李 波 莫杰鋒 伍紅文 莫 峻

（1. 廣西電網(wǎng)有限責任公司梧州供電局，廣西 梧州 543002 2. 廣西大學電氣工程學院，南寧 530004）

廣西電網(wǎng)含有不少接有地方小水電的110kV終端變電站，當110kV聯(lián)絡線路發(fā)生瞬時故障時，由線路兩側(cè)保護動作跳開斷路器后，小水電孤網(wǎng)運行，使供電質(zhì)量無法保證，需要先解列本站小水電，然后以檢母線無壓方式重合[1-8]，若重合閘失敗，則將有可能導致變電站全站失壓。近年，梧州網(wǎng)區(qū)110kV太平變電站就出現(xiàn)過一起因故障解列裝置動作延遲而造成110kV聯(lián)絡線路斷路器無法重合的情況。本文根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)分析了太平變電站故障解列裝置動作行為及聯(lián)絡線路斷路器重合閘失敗原因，針對頻率異常閉鎖問題，給出了裝置邏輯和整定方面的解決方案。通過對帶小電源的局部電網(wǎng)故障仿真測試，驗證了所提方案可行性。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

如圖1所示，屬于梧州網(wǎng)區(qū)的110kV太平變電站與賀州網(wǎng)區(qū)的110kV金牛變電站通過110kV金太線連接，太平站 35kV側(cè)接有小水電（由百、千瓦的小電源組成，總?cè)萘坎怀^1MW），金牛站35kV側(cè)通過35kV金百線接入百花灘電站（3×1.6MW），10kV側(cè)接入金牛坪電站（3×20MW）[9]。

自2009年，金牛站已經(jīng)發(fā)生多次故障解列裝置不能及時解列上網(wǎng)小水電事故[10]。太平站與金牛站互聯(lián)，當金牛站小電源先于太平站解列時，太平站小電源容量較小，通常會出現(xiàn)功率缺額情況，需要低頻、低壓解列能夠及時動作。

圖1 110kV地方電網(wǎng)局部結(jié)構(gòu)

2 事件概況分析

2.1 事件概況

近年110kV太平變電站藤太線發(fā)生過一次單相接地瞬時故障，在切除故障并解列小電源后，藤太線103斷路器一直未重合。故障前變電站運行情況如圖1所示，故障后保護裝置、解列裝置、重合閘裝置及備自投裝置動作時序如圖2所示?？梢钥吹?，金牛站小電源在藤太線103斷路器跳閘后，不到0.6s就解列了，而太平變電站小電源要到 13.488s才解列。太平站故障解列裝置的低壓起動和1輪動作定值分別為75%Un和0.2s、70%Un和1.5s，低頻解列起動定值和1輪動作定值分別為49Hz和0.2s、48Hz和 1.5s。根據(jù)太平變電站記錄報告，只有低壓解列1輪動作，在13.488ms動作跳開303、305斷路器。由于103斷路器重合閘檢母線無壓定值為30%Un，重合閘整定時間為 6s。而從圖 2可以看到，110kV母線電壓經(jīng)過11.988s才降至70%Un，103斷路器在6s時間內(nèi)不滿足重合條件，因此重合閘不動作。

圖2 自動裝置動作時序

從金牛站110kV Ⅱ母線的故障錄波（如圖3所示）可以看到，小電源孤網(wǎng)運行特性為功率缺額時運行特性。母線電壓下降比較緩慢，在 10s后電壓才降至70%Un。頻率在故障切除后，短時間內(nèi)升高（至52Hz）并發(fā)生小幅劇烈波動，隨后逐漸減小，在經(jīng)過3.6s后，小于45Hz。由于高頻解列需要一定起動時間和動作延時，因此短時波動不會引起高頻解列動作。但根據(jù)低頻解列定值，低頻解列應該起動，并且在6s前就可以完成1輪動作。根據(jù)裝置報告記錄，太平站低頻解列沒有出口動作，因此，太平站103斷路器重合閘失敗實際上是由低頻解列未動作造成的。

圖3 金牛站110kV母線Ⅱ錄波數(shù)據(jù)

2.2 解列裝置低頻動作邏輯分析

太平變電站采用滁州正華電力UFV-202型小電源解列裝置，其低頻解列動作邏輯如圖4所示。其中 K2Un為低壓閉鎖門檻，DfL為滑差閉鎖門檻。實際運行時，K2取15%，滑差閉鎖退出。也就是說，導致低頻解列閉鎖只有兩個因素，一個是頻率差過大，另一個是頻率異常超范圍（即小于 45Hz或大于55Hz）。根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)，3相頻率基本一致，排除了頻率差閉鎖，可確定低頻解列未動作就是由頻率超范圍（異常）閉鎖造成的。

