气体绝缘金属封闭开关设备配电装置Word文件下载.docx
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另外，GIS设备的支架、管道，电缆外皮与外壳连接之后，也有感应电压和环流产生。
外壳与上述零件接触不良的地方，还会产生火花，使管道、电缆外皮产生电腐蚀。
为了解决上述问题，目前用两种方法解决，一种在GIS设备外壳用全链多点接地的方法，它的优点是GIS外壳的感应电压为零，但会引起环流，金属外壳仍然发热，输送容量还要下降；
另一种方法是将GIS外壳分段绝缘，每一段只有一个接地点，这样GIS外壳不产生环流，但有感应电压。
1．三相共筒式母线的GIS外壳接地。
三相母线共同安装在一个母线管里，正常运行情况下，三相电流在外壳的感应电压为零，外壳也没有涡流，所以不会危及运行人员的安全，外壳也不会发热。
但在故障时，三相电压失去平衡，在外壳上产生感应电压，产生环流，虽然时间不长，但也会危及运行人员的安全。
所以GIS外壳及其金属结构都要多点接地。
接地线的截面按流过的故障电流计算。
2．离相式母线的GIS外壳接地。
由于离相式母线的GIS设备，三相母线分别装于不同的母线管里，在正常运行时，外壳有感应电流，其值为主回路电流的70％～90％，根据外壳的材料而定。
这么大的感应电流会引起外壳及具金属结构发热，并使GIS设备的额定容量减少，使二次回路受到干扰。
为此用下面的措施进行解决。
（1）安装接地线，其截面按GIS设备的热稳定要求进行计算。
接地线必须直接接到主地网，不允许元件的接地线串联之后接地。
当GIS的间隔较多时，可设置两条接地母线，接地母线与主电网连接点不少于2处。
（2）由于离相母线管的三相感应电流相位相差为120度，因此在接地前，用一块短金属板，将三相母线管的接地线连在一起然后接地。
此时，通过接地线的接地电流只是三相不平衡电流，其值较小。
（3）为了防止GIS设备外壳的感应电流通过设备支架、运行平台、楼梯，扶手和金属管道，其外壳均应多点接地。
在外壳与金属结构之间应绝缘，以防产生环流。
（4）为了防止感应电流通过控制电缆和电力电缆的外皮，只允许电缆外皮一点接地，以不致使电缆外皮产生环流，而影响电缆的传输容量。
GIS屋内的所有金属管道也只允许一点接地。
（5）GIS设备与主变压器连接时，GIS设备的外壳与SF6／油套管之间应绝缘。
（6）三相联动的隔离开关、接地隔离开关的连杆之间应绝缘。
GIS通常有如下防误闭锁功能
1）隔离开关只有在对应断路器分闸时才能操作
2）隔离开关操作未到位，断路器不能操作。
3）母线隔离开关在母线接地开关拉开时才能操作。
4）母线接地开关必须在所有母线隔离开关全部拉开的情况下才能操作。
5）线路隔离开关只有在线路接地开关拉开时才能操作。
6）线路接地开关只有在线路隔离开关时才能操作，若干线路有电压，线路接地开关不能合闸操作。
7）手动操作隔离开关及接地开关时，电动控制自动解除。
8）隔离开关机械闭锁投入后，手动、电动操作自动解除。
9）SF6气体压力、油压、氮气压力降低至标准以下，断路器被闭锁。
10）辅助电压中断时，所有机械连锁仍起作用。
11）GIS装置手动操作上可以挂锁，由指定人员操作。
12）一旦防误闭锁装置失灵，可用专用钥匙解除。
谈东北电网高压开关设备的选用来源：
高压开关设备在电力系统的地位十分重要，正常运行时通过断路器、隔离开关可以调整、控制系统运行方式及电力负荷的分配，在事故情况下，通过断路器可以迅速将故障点隔离，以保证整个电力系统的安全运行。
因此高压断路器、隔离开关的可靠运行成为电力系统安全运行的重要保证。
如何选用断路器、隔离开关已成为电力部门、高压电力用户基建、生产中的重要问题。
