回路电阻
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回路电阻范文第1篇
[作者简介] 刘源清，广东电网公司东莞供电局工程师，广东 东莞，523000
[中图分类号] TM934.1 [文献标识码] A [文章编号] 1007-7723（2012）07-0089-0004
GIS（gas insuiated metal enclosed switchgear）系指气体绝缘金属封闭开关设备，它是由断路器、隔离开关、接地开关、避雷器、电压互感器、电流互感器、套管和母线等元件直接联结在一起的组合电器。由于GIS具有结构紧凑，占地面积和空间少，运行安全可靠，安装、维护工作量小等优点，近年来得到越来越广泛的应用。开关导电回路电阻是开关预防性试验的主要项目之一，若GIS设备的接触电阻增大，增加了设备导体在通电时的损耗，使接触处的温度升高，其值的大小将直接影响正常工作时的载流能力，而测量导电回路电阻可以发现GIS设备导电回路中有无接触不良的缺陷。因此，为了检查GIS制造、安装、检修质量和运行中的健康水平，在出厂试验、交接试验和预防性试验中，都规定了必须测量导电回路的直流电阻。现时用于回路电阻测试的测试仪，其工作原理是直流压降法。对被测电阻施加直流电流，所加的测试电流为能自动恒定的100安培直流电流，其两端的压降经测试仪内部采样换算后，电阻值直接由数字形式显示。笔者结合自身多年的现场工作经验，针对出厂、交接验收及现场测量导电回路电阻过程中存在的问题进行分析。
一、测量方法
测量前，首先将GIS设备的隔离开关分开，与带点部分保持有明显的断开点；其次，将开关及开关两侧接地刀闸合上；再次，将接地刀闸导体引出端与地之间的连接铜排拆除；最后，将回路电阻测试仪夹分别夹在开关两侧接地刀闸的导体引出端，分相进行测量。
1. 测量图1中的GIS开关回路电阻时，由于接地刀闸引出导体与GIS设备外壳绝缘，其等值电路图如图2所示，测得的Rx为开关、接地刀闸1及接地刀闸2的总电阻。
由于测得的Rx为开关、接地刀闸1及接地刀闸2的总电阻，对于接地刀闸接地引出方式是经瓷套引出GIS设备，在预试中，为了便于我们测量Rx时有依据进行比较，要求厂家提供测量Rx出厂试验数据及安装施工队提供测量Rx交接试验数据。
2. 测量图3中的GIS开关回路电阻时，由于接地刀闸引出导体与GIS设备外壳没绝缘，其等值电路图如图4所示，开关、接地刀闸1及接地刀闸2的总电阻Rx与GIS设备外壳Rw形成并联回路。
对于接地到闸接地引出方式没有经瓷套而直接与GIS设备外壳相连接引出的GIS设备，由于开关、接地刀闸1及接地刀闸2的总电阻Rx与GIS设备外壳Rw形成并联回路，在开关两侧接地刀闸的导体引出端测得的回路电阻，较开关、接地刀闸1及接地刀闸2的总电阻Rx偏少很多。因此，要求厂家改为经瓷套引出方式，对于改为经瓷套引出方式的GIS设备，和图1中测量Rx时一样，要求厂家提供测量Rx出厂试验数据及安装施工队提供测量Rx交接试验数据。
二、存在问题分析
（一）GIS接地开关导体引出没能与外壳绝缘
GIS回路电阻主要是通过接地开关回路进行测量的。一些GIS设备接地开关的导体引出与GIS设备外壳绝缘，可以拆除引出导体与地之间的连接铜排，此种设计方便进行回路电阻测量试验；而有些GIS设备接地开关的导体直接与GIS设备外壳相连接，没有可拆除的连接铜排，这种设计对回路电阻测量造成很多不便。在测量该类型GIS设备回路电阻时，首先要测出GIS外壳的电阻R1 ，再测出导体与外壳并联后的电阻值R0 ，再计算主回路的电阻R：
R=R1 R0/（R1-R0） （1）
