某变电站状态检修实施方案
为适应现代化变电站发展需要,通过更准确的掌握变电站设备的运行状况从而更加合理的安排变电站内各设备的检修周期和检修内容,变电站设备管理模式也在不断发展中,状态检修也孕育而生,下面主要介绍一下变电站状态检修的概念和具体实施方案。
1状态检修的理念
设备的状态检修是基于设备状态,对设备进行适时且适度的检修和试验,是依据设备缺陷、试验、巡检、在线监测、红外测温、不良工况、设备的家族缺陷来进行设备的状态评估,按照评估的结果来调整检修试验周期及检修项目,真正体现该修必修、修必修好的原则。它能够在不牺牲设备可靠性的前提下,缩短试验维修时间、提高设备可用率、降低维修试验成本。
设备状态检修应依据国网公司相关状态检修,结合各变电站现场运行规程和设备状态,制定出适合本站设备管理的相应规程,从而为开展设备状态检修提供依据。
状态检修必须做好如下几方面的工作:
(1)做好资料、数据收集整理与分析工作
电力设备状态检修建立在设备基础管理工作之上,要实行状态检修,必须要有能描述设备状态的准确数据。要注意设备原始记录、设备台帐、图纸、技术资料及相关设备的运行、维修、试验数据等资料、数据的收集整理工作。因此,实现状态检修首先要做好设备的基础管理工作。
(2)加强设备的综合分析
设备管理工作的形势是多种检修方法并存,设备状况多层次,先进的设备监测与故障诊断技术应用的广度和深度都还不够,因此掌握设备状况显得更加重要。在加强对设备历史状态综合分析基础上,制定符合状态检修策略的测试方案:对少数状态较差的设备,适当增加测试频度;对个别有严重缺陷的设备,必要时可考虑进行跟踪测试;对于状态良好的设备,放宽测试周期。
(3)大胆应用新技术,完善在线监测
现代大部分变电站的电气设备已安装在线监测装置,且性能良好,以后的发展中还应积极采用可靠的在线监测装置,对不完善的可利用离线监测来弥补,将在线监测和离线监测有机地结合在一起,准确地掌握设备的真实状态。
(4)严把投运设备的质量关
设备的初始状态如何,对其今后的安全运行有着决定性的影响。应加强包括设计、设备选型和安装调试在内的整个前期管理工作。同时,对某些设备由于设计、制造及材质等方面的原因,在运行中暴露出来的“先天性”缺陷,应下决心通过“改造”来消除;对于新站要杜绝“先天性”缺陷的设备投入运行。
2如何判断设备状态
2.1针对设备的状态检修引入的主要术语
初值及初值差:初值指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期预试值、大修后首次试验值等。初值差定义为:(当前测量值-初值)/初值100%。
注意值:状态量达到该数值时,预示设备有可能存在或有可能发展为某种缺陷。
警示值:关键状态量达到该数值时,已不能确保设备能够继续安全运行。
基准周期:基于对设备状态的评估,推荐的例行维修和例行试验周期,用N(年)表示。
轮试:对于基准周期为2年及以上(即N≥2)的例行维修和试验项目,每年大致进行同类设备数量的1/N(简称为“1/N”),一个基准周期之内所有设备至少试验一次,这一方式称为轮试。
2.2设备状态评估
设备状态评估主要是运用电气设备状态评价量化法实现对试验数据、运行情况、缺陷情况等综合分析,对设备状态量化分析,并依据其设备状态调整原则得出检修周期是否可延长的检修试验周期。
设备状态评分以百分制对设备状态进行表述的一种方法,我们称它为电气设备状态评价量化法。100%表示最佳设备状态,0%分则表示需要尽快维修的设备。其它情形的状态评分介于100%~0%之间。
评分为80%及以上的设备可以延长周期一年进行维修和试验(但不得连续使用该原则),30%及以下设备缩短一年周期维修和试验。评分为30%~80%之间的设备按正常轮试周期进行维修和试验。
按照上述方法对设备进行评估后,其本年度的维修和试验计划就可以编制出来了。我们把需要进行年度例行维修和试验的各类设备可以表示为“1/N”+*-Y。其中“1/N”表示按基准周期进行正常轮试的部分(适宜轮试的);*表示因设备状态不良需要提前进行维修和试验的部分;Y表示鉴于设备状态良好可以推迟进行维修和试验的部分。
2.3电气设备状态评价量化法
设备状态评分G为:
(1)
式中,B为基础评分,T为试验评分,E为不良运行工况评分,F为家族缺陷评分。
基础评分(B):
主要考虑以下几个方面。
(1)制造和工厂试验
(2)运输、安装和交接试验
(3)家族设备安全运行记录
(4)运行时间
试验评分(T):
试验评分是单个试验项目评分的加权几何平均值。单个项目的评分介于100%~0%之间,100%对应于项目中各状态量远低于注意值或警示值,且没有明显劣化趋势。设一个设备进行了m个单项试验,第i项试验的评分为Gi,权重为Wi(没有给出时取1),则试验评分T为:
(2)设备大修之后,试验评分从大修之后重新开始。
不良运行工况评分(E):
不良运行工况评分在100%~0%之间,其中0%对应于对设备状态影响最严重的不良运行工况(包括其累积效应)。对于断路器,主要是开断短路电流;对于变压器主要是侵入波、近区(出口)短路等。其它设备暂不考虑不良运行工况影响。
对于断路器和变压器利用不同的公式进行计算。
家族缺陷评分(F):
有家族缺陷时,那些尚未发生或检出家族缺陷的设备,在隐患消除之前,其状态评分应通过下式评估家族缺陷的影响。计算家族缺陷评分时,f是依据缺陷发生的部位和性质(参考表1)确定的。
(3)
