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摘 要：地方小电厂单机容量小，机组的运行特性和稳定性较差，影响了其上网线路继电保护装置的配置和整定，如按常规方法对线路进行保护配置和整定，当系统发生故障，容易导致故障线路与电厂之间变电站的失压，损失负荷。为此，通过分析故障实例，提出优化地方小电厂上网线路继电保护的配置和整定方法，以减少事故的发生和由此造成的经济损失，从而提高系统的供电可靠性。 关键词：地方电厂；线路；继电保护；保护配置；优化 在电力供应紧张的年代，地方小火电曾为国民经济发展起到积极的作用，近年由于环保要求严格等多方面原因，如今它只在负荷高峰期顶峰发电。这些地方电厂基本上为燃油和燃煤两大类，其上网的电压等级根据机组容量的大小而不同，常见的有110 kV和10 kV。单机容量小于50 MW的电厂通常都远离枢纽变电站，要经过中间2～3个110 kV变电站后才与主系统(220 kV变电站)连接。电厂的性质也有所不同，燃煤电厂多为热电联供，在满足厂内生产用汽和用电后，剩余电力全部向电网输送，而燃油电厂则属于调峰性质，所发电力全部向系统输送。 由于这些地方电厂的单机容量都不大，机组的运行特性和稳定性都相对较差，特别是柴油发电机组，为了保护柴油机的曲轴而专门设置了功率角保护，一旦系统有故障冲击则首先与系统解列，因此，这些电厂对所连接的线路保护配置和整定带来较多的问题，如按常规的方法来配置和整定保护，在实际运行中会降低∏接在线路中间的110 kV变电站的供电可靠性。 1在实际运行中暴露的问题 广州地区电网中较为典型的接线见图1和图2。这种接线在广州地区电网中还有多回，每逢雷雨季节，因线路遭受雷击而发生瞬时故障时，大多数情况下均造成电厂解列，导致故障线路与电厂之间的变电站严重失压。 1.1故障实例1 2002年7月5日18时50分，图1中的220 kV番禺变电站110 kV番南线遭受雷击，零序Ⅱ段保护动作，开关跳闸，重合成功，南村变电站侧零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作，开关跳闸后没重合，与此同时，市头甘化电厂(2×15 MW＋25 MW)的低频保护装置动作切新甘线开关，与系统解列，造成新造变电站、南村2个110 kV变电站失压达23 min，当时新造站负荷为24 MW，南村站负荷为27 MW，市头甘化厂向系统输送负荷40 MW，番南线向南村变电站输送负荷11 MW，2个变电站失压后共损失负荷51 MW。 1.2故障实例2 2002年7月19日8时15分，图2中的220 kV从化站110 kV从岗线受雷击零序Ⅱ段、距离Ⅱ段保护动作，开关跳闸，重合成功；太平站岗太线零序Ⅱ段和距离Ⅱ段保护动作，开关跳闸，重合闸没起动。因原来供110 kV人和变电站、竹料变电站及九佛变电站的嘉人线间隔当天在停电改造，而将人和变电站、竹料变电站及九佛变电站转至110 kV太平站太人线供电，线路发生故障后造成太平变电站、人和变电站、竹料变电站、九佛变电站4个站失压，共损失负荷39 MW, 当时太平电厂(3×11 MW＋2×6 MW)送出负荷28 MW。 实例1和实例2的情况在其它线路都曾发生过，尽管大多数情况下主电源侧开关都能重合成功，但于是无补，仍造成部分变电站失压。 2原因分析 为进一步分析问题，下面以番南线到市头甘化厂的接线形式为例作说明，见图3，图中断路器上方的数字框表示的是线路保护装置及其编号。对图3这类接线，线路两侧重合闸一般设定为：主网侧投入检定线路无电压重合闸，小电源侧投入检定线路与母线同期重合闸。假设图3中线路1发生雷击故障，线路1两侧的保护装置1和保护装置2动作，切开两侧开关，将故障线路隔离。由于线路遭受雷击发生的故障大多为瞬时故障，待线路绝缘恢复后，保护装置1侧自动重合闸装置检定线路无电压后重合开关，使线路恢复送电，而保护装置2侧为检定线路与母线同期重合闸，由于在开关跳开后，小电厂所带的南村变电站、新造变电站已形成了独立的小系统，已和主网失去同步。根据过往的一些事故分析，在这种情况下，以目前的自动重合闸装置来捕捉同期重合开关，是根本不可能做到的。在此情形下，通常由于独立小系统功率缺额而最终导致机组解列，因此，即使保护装置1侧开关重合成功，南村变电站、新造变电站仍不能马上恢复供电。