茂名地区220kV旁路代路风险分析与预控措施

陈 童

（广东电网有限责任公司茂名供电局，广东 茂名525000）

0 引言

广东茂名地区现有6座变电站设有220kV旁路开关，当线路或主变开关停运时，可以用旁路开关代路运行，以减少停电时间，保证供电持续性，但也存在许多风险，给运行和维护带来一系列问题。为加强茂名地区220kV旁路代路的风险管控，杜绝相关事故事件发生，本文对茂名地区2011—2014年220kV旁路的运行情况进行分析，并提出了一些预控措施。

1 220kV旁路的运行情况及保护配置

1.1 旁路的运行情况分析

2011—2014年，茂名地区220kV旁路代路87次，平均每月有1.85次，代路总时间3 204.2h，平均每次代路36.8h，其中单次代路最长时间556.8h。代路的原因很多，其中CT本体SF6气体泄漏缺陷处理代路39次，占比44.8%；计划性定检维护代路32次，占比36.8%；其他紧急缺陷处理代路16次，占比18.4%。代路运行情况存在以下突出问题：（1）单次工作代路时间过长。河东站名河乙线C相CT本体SF6气体泄漏返厂维修，代路时间长达538.7h，金山站金利甲线A相CT本体SF6气体泄漏返厂维修，代路时间长达556.5h。代路期间，线路长时间单套主保护运行，严重影响运行可靠性。（2）缺陷处理工作安排不合理。河东站名河乙线代路12次，原因均为C相CT本体SF6气体泄漏补气；金山站名金甲线代路11次，原因也均为B相CT本体SF6气体泄漏补气。频繁的代路操作，大大增加了运行人员误操作的风险。（3）代路原因不合理。榭平岭站2014年10月代路进行220kV线路间隔的计划性大修工程，11月又依次将所有220kV间隔代路或停电进行220kV母差失灵保护的改造，造成两个月内重复代路或停电。

1.2 旁路的保护配置分析

茂名地区220kV旁路保护均为纵联距离零序保护，配置情况如下：（1）线路保护均配置了纵联保护，满足代路时至少有一套快速保护的要求。由于旁路代路的需要，各线路间隔保护均为“光差＋纵联”配置。（2）旁路保护与纵联保护存在厂家和型号不匹配的情况。旁路代路过程中，旁路保护需要与不同厂家的收发信机配合，投退分相式命令。（3）220kV主变保护按“大差＋小差”配置，大差电流取开关CT，小差电流取套管CT。变高或变中旁路代路时，需要退出大差保护。在变中代路运行时，大差退出后需要投入阻抗保护并将时限改为0.1s，作为小差的补充。

2 旁路代路风险分析

2.1 旁路代220kV线路风险分析

（1）本线开关与旁路开关同时并列运行时，本线保护或旁路保护只有一套主保护有收发信通道，且由于本线开关与旁路开关分流，当发生线路故障时，本线和旁路的纵联保护的故障电流因达不到动作值，可能无法动作切除故障，需要靠后备保护动作才能切除，故障切除时间可能达到3s以上，同时也扩大了故障停电范围，对系统稳定造成极大影响。（2）旁路代路时，线路差动保护退出，灵敏度下降，当发生高阻接地时，纵联保护可能拒动或故障切除时间延长。过去曾出现过220kV线路发生高阻接地，差动保护可靠动作而纵联保护拒动的情况。（3）由于旁路保护按单套配置，代路运行时，导致长期单套主保护运行，不满足“N－1”的要求，保护可靠性大大降低。且代路过程中，一旦PT回路异常告警，纵联保护将自动退出，失去主变保护。（4）若本线与旁路的纵联保护厂家和型号不一致，代路前需要退出两侧纵联保护的分相式命令功能。同杆多回线路发生跨线故障时，无法保证保护动作的选择性，可能无法正确选相跳闸。

