手動旁路運行中高壓變頻器絕緣測試危險點分析

王義平，崔乘亮，黃春偉

(1.廣州華潤熱電有限公司，廣東 廣州 511455;2.廣州智光電氣股份有限公司，廣東 廣州 510760)

1 引言

隨著節能意識的提高，高壓變頻技術在火電廠6kV系統的水泵和風機類負載中得到廣泛應用。高壓變頻器主要由移相變壓器(干式變壓器)、功率單元、旁路系統、控制系統構成，其中功率單元和控制系統由大量的電子元器件構成，當高壓變頻器出現故障，其變頻功能需退出運行時，為滿足火電廠連續生產的要求，高壓變頻器可以轉入旁路工頻運行，此時移相變壓器處于備用狀態，根據現有相關變壓器運行規程，備用狀態的移相變壓器需定期進行絕緣檢查。本文將根據火電廠6kV手動旁路高壓變頻器現場實際情況，在移相變壓器絕緣檢查中存在的短間隙放電和人員觸電風險進行闡述。

2 手動旁路及運行特點

高壓變頻器旁路系統根據切換設備及特點的區別，分手動旁路和自動旁路。在火電行業設計中，重要輔機均為雙側均衡配置，單側輔機故障后如果運行方式調整恰當，機組仍能穩定運行，手動旁路可以滿足生產工藝要求，此外手動旁路投資成本相對較低，根據國內幾家高壓變頻器設備配置統計，大部分用戶選擇手動旁路方案[1]。火電廠常用的手動旁路高壓變頻器系統主接線方式如圖1所示。

圖1 6kV手動旁路高壓變頻器系統主接線

手動旁路高壓變頻器在旁路工頻運行時，K1刀閘斷開，K2刀閘合于工頻位置。電氣一次接線如圖2所示，此時高壓變頻器的移相變壓器TM、功率單元系統退出運行，轉入備用狀態。

圖2 工頻運行時高壓變頻器的一次接線圖

手動旁路的高壓變頻器6kV進線電源刀閘為K1，K1刀閘只帶有普通的隔斷功能。以6kV手動旁路高壓變頻器中普遍使用的GN19－10型刀閘為例，其外觀設計(側面)如圖3所示。相關規程要求:刀閘斷口兩側距離設計要求不小于150mm[2]，而多數刀閘的實際設計距離就以150mm為標準，以某火電廠10臺手動旁路高壓變頻器為例，其刀閘斷口兩側現場實測為145～160mm。

3 移相變壓器絕緣測試

3.1 旁路運行時移相變壓器絕緣測試要求

《配電變壓器運行規程》DL/T 1102－2009和《電力變壓器運行規程 》DL/T 572－2010規定干式變壓器在停運和保管期間，應防止絕緣受潮[3，4]。高壓變頻器使用旁路工頻運行時，其移相變壓器處于停運狀態，按照規程要求，需要定期對移相變壓器進行絕緣檢查。

圖3 GN19－10型刀閘設計圖(局部)

移相變壓器絕緣檢查的主要工作為移相變高壓側對低壓側、鐵芯及地的絕緣測試。根據高壓變頻器的構造，現場測試位置一般在移相變壓器附近，測試儀器的高壓引線接至移相變壓器高壓側繞組上，如圖4所示。

圖4 移相變壓器高壓側絕緣測試示意圖

3.2 儀器試驗電壓等級選擇

在變壓器絕緣測試的相關規定中，《電力設備預防性試驗規程》DL/T 596－1996、南方電網有限公司企業標準《電力設備預防性試驗規程》Q/CSG114002－2011要求繞組、鐵芯絕緣電阻采用2500V或5000V兆歐表[5，6]，大唐集團公司企業標準《電力設備交接和預防性試驗規程》Q/CDT－2005、華北電網有限公司企業標準《電力設備交接和預防性試驗規程》Q/HBW14701－2008繞組絕緣電阻和吸收比采用2500V及以上兆歐表[7，8]。

4 刀閘斷口電壓差計算

對多數大中型火電廠的6kV電源系統，均為中性點經小電阻接地方式，以常見300MW機組為例，6kV系統中性點經40Ω電阻直接接地。手動旁路的高壓變頻器移相變絕緣測試中，如果高壓變頻器旁路工頻運行，則移相變壓器高壓側繞組絕緣測試的等效圖見圖5。

圖5 工頻運行時移相變壓器絕緣測試等效電路圖

廠用6kV電源系統電壓正常運行范圍為6.0～6.3kV，以6.3kV計算，K1刀閘帶電側(6kV電源側)電壓有效值U1和峰值U2為:

根據相關標準要求，6kV等級電氣設備絕緣測試如果使用5kV電壓等級試驗儀器，則變頻器工頻運行時，K1刀閘斷口兩側的峰值電壓為:

Umax=5.14+5.0=10.14kV

其中，絕緣測試中K1刀閘斷口兩側的電壓分布如圖6所示。

圖6 K1刀閘斷口兩側電壓分布

5 絕緣測試風險分析

5.1 相關規定對安全距離的規定

《電力安全工作規程 發電廠和變電站電氣部分》GB 26860－2011中規定:6kV電壓等級無防護狀態(常規)安全距離是 0.7m，有防護是0.35m[9]。而在高壓變頻器移相變絕緣測試時，刀閘斷口有效距離約僅為150mm，但電壓差峰值高達10.14kV。《10kV及以下變電所設計規范》GB 50053－2013、《電氣裝置安裝工程 母線裝置施工及驗收規范》GB 50149－2010規定額定電壓6kV電壓等級設計:室內、室外配電裝置的帶電部分至接地部分之間安全凈距離分別為100mm、200mm[10，11]。

