发电厂变电站的电气一次设备及保护试验探讨毕业论文.doc

目录第一部分：说明书 第一章： 中文摘要及关键词 第二章： 发电厂、变电站主要电气一次设备及保护装置简介第一节：发电机第二节：电动机第三节：变压器第四节：断路器第五节：隔离刀第六节：互感器第七节：电容器第八节：电抗器及消弧线圈第九节：避雷器第十节：母线及电缆第十一节：保护装置第三章：主要电气一次设备交接试验方法及注意事项 第一节：电力变压器试验 第二节：电动机试验 第三节：互感器试验 第四节：GIS现场交流耐压试验第四章：继电保护检测方法 第一节：新投验收项目及检测要求 第二节：保护检测的根据及方法第三节：实例分析 第二部分：致谢及总结第三部分：参考文献电气一次设备及保护试验方法的探讨摘要：电力系统的稳定运行牵涉到很多方面，然而新接入设备的优劣及配置直接影响长期运行的耐久性和安全性，这些设备大批量存在于新建电厂及变电站内，如何在受电前完成最后的交接试验非常重要，在新设备新装置频繁投用于电力系统的今天，如何高效准确的去进行试验准确的判断格外重要，我想通过电力建设现场电气高压试验总结探讨以求能发现一些比较合理的试验方法，问题的汇总及研究探讨有利于在进行高压试验及各一次设备的常规试验和二次保护试验时更科学有序更安全合理。关键词：试验探讨 Z型接地变变比 助磁法 CVT 比率差动 GIS耐压 保护检测第二章发电厂、变电站主要电气一次设备及保护装置简介第一节：发电机一、发电机分类 发电机的种类有很多种。从原理上分为同步发电机、异步发电机、单相发电机、三相发电机。从产生方式上分为汽轮发电机、水轮发电机、柴油发电机、汽油发电机等。从能源上分为火力发电机、水力发电机等。火力发电厂主要使用的是高速同步发电机和柴油发电机。1.1汽轮发电机 因大多数发电机与原动机同轴联动，火电厂都用高速汽轮机作原动机，所以汽轮发电机通常用高转速的2极电机,其转速达3000转/分（在电网频率为60赫时,为3600转/分）。核电站多用4极电机，转速为1500转/分（当电网频率为60赫时，为1800转/分）。为适应高速、高功率要求，高速同步发电机在结构上一是采用隐极式转子，二是设置专门的冷却系统。1.2 柴油发电机 电厂除了汽轮发电机可以输送电源外，还会配置柴油发电机，它由内燃机驱动的发电机。它起动迅速，操作方便。但内燃机发电成本较高，所以柴油发电机组主要用作应急备用电源，或在流动电站和一些大电网还没有到达的地区使用。柴油发电机转速通常在1000转/分以下,容量在几千瓦到几千千瓦之间，尤以200千瓦以下的机组应用较多。它制造比较简单。第二节：电动机一、 电动机分类按工作电源分类 根据电动机工作电源的不同，可分为直流电动机和交流电动机。其中交流电动机还分为单相电动机和三相电动机 按结构及工作原理分类 电动机按结构及工作原理可分为直流电动机，异步电动机和同步电动机。同步电动机还可分为永磁同步电动机、磁阻同步电动机和磁滞同布电动机。异步电动机可分为感应电动机和交流换向器电动机。感应电动机又分为三相异步电动机、单相异步电动机和罩极异步电动机等。交流换向器电动机又分为单相串励电动机、交直流两用电动机和推斥电动机。直流电动机按结构及工作原理可分为无刷直流电动机和有刷直流电动机。有刷直流电动机可分为永磁直流电动机和电磁直流电动机。电磁直流电动机又分为串励直流电动机、并励直流电动机、他励直流电动机和复励直流电动机。永磁直流电动机又分为稀土永磁直流电动机、铁氧体永磁直流电动机和铝镍钴永磁直流电动机。1.1 高压电机在电厂中广泛使用了高压电机有效减少了厂用电负荷。风烟系统中包含有引风机、送风机、一次风机、脱硫的增压风机等。汽水系统中有电动给水泵、循环水泵、凝结水泵等。此类电机多为6kv和10kv。1.2低压交流电动机及直流电机除了高压电动机外，低压交流电动机在电厂中也使用了许多，几乎每个系统中都能找到交流低压电机的存在，如风机油站辅机，水泵，油泵等等。而直流电机的使用极少，主要用在一些重要负荷端，如直流油泵，顶轴油泵。 第三节 变压器一、 变压器分类按冷却方式分 类： 干式（自冷）变压器、油浸（自冷）变压器、氟化物（蒸发冷却）变压器。按电源相数分类： 单相变压器、三相变压器、多相变压器。按用途分类：电源变压器、调压变压器、音频变压器、中频变压器、高频变压器、脉冲变压器。按防潮方式分类： 开放式变压器、灌封式变压器、密封式变压器。按铁芯或线圈结构分类：芯式变压器（插片铁芯、C型铁芯、铁氧体铁芯）、壳式变压器（插片铁芯、C 型铁芯、铁氧体铁芯）、环型变压器、金属箔变压器。1.1油浸式变压器 其广泛使用于发电厂及变电所里，发电厂的主变，启备变，高厂变皆是使用油浸式变压器，发电厂的高厂变及启备变多采用低压分裂绕组。在变电所中常用的油浸式变压器多使用自耦变。一般启备变和变电所的变压器多使用有载调压进行电压调节，发电厂的主变及厂变多使用无载调压。1.2 干式变压器 干式变压器在电厂广泛使用，工作段、检修、照明、电除尘、输煤等等。在变电所的干式变中还会使用一种Z型接法的接地变压器。