《中国高新技术企业》 2011年7月下-2 - 图文(6)

装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即调试监控部分功能。若遥控断路器不成功，通常有几个主要原因:断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确；一次开关处合闸保险未给上或直流屏合闸电源未合；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；控制回路未上电或测控装置未接通。可按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，进行相关数据信息详细核对，并将模拟量、脉冲量系数设置正确。同时按要求进行设计、组态，做到系统图、历史报表、实时报表、网络图等图表的完整准确；

（3）远动功能的调试：投运前要先和调度端协调以下技术内容：准确的通讯速率；通讯方式为同步或异步；通道为模拟方式或数字方式；调度端站址和本站站址；调度端遥控序号为10进制或16进制；帧功能码(一般按标准CDT规约即可)；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表；电度量数量、顺序及名称；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式(普通模拟量或BCD码)；遥控量数量、顺序及名称；遥信量数量、顺序及名称。为了避免数据传送出错，或甚至无法进行通讯，因此以上各项协调内容应与调度端完全一致。在调试过程中，要分别调试变电所上行信息和下行信息。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，模拟量反映正确，电度量正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时，校时正确。

（4）其它功能：a声音报警功能:对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。b打印功能的调试:要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。（三）带负荷测试主要是差动保护极性校验和带方向保护的方向校验。主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。具体为：其一可通过对各相电流的大小合角度分析差动极性或参看采样数据中的差流数据的大小判断差动极性（电流0.5A以上），主要看保护装置采样值，可观察到某一时刻主变电流采样数据；其二，带方向保护的方向校验线路带一定负荷之后，保护装置调采样值，通过观察同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据进行分析。其他如后台机显示等的校验。

二、继电保护调试

继电保护装置，主要分三个基本部分，其相应作用为：(l)逻辑部分，是判断被保护设备的工作状态，以决定保护是否应该动作；（2）测量部分，是测量被保护设备工作状态的一个或几个有关的电气量；（3）执行部分，是执行保护装置所承担的任务。简言之，继电保护装置是能反映被保护设备的故障或不正常运行状态并使断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。在电力系统中，当被保护设备出现不正常运行状态时，

保护装置能发出信号，以便值班人员及时采取有效措施，从而恢复设备正常运行；当被保护设备发生故障时，继电保护能使故障设备免于继续遭受破坏。（一）变压器保护变压器的继电保护配置主要有差动保护、电流速断保护、瓦斯保护、过流保护。具体的如：（1）变压器电流速断保护：由于瓦斯保护无法反应变压器外部故障，对于小容量变压器，除了应装设反应变压器内部故障最灵敏而快速的瓦斯保护外，为以反映油箱外部电源侧套管及引出线故障与瓦斯保护互相配合，可通过在电源侧装设电流速断保护，从而构成小容量变压器的主保护；（2）变压器应都装设过电流保护，为了反应变压器因外部短路引起的过电流，同时作为变压器本身故障的后备保护。（二）线路保护线路的继电保护配置主要有距离保护、方向保护、高频保护、自动重合闸等。（1）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令；（2）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令；（3）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸；（4）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不会发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。继电保护发出跳闸命令断路器跳开后马上再发出合闸命令，重合闸一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。（三）备用电源互投装置备用电源互投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投的（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。

完成以上工作，可展开系统整体的联调传动工作。步骤为：先保证户外相关设备的信号能真正到达保护装置，然后在保护装置中进行故障模拟量，以确认正确，相关信号也同时上报到当地监控系统，最后实现开关、刀闸及主变本体等相关信号都均实际上传至当地监控系统的目的。总之，对继电保护装置基本要求为“选择性、快速性、灵敏性和可靠性”，以使继电保护装置能及时且正确地完成所担负的 任务。

2011.0799

110kV变电站六氟化硫断路器安全运行的相关问题研究

余 红（中原油田第六社区供电管理服务站，河南 兰考 475300）近年来，六氟化硫断路器以其安全可靠性高、使用寿命长、易于维护等优势，在110kV变电站中得到摘要：

了广泛的应用。文章首先分析了六氟化硫断路器的工作原理及特点，在此基础上研究了影响110kV变电站六氟化硫断路器安全运行的相关因素，并提出了确保110kV变电站六氟化硫断路器安全运行的具体控制措施。

