短线路融冰方法及分析

安全与综合湖　南　电　力第26卷 2006年第6期

短线路融冰方法及分析

唐海军1, 雷冬云2

(1. 湖南常德电业局, 湖南常德415000; 2. 湖南省电力安装公司, 湖南衡阳421002)

摘　要:为实施电网中短线路融冰, 检验融冰方案有关参数设置的正确性, 介绍了将三

相串联、以大地做回路形成两相短路实现线路融冰的新方法。通过在某35kV 短线路上进行现场试验, 测试线路温升、工频参数、短路电流电压, 并与理论计算值比较, 分析了理论与实践存在差别的原因, 提出了融冰方案中短路计算应考虑的因素和继电保护定值应做相应调整等建议。验证了该方法的正确性和实用性。关键词:防冻融冰; 短线路; 现场试验; 计算方法

中图分类号:TM 726　　文献标识码:A 　　文章编号:20198(2006) 1　引　言

　　灾害, , 先后发生了电倒塔断线事故。在各方的共同努力下, 事故得到了有效控制, 尤其是继电保护和安全自动装置起到了重要作用, 最终没有引起电网瓦解〔1〕。从这次经验总结来看, 如何切实落实融冰措施, 保证继电保护的正确性至关重要。

目前, 35kV 短线路(10km 左右) 较为普遍, 为了解决这类短线路末端三相短路电流大、设备难以承受和线路温升较快不易掌握的难题, 根据现场实际, 提出了采用线路每相阻抗串联后两相分别于不同点接地, 以大地作为通路,

以形成两相接地短路, 为线路提供融冰电流的方案。

图1　现场试验系统接线简图

2. 2　设置参数及整定值

2　试验方案

2. 1　试验接线图

按三相阻抗串联, 不考虑接地电阻及地网电阻, 则有:Z L =10. 03+j14. 53=17. 66(8) , I k =566(A ) , W k =3. 21+j4. 65(M V A ) ,L GJ -120融冰时间T 1=16. 5m in, T

2=22m in 。新关变312保护整定值:TA 变比1000 5; 过电流:4A , 0. 5s ; 电流速断:4A , 0s 。

由于35kV 新铺线(L GJ -120) 只有12. 385km , 在对线路融冰时, 如果采用线路末端三相短路的办法, 短路电流较大, 如果采用线路末端两相短路, 尽管电流会减小, 但另一相无法实现融冰要求, 显然行不通。经研究, 决定将三相串联最末端接地, 电源侧另一相直接接地, 用大地作通路, 形成两相不同地点接地短路, 且由1号主变单独供短路电源, 如图1所示。

3　测试方法

3. 1　电压电流大小及波形测试

三a . 测试仪器:PR -2200便携式波形记录仪、相钳型相位表。

b . 测试目的:记录新关变10kV 溶冰(B , C 两

相短路) 母线相电压及312线路短路电流的(大小及相

收稿日期:2006207231

第26卷 2006年第6期湖　南　电　力

安全与综合

位) 变化情况, 校核设置参数的准确性, 为制订融冰方案、故障分析和保护整定计算提供可靠依据。

c . 方法:将PR -2200波形记录仪电压回路接新关变10kV 母线TV 二次三相相电压、开口三角电压, 电流回路串入312A , C 相TA 二次保护回路(B 相无

