运城电网自动重合闸现状分析及优化策略

郝登朴,卫 宁,马晓丹

(1.运城供电分公司,山西运城 044000;2.山西省电力公司,山西太原 030001)

0 引言

电网输配电线路发生的故障70%左右是瞬时性故障,自动重合闸可以有效减少瞬时性故障造成的停电时间,降低保护动作对电网稳定运行造成的不利影响,是提高电网暂态运行特性的重要手段之一。影响重合闸正确动作的主要因素有负荷性质、断路器控制机构及回路的完好性、断路器遮断容量、继电保护及重合闸装置功能是否配合以及故障特点等,提升重合闸动作成功率可以有效保障电网安全稳定运行。

1 运城电网自动重合闸配置状况

1.1 自动重合闸配置方式

运城电网现有10 kV及以上电压等级输配电线路 861条,配置重合闸 1 096组,实际投运1 054组,详见表1。

输配电线路现运行的自动重合闸主要采取单相或三相一次重合闸方式,其中:单相一次重合闸157组,主要配置在220 kV及以上电压等级的输电线路;三相一次重合闸939组,主要配置在110 kV及以下输配电线路。

表1 运城电网重合闸配置数量明细 组

未配置重合闸的回路主要有发电机组直接接入系统的输电线路、未配置断路器保护的直供负荷线路、接入无功补偿装置的回路。其原因主要是避免重合闸重合于永久故障回路给发电机组、补偿电容器组带来冲击,或因直供线路缺少断路器无需配置重合闸。

1.2 自动重合闸重合条件

1.2.1 判别条件

检无压、检同期和不检同期为自动重合闸动作的三种判别条件。实际应用中,系统电源接入点断路器重合采用检同期方式,负荷接入点断路器重合采用检无压方式;遇有单相接地瞬时故障线路两侧断路器跳闸后,检定线路无压一侧首先重合;若重合于永久故障,则断路器再次跳闸[1]。互为备用的两个变电站之间的联络线采用检同期方式。

1.2.2 辅助功能

500 kV断路器保护采用单相重合闸配合三相不一致保护,3/2接线方式下,断路器双套保护设置了先重闭锁功能压板。220 kV断路器采用单相重合闸配合重合后加速方式;110 kV及以下断路器均采用三相重合闸配合重合后加速方式。

1.2.3 启动条件

常规重合闸启动通过保护出口和断路器位置不对应的方式来实现,断路器控制回路完好、储能正常、无闭锁信号等条件是确保重合闸正确动作的必要条件。

1.3 自动重合闸定值整定

1.3.1 整定原则

自动重合闸定值主要是动作时限,在满足完全切除故障的前提下整定时限越短,重合闸动作后对负荷与电网造成的冲击和影响就越小,且有利于提高电网暂态稳定性。

1.3.2 整定要求

单侧电源线路三相重合闸时间应大于故障点断电去游离时间、断路器及操作机构复归原状准备好再次动作时间和线路两侧保护装置动作的不同步时间;分支线路应考虑对侧和分支侧断路器相继跳闸的情况下,故障点有足够的断电去游离时间。

1.3.3 动作时限

110 kV及以下断路器采用的三相自动重合闸考虑故障点熄弧时间、断路器绝缘恢复时间以及故障存在时间等因素,单侧电源线路的三相自动重合闸动作时限一般整定为1 s。为提高线路故障后的重合成功率,一般可延长双侧电源线路和复杂接线方式重合闸的动作时限,通常整定为2 s左右。

2 运城电网自动重合闸运行情况

2.1 近三年自动重合闸动作情况

2007年—2009年,运城电网35 kV及以上输电线路自动重合闸累计动作 91次,重合正确率100%,成功率61.5%,具体见表2、表3。10 kV配电线路所配置自动重合闸点多面广,因时间所限其动作情况本文未作统计。

表2 2007年—2009年重合闸动作情况 次

表3 2007年—2009年重合闸动作情况 次

2.2 220 kV及以上输电线路重合闸运行分析

近三年运城电网500 kV输电线路自动重合闸动作0次,说明500 kV线路运行环境和气候适应性较好,统计期内未发生线路故障。220 kV输电线路重合闸动作次数逐年增多,诱发原因主要是覆冰、大风或雷雨天气引起的瞬时短路故障增多,输电线路廊道内施工吊车或超高树木对导线安全距离不够引起放电,导致220 kV输电线路永久性接地故障增多,重合成功率降低;尤其是中条山微气象区覆冰多次引发地处该区域的桃平220 kV双回输电线路故障,在此期间重合闸均正确动作,避免了瞬时故障带来的冲击,为平陆电网的稳定运行提供了保证。同时,220 kV输电线路运行环境趋于恶化应引起高度重视。

2.3 110 kV及以下输电线路重合闸运行分析

近三年运城电网110 kV及以下输电线路重合闸重合成功率在60%以上,说明110 kV及以下输电线路瞬时性故障所占比例较高,其瞬时性故障多由雷击、大风、覆冰、树木对导线安全距离不够、线下违章施工或用户设备故障引发。从统计数字来看,110 kV及以下电压等级输电线路重合闸动作次数呈逐年递减趋势,说明近年来输电线路技术改造和反事故措施的实施取得了明显成效,110 kV及以下输电线路的运行和维护水平明显提高。

