江西電網(wǎng)35kV變電站全停原因分析及防范措施研究

萬 華，徐碧川，謝國強，張 競

（國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學研究院，江西南昌330096）

0 前言

保證供電可靠性是電力系統(tǒng)運行中的一項極為重要的任務。中斷用戶供電，會導致生產停頓，生活混亂，甚至危及人身和設備的安全，給國民經濟造成極大損失。電力系統(tǒng)運行的首要任務是滿足用戶對供電可靠性的要求。變電站是聯(lián)系發(fā)電廠和用戶的中間環(huán)節(jié)，起著變換和分配電能的作用，主要包括變壓器、開關設備、建筑物以及電力系統(tǒng)安全和控制所需要的設施，是電力系統(tǒng)的重要組成部分，變電站全停將會嚴重影響電力系統(tǒng)供電可靠性[1-2]。

江西電網(wǎng)目前共有800多座35kV變電站，在運行過程中，頻繁發(fā)生外部故障導致變電站全停的現(xiàn)象，嚴重影響供電可靠性。為了減少省內35kV變電站全停次數(shù)，提高35kV變電站供電可靠性，本文針對省內35 kV變電站全停案例，分析導致35kV變電站全停的原因。梳理了省內35kV變電站存在的問題，并從系統(tǒng)網(wǎng)架完善、設備改造以及運維檢修等方面提出針對性措施，為供電公司對35kV變電站分類改造提供依據(jù)。

1 江西電網(wǎng)35kV變電站全停事件

1.1 變電站全停定義

根據(jù)《國家電網(wǎng)公司安全事故調查規(guī)程》，變電站全停指該變電站各級電壓母線轉供負荷（不包括站用變）均降到零。對于35kV變電站全停，是指35kV母線和10kV母線轉供負荷降為零。本文依據(jù)該規(guī)程的定義確定變電站全停事件。

1.2 35kV變電站全停統(tǒng)計

2016年至2019年，經不完全統(tǒng)計，江西公司發(fā)生35kV變電站全停事件554起。按照故障原因分類，其中35kV線路故障494次，占比89.17%，10kV線路故障越級跳閘19次，占比3.43%，站內一次設備故障18次，占比3.25%，站內異物短路11次，占比1.99%，保護誤動9次，占比1.62%，其他原因3次，占比0.54%。具體情況如圖1所示。

圖1 變電站全停原因分類

494起35kV線路故障中，雷擊395次，占比79.96%，電纜終端故障41起，占比8.30%，外破20次，占比4.05%，樹障8次，占比1.62%，山火6次，占比1.21%，其他原因24次，占比4.86%。具體情況如圖2所示。

圖2 35kV線路故障原因分類

根據(jù)全省近3年35kV變電站全停事件統(tǒng)計，可以發(fā)現(xiàn)35kV線路跳閘是導致35kV變電站全停的主要原因，占比接近90%。另外，統(tǒng)計35kV線路跳閘原因，雷擊跳閘的占比最大，占比接近80%。

2 35kV變電站全停原因分析

2.1 系統(tǒng)網(wǎng)架結構薄弱

根據(jù)第3章中江西電網(wǎng)35kV變電站典型接線，35 kV單線的情況下，變電站只有一個電源點，若該條電源線發(fā)生故障跳閘，將導致變電站全停，嚴重影響供電可靠性。同理若變電站只有1臺主變，當主變間隔發(fā)生故障跳閘，也會影響整個35kV變電站供電。目前，江西電網(wǎng)35kV單線變電站281座，占比32.60%。單變變電站206座，占比23.90%。單線且單變的變電站114座，占比13.23%。這些變電站在運行中供電可靠性低，由于線路或站內設備故障頻繁導致變電站全停。

在35kV配電網(wǎng)中，經常有幾座35kV變電站串接在1條35kV線路上。變電站串接時，35kV線路跳閘將導致35kV變電站全站失壓同時影響后端串電源變電站供電穩(wěn)定性，直接造成停電范圍擴大。

省內35kV變電站10kV母線的接線方式有單母線接線、單母線經隔離開關分段接線以及單母線經斷路器分段接線。對于10kV單母線接線以及單母線經隔離開關分段接線，當10kV母線發(fā)生故障時，不能通過分段斷路器隔離故障，會導致整條10kV母線停電，嚴重的可能導致故障擴大致使變電站全停。目前，省內35kV變電站中非單變變電站656座，其中10kV未分段的有220座，占比33.54%。

2.2 35kV線路未安裝備自投

35kV變電站一般為終端站，兩條35kV進線，為防止電磁環(huán)網(wǎng)，一條線路主供，另一線路熱備用。主供線路正常運行時帶全站負荷。當工作線路因故障跳閘造成母線失去電壓時，備自投裝置動作將備用線路自動投入，恢復供電，不會導致全站失壓。而線路無備自投裝置需通過調度指令切換至備用線路，會短時導致全站失壓。目前，省內有581座非單線變電站，其中453座變電站35kV線路無備自投，占比77.97%。部分變電站未安裝線路PT，不具備備自投動作條件，部分變電站具備條件但未安裝備自投裝置。由于無備自投裝置，導致變電站35kV雖然有2條出線，但是在運行過程中主供線路發(fā)生故障跳閘時不能自動切換到備用線路，需要人工切換，引起變電站短時全停[3-4]。

