一种快速恢复220kV变电所10kV出线供电的方案

一种快速恢复220kV变电所10kV出线供电的方案
孙东杰;夏超;朱文韬;汤大海;施伟成
【摘要】某一电网220kV变电所发生的220kV母线故障,造成了2台主变压器及10kV侧负荷对外供电中断。

若采用常规操作手段,即由10kV联络线（手拉手）转移10kV供电负荷的操作方式,由于停电线路多达30条,操作量大,时间长。

探讨采用110kV电源线路通过220kV主变压器对10kV负荷供电的非常规运行方式,该操作方式操作量明显减小,可加快恢复变电所10kV负荷,节省操作时间。

最后对该非常规运行方式下的保护配置、定值整定进行了论证,验证了该非常规运行方式恢复供电的方案是合理的、可行的。

【期刊名称】《电气技术与经济》
【年(卷),期】2018(000)002
【总页数】6页(P44-48)
【关键词】220kV变电所;220kV母线故障;10kV配电线路;恢复供电;非常规运行方式
【作者】孙东杰;夏超;朱文韬;汤大海;施伟成
【作者单位】国网镇江供电公司;国网镇江供电公司;国网镇江供电公司;国网镇江供电公司;国网镇江供电公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM63
0 引言
随着电力系统的发展和电力用户对供电可靠性要求的逐步提升，目前 110kV及以上电力系统的网架结构日趋完善，系统失去任意一路电源时均可通过远方操作或者备用电源自动投入装置[1]（简称“备自投”）实现对故障的快速隔离和对停电设
备的恢复供电。

由于目前10kV配电网设备的自动化程度较低，大部分配电断路器不具备远方操作功能，故在10kV配电网失去上级电源时，只能采用操作人员到现场进行操作、通过10kV联络线转移负荷的方式（简称“手拉手”），将相应负荷调整至另一变电所供电。

而目前江苏电网220kV主变压器低压侧普遍采用10kV
供电方式，这种供电方式供电容量大、出线多，一旦主变压器或者上级电源故障，容易造成负荷转移困难和用户停电时间长等问题。

本文以一起220kV变电所1条220kV母线检修而另1条220kV母线发生单相接地故障220kV母差保护动作跳闸，造成该变电所供电的所有10kV线路对外供电
中断为背景（该变电所供电的 110kV变电所由于装设了备自投未造成对外供电中断），提出了一种利用其他220kV变电所110kV电源通过该变电所主变压器对
10kV线路快速恢复供电的方案，并详细论证该方法在继电保护定值配合方面的合理性和可行性。

1 事故经过及事故处理过程
1.1 事故前系统的运行方式
事故前系统的一次运行方式如图 1所示，A220kV变电所的220kV和110kV部
分均为双母线接线方式，1号主变压器供10kVⅠ段母线负荷（共8条出线），2
号主变压器供10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母线负荷（共22条出线）。

2016年3月3日，A变电所220kV母联2510断路器及220kV正母线侧隔离开关检修，220kV正母线陪停，2934断路器、4Y53断路器、2501断路器和 2502断路器运行于 220kV
副母线。

由于220kV单母线运行，为了提高供电可靠性，防止220kV副母线故障造成 A变电所全所失电，220kV母联2510断路器停役前，A变电所的运行方式
调整如下：1号主变压器701断路器运行于110kV正母线，2号主变702断路器热备用于110kV副母线，110kV副母线负荷由B220kV变电所通过772线路转
供（图1中断路器实框表示运行，空框表示断路器热备用）。

1.2 事故发生经过及继电保护动作情况
2016年3月3日9时42分32秒，A变电所220kV副母线发生A相接地故障（故障点位置：220kV母联断路器的25012隔离开关副母线侧气室A相对地放电），220kV母线差动保护动作，2934断路器、4Y53断路器、1号主变2501
和2号主变2502断路器跳闸，1、2号主变压器失电，A变电所10kVⅠ段母线负荷（共8条出线）、10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母线负荷（共22条出线）全部对外供电
中断（由于同时失电，10kV备自投无法动作）。

同时，A变电所220kV母线差
动保护动作加速对侧220kV变电所的4Y53、2934纵联保护动作A相断路器动作跳闸，重合闸动作A相断路器重合成功；由于110kV正母线失电，110kV甲、乙变电所备自投动作成功，供电负荷调至 A变电所110kV副母线供。