第四节：断路器一、断路器的分类 高压断路器(或称高压开关)是发电厂、变电所主要的电力控制设备，具有灭弧特性,当系统正常运行时，它能切断和接通线路以及各种电气设备的空载和负载电流;当系统发生故障时,它和继电保护配合，能迅速切断故障电流,以防止扩大事故范围。因此，高压断路器工作的好坏,直接影响到电力系统的安全运行；高压断路器种类很多，按其灭弧的不同，可分为：油断路器（多油断路器、少油断路器）、六氟化硫断路器（SF6断路器）、真空断路器、压缩空气断路器等1.1 SF6断路器SF6断路器在电厂及变电站内已经广泛使用，大多使用于35KV及以上电压等级。SF 6 断路器，是用SF 6 气体作为灭弧和绝缘介质的断路器。它与空气断路器同属于气吹断路器，不同之处在于：工作气压较低；在吹弧过程中，气体不排向大气，而在封闭系统中循环使用。在变电所中户外断路器基本都已经采用了SF6断路器，经常和隔离刀等电气设备共同组成了GIS组合和电器。SF6断路器在电力系统运行中的地位以愈来愈高。1.2真空断路器真空断路器多用于35kv及以下高压灭弧断路器，在电厂厂用电系统和变电所中广泛使用，国内的断路器制造上近年来也不断涌现，产品不断完善。第五节：隔离刀一、隔离刀闸的简述隔离开关是高压开关电器中使用最多的一种电器，它本身的工作原理及结构比较简单，但是由于使用量大，工作可靠性要求高，对变电所、电厂的设计、建立和安全运行的影响均较大。刀闸的主要特点是无灭弧能力，只能在没有负荷电流的情况下分、合电路。第六节：互感器一、互感器的分类电压互感器按电压等级：低压互感器、高压互感器、超高压互感器；按用途：测量保护用电压互感器、计量用电压互感器； 按绝缘材料：油浸式电压互感器、干式电压互感器。按绝缘类型：全封闭电压互感器、半封闭电压互感器；按变压原理：电磁式电压互感器、电容式电压互感器。电流互感器按绝缘介质分：干式电流互感器、油浸式电流互感器、气体绝缘电流互感器；按电流变换原理分电磁式电流互感器、光电式电流互感器。按安装方式分贯穿式电流互感器、支柱式电流互感器、套管式电流互感器、母线式电流互感器。 1.1电压互感器 电厂及变电站内电压互感器使用广泛，线路上经常装设有电容式电压互感器（CVT）用来测量线路电压，作为线路有功无功的电压采集，另一方面作为保护使用。有时也利用其作为线路载波的终端用。10kv、35kv、发电机的电压互感器常使用干式电压互感器采集电压。1.2 电流互感器 电厂及变电站内电流互感器地位同样重要，在线路侧装设的电流互感器采集线路的电流，计量绕组产生高精度的二次测量值作为关口计量，另外有保护绕组作为线路保护使用，变压器会装设油浸式套管电流互感器，通常提供给变压器后备保护使用电流采集和高压零序保护。第七节：电容器一、电容器的简述电容器主要出现在变电站内，如何减少上述现象对电网性能的影响? 如果把电容器并接在这些设备上运行,那么,负荷或供电设备要“吸收”的无功功率,正好由电容器“发出”的无功功率供给,这就是并联补偿。这样一来,线路上就避免了无功功率的输送,其具有以下优点:(1)减少线路能量损耗;(2)减少线路电压降,改善电压质量;(3)提高系统供电能力。除了并联补偿,电容器还可串接在线路中,以集中电容来补偿(抵消)线路的分布电感,改变线路参数,减少线路的电压损失,这叫串联补偿。 第八节：电抗器及消弧线圈一、电抗器电抗器通常出现在变电所内，能在电路中起到阻抗的作用的东西，我们叫它电抗器。 电力网中所采用的电抗器，实质上是一个无导磁材料的空心线圈。它可以根据需要布置为垂直、水平和品字形三种装配形式。在电力系统发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器遮断容量的要求， 常在出线断路器处串联电抗器， 增大短路阻抗， 限制短路电流。由于采用了电抗器，在发生短路时， 电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路的用户电气设备运行的稳定性。二、消弧线圈 消弧线圈广泛用于lOkV-6kV级的谐振接地系统。由于变电所的无油化倾向，因此35kV以下的消弧线圈现很多是干式浇注型。消弧线圈接于三相变压器的中性点与地之间，用以在三相电网的一相接地时供给电感性电流，以补偿流过接地点的电容性电流，使电弧不易起燃，从而消除由于电弧多次重燃引起的过电压。在有些风电的变电站还装设一种磁抗式电抗器可以有效应对风电负荷变化带来的系统波动，但由于其结构复杂，动作过于灵敏，有待研究其合理性。第九节：避雷器一、避雷器简述避雷器是变电站保护设备免遭雷电冲击波袭击的设备。当沿线路传入变电站的雷电冲击波超过避雷器保护水平时，避雷器首先放电，并将雷电流经过良导体安全的引入大地，利用接地装置使雷电压幅值限制在被保护设备雷电冲击水平以下，使电气设备受到保护。 避雷器按其发展的先后可分为：保护间隙是最简单形式的避雷器；管型避雷器也是一个保护间隙，但它能在放电后自行灭弧；阀型避雷器是将单个放电间隙分成许多短的串联间隙，同时增加了非线性电阻，提高了保护性能；磁吹避雷器利用了磁吹式火花间隙，提高了灭弧能力，同时还具有限制内部过电压能力；氧化锌避雷器利用了氧化锌阀片理想的伏安特性（非线性极高，即在大电流时呈低电阻特性，限制了避雷器上的电压，在正常工频电压下呈高电阻特性），具有无间隙、无续流残压低等优点，也能限制内部过电压，被广泛使用第十节：母线及电缆一、母线及电缆简述电厂升压站的高压母线通常有硬母线和软母线之分。