6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

6KV 及以下变电所电气调试及送电方案（精选8篇）

篇1：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

6KV 及以下变电所电气调试及送电方案 目 录主题内容与适用范围........................32 引用标准.............................3具备调试的条件...............................3调试前的准备工作............................3电气调试内容及要求........................3具备送电的条件...............................57 送电前的准备工作............................5送电步骤.............................5质量记录.............................5施工进度计划及劳动力安排........................5设备、仪器配置.............................52)直流耐压试验设

备.............................6安全措施.............................6 1 主题内容与适用范围

本方案仅适用于6KV 及以下变、•配电所工程中电气调试及送电部分。本方案以6KV 变电所、380V 配电所为例。引用标准

GB50150-91 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

HG20237-94 化学工业工程建设交工技术文件规定

HGJ233-87、SHJ505-87 炼油、化工施工安全规程

电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)具备调试的条件

3.1 所有配电屏、控制屏、开关柜以及柜内母线等安装完毕。

3.2 直流屏及蓄电池投入运行。

3.3 变压器及母线安装完毕。

3.4 变电所内部电缆敷设、接线完。

3.5 变电所土建及装修工程、照明工程结束。调试前的准备工作

4.1 检查试验仪器是否完好，标准表是否在有效周期内。

4.2 引入临时电源要求质量高、可靠性强。

4.3 各种记录表格齐备。

4.4 认真熟悉图纸及规范要求。电气调试内容及要求

5.1 各种测量仪表的校验

测量仪表校验时应根据各种仪表的电压电流等级、•种类、量程和精度，确定采用适宜的 电源、选择正确的标准表。标准表精确度等级应比被校仪表高2 级以上，其最低等级不得低 于0.5 级。

经校验合格的仪表，应做好记录，并在其外壳上贴上标签进行标识。

5.2 电力变压器试验

5.2.1 测量绕组连同套管的直流电阻。

a)测量应在各分接头的所有位置上进行。

b)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％。

5.2.2 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。

5.2.3 检查变压器的三相接线组别，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

5.2.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻，其绝缘电阻不应低于产品出厂试验值的70％。

5.2.5 绕组连同套管的交流耐压试验，试验电压为21KV，试验时间为1 分钟。

5.2.6 绝缘油试验，其耐压强度应不低于25KV。

5.2.7 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，•应进行5 次，每次间隔时间宜为5 分钟，• 无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中 性点必须接地。

5.2.8 检查变压器的相位必须与电网一致。

5.3 互感器试验

5.3.1 测量绕组的绝缘电阻，测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的 绝缘电阻。

5.3.2 绕组连同套管对外壳交流耐压试验，试验电压为21KV，耐压时间为1 分钟。

5.3.3 测量电流互感器的励磁特性曲线，同型式电流互感器特性相互比较应无明显差别。

5.3.4 测量电压互感器的空载电流和励磁特性，应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流，空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。

5.3.5 检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符。

5.4 真空断路器试验

5.4.1 测量绝缘拉杆的绝缘电阻。•用2500V 摇表测量，其绝缘电阻值应不低于2000MΩ。

5.4.2 测量每相导电回路的电阻。其测量方法及电阻值应符合产品技术条件的规定。

5.4.3 交流耐压试验。应在断路器合闸及分闸状态下进行耐压试验。在合闸状态下，其试验 电压标准为21KV；在分闸状态下，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，•试验中不应发生贯穿性放电。

5.4.4 测量断路器分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合 产品技术条件的规定。

5.4.5 测量断路器主触头，分、合闸的周期性应符合产品技术条件的规定。

5.4.6 断路器合闸过程中，触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms。5.4.7 测量分、合闸线 圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值无明显 差别。

5.4.8 断路器操作机构试验

a)合闸操作

当操作电压在85％～140％Un 范围内时，操动机构应可靠动作。

b)脱扣操作

当在分闸试圈端钮处测得的电压大于额定值的65％时，应可靠地分闸，当小于额定值 的30％时，不应分闸。

c)模拟操动试验

在额定电压下对操动机构进行就地或远控的合、分、重合等试验，操作次数不得少于３ 次。每次操作断路器均应正确、可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设 计要求。

5.5 电力电缆试验

5.5.1 测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻。

5.5.2 直流耐压试验及泄漏电流测量

直流耐压试验标准应符合规范规定，试验时，试验电压可分4～6 阶段均匀升压，•每阶 段停留1 分钟，并读取泄漏电流值。其泄漏电流不平衡系数应符合规范规定。当出现下列情 况之一者，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷部位，并加以处理。

a)泄漏电流很不稳定。

b)泄漏电流随试验电压升高急剧上升。

c)泄漏电流随试验时间延长有上升现象。

5.5.3 检查电缆线路的两端相位应一致，并与电网相位相符合。

5.6 支柱绝缘子试验

试验内容：交流耐压试验。

支柱绝缘子可在母线安装完毕后一起进行，试验电压为21KV。

5.7 避雷器试验

5.7.1 测量绝缘电阻。避雷器的绝缘电阻值与出厂试验值比较应无明显差别。

5.7.2 测量阀式避雷器的工频放电电压。••其放电电压应在16～19KV 范围内。

5.8 高压母线

5.8.1 测量绝缘电阻；

5.8.2 交流耐压试验，试验电压为21KV，时间1 分钟；

5.9 继电保护参数整定

继电保护参数整定按设计给定值进行整定。

5.10 中央信号系统回路模拟试验

按回路进行模拟试验，信号指示正确，动作准确、可靠。

5.11 低压电器

5.11.1 测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻值，不应小于1MΩ。

5.11.2 电压线圈动作值的校验，应符合下述规定：

线圈的吸合电压不应大于额定电压的85％，释放电压不应小于额定电压的5％；•短时工 作的合闸线圈应在额定电压的85％～110％范围内，•分励线圈应在额定电压 的75～110％的 范围内均能可靠工作。

5.11.3 低压电器动作情况检查应符合下述规定：

对采用电动或液压、气压传动方式操作的电器，除产品另有规定外，•当电压、液压或气 压在额定值的85％～110％范围内，电器应可靠动作。

5.11.4 低压电器采用的脱扣器的整定，应符合下述规定：

各类过电流脱扣器、失压和分励脱扣器、延时装置等，应按使用要求进行整定，其整定 值误差不得超过产品技术条件的规定。

5.11.5 •低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验，试验电压为1000V，试验持 续时间为1 分钟。具备送电的条件

6.1 所内建筑工程扫尾、内装饰完；

6.2 所内电气安装工程结束；

6.3 与送电有关的电气调试工作结束；

6.4 变电所电源进线安装、调试结束，上级变电所具备送电条件；

6.5 变电所“三查四定”结束，对查出的问题整改完送电前的准备工作

7.1 倒闸操作票填写，并经批准；

7.2 操作、监护人员落实，并熟悉送电方案及倒闸操作票；

7.3 各项测试器具、绝缘器械、通讯工具准备齐全。

7.4 各种安全警示牌、安全警戒线、消防器材准备齐全；

7.5 盘柜内、所内卫生清理完。送电步骤

8.1 检查所内各开关柜均处于断开位置，•断路器小车处于试验位置，PT 柜小车处于工作位 置，母联小车应拉至柜外。

8.2 通知上级变电所分别送Ⅰ段进线和Ⅱ段进线，用高压验电笔在柜后进行验电，验电指示 正确。

8.3 将进线小车送入工作位置，合Ⅰ段、Ⅱ段进线。查看盘装表计指示，应指示正确。在PT 柜二次侧分别测量两段母线电压及相位，电压值应正确，相序应为正相序，两段相位应一致。用两个试验PT，在母联处检查两段相位，两段相位应一致。

8.4 空载运行24 小时，变电所受电成功。

8.5 6kv 至380v 送电

8.5.1 检查低压配电屏各开关均处于“OFF”•位置，低压母联开关处于“试验”位置。

8.5.2 将6KV 的变压器开关柜小车送入试验位置，•合闸模拟无异常。将小车送入工作位置，对变压器进行冲击合闸试验，冲击合闸次数为5 次，每次间隔不得少于5 分钟，记录冲击电 流，用听诊棒听变压器声音，应无异常。