结合本人的工作体会，仅从使用者的角度就高压断路器和隔离开关的选用谈几点看法。
1各类断路器的优缺点比较
1.1SF6断路器型式的比较
GIS即封闭式组合电器是将变电站内除变压器以外的所有设备都封闭在与地电位相连的金属壳内、以SF6为绝缘和灭弧介质的一种开关设备，它具有结构紧凑、占地面积小的优点，尤其适合在寸土如金、征地困难的地方以及运行环境恶劣的地方使用。
由于其价格较贵，我国大多在城市内变电站选用。
选用GIS问题是：
同一变电站不同时期建设的工程如选用不同厂家的设备，其设备连接、运行过渡有着相当的难度，最大难度在于停电时间较长再者，现在设备采购方式是招标采购，选择与前期工程设备相同的供货商也有一定的难度。
因此，除非一次建成为最终规模的变电站适合选用GIS，在有多次扩建可能的变电站不宜选用GIS。
如因特殊原因必须选用GIS，由供货厂商提供与下期工程连接的分段间隔的接口图纸是必需的。
将变电站除变压器、母线以外的所有设备都封闭在与地电位相连的金属壳内、以SF6为绝缘和灭弧介质的一种开关设备，叫H-GIS即复合式组合电器，是与GIS相近的另一种组合电器。
由于母线在外，它的扩建连接、退出运行检修与GIS比方便了许多（但对个体结构也有例外）。
其设备造价也比GIS低。
支柱式断路器的绝缘等级的提高是靠加长支持支柱、绝缘拉杆的长度及断口的开距实现的，灭弧室部分则装在支持支柱的上边。
由于支柱式断路器采用的是T、Y、I型结构，重心较高，不适合用在地震频发或地震烈度较高的地区。
支柱式断路器的SF6气体用量远低于罐式断路器和GIS，因此，使用支柱式断路器有利于环境保护。
支柱式断路器与罐式断路器、GIS相比最大优点是其价格便宜（即支柱式断路器加电流互感器罐式断路器相比、支柱式断路器加其他变压器以外变电设备与GIS相比）。
因此，支柱式断路器在我国得到了广泛的使用。
但在东北地区，受冬季环境低气温的影响，选择适合低温运行的低表压SF6支柱式断路器的范围很小。
罐式断路器是灭弧室装在与地电位相连的金属壳内，在灭弧室进出线两侧装设电流互感器（电流互感器二次线圈数可按照需要装）。
这种断路器因布置低，抗地震性能好又因其断路器与电流互感器合为一体使得占地面积相对支柱式断路器要小些。
由于罐式断路器两侧均加装电流互感器，这对大多采用一个半接线方式的500kV变电站的继电保护解决了“保护死区”问题。
此外因其是灭弧室金属外壳接地，使得SF6气体加热容易实现，使用罐式断路器使低温地区选用SF6开关设备不再受SF6气体压力的限制。
1.2灭弧介质的比较
在东北地区目前使用的高压断路器灭弧介质中有：
SF6气体、混合气体（SF6与N2、SF6与CF4）、真空、油。
SF6气体是一种化学性能十分稳定的气体，是一种无味、五色、无毒的气体，它具有优良的绝缘和灭弧性能。
大量试验充分验证SF6断路器不仅开断短路电流大，而且开断小电感电流、电容电流性能也相对好。
但现在制造厂生产的断路器的SF6压力大都在0.5-0.6MP（表压），SF6气体临界温度高、在较低环境温度下就液化的物理特性，使SF6断路器在东北等寒冷地区的使用受到了限制。
混合气体是为了解决SF6气体在低温下液化而采取的一种措施，它实现了在保证断路器有一定开断能力的前提下，又在低温环境下不液化。
东北电网现在使用的混合气体断路器有两种：
3AV1（SIEMENS制造）SF6+N2的混合，ELFSP（ABB制造）SF6+CF4的混合。
混合气体的使用给东北寒冷地区选用断路器开辟了一条路，但也带来了以下的问题：
①如果安装时充气方法不当，混合气体比例达不到要求，失去混合气体的效果。
如某站曾发现一台断路器在冬季低温时，气压显示为零，气温上来，气压上升，后经化验，氮气比例很小。
