浅析备用电源解列装置的接入

2011-02-20张丽，秦鑫

装备制造技术 2011年11期

张丽，秦鑫

（1.河南新乡供电公司调通中心，河南新乡 453002；2.新乡医学院，河南新乡453003）

110 kV终端线路发生瞬时故障，继电保护装置动作，切除故障，重合闸动作恢复供电，这是再普通不过的事情。而接有地方电厂的主网终端变电站进线，发生同样的故障，那情况就复杂了。线路首端，继电保护装置可以迅速切除故障，这一点是无疑的，然而重合闸能否动作成功，却要受地方电厂的巨大影响。

在系统大电源切除后，由馈变和地方电厂组成的小网，由于功率缺额造成频率及电压降低，低周装置动作切除部分负荷后，仍不能满足要求，则由解列装置动作切除并网地方电厂小电源，以确保机组、电网重要用户设备安全。解列装置动作后，主网终端变电站进线重合闸检无压重合成功，恢复供电。否则，将造成主网终端变电站全站失压事故。

2005年11月21日18∶21和2006年1月29日02∶26，同方式同一馈变线路故障跳闸实例，解列装置的动作行为造成的结果，却大相径庭。2005年11月21日18∶21馈变线路跳闸，解列装置未动作，引起110 kV馈变全站失压的严重事故。而2006年1月29日02∶26的馈变线路跳闸，解列装置正确动作，配合重合闸动作成功，系统瞬时恢复正常。

1 事件前的运行方式及负荷情况

图1是110kV馈变（永安变）一次系统接线示意图。

说明：事故前方式110 kVⅡ新永线正常供永安变，110 kVⅠ新永线充电备用。永安变110 kV装有LFP—965B备用电源自投装置。110 kV母线电压U=116.27 kV；永安变正常负荷P=42 M W，

图1 110kV馈变（永安变）一次系统接线示意图

Q=16.67 M VAR。其中#1主变P=21 M W，

Q=8.98MVAR；#2主变负荷 P=21 MW，Q=7.69 M VAR。永安变装设低频减载方案定值：

Ⅲ轮 f=48.50 H z，t=0.15 s，切永山 1、永冯 1。Ⅴ

轮 f=48.00 H z，t=0.15 s，切永岳 1、永开 1、永中1。

获嘉电厂（企业自备）总装机容量2×6 M W。正常经35 kV永金线（联络线）并网，永开线备用。正常一台机运行，出力3 M W，永金1负荷约16 M W。

2 对两次跳闸进行分析

2.1 2005-11-21事故情况

Ⅱ新永1保护取出的报告显示：

15 m s I01CK 30 m s 1ZKJCK动作ABC三相跳闸，90 m s BH QDCH 启动重合闸。故障测距L＝6.46 km；

（1）18∶21Ⅱ新永1零序Ⅰ段保护动作跳闸，ZCH未动，测距6.46 km，B相故障；

（2）18∶21永安变低频减载保护动作，跳开馈线负荷开关永山1、永冯1、永中1、永岳1（永开1未跳）；46 km；B 相故障，故障阻抗CJZK X＝0.28，R＝0.10，BN 峰值电流3I0＝93.3 A 零序电流＝50.74 A最大值为52.78 A。

（3）18∶23永安变110kV备自投装置动作跳开Ⅱ新永2，合上Ⅰ新永2。

（4）Ⅱ新永线跳闸系34#杆B相合成绝缘子放电。

（5）波形分析。如图2、图3所示。

图2 电压波形

图3 电流波形

表1 电流值表

表2 电压值表

（6）事故分析。

其一，Ⅱ新永线线路B相故障，测距6.46 km，Ⅱ新永1零序Ⅰ段保护动作跳闸正确；

其二，Ⅱ新永1跳闸后，保护启动重合闸虽然动作了，但并未出口，获嘉电厂通过35 kV永金线带永安变、金华变运行，频率降低，当频率降低至48 H z以下，延时超过0.15 s后，低频减载保护动作跳开永山1、永冯1、永中1、永岳1，切除负荷约15 M W；同时，由于获嘉电厂向系统反送电，永安变110 kVⅡ新永线仍带电运行，220 kV新乡变的110 kVⅡ新永线仍带有电压，其电压值根据故障录波器显示，二次电压维持在33 V，超出了重合闸动作定值（30 V），故Ⅱ新永1跳闸后，重合闸未动作；

其三，低频减载保护动作切除一部分负荷后，频率维持在一定的水平，没有降低到47.5 H z以下，故永安变低周解列保护跳永开1未动作，

其四，低频减载保护动作切除一部分负荷后，获嘉电厂仍通过35 kV永金线带金华变、永安变，负荷约25 M W，导致获嘉电厂发电机强励保护动作，提升电压，但由于所带负荷远超其供电能力，电压无法提升，2min后，获嘉电厂被迫人工将发电机停运，至此永安变全站失压；

其五，永安变全站失压后，Ⅱ新永线也随之失压，永安变110 kV备自投装置动作跳开Ⅱ新永2，合上Ⅰ新永2。