8.5.3 分别合两段进线开关，检查盘装表计及指示灯指示，核定两段相位，两段相位应一致。

8.5.4 将母联送入“工作位置”，进行两段联锁试验。

8.5.5 低压母线运行72 小时，本所送电工作结束。质量记录

9.1 施工过程记录执行公司质量体系文件的规定。

9.2 竣工资料表格，当施工合同有规定时，按合同规定的表格执行；无规定时，按HG20237 中规定的表格执行。施工进度计划及劳动力安排

根据实际施工需求编制进度计划及劳动力安排。设备、仪器配置

11.1 试验用设备、仪器

1)交流耐压试验设备

2)直流耐压试验设备

3)双臂电桥

4)升流器

5)标准电压、电流表

6)晶体管绝缘电阻测试仪

7)继电保护测试仪

8)标准电压互感器 6000/100

9)标准电流互感器

10)相序表

11)4 位半数字万用表

12)高压试电笔

13)听诊棒

14)校线器

15)真空断路器综合测试仪

16)对讲机

11.2 安全用具

1)绝缘棒

2)绝缘手套

3)绝缘靴

4)接地棒

5)绝缘胶皮

6)灭火器安全措施

12.1 •参加施工及操作人员必须认真熟悉施工方案，••严格遵守《电业安全工作规程》。12.2 进行交、•直流耐压试验时，被试设备周围应拉警戒线，悬挂警示牌，并设专人监护。电气试验人员至少2 人以上参加试验。

12.3 进行直流耐压试验时，试验后必须先放电方可拆除接线。

12.4 继电保护测量仪表试验时，应核准试验电压及量程。

12.5 电气调试人员必须穿绝缘鞋。

12.6 参加送电操作人员及监护人员必须穿绝缘靴、带绝缘手套。

12.7 送电操作执行唱票方式，•操作人员必须按唱票内容进行操作。唱票人员必须按事先批 准的操作票进行唱票。

12.8 变电所内必须拉设警戒线、•悬挂警戒牌，诸如：“禁止合闸”、“高压危险”、“禁止入内”

等，一切无关人员禁止入内。

12.9 所内设干粉灭火器或四氯化碳灭火器，•室外门口应设干沙箱。

12.10 严禁在变电所内吸烟，严禁在变电所内打闹。__

篇2：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

QJ/13J04-04-99

主编单位：第二分公司 批 准：胡 克 恭 实施日期：1999年05月10日

中国化学工程第十三建设公司发布

1999.04 河北.沧州

前 言

为更好地贯彻实施有关的国家标准和行业标准，保证产品质量，公司正逐步制订企业技术标准，以提高企业的施工技术和技术管理水平。

本标准属第一版。希望各单位在执行本标准过程中认真总结经验，积极提供改进意见，以便今后修订。

本标准由公司标准化管理室提出。

本标准由万可编制。

本标准由张景川审核。

本标准由公司工程技术部负责管理和解释。

中国化学工程第十三建设公司

标准化管理室

一九九九年四月

目 录

主题内容与适用范围.......1 2 引用标准............1 3 具备调试的条件.........1 4 调试前的准备工作........1 5 电气调试内容及要求.......2 6 具备送电的条件.........5 7 送电前的准备工作........6 8 送电步骤............6 9 质量记录............7 10 进度计划及劳动力安排......7 11 设备、仪器配置.........7 12 安全措施............8

主题内容与适用范围

本方案仅适用于6KV及以下变、•配电所工程中电气调试及送电部分。

本方案以6KV变电所、380V配电所为例。引用标准

GB50150-91 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 HG20237-94 化学工业工程建设交工技术文件规定 HGJ233-87、SHJ505-87 炼油、化工施工安全规程

电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)具备调试的条件

3.1 所有配电屏、控制屏、开关柜以及柜内母线等安装完毕。3.2 直流屏及蓄电池投入运行。3.3 变压器及母线安装完毕。3.4 变电所内部电缆敷设、接线完。3.5 变电所土建及装修工程、照明工程结束。调试前的准备工作

4.1 检查试验仪器是否完好，标准表是否在有效周期内。4.2 引入临时电源要求质量高、可靠性强。4.3 各种记录表格齐备。4.4 认真熟悉图纸及规范要求。电气调试内容及要求 5.1 各种测量仪表的校验

测量仪表校验时应根据各种仪表的电压电流等级、•种类、量程和精度，确定采用适宜的电源、选择正确的标准表。标准表精确度等级应比被校仪表高2级以上，其最低等级不得低于0.5级。

经校验合格的仪表，应做好记录，并在其外壳上贴上标签进行标识。5.2 电力变压器试验

5.2.1 测量绕组连同套管的直流电阻。a)测量应在各分接头的所有位置上进行。

b)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％。5.2.2 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。

5.2.3 检查变压器的三相接线组别，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

5.2.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻，其绝缘电阻不应低于产品出厂试验值的70％。5.2.5 绕组连同套管的交流耐压试验，试验电压为21KV，试验时间为1分钟。5.2.6 绝缘油试验，其耐压强度应不低于25KV。

5.2.7 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，•应进行5次，每次间隔时间宜为5分钟，•无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地。

5.2.8 检查变压器的相位必须与电网一致。5.3 互感器试验

5.3.1 测量绕组的绝缘电阻，测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻。

5.3.2 绕组连同套管对外壳交流耐压试验，试验电压为21KV，耐压时间为1分钟。5.3.3 测量电流互感器的励磁特性曲线，同型式电流互感器特性相互比较应无明显差别。

5.3.4 测量电压互感器的空载电流和励磁特性，应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流，空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。5.3.5 检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符。5.4 真空断路器试验

5.4.1 测量绝缘拉杆的绝缘电阻。•用2500V摇表测量，其绝缘电阻值应不低于2000MΩ。

5.4.2 测量每相导电回路的电阻。其测量方法及电阻值应符合产品技术条件的规定。5.4.3 交流耐压试验。应在断路器合闸及分闸状态下进行耐压试验。在合闸状态下，其试验电压标准为21KV；在分闸状态下，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，•试验中不应发生贯穿性放电。

5.4.4 测量断路器分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。

5.4.5 测量断路器主触头，分、合闸的周期性应符合产品技术条件的规定。5.4.6 断路器合闸过程中，触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms。5.4.7 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值无明显差别。

5.4.8 断路器操作机构试验 a)合闸操作

当操作电压在85％～140％Un范围内时，操动机构应可靠动

作。

b)脱扣操作

当在分闸试圈端钮处测得的电压大于额定值的65％时，应可

靠地分闸，当小于额定值的30％时，不应分闸。c)模拟操动试验

在额定电压下对操动机构进行就地或远控的合、分、重合等试验，操作次数不得少于３次。每次操作断路器均应正确、可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求。5.5 电力电缆试验

5.5.1 测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻。5.5.2 直流耐压试验及泄漏电流测量

直流耐压试验标准应符合规范规定，试验时，试验电压可分4～6阶段均匀升压，•每阶段停留1分钟，并读取泄漏电流值。其泄漏电流不平衡系数应符合规范规定。当出现下列情况之一者，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷部位，并加以处理。a)泄漏电流很不稳定。

b)泄漏电流随试验电压升高急剧上升。c)泄漏电流随试验时间延长有上升现象。5.5.3 检查电缆线路的两端相位应一致，并与电网相位相符合。5.6 支柱绝缘子试验

试验内容：交流耐压试验。

支柱绝缘子可在母线安装完毕后一起进行，试验电压为21KV。5.7 避雷器试验

5.7.1 测量绝缘电阻。避雷器的绝缘电阻值与出厂试验值比较应无明显差别。5.7.2 测量阀式避雷器的工频放电电压。••其放电电压应在16～19KV范围内。5.8 高压母线 5.8.1 测量绝缘电阻；

5.8.2 交流耐压试验，试验电压为21KV，时间1分钟； 5.9 继电保护参数整定

继电保护参数整定按设计给定值进行整定。5.10 中央信号系统回路模拟试验

按回路进行模拟试验，信号指示正确，动作准确、可靠。5.11 低压电器

5.11.1 测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻值，不应小于1MΩ。5.11.2 电压线圈动作值的校验，应符合下述规定：

线圈的吸合电压不应大于额定电压的85％，释放电压不应小于额定电压的5％；•短时工作的合闸线圈应在额定电压的85％～110％范围内，•分励线圈应在额定电压 的75～110％的范围内均能可靠工作。

5.11.3 低压电器动作情况检查应符合下述规定：

对采用电动或液压、气压传动方式操作的电器，除产品另有规定外，•当电压、液压或气压在额定值的85％～110％范围内，电器应可靠动作。5.11.4 低压电器采用的脱扣器的整定，应符合下述规定：

各类过电流脱扣器、失压和分励脱扣器、延时装置等，应按使用要求进行整定，其整定值误差不得超过产品技术条件的规定。

5.11.5 •低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验，试验电压为1000V，试验持续时间为1分钟。6 具备送电的条件

