安全自动装置课件.ppt

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1、2011年06月 乌鲁木齐,安全自动装置介绍及应用,一、安全自动装置基本知识二、稳定控制技术简介三、新疆电网稳控系统介绍四、重合闸及备自投在新疆电网中的应用及案例分析,一 安全自动装置基础,电网的三道防线第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止大面积停电。,安全自动装置定义及分类,定

2、义：电网安全稳定自动装置，是指用于防止电力系统稳定破坏、防止电力系统事故扩大、防止电网崩溃及大面积停电以及恢复电力系统正常运行的各种自动装置的总称。主要作用：功率过剩地区快速减少发电机功率（切机、快关汽门）在功率缺额地区快速切负荷等分类：如稳控装置、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装置、水电厂低频自启动装置、输电线路的自动重合闸等。,安全自动装置定义及分类,一 电网安全稳定控制装置（系统）电网安全稳定控制装置（即区域稳控系统）是为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能

3、，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。电网安全稳定控制系统是由两个及以上分布于不同厂站的稳定控制装置通过通信联系组成的系统。其结构可以分为：分散式、集中式。或远方控制、就地控制,安全自动装置定义及分类,二、自动解列装置 针对电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况，在预先安排的适当地点有计划的自动将电力系统解开，或将电厂与接待的适当负荷自动与主系统断开，以平息振荡的自动装置。可分为：振荡解列装置、频率解列装置、低电压解列装置。失步解列装置是当电力系统失去同步发生异步运行时，在预先安排的适当地点有计划地自动将电力系统解开，或将电厂与连带的适当负荷自动与主系统断开，以防止事故扩大的

4、自动装置。,安全自动装置定义及分类,三、低频低压减负荷装置 低频减负荷装置是在电力系统发生事故出现功率缺额引起频率急剧大幅度下降时，自动切除部分用电负荷使频率迅速恢复到允许范围内，以避免频率崩溃的自动装置。低压减负荷装置是为防止系统无功缺额，引发电压崩溃事故，自动切除部分负荷使运行电压恢复到允许范围内的自动装置。,安全自动装置定义及分类,四、自动重合闸装置 架空线路或母线因故断开后，被断开的断路器经预定短时延时自动合闸，使断开的电力元件重新带电，若故障未消除，则由保护装置动作将断路器再次断开的自动操作循环。可分为：三相重合闸、三相重合闸、综合重合闸。,安全自动装置定义及分类,五、备用电源自动投

5、入装置：备自投：分段备自投、进线备自投、变压器备自投和远方备自投。装置根据设置备自投的方式工作，自动识别工作段电压消失，执行备用开关自动投入，以恢复工作段电压。并在自投中实现备用段保护后加速以及自投后自动切除多余负荷。是为满足电网经济运行及可靠供电，而采用的一种装置。,常见安自装置,RCS-992A型分布式安全稳定控制装置 本装置主要用于区域电网及大区互联电网的安全稳定控制，尤其适合广域的多个厂站的暂态稳定控制系统，也可用于单个厂站的安全稳定控制。装置采用主从式模块化结构，由主机（RCS-992A）和从机（RCS-990A）共同构成，主从机通过光纤交换数据，从机可分散布置于不同的保护小室。,常

6、见安自装置,RCS-992A型分布式安全稳定控制装置,常见安自装置,RCS-993E型失步解列及频率电压紧急控制装置具备判断两回线路的失步解列功能和低频解列、低压解列、过压解列、过频解列或切机功能。基本原理：利用UCOS判别原理进行判别，以装置安装处测量电压最小值确定动作区域，其主要性能如下：失步继电器利用UCOS的变化轨迹来判别电力系统失步，利用装置安装处采集到的电压电流，通过计算 来反应振荡中心的电压，根据振荡中心电压的UCOS变化规律来区分失步振荡和同步振荡及短路故障。,常见安自装置,RCS-993A、B型失步解列装置具备判断两回线路在电网失步时的解列、切机、切负荷等功能。RCS-993

