泸县地方电网保护问题的分析及解决

2010-11-25强WUQiang

制造业自动化 2010年15期

吴强WU Qiang

（泸州职业技术学院电子工程系，泸州 646005）

0 引言

地方电网安全稳定运行是调度管理的首要任务，而做好电网继电保护管理是电网安全运行的基础，从很多地方电网的保护管理和运行都存在着这样、那样的问题。为此，我们针对泸县地方电网情况，开展《地方电网保护、调度管理与建设研究》，项目实施以来，从电网资料收集完善、短路电流计算、电网事故资料分析、保护动作分析等方面着手，开展了多次系统认真的讨论、分析，完成了保护技改方案的研究与改造实施工作，达到了预定目标。

1 电网情况介绍

某地方电网水电、火电并举，拥有4个水电站、1个火电厂，06年装机容量近9万KW，供电负荷8月最高达7.5万KW。电网最高电压只有35KV，有该电压等级的架空线路170多KM，企业年供电量达4亿多KW.H。

该35KV电网的特点是有一个环网，使网络结构变得复杂，保护更加困难。在这一环网上的变电站有：开关站（这是一个与系统开关站），水电站（3×6900KW水电站），变电点（主变5000KVA），火电厂（2×2.5万KW及主要的负荷区）。线路情况为：开关站有与系统联线327开关、与火电厂联线323开关、与水电站联线325开关，出负荷线321开关等四条线；水电站有与开关站线341开关、与变电站联线342开关两条线；变电站有与水电站联线365开关、有与火电厂联线360开关两条线；火电厂有与变电站联线386开关、与开关站联线387开关，还有5条负荷出线。

主要问题是：电网主要线路的保护是在95年按火电厂和水电站及系统当时网络情况而设计的。随后架设了水电站到变电站的线路，形成了一个35KV环网。这对提高网络的供电可靠性和降低网络的供电损耗产生了很好的作用，但对保护的要求更高了，对保护的正确动作也产生了一定的影响，时限配合更难。为此经过论证对网络保护用的时间继电器进行了更换，基本能解决电网保护时限配合的要求。但随着技改2×2.5万KW火电机组的投入运行，电网全网解裂事故频发，严重影响了电网的安全运行，也给企业造成了很大的损失。为此展开了地方电网保护、调度管理与建设研究。

2 近年来保护动作情况统计

为了找出、找准保护存在的问题，我们使用电子表格软件，针对全网解裂事故，从2006年8月29日至2007年8月23日对有记录的开关动作情况进行了统计（没有引起事故的未作统计），其结果是：一年多来35KV开关总计动作86次。其中因雷击动作48次，设备事故动作38次；正确动作73次，误动作9次，设备事故6次，其中有5次是由雷击引发的。08年1月至11月10KV开关动116次，设备故障24次，雷击引起65次，线路瞬时故障引起25次，网络频率下降引起2次。

通过统计看到35KV误动作的重点开关是：327开关，该开关统计动作16次，正确动作10次，误动作6次，这是造成网络解列的主要原因。

3 电网保护存在问题分析

3.1 开关误动作

主要原因是327开关的时限和方向的问题。327是小网与大网的联络开关。线路只有1KM，2006年没有动作记录，而系统侧的336开关有2次动作；2007年按大网要求，对327的保护时限进行了调整，由过去2.3秒改为现在的1.0秒，07年动作次数巨增。从现场负荷测量看，联网线路运行中，地方电网向大网倒送无功现向严重。

3.2 保护时限配合

系统开关336的动作时限过流1.3秒。按电磁式继电器保护的时限配合级差0.5秒要求，只能配出两段时限，根本不能满足地方电网的要求。过去为了解决此问题，用集成电路时间继电器更换了电磁式的时间继电器，将保护的配合时限级差修改为0.2秒，这基本为满足了地方电网过流保护选择性的要求。

3.3 保护整定值

从网络事故发生的时间来看，主要是在6至9月的雷雨季节，做好网络保护整定，对提高保护的正确动作率和供电的可靠性起着重要作用。通过全网保护定值统计分析看，现在环网中各电站、变电站的保护虽然设计了主保护、后备保护，但主保护限时速断，因继电器的动作电流有20安，不能满足整定值的要求，不能运行。实际应用中，只投入了过流保护，三段式电流保护中的第三段——后备保护，该保护主要用时限来保证选择性。因受并网点开关保护的时限限制，及电网运行方式变化较大的情况下，保护很难满足选择性的要求。加之电网中，为提高供电可靠性重合闸的使用，更加大了保护定值的配合难度。为此，公司在部分环网线路上加装了电压继电器，构成电流闭锁电压速断保护，以提高环网线路保护的速动性，但从运行情况来看不尽如意。在电网内发生故障时，非选择性跳闸常有发生。

