变电站高压柜爆炸分析及预防措施

变电站高压柜爆炸分析及预防措施
  摘要:本文通过对变电站高压柜爆炸历史数据统计,分析变电站高压柜爆炸原因,提出隔离小车触头接触不良、高压柜通流散热效果差、高压柜室运行环境不佳、绝缘质量不良预防措施和建议,并结合行业及公司运维标准中的要求,探讨适合实际运行的运维策略,以期在预防变电站高压柜爆炸方面供借鉴,把高压柜爆炸对电网的影响减少到最低限度。
        关键词:高压柜,爆炸原因分析,高压柜改造,运行环境
        0  引言
        近年来,运行中的金属封闭高压柜发生多起爆炸事故,对电力系统的安全稳定运行带来冲击。本文通过对历年高压柜爆炸案例的调查和统计,对引起故障的原因进行分析,并由此提出几种预防措施和建议。
        1  变电站高压柜爆炸分析铁铧
        1.1 历年高压柜爆炸案例
        收集历年变电站高压柜爆炸事故案例18起案例,故障设备和故障原因统计如下:
        表1:历年高压柜爆炸案例
        1.2高压柜爆炸分析
        1.2.1 爆炸原因分析
        在18起10kV高压柜爆炸起火事故案例中:二次设备故障引起案例有1起;防小动物不到位引起案例1起;设备带病运行引起案例1起;开关小车真空泡质量不合格引起案例1起;高压柜室运行环境不佳引起案例2起;隔离小车触头老化、质量差或静触头接触不良引起案例8起;隔离刀闸动静触头接触不良,风机故障散热不良引起案例2起;支柱绝缘子绝缘质量不良引起案例有2起。
        对18起案例故障原因进行归类,主要有以下四类:⑴隔离小车触头老化、质量差或静触头接触不良引起的有8起;占比44.4%;⑵高压柜通流散热效果差引起的有2起,占比11.1%;⑶高压柜室运行环境引起的有2起,占比11.1%;⑷绝缘质量不良引起的有2起,占比11.1%。
        1.2.2 故障设备类型分析
        按设备类型归类,在18起爆炸案例中,变低隔离小车柜9起,变低刀闸柜3起,分段开关柜2起,馈线柜2起,电容器开关柜1起,分段开关穿墙母排1起,由此可见10kV高压柜爆炸多发生在隔离小车或隔离刀闸处,尤其是变低隔离小车爆炸占到50%。隔离刀闸爆炸的
机率低于隔离小车,高压柜爆炸的机率又远低于隔离小车或隔离刀闸。这有如下几方面原因:
        1)小车柜由断路器室、电缆室、母线室等多个小室构成,每个小室都有隔板隔离,这就导致小车柜的整体散热性能不如上下刀闸柜。特别是小车柜最薄弱的动静触头的接触处空间小散热不佳,而且存在有厂家选用劣质材质导致动静触头载流裕度不够的现象。
        2)专业班组在做变低高压柜维护时,不仅测量开关小车柜直阻,而且会将开关小车柜推入工作位置,测量动静触头接触后的直流电阻值,这可以有效发现开关小车柜的动静触头接触不良的隐患。但由于刀闸小车柜与10kV母线相连,10kV母线不停电的情况下,不能测量其动静触头接触后的直流电阻值,所以不能发现刀闸小车柜动静触头有无接触不良,而动静触头接触不良是导致高压柜发热爆炸的主要原因。
        1.2.3 故障设备投运年限分析
        在一次设备故障引起高压柜着火爆炸的12起案例中,高压柜爆炸主要集中在投运前2年和投退约9年以后,值得注意的是有5起高压柜爆炸其设备投运年限均超过9年。该种现象比较符合浴盆曲线,前期爆炸率高主要是由于设计、原材料或制造中产品存在缺陷引起,后期爆炸率高主要是由于开关触头运行时间长后磨损、老化等原因引起。在实际高压
柜维护中也发现运行约10年的高压柜存在一定程度的老化现象。
        1.2.4 故障设备负载率分析
        从统计数据可以看出,当变低高压柜负载率(按主变变低额定电流算)达到约60%后,设备就可能因为发热严重发生爆炸。仅一起在负载率为48%时刀闸小车柜发生爆炸。
        表2:高压柜故障前负载率情况表
        2 高压柜爆炸预防措施
        四类主要故障原因约占所有高压柜爆炸案例77.8%。本文主要针对这四类故障原因采取预防措施,对于剩余其他案例可以通过加强运维进行改善。
        2.1 隔离小车触头老化、质量差或静触头接触不良发热预防措施
        隔离小车触头老化、质量差或静触头接触不良引起高压柜爆炸占了案例44.4%,应制定重点预控措施,研究爆炸高压柜触指存在的共性问题,制订高压柜选型时触指的设计、材质、制造和安装工艺标准。优先对老旧、重载等大电流高压柜触指进行更换改造。
        对1起爆炸案例高压柜柜内静触头详细检查,发现静触头由一颗螺丝固定相对易出现松动现象,且静触头盒较小、轴流风机冷却效果不佳、开关室整体散热能力较差,对开关小车、隔离小车的动触头进行详细检查,发现触指片为两片并列形式、压紧弹簧均较细、
较松,估计其载流量裕度相对较小,且与合资厂生产的梅花触头相比,存在弹簧压紧力不够致使动静触头接触不良而发热。进行如下改造:
        (1)梅花触头改造,针对多起梅花触头的弹簧设计较小、弹力不足,可以增加并列触指片,将偏小的弹簧更换成较粗弹簧,增加弹力。
        (2)静触头改造,将原来所用的1个螺栓固定的静触头改为5 个螺栓固定的静触头。
        (3)触头盒改造,原来触头盒散热效果不佳,将触头盒改用爬距更大、绝缘和散热性能更好的触头盒。
        2.2高压柜散热疏通效果差预防措施
        现状分析:目前,变电站大电流高压柜风机散热效果不佳,风机功率不足,且容易发生故障,无法正常工作。再加上柜体散热设计缺陷,通流散热效果差,造成了设备发热无法及时疏散,引发设备故障。
        预防措施:对大电流开关柜,改进大负荷高压柜风机散热系统,采用静音轴流式抽风系统,增加散热效果。对散热不良馈线柜体部分封板改为带散热孔的封板,以增强设备运行过程中散热性能。
        (1)大电流高压柜,加装大功率风机,并在柜体底部改造风机底部进风气道
 
