10 kV开关柜改造可行性研究

宋立伟，王海兵

(苏晋朔州煤矸石发电有限公司，山西 朔州 036800)

1 主接线及10 kV配电系统

某电厂装有2×660 MW机组，以500 kV一级电压接入系统。500 kV配电装置采用3/2接线形式，2回出线。两台机组共用一台启备变(1号启备变)，其电源引自500 kV配电装置I母线。发电机采用自并励励磁方式，额定电压22 kV。每台机组设两台高厂变(高厂变A为三绕组，高厂变B为双绕组)，发电机与主变、励磁变、高厂变之间采用全连式离相封闭母线连接，不设发电机出口断路器。高厂变A的两个低压分支分别为工作10 kV A，B段母线供电，高厂变B低压侧为公用10 kV A，B段母线供电。1号启备变为三绕组变压器，低压侧A分支为10 kV 1A，2A、公用A段母线供电，低压侧B分支为10 kV 1B，2B、公用B段母线供电，如图1所示。

图1 主接线及10 kV配电系统

该电厂10 kV配电系统有6个工作段，合计182面开关柜，于2021年初投运。开关柜内配置的断路器、综保装置、互感器均为国内品牌。

2 历次故障

(1) 2021年5月，10 kV公用A段工作进线PT柜下部C相进柜绝缘套管因质量问题，运行期间绝缘能力降低，对底板放电，造成单相接地。电弧使铝制底板气化又将A，B相绝缘套管击穿，单相接地发展为三相短路，1号发变组“高厂变B差动保护”动作，迫使1号机组停运。

(2) 2021年6月，2号机启机过程中，10 kV 2A段备用进线开关运行中发生故障。开关本体A相灭弧室击穿，A相极柱触臂断裂，引起1号启备变零序过流保护动作，1号启备变跳闸，全厂失电(此时1号机组停机检修)。

(3) 2021年8月，1号机组正常运行。值班人员在高压配电室进行巡检工作时，发现某开关(真空接触器)在热备用状态下有严重异响。专业人员立即将开关拉至检修位置，检查发现此开关过热严重，判断为开关带电部分局部放电。

(4) 2022年春节，该电厂2号机组调停时，维护人员对重要负荷开关进行例行检查发现2号机组10 kV 2B段工作进线开关极柱固封环氧树脂有明显裂纹，存在放电隐患，经专业检测后断定不能再投入运行。

(5) 开关柜所配置的综保装置在投运初期即存在测量不准确和死机现象。维护人员将全部装置进行了硬件和软件升级，但仍有采样板件故障、电源板件故障、显示面板异常、主板故障、保护装置死机等情况发生，导致开关不能远程操控、设备无保护运行。

(6) 2022年初，该电厂利用机组调停机会，对全厂10 kV系统进行了全面检修，内容包括：螺栓紧固、卫生清扫、母线及开关耐压试验、进线开关及重要负荷开关触头增加测温装置。检修后多次发生进线开关触头温度高报警，维护人员只能通过增加轴流风机强制冷却和切换备用电源检查触头等措施保证机组正常运行。

(7) 2022年4月，1号机组C级检修时，检修人员发现10 kV开关本体有大量动、静触头接触面发黑(过热)现象，母排绝缘保护漆有脱落现象，部分开关柜缺失地刀挡杆。

3 开关柜使用情况调研

该电厂电气专业人员对周边、同类型电厂10（6） kV开关柜选型、运行情况进行调研，结果见表1。

表1 周边、同类型电厂中压配电装置调研结果

4 改造的必要性及结论

电厂10(6) kV电气系统高压侧连接发电机、主变、启备变，低压侧连接各重要负荷，是一个承上启下的系统。该电厂10 kV电气系统多次发生故障，导致机组停运、全厂失电，使电厂蒙受巨大经济损失。如再发生类似事件，不仅仅是设备损坏、电量损失，还有可能造成人身伤害，供暖季会因停止对当地供热而引发民生问题。

该电厂电气专业人员对开关柜历次故障进行总结，分析缺陷、排查隐患，并多次组织电科院、生产厂家、设计院召开分析会议，一致认为现有10 kV开关柜存在质量问题。结合周边、同类型电厂调研结果，得出如下结论。

(1) 现有开关柜存在较大的安全隐患，参考同类型电厂进行技术改造是必要的。

(2) 10 kV配电系统的安全性对电厂的安全运行有很大影响，应尽快进行改造。

5 国产开关柜与合资开关柜的差异

5.1 国产开关柜发展历程

国产开关柜的发展经过了仿苏到仿欧美，再到自主研发的漫长过程。中压开关柜由最初单一的GG1A固定式发展到现在的手车式与固定式并存。柜体结构也逐渐由焊接式框架向组装式框架过渡，制造设备则由普通机床向数控机床转变，制造工艺水平得到了大幅提升。