5, TV 变比:10 0. 1, 分别测TA ) ; TA 变比:1000

“投入前”、“投入时”、“短路中”、“退出时”各1次数

据。

3. 2　线路阻抗参数测试

融冰试验前, 按图1接线, 先对线路充分放电, 再拆除短路接地线。采用异频、工频法分别对线路(单相) 工频阻抗参数进行测试〔2〕。3. 3　导线温度测试

用红外线测温仪测试设备与导线温度变化(新关变站内融冰母线温度测试) 。

c . 试验中10kV 母线电压及312

电流

4　测试结果

　　2006, , , 具体情况如下4. 1　录波记录

d . 试验结束时10kV 母线电压及312电流

图2

　试验电压电流波形

试验时10kV 母线三相相电压、零序电压、312C 相电流见图2; 短路时的电压电流相位图见图3, 有效值及相角见表1

。

a . 试验前10kV

母线电压

图3　电压电流相位关系表1　试验中3组电压电流数据

组　号

A

B

C

相电流

零序电压C

相角

1. 95A 195. 0°1. 93A 277. 5°1. 92A 285. 1°

. 80V

第1组90

5. 15°. 81V

第2组91

86. 85°. 11V

第3组93

95. 7°

b . 试验开始10kV 母线电压及312

电流

20. 66V 82. 64V

121. 54V

221. 30°79. 10°

19. 82V 84. 10V

124. 62V

302. 60°160. 30°

18. 00V 85. 30V

122. 90V

311. 3°167. 5°

・27・

安全与综合4. 2　温度测量

湖　南　电　力第26卷 2006年第6期

环境温度11℃, 天气阴天, 测试开始时间11∶00。测试数据见表2。从导线温度测试情况来

看, 前1m in 线路温升较快, 2～6m in 均匀上升, 在第7m in 内温升不明显。如果真正覆冰, 温升毫无疑问会变慢, 有利于温度控制, 提高安全可靠度。

表2　接地短路时导线温度变化情况

测试时间 m in

A 相B 相1252525

2272727

3303030

4353535

5383838

6404040

7404040

℃

相电压严重不对称。经计算, 线电压U ab , U bc , U ca 分

别为106. 8V , 99. 5V , 104. 8V , 相位相差约为120°, 基本对称, 因而对负荷的供电影响不大, 这是因为线路阻抗远大于系统阻抗的缘故。5. 3　线路阻抗

理论估算值Z L =10. 03+j14. 53=17. 66(8) , 与实测R L , X L , Z L 均相差较大, 与短路时所测电压电流计算出的综合线路阻抗Z 2(25. 58) 相差更大。电阻部分差别的主要因素是两站地网电阻的影响〔3〕, 其次是两站接地点接触电阻、大地回路电阻对R L 的影响等。电抗X L 的差别主要是变电站地网的电抗被忽略了, 接地网接地阻中感性分量随土壤电阻率增大而减少, 土壤电阻率小于1008 m 时应考虑感性分量A ,B , C 中与, , 因而引起的。

, 路试验时综合线路阻抗Z 2为U bc (9950V ) 与I c (390A ) 之比, 即为25. 58, U bc 相角为334°, 比I c 超前57°, 按此计算线路综合电阻R 2为13. 888, 线路综合电抗L 2为21. 398, 比理论估算值、实测值都要大。这些更加证实了考虑有关因素的正确性。5. 4　保护定值

新关312过电流、电流速断保护电流定值均为4×1000 5=800(A ) , 而实测为390A 左右, 很显然, 保护范围太小〔8〕; 该项整定原则建议改为“按不小于经常运行方式短路电流整定”。为防止出现其它故障后, 引起事故扩大, 新关1号主变低压侧后备保护在定值上要压缩, 即复合电压闭锁过电流保护和312过电流配合, 且有灵敏度, 时间压缩到0. 7s 。

4. 3　线路阻抗(测试数据见表3)

表3　线路工频参数测试数据表

测试参数理论参数工频法异频法

电　阻

10. 0311. 53. 8

阻　抗

17. 21. . 电　抗

14. 53. 5　　从方案的理论计算与实际现场测试结果相比, 有些较吻合, 另一些有一定差距, 现分别加以分析。5. 1　短路电流

方案中I k 为556A , 未考虑系统阻抗及地网、大地电阻等, 仅按10kV 额定线电压与线路估算阻抗而计算得到的数据, 而实测C 相电流为390A , 存在误差较大。经查阅和计算, 系统归算到新关变110kV 母线正序阻抗标幺值, 最大方式为0. 1204,

经常方式为0. 2200, 最小方式为0. 2290, 变压器阻抗标幺值为0. 8103, 线路一相阻抗标幺值5. 22, 2站地网电阻取0. 58, 每一接地点接触电阻取18, 地网、导线电流不对称电抗分别取0. 58, 18。考虑上述因素和条件, 且简化为线路三相串联的1 2处两相接地短路计算〔5～7〕, 则系统“最大方式”、“经常方式”、“最小方式”短路电流分别为:435A , 401. 6A , 401. 2A 。由此看到, 按“经常方式”和“最

