GIS與油氣套管直連的主變預試技術

1、GIS與油氣套管直連的與油氣套管直連的主變預試技術主變預試技術 西北所：張建丁西北所：張建丁 聯(lián)系電話：聯(lián)系電話：1851551697018515516970 QQ QQ：19854676071985467607 20152015年年9 9月月目目 錄錄 1、GIS概述概述 2、彬長電廠、彬長電廠GIS實例實例 3、GIS出線方式對主變預防性試驗接線的影響出線方式對主變預防性試驗接線的影響 4、接地刀閘對主變試驗項目和結果的影響、接地刀閘對主變試驗項目和結果的影響 5、結論及建議、結論及建議1、GIS概述概述 氣體絕緣金屬封閉開關設備（Gas Insulated Metal-enclosed

2、Switchgear,以下簡稱為GIS），它將斷路器、隔離開關、接地開關、母線、避雷器、互感器等主要元件封閉于接地的金屬殼體內，充以具有優(yōu)良絕緣特性和滅弧性能的SF6氣體（六氟化硫）。GIS主要由八大系統(tǒng)組成，即內導系統(tǒng)、接地系統(tǒng)、連接機構系統(tǒng)、SF6氣體系統(tǒng)、底架/支架系統(tǒng)、平臺系統(tǒng)、二次控制系統(tǒng)、電線管組成（如圖1所示）。 圖1 GIS主要系統(tǒng)組成 GIS特點：具有體積小，占地面積少，維護工作量小，使用壽命長（一般為30年），使用可靠性高的優(yōu)點。SF6氣體為惰性氣體，無火災危險；內部設備不受海拔、污穢、鹽物等外界條件影響。因帶電部分全封閉在金屬殼體內，對電磁和靜電實現(xiàn)屏蔽，不會產(chǎn)生電磁及無

3、線電干擾等問題，所以GIS在水電站、城市地下或室內變電站廣泛應用，目前，隨著火電廠機組容量增大，出線采用750KV乃至1000KV電壓等級，由于室外布置空間所限或污穢等級原因，也開始采用GIS。對于主變高壓側出線，往往因為室內或室外布置空間所限，GIS與變壓器高壓套管連接普遍采用油氣套管，給設備安裝后的交接試驗及以后的定期預試工作帶來不便。本文結合陜西彬長電廠主變高壓出線與GIS的連接特點對主變預試方法進行探討，與大家共享。2、彬長電廠、彬長電廠GIS實例實例 大唐彬長發(fā)電廠位于陜西省咸陽市長武縣煤電工業(yè)園，屬大型坑口火力發(fā)電廠，規(guī)劃裝機容量2X630MW+4X1000MW，一期工程2X630

4、 MW燃煤空冷機組于2009年9月投產(chǎn)發(fā)電。兩臺機均以發(fā)電機變壓器組單元接線接入廠內750kV配電裝置，采用3/2斷路器接線，構成兩個完整串。配電裝置采用戶外GIS，一期750kV兩回出線接入乾縣750kV變電站。該廠1號主變出線電氣接線方式如圖2所示。 圖2 彬長電廠1號主變出線電氣接線簡圖 該廠GIS型號為：ZFW8A-800(L)(G)/Y5000-50氣體絕緣金屬封閉開關設備，生產(chǎn)廠家為西安西開高壓電氣股份有限公司，GIS母線(包括主母線和分支母線)為離相式封閉母線。主變型號為：DFP-240000/800，額定電壓：800/22kV，接線組別：Ynd11；生產(chǎn)廠家：天威保變。變壓器低

5、壓側套管通過封閉母線與發(fā)電機相連，高壓側通過德國HSP油氣套管和GIS直接相連。每臺主變出線回路上裝設一組750kV電壓互感器（電磁式）和避雷器，電壓互感器和避雷器與主變出線之間均未裝設隔離開關。GIS與主變連接外形布置見圖3、4、5所示。GIS所有元件的檢修周期按不小于20年設計。 該廠自2009 年9月投運以來，GIS系統(tǒng)運行穩(wěn)定可靠，未出現(xiàn)過設備異常情況。圖3 主變出線GIS全景圖4 主變油氣套管部分圖5 主變高壓側出線電壓互感器3.GIS出線方式對主變預防性試出線方式對主變預防性試驗接線的影響驗接線的影響3.13.1相關規(guī)程對變壓器試驗的規(guī)定相關規(guī)程對變壓器試驗的規(guī)定電力設備預防性試驗

