利用主变感应升压方式对GIS进行交流耐压试验

2016-06-16王基清

综合智慧能源 2016年3期

关键词：防范措施

王基清

(云南华电鲁地拉水电有限公司，云南宾川　671211)

利用主变感应升压方式对GIS进行交流耐压试验

王基清

(云南华电鲁地拉水电有限公司，云南宾川671211)

摘要：云南华电鲁地拉水电有限公司#5发电机变压器组在投产前，零起升压过程中六氟化硫封闭式组合电器(GIS)发生击穿放电，对事故原因进行了分析，通过试验方案比选，确定处理后的加压部位和试验标准。经过解体检查，确认事故直接原因为安装过程中未严格执行工艺流程，粉尘异物未能清理彻底，并提出了防范措施。

关键词：主变压器；感应升压；封闭式组合电器；交流耐压试验；防范措施

1情况概述

云南华电鲁地拉水电有限公司(以下简称鲁地拉水电公司)地下引水式厂房布置在金沙江右岸，装有6台360 MW立轴半伞式水轮发电机组，机组出口设有断路器，发电机与主变压器采用联合单元接线，经地下六氟化硫封闭式组合电器(GIS)与交联电缆引接至地面GIS，采用500 kV一级电压接入云南电网，在满足云南电力需求的同时，还参与“云电外送”。主接线采用3/2断路器接线。地下GIS交流耐压试验因受场地空间限制，只能在出线平台加压，经过高压电缆进行试验。

2014年7月，#5发电机投产前，在带主变压器零起升压试验过程中，机组电压升至17 kV时，#5主变压器差动保护动作，跳开#5发电机051断路器，发电机空载运行正常，放电击穿瞬间伴有强烈的异响，现场检查时空气中弥漫着刺鼻异味。对故障录波图进行详细分析，初步判断故障点在#5主变压器B相差动保护电流互感器内侧。

2处理及试验

打开#5主变压器B相高压侧GIS气室隔离开关盖板，发现隔离开关下端盆式绝缘子及导体存在对GIS外壳放电后的碳化痕迹，如图1所示。对#5发电机变压器组(以下简称发变组)单元设备进行常规检查试验及色谱分析，未发现异常。

图1　击穿故障点

组织项目监理、施工、设计方及GIS、高压电缆、主变压器生产厂家代表与鲁地拉水电公司相关人员召开专题会议讨论，确定更换该气室隔离开关，并进行交流耐压试验以检验设备绝缘性能。

2.1加压点确定

方案1为在出线平台外施高压的方式进行耐压试验，如图2所示。

方案2为利用主变压器感应升压的方式进行耐压试验，如图3所示。

2.2加压方案比选

(1)方案1采用出线平台外施高压耐压的方式，其优点为主变压器B相不参与交流耐压试验，其缺点为试验电压低，高压电缆重复耐压，需向电网申请龙鲁线停电，造成非计划停运，影响龙开口及该电站的送出；需拆、接线路与高压出线套管之间的过渡连接线，抢修工期长，电网的可靠性降低；需使用汽车吊来搬运试验设备，安全风险高。汽车吊租用及电费等合计853.44万元。

(2)方案2利用主变压器感应升压的方式进行耐压试验，其优点为避免非计划停运，抢修工期短；不需要拆、接引线，安全风险低；当试品击穿时，击穿电流小，失去谐振条件，高电压也立即消失，电弧即刻熄灭，不会出现任何恢复过电压，被试品得到有效保护。其缺点为试验电压略低；试验时间短；主变压器B相重复耐压。试验费用及电费合计291.48万元。

图2　出线平台外施高压方式

图3　主变压器感应升压方式

2.3方案及试验电压确定

在费用方面，方案2可间接减小经济损失561.96万元。

在电压确定方面，根据GB 50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》规定[1]，安装交接试验电压为出厂试验电压值的80%，即80%×740 kV=592 kV。方案1电缆试验电压为510 kV，方案2主变压器感应耐压值为539.8 kV，2个方案的试验电压最初均遭到高压电缆、主变压器生产厂家的拒绝。

综合上述2个方案比选，经参会人员充分讨论及主变压器厂家的同意，确定采用方案2为最终试验方案，试验电压为476 kV，进行老练净化试验。

2.4试验设备及被试品参数

试验设备及测量仪器型号参数见表1，被试品参数见表2，GIS电容为840 pF。

2.5试验参数估算[2]