②混合气体断路器经过运行一段时间后，气体泄露比例是否与充气比例一致，有什么规律，未见试验数据，也没有运行经验报道，当需要补气时也很难操作。
③如果断路器的某项检修需要断路器本体内排空混合气体时，气体的处理将发生困难：
排放大气中，有害环境气体回收再利用，混合比例测定困难。
真空断路器是利用真空介质熄灭电弧的断路器。
真空灭弧室的外壳由玻璃或陶瓷制成，动静触头运动时的密封靠波纹管，波纹管要求有足够高的机械寿命。
真空灭弧室的绝缘性能好，触头开距小，要求操动机构提供的能量也小加上电弧电压低，电弧能量小，开断时触头表面烧损轻微。
因此真空断路器的机械寿命、电气寿命都很高。
通常机械寿命一万次以上，允许开断额定短路电流少则8次多的可达50次或更多。
这是其他断路器无法与其相比的。
它使用安全，维护简单（灭弧室无需修理），开断性能不受环境温度影响，爆炸危险性小，没有环境污染。
由于真空断路器的这些优点，在6kV～35kV系统中被大量采用。
目前我国已有多家工厂生产6kV～35kV真空灭弧室，日本等国家已生产出72/84kV、110/126kV的真空灭弧室，12kV灭弧室的开断电流已达到63kA。
由于真空灭弧室及其操作拉杆的外爬距小，用于户外或环境较脏、或易产生凝露的条件下使用，要采取加强外绝缘的措施。
而固封式真空断路器则很好的解决了这个问题。
2关于断路器的选择
由于高压开关设备有多种形式，所以，选择高压断路器，不仅要求其设备与电网运行参数相匹配，还要考虑设备所在位置的电网结构、主接线形式、环境条件、运行维护对断路器形式、灭弧介质、断路器操动机构形式的要求。
根据上述支柱式、罐式、GIS型式、灭弧介质的优缺点比较和东北地区的实际情况，不难得出以下意见：
2.1电网结构与断路器形式的选择
由于GIS扩建时的过度停电时间较长，如何在停电期间转供负荷，对于互带能力不强的电网，是选择GIS设备必须考虑的问题其次变电所处于不断发展的区域，需要不断的扩建（在同一母线上有二、三期甚至四期扩建）的变电所不宜选用GIS，而适合选用H-GIS。
2.2主接线形式与断路器型式的选择
对采用一个半接线的场所，采用落地罐、H-GIS（母线在外的组合电器），可充分发挥节省占地、布置清晰、无保护死区的优点当出线较多的双母线采用GIS，因其出线的空气间隙大大超过GIS的间距，将不得不加长母线筒的长度（增加费用），以满足出线布置的要求。
因此，对内（外）桥接线，或进出线较少的双母线接线，采用GIS则更能体现其优势。
2.3运行维护与断路器型式的选择
使用部门希望选用免维护或少维护的设备，以减少设备检修停电时间和检修次数，提高供电的可靠性。
同样是敞开式设备，采用支柱式加电流互感器与罐式断路器比较，罐式断路器的CT二次线圈附在套管上，主回路及其绝缘利用了断路器绝缘部分--SF6气体和环氧绝缘子，因此其CT的故障极少。
而单独的CT其主回路与二次线圈间、与地电位间的绝缘、屏蔽需要多层缠绕，制造、装配中的任何疏忽都可能造成缺陷。
此外在运行中，为监视绝缘状况，需定期进行绝缘测试。
排除制造个案，仅从结构本身看，罐式断路器的CT比独立的CT可靠性高、维护量小。
而断路器本身因其机构、传动形式相同，二者的可靠性、维护量大致相同（当然，不同制造厂、不同结构产品有所不同）。
GIS（H-GIS）是将更大范围的配电设备组装到一个金属壳内，因此，比暴露在大气环境下设备运行可靠性更高、维护量更小。
如一旦GIS内部出现故障，其维修难度、检修时间都远远超过支柱、罐式断路器和其他敞开式设备。
2.4环境条件与断路器形式、灭弧介质的选择
