摘要：文章对邕宁县35kV变电所一期农网改造后，在运行中出现的保护拒动或误动、改造不够完善、保护配合、无功补偿等几个突出问题进行分析，并提出解决措施，以确保电网安全、稳定运行，提高供电质量和供电可靠性。
关键词：设备状况 保护设置 问题探讨
一期农网改造后，农村电网结构发生了根本性变化。邕宁县根据"小容量、密布点、短半径"的原则和"安全可靠、技术先进"的发展方向，新建及改造了10个户外式小型化变电所及7个常规变电所。进一步提高了变电所的综合自动化水平及可靠性，但在运行中，也出现了诸多不容乐观的问题，有待进一步完善，较突出的问题有：
(1) 新型设备技术性能不够稳定，致使保护拒动或误动：
据调度每月事故停电统计，一期网改后，由于10kV真空重合器的保护控制部分而引起的故障高达40多次。10kV线路经常反复跳闸，致使用户用电质量得不到保障，出现了网改后，供电可靠性反而下降的现象。邕宁县35kV户外式小型化变电所，设计时10kV进线开关设置定时限式电流速断、电流过流保护，10kV出线侧采用反时限过电流保护。按理当10kV线路故障时，10kV出线开关应能可靠动作，切除故障电流。
但在实际运行中，常常10kV线路故障，出线开关不动作，反而后备保护动作，跳开10kV进线开关。有时在线路无故障，天气状况良好的情况下，还会莫明其妙地乱跳闸又重合成功。通过对新型设备的学习、分析以及与厂家的咨询，反复地试验调试，发现采用的新型设备技术性能还不够稳定，选取的反时限曲线不按规定的曲线变化，致使保护无法配合，且还出现保护控制面板输入数据自动变异的现象。经与厂家协商，我们将反时限过电流保护改为定时限式电流速断，电流过流保护，改变后，保护误动问题基本消除。并建议将重合器的控制保护部分用电缆引至户内，避免因户外环境因素的影响而造成控制面板不能正常工作的现象。
(2) 常规变电所10kV部分改造不够完善，影响变电所的正常运行：
由于资金问题，我县几座20世纪70年代建成的简陋变电所只改造了35kV部分，10kV仍采用老式成套少油开关柜。10kV进出线保护均采用GL-15型反时限电流继电器，其动断触点，长期通过二次电流，接通电流继电器线圈回路，而动合触点直接起动脱扣器线圈。运行时间过长，造成动断触点发热氧化，加上触点弹片材料长期使用而屈服强度系数下降，致使动断触点接触不良，而动合触点在分离过程中，容易拉弧烧坏，致使二次电流回路开路，从而造成线路故障保护拒动的现象。
同时由于10kV进出线的保护方式一样，且在设计原理上存在缺陷，10kV进线保护所配置的无时限电流速断，其保护范围伸入下一级10kV出线的保护范围内，时间上又无法互相配合，当在相同保护范围内发生故障，故障电流足够大，同时启动脱扣器时，出现进出线开关同时跳闸的现象。在二期网改中，应对这些变电所进一步改造，更新为高灵敏性和可靠性的微机保护，以适应现代化电网的要求。
(3) 主变35kV侧保护配合存在的问题：
(4) 户外式变电所10kV出线虽然设置了小电流接地保护，但却没有发挥真正作用：
农村线路单相接地短路是最常见的故障，虽然小电流接地系统在单相接地时可继续运行1～2h，但长期运行时，由于故障的两相对地电压升高1.732倍，可能在绝缘薄弱处引起击穿或继续造成短路，或使电压互感器铁心严重饱和，导致电压互感器严重过负荷而烧毁。由于我们大多数变电所无专职值班员，为了防止故障的进一步扩大，在设计时，我们采用了单相接地延时跳闸的保护，但保护投入后，反而引起线路频繁跳闸。通过分析，10kV出线真空重合器采用的是零序电流保护，利用故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大的特点来实现选择性保护。其零序电流与过电流采样于同一电流互感器，变比较大，在数据采集时，由于电流互感器及零序电流传感器的误差，以及设备、电容放电、不能克服不平衡电流等方面的影响，易发生保护误动现象。建议采用如下解决方案：
①在10kV母线上安装单相接地绝缘监视装置，利用接地后出现的零序电压，动作于电压继电器，发出接地信号，然后由运行人员进行拉路试验，判断故障线路；
②零序保护作用于跳闸回路改为发接地信号，并将信号引回中央信号屏，直接判断故障线路；
③在二期网改中，引入新技术，应用独立的小接地电流选线装置，将小电流系统所有出线引入装置进行判断及选线，正确判别或切除故障线路。
(5) 无功补偿装置存在的问题：
电压是电能质量的重要指标之一，而无功补偿装置的配置对提高电压合格率和降低线损至关重要。目前，我们在变电所10kV母线上安装了集中电容补偿装置，按主变容量10%进行补偿，无分级投切。当母线电压达到额定值的1.1倍时，负荷开关延时切除补偿电容器组，而当母线电压下降至额定值的0.95倍时，负荷开关延时投入补偿电容器组。在实际运行中，由于无功补偿容量较大，变电所母线电压不可能低于0.95Ue，根据电压质量标准，10kV母线电压允许偏差标准为0%～7%，因此，当母线电压下降至额定值Ue时，需值班人员及时发现并手动投入，没有真正发挥自动补偿的作用。应对电容器组进行分级投切，并根据各变电所实际情况调整负荷开关的投切定值，使其真正起到自动投切的作用。