硬母线通常是用管型铝制母线，软母线通常使用钢芯铝绞线为主。然后主变至发电机使用的是离相母线，启备变和场边使用共箱母线与6kv工作段连接。工作段及低压工作段的母线使用铜牌连接。电缆的发展日新月异，许多电厂升压站都采用GIS组合装置，为缩减场地，架空线路也用高压电缆代替，220kv、110kv电缆使用的越来越多，绝缘材料分1、油浸纸绝缘电力电缆 2、塑料绝缘电力电缆。 3、橡皮绝缘电力电缆 绝缘层为橡胶加上各种配合剂，经过充分混炼后挤包在导电线心上，经过加温硫化而成。它柔软，富有弹性，适合于移动频繁、敷设弯曲半径小的场合。 常用作绝缘的胶料有天然胶-丁苯胶混合物，乙丙胶、丁基胶等。 按电压等级分1、低压电缆：适用于固定敷设在交流50Hz，额定电压3kv及以下的输配电线路上作输送电能用。 2、中低压电缆：（一般指35KV及以下）：聚氯乙烯绝缘电缆，聚乙烯绝缘电缆，交联聚乙烯绝缘电缆等。 3、高压电缆：（一般为110KV及以上）：聚乙烯电缆和交联聚乙烯绝缘电缆等。 4、超高压电缆：（275800千伏）。 5、特高压电缆：（1000千伏及以上）。 第十一节：保护装置随着电力系统越来越庞大，对电力系统的安全运行和可靠性要求也随之提高，对继电保护的要求也就越来越苛刻，电厂内继电保护系统使用密度极高，保护配置越来越完善，线路侧配置有线路保护，母线保护；变压器配有主变差动保护、后备保护、非电量保护。启备变也配有启备变保护；发电机也配有发变组保护等等。第三章：主要电气一次设备交接试验方法及注意事项第一节：电力变压器试验一、电力变压器的试验项目1 绝缘油试验或SF6气体试验； 2 测量绕组连同套管的直流电阻；3 检查所有分接头的电压比；4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；5 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6 非纯瓷套管的试验； 7 有载调压切换装置的检查和试验； 8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan ； 10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 11 变压器绕组变形试验； 12 绕组连同套管的交流耐压试验； 13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 14 额定电压下的冲击合闸试验； 15 检查相位；16 测量噪音。二、现场几个重要常规试验项目及方法1、测量绕组连同套管的直流电阻； 现场变压器很多类型不一一说明，此处只以1600KVA以上的油浸变压器来研究。（1）试验仪器直阻测试仪一台（0.2级）、试验线、（2）试验条件1、变压器外线解除，高低压引出线表面清洁无污垢；2、调压机构可正常操作（有载调压最好电动可操）；3、检查试验线（用仪器配得标准电阻自测以确定线阻足够小可忽略即可判断仪器及试验线良好） （3）试验步骤 1、接好试验线，P为电压，C为电流，电压夹子夹在电流夹子的下方； 2、开始试验 3、等值阻数值显示稳定后方可记录1.1现场缩短变压器值阻测量时间的方法由于电力系统的规模增大，许多变压器容量越来越大，在电厂中的主变通常都在100mva以上，低压侧的值需要测量很长时间。以下有几种现场的方法： 电路突变法 、恒流充电法、消磁法、铁芯磁通饱和测量法、串联绕组助磁法。现场我们常用第五种助磁法来缩短时间（如图1-1）。 测试实例：某台三相变压器容量360MVA、电压235/18KV，电流888/1154A,，接线组别YNd11，空载电流为0.34%，即高压侧I0=3A测低压侧绕组是，由于利用高压绕组主次作用，实际用5安培的直流测量电流就可达到是铁芯饱和，能有效节省测量时间。高压绕组测一个差不多20S,低压绕组需5-10分钟。测量仪器用图1-2所示的直阻测试仪接线方式，测量顺序为RacRbcRab。具体测试步骤如下： （1）测Rac 时，高压A接仪器+I， B、C短路接低压a ,从低压a引出线接仪器+U，从c引出线接-I、-U。用电桥测量时、+I-I接电桥的电流街头C1C2;+U-U接电压街头P1P2. （2）测Rbc 时，高压C接仪器+I， A、B短路接低压c ,从低压c引出线接仪器+U，从b引出线接-I、-U。（3）测Rab 时，高压B接仪器+I， A、C短路接低压b ,从低压b引出线接仪器+U，从a引出线接-I、-U。助磁法原理图（1-1）（1-2）（a）测Rac；（b）测Rbc；（3）测Rac1.2测量注意事项由于影响测量结果的因素很多，如测量表计、引线、温度、接触情况和稳定时间等，所以要注意以下事项：（1）测量仪表的准确度不低于0.5级；（2）连接导线应有足够的界面，且接触必须良好；（3）准确测量绕组的平均温度（4）为了与出厂值比较，应将不同温度下测量的直流电阻换算到同一温度以便比较；（5）由于变压器绕组具有较大的电感，在测量过程中不能随意切断电源及拉掉接在试品两端的充电连接线。