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回路电阻范文1
关键词：接触电阻 影响 措施
1 前言
国标GB/T 15078-1994中定义接触电阻就是电流通过触点时在接触处产生的电阻。从狭义上来讲就是连接导体之间接触面上的电阻值，其广义是反映了电荷从一种物体移动到另一种或同一种物质时要消耗一定的能量，这种能量的消耗好似一种阻力，而这种阻力与同种导线不同种导体的材料几何形状、接触界面状况、接触的松紧距离等有关，可用电阻定律简要描述为RJ=ρL/S。RJ为接触电阻；ρ为导体的电阻率，由导体的材质决定，同时与温度有关可表示为ρt=ρo（1+αt）；S为导体的横截面积；L是导体的长度。两个导体接触面变小、接触表层氧化等会造成接触电阻的急剧增长，电阻的发热量与流过的电流平方成正比，与电阻的大小成正比，电阻又与温度相关，温度上升，电阻增大，结果会使接触电阻与温度相互循环上升。在电流回路接触电阻引起电流互感器二次回路电阻增大，电流互感器测量误差增大，电压回路接触电阻压降增大。务必要引起继电保护专业技术人员和管理人员的高度重视，不然后果难于预料。
2 接触电阻对电流回路的影响
在我公司有不少电流回路采用插拔连接（即通过插头、插座连接），如发电机中性点电流互感器在中性点柜内的连接，机组MPN系列电动机保护装置，所有电磁型电流继电器都是带底座插拔的等。带底座插拔式外回路引线通过底座与继电器连接，这样的电流回路连接优点是回路操作简单，缺点是造成电流回路开路的可能性增加，并且连接处的接触电阻会造成电流互感器的10%误差大幅增加，从而影响继电保护装置的可靠性和灵敏性。还有一些端子采用活动连片螺丝固定式，若连接片未固定牢固或接触面积小就会发生端子排烧坏情况。某电厂6KV保护装置柜曾发生烧损情况，最后检查就是连接片接触太少，运行中发热造成端子排高温烧熔，二次回路接线损坏，设备停运处理。以某电厂检修中发现的电流互感器回路问题为例来说明接触电阻在电流回路中的影响。在1号机大修中发现1号高厂变高压侧A相电流互感器在高厂变端子箱处断开电流互感器端子连接，测量电流互感器的直流电阻大约为10欧姆左右，怀疑为1号高厂变高压侧套管处电流互感器与外部连接的插头接触不好，在活动该插头后电流互感器的直流电阻最大达到40多欧姆，但最小时不到2欧姆，可见电流互感器插头连接处的接触电阻变化很大。按最严重的情况下计算电流互感器的10%误差曲线，在最大穿越性短路电流时该电流互感器的二次回路电压达到4800V，电流互感器的伏安特性曲线在300V左右已饱和。以高厂变二次额定电流2A计算电流互感器的误差，二次回路电压为500V左右，也远超过电流互感器的伏安特性曲线300V。从分析看使用带插拔连接的电流回路根本不能适合现场的要求，必须进行端子接线改造。即便临时处理活动连接部分后电流互感器的直流电阻合格，但因为该连接的引线较长，在室外引线要经受风吹雨打，在变压器上的人随手可碰触引线，雨水湿气进入连接头内部造成生锈氧化等各种因素都仍然会加剧接触电阻的增大。
3 接触电阻对电压二次回路的影响
我公司发电机机端电压互感器二次侧引出线也均采用插拔式连接，其它电压互感器二次侧采用保险和空开，都存在接触电阻的问题。某次在机组大修后发电机手动零起升压试验时，发电机刚升压就发现匝间保护回路有电压，且有增大趋势，最后经过多方面检查为插件处插孔内陷，造成回路接触电阻增大，使保护测量到异常电压，排除了一次设备故障的可能。电压回路接触电阻影响对计量回路影响最大，当保险盒或空开处的接触电阻压降为1V时（电压互感器二次侧额定电压为57.7V），P=3×UI×COSφ，1÷57.7=1.73%，将造成1.73%电量计费损失，因此在工作中要求定期开展电压互感器二次压降现场误差测试。尤其220KV、500KV母线电压互感器带负荷多，二次回路的电流要大，保险盒和空开的接触电阻压降更大，直接影响公司的上网电量的计量，造成效益损失。
