引言

隨著經(jīng)濟社會發(fā)展,客戶對供電可靠性要求越來越高。提高搶修效率,實現(xiàn)以故障自動定位、隔離,非故障段自愈復(fù)電為目標(biāo)的配網(wǎng)自動化技術(shù)是供電企業(yè)進一步提高配電網(wǎng)供電可靠性的有效途徑。供電企業(yè)在故障發(fā)生后深入開展自動化設(shè)備動作情況分析,提高動作準(zhǔn)確性,是提升配網(wǎng)自動化實用化水平的必然要求。同時,光伏等分布式能源的不斷接入,對配網(wǎng)自動化設(shè)備及保護的配置和整定都會產(chǎn)生影響,需要供電企業(yè)提高對其的關(guān)注。本文以珠海供電局的典型故障為例,對含光伏并網(wǎng)的電壓電流型饋線自動化開關(guān)動作情況進行了分析。

1珠海局電纜線路"2-1"主干配網(wǎng)架及自動化模式

1.1電纜線路"2-1"主干配網(wǎng)架模式

珠海局電纜線路采用主干配模式建設(shè)網(wǎng)架,如圖1所示,即所有公用線路全面實現(xiàn)環(huán)網(wǎng)供電,并滿足N-1要求;按主干、次干分層設(shè)計,次干層采用多閉環(huán)、多互聯(lián)接線結(jié)構(gòu),負荷層采用多母線備用接線結(jié)構(gòu),形成關(guān)鍵節(jié)點可觀可控的高可靠性結(jié)構(gòu)。

圖1電纜線路"2-1"主干配網(wǎng)架示意圖

特點:(1）將2回線路的接線模式擴展為4回線路為一組;(2）主干線路單環(huán)網(wǎng),支線最多只有一個聯(lián)絡(luò)點;(3）主干線不接負荷,單環(huán)網(wǎng)串接5個主干配;(4）支線可選擇同一環(huán)網(wǎng)柜成環(huán),也可不同環(huán)網(wǎng)柜成環(huán),但單一故障不可損失低壓用戶1000戶,互相聯(lián)絡(luò)的線路不超過4回。

優(yōu)勢:(1）饋線自動化邏輯清晰,利于自動轉(zhuǎn)供電;(2）聯(lián)絡(luò)點分主次,利于多聯(lián)絡(luò)線路改造,符合珠海配電網(wǎng)實際情況;(3）方便負荷新增和割接,過渡過程饋線自動化正常運行;

(4）開環(huán)點可調(diào),運行靈活;(5）4回線路聯(lián)絡(luò),可靠性高;(6）主干線設(shè)備少,故障率低。

1.2電壓電流型饋線自動化模式

珠海局電纜線路自動化模式主要采用電壓電流型饋線自動化模式,單環(huán)網(wǎng)內(nèi)環(huán)進環(huán)出均配置并投入電壓電流型饋線自動化。該模式不依賴通信及主站,實現(xiàn)故障的就地自動隔離及自愈;與變電站一次重合閘相配合,在1min左右實現(xiàn)環(huán)網(wǎng)供電線路故障就地自動隔離及自愈,解決了故障隔離時間較長,用戶需二次停電,對非故障區(qū)段的用戶影響較大的問題。

電壓電流型饋線自動化模式具有以下功能:(1）有壓合閘/失壓分閘:當(dāng)分段開關(guān)一側(cè)有壓且無閉鎖時延時x時間合閘,當(dāng)兩側(cè)失壓且無電流時則自動分閘。(2）正向閉鎖合閘:分段斷路器合閘過程中設(shè)時限過流保護、零序保護,若合閘后y時間內(nèi)檢測到故障電流,則保護加速跳閘并正向閉鎖。(3）反向閉鎖合閘(殘壓閉鎖合閘）:分段斷路器掉電側(cè)出現(xiàn)瞬時電壓,則反向閉鎖合閘,反向送電開關(guān)不閉合。(4）聯(lián)絡(luò)備自投功能:當(dāng)開關(guān)兩側(cè)有電壓時則閉鎖合閘,當(dāng)開關(guān)一側(cè)失壓且另一側(cè)有電壓時則延時后合閘。

自動化開關(guān)動作邏輯如圖2所示。

圖2電壓電流型饋線自動化開關(guān)動作邏輯示意圖

2含光伏并網(wǎng)的電壓電流型饋線自動化典型故障分析

2.1故障概況

2018年1月一2019年7月,10kV永豐乙線共發(fā)生4次故障。其中,2018年的兩次故障發(fā)生在夜間,變電站外的第一臺自動化成套設(shè)備鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)先失壓分閘,有壓后均能正確合閘。2019年兩次故障發(fā)生在晴朗的白天,鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)先失壓分閘,但有壓后均未正確合閘。

