变电站全停故障状态下应急运行方式研究

刘明君，尹茂林，林 山，杨 福

（国网山东省电力公司济南供电公司，山东 济南 250011）

0 引言

随着电气革命的深入推进以及信息化社会全面发展，电力作为支撑电气信息革命和网络与信息化社会发展的首要能源，其供电可靠性直接影响人们对便捷的信息化社会的体验以及社会全面发展成果的享受。特别是随着国家电力体制改革的深入推进和国家电网有限公司的自我革新转型之后，创造性地提出了建设“三型两网，世界一流”战略目标［1］，这一战略目标对电网持续不间断地提供优质安全可靠的电力能源以及更好地服务广大电力用户提出了更高的要求。

随着电网规模的不断扩大，电力电子元件的广泛应用、新能源的大规模接入以及复杂的电网运行环境，电网出现故障在所难免，因此，故障发生后如何短时间内恢复用户供电显得尤为重要。

目前，针对发生概率较大的单相接地故障，架空输电线路发生故障跳闸后，可利用重合闸技术恢复供电［2］。对于架空线和电缆混合的输电线路则需要停用重合闸，导致无法通过重合闸恢复输电线路供电，此时，调度员一般利用故障录波、输电线路参数、故障处理经验等信息决定是否实施强送，强送成功则恢复供电，否则会继续停电，从而造成负荷损失。而对于全电缆线路、故障点发生在电缆范围内等按照调度规程不能强送的线路［3］，则需通过其他方案恢复负荷。因此，必须提前制定负荷恢复预案以提高故障处理效率和负荷恢复速度。

基于某地区电网实际运行情况，以市区220 kV A 站全停故障为例，提出了一种利用中压侧反带主变压器恢复低压侧负荷的应急运行方案，大大缩短负荷恢复时间，提高负荷恢复效率，并从继电保护配合、负载验证、电压验证3 个方面验证了所提方法的可行性，为处理220 kV A 站全停故障以及处理类似故障提供了一种切实可行的处理方案。

1 问题提出

1.1 变电站全停故障处理一般方法

在实际电网运行中，当上一级电源失电导致变电站全停，10 kV 配电网的负荷恢复一般按照以下方式进行：1）拉开主变压器10 kV 侧所有出线开关；2）将10 kV 侧出线由手拉手线路调出；3）将10 kV双电源用户调出、不能调出的由手拉手线路反带母线视情况恢复。但是此方案存在负荷恢复速度慢这一缺点。首先，一座变电站中10 kV 出线大多为20～30 条，逐一拉开10 kV 侧所有出线开关费时费力；其次，在进行手拉手线路负荷调出的操作中还需操作人员现场的配合，同样会存在负荷恢复慢的弊病；最后，还需要核实双电源用户是否已经转供，未转供的负荷通过手拉手线路反带10 kV 母线恢复，这一操作过程繁琐低效、难以快速恢复负荷。因此，迫切需求寻找一种变电站全停故障状态下的负荷快速恢复方案。

变电站中110 kV 系统所带负荷大多是110 kV变电站或高压工业用户，当110kV 系统失电时，110 kV变电站可备投至其他变电站供电，而高压工业用户一般自备电厂或双电源供电，一般不会损失负荷。

1.2 变电站全停故障处理应急方案

上述变电站全停故障状态下的负荷恢复方案，在恢复过程中，除了操作10 kV 出线开关、联络开关外，还需恢复双电源用户，制定10 kV 线路反带母线恢复负荷的方案，且由于10 kV 线路所带负荷有限，还必须考虑有序用电。此种处理方案费时费力且收效甚微。220 kV 变电站（降压站）多为三绕组变压器，可利用变电站中110 kV 线路反带主变压器对10 kV 系统恢复供电，该方案不用对10 kV 线路进行任何操作，方便快速。

以某地区电网220 kV A 站为例详细阐明变电站全停故障状态下故障应急处理方案，A 站一次系统接线如图1 所示。由图1 可知，220 kV A 站共有2路220 kV 电源，5 条110 kV 出线以及23 条10 kV出线。当220 kV DC 线停电检修，220 kV DT 线故障跳闸将造成220 kV A 站全站失电，从而造成所带110 kV 变电站备投至其他变电站供电（装有备投装置的变电站），所带10 kV 系统负荷（双电源用户除外）全部失电。另外，考虑到220 kV DT 线为全电缆线路，按照《山东电网调度控制管理规程》规定：电缆线路（根据故障录波测距，故障在电缆范围内）不能强送［3］。因此，无法用强送220 kV DT 线的方案恢复220 kV A 站负荷。