110kV丙变电所备自投动作成功，负荷调至C220kV变电所供。

图1 故障前的系统主接线图
2 事故处理过程分析
2.1 事故处理过程
通过对 A变电所及相关变电所的故障现象和监控告警信号的分析，地区调度的调
度监控员（简称“调控员”）第一时间判断出故障点位于220kV副母线，首先将
上述继电保护动作和断路器变位情况汇报省调，再将跳闸情况通知配网调度调控员，然后等待变电所操作人员到达现场后隔离故障点，再通过D220kV变电所的
110kV联络线7N3线路恢复110kV正母线的供电。

A变电所10kV出线较多（Ⅰ段母线出线8条，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线出线22条，共30条配网线路），由于当时配电网自动化程度较低，配网联络断路器的操作都需
要操作人员到现场进行操作。

配网调度调控员首先令操作班至第一个10kV联络开关，该联络开关联系 A变电所Ⅲ、Ⅳ段母线与另一变电所。

操作人员耗时32min
到达现场。

期间，配网调度调控员将A变电所所有10kV开关全部拉开。

10∶16
操作班到达现场，将第一个联络开关合上，调控员随后将 A变电所侧联络开关合上，至此10kVⅢ、Ⅳ段母线恢复供电。

调控员按照供电负荷重要性顺序送出4条出线。

10∶35操作班将第二个联络开关合上，调控员合上南徐变侧联络开关将
10kVⅠ段母线恢复供电，随后送出6条出线。

11∶20调控员将10kVⅡ段母线送出，之后将10kVⅡ段母线上的8条出线送出。

10∶45调控员共将18条出线送出，总共耗时2h，但由于每条联络线所带负荷有限，通常情况下一条联络线通常只能
带3～4条线路，在事故处理情况下可按照被带线路负荷情况酌情增加被带线路的数量。

但即使如此，也只是将 18条停电线路恢复供电，另外的 12条线路只能等220kV主变压器恢复供电后才能恢复供电。

由于 A变电所所供负荷多为重要用户，如市政府、税务局、大型超市和商场等。

事故处理期间已收到大量用电客户的投诉，造成了重大社会影响。

由于还有12条10kV线路无法恢复供电，有关人员提出采用其他 220kV变电所110kV电源通过110kV联络线、该变电所主变压器对10kV线路恢复供电的方案（一种非常规方式供电方案），恢复了最后12条10kV线路的供电，并将已经按“手拉手”供电的18条线路恢复到1号主变压器供电。

2.2 非常规运行方式的事故处理步骤
非常规方式故障处理步骤如下。

1）A变电所：拉开1号主变压器701断路器。

2）A变电所：合上7N3断路器。

3）A变电所：将1号主变压器2501断路器由热备用改为冷备用。

4）A变电所：合上1号主变压器701断路器。

5）A变电所继电保护定值调整：①将1号主变压器A屏110kV侧复压闭锁过流
Ⅰ段定值由2800A改为810A；②将1号主变压器A屏110kV侧复压闭锁过流
Ⅱ段定值由1360A改为680A；③将1号主变压器A屏110kV侧复压闭锁过流
Ⅱ段2时限由2.6s改为2.0s；④将1号主变压器A屏110kV侧过负荷定值由1040A改为528A。

⑤将7N3断路器保护及重合闸停用。

通过D220kV变电所的7N3线路对A变电所1号主变压器从110kV侧进行送电，从而恢复A变电所的10kV侧负荷对外供电。

非常规运行方式如图2所示。

图2 非常规方式下的系统主接线图
2.3 常规和非常规方式事故处理方案的对比
非常规运行方式的事故处理步骤主要涉及三只断路器的操作和主变保护的定值调整，断路器总计操作4次，共计耗时15min，而保护定值调整总共4项，共计耗时5 min左右，通常在事故处理情况下可以先进行一次设备操作，而在事故处理告一
段落后再进行二次设备状态调整，故更改定值时间可以不计入事故处理时间。

在对A220kV主变送电后，由于10kV线路所带配变总容量较大，为防止10kV配电变压器励磁涌流过大造成A变电所主变压器后备保护误动作，通常将A变电所
10kV母线上的断路器部分拉开之后才分别对各10kV母线送电（带大部分10kV
出线）。

因此 A变电所主变压器送电成功后，需要远方合上这部分被拉开的断路器，以每条母线被拉开2条线路（通常为故障前负荷最重的线路）计算，则送出
这部分线路耗时16 min，故在约半小时甚至更短的时间即可对所有停电的线路恢复送电。

