金發(fā)舉

（云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司西雙版納供電局，云南 西雙版納 666100）

0 前言

在過去很長一段時(shí)間內(nèi)，由于地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架薄弱，設(shè)備N-1故障即會(huì)導(dǎo)致地區(qū)電網(wǎng)與主網(wǎng)系統(tǒng)解列后形成孤網(wǎng)運(yùn)行，此時(shí)小電源的存在對電網(wǎng)支撐起到了積極作用。但地區(qū)孤網(wǎng)的電壓、頻率質(zhì)量一般較差，極大可能不滿足上級(jí)110 kV重合閘的檢無壓、檢同期及備自投裝置動(dòng)作條件，最終導(dǎo)致重合閘、備自投裝置不會(huì)動(dòng)作。該類由小電源支撐的孤島穩(wěn)定性極其不足，不能長時(shí)間穩(wěn)定運(yùn)行，不具備以同期并列方式將地區(qū)電網(wǎng)并入主網(wǎng)系統(tǒng)，最終導(dǎo)致故障片區(qū)電網(wǎng)失壓。

本文著重介紹如何基于地區(qū)電網(wǎng)小電并網(wǎng)現(xiàn)狀，優(yōu)化網(wǎng)側(cè)重合閘、備自投及廠側(cè)故障解列裝置的使用原則、策略，制定地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)源協(xié)同策略，提高地區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性、可靠性。

1 地區(qū)電網(wǎng)小電并網(wǎng)運(yùn)行現(xiàn)狀

1.1 地區(qū)電網(wǎng)小電并網(wǎng)方式及小電故障解列現(xiàn)狀

地區(qū)電網(wǎng)的小電源通過10 kV、35 kV電網(wǎng)并入系統(tǒng)，由于地區(qū)電網(wǎng)各變電站接入的小電點(diǎn)多面廣，且機(jī)組容量小，在上級(jí)110 kV線路發(fā)生故障時(shí)，豐期方式下存在故障地區(qū)電網(wǎng)短時(shí)孤網(wǎng)運(yùn)行情況，但小電孤網(wǎng)運(yùn)行特性有極大的不確定性，極有可能造成110 kV重合閘的檢無壓、檢同期條件均不滿足而錯(cuò)過重合時(shí)間，最終導(dǎo)致因上級(jí)110 kV線路重合閘不成功造成110 kV變電站失壓。地區(qū)電網(wǎng)小電接入系統(tǒng)接線方式如圖1～3所示。

圖1 小電源以35 kV、10 kV接入110 kV變電站

圖2 小電源以35 kV接入35 kV變電站35 kV出線

1.2 地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列設(shè)置現(xiàn)狀分析

伴隨著對供電可靠性及客戶滿意度的要求越來越高，目前的小電解列方式已不滿足要求，主要存在以下幾個(gè)方面：

1）當(dāng)110 kV變電站并網(wǎng)通道發(fā)生故障，采用解列重合閘方式跳開帶有小電的并網(wǎng)線路，但此類線路多為各縣電網(wǎng)與系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)的主要聯(lián)網(wǎng)點(diǎn)，并網(wǎng)斷路器聯(lián)切后，由于各縣電網(wǎng)的穩(wěn)定性差，易造成各縣電網(wǎng)瓦解及城市重要負(fù)荷損失，影響了客戶供電可靠性。

2）由于各變電站基本未裝設(shè)故障解列裝置，且小水電機(jī)組運(yùn)行特性復(fù)雜，為防止非同期合閘對發(fā)電機(jī)造成的沖擊，目前110 kV變電站35 kV、10 kV帶小電線路無線路PT情況下重合閘均退出。當(dāng)此類線路發(fā)生瞬間故障時(shí)，不能通過重合閘迅速恢復(fù)送電，降低了供電可靠性。

3）目前110 kV變電站基本裝設(shè)有中、低壓側(cè)備自投裝置。為防止備自投動(dòng)作造成非同期合閘沖擊并網(wǎng)發(fā)電機(jī)，而增加了聯(lián)切回路和重合閘閉鎖回路，在備自投動(dòng)作合備用斷路器前，聯(lián)切并網(wǎng)小電線路，但增加的環(huán)節(jié)容易因?yàn)閴喊逭`投切、小電并網(wǎng)斷路器位置接點(diǎn)有缺陷等原因而造成裝置拒動(dòng)、誤動(dòng)，降低了供電可靠性。

