新建大型整流机组试验项目及注意事项.docx

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新建大型整流机组试验项目及注意事项

新建大型整流机组试验项目

及注意事项

由于电力设备在设计和制造过程中可能存在着一些质量缺陷问题，而且在安装运输过程中也可能出现损坏，或安装工艺不好，由此将造成一些潜伏性故障。

电力设备在运行中，由于电压、热、化学、机械振动以及其它因素的影响，其绝缘性能会出现劣化，甚至出现绝缘性能，造成事故。

设备绝缘部分的劣化、缺陷的发展都有一定的发展期，在这个期间，绝缘材料会发出各种物理、化学信息，这些信息反映出绝缘状态的变化情况，在设备投运前或运行中了解掌握设备的绝缘情况，以便在故障发展的初期就能够准确及时地发现并处理。

这就需要对电力设备进行预防性试验。

一般试验的判断原则是与出厂试验和历史数据比较，有关标准和技术条件的各项条款试验判据也是依据这一原则制定的：

1、了解电气试验的分类：

电气试验一般分为出厂试验、交接试验、大修试验、预防性试验等。

按照试验的性质和要求，电气试验分为绝缘试验和特性试验两大类。

（绝缘试验是指测量设备绝缘性能的试验。

绝缘试验以外的试验统称特性试验。

）

绝缘试验一般分为两大类：

第一类是非破坏性试验，是指在较低电压下，用不损伤绝缘的办法来判断绝缘缺陷的试验，如绝缘电阻吸收比试验、介质损耗因数试验等。

第二类是破坏性试验，如交流耐压试验、直流耐压试验，用较高的试验电压来考虑设备的绝缘水平（破坏性试验必须在非破坏性试验合格后进行，以免对绝缘的无辜损伤乃至击穿）。

整流机组交接性试验的主要设备有：

220KV六氟化硫断路器、隔离开关、避雷器（包括中性点避雷器）、220KV穿墙套管（含CT）、整流变压器、整流柜以及设备接地等。

一、变压器

变压器常规试验包括以下试验项目：

绕组连同套管绝缘电阻、吸收比；绕组连同套管的tgδ；铁芯绝缘电阻；绕组连同套管的直流电阻；绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

1.绕组连同套管绝缘电阻、吸收比

绝缘电阻、吸收比试验：

测量方法：

测量绕组绝缘电阻、吸收比，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮，部件表面受潮或脏污，以及贯穿性的集中性缺陷，如瓷件破裂、引线接壳、器身内有金属接地等缺陷。

测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和对其他绕组间的绝缘电阻值。

测量时，被测绕组各引线端均应短接在一起，其余非被测绕组皆短路接地。

在测量绝缘电阻的同时应测量变压器的吸收比或极化指数，即测量加压15〞与60〞的绝缘电阻，60〞与15〞时的绝缘电阻之比，即吸收比。

实践证明，吸收比在反映变压器绝缘的局部缺陷及受潮方面是很灵敏的，一般对于高电压或大容量的电力变压器，多用吸收比指标来考核其绝缘性能。

2.绕组连同套管的tgδ（能发现绝缘整体受潮，劣化变质以及小体积倍试设备贯通和未贯通的局部缺陷）

测试方法

测量时根据试品的接地状况选择正接线或反接线。

在有干扰时应设法排除以保证测量结果的可靠性。

试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地；

验结果判断依据（或方法）

1.不同温度下的tgδ值一般可用公式tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10换算（式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的2.tgδ值），20℃时tgδ不大于下列数值：

