gis与油气套管直连的主变预试技术.ppt

gis与油气套管直连的主变预试技术,西北所：张建丁联系电话q：19854676072015年9月,目录,1、gis概述2、彬长电厂gis实例3、gis出线方式对主变预防性试验接线的影响4、接地刀闸对主变试验项目和结果的影响5、结论及建议,1、gis概述,气体绝缘金属封闭开关设备（gasinsulatedmetal-enclosedswitchgear,以下简称为gis），它将断路器、隔离开关、接地开关、母线、避雷器、互感器等主要元件封闭于接地的金属壳体内，充以具有优良绝缘特性和灭弧性能的sf6气体（六氟化硫）。gis主要由八大系统组成，即内导系统、接地系统、连接机构系统、sf6气体系统、底架/支架系统、平台系统、二次控制系统、电线管组成（如图1所示）。,图1gis主要系统组成,gis特点：具有体积小，占地面积少，维护工作量小，使用寿命长（一般为30年），使用可靠性高的优点。sf6气体为惰性气体，无火灾危险；内部设备不受海拔、污秽、盐物等外界条件影响。因带电部分全封闭在金属壳体内，对电磁和静电实现屏蔽，不会产生电磁及无线电干扰等问题，所以gis在水电站、城市地下或室内变电站广泛应用，目前，随着火电厂机组容量增大，出线采用750kv乃至1000kv电压等级，由于室外布置空间所限或污秽等级原因，也开始采用gis。对于主变高压侧出线，往往因为室内或室外布置空间所限，gis与变压器高压套管连接普遍采用油气套管，给设备安装后的交接试验及以后的定期预试工作带来不便。本文结合陕西彬长电厂主变高压出线与gis的连接特点对主变预试方法进行探讨，与大家共享。,2、彬长电厂gis实例,大唐彬长发电厂位于陕西省咸阳市长武县煤电工业园，属大型坑口火力发电厂，规划装机容量2x630mw+4x1000mw，一期工程2x630mw燃煤空冷机组于2009年9月投产发电。两台机均以发电机变压器组单元接线接入厂内750kv配电装置，采用3/2断路器接线，构成两个完整串。配电装置采用户外gis，一期750kv两回出线接入乾县750kv变电站。该厂1号主变出线电气接线方式如图2所示。,图2彬长电厂1号主变出线电气接线简图,该厂gis型号为：zfw8a-800(l)(g)/y5000-50气体绝缘金属封闭开关设备，生产厂家为西安西开高压电气股份有限公司，gis母线(包括主母线和分支母线)为离相式封闭母线。主变型号为：dfp-240000/800，额定电压：800/22kv，接线组别：ynd11；生产厂家：天威保变。变压器低压侧套管通过封闭母线与发电机相连，高压侧通过德国hsp油气套管和gis直接相连。每台主变出线回路上装设一组750kv电压互感器（电磁式）和避雷器，电压互感器和避雷器与主变出线之间均未装设隔离开关。gis与主变连接外形布置见图3、4、5所示。gis所有元件的检修周期按不小于20年设计。该厂自2009年9月投运以来，gis系统运行稳定可靠，未出现过设备异常情况。,图3主变出线gis全景,图4主变油气套管部分,图5主变高压侧出线电压互感器,3.gis出线方式对主变预防性试验接线的影响,3.1相关规程对变压器试验的规定电力设备预防性试验规程（dl/t596-1996）、输变电设备状态检修试验规程（dl/t393-2010）大唐集团公司企业标准电力设备交接和预防性试验规程（qcdt-107001-2005）均规定：油浸式电力变压器和电抗器例行试验每1-3年进行一次，主要项目有绕组直流电阻、绝缘电阻、绕组绝缘介质损耗因数、绕组泄漏电流、电容型套管试验。,3.2gis出线结构的对试验接线的影响由于主变高压侧是通过油气套管与gis相连接，不可能像架空线连接的主变那样打开各侧引线进行试验，电厂专业人员就参照gis测量主回路电阻的思路，探索主变高压侧绕组试验方法。以1号主变为例：当1号发-变组检修时，检修的安全措施是断开发电机灭磁开关及厂高变低压侧开关，拉开主变高压侧隔离开关716，合上主变高压侧接地刀闸7167，在发电机出口、厂高变低压侧开关处装设接地线。因主变高压侧电压互感器无隔离开关，还需断开其二次侧空气开关。对主变高压侧进行电气预防性试验(如测试其直流电阻、介损)时，试验接线必须通过接地刀闸底座转接(接地刀闸结构见图6、图7)。,图6接地刀闸外形图,图7接地刀闸壳体与gis壳体之间短接铜板,gis在设计、制造时，接地刀闸底座与gis壳体之间设置绝缘隔板，接地刀闸触头与gis壳体之间也是绝缘的，拆开gis壳体之间接地铜板后，可以将试验电压、电流引入到内部导体，用于主回路电阻的测量，断路器机械特性的检测。主变试验时，可把主变高压侧接地刀闸7167的接地板打开，试验电压（或电流）通过接地刀闸底座和主变中性点加入变压器高压侧。