双侧有电源110kv线路重合闸仿真探究

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1、双侧有电源110KV线路重合闸仿真探究【摘要】本文先列举了肇庆地区电网双侧有电源线路重合闸不正确动作的事例，并简要介绍了重合闸的配置方式；由于所需处理数据比较繁多，通过建立仿真模型，运用PSCAD/EMTDC进行仿真；进而采用控制变量法，分析重合时间和合闸相角对重合闸成功动作的影响；最后确定满足重合成功条件下的单回线传输最大有功功率，所建模型为进一步研究双侧有电源线路的重合闸动作提供了良好的仿真平台。【关键词】重合闸；PSCAD/EMTDC软件；仿真；分析1.引言肇庆地区电网中有十余家地方小水电通过llOkV线路与主网并网运行，这就使得开环运行的ll

2、OkV电网部分线路成为双侧有电源线路。当这种llOkV双侧有源线路瞬时故障跳闸后，检线路无压的大电源侧重合闸动作成功，但小电源侧保护装置的检同期重合闸却经常因不能满足同期条件而无法动作，最终导致地方机组跳闸和llOkV变电站失压【1】。这种检同期重合闸拒动导致的电力系统事故在省内外时有发生，近年在肇庆电网也发生了数起。系统制定肇庆地区电网双侧有电源llOkV线路的重合闸方式及其传输有功功率定值的优化方案，提高肇庆电网双侧有电源llOkV线路重合闸成功率，是保障肇庆电力系统安全可靠运行的迫切需要。2.重合闸的配置原则llOkV线路都是使用三相重合闸，当

3、线路发生各种故障时，保护动作跳三相，进行一次重合，遇到永久性故障再跳开三相。重合闸装置在保护动作、断路器跳开后启动重合闸，通过事先设置的检无压、检同期方式来判别是否进行重合闸【4】。检无压方式：当重合闸启动后，检测线路有无电压，如无电压，整定的延时到后发重合闸命令，使断路器重新合上，维持正常运行。检同期方式：需满足待并侧与参考侧两侧电压均大于0.7UN,两侧的压差和频差均小于定值，滑差小于定值【2】。根据母线电压与线路电压相位相差的角度来判断是否满足同期条件，从而决定是否去合闸。装置将根据当前的角差、频差、滑差及合闸导前时间来计算该时刻发合闸令后开关

4、合闸时的角差。公式(1)其中，△5为两侧电压角度差，Af为两侧电压频率差,dAf/dt为频差变化率，为导前时间［51o3.PSCAD/EMTDC建模和仿真过程3.1双侧有电源线路图1一次系统接线图如图1所示，江口发电厂通过江电线与110KV系统连接以及进行功率传输。江口发电厂侧和110KV系统侧都有相应的负荷；江电线正常工作时，通过江口发电厂和110KV系统给所有负荷提供所需的电能。所以，为了江电线运行的稳定性，对系统侧采用检无压重合闸方式，对江口发电厂侧采用检同期重合闸方式。3.2软件PSCAD/EMTDC建模考虑到肇庆地区小水电处于山区，短路故障

5、常发生在传输线路区段内[3]oPSCAD/EMTDC建模如附图所示：图2仿真系统图模拟系统参数：110KV侧:视在功率S=2153.OMVA,母线电压U=115KV,负荷功率S=37MW+14.07MVAR,江电线长度L=9.2KM江电线线路：zl=O.133+jO.398ohm/km,zO=O.394+jl.098ohm/km江口发电厂高压侧：母线电压U=115KV负荷S=80MW+29.26MVAR江口发电厂低压侧：母线电压U=10.5KV机组有功功率P=60MW3.3基于重合闸成功的单回线最大功率通过仿真确定110KV系统侧江口变电站至110K

6、V江电变电站线路传输最大有功功率。仿真中110KV江电线A相发生接地故障，故障前时间t=3s,故障持续时间t=0.2so3.3.1合闸时间t对重合闸的影响系统侧负荷输出有功功率：p二37MWBRK2（检无压）重合闸时间:t二3+0.2+0.2二3.4s,BRK3（检同期）重合闸时间:=3+0.2+0.3=3.5so图3BRK3两侧相角差图4江电传输有功功率BRK2（检无压）重合闸时间：t=3.4s,BRK3（检同期）重合闸时间:=3.7so图5BRK3两侧相角差图6江电传输有功功率由图4和图6可知：BRK3（检同期）重合闸时间越短，则重合闸成功后线路

7、有功功率波动振幅越小，这对于电力系统稳定性是有利的。同时，检同期重合闸时间重点还要考虑到保证故障点电弧的熄灭、绝缘强度的恢复以及合闸操作时间，故：BRK3C检同期）重合闸时间需选取长为宜【6】。故根据两侧有电源检同期重合闸的判据：两侧相角30°图9BRK3两侧相角差系统侧负荷输出有功功率P=37MW时，两侧相角＞30。图10BRK3两侧相角差系统侧负荷输出有功功率P=57MW时，两侧相角