六氟化硫断路器；六氟化硫断气体；110kV变电站关键词：

TM561 　　　文献标识码：A 　 文章编号：1009-2374（2011）21-0100-02中图分类号：

一、六氟化硫断路器的工作原理及特点

（一）六氟化硫断路器的基本工作原理六氟化硫断路器也称SF6断路器，它是一种将六氟

化硫气体作为灭弧和绝缘介质的断路器。六氟化硫断路器的工作原理是当六氟化硫断路器中六氟化硫气体压力出现下降，达到第一报警值，继电器随之动作并发出补气压力信号；当气体压力继续下降，达到第二报警值时，继电器再次动作并同时发出闭锁压力信号，使断路器的分合闸回路断开，以此实现分合闸闭锁。（二）六氟化硫断路器的主要特点由于六氟化硫断路器是以六氟化硫气体为主要介质，因此，断路器本身的重量较轻，体积也相对较小，并且结构也比较简单，工作时的噪音也比较低。另外六氟化硫断路器的使用寿命比较长，还便于维护。具体可将六氟化硫断路器的特点归纳为以下两个方面：

1．安全可靠性高。六氟化硫气体属于惰性气体，本身无毒、无色、无味、不可燃、强电负性，具有优异的灭弧性能。绝缘强度高，在大气压下为空气的3倍。热传导性能好且易复合，介电强度远远超过传统

绝缘气体。因此，其用于电气设备中，可以缩小尺寸，消除火灾，改善电力系统的可靠性和安全性。

2．使用寿命长。由于纯净的六氟化硫断气体，在运行中受电弧放电或高温后，能够分解为单体的氟或硫，当电弧消失后又能够合成稳定的气体，因此，可长期使用。

二、影响110kV变电站六氟化硫断路器安全运行的相关因素分析

（一）六氟化硫气体中水分超标六氟化硫断路器主要是利用六氟化硫气体作为介质进行灭弧和绝缘的，然而只有较为纯净的六氟化硫气体才具备较高的绝缘性能以及良好的灭弧性能，如果气体中有水分侵入，通常会导致电气强度降低，并且水会和电弧产物发生化学反应，生成如硫酸、氢氟酸或是其他的带有毒性的化学物质，一旦产生这样的物质，当检修维护人员靠近时，很有可能危及其生命安全。另外，这些有毒有害的物质还会对断路器中金属材料以及绝缘材料造成严重的腐蚀，从而导致绝缘劣化，情况严重的还

三、调试收尾阶段

调试结束后，根据运行期间反映出的问题进行相关消除处理。值得注意的是，事后要做好数据备份，即计算机监控软件信息，还要做好和变电所资料的整理交接。至此，综合自动化变电所的现场调试工作结束。最后强调要抓好继电保护的验收工作，继电保护调试完毕，还要进行严格自检、专业验收，再提交验收单由厂部组织检修、运行、生产三个部门进行保护整组实验、开关跳合试验，最后合格并确认拆动的接线、标志、元件、压板已恢复正常，现场清理处理干净后，才能在验收单上签字。

护调试的实际工作，为了更好地处理变电站此方面的维护和调试效率，调试验收人员应对整个变电站的各种保护装置等掌握明了，从而能熟练地完成整个调试、验收过程。此外，因为在当前不同厂家的设备质量不同、通讯规约也各有差异，所以要注意要求厂家做好出厂前的保护调试，尤其是不同厂家的联调。最后应做好验收过程中标签、标示及各种资料图纸的归档，建立统一的相应编号，以利于日后的维护及处理工作。

参考文献

[1] 　 中国南方电网有限责任公司．继电保护及有关二次回路

验收规范[S]．2007．

[2] 　 傅学宏．综述变电站二次回路干扰问题及防范措施[J]．

大众科技，2010，（2）．

（责任编辑：赵秀娟）四、结论

综上所述，通过总结变电站二次回路调试、继电保

100

2011.07可能引起设备爆炸。通常六氟化硫断路器基本都是安装于室外的，当温度突然下降时，六氟化硫气体中过量的水分则会在固体介质表面出现凝结现象，进而引起闪络，若情况严重时也会导致断路器爆炸。（二）压力造成的影响在六氟化硫断路器常规运行中，六氟化硫气体的压力经常会出现下降的现象，偶尔会降至报警压力之下。另外，六氟化硫气体中通常会存在一定的杂质，如水、空气和CF4等，这些杂质也都会导致六氟化硫气体的灭弧能力和绝缘强度下降，从而给设备的安全运行埋下了隐患。（三）固体杂质对六氟化硫断路器的影响正常情况下，六氟化硫断路器的灭弧室中或多或少的都会存在一些自由导电杂质，这一现象是无法避免的，由于这些自由导电杂质的影响，通常会使含有杂质的六氟化硫气体的击穿电压降低至只有纯净六氟化硫气体击穿电压的10%，并且含杂质气体的击穿电压还和杂质的大小、位置、材质、形状以及运行特性有密切的关系。六氟化硫断路器在操动过程中，在电场和六氟化硫气体气流的双重作用下，其中的杂质相当于带电质点在电场中运动，从而会导致外壳与带电部位的气体间隙的击穿电压降低，严重的甚至会被击穿。另外，这些杂质还会使断路器电弧发生重燃，致使灭弧失败。

