成都地铁1号线皂角树主变电所35kV侧I、II段母线倒切负荷流程梳理及优化建议

成都地铁1号线皂角树主变电所35kV侧I、II段母线倒切负荷流程

梳理及优化建议

摘要：2016年2月13日皂角树主所因故障导致35kV侧2#接地变退出运行，电调按照供电系统安全运行的要求，将2#主变压器退出运行，闭合35kV母联断路器，由1#主变压器向本所供电范围内牵引及动力照明一、二级负荷供电。从故障发生到电调倒闸操作完成历时约75分钟，本文对整个故障处置过程进行梳理，提出接地变退出运行条件下电调人工实施主所35kV侧母线倒切负荷流程的优化建议，力求在安全运行条件下缩短恢复供电的时间。

关键词：35kV环网倒闸操作；接地变压器；母联备自投；共享主变电所

1、接地变退出运行后主所35kV侧母线倒切负荷的必要性

目前，成都地铁主变电所每段35kV母线上均设置一台接地变压器。

接地变压器的作用是在主变压器二次侧采用△型接线时引出中性点，用来连接接地电阻。当系统发生接地故障时，其对正、负序电流呈高阻抗，对零序电流呈低阻抗，使零序保护可靠动作。

接地变压器是接地故障时短路电流的通路，接地变压器退出运行后，零序保护无法可靠动作。

当皂角树主所35kV II段母线上的392断路器跳闸，2#接地变退出运行后，虽然设备仍在正常运行，但皂角树主所供电范围内（红花堰车辆段至华西坝站）35kV II段中压环

网已经失去了零序保护功能，若发生接地故障将无法切除故障，对设备运行及人员安全造成重大隐患。根据供电系统安全运行要求，当主变电所一台接地变退出运行时，应闭合35kV母联断路器，由另一段母线上的接地变来向35kV I、II段中压环网提供零序保护。

因此，接地变的故障必将导致主所35kV侧进行母线倒切负荷操作，同时对应的主变压器退出运行，实行单主变供电方式。

2、故障处置过程还原及优化分析思路

如图1所示，为故障发生后运营部门对整个故障的处置流程梳理。

图1 故障处置流程梳理

由上图可知，若想缩短整个故障处置时间，可从缩短故障确认时间、电调倒闸操作准备时间、电调倒闸操作时间三个方面入手进行研究；若想减小整个故障处置对运营的风险，关键是缩短电调倒闸操作时间。

3、供电系统存在问题及改进建议

（1）主变电所35kV母联备自投远方无法操作的问题

经与运营公司沟通，06：48电调命令主所值班员在当地退出35kV母联备自投，07：04完成现场操作，耗时16分钟。

经与运营公司沟通，目前1号线共二座主所的35kV母联备自投功能，均不能由电调远动操作，只能在主所当地操作，因此在故障处置时需花费更多时间。

因此，若将1号线共二座主所的35kV母联备自投纳入远动，可缩短故障处置时间。

（2）主变电所35kV母线倒切负荷需退出所有变电所35kV母联备自投的问题

由图1可知，在进行主所35kV母线负荷倒切操作之前，电调依次将主变电所供电范围内各变电所的35kV母联备自投退出。经与运营公司相关部门核实沟通，1号线退出一座主所供电范围内各变电所35kV母联备自投需耗时约5-8分钟（其时间长短与变电所数量有直接关系）。

然而，35kV母联备自投真的必须退出吗？

1）35kV母联备自投的作用

35kV母联备自投装置是在发生故障时，保护动作导致35kV一段母线失电的情况下自动投入母联断路器由另一段35kV母线供电的自动投切装置，其动作迅速，可迅速恢复供电。

35kV母联备自投装置应能区别故障停电和倒闸、检修停电，保证故障条件下母联自投实现安全送电，而倒闸、检修导致一段母线停电时母联不自投。

2）1号线变电所35kV母联备自投存在问题

1号线的主变电所、车站变电所35kV母联备自投启动条件为“失压”启动，即主要满足以下几个条件时启动母联备自投：

①一段母线失压，另一段母线有压。

②母联备自投未闭锁。

这种母联备自投的设计方案目前仅在上海地铁、成都地铁采用。以“失压”作为35kV母联备自投的启动条件，并不能区别故障停电和倒闸、检修停电。这也是皂角树主所在进行35kV母线倒切负荷时，必须人工操作提前退出所有变电所35kV母联备自投的原因。

3）解决方案

为缩短主所35kV母线倒切负荷前退出母联备自投所花费的时间，可采取以下两种方案。

方案一：电调采用程控卡片并控一键退出所有变电所的35kV母联备自投功能。此方案已在其他城市地铁线路采用，一键投退所有变电所母联备自投耗时仅为2分钟。

方案二：改造主变电所、车站变电所的35kV母联备自投启动条件为“失压+差动保护动作”。此时变电所35kV母线在倒闸、检修条件下的停电不会启动母联备自投。该方案目前已在广州、长沙、重庆、南宁等城市的地铁广泛采用。

