天湖山能源实业有限公司  廖旭辉

【摘要】本文总结了GG-1A型开关柜的继电器操作保护系统及断路器等相关设备技术升级改造工作，旨意于与同行交流经验和心得。经过技改后我司供电系统运行安全可靠，为有配电系统技改需求但采取开关柜整体更新存在资金和时间困难的中小企业用电户提供了一种快速经济方法的实践说明。

【关键词】高压开关柜；线路保护装置；断路器；五防；安全可靠   

0 概述

我司35kv矿区变电所主要为四对生产矿井、机关和各直属单位以及自营小水电站的生产以及日常工作生活提供电力电源。其中四对生产矿井采用双回路供电，6kv架空线路走廊大都处于山峰密林间，在雷雨季节期间，供电线路时常遭受雷击，树木倒压等威胁，又由于高压开关柜操作保护系统老化，导致开关柜不时出现误动、拒动现象，造成“越级”跳闸事故，给公司日常的工作生产造成很大的安全隐患。因此对各出线柜的GG-1A型高压开关柜进行技术升级改造，提高我司供电系统的安全性、可靠性有着迫切要求。

1 GG-1A型高压开关柜技改的必要性

我司35kv变电所现有80年代生产的GG-1A型高压开关柜18台，柜内配用断路器有SN10型少油断路器、ZN28-10型真空断路器两种，由CD10型操动机构和继电器操作系统进行控制和保护，其设备各部件早已超出其服役年限，存在较大的安全隐患如下：

1.1 少油高压断路器它的缺点是检修维护工作量大，配件缺失造成维修费用高，当出现故障时又无法及时安全的断开较大故障电流，影响电网的安全供电；

1.2 CD10型电磁操动机构经过多次的分合闸瞬间产生的巨大冲击力造成操动机构的联动拉杆变形、拐臂传动位移等等问题，造成断路器拒动现象发生，即便重新调整仍达不到可靠运行的效果；

1.3 柜体安全防护等级低，后部柜体基本无封闭，开关本身虽有上下隔离开关机械闭锁功能但不具备“五防”要求，在日常检修工作中存在安全隐患；

1.4 二次操作系统为继电器系统，动作不灵敏易产生误动、拒动现象；操作时常因不同步出现烧毁分合闸线圈和继电保护回路中的辅助开关等问题，维护繁琐；

据统计，2014年我司供电系统因某一线路发生故障，其对应的开关柜无法及时动作断开，导致“越级”跳闸次数多达20次，造成大面积停电，影响了公司的安全生产和日常工作，综上所述， GG-1A型高压开关柜的技改已势在必行。

2 方案的技术要求和解决办法

目前我司的经济运营较为困难，而且矿井24小时生产，能用于变电所改造的资金和时间较少，因此提出了如下要求：

2.1 要求在确保高压开关柜技改后安全可靠运行的前提下，最大化利用原有开关可用部件达到节约改造资金目的。

办法：1）通过加装电磁锁提高高压开关柜安全防护等级；2）安装数字线路保护测控装置柜代替原老式继电器操作保护系统；3）更新断路器，4）加装后台监控管理系统，从而达到供电系统的安全性、可靠性。

2.2 要求在有安全技术措施保障下，减少技改所需时间，最大限度的不影响公司各单位的日常生产运行。

办法：1）首先做好相关停电的通知和联络工作；2）采用双回路供电的单位利用用电负荷较少的时间段，采取一路供电，一路停电技改，不影响其正常生产运行；3）利用节假日期间对机关及直属单位进行停电技改，不大会影响其日常的工作生活。

3 方案的实施过程

3.1 设备的选型和要求

3.1.1 高压真空断路器的选型

在真空开关选型时，主要考虑到短路开断电流及其他相关技术参数的要求，并兼顾通用、互换性和前瞻性，经走访国家电网用户和查阅了大量资料，选用VS1-12/1250-25型户内高压真空断路器。该断路器有如优点：

1）主要技术参数符合现场要求：额定电压12kV;额定电流1250A；额定短路开断电流31.5kA;工频耐压42kV;关合电流80kA;雷电冲击耐压75kV。

2)性能理想：寿命长、易维护、无危险、无污染、噪音低等，并且适用于频繁操作，或多次开断短路电流的场所。断路器操动机构为弹簧储能操作机构有效解决了原CD10型电磁操动机构的老化带来的各种安全隐患。

3.1.2 提高柜体的安全防护等级

1）用环氧树脂绝缘板将原开关柜后部敞开的空间进行密封；

2）在完善GG-1A型高压开关柜“五防”保护技改中，采用DSN-DM/Y户内型带电显示电磁锁，其主要功能就是当高压线路不论哪一相带电时，电磁锁无法实现开锁作业，来实现强制的电气闭锁。

