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摘要：现今电网, 无论从其规模、结构、新设备、新技术、新工艺的运用, 都在快速发展和变化, 如果与20年前相比, 则不可同日而语。而涉及新的输变电设备投产的一些方法, 却沿习应用至今, 几乎没有多少变化。那么它是否也应与时俱进? 甚至于原来就有什么遗漏或值得商榷的地方?这正是引起作者执笔阐述的想法，文中从新设备投运时应注意的那些问题做出分析，供大家参考。
关键词：输变电工程；相别确定；新设备投运；问题分析；
Abstract：Nowadays, grid, in terms of its scale, structure, new equipment, new technology, new technology application, in the rapid development and change, if compared with 20 years ago, it cannot be mentioned in the same breath. Due to a new power transmission and transformation equipment put into operation some methods used so far, but along the habit, almost does not change much. So whether it should also advance with the times? Even had any omission or questionable areas? This is caused by the writers on idea, the new equipment should pay attention to the problem to make an analysis, for your reference.
Key words：Power transmission project; phase identification; new equipment; problem analysis;
中圖分类号： TM131.6文献标识码： A文章编号：2095-2104（2012）
一.定相
在输变电工程建设中, 确定相别是一件非常重要的工作。在变电站, 相别首先是由主变压器来确定的。即面对主变压器的高压侧套管, 从左至右, 其引线依次被确定为A 相(黄色)、B 相(绿色)、C 相(红色)。再以此为基准, 根据主变压器的接线组别, 对应确定全站各级电压等级配电装置的相别, 着以相应的相色标记。其正确性, 在各级工程验收中, 都要作为一个重要的内容, 通过肉眼观察直接核对, 来进行验收。
变电站间的输电线路应保证与之相连接的各个变电站间的相别完全对应一致, 并按这一原则来核对其相别的正确性。对接入变电站的首条输电线路,要通过“定相”来直接确认它的相别, 对第二条及以后接入该变电站的输电线路, 可以通过本文第2 节所述的“核相”, 以间接的方法来确认它的相别。
定相工作虽然重要, 然而它常在以下的情况下被遗漏:
(1) 向末端变电站送电时, 由于定相工作应在送电前完成, 因此不会列入送电操作方案中; 又由于变电站的相别正确与否, 并不会立即影响安全及向该站用户供电。因此终端站的相别是否与系统相一致, 没有引起充分注意, 以至于定相工作因无人过问而被遗漏。
(2) 老的输电线路P进新建的变电站时, 常用核相代替了定相。输电线路两端的相别, 容易因设计的失误、输电工程和变电工程设计或施工中协调工作不到位、线路施工中换位或在耐张、断连杆塔处导线连接不正确等原因, 而与要求不相符。遗漏定相, 则失去了纠错的机会, 在运行中又不易被发觉, 以至于目前在少数35～ 110 kV 变电站, 其相别与系统相不一致, 造成管理上的混乱及潜在的安全隐患。至于220 kV变电站, 是否存在有与系统相别不一致的?因为这种现象在运行中, 特别在系统有故障时, 较易察觉, 当前暂无先例, 然而在220 kV 输变电工程中, 老输电线路P进新变电站时, 以核相代替定相的现象并不少见, 应予改进。定相方法有多种, 且较简单, 可因时因地置宜,本文从略。
