唐 俊

(国网安徽省电力公司合肥供电公司，安徽 合肥 238000)

0 引言

新(扩)建变电站启动送电时，必须进行设备冲击试验和继电保护相量测试。由于很多新(扩)建变电站在竣工投产时暂无线路送出，无法通过带外界负荷的方法进行站内相量测试，因此可利用站内无功设备的负荷进行相关保护相量测试，达到与带外界负荷相量测试一样的效果，还可一次性完成所有保护相量测试工作。

1 启动范围

某电110 kV终端变电站主接线如图1所示。

图1 某变电站简化接线

其中110 kV 2号主变为新增设备，额定容量为50 MVA，联接组别为YNd11，两侧额定电压为110 kV和10.5 kV，高压侧520，500开关TA变比均为600/5，低压侧102开关TA变比为3 150/5。10 kVⅡ段母线出线4回，因暂无负荷，出线电缆均未接火。本次启动利用10 kV 2号电容器的无功电流测试主变差动保护相量，2号电容器组容量为5 004 kvar。2号主变配置微机型保护1套，各侧TA全星形接入。

启动范围见图1中虚框内部分：2号主变及102开关、分段100开关、10 kVⅡ段母线及压变、10 kVⅡ段母线全部出线开关、10 kV 2号电容器及130开关。

2 启动前准备工作

2.1 启动前应具备条件

新增2号主变及102开关、分段100开关、10 kVⅡ段母线及压变、10 kV 2号电容器及130开关均处冷备用，其中2号主变高压侧有载分接头置额定档，10 kVⅡ段母线全部出线均未接火，现场无任何地线；待启动设备安装、调试结束，工作人员全部撤离现场；一二次、远动、计量、通信等验收合格，均具备运行条件。

2.2 启动前应调保护定值

2号主变保护(包括正常运行定值、测相量专用定值)、分段100开关保护(对10 kVⅡ段母线冲击时保护投入，正常停用)、10 kV 2号电容器130开关保护、110 kV线路520及523开关保护、故障录波器等设备，均按调度正式定值单调整完毕，处于正常状态。

3 启动方案及步骤

3.1 启动方案

因10 kV所有出线均未接火，无送出负荷可供相量测试用。本次启动方案为：投入10 kV 2号电容器，利用无功设备的电流供相量测试用，同时因主变高压侧差动电流为520、500开关的和电流，为便于分析高、低压侧差动保护相量，采用520、500开关分别带2号主变负载进行相量测试。

这种启动方案简单易行，操作目的明确，便于现场人员对保护相量结果的分析判断。

3.2 启动步骤

启动步骤为：

(1) 拉开500开关；

(2) 合上5023闸刀；

(3) 将520开关转运行对2号主变冲击4次，正常后拉开；

(4) 将102开关及10 k VⅡ段母线、分段100开关、10 kVⅡ段母线全部出线开关、2号电容器130开关由冷备用转运行；

(5) 合上520开关(冲击2号主变第5次及10 kVⅡ段母线设备)；

(6) 将分段100开关、10 kVⅡ段母线全部出线开关、2号电容器130开关由运行转冷备用；

(7) 进行110 k VⅡ母线压变与10 k VⅡ段母线压变之间，以及10 kVⅠ，Ⅱ段母线压变之间的二次核相(异电源)，并确认正确；

(8) 将10 kV 2号电容器及130开关由冷备用转热备用；

(9) 用130开关对10 kV 2号电容器冲击合闸2次，然后拉开；

(10) 用130开关对10 kV 2号电容器冲击合闸1次(冲击2号电容器第3次)；

(11) 进行2号主变差动保护相量(520、102开关之间)测试，并确认正确；

(12) 合上500开关；

(13) 拉开520开关；

(14) 进行2号主变差动保护相量(500、102开关之间)测试，并确认正确；

(15) 拉开130开关(10 kV电容器转热备用)；

(16) 拉开102开关并转非自动；

(17) 将100开关转运行；

(18) 许可10 kVⅠ，Ⅱ段母线压变之间二次核相(同电源)，并确认正确。

4 保护相量分析

按启动送电的操作顺序来分析相关保护相量。

4.1 110 kV与10 kVⅡ母线压变之间二次核相

4.1.1 理论值

2号主变的联接组别为YNd11，即低压侧线电压超前高压侧线电压30°，其相量关系如图2所示，其中UAH，UBH，UCH分别为110 kV侧三相电压，Ual，Ubl，Ucl分别为10 kV侧三相电压。

