拟定新设备启动的要点分析

1 引言

输变电设备接入电网系统运行前必须要根据编制的启动方案执行冲击启动，方案拟定是否正确、完备，是否合理、科学等都将直接影响电网的安全运行。根据多年来电网调度运行管理经历，总结了拟定启动方案中一些注意要点。

2 线路

按照冲击输电线路和配电线路，逐一分析。

输电线路 出线开关、保护为老开关、老保护。要求为可靠的二级保护，本线路保护可作为一级，同时上一级保护相配合。问题是如何实现上一级保护相配合?必须考虑的是方式调整，空出母线和线路，以110kV启乐线为例，如图一所示，将由汇启线冲击启乐线，启东变110kV为单母线带旁母接线方式，只能通过35kV电源转供负荷空出正母线和汇启线。并且这一方式调整应提前作好，根据实际情况和启动委员会的意见要求，可于前一日执行完毕。汇龙变汇启711线保护与启东变启乐751线保护上下级配合好，重合闸均停用，避免新线路有故障缺陷时再次受到故障电流的冲击。

如图一

冲击线路共三次，第一次为5分钟，第二、第三次均为3分钟，每次冲击后均要有输变电工区、施工部门负责人分散于线路上检查线路运行情况，有无异声、放电声等，遇异常，及时汇报总负责人。为考虑下一步所供的变电所设备冲击作好准备，第三次冲击中将带着所供的新变电所进线系统设备一并进行。

配电线路充电 配电线路不同于输电线路，特点为线路上有分散负荷，充电时，如果线路相序不正确，将直接导致用户电动机反转，属破坏性充电，根据实际情况应派人选定若干用户电动机监视，遇有情况及时与变电所联系，拉开该路开关。在变电所穿墙套管外侧与第一台配变之间遇有转角杆处重新调整相序。

3 主变

可利用已冲击的开关或老开关冲击主变。如图二所示。

图二

冲击前 保证具备可靠的二级保护，主变保护核对并启用，各侧复压闭锁过流跳规定开关的定值及时间根据实际情况缩小为相应值，保证保护正确动作，重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，核对电压档位，试验人员应将测量主变冲击电流录波的电流回路接入主变高压侧电流回路端子排上，每次冲击后，即合闸主变开关的瞬间同步进行测试冲击电流录波，一定要保持同步性，这样才能检测到，如果稍滞后将失去检测的机会，无法检查电流波形。主变高压侧中性点有接地刀闸的，须将接地刀闸合上，平时正常运行期间合、切空载主变时合接地刀闸时由现场操作人员掌握，投运时，应由调度发令掌握，保证冲击过程中零序电流电压过限操作过电压而损坏主变。

冲击过程 空载冲击共5次，第一次10分钟，其余均5分钟，检查主变有无异声及放电，检测差动保护躲过励磁涌流的能力。新规程再次规定，第一次冲击时间可缩短为5分钟，冲击后较短的时间内无故障异常，就属主变投运正常。最后一次冲击前将低压侧开关一并冲击，以用作冲击低压侧母线配电装置用，若母线侧没有刀闸的只能将开关改到热备用。

有些人往往认为冲击主变次数太多，时间延续长，安装施工人员以及参与启动的相关人员总认为调度运方编制的方案过于繁琐，考虑过于复杂，没必要，送上去成功不跳闸及没有异常就行。其实，每次冲击时刻位于正弦波的不同点，具有不确定性，关键的一点为励磁涌流不同，在一个正弦波的不同时段必须检测主变差动保护躲过励磁涌流的能力，严防在正常带负荷期间操作送电过程中因定值躲不过实际励磁涌流而造成不必要的误动作，危及电网正常运行和安全稳定。

冲击35kV及以下主变时，对无载调压主变，高压侧档位选定与实际电网电压相近，对有载调压主变，选择与实际电网电压比较，选定额定档、最高档、过励磁5%档分别进行。冲击110kV及以上主变时，因现场很难实现零值升压，通常采用中压侧电源和高压侧电源。中压侧冲击三次，正常后最后再用高压侧冲击二次。

冲击后相关调整 冲击结束后，主变及上级二级保护定值改为正常定值，新线路的重合闸仍停用，因为新设备的运行是否正常尚有不确定性。

有载调压主变空载调档试验 投运前须进行空载调档试验，检查各档位调节过程中档位间电阻接触情况，因要记录电压，待低压侧母线及附属设备、压变等充电正常运行后方可进行。调档过程中运行人员记录电压，与铭牌档位值比较，计算误差值是否在范围内。对电压档位较多的要经过计算分析，并与实际电网电压比较后确定调档范围，切忌从最低档(Ⅰ档)至最高档每档都调，有的高档与低档间电压值相差可达2000V，调节至低档位，实际电网电压与低档位电压相差太多，过励磁远超过5%，甚至达到10%，空载励磁电流偏大，引起铁芯过度发热而导致主变损坏。

主变差动保护带负荷试验 主变是电网系统中的主设备，运行正常与否直接关系到电网安全稳定，其中差动保护电流回路接线正确性尤其关键，带负荷后必须进行试验，重视这一环节。如图三所示。