当前市场上广泛应用的KYN28A中置式手车柜，已经能满足各种不同的使用需求。总体看来，国产中压开关柜已经基本攻破了技术难题，与国外知名企业的技术差距正在逐步缩小，但也存在亟待补齐的短板。目前，制约开关柜行业发展的最大瓶颈是制造工艺，如钣金加工技术、装配技术、绝缘与支撑件等，与国外相比还存在一定的差距。同时，机械化、自动化流水线的生产制造模式在国内大多数成套企业中仍很难推广，一定程度上制约了国产中压开关柜整体水平的提升。

5.2 国内品牌开关柜特点

(1) 外观笨重，布局复杂。

(2) 柜内元器件的选择关口较低，导致产品在使用过程中故障频发，影响寿命。

(3) 柜体制造工艺较粗糙，存在一定的公差，容易导致设备运行中发热，个别产品不符合标准配置。

(4) 市场良莠不齐。如该厂现用的开关柜和断路器均是上市公司产品，但存在缺陷。根据调研，该产品只在特定行业使用较多，在电厂行业几乎没有业绩。国内现有的几家电厂用户，也受困于该产品质量问题，正在积极寻求技改、更换工作。

(5) 价格相对合资品牌较低。

5.3 合资品牌开关柜特点

(1) 机械和电气结构更合理，整体布置有序。

(2) 合资品牌柜内主要元器件均选用知名品牌，对于元器件的安装适配，合资柜厂家会要求元器件厂家根据柜型进行改进，确保元器件集成满足其最优性能。

(3) 合资品牌柜体依托于更高规格的设计平台。合资柜在设计定型后，不仅在内部实验室完成试验，还会在外部试验取得权威的型式试验报告。合资柜在设计上考虑了各种元器件集成的所带来的问题，通过3D软件模拟，让柜体安装、装配更加精细化。柜体均由高精度钣金加工设备生产，保证组装元器件的精准性。合资柜生产厂家对开关柜生产有一套完整的质量控制体系，对于设计、生产、检验都有控制流程，开关柜的可靠性更高。

(4) 合资品牌柜的生产制造工艺更加精细。机械化、自动化的流水线生产模式，高标准的制作过程使得合资品牌柜与开关的匹配度更高，消除了因公差引起的设备发热、元器件振动等隐患，大大提高了设备的可靠性。

(5) 合资品牌开关柜厂家较国内厂家有更广泛的运行业绩。随着国内制造水平提高，国产开关柜配置进口品牌断路器的模式在国内电力行业占有一定份额，但合资品牌开关柜可靠性更高。

(6) 价格相对国内品牌较高。

6 改造方案及比选

6.1 方案一

将全厂6段10 kV配电段的工作进线开关及PT、备用进线开关及PT全部更换为进口开关柜和进口断路器；综保装置全部更换为国内技术成熟的产品，如东大金智、南瑞继保、北京四方等的产品。

(1) 优点：总投资少，改造工期短，增强了涉网设备可靠性。

(2) 缺点：改造不全面，未改造开关仍存在隐患，影响机组安全可靠运行。

(3) 工期：单个10 kV配电段停电后，需10天工期。考虑机组停运后辅助系统运行情况，单台机组3个10 kV配电段完成改造要求机组检修期不低于30天。

6.2 方案二

将全厂6段10 kV配电段内所有的开关柜内的真空断路器、真空接触器共164台全部更换；综保装置全部更换为国内技术成熟的产品，如东大金智、南瑞继保、北京四方等的产品。

(1) 优点：原开关柜体保留，只更换开关本体为进口设备，较多附属设备可利旧。

(2) 缺点：进口断路器尺寸与现有断路器尺寸存在偏差，开关柜体必须进行相应改造。但是改造施工难度大且不彻底，开关与柜体会有公差，存在接触面发热、元器件振动等隐患。改造后还需进行大量试验工作。

(3) 工期：单个10 kV配电段停电后，需10天工期。考虑机组停运后辅助系统运行情况，单台机组3个10 kV配电段完成改造要求机组检修期不低于30天。

6.3 方案三

将全厂6段10 kV配电段内所有开关柜更换为合资品牌的原厂设备，互感器、真空断路器(接触器)用和开关柜同一品牌的产品；综保装置全部更换为国内技术成熟的产品，如东大金智、南瑞继保、北京四方等的产品。一次设备改造和二次设备改造同时进行。

