500kVGIS（精选7篇）
500kVGIS 篇1
摘要：变电站的智能化发展是大势所趋, 此时对于气体绝缘组合电器也提出了更高的要求, 基于GIS技术的组合电器的应用市场被打开。但是也需要注意的是:GIS设备的大量使用, 一旦出现故障, 就会出现很长的停电情况, 其检修难度比较大, 成本比较高。根据长期的使用经验, 很多故障都是可以被监测的, 也就是说保证良好的故障诊断, 运用先进的电气诊断技术, 可以使得GIS设备的使用可靠性得到提升。本文将主要探讨500kV GIS组合电器局部放电的电气诊断技术及其应用。
关键词：变电站,GIS设备,组合电器,局部放电
0 引言
GIS组合电器在现场局部放电试验中的运用, 也是比较普遍的。尤其在当前, GIS交流耐压试验设备由于自身存在局部放电的情况, 其对于放电干扰信号的影响比较大, 或者因为设备自身质量问题, 使得现场试验难以发挥对应的效能。在现场测量局部放电的时候, 主要是对于现场空间耦的局部放电干扰情况进行考量, 如果其干扰比较严重, 就需要改变以往的测量手段, 规避其误差较大的情况。从当前的情况来看, 超高压变电站组合电器断路器都存在继电器, 在没有涉及出口信号的背景下, 运行管理人员可能会因为误动的原因, 使得机械偷跳的可能性不断增大[1]。
1 GIS的组成
GIS的结构一般会选择积木式的, 就是实现断路器, 隔离开关, 接地开关, 电压互感器, 电流互感器, 避雷器, 母线和套管等部分的融合, 由此发挥对应结构体系的效能。GIS以绝缘性能和灭弧性能的优势, 迅速成为绝缘介质的重要代表, 在于高压电器元件密封的过程中, 实现与金属筒的连接。相对于传统的配电装置, 其优势集中体现在:占用空间范围比较小, 不受到环境因素的影响, 运行的可靠性和安全性比较高, 维护管理的难度比较小, 操作简单, 不需要投入太多的人力物力财力[2]。
2 500k V GIS组合电器局部放电
某电厂主变高压侧套管出现了击穿的情况, 分析造成这种情况的原因为:套管端的防爆膜出现了爆裂的情况, 在经过大量检查工作之后, 主变高压侧套管存在放电痕迹, 很多构件都有被放电烧损的情况, 甚至可以看到部分构件上由粉尘和金属颗粒。对于这种情况进行判定, 发现就是因为套管沿边出现了放电的情况, 部分构件存在被压坏的情况。
(1) 在盆式绝缘子的帮助下, 实现内部导电杆与金属外壳之间的融合, 由此保证其实际效能的发挥 (2) 在备变高压侧解体的时候, 存在的放电痕迹, 代表了问题主要集中在盆式绝缘子上, 由此可以将其作为实际的问题症结[3]。 (3) 在经过大量检查之后, 盆式绝缘子上出现的很多放电痕迹, 是不可能通过现场试验展现出来的, 也就是说绝缘子的质量存在的问题, 在进行检验的过程中也没有严格依照要求来操作, 尤其在PT组装的过程中, 肯定存在诸多的缺陷和不足。 (4) 盆式绝缘子自身存在很多质量隐患, 也可能造成当前的这种局面 (5) 在现场并不具备解体检查的条件, 也就不能判断PT是否没有问题, 此时都会等到系统组装工作完成, 在此基础上再去进行耐压检测。
螺丝尖端放电分析指出需要注意以下几个方面的工作: (1) GIS耐压试验螺丝存在火花放电的情况, 这意味着在内部导电杆和金属外壳之间存在绝缘下降的情况, 局部电场的不断提高, 会使得尖端出现放电的情况出。 (2) PT盆式绝缘子处于放电激发状态, 此时的电压幅值比较高, 很有可能使得螺丝尖端出现放电的情况, 如果此时PT退出的话, 尖端放电的现象就会消失[4]。
3 确保GIS耐压试验一次性成功的措施
处于耐压试验中, 局部放电现象的出现, 可以从以下几个角度来进行探究:其一, 高压端金属尖刺;其二, 金属颗粒对隙;其三, 悬浮点位。不同的局部放电形式, 会使得局部放电检测信号出现差异。以导体表面存在缺陷的时候, 可能是因为局部放电的原因, 在交流电压环境下会出现单极性效应;导体微粒也是导致局部放电的重要原因, 在不考虑电压相位的背景下, 绝缘的缺陷性局部放电, 会与电压相位之间存在关联。此时如果运用欠补偿的方式来处理, 线路事故跳闸, 会容易出现全补偿的情况, 此时谐振电压是不可能出现的, 处于这种背景下接地故障线路的检测工作难以按成, 即使运用微型机高灵敏度接地保护装置, 也未必能够达到理想状态[5]。
(1) 招投标时严格筛选供货厂家, 要求厂家具备相关资质, 质量控制好、业绩好、信誉好, 且要在合同中严格规定质量要求和违约处罚。 (2) 加强对GIS设备每一个设备元件的监造, 确保每一个元件的每一道工艺严格符合标准, 尤其是盆式绝缘子。绝缘子采用陶瓷材料, 必须从胚胎制作、高温煅烧、后期打磨及上釉等各个环节进行严格质量控制。 (3) 做好设备出厂过程的监督和管理, 对于不合格的产品, 不能让其进入到市场中去。 (4) 在500k V GIS设备耐压试验之前, 试验方需要保证原始资料的基础上, 做好设备处理工作。 (5) 高度重视现场施工工作的管理, 营造良好的工作环境, 由此使得工艺要求与设备需求之间做好权衡, 由此发挥其对应的效能。
4 结论
由此可见, 不同的接地方式去需要考量的因素不同, 也就需要采取不同的应对方案。这样做的好处集中体现在:其一, 可以在不同方案中找到合理的对应策略, 趋利避害, 由此保证实际的运行效益;其二, 需要对于电网大小因素进行考量, 确定有效的接地方式, 这也是保证电网运行稳定性和安全性的重要因素。在秉持上述基本原则的背景下, 以电压运行的安全性和稳定性为目标, 由此使得实际的供电行为朝着更加高效和可靠的方向发展。
参考文献
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[5]顾黄晶, 仇琦玮, 陈筱平, 李园.局部放电在线监测系统在500k V电缆上的实用性研究[J].华东电力, 2014 (04:787-790.