对隔离开关而言，当气室中一侧带电而另一侧悬空时，悬空侧则有一定的电位，这种悬浮电位不但影响测试精度，更危及测试人员的安全，这就必须合上75167接地刀闸。因此，在进行试验接线时，要先合上75167接地刀闸，再将71617接地刀闸的短路连接板打开。合上75167接地刀闸，相当于将安全措施再扩大一个范围：将断路器7510和7511断开，拉开隔离开关75101和75112，再合上接地刀闸751017和751127，只有这样，安全措施才算正确完备。,电压互感器为电磁式，其高压侧与出线之间未装设隔离开关，无法与主变隔离，况且一次绕组尾端经过端子接地，耐压水平为2kv，无法进行绕组泄漏电流试验。即使打开可以测量绝缘电阻，试验数据也不能真实地反映主变高压绕组的绝缘状况。,图8电压互感器一次绕组尾端接线端子,4.接地刀闸对主变试验项目和结果的影响,4.1对主变直流电阻试验的影响,变压器的直流电阻试验是变压器的一个定期试验项目，在变压器的直流电阻测试中，由于主变的高压侧通过油气套管与gis连接，试验电流也须从接地刀闸底座加入，要带上一段gis母线，测出的直流电阻是接地刀闸与母线的接触电阻、gis母线导体回路电阻、母线接头间的接触电阻与变压器绕组直流电阻之和。表1为彬长电厂1主变交接时不带gis母线、2010年、2011年和2012年预试时gis母线后的直流电阻值与主变出厂试验时绕组直流电阻值的比较。,表1主变绕组直流电阻比较表,从表1可以看出：带上一段gis母线后，测出的直流电阻值均比交接时有时小，没有一定的规律可循。查2011.7.15所测数据比出厂值减小，差值达到3.69%，超过历次值相差不大于2%的规定，但变压器油色谱分析、各项运行参数均无异常，因此可以判定为测量误差引起，测量值未真实地反映主变高压绕组的直流电阻。基于这一现象，即使把第一次带gis母线后的直流电阻作为以后试验时的基准，也无法准确地判断出是变压器绕组本身的问题，还是母线接头接触不良造成的，因此，变压器高压绕组直流电阻测量值仅能记录和参考。,4.2对绝缘电阻和泄漏电流测试的影响,在测试主变高压绝缘电阻时，有两种接线方法。第一种是试验电压通过接地刀闸转接，第二种是通过主变中性点接入。第一种接线由于接地刀闸在罐体处（包括电压互感器高压线圈尾部接地端子处）的对地绝缘电阻比主回路的绝缘电阻低得多，故最终的测试值往往远低于主回路的实际值。这是因为通过接地刀闸对主变高压绕组进行绝缘电阻试验时，测试值包含五个部分：主回路绝缘电阻、接地刀闸套管绝缘电阻、接地刀闸动触头拐臂机构对地的绝缘电阻、电压互感器一次绕组尾端端子板的绝缘电阻、避雷器对地绝缘电阻。第二种接线虽然可以断开接地刀闸排除其绝缘低的影响，但仍然存在电压互感器高压线圈尾部接地端子处绝缘的影响。两种方法绝缘电阻测量值都不能真实地反映主变高压绕组的绝缘电阻。,另外，彬长电厂gis接地刀闸与罐体处的绝缘水平按工频1min耐压5kv(有效值)设计、电压互感器一次绕组尾端端子板的绝缘电阻工频1min耐压2kv(有效值)设计，而主变绝缘电阻最高试验电压可为5000v，泄漏电流试验电压为60kv，所以，通过接地刀闸或高压侧中性点接线进行绝缘电阻和泄漏电流试验的方法是不可行的。因此，gis直连主变预试时可不进行高压绕组绝缘电阻和泄漏电流试验。,4.3对主变绕组介损及油气套管测试的影响,当对主变进行介损测试时，试验电压为10kv，测试高压绕组介损时应将被试绕组短接，以避免因绕组电感的影响而造成其端部和尾部电位相差较大，影响测量的精确度。鉴于高压套管只能通过接地刀闸短接，且电厂gis接地刀闸与罐体处的绝缘水平按工频1min耐压5kv(有效值)设计，不能采用常规方法进行主变套管的介损试验。可以将电压互感器一次绕组尾端恢复为正常运行接线方式，拉开主变出口刀闸716和接地刀闸7167，在主变中性点处施加10kv交流试验电压，这样等于给油气套管高压端加压，通过小套管测量其介损、电容量。因高压绕组与电压互感器高压线圈连在一起，电压互感器高压线圈尾端接地，虽然可以施加交流电压，但无法采用介损电桥反接线法来测量高压绕组的介损。,5结论及建议,5.1gis直接连接的变压器预试时可进行高压侧绕组直流电阻测量，但对数据应进行分析，与历次、出厂值比较综合判断，测试值仅做记录、参考。5.2变压器低压侧绕组相关试验应按照预试规程执行。5.3变压器高压侧油气套管的介损测试是可行的，应按照预试规程执行。5.4变压器预试时高压侧绕组绝缘电阻、直流泄漏及介损试验可不进行。5.5电厂新建gis在设计、订货时，严格执行防止电力生产事故的二十五项重点要求（国家能源局2014161号文）第13.1.7条“为便于试验和检修，gis的母线避雷器和电压互感器、电缆进线间隔的避雷