式中,N为家族设备总台数,n为发生该家族缺陷的设备台数(N>n≥1)。
设备大修之后,如果涉及家族缺陷的隐患已消除,即不再考虑其影响。
表1f取值原则
缺陷
对设备安全运行无大的影响,突发恶化风险很小
暂不危及设备安全运行,突发恶化风险不大
对设备安全运行有一定威胁,可监控
对设备安全运行有一定威胁,不易连续监控
对设备安全运行有现实威胁
评分
86%~100%
61%~85%
31%~60%
16%~30%
0%~15%
2.4设备状态检修周期调整原则
(1)对于已实施了带电检测或在线监测的试验项目,如确认其数据准确度足以反映设备状态、且实时数据反映设备状态良好,该例行试验项目可以免除。如所有例行试验项目都已实现了带电检测或在线监测,且全部符合前述免除例行试验之条件,可以延长或免除其例行试验。
(2)符合以下各项条件的设备(这部分设备表示为Y),其例行维修和试验可以延迟1个年度,但本原则不宜连续应用:
a)巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常。
b)上次例行试验与其前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异。
c)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷。
d)上次例行试验以来,没有经受严重的不良运行工况。
(3)存在下列情形之一的设备(这部分设备表示为*),不论是否到期,都应列入最近的年度例行试验计划(情况严重时,须经设备管理者裁定是否需要停电进行诊断性试验):
a)巡检中发现有异常,此异常可能危及设备安全运行。
b)以往的例行试验显示状态量有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势。
c)经受了严重的不良运行工况,且无法确定是否对设备状态有实质性损害。
d)有致命性家族缺陷。
(4)存在下列情形之一的设备,需进行诊断性试验:
a)巡检、在线监测或例行维修和试验发现异常,例行试验不能或不足以确认异常原因。
b)怀疑存在重大家族缺陷。
c)经历了严重不良工况。
d)长期运行,期间未曾进行诊断试验。
(5)存在下列情形之一设备,需要进行大修,不适宜大修的予以更换:
a)诊断性试验表明存在危及设备安全运行的缺陷。
b)受重大家族缺陷警示,需要消除可能存在的缺陷隐患。
c)依据设备技术文件之推荐或者运行经验,达到了大修条件。
3建议加装的在线监测装置
3.1变压器(电抗器)气体在线监测装置
变电站安装的在线监测装置主要是监视变压器油中气体变化情况,但它主要是监测总的气体变化趋势,对变压器油中特征气体反应不灵敏,用变压器内部总的气体变化来判断变压器内部异常情况,显然很难办到。要想真正能反应出变压器内部异常则必须将变压器油在线监测装置更换为多组份在线监测装置,才能够达到监视其变压器内部故障的目的,但由于特征气体的数值较小,在线监视装置在现场会受到各种干扰,导致测量还不够准确。
3.2套管在线监测装置
套管在线监测技术已经基本成熟,通过对套管的介质损耗和电容量的变化,能较好地监视其套管的绝缘状态,只是该技术在国内还未得到普遍运用,经验较少,加上所测参数数值较大,在线监视装置抗干扰能力还不是很过关,测量的准确度还有待提高。目前公司即将采用的为交流特高压变压器1000kV套管检测仪,能在线检测套管的介损、电容及泄漏电流,若实际运行经验证实工作良好有效,应逐步在500kV套管中加以推广。
3.3避雷器在线监测
避雷器在线监测技术运用已非常广泛,所监测数据由于避雷器阻性电流和总电流相差较大,阻性电流绝对值较小,加上周边带电设备对其干扰,影响阻性电流和功耗准确性测量精度,但随着该技术的不断提高,其测量准确性越来越高。目前变电站避雷器在线监测装置需进一步提高其测量准确性。
直流避雷器由于阻性电流太小无法进行准确测量,国内外还未见到该项技术的运用。
3.4交流电容式电压互感器和交流电流互感器在线监测
部分500KV电容式电压互感器和带有末屏的电流互感器已经加装了在线监测装置,主要通过监视其设备的介质损耗及电容量的变化来达到监视其绝缘状况,其原理与套管的在线监测技术一致,其技术也较成熟。
3.5GIS设备的局放在线监测设备
GIS设备的局放在线监测能测量绝缘的局部放电特性,主要是利用压电传感器测量局放时超声波等特征量,反映GIS设备的运行工况。
3.6建议
1)更换变压器油在线装置,使其能检测到油中的特征气体。
2)加装套管在线监测装置。
3)进一步完善电容式电压互感器和交流电流互感器的在线监测装置,对于还未装在线监测装置的需加装在线监测装置。
4)交流避雷器在线监测装置更换为能测量其阻性电流及功耗的装置。
5)GIS设备也应开展在线监测工作,加装局放在线监测装置。
6)所用的在线装置的抗干扰能力要强,测量准确度要更高
4结语
建立变电站设备状态检修系统,使变电站的所有设备,能够全面而合理的进行管理,从而避免了设备的检修时的过度检修和不足检修,同时使得存在隐患的能够在第一时间得到消除,从而降低事故发生几率,确保电网安全稳定运行。
篇2：高低压控制板检修作业指导书
目的规范检修行为,保证高、低压控制板检修符合检修工艺质量要求、文明生产管理标准。为所有参加本项目的工作人员,质检人员确定必须遵循的质量保证程序。适用范围
适用于天津大唐盘山发电有限责任公司两套电除尘高低压控制板检修工作.
