500 kV变电站旁路代路风险分析

张静芳

（广东电网公司惠州供电局，广东 惠州 516003）

按照南方电网公司总调对500 kV系统稳定的分析结果，若直流落点区域中500 kV变电站故障不能快速切除，则有可能导致直流闭锁，使系统在380 ms后失去稳定。

500 kV惠州变电站是广东东部电网直流落点区域内的枢纽变电站，现已投运3台500 kV主变压器，变压器中压侧220 kV电气接线采用双母线带旁路形式。在220 kV旁路开关带主变变中开关运行时，为避免差动保护范围缩小，将主变差动保护中压侧电流回路取旁路开关CT回路。220 kV旁路代主变变中的过程中，旁路开关和主变开关合环、主变差动电流回路切换等操作，都可能会对保护的快速切除带来一定的影响。若主变发生故障导致保护不能快速切除，则可能造成直流闭锁，影响系统稳定运行。

1 旁路代路操作分析

1.1 旁路与主变断路器CT变比一致时

由于电流互感器输出的电流基本不变，当一次侧不带电时，电流互感器的阻抗约为几千欧，接近于开路，可以近似为电流源。

在旁路开关代路前，将旁路CT的电流回路接入主变差动保护的差电流回路，如图1所示。由于此时旁路开关处于分闸状态，主变中压侧开关处于合闸状态，旁路CT没有电流输出，即=0。旁路CT的电流回路对于主变差动回路而言近似开路，因而差动保护电流回路里只有主变三侧开关的电流，不会产生差流，差动保护也不会误动。

图1 500 kV主变变中代路电流回路

当旁路开关与被带主变开关合环时，2台开关均处于合闸状态，旁路电流互感器和主变开关电流互感器二次侧均有电流输出，2组电流输出并联进入了主变差动保护的差电流回路，这与一次侧的

当旁路开关代路后，旁路CT的电流回路接入主变差动保护，旁路开关为合闸状态，被带主变开关为断开状态，主变开关CT没有电流输出，即0，主变CT的电流回路对于主变差动回路而言近似开路，因而在差动回路里只有旁路开关和主变其他两侧开关的电流，没有差流产生，差动保护也不会误动。

正常运行(即没有代路)时，旁路接口屏接入各主变保护的电流回路均为短接状态。变电站1，2号主变变中开关CT与旁路开关CT变比一致，在1，2号主变变中代路操作过程中，合旁路开关前，无需退出主变差动保护，只需切换旁路开关CT接入主变保护的电流回路即可。即将旁路开关CT接入代路主变保护的电流回路改为“投入”，将接入其余主变保护的电流回路改为“断开”，切换完成后再合旁路开关，检查旁路电流正常后，再断开主变变中开关。

1.2 旁路与主变断路器CT变比不一致时

为使差动保护退出的时间尽可能缩短，其具体操作过程如下。代路操作过程中，在旁路接口屏和主变保护屏进行主变保护220 kV侧开关和旁路开关CT回路的切换，把旁路开关CT接入3号主变保护的电流回路改为“投入”，把接入其余主变保护的电流回路改为“断开”。切换完成后，退出主变2套差动保护，将主变保护定值切换到代路定值区，再进行旁路断路器合闸操作，然后断开主变变中开关，检查差动保护电流正常后恢复投入主变2套差动保护。这样，退出差动保护的时间仅为切换定值区、合旁路开关和断开主变开关的时间之和。

2 风险分析

代路的风险按存在时间的不同可分为2类：一类是代路倒闸操作时存在的风险，另一类是在整个代路期间均存在的风险。

2.1 代路倒闸操作时存在的风险

当旁路开关与主变断路器CT变比不一致时，代路操作需要退出主变差动保护来进行CT回路的切换。因退出差动保护期间主变没有快速保护，若此时主变及引线发生故障，主变将无法快速切除故障，只有主变和旁路后备保护一起动作才能切除故障，故障持续时间将超过3 s。

代路操作存在主变变中开关和旁路开关同时合环运行的过程。由于分支系数的影响，当主变或引线发生故障时，变中和旁路后备保护灵敏度降低，均可能无法动作，最终导致主变保护拒动，故障需上一级线路后备保护动作才能切除，从而使得故障切除的时间更长。这可能会破坏系统稳定，造成大面积停电甚至系统失稳的风险。