7、A型装置基于阻抗循序判别方式原理进行失步判别和保护区域限制 RCS-993B型装置利用UCOS判别原理进行判别.同RCS-993E。,常见安自装置,RCS-965XB系列备用电源自投保护测控装置功能,引言：电网安全防御体系应包含系统的合理的一次网架、优质的一次设备、健全的三道防线、良好的调度运行及管理等方面，它是一个系统工程，从一次、二次、运行、管理多个方面去解决电网的安全问题。随着电力系统的发展，电网规模的扩大、结构的复杂化，以及一系列新技术的应用和资金的投入，电力系统安全防御体系也在不断完善，其功能也在逐步提高。经过多年的实践和探索，已建立了较为完善的电网稳定控制理论体系，为电网安全防御体

8、系奠定了扎实的基础。,二 稳定控制技术,海南及西藏电网大停电主要原因,海南2005年“9.26”大停电的直接原因是：达维台风造成了大量线路永久性故障跳闸，线路损坏严重，220kV玉官线官塘侧发生BC相间间歇性短路故障，玉洲侧线路保护拒动（直流电源异常），引起其他线路及发电机组后备保护动作跳闸，保护拒动是导致海南电网大面积停电事故扩大的直接原因。2005年“10.24”西藏藏中电网大停电的直接原因是：羊西110kV线路一回发生单相故障断路器拒动（不设失灵保护），引起发电机组远后备低压保护无序跳闸，系统最终垮网。“06.1.8”西藏电网垮网事故直接原因是：羊湖电站的综自站调试过程中人员误操作导致电

9、站出线全部跳闸，另外部分空载线路引起电厂母线电压升高，发电机低励、失磁保护动作跳闸，尽管系统安稳装置正确动作，曾使电网频率维持在49Hz以上数分钟，但终因功率缺额过大（超过60），电网最终崩溃。継电保护或断路器拒动引起发电机组远后备保护无序动作，是引起大停电的重要原因。为此，应考虑电网事故解列，隔离故障区，确保剩余电网的安全。,西藏电网一次接线示意图,1、20:47 嵩郑II线跳闸；10s后嵩郑I线跳闸；因郑州站#1母线检修，随即郑祥线、白郑线均被断开；,豫中,豫北,豫南,豫西,获嘉,郑州,嵩山,祥符,邵陵,白河,至湖北襄樊,至华北,牡丹,至湖北孝感,姚孟,沁北,柳新,焦峡,澳苗,仓颉,安阳,

10、洛热,三火,三水,小浪底,至西北,首常,龙泉,万县,辛洹线,万龙线,河南电网“7.1”事故发展及处理过程,1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,2、20:50-20:58 小浪底、三水、洛热、沁北等多个电厂手动跳机或减出力；,3、20:54 220kV柳新线（豫北豫中）跳闸；,4、20:56 220kV焦峡线（豫北豫中）跳闸；,5、20:58 220kV澳苗线（豫北豫西）跳闸；,6、20:58 220kV首常线（豫西豫中）跳闸；,7、21:00 系统出现振荡，电压和功率大幅波动。,8、21:00 灵宝直流闭锁；,10、21:03 500kV辛洹线手动解列；,11、21:06 电网振荡平息。

11、,500kV万龙线跳闸；,河南电网“7.1”事故的教训,（1）互联电网在联网与不联网两种状态下系统的稳定控制措施是不同的。华中与华北不联网时嵩郑线跳闸采取豫北、豫西切机措施是有效的，而联网状态下切机不仅无效而且会使事故加剧，此时解列辛洹联络线后再切机或直接解列与嵩郑线构成电磁环网的220kV线路才是有效的。（2）任何情况下高一级电压等级联络线断开不允许低一级电压线路进行大区联网。（3）同一路径双回线N-2的事故必须考虑，06-07年曾发生多起N-2及N-3事故，对这类事故必须有足够的准备。（4）大区互联电网失步振荡的模式可能有多种，如果振荡中心主网内部，则目前装设的失步解列装置将拒绝动作，系统

