110kV变电站电气安装调试技术要点及对策探析

陈惠雄

（惠州市鸿业电力有限公司，广东 惠州 516001）

1 110kV变电站电气安装技术要点

1.1 设备安装前检查

（1）三维冲击记录。以主变压器设备为例，当前在多数变电站项目中，普遍选择配置免吊芯变压器，这类变压器的使用性能较为优异，但在运输期间受到外部环境因素影响，容易出现油污染与受潮损坏等质量问题，且常规器身检查项目难以全部发现设备故障问题，进而影响电气安装质量，形成安全隐患。因此，在变压器运输前，需要在变压器中设置三维冲击记录仪，并在设备入场环节，对三维冲击记录信息进行分析，根据监测数据判断变压器是否存在故障隐患，解决设备潜伏故障。在确定设备无潜伏故障与质量隐患，或是问题得到解决后，即可拆除三维冲击记录仪。

（2）常规检查。在电气设备安装前，工作人员将安装图纸为主要依据，对各批次电气设备与电缆线路的规格型号与外观质量进行检查，核查质检报告等相关文件。如果设备线路存在明显质量缺陷，或是规格型号与安装方案不符时，退回这类设备线路。随后，清理设备套管等部件表面附着的灰尘污渍，开展套管耐压试验与油枕检查试验等一系列试验，全面掌握设备性能质量。最后，将无质量缺陷且性能质量达标的电气设备投入使用。

1.2 主变压器安装

在主变压器安装环节，首先，对变压器附件进行安装。例如，在安装冷却装置时，打开散热器油管与碟阀密封板，将冷却装置与散热器短管进行连接，测量校正散热器平行度与垂直度，将法兰中心线偏差控制在5mm以内，拧紧油泵和散热器连接螺栓，将散热器固定。其次，在基座与变压器中标记纵横中心线，为后续安装作业的开展提供明确参照，确保基础中心线与变压器中心线二者保持为重合状态，严格控制中心线偏差。

1.3 高压开关柜安装

在高压开关柜安装环节，工作人员需要掌握以下安装要点：（1）在设备入场环节，考虑到高压开关柜重量较大，且室外到室内存在台阶，无法使用叉车直接将高压柜运输到安装位置。因此，需要在台阶处垫设临时性基础平台，并设置槽钢，使用撬棍将高压开关柜沿槽钢转移至室内。（2）将施工图纸为依据，在现场找准主屏位置，可选择对采取三点一线方法，确定主屏前盖板中心点、穿墙套管中心点与主屏进线中心点。而在安装多排高压开关柜时，考虑到以母线桥连接方式为主，需要采取四点一线方法，方可找齐母线桥对策高压开关柜。（3）调整基准盘，在预埋槽钢内焊入盘体，对其他开关柜设备进行固定处理，并对盘问螺栓进行固定处理。在必要情况下，对高压开关柜采取防震保护措施，避免出现柜体移位现象。（4）连接母线。将设计图纸与说明书等文件作为依据，在高压开关柜内连接母线，并安装与紧固螺栓。（5）二次接线。对高压开关柜的内接线端子排情况进行检查，在必要情况下修改端子排分布结构与线缆铺设路径。随后，严格遵循相关规范开展二次接线作业，确保电缆排列整体，并对电缆屏蔽层进行接地处理。

1.4 隔离开关安装

在变电站项目中，隔离开关装置是一种频繁启闭的开关电器，发挥着满足额定电流热稳定与合理断路器及线路的重要作用。但是，在传统变电站电气安装模式中，隔离开关装置的实际开断性能有所不足，且安装位置不合理，难以充分发挥应有效能。

因此，在隔离开关安装环节，一方面，需要同步安装隔离开关与灭弧装置，以此改善装置开断能力。另一方面，结合项目情况，合理选择隔离开关安装位置，常见安装位置包括分支线路接口部位、监控线路及电缆线交汇部位、用户电缆线与架空线路结合部位。

2 110kV变电站电气调试技术要点

2.1 高压试验

在高压试验环节，将厂家所提供质检报告与说明书等文件作为主要依据，科学制定试验方案。随后，清理间隔母线表面附着的灰尘污渍，拉出母线筒母线以及主变压器内进线桥断开把手车，使用2500V摇表工具对母线绝缘性能进行检测，并对主母线采取加压措施，根据检测结果判断母线绝缘性能以及耐压值是否符合安装标准。

2.2 回路传动试验

在回路传统试验环节，为保证试验安全与结果准确，严格控制电气调试顺序，在保护调试与高压试验结束后，方可开展回路传动试验，基于试验结果判断回路保护性能。同时，调试人员使用摇表等工具，对回路绝缘电阻进行测量，并观察回路通电情况。在确定回路绝缘电阻值达标，且不存在金属性接地情况后，方可进行送电，开展回路传动试验。