6.1 所内建筑工程扫尾、内装饰完； 6.2 所内电气安装工程结束；

6.3 与送电有关的电气调试工作结束；

6.4 变电所电源进线安装、调试结束，上级变电所具备送电条件； 6.5 变电所“三查四定”结束，对查出的问题整改完。送电前的准备工作

7.1 倒闸操作票填写，并经批准；

7.2 操作、监护人员落实，并熟悉送电方案及倒闸操作票； 7.3 各项测试器具、绝缘器械、通讯工具准备齐全。7.4 各种安全警示牌、安全警戒线、消防器材准备齐全； 7.5 盘柜内、所内卫生清理完。送电步骤

8.1 检查所内各开关柜均处于断开位置，•断路器小车处于试验位置，PT柜小车处于工作位置，母联小车应拉至柜外。

8.2 通知上级变电所分别送Ⅰ段进线和Ⅱ段进线，用高压验电笔在柜后进行验电，验电指示正确。

8.3 将进线小车送入工作位置，合Ⅰ段、Ⅱ段进线。查看盘装表计指示，应指示正确。在PT柜二次侧分别测量两段母线电压及相位，电压值应正确，相序应为正相序，两段相位应一致。用两个试验PT，在母联处检查两段相位，两段相位应一致。8.4 空载运行24小时，变电所受电成功。8.5 6kv至380v送电

8.5.1 检查低压配电屏各开关均处于“OFF”•位置，低压母联开关处于“试验”位置。8.5.2 将6KV的变压器开关柜小车送入试验位置，•合闸模拟无异常。将小车送入工作位置，对变压器进行冲击合闸试验，冲击合闸次数为5次，每次间隔不得少于5分钟，记录冲击电流，用听诊棒听变压器声音，应无异常。

8.5.3 分别合两段进线开关，检查盘装表计及指示灯指示，核定两段相位，两段相位应一致。

8.5.4 将母联送入“工作位置”，进行两段联锁试验。8.5.5 低压母线运行72小时，本所送电工作结束。9 质量记录

9.1 施工过程记录执行公司质量体系文件的规定。

9.2 竣工资料表格，当施工合同有规定时，按合同规定的表格执行；无规定时，按HG20237中规定的表格执行。施工进度计划及劳动力安排

根据实际施工需求编制进度计划及劳动力安排。设备、仪器配置 11.1 试验用设备、仪器 1)交流耐压试验设备 2)直流耐压试验设备 3)双臂电桥 4)升流器

5)标准电压、电流表 6)晶体管绝缘电阻测试仪 7)继电保护测试仪

8)标准电压互感器 6000/100 9)标准电流互感器 10)相序表

11)4位半数字万用表 12)高压试电笔 13)听诊棒 14)校线器

15)真空断路器综合测试仪 16)对讲机 11.2 安全用具 1)绝缘棒 2)绝缘手套 3)绝缘靴 4)接地棒 5)绝缘胶皮 6)灭火器 安全措施

12.1 •参加施工及操作人员必须认真熟悉施工方案，••严格遵守《电业安全工作规程》。12.2 进行交、•直流耐压试验时，被试设备周围应拉警戒线，悬挂警示牌，并设专人监护。电气试验人员至少2人以上参加试验。

12.3 进行直流耐压试验时，试验后必须先放电方可拆除接线。12.4 继电保护测量仪表试验时，应核准试验电压及量程。12.5 电气调试人员必须穿绝缘鞋。

12.6 参加送电操作人员及监护人员必须穿绝缘靴、带绝缘手套。

12.7 送电操作执行唱票方式，•操作人员必须按唱票内容进行操作。唱票人员必须按事先批准的操作票进行唱票。

12.8 变电所内必须拉设警戒线、•悬挂警戒牌，诸如：“禁止合闸”、“高压危险”、“禁止入内”等，一切无关人员禁止入内。

篇3：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

1.1 电力变压器的安装技术

在电力设备变压器的安装过程中, 整个工序的完成时十分复杂和重要的, 因此在实际的安装过程中一旦出现任何问题和任何的缺陷都需要进行及时的处理, 进而避免埋下隐患。在电力变压器的安装过程中, 对于安装的方法需要对其专业的技术和设备等进行严格的把关, 让专业工作人员能够进行更加科学的完成。此外, 在变压器的安装过程中需要对其工作量和实际的安装工序并且结合其变压器的结构和特点来进行确定, 由于现代的变压器在一般的设计过程中出现不可拆分的设计情况, 之后就可以放到油箱之中, 进而运输到施工工地之中, 而大型的变压器则是需要借助索具来进行工作。在电力设备的安装过程中, 变压器的安装实际的工作量和实际工序需要根据设备得到实际结构特点来进行一定的调整, 例如载调压的装置、高压套管的设置、冷却系统的设置和变压器油的保护装置等。此外, 在电气设备的安装施工前需要对电力变压器的放置方式的选择和地点的选择上进行注意, 在变压器拆封的过程中需要保证整个设备的绝缘性的保证, 同时还需要对于施工安装来进行必需设备的准备, 在整个工作中需要对各个方面进行严格的检查, 进而保证其整个安装工作的工作质量。

1.2 电力电缆的安装技术

在电力电缆的安装过程中, 其作为电网输电和配送的重要工具, 进而根据安全性、市场环境和美化性多种方面的考虑, 在整个安装过程中, 通过电力电缆来电梯传统的架空线, 进而实现电能的输送。

(1) 从电力电缆敷设的角度来看, 在安装之前需要对其规格进行检查进而避免由于规格不达标或者是电缆芯线受潮等问题而影响总体的工作效率, 同时还需要检查在整个工作过程中需要安装材料和安装工具的准备来实现材料的准备齐全。因此在实际的电力电缆的敷设过程中, 可以通过对于设计图纸和现场的实际情况等方面相结合, 进而对于电力电缆安装的走向进行选择和控制, 同时还需要借助精确的丈量来实现电力电缆长度的确定, 进而根据实际需要来进行电力电缆的街区, 之后再利用白石灰在地面上来表明开挖的位置和实际宽度, 之后再利用沙土的覆盖来实现电力电缆的保护。

(2) 从电力电缆安装的角度来看, 当电缆的支架与电气安装的连接头的长度进行测量和保护套的街区, 同时还需要针对顺序进行标记工作的开展, 可以通过将三相芯线分别套上三种不同颜色的塑料管来进行精确的区分, 而在户外电缆的安装上为了防止受到雨水等的影响还需要在外部套上防雨罩, 进而进行固定。

2、变电所 35KV 及以上的电气设备调式

2.1 电气系统调试概述

在变电所电气设备的调试过程中, 需要在通电的情况下实现所有设备运行效果的测量, 进而按照生产工艺上的要求来进行电气设备负荷的测试, 进而通过不断的调整与调试来保证其在短期的过负荷工作之下能够进行正常的工作, 同时也需要对其核定的设备运行保护值进行计算和测试, 通过设计图纸与实际施工安装的仔细比对来进行复杂的调试方案的实验, 进而实现设备的正常启动, 同时在整套的电气调试过程中来实现更加科学的技术指导。

在整个变电所的电气设备调试过程中, 为了能够保证整个工作能够顺利的进行, 相关工作人员需要认真的研究图纸和资料, 同时也需要对于出产厂家的实际规格和技术进行详细的了解, 进而根据整个现场的实际情况来进行相关电力提供的调试和检查。同时, 相关工作人员还需要相关规定与相关流程的要求来进行电气设备调试方案的解决, 进而针对不同的实验项目和规范上的要求来进行不同的调试方案的运行, 进而根据其可能出现的情况来进行调试方法的备用方案的设定, 进而实现整个电气系统调试效率的不断提高。

2.2 电气设备试验

(1) 从电气设备绝缘试验角度来看, 设备的绝缘实验主要是为了能够保证电气设备可以在长期的运行中实现电气绝缘的可靠程度的提高, 当在接受短期的电压过程中也不会由于局部的放电而造成绝缘设备发生损坏。绝缘的试验主要可以划分为绝缘特性的试验与绝缘强度的试验。

(2) 从其他的电气设备的试验角度来看, 电气设备在调试过程中需要对于发电机和变压等相关的静态和动态实验与调试, 通过多个方面的电气设备的实验调试, 进而实现整个电气设备能够在更加高效的条件下来进行工作。

3、变电所 35KV 及以上的电气设备调式电气装置的试运行

当变电所的电气安装施工工程完成之后, 还需要根据其进行试运行的工作, 进而对其实际装置和安装工程进行检查和验收。而对于变电所的电气设备运行过程中, 在电气设备的试运行计划制定过程中需要严格的制定, 进而根据实际的操作流程来进行严格的操作。因此, 在实际的试运行过程中, 相关工作人员需要对于整个工作结果的记录, 对于出现的问题来进行及时的解决, 使得整个电气设备的运行能够更加的符合标准语技术上的实际要求。电气设备调试和试运行之后就证明验收成功, 因此就需要移交到相关的工作单位, 并且做到在保修期内施工单位对其质量做好跟踪和服务。因此, 在变电所电气设备的安装和调试过程中需要保证其质量, 进而保证其设备能够正常的运行。但是在实际的工作过程中需要注意其质量的管理, 同时还需要对其质量来进行保证。

参考文献

[1]北京市建筑设计院等.电气安装工程施工手册.第二版[M].北京:电力工业出版社, 1980.

