變電所投運過程中問題的原因分析及處理

蔣 燕

（江蘇電力建設第一工程公司，江蘇南京 210028）

變電所投運試驗是指繼電保護裝置及其相關回路和設備即將投運前的整體性、系統性試驗，以檢驗是否滿足電網繼電保護的最終功能和性能要求[1，2]。繼電保護裝置是保證電力系統安全運行的重要裝備，變電所投運測試是保證變電所可靠運行的基石[3，4]，如果測試不正確或者未分析出缺陷數據，將故障留在運行的變電所，繼電保護裝置不能正確反映一次設備運行的實際狀況，將對電網安全產生致命的隱患。同時繼電保護裝置的誤動和拒動也會給電力系統造成嚴重的危害，由于繼電保護二次回路復雜，連接元件多，設計、安裝、調試、維護每個環節的失誤都可以影響保護性能，因此，繼電保護工作人員應具有高度的責任感，嚴謹細致的工作作風，對每個環節都需要認真處理，才能確保繼電保護裝置的正常運行。

1 220 kV鹽城響水變電所

1.1 問題

220 kV響水變電所擴建2W47間隔工程于2008年 12月安裝調試結束，2009年 3月 4日2W47間隔啟動投運。在啟動投運后對電流互感器（TA）二次回路進行測試，在931線路保護柜、603線路保護柜、計量柜測量二次電流均為0.24 A，負荷角為20度，線路保護差流很小，基本屬于零漂。母差保護2W47間隔變比設置1 250 A/5 A，電流0.24 A，負荷角為200度，檢查母差差流在0.05以下。觀察后臺計算機測控系統上的功率流向，母線上流入功率與流出功率之和不為零。查看2W47線路對側電流一次值為72 A，本側測控上顯示線路電流一次值為60 A。

1.2 原因分析

核對母線其他原有設備電流，經過測算流出2W47線路電流應該為72 A，基本確定問題出在2W47間隔TA變比上。向調度申請將2W47線路由運行方式改為檢修方式，現場檢查發現2W47線路TA變比為1 500 A/5 A，而定值單上整定為1 250 A/5 A。向廠家咨詢得知，2W47間隔TA有4種變比，分別為 750 A/5 A，1 250 A/5 A，1 500 A/5 A，2 500 A/5 A。問題就出現在安裝結束后，將變比放在1 500 A/5 A上等待設備投運，而在投運時，按照保護定值單整定結束后卻未到現場核對TA變比，造成了實際變比與定值的不符。

1.3 解決方案

將TA的變比由1 500 A/5 A更換到1 250 A/5 A，向調度申請將2W47線路投運，經過帶負荷測試，且數據正確。

1.4 建議

（1）現場的設備參數與定值單上的內容必須相符[5]，調試人員應根據定值單進行最后的確定，要認真仔細，確認后就不允許再行修改，如果對定值單有疑問，解決疑問后再確認。

（2）在線路帶負荷測試檢測時，要查看母線功率平衡，防止實際變比與定值變比誤差較小時，使得保護有較小數據偏差被誤判為裝置采樣零漂[6，7]。

2 220 kV南通長沙變電所

2.1 問題

長沙變電所規模及運行方式：220 kV雙母線、1臺主變、110 kV雙母線、35 kV雙母線，電源自陸環110 kV線路從風電場送入變電站，通過4條220 kV線路和1條35 kV線路送出負荷。在投入運行一段時間后，220 kV BP-2B母線差動保護間歇性報TA斷線報警。高時甚至閉鎖母線差動保護。現場查看保護裝置差流為0.00～0.18 A漂動。當時定值TA斷線報警定值為0.1 A，閉鎖定值為0.25 A。經檢查電流幅值正確，相位正確，各間隔電流回路接觸良好。但4條220 kV回路負荷較小，每條回路一次電流大約8 A，根據TA變比2 500 A/5 A折算二次值為0.016 A。BP-2B保護裝置采樣到的電流大小基本差不多，但角度偏移較大，而且為間歇性的。

2.2 原因分析

根據現象詢問廠家后得知，BP-2B母線差動保護裝置采樣，當負荷較小時采樣會發生偏移，差流可能會達到0.2 A[8]。當TA斷線報警定值低于0.2 A時，而且在負荷較小情況下可能會發生TA斷線報警。且風電供應的電能質量不穩定，電能突變有可能造成電流不穩。則BP-2B母線差動保護采樣在負荷很小的情況下，其差流計算誤差會偏大。如果TA斷線報警和TA斷線閉鎖的定值偏小，那么在負荷較小的情況下，BP-2B母線差動保護裝置會間歇性地發TA斷線報警信號。