作业条件高低压控制板停止运行,停电,办理检修工作票。作业组成员了解检修前高、低压控制板的缺陷。作业组成员了解高、低压控制板的运行状态及小时数。清点所有专用工具齐全,检查合适,试验可靠。参加检修的人员必须熟悉本作业指导书,并能熟记熟背本书的检修项目,工艺质量标准等。参加本检修项目的人员必需安全持证上岗,并熟记本作业指导书的安全技术措施。准备好检修用的各易损件及材料。开工前召开专题会,对参加人员进行组内分工,并且进行安全、技术交底。风险分析/危害辨识高低压控制板检修总体危害辨识参加检修的人员进行安全教育和技术培训,达到上岗条件。作业组成员的着装要符合工作要求。所带的常用工具应认真清点,绝不许遗落在设备内。各作业过程作业组长要进行安全交底,做好危险预想。检修阶段的风险分析每天开工前工作负责人向工作班成员交代安全注意事项,工作结束后,总结当天的安全工作情况。高、低压控制板进行检修时,严格执行检修工艺规程,保证检修工作顺利进行。高空作业应使用工具带、安全带或防坠器。(略)高低压控制板检修时的风险分析现场设专人协调指挥。现场设专职安全监护人。认真检查设备双重编号,严格执行危险因素控制卡。每天开工前工作负责人向工作班成员交代安全注意事项,工作结束后,总结当天的安全工作情况,对所发生的违章行为进行批评指正,行为严重的要进安全教育室学习。检修发现的重大问题要及时向车间反映,以制定处理措施。检修现场严禁吸烟,一经发现严格处理。检修时所有工作人员要认真负责,杜绝带情绪和饮酒后作业。(略)高低压控制板文明施工作业措施严格按《电气设备检修工艺规程》和《维修作业技术标准质量验收记录》开展工作。现场检修全部按ISO9002质量保证体系标准进行。所有工作必须坚持“四不开工、五不结束”。现场和工具柜工具、零部件放置有序,高低压控制板拆下的零部件必须作好记号以便回装。工作结束应做到工完、料尽场地清,高低压控制板检修现场整洁干净。所有检修人员必须严格遵守工作纪律,严禁工作现场打闹、嬉戏等造成不良影响事件发生。组织及人员分工:组织措施各小组织成员,按分工明确,各负其责,不得随意离开检修现场。在检修前召集所有成员召开现场会并进行安全技术交底。所有在场的工作人员必须保持良好的精神状态。所有的组织措施、安全措施、技术措施准备就绪后方可进行工作。用工人员组织
口专责工:1人
口检修工:2人
窗口计划
见附件1
备件和工具明细材料类:
序号
名称
规格
数量
1
2
3
(略)
二、工具类
序号
名称
规格
数量
毛刷
4只
验电笔
1只
皮老虎
2只
锯弓
1把
内六角
英制,公制各1套
手电
2把
偏口钳、尖嘴钳、克丝钳
各2把
一字改锥
2把
十字头改锥
2把
活扳手
(50mm、100mm)
各1把
万用表
1块
三、备件类
序号
名称
规格
数量
高压控制板
2
低压控制板
2
检修项目及工艺流程高、低压控制板电源系统断开电源开关,检查电源系统开关、触头是否变色,接触电阻1MΩ,如不符合要求则应更换。
是□否□
高低压控制器检查DJ-96型控制器的显示器、指示灯、键盘工作是否正常,有无损坏情况,否则进行更换。
是□否□
高、低压控制板控制柜备份上位机应用程序。检查机箱内部卡件外观良好,无松动,无变色、烧毁痕迹。
是□否□
检查机柜内部卡件无积灰现象,如有,用毛刷轻轻刷干净,用毛刷不能刷净的,用皮老虎吹干净。
??是□否□
恢复系统,通电检查高低压控制器是否正常。
?是□?否□
高、低压硅整流器高、低压硅整流器监视控制柜上的仪表、负荷变化、温升及高压硅整流器的电磁声响是否正常。??