在实际测量时很难保证每次测量点是否一致，且其测量结果会受很多因素影响而很难判断是否合格，对于三相共壳的GIS设备就更难判断了。以下是某110kV变电站三相共壳GIS间隔（如图5）预试时模拟接地开关导体与地之间的连接铜排在拆除及不拆除两种情况下的试验数据。
由以上数据根据公式（1）计算出102开关三相并联值为54.67μΩ，单相值按电阻并联公式计算为164μΩ。
从以上数据可看出，当接地开关导体没有与外壳绝缘的情况下，通过计算方法测量的计算值和实测值相比误差太大，容易出现误判断。
（二）出厂试验没有按最小区间测量
广东电网公司《关于加强GIS设备监造及安装验收管理的通知》别强调生产厂家要对各部分的回路电阻、总体回路电阻，尤其是母线的导电电阻进行测量。我们在出厂验收时发现有的厂家在出厂试验时能认真执行，对相关区间、相关单元、总体回路等的主回路电阻都进行测量，试验数据完备；而有的厂家却只测量相邻间隔间总体的回路电阻，远远不能达到我们的要求。如出厂时不按最小区间测量，根本无法准确检验每一部件的安装质量，因为总回路电阻等效于多个设备的接触电阻串联，若其中一个接触电阻远大于技术要求值，另一接触电阻远小于技术管理值，串联后总电阻值亦可能合格，总回路电阻的测量值便无法反映各个串联部件的接触状况，也就无法检验安装质量，在交接试验和预防性试验时也无法进行数据比较，无法保证设备的安全运行。
（三）厂家技术要求值未按型式试验值制定
GIS回路电阻进行出厂试验的目的是检验出厂设备是否与进行型式试验的样品一致，从而保证长期载流和短时通过极限电流的性能。GB11022规定：对于出厂试验，主回路每极直流电压降或电阻的测量，应该尽可能在与相应的型式试验相似的条件（周围空气温度和测量部位）下进行，测得的电阻不应超过1.2 Ru（Ru为型式试验测得的相应电阻）。这个规定就是要求厂家的出厂技术要求值必须通过型式试验来确定。由于验收人员在验收时只把出厂值和厂家技术要求值作比较，这就给一些厂家钻了空子，把技术要求值定得很大，而规程恰恰没有规定回路电阻值的下限，致使验收时不能很好地把关。笔者在一个GIS厂家进行出厂验收时就遇到过，厂家技术要求值为235微欧，而实际测量值为125微欧，达不到技术要求值的1.2倍。所以，回路电阻技术要求值不但要按型式试验值来确定，还应规定其上限及下限。
（四）测量人员对试验要求存在错误理解
交接试验标准规定：测量主回路的导电电阻值，不应超过产品技术条件规定值的1.2倍，其中产品技术条件规定值，所指的是技术要求值还是出厂值呢？有相当一部分试验人员会错误地理解为出厂值。如理解为出厂值，那么标准将会放宽到技术要求值的1.44倍，对设备缺陷将无法及时发现。其实，GIS回路电阻值在没有超过技术要求值的1.2倍情况下，都有可能造成导体间接触不良，何况是1.44倍。如我们在某110kV变电站验收GIS时，就发现#3间隔整段直阻不平衡为14.3%，其中C相偏大较多，后开盖检查，发现C相螺母存在没有紧固的问题，处理后直阻正常。因此，为了保证GIS设备安装质量，应正确理解规程对GIS回路电阻的要求。
（五）回路电阻测试方法不正确
第一，测试电流不满足要求。规程规定应采用直流压降法测量，测试电流在100A至设备额定电流间选取。由于通过试品的电流比较大，足以破坏接触表面的金属氧化膜，从而减少了测量误差，测得的数据比较准确。如仪器输出的电流太小，不能有效破坏测量接触点表面的氧化膜，可能造成较大的测量误差。
第二，测量接线不正确。GIS的回路电阻值往往都比较小，为减少接线方式对测量的影响，电压引线应尽可能接在靠近触头侧，电流引线分别接在电压引线的外侧，电压引线和电流引线要确保接触良好，必要时需用细砂纸将接触面打磨，以去除表面的氧化层或油漆。