图2 2号主变高低压侧电压相量图

利用余弦定理，可计算110 kVⅡ母线压变与10 kVⅡ段母线压变之间各相电压差(见表1)。

表1 2号主变高、低压侧相间电压的理论值 V

4.1.2 实测值

用电压表测量两侧电压，其实侧值如表2所示。因实测值与理论值基本一致，可判定2号主变绕组联接组别及电压二次回路的正确性。

4.2 10 kVⅠ，Ⅱ母线压变之间二次核相(异电源)

4.2.1 理论值

在不同电源分别带10 kV 2段母线时，2段母线同相电压之间会有一定的压差，压差大小取决于系统的运行方式。对本变电站接线来说，压差应在3～4 V。

表2 2号主变高、低压侧相间电压的实测值 V

4.2.2 实测值

实测结果如表3所示。因实测值与理论值基本一致，则可判定电压二次回路的正确性。

表3 10 kVⅠ，Ⅱ母线压变相间电压实测值(异电源) V

4.3 2号主变差动保护(520，102开关之间)相量

4.3.1 理论值

已知：10 kV 2号电容器组容量为5 004 kvar，110 kV，10 kV 额 定 电 压 为 110 kV，10.5 kV，520开关TA变比为600/5，102开关TA变比为3 150/5，则低压侧102开关二次电流

高压侧520开关二次电流

电容器为容性负荷，其本开关130二次电流超前电压90°。由于TA各侧极性都以朝向母线侧为基准(520开关TA在母线之前，现场极性朝向线路侧，与102开关极性统一为背向变压器)，则102开关电流为滞后本侧电压90°，520开关电流为超前本侧电压90°，其相量关系如图3所示。其中，UAH，Ual分别为110 kV，10 kV侧电压；IAH，IBH，ICH分别为 520开关三相电流；Ial，Ibl，Icl分别为102开关三相电流。

4.3.2 实测值

实测2号主变高低两侧电流幅值如表4所示，各侧电压电流负荷角与图3一致，520开关二次电流超前102开关二次电流同名相150°，同时2号主变差动保护装置显示各相差流值基本为0，则可判定520，102开关差动保护相量正确。

图3 2号主变高低压侧电压电流相量图

表4 2号主变高低两侧差动电流实测值 A

4.4 2号主变差动保护(500，102开关之间)相量

因500开关TA变比与520开关TA变比相同，且TA极性一致，均为背向2号主变，则500开关带2号主变时，500，102开关的相量理论值与4.3.1计算结果相同。实测值也与4.3.2基本一致，可判定500，102开关差动保护相量正确。因此，2号变差动保护相量全部正确，差动保护可投入运行。

4.5 10 kVⅠ，Ⅱ母线压变之间二次核相(同电源)

4.5.1 理论值

101开关运行，102开关拉开，10 kV 2段母线并列运行，理论上2段母线同相电压之间无压差。

4.5.2 实测值

实测结果如表5所示。因实测值与理论值基本一致，则可判定电压二次回路的正确性。

表5 10 kVⅠ、Ⅱ母线压变相间电压实测值(同电源) V

5 结语

随着电网建设的快速发展，新(扩)建变电站启动送电越来越多。本文中提出的启动方案操作目的明确，操作步骤简练，具有一定的代表性和典型性，可供现场参考。同时，带负荷测相量前进行理论值的计算和推导，使得相量实测时能提前做到心中有数；只要相量实测值与理论值一致，就能很快判断出保护相量的正确性，及时将相关保护功能投入，提高了工作效率和现场安全水平。

1 国家电力调度通信中心．电力系统继电保护规定汇编[M].北京：中国电力出版社，2000．