绝缘,且噪声较大。然而本人认为将观察窗改成通风窗的做法有其不安全因素(见2.2),提倡在柜上装设风机,室内装设空调,二者结合降温。采用该散热方法时应降低风机转速,增加清扫维护频率减小风机所携灰尘对设备绝缘的影响,并加强日常巡视。若一些单位将观察窗改成通风散热窗,因尽量防范由于改造可能引起的不安全因素(见2.2)。
2.1.2柜内设备发热
母排、刀闸等均安装在主变1。kV侧开关柜狭小的空间中,它们产生的热量对柜内温度的影响不容忽视。
2.1.2.1母排过热
母排间间距较小,铜材质量不过关,截面积较小,且母排连接点较多,容易氧化、接触不良,导致连接点温度高,在柜内温度较高时导致母排载流能力降低,载流量减小。应特别指出的是现有10kV母排为增加绝缘往往使用绝缘热缩套管,但当母排发热严重时,绝缘胶套会破裂,有可能导致相间短路。
上述问题,本人认为可从以下几点解决:(1)选择设计制造工艺较高的厂家;(2)增加母排间间距,必要时可对开关柜泄压通道进行一定的改造;(3)采用质量较好的大尺寸铜材,增加母排载流量;(4)在电气连接面上镀锡、镀银在设备投入、母排清扫时用凡士林、导电膏涂抹,降低接触电阻;(5)增加柜内的散热措施。
2.1.2.2刀闸过热
近年来因开关柜断路器手车的隔离触头接触不良发热引发的设备事故呈逐年递增的态势。限于开关柜自身结构,无法观察到断路器手车运行时其隔离触头与静触头的咬合情况。因此在新设备验收中应严格把关,仔细检查新柜中刀闸螺丝是否接触好,防止刀闸衔接过松、过紧;在母线、断路器手车例行检修时,应对隔离触头做重点维护;对隔离触头的螺丝、弹簧应细致检查,弹簧应定期更换,以有效防止弹簧经隔离触头的多次合分后老化导致隔离触头衔接过松;维护时在隔离触头上用凡士林、导电膏涂抹,降低接触电阻。
2.1.2.3电流互感器发热问题
目前,柜内电流互感器(CT)普遍采用全密封环氧树脂浇注式结构。但对于大电流回路中,因其结构的限制,增加两个接头连接发热源,全密封浇注式结构一次绕组及铁心散热效果均较差,导致实际应用中大电流运行时内部CT发热问题严重。根据我局的运行经验,对于额定电流2000A及以上的柜内CT,在保证内部安全距离的前提下,尽量改用穿芯式结构CT改善CT散热条件,实际运行经验证明效果良好。
2.1.2.4柜内设备负荷较大
近年来在冬、夏两季用电高峰期,有些变电站长期处于满负荷状态。特别是在站内一台变压器转检修时,运行中的主变容易出现满载、过载现象,主变低压进线(母联)开关柜中所流过的电流较大造成内部元件发热量大。在这种供用电形势下电力调度机构应合理安排电网的运行方式,做好负荷预测,减少设备检修工作检修次数保证检修质量,减少重复停电。
2.1.3 所处环境温度较高
以我省为例:夏季室外温度一般在34℃~38℃之间,一些地方时有超过40℃的气温出现,加上设备本身散发的热量,室内无通风设施,室内环境温度过高。对此可在开关室采用反光能力较好的反光玻璃,降低阳光直接照射的热效应。以往普遍采用的温控排风扇,降温效果不明显、噪声较大增大了室内的灰尘、湿气的进入量,不利于室内设备的运行,可以用空调代替。
2.1.4维护的问题
厂家在介绍开关柜常用"免维护"来形容。这样容易引导检修、运行人员进入一种误区一可以少维护、不维护,从而在设备检修清扫时忽视了对柜内灰尘及蜘蛛网等的清除,降低了设备的绝缘性能,同时也让本为狭小的柜内空间,散热条件更为恶劣。
2.2观察窗的局限性
GB 3906-91《3～35kV交流金属封闭开关设备》6.1.6对观察窗的规定如下:"观察窗应达到外亮所规定的防护等级。观察窗应使用机械强度与外壳相近的透明阻燃材料遮盖并应有足够的电气间隙或静电屏蔽等措施防止危险的静电电荷的形成。观察窗布置的位置,应便于观察内部运行中的设备。"可见国标并未对开关柜观察窗的个数、面积、装设位置以及清晰度作出非常明确的规定,这使得开关柜柜后(以下简称"柜后")的观察窗在实际运行当中存在着一些问题。