第三，开关长时间未动作，触头有氧化膜而造成接触不良。在测量前，应先将开关在额定操作电压、额定气压（额定油压）的状况下电动分、合几次，以使触头能良好的接触，从而使测量结果能够反映真实情况。
（六）测试时接地开关的影响
利用接地开关回路测试GIS回路电阻时存在主要问题是接地开关接触不良。除了我国对接地开关的接触电阻要求不严外，还由于接地开关不需要经常分合，在接地开关的接触面容易形成氧化膜，造成接地开关接触不良，接触电阻过大，对GIS回路电阻的测量影响较大。例如在某500kV变电站#3主变变中2203开关回路电阻计入接地开关时测试结果A：330μΩ，B：190μΩ，C：156μΩ。排除接地开关后回路电阻测试结果：A：95μΩB：99μΩ C：96μΩ。
在实际工作中，往往需要通过改变测量点的位置来排除GIS外壳和接地开关的影响。下面以2203开关为例来说明GIS开关回路电阻的试验过程：
步骤一：在试验时将2203C0地刀的接地连接铜排解开，避免连同GIS设备外壳电阻计入测量结果。分别从2203B0地刀和2203C0地刀输入电流，电流流过图6中红线标示部分，在2203B0地刀和2203C0地刀处取电压，所以测量的回路电阻数值包括了2203开关、2203B0地刀和2203C0地刀的接触电阻。若此时测量结果偏大可按步骤二进行排除。
步骤二：在步骤一的基础上合上22034刀闸、解开220340地刀接地连接铜排，分别从2203B0地刀和220340地刀输入电流，电流流过图7中粗黑标示部分，在2203B0地刀和2203C0地刀处取电压，所以测量的回路电阻数值就排除了2203C0地刀的影响。通过两次测量结果对比可以计算2203C0地刀的接触电阻，分析2203B0地刀对测量结果的影响。若此时测量结果仍然偏大可进行步骤三做进一步排除。
步骤三：在步骤二的基础上将II段母线停电，合上22032刀闸、222甲00地刀（也可利用相邻备用间隔），分别从220340地刀和222甲00地刀输入电流，电流流过图8中粗黑线标示部分，在2203B0地刀和2203C0地刀处取电压，进一步排除了2203B0地刀的影响，所以测量的回路电阻数值为2203开关的回路电阻。和步骤二的测量结果对比可以计算出2203B0地刀的接触电阻。若此时测量结果仍然偏大，说明2203开关本身的回路电阻偏大。
三、结论及建议
1. 建议在相关的技术协议中要求厂家生产的GIS设备所有接地开关的导体均与外壳绝缘，以便将测量电源引入主回路，方便以后对设备的回路电阻进行监测。
2. 建议所有GIS断路器的两侧均应设置接地开关，便于断路器主回路电阻、特性测量及开关检修维护。
3. 严格要求厂家出厂试验应对相关区间、相关单元、总体回路等进行主回路电阻的测量，并应尽可能分段测量，交接试验同时按运行条件测量断路器的回路电阻，便于试验数据比对。出厂试验测得的电阻不应超过1.2Ru（Ru是型式试验时测得的相应电阻），厂家应同时提供Ru值。
4. 建议修改GIS回路电阻标准，在规定其上限的同时还应规定其下限。
5. 采用正确的测试方法，交接、预试测得的电阻不应超过出厂试验时的最大允许值，即1.2Ru。
6. 建议接地开关的接触电阻要求按照隔离开关的要求执行。
[参考文献]
[1]李建明，朱康.高压电气设备试验方法[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]Q/CSG 1 0007-2004 电力设备预防性试验规程[S].
[3]GB 763-1990交流高压电器在长期工作时的发热[S].
[4]GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求[S].
