110kV变配电站隐患治理改造.docx
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110kV变配电站隐患治理改造
110kV变配电站隐患治理改造
电气仪表工程公司王龙湘
1前言
近几年来，由于设备陈旧，油断路器的渗油点多，所内二次设备从最古老的电磁型继电保护，造成设备故障率高，维修费用大。
为了提高电网设备安全运行水平，适应现代企业管理的需要，必须对变电所110kV设备进行绝缘、无油化改造。
随着计算机技术在电力系统中的应用和发展，各地区电网都在建设和实现无人值班变电所，变电所设备的微机化、自动化已成为发展的主流和趋势。
如何合理的、经济的改造这些旧所使其满足无人值班的要求，已成为面临的迫切问题。
而如何应对如此紧张的工程建设任务，安全、高效完成工程施工任务，是摆在我们面前的难题。
2110kV变电站隐患治理改造的特点、难点
2.1特点
2.1.1化工装置防爆等级要求比较高，用电负荷多为一、二级，电气自动化程度高。
在电气工程中，二次、电气试验和继电保护调试常被列为关键工序，电气工程高压电气试验是保证装置内电气设备正常运行，及时发现电气设备由于制造、运输过程中碰撞、振动等原因而造成绝缘性能劣化潜伏性故障的重要手段。
通过电气试验可了解电气设备的绝缘情况，发现问题及时解决或更换电气设备，保证装置电气设备正常投电运行。
2.2.2变电所扩建改造工程有别于一般的新建工程项目，其内容、形式繁多。
纵观这几年的电力工程项目，扩建改造内容、形式可归纳为以下几种：
1、新增主变压器及设备间隔，增加主变各侧相关母线设备及相应的保护装置等。
2、新建输变电工程项目的配套项目，如新增开关间隔及保护装置。
3、新增部分母线或将原运行母线进行分段改造，增加部分母线设备或增加开关间隔设备及保护装置改造。
4、主变压器“以新换旧”、“以大换小”增容工程项目，运行中的主母线及变压器进出线开关设备、分段开关设备、母线联络开关设备及相应的保护装置等均相应进行增容改造。
5、以上各种形式的交叉混合改造及相应的土建工程项目。
2.2难点
2.2.1供电可靠性要求：
供电形势紧张，停电难，是制约工程建设进度的一大因素。
我们称其为电网完善、扩张的“阵痛”期，不建设，不改造，电网供电可靠性得不到保证，而一旦停电改造，且在部分设备需多次进行停电改造的情况下，则会引起社会的强烈反映，供电部门压力颇大。
2.2.2安全管理要求：
安全管理是电力建设管理的最重要的内容。
在运行的变电所中进行改造，安全管理方面的难点有：
1、近几年各地电力建设项目特别是重点工程建设项目多，部分扩建改造工程难度大，时间跨度大，需多次重复停电施工，管理难度大，安全管理基础薄弱。
2、为实现供电服务承诺，停电施工时间短，施工方案复杂，施工地点分散，危险点多。
3、在运行中变电所施工，大型设备运输、更换、吊装、高空作业等对不停电设备安全距离的要求，危险性高。
4、新设备接入旧系统，公共回路、联跳回路的接入、调试，综合自动化设备扩容调试等，这些都是改扩建改造工程项目的主要危险点。
2.2.3工程建设工期要求短，任务重。
2.2.4与运行管理部门的现场协调、配合问题：
主要为停电施工方案的确定，向运行单位办理停电施工手续，变电所的停电操作配合，安全措施的考虑及实施较为复杂。
3适用范围
工法适用于110kV变配电站隐患治理改造等工程
4110kV变电站隐患治理改造的工艺原理
4.1管理方面
4.1.1实施的环境和条件的调查与分析；调查内容：
新增设备、改造设备、运行方式、土建基础、设计要求。
1、根据施工设计图纸列出扩建改造工程项目的内容，包括新增设备、改造设备。
2、根据设计图纸对现场特别是运行设备进行核实，并做好记录。
重点对公共部分如交、直流屏，屏位情况，土建基础情况，原运行设备的型式及使用情况进行核实、交底。
