110kV变电站安装与调试施工要点分析

110kV变电站安装与调试施工要点分析

崔成王一哲

（国网山东博兴县供电公司山东滨州256500）

摘要：我国在变电站的自动化、智能化之路上开始的较晚，早期受到特殊环境的影响，我国的变电站建设开发工作处在闭门造车的状态。随着改革开放，外有技术的涌入，帮助我国的变电站行业在短时间内得到了极大的进步，当然由于不同的使用情况和技术的不断升级，在相关技术得到深入的掌握和研究后，目前我国在建的变电站项目大多使用我国完全自产的设备技术。为提高变电站的工作质量，目前大多国家都是在安装调试阶段进行严格把控，设置严格的审查和操作规范，提高变电站的工作能力。

关键词：110kV；变电站；设备；调试技术；难点

1变电站安装调试分析

在对变电站电气设备进行安装调试时，为满足作业需求，需要准备多种类型专业器材、工具与材料，且因为安装作业存在交叉，所需设备器具存在重复，为避免作业混乱，需要安排专门人员对设备材料进行管理。在正式施工前，按照电气性能与用途进行划分，并全部记录在案，然后将各类器材设备整齐摆放在指定位置。正式安装调试作业时，要保证所有材料设备应用的科学性，避免对工期产生影响。

2安装高压开关柜技术要点

2.1安装本体就位

找对基准盘，调整好基准盘，然后将盘体焊进预埋的槽钢里。在基准盘两个按照要求和事先编号将其它开关柜固定，另一些带有盘问螺栓，要将盘问螺栓也固定好。在震动场所安装开关柜时，要按照要求进行防震措施。

2.2连接母线

按照厂家设计和生产的图纸、说明书等要求链接母线。要求母线的搭接面要符合规定。依照规定安装螺栓，并将螺栓紧固。

2.3进行二次接线

接线之前，要检查图纸、开关柜的内接线端子排与施工的图纸是否能够对应。假如出现差错不能够对应，此时应该要确认厂家原图与设计是否相符合。如果厂家的原图与设计能够对应，则工程技术的负责人要与设计院取得联系，然后修改施工图纸。如果不相符，则要联系生产厂家对端子排进行修改。规划好电缆的铺设路径，保证手车进出自如并且安装牢固，不受到电缆位置的妨碍。开关柜里引入的电缆要求避免交叉、编号清晰、排列整齐、安装牢固。要按照相应的要求对电缆的屏蔽层接地。

2.4调试设备

（1）进行高压试验

在高压试验进行前需要仔细查阅厂家实验报告与说明书。开关柜母线顺利安装后，使得母线筒母线和主变中进线桥断开把手车全部拉出。将所有间隔母线上的杂物清理干净后，将主母线是否绝缘用2500V摇表检测，要在检验后对主母线进行加压，检查主母线耐压值是否符合标准。

（2）进行保护调试

现如今无人值守的变电站的高压开关柜上都是有就地保护的。在调试之前要先仔细阅读说明书，保护有很多类型，不同的类型需要测试保护动作，需要用到保护调试仪。图纸的设计和保护装置动作不想符合的状况，应当立即告知工程技术的负责人，并且要及时和厂家进行联系修改它的配置。如果工程技术的负责人不能进行修改时，及时联系设计院进行修改，最好找到备用方案。只有设计院认可的端子排图才能够进行施工。

（3）回路的传动

保护调试、二次回路接线、高压试验完成后，整个回路的传动试验是必不可少的，可以验证保护动作是否可靠、加路是否正确。摇表对回路绝缘电阻的情况进行核对，要在控制回路进行通电之前。如果出现金属性接地，要确认产生的原因并且解决，才能够进行送电。需要进行检查每一个二次回路，目的是为了使得回路的绝缘符合标准。

