調控模式下設備故障處理、分析

摘 要：調控模式是電網企業“大運行”變革后產生的調度業務模式，這種模式的誕生使調度機構能夠快速、有效處理各類設備故障。本文結合調控模式下的設備故障案例進行了詳細、深入分析，希望對今后調控運行工作提供一些參考。

關鍵詞：調控模式 設備故障

中圖分類號：TM615 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）12（b）-0115-02

電網調度機構是電力系統運行和事故搶修的指揮機構，肩負保證電網安全運行的重要使命，擔任著電網運行、操作和事故處理的職責。傳統調度模式下，電網設備日常監控主要由監考人員負責，調度員和電網設備之間聯系薄弱，這給電網運行帶來的風險和安全隱患。在新的調控模式下，調度員應同時具備調度及監控業務技能，調控員既需要監控設備，確保電網設備正常運行；又需要根據設備監控信號及遙測、遙信變化情況，及時判斷設備狀態安排運行、搶修人員現場檢查以及適時調整運行方式。新調控模式使調度快速發現設備故障并迅速消缺成為可能。

1 涑瀆變電容器開關非全相運行

1.1 涑瀆變接線情況及異常情況

事故情況介紹：2010年9月30日上午，35 kV涑瀆變周邊地區為大霧天氣，35 kV涑瀆變1#、2#主變并列運行。按照工作計劃，要在上午完成10 kVI段母線全部出線及10 kV洮西線的停役檢修工作。在所有檢修操作完成后，無功優化系統自動切除#1電容器119開關，實時運行方式如圖一所示，切除后，調度中心調度值班員發現涑瀆變10 kV I、II段母線電壓存在較大異常，10kVⅠ段母線電壓為U線=10.24 kV；UA=6.69 kV；UB=4.46 kV；UC=6.91 kV；3 UO=14.77 V。10 kVⅡ段母線電壓為U線=10.30 kV；UA=6.70 kV；UB=4.48 kV；UC=6.91 kV；3UO=14.65 V。并且監控系統間斷發出接地告警信號和裝置告警信號（如圖1）。

1.2 主要處理過程

06：12，涑瀆變：10 kVⅠ、Ⅱ段母線接地動作，出線開關告警信號動作。值班調度員在比較了緊臨35 kV涑瀆變的35 kV指前變10 kV母線電壓后，認為涑瀆變電壓異常較為明顯，可能存在故障。

06：35，變電所值班員現場檢查無異常。

08：12，拉開10 kV母聯100開關。10 kVⅡ段母線接地復位。10 kVⅠ段母線電壓：U線 =10.25 kV；UA=9.09 kV；UB=1.31 kV；UC=9.19 kV；3UO=46.17 V。10 kVⅡ段母線電壓：U線=10.27 kV；UA=5.95 kV；UB=5.99 kV；UC=5.85 kV，3UO=0.82 V。

08：15，拉開10 kV旁路170開關。

08：17，合上10 kV母聯100開關（確認故障電壓非瞬時電壓異常）。

08：19，拉開#1主變101開關。

08：28，拉開10 kV母聯100開關。

調度判斷故障在#1電容器119開關。此時101、100均已經拉開，可以無電隔離故障。

09：17，調度口令將#1電容器119開關由運行改為冷備用。

10：07，許可涑瀆變1號電容器發接地信號檢查處理。

11：38，操作班匯報1號電容器發接地信號檢查處理工作結束。原因是電容器119開關B相連桿螺絲脫落。造成拉開電容器119開關時B相未拉開。

11：42許可現場電容器119開關檢修工作可以開始。

2 事故分析總結

當值調控員并沒有因為電壓異常程度不高而放松警惕，更沒有因為現場值班員匯報的檢查無異常而麻痹大意，抱著認真、負責的態度，通過改變運行方式，拉開母聯100開關及旁路170開關后徹底將電容器開關故障暴露出來，避免了故障設備長時間運行，避免了35 kV涑瀆變10 kV設備絕緣遭受損害，消除了電容器119開關送電時對系統造成的過電壓沖擊可能帶來的事故危險。幸運的是當天10 kVI段三條出線全部有檢修工作，這樣又避免了10 kV出線的非計劃停電工作，保證了用戶的供電可靠性。

下面簡單定性分析一下電容器119開關B相未拉開時運行方式發生變化時10 kV系統的電壓變化情況。因事例中10kV系統為中性點不接地系統，且故障當日變電所負荷很輕，故在10 kV母聯拉開以前，母線對地容抗如圖2所示。

從上圖可以看出，由于B相母線除了對地電容外還串聯有B相電容器（B相電容器中性點對地電容近似于A、C相對地電容，即：CBG≈CAG=CCG=Ck，因電容器電容CB>Ck，所以又有XCB

因為CB這個分量的存在，使系統的中性點發生了偏移，因為XCB

拉開10 kV母聯100開關后，故障存在區域變成了容量更小的系統，此時C’k變小，即： C’k

3 結論及建議

（1）建議變電運行工區對同一型號的電容器開關進行檢查，避免同樣的情況再次發生（根據工區反饋情況，在同區域其他變電所已發現同一型號的斷路器存在上述安全隱患并及時進行了整改）。

（2）調控班加強對電容器投切后的信號監視工作，保證能夠及時發現電容器開關在分合過程中可能存在的類似故障。

（3）隨著電網接線的改變，要配合好主變有載調壓，及時更新、化無功優化系統，盡可能降低無功優化系統一天投切電容器的次數，提高電容器開關的工作環境，延長電容器開關使用壽命。

參考文獻

[1]江蘇省電力公司.江蘇電力系統調度規程[M].

[2]湯繼剛，張震，儲卓皓，等.小電流接地系統電壓不平衡故障現象分析與處理[J].科技資訊，2011，8.