论文部分内容阅读
摘 要：本文简要介绍了110kV变电站母联开关停电预防性试验的测试方法、试验中常见的问题以及相应的处理方法，并对实际开展110kV母联开关间隔预试工作中遇到的一些典型案例进行了分析。
关键词：母联；预防性试验；绝缘；110kV
1 引言
在电网正常运行方式下，110kV及以上等级变电站内110kV母联开关长期处于热备用状态，其投入运行时间短，操作较少。但它在故障时起着至关紧要的作用，当出线间隔断路器故障时，可使故障断路器所在线路接入一条空母线，由母联开关串代运行。若其出现故障将无法完成故障间隔隔离及负荷转移的操作，严重影响电网运行可靠性。通过停电预试可以發现母联间隔开关和电流互感器的绝缘缺陷，对母联间隔状态评估及电网的安全运行起重要作用。本文主要对110kV母联间隔停电预试中典型的技术问题进行探讨。
2 110kV母联间隔停电预试工作的技术分析
2.1 开关试验
开关回路电阻试验能检查开关静触头和动触头的接触是否良好，是否存在氧化膜导致接触面在运行过程发热。因发热加速氧化过程，使温度进一步升高，将会影响断路器内部的绝缘。此试验能及时发现设备存在的安全隐患，防止重大电力事故的发生。断路器回阻测试一般采用向其导电回路注入100A的直流电流，通过加在开关两端的电压降测试出回路电阻，现场试验接线图如图1所示。
图1.回路电阻接线图
在现场工作中，回路电阻测试常遇到的问题主要有以下两点：
（1）回阻仪测试电流数值为0或无法加到100A。出现此种情况，主要有以下几种可能性：
a） 确认测试开关合闸状态，如果开关处于分闸状态，测试仪无法升流；
b） 测试仪故障，无法输出测试电流。可将电流夹短接进行测试，确认仪器能正常输出测试电流；
c）检查电流夹与导体连接是否良好，接触面是否足够。如果电流夹与导体接触不好，或者因氧化膜等原因导致接触电阻过大时，测试电流无法省至100A，测试前应对连接位置进行打磨。
（2）测试电阻测试值明显过大甚至无读数，出现此种情况，主要有以下几种可能性：
a） 开关上动静触头接触面上有氧化膜造成的回阻值过大，应在测试前对开关进行多次分合闸操作，避免开关动静出头表面氧化膜的影响。
b） 电阻测试值无读数或显示无穷大时，应检查仪器电压测试线是否断线，可将电压测试线直接短接进行测试，如测试电阻值为零，则电压测试线正常，如测试电阻值无读数或者显示无穷大时，则电压测试回路没有接通；
c） 接触电阻过大影响测试准确性，接线应按图1将电压测试回路连接到电流测试回路内测，杜绝电压与电流测试回路共用测试线夹，避免测试夹于导体的接触电阻影响测试准确性。
2.2 电流互感器试验
现110kV变电站的电流互感器多为电容式电流互感器，其中又分为干式，油浸式，六氟化硫电流互感器。根据预试规程，六氟化硫电流互感器在电气预防性试验项目上不做要求，对于110kV干式和油浸式电流互感器，停电预试项目分为绝缘测试、介损及电容量测试。测量绝缘电阻可以检测出设备绝缘是否有集中性缺陷，整体受潮或贯通性受潮。介质损耗是反映绝缘性能的基本指标之一。介损测试对电气设备的绝缘状况判断是一种传统的且十分有效的方法：
（1）设备整体绝缘能力的下降直接反映为介损增大。进一步分析可以判断绝缘下降的原因，如：绝缘受潮、绝缘油受污染、老化变质等等。
（2）对于介质电容量，如果多个电容屏中的一个或几个发生短路、断路，电容量就有明显的变化，此外，介质受潮也会导致电容量发生变化，因此电容量是电流互感器测试的一个重要参数。
电流互感器绝缘电阻测试接线如图2及图3所示。
在介损的测试过程中，对于主绝缘的tanδ及电容量通常采用正接法进行测量，如图4所示；对于末屏的tanδ及电容量通常采用反接屏蔽法进行测量，如图5所示。
在介损的测试过程中，测量结果受现场情况的影响较大，比如电场干扰，磁场干扰，空气湿度造成的外绝缘水膜，外绝缘脏污等因素影响，测试过程中接地不良等均会对测量结果产生影响。试验人员在现场作业时，如遇较潮湿天气，通常会采用清抹，干燥的方式排除干扰。
3 现场试验案例分析
（1）某次110kV干式CT的介损试验，测试时是阴天，湿度为78%。测试出的数据如表1，前一次历史测试的数据如表2：
表1 110kV干式CT的介损试验测试数据