现场一般要求电压互感器的保护、测量、计量回路分开，保护要求电压的误差可以高些，所以对保护的影响较小。但6kV系统母线电压互感器的计量、测量、保护二次回路不分开，所以6kV母线电压互感器保险和空开的负荷是很大的，接触电阻压降对保护、计量、测量的影响均不能忽略。如果6kV母线电压互感器保险和空开的负荷电流0.5A计算，接触电阻20欧姆计算，那么接触电阻造成的压降就达到10V左右，这并不是最严重的情况。
4 接触电阻对直流回路及联锁的影响
接触电阻在直流回路中的影响主要是继电器接点的接触电阻。由于环境条件如温度、湿度、污染等会造成继电器接点氧化生锈，振动等原因造成继电器接点变形，这些都会造成继电器接点接触电阻的急剧变化，有些继电器接点氧化膜太厚会出现接点闭合后不能导通。有些继电器的线圈电阻本身很小，如防跳继电器电流启动线圈和电流保持线圈一般1～2欧姆，电流保持线圈与继电器的接点串连，如果接点接触电阻太大会影响继电器的动作性能。继电器接点接触电阻增大，在通过大电流时有可能造成接点烧粘连，继电器线圈失电后接点不返回。曾发生过有个变电站两条110KV母线电压互感器低压切换中间继电器因流过电流大造成接点烧粘连，在该母线停运时因为两母线电压互感器始终处于并列状态，当断开母线联络开关时造成运行母线经两并列的电压互感器向停电母线反充电，两母线的电压互感器保险均熔断。某电厂曾发生发电机同期并网后主断路器立即跳开的情况，现场无任何报警信号，经过继电保护人员的仔细检查，确认为线路保护装置出口插件板上的跳闸继电器接点粘连造成的。在电力系统继电保护因继电器接点接触电阻大造成继电器接点稍粘连的事故已多次发生，现在随着微机保护的发展，继电保护人员对电磁型继电器的认识越来越淡化，对电磁型继电器检验不够重视，对微机保护中的重动和出口继电器（属于电磁型）漏检现象很多，应该引起继电保护人员的注意。
接触电阻在直流回路中的影响还表现在直流系统电源开关刀闸和各支路电源开关和电源保险处。当直流系统各支路电源开关和电源保险接触电阻较大时，该支路出现多台设备同时合闸和跳闸时，直接影响者设备跳闸合闸线圈处的直流电压。假如支路电源开关和电源保险接触电阻为5欧姆，发生6KV母线低电压保护动作，假设有10台电动机开关要跳闸，每台开关跳闸电流1A，此时接触电阻的压降将达50V，此时很可能影响联锁跳闸回路的拒动。
5 工作中应采取的措施
5.1 将插拔式的插头插座连接改为用端子排的直接连接。在互感器与外部连接处安装一个防雨防尘的接线盒，内部电流互感器回路与外回路的连接经过接线盒内的端子排连接。在有检修需断开电流互感器连接时在端子排上将相关引线拆开。对于插拔式保护装置，在每次插入装置时均需检查卡件到位，并在端子排上断开连接，测量回路的电阻合格，并在日常点检时用红外测温仪测试端子温度。
电磁型电流继电器在每次插入时也要在电流继电器底座端子上测量拔插前后继电器交流回路的电阻不应有太大的变化。坚持每次停机电流回路的所有接线端子必须紧线。坚持定期测量电流回路的连接电阻和红外温度监测。
5.2 定期测量电压互感器计量回路、保险和空开处的电压降和负载电流，每次电压互感器回路故障后也要及时保险盒和空开的电压降。
5.3 要按检验规程要求对电磁型继电器的接点可靠性检验和继电器内部接点的机械检查，发现接点变形及时调整，调整仍不满足要求要更换继电器，接点氧化时要及时用纱布打磨，微机保护内的电磁型继电器要按照电磁型继电器检验规程认真检验。
回路电阻范文2
关键词：开关柜 断路器 主回路电阻 预防性试验
中图分类号：TM561 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）03（b）-0060-01