500kVGIS 篇2
有2种方式的雷击会对变电站的运行造成损害, 一种是雷直接击在变电站, 另一种是过电压波, 是通过线路传递的。对于直击雷来说, 防护的具体措施有用避雷针或者避雷线, 通过我国的具体运行经验可以看出, 凡是依照规定正确安装了避雷针和壁垒线或相应的接地装置的变电站, 其发生绕击或者反击的事故概率大大降低, 由此可见, 这种通过避雷针或避雷线防雷的效果是非常明显的。而且通过线路被雷击的概率远大于直击雷, 所以沿线路击中变电站的过压波是十分常见的, 也是对变电站重要设备构成威胁的主要方式。
由上述可知, 变电站的雷电侵入波分为绕击和反击2种方式。对于沿整条线路安装避雷线的线路来说, 其中有一段叫做进线段, 就是与变电站相隔2 km以内的这段线路, 在与变电站相隔2 km以外的避雷线其作用是为了线路的防雷, 而进线段的避雷线除了有线路防雷的作用, 还有另外的重要作用, 就是防止或降低变电站雷电侵入波事故。从反击的角度看又可分为2种, 即近区雷击和远区雷击。远区雷击时距离变电站2 km以外的区域, 近区雷击则是2 km以内的区域。对于500 k V变电站的进线段来说, 一般以400 m为档距, 则在计算时雷击#6杆塔为远区雷击。
通过对电气几何模型的分析我们可以得到, 当雷电流大于某一个阈值时, 雷电击中避雷线或者击中大地, 但是不会发生绕击, 在计算绕击过电压时, 雷电流就取其阈值, 也就是最大绕击电流, 但这个阈值电流比反击计算电流要小, 从而产生的过电压也就低。
2 GIS防雷保护的特点
由于全封闭SF6气体绝缘变电所 (GIS) 与其他变电所相比拥有很多优点, 所以得到了广泛的使用和推广, 它之所以收到如此青睐是由于它除了拥有同常规变电所在防雷保护方面的共同原则以外, 也拥有自身独特的特点:
(1) 因为在变电站的内部电场为均匀电场或者是稍不均匀电场, 且GIS绝缘的伏秒特性十分平坦, 它的冲击系数约为1.2, 其负极性击穿电压要比正极性击穿电压低, 所以GIS的绝缘水平主要取决于雷电冲击水平, 因此GIS对其所用的避雷针的放电稳定性、伏秒特性等方面的技术指标提出了非常高的要求。 (2) 由于GIS在结构上十分紧凑, 所以其设备之间的电气距离就得到了非常大的缩减, 那么被保护的设备同避雷设备之间的距离就被拉近, 从而体现出了GIS的优越性。 (3) 由于GIS的同轴母线的波阻抗一般保持在60～1 000Ω, 相当于架空线的1/5, 所以从架空线入侵的过电压波经过折射以后, 它的陡度和幅值都得到了明显的减小, 这同样有利于变电所的侵入波防护。 (4) 在GIS内部的绝缘大部分是稍不均匀的电场结构, 所以在电晕发生的时候, 电子崩就非常容易发展成为击穿, 而且无法恢复到原来的电气强度, 甚至有可能导致整个GIS系统被破坏。由于GIS的价格要比普通变电所要昂贵很多, 这就更要求其防雷保护措施的可靠性要高。
3 避雷器与电气设备之间的保护距离
(1) 避雷器与被保护设备之间的距离为零也就是说避雷器直接连接在了变压器的旁边, 如图1 (a) 所示。忽略变压器对地入口电容, 雷电波u从线路侵入。在避雷器动作的前后电压等效电路如图1 (b) 、图1 (c) 所示:
首先分析避雷器直接安装在变压器出线端的简单接线, 如图1 (a) 所示。为了将问题简单化, 不计变压器的对地入口电容, 并且假设避雷器的伏秒特性uf (t) 和伏安特性ub=f (ib) 已知。
侵入波u (t) 沿波阻抗为Z1的线路入侵, 因为变压器的波阻抗较线路要大, 在避雷器动作前相当于末端开路, 等值电路如图1 (b) 所示。此时, 避雷器上电压上升为2u (t) , 避雷器上的电压Ub也等于2u (t) 。
当避雷器上的电压2u (t) 与避雷器伏秒特性uf (t) 相交时, 间隙放电, 其后的等值电路如图1 (c) 所示, 可得:
式中, ib为流过避雷器的电流;Z1为线路的波阻。
(2) 避雷器与被保护设备之间的距离不为零。由于变电所里有非常多的电器气设备, 所以不能够像上述情况那样在每个电气设备旁安装避雷器来进行保护, 在一般情况下, 都只在变电所的母线上安装避雷器, 又因为变压器是变电所中最重要的设备, 所以避雷器就应当靠近变压器, 因此避雷器同其他的电气设备就会有一定的距离。
当雷电波入侵变电所的时候, 如果设备自身多次截波的耐压值大于电气设备的最大冲击电压值时, 设备就不会发生事故;相反, 就会发生雷害的事故。因此, 为了保证设备免受雷击, 应尽量限制避雷器在动作之后流过其自身的电流, 使其小于5 k V, 另外, 也同样要限制侵入波的陡度并关注设备同避雷器之间的电气距离。
摘要：500kV变电站在电网中起到非常重要的作用, 如果被雷击导致损坏将会给大网及主网的正常安全运行带来很大影响, 将造成非常严重的后果, 所以在防雷措施方面要做到稳定可靠。主要分析了500kV GIS变电站雷电过电压保护的相关问题。
关键词：变电站,防雷保护,500kV
参考文献
[1]高亚栋, 杜斌.输电线路防雷计算中的新杆塔模型.西安交通大学学报, 2005, 38 (2) :44～46
500kVGIS 篇3
关键词：GIS接地开关,拒动,电动操作机构,碳刷
0 引言
三门核电500kV配电装置采用一个半断路器接线方式,使用分相隔离式、SF6气体绝缘、全金属封闭式电器(GIS),其外壳和导体均由铝材制成。GIS设备为积木式结构,主要由断路器、隔离开关、检修接地开关、快速接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、套管等组成。除出线架空处的避雷器外,三门核电所用500kV配电装置内的电气设备均为全金属封闭式电器。
1 检修接地开关介绍
检修接地开关(EM3)是500kV GIS的重要组成部分,用于将GIS的各个对地绝缘部分接地,以便在维修、大修或安装期间保护人身安全。它以SF6气体作为绝缘介质,可单相操作,也可三相操作,由电动机构带动连杆进行分合操作。三门核电500kV GIS检修接地开关采用电动操动机构(DH3),为单相操作。
DH型电动操动机构由直流电机、齿轮传动装置、位置指示器、辅助开关、控制和电气机械的联锁系统组成,并配有一个专用手力操作杆,所有电动或手动的分、合闸操作都具有机械限位,如图1所示。三门核电500kV GIS检修接地开关二次控制电压和电机电压均为DC 110V。
2 故障现象描述
