一種快速恢復220kV變電所10kV出線供電的方案

孫東杰 夏 超 朱文韜 湯大海 施偉成

（國網(wǎng)鎮(zhèn)江供電公司）

0 引言

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展和電力用戶對供電可靠性要求的逐步提升，目前 110kV及以上電力系統(tǒng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)日趨完善，系統(tǒng)失去任意一路電源時均可通過遠方操作或者備用電源自動投入裝置[1]（簡稱“備自投”）實現(xiàn)對故障的快速隔離和對停電設備的恢復供電。由于目前10kV配電網(wǎng)設備的自動化程度較低，大部分配電斷路器不具備遠方操作功能，故在10kV配電網(wǎng)失去上級電源時，只能采用操作人員到現(xiàn)場進行操作、通過10kV聯(lián)絡線轉(zhuǎn)移負荷的方式（簡稱“手拉手”），將相應負荷調(diào)整至另一變電所供電。而目前江蘇電網(wǎng)220kV主變壓器低壓側(cè)普遍采用10kV供電方式，這種供電方式供電容量大、出線多，一旦主變壓器或者上級電源故障，容易造成負荷轉(zhuǎn)移困難和用戶停電時間長等問題。

本文以一起220kV變電所1條220kV母線檢修而另1條220kV母線發(fā)生單相接地故障220kV母差保護動作跳閘，造成該變電所供電的所有10kV線路對外供電中斷為背景（該變電所供電的 110kV變電所由于裝設了備自投未造成對外供電中斷），提出了一種利用其他220kV變電所110kV電源通過該變電所主變壓器對10kV線路快速恢復供電的方案，并詳細論證該方法在繼電保護定值配合方面的合理性和可行性。

1 事故經(jīng)過及事故處理過程

1.1 事故前系統(tǒng)的運行方式

事故前系統(tǒng)的一次運行方式如圖 1所示，A220kV變電所的220kV和110kV部分均為雙母線接線方式，1號主變壓器供10kVⅠ段母線負荷（共8條出線），2號主變壓器供10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母線負荷（共22條出線）。2016年3月3日，A變電所220kV母聯(lián)2510斷路器及220kV正母線側(cè)隔離開關(guān)檢修，220kV正母線陪停，2934斷路器、4Y53斷路器、2501斷路器和 2502斷路器運行于 220kV副母線。由于220kV單母線運行，為了提高供電可靠性，防止220kV副母線故障造成 A變電所全所失電，220kV母聯(lián)2510斷路器停役前，A變電所的運行方式調(diào)整如下：1號主變壓器701斷路器運行于110kV正母線，2號主變702斷路器熱備用于110kV副母線，110kV副母線負荷由B220kV變電所通過772線路轉(zhuǎn)供（圖1中斷路器實框表示運行，空框表示斷路器熱備用）。

1.2 事故發(fā)生經(jīng)過及繼電保護動作情況

2016年3月3日9時42分32秒，A變電所220kV副母線發(fā)生A相接地故障（故障點位置：220kV母聯(lián)斷路器的25012隔離開關(guān)副母線側(cè)氣室A相對地放電），220kV母線差動保護動作，2934斷路器、4Y53斷路器、1號主變2501和2號主變2502斷路器跳閘，1、2號主變壓器失電，A變電所10kVⅠ段母線負荷（共8條出線）、10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母線負荷（共22條出線）全部對外供電中斷（由于同時失電，10kV備自投無法動作）。同時，A變電所220kV母線差動保護動作加速對側(cè)220kV變電所的4Y53、2934縱聯(lián)保護動作A相斷路器動作跳閘，重合閘動作A相斷路器重合成功；由于110kV正母線失電，110kV甲、乙變電所備自投動作成功，供電負荷調(diào)至 A變電所110kV副母線供。110kV丙變電所備自投動作成功，負荷調(diào)至C220kV變電所供。

圖1 故障前的系統(tǒng)主接線圖

2 事故處理過程分析

2.1 事故處理過程

通過對 A變電所及相關(guān)變電所的故障現(xiàn)象和監(jiān)控告警信號的分析，地區(qū)調(diào)度的調(diào)度監(jiān)控員（簡稱“調(diào)控員”）第一時間判斷出故障點位于220kV副母線，首先將上述繼電保護動作和斷路器變位情況匯報省調(diào)，再將跳閘情況通知配網(wǎng)調(diào)度調(diào)控員，然后等待變電所操作人員到達現(xiàn)場后隔離故障點，再通過D220kV變電所的110kV聯(lián)絡線7N3線路恢復110kV正母線的供電。