35 kV及以下电压等级的中低压断路器是供配电系统中重要的控制和保护设备，断路器运行的安全可靠性直接影响到电力供应的服务水平。随着供配电系统可用占地面积的不断缩小和测控保护功能要求的进一步提高，35 kV户内开关柜已成为新建或改造供配电系统首选的集成开关布置方式。从相关案例和实际工作经验可知，影响断路器安全可靠运行的因素较多，由动、静触头接触不良引起的回路电阻异常等故障就是较为常见的一种。开关柜中断路器回路电阻异常会影响导电回路温升及触头工作，进而影响到断路器及开关柜运行的安全稳定性。在GB3906-2006《3.6 kV～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》、GB1984-2003《高压交流断路器》、GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T 596-2005《电力设备预防性试验规程》等相关的国家、电力行业标准中均明确要求在高压开关柜型式试验、出厂试验、交接试验，以及预防性试验等项目中，均需要测量开关柜中断路器回路电阻是否处于技术指标允许的范围内，避免由于回路电阻异常引起回路发热过大，进而引起开关柜柜内安全事故。
1 ZN85-40.5断路器运行现状分析
220 kV中枢变电站其总容量240MVA，装有两台型号为SFSZ9-120000/220 220±8×1.25%/121/10.5kV，120/120/60MVA的三绕组变压器，电压变比为220/110/10.5kV。由于受变电站占地面积的影响，该变电站220 kV和110kV侧均采用室外GIS布置；为确保35 kV系统具有较高的供电安全可靠性，35 kV侧采用户内高压开关设备，户内开关设备选用KYN61-40.5铠装移开式交流金属封闭开关设备，断路器选用的是国内某公司生产的ZN85-40.5真空断路器。该变电站并网投运以来的1年3个月中，35 kV侧的ZN85-40.5真空断路器柜各项运行特性参数均较好。随着35 kV侧电网建设不断完善，线路负荷不断增加，尤其当地工厂中大量变频设备、整流设备等的使用，对35 kV侧系统的综合调控性能要求也进一步提高。例行预防性试验数据表明，35 kV侧3#柜和6#柜的ZN85-40.5型断路器其主回路电阻呈现增长趋势且最近一次检测数据超过断路器厂家技术指标规定的100μΩ。从3#和6#断路器柜的出厂、交接、预防性试验历史数据统计分析结果可知，此两台35 kV断路器柜在35kV侧负荷不断增加情况下，其断路器主回路电阻存在持续增长态势，急需找出故障原因予以排除以保证开关柜的安全运行。
2 ZN85-40.5断路器主回路电阻异常原因分析
2.1 预防性检测数据
220 kV变电站检修人员在最近一次进行设备的停电预防性试验时，发现两面35 kV断路器柜其断路器主回路电阻出现严重超标，厂家技术指标规定该值不大于100 μΩ，其断路器回路实测数据如见表1所示：
从表1中可以看出#3断路器柜三相电阻超标较为严重，分别为131 μΩ（A相）、57 μΩ（B相）、129 μΩ（C相），超标最严重的B相其超标率达到157%。结合温升在线监测装置监测数据，#3开关柜三相的发热效应也远超过国家标准GB763-90《交流高压电器在长期工作时的发热》中触头最大允许运行温度值（90 ℃），分别为96 ℃、108 ℃和95 ℃。35 kV断路器开关柜中的断路器主回路电阻严重超标，直接影响到断路器的安全，影响变电站35 kV侧供电网络的安全可靠、节能经济调控运行。
2.2 断路器主回路电阻超标原因分析