[2]陆文华.电气设备安装与调试技术[M].上海:上海科学技术出版社, 2002, 4.

篇4：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

关键词：变电站；电气调试；故障处理；措施

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0085-01

1 电气调试过程中的常见的故障与问题

1.1 配电箱安装故障

配电箱的安装故障主要有这几类：①因为接地导线在重复运行的状态下无法符合规范要求，引发落地动力箱和地面之间存在缝隙，安装不到位；②配电箱箱体的开口不符合相关标准已经成为一种普遍现象，其中电焊开口的情况比较多，会损坏配电箱的保护油漆；③部分配电箱因为安装惯例被安装在墙角，导致其空间受限，工作人员不能将箱门全部打开，直接影响人工操作；④安装时没有考虑到箱体的弯曲性，使用时间较长时，配电箱和墙体间就会出现缝隙。

1.2 导线质量不高引发的问题

导线质量的好坏对电气安装调试的整个过程有直接影响，其质量问题主要体现为颜色、数量不符合要求，容易导致安装人员混淆导线材料。例如零线、火线、地线三者的颜色如果一样，安装人员在安装时因为缺乏技术没有将它们辨认清楚，导致排列混乱，线路外露等，或者出现开关插座和配电箱使用一个端口进行连接，制造了极大的安全隐患。

1.3 电线管铺设中的问题

电线管铺设过程中的主要问题表现在配电箱盒与暗管道间出现的电线外露或电线管太短，以及两者之间的交叉重叠问题。另外，施工人员对于电线管埋墙、埋地时的深浅程度把握不好，预留的空间不够，为敷管的交叉和穿线工作带来了较大的麻烦，使得电线在交叉和穿线的过程中不能转弯。

1.4 管道预埋中的故障

管道预埋是电气调试过程中的重要环节，这道工序决定了电气安装调试是否能顺利安全的进行。管道预埋中的主要故障有：①因为管道施工管理滞后，使得管道预埋过程中缺乏防水措施，极易埋下安全隐患；②在管道的各个转弯处，缺乏专用的弯管机，施工中会因为解决弯道问题引发其他故障；③在实际的预埋过程中，使用的铜管不能符合工程设计要求，又因为预埋深度不达标，使得管道严重偏离设计图纸上的位置，为后面的施工带了各种麻烦。

1.5 防雷接地过程中的问题

对于变电站电气调试施工，防雷接地工作是至关重要的一环。在防雷接地的过程中，也暴露出许多问题：①目前的施工单位在施工过程中普遍出现预埋深度不达标、脱离实际需求的问题，直接导致接地电阻的增大，这个问题十分严重，因为当遇到雷击时，会影响到电流减泄的速度，对变电站的安全造成了巨大威胁；②在材料的挑选上态度不严谨，焊接工作不到位，使得设计标准形同虚设，最终导致防雷接地施工质量堪忧。

2 对电气调试中主要故障的处理措施

2.1 建立配电箱安装管理制度

对于电气调试中配电箱的安装管理，有必要制定一套合理的制度，规范施工人员的安装工序。

①做好施工前的准备。施工人员对该项目的供电要求应该有明确的了解，杜绝出现箱底焊接或接线的现象，务必让动力箱接地导体容易被识别；②保证每一个电气设备的安装都符合规范要求。严格遵循电气安装技术规范，保证每一个电气设备的安装、容量否符合规范要求，杜绝质量问题；③及时监测，及时解决故障问题。安装好配电箱之后，应及时检测相关数据和性能，对每个配电箱都应进行检测，这样才能及时发现故障并排出故障。

2.2 构建导线质量管理机制

要保证电气设备的安装和调试过程顺利进行，必须保障导线的质量。检查导线的颜色、数量是否符合材料要求，施工前需要将导线线路编排得当，并确保线头长度一样；导线与接线柱、接线端应一一对应，不能同时使用多根导线；如果必须使用多根导线，必须要增加相应数量的平垫片作为辅助；技术人员应当严格按照工作准则使用导线，努力提高自身的专业技术和相关知识，加强综合素质的培养，以便能让自己的专业素质符合技术要求和质量要求。

2.3 加强电线管铺设施工管理

根据上文描述的电线管铺设过程中的一些故障和问题，我们可从以下方面着手来解决：①明管道与暗管道在配电箱中的进出设计，应确保两者都能持续通常运行，对于多管的管道设计方面可采用并排铺设的处理方式；②配电箱的箱壳不能轻易打开，因为只有这样才能保证电线管管口和箱体中的其他电线管不易弯曲；电线管与电线层最好不要贴附或并排，一旦在安装过程中无法完全分离，应使用“小水泥块”分离法将它们隔离；③电线管铺设时必须保证管道的隐蔽性，务必使其电线管不会外漏，如果必须外露，则必须减少外露的面积；④应当杜绝在同一位置进行重复的电线管铺设，减少安全隐患。

2.4 提高管道预埋水平

管道预埋过程中存在的问题如果得不到解决，会给整个电气调试工作带来严重影响。要解决这些问题，可以从如下几点入手：①在管道预埋的过程中，应当落实相关防水措施，通过专业技术培训提高现场施工人员的防水技术和管道预埋技术，或请相关高级技术工程师坐镇，对施工过程进行全面指导；②必须把握好管道的在弯道施工中的尺寸，使其尺寸约为管道外径的1/10，允许一定程度的偏差，但不能太大，需要根据具体施工要求来确定最合适的尺寸；③充分利用弯管机处理弯道，不再使用传统的焊接或烧焊方式处理弯头部分；④管道预埋过程中，杜绝对管壁薄且轻的铜管的使用，严格控制PVC管的使用规范，选择管壁厚度适当的铜管，严格把控好电线盒和其他材料的质量。

2.5 防雷接地施工的质量控制

根据上文提到的电气调试过程中的防雷接地施工中的故障和问题，可以从以下几个方面来解决：

①严格执行与防雷接地施工相关的强制性规范，对变电站内的电气设备和各级接电设备进行勘察、检测，确保在平日工作中安装人员与技术人员之间建立有良好的沟通关系，对于具体的施工要求有深刻的认识；②可选择角钢或钢管作为防雷接地工程的材料，在其不受机械外力影响的情况进行引下线的工作；因为传统电焊操作存在很多技术难点、操作困难，对于防雷工程的落实不利，所以应当通过专业培训提高施工人员的焊接、安装技术，提高焊接工作的效率和质量；③作为防雷接地过程的重要环节，防雷工程的质量监督管理体系应当及时建立起来，及时对各个焊接点的质量进行检测和审查，以便于能够及时发现防雷接地施工中存在的问题及其安全隐患，及时排除，防患于未然；④防雷接地施工后必须进行电阻测试，对于电阻过大、过小的问题要立刻解决，确保电气调试过程不会受到任何影响。

3 结 语

变电站电气调试过程中出现的故障和问题不能一概而论，需要针对不同的细节问题采取相应的解决措施，确保电气设备正常运行。对于每个工作环节，都应当严格遵循相关技术规范和制度规定，避免出现各类故障，及时排除故障和问题，提高电气设备安装和调试的效率，保证电气系统的顺利运行。

参考文献：

[1] 马海艳.浅谈变电站电气安装调试期现状及对策[J].科技与企业，2014，（5）.

[2] 龚云，胡水根.基于变电站的电气设备安装及调试对策分析[J].四川水泥，2015，（2）.

[3] 贾艳龙.变电站电气安装调试中的常见问题及防范对策[J].机电工程技术，2014，（12）.