2.5.1铁损的估算

表1　试验设备及测量仪器型号参数

{(50/200)×476/317}1.9×76=108.3 kW，

式中：P0为试验频率下的铁损，kW；fn为变压器额定频率，50 Hz；fs为试验设备的输出频率，200 Hz；ks为试验电压与额定电压的比值；P0′为额定频率下的铁损，kW；m为系数，对冷轧硅钢片取1.6，对热轧硅钢片取1.3；n为系数，对冷轧硅钢片取1.9，对热轧硅钢片取1.8。

2.5.2容性无功功率估算

Qc=ωCU2=2×3.14×200×(5 600+

840)×10-12×(476×103)2÷1 000=

式中：Qc为容性无功功率；ω为试验时角频率；C为被试品的电容(由变压器和GIS的电容量组成)；U为试验电压，476 kV。

2.5.3视在功率

根据计算，励磁变压器、补偿电抗器额定电压Ue=35 kV，Us

根据表1可知，试验设备容量为300+1 000+1 050=23 500 (kV·A)，试验设备容量大于试验所需的视在功率，故整套电源装置完全满足试验需要。

2.6隔离开关更换[3-5]

(1)按照厂家及ZF8-550断路器安装工艺要求更换隔离开关。

(2)支架与地脚螺栓紧固及接地线连接后，手动分、合闸操作隔离开关和接地开关，检查机构是否灵活，在合闸位置测量接触电阻，连接主变压器高压套管与GIS导体，测量带主变压器绕组的直流电阻，分析比较2个阻值是否与出厂值和安装值相近。

(3)抽真空，充气，静止48 h后，对SF6气室进行定量检漏、微水及成分测量，合格后进行交流耐压试验。

2.7交流耐压试验

试验接线如图4所示。图中：M为电动机；F为发电机；B为励磁升压变压器；L为补偿电抗器；T为主变压器。

图4　试验接线示意

交流耐压试验加压时间顺序如图5所示。

图5　交流耐压试验加压时间顺序

采取以下安全措施。

(1)拉开50056隔离开关，合上500560接地开关。

(2)将#5主变压器B相中性点、高压侧及GIS段电流互感器二次绕组短路接地，将#5主变压器高压侧带电显示器进线端短路接地。

(3)拆除#5主变压器低压侧软连接，根据现场情况布置试验设备，选择额定电流大于400 A的断路器为试验电源开关。

(4)试验现场设置安全围栏，并向外悬挂“止步，高压危险”标示牌，四周派专人看守。

2.8升压试验

试验负责人检查确认试验接线、表计倍率是否满足试验要求。预升压至50 kV，观察电压、电流的变化情况，防止发生突变现象。缓慢升压至254 kV电压，进行老练净化，时间为10 min，360 kV老练净化5 min，400 kV继续老练净化1 min，最后升到476 kV进行耐压试验1 min。试验中未发生电流、电压突变和击穿、闪络现象,耐压试验一次通过，证明设备绝缘性能良好。

3故障原因分析

设备返厂后，对隔离开关进行解体检查。

(1)打开包装盖板，隔离开关壳体内存在白色粉末，用吸尘器、杜邦纸清理内部，手动分、合隔离开关、接地开关，检查动静触头对中情况完好。

(2)拆除接地开关进行检查，接地开关装配符合技术要求，动触头表面摩擦痕迹均匀。

(3)拆除现场放电的盆子，检查隔离开关动、静触头接触良好。

(4)对壳体放电喷溅部位进行清理、检查，盆子熏黑部位无凹陷、突起，光滑平整。

(5)用杜邦纸蘸取专业清洗剂清洗盆子，清洗完后盆子表面应光滑、干净，X光探伤试验合格，清理干净的盆子在0.3 MPa气压下进行740 kV耐压及局部放电试验合格。

(6)经解体检查，确认此次放电故障不是因产品结构不当造成。

气室中如果存在粉尘异物，就有可能发生绝缘故障。该种原因导致绝缘故障具有一定的随机性，并且和粉尘类型有很大关系。由于装配时未清洁彻底，运行过程中导体的磨损及振动而产生粉尘异物。粉尘异物在电动力场及气流场的作用下进行移动，这种移动会破坏设备的绝缘水平。

试验范围存在死区，主要存在以下错误。

(1)本应在主变压器感应耐压试验和#5，#6主变压器联合单元间隔试验结束后，连接主变压器高压侧套管与GIS导体，施工方未按照工艺流程施工。

(2)在进行#5，#6主变压器联合单元间隔试验时，在未断开主变压器高压侧套管与GIS导体的情况下，采用断开50056隔离开关的方式隔离主变压器进行试验，导致主变压器高压侧GIS未进行耐压试验。