回路电阻范文第2篇
关键词：110kV变电站；SF6断路器；回路电阻；超标原因；处理措施 文献标识码：A
中图分类号：TM63 文章编号：1009-2374（2016）35-0185-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.35.090
回路电阻超标问题是变电站SF6断路器面临的一大故障性问题，科学分析断路器主回路电阻超标成因，同时采取科学而有效的解决对策，才能最大程度地排除故障、解决问题，从而维护并推动变电系统的安全、高效、合理运转。回路电阻超标的原因较多，要通过科学试验方法进行测试、检查，从而有针对性地排除
故障。
1 SF6断路器运行原理与特征分析
1.1 SF6断路器运行原理剖析
该断路器主要将SF6气体当作灭弧介质、绝缘介质，其运行原理为：断路器内部的SF6气体压力急剧降低，跌至某一极限值时，继电器就会立即发出警报信息，如果气体压力接连降低，会继续闭锁信号，从而切断断路器的分闸、合闸回路。
1.2 SF6断路器特征分析
质地较轻、体积较小、构造简单、运转中噪音较小，能够长期使用，方便维修与保护，同时具有较高的安全性能，这是因为SF6气体是一种惰性气体，没有任何毒害功能，且较为稳定不易燃烧，最主要有着超强的灭弧功能，且绝缘性良好，气压度较高，同时具有热传导优势，绝缘性较好，适合用在电气系统，由于其体积较小，方便安装，而且能够用来消灭火灾，维护电力系统安全、高效地运转，其最优特征为：能长期使用，因为SF6气体实际运转过程中即便遭到电弧放电冲击，会发生分解反应，但是电弧消失时则又重新回归到稳定的SF6气体。
2 110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因分析
2.1 断路器主回路电阻测量数据统计
通过最近一年预试或检修对62台110kV SF6断路器进行回路电阻测试，得出的数据，其中3台110kV SF6断路器中出现了回路超标现象，测试的结果显示110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器的回路电阻超出了厂家的规定值（厂家规定值为小于45μΩ），具体的电阻数据测量统计见表1：
从上表1能够看出，3台断路器的各相回路电阻都超出厂家的规定值，其中110kV 1XX5断路器的B相的电阻最大，达到109μΩ，远远超出了厂家的规定。断路器回路电阻超标会带来多方面的问题，对设备本身的安全运行尤为严重，也会影响到电网等的安全运行、可靠供电，同时地域性的电网调节、控制也难以保证。
2.2 主回路电阻超标成因分析
为了发现电阻超标的原因，需要深入故障现场进行深入排查，经测试检查看出，断路器的动触头、静触头颜色出现误差，二者间有明显的灼烧痕迹，由此可以判断正是因为接触电阻持续上升而导致了这一现象，根据现场测试数据以及专业人士的分析诊断，最终认为无论是触头灼烧，还是主回路电阻超标都与断路器本身的质地、性能与质量存在联系，也就是断路器工作中的长期反复运转，使得动触头、静触头无法牢固连接，逐渐发生松动、脱落等现象。通过逐步控制停电影响范围，可以选择备份性断路器来重新调换故障断路器，对110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器全部进行返修，通过剖析逐步分析问题产生的原因。
