變電站全停故障狀態(tài)下應(yīng)急運行方式研究

劉明君，尹茂林，林 山，楊 福

（國網(wǎng)山東省電力公司濟南供電公司，山東 濟南 250011）

0 引言

隨著電氣革命的深入推進以及信息化社會全面發(fā)展，電力作為支撐電氣信息革命和網(wǎng)絡(luò)與信息化社會發(fā)展的首要能源，其供電可靠性直接影響人們對便捷的信息化社會的體驗以及社會全面發(fā)展成果的享受。特別是隨著國家電力體制改革的深入推進和國家電網(wǎng)有限公司的自我革新轉(zhuǎn)型之后，創(chuàng)造性地提出了建設(shè)“三型兩網(wǎng)，世界一流”戰(zhàn)略目標［1］，這一戰(zhàn)略目標對電網(wǎng)持續(xù)不間斷地提供優(yōu)質(zhì)安全可靠的電力能源以及更好地服務(wù)廣大電力用戶提出了更高的要求。

隨著電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大，電力電子元件的廣泛應(yīng)用、新能源的大規(guī)模接入以及復(fù)雜的電網(wǎng)運行環(huán)境，電網(wǎng)出現(xiàn)故障在所難免，因此，故障發(fā)生后如何短時間內(nèi)恢復(fù)用戶供電顯得尤為重要。

目前，針對發(fā)生概率較大的單相接地故障，架空輸電線路發(fā)生故障跳閘后，可利用重合閘技術(shù)恢復(fù)供電［2］。對于架空線和電纜混合的輸電線路則需要停用重合閘，導(dǎo)致無法通過重合閘恢復(fù)輸電線路供電，此時，調(diào)度員一般利用故障錄波、輸電線路參數(shù)、故障處理經(jīng)驗等信息決定是否實施強送，強送成功則恢復(fù)供電，否則會繼續(xù)停電，從而造成負荷損失。而對于全電纜線路、故障點發(fā)生在電纜范圍內(nèi)等按照調(diào)度規(guī)程不能強送的線路［3］，則需通過其他方案恢復(fù)負荷。因此，必須提前制定負荷恢復(fù)預(yù)案以提高故障處理效率和負荷恢復(fù)速度。

基于某地區(qū)電網(wǎng)實際運行情況，以市區(qū)220 kV A 站全停故障為例，提出了一種利用中壓側(cè)反帶主變壓器恢復(fù)低壓側(cè)負荷的應(yīng)急運行方案，大大縮短負荷恢復(fù)時間，提高負荷恢復(fù)效率，并從繼電保護配合、負載驗證、電壓驗證3 個方面驗證了所提方法的可行性，為處理220 kV A 站全停故障以及處理類似故障提供了一種切實可行的處理方案。

1 問題提出

1.1 變電站全停故障處理一般方法

在實際電網(wǎng)運行中，當(dāng)上一級電源失電導(dǎo)致變電站全停，10 kV 配電網(wǎng)的負荷恢復(fù)一般按照以下方式進行：1）拉開主變壓器10 kV 側(cè)所有出線開關(guān)；2）將10 kV 側(cè)出線由手拉手線路調(diào)出；3）將10 kV雙電源用戶調(diào)出、不能調(diào)出的由手拉手線路反帶母線視情況恢復(fù)。但是此方案存在負荷恢復(fù)速度慢這一缺點。首先，一座變電站中10 kV 出線大多為20～30 條，逐一拉開10 kV 側(cè)所有出線開關(guān)費時費力；其次，在進行手拉手線路負荷調(diào)出的操作中還需操作人員現(xiàn)場的配合，同樣會存在負荷恢復(fù)慢的弊??；最后，還需要核實雙電源用戶是否已經(jīng)轉(zhuǎn)供，未轉(zhuǎn)供的負荷通過手拉手線路反帶10 kV 母線恢復(fù)，這一操作過程繁瑣低效、難以快速恢復(fù)負荷。因此，迫切需求尋找一種變電站全停故障狀態(tài)下的負荷快速恢復(fù)方案。

變電站中110 kV 系統(tǒng)所帶負荷大多是110 kV變電站或高壓工業(yè)用戶，當(dāng)110kV 系統(tǒng)失電時，110 kV變電站可備投至其他變電站供電，而高壓工業(yè)用戶一般自備電廠或雙電源供電，一般不會損失負荷。