是□否□
检查高、低压硅整器的油位、附件、干燥器有无异常及有无渗漏油现象。
是□?否□
高、低压硅整流器的高低压瓷套管及器身是否干净,如不干净,要进行擦拭。
是□?否□
检修工序及质量标准
篇3：井下中央变电所二采区变电所检修安全措施
一、停电时间:2018年2月7日
二、检修负责人:刘世忠
检修人员:?
中央变电所:?皮包海?刘传胜?刘传杰
二采区变电所:郑?磊?郑维涛?李?健
三、检修步骤:
1、准备好检修用的工具、黄蜡带、螺栓、弹簧垫及连接导线等,做好施工前的准备工作;
2、开过班前会及时换好工作服,提前到达工作地点做好施工准备;
3、检修设备前,由负责人指挥停电,施工人员在停电后对所辖范围内的高低压开关设备进行检修;
4、检修完成后,检修人员要清理好现场,收好工具才能离开。
五、安全措施:
1、必须执行停送电操作票制度,停电前通知通风调度、生产调度,在得到同意后方可停电。在工作之前必须听从生产、通风调度指挥,协调涉及到的各单位进行工作准备
2、中央变电所及二采区变电所配电工在停电期间,坚守岗位,不准擅离职守,服从指挥,严格执行停送电制度。
3、接到停电命令后,操作人员要穿戴好绝缘用具,严格按照操作规程操作。
4、停电后要挂上“有人工作,禁止合闸”警示牌,并安排专人看管。
5、作业前首先要检查20米范围内瓦斯浓度,符合规定后才能进行验电、放电,打临时接地极,确认无电后方可作业。
6、在作业后认真清点工具,以防遗漏在设备内。
7、结束后,工作人员停留一个小时,确认配电开关能够正常工作,方可离开。
篇4：某大矿变电所检修安全技术措施
按照煤矿安全规程和设备检修的文件要求,为确保安全供电和大矿主通风机安全运转,我队积极准备,计划于2010年10月2日(星期六)上午8时至11时对大矿地面变电所东半部高爆开关与高压开关柜进行检修,即:二三线;2010年10月3日(星期日)上午8时至11时对大矿地面变电所西半部高爆开关与高压开关柜进行检修,即:三己2线。为确保此项检修任务安全顺利完成,特制定本措施:
一、检修地点:
大矿地面变电所
二、检修时间:
2010年10月2日上午8时至11时
2010年10月3日上午8时至11时
三、检修内容:
检修大矿地面变电所高压设备,查看设备是否显示正常,综合保护装置、按钮是否灵活可靠,高压设备接线是否符合接线要求,接线室内部是否有潮气,查看设备干燥剂是否变质,接地线有无松动,设备内是否有浮灰。
四、检修负责人:
张庆丰?李金波
五、检修前的准备工作:
1、检修前组织所有参加检修人员认真贯彻,并在本措施上签字,否则不得参加检修。
2、检修前机电一队负责对大矿运行中的主通风机各种监控仪表进行检查,检查大矿备用主通风机的机械和供电系统,以确保其正常运行。
3、检修前电话维修人员要对大矿地面变电所和大矿所有电话进行全面检修,确保通讯畅通。
4、提前准备好检修时所需用的相关材料、工具等,并派专人进行保管,以便检修时使用。
六、检修过程中的影响范围:
1、2010年10月2日上午8点至11点停二三线,对大矿地面变电所东半部高爆开关和高压开关柜进行检修,其间大矿地面变电所由三己2线单回路供电。
影响范围:主扇东路、光明街家属区、北台变压器、平顶山工业职业技术学院
2、2010年10月3日上午8点至11点停三己2线,对大矿地面变电所西半部高爆开关和高压开关柜进行检修,其间大矿地面变电所由二三线单回路供电。
影响范围:矿灯房楼、机电一队楼、供应站、主扇西路、光明街家属区
七、检修过程中的注意事项:
1、检修前一天通知调度室,说明施工的内容、停电线路及具体的停电时间,同意后方可进行施工。
2、检修开始前,检修负责人按规定认真填写好停、送电操作票和工作票,否则不得进行停、送电操作和检修。
3、检修开始前与调度室联系,经调度室同意后方可停、送电工作。
4、检修期间机电一队要派出至少一名专职机工和电工在大矿主通风机房,以保证一旦运行风机出现故障能立即予以排除。若运行风机出现故障无法立即进行排除时,及时通知地面变电所值班人员停止检修,立即恢复备用主通风机电源,确保8分钟内恢复备用主通风机正常运行。
5、配电值班员停、送电操作前要弄清楚停、送电施工的范围,所要操作的开关,操作时要戴高压绝缘手套,穿高压绝缘靴,认准盘位再操作,并一人操作,一人监护,严格遵守停、送电操作规程,对所有停电盘位挂上“有人工作,严禁合闸”标志牌。