12、无法消除振荡。应该研究这种振荡模式下的解列对策。（5）220kV及500kV线路保护不应有过负荷跳闸功能。,巴西大停电事故,2009年11月10日晚22点13分(北京时间11日8点13分)，巴西电网全国范围内发生大面积停电，引起世界关注。本次大停电影响巨大，受影响人口约5000万，损失负荷约24436MW，约占巴西电网全部负荷的40%。由于此次停电事故影响到圣保罗、里约热内卢等负荷中心，引发人们对巴西举办奥运会能力的质疑。,国内外事故的主要原因：（1）电网整体结构不合理：高低压电磁环网运行情况严重，一旦高压侧输电回路断开引起潮流向低压侧大转移就可能出现灾难性的后果。（2）继电保护的不正确动作是

13、事故扩大的直接原因：如保护拒动或误动；距离三段定值不能有效躲过线路短时过负荷；线路保护装置的振荡闭锁功能不完善，当系统发生失步振荡时就可能出现无序的跳闸，引发连锁反应。（3）电网内安稳控制系统的配置不完善：如过负荷控制、失步解列、低频低压解列、低压切负荷等配置不足、定值不当或装置配置与性能不完善。（4）对于严重的多重事故缺乏应对措施，如出现N-2、N-3事故时缺少对策，往往事故扩大。此外，在电网稳定水平下降时没能及时调整方式、限制潮流，线路走廊的树木没有及时修剪等等方面也有影响，但一般不是大停电的主要原因。总之，任何一次大停电事故都是由多种原因、多个因素汇集形成。,图 电力系统状态转换及三道防

14、线,为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，失步状态，恢复状态。,电力系统发生突然的有功功率变化时，系统的频率将要发生变化，当功率缺额时频率下降，功率过剩时频率上升。当功率变化较大时若不及时采取措施，频率将超越正常范围，甚至引起系统频率崩溃。频率紧急控制的措施：频率下降时，基本措施是自动低频减负荷；频率上升时，基本措施是过频自动切机；联络线低频解列。频率紧急控制的判据：按频率值、频率变化率及动作延时综合进行判断，但必须防止暂态过程中频率测量的不正确及系统内负荷反馈等问题引起的装置误动作。当系统功率缺额过大（例如缺额达20）时，应装设联络线跳闸或大机组跳闸时联切

15、负荷（或联切蓄能电厂的抽水机组），快速制止频率大幅度下降。联切负荷与低频减载两者应协调，例如切除对象不能完全重迭，控制量需进行配合。,频率电压紧急控制,电力系统频率特性 当系统负荷突然变化时系统频率运行点的变化过程：负荷增加引起频率降低，负荷减少频率升高,电力系统频率特性2 当系统机组（或受电联络线）突然跳闸时系统频率运行点降低的变化过程。,电力系统频率特性3 当系统频率下降过程中采用低频减载措施可以制止频率下降并恢复系统运行频率。,低频减载配置方案的若干问题：（1）设有快速动作的基本轮：对于大型电力系统动作的频率级差为0.2Hz，每轮动作延时为0.2秒；一般配置911级。（2）设有长延时动作

16、的特殊轮：其整定值应考虑使系统不能长期悬浮在49Hz以下，一般动作频率值与基本轮的第一轮一致，按动作延时可分为2 3级。（3）为了提高动作可靠性，应设有频率启动级和频率变化率df/dt闭锁。（4）为了在大功率缺额时能快速动作，应设有按频率变化率df/dt加快动作的功能，例如在第一轮动作时可加速第二或第二、三轮动作。（5）为了防止过切，在每轮动作的延时过程中应检查df/dt符号是否从负变为正，发现已变为正值时立即停止延时。（6）第一轮的频率定值应考虑利用系统的旋转备用，一般不大于49.2Hz。（7）对于可能从主网解列出来的地区电网，除了服从主网安排外，还应考虑孤立运行时确保地区电网安全稳定运行的