1.2 變電站全停故障處理應(yīng)急方案

上述變電站全停故障狀態(tài)下的負荷恢復(fù)方案，在恢復(fù)過程中，除了操作10 kV 出線開關(guān)、聯(lián)絡(luò)開關(guān)外，還需恢復(fù)雙電源用戶，制定10 kV 線路反帶母線恢復(fù)負荷的方案，且由于10 kV 線路所帶負荷有限，還必須考慮有序用電。此種處理方案費時費力且收效甚微。220 kV 變電站（降壓站）多為三繞組變壓器，可利用變電站中110 kV 線路反帶主變壓器對10 kV 系統(tǒng)恢復(fù)供電，該方案不用對10 kV 線路進行任何操作，方便快速。

以某地區(qū)電網(wǎng)220 kV A 站為例詳細闡明變電站全停故障狀態(tài)下故障應(yīng)急處理方案，A 站一次系統(tǒng)接線如圖1 所示。由圖1 可知，220 kV A 站共有2路220 kV 電源，5 條110 kV 出線以及23 條10 kV出線。當(dāng)220 kV DC 線停電檢修，220 kV DT 線故障跳閘將造成220 kV A 站全站失電，從而造成所帶110 kV 變電站備投至其他變電站供電（裝有備投裝置的變電站），所帶10 kV 系統(tǒng)負荷（雙電源用戶除外）全部失電。另外，考慮到220 kV DT 線為全電纜線路，按照《山東電網(wǎng)調(diào)度控制管理規(guī)程》規(guī)定：電纜線路（根據(jù)故障錄波測距，故障在電纜范圍內(nèi)）不能強送［3］。因此，無法用強送220 kV DT 線的方案恢復(fù)220 kV A 站負荷。

圖1 220 kV A 站一次系統(tǒng)接線

考慮到輸電線路故障跳閘造成全站失電的故障中，變電站內(nèi)設(shè)備如變壓器、母線及下級變電、輸電設(shè)備運行正常，因此，可用110 kV BC 線串110 kV AC線再串110 kV 1 號母線、1 號主變壓器恢復(fù)220 kV A 站10 kV 負荷。該方案只需要遙控操作即可完成運行方式的調(diào)整，可實現(xiàn)負荷的快速恢復(fù)。

圖2 220 kV A 站110 kV 系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)圖

2 應(yīng)急方案驗證

利用110 kV 線路反帶變壓器恢復(fù)10 kV 系統(tǒng)負荷的應(yīng)急方案還需進一步進行繼電保護、負載和電壓驗證后方可付諸實施，否則，會造成故障的進一步擴大。

2.1 繼電保護驗證

GB／T 14285—2006 《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》規(guī)定［4］：繼電保護及安全自動裝置是保障電力系統(tǒng)安全運行、保護電力設(shè)備的主要裝置，在任何情況下，電氣設(shè)備不允許無保護運行，必要時可停用部分保護，但主保護不允許同時停用。因此，在應(yīng)急運行方式下，應(yīng)首先對繼電保護進行驗證，只有在繼電保護的配合下，方可進行后續(xù)驗證和操作。

應(yīng)急運行方式下的保護驗證主要內(nèi)容為：1）驗證應(yīng)急運行方式下線路有無保護運行；2）驗證線路主保護的保護范圍能否滿足應(yīng)急運行方式的要求；3）應(yīng)急運行方式下主變壓器保護是否配合；4）應(yīng)急運行方式下若發(fā)生故障保護能否配合，即是否出現(xiàn)越級跳閘。

正常運行情況下，110 kV 線路一般配備距離保護和零序保護作為線路的主保護，其中距離Ⅰ段保護范圍為本線路全長，距離Ⅱ段保護范圍為本線路全長以及下一線路全長。由于系統(tǒng)零序阻抗主要受變壓器繞組接線方式和中性點接地方式的影響，因此，零序保護受系統(tǒng)運行方式的影響較小［5］，此處不再單獨討論。在110 kV BC 線串110 kV AC 線的運行方式下，110 kV BC 線的距離Ⅱ段保護可以保護110 kV AC 線全長，而對于110 kV AC 線因潮流方向改變，其零序和距離主保護應(yīng)該停用，因110 kV AC 線為全電纜線路，不用考慮停用重合閘。對于220 kV A 站內(nèi)的主變壓器和母線保護由于都采用差動保護，不受系統(tǒng)運行方式的影響。由于運行方式的改變，應(yīng)急運行方式下10 kV 出線速斷保護會受影響。速斷保護的動作值為系統(tǒng)最大運行方式下躲過對側(cè)相鄰線路出口短路最大故障電流進行整定，最大運行方式下線路具有最小阻抗值，而在應(yīng)急運行方式下線路的阻抗值會增大，從而使10 kV 出線速斷保護范圍縮短，但因10 kV 線路過流Ⅱ段和過流Ⅲ段能夠覆蓋線路全長，且10 kV 線路無全線速動的要求，因此應(yīng)急運行方式下10 kV 線路保護滿足要求。

