变电站110_kV_GIS的更新改造_王俊强.pdf

1212电世界(2023 1)变电站 110 kV GIS 的更新改造王俊强白海滨(中海化学股份有限公司，572600，海南东方)图 1改造前后的 110 kV GIS 一次主接线图1问题的提出我司化肥一期110 kV/6 kV 总变电站1996年投入运行，2005 年更换了主变压器，2008年更换了 110 kV 保护屏及 6 kV 开关柜。近年来，该站 110 kV 原 GIS(封闭式组合电器)逐渐老化，出现气室漏气、液压机构渗油、隔离接地开关传动连杆卡死等问题，给企业供电的可靠性和安全性带来隐患。我司于 2019 年实施了 GIS 一次设备和二次现场控制柜设备更换项目。该项目组织严密，方案编制详尽全面，施工过程有条不紊，实现了不停电更换GIS，并与 2008 年曾改造过的 110 kV 保护屏无缝对接。本文对改造过程中遇到的重点问题进行解析，总结改造经验，可供类似 110 kVGIS 的更新改造参考借鉴。2改造范围的确定改造前后的 110 kV GIS 一次主接线图如图 1 所示(虚线框内为增加的设备)。(1)本次改造更换全部 110 kV GIS 及 GIS穿墙套管，更换 GIS 现场控制柜，保留原主控室110 kV 保护屏。改造前后设备对比如表1 所示。(2)为方便对 GIS 做耐压测试，在 110kV 两路进线上增加 PT(电压互感器)隔离开关，编号为 112000 和 116000。发 输 变 电 电世界(2023 1)1313表 1一期总变 GIS 改造前后设备对比名称改造前改造后110 kV GIS平顶山高压开关厂 ZF5 110，共 7 个间隔思源 ZF28A 126，共 7 个间隔110 kV GIS 穿墙套管平顶山高压开关厂110 kV GIS 穿墙套管，共2 套思源 110 kV GIS 穿墙套管，共 4 套GIS 现场控制柜平顶山 GIS 现场控制柜，共 7 面柜思源 GIS 现场控制柜，共 7 面柜，置于本体GIS 中间转接柜(端子转接柜)无思源电气 GIS 中间转接柜，共 3 面柜，置于原控制柜位(3)根据最新规范进行设计，拆除原位于旧 GIS 110 kV 母线的2 台避雷器，新 GIS 避雷器改为安装在 GIS 出口侧，并增加隔离开关(编号 111000 和 117000)，方便对 GIS 做耐压测试。3新 GIS 安装位置的确定方案 1:将原 GIS 分段停电拆除，在原址新建 GIS。方案 2:在 GIS 室南侧空地新建一套 GIS(包括厂房)，用电缆与原架空线连接。根据表 2 新 GIS 安装方案对比表，选用了方案1。该方案施工周期短、造价低，可靠性更高，但对施工也提出了更高的技术要求。4前期技术难点41不停电更换 GIS新 GIS 体积约为原 GIS 的一半(图1 实线框内部分)，安装在 GIS 的段位置。在拆除原 GIS 段时，将母联断路器 1140 及两侧接地开关断开。母联断路器段母线侧隔离开关11401 前期不进行拆除，完整保留隔离开关和接地开关气室，将气压降低至 0 2 MPa，并合上接地开关 114011。这样既可以保证运行段气室压力正常、安全供电，也可以保证施工的安全。将新 GIS 安装在原 GIS 段位置上，送电后，再拆除原 GIS 段和母联设备。这样，即可完成不停电更换 GIS。42增加端子转接柜及其连接(1)增加端子转接柜。新 GIS 现场控制柜与 GIS 为一体，而原 GIS 现场控制柜与 GIS一次设备分离，采用旁柜的方式进行控制。为保障总变的单段供电，决定不更换保护屏至新GIS 现场控制柜的二次电缆。这样带来的问题是二次电缆长度不够，无法直接接至新 GIS 现场控制柜。为解决该问题，在原 GIS 现场控制柜处安装端子转接柜，用于转接 GIS 至主控保护屏的二次电缆。(2)端子转接柜与新 GIS 现场控制柜的连接问题。这两个柜均为新增柜，可以采用两种方式连接，一种是传统的端子连接，另一种是插针式的航空插头连接。