(1)一般只在柜后装设一个长型的钢化玻璃观察窗。像我局西郊变10kV#2户内所用变采用的福达电气工程有限公司生产的开关柜柜后甚至未设观察窗。
(2)柜后观察窗装设位置、面积的限制,运行人员无法清楚观察植内设备情况。以装设在柜后中部的为例:运行人员无法从柜后近距离观察接地刀闸的实际状态和电缆接头及主变10kV侧开关柜母排、CT的情况;对柜内设备测温时,也会有很大的测温死区。而观察窗的材料特性会造成测得的温度与设备的实际温度存在着较大的误差。还有的观察窗安装位置较高使得运行人员根本无法观察和测温。
本人认为可以采用两个观察窗并增大一定面积的方法来改善,只要其"防护等级、机械强度、材料特性"等符合国标的规定布置位置合适就可。采用硬固定的固定方式,比如将观察窗钻孔后用螺丝固定,并用胶水密封,这样能兼顾抗外力和防潮性能口同时在观察窗面上安装活动的可视小铁门,平时上锁,当要测温或要观察时可打开,这样虽然使用上不够便捷,但很好的解决了观察窗的防爆性能问题。测温仪测得的柜内设备温度数据应给予修正以常用的钢化玻璃观察窗为例,实际温度一般比测得的数据高出13℃(厚度不计)。
将观察窗改成通风窗的做法也值得商榷:首先,一些开关柜原来并未设通风窗即使将观察窗改造成通风窗,也无法使空气对流,达不到预期的散热效果;其次,开关柜内部的绝缘都是以观察窗密封为前提设计的,人为改成通风窗后灰尘、潮气很容易进入柜内,容易引起柜内绝缘降低·再次当设备内部发生短路故障时,柜内空气的压力本应通过泄压通道排出,但观察窗改造后即从这里排出这样可能会对现场人员造成严重的伤害。
2.3柜内缺少温度监视系统
现今对于开关柜内部温度过高导致的绝缘事故仍防不胜防,因此对温度进行监视是非常必要的。可以在开关柜内装设温度测量装置与电流继电器相配合启动风机,当柜内温度或继电器中电流达到一定值便启动风机降温。风机启动后若温度不能降低继续升高,达到一定值时,将生产发告警信号,通知值班员及时处理。或只装设温度测量装置当柜内温度一超过整定值就发告警信号。
由于开关柜内设备有着较高电压,如采用在线测温只能通过红外测温装置进行不接触测温。考虑到目前这种在线监控成本较高,不可能大范围使用,可以只在最容易发热的设备上装设单点式红外测温装置。
2.4保护方面
10kV母线上的设备容易受到设备制造工艺、安装质量,小动物、人为误操作等因素的影响,且馈线多,操作频繁,其发生故障几率远高于高压、超高压母线。2A1开关柜对保护的要求当10kV设备发生弧光故障,在断路器动作前,故障短路电弧是一直在燃烧的即保护动作时间与断路器分闸时间之和,为电弧燃烧的持续时间。现在市场上销售的开关柜大部分上是按照国际标准IEC60298《1kV以上52kV及以下交流金属封闭开关设备和控制设备》生产的,标准中规定的内部燃弧时间是100ms。也就是说开关柜可以承受的电弧燃烧时间为100ms。所以,保护装置应在小于100ms时间内切除故障,以防止弧光短路故障进一步发展扩大,造成更大的危害。
在各种燃弧持续时间内,设备的损坏程度不同,国外进行了相关试验,情况如表2所示。
2.4.2主变对保护的要求
国标规定的110kV及以上电压等级的变压器的热稳定允许时间为2s,动稳定时间为0.25s。但实际上,在主变10kV侧出口短路故障靠过流后备保护切除的动作时间往往在2s以上,离0.25s的变压器的动稳定时间相差甚远。据有关资料统计,110kV及以上
等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故,约占全部事故的50%以上,与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。其中10kV侧短路引起的事故最多,占事故总数的64.7%,如表3所示。
表4列出了短路损坏变压器按照设备损坏程序统计情况
因此当10kV母线发生短路故障时,从保护变压器的角度出发,迫切需要改善,使其保护动作时间小于变压器允许的动稳定时间0.25s。