2013年12月3日,在对500kV GIS检修接地开关Q502327进行操动试验(即分别在80%、100%、110%额定电压下对接地开关进行合分闸操作)时,出现了A相拒动引起B、C两相无法正常操作的故障现象。具体操作步骤和故障现象描述如下。
(1)检修接地开关Q502327初始状态为A相分闸,B相分闸,C相分闸。
(2)首先进行100%额定电压下的合分闸试验,试验电源使用就地控制柜内的正式DC 110V电源,合上Q502327控制电源和电机电源空开。
(3)在就地控制柜面板上触发合闸信号,状态变为A相分闸,B相合闸,C相合闸,即A相拒动。
(4)再次在就地控制柜面板上触发分闸信号,状态变为A相分闸,B相先分后合,C相先分后合。
3 故障原因分析及处理
检修接地开关Q502327二次回路每相均由控制回路和电机回路构成,根据故障现象,初步判断故障可能由控制回路故障、电机回路故障或一次机械故障所致,下面对其进行逐个排查。鉴于A、B、C相控制回路和电机回路相同,为方便分析,单独分析A相控制回路和电机回路(如图2所示),分析结果同样适用于B、C相。其中点划线框内接线均在A相操动机构箱内部,通过航空插头与二次回路进行端接。
(1)排查A相控制回路。二次控制回路上电情况下,用万用表测量控制回路合闸继电器Z11A两侧端子排X9-64、X9-75间电压为额定电压DC110V,且此时合闸继电器ZJ1A正常吸合,说明控制回路无断线且电压正常。
(2)排查A相电机回路。先排查操动机构箱外侧回路,同样在电机回路上电情况下用万用表测得电机回路在操动机构箱外侧的X9-76、X9-77端子间电压为额定电压DC 110V,说明机构箱外侧回路正常,故障存在于操动机构箱内部。
(3)打开机构箱进行检查。打开机构箱盖板后闻到烧焦味,随即发现电动解锁线圈Y1烧坏,于是立刻断开电机回路电源空开。
(4)对Y1线圈进行更换。更换后检查电机回路接线正确后重新上电,对检修接地开关Q502327再次进行合闸操作,此时观察到Y1线圈已能够可靠吸合,且对应机械辅助节点S7能够闭合,但操作后A相仍不能电动合闸,此时可判断为电机本体故障。为防止再次烧毁Y1线圈,断开电机回路电源空开。
(5)对电机进行检查。拆掉电机,拔出直流电机电枢绕组两侧碳刷后发现碳刷破损严重。碳刷破损会造成碳刷不能可靠接触电枢滑环,进而导致直流电机无法正常转动,由此可确定故障为电机碳刷破损所致。
下面通过分析图2来阐述造成Y1线圈烧毁和B、C两相分闸后立刻合闸的原因。
(1)经分析,造成Y1线圈烧毁原因为持续带电。电机无法得电或电机损坏无法运转导致主刀闸无法合分闸,进而辅助节点S0无法切换,造成合闸继电器ZJ1A始终通过自保持回路得电,ZJ1A的辅助节点保持在得电状态不能切换,使电机回路持续导通带电。
(2)A相自保持回路始终导通,致使自保持回路电源通过A相合闸回路串入B、C相合闸回路,当B、C相分闸后,合闸回路会立即导通,造成B、C相分闸后立即合闸的故障现象。
由于Y1线圈烧毁是持续带电的缘故,而该段时间内电机激磁绕组同样持续带电,电机性能极有可能已经下降,故对电机进行了整体更换。更换电机后,A相合分闸操作正常,B、C相反转情况也得到消除,这进一步验证了分析结果。
4 优化建议
由于电机碳刷破损会导致一相拒动引起另两相无法正常操作,故需定期检查直流电机碳刷完整性。但因二次回路设计原因,该故障隐患不能得到根除,任何影响电机回路致使电机无法正常转动的因素都会导致Y1线圈烧毁和其它两相反转。在后期的调试过程中就发生了控制回路掉线或接线松动导致合分闸线圈不能得电,使电机回路无法接通,电机无法转动的情况。此外,S7开关两侧接线端子脱落也会导致电机电枢绕组无法得电而使电机无法转动。为此,需要对控制回路进行优化。
方案一:为了避免A相自保持电源串入B、C相合分闸控制回路导致B、C相无法进行正常合分闸操作,可在A相合分闸自保持回路中各增加一个二极管,以便在A相电机回路出现故障时防止自保持回路电源串入B、C相的合分闸回路,如图2所示(以A相合闸回路为例)。同理,在B、C两相自保持回路也需分别增加一个二极管,以防止其对另两相的影响。
方案二:为了避免电动解锁线圈Y1和电机激磁绕组线圈烧毁,可在A相合分闸控制回路里分别串联一个时间继电器,其辅助开关也同样串联在合分闸控制回路里,继电器时间设定为大于电机的转动时间,这样当电机回路故障超过一定时间后就可自动切断控制回路,通过合分闸继电器失电来切断电机回路,从而保护电动解锁线圈Y1和电机激磁绕组线圈不会因持续带电而烧毁;合分闸继电器失电的同时也会切断自保持回路,避免A相自保持电源串入B、C相合分闸控制回路,如图2所示(以A相合闸回路为例)。同理,在B、C两相合分闸控制回路里也需分别串联一个时间继电器,来保护各自的电动解锁线圈Y1和电机激磁绕组线圈不会因持续带电而烧毁。
方案一虽然可以解决自保持回路电源串入其它相合分闸回路的问题,但不能保护Y1线圈和电机激磁绕组线圈。而方案二既能解决自保持回路电源串入其它相合分闸回路的问题,还能避免Y1线圈和电机激磁绕组线圈持续带电导致烧毁的风险。很明显方案二比方案一更优。
5 结束语
三门核电一期工程500kV GIS所有隔离开关检修接地开关和快速接地开关的二次控制回路和电机回路均相同,故该故障分析及优化建议同样适用于所有隔离开关和接地开关。500kV GIS隔离开关和接地开关能否正常操作关系到停送电的时间,日常检修隔离措施同样需要操作隔离开关和接地开关,因此通过对二次回路的优化和改进,可完善回路的功能,从而保证500kV GIS能安全稳定运行,进而提高电力系统的安全稳定性。
参考文献
500kVGIS 篇4
1 GIS设备电流互感问题
1.1 电流互感问题
我国南部某电厂, 在一次GIS设备电流互感变比时, 发现存在偏差情况, 并因此组织人员对GIS设备进行了全面的调查。经调查, 500 k V线路保护装置中存在零序电流, 差动继电器产生动作, 而当将开关再一次进行闭合时, 则发现闭合成功。之后, 工作人员对GIS设备电流互感情况进行了一定的测量, 并将相关检测信息同变电站故障录波图进行细致的比较。经过比较发现, 该变电站线路C电流互感器二次电流出现了不准确的情况, 为了避免引起事故, 就申请了停电处理。在停电期间, 对电站的电流互感器以及铭牌等方面都进行了多次的测试, 最终发现, 是该变电站500 k V线路中C相电流互感器存在异常, 并因此导致测试情况同正确数值具有偏差, 变化误差>10。之后, 工作人员对电流互感器分析仪进行了应用, 经过仪器观察, 发现参数具有“一次断线”信号, 而当对电流互感器、两侧接地刀闸以及线路C相开关进行检测后, 没有发现异常。经过上述环节的调查以及结果分析, 基本可以判定, 本次问题出现应当为电流互感器自身存在问题导致的。