方案比选：

方案二相比方案一可完全省去变电所倒闸、检修时退出35kV母联备自投的步骤，更节省时间。方案一完全依靠软件操作，其无法回避软件可靠性的问题，一旦出现软件问题将延长处置时间。

方案二相比方案一，省去相邻变电所母联备自投时间级差的配合问题，提高供电可靠性，也简化了供电车间检修作业需要变电所母线停电的流程。

对于成都地铁而言，采用方案二仅需对既有35kV母联备自投的启动逻辑进行改造，无改造难度，费用极低。

综上所述，推荐采用方案二。

（3）现有的主所35kV母线倒闸操作过程对行车组织、设备设施的影响

1）现有的主所35kV母线倒闸操作流程导致多个牵混所退出运行

为尽量平衡两台主变负荷，直流牵引负荷是均匀分布在主变电所35kV I、II段母线上的，即全线的牵混所依次接入35kV I、II段母线。以皂角树主所为例，红花堰车辆段、人民北路两座牵混所接入35kV I段中压环网，升仙湖、天府广场两座牵混所接入35kV II段中压环网。

经与运营公司沟通，在07：28-07：46的18分钟内，皂角树主所35kV II段母线失电，导致升仙湖、天府广场2座牵混所整流机组退出运行，即皂角树主所供电范围内50%的牵混所退出运行。其中，升仙湖牵混所退出运行3分40秒，天府广场牵混所退出运行5分40秒。最终由人民北路、省体育馆两座牵引变电所构成“大双边”支援供电，同时人民北路牵混所单边支援供电至升仙湖站。

2）牵混所整流机组容量设计原则

根据地铁设计规范及供电系统设计原则：

①整流机组容量按照只考虑一座牵混所退出运行的情况进行设计。

②整流机组负荷等级应满足GB/T 10411-2005规定，即：

100％额定负荷──连续

150％额定负荷──2小时

300％额定负荷──1分钟

因此牵混所整流机组容量满足相邻牵混所退出，在“大双边”支援供电条件下1.5倍过负荷运行2小时的能力。

3）多个牵混所退出运行对行车组织的影响

皂角树主所35kV母线倒切负荷过程中50%的牵混所退出运行，导致剩余的50%牵混所将承担超过正常运行时2倍的负荷，已大大超过设计允许的供电能力，这种故障情况也不在设计考虑之中，在运营高峰期将会出现整流机组供电能力不足的情况，行车组织必须降对运行，增大行车间隔，影响客运服务。如不降对运行，导致整流机组过负荷跳闸退出运行，将出现中断行车的情况。

经向运营公司了解，升仙湖、天府广场2座牵混所退出运行的时间在早高峰之前，列车上线运行密度尚未达到最繁忙时段，因此没有影响到客运组织，但如发生在高峰期行调必须对升仙湖至天府广场区段列车数量进行控制。

综上所述，按照电调目前采用的倒闸操作流程，主变电所35kV母线倒切负荷过程会导致50%牵混所短时退出运行，在运营高峰期将导致整流机组过负荷运行，行车组织必须降对运行，否则可能中断行车，严重影响行车客运服务，这种情况绝不允许出现。

4）解决方案

经向运营公司了解，现有电调人工实施主所35kV母线负荷倒切时间较长的原因在于电调倒闸操作过程为“逐步送电”，因此倒闸操作需对主所35kV馈线断路器及下级所有车站、车辆段变电所的35kV进线断路器逐个操作，开关操作次数较多所致，其目的是为了防止合闸涌流可能造成继电保护误动。而实际上环网35kV进出线断路器过电流保护的启动时间在500ms以上，合闸励磁涌流一般在100ms时间内即可大大衰减。因此从保护装置的设计角度考虑，35kV断路器的保护不会因为合闸励磁涌流的冲击而动作。

由于负荷倒切过程会导致50%牵混所短时退出运行，倒切时间越长对设备运行、行车组织越不利，因此应采取措施减少负荷倒切时间。建议接地变退出运行后电调人工实施主所35kV母线负荷倒切采取相同的倒闸方式，即开断相应的主所35kV进线断路器，闭合主所35kV母联断路器。该方式可以避免倒闸过程较长导致降对运行或中断行车。

4、优化建议

综合以上研究分析，从技术上得出如下优化建议：

（1）考虑到主所现有35kV母线倒切方式会导致50%牵混所退出运行，导致供电能力不足，对行车组织影响极大，应缩短倒闸操作的停电时间。建议接地变退出运行后电调人工实施主所35kV母线负荷倒切采取的倒闸方式为：开断相应的主所35kV进线断路器，闭合主所35kV母联断路器。

（2）建议将1号线共二座主所的35kV母联备自投纳入远动，可缩短电调实施供电方式倒切的准备时间。

（3）建议改造主变电所、车站变电所的35kV母联备自投启动条件为“失压+差动保护动作”，可完全省去变电所倒闸时退出35kV母联备自投的步骤，缩短电调实施供电方式倒切的准备时间。

参考文献：

[1] GB50157-2013，地铁设计规范[S].北京：中国建筑工业出版社出版，2014.

[2] GB/T 10411-2005，城市轨道交通直流牵引供电系统[S].北京：中国标准出版社，2005.