二.核相
对已定过相的变电站, 其后接入的输电线路, 一般可以利用核相, 来间接确认其相别的正确性。核相通常用变电站两条母线上的PT (CV T ) 来完成。它有两个主要的步骤, 其一, 两组用来核相的PT 先在同一电源下自核一次, 然后它们在分别由变电站原电源和新投输电线路送来的电源供电的情况下, 互核一次。通过对自核和互核得到的数据进行分析, 判断该线路的相别是否正确。目前, 当再次利用已经用来核过相的两组PT核相时, 不少的送电方案中省略了核相工作中的第一个步骤, 即不再进行两组PT 间的自核。其理由是,“它们过去已经自核过了”。这是对核相工作, 特别是自核作用的误解。
其实, 核相是在PT 的二次侧进行的, 自核的目的是检验即将用于互核的那些二次线的端子间, 按照它们所标识的相别, 所存在的相位关系, 其实质是为本次核相获取必要的参照系或者是基准。它只适用于当前这一个核相点和当时的这一次工作, 也就是说, 这一组参照系或基准的应用, 是受到时空限制的。下次再利用这两组PT 核相, 时空已经变化, 即使地点不变, 然而时过境迁, 不能保证该处有关二次回路没有变动, 因此必须重新建立新的参照基准。当然, 在同一时间段内, 在同一个核相点, 由同一组工作人员, 持同一张工作票, 对相继投入的若干新线路核相时, 可以在第二条及以后的新线路的核相工作中, 省略自核。如果不按规定的要求而省略自核, 当核相点的二次回路的相别标识有错误时, 不难想象,会产生严重后果, 尽管这种巧合稀少, 然而对其潜伏的危害, 却不能视而不见。
三.冲击合闸试验
几乎各级调度规程都规定:“新建、改建、扩建的输变电设备在投运时, 应按有关规定进行冲击合闸试验”。这一条规定, 从文字意义上看, 被认为适合于所有的输变电新投设备, 当前, 实际上大多数调度也是这样执行的, 即对新投的主变压器、输电线路、断路器(开关)、电流互感器、电压互感器、母线等无一例外, 都进行了冲击合闸试验。其次, 冲击合闸试验被比较广泛地理解为一种耐压试验。
其实, 冲击合闸试验不是一种耐压试验, 而是一种工程交接试验。以主变压器为例, 除型式试验、出厂试验外, 在施工现场还进行了操作波、局部放电、泄漏、套管介损等一系列交接试验, 完全不需要进行所谓在额定频率、电压下的冲击合闸耐压试验。作为工程交接试验项目, 冲击合闸试验只适用于新投的主变压器和输电线路, 并各有其特定作用及相应内涵。对除此以外的新投输变电设备进行冲击合闸试验, 不但是多余的, 而且是无益的, 甚至对系统的稳定运行是不利的。比如,为了对新投开关冲电, 就必须倒成单母线运行, 而单母线的方式, 是一种不利于系统安全稳定的运行方式。对主变压器的冲击合闸试验, 是为了检验保护装置躲空载合闸涌流的能力, 因此从零起升压的变压器, 可以不进行这项试验。因为涌流与合闸角有关而存在分散性, 因此主变压器的冲击合闸试验要进行5 次。又由于主变压器在短时空载时, 可以暂停其强迫循环冷却装置, 因此现场可以利用这一机会, 通过主变空载时的声响, 来辨识内部有无夹件松动等异常情况。冲击合闸试验, 正好提供了这样一个契机。
对输电线路的冲击合闸试验, 是一种综合性的检验。包括观察或测试架空地线瓷瓶放电间隙是否放电及其对变电站内高频保护、载波通信的影响, 观察线路本身的电晕现象及绝缘瓷瓶的爬电现象, 空载线路充电功率以及末端电压翘尾现象等。试验时,应有专人守候在全线路的重要部位, 如大跨越、耐张及转角杆塔以及终端杆塔等附近。目前的情况是, 冲击合闸试验是按规定做了, 而上述观测工作却大多不到位, 使这一项试验带有一定的盲目性。
四.主变压器的送电
⑴冲击合闸试验在哪一侧进行
目前绝大多数在高压侧, 这是正确的。但也有的操作是: 中压侧冲击3 次, 高压侧再冲击2 次, 这正好印证了本文第3 节所述, 部分人将冲击合闸试验当成一种耐压试验的误解。另外, 从中压侧送电, 还潜在一个主变压器保护的灵敏度是否足够的问题。
⑵冲击合闸时主变压器高压侧的档位