圖4 低頻動作邏輯

由低頻解列定值（起動值為49Hz和0.2s，1輪動作值為48Hz和1.5s，2輪和3輪退出）可知，低頻解列邏輯出口必要條件是低于48Hz且維持1.5s。從圖3（b）頻率曲線可以看到，頻率降到48Hz時間大約為2.1s，已經(jīng)滿足起動條件，只要再經(jīng)過1.5s，低頻解列1輪就可以出口，然而在3.6s時刻，頻率已經(jīng)低于 45Hz，由于頻率異常閉鎖定值為 Fk≥55Hz，F(xiàn)k≤45Hz，故低頻1輪無法出口。

3 解決方案

根據(jù)上文分析，太平變電站故障解列裝置低頻功能邏輯因頻率異常閉鎖而無法出口，這是造成聯(lián)絡線路斷路器重合閘失敗主要原因。對于頻率異常閉鎖，可采用如下解決方法：

1）減小頻率異常范圍。即減小頻率異常上限，增大頻率異常下限。

2）改變動作定值。如提高低頻解列邏輯1輪出口定值，減小動作延時。

3）增加頻率異常閉鎖延時。對圖4頻率異常閉鎖邏輯增加一個閉鎖延時，即在滿足頻率異常條件下達到動作時限才閉鎖，這樣既可以為低頻（高頻）解列動作爭取時間，又可以提高頻率異常判據(jù)可靠性。表1給出了頻率異常閉鎖定值范圍建議。

表1 頻率異常閉鎖定值設置范圍

4 仿真測試

4.1 仿真模型及配置參數(shù)

為了驗證所提方案可行性，采用 PSCAD/EMTDC軟件對太平站35kV側(cè)小水電進行孤網(wǎng)運行仿真。為了簡化研究，采用1臺1MW的水輪機模擬太平站小水電。水輪機模型參數(shù)設置見表2。

表2 水輪機主要參數(shù)定義

仿真實驗設定在0.2s時刻，藤太線50%處發(fā)生單相接地故障，103斷路器在故障發(fā)生后0.06s跳閘，在故障前水輪機按額定功率輸出?？疾煸诠β嗜鳖~情況下，低頻、低壓解列方案動作情況。低壓解列采用太平站原始定值，低頻解列考察如下4種定值方案。

方案1：采用太平站原始定值。即起動值49Hz，0.2s，1 輪動作值 48Hz，1.5s，頻率異常判據(jù) Fk≥55Hz，F(xiàn)k≤45Hz。

方案2：起動值49Hz，0.2s，1輪動作值48Hz，1.5s，頻率異常判據(jù) Fk≥60Hz，F(xiàn)k≤40Hz。

方案3：起動值 49Hz，0.2s，1輪動作值 48.5Hz，1s，頻率異常判據(jù) Fk≥60Hz，F(xiàn)k≤40Hz。

方案4：起動值 49Hz，0.2s，1輪動作值 48.5Hz，1s，頻率異常判據(jù)Fk≥55Hz，F(xiàn)k≤45Hz，超上限、下限閉鎖延時均為0.8s。

4.2 測試結(jié)果與分析

圖5給出了在功率缺額（power shortage, PS）時的太平站小電源孤網(wǎng)運行仿真曲線。表3給出了對應于4種功率缺額情況下小電源故障解列出口時間（“×”表示未檢測到出口信號）?？梢钥吹?，當功率缺額10%時，低壓解列出口時間大于6s（無法滿足藤太線103斷路器重合閘時限要求），采用原始定值的低頻解列邏輯（方案 1）因頻率異常閉鎖出口失敗，其余3種低頻解列邏輯（方案）均能出口動作。當功率缺額20%時，低壓解列出口時間仍大于6s，低頻解列邏輯方案1和方案2因頻率異常閉鎖出口失敗。當功率缺額30%時，低壓解列出口時間小于6s，低頻解列方案1、2、3因頻率異常閉鎖出口失敗。當功率缺額40%時，低壓解列和低頻解列方案 1、2、3均出口失敗，只有低頻解列方案 4可正確動作。

圖5 小電源孤網(wǎng)運行仿真曲線

表3 小電源故障解列邏輯出口時間

通過以上仿真可以看出，原有定值方案1存在較大局限性，在改進定值方案后，可適應功率缺額范圍增大。尤其是方案4增加了頻率異常閉鎖延時，其效果要比改變頻率異常范圍好。

5 結(jié)論

梧州電網(wǎng)110kV太平變電站帶有地方小水電，上網(wǎng)小水電容量較小，孤網(wǎng)運行時易出現(xiàn)功率缺額較大的情況。而功率缺額越大，低頻解列邏輯越容易發(fā)生頻率異常閉鎖。針對低頻解列頻率異常閉鎖問題，本文提出了一些解決方案，通過仿真測試發(fā)現(xiàn)太平站原有定值方案存在較大局限，改進定值方案后（見4.1節(jié)方案2、3、4），可適應功率缺額范圍增大。實際工程中，建議采用定值方案 4，但如果現(xiàn)成裝置不支持閉鎖邏輯改動，則可以考慮采用定值方案3。

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