三、确保110kV变电站六氟化硫断路器安全运行的具体控制措施

（一）对六氟化硫气体中水分的控制措施首先，要控制好六氟化硫断路器中新气的含水量。当设备完成安装后，需进行充装六氟化硫气体，新气体充装前，要依据相应的质量标准对其进行验收检查。对于新充装的六氟化硫气体的纯度应尽量控制到≥99.8%，充入设备后的六氟化硫气体纯度也要≥97%。另外，与之相关的水分、CF4、游离酸、空气、矿物油以及可水解氟化物等的技术指标均须符合国家规定的标准。

其次，应尽量避免在进行充气操作时，由于操作不正确或是受充气装置所限，从而带入水分。充气之前，要对新气体气瓶的压力进行检查，看其是否符合出厂要求，然后再对所有管路进行清洗，接头处可使用电吹风进行加热驱潮；充气时应先将气瓶的控制阀门拧开，并把连接管用六氟化硫气体冲一下，随后将其与断路器连接，以此来防止连接管中的水进入六氟化硫断路器内。充气后六氟化硫断路器气室中内的气压要尽量高于实际要求值。

最后，对六氟化硫断路器瓷套和线圈进行检查，应确保瓷套完好、线圈密封良好，防止断路器在安装过程中受潮或损坏。另外，还要对密封件进行检查，看其是否严密，防止由于密封件不严导致水分渗入。还有一点应注意，要保证断路器本身没有泄漏点，防止水分由泄漏点渗入。

另外，还需注意的是实际运行中的SF6断路器，应定期测量SF6气体含水量，新安装或大修后应三个月测量一次，待含水量稳定后可每年测量一次，灭弧气室含水量应小于300PPM，其它气室小于500PPM。（二）控制压力降低的具体措施首先，要定期检查六氟化硫断路器的报警回路，避免六氟化硫断气体压力未补充到额定值，或是由于气体压力降低导致报警回路不能正常报警；其次，巡检人员应加强对断路器易漏位置的巡视检查，如，充气嘴、焊接缝、压力表连接管、法兰连接面以及密封底座等，防止由于六氟化硫断气体压力泄漏过快，不能及时补充；最后，为了能够更好的保证六氟化硫断路器的绝缘性能和灭弧能力，必须定期对六氟化硫断路器进行检漏。通常六氟化硫断气体都是以比较高的压力装于电器设备内，虽然有关规程中规定六氟化硫断路器的年漏气率应不小于1%，但是在断路器的实际运行中，各个厂家的设备却都很难达到这一规定，同时，若是设备的密封发生损坏或是故障，也会导致六氟化硫断气体在短时间内大量泄漏，并且现场安装及检修测试时，也会有少量的六氟化硫气体排出。因此，必须认真做好六氟化硫断路器的定期检漏工作。另外，SF6额定工作压力应控制在0.5±0.015MPa；补气工作压力应控制在0.45±0.015MPa；闭锁工作压力应控制在0.43±0.015MPa。（三）对六氟化硫断路器中固体杂质的控制措施由于六氟化硫断路器基本上都是在生产厂家内完成组装的，运至现场只需直接安装即可，所以，对六氟化硫断路器中的固体杂质的控制，应该由具体生产厂家直接负责。因此，在进行六氟化硫断路器选择时，应尽量选择质保体系完善、产品质量合格的厂家生产的断路器，以此来确保断路器中的固体杂质含量能够符合相关标准。

四、结论

综上所述，影响六氟化硫断路器安全运行的因素很多，只有控制好这些影响因素，才能使六氟化硫断路器的安全稳定运行得到有效保障，借此来保证110kV变电站设备运行的安全性和可靠性。

参考文献

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孙大光．浅谈六氟化硫断路器的运行维护及处理分析[J]．黑龙江科技信息，2009，（36）.

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何明芳，刘秀莲．六氟化硫断路器的监测、监控过程中的环境温度补偿办法[J]．重庆电力高等专科学校学报，2003，（1）.

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赵学军，张敏强．高压电气设备SF6气体危害及防范措施[J].电网技术，2007，（2）.