2.4 重合闸的运行管理

2.4.1 停用重合闸

特殊情况下应停用重合闸,如:保护装置异常、电源联络线可能造成非同期合闸、输电线路带电作业、线路充电或试运行等。

2.4.2 重合闸投退

自动重合闸的投退可通过改变控制字、投退压板和切换操作把手来实现;其中控制字和定值的变更可采用改变定值区域的方式来实现。例如,运城电网将110 kV输电线路微机保护运行定值统一设置为:1区为重合闸检同期方式,4区为检无压方式,7区为普通重合闸方式;若调度下令重合闸检同期方式运行,将保护定值调在1区位;若调度下令重合闸检无压方式运行,将保护定值调在4区运行。当前重合闸的压板投退和操作把手切换仍由运行值班员在现场操作完成。

3 重合闸运行中发现的问题分析

3.1 重合闸重合判据条件具有盲目性

常规自动重合闸不具备识别永久性故障和瞬时性故障的能力,当重合于永久性故障时,短路点电弧并不会即时熄灭,由于健全相与故障相之间存在电容与电感耦合联系,使故障点电弧通道中存在一定时间的潜供电流[2],该短路电流对系统稳定性和设备绝缘性能造成的危害比单相接地故障还要严重。因此,如果能够在永久性故障时实现重合闸装置的闭锁,避免重合闸动作的盲目性,则可大大减少对设备的损害。

3.2 断路器遮断容量不足影响重合闸运行

随着运城电网规模的扩展,电网的短路电流日趋增大,部分变电站由于断路器遮断容量不足,限制了输配电线路重合闸的使用和运行,尤其是35 kV及以下输配电线路重合闸受到的影响较大。

3.3 设备缺陷或隐患影响重合闸功能发挥

断路器控制回路完好是重合闸正确动作的前提条件,弹操机构未储能、辅助触点行程不到位或液压机构故障、控制回路断线、综合自动化系统二次回路不匹配等缺陷都可能造成重合闸动作不成功,降低重合闸运行的可靠性。少数低频低压减载装置由于回路设计不合理或接线错误,无法闭锁重合闸装置,也给电网安全稳定运行带来隐患。部分无人值班变电站尚未实现继电保护和重合闸装置 “软压板”远方投退功能,直接影响到电网运行方式的变更或线路带电作业的实施。

3.4 农网配电线路重合闸功能仍需强化

目前农网配电线路重合闸均为三相一次重合方式,没有考虑与分支线路所配置断路器或分段器的相互配合,难以实现故障区域快速隔离、非故障区域恢复供电的运行方式。由于配电分支线路上普遍没有装设重合分段器,配电网供电的可靠性和安全性受到严重制约。

4 优化策略

a)逐步应用具有自适应功能的重合闸。

b)提高输配电线路重合闸利用率。更新改造变电站遮断容量不足的老旧断路器,在遮断容量较大的变电站选择合适地点加装电抗器,降低断路器的故障开断电流,可以有效地提高重合闸的利用率。加快实现无人值班变电站远方投退继电保护及重合闸软压板功能,对于快速改变电网运行方式、减少运行管理成本具有明显效果。

c)加强重合闸装置运行维护管理。

d)推广农村配网自动化典型应用模式。在农村配网通过具有自动控制功能的智能开关设备和分段器之间的配合实现故障区域快速隔离、非故障区域恢复供电的模式[3],可以实现自动重合和故障隔离功能,缩小停电范围,有效提高为农村用电客户服务的响应速度和供电可靠性。

e)注重智能变电站重合闸技术的应用。智能变电站技术应用目前在国内发展很快,其重合闸技术的实现与常规变电站有明显差异。例如:3/2接线断路器的重合闸功能已包含在双重化配置的保护装置中,断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸;本断路器失灵时,经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器;线路保护直接采样,直接跳断路器,经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸[4]。智能变电站以光纤通讯取代电缆硬连接,智能终端具备了接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令以及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令,输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号 (含压力低闭锁重合闸等),跳合闸自保持功能,控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁等功能。由此实现了重合闸及其二次回路的高度集成,提高了重合闸的抗干扰能力和动作可靠性。

[1] 孙士云,束洪春,于继来,等.三相重合时序对暂态电压稳定性的影响 [J].电力系统自动化,2009,33(18):102.

[2] 兰华,艾涛,张桂兰.基于经验模态分解及近似熵的输电线路单相自适应重合闸[J].电网技术,2009,33(20):211.

[3] 张莲瑛,刘福义,陈俊章,等.Q/GDW 339—2009,农村配网自动化典型应用模式[S].北京:中国电力出发社,2009:1-3.

[4] 程逍,刘宇,朱炳铨,等.Q/GDW 441—2010,智能变电站继电保护技术规范 [S].北京:中国电力出版社,2010:5-11.