A變電所10kV出線較多（Ⅰ段母線出線8條，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線出線22條，共30條配網(wǎng)線路），由于當時配電網(wǎng)自動化程度較低，配網(wǎng)聯(lián)絡斷路器的操作都需要操作人員到現(xiàn)場進行操作。配網(wǎng)調(diào)度調(diào)控員首先令操作班至第一個10kV聯(lián)絡開關(guān)，該聯(lián)絡開關(guān)聯(lián)系 A變電所Ⅲ、Ⅳ段母線與另一變電所。操作人員耗時32min到達現(xiàn)場。期間，配網(wǎng)調(diào)度調(diào)控員將A變電所所有10kV開關(guān)全部拉開。10∶16操作班到達現(xiàn)場，將第一個聯(lián)絡開關(guān)合上，調(diào)控員隨后將 A變電所側(cè)聯(lián)絡開關(guān)合上，至此10kVⅢ、Ⅳ段母線恢復供電。調(diào)控員按照供電負荷重要性順序送出4條出線。10∶35操作班將第二個聯(lián)絡開關(guān)合上，調(diào)控員合上南徐變側(cè)聯(lián)絡開關(guān)將10kVⅠ段母線恢復供電，隨后送出6條出線。11∶20調(diào)控員將10kVⅡ段母線送出，之后將10kVⅡ段母線上的8條出線送出。10∶45調(diào)控員共將18條出線送出，總共耗時2h，但由于每條聯(lián)絡線所帶負荷有限，通常情況下一條聯(lián)絡線通常只能帶3～4條線路，在事故處理情況下可按照被帶線路負荷情況酌情增加被帶線路的數(shù)量。但即使如此，也只是將 18條停電線路恢復供電，另外的 12條線路只能等 220kV主變壓器恢復供電后才能恢復供電。

由于 A變電所所供負荷多為重要用戶，如市政府、稅務局、大型超市和商場等。事故處理期間已收到大量用電客戶的投訴，造成了重大社會影響。

由于還有12條10kV線路無法恢復供電，有關(guān)人員提出采用其他 220kV變電所 110kV電源通過110kV聯(lián)絡線、該變電所主變壓器對10kV線路恢復供電的方案（一種非常規(guī)方式供電方案），恢復了最后12條10kV線路的供電，并將已經(jīng)按“手拉手”供電的18條線路恢復到1號主變壓器供電。

2.2 非常規(guī)運行方式的事故處理步驟

非常規(guī)方式故障處理步驟如下。

1）A變電所：拉開1號主變壓器701斷路器。

2）A變電所：合上7N3斷路器。

3）A變電所：將1號主變壓器2501斷路器由熱備用改為冷備用。

4）A變電所：合上1號主變壓器701斷路器。

5）A變電所繼電保護定值調(diào)整：①將1號主變壓器A屏110kV側(cè)復壓閉鎖過流Ⅰ段定值由2800A改為810A；②將1號主變壓器A屏110kV側(cè)復壓閉鎖過流Ⅱ段定值由1360A改為680A；③將1號主變壓器A屏110kV側(cè)復壓閉鎖過流Ⅱ段2時限由2.6s改為2.0s；④將1號主變壓器A屏110kV側(cè)過負荷定值由1040A改為528A。⑤將7N3斷路器保護及重合閘停用。

通過D220kV變電所的7N3線路對A變電所1號主變壓器從110kV側(cè)進行送電，從而恢復A變電所的10kV側(cè)負荷對外供電。非常規(guī)運行方式如圖2所示。

圖2 非常規(guī)方式下的系統(tǒng)主接線圖

2.3 常規(guī)和非常規(guī)方式事故處理方案的對比

非常規(guī)運行方式的事故處理步驟主要涉及三只斷路器的操作和主變保護的定值調(diào)整，斷路器總計操作4次，共計耗時15min，而保護定值調(diào)整總共4項，共計耗時5 min左右，通常在事故處理情況下可以先進行一次設備操作，而在事故處理告一段落后再進行二次設備狀態(tài)調(diào)整，故更改定值時間可以不計入事故處理時間。在對A220kV主變送電后，由于10kV線路所帶配變總?cè)萘枯^大，為防止10kV配電變壓器勵磁涌流過大造成A變電所主變壓器后備保護誤動作，通常將A變電所10kV母線上的斷路器部分拉開之后才分別對各10kV母線送電（帶大部分10kV出線）。因此 A變電所主變壓器送電成功后，需要遠方合上這部分被拉開的斷路器，以每條母線被拉開2條線路（通常為故障前負荷最重的線路）計算，則送出這部分線路耗時16 min，故在約半小時甚至更短的時間即可對所有停電的線路恢復送電。