2.4.3现有母线保护的局限及对策
我省现有的10kV母线基本上只采用主变低压复压过流保护作为母线后备保护,考虑到与馈线和母线分段开关的配合保护跳闸时间一般整定为1.0~1.7s,有时甚至达2.0s以上远大于IEC60298中规定的内部燃弧时间和国标中规定的变压器允许动稳定时间。这样当10kV母线发生短路故障时,即使主变的低压复压过流保护正确动作将10kV母线电源切除,仍会出现多个设备间隔严重损坏,有的甚至发展成"火烧连营"的重大事故,并且极易出现主变压器由于遭受外部短路电流冲击而损坏的情况。因此为了保证设备的安全运行和不扩大事故范围,应当采用动作时间更为迅速的母线保护。
国外采用一种母线保护方式-电弧光保护值得我们借鉴。如在南非应用的一种电弧光保护,该系统只在同时检测到弧光和过流时才发出跳闸指令,其电弧光保护系统提供的动作时间为5~7ms,远快于传统母线保护方案,对开关柜各单元室的总故障清除时间可控制在100ms以内。其基本原理是利用弧光传感器作为光感应元件分布安装于开关间隔中,当发生短路事故时,将检测到的弧光故障时突然增加的强光信号,转换成电流信号作用于电源断路器。国内相关厂家也对电弧光保护进行相关的研究。
2.5带电显示装置方面
目前推广的全封闭型"五防"开关柜,主要以前面面板上装设的固定式三相带电显示装置的显示情况作为合接地刀闸前判断线路是否带电的依据。该装置确实起到了验电的作用,但其本身也存在一定的缺陷:
(1)运行人员在合接地刀闸前都必须先通过待停线路在运行状态时现场的带电显示装置的显示情况,判断带电显示装置是否正常,继而进一步判断线路是否带电。但当线路由冷、热备用转检修时,运行人员都不能正确判断带电显示装置指示是否正常,这时不排除由于带电显示装置的功能障碍,线路带电显示元件却不亮,从而产生误合接地刀闸的恶性事故。一些单位在线路转检修无法判断带电显示装置是否正常时,由调度值班员负责电话询问待停线路上的用户,确认用户有无倒送电情况后,通知运行操作人员合接地刀闸,然而这样的做法值得商榷。
所以,本人认为应尽量采用验电手车或拔插式验电器验电的方式同时加大城网自动化建设,实现对设备运行状态的实时监测,将待停线路运行状态改变时的遥测、遥信信号以及带电显示装置的相应变化情况作为合接地刀闸的依据。这在2005年3月1日开始实施的《国家电网公司电力安全工作规程(变电站和发电厂电气部分)(试行)及修改说明》第433中有了相应规定:"对无法进行直接验电的设备,可以进行间接验电,即检查隔离(刀闸)的机械指示位置、电气仪表、仪表及带电显示装置指示变化,且至少应有两个及以上指示己同时发生对应变化·若进行遥控操作,则应同时检查隔离开关(刀闸)的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装置的指示进行间接验电。"
(2)目前带电显示装置大部分使用氛灯作为显示元件,长期使用后发现,氛灯大量损坏,装置失明率高,且亮度低,特别是在明亮的环境里亮度受到冲刷,显示性较差。因此应采用闪动发光的超高亮度发光管,这样不易受外界光线影响,直观醒目。
(3)一般固定式带电显示装置没有装设对柜门和接地刀闸的闭锁控制回路。本人认为固定式带电显示装置必须具备强制性电气闭锁功能能可靠闭锁接地开关(开关柜门)。
3 结束语
10kV户内开关柜由于体积小、结构紧凑、"五防"功能完善、操作简易可靠等优点给我们的生产、运行和检修与维护带来了极大的便利及安全保障,在现代电网建设中发挥着越来越重要的作用。但在实际生产运行中,仍存在一些不安全的因素,我们只有正视这些问题,思考、分析并从中找出相应的改进措施,才能更好保障电网的安全生产。本人通过观察和思考,结合实际情况提出了对这些问题进行改进的一些看法。因水平有限,不足之处,敬请专家和读者指正。
参考文献
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