6　结　论

　　短线路融冰采用三相串联后利用大地作回路,

形成两相接地短路, 此法可降低短路电流, 便于线路温升控制, 而不影响融冰效果, 不影响对外供电。经过现场试验, 此法安全可靠、简单易行、有广泛的推广应用价值。

值得注意的是:a . 短路电流计算应考虑地网、大地回路、接地点接触电阻、甚至要考虑地网电抗的影响; b . 融冰线路过电流保护按不小于经常运行方式下短路电流整定。

(下转第33页)

小方式”计算的结果与实测电流I c (390A ) 误差相差很小, 且与电网实际运行方式相符。5. 2　电压变化

从图2, 表1可以知,B 相电压降低为19V ; A , C 相电压升高为91V , 84V , 相位相差144°, 142°, 73°, ・28・

2006

N o . 6HU NAN EL ECTR I C POW ER . 26V o l

装置只会使用配置给它的NA T 地址。

6. 3　隔离装置对实时通信的影响6. 3. 1　实时通信模式

采用TCP (或U D P ) 协议, 按照标准规约或约定格式, 由内、外网厂家直接编程进行通信。将外网设为客户端, 内网设为服务器端。6. 3. 2　实时通信编程

a . 网络协议(传输层) 的选择

选用TCP 协议, 以保证其通信可靠性。如因原来程序采用U D P 协议通信等历史原因, 可以继续采用U D P , 但须注意反向U D P 的应用层确认将被禁止, 导致应用层的不可靠性。

b . 基于SO CKT 编程

程序开发时应基于最基本的TCP 协议进行, 禁止所有SQL H T T P FT P E M A I L 等方式访问。

c . ( 区) , ( ) 。

8yte , 装置物理隔。

d .

该应用层标识(不足部分填0) , 隔离装置将审核应用层标识是否匹配, 以确定数据报文是否可以通过。应当注意的是应用程序反向应答前8B yte 同样必须为该应用层标识, 第9B yte 为真正反向应答数据。

③每次数据报文(由内到外) 必须在1430B yte 内, 含应用层标识后为1438B yte , 不能象部分编程方式写1个SO CKET 就可达到≥64K 。同理, 反向应答必须在9B yte 内。通过以上处理, 将可杜绝操作系统自行组包。

6. 4　安全隔离装置的自身安全

由于链式结构中正向型隔离装置和反向型隔离装置分别只有1台, 因此制作隔离装置应急恢复盘。, 可及时恢复运行, 7电网监控系统与其它信息系统进行网络隔离是电力系统网络安全的重要核心, 使用电力专用安全隔离装置已势在必行, 同时要建立严密的安全管理措施相配合, 确保电网监控系统和电力系统的安全。

参考文献

〔1〕湖北省电力公司. 电力新技术应用〔. 北京:中国电力出版M 〕

社, 2005.

〔2〕李丽芬. 计算机网络体系结构〔. 北京:中国电力出版社, M 〕

2006.

为进一步保证安全性, 规定反向应答每次为1B yte ,

且其B it 7无效, 即其范围为0～127, 同时对于连续的反向应答装置将自动屏蔽除第1个报文外的其它报文。

e . 应用层标识的实现①装置对每条单向链路保留1个8B yte 以内的应用层标识, 由装置参数设置程序写入。

②每条链路的每个数据报文前8B yte 必须为

〔3〕张永健. 电网监控与调度自动化〔. 北京:中国电力出版社, M 〕

2004.

　　(上接第28页)

参考文献

〔1〕黄强, 王家红, 欧名勇. 2005年湖南电网冰灾事故分析及其应

对措施〔. 电网技术, 2005, 29(24) :16-19. J 〕

〔2〕卢明, 宁玉红, 马予, 等. 架空输电线路工频参数的测量及分

析〔. 高压电器, 2004, 216(3) :218-220. J 〕

〔3〕鲁志伟, 常树生, 兰淑丽, 等. 故障电流多点入地接地网接地

阻抗数值分析〔. 高电压技术, 2004, 30(10) :15-16. J 〕〔4〕窦鑫, 何金良, 曾嵘, 等. 变电所接地阻抗的感性分量分析

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方法〔. 电网技术, 2005, 29(5) :72-75. J 〕

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电力工业部, 1995.

作者简介:

唐海军(1963-　) 男, 高级工程师, 长期从事电网继电保护、自动

化技术管理工作。

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