3、组织施工图技术交底，参加人员应包括运行管理或设备主管部门人员。
技术交底应形成会议纪要并应有跟踪、解决、设计部门的反馈意见。
4.1.2目标的分析和再论证；目标分析：
工期现状、工期目标、停电计划、施工方案、物资供应。
1、根据施工图纸要求作出扩建改造工程的施工目标计划交给施工单位，由施工单位作出施工进度及停电计划。
2、对涉及重复停电、母线停电或多回线路同时停电的，提前组织施工、监理单位集中讨论，并形成施工方案、停电计划报运行部门。
3、复核设备的到货情况，按要求提前对每次计划停电施工的工程量进行复核，及时与调度部门落实停电事宜。
4.1.3项目实施的策划：
风险评估、组织机构、现场协调、三级验收、启动方案。
1、落实监理、施工、设计单位项目负责人，组织机构人员的到位情况、通信方式、安全职责并进行施工风险评估。
2、核实进入变电所工作的施工人员的资格，协调办理有关进所手续，对重点停电施工项目进行现场协调。
3、参与施工单位的三级验收，组织设备验收、整改、复检，协调启动方案的讨论、申请并组织投产。
我们可根据上述内容、施工进度、时间段进行细分，制定出相应的工程管理表格，形成工程管理信息系统进行逐项跟踪落实。
图4.1—1项目组织机构组织机构图
4.2技术方面
4.2.1一次设备主要改造及技术要求
1、断路器的改造：
主要要求是能实现遥控操作功能，并提供可靠的断路器位置信号。
对使用年久且性能不能满足电网运行要求的油断路器动作要求，应以性能好、可靠性高、维护量小的无油设备（如真空断路器或SF6断路器）来代替。
断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。
2、高压开关柜的改造：
完善机械防止误操作措施；完善柜间距
离，要求隔离物起绝缘支撑作用，要具有良好的阻燃性能；加强母线导体间、相对地间绝缘水平；改造高压开关柜中的电流互感器，使之达到高压开关柜使用工况绝缘水平、峰值和短时耐受电流、短时持续时间的要求。
3、过电压保护设备的改造：
如对变电所加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈；为减少变电所的运行维护工作量，降低残压，防止避雷器的爆炸。
4、主变压器有关辅助元件的改造：
改造中性点隔离开关及其操作机构，能实现遥控操作；对有载调压分接开关实现当地和远方遥调操作；实现主变温度远方测量等。
4.2.2二次设备改造内容及要求
1、断路器控制回路改造后，要简单、可靠、无迂回接线。
2、断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警，并保留控制回路故障信号。
3、保护回路单独设有熔断器的变电所，保护回路直流消失后，能远方报警。
4、重合闸装置要实现自动投退，在遥控和当地操作合闸后，重合闸电源应自动投入，重合闸放电回路自动断开。
在遥控和当地操作跳闸后，自动退出重合闸电源，同时重合闸装置自动放电。
根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸。
5、低频减负荷装置或其它系统稳定措施装置动作跳闸时，应自
动闭锁重合闸。
6、取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能，信号灯具改为发
光二极管等节能型灯具。
7、加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。
8、中央信号装置有关回路作相应改造。
4.2.3二次设备改造方案的选择及确定
对常规变电所进行改造，总的指导思想是“安全、可靠、实用、经济”。
二次设备改造任务重，改造难度大，需要对一些关键技术进行探讨，寻找恰当的解决方法。
下面介绍几种典型的二次改造方案。