6、規(guī)程（DL/T 596-1996）、 輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（DL/T 393-2010）大唐集團公司企業(yè)標準電力設備交接和預防性試驗規(guī)程（QCDT-107001-2005）均規(guī)定：油浸式電力變壓器和電抗器例行試驗每1-3年進行一次，主要項目有繞組直流電阻、絕緣電阻、繞組絕緣介質損耗因數(shù)、繞組泄漏電流、電容型套管試驗。3.2 GIS3.2 GIS出線結構的對試驗接線的影響出線結構的對試驗接線的影響 由于主變高壓側是通過油氣套管與GIS相連接，不可能像架空線連接的主變那樣打開各側引線進行試驗，電廠專業(yè)人員就參照GIS測量主回路電阻的思路，探索主變高壓側繞組試驗方法。 以1號主變?yōu)槔寒? 號

7、發(fā)-變組檢修時，檢修的安全措施是斷開發(fā)電機滅磁開關及廠高變低壓側開關，拉開主變高壓側隔離開關716，合上主變高壓側接地刀閘7167， 在發(fā)電機出口、廠高變低壓側開關處裝設接地線。因主變高壓側電壓互感器無隔離開關，還需斷開其二次側空氣開關。對主變高壓側進行電氣預防性試驗(如測試其直流電阻、介損)時，試驗接線必須通過接地刀閘底座轉接(接地刀閘結構見圖6、圖7)。圖6 接地刀閘外形圖圖7 接地刀閘殼體與GIS殼體之間短接銅板 GIS在設計、制造時，接地刀閘底座與GIS殼體之間設置絕緣隔板，接地刀閘觸頭與GIS殼體之間也是絕緣的，拆開GIS殼體之間接地銅板后，可以將試驗電壓、電流引入到內部導體，用于主

8、回路電阻的測量，斷路器機械特性的檢測。主變試驗時，可把主變高壓側接地刀閘7167 的接地板打開，試驗電壓（或電流）通過接地刀閘底座和主變中性點加入變壓器高壓側。對隔離開關而言，當氣室中一側帶電而另一側懸空時，懸空側則有一定的電位，這種懸浮電位不但影響測試精度，更危及測試人員的安全，這就必須合上75167接地刀閘。因此，在進行試驗接線時，要先合上75167接地刀閘，再將71617接地刀閘的短路連接板打開。合上75167接地刀閘，相當于將安全措施再擴大一個范圍：將斷路器7510和7511 斷開 ，拉開隔離開關75101和75112，再合上接地刀閘751017和751127，只有這樣，安全措施才算正

9、確完備。 電壓互感器為電磁式，其高壓側與出線之間未裝設隔離開關，無法與主變隔離，況且一次繞組尾端經(jīng)過端子接地，耐壓水平為2kV，無法進行繞組泄漏電流試驗。即使打開可以測量絕緣電阻，試驗數(shù)據(jù)也不能真實地反映主變高壓繞組的絕緣狀況。圖8 電壓互感器一次繞組尾端接線端子4.接地刀閘對主變試驗項目和結果接地刀閘對主變試驗項目和結果的影響的影響4.1 4.1 對主變直流電阻試驗的影響對主變直流電阻試驗的影響 變壓器的直流電阻試驗是變壓器的一個定期試驗項目，在變壓器的直流電阻測試中，由于主變的高壓側通過油氣套管與GIS連接，試驗電流也須從接地刀閘底座加入，要帶上一段GIS母線，測出的直流電阻是接地刀閘與母

10、線的接觸電阻、GIS母線導體回路電阻 、母線接頭間的接觸電阻與變壓器繞組直流電阻之和。表1為彬長電廠1主變交接時不帶GIS母線、2010年、2011年和2012年預試時GIS母線后的直流電阻值與主變出廠試驗時繞組直流電阻值的比較。表表1 1 主變繞組直流電阻比較表主變繞組直流電阻比較表相別（運行檔位）出廠值（不帶GIS母線75）/交接試驗（不帶GIS母線75）/2010.9.27（帶GIS母線75）/）2011.7.15（帶GIS母線75）/）2012.10.13（帶GIS母線75）/）與出廠值最大互差A-N742.6726.4744.1721.1733.22.89%B-N742.5726.4