1.2 变比偏差存在缺陷处理
在该次故障处理中, 工作人员在对问题进行处理时, 先对C相电流互感器进行了开盖检测, 将二次接线盒打开之后没有发现问题。而当对二次回路甩开之后, 工作人员又在电流互感器本体二次接线盒位置进行了一定的变比测试, 经过观察发现误差依然在10%以上。之后, 工作人员同设备厂家进行了联系, 在将GIS设备解体之后对C相电流互感器进行了替换, 在此基础上对问题产生原因进行了进一步的检查, 并对以下内容进行了逐步的实施: (1) 仔细的检查了旧电流互感器内部, 经过检查发现靠近开关一侧的屏蔽罩在由螺丝固定之后通过外壳实现了接地, 并没有问题。而屏蔽罩靠线路, 正常情况下应以插接的方式连接, 并在连接后使用绝缘胶将其固定在筒体位置, 而经过实际情况的检查, 其中的一侧同金属外壳接触, 而另一侧则具有着较大的缝隙, 这种情况的存在, 则如同对接地点进行了增加; (2) 工作人员将旧电流互感器屏蔽罩进行了拆除, 对互感器的绕组参数进行了设置。在该次测试中, 互感器变比则没有产生偏差情况; (3) 在对C相开关电流互感器进行替换之后, 在将其抽成真空之后逐步进行了SF6气体充注、回路电阻测试、微水检漏测试、开关机械特性测试、耐压、局放测试等检修、调试工序及各项试验, 当上述内容实施完毕后, 对其进行了运行情况验收, 该线路顺利复电运行。
2.3 缺陷发生原因及情况分析
在对该电站该次问题进行解决之后, 为了获得更为正确的结论, 在对旧电流互感器进行解体以及进一步的检查之后, 对该次500 k V线路电流互感器变比存在偏差情况的原因进行了细致的调查, 经过调查获得以下结果: (1) 在电流互感器中, 在正常运行状态下, 屏蔽罩靠近开关的一侧应当同GIS外壳产生接触, 并在线路一侧同外壳实现绝缘, 该种情况下并没有产生回路。而在运行的过程中, 如果C相电流互感器屏蔽罩一侧出现了松动的情况, 就会由于同外壳产生连接而形成了闭合回路; (2) 当外壳同屏蔽罩间产生回路之后, 二次绕组感应磁通则会在屏蔽罩位置上形成反向电流, 以此对一次电流产生了抵消的作用。将之前的一次导体电流设定为I1, 将屏蔽罩中产生的反向电流设置为Ie后, 在此种情况下, 就相当于在这个过程中其仅仅感受到了一次电流, 且该电流的值为I=I1-Ie, 该种电流情况同电流互感器参数的对应情况, 就出现了变比增大的情况。
结合上述调查结果, 经过分析后可以得出以下结论:在电流互感器运行过程中, 其屏蔽罩松动情况的出现可能是由以下原因导致的: (1) 电流互感器在生产过程中进行组装时, 其中的少量零部件如电流互感器绕组、绕组间组垫以及屏蔽罩等在尺寸方面没有满足要求, 或者实际情况同标准参数存在着较小的误差等; (2) 在对电流互感器进行组装时, 由于现场监督工作的缺位, 由于没有做好组装工作的管控而使组装效果同实际标准存在一定的差距等, 都可能引起该问题的出现。当互感器存在该类问题之后, 其屏蔽罩就会处于靠近线路的一侧, 由于不能通过绝缘胶的应用对其进行固定, 则很可能因此伴随其他问题的出现, 如在实际运行中, 在故障短路的电流电动力以及运行电流的振动作用下, 屏蔽罩出现松动问题, 则可能在同外壳产生接触后形成闭合的回路, 在对设备正常运行产生影响的同时导致故障问题的发生。
1.4 GIS设备电流互感问题预防
在该次问题中, 可以说该缺陷问题的类型并非常见, 且具体表现特征不是非常明显。在问题发生之后, 工作人员在对多种类型实验仪器进行应用、在结合相关设备生产原理的基础上才较为顺利的对该次电流互感变比问题进行了正确的处理。不仅对电站的正常运行产生了较大的影响, 对于人力资源、电力供应时间等都造成了非常大的浪费。为了在今后电站运行的过程中避免该类问题的再次发生, 则需要能够做好以下措施的应用: (1) 设备管控。对于GIS设备, 制作是非常重要的基础与前提, 如果厂家在设备制作时就存在缺陷, 那么对于电站的运行则是非常大的隐患, 对此, 就需要电站在设备购入时能够做好检查与管控, 保证设备的各项参数都能够满足要求; (2) 设备安装。在对GIS设备进行安装之前, 需要计数人员能够对该设备类型的相关情况与资料做好了解, 并提前准备好测量仪表、工器具、GIS设备洗涤剂以及密封胶等设备与材料。当准备工作完成之后, 则需要严格按照设备类型以及安装要求进行安装, 做好设备的接地工作, 最大程度保障设备安装的正确性以及合理性, 并在安装完毕之后组织人员对其做好检查; (3) 设备检查。在设备运行当中, 工作人员需要做好设备运行参数的观察与记录, 并对相关数据做好分析工作。如果经过检查分析发现互感器变比存在问题, 则需要及时组织人员进行开盖检查, 消除问题隐患。
2 结语
在现今电站运行中, GIS是应用非常广泛、也是非常重要的一个设备类型。在上文中, 以某电站为例对变电站500 k VGIS设备配套电流互感器制造缺陷及解决措施进行了研究, 需要在实际工作中能够予以借鉴, 避免相同事故发生。
摘要：在变电站运行中, 500 kV GIS设备在具体应用中非常容易发生跳闸以及故障问题。在该文中, 将就变电站500 kV GIS设备配套电流互感器制造缺陷及解决措施进行一定的研究。
关键词：变电站,500kV GIS,电流互感器,缺陷,解决措施
参考文献
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750KVGIS安装工艺控制 篇5
1 基础复核工作
在进行气体绝缘设备的安装以前要对施工基础进行复核, 将设计图纸中的设计同基础钢架的位置、电缆沟以及接地的位置进行对比, 如果出现位置差异, 要及时进行调整。在施工中, 混凝土基础的轻度一定要保证达到安装的要求, 对水泥面进行检验, 同时对埋设在水泥中的钢架水平度进行测量, 保证基础的任何细节都是符合要求的。
2 安装前的准备工作