航空插头连接现场施工简单，直接插上即可，但考虑到两边柜子都需要增加端子到航空插头的接线，相当于增加了故障点，最终采用了传统的端子连接。然而，传统的端子连接方式在后续现场施工时出现了各种问题，如接错线、线不够长、费时费力等。项目完工后，对这一问题进行了反思，还是应该用航空插头接线，这样风险控制在前期，而不是在难以控制的施工现场。(3)端子转接柜的端子线号设计。增加端子转接柜，如果按照常规的设计理念对端子转接柜设计柜号和端子号，则 GIS 现场控制柜和保护屏到端子转接柜的线号定义为端子转接柜对侧编号，这将会给后期查线带来严重不便。为解决该问题，按图 2 所示对端子号和线号进行定义。比如，GIS 现场控制柜 E01 柜ES1 27 端子经端子转接柜接至保护屏 C1柜的X221 11 端子。保护屏(GIS 现场控表 2新 GIS 安装方案对比序号比较项方案 1方案 2比较结果1技术难度需分段停电拆除旧 GIS，难度较大相当于重建新的 GIS，难度偏小方案 22施工周期原址安装，施工周期短新址安装，施工周期较长方案 13造价造价低，无新造厂房、一次电缆费用造价较高，有新造厂房、一二次电缆等费用方案 14新建 GIS 的稳定性、可靠性与现有的 GIS 的接线基本一致一次设备增加了电缆和 T 接头方案 1 发 输 变 电 1414电世界(2023 1)图 2端子转接端子号、线号定义制柜)的外接端子号并不是端子转接柜，而是除去端子转接柜后与图纸对应的 GIS 现场控制柜(保护屏)。利用图纸查线时，相当于没有端子转接柜，省去了一个环节，这可以说是本项目的一个亮点。5110 kV GIS 更新改造方案的分解本次更新改造内容多、难度大，既要保证不停电更换 GIS，还要与原有保护屏对接。为保证项目保质保量进行，我司在项目实施前一年就成立了项目组，制定了项目基调，除了新GIS 的安装外，其他项目(特别是本应由设计院进行设计的二次接线)均由我方主导。前期准备工作围绕 GIS 更新改造方案展开。项目总体方案和进度计划，由我方总负责人编写。一次设备拆除安装方案由厂家编写实施，其他方案由我方负责编写实施，由 4 名分项负责人分别负责二次拆接、保护屏修改及调试、GIS 本体调试、送电等 4 项内容。方案中的内容主要包括施工责任方、施工要求的设备状态、施工主要内容、施工风险控制点、施工方案等。各负责人员定期讨论、不断优化方案。最终将改造方案装订成册，上下册共 230 页，从拆除一、二次设备到最后的核相送电，具体到整个施工过程中的每个步骤、每根电缆、每个线号、每个端子等，这是保证施工顺利完成的法宝。改造完成后回头看，本次项目分工负责非常成功，各负责人各负其责，干劲十足，施工过程有条不紊，即保证了施工质量、进度，也锻炼了队伍，为改造后运行维护打好基础。6110 kV GIS 更新改造方案的几个重点问题61端子转接表是本次改造二次回路的核心本次改造二次回路的难点在于新 GIS 控制柜与原有保护屏的连接，需要实现保护屏上新GIS 的全部功能对应原有 GIS 的全部功能。拆除保护屏上到旧 GIS 的接线，接上新 GIS 的对应线。端子转接表将改造前后 GIS 二次图纸、保护屏图纸完全消化吸收，达到施工过程中拆接线时，完全脱离图纸，用该表贯穿始终。因此，端子转接表是本次改造二次回路施工的法宝，也是核心。项目中使用的端子转接表截图如图 3 所示，其定义的内容包括该信号的作用、端子号、旧线管号、新线管号、线号、电缆规格编号、原 GIS 端子号、新 GIS 端子号、新 GIS 线管号等。62带电分段拆除现场控制柜保障总变不停电要实现不停电更换 GIS，GIS 一次设备通过分段停电更换，其难点在于二次设备即现场控制柜的不停电拆除更换。GIS 现场控制柜柜间有直流电源线、联锁线，为保证拆除接线时不出错，对方案中需要拆除的电源线和联锁线进行了表格图形化细化(见图 4)，使之清晰明了。最终有条不紊地完成了拆解工作。