一台半断路器接线方式配串特性分析及其限制短路电流措施

边宏宇，张 田，王 凯，黄畅想，吕 鹏

（1.国家电网公司华中分部，湖北 武汉 430077；2.中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071；3.国网江西省电力有限公司，江西 南昌 330077；4.南瑞集团有限公司，江苏 南京 211106；5.北京科东电力控制系统有限责任公司 北京 100192）

0 引言

近年来，随着国家“西电东送”战略的逐步深入，特高压跨区联网工程持续投产，国网系统基本形成了东北、西北和西南三个大送端电网，以及华北、华东和华中三个大受端电网。以上电网中除西北电网采用330 kV主网架以外，其它五个区域电网均采用500 kV主网架，500 kV 系统在整个电力系统中承上启下，既要转供500 kV 层面电源及特高压交直流馈入电力至220 kV 电网负荷侧，又要在稳态调压、故障后暂态稳定及中长期动态稳定中全面支撑，因此500 kV 主网架的安全可靠运行对特高压混联大电网至关重要[1-3]。

目前500 kV厂站主流接线方式为一台半断路器主接线方式，一台半断路器接线方式具备技术和运行条件成熟、供电可靠性高、运行方式灵活等特点，在我国跨区联网以及实现清洁能源大范围优化配置中发挥了重要作用，对其关注程度日益提升[4-8]。同时，双母线一回检修另一回跳闸等故障，可能引起的电网拓扑结构大幅变化、系统阻抗大幅降低而造成的潮流分布不均衡降低输电能力、稳定特性降低及继电保护不适应等问题，逐渐成为国内外电力工业界和学术界关注点[9-13]。

文献[14]针对3/2接线方式在一次设备或开关处于检修方式下，发生某些故障模式可能会造成多个设备停电的风险，基于网络拓扑分析和保护动作逻辑的设备风险在线辨识技术，实现了一次设备或开关检修后自动识别出具有N-2以上停电设备的潜在故障模式。文献[15]针对3/2接线方式发生死区故障时断路器的切除范围扩大的问题，分析了在不同保护CT配置方式下的死区故障的特点，提出了一种死区故障隔离与误切元件快速恢复的方法，可快速恢复切除死区故障时的误切断路器，从而显著提高系统的安全稳定运行水平。文献[16]结合盐都变3/2 断路器接线方式的现场实际和典型操作票内容，从操作顺序上给出合理步骤，可避免带负荷拉、合隔离开关误操作。文献[17]针对3/2接线系统故障诊断时容易误判的情况，提出一种计及死区故障的Petri网故障诊断方法，通过逻辑辨识死区故障和时序约束检查断路器及其保护，对诊断模型的结构和参数进行修正，提高了诊断的准确度和容错性。

目前，研究一台半断路器主接线方式特点及运行特性的文献相对较少，因此文中主要对一台半断路器主接线方式的特性及面临的潮流疏散、故障影响及合理配串等问题进行了研究，重点针对该接线方式下拉停断路器限制短路电流进行了分析，并以实际厂站算例进行仿真计算验证其有效性。

1 一台半断路器接线方式的主要优点

以图1为例说明一台半断路器接线主要特性。图1为一个典型的一台半断路器接线变电站，共有4个完整串和1个不完整串组成。实际电网中根据厂站的位置和功能不同，大致有2～8串构成，但特性与图1所示厂站类似。一台半断路器接线主要有以下4个优点。

1）供电可靠性高。正常情况下，2条母线和所有断路器均处于运行状态并形成环路，每条线路均由2台断路器供电，正常运行方式下有效保证了每条出线的运行可靠性，任一台断路器偷跳或停用均不影响出线正常运行。

2）运行方式灵活。运行设备需要定期或临时检修，以图1变电站为例，非同一出线的任意2台断路器可同时停运且不影响线路或变压器运行，任一母线停用均不影响线路或变压器运行，即使在极端情况下两条母线均停用，仍可保证一部分线路和变压器出串运行。

图1 典型一台半断路器厂站示意图

3）运行操作简单。母线转停运、备用及运行等状态仅需操作母线侧断路器及隔离开关，出线转以上方式也仅需操作出线所连断路器及隔离开关。

4）可通过拉停断路器限制短路电流，具备操作简单、应急性强、普及性广及节省投资等特点。可通过拉停部分断路器强制改变站内环流路径，在母线或出线短路时可降低最后一个断开的断路器所需遮断的短路电流。