将常规和非常规运行方式进行事故处理的操作步骤和耗时进行对比，如表1所示。

表1 常规和非常规方式操作步骤和耗时对比常规运行方式非常规运行方式操作步
骤数 50 12耗时/h 2.0 0.5
由上表可知，采用非常规运行方式时，操作步骤大幅减少，仅为常规方式的24%，而耗时仅为常规方式的25%。

更为重要的是，若采用常规操作方式，仅能恢复部
分停电设备的供电（18条10kV线路），而采用非常规方式，可以在更短的时间
内恢复所有10kV出线的供电。

因此，采用非常规运行方式将极大减少操作时间，提高恢复供电的效率。

3 继电保护定值配合分析
采用非常规运行方式的确具有很多优势，但该方法是否存在弊端?由于继电保护定
值的设置通常仅针对常规运行方式，并不会考虑这种特殊运行方式，其定值在常规运行方式下是相互配合的，对各种故障具备选择性、灵敏性、可靠性和快速性。

而非常规方式下的继电保护定值是否满足上述要求?下面针对非常规运行方式下的临
时保护定值作详细论述和分析。

3.1 非常规运行方式下故障点短路电流计算
非常规运行方式下D220kV变电所通过7N3线路供电至A变电所1号主变，通
过变压器对10kV侧供电。

运行方式如图3所示。

图3 非常规运行方式示意图
根据图 3可以画出非常规方式下的正序和零序等效阻抗图，如图4和图5所示。

图4 非常规运行方式的正序等效阻抗图
图5 非常规运行方式的零序等效阻抗图
根据非常规运行方式下的正序和零序等效阻抗，可以计算出短路点d1和d2在最
大和最小运行方式下的短路电流。

计算结果如表2所示。

表2 非常规运行方式下d1、d2短路电流计算表两相短路三相短路单相接地两相
接地短路备注d1大方式 1179A 1361A ——折算至110kV侧d1小方式1146A 1324A ——折算至110kV侧d2大方式 2386A 2756A ——折算
至110kV侧d2小方式 2255A 2604A 1689A 1890A 流经701断路器
3.2 非常规运行方式下的继电保护整定计算
下面分别对 D变电所 7N3开关、A变电所的110kV侧后备保护以及10kV侧后
备保护在非常规运行方式下的继电保护整定原则和整定计算过程进行详细论述。

3.2.1 D变电所7N3开关的继电保护整定计算
（1）距离保护的整定
在非常规运行方式下D变电所7N3作为电源断路器，其继电保护整定原则为：距离Ⅰ段ZI、接地距离Ⅰ段Z0I保护应躲过A变电所10kV侧短路故障，以防止在
A变电所10kV线路近区发生短路故障时，7N3的上述保护与A变电所10kV出
线过流Ⅰ段保护同时动作，造成保护失去选择性的后果。

保护安装处至故障点的测量阻抗为 Z TL =Zl +Z T 。

其中，Zl为7N3线路阻抗，ZT为变压器阻抗。

距离
Ⅰ段Zzd1（含距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段）计算公式为：
式中，Kk为可靠系数，一般取0.7。

按式（1）计算Z zd1 ≤0.7× 36.83Ω = 25.78Ω ，原定值为19.8Ω，故不需调整。

相间、接地距离Ⅱ段定值Zzd2应对全线有足够的灵敏度：
式中，Klm为灵敏系数，一般取1.5及以上；Zl为线路阻抗。

线路阻抗为：Zl= 1.857Ω，原定值为22Ω，显然相间、接地距离Ⅱ段对 7N3线
路末端故障的灵敏度远远大于1.5。

7N3断路器的ZIII段（距离Ⅲ段、接地距离Ⅲ段）保护定值Zzd3作为 A变电所
的远后备保护，通常按照躲过最小负荷阻抗整定。

式中，Smax为过负荷情况下线路所带的最大负荷。

Z ≤ 0.7 ×（0 .9× 110） 2
/95 =72Ω ，原定值为66Ω，故III不需调整。

（2）零序电流保护的整定
零序过流I0III作为A变电所220kV母线发生接地故障的后备保护，应对A变电所220kV侧发生接地故障具有足够的灵敏度。

其保护定值3I0zd3为
式中，Klm为灵敏度系数；3I0kd2为A变电所1号变压器220kV侧发生单相接地故障流过110kV侧3倍零序电流。

查阅表2可知d2点发生单相接地故障时的故障电流最小，为1689A，原定值单中零序Ⅱ段定值为1200A，灵敏系数 K lm = 1.4，灵敏度满足要求，故原定值单中的零序保护定值不需调整。