图 3端子转接表截图(部分)发 输 变 电 电世界(2023 1)1515图 4拆除现场控制柜电源线和联锁线63原有保护器编程实现新增隔离开关控制如前所述，为方便对 GIS 做耐压测试，本次改造 GIS、段设备各增加了2 个隔离开关，这就需要在保护屏上实现新增隔离开关的远方操作功能。保护屏的远方操作功能由ABB 的 EF545 综合保护器逻辑编程实现。进线间隔的综合保护器具有多余的控制出口模块，可以直接实现进线新增的 PT 隔离开关(编号 112000 和 116000)的远方操作功能。但主变间隔的综合保护器无多余的控制出口模块，无法实现新增的避雷器隔离开关(编号111000 和 117000)的控制功能。本次改造将主变间隔的综合保护器原有的“复合电压过流和速断跳主变 110 kV 断路器”“零序过压跳主变 110 kV 断路器”“中性点零序过流跳主变 110 kV 断路器”等 3 个跳闸出口合并为1 个出口，将另 2 个出口通过内部编程实现避雷器隔离开关的合分闸控制输出。这样，在不改变原有保护器功能的前提下，保持了现有保护屏的结构，不需要增加新的设备，减少了投资。64新 GIS 段设备送电是该项目的重点新 GIS 一次设备安装到位后，先对 GIS 段设备进行二次接线和调试。满足送电条件后，对新 GIS 段设备进行送电。送电完成后，将旧 GIS 所带负荷转移至新 GIS，再对新GIS 段设备进行二次接线转接及调试。新GIS 段设备送电，涉及新旧 GIS 合环，是该项目的重点。下面简要介绍新 GIS 段设备送电的倒闸操作及核相方案，核相顺序对应图 5核相示意图中的核相序号。(1)新八化线送电至 110 kV 段母线。进行第一次核相:110 kV 新八化线母线 PT 与原联络线母线 PT 二次侧进行核相。(2)新八化线送电至新八化线穿墙套管端子。此处提前拆除新八化线穿墙套管至 1 号主变一次线路，进行第二次核相:新八化线、原联络线穿墙套管处用一次核相器对新八化线和原联络线进行核相。(3)新八化线送电至 110 kV 段母线。进行第三次核相:新联络线母线 PT 与新八化线母线 PT 二次侧进行核相。核相完毕后，分开母联断路器，对 110 kV 段线路及母线带电考核 24 h。(4)新八化线送电至 6 kV 段母线。恢复新八化线穿墙套管至 1 号主变一次线路，对 1 号主变送电。6 kV 段母线负荷转移至段母线，6 kV 段母线处于空载状态，送电至 6 kV 段母线。6 kV/380 V 系统为原有设备，设备本身一二次相序无误，为确保实施核相的安全性，在低压 380 V 所用变处进行第四次核相:在所用配电室一次侧进行 380 V、段核相。(5)新 GIS 供电的 6 kV 段母线与旧GIS 供电的 6 kV 段母线合环。(6)由新八化线带全部负荷，原联络线及段 GIS 退出运行，进行新 GIS 段设备接线调试。新 GIS段设备送电过程与新 GIS 段设备送电类似。第五次核相:新八化线母线PT 与新联络线母联 PT 二次侧进行核相。第六次核相:新八化线、新联络线穿墙套管处进行 110 kV 侧核相。第七次核相:所用变配电室段与段进行 380 V 核相。此处不再赘述。7送电后处理电流互感器接反问题在新 GIS段送电后，发现进线计量屏电能表方向错误。查看试验记录没有问题，电流互感器和电压互感器极性试验正常，均为减极 发 输 变 电 1616电世界(2023 1)性，二次接线也与原接线相同。对比新 GIS 进线电流互感器接线和原 GIS 进线电流互感器接线，发现新旧 GIS 进线电流互感器一次安装方向相反，即一次电流的方向相反。由于新旧电流互感器二次回路接线相同，上述接线错误就造成了计量屏电能方向错误，同时使得进线综合保护器功率方向为负值(因为新 GIS 的主变 110 kV 侧电流互感器一次安装方向与原设计相同，所以对主变差动保护没有影响)。对此，有两种处理办法。第一种办法，修改电能表接线和综合保护器功率方