篇5：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

1、变电所电气设备安装要点分析

1) 从母线的线路角度来看, 母线线路的安装对于之后的电气设备安装具有十分重要的作用, 因此其与对于安装的总的进度与质量具有十分重要的作用。在对于母线的线路安装需要通过校正机、立弯机和平弯机等工具来实现整个线路的校正, 特别是其中的硬质母线, 在其运输过程中需要特别注意到细节, 进而避免出现弯曲和变形的状况。如果在运输的过程中硬质母线弯曲和变形的情形不是非常的严重或者出现问题的数量很少, 这就可以通过手工的方式来进行校正即可。但是如果在运输过程中硬质母线弯曲和变形的情形非常的严重或者出现的数量非常多, 这就需要借助母线校正及来进行。

2) 从电力电缆的角度来看, 电力电缆管方面的安装需要首先完成导体的连接工作, 进而在安装的过程中需要对于电缆线路的电阻进行较低的要求, 相反的对于其机械强度则需要更高的要求, 保证整个电缆的连接不能够出现尖角。从一般的状况来看, 由于变电所运行过程中所选用的电力电缆主要是应用中低压性质的电缆线路, 而在导体的连接材料上则是选取压接的方式。但是在压接之前需要对于导体表面和连接管内的导电胶的处理, 通过钢丝刷来去除氧化膜, 之后再借助锉刀来对其进行打磨。其次, 在电力电缆的处理过程中, 需要注意到对于电缆和电路中的半导体, 通过端口的整体性保障来实现对于绝缘层面的平滑过渡。在实际的安装过程中还需要进行半导体的增设, 进而能够实现其与屏蔽层的搭建。因此在连接上能够实现在连接上处于一种接通的状态, 因此其保障具有一定的均匀性, 此外还需要注意其接地性的处理, 进而保证其金属屏蔽层的实际安全性与可靠性, 进而保证其焊接的稳定性和最终工作效率的不断提高。

3) 从变压器的角度来看, 变压器在一定程度上决定了整个变电所的电力设备运行能力。因此在整个变压器的安装过程中, 就需要专业的技术人员来对与高压线路进行检查, 进而避免出现由于位移或者损害而影响正常的运行。在已经确认了其仪表装置和高压之下的绝缘设备都是出于一种正常运行的状态才能够实现安装工作的开展。因此在整个安装运行过程中, 需要通过变压器铁芯的处理和箱体的接地处理来进行工作安全性的保障。

4) 从断路器的角度来看, 在安装之前需要对其线路的绝缘外壳是否存在破损来进行检查, 同时还需要注意到断路器的信号指示是否与电路的分合状态相一致。因此在断路器的安装过程中可以借助螺丝刀等工具来对断路器设备的四角进行稳定和落实, 进而成功的卸下断路器绝缘外壳的上盖和外罩, 进而经过检查与安装之后, 通过断路器的闭合来实现其指示灯的观察, 进而对于安装的合理性进行判断和检查。

2、变电所电气设备调试要点分析

(1) 从电力的线路角度来看, 在电力线路的调试过程中需要重点性的关注到在线路的运行调试过程中电路中断的位置也就是接头上是否存在杂质和油污, 这样能够及时的发现其中所存在的问题和绝缘套管, 进而出现接头位置过热和流胶等问题。在整个变电所的运行过程中, 需要有计划的对于电力电缆进行详细的检查, 这样能够对于缺损的部分进行及时的发现、修补或者是更换, 同时还需要安排专门的工作人员来对与电力线路周边的土质结构进行检测, 避免由于土地的腐蚀性或者是动工挖土来进行触电事故的发展。

(2) 从变压器的角度来看, 在变压器的调试过程中需要重视的重要过程就是通过对绕组的直流电阻数值来进行系统的测量。在变压器的调试过程中, 通过对于变压器的分接头来进行对比性的检查来实现变压比的保障, 同时还需要根据对绕组的绝缘电阻参数和吸收比数值的测量来保证变压器运行期间绝缘电阻的原始参数的控制。

(3) 从断路器的角度来看, 在断路器的调试过程中需要重视到调试的对象, 诸如绝缘拉杆上的关于绝缘电阻数值的实际测量, 断路器在进行分闸动作和合闸动作在时间上的测量, 断路器在主触头进行分闸动作与合闸动作进行同步性的测量, 断路器能够在合闸的状态下来对触头所对应的弹跳时间进行测量, 断路器的分闸线圈行与合闸线圈对应的最低动作数值进行测量, 导电回路在直流电阻数值的实际测量。

3、小结

作为变电所运行的重要组成部分, 电气设备的运行效率直接关系到了变电所的电能输送的能力、电能的转化能力和电能的实际分配能力的提高, 通过各方面相协调就能够实现工作效率的不断提高, 进而提高其电气设备的运行质量。而电气设备的实际安装与调试与运行的实际性能发挥具有十分重要的关联, 因此在实际的安装过程中, 相关工作人针对图纸的实际要求来进行严格的适应, 进而语气现行的标准与规范要求相一致, 最终实现工作效率的不断提高和技术水平的不断提高。

摘要：本文主要根据变电所的电气设备安装与调试的实际情况入手, 进而通过设备的安装与设备的调试两个方面来进行其中关键性问题的把握和注意事项的分析与强调, 最终实现其相关工作人员对其的无限关注与重视。

关键词：变电所,电气设备,安装,调试,分析

参考文献

[1]叶世林.关于变电所35KV及以上电气设备安装及调试的探讨[J].黑龙江科技信息, 2010 (29) .

[2]张海新.变电所电气设备安装出现的问题及技术分析[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2013 (14) .

篇6：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

关键词：110 kV；送电线路；变电站

中图分类号：TU752文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）20-0101-01

电力系统中送电线路是非常重要的一个组成部分，它主要是输送电能，并且对各个发电厂进行连接；在电力系统中，变电站也是非常重要的一个方面，主要是变换电压登记，之后汇集电能，然后进行配送。通常将并列运行的方式应用到变电站和送电线路中，这样电力系统的联网就可以更好的实现，并且电力系统的功率传递也可以得到实现。目前，通常将经过特殊加工的电缆线作为输电线路，这样电缆线就有着较高的价格，但是却有着较好的使用效果。在送电线路和变电站施工过程中，需要重视设计工作，同时要合理安排预算，这样，施工项目才能顺利完成。

1110 kV及以下送电线路的设计

①导线设计。在选择送电线路倒显得过程中，需要充分考虑电流密度情况，并且对导线的经济性因素充分考虑。同时，还需要对送电线路的导线进行电晕和无线干扰实现。在选择大跨越导线的时候，要结合允载流量来选择导线的截面，同时，综合考虑对经济因素和技术因素。在选择导线的时候，需要对线路施工现场的海拔以及导线的外径综合考虑。

②绝缘配合。通过绝缘配合，110 kV送电线路在工频电压、操作过电压以及雷电过电压等情况下，都可以保证运行的安全性和可靠性，在计算绝缘子片数的过程中，可以应用以往的运行经验，如果是雷电过电压情况下，需要增大最小间隙。

③防雷设计。通常是在户外架设防雷线路，那么线路就很容易遭受到雷击，因此，就需要将一定的防雷措施应用过来，避免送电线遭受到雷击，同时，线路跳闸出现的概率也可以得到减少。在对防雷措施进行选择的过程中，需要综合考虑线路的电压情况、负荷的性质以及系统运行方式等，同时，还需要将当地的雷电活动情况、地形情况以及土壤电阻率等因素纳入考虑范围，将整体的耐雷水平计算出来之后，从技术角度以及经济角度进行分析和比较，将最合理的防雷方式给找出来。在架设线路的过程中，需要避免出现大距离段的使用，同时，保证杆塔高度没有超过规定范围，线路的绝缘水平才可以得到提高，并且杆塔的接地电阻也可以得到降低。在110 kV送电线路中，为了促使送电线路运行的安全性和稳定性得到保证，需要架设全线避雷线，同时在对杆塔进行选择的过程中，需要综合考虑送电线路途经地区的最大风速，线路运行的安全性才可以得到保证。

④接地装置。经过一段时间的运行之后，接地装置的截面就会减小，那么就会增大接地电阻，在较大程度上影响到线路运行的安全性。为了避免有腐蚀问题出现于接地装置的运行过程中，就可以对接地装置镀铜，这样就可以避免腐蚀问题出现于使用过程中，同时，也可以增大接地装置的截面。

2同电压等级变电站工程的施工

在变电站施工过程中，有着较多的施工项目，在施工中，包括诸多方面的内容，如基础施工、钢筋混凝土施工、钢结构吊装施工、电气设备安装以及消防和空调工程施工等等。在变电站基础施工过程中，可以采用圆角工艺来进行设备的边角施工，这样就可以避免有碰撞问题出现于施工过程中，同时，还可以产生较好的施工效果。要按照外墙贴块尺寸模数要求来设置外墙构件抹灰尺，这样外墙窗顶、门顶以及阳角等部位都是整砖，外墙的美观性能以及耐用性能得到增强。将清水混凝土作为设备基础，保证有着平整光滑的表面，没有气泡产生。将角钢收边应用到电缆沟改变，将角钢护角应用到沟压顶，这样边角崩烂现象就可以得到彻底避免，并且即使沟板不够规则或者是转角，也可以将其制作成为固定板，促使活动盖板有着统一的尺寸分类，将不锈钢排座位盖板编号，这样美观耐压性都可以得到保证。道路侧支模足够的可靠和稳定，并且有着准确的尺寸，这样路侧的平直美观得到了保证；在路面表面利用机械来完成抛光和切纹工作，促使路面防滑性得到保证，避免路面起砂问题的出现，促使路面硬度得到了较大程度的提高。要牢固可靠的安装主设备，保证有着良好的性能。避免有渗漏油问题发生于主变中，要整齐美观水平的排列屏柜，减小垂直误差。在110 kV管母线中，选用了专用的切割机和破口机，促使管母足够的整齐和平整，切口要垂直于管轴线。要有齐全的设备接地线，并且牢靠规范的进行焊接，要有整齐统一的搭接方式。将反光贴纸作为全站相色标示，相较于过去的油漆标示，美观耐用性更好。将铝合金电缆支架应用过来，更加的美观和耐用。