图三

重视带负荷前差动保护停用关 差动回路接线较复杂，而在安装施工调试过程中通过一次升流也很难明确检测，只能依赖正式投运带负荷后进行。带负荷前，差动保护停用，若不停用，当接线错误时负荷电流二次值直接变成流过差动保护电流回路的差电流，差动保护动作，主变各侧开关跳闸，造成事故。

重视带负荷后检测接线正确关 主变带负荷后调度通知变电所现场继电保护测试人员进行该项试验，继保人员应认真检测，测量负荷电流相量和继电器或电流回路的差电压，并认真分析，经小组人员分析计算一致认为正确无误后方可汇报调度，差动保护才可启用。

主变差动保护带负荷试验中需要的负荷要求 如果一项输变电工程一次性全部完成竣工投运，很顺利待低压侧带上足够负荷时进行，保证检测时对电流和差电压数据分析不模糊不清、模棱两可等。有的微机保护装置虽有一定的测量精度，如果负荷电流偏低，容易干扰测试的正确性。方向性线路保护中有同样的问题。负荷偏低时，调度运方应提前安排通过10kV联络转供、调节主变电压档位的同时将母线电容器投入等措施。如果某项输变电工程分若干阶段启动完成，阶段间连贯性、启动项目的不遗漏性等都是要求在拟定启动方案中注意的地方。如果第一阶段中只启动电源进线和变电所内部分，所供出线因施工、材料等原因有待下阶段进行，差动保护带负荷试验和电源进线保护试验按照公司要求尽可能完成项目多些，考虑用带电容器电容电流作负荷电流完成试验，是一种很理想很可信的方法，在不带出线感性等实质性负荷的情况下将数台全容量电容器一次性全部投入，因容升现象较突出，将母线电压抬得很高，采取的措施是调低主变电压档位，尽可能满足实际运行电压规定范围需要，如图四所示。

重视差动保护试验差动回路测试项目全面关和正确关 对两绕组主变，根据变压器绕组接线组别和负荷电流，用相位表测量各侧电流、电压及之间相位。对三绕组主变，分别进行高到中压侧送电和高到低压侧送电，不能同时送电进行，因三者之间的相位关系不易直接判断出差动回路接线和极性是否正确。对内桥接线，不能遗漏经内桥开关送电的一种方式中主变差动保护带负荷试验。

图四

4 电容器

以往只将电容器充电一次，等同出线，将欠电压和过电压保护停用。不该将两项保护停用，充电过程中直接检验欠电压和过电压保护能力，停用后无法说明。按照设备预防和交接试验规程要求，因交接试验中无法模拟投运时的接线安排，放于投运时冲击三次，每次冲击后，检查电容器运行情况，熔断器不应熔断，测量电容器各相电流差值不超过5%和零序电压，拉开开关后间隔3分钟后方可进行下一次冲击，待电容器尽可能放电尽。因一次熔丝易熔断，现场应有备件，避免启动因某一细小因素而中断，有时需电容器电容电流进行主变差动保护带负荷试验，如电容器投不上接下去的试验无法进行。电容器及放电PT接线正确性一定要在投运前得到验收和校核，杜绝因启动中因接线错误电容器差电压保护动作跳闸干扰正常步骤。

5 核相

供电的不间断性是电网发展的要求，合解环调电源、10kV“手拉手”联络供电已相当普遍，核相必不可少，杜绝未经核相合环造成短路故障跳闸事故。核相可分为二次核相和一次核相。

二次核相 以压变二次侧间为例，进行同一电源和不同电源分别核相均正确，以前的做法和指导思想只要保证这两个步骤均实施，不分先后，怎样方便怎样简捷操作少就行。正确的方法是先同一电源，检查压变接线正确，才能足够的依据后不同电源。若相位不正确，调整线路、变电设备相位后中只进行不同电源间复核相，否则要完全重新开始，并且很模糊分析不出是压变接线错误还是实际线路或变电设备间连线相位问题。

所用变间核对相序也要进行，虽然所用变间不会出现合环调电，但对单电源内桥接线的35kV变电所核相，电源进线上只有B相上有压变，只有通过所用变间核相。

一次核相 一次核相是我公司近几年才开展的，经过反复考察研究分析，借鉴上海电气安装电缆工程队长期可靠经验。原先无论实际方式状况，均采用二次核相，若10kV联络间不同电源核相，也要通过出线倒供电母线，将母线上其余出线停电，不适应目前实际电网发展。一次核相作用很大，实用性。如图五所示。

图五

停用出线重合闸，各自送电至联络开关处，在联络刀闸线路侧核相，每相必核相，不能凭相当然，只核部分。正确后，进行环路试验，如果上级或上上级也为异电源，调整相关保护重合闸后合环，因联络处常安装计量，通知计量核对相序，解环于其中一变电所处，检查潮流情况。

城镇线路入地后电缆环网柜间核相也很重要，因无一次核相接触处，又存在一次核相中的二次核相，通过联络处在带电显示器上感应核相，核相仪轻便，随环网柜设备而定。

6 结论

新设备启动必须严格按调度规程中启动原则实施，同时又要根据现场实际情况不断完善，真正保证接入系统的新设备正常可靠投运。