摘 要：調(diào)控模式是電網(wǎng)企業(yè)“大運(yùn)行”變革后產(chǎn)生的調(diào)度業(yè)務(wù)模式，這種模式的誕生使調(diào)度機(jī)構(gòu)能夠快速、有效處理各類設(shè)備故障。本文結(jié)合調(diào)控模式下的設(shè)備故障案例進(jìn)行了詳細(xì)、深入分析，希望對(duì)今后調(diào)控運(yùn)行工作提供一些參考。

關(guān)鍵詞：調(diào)控模式 設(shè)備故障

中圖分類號(hào)：TM615 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1672-3791（2012）12（b）-0115-02

電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)是電力系統(tǒng)運(yùn)行和事故搶修的指揮機(jī)構(gòu)，肩負(fù)保證電網(wǎng)安全運(yùn)行的重要使命，擔(dān)任著電網(wǎng)運(yùn)行、操作和事故處理的職責(zé)。傳統(tǒng)調(diào)度模式下，電網(wǎng)設(shè)備日常監(jiān)控主要由監(jiān)考人員負(fù)責(zé)，調(diào)度員和電網(wǎng)設(shè)備之間聯(lián)系薄弱，這給電網(wǎng)運(yùn)行帶來的風(fēng)險(xiǎn)和安全隱患。在新的調(diào)控模式下，調(diào)度員應(yīng)同時(shí)具備調(diào)度及監(jiān)控業(yè)務(wù)技能，調(diào)控員既需要監(jiān)控設(shè)備，確保電網(wǎng)設(shè)備正常運(yùn)行；又需要根據(jù)設(shè)備監(jiān)控信號(hào)及遙測、遙信變化情況，及時(shí)判斷設(shè)備狀態(tài)安排運(yùn)行、搶修人員現(xiàn)場檢查以及適時(shí)調(diào)整運(yùn)行方式。新調(diào)控模式使調(diào)度快速發(fā)現(xiàn)設(shè)備故障并迅速消缺成為可能。

1 涑瀆變電容器開關(guān)非全相運(yùn)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(qū)為大霧天氣，35 kV涑瀆變1#、2#主變并列運(yùn)行。按照工作計(jì)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(yōu)化系統(tǒng)自動(dòng)切除#1電容器119開關(guān)，實(shí)時(shí)運(yùn)行方式如圖一所示，切除后，調(diào)度中心調(diào)度值班員發(fā)現(xiàn)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(jiān)控系統(tǒng)間斷發(fā)出接地告警信號(hào)和裝置告警信號(hào)（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(dòng)作，出線開關(guān)告警信號(hào)動(dòng)作。值班調(diào)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(rèn)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(xiàn)場檢查無異常。

08：12，拉開10 kV母聯(lián)100開關(guān)。10 kVⅡ段母線接地復(fù)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(guān)。

08：17，合上10 kV母聯(lián)100開關(guān)（確認(rèn)故障電壓非瞬時(shí)電壓異常）。

08：19，拉開#1主變101開關(guān)。

08：28，拉開10 kV母聯(lián)100開關(guān)。

調(diào)度判斷故障在#1電容器119開關(guān)。此時(shí)101、100均已經(jīng)拉開，可以無電隔離故障。

09：17，調(diào)度口令將#1電容器119開關(guān)由運(yùn)行改為冷備用。

10：07，許可涑瀆變1號(hào)電容器發(fā)接地信號(hào)檢查處理。

11：38，操作班匯報(bào)1號(hào)電容器發(fā)接地信號(hào)檢查處理工作結(jié)束。原因是電容器119開關(guān)B相連桿螺絲脫落。造成拉開電容器119開關(guān)時(shí)B相未拉開。

11：42許可現(xiàn)場電容器119開關(guān)檢修工作可以開始。

2 事故分析總結(jié)

當(dāng)值調(diào)控員并沒有因?yàn)殡妷寒惓３潭炔桓叨潘删?，更沒有因?yàn)楝F(xiàn)場值班員匯報(bào)的檢查無異常而麻痹大意，抱著認(rèn)真、負(fù)責(zé)的態(tài)度，通過改變運(yùn)行方式，拉開母聯(lián)100開關(guān)及旁路170開關(guān)后徹底將電容器開關(guān)故障暴露出來，避免了故障設(shè)備長時(shí)間運(yùn)行，避免了35 kV涑瀆變10 kV設(shè)備絕緣遭受損害，消除了電容器119開關(guān)送電時(shí)對(duì)系統(tǒng)造成的過電壓沖擊可能帶來的事故危險(xiǎn)。幸運(yùn)的是當(dāng)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(jì)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(guān)B相未拉開時(shí)運(yùn)行方式發(fā)生變化時(shí)10 kV系統(tǒng)的電壓變化情況。因事例中10kV系統(tǒng)為中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，且故障當(dāng)日變電所負(fù)荷很輕，故在10 kV母聯(lián)拉開以前，母線對(duì)地容抗如圖2所示。

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

因?yàn)镃B這個(gè)分量的存在，使系統(tǒng)的中性點(diǎn)發(fā)生了偏移，因?yàn)閄CB

拉開10 kV母聯(lián)100開關(guān)后，故障存在區(qū)域變成了容量更小的系統(tǒng)，此時(shí)C’k變小，即： C’k

3 結(jié)論及建議

（1）建議變電運(yùn)行工區(qū)對(duì)同一型號(hào)的電容器開關(guān)進(jìn)行檢查，避免同樣的情況再次發(fā)生（根據(jù)工區(qū)反饋情況，在同區(qū)域其他變電所已發(fā)現(xiàn)同一型號(hào)的斷路器存在上述安全隱患并及時(shí)進(jìn)行了整改）。

（2）調(diào)控班加強(qiáng)對(duì)電容器投切后的信號(hào)監(jiān)視工作，保證能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)電容器開關(guān)在分合過程中可能存在的類似故障。

（3）隨著電網(wǎng)接線的改變，要配合好主變有載調(diào)壓，及時(shí)更新、化無功優(yōu)化系統(tǒng)，盡可能降低無功優(yōu)化系統(tǒng)一天投切電容器的次數(shù)，提高電容器開關(guān)的工作環(huán)境，延長電容器開關(guān)使用壽命。

參考文獻(xiàn)

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