2 地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列優(yōu)化分析

隨著地縣調(diào)集約化的發(fā)展，原各縣級(jí)電網(wǎng)已納入地調(diào)管轄，小電故障解列點(diǎn)調(diào)整的條件已逐步成熟?？梢詫⑿‰姴⒕W(wǎng)線路上的故障解列點(diǎn)由系統(tǒng)側(cè)調(diào)整至電源側(cè)，從而提高各縣供電局的供電可靠性。

2.1 地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列點(diǎn)由系統(tǒng)側(cè)調(diào)整至電廠側(cè)策略原則

1）設(shè)置的小電故障解列點(diǎn)具有可操作性，現(xiàn)場設(shè)備裝備水平及管理水平能夠滿足故障解列裝置的安裝與維護(hù)，盡量靠近電源點(diǎn)，解列后變電站失壓站數(shù)最少為宜。

3）故障解列點(diǎn)設(shè)置具有合理性，在保證解列點(diǎn)能夠正確動(dòng)作的同時(shí)，確保解列點(diǎn)解列后片區(qū)小網(wǎng)不會(huì)出現(xiàn)高頻、過壓而造成用戶設(shè)備損壞。

3）以35 kV電壓等級(jí)接入系統(tǒng)的電廠原則上設(shè)置在電廠側(cè)。

4）對于以10 kV電壓等級(jí)并網(wǎng)的電廠，由于多數(shù)電廠“T”接于10 kV公網(wǎng)線路且運(yùn)行維護(hù)水平低，管理困難無法控制，原則上設(shè)置在電廠并網(wǎng)線路“T”接點(diǎn)（裝設(shè)配電自動(dòng)化開關(guān)，配電自動(dòng)化開關(guān)應(yīng)增加配置過電壓、高頻解列、檢同期重合等保護(hù)功能，配置雙側(cè)電壓互感器）或上級(jí)35 kV變電站10 kV并網(wǎng)開關(guān)。

2.2 地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列點(diǎn)由系統(tǒng)側(cè)調(diào)整至電廠側(cè)技術(shù)原則

2.2.1 對110 kV、35 kV變電站系統(tǒng)接線要求：

110 kV、35 kV變電站小電并網(wǎng)線路系統(tǒng)側(cè)必須裝設(shè)線路TV并在系統(tǒng)側(cè)投檢無壓重合閘。

2.2.2 故障解列功能配置要求

必須具備低壓、過壓、低頻、高頻解列功能。在供小于求，使用低壓、低頻解列功能；在供大于求，使用低頻、高頻、低壓、過壓解列功能；供求存在基本平衡且能長時(shí)間自成電網(wǎng)運(yùn)行，使用低頻、高頻、低壓、過壓解列功能。

2.2.3 故障解列功能實(shí)現(xiàn)要求

必須使用專用故障解列裝置，不得使用具有壓差閉鎖和頻差閉鎖功能的低頻低壓減載裝置作為故障解列使用，且裝置動(dòng)作電壓取自35 kV母線TV或者10 kV母線TV，35 kV并網(wǎng)電廠聯(lián)跳所有發(fā)電機(jī)出口斷路器或者升壓變高壓側(cè)斷路器。

2.2.4 其它要求

1）安裝解列點(diǎn)的上級(jí)線路需裝設(shè)有線路TV，且保護(hù)裝置具有檢無壓重合閘功能，若無線路TV或檢無壓功能則不允許投入重合閘。

2）現(xiàn)場安裝時(shí)必須安裝出口投退壓板，可以根據(jù)運(yùn)行方式變化進(jìn)行投退跳閘出口。

2.3 地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列裝置配置完善建議

根據(jù)地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列點(diǎn)由系統(tǒng)側(cè)調(diào)整至電廠側(cè)的基本設(shè)置和技術(shù)原則，同時(shí)結(jié)合各縣級(jí)電網(wǎng)的特點(diǎn)，對小電情況進(jìn)行全面梳理，形成地區(qū)電網(wǎng)小電故障解列點(diǎn)優(yōu)化設(shè)置方案，此方案即能夠保證110 kV線路瞬時(shí)故障的重合成功率，同時(shí)又能兼顧各縣局供電可靠性，將變電站失壓風(fēng)險(xiǎn)降到最低。

2.4 地區(qū)電網(wǎng)廠網(wǎng)協(xié)調(diào)機(jī)制風(fēng)險(xiǎn)及控制

2.4.1 地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)有小電解列點(diǎn)調(diào)整后的優(yōu)勢