1、断路器的控制与继电保护合一的改造方案
改造时保留有全部保护设备，取消控制屏（集中控制台，集中控制柜），将断路器控制回路、控制设备安装到保护屏适当备用位置。
这种方案将会取消控制屏上的全部光字牌信号、测量仪表和音响信号。
为满足当地操作及改造过渡期内变电所运行操作人员对设备状态的监视要求，增设一套RTU当地工作站及显示设备。
在显示器上显示有关一次接线图，测量信息，事故及预告信息。
采用这种改造方案，可以简化二次回路接线，减少大量控制电缆，减少回路中的触点，提高二次设备的运行可靠性。
这种改造方案适合于由弱电控制，集控台、集控柜等多台设备组合的控制回路改造。
变电所改造一般采用常规的RTU装置。
变电所无RTU装置的可采用性能较好的分布式分散安装的RTU遥测交流采样，各RTU之间通信连接。
变电所已有RTU装置的，在原装置中扩大功能，增加RTU容量以满足无人值班改造信息量的要求。
2、只改造二次回路接线方案
这种改造方案保护设备、控制设备全部利用。
在改造中根据无人值班变电所的技术要求，改造二次回路中的部分接线，如断路器控制接线改接，重合闸接线改接，以及信号改接等；增加和更换部分继电器，使其具备无人值班变电所的技术要求。
这种方案，改造量最少，二次回路变动量小，是采用电磁式继电器保护变电所的最方便、经济的改造方案。
变电所的RTU装置采用常规远动设备。
3、二次保护设备全部更新的改造方案
对于运行年限较长的变电所，在方案设计时可根据无人值班改造的技术要求，全部更新变电所二次及保护设备，采用目前国内较先进的综合自动化装置。
这种改造方案投资较大，一般只适用于变电所相对陈旧，原有的二次回路已达不到安全要求的情况。
5施工操作流程图及操作要点内容
变电所改造工程比新建工程有时更难把握，改造时如何兼顾运行设备与改造设备，如何准确把握改造的内容，如何保证改造后的正确操作，都是需要重点考虑的问题。
5.1工作流程图
否
是
图5.1-1工作流程图
5.2110KV变电站改造的操作要点内容
5.2.1工作任务
项目接到检修任务书确定检修范围和工作内容。
表5.2.1—1工作任务的分工
序号
工作任务的分工：
1
工作负责人根据工作内容及缺陷进行合理的小组分工，明确职责。
2
工作负责人指定当日的安全质量监督员。
3
各成员由工作负责人带领方可进入工作现场。
4
工作结束后清理工作现场，验收合格，经工作负责人同意后方可撤离工作现场。
负责人
安全质量监督员
材料员
成员
人员分工
序号
改造项目
工作成员
1
2
3
4
5
5.2.2检修前准备
表5.2.2—1现场人员标准
序号
内容
1
工作人员精神状态良好。
2
具备必要的电气知识，并经安规考试合格。
3
进入工作现场，穿合格工作服、工作鞋，戴好安全帽。
4
工作中互相关心施工安全，杜绝违章行为，知道工作地点、工作任务，知道临近带电部位和现场的安全措施。
5
工作班成员服从工作负责人的安排。
表5.2.2—2设备缺陷的落实和有关资料的收集
序号
内容
落实情况
责任人
1
检修前了解设备缺陷情况和异常障碍
2
了解现场情况
3
设备说明书、相关图纸
5.2.3电气设备的安装及安装前期准备
1、所有新增电气设备的安装遵循相应生产厂家专业技术人员的指导或设备安装说明书的要求，特别是规范、设计中未严格明确的技术事项。
2、与起重专业一起确认吊车及设备进出厂的路线是否通畅，有妨碍的围墙、管线、绿化带等提前清除，车辆经过的电缆沟加盖道路板进行防护。
不具备吊车吊装条件的，需搭设专用支架进行吊装。
3、在每一处工作区域周围增加隔离防护（警戒绳或脚手架护栏），并经业主、安全确认，施工人员施工过程中严禁未经允许跨隔离工作。
4、坚持工作票制度：
每日的工作票、动土票、动火票、用电票等手续齐全，并经业主安全、技术人员确认。
禁止无票施工。