6、检修设备期间,需认清停电盘位,确认停电位置,打开设备后须验电、放电,挂停电牌,严禁在未验电、放电的情况下人员触摸接线导体。
7、进入开关柜施工时,要再次验电、放电,确定无误后方可进入开关柜施工。
8、如果检修大矿地面变电所西半部高爆开关过程中,大矿地面变电所另一半回路二三线突然供电,需立即停止检修,恢复三己2线回路供电,及时恢复大矿主通风机正常运转;如果检修大矿地面变电所东半部高爆开关过程中,大矿地面变电所另一半回路三己2线突然供电,需立即停止检修,恢复二三线回路供电,及时恢复大矿主通风机正常运转。
9、检修完毕后,要清点工具,做好记录,检查盘位及母排上是否有异物,经施工负责人检查无误后,与调度室联系通知供电用户恢复送电。
10、检修过程中,配电员要严格执行《停、送电操作规程》,施工人员要严格执行《作业规程》和《电气试验规程》,严禁有“三违”现象的发生,否则从重处理。
11、检修期间机电科需派出专职人员和机电一队检修负责人一起对检修的整个过程进行安全监视。
机电一队
?2010年9月28日
篇5：110kV常规变电站继电保护设备安装调试技术
摘要:继电保护设备作为变电站的重要组成部分,其安装工艺和调试质量直接影响变电站的安全稳定运行。笔者结合多年的变电站电气二次设备安装和调试经验,对变电站保护设备安装工序和现场调试等进行了简要论述,并对安装和调试过程的技术要点进行了深入探讨,具有较强的现际指导意义。
关键词:110kV变电站;继电保护设备;安装工艺;现场调试
第一部分:继电保护设备安装部分
一、保护设备安装前准备:
1、所有材料、机具、设备全部到位
2、土建已交安,现场具备电气施工条件
3、所有图纸资料审核无误
4、人员到位。人员配备:施工总把关人1名、工作负责人1名、安装人员2-3名、技工4-6名。
二、现场施工
1?等电位接地铜排敷设
1.1工艺要要点
1.1.1新建变电站应在主控室、保护室、通信室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处,使用截面不小于100mm2的裸铜排(缆)敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。
1.1.2在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内,按柜屏布置的方向敷设100mm2的专用铜排(缆),将该专用铜排(缆)首末端连接,形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排(缆)与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。
1.2注意事项
等电位接地铜排通过螺栓在电缆沟内与电缆支架连接固定;铜牌在搭接时应保证足够的搭接面积。
2保护屏柜安装
2.1安装流程
2.1.1在靠近安装现场处进行拆箱作业时,已拆包装箱的保护屏应随即运搬到安装地点。
2.1.2安装组立,检查相邻屏柜的接触情况,应满足技术要求。
2.1.3屏体的组立应从已测量好尺寸的一侧开始,逐屏进行。调整方法通过测量保护的垂直、水平度来实施。
2.2?技术要求
2.2.1屏的垂直度允许偏差不大于1.5mm。
2.2.2屏的水平偏差:相邻两屏顶部偏差不大于2mm,成列盘顶部偏差不大于5mm。
2.2.3屏面偏差:相邻两屏边偏差不大于1mm,成列屏面偏差不大于5mm。
2.2.4屏间接缝误差不大于2mm
2.3?注意事项
2.3.1进行设备拆箱时,所用工具不得触及屏面漆膜及外露设备;拆除的箱板应及时运出工作场地,以防绊倒作业人员。
2.3.2搬运时要将打印机及其他附件等取出,防止损坏和掉出砸伤工作人员
2.3.3将前后门拆下搬运,并给柜门上做好相应的标记,以免安装时装错,当必须放倒运搬时,避免损伤漆膜。
2.3.4保护屏柜开箱时,应有施工监理到场,当发现保护屏柜损坏或是与实际需求不符时,及时向监理汇报,并拍照备查。
3?二次电缆敷设
3.1施工现场准备
3.1.1打开室内、外电缆沟的全部盖板,并将沟内杂物清扫干净。
3.1.2检查沟内电缆支架是否齐全、规格是否正确,同时检查支架及接地的焊接是否牢靠,必要时应及早处理。
3.1.3所有电缆保护管敷设完毕,并从内穿入牵拉电缆了铁丝。
3.1.4将所需敷设的电缆分类运至施放地点附近,并完成型号、规格、电压等级、绝缘检查,并二次电缆线径抽样测量。