图1 220 kV A 站一次系统接线

考虑到输电线路故障跳闸造成全站失电的故障中，变电站内设备如变压器、母线及下级变电、输电设备运行正常，因此，可用110 kV BC 线串110 kV AC线再串110 kV 1 号母线、1 号主变压器恢复220 kV A 站10 kV 负荷。该方案只需要遥控操作即可完成运行方式的调整，可实现负荷的快速恢复。

图2 220 kV A 站110 kV 系统联络图

2 应急方案验证

利用110 kV 线路反带变压器恢复10 kV 系统负荷的应急方案还需进一步进行继电保护、负载和电压验证后方可付诸实施，否则，会造成故障的进一步扩大。

2.1 继电保护验证

GB／T 14285—2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》规定［4］：继电保护及安全自动装置是保障电力系统安全运行、保护电力设备的主要装置，在任何情况下，电气设备不允许无保护运行，必要时可停用部分保护，但主保护不允许同时停用。因此，在应急运行方式下，应首先对继电保护进行验证，只有在继电保护的配合下，方可进行后续验证和操作。

应急运行方式下的保护验证主要内容为：1）验证应急运行方式下线路有无保护运行；2）验证线路主保护的保护范围能否满足应急运行方式的要求；3）应急运行方式下主变压器保护是否配合；4）应急运行方式下若发生故障保护能否配合，即是否出现越级跳闸。

正常运行情况下，110 kV 线路一般配备距离保护和零序保护作为线路的主保护，其中距离Ⅰ段保护范围为本线路全长，距离Ⅱ段保护范围为本线路全长以及下一线路全长。由于系统零序阻抗主要受变压器绕组接线方式和中性点接地方式的影响，因此，零序保护受系统运行方式的影响较小［5］，此处不再单独讨论。在110 kV BC 线串110 kV AC 线的运行方式下，110 kV BC 线的距离Ⅱ段保护可以保护110 kV AC 线全长，而对于110 kV AC 线因潮流方向改变，其零序和距离主保护应该停用，因110 kV AC 线为全电缆线路，不用考虑停用重合闸。对于220 kV A 站内的主变压器和母线保护由于都采用差动保护，不受系统运行方式的影响。由于运行方式的改变，应急运行方式下10 kV 出线速断保护会受影响。速断保护的动作值为系统最大运行方式下躲过对侧相邻线路出口短路最大故障电流进行整定，最大运行方式下线路具有最小阻抗值，而在应急运行方式下线路的阻抗值会增大，从而使10 kV 出线速断保护范围缩短，但因10 kV 线路过流Ⅱ段和过流Ⅲ段能够覆盖线路全长，且10 kV 线路无全线速动的要求，因此应急运行方式下10 kV 线路保护满足要求。

综上所述，在110 kV BC 线串110 kV AC 线再串110 kV 1 号母线、1 号主变压器恢复220 kV A 站10 kV 负荷的应急运行方式下，可停用110 kV AC 线距离保护和零序保护，并尽快将110 kV BC 线执行临时定值以配合应急运行方式。

2.2 负载验证

无论在正常运行方式还是应急运行方式下，电力设备都不能长时间过载运行。因此在进行方式调整以及故障处理时需要对设备进行负载验证，需保证操作后电力设备不过载运行。

负载验证主要验证应急运行方式下，线路所带负荷不超过其允许负荷，其视在功率计算公式为

式中：S 为视在功率；Up为相电压；Ip为相电流。

110 kV BC 线和110 kV AC 线均为全电缆线路，限流600 A。由式（1）计算可得到110 kV BC 线和110 kV AC 线的允许视在功率为114 MWA。在功率因数为0.95 时，110 kV BC 线或110 kV AC 线可分别带108 MW 的有功负荷。

根据系统显示，220 kV A 站10 kV 系统有功负荷最大值为26 MW，110 kV C 站有功负荷最大值为30 MW，两者有功负荷共计56 MW，远小于110 kV BC 线和110 kV AC 线允许所带负荷，而且设备也不会出现重载情况。因此，可以采用110 kV BC 线串110 kV AC 线再串110 kV 1 号母线、1 号主变压器恢复220 kV A 站10 kV 负荷的应急运行方式。

2.3 电压验证

电力设备安全运行除了保证电流不越限外，还需保证电压不越限，即保证电气设备运行电压在允许范围内。考虑到电缆线路中因容性无功的存在，输电线路末端往往存在电压过高的问题，另外，降压变压器为了绝缘考虑，三绕组降压变压器绕组排列方式从外到内依次为高压绕组、中压绕组、低压绕组。这样，相距最远的两个绕组（高压绕组和低压绕组）之间的漏磁最大，短路阻抗也最大；中间绕组（中压绕组）与高、低压绕组相邻，因此中压与高压、中压与低压之间的漏磁相对较小，短路阻抗也相对较小，最终导致中压侧短路阻抗接近于0，甚至出现负值，当变压器中压侧反带负荷时会进一步增大变压器高压侧电压。因此，非常有必要探讨此种应急方式下电压是否满足运行条件，特别是当10 kV 侧母线发生三相短路时，主变压器高压侧电压是否满足设备绝缘要求。