在进行安装施工以前, 要对施工的技术措施进行编制, 同时对相关的技术文件也要进行编写。施工的技术措施可以根据设计的图纸、气体绝缘设备的装配图、电气接线图和安装说明书进行确定, 保证设备的功能和参数可以在实际中得到体现。在施工前, 对施工的人员要进行技术的交底, 让施工人员掌握施工的技术。然后进行施工工具设备的准备。在进行气体绝缘设备的安装过程中会使用到很多的机械设备, 对要使用的设备要进行调试, 保证施工可以顺利进行。同时要将使用的设备都准备好, 在施工中要确保大型吊车的停靠位置的安全性, 一定要保证地基是非常坚固的。在施工作业场地, 要保证场地附近没有沙尘和泥土, 同时要保证施工环境的防尘措施。在施工的场地一定要保证尽量宽敞, 这样可以保证吊车在工作的时候不会受到影响, 保证吊车在安装过程中的活动范围, 也是为了更好的保证施工可以顺利进行。在进行安装以前, 要将使用到的组装部分运到施工的现场, 在进行运输的时候, 一定要对容易损坏的部分进行更加严格的保护。在进行组装元件的进场时, 一定要对元件进行质量的检查, 一旦出现问题要及时进行解决。在施工以前一定要对施工的环境进行严格的控制, 气体绝缘设备在安装的时候对空气温度、湿度和灰尘都比较敏感, 在施工前, 一定要对施工当天的天气情况和环境进行很好的掌握, 特别是空气中水分的含量。在施工中, 施工人员要穿防尘服和绝缘鞋, 这样是为了更好的保证安装的质量。
3 具体的安装过程
3.1 基础划线
在进行划线以前要对施工的基础表面进行清理, 保证基础表面是干净的。然后对基础标高进行测量, 在GIS配电区要对基准线进行复核, 在进行复核的时候, 一般以施工场地的中心轴线和总线作为基准。对施工设计图纸中的中心线也要进行复核, 尤其是安装单元的中心线。进行复核的时候要对测量到的标高进行记录, 然后对预留孔洞的位置进行检查, 看其是否与设计相符。
3.2 防尘室的安装
在进行防尘室的安装以前要对防尘室的安装尺寸进行确定, 尺寸的确定要根据GIS设备的单元体积和安装的空间计算得出。防尘室在构架的选择上应该选择刚性结构较好的材料, 这样对防尘室的牢固性和可靠性能够做到更好的保证。在进行防尘室的安装的时候, 对外部材料的选择可以使用一些半透明的坚韧材料, 只要保证不与外界的空气产生流动就可以。在防尘室的两侧要预留出可进出的GIS单元, 同时也要保证开口的密封性。在防尘室内要进行一些设备的安装, 在地面要铺设防尘垫, 同时要配有测尘设备可以对防尘室的灰尘进行测量, 同时还要有除湿设备, 对空气水分含量过高进行调节。还需要有温度计和空调设备, 对温度进行调节。对防尘室的安装中遇到的问题也要进行解决, 防尘室的安装质量对GIS设备的安装质量有很大的影响。
3.3 GIS元件组装
在进行GIS元件的组装时, 应该根据安装的元件的先后对元件进行搬运, 根据制造厂安装顺序确定GIS设备就位次序, 各单元就位误差满足制造厂安装技术规范的要求, 先在GIS元件要对接的位置铺设防尘垫, 然后将防尘室放置其上, 在防尘室内进行GIS元件的对接。
3.4 套管的吊装
套管吊装前应对套管及均压筒进行检查及清理;套管的吊装应先采用水平抬吊方式进行起吊, 到一定高度之后再缓慢转为垂直起吊, 起吊速度应缓慢, 严防冲击;套管进入套管座后在其下降过程中不能有冲击、碰撞等现象的发生, 以免套管、均压筒及套管座受损;套管法兰连接, 应更换旧密封环和螺栓, 新密封环表面应无刮伤、裂痕、毛刺及其他杂物, 法兰螺栓紧固应先对称收紧螺帽, 全部紧平之后, 再用力矩扳手按规定力矩紧固。
3.5 真空处理
抽真空应由经培训合格的专人负责操作, 真空机组应完好, 所有管道及连接部件应干净, 元油迹;为防止抽真空过程中, 真空机组遇有故障或突然停电造成真空泵油被吸入设备, 真空机组必须装设备电磁逆止阀;接好电源, 检查真空泵的转向, 正常后起动真空泵, 按制造厂规定进行抽真空和密封检查作业, 充SF6气体, SF6气体应试验合格。充气管道排气, 将充气管道和减压阀与SF6气瓶连接好, 用气瓶里的SF6气体把管道内的空气排掉, 再将充气管道连接到设备充气口的阀门上, 在充气时, 应先打开设备充气口的阀门, 再打开SF6气瓶的阀门和减压阀, 充气速度应缓慢。检查所有密封面, 确认无渗漏, 再充至略高于额定工作压力, 以便抽气样试验。
3.6 气体管道连接
当设备就位安装完后, 开始连接SF6配管, SF6管道应密封运到现场, 现场连接时, 打开两端封头, 清理密封接头及设备上的连接面, 并放好密封圈涂好密封胶, 用螺栓固定好。
4 电缆敷设及二次接线
提前排列好电缆敷设路径, 电缆应排列整齐, 在路口处做到整体交叉, 水平敷设的电缆, 在电缆首末两端及转弯处进行固定。当对电缆间距有要求时, 每隔800mm进行固定;垂直敷设或超过45°倾斜敷设的电缆在每个支架上进行固定;二次接线按图施工, 每根电缆芯线对号入座;端子排里外芯线弧度对称一致。
5 GIS设备的试验
测量GIS单相的回路电阻值、密封性试验、SF6气体含水量测量、辅助回路的绝缘试验、电流互感器试验、交流耐压试验和局部放电测量。在GIS安装的全过程, 非常具有代表性, 其它的安装方式与此大同小异, 但在具体安装中, 还应注意以下几个细节, 为检查内部及清扫进入母体内时, 事先一定要将工具类的数量检清楚;检查箱内、逆电流器、保护套和内部导体的情况后, 利用吸尘器进行清扫再用乙醇擦拭。工作人员在清扫结束后, 同工作负责人将交替进母体内检查, 负责人在肯定一切情况正常后再进行下一步工作。将检查盖布上的吸附剂的盒子打开, 倒入吸附剂后, 再合上检查盖布。连接检查盖, 停止充入干燥空气;察看检测窗、法兰、密封圈沟、检查盖面等是否有异常, 无异常后再进行清扫。
6 结束语
800kVGIS的研制与应用 篇6
为破解西北电网电力输送的瓶颈, 国家在2005年开始建设750 k V输变电工程, 依托陕北、宁东、哈密火电基地和黄河上游水电基地, 对于推进“西电东送”北通道的建设, 带动西北电力和地区经济社会的健康、持续发展起到极为重要的作用。在工程建设初期, 国内公司不具备独立制造800 k V气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 的能力, 只能与国外公司联合制造, 国外产品价格高, 制造周期长, 严重制约了我国750 k V电网的建设。因此急需研制具有独立自主知识产权的800 k V GIS产品, 全面实现国产化, 为750 k V电网发展提供坚实基础。
新东北电气 (沈阳) 高压开关有限公司 (以下简称新东北) 在现有550 k V GIS、800 k V罐式断路器基础上, 自主创新, 研发了具有完全自主知识产权的800 k V GIS。
