关于取消GIS出线侧隔离开关的探讨

吕冬春 王召娣

（1.安徽华电工程咨询设计有限公司 安徽合肥 230022 2.国网安徽省电力公司界首市供电公司 安徽界首 236500）

关于取消GIS出线侧隔离开关的探讨

吕冬春1王召娣2

（1.安徽华电工程咨询设计有限公司 安徽合肥 230022 2.国网安徽省电力公司界首市供电公司 安徽界首 236500）

本文结合国家电网公司“两型一化”精神，根据GIS设备的自身特点，结合运行和检修要求，论证本站220kV、110kV GIS元件配置简化的可行性。在满足功能要求的前提下简化220kV、110kV GIS元件配置，提出取消220kV、110kV线路、主变间隔出线侧隔离开关的简化方案。

取消；GIS；出线侧隔离开关

“两型一化”变电站建设是传统设计和建设理念的一次变革，秉持节能环保、科学发展原则，应用全寿命周期管理理念和方法，内容涵盖变电站规划设计、建设管理、工程施工、运行维护等建设全过程。

1 现状分析

随着科学技术的发展，封闭式组合电器（GIS）设备在变电站建设中得到越来越广泛的应用。GIS设备凭借着电气元件的高度集成和精湛的制造工艺，实现了20年基本免维护。使得简化GIS元件配置，达到简化接线成为可能。

1.1 组合电器制造水平

断路器的开断能力和开断次数大大提高，常规定时检修的设备管理方法，已经被设备的状态检修理论代替。

对于老式的AIS隔离开关，使用寿命是使用年限决定的，每年操作几次的设备要比几年都不操作一次的设备更耐用。这是因为老式的AIS隔离开关一次部分使用寿命一般取决定于设备的电腐蚀、表面氧化和绝缘子的老化等因素，二次部分使用寿命取决于直流电机绝缘老化和传动机构的操作连杆、拐臂、转轴的腐蚀、生锈、氧化等因素。

对于GIS设备，由于一次设备全部密封于SF6绝缘气体的气室内，二次传动机构的连杆、拐臂、转轴也全部或大部分是封闭状态，从而避免了外界环境影响而造成的腐蚀、生锈、氧化等问题。

1.2 组合电器接线型式及元件配置

220kV、110kV配电装置采用户内GIS组合电器方案，电气主接线采用双母线接线。局部接线元件配置如图1。

从图1中可以看出，虽然采用了GIS组合电器，但电气主接线中的电气元件配置和常规AIS设备时并无区别：出线、主变间隔采用1台断路器配置3组隔离开关；断路器两侧、线路（主变）侧均设置检修接地隔离开关。这样的配置固然对传统的运行、维护、检修习惯没有改变，但是并没有体现GIS设备的特点，可以进一步优化。

2 GIS元件配置简化方案

2.1 国内外发展概况

目前在世界上很多国家的高压组合电器产品，都在推广使用更为简化的接线方式：一台断路器配一组隔离开关，改变以往的固定模式（一台断路器的两端各配一组隔离开关）。目前国内很多电力公司已经接受了这种概念，实践已经证明这种接线能够适应绝大多数应用范畴。

断路器两端装设隔离开关的初衷是为敞开式（AIS）断路器现场检修提供必要的安全隔离，以保证在周围设备带电运行的环境下，断路器的正常检修维护。而从GIS组合电器的结构特点来看，即使断路器两端组合隔离开关都打开时，也不可能在现场解体检修。可以说GIS的组合隔离开关是为外部设备（例如线路、主变等等）提供安全隔离的，对GIS内部也就是为调试断路器提供安全隔离而已。一组断路器配一组隔离开关的组合电器GIS能够适应除母联、母设之外的绝大多数应用范畴，其优点不仅在于能够极大地降低成本，而且在安全运行操作方面，其断路器母线侧接地开关还可以通过断路器作为快速接地开关，为外部设备提供接地保护，具有很大的推广价值。在国内很多电力公司都有运行经验，如江苏省电力公司、北京电力公司、天津电力公司和上海电力公司等。

设备制造水平的提高为新的开关组合带来了生命力。很多制造厂明确指出自己生产的断路器在规定的运行环境下25年内没必要解体维护或检修。因此为开关检修设计的断路器两侧组合隔离开关失去了存在的必要性和实际价值。

