GIS與油氣套管直連的主變預(yù)試技術(shù)

1、GIS與油氣套管直連的與油氣套管直連的主變預(yù)試技術(shù)主變預(yù)試技術(shù) 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(shí)例實(shí)例 3、GIS出線方式對主變預(yù)防性試驗接線的影響出線方式對主變預(yù)防性試驗接線的影響 4、接地刀閘對主變試驗項目和結(jié)果的影響、接地刀閘對主變試驗項目和結(jié)果的影響 5、結(jié)論及建議、結(jié)論及建議1、GIS概述概述 氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（Gas Insulated Metal-enclosed

2、Switchgear,以下簡稱為GIS），它將斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)、母線、避雷器、互感器等主要元件封閉于接地的金屬殼體內(nèi)，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(nèi)導(dǎo)系統(tǒng)、接地系統(tǒng)、連接機(jī)構(gòu)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(diǎn)：具有體積小，占地面積少，維護(hù)工作量小，使用壽命長（一般為30年），使用可靠性高的優(yōu)點(diǎn)。SF6氣體為惰性氣體，無火災(zāi)危險；內(nèi)部設(shè)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(nèi)，對電磁和靜電實(shí)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(nèi)變電站廣泛應(yīng)用，目前，隨著火電廠機(jī)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(cè)出線，往往因為室內(nèi)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(shè)備安裝后的交接試驗及以后的定期預(yù)試工作帶來不便。本文結(jié)合陜西彬長電廠主變高壓出線與GIS的連接特點(diǎn)對主變預(yù)試方法進(jìn)行探討，與大家共享。2、彬長電廠、彬長電廠GIS實(shí)例實(shí)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(jī)容量2X630MW+4X1000MW，一期工程2X630

4、 MW燃煤空冷機(jī)組于2009年9月投產(chǎn)發(fā)電。兩臺機(jī)均以發(fā)電機(jī)變壓器組單元接線接入廠內(nèi)750kV配電裝置，采用3/2斷路器接線，構(gòu)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(guān)設(shè)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(cè)套管通過封閉母線與發(fā)電機(jī)相連，高壓側(cè)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(shè)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(shè)隔離開關(guān)。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(shè)計。 該廠自2009 年9月投運(yùn)以來，GIS系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定可靠，未出現(xiàn)過設(shè)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(cè)出線電壓互感器3.GIS出線方式對主變預(yù)防性試出線方式對主變預(yù)防性試驗接線的影響驗接線的影響3.13.1相關(guān)規(guī)程對變壓器試驗的規(guī)定相關(guān)規(guī)程對變壓器試驗的規(guī)定電力設(shè)備預(yù)防性試驗

6、規(guī)程（DL/T 596-1996）、 輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（DL/T 393-2010）大唐集團(tuán)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)電力設(shè)備交接和預(yù)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(jìn)行一次，主要項目有繞組直流電阻、絕緣電阻、繞組絕緣介質(zhì)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(jié)構(gòu)的對試驗接線的影響出線結(jié)構(gòu)的對試驗接線的影響 由于主變高壓側(cè)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(cè)引線進(jìn)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(cè)繞組試驗方法。 以1號主變?yōu)槔寒?dāng)1 號

7、發(fā)-變組檢修時，檢修的安全措施是斷開發(fā)電機(jī)滅磁開關(guān)及廠高變低壓側(cè)開關(guān)，拉開主變高壓側(cè)隔離開關(guān)716，合上主變高壓側(cè)接地刀閘7167， 在發(fā)電機(jī)出口、廠高變低壓側(cè)開關(guān)處裝設(shè)接地線。因主變高壓側(cè)電壓互感器無隔離開關(guān)，還需斷開其二次側(cè)空氣開關(guān)。對主變高壓側(cè)進(jìn)行電氣預(yù)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(zhuǎn)接(接地刀閘結(jié)構(gòu)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(shè)計、制造時，接地刀閘底座與GIS殼體之間設(shè)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(nèi)部導(dǎo)體，用于主

8、回路電阻的測量，斷路器機(jī)械特性的檢測。主變試驗時，可把主變高壓側(cè)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(diǎn)加入變壓器高壓側(cè)。對隔離開關(guān)而言，當(dāng)氣室中一側(cè)帶電而另一側(cè)懸空時，懸空側(cè)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(jìn)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(dāng)于將安全措施再擴(kuò)大一個范圍：將斷路器7510和7511 斷開 ，拉開隔離開關(guān)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(cè)與出線之間未裝設(shè)隔離開關(guān)，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(jìn)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(shí)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(jié)果接地刀閘對主變試驗項目和結(jié)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(cè)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(dǎo)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(yù)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(yùn)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(yù)-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(dá)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(yùn)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(shí)地反映主變高壓繞組的直流電阻。基于這一現(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(zhǔn)，也無法準(zhǔn)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(zhuǎn)接，第二種是通過主變中性點(diǎn)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(yuǎn)低于主回路的實(shí)際值。這是因為通過接地刀閘對主變高壓繞組進(jìn)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(jī)構(gòu)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(shí)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(shè)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(shè)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(cè)中性點(diǎn)接線進(jìn)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(yù)試時可不進(jìn)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(dāng)對主變進(jìn)行介損測試時

14、，試驗電壓為10kV，測試高壓繞組介損時應(yīng)將被試?yán)@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(shè)計，不能采用常規(guī)方法進(jìn)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(fù)為正常運(yùn)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(diǎn)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(jié)論及建議結(jié)論及建議5.1 GIS直接連接的變壓器預(yù)試時可進(jìn)行高壓側(cè)繞組直流電阻測量，但對數(shù)據(jù)應(yīng)進(jìn)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(cè)繞組相關(guān)試驗應(yīng)按照預(yù)試規(guī)程執(zhí)行。5.3 變壓器高壓側(cè)油氣套管的介損測試是可行的，應(yīng)按照預(yù)試規(guī)程執(zhí)行。5.4 變壓器預(yù)試時高壓側(cè)繞組絕緣電阻、直流泄漏及介損試驗可不進(jìn)行。5.5 電廠新建GIS在設(shè)計、訂貨時，嚴(yán)格執(zhí)行防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點(diǎn)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