1 工程概况
本次技改项目主要工作内容：拆除并更换3AM、3BM上开关柜，包括相应的继电保护及自动装置；就地测量及控制操作设备；更换10kV开关柜二次电缆并新做10kV站内联络电缆的电缆头等。
1.1施工流程图
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2 施工问题
2.1 10kV全停时，站用电的问题
220kV中航站10kV有2台站用变，因为分段解列需要，10kV开关柜需全停，所以有近8个小时全站无站用电源，蓄电池正常使用可维持仅一天的时间，为了安全考虑，现场准备了发电车，以便蓄电池出现紧急情况时，发电车迅速投入使用。
2.2 拆柜时，分段柜联络电缆带电问题
10kV III段开关柜拆除时，其中10kV·1M·3AM分段531开关柜与10kV·2M·3BM分段532开关柜里面联络电缆带电，固先不进行拆除，待10kV IM、IIM同停时方可拆除10kV·1M·3AM分段531开关柜与10kV·2M·3BM分段532开关柜里面联络电缆，即进行531开关柜与532开关柜的拆除。
2.3 柜内电缆口的位置设计和厂家不符
本次研究院设计图纸时，考虑电缆口比较难打，所以设计柜子位置时，将旧的一次电缆口继续使用，仅仅打部分二次电缆口。但是由于厂家设计柜子时出现了问题，导致一次电缆口位置在柜子底部的中间，而实际一次电缆口的位置却是在柜子底部的后部。由于现场土建施工已经完成，无法变动，所以一次电缆无法正常接入。经项目负责人与设计院、厂家和施工方的协商，讨论出切实可行的实施方案：将新开关柜整体后移20mm，这样旧的一次电缆口可以使用，基础扁钢重新预埋，二次电缆口重新打孔。
2.4二次电缆口遇到楼层大梁问题
由于部分柜子落在梁上，所以二次电缆口无法打孔，解决措施是将该开关柜的二次线从隔壁开关柜的二次电缆口穿入，转接至该开关柜。
2.5 四方保护装置交流插件存在问题
四方保护装置现场做实验时，发现有10台装置的交流插件是5A的，但是开关柜的CT二次侧都是1A的，所以需要更换。经厂家确认这批货与黄贝岭的货有部分安装混乱，交流插件与其装反。所以及时更换对调。
2.6 接地变跳分段和变低开关问题
设计院设计是本段接地变只跳本段的变低和分段开关，比如出现故障时D03A只跳531开关和503A开关，实际运行时3AM和3BM只用一台接地变在运行状态，所以系统要求一台接地变要跳开该母线上所有分段和变低开关，即出现故障时D03A要跳开531开关、532开关、503A和503B开关。这个问题待后期停电整改，设计院出设计变更。
2.7电容器保护的问题
保护设计时，电容器保护有保护动作后需延时20分钟后方可合闸的保护，由于系统要求现在要求取消20分钟的延时，所以保护的版本需要升级，待后续停电处理，设计院出设计变更。
3 验收送电
3.1一次设备验收
本次验收参考10kV开关柜验收规范、站内10kV联络电缆线路施工验收项目表和QCSG114002-2011-电力设备预防性试验规程进行验收。主要进行施工基础验收、断路器及开关柜柜内一次设备检查、母线及共箱检查和弹簧操作机构检查。主要试验项目如下：
1）真空断路器的试验项目：
a、测量每相导电回路的电阻；
b、交流耐压试验。
c、测量断路器的分、合闸时间。
d、测量断路器主触头分、合闸的同期性。
e、测量断路器合闸时触头的弹跳时间。
f、测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻。
g、断路器操作机构的试验。
2) 电缆试验
a、主绝缘的绝缘电阻
对于新做终端或接头后，大于1000MΩ。（0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表；6/6kV及以上电缆可用5000V兆欧表）
b、主绝缘交流耐压试验
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注意：1）不具备试验条件时可用施加正常系统相对地电压24小时方法替代
2）对于运行年限较久（如5年以上）的电缆线路，可选用较低的试验电压或较短的时间。
3）必要时，如：怀疑电缆有故障时
C、核对相序
3.2二次验收
二次验收主要依据是10~35kV各种保护验收作业表单，包括10kV分段保护、10kV线路保护、10kV站用变保护、10kV接地变保护、10kV电抗器保护、10kV电容器保护以及10kV公用部分。主要验收内容包括：外观检查、直流电源检查、绝缘检查、CT二次回路检查、PT二次回路检查、保护装置检验、信号回路检查、电流回路通流试验、电压回路通压试验以及并网检查。