根据断路器主回路电阻检测历史数据，并结合相关案例分析结果，认为引起35 kV断路器开关柜断路器导电回路电阻出现增长态势的主要原因为：（1）触头在35 kV负荷不断增加下，负荷电流增加，在发热作用下产生氧化，在动、静触头处残存有游离碳或机械杂物；（2）因安装调试不当，造成断路器操作机构在动作过程中机械产生卡涩，触头动作性能降低，压力下降；（3）断路器动、静触头紧固件在动作过程中产生松动、接触面不整洁等问题，引起接触不良，在温升作用下不断运行条件不断恶化。
为找出该变电站35 kV侧断路器开关柜断路器主回路电阻超标的原因，委托我公司进行解体检查。在确保3#柜和6#柜线路负荷转移到相关回路后，决定对断路器进行解体检查，经解体发现该断路器动、静触头存在严重灼烧现象，且固定件出现明显松动。于是决定这两台断路器进行返厂更换处理。
3 ZN85断路器主回路电阻异常处理
从故障分析可以看出，引起35 kV侧断路器开关柜断路器主回路电阻超标的主要原因是由于负荷的频繁波动，断路器在动作过程中引起紧固件松动，导致动触头接触性能降低，出现严重烧损问题，决定对两台断路器返厂对其中的断路器灭弧室进行全面更换处理。厂家在采用同型号断路器进行更换处理后，相关性能测试满足要求并通过出厂试验后重新发到变电站。经现场交接试验满足要求后，将#3开关柜和#6开关柜重新并网运行，并运行一段时间后对开关柜断路器主回路电阻值进行停电测量，其测量值如表2所示。
从表2可知，35 kV侧断路器开关柜中的断路器经同型号设备更换处理后，其主回路电阻测量值均恢复到100 μΩ的技术指标范围，且同返厂维修后的交接试验数据相比没有发现主回路电阻存在增长趋势，故障得到有效处理。
4 结语
当断路器开关柜中断路器主回路电阻值存在超标问题时，应结合现场检测和试验数据信息从设备材质、设备实际运行负荷电流、检修工艺等诸多方面进行故障原因的详查，并采取有效的技术措施对回路电阻超标进行科学处理，避免盲目处理，以提高高压开关柜运行的安全可靠。经详细的试验数据统计分析、解体故障排查以及返厂更换处理，35 kV断路器开关柜断路器主回路电阻超标故障得到有效处理，恢复和提高了3#和6#开关柜出线线路的供电可靠性。
参考文献
[1] 张裕生.高压开关设备检测和试验[M].北京：中国电力出版社，2009.
回路电阻范文3
关键词：理想变压器；能量守恒；原线圈；副线圈
理想变压器类型的试题在全国高考新课标卷经常出现，在高三备考的过程中应该引起重视，纵观近两年的全国高考试题，理想变压器类型的考题难度看起来不大，但计算量很大，有些试题的解题过程和计算量并不亚于一道计算题。繁琐的计算影响学生的答题速度和正确率。如何突破这一关卡呢？
我通过研究发现近年来理想变压器类型的试题考查方向主要是理想变压器原副线圈电压关系和电流关系。这两年全国高考新课标卷理想变压器类型的试题原线圈回路有电阻，这样增加了解题难度，因为原线圈的电压不等于电源的电压，会随副线圈电流的变化而变化。由于变化的因素多，分析起来比较繁琐，用常规的解法列的方程式多，过程复杂，运算量大。对于这类问题，我想用能量守恒定律进行分析解答，解题的思路和过程变得简单，计算量也较小。下面我用能量守恒定律来分析两个高考题，和大家来交流解题方法。
考题一：（2015・新课标全国Ⅰ，第16题）一理想变压器的原、副线圈的匝数比为3∶1，在原、副线圈的回路中分别接有阻值相同的电阻，原线圈一侧接在电压为220V的正弦交流电源上。如图所示，设副线圈回路中电阻两端的电压为U，原、副线圈回路中电阻消耗的功率的比值为k，则（ ）
A.U=66V，k= B.U=22V，k=
C.U=66V，k= D.U=22V，k=
本题用常规的解题方法，解题思路繁琐，列的方程较多，如果用能量守恒定律进行解答则简单很多。解题思路如下：
设电源电压为U0=220V，原线圈电流I1=I，副线圈电流为I2，则由n1∶n2=I2∶I1得I2=3I，U=IR。由能量守恒定律可得，理想变压器电源输出的功率为原副线圈电路中电阻消耗的功率和，表达式可列为：U0I1=I12R+I22R，代入计算得U=IR=66，K=（I12R）∶（I22R）=1∶9。显然应用能量守恒的解法，思路简单，容易计算。