5、主要设备进场后须由业主、厂家代表、施工单位共同开箱验收，开箱时应按照施工图纸及装箱单核对设备的型号、数量是否相符，验收合格后方可安装。
若通知厂家代表后厂家代表未在场应视为在场。
6、每段停电时应办好相应工作票，并经业主、变电站值班人员、施工人员共同验电后封挂接地线方可施工。
7、每个部位的拆除、安装、调试范围必须严格明确，明确到每一个连接件，严禁单人独岗作业。
且参与施工的每一个人熟悉现场设备状态、清楚工作内容，了解设备性能。
8、停电改造前，将隔离开关新增支架预制完成。
并将二次电缆敷设到位。
5.2.4设备、线缆拆除注意事项
1、需利旧的架空线也应进行保护性拆除。
2、拆除前经业主技术人员现场确认，由起重专业和吊车配合，注意保护设备完好、不被损坏。
可在拆除前应对设备及线缆的固定螺栓喷涂松动剂以方便螺栓的拆卸。
3、拆除过程中注意下引线、跨接线、联锁线单端拆除后的绑扎、封头，防止摆动、接地、短路等故障出现。
4、设备、电缆拆除后应按照业主要求送到指定地点保存。
5.2.5起重作业内容
起重作业中，起重机司机（起重操作人员）应遵守以下规定：
1、与起重专业一起确认吊车及设备进出厂的路线是否通畅，有妨碍的围墙、管线、绿化带等提前清除，车辆经过的电缆沟加盖道路板进行防护。
不具备吊车吊装条件的，需搭设专用支架进行吊装。
2、在每一处工作区域周围增加隔离防护（警戒绳或脚手架护栏），并经业主、安全确认，施工人员施工过程中严禁未经允许跨隔离工作
3、110kV线路间隔较密集。
施工场地狭小，吊装空间有限。
设备都是瓷质绝缘套管，为保证改造万无一失，吊装时要小心谨慎。
注意与带电设备保持足够的安全距离。
（吊车4m、人员1.5m）防止吊装设备时，因安全距离不够，而引起短路和设备磕碰事故。
5.2.6试验部分
1绝缘子试验
1）外观检查
2）测量绝缘电阻
3）交流耐压试验
2电流互感器试验
1）测量互感器的绝缘电阻
2）互感器极性检查
3）互感器变比测试
4）励磁特性曲线试验
5）测试介质损耗角
6）工频耐压试验
3电压互感器
1）测量绕组的直流电阻
2）极性或接线组别试验
3）电压互感器变压比的测试
4）测试绝缘电阻
5）绝缘油试验
6）空载电流测试
7）油浸式电压互感器在绝缘性能有怀疑时应进行局部放电试验。
8）介质损耗角测试
9）耐压试验
4隔离开关试验
1）测量绝缘电阻
2）交流耐压试验
3）操动机构
5电力电缆
1）绝缘测试
2）直流耐压及泄漏电流测量（联聚乙烯绝缘电缆）
6氧化锌避雷器试验
1）测量氧化锌避雷器的绝缘电阻
2）测量避雷器对应于直流参考电流（I1mA）下的直流参考电压（U1mA），实测值与制造厂规定值比较,变化不应大于5%
3）测量0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50A。
测量时应记录试验时的环境温度和相对湿度
7高压母线绝缘试验
1）绝缘子及穿隔板套管的外观检查应良好，无破损、无裂纹，盘内无杂物，所有紧固螺丝无松动
2）分相测量母线的绝缘电阻，三相之间的绝缘电阻不应有较大的差别
3）母线安装完毕进行交流耐压试验
8电力电容器试验
1）测量绝缘电阻
2）电容器组应测量总的电容值
3）并联电容器组用串联电抗器应测量其绕组直流电阻
4）放电线圈测量其一次绕组直流电阻，与出厂测量值相比应无明显变化
5）交流耐压试验
6）冲击合闸试验
9变压器
1）绝缘油试验
2）变压器绝缘套管试验
测试绝缘电阻；套管介损试验;交流耐压试验与局部防电试
3）套管型电流互感器试验
测试绝缘电阻；CT变比与极性检查；励磁特性曲线试验；二次绕组直流电阻测量
10电力变压器试验；
1）绕组的绝缘电阻和引收比或极化指数
2）测量绕组直流电阻
3）变压器绕组变压比试验
4）变压器组别测试
A测量绕组连同套管的介质损失角正切值tgδ
B测量绕组连同套管的直流泄漏电流
C交流耐压试验