试验人员通过此次数据与前一次历史数据的对比，发现此次数据较之前有明显变化，怀疑是由于潮湿的天气及硅橡胶裙套表面的脏污造成。随即试验人员进行清抹工作，先用洗洁精清洗，再用酒精清抹，最后用风筒吹干。清抹完毕后再次测量，三相的介损值均降至0.1%左右。
（2）某110kV变电站电流互感器试验数据如下：
根据现场测试经验，虽然tanδ没有超过《规程》规定值，但可从电容量的变化进行分析，判断检出绝缘缺陷。如上表所示，虽然油浸式电流互感器的tanδ没有超过规定值3.5%，但Cx却下降了37.6%。分析其原因，由公式C=（εS/4πkd）可推断，是因介电常数较大的油被介电常数较小的空气取代所导致的结果。经检查，该电压互感器瓷套内的油几乎流光。
（3）某110kV变电站一台油浸式电流互感器A相的测试数据如下表：
本次的介损测量值明显大于前一次的测量值，试验人员为排除表面脏污的影响，随即进行电流互感器清抹，测量数据仍没有很大变化。对于电容型的被试品一般采用不拆线的试验方式，在进行CT绝缘测试时也连同开关断口及对地的绝缘一起测试，当发现测试数据异常时再进行拆线检查。试验时临时拉开了相连接地刀闸，没有拆除互感器的一次接线，为了找出异常数据的原因，试验人员拆除了互感器两侧的一次接线，随后再次测量互感器的绝缘电阻和介损值，数据仍没有变化。试验人员随即将试验电压由10kV逐步升到最大运行相电压64kV进行测量，得出介损值为0.12，变化量超过0.3%，确认了电流互感器本体存在缺陷。在后续处理中发现由于端部结构设计密封不良，互感器内部进水积留了大量的水。
4 结语
开展停电预防性试验可以有效发现110kV母联开关及CT潜在的缺陷。试验人员在进行母联开关和CT停电试验时需要严格按照规程要求开展预防性试验及数据判断，这是保证设备安全的重要前提。同时，为了更全面开展设备的状态诊断和评估，还可结合油气化验和红外测温等手段辅助测量，综合评估母联间隔的运行状态。
参考文献
[1]GB1208-2006.电流互感器[S].
[2]燕春雨，陈志勇，高骏.电流互感器现场高压介损测量[J].
[3]JB/T5356-2002.电流互感器试验导则[S].
[4]黎斌.六氟化硫高压电器设计[M].北京：机械工业出版社，2003.
[5]周泽存，沈其工，方瑜，王大忠.高电压技术[M].中国电力出版社，2004.
关键词：母联；预防性试验；绝缘；110kV
1 引言
在电网正常运行方式下，110kV及以上等级变电站内110kV母联开关长期处于热备用状态，其投入运行时间短，操作较少。但它在故障时起着至关紧要的作用，当出线间隔断路器故障时，可使故障断路器所在线路接入一条空母线，由母联开关串代运行。若其出现故障将无法完成故障间隔隔离及负荷转移的操作，严重影响电网运行可靠性。通过停电预试可以發现母联间隔开关和电流互感器的绝缘缺陷，对母联间隔状态评估及电网的安全运行起重要作用。本文主要对110kV母联间隔停电预试中典型的技术问题进行探讨。
2 110kV母联间隔停电预试工作的技术分析
2.1 开关试验
开关回路电阻试验能检查开关静触头和动触头的接触是否良好，是否存在氧化膜导致接触面在运行过程发热。因发热加速氧化过程，使温度进一步升高，将会影响断路器内部的绝缘。此试验能及时发现设备存在的安全隐患，防止重大电力事故的发生。断路器回阻测试一般采用向其导电回路注入100A的直流电流，通过加在开关两端的电压降测试出回路电阻，现场试验接线图如图1所示。
图1.回路电阻接线图
在现场工作中，回路电阻测试常遇到的问题主要有以下两点：
（1）回阻仪测试电流数值为0或无法加到100A。出现此种情况，主要有以下几种可能性：
a） 确认测试开关合闸状态，如果开关处于分闸状态，测试仪无法升流；
b） 测试仪故障，无法输出测试电流。可将电流夹短接进行测试，确认仪器能正常输出测试电流；
c）检查电流夹与导体连接是否良好，接触面是否足够。如果电流夹与导体接触不好，或者因氧化膜等原因导致接触电阻过大时，测试电流无法省至100A，测试前应对连接位置进行打磨。
（2）测试电阻测试值明显过大甚至无读数，出现此种情况，主要有以下几种可能性：
a） 开关上动静触头接触面上有氧化膜造成的回阻值过大，应在测试前对开关进行多次分合闸操作，避免开关动静出头表面氧化膜的影响。