17、减载措施。（8）国内某些电网开始采用分轮按整定功率值自动选择被切负荷线路的方案，技术上更加完善。,自动低频减负荷,电压稳定性：是指系统维持电压的能力,电力系统在正常运行条件下和遭受扰动之后系统中所有母线都持续地保持可接受的电压的能力，并且功率和电压都是能控的。当发生扰动、增加负荷或改变系统运行方式造成渐进的、不可控制的电压降低时（至少有一个母线的电压幅值随注入母线的无功功率的增加而减少），则系统进入电压不稳定状态。电压不稳定的主要因素是系统不能满足无功功率的需求。电压不稳本质上是一种局部现象，但其后果却给系统带来广泛的影响。电压崩溃是伴随电压不稳定导致系统大面积、大幅度的电压下降的过程，致使大

18、范围内停电。美加“814”大停电过程中，最后阶段就是发生电压崩溃。,电压稳定及低电压紧急控制,功角不稳定和电压不稳定经常同时发生，一种形式的不稳定可导致另一种形式的不稳定。区别功角稳定与电压稳定对弄清楚问题的根本原因，改进电网设计、合理安排运行方式、以及针对性的控制有着重要的意义。提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制（励磁控制）、低电压切负荷、静止补偿设备（SVC、STATCOM)等，低电压切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。对于复杂电网，仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效解决电压稳定问题，需要配置多个厂站的电压稳定控制系统，根据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态（包

19、括故障）来进行决策；在线电压稳定控制在福建已经投运，取得了良好运行经验，是今后发展的方向。,电压稳定及低电压紧急控制2,在线电压稳定分析及控制：利用EMS系统采集的当前系统数据、电压稳定控制厂站采集的数据及针对可能造成电压不稳定的予想事故，进行短期（暂态）电压稳定（10秒）和中期电压稳定（10秒-30秒）分析计算，提出电压预防性控制的措施，并刷新电压稳定控制系统策略表的内容。对电压崩溃最脆弱的母线和地区进行监视，发现相关厂站电压均低于警戒水平时应立即采取措施，经规定时限电压仍不能恢复时则应果断采取人工限制负荷或自动切负荷措施。电压稳定控制系统与分散的低压切负荷装置功能上分工和协调，以达到互补效

20、果。,电压稳定及低电压紧急控制3,过负荷现象：线路或变压器等设备允许长时间流过的电流值称为安全电流，如果设备实际流过的电流超过其安全电流则出现过负荷现象。设备的过负荷属于热稳定问题。一般来说，电力设备都有一定过负荷能力，设备允许过负荷的时间与过载的倍数、环境温度、风速、日照等因素有关，过载倍数小允许时间较长，过载倍数越大，允许的时间越短，具有反时限特性。输电回路中串接多种设备(导线、金具、阻波器、电流互感器、开关、刀闸等），输送电流受允许电流最小设备的限制。过负荷处理不及时可能导致严重后果：设备因过热而损坏，导线变形，弛度增加，甚至线路烧断、变压器烧毁；线路因弧垂增加与下方物体（线路、树木）发

21、生短路，导致线路跳闸，引起与之平行的线路更严重的过载；引发电力系统连锁反应，出现大面积停电事故。从1965年11月美国东北部大停电到2005年莫斯科大停电，很多次事故都是由于线路过负荷引起的。,设备过负荷及其控制,设备过负荷原因：线路与主变过负荷分为两类：突然过负荷与缓慢过负荷。缓慢过负荷是由负荷的增长引起的。引起线路突然过负荷的原因有：（1）平行线中一回线突然跳闸；（2）电磁环网高压侧线跳闸潮流向低压侧转移；环网系统在不平衡点解开；（3）突然失去大电源，引起潮流重新分布；（4）线路突然跳闸后潮流重新分布引起某些线路过负荷。引起变压器突然过负荷的原因有：（1）并联变压器一台跳闸，引起另一台过负