目前有关规程未见统一规定, 一般情况下是放在事先确定的投运后应在的档位, 也带有一定的盲目性, 从躲涌流的概念出发, 冲击合闸时, 应使高压侧的线圈全部接入。对降压变压器一般应在第一档。
⑶带负荷调压变压器的切换开关, 在主变压器投运时, 应进行空载切换试验
这也是一个工程交接试验, 可惜目前有相当数量的主变, 包括220 kV 主变压器在投产时, 没有完成这一项十分重要的交接试验。
以降压变压器为例, 在主变空载时, 有载分节开关应从1→N , 再从N →1, 然后调至事先运行档位, 然后再带负荷进行其它相应工作及试运行。
⑷主变在试运的过程中, 重瓦斯应不应投信号
有关的规程几乎都做了肯定的规定。然而它只适合过去的情况。随着时间的推移, 当今无论是主变的结构、施工工艺、瓦斯继电器的动作原理, 都有了很大的变化。目前所有的主变压器几乎无一不是真空注油, 重瓦斯继电器也由过去的浮筒式、开口杯式改为挡板式。鉴于主变压器既是变电站最重要的、价值最高的设备, 也是施工难度最大、工期最长的设备, 并考虑到重瓦斯保护在主变压器内部故障时灵敏度相对较高的特点, 建议凡是真空注油的主变压器, 在其新投后的试运行期间, 重瓦斯保护应接入跳闸, 并修改相应规程规定。
五.线路保护校极性
按规程规定, 新投输电线路的继电保护装置, 要在带负荷的情况下, 校核其接线的正确性。某些方向保护, 比如零序功率方向保护, 校核时要参照该线路有功和无功的潮流方向。目前多数通用的方法是参照控制屏上的有功表和无功表, 岂知这两块表也是新安装的, 本身的方向也有待验证, 无疑这是不严谨的。正确的方法是应核对本站及相关各站的有关数据, 进行诸如“状态估计”类似的处理, 来确定本线路有功和无功功率的功率方向, 也可以在送电前进行计算以及参考自动化系统提供的“熟数据”。检验保护方向性的参照标准的确定, 应列入有关规程。
六.新设备投运时应尽量避免倒母线
当前, 新的输变电设备投运时, 都要专门腾出一条母线来, 将新投的设备单独接在这一条母线上, 以便对新投设备进行冲击合闸试验、校验保护的极性以及核相等。此时母联或分段断路器或合或分相当于是串接在新投设备与另一条母线中间的。
对于单母线分段接线的变电站, 腾空一条母线,无疑要将原已接入该母线上的输电线路和主变压器停止运行, 这样不但降低了供电可靠性, 甚至要对部分用户停电。
对双母线接线的变电站, 单母线运行方式不利于系统稳定, 在有些枢纽站甚至是不允许的。使新设备投运要么被迫推迟, 要么冒着较大的系统安全风险。从操作角度上看, 倒母线及恢复原运行方式, 使本来就比较复杂的新设备投运工作变得更加繁杂,增加了调度人员和变电运行人员的工作量, 也增加了误操作和操作中设备故障而带来的安全风险。然而, 实际上输变电新设备投运时, 在多数情况下, 其实是完全不需要倒母线的。
⑴为了进行冲击合闸试验而倒母线
目前其作用有两个, 其一是利用母联断路器来对新投的断路器进行冲击合闸试验; 其二是对其它新投设备如主变压器、输电线路等进行冲击合闸试验时, 由于往往伴随它们的继电保护装置的新投或二次回路的变更, 而这些保护装置在此前没有带运行负荷进行检验, 因此利用母联断路器的充电保护来作为后备。
如果据本文第4 节所述, 取消对新投断路器的冲击合闸试验, 以及参照本文7. 2 节将要提到的方案来替代母联断路器充电保护的后备作用, 对新投主变压器或输电线路进行冲击合闸试验时, 就不需要再倒母线。
⑵ 为了校保护而倒母线
按有关规程规定, 新投的继电保护装置, 要带负荷对其接线的正确性进行检测, 而电网中的一次设备又不能无保护运行, 因此为校保护而倒母线的主要目的, 就是要在校保护时, 借用母联断路器的充电保护作为新投设备的保护或后备保护。其实, 一般母联断路器的充电保护, 是一种非常简单的相间及接地故障的电流保护。现场可以有多种替代方案, 比如增设外加的类似电流保护, 甚至于可以采用性能更加完善的, 具有部分自检、自测、自校功能的便携式继电保护装置。另外, 由于目前220kV 线路的继电保护装置及其跳闸回路都有双重配置, 220 kV 主变压器除差动及重瓦斯两套主保护外, 还有多套后备保护, 对其中的一套临时进行简易的改动, 使其至少具有相当于母联充电保护的功能并不困难。当然, 无论是外加的保护装置, 还是经简易改动的保护装置, 都要在电流互感器一次侧升流,进行联动试验, 以保证其可靠性。在某些特殊情况下, 对于输电线路的保护装置, 由于其核对极性的时间一般很短, 还有一种更加直接的方法, 即利用本侧或对侧旁路断路器对线路先行充电, 证明线路良好, 经过总工程师批准, 可以完全不采用替代措施, 直接带负荷对保护装置进行校验。