2.2自動化設(shè)備動作情況

由于存在保護拒動問題,需深入分析原因。下面以2019年7月8日的故障為例,結(jié)合鴻圖公用戶外開關(guān)箱601自動化開關(guān)動作、錄波及定值信息進行分析,如圖3所示。

圖3鴻圖公用戶外開關(guān)箱601自動化開關(guān)動作、錄波及定值信息圖

(1）15:39:35481ms,永豐乙線線路后段發(fā)生單相接地故障,0.3s后(零序保護時間定值）變電站出線開關(guān)F14跳閘,此時鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)處于合閘位置。

(2）15:39:3734ms,線路殘余電壓降低到30V(低電壓定值）,鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)自動化裝置檢測到線路失壓,失壓分閘功能啟動。正常情況下,變電站開關(guān)跳閘后,線路會快速失壓,但錄波信息顯示此次線路并沒有立即失壓,在變電站開關(guān)跳閘后約1.2s線路上的電壓才"緩慢"降低。

(3）15:39:4072ms,鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)完成失壓分閘,計入開關(guān)機構(gòu)動作時間,符合設(shè)定的失壓保護功能啟動后3.0s失壓分閘邏輯。

(4）15:39:40882ms,變電站保護經(jīng)過5s延時后重合閘成功,將電送至鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)電纜頭。但之后鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)并未按照設(shè)定的有壓42s后合閘的邏輯動作。

2.3自動化設(shè)備拒動原因分析

經(jīng)檢查保護裝置有壓合閘的條件,發(fā)現(xiàn)有壓合閘功能需要判斷開關(guān)處于分閘狀態(tài)且電纜頭無壓持續(xù)時間1s才充電。而鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)由于變電站跳閘后線路失壓緩慢,于15:39:4072ms失壓分閘,當(dāng)15:39:40882ms重新來電時,中間間隔時間為810ms,不滿足持續(xù)1s的充電要求,故導(dǎo)致有壓合閘功能沒有充電而拒動。

經(jīng)檢查該線路用戶負荷情況,發(fā)現(xiàn)一用戶存在容量為2Mw的光伏并網(wǎng)情況,是造成變電站開關(guān)跳閘后線路不能迅速失壓的原因。白天天氣晴朗時,光伏處于并網(wǎng)發(fā)電狀態(tài)。當(dāng)變電站開關(guān)跳閘后,光伏能夠短暫為線路用戶供電,沒有立即與電網(wǎng)解列:由于光伏只有2Mw容量,不足以帶起線路所有負荷,保持頻率穩(wěn)定,故很快檢測到頻率、功率失衡,防孤島保護動作[5],光伏與電網(wǎng)解列。若故障發(fā)生在夜間,光伏沒有發(fā)電,不會導(dǎo)致線路失壓緩慢問題,故夜間故障時,鴻圖公用戶外開關(guān)箱601開關(guān)有壓合閘保護滿足持續(xù)1s的充電要求,能夠正確動作。

3改進措施

方案一:修改保護程序,取消有壓合閘功能充電1s的時限要求。對保護裝置進行升級,消除邏輯上的設(shè)計缺陷。

方案二:延長變電站出線開關(guān)重合閘的時間,如將重合閘時限由5s改為10s。

進一步分析發(fā)現(xiàn):若故障發(fā)生時恰逢光照條件良好且用電負荷低的時段(如周末或節(jié)假日晴天時）,光伏發(fā)電功率大,但線路負荷低,光伏解列時延越長,線路失壓速度越慢。本文案例中,如果延時超過1.5s,將會造成變電站重合時,線路上的自動化開關(guān)還未失壓分閘,將重合到故障點上,造成故障隔離失敗,故障范圍擴大。即使計入取消充電1s的時限,延時最多也不能超過2.5s。故方案二較為可靠,可選擇方案二或方案一與方案二同時實施。

4結(jié)語

本文介紹了珠海供電局電纜線路"2-1"主干配網(wǎng)架及電壓電流型饋線自動化模式,結(jié)合典型故障,深入分析了光伏并網(wǎng)對故障后線路失壓延時的影響以及導(dǎo)致配網(wǎng)自動化開關(guān)設(shè)備拒動的原因,并提出了對應(yīng)的改進措施,對含分布式能源接入的變電站出線開關(guān)重合閘時間整定、自動化開關(guān)動作邏輯改進有一定參考意義。