22、荷；（2）电磁环网高压侧线路跳闸潮流向低压侧转移。缓慢过负荷因过载倍数低、允许时间长，可通过调度员调整系统状态予以消除（一般15分钟以上）；突然过负荷一般过载倍数大，允许时间短，需要采取过负荷控制来解决。,设备过负荷及其控制2,三 新疆电网稳控系统介绍,新疆地区网架薄弱，长距离、弱联系，安全稳定问题突出。随着经济的发展，各地区电网负荷不断增长，造成220kV联络线传输功率增大，都已经超过稳定极限，大负荷时，系统稳定性较弱。在发生小扰动（负荷的持续增长）和大扰动（系统故障）和电网连锁故障时，系统动态无功补偿不足，电压降低。同时，地区电网小机组较多，抗扰动能力差，易发生的功角失稳和电压失稳、频率失

23、稳。全疆范围的安稳装置主要解决以下几类问题：1）联络线暂态稳定问题及机组窝电问题 2）频率及电压稳定问题 3）联络线过载问题 4）低频振荡问题,新疆电网主网一次接线图,新疆安稳系统构成,安稳控制系统由控制主站、子站、执行站及站间通道组成；一般在调度中心还设有稳控管理系统，对安稳控制系统进行监视。控制主站：一般安装在枢纽变电站，与各子站进行信息交换，收集全网信息，识别电网运行方式，综合判断多重事故和控制决策，转发有关命令。如贵州网的安顺变主站，广东网的罗洞变主站。控制子站：安装在重要的变电站及电厂，监视本站出线及主变等设备运行状态，将信息上送主站，接收主站下发的运行方式及控制命令，进行本站当地控

24、制及向有关执行站发送控制命令,安稳系统构成,执行站：安装在需要切机的电厂及需要切负荷的变电站，将本站控制量上送上一级子站或主站，接收上一级站下发的控制命令，并按要求选择被控对象，进行输出控制。根据需要当地还具有出线过载切负荷、低频低压切负荷功能。站间通道及接口：以光纤通道为主，采用2Mbps或64kbps数字接口（如MUX-22或MUX-2M)，传送数据和命令。稳控管理系统：安装在调度中心，采用服务器或PC机，经通道收集各主站与子站的运行状态、事件记录及数据记录、装置的异常信息，以表格、曲线的形式提供给运行人员；可以下发控制策略表、定值。通道采用光纤，一般用以太网2M（64k）接口，103规约

25、。,装置构成,区域稳定控制系统RCS-992主机RCS-990从机MUX-22、MUX-2M复接设备：光纤复接、光电转换后台监控系统,RCS990装置图示,装置构成及功能,从机故障判别,无故障跳闸判据突变量启动P-0.2SPs1（事故前有功功率应大于定值Ps1）PtPs2（事故时有功功率应小于定值Ps2）有三相电流 IIs1（电流应小于投运电流）电流变化量起动tts1（确认满足上述判据的延时）,从机故障判别,单相瞬时接地故障突变量启动；有一相电流增加；有一相电压降低；查到有一相跳闸信号，且在5ms之内查不到其它相跳闸信号。同时满足上述条件则判为单相瞬时接地故障。,从机故障判别,单相永久故障突变

26、量启动；已判出单相瞬时故障或有一相电流增加、一相电压降低；在大于重合闸时间后查到有两相跳闸信号（或三跳信号）。同时满足以上条件即判为单相永久故障。,从机故障判别,相间故障突变量启动；至少有两相电流增加；至少有两相电压降低；重合时间内，查到有两相跳闸信号（三跳信号），且两相跳闸信号间隔小于5ms。同时满足以上条件则判为相间故障。,专用光纤,RCS-992,RCS-992,保护机房,保护机房,复接PCM,复接SDH,站间通信方式,举例说明：塔城地区局部安稳系统,举例说明：塔城地区局部安稳系统,铁厂沟变安稳作为塔城地区的安稳子站承担执行本区域电网的稳定控制策略功能，对外与奎屯变安稳通信，对内与其他四

27、个110KV厂站安稳通信，具备线路故障情况下切除以上四个110厂站所接负荷的功能，是本地区的中心站。其他四个厂站安稳作为最终执行切负荷措施的执行站，均只与铁厂沟安稳通信，具备接收铁变安稳装置切负荷命令功能。,铁厂沟安稳功能策略表,调度规程：稳定管理,1、地调应根据本地区电网的结构特点，进行系统主电源失去、解网后的安全稳定分析，为防止电压和频率崩溃，提出相应的稳定控制措施，经省调审核后，由各供电单位实施。省调应为地调提供系统年度典型方式的参数，指导地调进行地区电网的稳定计算。2、各级电网值班调度员和现场运行值班人员应熟悉相关设备的稳定运行极限，并负责监控所调管的设备在稳定限额内运行，当发现超过稳