2 一台半断路器接线方式主要风险

一台半断路器接线方式主要是加强了厂站内所有出线及母线的电气联系，对整个电网而言一个厂站聚合为一个节点，优点较为明显。但由于电气联系密切，可能存在一回母线停用后另一回母线跳闸或一回母线停用后对侧母线所连的多回同杆并架出线同时跳闸等故障造成主网架明显削弱的风险，容易造成潮流疏散能力及暂态稳定特性下降等情况，以下分别说明。

2.1 任一母线停运后另一母线跳闸风险

以图1 所示变电站为例，若Ⅰ母线停用方式下Ⅱ母线跳闸，则第5 串的线路4 断开，1～4 串分别出串运行，电网拓扑结构变化较大，实际运行中主要有以下常见风险：

1）潮流疏散困难。变电站所有支路出串后系统等值阻抗降幅较大，容易造成两个厂站之间潮流均衡分布的多回线路线路产生潮流分布不均衡甚至反向，进而引起线路过载的情况。

图1 中线路5 和线路6 为该变电站与另一变电站的同杆并架联络线路，出串后线路5 串接线路1，线路6 串接1 号变压器，一般变压器电抗大于线路电抗，因此原线路6 的潮流会大幅转移至线路5。极端情况下，若1 号变压器初始功率为上网，则线路5 和线路6 潮流反向。以上潮流分布不均衡后容易导致线路5 和线路1 过载，影响系统安全稳定运行。

2）暂态稳定性大幅变化。一回母线停用后若另一回跳闸，系统拓扑结构大幅变化，可能存在厂站间同向多回线路同时断开的情况，暂态功角及电压变化剧烈，甚至超出系统极限而失稳。另外，所有支路出串后系统等值阻抗增大，若连续发生其它故障也可能进一步突破稳定极限而失稳。

2.2 母线停运后对侧同杆线路跳闸风险

以图1 所示变电站为例，若Ⅰ母线停用方式下对侧同杆并架线路5和线路6同时跳闸，则线路1和1号变压器被动断开，电网拓扑结构变化较大，实际运行中主要有以下常见风险：

1）潮流疏散困难。4 回出线同时断开过程中潮流大幅转移至其它线路及变压器，断开后系统等值阻抗变大，容易造成该厂站剩余线路及变压器重载及过载的情况，影响系统安全稳定运行。

2）暂态稳定性大幅变化。一回母线停用后若对侧同杆并架线路同时跳闸，系统拓扑结构大幅变化，暂态功角及电压变化剧烈，甚至超出系统稳定极限而失稳。故障后系统等值阻抗变大，若相继发生其它故障也可能进一步突破稳定极限而失稳。

3 拉停断路器限制短路电流影响分析

近年来，随着电网结构逐步加强，短路电流超标问题凸显，另外由于目前500 kV 主网厂站中还存在同一厂站内多组遮断容量为50 kA和63 kA断路器混联的情况，为限制短路电流而采取的拉停线路、加装串抗、限制开机方式等措施又会不同程度削弱网架或降低运行方式的灵活性，导致系统稳定水平下降，可能影响500 kV主网架安全。

相对于以上以削弱网架结构为代价的短路电流限制措施，一台半断路器接线方式具有天然优势。拉停任一完整串的中间断路器可将任一母线短路故障后最后一个断开的边断路器所需遮断的短路电流变为初始厂站短路电流减去拉停串对侧出线的短路贡献电流，拉停任一完整串的边断路器可将任一出线侧短路故障后最后一个断开的边断路器所需遮断的短路电流变为初始厂站短路电流减去拉停串对侧出线的短路贡献电流。拉停断路器既可有效降低短路电流，又可避免初始方式下削弱网架结构，因此需要重点研究。

3.1 拉停边断路器限制短路电流原理

图2 所示为某500 kV 变电站结构图，共9 条线路出线，2 条变压器出线，遮断容量为50 kA 的断路器9台，分别为5011、5012、5031、5032、5041、5042、5043、5052和5053。图2中实线、虚线及无填充分别标注遮断容量为63 kA、50 kA 和拉停的断路器。若不采取措施，母线或变压器出口侧短路电流达到51.7 kA，超过断路器可遮断电流50 kA。