2.3 主变压器差动保护极性检测

在变压器运行期间，所设置电流互感器极性正确与否，将直接影响差动保护效果与变压器运行稳定性，是变电站电气调试工作重点。

因此，在电气调试阶段，需要对主变压器开展差动保护极性检测作业，根据检测结果判断主变压器各侧电流互感器极性是否正确，对错误接线部位进行调整。

2.4 绝缘电阻测试

为保证变电站电气系统运行安全，需要开展绝缘电阻测试，使用兆欧表设备，将其与各处线路保持连接状态，清除连接点锈迹。

随后，调试人员转动兆欧表手柄，将兆欧表转速保持在一定标准，持续转动0s，兆欧表所显示电阻值即为绝缘接头的绝缘电阻值。此外，在摇表前，为保证调试安全，切断被测设备电源，对其开展短路放电操作。同时，将绝缘良好的单根线进行分开处理，如果线路缠绕在一起，或是与地面接触时，将会产生误差。

3 110kV变电站电气安装调试技术问题及解决对策

3.1 隔离开关安装问题

在隔离开关安装环节，经常出现把手与关联杆传动机构结合不紧密问题，进而在装置内部形成空隙，影响装置开关效果。同时，在装置孔壁齿轮吻合性不佳时，也会出现齿轮卡涩与三相电流不同期接触的问题。针对这类问题，在隔离开关安装期间，工作人员应定期观察把手与传动机构间的结合情况，调整零部件位置，以消除结合面空隙。同时，在齿轮面与触头表面均匀涂刷润滑油，并对触头破损部位进行打磨处理，以改善齿轮吻合效果。

3.2 电气设备受潮

在电气设备运输与安装阶段，受到外部环境影响，偶尔出现电气设备受潮问题，削弱了设备使用性能，在问题严重时，还将引发设备运行故障出现。根据问题产生原因与表现形式，可以将电气设备受潮问题分为隐性受潮与显性受潮。其中，隐性受潮为设备绝缘部位局部集积水分，并出现局部放电现象，持续产生与扩散气体，最终出现贯穿性绝缘击穿故障。而显性受潮为变压器油箱底部等部位积聚大量水分，且绝缘部位浸泡水中，易出现绝缘击穿现象，且击穿机理为热击穿。针对设备受潮问题，需要从事前预防与事中处理两方面着手。

首先，提前对变电站电气安装现场环境温度与空气湿度进行测量，如果温度过低，则对设备结构进行加热处理。而在空气湿度较高时，则在现场配置除湿器或干燥空气机等设备，持续向室内补充干燥空气，以此预防设备潮湿损坏问题出现。

其次，在设备安装前后，对设备结构质量进行检查，针对存在显性受潮或隐性受潮问题的电气设备，更换密封不良的零部件，对渗漏点进行补焊处理，清除设备内部渗入水分，并更换容易反复出现受潮问题的部件，如老式套管。同时，在设备周边放置干燥剂，持续吸收周边环境中的水分。

3.3 电缆线路破损

在电缆线路运输及安装期间，受到外力影响，有可能出现电缆破损问题，如果直接安装与使用这类破损电缆，将以此为诱因引发短路故障出现，在问题严重时还将出现人员触电与电气火灾等安全事故。

因此，在变电站电气安装调试期间，定期检查电缆线路表面结构是否存在破损故障，及时更换绝缘部位破损或老化严重的线缆。同时，对电缆线路采取固定保护措施，尽可量配置绝缘性能与阻燃性能优异的新型线缆，预防和减少电缆线路破损与短路等问题出现。

3.4 变压器渗漏油

（1）变压器油检查。在变压器运输与安装环节，受到外力碰撞与人为环境等因素影响，有可能出现法兰件松动问题，进而影响变压器密封性能，有可能出现漏油现象。如果这一问题未得到及时发现与解决，将会直接影响变压器的运行状态，提高变压器运行故障出现概率。因此，在变压器安装前，工作人员需要对变压器结构密封情况与油况进行检查，如果存在漏油现象，清除设备结构表面附着油污，对松动法兰件进行紧固处理，或更换绝缘胶垫，以消除渗漏点。随后，对变压器补充用油，要求补充油与本体油属于相同批次、品牌与种类。

（2）绝缘油质量判断。变压器油质是绝缘电阻值的重要影响因素，在变压器安装调试与运行期间，如果变压器本体油含水率过高，或是油内混入杂质，将以此为诱因，导致变压器绝缘电阻值产生变化，在问题严重时，变压器内电场与温度场将处于不均匀状态，并在电场以及低温部位集积水分，最终出现局部放电或绝缘击穿等安全事故。为预防和减少这类问题出现，在变压器安装前，工作人员需要对变压器本体油开展色谱检查分析以及采样简化分析操作，并测量油体含水率，根据分析结果判断油质。如果油质不达标，或是含水率较高时，则更换全新油品，或是清除混入杂质与多余水分。

4 结语

综上所述，为保障变电站电气运行安全，实现项目预期建设目标，在变电站电气安装调试阶段，工作人员必须全面掌握电气安装调试技术要点，严格控制各工序环节质量，重点预防设备潮湿受损与线缆绝缘破损等常见安装质量问题的出现，以促进电力行业的健康、可持续发展。