手动旁路运行中高压变频器绝缘测试危险点分析

王义平，崔乘亮，黄春伟

(1.广州华润热电有限公司，广东 广州 511455;2.广州智光电气股份有限公司，广东 广州 510760)

1 引言

随着节能意识的提高，高压变频技术在火电厂6kV系统的水泵和风机类负载中得到广泛应用。高压变频器主要由移相变压器(干式变压器)、功率单元、旁路系统、控制系统构成，其中功率单元和控制系统由大量的电子元器件构成，当高压变频器出现故障，其变频功能需退出运行时，为满足火电厂连续生产的要求，高压变频器可以转入旁路工频运行，此时移相变压器处于备用状态，根据现有相关变压器运行规程，备用状态的移相变压器需定期进行绝缘检查。本文将根据火电厂6kV手动旁路高压变频器现场实际情况，在移相变压器绝缘检查中存在的短间隙放电和人员触电风险进行阐述。

2 手动旁路及运行特点

高压变频器旁路系统根据切换设备及特点的区别，分手动旁路和自动旁路。在火电行业设计中，重要辅机均为双侧均衡配置，单侧辅机故障后如果运行方式调整恰当，机组仍能稳定运行，手动旁路可以满足生产工艺要求，此外手动旁路投资成本相对较低，根据国内几家高压变频器设备配置统计，大部分用户选择手动旁路方案[1]。火电厂常用的手动旁路高压变频器系统主接线方式如图1所示。

图1 6kV手动旁路高压变频器系统主接线

手动旁路高压变频器在旁路工频运行时，K1刀闸断开，K2刀闸合于工频位置。电气一次接线如图2所示，此时高压变频器的移相变压器TM、功率单元系统退出运行，转入备用状态。

图2 工频运行时高压变频器的一次接线图

手动旁路的高压变频器6kV进线电源刀闸为K1，K1刀闸只带有普通的隔断功能。以6kV手动旁路高压变频器中普遍使用的GN19－10型刀闸为例，其外观设计(侧面)如图3所示。相关规程要求:刀闸断口两侧距离设计要求不小于150mm[2]，而多数刀闸的实际设计距离就以150mm为标准，以某火电厂10台手动旁路高压变频器为例，其刀闸断口两侧现场实测为145～160mm。

3 移相变压器绝缘测试

3.1 旁路运行时移相变压器绝缘测试要求

《配电变压器运行规程》DL/T 1102－2009和《电力变压器运行规程 》DL/T 572－2010规定干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮[3，4]。高压变频器使用旁路工频运行时，其移相变压器处于停运状态，按照规程要求，需要定期对移相变压器进行绝缘检查。

图3 GN19－10型刀闸设计图(局部)

移相变压器绝缘检查的主要工作为移相变高压侧对低压侧、铁芯及地的绝缘测试。根据高压变频器的构造，现场测试位置一般在移相变压器附近，测试仪器的高压引线接至移相变压器高压侧绕组上，如图4所示。

图4 移相变压器高压侧绝缘测试示意图

3.2 仪器试验电压等级选择

在变压器绝缘测试的相关规定中，《电力设备预防性试验规程》DL/T 596－1996、南方电网有限公司企业标准《电力设备预防性试验规程》Q/CSG114002－2011要求绕组、铁芯绝缘电阻采用2500V或5000V兆欧表[5，6]，大唐集团公司企业标准《电力设备交接和预防性试验规程》Q/CDT－2005、华北电网有限公司企业标准《电力设备交接和预防性试验规程》Q/HBW14701－2008绕组绝缘电阻和吸收比采用2500V及以上兆欧表[7，8]。

4 刀闸断口电压差计算

对多数大中型火电厂的6kV电源系统，均为中性点经小电阻接地方式，以常见300MW机组为例，6kV系统中性点经40Ω电阻直接接地。手动旁路的高压变频器移相变绝缘测试中，如果高压变频器旁路工频运行，则移相变压器高压侧绕组绝缘测试的等效图见图5。

图5 工频运行时移相变压器绝缘测试等效电路图

厂用6kV电源系统电压正常运行范围为6.0～6.3kV，以6.3kV计算，K1刀闸带电侧(6kV电源侧)电压有效值U1和峰值U2为:

根据相关标准要求，6kV等级电气设备绝缘测试如果使用5kV电压等级试验仪器，则变频器工频运行时，K1刀闸断口两侧的峰值电压为:

Umax=5.14+5.0=10.14kV

其中，绝缘测试中K1刀闸断口两侧的电压分布如图6所示。

图6 K1刀闸断口两侧电压分布

5 绝缘测试风险分析

5.1 相关规定对安全距离的规定

《电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分》GB 26860－2011中规定:6kV电压等级无防护状态(常规)安全距离是 0.7m，有防护是0.35m[9]。而在高压变频器移相变绝缘测试时，刀闸断口有效距离约仅为150mm，但电压差峰值高达10.14kV。《10kV及以下变电所设计规范》GB 50053－2013、《电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》GB 50149－2010规定额定电压6kV电压等级设计:室内、室外配电装置的带电部分至接地部分之间安全净距离分别为100mm、200mm[10，11]。