考题二：（2016・新课标全国Ⅰ，第16题）一含有理想变压器的电路如图所示，图中电阻R1，R2和R3的阻值分别为3Ω，1Ω，4Ω，A为理想交流电流表，U为正弦交流电压源，输出电压的有效值恒定。当开关S断开时，电流表的示数为I；当S闭合时，电流表的示数为4I。该变压器原、副线圈匝数比为（ ）
A.2 B.3 C.4 D.5
本题的难度也比较大，用常规方法进行解答，思路复杂，学生也不容易入手，虽然此题的解法有多种，但在解答的过程需要列的方程也有七八个之多，学生解答起来相当繁琐。本题如果应用能量守恒定律进行求解，在列式和计算上简化了很多。解题分析过程如下：
对于理想变压器，不管S是闭合还是断开，电源输出的功率总等于原线圈和副线圈的电阻消耗的功率之和。设原副线圈的匝数之比为n，当开关S断开时，由题意得原线圈电流为I，副线圈电流为nI，则有UI=I2R1+（nI）2（R2+R3），当开关S闭合时，由题意得原线圈电流为4I，副线圈电流为4nI，则有4UI=（4I）2R1+（4nI）2R2，代入各电阻的数值，两式相比解得n=3。这样求解解题时间少，运算量也不大，考生容易得到正确答案。
综合分析这两个高考试题，有些相似之处，原线圈的回路中都有电阻。因为原线圈存在电阻，颠覆原来一成不变的原先线圈电压等于电源电压，为恒定值的模型。原线圈的回路中的电阻使得原先线圈电压会发生变化，学生分析起来感到棘手，甚至找不到解题的路径，用常规熟悉的解题方法进行解答，发现需要列的表达式很多，计算起来就容易出现差错。广大教师对这类问题的解答和网络上查找的参考答案都一样显得繁琐。在我看来是我们物理教师在教学中过于注重解题的固有模式，对物理思想和哲学辩证思维缺乏引导。物理教学中经常出现一些哲学辩证思维的例子，如在分析力的动态平衡时涉及“以静制动”“以不变应万变”等哲学思想。这些思想在物理学的其他问题同样经常应用到。在分析理想变压器中就应用到，对于原先圈没电阻的理想变压器的分析，其实我们就是先从“原先圈电压不变”着手分析的。但我们往往只重视试题本身的解题分析，没有进一步凝练出解题辩证思想。对于原线圈有电阻的理想变压器，虽然原线圈电压不再恒定，但电源的电压是恒定的，这是一个不变的因素，我们应该抓住这个不变的因素。再将理想变压器原副线圈两端的电功率相等的思想迁移过来，则我们便能想到电源提供的功率和原副线圈电阻消耗的功率之和总相等这一客观事实。这也就应用到能量守恒定律。从恒定的电源这一不变因素出现，应用能量守恒定律进行分析解答，就避开了很多变量的干扰，使此类问题的解答达到奇妙效果。
理想变压器变压的电流关系是通过原副线圈功率相等进行推导得到的结论，能量守恒定律在解答理想变压器类型的试题其实老师和学生应该不算陌生，但广大老师和学生没能将这一定律应用到原线圈回路带电阻的理想变压器类型的试题当中。因此我们物理教师在物理教学中应该重视原始的物理模型和物理思想，不能将学生思维桎梏在一些固有的模式，才能真正提升学生综合分析问题和解决问题的能力。
参考文献：
[1]李淑淑，刘娟茹.一道有关理想变压器题目的分析探讨[J].物理通报，2016（2）.
回路电阻范文4
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5
【关键词】 吹灰器 磨损 沉降 传热引言
张家口发电厂八台锅炉全部为东方锅炉厂设计制造的亚临界、中间再热、燃煤自然循环汽包炉，1、2号炉型号为DG1025/177-2，3～8号炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4。由于张家口发电厂3-8号锅炉炉内水平烟道较长，在折焰角上方，高温过热器部位，长度为3.5米，宽度为13米。当烟气流经该部位时，由于重力原因而在该部位自然沉降，造成灰尘堆积在该处，最高达1500mm左右，高温过热器水平段管子及水平烟道底部包墙管被灰尘掩埋影响了管子表面的传热。