4 保护整定分析

保护装置动作正确与否关系到了保护整定有很大的关系，地方电网结构复杂，为了解决好正确动的问题，必须对现有保护的定值进行校核，我们针对性地做了以下工作。

4.1 短路电流计算

短路电流计算是保护整定的核心，过去都是用的是手工计算，要改变相关数据进行分析，计算的工作量很大，且非常困难。购买软件计算，需要较大的经费，它对本公司这一复杂环网适用性也难评定。为此，我们重新进行线路、变压器、发电机技术参数收集，结合电网运行实际对最大、最小及经常运行方式进行认定，用电子表格软件，以人工计算的过程、步骤，通过输入公式、表格引用等方法取代人工计算，只要计算出一种运行方式下各点的短路电流，其它运行方式下的各点的短路电流通过改变相关电网参数，就能很快计算出来。这与手工计算的查短路电流曲线相比大大地缩短了计算时间，在计算结果上，有的点相差较大，有的点接近。对本网络的整定计算来看，基本可以满足要求。这为保护的整定计算分析，提供了很好的帮助。

4.2 保护整定计算分析

对于环网线路，在过去的整定中，因速电流保护灵敏度满足要求，第一段都没有投入运行。主保护用的是电流闭锁电压整速断，在定值上与相关的继电保护整定计算要求有些出入，个别开关因母线电压互感器故障，出现误动。

水电站的出线开关过去是按开机台数下定值，现在应作为环网联系开关，应以电网的运行需要下定值。

如采用微机保护进行改造，主保护可以考虑整定为电流电压联锁速断保护，以提高经常运行方式（每年的6～9月）下，保护动作的可靠性；也可以整定为电流闭锁电压速断，以提高在其它时间段的保护动作的可靠。这样线路投入主保护，提高保护装置的速动性和选择性，对提高电网事故下的稳定和减轻事故影响有很有大帮助。

后备保护引入电压闭锁，提高电流动作的灵敏度，时间级差取0.2秒；以保证在地方电网与大网解列后的，事故情况下的保护正确动作。完全实现35KV环网线路有主保护和后备保护的功能，实现了电网在事故下的选择性、速动性、灵敏性和可靠性的要求。

5 技术改造意见及实施

5.1 技术改造意见

通过上述的研究分析，写出了一个调研报告。1）从提高保护的动作准确性、动作速度、解决时限配、投入线路主保护等方面出发，提出了用微机保护对环网线路上10个开关的常规电磁式保护进行技改的两个方案。其一是：只换保护装置；其二是：换保护装置同时上微监控系统；预计投资10至40万。2）争取与大网协调，将327开关保护的时限由1秒，提高到1.2～1.3秒。3）对35KV电网保护的定值进行必要的调整等。4）对电网进行升压改造，全面改变电网结构，从根本上解决电网供配电容量、可靠和稳定的问题。5）电网的调度自动化系统也需要改造。

5.2 技术改造实施

企业对所提方案进行了评定，认为近期只能从保护装置入手，实施技改。并做了以下工作。

5.2.1 微机保护装置的选择

企业现电网调度自动化系统都是采用的南京恒星公司的设备，这些设备在95年投入时，对电网运行中发展了很好作用。也有一些变电站保护及监控系统是采用的恒星公司的设备，但随时间推移、设备老化，保护和调度自动化设备都出现了一些问题。在本次技改设备方面，企业进行了多家企业保护装置的比较。综合技术、经济，特别是对保护装置和同期并列的要求等，最终选用重庆新世纪生产的线路保护测控装置EDCS-7110。该装置的主要技术数据如下：

1）保护及配置功能：电流速断保护（带正反方向闭锁，低压闭锁，负序电压闭锁，可选配）；限时电流速断保护（带正反方向闭锁；低压闭锁；负序电压闭锁；可选配）；定时限过流保护（带正反方向闭锁；低压闭锁；负序电压闭锁；前、后加速；可选配）；电流闭锁电压速断（带正反方向闭锁；可选配）；低周减载；低压解列；重合闸与前、后加速；母线TV监视；环境温度报警；录波功能（选配）等。

