江西电网35kV变电站全停原因分析及防范措施研究

万 华，徐碧川，谢国强，张 竞

（国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌330096）

0 前言

保证供电可靠性是电力系统运行中的一项极为重要的任务。中断用户供电，会导致生产停顿，生活混乱，甚至危及人身和设备的安全，给国民经济造成极大损失。电力系统运行的首要任务是满足用户对供电可靠性的要求。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用，主要包括变压器、开关设备、建筑物以及电力系统安全和控制所需要的设施，是电力系统的重要组成部分，变电站全停将会严重影响电力系统供电可靠性[1-2]。

江西电网目前共有800多座35kV变电站，在运行过程中，频繁发生外部故障导致变电站全停的现象，严重影响供电可靠性。为了减少省内35kV变电站全停次数，提高35kV变电站供电可靠性，本文针对省内35 kV变电站全停案例，分析导致35kV变电站全停的原因。梳理了省内35kV变电站存在的问题，并从系统网架完善、设备改造以及运维检修等方面提出针对性措施，为供电公司对35kV变电站分类改造提供依据。

1 江西电网35kV变电站全停事件

1.1 变电站全停定义

根据《国家电网公司安全事故调查规程》，变电站全停指该变电站各级电压母线转供负荷（不包括站用变）均降到零。对于35kV变电站全停，是指35kV母线和10kV母线转供负荷降为零。本文依据该规程的定义确定变电站全停事件。

1.2 35kV变电站全停统计

2016年至2019年，经不完全统计，江西公司发生35kV变电站全停事件554起。按照故障原因分类，其中35kV线路故障494次，占比89.17%，10kV线路故障越级跳闸19次，占比3.43%，站内一次设备故障18次，占比3.25%，站内异物短路11次，占比1.99%，保护误动9次，占比1.62%，其他原因3次，占比0.54%。具体情况如图1所示。

图1 变电站全停原因分类

494起35kV线路故障中，雷击395次，占比79.96%，电缆终端故障41起，占比8.30%，外破20次，占比4.05%，树障8次，占比1.62%，山火6次，占比1.21%，其他原因24次，占比4.86%。具体情况如图2所示。

图2 35kV线路故障原因分类

根据全省近3年35kV变电站全停事件统计，可以发现35kV线路跳闸是导致35kV变电站全停的主要原因，占比接近90%。另外，统计35kV线路跳闸原因，雷击跳闸的占比最大，占比接近80%。

2 35kV变电站全停原因分析

2.1 系统网架结构薄弱

根据第3章中江西电网35kV变电站典型接线，35 kV单线的情况下，变电站只有一个电源点，若该条电源线发生故障跳闸，将导致变电站全停，严重影响供电可靠性。同理若变电站只有1台主变，当主变间隔发生故障跳闸，也会影响整个35kV变电站供电。目前，江西电网35kV单线变电站281座，占比32.60%。单变变电站206座，占比23.90%。单线且单变的变电站114座，占比13.23%。这些变电站在运行中供电可靠性低，由于线路或站内设备故障频繁导致变电站全停。

在35kV配电网中，经常有几座35kV变电站串接在1条35kV线路上。变电站串接时，35kV线路跳闸将导致35kV变电站全站失压同时影响后端串电源变电站供电稳定性，直接造成停电范围扩大。

省内35kV变电站10kV母线的接线方式有单母线接线、单母线经隔离开关分段接线以及单母线经断路器分段接线。对于10kV单母线接线以及单母线经隔离开关分段接线，当10kV母线发生故障时，不能通过分段断路器隔离故障，会导致整条10kV母线停电，严重的可能导致故障扩大致使变电站全停。目前，省内35kV变电站中非单变变电站656座，其中10kV未分段的有220座，占比33.54%。

2.2 35kV线路未安装备自投

35kV变电站一般为终端站，两条35kV进线，为防止电磁环网，一条线路主供，另一线路热备用。主供线路正常运行时带全站负荷。当工作线路因故障跳闸造成母线失去电压时，备自投装置动作将备用线路自动投入，恢复供电，不会导致全站失压。而线路无备自投装置需通过调度指令切换至备用线路，会短时导致全站失压。目前，省内有581座非单线变电站，其中453座变电站35kV线路无备自投，占比77.97%。部分变电站未安装线路PT，不具备备自投动作条件，部分变电站具备条件但未安装备自投装置。由于无备自投装置，导致变电站35kV虽然有2条出线，但是在运行过程中主供线路发生故障跳闸时不能自动切换到备用线路，需要人工切换，引起变电站短时全停[3-4]。