图2 变电站结构图

3.1.1 变压器出口侧故障限制原理

一般来说，由于变压器电抗大于同电压等级的线路电抗，厂站短路期间变压器贡献的短路电流远小于线路贡献的短路电流，因此分析时主要考虑变压器出线侧短路后相邻断路器能否安全遮断。图2中考虑1号变压器出口侧三相短路故障，5011和5012跳闸，考虑到断路器断开时间不可能完全一致，按以下2 种情况考虑：

第一种情况，5011 最后断开，则5011 需断开的短路电流为全接线短路电流与线路9 支路电流的差值（计算值49.4 kA），可安全跳闸。

第二种情况，5012最后断开，则5012需断开的短路电流仅为线路9支路电流，可安全跳闸。

对于2 号变压器出口侧三相短路故障，由于5021、5022、5023 遮断容量均为63 kA，所以可安全断开。若第2 串有遮断容量为50 kA 的断路器，其原理同1号变压器。

3.1.2 母线故障限制原理

考虑Ⅰ母线三相短路故障，断路器5011、5031 或5041 最后跳闸，考虑到断路器遮断时间不一致，分如下2种情况。

第一种情况，5011 最后断开，若提前拉停5013，则5011 需要遮断的短路电流仅为1 号变压器与线路9支路电流的总和，则5011可安全遮断。

第二种情况，5031或5041最后断开，若提前拉停5013，则5031 或5041 需要遮断的短路电流为1 号变压器和线路9 所在串出串后的母线短路电流（计算值49.2 kA），5031或5041可安全遮断。

对于2 号母线三相短路故障，同理可提前拉停5051，分析过程同上。

3.2 拉停中断路器限制短路电流原理

以图3 所示（同图1）为例进行分析，共7 条线路出线，2 条变压器出线，所有断路器遮断容量均为63 kA，若不采取措施，母线或变压器出口侧短路电流达到64.2 kA，超过断路器可遮断电流63 kA。断开中断路器主要适用于母线短路后限制母线所连的最后一个断开的断路器所需遮断的短路电流。

图3 变电站结构图

Ⅰ母线三相短路故障，断路器5011、5021、5031、5041、5052 需要跳闸，考虑到断路器断开时间不一致，由于该变电站所有断路器遮断容量均为63 kA，提前拉停5012 和5022 后，可分如下3 种情况。Ⅱ母线三相短路故障分析同理。

第一种情况，5011 最后断开，则5011 需要断开的短路电流仅为1 号变压器支路电流（计算值2.2 kA），可安全跳闸。

第二种情况，5021最后断开，则5021需要断开的短路电流仅为线路3 支路电流（计算值8.2 kA），可安全跳闸。

第三种情况，5031、5041 或5052 最后断开，则上述任一断路器需要断开的短路电流为全接线短路电流与线路3、1 号变压器短路分支电流的差值（计算值55.2 kA），可安全跳闸。

4 拉停断路器限制短路电流的优点

文中所述的拉停一台半断路器接线变电站断路器的措施，既可降低1 条或2 条支路的短路电流，又可保持初始正常方式全接线运行，避免采取停机、加装串抗等措施带来的降低稳定性、增加投资以及大负荷方式下限制开机而影响供电能力等影响，需要根据不同厂站实际接线方式具体分析。另外，拉停同一串上的两个边断路器后也是以上措施中的一种特殊情况，但会造成初始方式下2 条线路出串运行，短路电流超标较多时可采取此措施。

以图2 厂站为例，若采取停机措施，则至少需要停4 台及以上装机容量为600 MW 及以上的机组，可能导致大负荷方式下无法满足供电需求，并降低电压支撑能力；若采取更换断路器的措施，按更换单台500 kV 断路器需400万元考虑，该变电站仅更换断路器就需增加投资3600 万元；若采取拉停线路或加装串联电抗器的措施，则会降低电网稳定性并增加投资。相比之下，拉停断路器具备较强的稳定性、经济性及推广价值。

5 拉停断路器限制短路电流适用范围

以上拉停断路器限制短路电流虽然可在不影响电网初始方式前提下，有效降低短路电流，但存在一定的适用范围，主要有以下三点：

1）该变电站为一台半断路器接线，这是由拉停断路器限制短路电流的原理决定的。

2）该变电站短路电流超标幅度不大，一般以不超过8 kA 为宜。拉停断路器限制短路电流最多可降低2 条支路的分支短路电流，若短路电流超标幅度过大，可能无法降低至断路器可遮断容量之内，需要具体分析。若恰好每条变压器支路均与分支短路电流较大的线路同一串，则拉停边断路器限制变压器支路短路电流效果较好；若恰好每条分支短路电流较大的支路同一串，则拉停中断路器限制母线短路电流效果较好。