测试完毕后，应先讲变压器绕组两端短接，然后才可以切断电源及连接线。1.3测量结果分析及判断 分析室，么次所测电阻值都必须换算到同一温度下进行比较，若比较结果直流电阻虽未超过标准，但每次测量的数值都有所增加，这种情况也应引起重视。三相电阻不平衡的原因有以下几种：（1）分接开关接触不良;(2)焊接不良；（3）三角形连接绕组其中一相断线。测出的三个线段的电阻都比设计值大的多，没有断线的两相线端电阻为正常是的1.5倍，而断线相线端的电阻为正常值得3倍。2、变比测量 2.1测量变比的目的：（1）检查变压器绕组匝数比的正确性；（2）检查分接开关的状况；（3）变压器发生故障后，常用测量电压比来检查变压器是否存在匝间短路；（4判断变压器是否可以并列运行）2.2变比测量的方法以往在仪器自动程度不高时通常有以下几种方法：（1）直流双电压表法；（2）经电压互感器的双电压表法 现在现场多采用变比电桥自动测试的方法，我国生产的QJ35型变比电桥，测量电压比范围为1.02-111.12，准确度为0.2%，完全可以满足我国电力系统测量电压比的要求，用起来方便、准确。随着电子技术和微处理器技术的高速发展，国内外已推出多种电压比自动测量仪。.212.2.ZN yn11接地变压器变比误差测量现场大部分变压器都可以顺利的用变比测试仪测量的出误差及标定值，但如接地变等站用变经常使用Z型绕线式接法，这给变比测量带来很大麻烦，普通方法测出后总是偏大，而且基本大于9.9%，下面这种方法是我在现场实际测试过的，可以测量精准以ZN测试为例 以ZN，yn11变压器U相和V相的变比误差测试为例。如图1所示，短接变压器低压侧V2相和W2相，有如下关系式： 式中：NU1,o变压器高压侧U1相外线圈匝数； NU1,i变压器高压侧U1相内线圈匝数； NU2变压器低压侧U2相线圈匝数； UU1-V1变压器高压侧U1相与V1相之间的电位差； UU2-V2变压器低压侧U2相与V2相之间的电位差。 从式（1）看出：可以将变压器的变比测量转化为绕组匝数比的测量。 以SC9-630/11.250/0.4型变压器U相和V相的变比误差测量为例，具体说明测量的过程。 a)向厂家索取变压器高、低压侧线圈的匝数。本例中变压器高、低压侧线圈的匝数分 别为：低压侧三相的线圈匝数NU2=NV2=NW2=27，高压侧三相内线圈匝数 NU1,i=NV1,i=NW1,i=450，高压侧外线圈第1档匝数为450，第2档匝数为429，第3档匝数为407，第4档匝数为385，第5档匝数为364。 b)计算变压器该档的匝数比。以变压器第2档为例，其匝数比 c)将低压侧V2相和W2相短接。 d)在变比测试仪中输入变压器匝数比，并设置变比测试仪的联结组别为单相，然后开始测量，LL测量结果就为变压器U相和V相的变比误差。 变压器U相和W相、V相和W相的变比误差测量与上例类似，测量时对应的短接相如表1所示。 4测试说明 若匝数比难以从厂家资料中获取，可以通过电压比计算获得。如前例 式（3）的计算结果与式（2）的基本一致。应特别注意的是，计算时的电压应为本档位（本例为第2档）的电压。 3变压器介质损耗因素测量 现场使用的的是介损测量电桥即QS1电桥，如华创的AI-600系列，能满足测量的精度，操作方便安全。在测量变压器高低压侧介质损耗因数，现场使用的是反接法，电压采用10kv。 3.1变压器tan测量的影响因素 （1）测量接线的影响；测量时要求将被测绕组分别短路，非被测绕组也应短路接地，以免由于绕组的电感造成各侧绕组端部和尾部电位相差较大，影响测量的准确度。当绕组两端短接后加压，由于电容电流从绕组两端进入，产生互相抵消的磁通，使电感影响减小，将不至产生太大误差，同时，对于接地或屏蔽绕组的出线端，也应全部短接。 （2）温度的影响；温度对测量变压器tan有较大的影响。一般来说，温度越高，tan越大 （3）变压器套管tan的影响；测量得出的变压器绕组的tan和Cx包括了变压器套管的tan和Cx。在串联、并联、串并联电路中，整体介质损耗因数tan，必大于其最小值，而小于其最大值；单独介质影响整体介质损耗因数tan的大小取决于其本身电容量占整体电容量得比例；单独介质的电容量越大，其对整体tan的影响也越大。第二节：电动机试验一、交流电动机所做实验项目1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比；2 测量绕组的直流电阻； 3 定子绕组的直流耐压试验和泄漏电流测量； 4 定子绕组的交流耐压试验；5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验； 6 同步电动机转子绕组的交流耐压试验； 7 测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的绝缘电阻； 8 测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻； 9 测量电动机轴承的绝缘电阻；10 检查定子绕组极性及其连接的正确性； 11 电动机空载转动检查和空载电流测量。