地方小电源对线路重合闸的影响
2006-12-05 15:21:00 来源：
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电力18讯： 作者：邴文秀 杜春莉 寇振华
黑龙江省电力网200 kV主网终端变电站低压侧大多数为弱小电源系统，考虑到系统的稳定及供电的可靠性，采用自动重合闸是保证系统稳定、迅速恢复供电必不可少的自动装置。这种方式的变电站，220 kV主电源侧多采用"检线路无压重合"，终端变侧220 kV线路采用，"检同期重合闸"。
2003年黑河电业局，220 kV终端变电站220 kV拉嫩甲线发生单相瞬时性接地故障，保护动作跳闸后，重合闸拒动。造成嫩东变电所短时失压停电。直接反映出这种重合闸方式，在220 kV主网终端变电站低压侧为弱小电源系统，使用时存在着一定的缺陷和不稳定因素，考虑到上述系统的稳定及经济运行方面的问题，社会影响也很大，因此解决该系统的重合闸问题，意义重大。
1 嫩东变电站运行情况
220 kV嫩东变电站于1998年投产，220 kV为单台变压器，线路变压器组接线方式，如图1，以220 kV拉嫩甲线为主电源，110 kV侧及35 kV侧有地方小电厂上网，总装机容量45 MW，嫩东变最大负荷为3.5万kW、最小负荷为15 MW。220 kV拉嫩甲线嫩东变电站侧保护为CSL-101B型，重合闸方式有非同期方式、检线路无压方式、检同期方式。自投产以来，拉东变侧重合闸方式为"检线路无压"，嫩东变侧按"检同期方式"投入。
2 重合闸拒动原因分析
在研究重合闸拒动原因时，首先检查220 kV拉嫩甲线保护装置的断路器操作回路、输入回路、输出回路重合闸启动回路、线路抽取电压等是否正常，对装置重合闸功能进行试验，结果重合闸启动回路、重合闸出口回路均正常。同时与上级主管部门联系，对重合闸拒动原因进行分析。
原因1：220 kV拉嫩甲线故障跳闸后，因为与嫩东变联网的电源线路110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红线都是小电源系统，当220 kV拉嫩甲线发生故障，断路器跳闸后，110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红如能带嫩东变电站全部负荷，220 kV拉嫩甲线检线路同期三相重合方式就能动作。如果110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红线不能带配嫩东变电站全部负荷，小电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。
原因2：运行人员对微机保护原理陌生，对微机保护操作生疏，当发生故障后，不能及时打印故障报告，不能及时准确给调度人员提供故障信息，因此使调度人员对故障原因分析及故障处理产生影响，有时需要现场运行人员同继电保护人员电话联系，才能弄清故障过程，这就大大延长了恢复送电时间。
3 解决方案
方案1：重合闸方式为解列重合闸，220 kV拉嫩甲线故障时，断路器跳闸同时连跳110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线，能够保证220 kV拉嫩甲线故障时，断路器跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再将110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线恢复送电。
方案2：220 kV拉嫩甲线故障时，不跳拉嫩甲线断路器，保护动作跳110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线。220 kV拉嫩甲线故障时，保证将电源点可靠切除，待拉东变侧保护重合成功后，再将110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线恢复送电。
方案3：对CSL-101B型线路保护的重合闸软件升级，增加检母线无电压方式，采用检查母线无电压三相故障鉴别重合闸，即单相故障三相跳闸重合三相、相间故障三相跳闸不重合。
针对以上的三种方案，结合黑龙江220 kV主网的实际运行情况，考虑220 kV主网终端变电站低压侧大多数为弱小电源系统，而且各个变电站的实际接线及运行方式等情况的不同，采用方案3，与继电保护公司合作，对CSL-101B型线路保护的重合闸软件提出改动意见，增加检母线无电压重合闸方式，采用检母线无电压故障鉴别重合闸方式。在线路发生单相瞬时性故障时，保护装置发三相跳闸令将断路器三相跳开，220 kV主电源侧线路保护重合闸，采用检线路无压方式，先重合成功，而终端变侧保护装置则不间断的检测220 kV母线电压。若当时的小电源能够满足变电所负荷时，装置检测母线电压(大于70%的母线电压) 和相角 (差值小于30°) 均满足检同期条件，则发重合令将断路器三相重合；若当时的小电源不能够满足变电所负荷需求而电压和频率下降时，由自动装置在规定时间内动作，切除地方小电源，装置检测母线电压（小于30%的母线电压）满足检母线无压条件，则发重合令仍将断路器三相重合，迅速自动恢复对用户的供电。系统稳定后再将小电源并入主系统，采用此方式后，运行良好，解决了重合闸拒动问题。
结合黑龙江省220 kV主网的实际运行情况，针对CSL-103型保护重合闸部分存在问题，本着从解决问题出发，提出了解决的方案，解决了CSL-103型保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要。同时也总结了工程实践和运行经验，提高了自动重合装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行和
