瀘縣地方電網保護問題的分析及解決

吳 強WU Qiang

（瀘州職業技術學院 電子工程系，瀘州 646005）

0 引言

地方電網安全穩定運行是調度管理的首要任務，而做好電網繼電保護管理是電網安全運行的基礎，從很多地方電網的保護管理和運行都存在著這樣、那樣的問題。為此，我們針對瀘縣地方電網情況，開展《地方電網保護、調度管理與建設研究》，項目實施以來，從電網資料收集完善、短路電流計算、電網事故資料分析、保護動作分析等方面著手，開展了多次系統認真的討論、分析，完成了保護技改方案的研究與改造實施工作，達到了預定目標。

1 電網情況介紹

某地方電網水電、火電并舉，擁有4個水電站、1個火電廠，06年裝機容量近9萬KW，供電負荷8月最高達7.5萬KW。電網最高電壓只有35KV，有該電壓等級的架空線路170多KM，企業年供電量達4億多KW.H。

該35KV電網的特點是有一個環網，使網絡結構變得復雜，保護更加困難。在這一環網上的變電站有：開關站（這是一個與系統開關站），水電站（3×6900KW水電站），變電點（主變5000KVA），火電廠（2×2.5萬KW及主要的負荷區）。線路情況為：開關站有與系統聯線327開關、與火電廠聯線323開關、與水電站聯線325開關，出負荷線321開關等四條線；水電站有與開關站線341開關、與變電站聯線342開關兩條線；變電站有與水電站聯線365開關、有與火電廠聯線360開關兩條線；火電廠有與變電站聯線386開關、與開關站聯線387開關，還有5條負荷出線。

主要問題是：電網主要線路的保護是在95年按火電廠和水電站及系統當時網絡情況而設計的。隨后架設了水電站到變電站的線路，形成了一個35KV環網。這對提高網絡的供電可靠性和降低網絡的供電損耗產生了很好的作用，但對保護的要求更高了，對保護的正確動作也產生了一定的影響，時限配合更難。為此經過論證對網絡保護用的時間繼電器進行了更換，基本能解決電網保護時限配合的要求。但隨著技改2×2.5萬KW火電機組的投入運行，電網全網解裂事故頻發，嚴重影響了電網的安全運行，也給企業造成了很大的損失。為此展開了地方電網保護、調度管理與建設研究。

2 近年來保護動作情況統計

為了找出、找準保護存在的問題，我們使用電子表格軟件，針對全網解裂事故，從2006年8月29日至2007年8月23日對有記錄的開關動作情況進行了統計（沒有引起事故的未作統計），其結果是：一年多來35KV開關總計動作86次。其中因雷擊動作48次，設備事故動作38次；正確動作73次，誤動作9次，設備事故6次，其中有5次是由雷擊引發的。08年1月至11月10KV開關動116次，設備故障24次，雷擊引起65次，線路瞬時故障引起25次，網絡頻率下降引起2次。

通過統計看到35KV誤動作的重點開關是：327開關，該開關統計動作16次，正確動作10次，誤動作6次，這是造成網絡解列的主要原因。

3 電網保護存在問題分析

3.1 開關誤動作

主要原因是327開關的時限和方向的問題。327是小網與大網的聯絡開關。線路只有1KM，2006年沒有動作記錄，而系統側的336開關有2次動作；2007年按大網要求，對327的保護時限進行了調整，由過去2.3秒改為現在的1.0秒，07年動作次數巨增。從現場負荷測量看，聯網線路運行中，地方電網向大網倒送無功現向嚴重。

3.2 保護時限配合

系統開關336的動作時限過流1.3秒。按電磁式繼電器保護的時限配合級差0.5秒要求，只能配出兩段時限，根本不能滿足地方電網的要求。過去為了解決此問題，用集成電路時間繼電器更換了電磁式的時間繼電器，將保護的配合時限級差修改為0.2秒，這基本為滿足了地方電網過流保護選擇性的要求。

3.3 保護整定值

從網絡事故發生的時間來看，主要是在6至9月的雷雨季節，做好網絡保護整定，對提高保護的正確動作率和供電的可靠性起著重要作用。通過全網保護定值統計分析看，現在環網中各電站、變電站的保護雖然設計了主保護、后備保護，但主保護限時速斷，因繼電器的動作電流有20安，不能滿足整定值的要求，不能運行。實際應用中，只投入了過流保護，三段式電流保護中的第三段——后備保護，該保護主要用時限來保證選擇性。因受并網點開關保護的時限限制，及電網運行方式變化較大的情況下，保護很難滿足選擇性的要求。加之電網中，為提高供電可靠性重合閘的使用，更加大了保護定值的配合難度。為此，公司在部分環網線路上加裝了電壓繼電器，構成電流閉鎖電壓速斷保護，以提高環網線路保護的速動性，但從運行情況來看不盡如意。在電網內發生故障時，非選擇性跳閘常有發生。