3.2施工流程
3.2.1电缆敷设应从第一层支架上开始,排满一层后再排上一层,且敷设工作开始时应先敷设控制电缆,电力电缆应尽量敷设在最上层。
3.2.2每层支架最里侧应敷设引至最远处配电装置的电缆,由里向外逐渐缩短敷设长度。避免在同一层支架上出现敷设方向不同的电缆。
3.2.3由电缆主沟向电缆支沟的电缆,原则上应设在同一层支架上;当受电压等级或电缆数量限制时,则应将需转弯的电缆敷设在支架上靠近朝支沟转向的一侧。
3.2.4同一条电缆沟内两侧均设有支架时,应敷设完一侧的同类电缆后再敷设另一侧的同类电缆,且每侧电缆应尽量避免向另一侧方向的配电装置引出,减少交叉的可能。
3.2.5控制室内保护屏间的电缆,考虑到长度有限,一律待主体电缆全部敷设后再进行。
3.3?技术要点
3.3.1室外电缆不外露,电缆护管进行设备箱,如使用蛇形管,蛇形管端部应使用专用接头。
3.3.2电缆保护管与地面垂直并与构支架平行,多个同一构支架或设备安装安装单根电缆管时,应在同一轴线上,多根电缆管排装时,弯曲半径和高度应一致;管口应光滑无毛刺,保护管应接地;敷设电缆管时,中间应尽量减少弯头,不应超过3个,直角弯不应超过2个。
3.3.3敷设电缆应平直、顺畅,不允许直线沟内支架上电缆有弯曲或下垂现象;电缆沟转弯、电缆层井口处的电缆弯曲弧度一致、绑扎牢固,避免交叉;电缆在终端、建筑物进出口、排管进出口、电缆沟转弯等处应装设标识牌,标识清晰。
3.3.4敷设时,电缆在支架上应排列整齐,不得交叉;敷设后,应及时在电缆两头以及电缆竖井处装设标志牌,并将电缆在支架上加以固定。
3.3.5在每层支架上并排敷设的电缆,其走向应一致;在电缆沟分支处,每层并排的电缆之间不得交叉;电力电缆与控制电缆原则上应分层布置,且应按电压等级分层排列,一般控制电缆放于电力电缆下面,1KV及以下电力电缆放于1KV以上电力电缆下面。
3.3.6电缆的固定应符合下列要求:水平敷设的电缆,在电缆首位两端、转弯和中间接头处两端的支架上固定;垂直敷设的电缆,在每一个支架上固定;
3.3.7电缆敷设完毕后,预留的备用长度应设置在终端头附近,并采取保护措施,防止损伤
3.4?注意事项
3.4.1安放电缆盘处地面应平坦坚实,施放的路经上不得有障碍物,且便于行走。
3.4.2、电缆敷设时,电缆应从盘的上方引出,应避免在支架或地面上摩擦、拖拉。
3.4.3实施敷设电缆作业的人员应戴手套,进入封闭式电缆沟或电缆竖井作业时,以做好防止碰伤的安全措施。
3.4.4电缆敷设工作完成后,应及时盖好电缆沟盖板,避免发生作业人员踏空摔伤现象。
4?电缆头制作及电缆绑扎
4.1施工流程
所有电缆在保护屏或端子箱内绑扎牢固后,进行电缆剥切、和电缆头制作工作,再根据端子排接线图把电缆头按配线顺序排列整齐,然后在距电缆头下沿100mm处,用扎带把所有电缆固定绑扎。
4.2工艺要点
4.2.1控制电缆终端头可采用塑料终端头套封或一般的包缠密封,但应有防潮措施
4.2.2同一根控制电缆应对电缆铠甲进行一点接地,以防止在出现接地故障时因两点接地而造成铠装分流的可能
4.2.3进入保护屏或其他设备的电缆应排列整齐、固定牢靠、接地良好;铠装电缆的钢带不应进入盘、柜内,钢带的断口处必须扎紧;屏蔽电缆的屏蔽层应接地。
4.2.4将所有电缆的标志牌更换绑线后绑扎在相应的电缆上,以便于检查核对
4.3注意事项
剥切电缆铠装或内护层时,不得伤及内护层或芯线绝缘层。使用电工刀剖切护层时用力要平稳,防止割伤手指。
5?二次接线
5.1二次回路接线的工艺要求
1)按图施工,接线美观、正确
2)导线与电气元件间采用螺栓连接、杆接、焊接或压接均应采用牢固可靠
3)盘柜内导线不应有接头,导线,电缆无损伤
4)电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号,编号应正确,字迹清晰且不易脱色
5)配线应整齐,清晰美观,导线绝缘应良好,无损坏
6)每个接线端子的每侧接线应为一根,不超过两根,插接线不同截面的导线不得接在同一个端子中,螺栓连接端子,接两根线时,中间应加平垫
7)二次回路接地应设专用螺栓
8)备用芯应留有适当的余量,应有号码标识,金属芯线不外露,尾端应有防尘帽。
5.2注意事项