1 造成水平烟道积灰的原因分析
（1）在机组运行时，由于重力原因使得烟气中的灰尘逐渐在水平段沉降后越积越多。（2）在机组停机时，由于吸风机和空预器停运后，炉膛内的气流速度不足以携带重粉尘颗粒造成沉降。（图1）
2 加装吹灰器的现场分析
根据燃煤火力发电厂节能和指标管理技术规定的要求，加强吹灰管理是重中之重，而该部位处没有安装吹灰器，致使大量灰尘沉积于此，造成灰尘的二次飞扬，使得前包墙管根部出现频繁冲刷磨损，而高温过热器底部水平段及底部包墙部位基本没有产生对流传热，烟气在此形成短路，尾部烟道低温段烟气超温，最终造成排烟温度偏高，浪费了大量热能，因此需对水平烟道加装吹灰器，保持该部位受热面的清洁，加强受热面的对流传热，提高锅炉效率。我厂水平烟道较长，为13米×3.5米，在运行中由于烟气流速降低，在水平烟道底部包墙处造成大量沉降灰，经在机组停备、小修、大修时对水平烟道处检查，发现最少的灰层厚度为100mm，最大积灰厚度为1500mm，经过现场实际测量现场安装位置如图2-5所示。
高温过热器管排与立柱之间的剩余裕量为180mm，设计的吹灰器喷口进行旋转喷吹，就会对高温过热器背火侧造成吹损。（离高温过热器只有200mm）在水平烟道左右两侧各加装一组蒸汽吹灰器，由于炉外部安装空间不足3米，因此设计传动方式为两节吹灰器管第次传动到达吹灰部位进行吹扫（半伸缩式），控制部分可并入远程控制台（DCS）进行操作，与炉内水平烟道吹灰器做并接接口，就地设置接地控制电源及控制按钮。
3 加装吹灰器后的经济性比较
通过在水平烟道处加装吹灰器，可以缓解沉降灰二次飞扬后对水平烟道前包墙及低温过热器受热面管迎火面的冲刷、磨损，减少水平烟道积灰现象。加装两台3米长的半伸缩式吹灰器，蒸汽取自吹灰母管，由DCS控制中心进行程序控制，随整台锅炉吹灰系统进行吹灰。加装吹灰器后水平烟道处大大降低对附近受热面造成冲刷磨损的发展趋势，同时提高受热面的传热能力，提高机组运行的可靠性及经济性。影响传热面积600m2左右，减少前包墙管段冲刷后需更换的合金管约10m/年，减少爆管几率约1次/10年（按爆管一次造成的经济损失约500万计算）。
4 加装吹灰器后的效果（图6，7）
5 锅炉本体水平烟道处加装吹灰器的优劣分析
（1）通过在水平烟道处加装吹灰器，可以缓解沉降灰二次飞扬后对水平烟道前包墙及低温过热器受热面管迎火面的冲刷、磨损，减少水平烟道积灰现象。（2）加装两台3米长的半伸缩式吹灰器，蒸汽取自吹灰母管，由DCS控制中心进行程序控制，随整台锅炉吹灰系统进行吹灰。（3）改造后可以增加高温过热器下部水平段及底部包墙的吸热量和传热效果。（4）水平烟道处于折焰角终端，位于高温过热器出口段与前包墙之间，外部有锅炉本体立柱阻挡，不能安装长吹灰器，只能在左右两侧各2.8米的距离中安装半伸缩式吹灰器（需根据不同机组类型进行设计和安装）。（5）水平烟道较长有3.5米，左右两侧宽度有13.5米左右，枪管与高温过热器背火侧受热面管只有200mm，需控制吹灰器不会对高温过热器背火侧造成冲刷（如加装护铁或调整吹灰周期）。（6）在降低造价的同时，新增吹灰器并入吹灰器DCS系统的问题，以及在CRT显示问题以及远程自动操作、手动操作和就地手动操作的问题需注意。（7）需注意在机组停运前需对该处进行吹灰，否则还会造成部分因吸风机停运造成的炉内残余烟气中的灰尘沉降。
参考文献：
[1]胡荫平.《电站锅炉手册》北京：中国电力出版社，2005.
[2]徐经华，何玉书.《300MW机组运行、检修岗位技术培训教材》.
[3]丁明舫.《锅炉技术问答》中国电力出版社，2002年.
[4]唐晓飞.《吹灰蒸汽对炉内受热面的吹损的分析》华北电力技术，2008年.