黑龙江省电力网200 kV主网终端变电站低压侧大多数为弱小电源系统，考虑到系统的稳定及供电的可靠性，采用自动重合闸是保证系统稳定、迅速恢复供电必不可少的自动装置。这种方式的变电站，220 kV主电源侧多采用"检线路无压重合"，终端变侧220 kV线路采用，"检同期重合闸"。
2003年黑河电业局，220 kV终端变电站220 kV拉嫩甲线发生单相瞬时性接地故障，保护动作跳闸后，重合闸拒动。造成嫩东变电所短时失压停电。直接反映出这种重合闸方式，在220 kV主网终端变电站低压侧为弱小电源系统，使用时存在着一定的缺陷和不稳定因素，考虑到上述系统的稳定及经济运行方面的问题，社会影响也很大，因此解决该系统的重合闸问题，意义重大。
1 嫩东变电站运行情况
220 kV嫩东变电站于1998年投产，220 kV为单台变压器，线路变压器组接线方式，如图1，以220 kV拉嫩甲线为主电源，110 kV侧及35 kV侧有地方小电厂上网，总装机容量45 MW，嫩东变最大负荷为3.5万kW、最小负荷为15 MW。220 kV拉嫩甲线嫩东变电站侧保护为CSL-101B型，重合闸方式有非同期方式、检线路无压方式、检同期方式。自投产以来，拉东变侧重合闸方式为"检线路无压"，嫩东变侧按"检同期方式"投入。
2 重合闸拒动原因分析
在研究重合闸拒动原因时，首先检查220 kV拉嫩甲线保护装置的断路器操作回路、输入回路、输出回路重合闸启动回路、线路抽取电压等是否正常，对装置重合闸功能进行试验，结果重合闸启动回路、重合闸出口回路均正常。同时与上级主管部门联系，对重合闸拒动原因进行分析。
原因1：220 kV拉嫩甲线故障跳闸后，因为与嫩东变联网的电源线路110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红线都是小电源系统，当220 kV拉嫩甲线发生故障，断路器跳闸后，110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红如能带嫩东变电站全部负荷，220 kV拉嫩甲线检线路同期三相重合方式就能动作。如果110 kV嫩黑甲线和35 kV嫩红线不能带配嫩东变电站全部负荷，小电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。
原因2：运行人员对微机保护原理陌生，对微机保护操作生疏，当发生故障后，不能及时打印故障报告，不能及时准确给调度人员提供故障信息，因此使调度人员对故障原因分析及故障处理产生影响，有时需要现场运行人员同继电保护人员电话联系，才能弄清故障过程，这就大大延长了恢复送电时间。
3 解决方案
方案1：重合闸方式为解列重合闸，220 kV拉嫩甲线故障时，断路器跳闸同时连跳110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线，能够保证220 kV拉嫩甲线故障时，断路器跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再将110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线恢复送电。
方案2：220 kV拉嫩甲线故障时，不跳拉嫩甲线断路器，保护动作跳110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线。220 kV拉嫩甲线故障时，保证将电源点可靠切除，待拉东变侧保护重合成功后，再将110 kV嫩黑线及35 kV嫩红线恢复送电。
方案3：对CSL-101B型线路保护的重合闸软件升级，增加检母线无电压方式，采用检查母线无电压三相故障鉴别重合闸，即单相故障三相跳闸重合三相、相间故障三相跳闸不重合。
针对以上的三种方案，结合黑龙江220 kV主网的实际运行情况，考虑220 kV主网终端变电站低压侧大多数为弱小电源系统，而且各个变电站的实际接线及运行方式等情况的不同，采用方案3，与继电保护公司合作，对CSL-101B型线路保护的重合闸软件提出改动意见，增加检母线无电压重合闸方式，采用检母线无电压故障鉴别重合闸方式。在线路发生单相瞬时性故障时，保护装置发三相跳闸令将断路器三相跳开，220 kV主电源侧线路保护重合闸，采用检线路无压方式，先重合成功，而终端变侧保护装置则不间断的检测220 kV母线电压。若当时的小电源能够满足变电所负荷时，装置检测母线电压(大于70%的母线电压) 和相角 (差值小于30°) 均满足检同期条件，则发重合令将断路器三相重合；若当时的小电源不能够满足变电所负荷需求而电压和频率下降时，由自动装置在规定时间内动作，切除地方小电源，装置检测母线电压（小于30%的母线电压）满足检母线无压条件，则发重合令仍将断路器三相重合，迅速自动恢复对用户的供电。系统稳定后再将小电源并入主系统，采用此方式后，运行良好，解决了重合闸拒动问题。
结合黑龙江省220 kV主网的实际运行情况，针对CSL-103型保护重合闸部分存在问题，本着从解决问题出发，提出了解决的方案，解决了CSL-103型保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要。同时也总结了工程实践和运行经验，提高了自动重合装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行和
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