二、直流电机的试验项目1 测量励磁绕组和电枢的绝缘电阻；2 测量励磁绕组的直流电阻； 3 测量电枢整流片间的直流电阻； 4 励磁绕组和电枢的交流耐压试验； 5 测量励磁可变电阻器的直流电阻； 6 测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电阻； 7 励磁回路连同所有连接设备的交流耐压试验； 8 检查电机绕组的极性及其连接的正确性；9 测量并调整电机电刷，使其处在磁场中性位置三、现场对电动机的几个重要实验项目 此处主要以高压电机作为研究对象。1、定子绕组的极性检查实验1.1实验目的：电动机定子三相绕组按一规律分布在定子铁芯圆周上，每相绕组均有头尾两端。若将绕组的头尾接错，则通入平衡三相电流时，不但不能产生旋转磁场，甚至还会损坏电机。为了确定每相绕组头尾的真确连接，必须进行极性检查实验。1.2实验方法：1.2.1、直流感应法：在电动机定子的一组绕组中通以脉冲电流时，另外两相绕组由于互感作用产生相应的感应电势，根据脉冲电流和感应电势的方向，便可确定三相绕组的头尾，即相应的极性，如图2-12-11.2.2、交流电压法 将任意两相绕组串联后接至交流220电源上，第三相接电压表或灯泡。电压表指示较大或灯亮，说明这两相是头尾相接；如果加上电压后，电压表指示很低，说明这两相是是同极性相接。用同样地方法可以决定另一相的极性。2-22-22、电动机定子绕组匝间绝缘实验2.1试验目的高压电动机因匝间短路而烧毁，不仅运行中的电机常发生，新投入的电机也有发生的，所以，进线匝间绝缘试验很有必要，尤其是更换绕组的电机更有必要。2.2试验方法 （1）冲击电桥法：将星型接线的被试绕组中心点引出，然后再任两相间接地的可变电阻R1及R2构成电桥回路，在AB间接入检流计P。绕组的中性点接至0.5-0.7uF的电容器的一极，另一极接往直流电源的输出端。给上电源后，电容器C充电到一定程度将引起球隙放电，形成振荡。冲击电桥法士检测电动机匝间绝缘的较简单方法，也便于现场使用。应用这方法可查出电机匝间绝缘破坏或很脆弱的缺陷，以免造成匝间短路烧毁电动机。3-1（2）感应法：感应法基于变压器电磁感应的原理，即在一相绕组中通入一定值得交流电压，观察各绕组感应电压的大小，判读是否有短路。测出电压越小说明短路越严重。如发现零电压说明出线短路或绕组连接有误。（3）感应冲击法：在交接试验中很少做，主要用在预试试验。（4）直接冲击法：这一方法主要适用于单个线圈的试验，因为运行中的电机，不能对每个线圈元件试验，只能把试验电压加在被试相整个绕组的出线端。 3、绕组直流电阻试验3.1试验目的 电动机绕组直流电阻的测量时电动机试验室电动机试验仪重要项目。因为电动机在运行过程中的振荡，将使端部线圈并列股线断裂；在工作电流和启动过程4-7倍额定电流作用会使焊接点烧溶或开裂，所以通过对绕组直流电阻的测量可以判断这些缺陷。3.2试验方法 试验方法一般采用单、双臂电桥法。10欧以上用单桥，10欧以下采用双桥。3.3不合格测量结果的处理 （1）先确定是哪一相不合格，根据测量结果可以判断出故障相别。 （2）绕组内部检查 （3）分段寻找法第三节：互感器试验一、互感器的试验项目1 测量绕组的绝缘电阻；2 测量35kV 及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值 tan ； 3 局部放电试验； 4 交流耐压试验； 5 绝缘介质性能试验；6 测量绕组的直流电阻； 7 检查接线组别和极性； 8 误差测量；9 测量电流互感器的励磁特性曲线； 10 测量电磁式电压互感器的励磁特性； 11 电容式电压互感器（CVT）的检测； 12 密封性能检查；13 测量铁心夹紧螺栓的绝缘电阻。二、主要实验项目实验介绍1、电容式电压互感器（cvt）的检测电容式电压互感器（简称CVT）由电容分压器和电磁单元组成，从结构上讲，分为分装式和叠装式两种。前者的电容分压器和电磁单元由外部连线连接在一起；后者的电容分压器和电磁单元内部已通过分压器的抽压端子与电磁单元的高压端连接在一起。对于分装式CVT的介损测量，现场和工厂都是采用常规法进行；对于叠装式CVT，又有中间抽压端子和无中间抽压端子之分，有中间抽压端子的CVT在现场和工厂一样也可以采用常规法进行测量，无中间抽压端子的CVT在现场无法采用工厂的常规测量方法，而用户现场测量方法又不统一，有的方法测出的数据不能真实地反映CVT的绝缘状况，有的方法是错误的，甚至有的厂家向用户推荐的方法也是错误的。为此，本文着重对叠装式无中间抽压端子的CVT现场介损测量方法进行分析 11CVT的电气原理 CVT的电气原理如图1所示。电容分压器由高压电容器C1和中压电容器C2组成，其中对于110 kV CVT C1由一节耦合电容器、220 kV CVT C1由二节耦合电容器、500 kV CVT C1一般由三、四节耦合电容器组成；电磁单元位于油箱内，由中间变压器、谐振电抗器、阻尼器和避雷器组成，二次绕组端子、电容分压器低压端、接地端及保护间隙等位于端子箱内。