11、748.2715.1734.33.69%C-N739.5726.5743.1713.7735.73.49% 從表1可以看出：帶上一段GIS母線后，測出的直流電阻值均比交接時有時小，沒有一定的規(guī)律可循。查2011.7.15所測數(shù)據(jù)比出廠值減小，差值達到3.69%，超過歷次值相差不大于2%的規(guī)定，但變壓器油色譜分析、各項運行參數(shù)均無異常，因此可以判定為測量誤差引起，測量值未真實地反映主變高壓繞組的直流電阻?；谶@一現(xiàn)象，即使把第一次帶GIS母線后的直流電阻作為以后試驗時的基準，也無法準確地判斷出是變壓器繞組本身的問題，還是母線接頭接觸不良造成的 ，因此，變壓器高壓繞組直流電阻測量值僅能記錄和參考。

12、4.2 4.2 對絕緣電阻和泄漏電流測試的影響對絕緣電阻和泄漏電流測試的影響 在測試主變高壓絕緣電阻時，有兩種接線方法。第一種是試驗電壓通過接地刀閘轉接，第二種是通過主變中性點接入。第一種接線由于接地刀閘在罐體處（包括電壓互感器高壓線圈尾部接地端子處）的對地絕緣電阻比主回路的絕緣電阻低得多，故最終的測試值往往遠低于主回路的實際值。這是因為通過接地刀閘對主變高壓繞組進行絕緣電阻試驗時，測試值包含五個部分：主回路絕緣電阻 、接地刀閘套管絕緣電阻 、接地刀閘動觸頭拐臂機構對地的絕緣電阻、電壓互感器一次繞組尾端端子板的絕緣電阻、避雷器對地絕緣電阻。第二種接線雖然可以斷開接地刀閘排除其絕緣低的影響，但仍

13、然存在電壓互感器高壓線圈尾部接地端子處絕緣的影響。兩種方法絕緣電阻測量值都不能真實地反映主變高壓繞組的絕緣電阻。 另外，彬長電廠GIS接地刀閘與罐體處的絕緣水平按工頻1min耐壓5kV(有效值)設計、電壓互感器一次繞組尾端端子板的絕緣電阻工頻1min耐壓2kV(有效值)設計，而主變絕緣電阻最高試驗電壓可為5000V，泄漏電流試驗電壓為60kV，所以，通過接地刀閘或高壓側中性點接線進行絕緣電阻和泄漏電流試驗的方法是不可行的。因此，GIS直連主變預試時可不進行高壓繞組絕緣電阻和泄漏電流試驗。4.3 4.3 對主變繞組介損及油氣套管測試的影響對主變繞組介損及油氣套管測試的影響 當對主變進行介損測試時

14、，試驗電壓為10kV，測試高壓繞組介損時應將被試繞組短接，以避免因繞組電感的影響而造成其端部和尾部電位相差較大，影響測量的精確度。鑒于高壓套管只能通過接地刀閘短接，且電廠GIS接地刀閘與罐體處的絕緣水平按工頻1min耐壓5kV(有效值)設計，不能采用常規(guī)方法進行主變套管的介損試驗。可以將電壓互感器一次繞組尾端恢復為正常運行接線方式，拉開主變出口刀閘716和接地刀閘7167，在主變中性點處施加10kV交流試驗電壓，這樣等于給油氣套管高壓端加壓，通過小套管測量其介損、電容量。因高壓繞組與電壓互感器高壓線圈連在一起，電壓互感器高壓線圈尾端接地，雖然可以施加交流電壓，但無法采用介損電橋反接線法來測量高壓繞組的介損。5 結論及建議結論及建議5.1 GIS直接連接的變壓器預試時可進行高壓側繞組直流電阻測量，但對數(shù)據(jù)應進行分析，與歷次、出廠值比較綜合判斷，測試值僅做記錄、參考。5.2 變壓器低壓側繞組相關試驗應按照預試規(guī)程執(zhí)行。5.3 變壓器高壓側油氣套管的介損測試是可行的，應按照預試規(guī)程執(zhí)行。5.4 變壓器預試時高壓側繞組絕緣電阻、直流泄漏及介損試驗可不進行。5.5 電廠新建GIS在設計、訂貨時，嚴格執(zhí)行防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求（國家能源局2014 161號文）第13.1.7條“為便于試驗和檢修，G