500 kV變電站旁路代路風險分析

張靜芳

（廣東電網公司惠州供電局，廣東 惠州 516003）

按照南方電網公司總調對500 kV系統穩定的分析結果，若直流落點區域中500 kV變電站故障不能快速切除，則有可能導致直流閉鎖，使系統在380 ms后失去穩定。

500 kV惠州變電站是廣東東部電網直流落點區域內的樞紐變電站，現已投運3臺500 kV主變壓器，變壓器中壓側220 kV電氣接線采用雙母線帶旁路形式。在220 kV旁路開關帶主變變中開關運行時，為避免差動保護范圍縮小，將主變差動保護中壓側電流回路取旁路開關CT回路。220 kV旁路代主變變中的過程中，旁路開關和主變開關合環、主變差動電流回路切換等操作，都可能會對保護的快速切除帶來一定的影響。若主變發生故障導致保護不能快速切除，則可能造成直流閉鎖，影響系統穩定運行。

1 旁路代路操作分析

1.1 旁路與主變斷路器CT變比一致時

由于電流互感器輸出的電流基本不變，當一次側不帶電時，電流互感器的阻抗約為幾千歐，接近于開路，可以近似為電流源。

在旁路開關代路前，將旁路CT的電流回路接入主變差動保護的差電流回路，如圖1所示。由于此時旁路開關處于分閘狀態，主變中壓側開關處于合閘狀態，旁路CT沒有電流輸出，即=0。旁路CT的電流回路對于主變差動回路而言近似開路，因而差動保護電流回路里只有主變三側開關的電流，不會產生差流，差動保護也不會誤動。

圖1 500 kV主變變中代路電流回路

當旁路開關與被帶主變開關合環時，2臺開關均處于合閘狀態，旁路電流互感器和主變開關電流互感器二次側均有電流輸出，2組電流輸出并聯進入了主變差動保護的差電流回路，這與一次側的

當旁路開關代路后，旁路CT的電流回路接入主變差動保護，旁路開關為合閘狀態，被帶主變開關為斷開狀態，主變開關CT沒有電流輸出，即0，主變CT的電流回路對于主變差動回路而言近似開路，因而在差動回路里只有旁路開關和主變其他兩側開關的電流，沒有差流產生，差動保護也不會誤動。

正常運行(即沒有代路)時，旁路接口屏接入各主變保護的電流回路均為短接狀態。變電站1，2號主變變中開關CT與旁路開關CT變比一致，在1，2號主變變中代路操作過程中，合旁路開關前，無需退出主變差動保護，只需切換旁路開關CT接入主變保護的電流回路即可。即將旁路開關CT接入代路主變保護的電流回路改為“投入”，將接入其余主變保護的電流回路改為“斷開”，切換完成后再合旁路開關，檢查旁路電流正常后，再斷開主變變中開關。

1.2 旁路與主變斷路器CT變比不一致時

為使差動保護退出的時間盡可能縮短，其具體操作過程如下。代路操作過程中，在旁路接口屏和主變保護屏進行主變保護220 kV側開關和旁路開關CT回路的切換，把旁路開關CT接入3號主變保護的電流回路改為“投入”，把接入其余主變保護的電流回路改為“斷開”。切換完成后，退出主變2套差動保護，將主變保護定值切換到代路定值區，再進行旁路斷路器合閘操作，然后斷開主變變中開關，檢查差動保護電流正常后恢復投入主變2套差動保護。這樣，退出差動保護的時間僅為切換定值區、合旁路開關和斷開主變開關的時間之和。

2 風險分析

代路的風險按存在時間的不同可分為2類：一類是代路倒閘操作時存在的風險，另一類是在整個代路期間均存在的風險。

2.1 代路倒閘操作時存在的風險

當旁路開關與主變斷路器CT變比不一致時，代路操作需要退出主變差動保護來進行CT回路的切換。因退出差動保護期間主變沒有快速保護，若此時主變及引線發生故障，主變將無法快速切除故障，只有主變和旁路后備保護一起動作才能切除故障，故障持續時間將超過3 s。

代路操作存在主變變中開關和旁路開關同時合環運行的過程。由于分支系數的影響，當主變或引線發生故障時，變中和旁路后備保護靈敏度降低，均可能無法動作，最終導致主變保護拒動，故障需上一級線路后備保護動作才能切除，從而使得故障切除的時間更長。這可能會破壞系統穩定，造成大面積停電甚至系統失穩的風險。