图1 2220kV、110kV GIS设备元件配置图（局部）

2.2 简化方案

220kV、110kVGIS元件配置简化具体设想如下：

（1）对于线路间隔：取消线路侧隔离开关。

（2）对于主变间隔：取消主变侧隔离开关。

2.3 方案适应性分析

2.3.1 线路间隔

简化方案见图2。

图2 出线间隔取消线路隔离开关

（1）线路参数测量

当出线为电缆时，要求GIS接地开关导电杆与外壳绝缘，可临时解开接地连接线，利用线路接地开关导电杆关合到测量回路上进行测量。

（2）调度操作任务含义变更

一般调度规程中规定了电器设备的四种状态，分别为：

①“运行状态”的设备是指设备的闸刀、开关都在合上位置，将电源端至受电端的电路接通；所有的继电保护及自动装置均在投入位置（调度有要求的除外）；控制及操作回路正常。

②“热备用状态”的设备是指设备只有开关断开，而闸刀仍在合上位置，其它同运行状态。

③“冷备用状态”的设备是指设备的开关闸刀都在断开位置，取下线路压变次级熔丝及母差保护、失灵保护压板。

④“检修状态”的设备是指设备的所有开关、闸刀均断开，挂上接地线或合上接地闸刀，挂好工作牌，装好临时遮栏，该设备即为“检修状态”。根据不同的设备分为“开关检修”、“线路检修”等。

a.“线路检修”，是指线路的开关、母线及线路闸刀都在断开位置，如有线路压变者应将其闸刀拉开或取下高低压熔丝。线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线），取下母差保护和失灵保护压板。

b.“开关检修”，是指开关两侧闸刀均拉开，开关操作回路熔丝取下，开关的母差CT脱离母差回路（先停用母差，母差流变回路拆开、并短路接地，测量母差不平衡电流在允许范围，再投母差保护）。母差保护具备母差CT按母线闸刀位置自动切换的，应检查切换情况，然后在开关两侧或一侧合上接地闸刀（或装设接地线）。

取消线路隔离开关，“开关检修”就等于“线路检修”，在调度指令含义和操作习惯上要进行更改和适应。

（3）工程启动职责区分

送电线路的启动试运行根据《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》（DL/T782-2001）6.4.1条要求：“系统调试完成后经连续带电试运行时间不少于24h，并对线路以额定电压冲击合闸3次（如冲击合闸在系统调试时已做，试运行不必重复进行），线路的启动试运行宣告结束”。

由于没有线路隔离开关，线路将直接冲击至断路器处，如果存在缺陷和异常情况，对于线路两侧属于不同运行单位的情况，需要区分线路设备和变电设备职责。

（4）间隔元件联锁复杂性

由于取消线路侧隔离开关，需重新配置电气联锁逻辑及计算机监控系统内的监控闭锁逻辑，综合考虑主变各侧接线状况，相互联锁的元器件数量增加，新的联锁逻辑配置相对复杂，特别是接地地刀需在确保主变各侧及线路侧均无电的状态方能接地，联锁逻辑偏长。

2.3.2 主变间隔

简化方案见图3。

图3 主变间隔取消主变隔离开关

（1）调度操作任务含义变更

一般调度规程中规定的电器设备四种状态，主变压器检修亦可分为“开关”或“主变”检修，即在开关两侧或主变压器各侧合上接地闸刀（或挂上接地线）。

取消主变隔离开关，“开关检修”就等于“主变检修”，在调度指令含义和操作习惯上要进行更改和适应。

（2）间隔元件联锁复杂性

由于取消线路侧隔离开关，需重新配置电气联锁逻辑及计算机监控系统内的监控闭锁逻辑，综合考虑主变各侧接线状况，相互联锁的元器件数量增加，新的联锁逻辑配置相对复杂，特别是接地地刀需在确保主变各侧及线路侧均无电的状态方能接地，联锁逻辑偏长。

3 效益分析

经咨询国内几大GIS生产厂家，220kV GIS 1组隔离开关的报价在14万元左右，110kV GIS 1组隔离开关的报价在11万元左右，这也就是说当220kV、110kV GIS采用简化接线配置后每个出线间隔或者主变间隔将分别节省14、10万元投资。在220kV变电站远景220kV出线6回主变3组，本期220kV出线2回主变2组，远景110kV出线12回主变3组，本期110kV出线8回主变2组。220kV变电站220kV、110kV GIS采用简化接线配置方案后，较之原方案，本期工程可节约设备投资166万元，远景工程可节约设备投资291万元。

4 结论

综合上述，对GIS进行元件配置的简化即能满足系统运行的可靠性要求，又能提高运行操作的安全性。虽然由于元件配置的简化对传统的运行、维护、检修习惯需要作出改变，但通过简化元件配置，不但可以节约大建设和大检修阶段设备全寿命周期的投资，还可以满足大运行阶段对于智能化变电站无人值守的要求。因此，220kV、110kV GIS屋内配电装置推荐采用简化元件配置的方案，取消线路、主变间隔隔离开关。

通过简化220kV、110kV GIS元件配置，本期工程可节约设备投资166万元，远景工程可节约设备投资291万元。

[1]陈植，李勇.温州电网110kV及以上隔离开关运维检修管理新模式[J].浙江电力，2016（02）.

[2]朱启媛，孔玉辉.户外隔离开关的缺陷分析及改进方案[J].黑龙江科技信息，2013（19）.

TM564.1

A

1004-7344（2016）10-0076-02

2016-3-20