5.2 短间隙交流放电特性

由气隙放电理论可知，大气的压力、温度、湿度等条件都会影响气隙的击穿电压。海拔高度升高，空气密度降低，气压降低空气间隙的交流放电电压降低[12，13]。研究表明:在海拔为 0 ～2850m 之间，放电电压下降速度最快[14]。空气相对湿度对气隙放电电压也有明显影响，湿度不仅直接影响间隙的放电电压，而且对放电电压随空气密度的变化趋势也有明显影响[15]。

以某发电厂6kV共箱母线事故案例为例:该厂6kV共箱母线三相母线排之间各相中心线的设计距离为220mm，每相母线由两块截面积10mm×100mm的铜排并联构成，母线排分段连接处使用螺栓连接，现场实测三相母线排之间的最小距离为155mm(母线排分段连接处的螺栓间距)。在2011年至2012年间，该厂六组6kV共箱母线中，有三组先后发生了母线排相间放电短路的事故，其原因故障原因为:该厂地处南方沿海区域，逢持续降雨季节，由于共箱母线的密封性能不良，导致箱内空气的湿度很大(仪器监测显示湿度大于95%)，潮湿空气在高电压的作用下开始游离，空气的绝缘性能下降，共箱母线内发生局部闪络放电并发展为贯穿性放电，弧光引发三相短路[16]。

高压变频器目前的冷却方式一般分为三种:风道开放式冷却、空调密闭冷却、空水冷密闭冷却。为降低高压变频器冷却系统的能耗，不少用户采用移相变压器柜和功率单元柜隔离分段冷却的方式，即功率单元柜、控制柜空调密闭冷却，移相变压器柜、旁路刀闸柜风道开放式冷却，开放式冷却方式将房间墙壁开通风孔，通风孔仅装设普通滤网净化进气，在运行环境的湿度控制方面，就等同于将旁路柜隔离刀闸置于户外。

手动旁路高压变频器K1刀闸断口间150mm的短间隙在交流6kV电压下，如果海拔或者空气湿度达到一定条件，就可能发生放电。交流6.3kV电源的峰值电压U3计算为:

U3小于K1刀闸绝缘测试中断口两侧峰值电压10.14kV，即使测试人员选择2500V电压等级的仪器进行绝缘测试，K1刀闸断口峰值电压也达到7.64kV，仍然存在间隙放电的可能，有导致人员触电的风险。

6 结语

手动旁路的高压变频器旁路工频运行时，旁路柜刀闸K1由于断口距离受限，移相变压器绝缘测试中存在放电的风险。为确保测试人员和设备的安全，对使用手动旁路高压变频器的企业，提出以下两条建议:

(1)高压变频器在旁路工频运行时，移相变压器应视为带电设备，禁止进行测试绝缘。

(2)在移相变压器高压侧绕组绝缘测试时，必须确认6kV电源开关已经断开并在分离(检修)位置、变频器进线电源K1刀闸已经断开后才能进行。

[1]赵镇.高压变频器手动旁路方式与自动旁路方式应用的比较[J].变频器世界，2010(5):92－94.

[2]GB 1985－2004.高压交流隔离开关和接地开关[S].

[3]DL/T 1102－2009.配电变压器运行规程[S].

[4]DL/T 572－2010.电力变压器运行规程[S].

[5]DL/T 596－1996.电力设备预防性试验规程[S].

[6]南方电网有限公司.Q/CSG114002－2011.电力设备预防性试验规程[Z].

[7]大唐集团公司.Q/CDT－2005.电力设备交接和预防性试验规程[Z].

[8]华北电网有限公司.Q/HBW14701－2008.电力设备交接和预防性试验规程[Z].

[9]GB 26860－2011.电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分[S].

[10]GB 50149－2010.电气装置安装工程母线装置施工及验收规范[S].

[11]GB 50053－2013.10kV及以下变电所设计规范[S].

[12]朱德恒，严璋主编.高电压绝缘[M].北京:清华大学出版社，1992.

[13]GB 311.1－1997.高压输变电设备的绝缘配合[S].

[14]孙才新，蒋兴良，司马文霞，等.海拔4000m以上短间隙交流放电特性及电压校正[J].电机工程学报，2002(10):116－120.

[15]徐勇，汪霄飞，朱英浩，等.大气条件对空气间隙放电特性的影响及其数值解析式[J].电工技术学报，2007(4):21－25.

[16]广东电网公司电力科学研究院.华润南沙电厂“4.13”启备变跳闸故障分析[R].广东电力技术监督，2012(4).