如果是线路2发生瞬时故障，在保护装置4的保护动作开关跳开后，则小电厂有可能维持新造变电站运行，但仍然存在以下几个问题： a) 新造变电站必须配置手动同期并列装置的一、二次设备，这将增加变电站接线的复杂性，不利于简化变电站的接线； b) 所有110 kV变电站，包括大多数220 kV变电站，按集控模式实行无人值班后，要使独立小系统与主网并网，需要操作人员到变电站处理，这就需要相当长的时间，在此时间内也难以确保小系统能稳定运行； c) 电厂的开机方式是一个不定数，其开机多少将受电网需求而定，但电厂的开机方式直接影响到保护装置的定值，因而保护整定难以适应电厂开机方式的变化。 以上所分析的仅仅是相对较稳定的燃煤机组，而对于燃油的柴油发电机组，其稳定性更差，一旦电网发生故障或系统扰动，机组就会自动解列，同样最终导致故障点之后的变电站失压而无法继续向用户供电。 3对策与措施 近年来，由于不断地对线路加大改造力度，使线路运行的健康水平大为提高，如普遍采用了玻璃绝缘子，使线路受雷击发生短路后，绝缘子掉串所造成的永久性故障的情况大大减少，开关自动重合成功率也进一步提高。2002年1～10月份，广州地区110 kV线路因雷击造成跳闸的共有56条次，重合成功的就有49条次，重合不成功的仅为4条次，另外3次是由于线路在空载充电状态中而将重合闸退出，若这3次不作统计，重合成功率高达9245%。而重合成功的49条次线路中，有4条次是在地方小电源并网的线路上，虽主电源侧开关重合成功并使线路恢复带电状态，但线路却未能带上负荷，皆因小电源的存在且出力不足，最终导致多个变电站失压，这不但使供电部门减少供电量，而更重要的是影响了用户的正常用电以及因此而带来的经济损失。经分析，认为此类情况并非不可避免，为了减少因上述原因而造成的停电事故，提出以下两种方法作为对策，并分别对可能发生的情况作出分析和比较。 3.1方法1——简化保护装置 根据上述这类线路在发生瞬时故障时自动保护装置的动作过程和行为，对保护装置作某些简化，即除仍保留电厂侧的线路保护外，将沿线变电站从电厂侧向主网方向的线路保护全部退出，若是新建站可考虑不设保护，即图3中的保护装置2和保护装置4不设保护功能或将保护退出，此时电厂侧线路保护(即保护装置6)的整定原则为：不带时限的Ⅰ段保护装置仍按躲开本线末段故障配合整定；Ⅱ段保护装置带03～05 s延时并按躲开保护装置1侧母线故障同时与南村变电站和新造变电站的其他出线Ⅰ段保护配合整定。按此方法设置保护后，其最大的好处是：当任一段线路发生瞬时故障后，将不再受小电厂影响，主网侧开关一旦重合成功，可使沿线变电站迅速恢复正常供电；其次是简化了部分线路保护的整定，并缩短了电厂侧线路保护后备段时限，这对兼有生产其它产品或热电联供的电厂来说更为有利，如电厂内发电机组的保护和自动装置设置整定恰当，可确保厂内其他生产不受影响。 3.2方法2——选用LFP-941J型保护装置 将保护装置2，保护装置4改用LFP941J型保护装置，该型保护装置主要配置了检定母线无压重合闸的功能。沿线的保护整定值仍可按常规的分段整定原则整定并投入。假设线路2发生瞬时故障，线路两侧保护动作切开关，当主网侧(即保护装置3侧)开关重合成功后，若新造变电站因电厂解列而失压，则保护装置4检测到母线无电压后，将开关重合闸，即可恢复新造变电站正常供电；如果电厂能够维持新造变电站的供电，则此时电厂带着新造变电站运行但无法与大系统自动并网，必须要运行人员到站处理，并且其前提是在站内还必须配备手动同期装置才能与系统并网，否则还是要将新造变电站短时停电然后在电厂侧进行并网操作。此方法如果在线路故障后小电厂根本无法维持变电站供电的情况下，那么在故障线路小电源一侧的保护动作与开关跳、合闸则属于多此一举。 4结束语 文章中所提出的两种方法，均可以有效地解决因地方小电厂并网线路发生故障时导致变电站失压的问题，提高其供电可靠性。综合比较两种方法的优缺点，前一种方法明显优于后一种方法，而后一种方法不但增加了投资，同时也增加了继电保护工作人员以及运行操作人员的工作量。 |
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地方小电厂上网线路的保护配置与整定
时间:2014-03-25 10:30来源: 作者:鄂电电力 点击:
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