污秽严重的地方如选用敞开设备，不仅因设备需大爬距增加工程造价，而且因污染严重，设备易受腐蚀，影响其使用寿命和运行安全，因而选用GIS、H-GIS较适宜。
适合在寒冷地区使用的支柱式SF6断路器很少，而罐式断路器使得气体加热容易实现，因此罐式断路器应是寒冷地区电网的优选。
虽然混合气体断路器可以解决低温时SF6气体液化问题，但由于运行维护中的气体处理尚没有好办法，最好不采用（况且有的国外厂商推出的混合气体断路器的开断能力仅仅是根据SF6的混合比例推算出来的）。
真空断路器环境适应范围广、维护量小、环保，因而在开断性能满足要求的前提下，能使用真空断路器的地方，应首选真空断路器。
但真空断路器受向高电压发展所遇到的各种难题制约，目前仅在35kV及以下被广泛选用。
为满足低温环境运行需要，有的制造厂选择在已通过全部型式试验的SF6断路器上改SF6气体为混合气体，或降低SF6的额定压力。
按照国家标准、电力行业标准“当产品的设计、工艺、生产条件或使用的材料及主要元件发生重大改变而影响到产品性能时，应作相应的型式试验”，像这种将绝缘、灭弧介质做了“重大改变”了的断路器，更应该进行相应的型式试验。
但有的国外厂商推出的混合气体断路器的开断能力仅仅是根据SF6的混合比例推算出来的有的制造厂对降低了SF6额定压力的断路器的开断能力试验仅进行100%短路开断试验，不能证明其全部的开断性能。
2.5断路器操动机构形式的选择
不考虑操动机构的运动特点，仅从使用者的角度出发，笔者认为，结构简单、维护量小且方便、可靠性高的操动机构就是好的操动机构。
断路器操动机构形式的选择同样要考虑其运行所在地的环境条件。
影响操动机构的环境条件主要是环境温度、温差、风沙。
东北地区年环境温度差可达80K甚至更大，冬季最低气温可达-40℃甚至更低。
如果对影响断路器操作特性的元件及其材质选择不当，环境温度低时对断路器操动机构的特性有极大的影响。
东北电网曾在安装调试、运行、检测发现，一些国产设备当环境温度在-20℃左右时，断路器的许多特性就发生了重大改变：
分合闸动作电压降低弹簧机构，用非低温润滑脂的，断路器拒动弹簧选择非低温材料，分合闸时间以至动作特性均不合格液压机构，分闸时间增长至数秒以上乃至拒动，分合闸速度不同程度的降低。
分析产生上述现象的原因：
当温度低时，阀体内弹簧特性变化，各传动环节，如二级阀、工作缸、提升杆的动作阻力增大，液压油运行粘度增大，动作时间变长，分合闸速度降低，乃至拒动。
在实际中不难发现，许多制造商按一般环境条件进行设计、制造的产品，而一旦在低温环境下有供货需求，仅在产品“使用条件”进行文字改动，如-25℃改为-40℃，而对产品本身不做适合低温的任何改动，也不进行低温下的动作特性试验，仅在机构箱内增加加热器。
而加热器功率的选择是否满足产品技术条件中规定的“—40℃”要求，只能到运行“现场考核”。
经现场实测，当环境温度-18℃～-31℃时，某国产操动机构箱外加保温被（运行部门增装的）、构箱内加热器功率1000W时，操动机构箱内温度在0℃～-11℃当失去加热器1-2小时，机构箱内温度与环境温度相同。
因此，为保证东北电网在冬季下的安全运行，必须选用经过低温下动作特性试验合格的断路器。
2.6关于选用GIS的几个问题
2.6.1GIS主接线中接地开关的选择
GIS是将变压器以外的各种配电设备组装在金属壳内的一种电器设备。
有的设计、使用单位简单的把敞开式布置的主接线移植到GIS上，而不考虑GIS与敞开式开关设备在实际运行使用中的差异，由此带来的不仅是设备投资的增加，还会带来额外事故。
如常规设备母线与隔离开关之间设置一组接地开关，这对保护检修断路器时的人身安全，是非常必要的。
对GIS中的断路器的检修则不然，除非检修操动机构，否则，整个GIS都是要停电的。