SF6断路器所处环境及其灭弧室内部定会出现大量具有导电性能的杂质，这些杂质将给断路器带来不良影响，SF6侵入杂质，其击穿电压会下降，达到高纯度SF6气体击穿电压的1/10，同时侵入杂质的电压也同杂质具体方位、尺寸、材质、形态等有着紧密联系。
SF6断路器实际运转中，由于受到电场、SF6气体等的重压，杂质则会活动于电场中，这样则可能出现击穿电压下降现象，出现击穿问题，而且不良杂质的入侵还可能导致断路器电弧燃烧现象，使得灭弧无法正常进行。
3 SF6断路器回路电阻超标故障的处理措施
制造商对断路器实施解剖分析后，证实了故障问题的初始状态诊断结果，也就是110kV断路器主回路电阻超标是因为动触头、静触头之间未能牢固连接造成的，导致无法紧密牢固接触，从而出现了主回路电阻超出规定标准的现象。要想完全解除这一故障，首要方法就是调换动静触头，同时对SF6进行补气试验，并实施检漏处理，等到各项功能、性能都达到了规定的标准后再装配起来，向工地输送。各个断路器返修以后，再重新装配断路器，这其中要确保各项数据达标，能够达到正常投运效果，同时也要对断路器的工作状态实施全天候、全过程的检测、检查与监督。
通过观察各方运转数据、信息，高压断路器经过再次修缮，其主回路电阻都达到了规定的标准数值，实际测量得出的数值为25～33μΩ，再次投运后，主回路电阻未出现任何超标问题，电阻处于相对稳定状态，从而意味着电阻超标故障能够得以恢复和控制。
3.1 科学控制SF6中水分
SF6断路器内部气体水分含量直接影响着其安全运行，所以必须重视SF6气体中的水分检查，重点检查其纯度，一般要达到99.8%以上，而且添加到断路器后，气体纯度也需要达到97%以上，同时做好水分、酸性等的检测，要达到规定的合格指标。
同时，气体填充过程中，必须选择科学合理、正确填充操作方式，有效控制水分的带入，先进行瓶内压力测试，确保达到规定水平基础上再进行充气操作，而且确保各个管路无杂质、无污染，接头部分一般采用电吹风来烘干处理，实际充气操作中应先打开控制阀，用SF6将连接管彻底冲洗，并同断路器连接起来，从而控制水体的渗入。此外，还要细致、深入地检查SF6断路器的瓷套、线圈等部位，要达到牢固密封、安全保管等状态，控制断路器受潮、破损等现象。同时必须强化密封件的质检，确保其密封度达标，控制水分的渗入，检查断路器是否存在泄漏点。
3.2 降低控制压力的有效方法
经常检测SF6断路器的警报系统，预防SF6气体压力达不到预定数值的问题，要检查报警系统，确保其回路处于常规警报状态。加大对断路器易漏环节的巡查，例如焊接缝、法兰链接面、密封底座等，从而控制SF6气体压力变小问题。
同时，要想确保SF6断路器达到良好的绝缘性、灭弧性能等，就要对SF6断路器经常实施检漏，一般来说SF6气体以高压形式填充在电器中，按照相关规定，SF6断路器的年漏气率应该在0.5%以下，为了有效预防泄漏问题，需要做好定期检漏问题，同时要确保其在特定压力下运转，通常为0.5～0.6MPa范围内工作，才能达到最佳工作状态，同时补气工作压力也需要处于0.45～0.55MPa范
围内。
4 结语
SF6断路器在变电系统中发挥着极其重要的作用，具有安全、高效、便于维护等优点，然而其回路电阻超标是一大问题，需要深入分析超标原因，并采取解决性对策，及时排除故障，从而维护断路器处于安全、稳定运行状态，发挥其应有的性能。
参考文献
[1] 曹宫.户外高压六氟化硫断路器安装使用说明[J].中国电机工程学报，2004，（9）.
[2] 卢洪宝.HPL 145/1250断路器导流回路接触电阻“异常”情况分析[J].电工技术，2007，（12）.