1 产品结构
800 k V GIS由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、母线、进出线套管、电压互感器、避雷器等单元组成, 元件采用积木式的设计, 有多种便于组合的法兰件, 为GIS布置提供高度的灵活性。800 k V GIS整间隔如图1所示。
1.1 断路器
800 k V GIS用断路器是在公司LW56-800罐式断路器的基础上研制的, 产品重量轻、操作功小、抗震性能好、主要技术参数高、安装调试方便、运行可靠, 断路器配HDA液压操动机构。断路器结构如图2所示。
(1) 断路器的灭弧室设计与公司在产550 k V GIS断路器、550 k V罐式断路器设计方案相同, 该类型断路器设计结构经典、成熟, 生产制造经验丰富。
(2) 断路器采用直动式灭弧室结构, 操动机构安装在断路器一端, 采用直动运动方式, 工作缸与灭弧室的两个断口在同一轴线上, 具有结构简单、传动环节少、可靠性高、操作功小的特点。
(3) 每个单极有一个罐体, 罐内装有三个串联的断口, 其中两个为主断口, 另一个为合闸电阻断口, 合闸电阻与合闸电阻断口并联。两个主断口两端分别安装有并联电容器, 保证主断口的电压分布均匀。
(4) 使用先进的计算软件, 开展了断路器灭弧室开合性能、本体绝缘、传动机构、大功率操动机构、SF6充气套管屏蔽结构的研究工作, 对该产品的电场、气流场、开断能力、液压机构操作功和分合闸特性进行了分析计算, 对产品的结构进行了校核。
1.2 隔离开关
隔离开关的主要功能是将GIS各元件进行隔离, 形成有效可见断口, 从而在被隔离并已安全接地的元件上进行检修。隔离开关的结构如图3所示。
为了限制操作过电压, 采取了如下设计方法:触头的屏蔽罩优化设计, 防止电弧漂移接地;断口电场均匀分布, 可防止在VFTO作用下对地闪络和减少电弧重燃;提高隔离开关的分合闸速度以减少电弧重燃次数;动、静主触头设计了铜钨合金的弧触头, 避免了触头表面因燃弧时间长可能烧损严重而影响断口绝缘。
1.3 接地开关
接地开关为两种型式:检修用接地开关和快速接地开关。检修用接地开关用于在维修、大修或安装期间把GIS的各个对地绝缘部分接地, 以便保护人身安全。快速接地开关可以关合短路电流、开合电磁感应电流和静电感应电流。
1.4 电流互感器
电流互感器采用常规的电磁式外置结构。铁心位于壳体的外侧, 确保壳体和导体之间的电场完全不受干扰;壳体内的返回电流被绝缘层隔断, 保证测量准确。
1.5 盆式绝缘子
盆式绝缘子是GIS的关键元件之一, 其性能会直接影响产品的可靠性。设计上从以下几个方面考虑, 以提高产品可靠性。
(1) 运用有限元分析软件Ansys对盆式绝缘子的机械强度及电场强度进行了分析计算, 确保设计质量。由于盆式绝缘子结构具有轴对称特点, 所以采用轴坐标平面分析方法对其轴截面的一半进行研究 (边界条件:中心导体施加雷电冲击耐受电压2 100 k V, 罐体施加0电位) , 计算结果如图4所示。其中导体上最大场强15.49 k V/mm, 盆式绝缘子沿面最大场强7.855 k V/mm, 低于0.5 MPa SF6气体的气体间隙击穿场强24 k V/mm和沿面击穿场强12 k V/mm。
(2) 盆式绝缘子除了完成了标准规定的型式试验项目, 还进行了1 100 k V参数的绝缘试验, 有较高的安全裕度, 提高了GIS的可靠性。
1.6 母线
母线导体为管状铝合金, 导体连接采用插入式触头结构, 这种滑动接触允许在温度增高时, 导体有一个轴向的伸长, 而不会在盆式绝缘子上造成任何的机械应力。外壳由无缝铝合金管与铸铝法兰焊接而成, 铸铝法兰为锥形变径设计, 两端采用较大直径, 以保证壳体连接处及盆式绝缘子安装部位有较大的绝缘裕度, 中间部位为较均匀同轴电场。
1.7 套管
套管可选用瓷套管或复合套管, 套管为充气式结构。套管由上法兰、上均压环、空心套管、中心导体、中间电位屏蔽罩、接地屏蔽罩以及下法兰等元件构成。
2 产品的应用
目前800 k V GIS已经应用于国家电网公司日月山变电站 (9间隔) 、华能秦岭电厂 (2间隔) , 产品已经正式投入运行, 运行平稳。
3 结语
800 k V GIS是新东北自主研制且拥有完整自主知识产权的超高压气体绝缘金属封闭开关设备, 产品通过了所有型式试验项目, 技术水平高, 满足了我国750 k V电网建设的迫切需求, 为我国电力发展奠定了坚实的基础。
参考文献
[1]刘振亚.特高压电网[M].北京:中国经济出版社, 2005
[2]黎斌.SF6高压电器设计[M].北京:机械工业出版社, 2009
500kVGIS 篇7
某水电站550kV GIS配电装置为双母线接线形式, 共包括5个进线间隔、2个出线间隔、1个母联间隔和2个PT/避雷器间隔。GIS与550kV敞开式出线设备通过SF6/空气出线套管相连, 与主变通过SF6/绝缘油套管相连。GIS室内的550kV断路器采用平行水流方向卧式布置, 主母线和分支母线均为分相式结构。GIS室内主要设备有550kV高压断路器 (西开电气LW13-550/Y) 8组、550kV隔离开关23组、550kV接地开关21组、550kV快速接地开关4组、550kV氧化锌避雷器 (444kV) 21台、550kV电流互感器165台、550kV电压互感器6台、SF6管道母线 (主、分支母线) 1 090m、SF6/空气出线套管 (2 500A) 6台、SF6/绝缘油套管 (2 500A) 15台。550kV GIS主要技术参数:额定电流为2 500A;额定电压为550kV;相数为3相;断路器额定开断电流为50kA;热稳定电流为50kA (2s) ;工频耐压为740kV (相对地) ;雷电冲击耐压为1 550kV (相对地) ;操作冲击耐压为1 175kV (相对地) 。
2 交接试验项目与安装工序的关系
2.1 交接试验项目
根据厂家技术文件和GB 50150规范要求, 该水电站GIS系统试验项目、试验内容及合格标准如下。
(1) CT交接试验:包括绕组绝缘电阻、绕组直流电阻、交流耐压、接线组别和极性、误差测量、伏安特性等试验。合格标准:与出厂试验记录对比, 需满足设计及规范要求。
(2) VT交接试验:包括安装前的绕组绝缘电阻、绕组直流电阻、接线组别和极性、误差测量、伏安特性等试验, 安装完成后的交流耐压试验。合格标准:与出厂试验记录对比, 需满足设计及规范要求。