D测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻
E冲击合闸试验
F相位检查
11有载调压装置的试验
以变压器试验为例：
1）试验现场布置：
安全围绳
图5.2.6-1
2）现场标准化接线图
具体内容见试验作业指导书
5.2.7二次部分
1、二次线缆拆除及施工原则
停电后进行需拆除设备及相关架空线的拆除工作，端子箱、隔离开关、开关柜、电缆等应进行保护性拆除，根据老的电缆作业表、确定电缆
功能（变电所有的多次改造控缆一定落实清楚）可能与实际不符，拆除电缆时要注意电缆标识。
、在相应的作业段拆除相应二次回路、二次回路拆除按先有源侧、后无源侧的原则。
对拆除线缆要做好标识，金属裸露部分用绝缘胶布严密包扎后方可抽出设备，并在业主的监护下进行。
二次回路的拆除按先室内、后室外，先有源侧、后无源侧的原则。
利旧电缆注意端子号、电缆号的保护，金属裸露部分严密包扎后方可抽出设备。
与运行部分作好隔离，必要时拆一根清除一根。
2、拆除线缆时注意事项
1）电流回路应检测无流时才能进行拆除；
2）电压回路应确认没有电压后才能进行拆除；
3）当有源侧所有电源停电后，端子排用万用表依次检查，确认没
有电后，才能进行拆除。
反之严禁拆除，并与甲方核实清楚后方可进行拆除；
4）对利旧电缆拆除时，一定要保护性拆除并做好标识，然后用绝缘胶布包扎好；
5）对拆除线缆要做好标识，金属裸露部分用绝缘胶布严密包扎后方可抽出设备，并在业主的监护下进行。
3二次电缆接线
1）二次回路结线符合下列要求：
A按图施工，接线正确；
B导线与电气元件间采用螺栓连接，牢固可靠；
C柜内的导线无接头，导线芯线无损伤；
D电缆芯线和所配导线的端部均标明其回路编号，编号正确。
线号的标记用打号机E、打印或用不易褪色的墨水书写；
F配线整齐、清晰、美观，导线绝缘良好，无损伤；
G每个接线端子的每侧接线宜为1根，不得超过2根。
对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间加平垫片。
端子排无损坏，固定牢固，绝缘良好；
H独股线围成圈，围圈方向与螺丝旋进方向一致、大小与螺栓相配合；
I二次线宜扎成圆把或方把。
绑扎时，用专用的绑扎线；
J二次回路接地设专用螺栓；
K检验：
将盘、箱、柜内的杂物、灰尘清除干净。
检验所配二次线线号、标识；检验接线是否紧密。
2）引入端子柜内的电缆及芯线要求：
电缆排列整齐，编号清晰，避免交叉，并固定牢固，不得使所接的端子排受到机械应力。
3）通电前应做以下检查：
A外观检查：
外观无断线，破皮、划痕、老化现象。
B接线无松动，螺丝齐全，号头标识完整，布线合理。
由于设计深度的问题，大部分设计只设计新设备的接线图，与老设备连接部分需要我们根据功能来确定接线位置，绘制以下接线图接线，表格空白部分在图上没有注明由有关部门指定或指导接线。
5.2.8保护继电器调试
1、调试前，应保证继电器对试验电源的要求。
2、使用标准仪表的精度不低于0.5级。
3、使用专用仪器进行调试时，专用仪器上的电表精度不低于0.5级。
4、继电器外壳应清洁无灰尘。
外壳、玻璃应完整，嵌接要良好。
外壳与底座结合应紧密牢固，防尘密封应良好，安装端正。
继电器端子接线应牢固可靠。
5、继电器内部应清洁、接线牢固、各部件完好，动作灵活、可靠。
6、电磁式继电器的接点检查：
应保证接点接触良好、无抖动、粘住或出现火花等异常现象，并有足够的压力。
7、电磁式继电器其动作值应测量继电器的冲击动作值。
然后平稳下降测量继电器的返回值。
对于欠量动作的继电器应将继电器升到额定值，然后平稳下降至动作值。
8、检查电磁式继电器的动作、返回值及返回系数应符合产品技术要求。
9、配合制造厂商对综合保护继电器进行调试：
1）综合保护继电器的数码显示部分应完好，刻度清晰、准确；
