220kV GIS倒负荷操作方式比较
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广东电网有限责任公司东莞供电局的研究人员陈健强，在2016年第11期《电气技术》杂志上撰文，介绍了变电站倒母线方式，分析了一起变电站220kV GIS进行热倒母线过程中发生的事故案例，指出GIS倒母线过程中存在的隐患；对热倒母和冷倒母方式从操作量、操作时间、影响范围、操作风险等多方面进行分析对比，提出可行有效的措施确保倒母线操作的顺利完成，为变电运行提供专业经验。
倒闸操作是变电站非常重要的一项工作，它是改变电气设备运行状态的一系列操作，包括对一、二次设备，继电保护及自动装置的压板以及拆除或装设临时接地线等操作[1]。
220kV及以上变电站的220kV部分大都采用双母线的接线方式，双母线接线具有“可轮流检修母线而不使供电中断”、“当一母线故障后，能迅速切至另一条母线恢复供电”、“调度、扩建、检修方便”等优点[2]，而且变电站由于运行方式的改变涉及到的倒母线操作是非常频繁而复杂的，作为变电站倒闸操作中的重点和难点，倒母线操作关系着人身、设备及电网的安全，稍有不注意就可能酿成错误，造成误操作事故，使设备损坏，对用户造成大面积停电事故，严重时可能危及人身安全。
倒母线是指在双母线接线方式下，将一段母线上的部分或全部线路、变压器倒至另一段母线上运行的操作。倒母线分为冷倒母线和热倒母线两种形式。冷倒母线操作是指出线开关在热备用情况下，先拉一组母线侧刀闸，再合另一组母线侧刀闸，但通常需按先后顺序拉线路侧刀闸，再拉一组母线侧刀闸；再按先后顺序合一组母线侧刀闸和线路侧刀闸，即停电切换。
仅进行热备用间隔设备的倒母线操作时，应先将该间隔操作到冷备用状态，然后再操作到另一组母线热备用。热倒母线操作是指母联开关在运行状态下，采用等电位操作原则，先合一组母线侧刀闸，再拉另一组母线侧刀闸，保证在不停电的情况下实现倒母线，即带电切换[3]。运行设备热倒母线操作时，母线隔离开关必须按“先合后拉”的原则进行。这样的操作前必须将母联断路器设置为死开关，同时将母差保护屏中的母线并列运行压板投入。
1 事故案例分析
1.1 事故案例简介
图1为东莞供电局500kV横沥变电站事件前运行方式，开关红色状态表示合闸位置，绿色表示分闸位置。事前运行方式为500kV博横甲乙线、穗横甲乙线、横东甲乙线经#1B、#2B、#3B主变向220kV 1M、2M、5M、6M母线供电，#4B主变热备用状态，220kV母线并列运行。
运行人员根据停电批复单进行“220kV 5M母线由运行转检修，负荷转6M母线运行”的热倒母线操作任务，拉开#3B主变220kV 5M母线侧22035刀闸时，220kV 5M、6M母线差动保护动作，跳开5M、6M母线上除母联2056外的所有开关，造成220kV 5M和6M失压。随后#1B、#2B、#3B主变重瓦斯保护动作，跳#1B主变三侧开关，#2B主变三侧5开关，#3B主变三侧开关（2203开关已由母差跳开）造成220kV 1M、2M母线失压，35kV 1M、2M、3M母线， #1、#3、#0站用变失压。
经过停电检修和试验检查后，判断22036刀闸合不到位，但是分合闸指示仪、连杆、机构仍然可以到合闸位置，造成22036刀闸已在合闸的假象，而拉开22035刀闸时，导致刀闸带母线电流分闸，引起设备故障。
图1 500kV横沥变电站事件前运行方式
1.2 事故案例原因分析及临时措施
事故案例中，倒母线操作采用热倒母方式，由于刀闸合闸不到位，造成带负荷拉刀闸事故。同时，该起事故也揭露了运行过程中潜在的风险。
首先，事故中区外故障造成主变重瓦斯保护动作跳闸。2013年横沥站#1B、#2B、#3B主变已完成瓦斯继电器的反措（将瓦斯继电器的油流整定值由1.0m/s改为1.5m/s，将浮球式改为挡板式），但仍存在区外故障造成瓦斯保护动作风险。针对该起主变区外故障，该供电局开展了反措，将管辖范围内的500kV主变重瓦斯保护均增加1s的延时。
其次，GIS刀闸触头在封闭箱内，操作时只能通过机构箱分合位指示、机构连杆位置等方法间接判断分合状态，无法直接观察触头接触到位情况。分合闸指示仪、连杆、机构到合闸位置，但22036刀闸实际上并没有合闸到位。对此，该供电局研究了GIS刀闸分合到位状态的直接观测途径，多方面判断刀闸实际位置。