由上述计算结果得到D变电所110kV断路器7N3线路保护定值不需要调整。

3.2.2 A变电所110kV侧后备保护的继电保护整定计算
（1）相间过流保护的整定
A变电所的110kV侧相间过流Ⅰ段保护定值Izd1整定原则为：作为10kV侧母线故障的后备保护，应对10kV侧母线相间短路故障具有一定的灵敏度。

式中，Klm为灵敏系数，取 1.4；为最小运行方式下，A变电所变压器10kV侧母线相间短路，流过110kV侧的电流。

110kV侧后备保护中的相间过流定值计算结果为 Iz d1 = 818A （定值取810A）。

相间过流Ⅱ段保护定值Izd2应躲过 110kV侧最大负荷电流整定：
式中，Kk为可靠系数，一般取1.5左右；In为线路额定载流量。

在非常规运行方式下，A变电所的电源为 7N3线路，通常 110kV线路传输功率的限额为90MVA 左右，为了不超线路限额，过流Ⅱ段定值按躲过最大线路负载电流整定（线路最大
承载容量取90MVA），即Izd2=708A（定值取 680A）。

且时间定值与D变电所7N3线路距离保护Ⅲ段时间定值配合，7N3距离Ⅲ段保护时间定值为2.30s，故相间过流Ⅱ段时间定值调整为2.0s。

（2）零序电流保护的整定
零序Ⅰ段、Ⅱ段定值 3I0 zdII 中至少有一段定值3I0 zdII对于 220kV母线发生接地故障具有足够的灵敏度，即：
式中，Klm为灵敏系数，不小于1.5。

通过表2可知，d2小方式下单相接地的故障电流最小为1689A，故应按照单相接地故障整定，定值为 3I0 zdII =1689/1.5A=1126A，查阅资料，原定值中的零序Ⅱ段定值为540A，对此故障具有灵敏度，故可不做调整。

A220kV变电所110kV侧后备保护定值单如表3所示。

表3 A220kV变电所110kV侧后备保护定值单定值项原整定值调整后定值过流Ⅰ段 2800A/0.60s 810A/0.60s过流Ⅱ段 1360A/2.60s 680A/2.0s零序过流Ⅰ段 2000A/0.60s 2000A/0.60s零序过流Ⅱ段 540A/1.6s 540A/1.6s
3.2.3 A变电所10kV侧后备保护的继电保护整定计算
A变电所的10kV侧过流Ⅰ段保护定值Izd1整定原则为：对10kV侧母线故障具有一定灵敏度，可以与110kV侧后备保护的过流Ⅰ定值配合。

式中，表示最小运行方式下 d1点发生相间短路的故障电流。

由表 2可知，
=1146A，故Izd1=（1146×115/10.5）/1.5=8367A（折算至10kV侧）。

原定值为7200A，故可不作调整。

复合电压过流Ⅱ段保护定值Izd2应躲过10kV侧本分支最大额定电流整定，该电流一般取变压器10kV侧2/3的额定电流。

式中，Kk为可靠系数，取 1.5；Izd2=1.5×90000/(1.732×10.5)×2/3=4947A，原定值为 4800A，与计算值相差不大，故定值可不作调整。

3.3 主变差动保护灵敏度校验
查阅定值单，A220kV变电所配置的母差保护型号为WBH-801A。

比率差动的动
作曲线如图6所示。

图6 比率差动的动作曲线
动作方程为：
式中，Iop为差动电流；Ires为制动电流；0.5Ie为差动最小动作电流整定值；Ie
为最小制动电流整定值。

、、分别为变压器高、中、低压侧电流互感器的二次电流值。

以A220kV变电所主变压器10kV侧在最小方式下发生相间短路故障校验差动保
护的灵敏度，由表2可知，d1点在最小运行方式下发生相间短路时的故障电流为：1146A，由于Ie为472A，折算至额定电流为2.43Ie，制动电流Ires同样为
2.43Ie，代入动作方程，可以求出差动保护动作的临界值为 1.215Ie。

Iop
=2.43Ie ，klm =2.43 Ie /1.215 Ie = 2，满足规程≥1.5的要求，故差动保护定值可以适应该非常规运行方式。

4 结束语
本文以一座220kV变电所全所失电案例为背景，提出了一种非常规运行方式快速
恢复主变压器供电的方案，对比常规操作方法，该方案具有操作步骤少、耗时短的优势。

该操作方案同样适应其他 220kV变电所10kV供电出线的事故处理。

参考文献
【相关文献】
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