回路电阻范文第3篇
【关键词】全回路电阻；开关柜；过热缺陷
1.前言
1.1 课题的提出
10kV-35kV高压开关柜内设备接头、刀闸及手车触头因接触电阻增大造成过热从而引发柜内事故是困扰变电检修专业多年的一个难题。
开关柜内过热事故引发的后果有：
（1）造成在场的巡视、检修人员人身伤害。
（2）造成设备严重损毁甚至出现开关柜火烧连营。
（3）延长抢修恢复时间长造成重要用户供电中断。
1.2 开关柜内设备测温现状
开关柜内一次设备主要有：套管、母线、断路器、隔离开关（或手车）、电流互感器、电压互感器、避雷器、电力电缆等。图4所示为KYN28型开关柜结构图。
开关柜内设备测温常用方法及分析：
（1）试温蜡片法。
试温蜡片法的工作原理是利用试温蜡片在高温下变色的特性，通过定期检查粘贴在设备接头的试温蜡片颜色，来判断该部位是否存在过热缺陷。
试温蜡片法的优点是，前期投入成本低，效果直观。
试温蜡片法的缺点有：
1）运行巡视工作量大。
2）不易区分局部过热变色与负荷正常发热变色。
3）不能够反映设备过热劣化程度。
4）全封闭金属铠装开关柜缺少足够的观察孔，不能监测到每一个可能的发热部位。
因上述缺点，试温蜡片法不能够对设备局部过热做出提前、准确预测，一般仅作为检测设备发热的辅助方法加以应用。
（2）红外测温法。
红外测温法是通过专用仪器收集被测物体的红外辐射能量，将之转化为电信号，最终换算为被测目标的温度值的一种测温方法。
红外测温法的优点是测温准确，能定量反映被测物体的温度，分析设备劣化程度。
红外测温法的缺点有：
1）不能批量测量、测量效率较低。
2）测温需要直接面对被测物体，测量全封闭金属铠装开关柜内设备误差较大。
红外测温法在变电站内有广范应用，但是测量开关柜内设备精度不够，测量效率低，不利于推广使用。
（3）无线测温传感器法。
无线测温传感器法是将专用测温探头植入开关柜内部，检测开关柜内设备温度，并通过无线传输，将检测到得结果实时输出到计算机终端。
该做法的优点是实时检测，测量结果准确，需要的运行巡视工作量小。
无线测温传感器法的缺点有：
1）前期投入成本巨大。
2）受制于开关柜内电气安全距离，部分设备接头无法准确监测。
1.3 本文的主要工作
提出了“开关柜全回路电阻测试”的概念。
户内开关柜全回路电阻：在柜内开关、刀闸（手车）均在合闸位置时测试自主变低压侧进线至线路出线端的回路电阻。
在保定供电公司春季预防性试验工作中使用“户内开关柜全回路电阻测试法”测量开关柜全回路电阻，排查开关柜内全回路设备可能存在的过热缺陷。本文把应用中的具体做法及经验写出来与读者分享。
2.方法介绍及结果分析
2.1 开关柜全回路电阻测试方法
开关柜全回路电阻测试步骤为：
（1）将一段母线上所有被测断路器及两侧刀闸（手车）均置于合闸位置。
（2）选择测试基准点，将测试钳1夹于A相，将另一测试钳2夹于待测间隔出线刀闸电缆头处A相，测试后记录直流电阻数据，顺序进行下一间隔A相测试。
（3）全部测试后将基准点倒至B相，顺序测试所有B相完毕后，再按以上测试顺序测试全部间隔C相回路电阻。
2.2 测试结果分析
（2）将所有不同间隔各回路接触电阻进行比对观察有无显著差异。对回路电阻（最大值-最小值）/最小值≥10%的回路进行进一步检查直至找出差异点。
本步骤所列公式为检验各相邻间隔回路电阻差异性的经验公式，由于相邻间隔开关柜所经过的一次电气元件类似，只有引线长度的差异，故可以用此方法判断是否存在三相接触不良过热情况。
（3）对基建安装投运前已进行测试的开关柜将测试结果和投运前测试的初始值比对观察直阻变化趋势对有偏差超过10%的间隔相别进行进一步分段查找。