2.3 解決方案

經與南通供電局電力調度核實商量決定：

（1）將不用的線路變比都改成最小變比50/5。

（2）提高報警和閉鎖定值，TA斷線報警定值改為0.2 A，TA斷線閉鎖改為0.25 A。但防止TA回路真有問題而裝置不報警，因此特別經廠家確認在0.2 A時也能正確及時反應TA回路情況，并且發函確保。

3 220 kV江陰亞包變電所

3.1 問題

在220 kV和110 kV兩個電壓等級已受電結束后，主變開始沖擊35 kV母線。母線帶電后測試主變保護柜的35 kV母線二次電壓數據，Ua=90 V；Ub=24 V；Uc=67 V；UL=24 V；負序0 V。數據不正確且不平衡。隨后用萬用表在電壓互感器（TV）并列柜里測量35 kV 母線二次電壓，Ua=61 V；Ub=59 V；Uc=60 V；UN對地30 V；UL=4.9 V。此數據正常。

3.2 原因分析

（1）初步懷疑35 kV母線諧振產生中性點位移，這在以前的投運過程中有類似現象，當母線帶上負荷后電壓就平衡，但同樣是35 kV母線電壓，卻在主變保護柜、TV并列柜測得不同的數據，這就基本排除35 kV母線諧振產生中性點位移的可能。通過主變保護柜測得的開口電壓為24 V、TV柜測得的UN對地電壓30 V，可判斷出35 kV N線未接地，經檢查發現端子排里35 kV母線的N600與220 kV母線的N600短接線線頭雖然在端子孔里，但是卻是插在螺絲孔外，螺絲已擰緊卻沒有電氣上的連接，35 kV的N600線頭一拔就掉出來，造成35 kV二次電壓懸浮。

（2）主變保護里顯示的電壓都是對地懸浮電壓不是真實的電壓，數據不準確。

3.3 解決方案

將該35 kV母線的N600短接線重新接好后，在主變保護測試UL=4.9 V，在TV柜內UN對地0 V，電壓均正確。

3.4 建議

（1）安裝單位在接線后不能認為把螺絲旋緊就是接好線了，一定要每根線頭接線完成后再認真檢查接線的可靠牢固，以防止此類現象發生。

（2）調試單位在查線時也要認真檢查接線是否牢固，實現安全可靠送電。

4 結束語

本文根據變電所投運過程中發生的3個典型事例詳細地闡述了問題原因，提出了相應的解決方案，并提出調試的建議。通過解決方案的實施徹底解決了測試中發生的問題，消除了可能存在的隱患，完成了變電所的順利投運，保證了電網的安全運行。目前江蘇省內變電所已全部實現標準化設計，保護裝置的微機化程度不斷提高,保護程序的邏輯更加嚴密，現場模擬越來越復雜，這就要求現場調試人員在聯調時，綜合考慮，結合實際，不斷提高理論分析能力和實際操作經驗，確保保護裝置調試的合格率百分之百。變電所投運測試是調試人員把守的最后一道關口，調試人員應認真仔細、盡職守責，努力提升對問題的判斷能力和處理能力，全面做好各項工作，守好最后一道防線，讓電網可靠安全運行。

[1]賀家李，宋從矩，李永麗.電力系統繼電保護原理與實用技術[M].北京：中國電力出版社，2008.

[2]江蘇省電力公司.電力系統繼電保護原理與實用技術[M].北京：中國電力出版社，2006.

[3]國家電力調度通信中心.電力系統繼電保護規定匯編（第2版）[M].北京：中國電力出版，2007.

[4]國家電力調度通信中心.電力系統繼電保護實用技術問答（第2版）[M].北京：中國電力出版社，1999.

[5]江蘇省電力公司.江蘇電網220 kV微機線路保護現場投運試驗規程（試行）[S].2003.

[6]DL/T 559—2007，220 kV～750 kV電網繼電保護裝置運行整定規程[S].

[7]GB 14285—2006，繼電保護和安全自動裝置技術規程[S].

[8]DL/T 769—2001，電力系統微機繼電保護技術導則[S].