输电线路的高压电通过电容分压器抽头（通常为1020 kV）输入电磁单元，经过中压变压器降为低压供计量和继电保护之用。电磁单元中的电抗器用来补偿电容分压器的容性阻抗，使二次电压随负载变化减小。阻尼器用来阻尼铁磁谐振。利用二端网络定理可以将原理图(图1)简化为等值电路图(图2)。若XL=XC,则等值回路中内阻抗只剩电阻R，使输出电压随负载的变化大为减小，这是CVT内部接线的一个显著特点。 2、CVT现场介损测量接线及分析2.1、CVT现场介损测量接线 图3接线是某厂家向用户推荐的测量方法，其本意是测量C1和C2的整体介损和电容量。实际上由于电磁单元的存在，使测量结果产生偏小的误差，有时甚至会出现负值。图4接线与图3接线类似，只是将中间变压器的尾端接地，其测量结果比图3更加偏小，往往会出现负值。图5接线是将试验变压器外壳对地绝缘，且试验变压器高压的两端均不接地，这样需选用全绝缘试验变压器，试验变压器外壳对地绝缘，桥体应接地以保证操作人员的安全图6、图7所示是常规接线法，这两种接线适合分装式CVT或具有中压抽头的CVT介损及电容量的测量。虽然这两种接线在测量时也带电磁单元，但都与试验电源并联，其存在只增加电源容量，通过的电流并不经过测量回路，对测量结果没有影响，所以这两种接线都不会产生测量误差. 图8、图9接线由于电磁单元的存在，其测量结果都有误差，特别是图8将会产生较大的误差。在高压电容（多节组成）的上节耦合电容的测量中，多采用这两种接线，误差较大。.图10、图11接线是自激法。自激法是利用CVT自身二次afxf绕组加压，经中间变压器升压后加于电容上，而分别对C1、C2介损进行测量的方法。当测量C1时，标准电容器与C2串联；当测量C2时，标准电容器与C1串联。这两种方法适用于所有CVT现场介损测量。采用自激法进行CVT介损测量时应注意控制电源电压和电流的大小，CVT油箱必须接地，端子箱内各连接片严禁打开，特别是严禁打开阻尼器的联线。当测量C1时，确保J端电压不超过3kV，以免损伤绝缘及保护装置。当测量C2时，过3kV来控制通过C2的电流大小。由于C2较大，且与补偿电抗器接近谐振状态，所以升压时要特别谨慎，一般用静电电压表监视电压不超2.2中间电磁单元对介损测量结果的影响由CVT介损测量的各种接线可知，中间电磁单元是产生误差的主要原因，图12是中间电磁单元对CVT介损测量误差的等值电路，图13是中间电磁单元引起测量误差的向量图。图中It、Ct、Rt分别为电磁单元高压对地及对二次的电流、等效串联电容和等效串联电阻；Im、Lm、Rm、Cm分别为电磁单元的激磁电流、激磁电感、等效电阻及尾端对地电容；Ig为It和Im的向量和；K模拟电磁单元尾端是否接地。由图12、图13可知，电桥平衡测出的损耗角反映的是C2的电流I2与其电容分量Ic的夹角。而反映C1、C2整体介损值大小的应是无电磁单元存在时，通过C1、C2的电流I1与其电容分量Ic的夹角。由图12可知，电磁单元的存在将有一电流Ig通过其对地回路，Ig的大小及相位取决于中间电磁单元的绝缘状况及激磁电流的大小和相位，图13（e）说明Ig的大小及相位不同对C1 、C2整体介损测量的影响也不相同。 a. 当Ig与I1同相位时，对介损测量结果无影响，但电容量有负误差，如图13（d）所示b. 当电磁单元的介损大于C1 、C2整体介损时,即Ig的相位落后I1时，其介损测量产生负误差，甚至出现负值，电容量有负误差，如图13（a）所示。实际上，电磁单元的介损往往大于C1 、C2的整体介损，此时将产生负误差，这样容易将不合格产品判为合格产品。 c. 当电磁单元的介损小于C1、C2整体介损时,即Ig的相位超前I1时，其介损测量结果产生正误差，电容量有负误差，如图13（b）所示。 d. 电磁单元的激磁电流产生介损测量负误差，电容量产生正误差，如图13（c）所示。 2.3CVT现场介损测量接线的适应情况 综上所述，图3、图4、图8、图9所示的测量接线都受中间电磁单元的影响，特别是中间电磁单元尾端接地时，影响更大，往往出现负值，所以现场不能采用。 图5所示的测量接线，测量结果能真实反映CVT的绝缘状况，但全绝缘试验变压器，且外壳对地绝缘，该种接线在现场难以推广。图6、图7所示的测量接线，其测量结果真实可靠，但只适应于分装式或具有抽压端子的CVT介损测量。 图10、图11所示的测量接线，其测量结果真实可靠，这种接线适应所有型式的CVT介损测量。3试验室试验 为了验证以上分析，在高压大厅内对各种接线进行了对比试验。试品为1台分装式CVT，称为试品1；2台叠装式CVT，称为试品2、试品3。这3个试品分5种方法进行了试验，试验结果见表1。方法1：不带电磁单元常规法分别测量C1、C2的介损和电容量。方法2：不带电磁单元常规法测量C1、C2的整体介损和电容量。方法3：带电磁单元、按图3接线测量C1、C2的整体介损和电容量。方法4：带电磁单元按图4接线测量C1、C2的整体介损和电容量。方法5：不带、带电磁单元按图10、图11接线分别测量C1、C2的介损和电容量。