运行中的变电站继电保护改造施工问题研究

任少斌

（甘肃省安装建设集团有限公司，甘肃 兰州 730050）

随着电网建设步伐的加快和运行管理水平提高的需要，对变电站的保护装置进行升级改造也日益频繁。由于在变电站中继电保护设备是重要的电气及控制设备之一，其性能好坏直接影响电网运行的可靠性和安全性。因此，如何保证继电保护的正确动作、防止误动和拒动、降低系统损耗等成为目前电力行业普遍关注的问题之一。本文就目前运行中存在的有关继电保护施工方面的常见问题进行了分析讨论并提出了相应的解决措施。

1 变电站继电保护的概述

1.1 变电站继电保护的基本原理

变电站继电保护的基本原理，就是根据电力系统的运行规律和故障类型，按照一定的逻辑关系，将各种可能发生的故障信息，经分析判断后，发出相应的控制信号，以使设备或系统免受损坏或降低其损失。因此，变电站继电保护，实质上是一种自动化的检测与控制的组合。它由远方的监控装置、就地的保护及二次回路构成。其中，远方监控器是实现对全站保护的监视和控制，以及进行遥信、遥测等工作的综合设备。而就地继保装置则是完成各部分保护的闭环操作，以及向远端提供有关信息的工作。

1.2 变电站继电保护的组成

高压开关柜：由断路器、隔离开关和接地开关等组成的低压配电系统，一般由断路器、接触网分接箱及母线室内的各种控制开关等电器构成。在高压侧，除上述低压配电系统的基本电器外，还有避雷器、支柱绝缘子和套管式瓷瓶等。在高压侧，除上述电气设备外，还有操作机构。

主变压器差动保护：主变压器差动保护的构成是由测量装置、控制信号发生器和逻辑电路等组成的。其中，电流互感器的二次绕组作为被控量，通过测量装置和逻辑电路，使被控量的变化与输入量保持一定的关系。当输入量变化时，由于输出电压的相对不变，使得输出电流也随之相应发生变化，从而使一次侧绕组的匝数发生变化，从而引起二次侧绕组中磁通的变化，导致铁芯中的磁通密度也发生变化，进而影响一次侧绕组的匝间及相间距离，使一次绕组产生较大的电动势，并经过放大，形成对一次出线或母线的差动。

线路方向自动跟踪系统：线路方向的自动跟踪，就是根据运行人员发出的指令，按照一定的时间间隔，不断地向电网发出信号，以维持电力系统正常运行的一种方式。这种方式的实现，需要采用一套比较复杂的电子设备和相应的控制方法，所以它是一种比较先进的自动调压技术，也是目前应用最广泛的。该系统的基本组成有远方操作站、远方的远方以及中间继电器，它们之间用光缆相连。远方操作站的设备主要包括：高频调制单元、功率合成单元、数字通信单元等；中间的继电器，一般称为中间继电器，它是用来连接远方操作的，例如，将远处的开关状态，传递给近处的中频电源，再通过中频电源传送给近处的高频调制单元。另外，还有用于传输信号的电缆，以及为防止电磁辐射，而设置的屏蔽层。

备用电源：备用电源的作用是在正常情况停电后，保证用电设备的连续工作。备用的主要作用有两点：一是保证重要负荷的不间断供电；二是保证事故情况下，重要负荷仍能继续运行。备用电源一般采用蓄电池，也有的用油机，但不管用什么方式，都是一种应急措施。

1.3 变电站继电保护的特点

故障类型多样化：由于我国电力网架的不断发展和完善，目前，我国的输配电线路已经形成了“环网状+放射状+网格状”的多元化网络，这就导致了在发生故障时，事故范围较广，故障类型多样。因此，在这种情况下，为了提高供电可靠性，必须根据实际情况选择合适的继保方案，从而提高整个系统的供电质量。

故障时间分布不均匀：由于不同地区地理环境、气候条件的不同，再加上各种因素的影响，使得各地区电网中发生的故障时间分布不均匀。

接地电流大：在我国，大部分地区的土壤电阻率较高，导致地电压相对较低；同时，部分地区存在雷击现象，这就会导致地电流较大，从而导致大地电位反击，进而造成人身触电等事故。此外，当发生单相接地时，如果采用常规的保护方法，那么该相的零序分量会通过中性线流入母线；但如果使用复合式接地选频装置，那么就可以将单相接地产生的谐波分量和零序分量都抑制到最小。