        更换的大功率风机
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        改造后的风机底部进风气道
        图1:改造前后后风机进风气道对比图
        ⑵更换大电流高压柜顶部风机散热气道,使排风量增加
 
        未改造的风机底部进风气道
 
        改造后的风机顶部排风气道
        图2:改造前后风机顶部气道对比图
        ⑶对馈线等柜体顶部封板更换为散热更好的封板
        柜上方开孔会产生烟囱效应,可明显降低设备温升,而密闭柜散热困难,设备温升较高。
        2.3改善高压室运行环境措施
        为设备提供良好的运行环境对设备安全运行十分重要,从2起因运行环境不佳引起故障案例分析,威胁设备安全运行的主要有:高压室渗漏水、高压室设备产生凝露。
 
        未改造的馈线顶部封板
 
        改造后的馈线顶部封板
        图3:改造前馈线顶部封板对比图
        2.3.1高压室渗漏水预防措施:
        现状分析:
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        2)因赶工期、雨季施工、材料使用不当等施工因素,造成GIS 室侧墙或穿墙套管周围渗漏水,经墙体流到地面,经地面渗透到10kV 高压室,有时会危害运行设备。
        预防措施:
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        1)10kV 高压室在综合楼的底层时,二层楼面应采用Ⅱ级防水标准[1],对存在隐患的楼面应立项改造,并在以后的设计审图中提出此要求。
        2)GIS 室侧墙和穿墙套管处容易发生渗水,对存在隐患的楼面应立项改造,改造前注意雨后开展特巡,并采取预防措施。
        2.3.2凝露产生预防措施
        现状分析:目前,变电站为了给设备降温,大部分变电站10kV 高压室基本上安装有空调,空调温度设置在26℃,对高压室内室温有了良好的改善,但部分空调出风口直吹高压柜柜体,当室内空气湿度大且设备局部温度低于周围空气的露点时,容易出现冷凝的现象,长时间积累将导致放电。
        预防措施:露点与环境温度和相对湿度相关,通过调节高压室温湿度减少凝露形成。夏季空调温度设置在26~28℃,冬季设计温度18℃~20℃,相对湿度不宜高于70%,空调设备宜采用直接蒸发式空调器[1]。建议空调温度设置在28℃,既能满足高压柜运行条件,也能降低凝露的风险,还能节能和延长空调的使用寿命。关注各地区年度温度及湿度特点,建议当湿度大于90%时将空调调整为除湿功能状态。空调出风口避免直吹设备,巡视注意观察高压柜有无凝露滴水现象。注意夏季高压室开空调后,原风机管道由于直接连通
室外热空气,可能存在冷热空气相遇形成积水的现象。对于较潮湿的高压室来说,可以考虑加装去湿装置来降低潮湿度。
陈礼久        2.4 支柱绝缘子绝缘不良预防措施