將常規(guī)和非常規(guī)運行方式進行事故處理的操作步驟和耗時進行對比，如表1所示。

表1 常規(guī)和非常規(guī)方式操作步驟和耗時對比

由上表可知，采用非常規(guī)運行方式時，操作步驟大幅減少，僅為常規(guī)方式的24%，而耗時僅為常規(guī)方式的25%。更為重要的是，若采用常規(guī)操作方式，僅能恢復部分停電設備的供電（18條10kV線路），而采用非常規(guī)方式，可以在更短的時間內(nèi)恢復所有10kV出線的供電。因此，采用非常規(guī)運行方式將極大減少操作時間，提高恢復供電的效率。

3 繼電保護定值配合分析

采用非常規(guī)運行方式的確具有很多優(yōu)勢，但該方法是否存在弊端?由于繼電保護定值的設置通常僅針對常規(guī)運行方式，并不會考慮這種特殊運行方式，其定值在常規(guī)運行方式下是相互配合的，對各種故障具備選擇性、靈敏性、可靠性和快速性。而非常規(guī)方式下的繼電保護定值是否滿足上述要求?下面針對非常規(guī)運行方式下的臨時保護定值作詳細論述和分析。

3.1 非常規(guī)運行方式下故障點短路電流計算

非常規(guī)運行方式下D220kV變電所通過7N3線路供電至A變電所1號主變，通過變壓器對10kV側(cè)供電。運行方式如圖3所示。

圖3 非常規(guī)運行方式示意圖

根據(jù)圖 3可以畫出非常規(guī)方式下的正序和零序等效阻抗圖，如圖4和圖5所示。

圖4 非常規(guī)運行方式的正序等效阻抗圖

圖5 非常規(guī)運行方式的零序等效阻抗圖

根據(jù)非常規(guī)運行方式下的正序和零序等效阻抗，可以計算出短路點d1和d2在最大和最小運行方式下的短路電流。計算結(jié)果如表2所示。

表2 非常規(guī)運行方式下d1、d2短路電流計算表

3.2 非常規(guī)運行方式下的繼電保護整定計算

下面分別對 D變電所 7N3開關(guān)、A變電所的110kV側(cè)后備保護以及10kV側(cè)后備保護在非常規(guī)運行方式下的繼電保護整定原則和整定計算過程進行詳細論述。

3.2.1 D變電所7N3開關(guān)的繼電保護整定計算

（1）距離保護的整定

在非常規(guī)運行方式下D變電所7N3作為電源斷路器，其繼電保護整定原則為：距離Ⅰ段ZI、接地距離Ⅰ段Z0I保護應躲過A變電所10kV側(cè)短路故障，以防止在A變電所10kV線路近區(qū)發(fā)生短路故障時，7N3的上述保護與A變電所10kV出線過流Ⅰ段保護同時動作，造成保護失去選擇性的后果。保護安裝處至故障點的測量阻抗為ZTL=Zl+ZT。其中，Zl為7N3線路阻抗，ZT為變壓器阻抗。距離Ⅰ段Zzd1（含距離Ⅰ段、接地距離Ⅰ段）計算公式為：

式中，Kk為可靠系數(shù)，一般取0.7。

按式（1）計算Zzd1≤0.7× 36.83Ω = 25.78Ω ，原定值為19.8Ω，故不需調(diào)整。

相間、接地距離Ⅱ段定值Zzd2應對全線有足夠的靈敏度：

式中，Klm為靈敏系數(shù)，一般取1.5及以上；Zl為線路阻抗。

線路阻抗為：Zl= 1.857Ω，原定值為 22Ω，顯然相間、接地距離Ⅱ段對 7N3線路末端故障的靈敏度遠遠大于1.5。

7N3斷路器的ZIII段（距離Ⅲ段、接地距離Ⅲ段）保護定值Zzd3作為 A變電所的遠后備保護，通常按照躲過最小負荷阻抗整定。

式中，Smax為過負荷情況下線路所帶的最大負荷。Z≤ 0.7 ×（ 0 .9× 110）2/95 =72Ω ，原定值為66Ω，故III不需調(diào)整。

（2）零序電流保護的整定

零序過流I0III作為A變電所220kV母線發(fā)生接地故障的后備保護，應對A變電所220kV側(cè)發(fā)生接地故障具有足夠的靈敏度。其保護定值3I0zd3為

式中，Klm為靈敏度系數(shù)；3I0kd2為A變電所1號變壓器220kV側(cè)發(fā)生單相接地故障流過110kV側(cè)3倍零序電流。

查閱表2可知d2點發(fā)生單相接地故障時的故障電流最小，為1689A，原定值單中零序Ⅱ段定值為1200A，靈敏系數(shù)Klm= 1.4，靈敏度滿足要求，故原定值單中的零序保護定值不需調(diào)整。

由上述計算結(jié)果得到D變電所110kV斷路器7N3線路保護定值不需要調(diào)整。

3.2.2 A變電所110kV側(cè)后備保護的繼電保護整定計算

（1）相間過流保護的整定

A變電所的110kV側(cè)相間過流Ⅰ段保護定值Izd1整定原則為：作為10kV側(cè)母線故障的后備保護，應對10kV側(cè)母線相間短路故障具有一定的靈敏度。