⑶为了核相而倒母线
为了利用两组母线PT 核相所进行的倒母线,本文第2 节已有叙述, 其实也有部分替代方案。有些输电线路装有CVT , 可以利用其与一组母线PT 来核相, 以避免倒母线。如果新投输电线路两侧都无CVT , 则可以选择在对系统稳定影响较小的一侧变电站, 通过倒母线来核相。如果输电线路既无CVT , 两侧变电站都很重要, 则可以用直接的方法在送电前定相, 即用定相来替代核相。
七.输电线路互感参数实测
有关规程规定, 输电线路的参数, 应该实测, 无疑是正确的, 也是必须的。因为实测参数是继电保护整定计算、系统潮流、稳定、短路电流计算、状态估计、电压相量测量数据的运用等的基础参数。其中, 互感参数有一点特殊性, 它主要影响接地故障, 特别是接地保护的动作行为。然而这种影响不可预见的因素又比较多, 因而分散性非常大。比如它與接地的故障点有关系, 与接地故障发生时, 相关线路的状态有关系, 比如是否正在检修、地线分别挂在哪些位置等。它对接地保护的影响比较复杂, 目前主要防范保护的超越, 常见的措施是缩短零序电流和接地距离保护的速断, 即第一段。
目前, 由于电网的发展, 通道拥挤, 同杆并架以及平行线路的回路数日益增多, 一方面互感的影响更加明显, 另一方面由于多条线路同时停电的要求无法满足, 使互感的实测几乎不可执行, 目前有一种利用在人为制造的单相重合闸的过程中, 采用GPS同步测量技术在不停电的情况下测量互感的科技成果已见著报导, 然而用于工程实际, 尚有待时日。互感线路条数的增加, 也使某些相关的计算程序变得更加复杂甚至不能适应。
八.结论：
上述影响, 往往使某些新线路的投运, 陷入困境之中。鉴于互感的影响比较单一, 且实际的影响又因诸多不可预见的因素使之存在较大的分散性, 以及我们过去的防超越为主所采取的行之有效的措施;面对主网输电线路双高频保护配置以及主网稳定措施建立在高频保护快速切除全线路故障的现实和我们当前在互感问题上所遇到的困境, 我们的思维也应作一些调整。
关键词：输变电工程；相别确定；新设备投运；问题分析；
Abstract：Nowadays, grid, in terms of its scale, structure, new equipment, new technology, new technology application, in the rapid development and change, if compared with 20 years ago, it cannot be mentioned in the same breath. Due to a new power transmission and transformation equipment put into operation some methods used so far, but along the habit, almost does not change much. So whether it should also advance with the times? Even had any omission or questionable areas? This is caused by the writers on idea, the new equipment should pay attention to the problem to make an analysis, for your reference.
Key words：Power transmission project; phase identification; new equipment; problem analysis;
中圖分类号： TM131.6文献标识码： A文章编号：2095-2104（2012）