5.2 短間隙交流放電特性

由氣隙放電理論可知，大氣的壓力、溫度、濕度等條件都會影響氣隙的擊穿電壓。海拔高度升高，空氣密度降低，氣壓降低空氣間隙的交流放電電壓降低[12，13]。研究表明:在海拔為 0 ～2850m 之間，放電電壓下降速度最快[14]。空氣相對濕度對氣隙放電電壓也有明顯影響，濕度不僅直接影響間隙的放電電壓，而且對放電電壓隨空氣密度的變化趨勢也有明顯影響[15]。

以某發電廠6kV共箱母線事故案例為例:該廠6kV共箱母線三相母線排之間各相中心線的設計距離為220mm，每相母線由兩塊截面積10mm×100mm的銅排并聯構成，母線排分段連接處使用螺栓連接，現場實測三相母線排之間的最小距離為155mm(母線排分段連接處的螺栓間距)。在2011年至2012年間，該廠六組6kV共箱母線中，有三組先后發生了母線排相間放電短路的事故，其原因故障原因為:該廠地處南方沿海區域，逢持續降雨季節，由于共箱母線的密封性能不良，導致箱內空氣的濕度很大(儀器監測顯示濕度大于95%)，潮濕空氣在高電壓的作用下開始游離，空氣的絕緣性能下降，共箱母線內發生局部閃絡放電并發展為貫穿性放電，弧光引發三相短路[16]。

高壓變頻器目前的冷卻方式一般分為三種:風道開放式冷卻、空調密閉冷卻、空水冷密閉冷卻。為降低高壓變頻器冷卻系統的能耗，不少用戶采用移相變壓器柜和功率單元柜隔離分段冷卻的方式，即功率單元柜、控制柜空調密閉冷卻，移相變壓器柜、旁路刀閘柜風道開放式冷卻，開放式冷卻方式將房間墻壁開通風孔，通風孔僅裝設普通濾網凈化進氣，在運行環境的濕度控制方面，就等同于將旁路柜隔離刀閘置于戶外。

手動旁路高壓變頻器K1刀閘斷口間150mm的短間隙在交流6kV電壓下，如果海拔或者空氣濕度達到一定條件，就可能發生放電。交流6.3kV電源的峰值電壓U3計算為:

U3小于K1刀閘絕緣測試中斷口兩側峰值電壓10.14kV，即使測試人員選擇2500V電壓等級的儀器進行絕緣測試，K1刀閘斷口峰值電壓也達到7.64kV，仍然存在間隙放電的可能，有導致人員觸電的風險。

6 結語

手動旁路的高壓變頻器旁路工頻運行時，旁路柜刀閘K1由于斷口距離受限，移相變壓器絕緣測試中存在放電的風險。為確保測試人員和設備的安全，對使用手動旁路高壓變頻器的企業，提出以下兩條建議:

(1)高壓變頻器在旁路工頻運行時，移相變壓器應視為帶電設備，禁止進行測試絕緣。

(2)在移相變壓器高壓側繞組絕緣測試時，必須確認6kV電源開關已經斷開并在分離(檢修)位置、變頻器進線電源K1刀閘已經斷開后才能進行。

[1]趙鎮.高壓變頻器手動旁路方式與自動旁路方式應用的比較[J].變頻器世界，2010(5):92－94.

[2]GB 1985－2004.高壓交流隔離開關和接地開關[S].

[3]DL/T 1102－2009.配電變壓器運行規程[S].

[4]DL/T 572－2010.電力變壓器運行規程[S].

[5]DL/T 596－1996.電力設備預防性試驗規程[S].

[6]南方電網有限公司.Q/CSG114002－2011.電力設備預防性試驗規程[Z].

[7]大唐集團公司.Q/CDT－2005.電力設備交接和預防性試驗規程[Z].

[8]華北電網有限公司.Q/HBW14701－2008.電力設備交接和預防性試驗規程[Z].

[9]GB 26860－2011.電力安全工作規程發電廠和變電站電氣部分[S].

[10]GB 50149－2010.電氣裝置安裝工程母線裝置施工及驗收規范[S].

[11]GB 50053－2013.10kV及以下變電所設計規范[S].

[12]朱德恒，嚴璋主編.高電壓絕緣[M].北京:清華大學出版社，1992.

[13]GB 311.1－1997.高壓輸變電設備的絕緣配合[S].

[14]孫才新，蔣興良，司馬文霞，等.海拔4000m以上短間隙交流放電特性及電壓校正[J].電機工程學報，2002(10):116－120.

[15]徐勇，汪霄飛，朱英浩，等.大氣條件對空氣間隙放電特性的影響及其數值解析式[J].電工技術學報，2007(4):21－25.

[16]廣東電網公司電力科學研究院.華潤南沙電廠“4.13”啟備變跳閘故障分析[R].廣東電力技術監督，2012(4).