28、定限额时应迅速处理。厂、站运行值班人员和电网值班调度员在设备稳定限额的监控方面负有同等责任。,调度规程：稳定管理,3、按频率、电压减负荷，远方、就地联锁切机、切负荷，低频自启动，高频切机，失步、振荡解列等安全自动装置均是保证电力系统安全稳定的重要措施，应保证能正常投运，未经相应电力调度机构的值班调度员同意不得擅自改变其运行状态。4、发电机组的调速系统、励磁系统（含稳定控制器）、汽门快关装置及水轮机的自动控制装置对系统稳定有重要影响，正常运行均应投入在自动响应状态。有关定值由各发电厂按电力调度机构下达的定值整定，未得到相应电力调度机构的定值单，不得擅自更改定值。,调度规程：稳定管理,5、新（改、

29、扩）建的发、输、变电设备投运前，由相应电力调度机构根据运维单位提供的参数，对系统稳定情况进行校核，并提出提高稳定水平的相应措施，落实后方可接入系统。6、电力系统安全稳定措施的调度管理与设备调管属性应该一致，保证主网架稳定的措施由省调负责落实，保证地区网架稳定的措施由地调负责落实，保证发电厂设备稳定运行的措施由发电厂负责落实。,现场运行管理,一、已投入运行的电网安全稳定自动装置，正常情形，未经调度机构值班调度员同意，并下达调度指令的情况下，严禁以下操作或行为：1、启/停安全稳定自动装置或安全稳定自动装置的功能。（调度机构明确由现场负责的调整操作除外）。2、修改安全稳定自动装置运行定值。3、进行可

30、能影响安全稳定自动装置正常运行的工作。,现场运行管理,4、擅自改变安全稳定自动装置硬件结构和软件版本。（稳控功能的变更需经省调同意）5、安全稳定自动装置动作切除的负荷通过备用电源自动投入装置转供。或擅自恢复联切负荷的供电。6、安全稳定自动装置动作切机后，将被切机组的出力自行转到其它机组。,现场运行管理,二、现场运行值班人员应按照安全稳定自动装置的现场运行规程及时进行安全稳定自动装置的调整。（投退装置或部分功能、旁代操作。）三、安全稳定自动装置异常时，应及时向调度机构值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。四、安全稳定自动装置故障或通道故障，造成安全稳定自动装置功能全部或部分损失时，安全稳定自动

31、装置应该全部或部分停运。,现场运行管理,五、安全稳定自动装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除断路器，切负荷量等信息，向调度机构值班调度员汇报。运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸断路器。,一次设备检修注意事项,1、当区域稳控装置所接入的一次设备（线路、主变、机组）停电检修时，应在区域稳控装置处，退出该设备的跳闸出口压板。若该设备二次回路及设备有工作，则需投入该设备的检修压板，设备送电前按规程投入跳闸出口压板、退出该设备的检修压板。2、线路正常运行和旁路代路运行时严禁投入一次设备的检修压板。3、一次设备检修时部分线路、机组送电功率可能降

32、低。4、需对部分特殊压板进行操作。,二次设备检修注意事项,1、在与区域稳控装置相关的保护装置、故障录波器、失步解列装置等设备上的工作，或在与区域稳控相关的二次回路上的工作，应在检修设备或二次回路上做好安全措施：短接或跨接电流，断开PT二次空开，退出相应保护开入量压板，断开HWJ回路等。特殊情况下，可申请将区域稳控装置退出。对新建稳控站或新接入稳控系统的一次设备也按上述要求进行。2、线路或机组停电后，进行相关保护装置或二次回路工作时，必需将对应设备的检修压板投入，在送电前必须退出。,二次设备检修注意事项,3、经工作现场确认需退出区域稳控装置的，应向值班调度员汇报申请，值班调度员根据汇报内容综合考