一.定相
在输变电工程建设中, 确定相别是一件非常重要的工作。在变电站, 相别首先是由主变压器来确定的。即面对主变压器的高压侧套管, 从左至右, 其引线依次被确定为A 相(黄色)、B 相(绿色)、C 相(红色)。再以此为基准, 根据主变压器的接线组别, 对应确定全站各级电压等级配电装置的相别, 着以相应的相色标记。其正确性, 在各级工程验收中, 都要作为一个重要的内容, 通过肉眼观察直接核对, 来进行验收。
变电站间的输电线路应保证与之相连接的各个变电站间的相别完全对应一致, 并按这一原则来核对其相别的正确性。对接入变电站的首条输电线路,要通过“定相”来直接确认它的相别, 对第二条及以后接入该变电站的输电线路, 可以通过本文第2 节所述的“核相”, 以间接的方法来确认它的相别。
定相工作虽然重要, 然而它常在以下的情况下被遗漏:
(1) 向末端变电站送电时, 由于定相工作应在送电前完成, 因此不会列入送电操作方案中; 又由于变电站的相别正确与否, 并不会立即影响安全及向该站用户供电。因此终端站的相别是否与系统相一致, 没有引起充分注意, 以至于定相工作因无人过问而被遗漏。
(2) 老的输电线路P进新建的变电站时, 常用核相代替了定相。输电线路两端的相别, 容易因设计的失误、输电工程和变电工程设计或施工中协调工作不到位、线路施工中换位或在耐张、断连杆塔处导线连接不正确等原因, 而与要求不相符。遗漏定相, 则失去了纠错的机会, 在运行中又不易被发觉, 以至于目前在少数35～ 110 kV 变电站, 其相别与系统相不一致, 造成管理上的混乱及潜在的安全隐患。至于220 kV变电站, 是否存在有与系统相别不一致的?因为这种现象在运行中, 特别在系统有故障时, 较易察觉, 当前暂无先例, 然而在220 kV 输变电工程中, 老输电线路P进新变电站时, 以核相代替定相的现象并不少见, 应予改进。定相方法有多种, 且较简单, 可因时因地置宜,本文从略。
二.核相
对已定过相的变电站, 其后接入的输电线路, 一般可以利用核相, 来间接确认其相别的正确性。核相通常用变电站两条母线上的PT (CV T ) 来完成。它有两个主要的步骤, 其一, 两组用来核相的PT 先在同一电源下自核一次, 然后它们在分别由变电站原电源和新投输电线路送来的电源供电的情况下, 互核一次。通过对自核和互核得到的数据进行分析, 判断该线路的相别是否正确。目前, 当再次利用已经用来核过相的两组PT核相时, 不少的送电方案中省略了核相工作中的第一个步骤, 即不再进行两组PT 间的自核。其理由是,“它们过去已经自核过了”。这是对核相工作, 特别是自核作用的误解。
其实, 核相是在PT 的二次侧进行的, 自核的目的是检验即将用于互核的那些二次线的端子间, 按照它们所标识的相别, 所存在的相位关系, 其实质是为本次核相获取必要的参照系或者是基准。它只适用于当前这一个核相点和当时的这一次工作, 也就是说, 这一组参照系或基准的应用, 是受到时空限制的。下次再利用这两组PT 核相, 时空已经变化, 即使地点不变, 然而时过境迁, 不能保证该处有关二次回路没有变动, 因此必须重新建立新的参照基准。当然, 在同一时间段内, 在同一个核相点, 由同一组工作人员, 持同一张工作票, 对相继投入的若干新线路核相时, 可以在第二条及以后的新线路的核相工作中, 省略自核。如果不按规定的要求而省略自核, 当核相点的二次回路的相别标识有错误时, 不难想象,会产生严重后果, 尽管这种巧合稀少, 然而对其潜伏的危害, 却不能视而不见。
三.冲击合闸试验
几乎各级调度规程都规定:“新建、改建、扩建的输变电设备在投运时, 应按有关规定进行冲击合闸试验”。这一条规定, 从文字意义上看, 被认为适合于所有的输变电新投设备, 当前, 实际上大多数调度也是这样执行的, 即对新投的主变压器、输电线路、断路器(开关)、电流互感器、电压互感器、母线等无一例外, 都进行了冲击合闸试验。其次, 冲击合闸试验被比较广泛地理解为一种耐压试验。