        现状分析:封闭式高压开关柜运行中难以通过巡视检查绝缘子情况,因此对定期检修和试验非常必要。户内密封母线、导线排的绝缘子因未采取带电检测,因此只能采用停电后绝缘电阻测量和耐压试验。电力行业标准《电力设备预防性试验规程》要求单元件支柱绝缘子1-5 年进行1 次交流耐压试验,对封闭母线的试验规定,要求在大修时进行绝缘电阻和交流耐压试验。《电力设备预防性试验规程》(中国南方电网有限责任公司)对支柱绝缘子和悬式绝缘子,要求随主设备进行交流耐压试验,单元封闭母线的试验规定,要求在大修时进行绝缘电阻和交流耐压试验。10kV 分段开关柜导线排和联络电缆除投产前的交接试验外,对专门的绝缘电阻测量和耐压试验开展较少。
        预防措施:
        1)建议对运行5 年以上的10kV 母线、分段开关柜选择湿度较大的或存在污染源的变电站进行一定比例的抽查,对5 年以内的按一定比例抽查。
        2)若进行耐压试验有困难,可结合10kV 母线、分段开关保护定检时进行绝缘电阻的
测试,但需要加强监护。测量绝缘子绝缘电阻可以发现绝缘裂纹或瓷质受潮等缺陷。
        3)高压柜中的主母线及引下线均用热缩绝缘包封[2],母线导体表面宜浸涂或包敷绝缘材料[3]。开展10kV 母线停电时检查和更换母线和连接导体表面的绝缘护套。跟进绝缘护套更换时的检修工艺,严格按技术要求操作,并严格进行现场验收。
        2.5 加强对高压柜的运维工作
        2.5.1对老旧或负载率较高的设备加强测温工作
        红外测温是发现设备内部故障的有效手段。根据高压柜爆炸数据分析,投运9年以上高压柜、负载超过60%的刀闸柜发生爆炸几率最高,因此,应提高运行超过9年的刀闸小车和刀闸或负载率超过60%的大电流高压柜的巡视频率。高压柜红外测温结果除符合GB/T763-1990 的温升规定外,还应满足可触及的外壳及盖板的温升不得超过20K[2],以高压室环境温度30℃计算,相当于柜面温度不应超过50℃,因此,当柜面温度超过50℃应持续跟踪。
        由于高压柜观察窗红外透视率低,无法准确测量高压柜内部温度,可采用红外透视窗测量柜内发热情况,将高压柜观察孔玻璃更换为多晶氟化钙材料,这种材料红外透视率达到94%,可直接进行无损测温。
        2.5.2 提高操作质量。
        送电前应检查机构有无锈蚀、断裂、历史缺陷等情况。操作时确保设备合闸到位,无卡涩、倾斜等情况发生,不发生机构卡涩时强行操作等。操作后注意观察设备运行情况。
软件管理系统        3  结束语
        高压柜爆炸威胁电网安全运行的问题在全国电力系统普遍存在,因此,对于电力系统来说,预防高压柜爆炸是一项重点工作。高压柜设计、材质、制造和安装工艺标准、运行环境、运维情况等均会影响高压柜的正常运行,应多措并举,减少高压柜爆炸的发生,保证电网安全稳定运行。
        4  致谢
        变电管理二所各巡维中心提供所辖变电站历年高压柜爆炸案例,谨此致谢!
        参考文献:
        [1]中华人民共和国电力行业标准《220kV~500kV 变电所设计技术规程》(DL/T5218-2005)
        [2]中国南方电网企业标准《220kV~500kV 变电站电气技术导则》
        [3]中华人民共和国电力行业标准《导体和电器选择设计技术规定》(DL/T 5222-2005)

        作者简介:
        本人毕业于广东工业大学电气工程及其自动化专业,电力工程师,在深圳供电局有限公司从事变电运行工作。

本文发布于:2023-07-15 09:33:16,感谢您对本站的认可!

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