回路电阻范文6
关键词：试验接线；断路器；回路电阻；电容量；介损；探索与实践
中图分类号：TM561文献标识码： A 文章编号：
前言
在电力系统中断路器是重要的电气设备，起着切断或关合电流的作用。为了判断运行中断路器的健康状态，需要对断路器定期开展高压试验测试，其试验结果是设备维护决策的重要依据。当测试结果异常时，一般应查明引起异常的原因，在排除由试验方式原因引起后，可怀疑设备存在问题，应对被试设备进一步检查。
在试验结果异常时，试验接线的影响是不可忽视的一个重要因素。根据测试经验，试验接线对高压试验结果的影响较大，失真的试验结果给判断一次设备的真实状态带来障碍甚至是误判。断路器回路电阻测试和断口并联电容器的电容量/介损(Cx/tanδ)测试均是预试规程中规定的试验项目[1]。在断路器回路电阻测试中，试验接线接触不良或断线将会使试验无法正常进行；在断路器断口并联电容器测试中，试验接线的接触不良将会造成测试结果的严重失真，容易造成误判。本文将以断路器回路电阻测试和断口并联电容的电容量介损(Cx/tanδ)测试项目为例来说明接线的重要性。
1回路电阻测试
断路器回路电阻测试目的主要是判断动、静触头是否接触良好，避免在运行中断路器异常发热而造成事故。断路器导电回路的测试方法采用直流压降法，要求测试电流不小于100A，目的为了是消除断路器动、静触头间氧化膜的影响，因氧化膜在大电流下很容易击穿从而可减小测量误差。因断路器回路电阻为μ级，为了避免导线电阻和接触电阻对测试结果的影响，在回路电阻测试中采用电流线(图1中C1、C2)与电压线(图1中P1、P2)分开的接线，电压线布置在电流线的内侧方式，即四端法。测试时，对被试品施加恒定的直流电流，测试此时的被试品两端的电压，通过了计算即可得到被试品的电阻值，即为回路电阻值。
图1回路电阻测试
在断路器回路电阻测试中，试验人员接线完毕并检查无误后方可开始测试；在测试中可能会出现线路开路、阻值为零和阻值偏大情况。下面以500kV断路器回路电阻测试为例对测试及分析过程进行介绍。
1.1线路开路情况
当测试仪器显示线路开路时，试验人员在地面观察500kV断路器上的接线确实已经接好，检查断路器确实在合位，于是怀疑测试仪器有问题。试验人员用回路电阻测试仪自带的校验电阻进行检查，检验发现测试仪器可以正确检测出电阻值，说明测试仪器是完好的。
至此只有导线尚未进行排查。随后，试验人员用万用表对断路器的试验接线进行了检查。检查发现C1与P1、C2与P2是连通的，说明电流线和电压线不存在断线情况；但在测试C1与C2间的电阻值时发现其电阻值约16Ω，判断原因为断路器上试验接线未接触好，分析原因为断路器引流线上的金属氧化膜所致。重新夹接电流钳后，测试结果正常。
通过了分析，此次线路开路的原因为被测电阻超过回路电阻测试仪测试量程所致，即仪器的输出容量不能满足大电阻测试要求，电流施加不上去所致。该回路电阻测试仪的量程为0～10mΩ。
1.2阻值异常
断路器回路电阻阻值异常情况可分为阻值为零和阻值偏大两种情况。
在断路器回路电阻测试中，当测试仪器显示被测回路电阻值为0时，对测试线进行检查发现电压测试线回路不通。经分析，对于断路器回路电阻值为0的情况，其原因为断路器测试中电压线未得到电压信号。此情况可分为两种情况，一种情况为由于断路器涂漆等原因使接触不好，改换线夹搭接位置后，测试可恢复正常；另一种情况为导线断线所致，例如，试验人员在检查中用万用表测量发现一侧的电流与电压引线之间不通，动过线夹后，仍不通，可判断是由于电压线断线引起的。经更换测试线后，测试可恢复正常。
对于敞开式断路器回路电阻值，规程要求其不大于制造厂规定值的120%。当测试数值超过此范围时，应排除接线的影响，可通过变换电压线接线位置尽量减小断路器外部出线电阻的影响，并可通过断路器多次合分减小断路器触头氧化膜电阻的影响；有条件时，可采用大电流进行复测。
1.3理论分析
因断路器回路电阻测试为直流压降法测试，其电阻计算公式为R=U/I。当电流为0时，表示导线断线或电阻过大，此时仪器输出电流施加不上去，而根据计算公式电阻计算值为无限大，仪器将提示线路开路。当电压为0时，则根据计算公式电阻计算值为0，此时则表示电压线未得到电压信号，可能为电压线夹接触不良或电压线断线。当电压线P1、P2间包括过多的断路器外部引线或出线排电阻时，电阻测试值将增大，因此测试时应尽量缩小P1与P2间包含的断路器外部引线电阻的范围。