其实, 冲击合闸试验不是一种耐压试验, 而是一种工程交接试验。以主变压器为例, 除型式试验、出厂试验外, 在施工现场还进行了操作波、局部放电、泄漏、套管介损等一系列交接试验, 完全不需要进行所谓在额定频率、电压下的冲击合闸耐压试验。作为工程交接试验项目, 冲击合闸试验只适用于新投的主变压器和输电线路, 并各有其特定作用及相应内涵。对除此以外的新投输变电设备进行冲击合闸试验, 不但是多余的, 而且是无益的, 甚至对系统的稳定运行是不利的。比如,为了对新投开关冲电, 就必须倒成单母线运行, 而单母线的方式, 是一种不利于系统安全稳定的运行方式。对主变压器的冲击合闸试验, 是为了检验保护装置躲空载合闸涌流的能力, 因此从零起升压的变压器, 可以不进行这项试验。因为涌流与合闸角有关而存在分散性, 因此主变压器的冲击合闸试验要进行5 次。又由于主变压器在短时空载时, 可以暂停其强迫循环冷却装置, 因此现场可以利用这一机会, 通过主变空载时的声响, 来辨识内部有无夹件松动等异常情况。冲击合闸试验, 正好提供了这样一个契机。
对输电线路的冲击合闸试验, 是一种综合性的检验。包括观察或测试架空地线瓷瓶放电间隙是否放电及其对变电站内高频保护、载波通信的影响, 观察线路本身的电晕现象及绝缘瓷瓶的爬电现象, 空载线路充电功率以及末端电压翘尾现象等。试验时,应有专人守候在全线路的重要部位, 如大跨越、耐张及转角杆塔以及终端杆塔等附近。目前的情况是, 冲击合闸试验是按规定做了, 而上述观测工作却大多不到位, 使这一项试验带有一定的盲目性。
四.主变压器的送电
⑴冲击合闸试验在哪一侧进行
目前绝大多数在高压侧, 这是正确的。但也有的操作是: 中压侧冲击3 次, 高压侧再冲击2 次, 这正好印证了本文第3 节所述, 部分人将冲击合闸试验当成一种耐压试验的误解。另外, 从中压侧送电, 还潜在一个主变压器保护的灵敏度是否足够的问题。
⑵冲击合闸时主变压器高压侧的档位
目前有关规程未见统一规定, 一般情况下是放在事先确定的投运后应在的档位, 也带有一定的盲目性, 从躲涌流的概念出发, 冲击合闸时, 应使高压侧的线圈全部接入。对降压变压器一般应在第一档。
⑶带负荷调压变压器的切换开关, 在主变压器投运时, 应进行空载切换试验
这也是一个工程交接试验, 可惜目前有相当数量的主变, 包括220 kV 主变压器在投产时, 没有完成这一项十分重要的交接试验。
以降压变压器为例, 在主变空载时, 有载分节开关应从1→N , 再从N →1, 然后调至事先运行档位, 然后再带负荷进行其它相应工作及试运行。
⑷主变在试运的过程中, 重瓦斯应不应投信号
有关的规程几乎都做了肯定的规定。然而它只适合过去的情况。随着时间的推移, 当今无论是主变的结构、施工工艺、瓦斯继电器的动作原理, 都有了很大的变化。目前所有的主变压器几乎无一不是真空注油, 重瓦斯继电器也由过去的浮筒式、开口杯式改为挡板式。鉴于主变压器既是变电站最重要的、价值最高的设备, 也是施工难度最大、工期最长的设备, 并考虑到重瓦斯保护在主变压器内部故障时灵敏度相对较高的特点, 建议凡是真空注油的主变压器, 在其新投后的试运行期间, 重瓦斯保护应接入跳闸, 并修改相应规程规定。
五.线路保护校极性
按规程规定, 新投输电线路的继电保护装置, 要在带负荷的情况下, 校核其接线的正确性。某些方向保护, 比如零序功率方向保护, 校核时要参照该线路有功和无功的潮流方向。目前多数通用的方法是参照控制屏上的有功表和无功表, 岂知这两块表也是新安装的, 本身的方向也有待验证, 无疑这是不严谨的。正确的方法是应核对本站及相关各站的有关数据, 进行诸如“状态估计”类似的处理, 来确定本线路有功和无功功率的功率方向, 也可以在送电前进行计算以及参考自动化系统提供的“熟数据”。检验保护方向性的参照标准的确定, 应列入有关规程。
六.新设备投运时应尽量避免倒母线
当前, 新的输变电设备投运时, 都要专门腾出一条母线来, 将新投的设备单独接在这一条母线上, 以便对新投设备进行冲击合闸试验、校验保护的极性以及核相等。此时母联或分段断路器或合或分相当于是串接在新投设备与另一条母线中间的。
对于单母线分段接线的变电站, 腾空一条母线,无疑要将原已接入该母线上的输电线路和主变压器停止运行, 这样不但降低了供电可靠性, 甚至要对部分用户停电。