（责任编辑：赵秀娟）2011.07101

浅谈变压器安装过程及应注意的问题

吕业华（深圳市中海建设监理有限公司，广东 深圳 518000）新世纪，我国在电力工业方面有了很大的进步和发展，变压器安装技术日益成熟。事实证明，只要保摘要：

证规范、有序的安装变压器，严格控制安装工艺，许多事故就不会发生。文章对变压器安装的主要步骤应该注意的问题进行了探讨。

变压器安装；注油；变压器试验；变压器交接验收关键词：

TM405 　　　文献标识码：A 　　文章编号：1009-2374（2011）21-0102-02中图分类号：

要顺利安全的完成变压器的安装，就要准备好专用的工具设备，如起重运输设备、索具、千斤顶和仪器仪表等，这些设备应由具有专业知识且经考核合格的人员来操作使用。

否按施工组织设计中计划的机械设备按型号、数量进场，进场机械设备性能完好并满足施工要求。

二、变压器安装中——注意事项

（一）安装注意事项跟踪检查变压器本体油应取样进行简化分析、色谱分析，变压器油电气强度、微水、tanδ等参数必须满足产品技术要求和合同技术要求。均应有试验记录并取样进行简化分析，变压器油。跟踪到场变压器桶装或灌装变压器油取样。检查注入变压器的油标准。旁站变压器施加电压。跟踪变压器安装前检查和试验。跟踪变压器附件安装。检查或旁站变压器内部检查和接线。变压器抽真空处理和真空注油。跟踪热油循环。检查电缆排列与二次接线。现场检查和旁站试验。（二）安装工艺工艺流程：设备点检查，设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并做好记录。按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。

变压器二次搬运，变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。变压器稳装，变压器就位可用汽车吊直接甩进变压器室内，或用道木搭设临时轨道，用三步搭、吊链吊至临时轨道上，然后用吊链拉入室内合适位置。

变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸与图纸相符，允许误差为±25mm，图纸无标注时，纵向按轨道就位，横向距墙不得小于800mm，距门不得小于1000mm。

一、变压器安装前——准备工作

（一）施工人员准备施工人员各专业工种必须具备技术等级合格证方可上岗，辅助工在上岗前需进行针对性的技术安全培训。做好施工人员的技术交底和安全交底工作。（二）施工现场布置包括变压器油过滤及真空处理设施、附件和吊车；施工前应逐项检查现场临时施工用电、现场临时施工道路是否畅通，施工作业场地是否完备，安全措施是否完善。施工方案是否进行了交底，施工安全文明施工是否进行了交底。（三）作业环境条件施工图纸经专业会审无变更，作业指导书已编制并审批，开工手续已办。土建施工的主变基础及预埋件符合施工及设计要求。中性点设备支架、混凝土杆安装结束。地下主接地网络安装结束。土建预埋铁件均已施工完毕，并满足设计要求。现场道路通畅，变压器周围有足够场地并已平整，回填土压实，满足起重机械的需要。施工用电源、水源安全可靠。变压器安装所需的工具和材料已准备齐全。起吊设备、吊具及装卸地点地基，必须能承受设备的起吊重量。变压器附件已到齐。变压器厂家技术人员已到位。变压器油已到现场，并处理合格。（四）工机具配置吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），抽真空和滤油设备等是

102

2011.07三、变压器安装后——交接实验

（一）试验前的补充注油到达现场的填充或补充变压器油基本指标达到：电气强度≥40kV/2.5mm；微水≤20μL/L；tanδ≤0.5%（90℃时），注入变压器的油要符合下表1的标准要求，施加电压前变压器本体的油应符合表2的标准要求：表1 注入变压器的油标准变压器电压等级

（kV）110

220

330

500

750

变压器油电气强度

（kV）≥40≥40≥50≥60≥70

变压器含水量（μL/

L）≤15≤15≤15≤10≤8

tanδ（%）（90℃）

≤0.5≤0.5≤0.5≤0.5≤0.5

表2 施加电压前变压器的油标准变压器电压等级

（kV）110220330500750变压器油电气强度

（kV）≥40≥40≥50≥60≥70变压器含水量（μL/

L）≤15≤15≤15≤10≤8tanδ（%）（90℃）≤0.5

≤0.5

≤0.5

≤0.5≤0.5变压器含气量（%）

≤1

≤0.5

（二）变压器中气体试验油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（GB/T7252）进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过下列数值：总烃：20，H2：10，C2H2：0。

变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV的，不应大于20mg/L；220kV的，不应大于15mg/L；330～500kV的，不应大于10mg/L。油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330～500kV的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。

（三）测量绕组连同套管的直流电阻测量应在各分接头的所有位置上进行；1600kVA及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均

值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。

变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照式1换算：

R2=R1（T+t2）/（T+t1）

式中：R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。（四）有载调压切换装置试验变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；在变压器无电压下，手

动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常。

四、结语

变压器的安装从送电日起整项工程就算结束，从送电日起就开始进入半年保修阶段，半年内所有设备如果哪一种设备有问题就由哪一种设备的厂家都要负责维修或者更换。总之，认认真真负责好工程中的每个细节，严格把关好每个关口，按质、按量把关好每个步骤，就是对该地方经济发展的有力支持，为创造和谐社会贡献自己的一份力量。

参考文献

[1] 　 陈训耀．降低高压变压器现场安装时油中含气量的方法

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[5] 　 张永世．电力变压器安装方案[J]．山西建筑，

2008，（17）．　　作者简介：吕业华（1963-），男，深圳市中海建设监理有限公司项目总监。

（责任编辑：赵秀娟）2011.07103

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