66~220kV0.8%

3.交接时应测量变压器绕组的tgδ，并作为该设备原始记录，以后试验应与原始值比较，应无明显变化（一般不大于30%）。

4.绕组tgδ与原始值比较变大或变小都可能是缺陷的反映，同一变压器各绕组tgδ应基本一致。

注意事项

a）介质损耗测量能发现整流变压器整体受潮、绝缘油劣化、严重的局部缺陷等，但对于大型整流变压器的局部缺陷而言其灵敏度较低。

b）在试验中高压测试线电压为10kV，应注意对地绝缘问题。

影响整流变介损测量地影响因素：

1）测量接线地影响：

要求将被测绕组分别短路，非被测绕组也应短路接地以免由于绕组地电感造成各侧绕组端部和尾部电位相差较大，影响测量地准确度。

2）温度地影响：

温度对变压器介损有较大影响，一般温度越高，介损越大，测量变压器介损最好在油温低于50℃时测量。

3.铁芯绝缘电阻

测试方法

打开铁芯接地连接片，测量铁心对地的绝缘电阻值，测量使用2500V绝缘电阻表（老变压器亦可使用1000V绝缘电阻表）。

试验结果判断依据（或方法）

1）绝缘电阻值不低于10MΩ（使用2500V兆欧表）；

2）测量铁芯绝缘电阻主要目的是检查铁芯是否存在多点接地，按这个目的要求：

使用2500V兆欧表加压一分钟应无闪络或击穿现象，绝缘电阻要求很低。

但是铁芯绝缘电阻与变压器器身绝缘有一定的对应关系，如果铁芯绝缘电阻过低，应查明原因。

注意事项

a）在试验中读取绝缘电阻数值后，应先断开接至被试品的连接线，然后再将兆欧表停止运转。

b）注意对试验完毕的变压器铁芯必须充分放电。

c）以上是停电测量绝缘电阻，直接判断绝缘状态，也可在运行状态下用钳形电流表测量铁芯外引接线的电流值大小，判断铁芯是否有多点接地，所测电流一般不大于0.1A，是正常的。

4.绕组连同套管的直流电阻（可以发现接头焊接不良；断线；分接开关接触不良；开关触头电弧灼伤等缺陷）

试验步骤：

1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。

2）将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。

3）测试完毕应使用测量设备或仪表上的“放电”或“复位”键对被测绕组充分放电。

试验结果判断依据（或方法）

1）按公式R2=R1（T+t2）/（T+t1）将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。

2）1.6MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三项平均值的1%。

3）1.6MVA及以上变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的2%；线间差别一般不应大于三相平均值的1%。

4）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别。

5）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。

交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。

注意事项

1）测量一般应在油温稳定后进行。

只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。

2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。

3）应注意在测量后对被测绕组充分放电。

5.绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析

绝缘油电气强度试验（也称击穿电压试验），实际上是测量绝缘油的瞬间击穿电压值试验。

试验方法：

在绝缘油中放上一定形状的标准电极，两极间加上工频电压，并以一定的速度逐渐升压，直到两极间油隙击穿为止，该电压即为绝缘油的击穿电压。

（大于等于40）

油中溶解气体色谱分析：

判断变压器潜伏性故障的主要气体有：

氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧气（O2）、氮气（N2）等九种气体。

每种气体对判断故障的意义虽不同，但又相互联系。

总氢指甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）四种气体的总和。

运行设备的油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：

1）总烃含量大于150×10-6；2）H2含量大于150×10-6；3）C2H2含量大于5×10-6（500kV变压器为1×10-6）。

烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。

二、六氟化硫断路器试验

1、断路器试验的目的：

测量断路器各参数是否满足相关标准要求和制造厂的规定要求。

2、断路器试验项目

2.1断路器的时间参量（机械特性试验）。

要求：

除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下列要求：

相间合闸不同期不大于5ms；相间分闸不同期不大于3ms。

一动力使用的断路器制造规定分闸时间小于等于35ms,合闸时间小于等于90ms；其它动力使用的断路器制造厂规定：

分闸上下限为27±3ms，合闸时间上下限100±20ms。

2.2导电回路电阻。

2.2.1测量方法：

断路器处于合闸位置，在进出线接线板两端通以100A直流电流，在其进出线接线板两端（不包括接线板的接触电阻）测得断路器的主回路电阻。

2.2.2要求用直流压降法测量，电流不小于100A；测量值不大于制造厂规定值的120%；一动使用的断路器制造厂规定断路器主回路电阻不大于35微欧；其它动力使用的断路器制造厂规定断路器主回路电阻不大于55微欧。

三、避雷器试验

1、试验目的：

通过测量其绝缘电阻，可以发现内部受潮及瓷质裂纹等缺陷。

2、试验项目：

2.1绝缘电阻测量：

《规程》规定：

对35KV及以下金属氧化物避雷器用2500V绝缘电阻表摇测每节绝缘电阻，应不低于1000MΩ；对于35KV以上金属氧化物避雷器用2500V或5000V绝缘电阻表摇测每节的绝缘电阻，应不低于2500MΩ

2.2测量直流1mA电压U1mA及75%U1mA电压下的泄漏电流。

U1mA为试品通过1mA直流时，被试避雷器两端的电压值。

《规程》规定：

1mA电压值U1mA与初始值或制造厂规定值比较，变化应不大于±5%。

0.75U1mA电压下的泄漏电流应不大于50微安。

也就是说，在电压降低25%时，合格的金属氧化物避雷器的泄漏电流大幅度降低，从1000微安降至50微安以下。

若U1mA电压下降或0.75U1mA下泄漏电流明显增大，就可能是避雷器阀片受潮老化或瓷质有裂纹。

测量时，为防止表面泄漏电流的影响，应将瓷套表面擦净或加屏蔽措施，并注意气候的影响。

四、整流柜保护或试验项目：

1整流柜装有下列保护：

单快熔熔断，多快熔熔断，过电压（操作过电压、换相过电压）保护，直流过电流保护，水温过高保护，水压过低保护，桥臂过热保护，绝缘监测保护，控制电流越限保护，PLC自身故障。