3.1.3 线路保护测控装置柜及后台监控管理系统技术要求

1）柜体布置：保护测控装置合计18台，交换机、监控主机，分三面柜组装，其柜体尺寸与原控制柜完全对应，保证了二次接线电缆沟位置保持不变；

2）开关柜的控制范围：需投入保护6KV开关柜共有18台，其中有两台为电容保护柜；另有两台为水电发电并网柜，可能出现电流逆向；其他为馈出柜；

3）保护功能：过流、速断、零序电流、零序电压等；

4）兼容性:要求在6KV侧及35KV侧现有主变保护（国电南自的产品）上硬件及控制软件上能够完全兼容，能够实现实时监控、预警；为后期加装PT消偕保护装置及小电流接地选线装置提供平台。

要求其保护装置可靠性高、灵活性大、动作迅速、维护调试方便，加装监控管理系统利于实现电力自动化。

3.2 技改实施过程

技改前做好安全技术措施，先将所有开关柜后部敞开的空间进行密封后，进行逐一断电技改。 事先做好缆线长度和安装支架的测量下料加工。

3.2.1 高压开关柜的技改

根据技改最大程度不影响矿井的安全生产要求，逐一断电按常规改造方式将原开关及操作机构拆除后安装新的断路器和“五防”电磁锁。

1）将真空断路器安装在经过设计重新焊接的机架上；并现场制作上隔离到断路器上出线、断路器下出线到互感器母排；安装母排时应保证搭接面接触良好（涂导电膏），且母排对断路器本体不应有推、拉、扭等力，按相位刷上相应颜色油漆；用2mm厚的钢板将拆除CD10电磁操作机构留下的穿孔进行焊接封闭；断路器储能回路需现场改造，在面板打孔安装储能、（分、合）闸指示灯，按原理图进行控制回路布线；断路器安装示意图：（图1）。

图1  断路器安装示意图

2）柜体的“五防”改造需要焊接角钢固定安装传感器（传感器需引线到柜门电磁锁实现连锁功能），传感器一次侧用双色线与馈出线端铜排搭接；柜体需安装柜门电磁锁与上、下隔离开关电磁锁，根据现场实际情况拆下柜门割孔钻孔进行安装，按原理图进行回路布线（图2）。

图2 五防接线示意图

3.2.2 线路保护测控装置柜及后台监控管理系统安装：

可在不断电的情况下完成如下安装：同步安装线路保护测控装置柜及后台监控管理系统（图3）；设置保护装置的技术参数，主要有过流、过负荷、反时限过流的电流整定和时间整定及变比等技术参数；二次电缆敷设时，电缆沿原控制柜至各高压开关柜的电缆沟槽布置并做好电缆两端相对应标记；接入线路保护测控装置的交直流回路、遥信、遥控回路并套上相对应线号，接线位置必须正确，接触可靠，工艺美观。

图3  线路保护测控装置柜和后台监控管理系统通讯图

2）根据技改办法，将每台开关柜逐一断电后拆除高压柜上的继电器保护及控制线路；将对应线路保护装置的交直流回路、遥信、遥控回路接入技改后的高压开关柜接线排各点位并套上相对应线号；接线完毕后进行操作试验，手动、电动各操作５次，分、合闸应灵活可靠，其断路器分、合闸回路及信号指示回路工作正常、准确。将技改后的高压柜送电运行。

4 技改效果

此项技改，在保留原柜体、表计、CT、零序CT、电缆沟、电缆长度、母联等部件不改变的情况下，仅此项就节约改造费用80万元。

在此项技改项目中同步安装的断路器、信号灯、电磁锁每台高压开关柜需要停电时间大约是4小时，实践表明，技改项目实施过程中，通过优化停电过渡和施工方案，能够减少了停电损失、缩短施工工期，同时也保证了施工的质量和安全。

从技造后的开关柜使用情况来看，提高柜体的安全防护等级后弥补了原开关柜“五防”功能的不足，同时有效杜绝了人为误操作的现象；除在计划停电时按有关规定做一些必要的测试外，平时维护和检修工作量比技改前明显减少，特别是在恶劣气候的影响下，技改后投入使用至今的高压开关柜保护动作灵敏、可靠，没有出现过一次“越级”跳闸事故，为我司供电系统的安全运行提供了可靠的保证。

5 结束语

我们结合本单位电气设备的实际情况，用有限的技改资金，逐步完善了电网监控管理系统，提高了设备的装备水平，不仅提高了电网的科技含量，职工的工作环境也大为改观，促进了企业现代化治理水平的提高，保证了电网安全、可靠、经济运行。同时为其他类似于我司变电所早期配置的GG-1A型高压开关柜技改提供借鉴。

参考文献

[1]王远璋，变电设备维护与检修作业指导书[M]，中国电力出版社，2005。

[2]王向臣，变电检修工[M]，中国水利水电出版社，2009。

[3]电气装置安装工程施工及验收规范[M]，中国计划出版社，2007。