地区电网单母分段接线变电站110kV母线故障分析
地区电网单母分段接线变电站110kV母线故障分析,生产建设,
周洪益 约2472字
摘要:本文针对目前常见的110kV单母线分段接线变电站,结合地区电网故障实例,阐述、分析该接线方式下母线发生故障后对电网供电可靠性的影响。最后提出几点保护及自动装置配置的改进
措施
《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施
,在一定程度上加快了对故障点的判别与隔离,从而减少故障停电时间和影响范围。
关键词:单母分段;母线故障;失电;改进措施
引言
随着电网结构的不断完善,供电可靠性也不断提高,110kV变电所已基本达到一供一备状态,单一的线路故障,通过重合闸补救及备自投的动作,均能迅速恢复对中低压侧用户、变电站的供电。而母线发生故障,仍会直接导致对用户供电的中断。正确判断、迅速隔离故障点,对减少负荷损失、停电时间十分有益。下面主要就笔者所在地区电网单母分段接线变电站110kV母线故障进行阐述与分析。
一、地区电网单母分段接线变电站一、二次方式
(其中空心开关运行,实心开关热备用)
当前单母分段接线变电站主要有图1线备投,图2母联备自投两种供电方式。而笔者所在地区电网均采用图1线备投方式,本文也将就线备投方式单母分段接线变电站110kV母线故障进行分析。(图2母联备自投方式母线发生故障的处理、分析与图1方式类似。)
DL1、DL3一般为220kV变电所110kV出线开关,正常配置三段式距离、零序保护和无压(或普通)重合闸,C站进线开关DL2、DL4保护、重合闸正常不启用(电厂并网通道除外)。一般当满足母线无压,备用线路有压,主供线路无流三个条件,备自投将动作,断开DL2,合上DL4。
二、故障实例
(一)实例
2009年某日,红光变台光757开关距离、零序?段保护动作跳闸,重合闸动作重合不成后,东台变备自投动作跳开台光757开关,合上台东916开关,随即台南变台东916开关距离、零序?段保护动作跳闸,重合闸动作重合不成,东台变全站失电。
(二) 处理步骤
根据保护、自动装置的动作行为,可判断故障点应在东台变110kV母线范围内,而电力调度规程规定,不允许对故障母线不经检查即进行强送电,以防事故扩大。调度具体处理步骤:
1、口令遥控拉开东台变110kV母联710开关、台东916开关及主变低压侧开关;
2、口令红光变合上台光757开关,对台光757线路试送电;
3、口令台南变合上台东916开关,对台东916线路试送电;
4、两条线路送电成功后,待操作人员到现场检查母线,确认、隔离故障点后,合上非故障母线上进线开关,恢复低压侧供电。
三、 故障分析及改进措施
由于重合闸、备自投的作用,故障点短时间内受故障电流冲击4次,不利于故障设备的恢复,还可能会造成事故扩大以及不可挽回的损失,直接影响送电。例如压变故障后多次送电有可能会导致压变爆炸,危及变电所设备及人员安全。另现阶段110kV变电所基本为无人值班变电站,母线故障,需待操作人员到现场检查确认后,方能恢复正常母线供电,整个过程约50分钟(本地区),中断供电时间较长。可见单段母线故障,却造成了变电站全站失电的后果,扩大了事故范围。因此如何减小此类故障的影响时间和范围,充分发挥目前常见的单母分段接线变电站两段母线的优势,对调度运行工作有较高的实际意义。下面就现行一、二方式提出几点改进建议。
(一)退出备用线路重合闸
从2.1实例可见,主供线路台光757线路红光变侧开关跳闸后,重合不成,则故障一般判断为永久性故障,此时东台变110kV备自投动作,断开台光757开关,合上台东916开关。至此,如永久故障点在台光757线路上,则恢复对东台变的供电。如故障点在110kV母线上时,则备自投动作后,备用线路仍将跳闸,此时再重合的意义不大,反而对故障母线多冲击了一次,因此应停用备用线路供电端的自动重合闸。
(二)备自投增设进线开关过流延时闭锁
图4可见,当母线发生故障时,主供线路进线开关会有过流出现,可考虑在备自投逻辑环节中增设一进线开关过流闭锁条件。线路故障时,C站进线开关无过流出现,备自投正常动作。母线瞬时故障时,由重合闸补救,备自投本不该动作,因此该闭锁条件不影响母线瞬时故障的正常供电。而在母线发生永久故障时,闭锁备自投,可减少故障母线冲击次数,同时可帮助调度员判断出故障点应在母线上。另母线故障后,供电端DL1开关跳闸,进线DL3开关处过流特征会消失,因此该闭锁条件应增加一延时。
(三)加装母联开关过流告警装置
当永久故障发生在?段母线上时,主供电源跳闸重合不成,备自投动作调由备用线路供电后,110kV母联710开关处出现过流。如故障点在?段母线,则发生故障时母联710开关处就会出线故障电流,即备自投动作前出现故障电流。结合母联710开关过流信号出现的时间,可帮助调度员判断故障点位置,在操作人员到现场检查前,便可拉开C站110kV母联710开关,对非故障母线试送一次,迅速恢复对用户的供电。主、备用电源的调整,该告警装置对母线故障辅助判断同样有效,同时该措施可与3.2措施结合使用。
(四)加装差流告警装置
差流告警类似母联过流告警,其中差流取DL2、710、701(或101)三只开关的差流,同时差流信号也可设为备自投的闭锁条件。如在?母三只开关装设差流告警同时闭锁备自投装置,当?母发生永久故障时,该装置发告警信号同时闭锁备自投。变电站失电后,调度员可立刻拉开110kV母联710开关后对?段母线送电,恢复低压侧供电,从而加快故障处理速度,迅速恢复对用户的供电。
四、结束语
综上可见,改进措施需要的判别量,不需要联网交换,均采用本站实测值,且实现难度并不大,也无需过多的投入,但基本能实现对单母分段接线110kV变电站的母线故障故障点的快速判断,大大缩短了事故的处理时间,同时还可减少对故障母线的冲击次数,明显提高地区电网单母分段接线变电站的供电可靠性。
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