进行二次电缆头制作和二次接线工作前,要将电缆沟盖板全部盖严,避免踏空摔伤;二次接线工作前,所有二次线应进行芯线核对,并套对应的号码筒;采用线环方式连接,线环应按螺钉旋紧的方向弯;接线工作完成后,应由另一个有工作经验的人进行图实相符核对工作,防止误接线。
6?防火封堵、设备接地及其他
6.1防火封堵
在户外电缆沟内、至控制室或配电装置的沟道入口处、电缆竖井内、电缆至屏(柜、箱、台)开孔部位、电缆穿管等处均应实施防火封堵;户外电缆沟的隔断采用防火墙,防火墙两侧采用10毫米以上厚度防火隔板封隔、中间采用无机堵料、防火包或耐火砖堆砌,防火墙内的电缆周围必须采用不得小于20毫米的有机堵料进行包裹,防火墙紧靠两侧不小于1米区段内所有电缆应加涂防火涂料;防火封堵应严密、平整(电缆管口的堵料要成圆弧形),有机堵料不能与电缆芯线及网络电缆直接接触。
6.2屏蔽接地
电缆的屏蔽线宜在电缆背面成束引出,编织在一起引至接地排,单束的电缆屏蔽线根数不超过3~5根,引至接地排时应排列自然美观;屏蔽线接至接地排时,可以采用单根压接或多根压接的方式,多根压接时数量控制在3~5根,并对线鼻子的根部进行热缩处理,压接应牢固、可靠;屏蔽线接至接地排的接线方式一致,弧度一致。
6.3设备标识
将变电站内所有二次设备以及相关的快分开关、保护压板、转换开关、继电器等设备按变电站实际名称和编号进行标识,要求字迹清晰且不易脱色。
7结束语
以上第4、5、6项施工工序,可视施工进展以及人员安排情况,交叉进行,变电站二次设备安装工作考虑天气原因宜先室外,后室内的方式进行,或根据实际情况作相应更改。
第二部分:继电保护设备变电站现场调试
一、现场设备调试前准备
1、所有二次接线工作完成,且安装工艺到位
2、其他公用设备具备调试条件,如GPS对时系统、直流系统已正常运行。
3、继电保护设备具备受电条件,绝缘检查合格。在二次回路调试前应检查整个二次系统的对地绝缘,带回路对地绝缘不少于2MΩ,还应该检查各个直流分支之间的绝缘,确保直流回路不串接。
4、人员、调试设备到位。人员配备现场调试总协调人1名、技术负责人2名、调试人员3-4名。
二、现场调试?
1、二次回路调试
回路调试即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验,以满足变电站的试运行条件。现场调试包括二次系统的接线检查、保护功能、“四遥”(遥信、遥控、遥测、遥调)等功能的全面校验和调试。
1.1二次系统的接线检查
1.1.1控制回路的调试
1)断路器控制回路检查:送出直流屏断路器控制电源、电机储能电源,检查断路器储能电源或合闸电源保险是否合上,手动逐一合上装置电源开关和控制回路开关,检查控制回路、断路器位置指示灯是否对应,分合闸是否正常,同时断路器储能回路是否正常,检查断路器的远方/就地切换功能是否正常,异常状况下(如弹簧未储能、SF6压力低等信号)断路器的闭锁是否正常;如不正常要立即关闭控制电源,查找原因。
2)隔离开关控制回路检查:合上隔离开关电机电源、控制电源,检查隔离开关分合闸、后台位置信号显示是否正常(如电机为交流电机,则分合隔离开关前,应将隔离开关先手摇至半分半合位置,以防止电机电源接反,损坏电机);分别分合断路器或接地刀闸,检查隔离开关的电气闭锁逻辑是否正确。
1.1.2一次设备信号:包括断路器、隔离开关、接地刀闸的位置、主变压器非电量信号以及其他元器件的报警信息等,所有信号均应通过本体元件实际触发(部分元件如部分厂家的SF6密度继电器,无法通过元件实际触发的,需厂家出具保证函,同时离元件最近的接点上传信号),所有信号应确保在监控机、后台机上的显示、时间是否正确;重瓦斯等可启动主变非电量保护跳闸的信号还需检查非电量保护的动作逻辑以及对应压板的正确性。
1.2二次交流部分的检查。
1.2.1二次交流电流回路检查:用试验仪在TA二次侧(TA本体接线柱)加单相电流,在保护装置面板查看保护和测量回路电流的数值、相别(不能直接查看的,用钳形相位表测量电流),检查二次电流回路的相别、绕组是否一一对应,不应出现开路或者串到其他回路的现象。TA二次交流回路除检查是否开路或串接外,还应检查TA二次极性是否符合要求,尤其是有对于多组TA接入的差动保护,应确保所有接入TA组别的正方向一致。如变电站110kV有502、504线路两条,TA极性均为减极性,502TA一次侧P1朝向母线,504TA一次侧P1朝向线路,则二次侧保护电流,502应从S1接入,再流向S2,504则应从S2接入,再流入S1.