2.2 整个代路期间均存在的风险

在旁路代路运行期间，变压器只有单套主保护运行，单套主保护拒动时，需变压器后备保护动作才能切除故障，这可能会破坏系统稳定，造成大面积停电甚至系统失稳。

旁路开关代主变开关运行时，若发生主变中、低压侧故障且220 kV旁路开关失灵的情况，由于电压下降幅度较小，220 kV失灵保护不满足复压开放条件，则220 kV失灵保护有可能拒动，且在代路运行期间，将丧失旁路开关失灵联跳主变三侧开关的功能。若发生主变故障且旁路开关失灵无法跳开的情况，则需由主变后备保护跳开主变三侧，故障切除时间将超过2 s。

旁路代路时，如相应的定值、压板、通道等投退不正确，将可能导致保护不正确动作。当旁路与主变断路器CT变比一致时，运行人员在主变差动保护不退出的情况下进行电流回路的切换，如果旁路开关CT回路短接片操作不正确，将导致主变差动保护产生差流，使得主变差动保护存在误动风险，人员误操作造成保护误动作的风险增大。人员误操作造成保护误动作风险的触发因素不仅存在于代路倒闸操作期间，而且该风险将一直存在于整个代路期间。

3 防控措施

根据项目全生命周期风险管理(Lifecycle Risk Management)的要求，应从投资筹建、设计建造、生产服役到废弃全过程进行风险管理。针对不同阶段的风险采取相应的鉴别技术和危险与后果管理等方法，有效管理整个生命周期内的风险。对变中代路风险的防控措施，可分为近期、中期和远期3种。近期防控措施侧重加强日常运维、预试定检、优化运行操作方式和做好应急预案管理；中期防控措施侧重立项进行技术改造，根据设备风险评估结果指导技改检修计划的制订，通过调整设备功能、性能控制设备风险，将其纳入设备的技改检修项目并安排计划实施；远期防控措施则注重关口前移，规范技术标准、规划设计和可行性研究。

3.1 近期防控措施

在主变变中旁路代路时，应做好风险预控措施，尽量采用短时停电的方式，即先将变中开关转热备用后再代路。在紧急抢修等设备无法停电的情况下代路，应发布风险并做好线路越级跳闸事故预想，采取有效的措施防范代路风险。通过稳定计算、保护定值校核等方式，确保若出现保护拒动的情况能由相邻线路后备保护可靠切除，且保护切除时间满足系统稳定要求。

代路操作时，要严格按照现场运行规程检查差动保护通道和差流是否正常，注意旁路开关CT和本线开关CT的变比、保护型号、相关定值的修改等情况，严防误操作。

日常运维要做好旁路的防拒动检查，通过“三检两巡”，落实全方位维护的要求，并定期进行设备健康状态评估，及时消除设备缺陷。

3.2 中期防控措施

当旁路与主变断路器CT变比不一致时，代路操作必须退出差动保护，这将直接影响保护的快速切除。针对旁路与主变断路器CT变比不一致的情况，可申请更换主变变中CT，将变比改为相同变比的CT。

另外还可研究保护升级改造项目，在主变保护增设旁路侧，按各自的变比分别计算主变CT和旁路CT的电流采集量。对于现在的微机保护，无论是硬件还是程序软件，都可使二次侧电流正确反映一次接线的情况，消除因变比不一致而产生的不平衡电流。

3.3 远期防控措施

远期防控的根本方法是取消500 kV主变变中代路操作，防范因设备保护拒动带来系统失稳的风险。因此，应对现有的技术标准进行梳理、完善、明晰和细化，明确在标准电气接线中取消旁路，基建工程中规范变电站电气接线，尽量减少旁路接线的出现。

4 结束语

随着电网规模的扩大和电网联系的增强，双回路供电线路不断增多，旁路断路器对提高供电可靠性发挥的积极作用相对降低。同时，旁路代路操作复杂、代路过程中保护单套运行等因素影响了故障的快速切除。尤其对于在直流落点区域内的变电站，代路有可能导致直流闭锁，引发系统的稳定问题。因此，取消直流落点区域内的旁路断路器是当前风险控制的一种趋势。

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