2）在未采取可靠的措施前，不得触摸继电器内部电路板，以免静电损坏电路板。
3）传动试验时断路器动作可靠，综合保护继电器保护动作值符合设计整定值，动作程序正确、可靠；
4）小电流接地系统调试动作程序正确、可靠；
10、盘（柜）指示电表的校验
5.2.9二次保护传动
1、首先将CT极性检察。
方法：
将直流毫安表的正极接互感器的二次端子，负级接互感器二次S2端子，用电池正极接互感器的P1，电池负极点P2，直流毫安应正片转。
确保CT极性正确。
2、在CT二次回路加电流察看测控盘和保护盘指示应当符合精度要求。
3、在CT、PT二次保护回路加设计设定的保护电流、电压，在保护装置跳输出口取时间，跳闸输出口应于外线拆开保证是无源接点，试验保护电流和跳闸时间应符合设计要求。
误差不能低于正负5%。
当做试验时如果有其它的保护与本次试验有干扰时，应将有干扰的保护闭锁，如做过流速断等常规保护时应将差动保护闭锁。
1）线路差动保护试验
图5.2.9-1差动作逻辑图
此图为差动作逻辑图，在做差动试验时应将装置的保护控制字“投入”分别在线路两侧的A、B、C三相加差动电流。
当差动电流同时满足大于0.75倍的制动电流和大于设计整定值时差动保护应可靠动作。
动作方程为
2）线路距离保护
图5.2.9-2距离保护方框图
根据厂家的动作条件和设计出示的定值，要根据每个条件要做出每回路的闭锁和保护功能。
3）同期检测试验
首先确认PT极性正确。
然后在同期装置两侧的PT二次加两路相位相序不相同的两路电压，然后慢慢缩小相位相序差。
直到同期通过。
同期通电压的角度差值应符合设计要求。
4）二次回路的传动
A二次控制回路
1控制回路接完后，调试人员应对检察，确保每条线接线正确；
2将3G隔离刀模拟合位，3G1、3G2、模拟分位，操作断路器应合公正常；
3摇合、摇分断路器应控制室内操作。
如不能操作，应在测控盘上短接接点进行试验；
4断路器在合位时，3G、3G1、3G2隔离刀应不能操作；
5因设计还没对隔离刀操作控制原给出明确回复。
方案还不能很明确进行。
B二次遥信回路
1控制回路接完后，调试人员应对检察，确保每条线接线正确；
2操作带有摇信的电气设备，在控制室内确认电气设备所在位置正确。
5.2.10备自投
1方案一
1）Ⅰ母、Ⅱ母有压（>70V）Ⅰ母检测电流<2.2A，1DL、2DL合位，3DL在跳位，当Ⅰ母失压（<30V）时0s跳1DL，延时合3DL；
2）Ⅰ母、Ⅱ母（>70V）Ⅰ母检测电流<2.2A，1DL、2DL合位，3DL在跳位，当Ⅱ母失压（<30V）时0s跳2DL，延时2s合3DL；
3）当3DL在合位时，闭锁备自投；
4）当满足1、2任一条件且1DL检测在分位，3DL在分位，2DL在合位，Ⅰ母失压且满足动作条件直接出口合3DL。
2方案二
1）动作逻辑Ⅰ段母线电压失压，线路Ⅱ电压大于电压定值Udz2,线路Ⅰ电流小于电流定值Idz1作为允许条件，以T1延时跳开1DL；
2）Ⅱ段母线电压失压，线路Ⅰ电压大于电压定值Udz2，线路Ⅱ电流小于电流定值Idz2=2.2A,T2延时跳开2D；
3）1DL在分位，Ⅰ段母线电压失压，线路Ⅱ电压大于电压定值Udz2，以T3延时合2DL或2DL在合位，Ⅱ段母线电压失压，线路Ⅰ电压大于电压定值Udz2，以T3延时合1DL。
5.2.11核相部分
1、技术要求
1）测量值应接近理论值；
2）操作表针的施工人，要注意力集中，认真核对端子，不要接触无关端子；
3）监护人要做好监护职责，发现操作错误时提醒操作人。
2、计量侧三相电压核相。
表5.2.11-1核相理论值
四母电压
五母电压
A630’
B630’
C630’
A640’
0V
100V
100V
B640’
100V
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