2.2 旁路代220kV主变变高风险分析

（1）旁路代变高开关运行时，由于大差保护退出，主变差动保护范围缩小，在旁路开关CT与变高套管CT之间的引线存在保护死区，若在此范围内发生故障时，将无差动保护快速切除故障，只能靠旁路保护中的距离保护跳开旁路开关，但变中、变低依然提供故障电流，需要主变的后备保护跳开主变三侧开关，故障切除时间将大于2s。变中代路过程中也需要大差退出，与变高开关一样，也会造成变中开关CT与套管CT之间引线存在保护死区。（2）代路操作过程中，存在变高开关与旁路开关并列运行的情况，由于开关分流，当发生引线故障时，旁路保护和主变高后备保护均可能不动，此时也需要相邻线路及变中、变低后备保护切除故障。（3）因为变高失灵电流固定取变高开关CT，旁路代变高开关运行时，若发生主变区内故障而旁路开关失灵，失灵保护即使收到启动失灵开入，但变高失灵电流为0，无法满足失灵动作条件，需要由相邻线路或主变的远后备保护切除故障，故障切除时间将大于2s。（4）旁路代变高开关运行时，若变中或变低侧发生区内故障而旁路开关失灵，由于变高是强电源端，变中或变低是弱电源端，主变本身存在一定阻抗等原因，可能导致高压侧母线电压波动较小，不满足失灵复压定值，需要解除复压闭锁，使失灵保护动作切除故障。但在茂名地区，大部分主变变高失灵解复压闭锁回路串接了失灵电流判别接点，将无法实现失灵解复压闭锁功能。此时，需要由相邻线路或主变的远后备保护切除故障，故障切除时间将大于2s。

3 旁路代路运行风险的防控措施

根据茂名地区旁路开关的运行及维护现状，为加强对上述风险的管控，建议采用以下几点防控措施：（1）采用综合停电的方式，减少旁路代路次数。大多数旁路代路都是计划性工作需要，如保护自动化定检、开关按年限大修、执行反措、保护改造等。考虑220kV间隔单套主保护拒动对系统稳定的恶劣影响，建议计划性工作尽量通过综合停电的方式开展，以减少旁路代路的次数。（2）合理设置代路定值区。代路时电流差动保护退出，单套纵联保护运行，此时应对两套线路保护的距离保护定值进行调整，将接地距离Ⅱ段时延整定为0.4s，相间距离Ⅱ段时延整定为0.2s，以保证旁路代路时本线与相邻线的后备保护在时间上的选择性。（3）建议主变保护或母差失灵保护厂家在保护逻辑上完善主变开关失灵联跳主变三侧功能。取消断路器保护的失灵电流判别功能，使在母差失灵保护中集中实现，当主变不代路时，失灵电流取本线，当主变变高代路时，失灵电流取旁路，从程序上实现电流切换，从而实现了旁路代主变变高运行，且发生区内故障时，旁路开关失灵可以联跳主变三侧。同时也解决了主变变高旁路代路时，旁路开关失灵无法解除复压闭锁的问题。（4）加强对运行人员代路风险及预控措施的宣贯。加强对主变引线保护死区的巡视；熟悉各定值区的定义，防止代路操作过程中误切定值区；熟练代路操作流程，合理安排现场操作，尽量缩短操作时间。同时，加强对旁路开关的巡视维护，降低旁路开关失灵拒动风险。（5）推行CT本体带电补气技术。茂名地区旁路代路操作有接近一半是由于CT本体SF6气体泄漏需要补气，建议推行CT本体带电补气技术，减少因补气而进行的代路操作。（6）统一技术标准，不同厂家收发信机与保护装置兼容。目前旁路代线路运行需要退出纵联保护的分相式命令，主要是因为旁路保护与收发信机不匹配。建议各厂家统一技术标准，使不同厂家不同型号的保护装置和收发信机实现兼容，旁路代路时就可以不考虑分相式命令投退的问题。（7）旁路保护也实现了双重化配置，而且配置光差保护，在旁代操作时进行光纤通道切换。尤其最近几年随着220kV数字化变电站的发展，统一技术标准，可以实现不同厂家不同型号的光差保护的配合。

4 结语

本文根据茂名电网220kV旁路开关的运行实际，分析了旁路代路过程中存在的长期单套主保护运行、主变引线存在死区、旁路开关失灵无联跳主变三侧功能等一系列风险，有针对性地提出了一系列预控措施，在一定程度上有效地降低了旁路代路时因故障无法快速切除而造成电网事故的可能性。

［1］广东省电力调度中心.广东省电力系统继电保护反事故措施及释义（2007版）［M］.北京：中国电力出版社，2009.

［2］广东电网电力调度控制中心.广电调控继〔2013〕67号 关于加强旁路代路风险管控的通知［Z］.