33、虑决定区域稳控装置的投入或退出。4、安全稳定控制装置定值更改，应将本站装置转为退出状态下进行，多个厂站同时更改定值时，应同时更改同一套稳控装置（可先更改A套），禁止出现交叉退出现象。当各厂站同一套稳控装置定值均更改完毕，且投运正常后，方可退出另一套稳控装置，更改定值。,四、重合闸及备自投在新疆电网中的应用及案例分析,备自投常见主接线方式3DL处于断开位置，I、II段母线分裂运行，分别由进线1、进线2供电。在这种运行方式下，如果进线1故障，导致I段母线失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器1DL，然后再投入分段开关3DL，使母线I恢复供电。反之亦然。第二种运行方式：1DL与3DL处于合闸位置

34、，2DL断开。正常运行时由进线1给两条母线供电。在这种运行方式下，如果进线1故障，导致两段母线均失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器1DL，然后再投入2DL，使进线2给母线供电。第三种运行方式与第二种相似，正常时由进线2工作，进线1备用。,重合闸作用：电力系统运行经验表明，架空线路大多数的故障都是瞬时性故障（如雷击、风害等），永久性故障一般不到10%，因此，在继电保护动作切除故障之后，电弧将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复；自动重合闸是一种广泛应用于输电和供电线路上的有效反事故措施。即当线路出现故障，继电保护使断路器跳闸后，自动重合闸装置经短时间间隔后使断路器重新合上。所

35、以，在瞬时性故障发生跳闸的情况下，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量。所以架空线路要采用自动重合闸装置。,重合闸作用及分类,重合闸分类：1、按重合闸作用于断路器的方式，可分为三相重合闸、单相重合闸和综合重合闸三种。2、按动作次数来分，可分为一次式和多次式。3、按使用条件来分，可分为单电源重合闸和双侧电源重合闸。双侧电源重合闸又可分为检定无压重合闸、检定同期和不检定三种。,重合闸作用及分类,重合闸的选择：1、无特殊要求的单电源线路，宜采用三相重合闸（110kV及以下的电网，单侧电源辐射形式线路）；2、三相重合闸能

36、满足要求的线路，用三相重合闸；3、单相故障时，使用三相重合闸会出现大面积停电或重要用户停电，应选用单相重合闸或综合重合闸（220kV及以上电网）。,重合闸的选择,（一）单侧电源线路的三相一次重合闸 无论本线路发生何种类型的故障，继电保护装置均将三相断路器跳开，重合闸启动，经延时发出合闸脉冲，将三相断路器同时合上。特点：1.不需要考虑电源同步检查；2.不需要区分故障类别和选择故障相；,重合闸的选择,（二）双侧电源线路的检同期三相一次重合闸特点：1.故障跳闸后，存在着两侧电源是否同步，以及是否允许非同步合闸的问题；2.必须保证两侧的断路器都跳闸后再重合；双侧电源线路重合闸方式：,重合闸的选择,使用

37、原则：对有备用电源自投装置的变电站，其工作线路和备用线路在重合于永久故障后跳闸情况下，若对电网稳定影响不大可以考虑备自投和重合闸同时投入。但应考虑备自投和重合闸在动作原理及动作时间上能够相互配合。原则上一般由重合闸先动作，若重合闸不成功则由备自投动作。当线路停电检修使该变电站成为单电源线路供电时，该运行线路的电源侧重合闸必须投入。,新疆电网重合闸及备自投的配合问题,110kV及以下电网均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。对端无源的单回放射性110kV线路,要求投入三相一次自动重合闸，重合方式为非检同期、非检无压方式,并投入

38、重合闸后加速。110kV单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间不宜小于1s；多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5s。大型电厂出线的三相一次重合闸时间一般整定为10s,新疆电网重合闸方式选择,在不影响电网稳定的情况下，110kV及以下 双侧电源线路重合闸按下列原则设置：1、双回线联系的发电厂或电力系统间，可采用一侧检无压，另一侧检同期重合闸方式；2、双电源的单回线路可采用解列重合闸方式，即将一侧电源解列后，另一侧检线路无压重合；或采用一侧检无压，另一侧检同期的重合闸方式,新疆电网重合闸方式选择,投入110kV线路重合闸是提高变电站供电可靠性的重要技术手段