2）测量功能有：电流；电压；频率；功率、功率因数等。

3）控制功能有：断路器控制（含自动准同期合闸），装置自带分/合按键实现就地操作；继电器控制输出（带输出传动）。

4）统计功能：断路器运行时间；断路器跳合闸次数；母线电压合格率统计；断路器合闸动作时间；合闸时最大冲击电流。

5）事件记录和故障录波（选配）：装置支持事件记录和故障录波功能，便于故障原因分析和设备缺陷诊断。用户可根据运行需要，设定故障录波的触发方式（命令启动、开关量启动、保护动作启动）。

通过分析，装置的以上技术数据，完全能满足对环网线路的保护、监控、同期操作及事件记录等要求。通过试验装置通讯、数据交换等功能，可以与现在用的调度自动化系统对接，这为技改提供了可靠保证。

5.2.2 技术改造的实施

为了减少停电，先进行了技术改造图纸设计，做到在基本保证现有的开关柜引出端子不变的情况下，将微机保护装置关端子与开关柜端了对接，个别的进行特殊处理。保证改造中，尽可能减少从开关中引出接点和导线，处理好与保护屏、控制台的关系。

在实施方案中，先在设备不停电的情况下，将微机保护装置在35KV开关柜的保护柜门上固定好，按设计图做好装置到新增加端子排的联接。同时，核对停电后应做的与对应开关柜端子的联接，与过去保护屏、控制台的联接电缆的处理，为保护的停电切换作好准备。

在一切条件具备的情况下，利用对电网影响最小的时间，一般都在晚上。逐一停电对线路保护装置进行切换，从而保证了整个改造对电网的影响最小。

5.3 技术改造后的运行分析

保护从08年7月完成改造以来，保护装置有二次影响较大的动作和一次误动，具体为：8月8日上午，因321线路事故跳闸后，摇线路绝缘引起35KV母线短路，造成327方向限时电流速断保护动作；323方向电流闭锁电压速断保护动作；325方向过电流保护动作。09年1月12日，321高兆线29号杆断线接地，321开关过流保护动作跳闸；接地中，引起高山子开关站35KV母线短路，323开关、327开关，流滩坝电站341开关、火电厂387开关均跳闸；火电厂384开关也跳闸。

从保护动作情况看：两次事故各出线开关都跳闸，保护的方向没有起作用，为什么？带着这个问题对EDCS-7110装置做了试验。从试验结果看，装置在电压低于30V时，保护的方向就失去了作用。对于这一问题联系了重庆新世纪公司，公司技术人员在做试验后回复：装置在电压30V以下无方向判断功能，是因为投入了装置中的PT断线功能。只要不投入此功能，方向闭锁功能才能正常实现。随后对所有装置的设定进行修改，保护装置正常运行了。

6 地方电网保护的思考

做好地方电网保护动作分析，查清原因，是保证电网安全、稳定运行的基本要求；做好电网资料建设、用计算机进行短路电站计算、保护整计算、以及事故统计分析，为电网的安全、优化运行提供了快速、准确的方法；在保护的整定计算中需要结合地方电网与大网并列运行实际，合理确定保护装置的时限配合级差、定值是电网在事故情况下影响最小的前提。

对复杂电网用微机保护取代常规保护和过时微机保护是十分必要的，只有这样才能保证继电保护的选择性、速动性、灵敏性和可靠。实施过程中采作分散式布置，可以在对线路、变电站停电时间很短的情况下完成保护装置的升级换代，这对于现在还采用常规保护装置的电站、变电站改造有着现实的指导意义，特别是保护装置增加同期并网功能，使二次设备进一步减化，为变电站的无人值班提供了良好的保证。

在微机保护装置的使用中，相关专业人员一定要认真学习使用说明书，特别学习保护整计算，弄清保护原理和各项保护的功能及相互影响，以准确的给出装置的整定值。在装置的调试中，调试人员一定要按定值做装置在各种情况下的动作试验，确保动作的正确性。在运行中，保护装置动作后一定要做好动作分析，及时找出存在的问题，联系生产家共同协调解决，以确保装置运行中动作的准确。