而操动机构的检修，只需将隔离开关断开就可满足检修条件。
因此母线接地开关可以不设置。
母线接地开关的设置不仅是资金浪费，更主要的是在一定条件下母线接地开关的设置可能成为事故隐患：
东北电网某站220kVGIS在就地强送电操作中，因误将母线接地开关按纽当作断路器按纽，发生带电合接地开关事故，盆式绝缘子烧伤，修复20余天（此期间，220kVGIS全停），修理费10万多元，8年后对此处又进行了一次大修，对受其影响的元件进行了彻底处理。
2.6.2电压互感器的选择
对于66kV～110kV变电站采用线路变压器组或桥接线的GIS，如果没有计量要求，则可不选用66kV电压互感器。
如两条线或两台变压器间需要备自投，可通过取66kV电流、10kV电压实现备自投的选择。
电压互感器显示电压的作用则可以带电显示器替代。
2.6.3GIS出线方式的选择
GIS与变压器的连接方式，这是选用GIS前的设计就必须考虑的问题。
GIS如与套管直接连接（即油/气套管连接方式），就无法对变压器进行传统的预防性试验项目及局部放电试验，变压器的健康状态完全靠油色谱进行监视（值得幸庆的是油色谱监督完全可以反映变压器的运行状态）。
但如果油色谱成绩异常，却无法通过局部放电试验及其他电气试验方式进一步对变压器确诊，这将给油色谱成绩异常的变压器处理决策带来困难。
除此之外，采取与套管直接连接的方式，加大了安装的难度，大大提高了对土建工程“精度”的要求，在实践中，不乏由于土建工程“精度”不满足GIS与变压器套管直连的要求，造成施工、安装的返工。
所以，在条件允许的条件下，GIS、变压器宜采用套管出线，二者之间用软导线连接。
与上同理，如GIS为电缆出线，无法从GIS侧对电缆进行传统的预防性试验。
解决对电缆、变压器电气试验的途径，是在与电缆、变压器最近的接地开关处加绝缘，其绝缘强度以满足对电缆进行电气试验时施加的电压，以便在电缆的另一侧加压试验。
2.7选用断路器经济技术比较的原则
凡是设备选择都要进行经济技术比较。
但比较方式不同，可能得出的结论则不同。
如选用500kV落地罐断路器，与选用支柱式断路器和电流互感器的比较，前者比后者技术先进，运行可靠性高，按一次性投资比较，后者经济。
但按寿命期费用比较，可能情况有所不同：
500kV落地罐断路器最低使用寿命30年，油浸电流互感器使用寿命20年，落地罐断路器中的电流互感器故障几乎为零，而油浸电流互感器故障率为5次/百台年（按东北电网1999-2002故障统计），30年故障次数达4.5，故障的直接损失累计35万元（现场试验、处理及返厂运输、修理）油浸电流互感器每年要按规定要求进行预防性试验、积污清扫，进行这些作业不仅要人，还要高空作业车等大型工器具配合，30年下来需10万元左右（按东北电网现阶段平均收入和工器具费用考虑）。
如果再考虑使用罐少断路器减少占地、减少检修、故障停电带来的社会效益减少高空作业直接降低或消除了作业人员人身、设备事故的发生的可能所带来的间接效益，使用500kV落地罐断路比使用敞开式断路器加电流互感器更经济。
同样，其他各种断路器的技术经济比较应以设备使用寿命期的全部费用比较，而不应使用一次性投资比较。
3关于隔离开关的选择
3.1隔离开关结构形式的选择
一般情况下，设计院、使用单位对隔离开关结构形式的选择考虑最多的是隔离开关结构形式对占地面积的影响，而忽略了隔离开关结构形式与环境之间的关系。
与断路器相同，隔离开关的选用与其使用地点的环境关系很大。
只是受其影响的具体环境条件不同，这是断路器与隔离开关结构差别造成的。