4 保護整定分析

保護裝置動作正確與否關系到了保護整定有很大的關系，地方電網結構復雜，為了解決好正確動的問題，必須對現有保護的定值進行校核，我們針對性地做了以下工作。

4.1 短路電流計算

短路電流計算是保護整定的核心，過去都是用的是手工計算，要改變相關數據進行分析，計算的工作量很大，且非常困難。購買軟件計算，需要較大的經費，它對本公司這一復雜環網適用性也難評定。為此，我們重新進行線路、變壓器、發電機技術參數收集，結合電網運行實際對最大、最小及經常運行方式進行認定，用電子表格軟件，以人工計算的過程、步驟，通過輸入公式、表格引用等方法取代人工計算，只要計算出一種運行方式下各點的短路電流，其它運行方式下的各點的短路電流通過改變相關電網參數，就能很快計算出來。這與手工計算的查短路電流曲線相比大大地縮短了計算時間，在計算結果上，有的點相差較大，有的點接近。對本網絡的整定計算來看，基本可以滿足要求。這為保護的整定計算分析，提供了很好的幫助。

4.2 保護整定計算分析

對于環網線路，在過去的整定中，因速電流保護靈敏度滿足要求，第一段都沒有投入運行。主保護用的是電流閉鎖電壓整速斷，在定值上與相關的繼電保護整定計算要求有些出入，個別開關因母線電壓互感器故障，出現誤動。

水電站的出線開關過去是按開機臺數下定值，現在應作為環網聯系開關，應以電網的運行需要下定值。

如采用微機保護進行改造，主保護可以考慮整定為電流電壓聯鎖速斷保護，以提高經常運行方式（每年的6～9月）下，保護動作的可靠性；也可以整定為電流閉鎖電壓速斷，以提高在其它時間段的保護動作的可靠。這樣線路投入主保護，提高保護裝置的速動性和選擇性，對提高電網事故下的穩定和減輕事故影響有很有大幫助。

后備保護引入電壓閉鎖，提高電流動作的靈敏度，時間級差取0.2秒；以保證在地方電網與大網解列后的，事故情況下的保護正確動作。完全實現35KV環網線路有主保護和后備保護的功能，實現了電網在事故下的選擇性、速動性、靈敏性和可靠性的要求。

5 技術改造意見及實施

5.1 技術改造意見

通過上述的研究分析，寫出了一個調研報告。1）從提高保護的動作準確性、動作速度、解決時限配、投入線路主保護等方面出發，提出了用微機保護對環網線路上10個開關的常規電磁式保護進行技改的兩個方案。其一是：只換保護裝置；其二是：換保護裝置同時上微監控系統；預計投資10至40萬。2）爭取與大網協調，將327開關保護的時限由1秒，提高到1.2～1.3秒。3）對35KV電網保護的定值進行必要的調整等。4）對電網進行升壓改造，全面改變電網結構，從根本上解決電網供配電容量、可靠和穩定的問題。5）電網的調度自動化系統也需要改造。

5.2 技術改造實施

企業對所提方案進行了評定，認為近期只能從保護裝置入手，實施技改。并做了以下工作。

5.2.1 微機保護裝置的選擇

企業現電網調度自動化系統都是采用的南京恒星公司的設備，這些設備在95年投入時，對電網運行中發展了很好作用。也有一些變電站保護及監控系統是采用的恒星公司的設備，但隨時間推移、設備老化，保護和調度自動化設備都出現了一些問題。在本次技改設備方面，企業進行了多家企業保護裝置的比較。綜合技術、經濟，特別是對保護裝置和同期并列的要求等，最終選用重慶新世紀生產的線路保護測控裝置EDCS-7110。該裝置的主要技術數據如下：

1）保護及配置功能：電流速斷保護（帶正反方向閉鎖，低壓閉鎖，負序電壓閉鎖，可選配）；限時電流速斷保護（帶正反方向閉鎖；低壓閉鎖；負序電壓閉鎖；可選配）；定時限過流保護（帶正反方向閉鎖；低壓閉鎖；負序電壓閉鎖；前、后加速；可選配）；電流閉鎖電壓速斷（帶正反方向閉鎖；可選配）；低周減載；低壓解列；重合閘與前、后加速；母線TV監視；環境溫度報警；錄波功能（選配）等。

