引言

隨著經濟社會發(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,非故障段自愈復電為目標的配網自動化技術是供電企業(yè)進一步提高配電網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備動作情況分析,提高動作準確性,是提升配網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,對配網自動化設備及保護的配置和整定都會產生影響,需要供電企業(yè)提高對其的關注。本文以珠海供電局的典型故障為例,對含光伏并網的電壓電流型饋線自動化開關動作情況進行了分析。

1珠海局電纜線路"2-1"主干配網架及自動化模式

1.1電纜線路"2-1"主干配網架模式

珠海局電纜線路采用主干配模式建設網架,如圖1所示,即所有公用線路全面實現(xiàn)環(huán)網供電,并滿足N-1要求:按主干、次干分層設計 ,次干層采用多閉環(huán)、多互聯(lián)接線結構,負荷層采用多母線備用接線結構,形成關鍵節(jié)點可觀可控的高可靠性結構[2-3]。

圖1電纜線路"2-1"主干配網架示意圖

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,支線最多只有一個聯(lián)絡點:(3）主干線不接負荷,單環(huán)網串接5個主干配:(4）支線可選擇同一環(huán)網柜成環(huán),也可不同環(huán)網柜成環(huán),但單一故障不可損失低壓用戶1000戶 ,互相聯(lián)絡的線路不超過4回。

優(yōu)勢:(1）饋線自動化邏輯清晰,利于自動轉供電:(2）聯(lián)絡點分主次,利于多聯(lián)絡線路改造,符合珠海配電網實際情況:(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 ,運行靈活:(5）4回線路聯(lián)絡 ,可靠性高:(6）主干線設備少,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)網內環(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:當分段開關一側有壓且無閉鎖時延時x時間合閘,當兩側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時限過流保護、零序保護,若合閘后y時間內檢測到故障電流,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）:分段斷路器掉電側出現(xiàn)瞬時電壓,則反向閉鎖合閘,反向送電開關不閉合。(4）聯(lián)絡備自投功能:當開關兩側有電壓時則閉鎖合閘,當開關一側失壓且另一側有電壓時則延時后合閘。

自動化開關動作邏輯如圖2所示。

圖2電壓電流型饋線自動化開關動作邏輯示意圖

2含光伏并網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 ,10 kV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備鴻圖公用戶外開關箱601開關先失壓分閘,有壓后均能正確合閘。2019年兩次故障發(fā)生在晴朗的白天 ,鴻圖公用戶外開關箱601開關先失壓分閘,但有壓后均未正確合閘。

2.2自動化設備動作情況

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,結合鴻圖公用戶外開關箱601自動化開關動作、錄波及定值信息進行分析,如圖3所示。

圖3鴻圖公用戶外開關箱601自動化開關動作、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F14跳閘,此時鴻圖公用戶外開關箱601開關處于合閘位置。

(2）15:39:3734ms,線路殘余電壓降低到30V(低電壓定值）,鴻圖公用戶外開關箱601開關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,鴻圖公用戶外開關箱601開關完成失壓分閘,計入開關機構動作時間,符合設定的失壓保護功能啟動后3.0s失壓分閘邏輯。

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

2.3自動化設備拒動原因分析

經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箱601開關由于變電站跳閘后線路失壓緩慢,于15:39:40 72 ms失壓分閘,當 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,故導致有壓合閘功能沒有充電而拒動。

經檢查該線路用戶負荷情況,發(fā)現(xiàn)一用戶存在容量為2Mw的光伏并網情況,是造成變電站開關跳閘后線路不能迅速失壓的原因。白天天氣晴朗時 ,光伏處于并網發(fā)電狀態(tài)。當變電站開關跳閘后,光伏能夠短暫為線路用戶供電,沒有立即與電網解列: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] ,光伏與電網解列。若故障發(fā)生在夜間 ,光伏沒有發(fā)電,不會導致線路失壓緩慢問題,故夜間故障時,鴻圖公用戶外開關箱601開關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,消除邏輯上的設計缺陷。

方案二:延長變電站出線開關重合閘的時間 ,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1 s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結語

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