频率特性差：由于我国幅员辽阔，各地自然环境和经济状况不尽相同，这就造成了各区域电网的发展程度不一。同时，随着现代通信技术的不断发展，人们对用电量的需求也不尽相同。因此，为了适应这种变化，就必须对传统的频率特性较好的高频保护进行升级，以更好地满足用户的需求。

灵敏度低：目前，国内大部分地区的负荷水平普遍不高，特别是农村居民家庭用电量小，所以，大多数地方采用的都是低灵敏度的微机型保护和组合型综合自动化装置。

2 变电站继电保护施工存在的问题

2.1 运行中变电站继电保护施工存在问题

由于目前我国电力系统处于超负荷运行状态，导致变电站的故障率不断增加。因此，对变电站进行定期检修和日常维护是确保电网安全稳定运行的重要措施。在这种情况下，为了保证变压器的正常运行，就需要对变压器的内部结构、外部环境以及设备参数等进行全面分析，从而采取相应的预防性维修措施。然而，随着我国电力系统的发展，一些新的问题也随之产生，如变压器过负荷问题。

2.2 运行中的变电站继电保护设计存在不足

虽然目前我国的电力系统发展很快，但仍然存在许多不完善的地方，例如，部分地区电网建设标准低、电压等级低，造成线路走廊狭窄；部分地区配网架设不合理，造成线损过大；个别地方供电能力不足，无法满足用电需求等。这些现象都严重地影响了系统的稳定性。

2.3 运行中继保人员缺乏

由于近年来，我国大力开展农村电气化工程，使得农村地区的用电量大幅上升，这就导致了当地居民生活用能紧张。为了保障广大人民群众的基本生活，有关部门不得不加紧建设一批新的发电厂。与此同时，为了解决这一矛盾，相关部门还必须加强农网的管理，并制定相关政策来鼓励和支持农村地区的经济发展。

2.4 运行中的变电站继保装置配置不合理

据统计，全国已投运的110kV及以上电压等级的城乡配电网络达到个，其中，有近一半以上的城市已经实现了双电源供电。然而，由于受资金限制，大部分城市的配电台区仍采用单母线方式。这种模式一方面使线路通道变得拥挤；另一方面，也大大增加了停电事故的发生概率。

2.5 继电保护安装质量差

由于变电站的规模大、设备多、运行方式复杂，因此，对继电保护的要求也较高。但有些施工单位，在安装过程中，不按规范操作或为了图快，只注重安装的速度，而忽视了质量。如有的将开关柜内各元件拆散，随意地堆放在柜内，使各元件之间相互影响，造成接触不良，导致动作异常，严重时，还会出现误动现象；有的在接线时，没有严格按照图纸要求进行，致使线路跳闸；还有的将线路上所接的保护装置与母线相连接，这样，当母线发生故障时，就会引起保护装置动作，从而造成事故。

2.6 继电保护的调试和试验工作不到位

由于变电站的自动化程度高，其控制功能较多，所以，对继电保护的调试，应从多方面入手。首先，要了解系统的原理；其次，还要掌握各个系统的工作状态；最后，还要根据实际的情况，制定出相应的调整方案，这样才能保证整个系统的正常运行。随着电力工业的发展，电网中各种新型设备的不断增加，这就要求我们必须定期地对各类新设备进行检测。但是，一些施工单位往往把这项工作当作一项可有可无的事，认为只要按照图纸上的要求去做了，就可以了。殊不知，如果这些设备一旦出现问题，后果是不堪设想的。

3 运行中的变电站继电保护施工的意义

3.1 保证电网安全稳定运行，提高电网设备利用率

继电保护就是实现这一目标的重要措施。通过在输配电线路和变电站中安装继电保护装置，可以及时发现故障并发出报警信号，从而迅速切除事故，避免事故的扩大。此外，由于继电保护具有自动调节功能，所以还可以根据系统的负荷变化情况，适时地调节各回路的功率，使整个系统始终保持良好的运行状态。可见，在输配电系统中设置继电器是确保电网安全、稳定的有效措施之一。