2.2 整個代路期間均存在的風險

在旁路代路運行期間，變壓器只有單套主保護運行，單套主保護拒動時，需變壓器后備保護動作才能切除故障，這可能會破壞系統穩定，造成大面積停電甚至系統失穩。

旁路開關代主變開關運行時，若發生主變中、低壓側故障且220 kV旁路開關失靈的情況，由于電壓下降幅度較小，220 kV失靈保護不滿足復壓開放條件，則220 kV失靈保護有可能拒動，且在代路運行期間，將喪失旁路開關失靈聯跳主變三側開關的功能。若發生主變故障且旁路開關失靈無法跳開的情況，則需由主變后備保護跳開主變三側，故障切除時間將超過2 s。

旁路代路時，如相應的定值、壓板、通道等投退不正確，將可能導致保護不正確動作。當旁路與主變斷路器CT變比一致時，運行人員在主變差動保護不退出的情況下進行電流回路的切換，如果旁路開關CT回路短接片操作不正確，將導致主變差動保護產生差流，使得主變差動保護存在誤動風險，人員誤操作造成保護誤動作的風險增大。人員誤操作造成保護誤動作風險的觸發因素不僅存在于代路倒閘操作期間，而且該風險將一直存在于整個代路期間。

3 防控措施

根據項目全生命周期風險管理(Lifecycle Risk Management)的要求，應從投資籌建、設計建造、生產服役到廢棄全過程進行風險管理。針對不同階段的風險采取相應的鑒別技術和危險與后果管理等方法，有效管理整個生命周期內的風險。對變中代路風險的防控措施，可分為近期、中期和遠期3種。近期防控措施側重加強日常運維、預試定檢、優化運行操作方式和做好應急預案管理；中期防控措施側重立項進行技術改造，根據設備風險評估結果指導技改檢修計劃的制訂，通過調整設備功能、性能控制設備風險，將其納入設備的技改檢修項目并安排計劃實施；遠期防控措施則注重關口前移，規范技術標準、規劃設計和可行性研究。

3.1 近期防控措施

在主變變中旁路代路時，應做好風險預控措施，盡量采用短時停電的方式，即先將變中開關轉熱備用后再代路。在緊急搶修等設備無法停電的情況下代路，應發布風險并做好線路越級跳閘事故預想，采取有效的措施防范代路風險。通過穩定計算、保護定值校核等方式，確保若出現保護拒動的情況能由相鄰線路后備保護可靠切除，且保護切除時間滿足系統穩定要求。

代路操作時，要嚴格按照現場運行規程檢查差動保護通道和差流是否正常，注意旁路開關CT和本線開關CT的變比、保護型號、相關定值的修改等情況，嚴防誤操作。

日常運維要做好旁路的防拒動檢查，通過“三檢兩巡”，落實全方位維護的要求，并定期進行設備健康狀態評估，及時消除設備缺陷。

3.2 中期防控措施

當旁路與主變斷路器CT變比不一致時，代路操作必須退出差動保護，這將直接影響保護的快速切除。針對旁路與主變斷路器CT變比不一致的情況，可申請更換主變變中CT，將變比改為相同變比的CT。

另外還可研究保護升級改造項目，在主變保護增設旁路側，按各自的變比分別計算主變CT和旁路CT的電流采集量。對于現在的微機保護，無論是硬件還是程序軟件，都可使二次側電流正確反映一次接線的情況，消除因變比不一致而產生的不平衡電流。

3.3 遠期防控措施

遠期防控的根本方法是取消500 kV主變變中代路操作，防范因設備保護拒動帶來系統失穩的風險。因此，應對現有的技術標準進行梳理、完善、明晰和細化，明確在標準電氣接線中取消旁路，基建工程中規范變電站電氣接線，盡量減少旁路接線的出現。

4 結束語

隨著電網規模的擴大和電網聯系的增強，雙回路供電線路不斷增多，旁路斷路器對提高供電可靠性發揮的積極作用相對降低。同時，旁路代路操作復雜、代路過程中保護單套運行等因素影響了故障的快速切除。尤其對于在直流落點區域內的變電站，代路有可能導致直流閉鎖，引發系統的穩定問題。因此，取消直流落點區域內的旁路斷路器是當前風險控制的一種趨勢。

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