1.1元件故障检测

当整流柜二极管元件发生故障时，与其串联的快速熔断器FU1-1~12-6熔断，其内的辅助熔丝熔断并顶出白色顶杆，闭合微动开关，与其对应的报警指示板上指示灯V1亮，A（B）柜单快熔熔断断通过245、0VK向控制柜发出4.5V电压信号由快熔报警板延时2S发出报警信号；多快熔熔断通过245、0VK向控制柜发出7.5V电压信号由快熔报警板发出报警信号延时2S后跳闸

1.2操作过电压保护

用于操作过电压保护的压敏电阻RV1~12发生击穿短路时，使快速熔断器FU41~52熔断，其指示器触点闭合，通过801、P03发生相应的信号给控制柜PLC，PLC将操作过电压信号送上位机，就地铃响，同时上位机内“A（B）柜操作过电压”光字牌亮，警铃响。

换相过电压：

在每臂二极管两端并有由电容C1-1~12-2及电阻R~12组成的吸收回路，吸收二极管换相时产生的过电压，并在其中串有熔断器FU21~32，熔断器熔断后通过801、P03发出信号至整流柜报警。

1.3直流过电流

当单柜直流电流大于49.5KA时，经延时5S后上位机内“A（B）柜直流过流”光字牌亮，事故电笛响，20S后出口跳高压侧开关。

1.4水温过高保护

温度保护由装于出水管端部的热电阻BT1、BT2采集信号送至数显表P3、P4当冷却水出口温度高于45℃时通过801、P02发出相就的4~20MA信号给PLC，就地铃响；同时PLC将此信号上送至上位机，上位机内“A（B）柜水温高”光字牌亮，警铃响。

1.5水压过低

压力保护由装于进水管端部的压力变换器BP1、BP2采集信号送至数显表P1、P2当整流柜冷却水进水压力低于0.1Mpa或断水时，电接点压力表SY下限触点闭合，通过801、P01经延时3S发出相应信号给PLC且就地铃响，同时PLC将此信号上送至上位机，上位机内“A（B）柜水压低”光字牌亮，事故电笛响；

1.6桥臂过热

当整流桥臂的双孔母排温度超过60±5℃时，贴于元件母线的温度继电器触点ST闭合，报警指示板上指示灯V4亮，同时使辅助变压器二次线圈内产生几百毫安电流，串接其内的电流继电器动作，并延时3S后通过801、P04发相应信号给PLC，PLC将桥臂过热信号上送且就地铃响，延时10S跳开整流变高压侧开关，上位机内“A（B）柜桥臂过热“光字牌亮，事故电笛响。

1.7绝缘监测

绝缘监测电路由电源变压器、整流桥、信号继电器及监视继电器等组成，通过机组PLC可完成对整流柜壳接地及交直流母排接壳的绝缘故障监测。

TC3电源供电继电器K1吸合报警回路不工作当控制电源合上整流柜壳接地时K1线圈失电通过801、P06向控制柜发出报警信号，同时上位机内“A（B）柜绝缘低”光字牌亮，警铃响，当主回路及壳体绝缘损坏则KA3动作报警回路通过801、P06向控制柜发出报警信号

1.8控制电流越限保护

当单柜的控制电流大于30A时，PLC向上位机发出信号，“A（B）柜控制电流越限”光字牌亮，警铃响。

1.9PLC自身故障

当PLC电池电压低或PLC其它故障时，上位机内光字牌闪亮，警铃响。

它将作为PLC自身故障报警。

2、整流机组辅机保护

2.1纯水设有纯水水温失常、水压失常、液位低、流量低、纯水副水水压低、水箱水满、水质下降、纯水处理器1＃泵过载、纯水处理器2＃泵过载、纯水1#2#泵全停等保护。

保护动作时上位机内相应的光字牌亮，警铃响；纯水1#2#泵全停时经延时60S跳开整流变高压侧开关。

2.2直流刀闸、直流母线设有直流刀闸位置告警。

2.3油风冷却器设有油风冷却器全停、温度备投、过载备投、油泵过载、风机过载、油流量低等保护。

保护动作时上位机内相应的光字牌亮，警铃响。

其中油风冷却器全停5~10分钟后出口跳整流变高压侧开关。