2断口并联电容的电容量介损测试
被测试的500kV瓷柱式断路器为两断口结构，每一断口各有1只断口并联电容，断口并联电容的作用是在断路器操作时均匀断口间的电压分布。按规程要求，预试时需要测试电容量/介损(Cx/tanδ)。电容的电容量主要与电容的结构尺寸和极板间绝缘介质的介电常数有关。绝缘介质的介质损耗由介质在电场作用下的电导、极化和局部放电而产生的损耗组成，通常以介质损耗角正切值(tanδ)的大小作为一个指标来判断介质绝缘性能的好坏。在一定的电压和频率下，tanδ与绝缘介质的形状、大小无关，只与介质的固有特性有关。tanδ可以有效地发现绝缘受潮、穿透性导电通道、绝缘内含气泡的游离、绝缘分层和脱壳以及绝缘有脏污或劣化等缺陷[2]。
2.1试验现象
在某站500kV瓷柱式断路器断口并联电容器测试中，发现该断路器A相介损测试异常。数据如表1所示。电容量/介损(Cx/tanδ)测试方法为正接法。
表1断路器Cx/tanδ测试数据
表1中C测试和tanδ测试为本次测试值，C交接和tanδ交接为交接试验时测试值。从测试数据分析，断口并联电容器的电容值和介损值较交接时的测试值均有很大的偏差。该站投运时间不长，两次测试时间相差为1年左右。为了确认设备是否存在异常，对该断路器断口1的并联电容进行了现场高压介损测试。由于现场试验条件限制，施加的电压最大为53kV，高压介损测试情况如表2所示。
表2断口1并联电容高压介损测试结果(含升压和降压过程)
从表2中可以看出，在电压上升过程，随着电压的升高电容值逐渐趋于稳定值；介损值随电压的升高而逐渐降低，当电压大于41kV后介损值又有升高的趋势；而在电压下降过程，介损值随着电压的下降而升高。此现象与电容器绝缘存在缺陷的现象不符，存在缺陷的情况应为介损值随着电压的升高而有所升高，因此被试品可能不存在问题[3]。
试验人员接着做了断口2的高压介损，测试情况和表1的相似。为了排除试验仪器的测试的问题，更换仪器后测试结果和更换前结果一致，说明不是试验仪器的问题。
试验人员接着对加压线进行了检查，发现断路器中部的加压线固定在了均压环上，均压环上的油漆未清除，导线直接固定在了未清除油漆的均压环上。经清除油漆后，重新接线测试，测试结果如表3所示。
表3重新接线后介损测试
从表3测试结果分析，电容量/介损测试结果恢复正常，引起此次电容量和介损变化的原因为均压环上的油漆薄膜引起。
2.2原因分析
因加压线与电容器端子间存在油漆膜，相当于在电容器与加压线间又串入了阻抗。为了分析方便采用电介质的串联模型进行分析，如图2所示为电介质的串联模型与相量图。
图2电介质的串联模型与相量图
在电压较低情况下，油漆膜作介质未能击穿，测试得到的电容值为油漆膜作介质的电容与断口并联电容器的串联。结合表2、表3中的数据，由断口并联电容的电容量1030pF及油漆膜电容与断口并联电容的串联后总电容935.4pF(加压15kV时)可计算出油漆膜做介质的电容量约为10.18nF。因施加在油漆膜上的电压与电容值成反比，油漆膜上的分压并不大，比如电压升至15kV时，油漆膜承受电压约1.38kV；当电压继续升高后，油漆膜击穿程度加重，所测电容值逐渐接近断口并联电容器的交接试验值。
因油漆膜电阻的存在，在电压的作用下必然产生有功损耗，这就意味着有功功率的增加；根据介损值tanδ为介质的有功功率损耗与无功功率损耗的比值，在有功功率增加而无功功率变化不大的情况下，测试得到的介损值必然会增大。
随着电压的增加，油漆膜被击穿程度在逐渐加重，油漆膜的电阻在不断降低，因此所测得介损值会随着电压的增加而逐渐下降。但当电压较高时，由于引线电晕的产生，使介损值有增加的趋势。随着电压的不断下降，油漆膜绝缘在不断恢复，油漆膜形成的阻抗在不断增大，因此所测得的介损值在不断增加，电容值在不断减小。
当清除油漆膜后，加压线与电容器端子间油漆膜引起的阻抗不复存在，因此清除油漆膜后测试得到的电容量介损值为断口并联电容真实值。