3施工方案的预算

相较于传统的定额加费用计价方式，本方式在诸多方面都存在着较大的差异，如适用范围、计价方式、项目划分、报价编制依据、工程精编制人以及风险承担者等，我们对送电线路工程量清单计价的策略进行了制定。报价班子的组成要合理，报价班子要有丰富的经验，才能合理的报出价格，中标率才能得到提高。要对报价说明以及工程量清单进行仔细分析，对存在疑问的工程量招标图纸、报价说明以及规范等进行验算，采用这种处理方式，可以避免浪费资金。在竣工验收阶段，需要及时清理人工、机械、材料以及临时设施等，促使费用成本得到降低和节约；其次，要全面核对剩余工作量，避免有遗漏问题出现，对于项目过程中出现的变更，需要对资料进行准备，及时将变更请求提出来，并且设置专门的工作人员来负责。

4结语

通过上文的叙述分析我们可以得知，随着时代的进步和社会经济的发展，我国电力系统获得了较快的发展，110 kV线路和变电站是电网中十分重要的组成部分，需要对其产生足够的重视。在施工之前，需要做好设计工作，对导线设计、绝缘配合、防雷、接地等方面的问题进行科学处理。在设计过程中，需要充分掌握当地的地理环境，同时对送电设计施工体系进行构建，这样才可以更加顺利的进行施工。相关的施工设计人员需要不断努力，提升自己的专业技术水平。本文简要分析了110 kV以下送电线路与变电站施工，希望可以提供一些有价值的参考意见。

参考文献：

[1] 顾济江.110 kV输电线路工程设计施工问题探讨[J].广西电业,2003,(7).

[2] 蒋庆奇,冯炳文.电网建设工程危险点预测与预控措施[M].北京:中国电力出版社,2004.

[3] 甘德辉.架空输电线路的防雷[J].农村电气化,2002,(21).

[4] 王雪杰.浅谈110 kV以下的送电线路与变电站施工[J].科技创新与应用,2013,(34).

篇7：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

变电所的送电开通是一个系统工程, 需要送电开通的组织和实施单位充分做好准备工作。但在实际工程中, 往往由于检查校核工作失误或检验手段落后等原因, 在送电过程中或送电后, 产生各种影响变电所正常运行的各种问题。基于此, 本文将探讨变电所在送电开通过程中常见问题及其解决方案。

1 中压环网电缆相序错误

1.1 问题描述

在35k VGIS柜送电开通时, GIS柜母线冲击结束后, 应使用相序表检查进线电缆的相序。为保证人身安全, 同时受设备条件限制, 相序测试只能在PT二次回路进行。此时, 容易出现的问题是发现进线电缆反相序。

1.2 成因分析

此类问题一旦发生, 受制于当时条件, 无法明确的界定是PT二次回路错误还是主回路电缆接入错误。而且, 即使相序检查正确, 也存在电缆接错的风险, 例如开关柜接入的系统相序有可能是B/C/A, 也有可能是C/B/A, 虽然也是正相序, 但却是违反施工安装的规定。造成此问题的原因, 大多是因为施工人员粗心大意, 安装后未进行仔细核对。

1.3 解决方案

在送电开通前, 必须对环网电缆进行相位检查, 即逐条电缆的安装位置检查。相位检查不需要从GIS柜上拆除环网电缆头, 仅需拆除环网电缆的接地线与“大地”的连接, 使用万用表的“通断”档, 借助“接地网”来校核电缆的相位。校核前, 技术人员必须明确GIS柜下电缆接入位置与GIS柜母线相位的对应关系。上述检查工作的开展, 依赖于两个变电所技术人员的交流, 在地铁工程中, 在变电所送电前, 手机和电话往往无法使用, 测试人员可以使用磁石电话进行通信。具体方法是借助接地网和电缆的铠装层和屏蔽层 (前提是拆除相应的电缆接地线) 做为通信线。

2 差动保护极性错误导致误跳闸

2.1 问题描述

在交流送电时, 中压环网差动保护回路未见异常, 但在接触网电通后, 随着供电负荷的增加, 发生差动保护动作, 造成中压环网跳闸事故。

2.2 成因分析

分析差动保护误动作的原因需要从差动保护的工作原理入手, 图1所示为差动保护回路接线及工作原理。

差动保护的动作公式 (以A相为例) :

ICD———线路差动电流

IZD———线路制动电流

IA1———A站继电保护装置的A相电流

IA2———B站继电保护装置的A相电流

差动保护装置与电流互感器安装于GIS柜, 不同变电所间差动保护装置通过通信光缆传输故障电流幅值、相位等数据。当区内发生单相或相间短路故障时, 差动保护装置检测到故障电流, 经程序判定, 如满足差动动作逻辑则跳开A所和B所相应的断路器。

在实际工程中, 经厂家或现场试验人员验证, 单个GIS柜差动保护电流回路均正确, 但往往发生两个对应GIS柜差动电流回路极性匹配错误的问题。当极性匹配错误时, 若存在区外故障 (或大负荷电流) , 差动电流发生叠加取和, 而制动电流相减取差, 从而造成差动保护出口跳闸。在负荷较低时, 此问题隐藏不易暴露, 但在接触网或低压配电系统投入使用后, 由于供电负荷增加, 差动保护很容易误动作, 导致相应断路器发生跳闸事故。

2.3 解决方案

为彻底避免此类问题发生, 在送电前, 除了在单个柜体进行差动电流回路检查和差动保护装置动作特性校验外, 须对差动保护回路的极性进行全面的检查, 检查的方法宜采用“低压通电法”。该方法的基本思路是使用升流器在35k V电缆回路施加低压大电流, 然后在相应开关柜的继电保护装置观察CT二次侧电流的幅值和相位角, 从而判断差动回路极性是否匹配。

具体实施的步骤如下 (假设环网电缆连接A变电所出线柜和B变电所进线柜) :

1) A所合上出线柜的三工位隔离开关和断路器, 合上同一母线动力变柜的三工位隔离开关和断路器;其他开关柜的断路器处于分闸位置;

2) 在B所将进线柜维护接地;

3) 在A所将动力变高压侧电缆从变压器上拆除, 将升流器的两个接线端子分别接入动力变的A相和B相电缆;

4) 调整升流器的旋钮, 对A、B相电缆施加大电流;

5) 分别在A所出线柜和B所进线柜观察并记录CT二次电流的幅值和相位角。

6) 对任意一相电缆来说, A所和B所观测的电流幅值应相等, 相位角应为同相位。相位角相差180°的, 说明差动极性回路错误, 须重新调整CT二次回路接线后再次测试;

7) 使用上述方法, 再次对A、C相电缆进行测试。

3 动力变的励磁涌流导致误跳闸

3.1 问题描述

在变电所送电时, 冲击动力变压器发生过流保护动作, 造成相应开关跳闸。排除变压器器自身原因后, 再次合闸则有可能送电成功, 也有可能再次跳闸。

3.2 成因分析

产生此类的问题的根本原因, 是设计给定的定值不能躲过变压器送电时产生的励磁涌流。所谓励磁涌流是指变压器全电压充电时, 在其绕组中产生的暂态电流。

产生的原因是:变压器投入前铁芯中的剩余磁通与变压器投入时工作电压产生的磁通方向相同时, 其总磁通量远远超过铁芯的饱和磁通量, 因此产生较大的涌流, 其中最大峰值可达到变压器额定电流的6~8倍。励磁涌流随变压器投入时系统电压的相角、变压器铁芯的剩余磁通和电源系统阻抗等因素有关。

最大涌流出现在变压器投入时电压经过零点瞬间 (该时磁通为峰值) 。变压器涌流中含有直流分量和高次谐波分量, 随时间衰减, 其衰减时间取决于回路电阻和电抗, 一般大容量变压器约为5~10s, 小容量变压器约为0.2s左右。