1.2.2二次交流压回路检查:用试验仪在TV二次侧分别加单相电压(加压前,应在TV接线柱解开二次线,防止反充电),检查对应母线上相应相别的所有保护、测量、计量电压回路应有电压,其他母线和其他相别应无电压,保护装置面板、后台机电压显示值对应正确,用万用表测量计量柜电压也应该正确。如保护装置有TV切换功能,模拟运行实际条件,检查TV切换功能是否正确。
1.2.3交流电流、电压回路的接地点检查。交流电压回路应有唯一接地点位于电压并列柜或是公用测控屏内,二次电压回路接地点,应有明显的接地标识,接地螺栓应独立于其他回路。交流电流回路接地点宜放在就地断路器端子箱(柜)内,且只允许有一点接地,检查时,先解开接地点,确认交流电流回路无两点接地现象。
2?装置保护功能的调试
装置保护功能的调试一般根据线路、变压器、母线等继电保护装置类型,依据保护定值,用继电保护测试仪在保护装置的电流电压端子上通入故障电流和电压,检查装置动作精度并传动断路器,在后台机上应正确显示保护动作信息,开关变位信息和动作时间数据。应根据保护厂家的新安装调试大纲进行,依次检查保护装置的外观、软件版本、逆变电源、装置开入开出量、交流输入电流电压采样精度、保护逻辑和报警功能。检查断路器的出口动作逻辑、整组传动、闭锁逻辑是否正确,以及检查压板的唯一性是否正确。
3?“四遥”(遥控、遥信、遥测、遥调)功能调试
遥控、遥调功能的检查:后台应能可靠准确地遥控断路器和隔离开关的分合闸。如遥控失败,查找原因。测控装置或控制回路是否上电;直流屏合闸电源或是否投入;测控装置通讯是否已通;装置远方、就地切换开关是否切到远方位置;断路器(隔离开关)分合位置、工作试验位置是否在后台上正确反映;控制回路接线是否正确;是否存在闭锁条件。遥调功能检查和遥调失败查找原因方向参考遥控的相关内容。
遥信功能的检查:变电站后台或是远方监控应能可靠准备地反应变电站内所有设备、装置的运行信息和位置状态。遥信核对时,所有遥信点均应以实际状态触发为准,且应保证装置触发时间和后台显示的时间应同步。如遥信核对不正确,应在二次开入接点是否动作,开入测控装置位置是否正确,测控装置通讯是否正常,远动信息是否关联等方面进行检查。
遥测功能检查:变电站遥测功能应能正确地反应变电站潮流的实际状况。以符合变电站测控制装置精度等级的测试仪对测控装置的遥测功能进行检查,变换功率的大小和方向,通过多个采样点,判断测控装置的精度是否符合要求。
4?装置打印、声音报警功能、反事故措施清理以及计量等相关部分
要求打印机设置正确,打印图形、报表完整美观,大小合适,能够实现自动打印和手动打印。对断路器、隔离开关等开关量变位加声响报警功能,对保护动作信息加声响报警功能。
根据国网公司以及省公司下达的最新反事故措施执行计划,对新变电站的相关内容进行全面清理,尤其是对重要回路如保护电流电压回路接地、跳合闸回路、防跳回路等,确保反措执行到位。
计量系统检查,新建变电站的计量系统调试应根据有关规定由具有计量资质的人员进行,所有涉及计量的电流互感器和电压互感器(或是相应的计量绕组)必须做相应准确级的极性、变比、比差、角差试验,计量表也应试验到位,计量电压二次回路视情况进行二次压降检查(可在投产后进行),计量信息的上传应符合设计要求。
5?投运前检查
在整体调试工作结束后,仔细检查所有临时接线已拆除、所有安措已恢复、所有保护压板、空气开关、转换开关均恢复到投产前的状态,尤其应注意思,交流电流、电压回路的螺丝是否拧紧、端子联片是否连接。
6?保护二次带负荷检查
带负荷检查要求详细观察系统的运行方向和潮流分布情况(对于新建变电站的潮流方向可以向调度咨询),以便及时发现隐患。
差动保护带上一定的负荷后,才能判断出差动保护的极性是否正确。差动保护带负荷检查前,应退出差动保护,在母差保护装置或是主变保护装置查看某一时刻电流采样数据,如果差动极性正确,差动保护的各相差流数据的均应该为0,如相反,则需等停电以后在TA二次侧更改极性接线。只有当主变差动保护各侧、母线差动保护上所有间隔的TA均带上负荷且全部参与差动保护计算、所有相差流计算为0,才能判断差动保护极性正确。如双母带母联的差动保护,在双母分列运行时,不能判断差动保护带负荷完成。
线路差动保护检验同母差和主变差动保护。
7结束语
上述所有工作结束后,针对试行期间反映出来的问题进行消缺处理,并做好相关内容的整改记录和调试资料的整理交接。至此,一个常规变电站的现场调试工作结束。
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