采用图5接线对一台110 kV CVT进行测量，整体介损tg为0.3%，C1、C2的整体电容为15 421 pF；而不带电磁单元用常规法测量tg为0.3%，C1、C2的整体电容为15 377 pF。 4综合分析及结论 由试品1的试验可知，自激法的试验结果与常规法（方法1）的测量结果非常吻合。由自激法计算得到的C1、C2整体电容量和介损与常规法（方法2）的结果相一致；整体测量结果主要反映高压电容C1的绝缘状况，而不能真实地反映中压电容C2的绝缘情况，例如分体测量C2的介损为1.11%，整体的介损为0.471%，所以，对于CVT来讲分别测量C1、C2的介损和电容量是必要的。表1的测量结果表明：对于分装式CVT和带有中压抽头的CVT，在现场既可以用常规法测量C1、C2的电容量和介损，也可以用自激法测量，其结果都是真实可信的；对于叠装式CVT不论是否有中压抽头，除非采用接线5，否则在现场都不能准确测量C1、C2的整体介损；对于有中压抽头的CVT，既可以用常规法也可以用自激法分别测量C1、C2的电容量和介损；对于无中压抽头的叠装式CVT，在现场只有采用自激法测C1、C2的电容量和介损，其结果才是真实的。第四节GIS现场交流耐压试验一、 GIS的试验必要性阐述1.1、试验必要性 GIS在工厂整体组装完成后进行调整试验，在试验合格后，以运输单元的方式运往现场安装工地。运输过程中的机械振动、撞击等可能导致GIS元件或组装件内部紧固件松动或相对位移。安装过程中，在联接、密封等工艺处理方面可能失误，导致电极表面刮伤或安装错位引起电极表面缺陷；空气中悬浮的尘埃、导电微粒杂质和毛刺等在安装现场又难以彻底清理；国内外还曾出现将安装工具遗忘在GIS内的情况。这些缺陷如未在投运前检查出来，将引起绝缘事故。由于试验设备和条件所限，早期的GIS产品多数未进行严格的现场耐压试验。事故统计表面，虽然不能保证经过现场耐压试验的GIS不会在运行中发生绝缘事故，但是没有进行现场耐压试验的GIS却大都发生了事故，因此国内外近年来已取得共识，GIS必须进行现场耐压试验。 GIS的现场耐压可采用交流电压、振荡操作冲击电压和振荡雷电冲击电压等试验装置进行。交流耐压试验室GIS现场耐压试验最常见的方法，它能够有效地检查内部导电微粒的存在、绝缘子表面污染，电场严重畸变等故障；雷电冲击耐压试验对检查异常电场结构非常有效。由于GIS导电部分对外壳的等值电容较大，现场一般采用振荡雷电冲击电压试验装置进行；目前由于试验设备和条件所限，现场一般只做交流耐压试验。1.2、现场事故及分析 这是一例典型的GIS绝缘损坏事故，发生于广州某风电站110kvGIS，1.2.1事故过程叙述：（1） 线路侧隔离刀闸合闸，GIS断路器线路侧段母线受电成功，无故障；（2） 主变侧隔离刀闸合闸，信号回路，交流回路显示正确；（3） 断路器合闸，主变第一次冲击成功，电流电压显示正确；（4） 5分钟后分断路器，准备第二次冲击；（5） 第二次冲击变压器仍然顺利完成；（6） 同上进行第三次冲击，合闸瞬间，对侧变电站断路器跳闸，本侧故障录波启动；（7） 对侧试图再次送电，仍然跳闸，线路保护动作，距离二段动作（8） 停止送点，查找问题及故障点。1.2.2故障分析查找及处理（1）通过绝缘试验判断故障处在断路器到线路侧这段隔离刀内部，绝缘值仅3千欧姆。（2）通过保护时刻数据分析，距离二段计算处故障点的距离大致也发生在此处（3）最后厂家连夜重新发来新隔离舱室，最后完全更换；故障舱室照片如下 图中隔离刀闸的动静触头损坏严重，局部在弧光的高温下已经烧毁。1.2.3、事故定性此事故最后定性为厂供设备质量问题，设备内部毛刺工艺太差，现场施工环境差，安装条件未具备盲目施工造成，虽然对电气试验未提出质疑，但此过程试验的真实性及严谨性也值得我以后工作的深思。对于耐压试验万不可马虎随意性，耐压的数值，耐压的时间严格控制，老练考验必须坚持。试验步骤步步紧扣不能大意。1.3现场交流耐压试验程序1.3.1、被试品要求GIS应完全安装好，sf6气体充气到额定密度，已完成主回路电阻测量、各元件试验以及sf6气体微水含量和检漏试验。所有电流互感器二次绕组短路接地，电压互感器二次绕组开路并接地。交流耐压试验前应将下列设备与GIS隔离开：（1）高压电缆和架空线；（2）电力变压器和大多数电磁式电压互感器（3）避雷器和保护火花间隙1.3.2、试验电压的加压方法 试验电压应施加到每相导体和外壳之间。每次一相，其它非试相的导体应与接地的外壳相连，同时，为避免在同一部位多次承受电压而导致绝缘老化，试验电压应尽可能分别由几个部位施加1.3.3交流耐压试验程序GIS现场交流耐压试验的第一阶段是“老练净化”，其目的是清除GIS内部可能存在的导电微粒或非导电微粒。这些微粒可能是由于安装时带入而清理不净，或是多次操作后产生的金属碎屑。老练电压值应低于耐压值，时间可取数分钟到说十分钟。第二阶段是耐压试验，时间为1分钟。试验程序可选用如图所示三种：1.3.4、现场耐压试验的判据（1）如果GIS的每一部件均已按选定的完整试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。