3.3 解决方案

送电前, 工程师应仔细核算设计提供的定值, 尤其是动力变开关柜的速断、过流定值, 根据厂家提供的励磁涌流曲线, 校核速断、过流的电流动作值和动作时限能否有效躲过励磁涌流, 发现问题要及时与设计单位沟通解决。

若在送电时发生此类问题的, 工程师可根据经验在现场小幅度调整定值, 继续动力变的冲击测试, 送电成功后与设计沟通解决。

4 电缆接线错误导致跳闸、误送电

4.1 问题描述

在变电所送电时, 直流电缆往往发生如下问题:

1) 本应接入正极的电缆 (另外一侧接在正极) 接入了框架, 从而造成跳闸;

2) 本应接入负母排的电缆 (另一端接负极柜的负母排) 接入了正极母排, 从而造成跳闸;

3) 从馈线柜至接触网隔离开关为多条电缆, 其中一条却接入了另外一台接触网隔离开关;

4) 负极柜框架连接 / 接地电缆连接错误, 导致电流框架保护不起作用;

5) 整流变至整流器电缆未按照对应表接入, 导致整流机组整流出并非标准的12脉波。

直流电缆接线错误, 有的在送电时即可表现为跳闸, 有的接线错误在送电时因未引起跳闸和报警, 容易被忽略, 在车辆测试或开通运营后方被发现, 成为很大安全隐患。

4.2 成因分析

地铁直流供电系统采用单芯直流电缆, 分别接入设备的直流正极、负极和设备框架。由于电缆数量多, 敷设电缆与接入电缆工序衔接存在问题, 施工作业人员对接入设备不熟悉等诸多原因, 很容易发生电缆接线错误。

4.3 解决方案

变电所所有直流电缆, 在终端制作好, 接入设备前, 应逐条核对电缆上的标识与即将接入的接线端子是否对应。具体办法可使用万用表的“通断”档, 验证电缆两端与接入设备是否与电缆清册和电缆标牌一致。

5 直流柜框架绝缘不合格, 导致无法实现直流电通

5.1 问题描述

直流设备要求“绝缘安装, 一点接地”, 即整体设备框架与预埋件或大地绝缘, 再用一条电缆接入变电所接地母排, 目的是保证当正极对外壳放电时, 所有故障电流经一处流入“大地, 从而保证框架保护可靠动作。一般情况下, 直流开关柜框架绝缘不得小于2MΩ。但在工程中, 往往在送电前达不到此项要求, 从而影响送电。

5.2 成因分析

为实现直流设备的绝缘安装, 国内普遍采用在预埋件与开关柜底部之间安装绝缘板的方案, 具体安装方式如图2所示:

1.柜体2.地面 (预埋件) 3.绝缘板4.垫板

从图2中可知, 起到绝缘作用的仅仅依靠绝缘板的厚度, 由于为了安装固定柜体, 须要在绝缘板处钻孔安装固定螺栓, 此处往往是绝缘的薄弱点。

在工程实际中, 变电所送电前, 夹层积水比较普遍, 虽然在设备安装时, 施工人员非常注意设备及钻孔处清洁, 并且施工后测试框架对地绝缘合格, 但是在设备安装后, 在设备下方进入大量潮气, 潮气在冷凝作用导致凝露, 则使框架绝缘无论如何烘干也不能达到合格标准。

5.3 解决方案

针对此类问题, 提出解决方案如下:

1) 采用绝缘板并非是良好的绝缘方案, 根本的解决办法是使用绝缘地坪;

2) 如果不采用绝缘地坪, 在设备安装过程中和安装结束后, 均应进行绝缘测试;

3) 金属粉末、粉尘、杂物、混凝土碎末等必须清理干净;

4) 夹层积水严重时应及时清理, 室内湿度较大时应注意加强通风、烘干等措施;

5) 对于上述方案仍不能解决问题的, 有必要提升开关柜, 重新对绝缘板、预埋件和柜体底部进行清洁和干燥处理。

6 结束语

为了保证一次送电成功, 施工单位必须重视送电开通的准备工作, 这些准备工作包括施工安装质量检查、电气试验报告审核、功能测试、性能测试等。

篇8：6KV 及以下变电所电气调试及送电方案

1 工程概况

本工程为大众汽车自动变速器 (天津) 有限公司9万台DL382双离合变速器项目, 建筑占地面积78 805.84 m2, 建筑面积92 345.09 m2。本工程为工业建筑, 火灾危险性类别属丁类, 耐火等级为二级。本工程除消防负荷和应急照明及部分重要工艺负荷为二级, 其余负荷均为三级负荷。此次设计工作范围是整个联合厂房的生产区、物流区、办公区、技术用房及食堂组成。

2 主要内容

变电所, 可分为升压变电所和降压变电所, 本工程共三个变电所都为降压变电所, 我这次主要针对三号变电所的施工方法进行描述, 其他两个变电所异曲同工, 有不同的值得注意的地方我会提出。3号变电站, 10 k V高压供电采用双回路方式供电, 电源由本厂新建110 k V/10 k V变电站的10 k VⅠ, Ⅱ段母线各引来一路10 k V电缆线路, 电缆为YJV22-8.7/15 k V, 2 (3×240) 沿电缆沟至厂房内后沿高压电缆桥架敷设至该变电站高压进线柜, 高压供电系统电压10 k V, 低压供电系统电压为380 V/220 V。高压为单母线分段运行方式。低压也为单母线分段运行方式 (两两变压器低压联络) 。高压采用放射式供电, 低压采用放射式和树干式混合供电方式。10 k V/0.4 k V变压器低压侧带电导体为三相四线制中性点固定接地的TN-S系统。变电站内设有16台NXAIRS-12型中置式抽出式高压开关柜和4台SCB10-2500 k VA节能型干式变压器及相应的SIVACON8PV型低压抽屉式开关柜30台及GZD-T-65Ah/220 V型直流电源装置一套及高低压系统模拟板一块。

主要施工方法与技术措施:设备基础槽钢制作→基础接地及等电位接地→配电柜的吊装就位→桥架的制作安装→封闭式母线安装→设备接地→系统调试及二次接线。

2.1 设备基础槽钢及接地

1) 预埋钢板及接地扁铁。因为此次工程的变电所完全是一个新建的独立单体, 所以在我们机电安装之前有很多地方是需要配合土建单位一起完成的, 第一步就是预埋钢板及接地扁铁, 因为3号变电所是建在钢结构的二层, 地面是由浮力钢板捆绑钢筋及混凝土浇灌成的, 由于混凝土局部的承载力和抗冲击力差, 所以用预埋的钢板来分散它的局部重量。预埋钢板的具体位置是根据设计院给出的设备位置平面图来确定的, 这次用到的预埋钢板为120 mm×120 mm×10 mm, 400 mm×400 mm×10 mm两个规格大小, 要注意预埋位置的准确性, 因为在1号变电所已经出现了预埋钢板有偏差后期找不到使得基础槽钢无法完全焊接在上面的例子, 所以在我方交予土建预埋位置图纸他们预埋完毕之后最好还要亲自检查一下。如图1所示, 经过检查后位置准确的预埋钢板。变电所很重要的一点就是接地, 在前期先做的是设备的接地预埋扁铁, 在每一台设备底座下都会提前焊接, 并且在地面之上留足够的余量, 最后至少有一个点位焊接到接地钢柱, 见图2。

2) 寻找水平面并焊接槽钢底座。在变电所设备进场安装之前土建实际需要满足几个条件:地坪抹光面完工;墙面和顶面粉刷完工;门、窗均装好;凡有吊平顶的房间, 吊顶安装完工;室内建筑垃圾全部清理干净。但是由于工期紧, 我们的设备安装基本是和土建的施工同时进行的, 地面还没完全抹光我们就已经上去敲开了预埋扁铁, 有了1号变电所的教训, 我们根据图纸将3号的预埋扁钢寻找的很顺利。寻找水平面对于后期配电柜组装整体的美观性起着很重要的作用, 施工人员用水准仪测出电气设备基础就位处地坪的最高点, 以使整体水平高度一致。整个设备基础的重点也在这, 为什么之前强调地坪一定要抹光 (后期我们对土建3号的地面平整度要求非常严格) , 1号变电所由于地面平整度非常差, 以至于我们在给基础找平的时候麻烦很大, 如果像3号这样整体找平, 最高点与最低点基础相差8 cm之多, 对于基础的整体美观及承重强度很不利, 所以在1号采取的是每个基础各自找平的办法, 如图3所示。基础的焊接要注意很多细节, 焊缝中焊渣要及时敲掉, 焊接处要打磨光滑, 将底座擦拭干净刷防锈漆如图4所示, 这里要注意一点之前预埋的接地扁钢需要焊接在槽钢基础上且焊接的宽度最少为扁铁宽度的2倍, 另外等电位接地按设计要求, 将热镀锌扁钢沿墙明敷并与槽钢基础接地扁钢相连接, 接地线沿建筑物墙壁水平敷设时离地面为300 mm, 距墙面为10 mm~15 mm, 要求平、直、牢固。当热镀锌扁钢经过门及走道处, 埋地暗敷, 所有金属门需经铜质编织线与接地扁钢可靠连接。最后在接地扁钢的表面做过防腐处理后涂以15 mm~100 mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹, 后期再安装总等电位接地端子箱, 至此设备基础的安装及接地告一段落。