39、，但由于部分110kV变电站中低压侧存在小电源，若投入重合闸很可能造成非同期合闸，对电网安全构成威胁。因此若要投入重合闸必须在线路合闸前将小电源解列，实现解列小电源的方法及优缺点具体如下表：,解列小电源投线路重合闸方案分析,解列小电源投线路重合闸方案分析,因此对与解列小电源方案的选取，不能作统一规定和要求，不能一概而论。应根据每个变电站负荷情况，小电源总装机容量、出力大小及波动情况，110kV线路运行方式情况等等综合考虑，选取合适的解列方案。经过仔细研究分析，对采用解列小电源后投入重合闸的方案存在以下弊端，需慎重考虑。一、通过解列小电源投入重合闸可以在线路发生瞬时故障时，重合闸能够动作，保证变

40、电站不失压，但如果小电源容量及出力较大时，在线路发生永久性故障情况下，线路重合不成功，同时小电源也已解列，因而造成变电站失压。此情况下若不解列小电源，不投入重合闸，则能够保证小电源接带变电站一定负荷运行，不造成全站失压。,解列小电源投线路重合闸方案分析,二、若新疆各个电网大量投入低频、低压解列小电源，则有可能在主电网低频低压时或地区联络线跳闸导致地区电网低频低压时，造成小电源大量跳闸，很可能导致低频低压更加恶化，产生更严重的后果。三、疆內很多地区电网缺少大机组，小电源所占比例较大，大多采用经济便捷的低频或低压解列小电源方式，但此种方式在地区电网与主电网联络线跳闸后，地区电网低频低压现象十分严重

41、，此时对采用低频低压解列小电源方式的变电站，会因低频低压大量解列小电源，将加剧低频低压现象，很有可能导致地区电网垮网。四、因小电源出力波动较大，受天气、来水情况影响巨大，造成解列小电源方案选取困难，适应能力较差，不能确保每次都能正确动作。,解列小电源投线路重合闸方案分析,五、部分小电源通过10kV、6kV接入35kV变电站，再通过35kV线路（一级或多级串供）接入110kV变电站，若在110kV变解列35kV小电源线路则将造成一个或多个35kV变电站失压。六、为投入检无压重合闸，还需在无线路PT的110kV线路上增设线路PT，需要大量投资 综上所述，采用低频低压解列小电源投入110kV线路重合

42、闸的方式对提高个别变电站供电可靠性是有利的，但对于地区电网和整个新疆电网的运行存在较大风险。,解列小电源投线路重合闸方案分析,因此，解列小电源方案的选取，应根据电网接线方式，每个变电站负荷情况、小电源总装机容量、出力大小及波动情况、110线路运行方式等综合考虑，为此，提出以下原则：一、对于110KV线路发生故障时，线路两侧保护装置能够可靠动作跳闸的，可采用保护联跳或断路器联跳小电源方式并检无压重合。二、对于装机容量较大有较强上网能力且能够接带本变电站多数负荷的，110KV线路可不投入重合闸，在站内合理配置低频低压切负荷量，同时考虑装设同期装置。,解列小电源投线路重合闸方案分析,三、对于不具有接带110KV变电站负荷能力的小电源线路，可采用低频、低压解列方式，并按较高灵敏度设置解列定值，低压解列时间定值应躲过相邻元件后备保护动作时间，同时投入110KV线路电源侧检无压重合闸；四、解列点宜选择在主网与小电源的功率平衡点上。对于有上网能力但通过低频低压减负荷装置动作后仍然不能接带本变电站剩余负荷的，可采用低频，低压解列小电源线路方式，解列定值应低于低频低压减负荷第四轮定值，同时投入110KV线路检无压重合闸。,解列小电源投线路重合闸方案分析,谢谢！,