最后，倒母线采用热倒母还是冷倒母方式，需要综合比较各方面特点，从而选择合适的倒母线方式，这也是本文研究的重点。
2 热倒母与冷倒母方式比较
表1 220kV线路间隔操作时间统计
2.1 操作时间比较。
针对常见的220kV线路倒母线操作，本文统计了220kV线路间隔操作时间，如表1所示，可以看出采用冷倒母方式，220kV线路间隔操作平均耗时约为1.11小时；采用热倒母方式，220kV线路间隔操作平均耗时约为0.28小时。
操作时间相差较大，主要原因是采用冷倒母方式时需要线路停电，就涉及到调整运行方式，包括110kV及以下部分的操作；冷倒母操作涉及的一次设备包括开关、母线刀闸、线路刀闸，其中更需要调度下发逐项操作指令，有一定的耗时；而热倒母操作只操作母线刀闸，如图2所示，220kV线挂1M母线运行，若对该线路进行1M运行倒至2M运行，冷倒母操作顺序为：断开断路器DL，拉开刀闸4G、1G，合上2G、4G，合上DL；热倒母操作顺序为：合上母联断路器QF，合上2G，拉开1G，断开QF。冷倒母相比热倒母，每次操作需要分合DL和4G，需要增加操作的设备也有一定耗时。
图2 220kV线路间隔倒母线前后示意图
2.2 故障范围比较。
(1)冷倒母方式下可能的操作风险包括线路侧刀闸合闸不到位和母线侧刀闸合闸不到位情况。线路侧刀闸合闸不到位将引起带负荷拉刀闸，按继电保护的保护范围将跳开线路两侧开关，不影响母线的正常运行；母线侧刀闸合闸不到位将引起带负荷拉刀闸，造成一段母线跳闸失压。
(2)热倒母方式下可能的操作风险是母线刀闸合闸不到位，拉开刀闸时造成带负荷拉刀闸，按继电保护的保护范围将判断为母线故障，跳开两段母线各侧开关，穿越性故障甚至会造成主变的停运，如案例中故障造成的跳闸。
可见，热倒母方式相比冷倒母方式，若发生故障时影响的范围较大，造成的后果也较严重。
2.3 操作风险对比。
220kV设备一般为敞开式或全封闭式组合设备（GIS），由于运行时间较长导致继电器、电机无法正常工作等，往往会出现刀闸不能电动分合情况，需要现场就地操作，冷倒母方式下需要增加操作线路侧刀闸，敞开式刀闸存在支持绝缘子断裂造成刀闸跌落风险，增加刀闸操作在一定程度上增加了人身风险；而GIS刀闸设备，存在刀闸分合不到位同时值班员无法正确判断风险，增加刀闸操作一定程度上增加了设备风险。
3 倒母线方式选择
倒母线方式的选择，综合考虑操作量、操作时间、影响范围、操作风险等多方面，进行分析对比如下：
(1)从倒母线操作量和操作时间分析，冷倒母方式需要操作的设备较多，操作时间相对也较长，因此热倒母方式有明显优点。
(2)从供电可靠性方面分析，由于冷倒母方式需要分合开关，将造成线路停电，涉及的变电站运行方式的调整也较为复杂。
(3)从发生故障对电网影响分析，冷倒母最严重情况下造成一段母线或线路的停电，热倒母最严重情况下造成两段母线甚至主变的停运，因此冷倒母的电网风险相对小。
(4)从人身风险分析，冷倒母操作的设备较多，尤其是运行时间长的刀闸将增加设备风险和运行人员就地操作风险，因此热倒母方式相对风险较小。
通过以上分析，除了刀闸合闸不到位造成的故障影响范围较大以外，热倒母方式各方面的优势是较为明显的。若能采取有效方法避免出现刀闸分合闸不到位，或者能及时发现刀闸分合闸不到位，热倒母方式理应可以继续采用。东莞供电局在以上事故案例发生后，针对GIS设备实行了多项降低倒母线操作风险的措施，包括《GIS刀闸、地刀分合位置检查指引》、《组合电器隔离开关（接地开关）分合状态检查作业表单》等，从母联开关电流变化、母差小差电流变化、监控系统位置指示等7个方面进行设备操作位置检查，如表3所示，通过检查倒母前后电流变化情况能有效判断刀闸实际分合位置，结合该措施能有效降低倒母线操作风险，从事件后续的热倒母线操作质量来看，也取得不错效果。
表3 GIS刀闸、地刀合位检查指引
4 结论
本文介绍了变电站常见的热倒母和冷倒母线方式，分析了一起变电站220kV GIS倒母线操作过程中发生的带负荷拉刀闸事故，指出事故原因、潜在运行风险及整改措施；对热倒母和冷倒母方式从操作量、操作时间、影响范围、操作风险等多方面进行分析对比，总结倒母线操作过程中的注意事项，提出可行有效的措施确保倒母线操作的顺利完成，并为变电运行提供专业经验。