式中，Klm為靈敏系數(shù)，取 1.4；為最小運行方式下，A變電所變壓器10kV側(cè)母線相間短路，流過110kV側(cè)的電流。110kV側(cè)后備保護中的相間過流定值計算結(jié)果為Izd1= 818A （定值取810A）。

相間過流Ⅱ段保護定值Izd2應躲過 110kV側(cè)最大負荷電流整定：

式中，Kk為可靠系數(shù)，一般取1.5左右；In為線路額定載流量。在非常規(guī)運行方式下，A變電所的電源為 7N3線路，通常 110kV線路傳輸功率的限額為90MVA左右，為了不超線路限額，過流Ⅱ段定值按躲過最大線路負載電流整定（線路最大承載容量取90MVA），即Izd2=708A（定值取 680A）。且時間定值與D變電所7N3線路距離保護Ⅲ段時間定值配合，7N3距離Ⅲ段保護時間定值為2.30s，故相間過流Ⅱ段時間定值調(diào)整為2.0s。

（2）零序電流保護的整定

零序Ⅰ段、Ⅱ段定值 3I0zdII中至少有一段定值3I0zdII對于 220kV母線發(fā)生接地故障具有足夠的靈敏度，即：

式中，Klm為靈敏系數(shù)，不小于1.5。

通過表2可知，d2小方式下單相接地的故障電流最小為1689A，故應按照單相接地故障整定，定值為 3I0zdII=1689/1.5A=1126A，查閱資料，原定值中的零序Ⅱ段定值為540A，對此故障具有靈敏度，故可不做調(diào)整。

A220kV變電所110kV側(cè)后備保護定值單如表3所示。

表3 A220kV變電所110kV側(cè)后備保護定值單

3.2.3 A變電所10kV側(cè)后備保護的繼電保護整定計算

A變電所的10kV側(cè)過流Ⅰ段保護定值Izd1整定原則為：對10kV側(cè)母線故障具有一定靈敏度，可以與110kV側(cè)后備保護的過流Ⅰ定值配合。

式中，表示最小運行方式下 d1點發(fā)生相間短路的故障電流。由表 2可知，=1146A，故Izd1=（1146×115/10.5）/1.5=8367A（折算至10kV側(cè)）。原定值為7200A，故可不作調(diào)整。

復合電壓過流Ⅱ段保護定值Izd2應躲過10kV側(cè)本分支最大額定電流整定，該電流一般取變壓器10kV側(cè)2/3的額定電流。

式中，Kk為可靠系數(shù)，取 1.5；Izd2=1.5×90000/(1.732×10.5)×2/3=4947A，原定值為 4800A，與計算值相差不大，故定值可不作調(diào)整。

3.3 主變差動保護靈敏度校驗

查閱定值單，A220kV變電所配置的母差保護型號為WBH-801A。比率差動的動作曲線如圖6所示。

圖6 比率差動的動作曲線

動作方程為：

式中，Iop為差動電流；Ires為制動電流；0.5Ie為差動最小動作電流整定值；Ie為最小制動電流整定值。、、分別為變壓器高、中、低壓側(cè)電流互感器的二次電流值。

以A220kV變電所主變壓器10kV側(cè)在最小方式下發(fā)生相間短路故障校驗差動保護的靈敏度，由表2可知，d1點在最小運行方式下發(fā)生相間短路時的故障電流為：1146A，由于Ie為472A，折算至額定電流為2.43Ie，制動電流Ires同樣為2.43Ie，代入動作方程，可以求出差動保護動作的臨界值為 1.215Ie。Iop=2.43Ie，klm=2.43 Ie/1.215 Ie= 2，滿足規(guī)程≥1.5的要求，故差動保護定值可以適應該非常規(guī)運行方式。

4 結(jié)束語

本文以一座220kV變電所全所失電案例為背景，提出了一種非常規(guī)運行方式快速恢復主變壓器供電的方案，對比常規(guī)操作方法，該方案具有操作步驟少、耗時短的優(yōu)勢。該操作方案同樣適應其他 220kV變電所10kV供電出線的事故處理。

[1] 國家電網(wǎng)調(diào)度通信中心. 國家電網(wǎng)公司繼電保護培訓教材[M]. 北京: 中國電力出版社, 2009.

[2] 陳建民, 韓學軍, 胡宏, 等. DL/T 594—2007220kV～750kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程[S].北京: 中國電力出版社, 2007.

[3] 陳永明, 楊茹, 湯大海, 等. 無后備靈敏度的 220kV變壓器后備保護整定[J]. 江蘇電機工程, 2013, 32(3):57-59.