摘要：文章對邕寧縣35kV變電所一期農(nóng)網(wǎng)改造后，在運行中出現(xiàn)的保護拒動或誤動、改造不夠完善、保護配合、無功補償?shù)葞讉€突出問題進行分析，并提出解決措施，以確保電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運行，提高供電質(zhì)量和供電可靠性。

關(guān)鍵詞：設(shè)備狀況　保護設(shè)置　問題探討

　　一期農(nóng)網(wǎng)改造后，農(nóng)村電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)生了根本性變化。邕寧縣根據(jù)"小容量、密布點、短半徑"的原則和"安全可靠、技術(shù)先進"的發(fā)展方向，新建及改造了10個戶外式小型化變電所及7個常規(guī)變電所。進一步提高了變電所的綜合自動化水平及可靠性，但在運行中，也出現(xiàn)了諸多不容樂觀的問題，有待進一步完善，較突出的問題有：

(1)　新型設(shè)備技術(shù)性能不夠穩(wěn)定，致使保護拒動或誤動：

　　據(jù)調(diào)度每月事故停電統(tǒng)計，一期網(wǎng)改后，由于10kV真空重合器的保護控制部分而引起的故障高達40多次。10kV線路經(jīng)常反復(fù)跳閘，致使用戶用電質(zhì)量得不到保障，出現(xiàn)了網(wǎng)改后，供電可靠性反而下降的現(xiàn)象。邕寧縣35kV戶外式小型化變電所，設(shè)計時10kV進線開關(guān)設(shè)置定時限式電流速斷、電流過流保護，10kV出線側(cè)采用反時限過電流保護。按理當(dāng)10kV線路故障時，10kV出線開關(guān)應(yīng)能可靠動作，切除故障電流。

但在實際運行中，常常10kV線路故障，出線開關(guān)不動作，反而后備保護動作，跳開10kV進線開關(guān)。有時在線路無故障，天氣狀況良好的情況下，還會莫明其妙地亂跳閘又重合成功。通過對新型設(shè)備的學(xué)習(xí)、分析以及與廠家的咨詢，反復(fù)地試驗調(diào)試，發(fā)現(xiàn)采用的新型設(shè)備技術(shù)性能還不夠穩(wěn)定，選取的反時限曲線不按規(guī)定的曲線變化，致使保護無法配合，且還出現(xiàn)保護控制面板輸入數(shù)據(jù)自動變異的現(xiàn)象。經(jīng)與廠家協(xié)商，我們將反時限過電流保護改為定時限式電流速斷，電流過流保護，改變后，保護誤動問題基本消除。并建議將重合器的控制保護部分用電纜引至戶內(nèi)，避免因戶外環(huán)境因素的影響而造成控制面板不能正常工作的現(xiàn)象。

(2)　常規(guī)變電所10kV部分改造不夠完善，影響變電所的正常運行：

　　由于資金問題，我縣幾座20世紀70年代建成的簡陋變電所只改造了35kV部分，10kV仍采用老式成套少油開關(guān)柜。10kV進出線保護均采用GL-15型反時限電流繼電器，其動斷觸點，長期通過二次電流，接通電流繼電器線圈回路，而動合觸點直接起動脫扣器線圈。運行時間過長，造成動斷觸點發(fā)熱氧化，加上觸點彈片材料長期使用而屈服強度系數(shù)下降，致使動斷觸點接觸不良，而動合觸點在分離過程中，容易拉弧燒壞，致使二次電流回路開路，從而造成線路故障保護拒動的現(xiàn)象。

同時由于10kV進出線的保護方式一樣，且在設(shè)計原理上存在缺陷，10kV進線保護所配置的無時限電流速斷，其保護范圍伸入下一級10kV出線的保護范圍內(nèi)，時間上又無法互相配合，當(dāng)在相同保護范圍內(nèi)發(fā)生故障，故障電流足夠大，同時啟動脫扣器時，出現(xiàn)進出線開關(guān)同時跳閘的現(xiàn)象。在二期網(wǎng)改中，應(yīng)對這些變電所進一步改造，更新為高靈敏性和可靠性的微機保護，以適應(yīng)現(xiàn)代化電網(wǎng)的要求。

(3)　主變35kV側(cè)保護配合存在的問題：

(4)　戶外式變電所10kV出線雖然設(shè)置了小電流接地保護，但卻沒有發(fā)揮真正作用：

　　農(nóng)村線路單相接地短路是最常見的故障，雖然小電流接地系統(tǒng)在單相接地時可繼續(xù)運行1～2h，但長期運行時，由于故障的兩相對地電壓升高1.732倍，可能在絕緣薄弱處引起擊穿或繼續(xù)造成短路，或使電壓互感器鐵心嚴重飽和，導(dǎo)致電壓互感器嚴重過負荷而燒毀。由于我們大多數(shù)變電所無專職值班員，為了防止故障的進一步擴大，在設(shè)計時，我們采用了單相接地延時跳閘的保護，但保護投入后，反而引起線路頻繁跳閘。通過分析，10kV出線真空重合器采用的是零序電流保護，利用故障線路的零序電流比非故障線路零序電流大的特點來實現(xiàn)選擇性保護。其零序電流與過電流采樣于同一電流互感器，變比較大，在數(shù)據(jù)采集時，由于電流互感器及零序電流傳感器的誤差，以及設(shè)備、電容放電、不能克服不平衡電流等方面的影響，易發(fā)生保護誤動現(xiàn)象。建議采用如下解決方案：

①在10kV母線上安裝單相接地絕緣監(jiān)視裝置，利用接地后出現(xiàn)的零序電壓，動作于電壓繼電器，發(fā)出接地信號，然后由運行人員進行拉路試驗，判斷故障線路；

②零序保護作用于跳閘回路改為發(fā)接地信號，并將信號引回中央信號屏，直接判斷故障線路；

③在二期網(wǎng)改中，引入新技術(shù)，應(yīng)用獨立的小接地電流選線裝置，將小電流系統(tǒng)所有出線引入裝置進行判斷及選線，正確判別或切除故障線路。

(5)　無功補償裝置存在的問題：

　　電壓是電能質(zhì)量的重要指標(biāo)之一，而無功補償裝置的配置對提高電壓合格率和降低線損至關(guān)重要。目前，我們在變電所10kV母線上安裝了集中電容補償裝置，按主變?nèi)萘?0%進行補償，無分級投切。當(dāng)母線電壓達到額定值的1.1倍時，負荷開關(guān)延時切除補償電容器組，而當(dāng)母線電壓下降至額定值的0.95倍時，負荷開關(guān)延時投入補償電容器組。在實際運行中，由于無功補償容量較大，變電所母線電壓不可能低于0.95Ue，根據(jù)電壓質(zhì)量標(biāo)準，10kV母線電壓允許偏差標(biāo)準為0%～7%，因此，當(dāng)母線電壓下降至額定值Ue時，需值班人員及時發(fā)現(xiàn)并手動投入，沒有真正發(fā)揮自動補償?shù)淖饔?。?yīng)對電容器組進行分級投切，并根據(jù)各變電所實際情況調(diào)整負荷開關(guān)的投切定值，使其真正起到自動投切的作用。