2.3 35kV线路未投入重合闸

根据省内35kV变电站全停事件统计，江西电网35kV线路跳闸原因中，雷击跳闸的占比最大，接近80%。当35kV线路发生雷击等瞬时故障时，若线路安装重合闸，重合闸动作可以恢复35kV线路供电，避免变电站全停。根据统计数据，江西公司共有192座35kV变电站未投入线路重合闸，导致35kV线路雷击跳闸率居高不下，直接影响35kV变电站供电可靠性。部分变电站保护装置无重合闸功能，部分35kV线路未安装线路PT，导致线路重合闸不能正常运行。

省内部分35kV线路保护有重合闸功能，由于变电站有分布式电源接入，由于担心非同期合闸对分布式电源产生冲击，运行中未投入线路重合闸。传统配电网的继电保护，都是以单侧电源的配电网为基础设计，其潮流从电源到用户都是单向流动，系统保护的设计通常在变电站线路侧安装三段式电流保护，主馈线上装设自动重合闸装置，保证在馈线发生瞬时性故障时，快速回复供电，提高系统供电可靠性。然而随着分布式电源在配电网的大量并入，致使原有的单电源放射状网络变为一个遍布电源和负荷的网络。分布式电源接入配电网后，若故障出现在系统电源和分布式发电之间的线路上，此时若分布式电源仍然并列于配电网，则有可能在自动重合闸动作时造成非周期重合闸，会对配电网和分布式电源产生冲击和破坏。

2.4 一次设备故障

35kV变电站全停中90%是由线路故障引起，主要故障类型包括雷击跳闸、外破、树障、电缆终端头故障。

除了35kV线路故障外，变电站站内一次设备故障是导致变电站全停的主要原因，35kV变电站内一次设备存在的主要问题包括：老旧设备、内置CT断路器、GG1A型开关柜等。

3 防止35kV变电站全停措施

3.1 系统网架完善

1）对于省内281座单线、206座单变35kV变电站，若预留了线路或主变间隔，应尽快扩建35kV线路或主变，防止因单线或单变停运导致整个变电站全停。

2）增加110kV电源点，避免35kV变电站串供，防止1条35kV线路跳闸引起多座变电站停运。

3）对于10kV母线未分段变电站，具备条件的应在10kV母线加装分段开关，或对10kV开关进行整体改造。同时完善主变低后备保护跳闸逻辑，防止因10kV线路保护拒动或10kV开关拒动导致变电站两台主变同跳。

3.2 自动化装置改造

1）对于35kV架空或混合线路应投入重合闸功能，不具备条件的应进行改造，包括加装线路PT，更换保护装置等。

2）对于大容量分布式电源接入的35kV变电站，重合闸装置可采用检无压重合或者延长重合时间。防止重合闸动作造成非同期冲击，不具备条件的应对重合闸装置进行改造。

3）省内共有453座35kV变电站有2条及以上35kV出线且未安装线路备自投，要求尽快安装线路备自投装置，不具备条件的应进行改造，包括加装线路PT等。

4）线路重合闸及备自投应按照要求相互配合，线路备自投动作时间应大于线路保护各逻辑动作时间之和，以避免备自投装置出现误动或拒动的情况时，导致发生更加严重的电网事故。

3.3 一次设备运维检修

1）采用内置CT的断路器应更换为外置CT型式或罐式断路器。

2）同类故障多、整体状况差，防污等级不满足要求，机构与本体不匹配的老旧隔离开关逐步安排更新改造。对于不符合完善化要求但运行状态尚可的老旧隔离开关进行完善化改造。

3）老旧GG1A型开关柜应逐步更换。

4）开展35kV线路差异化防雷改造，结合运行经验和雷区分布图制定差异化防雷计划。梳理雷击频繁线路并制定切实有效的治理方案。通过完善线路架空地线、降接地电阻、加装避雷器、更换低零值绝缘子、增加绝缘子片数等运维手段，提升线路防雷能力降低线路跳闸率。

4 结语

1）江西省接近90%的35kV变电站全停事件是由35kV线路跳闸引起的。接近80%的35kV线路跳闸故障是由雷击引起的。

2）应完善35kV变电站网架结构，加强自动化装置改造，配合一次设备运维检修，减少35kV变电站全停。