（2）在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的各种声、光、电、化学等各种效应以及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术提供的资料进行综合判断。1.3.5、GIS耐压试验击穿故障的定位方法 若GIS分段后进行耐压试验的进出线和间隔较多，而试验过程中发生非自恢复放电或击穿，仅凭人耳监听判断很困难，且容易发生误判，目前国内外加装了一种故障监视器以判别故障或放电间隔，将探头分别安装在被试部分，特别是断路器、隔离开关、母线与个间隔的链接部位绝缘子附近的外壳上。若有的间隔由于探头数量有限未安装，但有放电或击穿发生而监测未预报，则应根据监听放电的情况，降压断电后移动探头，重新升压直到找到放电或击穿部位。 第四章 继电保护检测方法在电力系统中，如果一次系统没有故障，保护发生了误动，那么将影响对用户的可靠供电，若重负荷线路发生误动跳闸，还有可能引起系统振荡事故，破坏系统的安全稳定运行；如果一次系统发生了短路故障，但保护拒动，将扩大事故范围，甚至损坏电力设备。为了使保护真正起到对电力系统的保护与控制作用，必须使保护整体处于良好的运行状态，使得各相关元件及设备特性优良、回路接线正确、定值及动作特性正确。所以必须加强对保护的检验质量。第一节 新投验收项目及检测要求继电保护的检验分为：新投验收检验、定期检验、补充检验三种。下面我介绍一下新投验收检验的项目及要求。其目的有两个：其一、新投验收检验包括内容最全、覆盖范围最广，有助于我们对保护检验的各个部分充分了解；同时新投验收检验标志着一次设备正式运行的开始，因此在我们保护专业来说它是至关重要的，如果做好了新投验收检验，会给我们日后的运行维护带来很大的方便，减少很多不必要的误动、拒动。其二、我想通过介绍新投验收检验，让大家形成一种整体理念：继电保护不是一个孤立的系统，它首先来自于对一次系统故障时状态的分析，然后通过具体的保护装置以及装置所要求的特定二次接线形成继电保护直接反映一次系统故障时的特征而动作。下面我分两大部分来说明继电保护新投验收检验：二次回路检验和装置检验。但并不是说这是两个独立的部分，而是说我们实际工作中可以分两个工作组来完成验收工作。一、 检测前得准备1、 了解工作地点一、二次设备的运行状况及其相邻设备的情况。2、 图纸资料齐全完整并与实际情况相符。3、 对于扩建改造设备的调试验收，特别要注意与运行设备的联接，制定相应的安全措施。4、 合格的仪器仪表，足够容量的交、直流实验电源。5、 制定周密详细的验收检验实施方案及人员分工组织措施、技术措施、安全措施。二、二次回路检测1、电压互感器及其回路的检验：A、了解互感器的类型，是电磁式还是电容分压式？因为如果是电容分压式电压互感器，那么在二次接线箱内应有专接结合滤波器端子，对于母线PT这两个端子是不用的，因此常被保护专业忽略，同时一次检修人员也只是将PT的末屏接地，而忽略该对端子。B、了解PT共有几组二次线圈，二次线圈的准确等级、容量，检查PT的极性、变比，结合二次回路查看PT负荷分配是否合理？准确等级使用是否合适。C、根据图纸检查并记录PT三次线圈接线方式、极性抽取方式以及接地方式（是极性端接地还是非极性端接地）这对我们进行零序方向保护功能检验是非常重要的。D、根据图纸检查PT二次回路接线，是否为各个二、三次绕组分别引入控制室，并在控制室一点接地；检验各个金属氧化锌避雷器的放电电压。实验方法：准备1000V及2500V摇表各一只，首先用2500V摇表摇测避雷器两端应可靠击穿，然后用1000V摇测应绝缘良好。操作步骤不得颠倒，否则不知道避雷器绝缘是否恢复，有可能造成PT两点接地。E、检查电压互感器二次接线盒内所有端子及其接线不应有相碰现象。F、根据图纸检查PT二次电压回路各级熔断器（微型开关）的容量及选择性配合是否合适。G、根据图纸校对PT二次电压回路导线；并检查电缆屏蔽层两端应可靠接地。H、电压二次回路整体通电检验，进行这一步检验时首先应保证可靠断开至PT二、三次绕组的连线，并量取各相间、芯间应无短路或接地现象。通电时各相通入不同的电压值，然后根据图纸到各个用到该电压的设备端子量取电压值。2、电流互感器及其回路的检验：A、了解并记录互感器的安装方向，一次极性端安装在母线方向还是线路方向。B、了解并记录互感器一、二次是否有抽头、抽头的连接方式。C、检验电流互感器的变比、伏安特性、及极性，每个二次绕组的准确等级、直流电阻、对地绝缘及绕组间绝缘。D、了解并记录互感器二次线圈分布，根据图纸检查各个CT二次侧使用组别、准确等级是否正确(准确等级不能用错，因为计量、测量准确等级一般为0.5及以下，伏安特性较低容易饱和，这样在发生短路故障时，由于CT饱和可能造成保护误动、拒动)，电流互感器在特定安装方向下是否存在保护死区（如母差保护所用绕组同线路保护所用绕组应使两种保护的保护范围有重叠）E、根据定值单所载变比及一次抽头的连接方式，检查各个CT二次侧使用变比是否正确。F、检查电流互感器二次接线盒内所有端子及其