对双母线接线的变电站, 单母线运行方式不利于系统稳定, 在有些枢纽站甚至是不允许的。使新设备投运要么被迫推迟, 要么冒着较大的系统安全风险。从操作角度上看, 倒母线及恢复原运行方式, 使本来就比较复杂的新设备投运工作变得更加繁杂,增加了调度人员和变电运行人员的工作量, 也增加了误操作和操作中设备故障而带来的安全风险。然而, 实际上输变电新设备投运时, 在多数情况下, 其实是完全不需要倒母线的。
⑴为了进行冲击合闸试验而倒母线
目前其作用有两个, 其一是利用母联断路器来对新投的断路器进行冲击合闸试验; 其二是对其它新投设备如主变压器、输电线路等进行冲击合闸试验时, 由于往往伴随它们的继电保护装置的新投或二次回路的变更, 而这些保护装置在此前没有带运行负荷进行检验, 因此利用母联断路器的充电保护来作为后备。
如果据本文第4 节所述, 取消对新投断路器的冲击合闸试验, 以及参照本文7. 2 节将要提到的方案来替代母联断路器充电保护的后备作用, 对新投主变压器或输电线路进行冲击合闸试验时, 就不需要再倒母线。
⑵ 为了校保护而倒母线
按有关规程规定, 新投的继电保护装置, 要带负荷对其接线的正确性进行检测, 而电网中的一次设备又不能无保护运行, 因此为校保护而倒母线的主要目的, 就是要在校保护时, 借用母联断路器的充电保护作为新投设备的保护或后备保护。其实, 一般母联断路器的充电保护, 是一种非常简单的相间及接地故障的电流保护。现场可以有多种替代方案, 比如增设外加的类似电流保护, 甚至于可以采用性能更加完善的, 具有部分自检、自测、自校功能的便携式继电保护装置。另外, 由于目前220kV 线路的继电保护装置及其跳闸回路都有双重配置, 220 kV 主变压器除差动及重瓦斯两套主保护外, 还有多套后备保护, 对其中的一套临时进行简易的改动, 使其至少具有相当于母联充电保护的功能并不困难。当然, 无论是外加的保护装置, 还是经简易改动的保护装置, 都要在电流互感器一次侧升流,进行联动试验, 以保证其可靠性。在某些特殊情况下, 对于输电线路的保护装置, 由于其核对极性的时间一般很短, 还有一种更加直接的方法, 即利用本侧或对侧旁路断路器对线路先行充电, 证明线路良好, 经过总工程师批准, 可以完全不采用替代措施, 直接带负荷对保护装置进行校验。
⑶为了核相而倒母线
为了利用两组母线PT 核相所进行的倒母线,本文第2 节已有叙述, 其实也有部分替代方案。有些输电线路装有CVT , 可以利用其与一组母线PT 来核相, 以避免倒母线。如果新投输电线路两侧都无CVT , 则可以选择在对系统稳定影响较小的一侧变电站, 通过倒母线来核相。如果输电线路既无CVT , 两侧变电站都很重要, 则可以用直接的方法在送电前定相, 即用定相来替代核相。
七.输电线路互感参数实测
有关规程规定, 输电线路的参数, 应该实测, 无疑是正确的, 也是必须的。因为实测参数是继电保护整定计算、系统潮流、稳定、短路电流计算、状态估计、电压相量测量数据的运用等的基础参数。其中, 互感参数有一点特殊性, 它主要影响接地故障, 特别是接地保护的动作行为。然而这种影响不可预见的因素又比较多, 因而分散性非常大。比如它與接地的故障点有关系, 与接地故障发生时, 相关线路的状态有关系, 比如是否正在检修、地线分别挂在哪些位置等。它对接地保护的影响比较复杂, 目前主要防范保护的超越, 常见的措施是缩短零序电流和接地距离保护的速断, 即第一段。
目前, 由于电网的发展, 通道拥挤, 同杆并架以及平行线路的回路数日益增多, 一方面互感的影响更加明显, 另一方面由于多条线路同时停电的要求无法满足, 使互感的实测几乎不可执行, 目前有一种利用在人为制造的单相重合闸的过程中, 采用GPS同步测量技术在不停电的情况下测量互感的科技成果已见著报导, 然而用于工程实际, 尚有待时日。互感线路条数的增加, 也使某些相关的计算程序变得更加复杂甚至不能适应。
八.结论：
上述影响, 往往使某些新线路的投运, 陷入困境之中。鉴于互感的影响比较单一, 且实际的影响又因诸多不可预见的因素使之存在较大的分散性, 以及我们过去的防超越为主所采取的行之有效的措施;面对主网输电线路双高频保护配置以及主网稳定措施建立在高频保护快速切除全线路故障的现实和我们当前在互感问题上所遇到的困境, 我们的思维也应作一些调整。