(1) 优点：改造彻底，满足安全性评价及现场可靠性要求，彻底解决现有开关柜的隐患。

(2) 缺点：改造周期长，施工、调试、传动工作量大，改造费用大。

(3) 工期：单个10 kV配电段停电后，需20天工期。考虑机组停运后辅助系统运行情况，单台机组3个10 kV配电段完成改造要求机组检修期不低于40天。

6.4 方案四

将全厂6段10 kV配电段内所有开关柜更换为合资品牌的原厂设备且为最先进的智能开关柜，断路器(接触器)倒闸操作完全远程操控，由自动化电驱动完成，代替人工手动操作；综保装置全部采用开关柜厂家自主配套产品。

(1) 优点：改造彻底，满足安全性评价及现场可靠性要求，彻底解决现有开关柜的隐患。远方操控倒闸操作，杜绝人员误操作。

(2) 缺点：改造周期长，施工、调试、传动工作量大，改造费用巨大。

(3) 工期：单个10 kV配电段停电后，需20天工期。考虑机组停运后辅助系统运行情况，单台机组3个10 kV配电段完成改造要求机组检修期不低于40天。

综合考虑上述四个方案，结合生产实际需求和经济性，推荐使用方案三。

7 施工安全

根据《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》等有关规范、标准的要求，严格贯彻“安全第一，预防为主，综合治理” 的方针，切实保证施工人员、设备的安全，应对改造过程中的危险因素和防范措施做出详尽分析和制定。

7.1 危险因素

(1) 高处坠落。

(2) 搬运设备时因挤压、碰撞、滑落等造成的人身伤害。

(3) 触电危害：由于安全措施布置不到位所造成的突然来电、安全距离不足等引起的人身触电伤害事故。

(4) 电气短路：短路瞬间产生的热量会引发火灾，巨大的电动力会损坏设备，严重威胁人身和设备安全。

针对以上因素，应从组织措施和技术措施下手，编制“三措两案”，切实保障施工人员和设备的安全。

7.2 防范措施

(1) 检修工作严格执行工作票制度。

(2) 倒闸操作严格执行操作票制度。

(3) 严格区分划定施工区域，将改造区域与带电设备做好硬隔离，完善安全措施，确保工作人员不会误入带电区域。

(4) 设置完善的施工组织机构，配备完善的劳动防护用品。

(5) 施工人员、特种作业人员必须持证上岗，经安规学习、考试合格后方可开展工作；具备基本的电气知识，熟悉作业指导书，明确检修任务和工艺质量要求；开工前8 h不得饮酒，工作过程中保持精神状况良好，听从工作负责人统一指挥。

(6) 施工过程中所用工器具应齐全，必须是合格产品，且在检验有效期内，并满足现场工作条件。

(7) 工作负责人在每日开工前、收工后应召开班前、班后会，对各施工人员进行安全、技术交底和工作总结。

(8) 工作负责人、专责监护人和安全员不在场时，严禁开工作业。

(9) 现场施工必须保持安全、文明、整洁。

(10) 每日开工前，必须检查安全措施布置是否完善。

(11) 在设备送电前必须测量绝缘满足要求。

(12) 吊装作业所用的索具、机具必须是合格产品，且无隐患。

(13) 操作人员在使用打磨机具、焊机时应正确佩戴防护眼镜、面罩。

(14) 夜间施工必须配备足够的照明设备，施工作业人员有充足的精神及精力。

8 投资估算与经济评价

(1) 按照方案三，将全厂6段10 kV配电段内所有开关柜(182面)更换为合资品牌的原厂设备，互感器、真空断路器(接触器)采用和开关柜同一品牌的产品；综保装置全部更换为国内技术成熟的产品，如东大金智、南瑞继保、北京四方等的产品。投资估算见表2。

表2 10 kV开关柜改造投资估算

(2) 2021年，该厂因开关柜故障导致机组停运1次，全厂失电1次。按照地区调度“非停”考核70万～130万元/次，机组“非停”后启机消耗的燃油、燃煤及电量损失180万～230万元/次，10 kV开关柜改造完成后每年可减少500万～720万元损失。

9 结束语

利用机组检修机会，施行10 kV开关柜改造工程，在技术上和施工上合理可行。10 kV开关柜改造工程，可显著提高该电厂10 kV系统电气设备的可靠性，从而减少全厂停电、机组停运等事故发生，降低设备损坏、少发电量的经济损失；安全方面，消除了10 kV系统设备隐患和人身安全隐患，避免了冬季供热中断的问题。