2.2 配电柜的运输及就位安装

在配电柜的运输之前我们要做很多准备工作, 首先选好货车及吊车 (吊车吨位根据配电柜及变压器重量选择) 的运输通道保证畅通无障碍, 另外要确保装卸平台的通畅。在吊装前后有一点尤为重要就是开箱检查 (设备的本体、附件及箱体外部进行检查, 应不缺件和机械损伤) , 开箱验货需要安装单位, 供货单位, 建设单位及监理共同验收, 并且将有关的合格证、检验报告等资料收集齐全。在设备就位之前还有一个细节我们需要注意, 就是用吸尘器将变电所再一次打扫干净, 因为马上设备就位就会拆封安装, 要尽量杜绝尘土飘进设备里引起短路的发生。设备吊装时, 首先要确保吊装平台的承重强度, 在3号变吊装平台由于主梁跨距比较大, 在吊装高低压柜 (几百公斤) 时没有做任何处理, 但是在吊变压器 (4 t左右) 时在主梁上又铺了一层钢板以分散重量。吊装过程中, 吊索的绳 (吊绳可吊在设备上或箱体上) 长度应一致, 吊钩中心和设备重心相一致, 并在被吊设备上系好拖拉绳, 以控制吊臂回转时设备在空中的摇晃, 防止柜体撞击变形或损坏部件, 对于重量在3 t以下的设备和各类高、低压配电柜等利用液压手推车拖运至基础槽钢上定位即可, 对于重量较大的设备和变压器等需采用枕木, 滚杠或液压托盘坦克车等进行水平拖运就位, 如图5, 图6所示。柜体就位之后用红外线水平仪调整平面整齐度, 基础槽钢和柜体之间的接触应紧密平整, 并使用镀锌螺栓紧固, 切记不得焊接, 柜体安装的允许偏差在一定范围内。其中开关柜分为手车式和抽屉式, 手车式柜在安装过程中要注意手车进、出柜时应灵活, 无卡滞现象, 电气及机械闭锁可靠 (后期电气互锁调试) , 手车与柜内专用接地排接触良好。抽屉式柜在安装过程中, 注意抽屉进、出柜时应灵活, 无卡滞现象, 电气及机械闭锁可靠 (后期电气互锁调试) , 抽屉与柜体的接触及柜体的接地应良好。开关柜内连接母排由制造厂配套供应, 在安装时应核对柜内母排相位排列的正确性, 在母排连接时应在接触面涂电力复合脂, 螺栓用力矩扳手紧固, 母排连接后要进行并柜处理, 即将两个柜体之间合并。

2.3 桥架安装

桥架安装前期要做大量的准备工作, 因为变电所内桥架种类各有不同 (有梯式桥架和槽式桥架) , 桥架作用各有不同, 有高压电缆桥架、低压电缆桥架、弱电控制电缆桥架及灯具线槽等, 由于后期还有母线的安装, 所以在这里最重要的一点就是空间管理, 变电所的桥架走向要根据电缆的不同走向而定, 以及每种电缆的桥架需要预留的最小间距 (控制电缆间不应小于0.2 m, 电力电缆间不应小于0.3 m, 弱电与电力电缆间不应小于0.5 m, 水平相邻桥架净距宜不小于50 mm) 也要考虑在内, 所以可能要优化很多次才能定最后的方案。另外如果考虑的更细致还需把其他专业的影响因素考虑在内, 比如风管的走向及风口, 按照设计规范变电所内是不应该有水管的, 这一点要注意, 如果发现设计图里有水管经过需及时反映。选择桥架时一定要注意产品的质量, 如无业主方更高要求则需满足规范中桥架的最小板材厚度, 另外现在一般都选用镀锌桥架, 根据镀锌方式的不同 (电镀锌、热镀锌) , 要注意热镀锌桥架表面锌层应均匀, 无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌等缺陷, 不得有影响安装的锌痕。电镀锌桥架表面锌层应光滑、均匀、致密, 不得有起皮、气泡、花斑、局部未镀、划伤等。

桥架支吊架的安装, 前期根据不同桥架规格给支吊架下料制作就不详述, 我们用的是M10号吊筋, 支吊架间距为1.5 m, 另外在后期直线段每隔9 m会安装一幅固定支架。注意前期吊筋先不要锯断, 因为可能后期桥架的标高会有少许变动, 待完全定位后再锯断多余长度的吊筋 (剩余0.5 cm左右) 。桥架安装应平直整齐, 直线段的水平或垂直允许偏差应不超过长度的2‰, 全长允许偏差应不超过20 mm, 桥架应牢固地固定在支吊架上。桥架直线段之间、直线段与弯通、变径直通之间的连接件, 应采用桥架制造厂配套的连接片 (平整光滑无毛刺) 。另外分层敷设的桥架, 为了便于桥架安装后的电缆敷设, 各层桥架之间必须保留不小于150 mm的间距, 且桥架跨越建筑物的伸缩缝处, 需设置伸缩缝。最后再说一点经验之谈, 规范中说:电缆桥架转弯处的弯曲半径不小于桥架内电缆最小允许弯曲半径, 但是在现实中往往是即使桥架的弯曲半径大于电缆的弯曲半径, 电缆还是很难敷设, 尤其是在冬天温度低时, 另外个人不建议采用厂家订制的配套变径及弯头, 往往在实际安装中不符合要求, 且连接边缘很少有打磨处理, 造成后期很多的弯头及变径的浪费, 建议由有制作桥架弯头经验的现场施工师傅根据现场实际情况定做变径及弯头。桥架的接地, 因为现在很多桥架是镀锌桥架, 所以可以用连接片作为跨接地线, 如涂漆或喷涂其他绝缘物的桥架, 则需采用软铜线跨接, 最后桥架从始端到终端, 应至少有两处与接地干线可靠连接。

2.4 封闭式母线安装

在变压器与低压柜之间, 低压柜与低压柜之间要采用封闭式母线连接。首先要检查母线的质量, 母线外壳应完整、无损坏, 母线的规格型号要正确, 配件数量要正确, 后期母线待定段的订做要准确测量。在安装之前还要做好绝缘摇表测试, 需用不低于500 V兆欧摇表测量每节母线的相间、相与中性排、相与外壳之间的绝缘, 且不低于20 MΩ (一般是无限大) 。水平安装的母线支吊架间距一般为2 m~3 m, 最终按母线每米重量决定, 母线转弯和柜体连接处应增设支架。母线的垂直安装段, 一般采用母线生产的定型弹簧支架。母线的拼装顺序需严格按照母线的排列图和编号进行拼装, 拼装连接时, 垫上配套的绝缘板, 穿入绝缘套管及连接螺栓, 加垫圈、弹簧垫圈, 用手暂时拧上螺母, 在紧固前调整水平度和垂直度, 最后再用扳手紧固, 并及时连接接地板。

2.5 设备接地及系统的调试、二次接线等

3号变电所的接地系统为TN-S制式 (三相五线制) 。在这里要特别注意一点, 因为设备接地分两大类:工作接地和保护接地。电力变压器中性点接地, 成排高、低压配电柜内P排接地称工作接地, 要求从接地干线或等电位黄绿专用接地线引入, 其他带电设备金属外壳及不带电金属体也需要接地, 称为保护接地, 直接接入到设备基础槽钢即可。系统的调试主要是两进线一母联自投原理, 即三台断路器通常设置三锁二钥匙机械联锁及电气联锁。在系统调试正常之后才允许给配电柜二次接线, 设备的二次接线在这里就不详述, 保持电缆在桥架中的走向尽量整齐没有重叠, 进入箱体的电缆留足余量, 电缆头的制作符合规范等要求。另外还有几个要注意的细节, 在柜体之间的拼接及后期电缆头制作等过程中要及时清理垃圾, 并用吸尘器吸出灰尘防止通电后引起短路;由于变电所是重点防火区域, 所以在桥架穿墙的洞口要及时加套管和防火泥封堵。

摘要：介绍了变电所的概念及作用, 结合变电所主要的施工流程, 对设备基础槽钢及接地、配电柜的运输及就位安装、桥架安装、封闭式母线安装等施工注意事项进行了阐述, 为同类工程的施工积累了经验。