含光伏并网的电压电流型馈线自动化故障分析与改进措施

引言

随着经济社会发展,客户对供电可靠性要求越来越高。提高抢修效率,实现以故障自动定位、隔离,非故障段自愈复电为目标的配网自动化技术是供电企业进一步提高配电网供电可靠性的有效途径。供电企业在故障发生后深入开展自动化设备动作情况分析,提高动作准确性,是提升配网自动化实用化水平的必然要求。同时,光伏等分布式能源的不断接入,对配网自动化设备及保护的配置和整定都会产生影响,需要供电企业提高对其的关注。本文以珠海供电局的典型故障为例,对含光伏并网的电压电流型馈线自动化开关动作情况进行了分析。

1珠海局电缆线路"2-1"主干配网架及自动化模式

1.1电缆线路"2-1"主干配网架模式

珠海局电缆线路采用主干配模式建设网架,如图1所示,即所有公用线路全面实现环网供电,并满足N-1要求:按主干、次干分层设计 ,次干层采用多闭环、多互联接线结构,负荷层采用多母线备用接线结构,形成关键节点可观可控的高可靠性结构[2-3]。

图1电缆线路"2-1"主干配网架示意图

特点:(1）将2回线路的接线模式扩展为4回线路为一组:(2）主干线路单环网,支线最多只有一个联络点:(3）主干线不接负荷,单环网串接5个主干配:(4）支线可选择同一环网柜成环,也可不同环网柜成环,但单一故障不可损失低压用户1000户 ,互相联络的线路不超过4回。

优势:(1）馈线自动化逻辑清晰,利于自动转供电:(2）联络点分主次,利于多联络线路改造,符合珠海配电网实际情况:(3）方便负荷新增和割接,过渡过程馈线自动化正常运行:

(4）开环点可调 ,运行灵活:(5）4回线路联络 ,可靠性高:(6）主干线设备少,故障率低。

1.2电压电流型馈线自动化模式

珠海局电缆线路自动化模式主要采用电压电流型馈线自动化模式,单环网内环进环出均配置并投入电压电流型馈线自动化。该模式不依赖通信及主站,实现故障的就地自动隔离及自愈:与变电站一次重合闸相配合,在1min左右实现环网供电线路故障就地自动隔离及自愈,解决了故障隔离时间较长,用户需二次停电,对非故障区段的用户影响较大的问题。

电压电流型馈线自动化模式具有以下功能:(1）有压合闸/失压分闸:当分段开关一侧有压且无闭锁时延时x时间合闸,当两侧失压且无电流时则自动分闸。(2）正向闭锁合闸:分段断路器合闸过程中设时限过流保护、零序保护,若合闸后y时间内检测到故障电流,则保护加速跳闸并正向闭锁。(3）反向闭锁合闸(残压闭锁合闸）:分段断路器掉电侧出现瞬时电压,则反向闭锁合闸,反向送电开关不闭合。(4）联络备自投功能:当开关两侧有电压时则闭锁合闸,当开关一侧失压且另一侧有电压时则延时后合闸。

自动化开关动作逻辑如图2所示。

图2电压电流型馈线自动化开关动作逻辑示意图

2含光伏并网的电压电流型馈线自动化典型故障分析

2.1故障概况

2018年1月一2019年7月 ,10 kV永丰乙线共发生4次故障 。其中,2018年的两次故障发生在夜间,变电站外的第一台自动化成套设备鸿图公用户外开关箱601开关先失压分闸,有压后均能正确合闸。2019年两次故障发生在晴朗的白天 ,鸿图公用户外开关箱601开关先失压分闸,但有压后均未正确合闸。

2.2自动化设备动作情况

由于存在保护拒动问题,需深入分析原因。下面以2019年7月8日的故障为例,结合鸿图公用户外开关箱601自动化开关动作、录波及定值信息进行分析,如图3所示。

图3鸿图公用户外开关箱601自动化开关动作、录波及定值信息图

(1）15:39:35481ms,永丰乙线线路后段发生单相接地故障,0.3s后(零序保护时间定值）变电站出线开关F14跳闸,此时鸿图公用户外开关箱601开关处于合闸位置。

(2）15:39:3734ms,线路残余电压降低到30V(低电压定值）,鸿图公用户外开关箱601开关自动化装置检测到线路失压,失压分闸功能启动。正常情况下,变电站开关跳闸后,线路会快速失压,但录波信息显示此次线路并没有立即失压,在变电站开关跳闸后约1.2s线路上的电压才"缓慢"降低。

(3）15:39:4072ms,鸿图公用户外开关箱601开关完成失压分闸,计入开关机构动作时间,符合设定的失压保护功能启动后3.0s失压分闸逻辑。

(4）15:39:40882ms ,变电站保护经过5s延时后重合闸成功,将电送至鸿图公用户外开关箱601开关电缆头。但之后鸿图公用户外开关箱601开关并未按照设定的有压42s后合闸的逻辑动作。

2.3自动化设备拒动原因分析

经检查保护装置有压合闸的条件,发现有压合闸功能需要判断开关处于分闸状态且电缆头无压持续时间1s才充电。而鸿图公用户外开关箱601开关由于变电站跳闸后线路失压缓慢,于15:39:40 72 ms失压分闸,当 15:39:40882ms重新来电时 ,中间间隔时间为810ms ,不满足持续1s的充电要求,故导致有压合闸功能没有充电而拒动。

经检查该线路用户负荷情况,发现一用户存在容量为2Mw的光伏并网情况,是造成变电站开关跳闸后线路不能迅速失压的原因。白天天气晴朗时 ,光伏处于并网发电状态。当变电站开关跳闸后,光伏能够短暂为线路用户供电,没有立即与电网解列:由于光伏只有2Mw容量,不足以带起线路所有负荷,保持频率稳定,故很快检测到频率、功率失衡,防孤岛保护动作[5] ,光伏与电网解列。若故障发生在夜间 ,光伏没有发电,不会导致线路失压缓慢问题,故夜间故障时,鸿图公用户外开关箱601开关有压合闸保护满足持续1s的充电要求,能够正确动作。

3改进措施

方案一:修改保护程序,取消有压合闸功能充电1s的时限要求。对保护装置进行升级,消除逻辑上的设计缺陷。

方案二:延长变电站出线开关重合闸的时间 ,如将重合闸时限由5s改为10s。

进一步分析发现:若故障发生时恰逢光照条件良好且用电负荷低的时段(如周末或节假日晴天时）,光伏发电功率大,但线路负荷低,光伏解列时延越长,线路失压速度越慢。本文案例中,如果延时超过1.5s,将会造成变电站重合时,线路上的自动化开关还未失压分闸,将重合到故障点上,造成故障隔离失败 ,故障范围扩大。即使计入取消充电1 s的时限,延时最多也不能超过2.5s。故方案二较为可靠 ,可选择方案二或方案一与方案二同时实施。

4结语

本文介绍了珠海供电局电缆线路"2-1"主干配网架及电压电流型馈线自动化模式,结合典型故障,深入分析了光伏并网对故障后线路失压延时的影响以及导致配网自动化开关设备拒动的原因,并提出了对应的改进措施,对含分布式能源接入的变电站出线开关重合闸时间整定、自动化开关动作逻辑改进有一定参考意义。