綜上所述，在110 kV BC 線串110 kV AC 線再串110 kV 1 號母線、1 號主變壓器恢復(fù)220 kV A 站10 kV 負荷的應(yīng)急運行方式下，可停用110 kV AC 線距離保護和零序保護，并盡快將110 kV BC 線執(zhí)行臨時定值以配合應(yīng)急運行方式。

2.2 負載驗證

無論在正常運行方式還是應(yīng)急運行方式下，電力設(shè)備都不能長時間過載運行。因此在進行方式調(diào)整以及故障處理時需要對設(shè)備進行負載驗證，需保證操作后電力設(shè)備不過載運行。

負載驗證主要驗證應(yīng)急運行方式下，線路所帶負荷不超過其允許負荷，其視在功率計算公式為

式中：S 為視在功率；Up為相電壓；Ip為相電流。

110 kV BC 線和110 kV AC 線均為全電纜線路，限流600 A。由式（1）計算可得到110 kV BC 線和110 kV AC 線的允許視在功率為114 MWA。在功率因數(shù)為0.95 時，110 kV BC 線或110 kV AC 線可分別帶108 MW 的有功負荷。

根據(jù)系統(tǒng)顯示，220 kV A 站10 kV 系統(tǒng)有功負荷最大值為26 MW，110 kV C 站有功負荷最大值為30 MW，兩者有功負荷共計56 MW，遠小于110 kV BC 線和110 kV AC 線允許所帶負荷，而且設(shè)備也不會出現(xiàn)重載情況。因此，可以采用110 kV BC 線串110 kV AC 線再串110 kV 1 號母線、1 號主變壓器恢復(fù)220 kV A 站10 kV 負荷的應(yīng)急運行方式。

2.3 電壓驗證

電力設(shè)備安全運行除了保證電流不越限外，還需保證電壓不越限，即保證電氣設(shè)備運行電壓在允許范圍內(nèi)?？紤]到電纜線路中因容性無功的存在，輸電線路末端往往存在電壓過高的問題，另外，降壓變壓器為了絕緣考慮，三繞組降壓變壓器繞組排列方式從外到內(nèi)依次為高壓繞組、中壓繞組、低壓繞組。這樣，相距最遠的兩個繞組（高壓繞組和低壓繞組）之間的漏磁最大，短路阻抗也最大；中間繞組（中壓繞組）與高、低壓繞組相鄰，因此中壓與高壓、中壓與低壓之間的漏磁相對較小，短路阻抗也相對較小，最終導(dǎo)致中壓側(cè)短路阻抗接近于0，甚至出現(xiàn)負值，當(dāng)變壓器中壓側(cè)反帶負荷時會進一步增大變壓器高壓側(cè)電壓。因此，非常有必要探討此種應(yīng)急方式下電壓是否滿足運行條件，特別是當(dāng)10 kV 側(cè)母線發(fā)生三相短路時，主變壓器高壓側(cè)電壓是否滿足設(shè)備絕緣要求。

按照所提應(yīng)急運行方式，通過110 kV 線路反帶變壓器中壓側(cè)供10 kV 系統(tǒng)負荷，為計算方便將220 kV A 站1 號主變壓器歸算到110 kV 側(cè)得到等值電路圖如圖3 所示。

通過查詢變壓器臺賬得到220 kV A 站1 號主變壓器參數(shù)如表1 所示。

圖3 220 kV A 站1 號主變壓器等值電路

表1 220 kV A 站1 號主變壓器參數(shù)

對于變壓器，短路電壓百分比可用如下公式計算［6］：

式中：Uk1、Uk2、Uk3分別為變壓器高壓側(cè)、中壓側(cè)、低壓側(cè)短路電壓百分比。進而，歸算至110 kV 側(cè)變壓器各側(cè)等值阻抗計算公式為［6］：

式中：Z1、Z2、Z3分別為變壓器高壓側(cè)、中壓側(cè)、低壓側(cè)阻抗；UN為額定電壓；SN為額定視在功率。由計算結(jié)果可知，變壓器中壓側(cè)阻抗值為負數(shù)，當(dāng)變壓器中壓側(cè)施加額定電壓時，高壓側(cè)會出現(xiàn)電壓升高現(xiàn)象。