（4）对老旧开关柜则偏重于本间隔不同相别回路接触电阻进行比对和不同间隔相同或不同相别回路接触电阻进行比较，有显著偏差的间隔进行进一步分段查找处理。
3.全回路电阻在预试工作中的应用
3.1 前期准备
3.2 预试现场应用实例
在预试中使用“开关柜全回路电阻测试法”对全部11个预试变电站10kV及35kV室内开关柜设备测试全回路电阻。
现场抽取531与538开关柜，取开关柜内母线侧刀闸（531-1、538-1）与母线间引线以及线路侧刀闸（531-5、538-5）与电缆间引线为测试点，测试开关柜内由母线侧刀闸、断路器、电流互感器、线路侧刀闸与之间引线的回路电阻。测试结果为137微欧与151微欧，测试结果都正常因而判断出故障部位应在开关柜顶母线处。
4.结论
本文针对开关柜内一次设备过热问题，提出了一种利用开关柜全回路电阻测试，宏观检验整段母线所属开关柜内一次设备有无接触不良过热的方法。该方法在2011年春季预防性试验工作中得以应用，消除了部分过热隐患。总结本文的工作，取得了以下一些结论和成果：
（1）提出了“开关柜全回路电阻”概念并发明“开关柜全回路电阻测试法”测试开关柜内一次设备可能的发热情况。
（2）在保定供电公司2011年春季预防性试验工作中，应用“开关柜全回路电阻测试法”，预判并解决了110kV东亭变电站10kV开关柜设备母线接头处螺丝松动缺陷。
（3）本文所研究的方法是对开关柜内一次设备接触电阻测试方法的改进。本方法可以快速定性分析出开关柜内一次设备有无接触不良过热，是一种较粗放的检测方法，对于具体过热部位还要逐段测试接触电阻检验。
参考文献
[1]2011年春季预试两卡收存[Z].河北电力公司保定供电公司，2011.
回路电阻范文第4篇
关键词：核电 二回路 冲洗 经验反馈
中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）10（c）-0126-02
为去除凝结水和主给水管路内的铁屑、焊渣及管道加工运输安装过程中产生的腐蚀产物，确保调试阶段二回路水质清洁，防止蒸汽发生器二次侧腐蚀，核电厂有必要进行二回路冲洗工作。海阳核电一号机组二回路冲洗调试工作历时66天，比预定工期提前15天完成。二回路水质达到AP1000核电A级水质（氯离子小于等于0.15 ppm，氟离子小于等于0.15 ppm，悬浮物小于等于0.5 ppm）要求，为海阳核电1号机组SG二次侧水压试验提供了必要条件。
1 二回路冲洗工艺选择
1.1 海阳核电1号机组二回路冲洗调试面临的实际情况
海阳核电1号机组主给水可用节点（二回路冲洗完成节点）控制日期为2015年7月10日。凝结水系统CDS-51移交包（包括凝结水最小流量再循环回路）由于施工滞后，于2015年4月20日才完成TOP移交，留给二回路冲洗工作的实际工期只有81天。
二回路冲洗水源来源于除盐水储存与分配系统（DWS）的凝结水储存箱（CST）。CST依靠DWS系统两台除盐水输 送泵补水。DWS输送泵由于出口气动阀尚不具备自动控制功能，流量压力出现波动时会导致DWS输送泵跳泵，对冲洗水源的连续供给提出了挑战。
1.2 创新设计
为保证水源的连续供给，海阳核电1号机采用了从凝结水精处理系统（CPS）冲洗水泵出口接一路临时水源到凝汽器、除氧器及凝结水泵密封水管路的临时措施。具体补水路径为：除盐水厂（除盐水处理系统DTS）―CPS自用水箱―CPS冲洗水泵―凝汽器/除氧器/凝结水泵密封水母管。