按照所提应急运行方式，通过110 kV 线路反带变压器中压侧供10 kV 系统负荷，为计算方便将220 kV A 站1 号主变压器归算到110 kV 侧得到等值电路图如图3 所示。

通过查询变压器台账得到220 kV A 站1 号主变压器参数如表1 所示。

图3 220 kV A 站1 号主变压器等值电路

表1 220 kV A 站1 号主变压器参数

对于变压器，短路电压百分比可用如下公式计算［6］：

式中：Uk1、Uk2、Uk3分别为变压器高压侧、中压侧、低压侧短路电压百分比。进而，归算至110 kV 侧变压器各侧等值阻抗计算公式为［6］：

式中：Z1、Z2、Z3分别为变压器高压侧、中压侧、低压侧阻抗；UN为额定电压；SN为额定视在功率。由计算结果可知，变压器中压侧阻抗值为负数，当变压器中压侧施加额定电压时，高压侧会出现电压升高现象。

为验证应急方式下高压侧电压能否满足运行要求，假定此种运行方式下220 kV A 站10 kV 母线发生三相短路故障，主变压器低后备保护动作延时不超过1 s。故障期间1 号主变压器等值电路如图4所示。

图4 220 kV A 站1 号主变压器10 kV 侧发生三相短路时等值电路

故障期间，由图4 所示等值电路可知：

式中：k12为1 号主变压器高压侧与中压侧变比。

由此可知，当应急运行方式下，10 kV 母线发生三相短路故障，在主变压器低压侧后备保护动作前，低压侧等值线电压为0 kV，高压侧等值线电压E=137.24 kV，再根据变比折算，220 kV 实际开路电压为271.36 kV。根据220 kV A 站1 号主变压器铭牌显示，高压侧能够承受线电压值为395 kV，时间不超过1 min 的工频过电压，因此，应急运行方式下，即使发生10 kV 母线三相短路，仍满足设备正常运行要求。

2.4 验证结论

由以上3 方面验证可知，利用110 kV 线路反带变压器恢复10 kV 系统负荷的应急方案切实可行。现将处理流程总结如下：1）母线电压调整。考虑到220 kV A 站1 号主变压器高压抽头在高压侧，中压侧、低压侧绕组变比不可调，为保证10 kV 侧设备不因电压过高而影响运行，需首先调整220 kV B 站110 kV 的母线电压，使其运行在合理范围；2）无关线路拉开。遥控拉开220 kV A 站除AC 线以外的其他110 kV 线路开关；3）反带线路送电。遥控合上110 kV C 站110 kV AC 线开关，用以恢复220 kV A 站损失负荷；4）保护装置配合。为了此种应急方式下保护电网设备以及保证继电保护装置不误动，还需让运维人员及时将220 kV B 站110 kV BC 线保护调整为临时定值，并将220 kV A 站AC 线相关保护退出。5）加强设备巡视。为保证应急运行方式下设备安全及电网稳定运行，相关部门还需对220 kV DT 线带电巡线，同时还要加强110 kV BC 线、110 kV AC 线的特巡和负荷监视，以及对220 kV B 站、110 kV C站、220 kV A 站实施站内特巡，及时消除运行隐患和缺陷。

以上第1)～3) 步只需远方遥控操作即可恢复损失负荷，第4)～5)步需运维人员现场配合，因此，此种应急运行方式大大缩短了负荷恢复时间，为快速实现停电损失负荷的快速恢复提供了一种切实可行的方案。

3 结语

提出利用110 kV 线路反带变压器恢复10 kV系统负荷的应急方案，并通过继电保护配合、负载验证和电压验证3 个方面验证了所提方案能够在满足电网设备安全运行要求的基础上，大大缩短负荷恢复时间。经统计，利用此种电网应急运行方式可在10 min 以内恢复停电损失负荷，缩短停电时间1 h 以上，兼顾了负荷恢复速度和电网安全运行两方面的要求。此种应急运行方式普遍适用于处理变电站一路电源停电检修、运行线路跳闸且重合不成功或两路电源同时跳闸、重合不成功导致的变电站全停故障，为变电站全停故障下负荷的快速恢复提供了一种切实可行的方案。

在处理类似故障时只需：1）调整送电侧变电站中压侧母线电压；2）拉开受电侧变电站中压侧母线无关线路；3）合上送电侧变电站反带线路开关即可恢复停电损失负荷。然后，通知运维人员；4）调整相关线路保护；5）加强相关设备巡视以保证应急运行方式下电网安全稳定运行。