主要实验内容：
一、CT试验：
1）绕组的绝缘电阻
2）交流耐压试验
3）互感器绕组的直流电阻
4）极性试验
5）变比试验
6）电流互感器伏安特性试验
3.3验收发现问题：
1)开关柜中部分螺丝无力矩标识；
2) 10kV所有断路器需清扫、高压场地需清扫；
3)开关柜中母排距离70mm，母线母排相间距离90mm，不满足规范，待后续耐压试验验证；
4)开关柜与地网接地线部分未刷标识油漆（黄绿）；
5)开关柜母线柜绝缘护套未安装；
6) PT柜一次导体铜排裸露；
7）控制回路图纸与现场设备不符；
8）部分开关柜电缆室二次电缆分布较乱；
9）部分电缆头未连接紧固，不符合要求；
10）部分电缆头相序标识未完成；
11）开关柜底部部件未上紧固螺丝
12） F69馈线柜电缆室温湿度传感器脱落；
13） F57馈线柜A相动触头已变形，待厂家处理；
14）部分二次电缆孔未封堵；
15）电缆层楼板需进行修补；
以上问题已经整改，现场确认。
3.4送电问题：
3.4.1在合变中11034刀闸时，出现不能电动分合，查二次回路图发现，机构内手动闭锁电动的微动开关S1V状态不对，正常应该是常闭，现场用万用表量此节点不通，需更换。因现场条件限制，故先短接该节点，合上11034刀闸，待后续更换处理；
3.4.2 10千伏3BM电容器组3C4、3C5在进行送电的时候，保护动作跳闸。保护是不平衡电流动作，检查步骤如下：
1）首先怀疑是三相电容值不平衡，检测后发现三相电容值平衡；
2）检查保护参数整定是否正确，电容器组本体零序CT变比为20/5,与整定值相同，；
3）保护装置是否配合有问题，现场检测后发现保护装置动作正常；
4）从保护装置到本体CT的二次线线芯核对正确；
5）怀疑电容器组本体CT存在问题，检查发现CT 二次线接线有误，致使保护误动，后经继保人员更改接线后，送电正常。
4 开关柜机械及电气闭锁及联锁
4.1柜内机械及电气闭锁
1）断路器在合闸状态，无法移进/移出开关小车，因为断路器在合闸时，把手联动部位卡住，无法摇动；
2）开关小车处于非试验/工作位置时，无法合断路器，当小车处于中间位置时，把手联动板翘起，卡住合闸脱扣装置；
3）二次航空插头未插好，禁止移进开关小车；开关小车处于工作/中间位置时，禁止拔下二次航空插头；
4）开关小车处于工作/中间位置时，舌板无法压下，禁止合上接地开关；接地开关合上时，禁止移进开关小车；开关小车在试验位置，带电显示器显示无电时，舌板才能压下，在电缆门关好的情况下，可以关合接地开关，因为带电显示器的一个接点接入闭锁电磁铁，使舌板和带电显示器形成闭锁；
5）开关小车处于工作/中间位置时，禁止打开主开关室门；
6）接地开关分开时，地刀闭锁室门连杆扣住电缆室门，禁止打开电缆室门；电缆室门打开时，室门闭锁地刀连杆往外凸出，禁止分接地开关。
4.2柜间联锁
1）分段隔离柜：只有当分段开关小车在试验位置，分段隔离手车手车闭锁电磁锁才能带电吸合，分段隔离手车才能摇进摇出；
2）分段开关柜：只有当分段隔离手车在工作位置，PT接地手车在检修位置，手车闭锁电磁锁才能带电吸合，小车才能摇进摇出；
3）主变进线开关柜：只有当主变隔离手车在工作位置，PT接地手车在检修位置，手车闭锁电磁锁才能带电吸合，小车才能摇进摇出；
4）主变进线隔离柜：只有当主变进线开关小车在试验位置，变高侧地刀在分位，手车闭锁电磁锁才能带电吸合，小车才能摇进摇出；
5） PT柜：只有当分段开关小车在试验位置，本段变低进线开关小车在试验位置，手车闭锁电磁锁才能带电吸合，PT接地小车才能摇进摇出。
5 开关柜内的闭锁
5.1 延期送电原因
项目延期送电的原因主要是因为开关柜一次电缆口的位置与设计施工不符，致使开关柜基础重新做，耽误了将近两天的时间，还有一些其他的问题的原因：
1）施工方办理进站手续和工作票浪费了一天的时间，施工方没有提前准备好手续，开工作票时和运行专业沟通不到位，效率低下；
2）变低进线电缆头是要根据母线共箱桥内母排距离地面的尺寸来进行制作的，施工方是当共箱桥安装后，才开始制作，这些电缆头制作需要6个小时左右。实际上在共箱桥设计图纸尺寸出来后，电缆头的制作就可以完成80%，当共箱桥安装完成后只需将电缆头的端子方向确认即可完成电缆头，这样可节省半天的时间；
3）验收进展缓慢，特别是远动验收时间较长，主要是远动介入验收节点不明确，施工方没有为远动验收制造条件，致使验收缓慢；
4）后台厂家与保护厂家通信协议调整时间较长，因为四方厂家和南瑞厂家第一次合作，缺乏经验，没有提前进行沟通协调。
参考文献
[1]朱自强, 景杰. 10KV高压开关柜的技术改造[J]. 电世界, 2000(10):19-19.