3主变的差动保护极性检测技术

变压器主保护是由差动保护构成的，它的接线是否正确无误，对于变压器是否能够安全运行具有重大影响。差动保护每一侧的电流互感器，它的极性是否正确，对于差动保护将会受到影响。在主变带上负荷，有必要做带负荷极性测设。但从另一个方面来说，电流互感器极性往往存在错误的接线方式，进一步导致停电后改接线，进而波及送电工作的运行情况。综上，主变每一侧的电流互感器在施工中一定要实施通电点极性，来确保通其极性是正确无误的。用电的历程发展，现如今110kV变电站，大多数都是由容量较大的三线圈变压器构成，很多工作人员，不能够精确的把握三线圈变压器的差动保护方法，最终导致接线时往往出现错误。

差动保护的接线出现错误，主要接线错误产生在电流互感器回路之中，正如我们所了解到，当电流互感器回路进行接线，影响因素中最重要的是需要确认电流互感器中二次侧极性。二次侧极性相对的是一次侧极性，因而二次侧极性就必须通过假设的一次侧极性来确认。所以，一次侧极性的设定就会对电流互感器中回路接线产生一些影响。

4实例分析

某变站110kV配电装置户内GIS单列布置，采用架空进线、主变架空套管进线方式。10kV配电装置采用中置式开关柜户内双列面对面布置，主变进线及柜间联络采用架空封闭式母线桥方式，出线均采用电缆。

4.1建设规模

4.1.1主变压器

本期建设2台110kV、50MVA变压器，最终规模3台110kV、50MVA变压器。

4.1.2进出线规模

110kV进线本期2回，最终3回。10kV出线本期20回，最终30回。

4.1.3无功补偿

本期2×（4800+3600）Kvar，最终3×（4800+3600）kVar，即每台5万kVA的主变配置无功补偿1×（4800+3600）kVar。3.2电气主接线的特点

（1）110kV电气主接线

110kV本期进线为2回，终期进线3回。本期采用完整内桥接线，终期接线为内桥+线路变压器组接线的方式。本期2台主变压器，最终3台主变压器。

（2）10kV电气主接线

10kV出线本期采用单母三分段接线，在#3主变上来之前，Ⅱ、Ⅲ段母线间用跨条短接形成单母线分段接线，出线20回，其中#1主变带8回出线，#2主变带12回出线；远景采用单母四分段接线，出线36回。

4.3二次系统部分特点

变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，系统设备配置和功能满足无人值班技术要求。变电站自动化系统统一组网，采用DL/T860通信标准；变电站内信息具有共享性，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。保护及故障信息管理系统支持DL/T860标准，通过站控层网络收集各保护装置的信息并通过数据网上传至调度端。

4.4防范措施

（1）110kV备用电源自投装置该站取消了独立的备自投装置，采用网络备自投模式。

（2）网络交换机，该站过程层配置2台网络交换机，交换机端口为16电口。

（3）主变压器保护主变压器保护采用主、后备一体化保护装置，双重化配置。差动保护：采用比率制动特性的差动保护。高后备保护：具有两段三时限式复压闭锁方向过流保护，一段二时限式复压闭锁过流保护、二段式零序方向过流保护、间隙保护、过负荷、闭锁调压功能。低后备保护：具有两段三时限复压闭锁方向过流保护、电流限时速断保护、过负荷等功能。

5结语

随着城市化建设的推进，我国的变电站建设规模也在逐年的加大，单一变电站的承载能力和辐射面积也得到了相应的提升，在安装调试作业中新添了很多内容，主要是在联动性和信息化程度提高等方面进行的升级。在安装时，分区分块进行安装，安装之后一定要进行细致检查，保证每一个技术节点能都有效工作。为了提高前面这两点的达标程度，相关行业根据以往经验，结合常见的作业环境，制定了一系列相关规范。

参考文献：

[1]徐浩.110kV变电站安装与调试施工探讨[J].科技创新与应用，2016（19）：183.

[2]冯叶.110kV变电站安装与调试施工要点分析[J].山东工业技术，2015（17）：158-159.