摘 要：为避免重合闸重合于永久故障或出口故障对电网及发电厂造成二次冲击，国内同杆并架双回线路多采用自适应重合闸技术。结合某2×1000MW火电机组500kV出线实际安装工程，介绍自适应重合闸技术相关保护配置、实现方式以及调试期自适应重合闸与常规重合闸控制回路差异性，阐述断路器储能消失报警回路改造，最后通过模拟各类型故障及重要压板误投等试验，验证了同杆并架双回线采用自适应重合闸技术的必要性及可靠性。

    输电网故障以瞬时性故障居多，但永久性故障仍存在。线路断开后如果故障仍未消除，那么即使线路重合闸装置动作合上断路器，继电保护仍会判为故障再次跳开断路器。这个过程不但不能恢复正常供电，还会造成电力系统二次冲击，相对于直接跳开故障而不重合后果更恶劣。为防止输电线路发生永久故障后重合，电力系统中广泛采用了自适应重合闸装置。自适应重合闸装置较传统重合闸装置主要功能在于在断路器重合前可以判别故障类型，从而决定是否重合闸。

    1 自适应重合闸简介与应用改造
    1.1自适应重合闸简介
    该电厂装设2×1000MW火电机组，经2台主变升压至500kV后接入3/2接线方式的升压站，最终通过同杆并架双回线接入对侧变电站，全线长约38. 36km。发电厂侧保护装置配置如图1所示。每回同杆并架双回线路均配置2套完整独立的线路保护装置，分别为RCS-931E微机光纤电流差动保护和CSC-103E光纤电流差动保护，都具有全套后备保护及自适应重合闸功能，同时每台断路器配置RCS-921C（主变进线边开关为RCS-921A）断路器保护及自动重合闸装置和 CZX-22R2型操作箱。

    RCS-931E和CSC-103E配置双光纤通道，光纤纵联（2M复用）通道用于线路两侧保护装置交换信息，实现光纤差动保护或光纤距离保护；光纤横向（复用横向）通道用于与相邻线保护装置交换信息，为自适应重合闸保护提供信息。该厂仅采用了RCS-931E自适应重合闸功能。
    线路故障时，线路保护装置仅跳开故障相，并判别是否为严重故障。若本线两侧保护装置都判为非严重故障且重合延时到，则本线跳开相可以重合，对相邻线发出分相准备重合信号，与相邻线交换两回线的分相准备重合信号后，得到两回线哪些相准备重合；按照自适应重合闸按相重合原则确定重合相，两回线按相顺序重合，对断路器保护输出分相合闸触点，最终通过CZX-22R2出口。
    自适应重合闸启动条件是两回线一起有两异名相健全即可重合。RCS-931E采用按相序重合闸原则，若两回线有同名相故障则同名相优先重合，若两回线无同名相故障则超前相优先重合。
    1.2功能实现与断路器控制回路配置
    调试阶段发现，该厂断路器机构控制回路在合闸闭锁方面为三相一体闭锁，即SF6气体压力低、油压低等闭锁继电器均串联在三相合闸回路，不满足自适应重合闸功能。后采用分相闭锁继电器串于分相合闸回路，满足了自适应重合闸功能。

    1.3动作次数与断路器储能电源配置
    断路器控制回路由操作箱DC 110V供电，断路器弹簧电机采用AC 220V电源。在实际应用中，交流电源供电可靠性较直流低，难免出现交流失电情况。为验证自适应重合闸装置在储能电源失电情况下动作情况，进行相应试验。
    在断路器处于合位、储能完好情况下，断开储能电源，模拟线路发生一回线瞬时故障，观察断路器动作情况。结果表明，在失去储能电源情况下，断路器仍能完成一次“O/CO”操作，即“分一合一分”。
    在原始设计中，GIS汇控柜内所有空开辅助常闭触点并联后接至后台报警“空开跳闸”，不能及时发现断路器储能消失。断路器储能未完成时断电，断路器不具备“O/CO”功能，重合后无法跳开故障相，势必启动失灵跳相邻开关，造成断电范围扩大。
    为了能及时掌握断路器储能情况，选取断路器三相弹簧能力低于O/CO触点并联（任一相弹簧能量小于O/CO操作时所需能量触点闭合）用于闭锁重合闸及后台报警。采取此种方法，不仅便于运行人员后台监视、及时掌握储能情况，而且可防止重合于二次永久故障后断路器无法跳开，停电范围扩大事故的发生。
    1.4整定时间与潜供电流灭弧时间配置
    在同杆双回线架线方式下，单回线故障时不仅故障相与非故障相间存在潜供电流，而且双回线路间也存在，因此潜供电流灭弧时间与重合闸动作时间配合的合理性直接影响到重合闸的成功率。该厂输电线路长度小于40km、结论，该厂重合闸时边开关重合闸动作时间整定为0.7s，中开关后合固定时间为0.4s，可有效躲过潜供电流灭弧时间。

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