b） 电阻测试值无读数或显示无穷大时，应检查仪器电压测试线是否断线，可将电压测试线直接短接进行测试，如测试电阻值为零，则电压测试线正常，如测试电阻值无读数或者显示无穷大时，则电压测试回路没有接通；
c） 接触电阻过大影响测试准确性，接线应按图1将电压测试回路连接到电流测试回路内测，杜绝电压与电流测试回路共用测试线夹，避免测试夹于导体的接触电阻影响测试准确性。
2.2 电流互感器试验
现110kV变电站的电流互感器多为电容式电流互感器，其中又分为干式，油浸式，六氟化硫电流互感器。根据预试规程，六氟化硫电流互感器在电气预防性试验项目上不做要求，对于110kV干式和油浸式电流互感器，停电预试项目分为绝缘测试、介损及电容量测试。测量绝缘电阻可以检测出设备绝缘是否有集中性缺陷，整体受潮或贯通性受潮。介质损耗是反映绝缘性能的基本指标之一。介损测试对电气设备的绝缘状况判断是一种传统的且十分有效的方法：
（1）设备整体绝缘能力的下降直接反映为介损增大。进一步分析可以判断绝缘下降的原因，如：绝缘受潮、绝缘油受污染、老化变质等等。
（2）对于介质电容量，如果多个电容屏中的一个或几个发生短路、断路，电容量就有明显的变化，此外，介质受潮也会导致电容量发生变化，因此电容量是电流互感器测试的一个重要参数。
电流互感器绝缘电阻测试接线如图2及图3所示。
在介损的测试过程中，对于主绝缘的tanδ及电容量通常采用正接法进行测量，如图4所示；对于末屏的tanδ及电容量通常采用反接屏蔽法进行测量，如图5所示。
在介损的测试过程中，测量结果受现场情况的影响较大，比如电场干扰，磁场干扰，空气湿度造成的外绝缘水膜，外绝缘脏污等因素影响，测试过程中接地不良等均会对测量结果产生影响。试验人员在现场作业时，如遇较潮湿天气，通常会采用清抹，干燥的方式排除干扰。
3 现场试验案例分析
（1）某次110kV干式CT的介损试验，测试时是阴天，湿度为78%。测试出的数据如表1，前一次历史测试的数据如表2：
表1 110kV干式CT的介损试验测试数据
试验人员通过此次数据与前一次历史数据的对比，发现此次数据较之前有明显变化，怀疑是由于潮湿的天气及硅橡胶裙套表面的脏污造成。随即试验人员进行清抹工作，先用洗洁精清洗，再用酒精清抹，最后用风筒吹干。清抹完毕后再次测量，三相的介损值均降至0.1%左右。
（2）某110kV变电站电流互感器试验数据如下：
根据现场测试经验，虽然tanδ没有超过《规程》规定值，但可从电容量的变化进行分析，判断检出绝缘缺陷。如上表所示，虽然油浸式电流互感器的tanδ没有超过规定值3.5%，但Cx却下降了37.6%。分析其原因，由公式C=（εS/4πkd）可推断，是因介电常数较大的油被介电常数较小的空气取代所导致的结果。经检查，该电压互感器瓷套内的油几乎流光。
（3）某110kV变电站一台油浸式电流互感器A相的测试数据如下表：
本次的介损测量值明显大于前一次的测量值，试验人员为排除表面脏污的影响，随即进行电流互感器清抹，测量数据仍没有很大变化。对于电容型的被试品一般采用不拆线的试验方式，在进行CT绝缘测试时也连同开关断口及对地的绝缘一起测试，当发现测试数据异常时再进行拆线检查。试验时临时拉开了相连接地刀闸，没有拆除互感器的一次接线，为了找出异常数据的原因，试验人员拆除了互感器两侧的一次接线，随后再次测量互感器的绝缘电阻和介损值，数据仍没有变化。试验人员随即将试验电压由10kV逐步升到最大运行相电压64kV进行测量，得出介损值为0.12，变化量超过0.3%，确认了电流互感器本体存在缺陷。在后续处理中发现由于端部结构设计密封不良，互感器内部进水积留了大量的水。
4 结语
开展停电预防性试验可以有效发现110kV母联开关及CT潜在的缺陷。试验人员在进行母联开关和CT停电试验时需要严格按照规程要求开展预防性试验及数据判断，这是保证设备安全的重要前提。同时，为了更全面开展设备的状态诊断和评估，还可结合油气化验和红外测温等手段辅助测量，综合评估母联间隔的运行状态。
参考文献
[1]GB1208-2006.电流互感器[S].
[2]燕春雨，陈志勇，高骏.电流互感器现场高压介损测量[J].
[3]JB/T5356-2002.电流互感器试验导则[S].
[4]黎斌.六氟化硫高压电器设计[M].北京：机械工业出版社，2003.
[5]周泽存，沈其工，方瑜，王大忠.高电压技术[M].中国电力出版社，2004.