前言
张铁匠巡视操作队下辖5座一次变，其中杏北、杏南、龙河一次变为单电源供电，另一电源进线备用的开网运行方式，除杏南一次变110kV同南线309采用光纤纵差外，其他油田侧进线开关均未装设保护。据统计，仅2014-2016年，杏北、龙河、杏南这三座变电站，因方式调整、配合庆调侧检修、变电站和线路检修及事故处理等原因，电源进线开关合解环操作年均达31次/年。110kV变电站进线开关合解环操作，受到保护配备、运行方式和系统潮流分布等因素影响，操作的安全风险和经济风险都非常大。这些年来，我们有针对地制定安全措施和反事故措施，创新操作模式，对110kV变电站电源进线开关合解环操作的风险实现较好控制。
一、110kV变电站开网运行电源进线开关合解环操作的风险分析
电源进线开关进行合解环操作，其风险主要包括经济风险和安全风险。以杏北一次变“110kV锋北线606开关合环，110kV同北线607开关停电”操作为例（图1）。其主要风险在于：
1、110kV锋北线606开关合环操作时，606开关未合上或合闸不到位，导致非全相合闸。110kV同北线607开关解环操作，造成全所停电或非全相运行。
2、110kV锋北线606和110kV同北线607均无保护，两电源进线合环期间，若同北线或锋北线某一线路发生故障，将导致同北变侧9731和先锋变侧8641开关同时跳闸，造成杏北一次变全所停电。这种情况下，杏北备电自投装置因两条电源线路都失电不会动作，而同北和先锋侧跳闸开关9731和8641，因为故障点一直存在，重合闸无法成功。由此可见，两条电源进线合环时间越长，供电可靠性越低，安全风险也越大。
3、当电源进线合环操时，受压差、负荷和系统潮流分布的影响，红旗和先锋系统间存在较大的穿越功率，会导致进线通过功率超过额定值。如杏北一次变进线CT变比为400/5，但是在合环过程中，环流基本在450—500A之间，若合环时间过长，将导致CT严重饱和，相关设备过载运行。
另外，油田采用两步电费制，电源进线合环时间越长，最大需量发生的可能性就越大。可以说，电源进线开关的合切之间，往往伴随着几万甚至几十万元的巨大经济损失风险。
二、110kV变电站开网运行电源进线开关合解环操作的风险控制
开网运行进线开关合解环操作的风险控制，主要在于保证合环开关确实合闸完好，在保证安全的前提下，合解环时间越短，操作的安全风险和经济风险就越低。杏北一次变“110kV同北线607停电”的主要操作动项见表1。
由表1——操作票可见，2-4、6-7共5个检查项是监控系统潮流分布，检查设备合闸状态的关键。但是，在实际操作中，第4项检查“606开关在合位”，需从岗上进入开关场检查设备，再回到岗上继续下一步解环操作，在保证安全和操作质量的前提下，实际执行起来最快也要在10分钟以上。该操作项执行时间过长，也是电源进线开关合解环操作风险的根源所在。针对这种情况，张铁匠巡视操作队制定了以下针对性控制措施：
1、当电源进线开关操作时，采取“三人操作法”，在传统两人监护操作的前提下，增设一名经验丰富的辅助操作人员。两名主要操作人在岗上进行合环操作后，立即检查两电源进线电流，对潮流进行初判断。经验丰富的辅助操作人员，在现场根据分合闸指示器、机构位置等，检查开关实际位置和相关设备的运行状态。并通过对讲机向主要操作人员讲明合环开关实际位置、状态。主要操作人员通过综合判断，决定是否解环。解环操作后，主要操作人员和辅助操作人员要共同再次检查设备状态。操作方式创新，将电源进线的合解环操作，控制在了3分钟以内完成。
2、合环开关电流表无指示，辅助操作人员同时发现合环开关有异常。则立即汇报油田网调，根据油田网调指令，立即断开合环开关。
3、当合环开关无电流，辅助操作人员检查开关位置指示正确、无异常时，应观察合环开关有功、无功功率表指示和电度表指示，并检查另一电源进线电流有无明显变化，并汇报油田网调，防止表计不准影响判断。
4、若解环开关电动无法分闸操作时，应立即汇报油田网调，在油田网调指令下，尽快将故障开关手动分闸解环。
5、电源进线装有备电自投装置的变电站，操作时应根据实际情况，考虑备电自投装置压板的调整。
6、合解环操作时，应和油田网调保持通讯畅通。
三、结束语
110kV变电站开网运行的电源进线合解环操作看似简单，但因受系统影响较大，往往蕴含着很大的安全风险和经济风险。一旦操作出现问题，造成的损失和影响也特别严重。作为运行人员，我们通过创新操作模式，制定针对性措施，较好地实现了风险控制，切实保障了油田电网的安全、经济、平稳运行。
论文作者:张良
论文发表刊物:《电力设备》2017年第10期
论文发表时间:2017/8/8
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