3.2 降低维护成本，减少停电损失

目前，我国的电力生产主要是大机组带动小发电机，这种发电方式存在较大的缺点，即：一方面，当一台或多台发电机出现故障时，就会导致整条线路或整座变电站失去电压支撑，造成全站失压而停运。另一方面，如果发生大面积停电，则会造成巨大的经济损失。为了解决这个问题，通常会在每间隔一定距离就装设一组母线保护和主断路器，以实现快速跳闸，防止大面积停电。然而，由于这些母线和主断路器的数量很多，且大多布置在地下，因此，其日常维护工作量非常大。另外，对于一些重要的大用户，如医院、商场等，其内部结构非常复杂，再加上经常受到外界环境的影响，很容易发生接地故障。一旦发生接地短路，轻者会导致设备损坏，重者会危及人身生命财产安全。为预防这类事故的发生，就必须定期对这些重点单位进行巡视检查，以便及时发现问题。但是，由于这些单位的地理位置一般都比较偏僻，人员流动也比较频繁，很难做到每天派人去检查，这就给常规性巡视带来了很大的困难，同时也增加了巡检工作的难度。此时，使用继保装置就可以很好地解决上述问题。因为使用继保装置后，不仅可以大大降低常规巡检的工作量，而且还可以有效地避免漏检现象的出现。同时，还可以将部分工作转移到值班员身上，从而减轻了值守人员的劳动强度，降低了人工成本。

4 变电运行中常见的继电保护施工措施

4.1 继电保护的安装位置

在变电站中，通常将各种类型的继电保护装置安装在不同的柜内，以便于进行操作。因此，在选择继电保护安装位置时，首先，应考虑其是否便于维护和检修。其次，还要考虑与相邻系统的联系，如与高压开关设备的连接，以及与其他二次回路的联系等。最后，还要注意尽量减少对相邻设备和人体的影响，避免产生不必要的干扰。在电力系统发生故障时，通过自动装置将故障信号发送到远端开关柜或控制回路。由于变电站的继电保护设备一般采用远方操作方式，因此，当线路发生接地、短路等事故时，值班员无法及时到达现场进行处理，而需要借助自动装置来发出报警信号以提醒其他人员进行处理。

4.2 继电保护的安装方式

目前，常用的有母线式、电缆式、插接式3种。其中，母线式和电缆式的安装比较方便，且不受空间限制，但需占用一定的通道，而且当母线上发生故障或事故，则有可能导致线路停电，甚至使其他系统受到严重威胁，所以，这种方式的缺点是比较明显的。而插接式的优点是结构紧凑、体积小，不占通道，同时可以提高系统的可靠性。但由于该方式采用分体接线的方式，增加了现场接线的工作量，给现场工作带来了一定的不便。另外，由于插接式的内部结构较复杂，如果出现故障，往往难以查找，从而增加维修工作量。因此，对于一些重要场所，如发电厂主变压器出线处，一般不宜采用此种方式，以免造成不必要的损失。

4.3 继电保护的保护范围

为了保证电力系统的可靠性和安全性，要求各电压等级的主变压器，均设置两套独立的电流互感器，即A相和B相，分别测量两相对地电流。这样，当A相或B相发生接地故障，都会通过各自的电流互感器，反映到调度所的控制室。此时，值班人员即可迅速判断出故障点。但是，若在正常运行情况下，人为地将A相或B相的电流互感器的二次绕组拆掉，则会使整个电力系统失去正常的监视，从而导致严重的误判。所以，无论是在正常运行还是非正常运行的情况下，都不允许拆除任何一套电流互感器。

5 结语

随着电力工业的飞速发展，电网结构不断优化，运行方式不断变化，继电保护的复杂程度也不断提高。目前，我国已投运的变电站中大部分采用单母线和两断路器接线形式，这种接线方式使得继电保护装置布置更加紧凑、安装位置更为灵活。同时，由于系统潮流和负荷的变化较大以及运行人员操作失误等人为因素的影响导致继电保护误动频繁发生；另外，由于设备的老化及故障点的增多导致部分设备出现动作异常现象。这些情况的存在对变电站的安全稳定运行造成了很大的威胁。因此，对老旧变电站进行改造势在必行。