(3) LA交接试验:包括安装前的基座绝缘电阻测量、放电计数器动作检查, 安装完成后的持续运行电压下的持续电流测量和直流1mA电流下的参考电压测量。合格标准:基座绝缘电阻不小于2 500MΩ (5kV兆欧表) , 阻性电流符合厂家产品技术要求。
(4) 主回路电阻测试:与工厂测试方法完全对应, 相应主回路设备安装完成后即测试, 共测试168个回路电阻值。合格标准:现场测量值不超过出厂测试记录的1.2倍。
(5) 断路器试验:包括断路器机械特性试验 (分、合闸时间及三相同期性) 、分合闸线圈绝缘电阻及直流电阻测量。合格标准:符合产品技术要求。
(6) 隔离、接地开关试验:包括动作性能试验。合格标准:符合产品技术要求。
(7) SF6气体到货抽样检查:对气瓶按10%进行全性能抽样检查, 其它气瓶全部进行微水含量测试。合格标准:全性能抽检气体符合规范SF6气体技术条件, 微水不大于8×10-6。
(8) SF6密度计校验:密度计计量校验, 压力开关动作值、返回值校验。合格标准:符合产品技术要求。
(9) 抽真空记录:利用专用设备对气室抽真空至10~20Pa。合格标准:4h内起始和最终压力差不超过10%。
(10) 气室充注SF6记录:抽真空及真空检漏合格后, 充注SF6气体并记录。合格标准:断路器气室0.5MPa, 其它0.4MPa。
(11) 气室微水含量测试:充注SF6气体48h后, 利用专用仪器测试气室微水含量。合格标准:断路器气室小于150×10-6, 其它气室小于250×10-6。
(12) 气室泄漏测试:充注SF6气体24h后, 利用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪对各密封部位、管道接头等进行检漏。合格标准:持续72h, 每12h检测1次, 检漏仪均不报警。
(13) 联锁功能试验:检查隔离开关、断路器、接地开关三者间的机械、电气闭锁功能是否满足设计要求。合格标准:机械闭锁功能正常, 电气闭锁符合设计逻辑关系要求。
(14) 主回路绝缘电阻测量:利用回路电阻测试仪按照出厂测试方案进行测试。合格标准:不大于出厂值的1.2倍。
(15) 断路器保护联动试验:通过继电保护仪模拟各种故障, 保护联动断路器。合格标准:断路器动作符合继电保护设计要求。
(16) 交流耐压试验:按出厂耐压值的80%进行交流耐压试验。合格标准:1min顺利通过。
(17) 主回路提前通电流试验:利用接地开关设置短路点, 通过调压器施加100A电流检查CT回路。合格标准:各CT回路正确, 极性符合设计要求。
(18) GIS升流试验:利用发变组零起升流至额定电流, 通过红外温度仪检查GIS回路是否过热, 再次检查CT各回路。合格标准:主回路无过热现象, CT回路正确。
(19) GIS升压试验:利用发变组零起升压至额定电压, 检查GIS是否存在放电等异常现象, 检查PT回路。合格标准:GIS无放电等异常现象, PT回路正确。
(20) GIS并网试验:核相并进行线路保护试验检查。合格标准:电站相位和系统相位符合, 线路保护各参数正确。
2.2 工艺工序逻辑关系
交接试验检查和设备安装穿插有序进行, 并符合一定工艺工序逻辑关系。
(1) CT、VT交接试验:鉴于GIS设备的结构特点, CT、VT安装就位后, 应在其相应间隔气室端盖密封更换、吸附剂更换及抽真空前完成该项试验, 确保CT、VT合格后才可进行后续工作, 以避免返工处理。
(2) LA交接试验:受现场试验条件和GIS罐式氧化锌避雷器结构特点的限制, 安装前应严格检查设备试验出厂记录, 并在进行绝缘电阻测量后才进行设备安装, LA在额定电压下的持续电流只能在GIS整体安装完毕后利用出线套管加压试验测试。
(3) CB、DS机械特性试验:断路器及隔离开关机械特性试验应在主回路电阻测试前完成, 在测试GIS主回路电阻的同时也对CB、DS触头回路电阻作相应的检查。
(4) 主回路电阻测量:该检查试验项目必须在气室最终检查清扫、端盖密封更换、吸附剂更换及气室抽真空前完成, 否则主回路电阻测试不合格时需重新打开气室端盖, 造成返工。
(5) SF6气体相关试验:SF6气体到场后按10%比例进行全性能抽样检查, 微水含量100%检测, 确认合格后方可使用;SF6密度继电器应进行校验检查, 确认合格后方可进行安装。
(6) 气室抽真空及SF6充注、气室微水含量测试、泄漏试验检查:气室抽真空到10~20Pa后进行真空泄漏试验, 要求4h内起始与最终的压力差不超过10%, 否者继续抽真空30min, 重复进行真空泄漏试验, 以确定是否存在泄漏或吸入潮气。气体泄漏试验在气体充注24h后利用专用检测仪进行, 在泄漏试验检查合格后, 气室微水含量测试在气室注气静置48h后进行。
(7) 联锁功能试验及保护联动试验:该项试验检查为二次控制保护系统功能验证, 在二次控制保护系统调试完成后即可进行, 宜在GIS系统整体耐压试验前完成。
(8) 绝缘电阻测量及交流耐压试验:交流耐压试验可以进行的前提是绝缘电阻测量合格。
(9) GIS主回路提前通电流试验:利用调压试验变压器, 在相应部位用接地开关做短路点, 给GIS主回路通入100A电流, 对CT二次侧电流回路及极性进行检查。
(10) GIS升流、升压及并网试验:利用发电机进行零起升流、升压试验, 最终考核GIS设备主回路过流、耐压能力, 并对CT/PT测量、保护、监控等二次回路进行复核检查, 这是GIS系统并网前的最后一项试验检查项目;GIS并网试验需要对系统电网和电站系统进行核相检查, 并对线路保护系统进行检查。至此, GIS系统安装调试试验全部完成, 系统可直接并网运行。
3 交接试验方法
3.1 主回路电阻测试
主回路电阻测试是GIS设备安装过程中一项重要的过程控制试验项目。为了便于与设备工厂测量数值进行比较, 要求现场测量回路和测量方法与工厂相同。在测试时, 首先确定待测主回路, 然后合上待测回路上的隔离开关、断路器和接地开关;在接地开关处断开接地板后, 接上回路电阻测试仪的电流输入端子, 通以DC 100A电流, 同时将另一组接地开关接地引出线接入回路电阻测试仪的电压端子, 然后开始测量。接线中, 电流端子测量点要尽可能远离电压端子测量点。现场测量值要求不超过工厂试验测量值的120%。
3.2 GIS系统主体设备交流耐压试验