2.3 35kV線路未投入重合閘

根據(jù)省內35kV變電站全停事件統(tǒng)計，江西電網(wǎng)35kV線路跳閘原因中，雷擊跳閘的占比最大，接近80%。當35kV線路發(fā)生雷擊等瞬時故障時，若線路安裝重合閘，重合閘動作可以恢復35kV線路供電，避免變電站全停。根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，江西公司共有192座35kV變電站未投入線路重合閘，導致35kV線路雷擊跳閘率居高不下，直接影響35kV變電站供電可靠性。部分變電站保護裝置無重合閘功能，部分35kV線路未安裝線路PT，導致線路重合閘不能正常運行。

省內部分35kV線路保護有重合閘功能，由于變電站有分布式電源接入，由于擔心非同期合閘對分布式電源產生沖擊，運行中未投入線路重合閘。傳統(tǒng)配電網(wǎng)的繼電保護，都是以單側電源的配電網(wǎng)為基礎設計，其潮流從電源到用戶都是單向流動，系統(tǒng)保護的設計通常在變電站線路側安裝三段式電流保護，主饋線上裝設自動重合閘裝置，保證在饋線發(fā)生瞬時性故障時，快速回復供電，提高系統(tǒng)供電可靠性。然而隨著分布式電源在配電網(wǎng)的大量并入，致使原有的單電源放射狀網(wǎng)絡變?yōu)橐粋€遍布電源和負荷的網(wǎng)絡。分布式電源接入配電網(wǎng)后，若故障出現(xiàn)在系統(tǒng)電源和分布式發(fā)電之間的線路上，此時若分布式電源仍然并列于配電網(wǎng)，則有可能在自動重合閘動作時造成非周期重合閘，會對配電網(wǎng)和分布式電源產生沖擊和破壞。

2.4 一次設備故障

35kV變電站全停中90%是由線路故障引起，主要故障類型包括雷擊跳閘、外破、樹障、電纜終端頭故障。

除了35kV線路故障外，變電站站內一次設備故障是導致變電站全停的主要原因，35kV變電站內一次設備存在的主要問題包括：老舊設備、內置CT斷路器、GG1A型開關柜等。

3 防止35kV變電站全停措施

3.1 系統(tǒng)網(wǎng)架完善

1）對于省內281座單線、206座單變35kV變電站，若預留了線路或主變間隔，應盡快擴建35kV線路或主變，防止因單線或單變停運導致整個變電站全停。

2）增加110kV電源點，避免35kV變電站串供，防止1條35kV線路跳閘引起多座變電站停運。

3）對于10kV母線未分段變電站，具備條件的應在10kV母線加裝分段開關，或對10kV開關進行整體改造。同時完善主變低后備保護跳閘邏輯，防止因10kV線路保護拒動或10kV開關拒動導致變電站兩臺主變同跳。

3.2 自動化裝置改造

1）對于35kV架空或混合線路應投入重合閘功能，不具備條件的應進行改造，包括加裝線路PT，更換保護裝置等。

2）對于大容量分布式電源接入的35kV變電站，重合閘裝置可采用檢無壓重合或者延長重合時間。防止重合閘動作造成非同期沖擊，不具備條件的應對重合閘裝置進行改造。

3）省內共有453座35kV變電站有2條及以上35kV出線且未安裝線路備自投，要求盡快安裝線路備自投裝置，不具備條件的應進行改造，包括加裝線路PT等。

4）線路重合閘及備自投應按照要求相互配合，線路備自投動作時間應大于線路保護各邏輯動作時間之和，以避免備自投裝置出現(xiàn)誤動或拒動的情況時，導致發(fā)生更加嚴重的電網(wǎng)事故。

3.3 一次設備運維檢修

1）采用內置CT的斷路器應更換為外置CT型式或罐式斷路器。

2）同類故障多、整體狀況差，防污等級不滿足要求，機構與本體不匹配的老舊隔離開關逐步安排更新改造。對于不符合完善化要求但運行狀態(tài)尚可的老舊隔離開關進行完善化改造。

3）老舊GG1A型開關柜應逐步更換。

4）開展35kV線路差異化防雷改造，結合運行經驗和雷區(qū)分布圖制定差異化防雷計劃。梳理雷擊頻繁線路并制定切實有效的治理方案。通過完善線路架空地線、降接地電阻、加裝避雷器、更換低零值絕緣子、增加絕緣子片數(shù)等運維手段，提升線路防雷能力降低線路跳閘率。

4 結語

1）江西省接近90%的35kV變電站全停事件是由35kV線路跳閘引起的。接近80%的35kV線路跳閘故障是由雷擊引起的。

2）應完善35kV變電站網(wǎng)架結構，加強自動化裝置改造，配合一次設備運維檢修，減少35kV變電站全停。