3）该变电站任意2台变压器不能接入同一串中。一般变压器分支短路电流均较小，例如750 MVA 变压器分支短路电流均为2 kA 左右，考虑断开该变压器支路后短路电流从其他支路重新分配，则变压器分支短路电流可能降低至1 kA 以下。若2 台变压器接入同一串，则拉停断路器对短路电流限制效果非常有限。

6 一台半断路器接线方式配串建议

根据上述分析结果，并结合实际电网运行经验，针对一台半断路器厂站规划及建设提出如下原则和建议。总体原则：全接线及检修方式下，发生N-1 或N-2 故障后，应最大限度保持电网结构的完整性，避免主要输送断面输送线路同时被迫断开或形成环网而产生大范围潮流转移；末端应与主网之间至少应保持一个通道，避免末端解列影响供电；应避免多台变压器同时断开或环网运行；应避免大容量发电厂全停。同时配串方案还应统筹考虑短路电流、本期规划、远期规划及过渡方案等内容。

主要配串建议如下，实际规划实施中需要统筹考虑，根据实际情况突出重点，舍小保大。

1）同一串应尽量采取“线路—变压器”、“线路—电源”或“线路—线路”方式。

2）同输电方向线路应尽量安排在不同串，以避免出串后2 条线路形成环网，此条建议主要是防止双母线同停后，多条同输电方向线路形成环网而造成输电通道能力大幅降低。

3）主通道输电线路应配置于完整串，避免母线同停后重要输电线路被动停运，以尽量保证主通道输电能力。

4）变压器支路应尽量与电气距离小且短路分支电流大的线路配一串，有利于后期可采取拉停断路器限制短路电流的措施。

5）大功率电源支路不应全部与变压器配串（电源为单元接线除外），避免母线同停后大功率电源同时通过变压器下网而引起220 kV 电网过载。

6）同一变电站内的变压器通常下供相同片区负荷，不同变压器应接入不同串以避免出串后多台变压器两两形成环网，不同变压器不应同时与几回同杆并架线路所在串配串，以避免变压器所连母线停运后，对侧同杆线路同时跳闸导致多台变压器同时断开。主要是防止多台变压器形成环网或同时断开而造成地区下网能力大幅降低并影响供电。

7）条件允许情况下尽量避免“半串”方式，即一串只接1 回出线，以避免双母线同时失去后该出线被动断开。若受客观条件或远期规划限制，应尽量将次要输电线路配至“半串”。

8）与末端局部电网相连线路不应配在一串，以避免出串后这些线路两两形成环网，此条建议主要是防止双母线同停后，本厂站与末端厂站的多条线路形成环网而造成末端厂站供电能力大幅降低。

9）单个厂站串数不宜过多，建议不超过8～9串，既可有效控制厂站电路电流不超标，又可避免双母线同时失去后电网拓扑结构剧烈变化及系统阻抗大幅降低而造成稳定性降低。

7 结语

文中主要针对大部分500 kV 厂站采取的一台半断路器主接线方式优点及面临的问题进行了分析，并结合实际电网运行经验，针对规划及建设提出了厂站配串建议。其中重点分析了该接线方式下拉停断路器对限制短路电流的影响，并以实际厂站算例进行计算，说明了拉停断路器限制短路电流的原理及效果，提出了该方法的适用范围。主要结论以下：

1）一台半断路器主接线方式具备技术和运行条件成熟、供电可靠性高、运行方式灵活等特点，适合于构建500 kV主网架。

2）一台半断路器接线方式加强了厂站内所有出线及母线的电气联系，使得一个厂站聚合为一个节点，可能存在一回母线停用后另一回母线跳闸、或一回母线停用后对侧多回同杆并架出线同时跳闸等故障造成主网架明显削弱的风险，容易造成潮流疏散、暂态稳定特性下降等情况。

3）一台半断路器接线方式具备拉停断路器控制短路电流的天然优势，该方法既可有效降低短路电流，又可避免初始方式下削弱网架结构，具备较强的经济性及推广价值。

4）新500 kV 厂站的规划、建设以及现有厂站改扩建过程中应充分考虑内部配串的合理性，避免故障后输变电通道能力大降低。