如，最低环境温度影响对SF6断路器很大，而隔离开关却不受其影响（但年温差的大小对隔离开关有影响）覆冰（厚度在0mm～10mm之间）、雨雪对断路器影响不大，但对隔离开关的操作性能影响很大沙尘对断路器几乎没有影响，但对（特定结构的）隔离开关的操作性能、导电性能影响很大。
而现行标准中的隔离开关型式试验，不能将上述各种环境条件和工况通通考核到。
因此在选用隔离开关时，应特别注意被选用的隔离开关的各关键部位的结构。
如，2000年以来东北电网220kV、500kV开始大批使用单臂伸缩式（GW10、11GW16、17GW20、21）隔离开关。
历经几年运行，此类隔离开关在东北电网各地（包括内蒙古东部赤峰、通辽地区）反映出不适合东北地区使用的一系列问题：
①由于东北地区冬夏温差达70-80K，该形隔离开关铝合金导电管与管内钢材料的传动杆、传动齿条在冬夏季伸缩长度差异较大，造成冬夏季隔离开关操作后的位置不同（有的制造厂已改为使用膨胀系数大致相同的两种材质）②在秋冬、冬春交替及冬季，东北地区经常会有“积雪-融化-冰冻”的自然现象。
而这种隔离开关的拐臂处、动触头活动关节处采用橡胶密封方式、钻眼漏水的方式，不能保证水绝对不渗入进去或水进去及时排出来。
而进去的水一旦结冰，就造成隔离开关拒动（近几年已成冬季东北电网220kV～500kV隔离开关操作的“鸡肋”）③该形隔离开关的另一结构特点就是，在上、下（前、后）导电管之间连接采用机电一体的方式，即集导电、传动为一体的结构方式。
在东北干燥、风沙较大的地区，运行4～5年的设备，此处就会积满沙尘（虽然此处制造厂采取了聚乙烯材料封罩的方式），近两年已经发生多起因此处进沙过热烧损导电滚珠及相关导电部件的故障。
综上所述，有积雪结冰、干燥风沙的东北地区选用隔离开关，应避免选用有上述结构特点的设备。
3.2关于闭锁方式
按照现行标准制造的隔离开关与自带的接地开关之间都有机械闭锁和电气闭锁。
但现有设备隔离开关与接地开关之间的闭锁方式存在如下问题：
（1）对双侧带有接地刀的隔离开关，有的制造厂的设备只能实现一侧接地开关与隔离开关的机械闭锁，而另一侧接地开关与隔离开关采用电气闭锁。
（2）机械闭锁装置只能阻挡手力“误操作”，而一旦电动“误操作”，因其闭锁装置的机械强度不够大，造成损伤电机等设备部件乃至误操作的严重后果。
已经有许多制造厂为满足电力用户的要求实现了水平开启的隔离开关不论两侧接地还是单侧接地都应同时具备机械和电气闭锁部分国外产品在采取机械闭锁的基础上，实现了在防止电动“误操作”的同时，防止了隔离开关设备及其部件的损坏。
在国内的产品中还出现了发生主刀与地刀之间误操作后无后果的隔离开关。
3.3关于额定电流的选择
运行了一段时间的隔离开关的实际载流能力远低于名牌的额定电流早已是不争的事实。
电力行业标准规定进行温升试验要通过1.1倍的额定电流，就是想通过这一试验方式减小隔离开关实际的载流能力与额定电流之间的差距，从而增加隔离开关载流的可靠性。
但温升试验与现场的实际情相差较远，有的设备通过了1.1倍的额定电流的温升试验，但温升裕度却很小有的设备通过1.0倍的额定电流的温升试验，但温升裕度却很大。
两种试验结果，哪个结果说明载流能力好，可比性如何?
没有科学的论证。
但使用部门更愿意选用通过1.1倍的额定电流的温升试验的设备。
在实际运行中和温升试验中发生载流故障的部位都是导体的连接（铰接、对接）部位。
由于隔离开关的主要薄弱点在于此，在可能的情况下，一般选择隔离开关的额定电流要比实际流过的电流要大很多。
制造厂应在导体的连接部位采取不受环境影响的结构，如自清洁的铜墨触头、导体之间采用软联片连接，等，使隔离开关在使用寿命期内的实际载流能力与铭牌额定电流相近。
3.4短时耐受电流
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