海阳核电1号机组CPS自用水箱设计容积500 m3，由除盐水厂直接供水，避免了DWS输送泵的制约。CPS共有3台冲洗水泵，每台冲洗水泵额定扬程50 m，额定流量120 m3/h，单台冲洗水泵运行时，可在5 h内将除氧器补水至正常工作液位。此路临时水源的设计为凝汽器与凝结水泵机械密封提供了稳定的水源，避免了DWS系统检修对凝结水系统冲洗的制约。同时增加了为除氧器补水的水源，可使主给水再循环回路冲洗工作与凝结水系统预冲洗工作同时进行。
1.3 二回路冲洗工艺的确定
新机组在启动前可以采用大流量冲洗排污方式进行管路净化，而并不会带来系统的热源损失。根据工程实践，新机组启动前进行冷热态冲洗对提高机组汽水品质有明显的效果[1]。海阳核电1号机组二回路联合冲洗最终采用管路冷态大流量预冲洗与加药后冷热态循环冲洗的方式进行。考虑冲洗过程中的节能措施，冲洗的动力源为凝结水泵加主给水前置泵。热态循环冲洗的热源由辅助电锅炉提供。
2 海阳核电二回路冲洗调试内容
海阳核电二回路冲洗工作共分为6个阶段，分别为：凝结水再循环回路冲洗、凝结水主回路冷态预冲洗、给水泵再循环管路冷态预冲洗、主给水管路冷态预冲洗，凝结水和主给水管路冷态联合冲洗、凝结水和主给水管路热态联合冲洗。
2.1 凝结水再循环回路冲洗
该阶段主要进行凝汽器热阱冲洗、凝结水泵密封水管路冲洗、凝结水泵A、B、C启动试验及凝结水最小流量再循环回路冲洗、凝汽器溢流管路冲洗、低压缸喷水减温及水幕喷雾管路冲洗。本阶段调试工作的重点是凝结水泵的首次启动。
2.2 凝结水主回路冷态预冲洗
该阶段冲洗为冷态，单台凝结水泵运行工况，主要进行三列低加管路的各自排放冲洗、SG排污热量回收至除氧器回路冲洗、密封水主回路及分支管道冲洗、低加疏水泵出口连接至MS疏水泵出口管道至除氧器冲洗、除氧器至凝汽器短循环冲洗。此阶段将可能向除氧器进水的管路进行排放冲洗，并且均以浊度≤3NTU的指标进行了验收，保证了进入除氧器的水源洁净。
2.3 给水泵再循环管线冷态预冲洗
该阶段调试主要进行三台前置泵的8 h预运行试验及每台前置泵对应的给水再循环管道冲洗。由于除氧器增加了临时补水水源，因此本阶段冲洗可与前两阶段冲洗同时进行。前置泵运行期间应密切监视油供给情况，避免设备损坏。
2.4 主给水管路冷态预冲洗
该阶段冲洗为冷态排放冲洗。冲洗路径为凝汽器低压加热器C管侧/低压加热器A管侧/低压加热器B管侧除氧器高压加热器旁路/高压加热器A管侧/高压加热器B管侧汽轮机排污箱排放冲洗。验收指标为每列浊度≤3NTU。
2.5 凝结水和主给水管路冷态与热态联合冲洗
该阶段冲洗为加药循环冲洗，根据水质情况适当进行排放。启动二回路加药系统（CFS），通过凝结水泵出口及前置泵入口加药点向系统加氨，至浓度为30～50 ppm，加入氨水调节pH值至大于9.5。
热态联合冲洗最终水质达到A级标准，冲洗路径及水质最终化验值见表1。
3 二回路联合冲洗调试的良好实践总结
回路电阻范文第5篇
关键词：核电；二回路；凸台；直口；咬边
中图分类号：TM623.7 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 (2012) 14-0108-04
一、概述
核电是安全、清洁和可靠的能源，具有旺盛的生命力，同时核电也存在潜在的核辐射的危害。美国三里岛核电站事故、乌克兰切尔诺贝利核电站事故，使人们对核事故的危害有了进一步的认识，又对加强核安全有了更深刻的认识。我国在核能发展、核电建设和运行中始终坚持“安全第一、质量第一”的总方针，积极参与国际核能利用安全合作。随着核电事业的发展，核电厂的质量保证工作日益受到人们的重视和关注，人们日益认识到：不断改进质量对于获得和保持良好的经济效益十分重要，核电厂的各个阶段和每一个环节的质量都有可能影响核电厂的安全性和经济性，在完成核电厂某一特定工作中，对要达到的质量负主要责任的是该工作的承担者。
二、事情经过