根据电站机组分期投产发电的时间进度要求, 首台 (#4) 机组发电时, 除#4主变进线间隔 (#9间隔) 分支母线安装完毕外, 其余4台主变进线间隔 (#1、#3、#7、#10间隔) 分支母线均未安装完毕, 这就要求GIS设备分支母线交流耐压试验必须分期、分段进行。为满足首台机组发电要求, GIS系统主体设备和#9间隔分支母线先期进行交流耐压试验。进行GIS系统主体设备耐压试验时须将主母线PT及避雷器、主变、出线线路与系统断开 (主变及PT/避雷器与系统连接导体不连接, 断开处加装屏蔽罩, 断开处气室和其它气室一样充注SF6气体) 。
3.2.1 试验标准与试验方案
根据规范要求, GIS设备现场交流耐压试验电压为出厂耐压的80%, 出厂耐压为740kV, 则现场耐压最高值为592kV。
试验的第1阶段是“老练净化”, 其目的是清除GIS设备筒体内部可能存在的各种微粒, 使可能存在的导电微粒移到低电场区或微粒陷阱中;烧蚀掉电极表面的毛刺, 使其不能再破坏绝缘。“老练净化”分为2个时段:第1个时段电压取316kV, 时间为15min;第2个时段电压取500kV, 时间为2min。第2阶段是耐压试验, 即在“老练净化”结束后, 继续升压至耐压试验电压592kV, 时间持续1min, 若试验过程中无击穿放电, 则认为试验顺利通过。
根据现有技术条件, 目前多采用调频式串联谐振耐压试验装置进行GIS设备现场交流耐压试验。调频式串联谐振耐压试验装置质量轻、品质因数Q高 (可达50以上) , 所需电源容量仅为工频试验变压器的1/Q;被试品被击穿时, 谐振同时终止, 高压消失, 回路电流仅为试品击穿前的1/Q, 对被试品破坏小, 也不会对电源产生冲击。根据厂家出厂实测GIS电容量 (见表1) , 并结合现有设备情况, 选用LTYK-F4500kVA/750kV/5A型成套调频式串联谐振耐压试验装置, 其输入电压最高可达750kV, 输出电流为5A。
根据串联谐振原理, 当调节电源频率使回路达到谐振条件时, 谐振电抗器的电压在数值上等于被试试品 (等效为电容C1) 和分压器的电压。
根据现有试验设备容量, 并考虑一定的安全裕量, 选择将每相分成2个部分, 三相共加压6次, 利用GIS室屋顶出线SF6/空气套管施加试验电压。
3.2.2 试验步骤与试验结果
利用母联间隔隔离开关隔离GIS系统I母和II母, 所有间隔设备平均分配至I母和II母, 分别进行耐压试验。试验过程中, 所有CT二次绕组短路并接地 (其中PT和系统已断开) , 非试验范围的GIS设备通过母线接地开关接地, 严格按照倒闸操作票进行操作, 确保试验区域GIS主体设备全部耐压, 无漏项和重复耐压情况发生。试验获得顺利通过。
3.3 PT/避雷器试验方案
GIS系统主体设备耐压试验完毕后, 恢复主母线PT/避雷器 (#5、#6间隔) 、#9间隔#4主变高压侧避雷器与母线的连接, 再次对相应连接导体部位气室抽真空、注气、进行微水含量和泄漏测试。测试合格后静置24h, 通过#8间隔出线套管施加316kV的避雷器持续运行电压进行避雷器泄漏电流测试, 同时对PT进行额定电压下的交流耐压试验, 并检查互感器二次回路。
3.4 其余间隔进线分支母线耐压试验方案
首台机组 (#4) 投产发电后, GIS系统主体设备和首台发变组主变进线间隔分支母线、2组出线间隔已全部带电运行, 后续机组投产发电时需接入主变进线间隔 (#1、#3、#7、#10间隔) 的分支母线尚未进行耐压试验, 后期陆续投运的分支母线耐压试验边界条件与前期耐压试验条件完全不同。
3.4.1 从SF6/空气出线套管施加电压
GIS主体部分耐压试验采取从SF6/空气出线套管施加电压的方案。但是, 对于后期需要试验的分支母线, 该方案会对2条母线已经环网运行的GIS系统造成很大影响。考虑到系统安全性, 势必需整体停电GIS系统, 停运全部已投产机组, 这不仅会使GIS系统部分设备重复耐压, 还会带来巨大的经济损失, 该方案被否决。
3.4.2 主变带GIS分支母线
#3主变带GIS分支母线进行耐压试验的过程中, 试验电压升不起来。后经分析测算, 认为出现这种情况是因现有设备容量不能满足要求。该试验方案本质上将主变作为试验变来使用, 对变压器存在破坏风险, 同时类似试验方案比较鲜见, 因此此种试验方案不可取, 也很难实现。
3.4.3 发电机带主变及GIS进线分支母线零起升压
利用发电机带主变零起升压来对GIS分支进行“老练净化”试验, 工程上有多次先例。但是, 零起升压时分支母线出现故障, 故障分支母线将基本报废, 这将对工程进度影响很大, 带来的损失也很大。同时, 该方案仅满足了“老练净化”试验要求, 并未满足GIS设备整体耐压要求。
3.4.4 专用试验套管
#3、#2机组投产发电时, 工期紧张, GIS分支母线较短, 以发变组零起升压 (1.1Un) 的方法对其进行检验。但是, #1、#5主变进线分支母线较长, 存在问题的几率相对较大, 最终利用重新采购的高压试验套管, 从各进线分支母线避雷器上端的十字罐顶部进行安装, 安全距离满足不小于4.6m的要求。#1、#5主变进线分支母线严格按照规范要求进行耐压试验, 试验顺利完成, 对已运行GIS系统主体设备无任何影响。
4 结束语
某水电站GIS设备出厂主回路电阻测试区间的设置与设备气室分割总体对应, 现场安装过程中完全按照厂内回路电阻测试方案进行测试, 在每测试完一段主母线回路, 确认合格的情况下进行相应气室母线筒体内部清扫、端盖密封更换及后期气体作业工作, 以确保设备现场安装质量。
GIS设备现场安装施工方案制定中, 必须认真分析设备交接试验与安装工序以及设备交接试验间的工艺工序逻辑关系。该水电站GIS设备现场安装组织实施中, 对每个GIS元件、部件及整体交接试验进行了规划, 明确了工艺工序逻辑关系, 设备安装与试验均有序进行, 工程质量得到了保证, 建议以后修订GIS设备安装规范时, 能够对其进行明确和细化。
该水电站GIS系统发电机组分期投运, 导致4个主变进线间隔分支母线耐压试验存在一定困难。为此, 专门定制试验套管用于分支母线耐压试验, 导致成本增加。相关工程在做进度计划安排时应汲取该经验, GIS系统设备应一次全部安装完毕, 交流耐压试验应一次性做, 这样既可避免设备重复耐压, 又能节省成本。
参考文献
[1]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2001