為驗證應(yīng)急方式下高壓側(cè)電壓能否滿足運行要求，假定此種運行方式下220 kV A 站10 kV 母線發(fā)生三相短路故障，主變壓器低后備保護動作延時不超過1 s。故障期間1 號主變壓器等值電路如圖4所示。

圖4 220 kV A 站1 號主變壓器10 kV 側(cè)發(fā)生三相短路時等值電路

故障期間，由圖4 所示等值電路可知：

式中：k12為1 號主變壓器高壓側(cè)與中壓側(cè)變比。

由此可知，當(dāng)應(yīng)急運行方式下，10 kV 母線發(fā)生三相短路故障，在主變壓器低壓側(cè)后備保護動作前，低壓側(cè)等值線電壓為0 kV，高壓側(cè)等值線電壓E=137.24 kV，再根據(jù)變比折算，220 kV 實際開路電壓為271.36 kV。根據(jù)220 kV A 站1 號主變壓器銘牌顯示，高壓側(cè)能夠承受線電壓值為395 kV，時間不超過1 min 的工頻過電壓，因此，應(yīng)急運行方式下，即使發(fā)生10 kV 母線三相短路，仍滿足設(shè)備正常運行要求。

2.4 驗證結(jié)論

由以上3 方面驗證可知，利用110 kV 線路反帶變壓器恢復(fù)10 kV 系統(tǒng)負荷的應(yīng)急方案切實可行?，F(xiàn)將處理流程總結(jié)如下：1）母線電壓調(diào)整?？紤]到220 kV A 站1 號主變壓器高壓抽頭在高壓側(cè)，中壓側(cè)、低壓側(cè)繞組變比不可調(diào)，為保證10 kV 側(cè)設(shè)備不因電壓過高而影響運行，需首先調(diào)整220 kV B 站110 kV 的母線電壓，使其運行在合理范圍；2）無關(guān)線路拉開。遙控拉開220 kV A 站除AC 線以外的其他110 kV 線路開關(guān)；3）反帶線路送電。遙控合上110 kV C 站110 kV AC 線開關(guān)，用以恢復(fù)220 kV A 站損失負荷；4）保護裝置配合。為了此種應(yīng)急方式下保護電網(wǎng)設(shè)備以及保證繼電保護裝置不誤動，還需讓運維人員及時將220 kV B 站110 kV BC 線保護調(diào)整為臨時定值，并將220 kV A 站AC 線相關(guān)保護退出。5）加強設(shè)備巡視。為保證應(yīng)急運行方式下設(shè)備安全及電網(wǎng)穩(wěn)定運行，相關(guān)部門還需對220 kV DT 線帶電巡線，同時還要加強110 kV BC 線、110 kV AC 線的特巡和負荷監(jiān)視，以及對220 kV B 站、110 kV C站、220 kV A 站實施站內(nèi)特巡，及時消除運行隱患和缺陷。

以上第1)～3) 步只需遠方遙控操作即可恢復(fù)損失負荷，第4)～5)步需運維人員現(xiàn)場配合，因此，此種應(yīng)急運行方式大大縮短了負荷恢復(fù)時間，為快速實現(xiàn)停電損失負荷的快速恢復(fù)提供了一種切實可行的方案。

3 結(jié)語

提出利用110 kV 線路反帶變壓器恢復(fù)10 kV系統(tǒng)負荷的應(yīng)急方案，并通過繼電保護配合、負載驗證和電壓驗證3 個方面驗證了所提方案能夠在滿足電網(wǎng)設(shè)備安全運行要求的基礎(chǔ)上，大大縮短負荷恢復(fù)時間。經(jīng)統(tǒng)計，利用此種電網(wǎng)應(yīng)急運行方式可在10 min 以內(nèi)恢復(fù)停電損失負荷，縮短停電時間1 h 以上，兼顧了負荷恢復(fù)速度和電網(wǎng)安全運行兩方面的要求。此種應(yīng)急運行方式普遍適用于處理變電站一路電源停電檢修、運行線路跳閘且重合不成功或兩路電源同時跳閘、重合不成功導(dǎo)致的變電站全停故障，為變電站全停故障下負荷的快速恢復(fù)提供了一種切實可行的方案。

在處理類似故障時只需：1）調(diào)整送電側(cè)變電站中壓側(cè)母線電壓；2）拉開受電側(cè)變電站中壓側(cè)母線無關(guān)線路；3）合上送電側(cè)變電站反帶線路開關(guān)即可恢復(fù)停電損失負荷。然后，通知運維人員；4）調(diào)整相關(guān)線路保護；5）加強相關(guān)設(shè)備巡視以保證應(yīng)急運行方式下電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。