2）測量功能有：電流；電壓；頻率；功率、功率因數等。

3）控制功能有：斷路器控制（含自動準同期合閘），裝置自帶分/合按鍵實現就地操作；繼電器控制輸出（帶輸出傳動）。

4）統計功能：斷路器運行時間；斷路器跳合閘次數；母線電壓合格率統計；斷路器合閘動作時間；合閘時最大沖擊電流。

5）事件記錄和故障錄波（選配）：裝置支持事件記錄和故障錄波功能，便于故障原因分析和設備缺陷診斷。用戶可根據運行需要，設定故障錄波的觸發方式（命令啟動、開關量啟動、保護動作啟動）。

通過分析，裝置的以上技術數據，完全能滿足對環網線路的保護、監控、同期操作及事件記錄等要求。通過試驗裝置通訊、數據交換等功能，可以與現在用的調度自動化系統對接，這為技改提供了可靠保證。

5.2.2 技術改造的實施

為了減少停電，先進行了技術改造圖紙設計，做到在基本保證現有的開關柜引出端子不變的情況下，將微機保護裝置關端子與開關柜端了對接，個別的進行特殊處理。保證改造中，盡可能減少從開關中引出接點和導線，處理好與保護屏、控制臺的關系。

在實施方案中，先在設備不停電的情況下，將微機保護裝置在35KV開關柜的保護柜門上固定好，按設計圖做好裝置到新增加端子排的聯接。同時，核對停電后應做的與對應開關柜端子的聯接，與過去保護屏、控制臺的聯接電纜的處理，為保護的停電切換作好準備。

在一切條件具備的情況下，利用對電網影響最小的時間，一般都在晚上。逐一停電對線路保護裝置進行切換，從而保證了整個改造對電網的影響最小。

5.3 技術改造后的運行分析

保護從08年7月完成改造以來，保護裝置有二次影響較大的動作和一次誤動，具體為：8月8日上午，因321線路事故跳閘后，搖線路絕緣引起35KV母線短路，造成327方向限時電流速斷保護動作；323方向電流閉鎖電壓速斷保護動作；325方向過電流保護動作。09年1月12日，321高兆線29號桿斷線接地，321開關過流保護動作跳閘；接地中，引起高山子開關站35KV母線短路，323開關、327開關，流灘壩電站341開關、火電廠387開關均跳閘；火電廠384開關也跳閘。

從保護動作情況看：兩次事故各出線開關都跳閘，保護的方向沒有起作用，為什么？帶著這個問題對EDCS-7110裝置做了試驗。從試驗結果看，裝置在電壓低于30V時，保護的方向就失去了作用。對于這一問題聯系了重慶新世紀公司，公司技術人員在做試驗后回復：裝置在電壓30V以下無方向判斷功能，是因為投入了裝置中的PT斷線功能。只要不投入此功能，方向閉鎖功能才能正常實現。隨后對所有裝置的設定進行修改，保護裝置正常運行了。

6 地方電網保護的思考

做好地方電網保護動作分析，查清原因，是保證電網安全、穩定運行的基本要求；做好電網資料建設、用計算機進行短路電站計算、保護整計算、以及事故統計分析，為電網的安全、優化運行提供了快速、準確的方法；在保護的整定計算中需要結合地方電網與大網并列運行實際，合理確定保護裝置的時限配合級差、定值是電網在事故情況下影響最小的前提。

對復雜電網用微機保護取代常規保護和過時微機保護是十分必要的，只有這樣才能保證繼電保護的選擇性、速動性、靈敏性和可靠。實施過程中采作分散式布置，可以在對線路、變電站停電時間很短的情況下完成保護裝置的升級換代，這對于現在還采用常規保護裝置的電站、變電站改造有著現實的指導意義，特別是保護裝置增加同期并網功能，使二次設備進一步減化，為變電站的無人值班提供了良好的保證。

在微機保護裝置的使用中，相關專業人員一定要認真學習使用說明書，特別學習保護整計算，弄清保護原理和各項保護的功能及相互影響，以準確的給出裝置的整定值。在裝置的調試中，調試人員一定要按定值做裝置在各種情況下的動作試驗，確保動作的正確性。在運行中，保護裝置動作后一定要做好動作分析，及時找出存在的問題，聯系生產家共同協調解決，以確保裝置運行中動作的準確。

7 結論

電網保護是電網安全、穩定運行的核心。認真做好保護動作分析，合理進行保護裝置的選擇、整定，加強運行管理，切實提高保護裝置的校試質量等措施是地方電網從事調度管理人事需要努力做好的工作，也是電網安全運行的根本保障。只有這樣，電網的建設、改造投資才會更加有效，電能就能更好的為社會發展服務。

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