110kV线路重合闸(检同期、检无压、检线路有压母线无压)运用

110kV线路重合闸（检同期、检无压、检线路有压母线无压）

运用

摘要：在110kV线路中，检同期和检无压为常见的重合闸方式。而能否合理进

行重合闸的运用，将直接影响线路运行的可靠性和安全性。基于这种认识，本文

对110kV线路重合闸原理及方式分析，然后结合事故实例提出了检线路有压母线

无压的重合闸调整方案，从而为类似问题的研究提供指导。关键词：110kV线路；重合闸；检同期；检无压；运用

引言在架空线路运行的过程中，时常会发生瞬时故障，还要及时恢复线路运

行才能避免停电事故的发生。而重合闸的运用，则能满足线路运行的可靠性需求。但由于不同线路实际情况不同，还要合理进行重合闸方式的选用。因此，还应加

强对110kV线路重合闸运用问题的分析，从而更好的进行线路的运行管理。

1110kV线路重合闸原理及方式分析从原理上来看，线路重合闸就是在线路故障消

除后，断路器能够在短时间内重合。在现实生活中，雷击、鸟害都可能引发线路

故障，随后则会发生继电保护动作，从而将线路故障切除[1]。而在电弧熄灭一段

时间后，断路器绝缘性能够得到恢复，重合闸装置可控制断路器重合。就目前来看，线路重合闸方式主要有三种，即检同期、检无压和非同期。其中，检同期是

在同期电压和母线电压均达到一定幅值，并且电压相角在一定范围内，重合闸则

能动作成功。检无压则可以划分为两种，一种为检线路无压重合成功，一种为检

母线无压且线路有压后重合成功。所谓的非同期，则是在一定整定时间后进行直

接重合，无需进行电压等条件的判断[2]。在输电线路中，如果采用非同期的方式，将导致线路中产生较大冲击电流，继而导致电力系统发生震荡[3]。所以通常的情

况下，110kV线路将采用检同期和检无压相组合的方式，以免发电机受到严重冲击。其中，检无压多为检查线路无压。2 110kV线路重合闸的运用分析2.1田洞头

重合闸事故分析桂源电网110kV桂田Ⅰ线、桂田Ⅱ线为该变电站并列运行的两条

电源线，采取双母线并列运行（母联开关运行状态）的接线方式，如下图1所示。自2015年试运行开始，频繁发生田洞头变电站171、172开关重合闸失败的事故。图1 110kV田洞头变网络运行图2.1.1事故前重合闸方式在110kV桂田I、Ⅱ线重

合闸中，针对电源侧114和115开关，采用检无压的重合闸方式，而171和172

开关采用的是检同期重合闸方式。在电源的一侧，采用的使无压检定和同期检定

继电器，另一侧为同期检定继电器，以免出现非同期合闸的问题。2.1.2事故经过

与原因分析2016年4月8日，110kV桂田I、Ⅱ线因雷击出现保护动作，114、115、171、172开关跳闸后，114、115开关重合成功，171、172开关重合闸未动作，以至于田洞头变电站失压，造成1个110kV变电站失压的3级事件。经上级

调度同意后，通过手动合闸171、172开关，供电正常。雷雨过后，送电检修所

巡视线路，并未发现异常。自 2016年线路投入运行后，仅4月线路就发生了

多次瞬时跳闸动作，但只有114和115开关成功重合，171、172开关重合闸均未

启动。2016年5-7月，类似事故发生了5次，多次造成3级事件。通过分析可以

发现，在线路发生瞬时故障后，保护装置发出了正确的动作信号，并且动作跳闸。114、115开关重合闸检定方式未检无压，线路无压重合闸启动，线路瞬时故障，

重合成功。171、172开关重合闸检定方式为检同期，114、115开关重合成功后，线路有压，因为主电源线路跳闸后，35kV系统机组解列，所以母线无压，171、172开关不满足同期条件，重合闸未启动，所以未进行重合命令的发送。2.2重合

闸方式调整方案针对110kV田洞头变失压事故原因，桂源公司调度室提出进行重

合闸方式的调整。为确认调整方案，对线路进行了试验检查。首先，在未加入母

线电压的条件下，模拟线路两相短路故障，发现171和172开关在跳闸后无法成

功重合。在此基础上，在加入母线电压的条件下，模拟线路两相短路故障，发现

重合闸在跳闸后均能够成功重合。2.3调整方案效果及改进为确定调整方案的有

效性，调度室将172开关保护调整为检线路有压母线无压，并对线路进行了试运行，以确认方案实施效果。2.3.1方案实施效果在将172开关保护调整为检线路有压母线无压后，线路运行状况良好，在瞬时故障发生后能够成功发生继电保护动作，然后172开关成功重合。而在172开关成功重合后，171开关也满足了重合

闸条件，成功重合。如下表1所示，在7月22日，对田洞头侧开关重合闸方式

进行了调整，将110kV桂田Ⅱ线172开关调整为检线路有压母线无压。7月27日，线路在雷雨天气发生差动保护跳闸后，线路开关成功重合，并未有用户停电。

时间地点线路名称保护动作情况开关动作情况分析恢复时间19:43田洞头、

桂水变110KV桂田I纵联差动重合成功171/114正确19:43

2.3.2方案改进措施由方案实施效果可知，方案的实施能够有效解决之前171

和172开关无法成功合闸的问题。但从电站机组运行监测情况来看，在田洞头变35kV部分电站进行试验时发现，电站机组受到了一定冲击。针对这一情况，还要

将重合闸的时限延长到1秒，以等待机组解列完成，然后进行重合闸启动。2.3.3

改进方案效果对改进的方案进行实施后发现，自2016年7月以来，110kV桂田I

线因遭遇雷电发生了一次差动跳闸，纵联差动动作时间为9:42,171开关于1s后

成功重合，无用户停电事故发生。从故障相电流监测情况来看，最大故障相电流

B相达到了2.28A，最大零序电流和差动电流分别为5.71A和13.3A，线路运行稳定。结论通过分析可以发现，想要使线路保持稳定运行，线路运行人员还要加强

对各种重合闸方式的合理运用，以便使线路的安全性和可靠性得到进一步提升。

而想要达成这一目标，运行人员还应加强对线路重合闸方式的分析，然后结合线

路实际运行情况进行各类重合闸方式的试验，以便找到合适的线路重合闸方式，

进而为线路运行提供保障。参考文献[1]李召亮,时标.主变中低压侧带小电源的

110kV变电站备自投动作情况分析[J].中国科技信息,2012,15:110.[2]张伟,马守林.新

能源接入时的进线备自投及同期合闸问题的解决对策[J].电子世界,2013,19:78.