1）在110 kV變電站并網(wǎng)通道瞬時(shí)故障時(shí)，由故障解列裝置直接切除小電并網(wǎng)斷路器，可以避免聯(lián)切縣公司35 kV變電站負(fù)荷，在110 kV變電站并網(wǎng)線路重合后保證部分35 kV變電站不失壓、負(fù)荷不損失，特別是可以保證城區(qū)供電的35 kV變電站不失壓，切實(shí)提高了供電可靠性。

2）小電解列點(diǎn)調(diào)整后可以將110 kV變電站的35 kV小電線路重合閘投入，在35 kV并網(wǎng)通道瞬時(shí)故障時(shí)，能通過重合閘補(bǔ)救，消除了因瞬時(shí)故障而造成局部電網(wǎng)與系統(tǒng)解列的風(fēng)險(xiǎn)。

3）將小電并網(wǎng)線路上的故障解列點(diǎn)由系統(tǒng)側(cè)移至廠側(cè)后，新建110 kV變電站可取消配置備自投或線路保護(hù)聯(lián)切小電并網(wǎng)斷路器回路，具備條件的在運(yùn)變電站取消備自投或線路保護(hù)聯(lián)切小電并網(wǎng)斷路器二次回路，降低110 kV變電站二次回路的復(fù)雜程度，提高備自投、保護(hù)裝置運(yùn)行可靠性。

2.4.2 地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)有小電解列點(diǎn)調(diào)整后風(fēng)險(xiǎn)及控制措施

1）在豐水期發(fā)電能力足夠的情況下，在110 kV變電站解列小電線路，解列的電網(wǎng)存在發(fā)供電平衡的可能，若解列點(diǎn)調(diào)整后，在系統(tǒng)故障時(shí)所有小電均被切除，在線路為永久故障重合閘不成功時(shí)則直接導(dǎo)致縣電網(wǎng)瓦解。

控制措施：110 kV線路跳閘永久故障的概率比較低（見附表1），同時(shí)在110 kV聯(lián)網(wǎng)線路跳閘后，縣級(jí)電網(wǎng)孤網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行概率低，調(diào)整后此風(fēng)險(xiǎn)變化不大。需要加強(qiáng)線路維護(hù)工作，盡量避免永久性故障發(fā)生。

表1 某地區(qū)電網(wǎng)110 kV線路故障情況

2）故障解列點(diǎn)調(diào)整后，110 kV變電站將不再設(shè)置聯(lián)切回路，若存在解列裝置不能可靠解列小電，可能造成110 kV變電站線路重合閘動(dòng)作不成功，存在110 kV變電站失壓的風(fēng)險(xiǎn)。

控制措施：保證安裝的故障解列必須為專用的故障解列裝置，具有低頻、高頻、低壓、過壓解列功能，不能用低頻低壓減載裝置代替故障解列功能，并定期開展檢驗(yàn)，加強(qiáng)運(yùn)行維護(hù)，保證在110 kV聯(lián)網(wǎng)通道發(fā)生故障時(shí)能夠可靠動(dòng)作。

3）故障解列點(diǎn)調(diào)整后，在發(fā)生110 kV線路故障時(shí)，由于故障解列裝置安裝點(diǎn)距離故障點(diǎn)電氣距離較遠(yuǎn)，電壓下降幅度較小或基本不變，造成低壓解列不能準(zhǔn)確判別，只能靠頻率進(jìn)行判別，同時(shí)目前故障解列裝置的定值沒有一個(gè)標(biāo)準(zhǔn)的算法，只能設(shè)置經(jīng)驗(yàn)值。

控制措施：①110 kV線路保護(hù)自動(dòng)重合閘整組復(fù)歸時(shí)間為10 min，可以待小電網(wǎng)自行解列后無壓重合。②結(jié)合其他局經(jīng)驗(yàn)及地區(qū)電網(wǎng)的特點(diǎn)設(shè)置定值，同時(shí)每次動(dòng)作后及時(shí)收集動(dòng)作信息，對動(dòng)作值進(jìn)行分析逐步優(yōu)化定值。③重合閘和備自投原則上按照“先重合、后備投”的方式進(jìn)行配合使用。④為避免備自投啟動(dòng)后因長時(shí)間不滿足無壓條件而放電，同時(shí)防止對小電可能造成的沖擊，備自投無壓啟動(dòng)和無壓判定定值應(yīng)設(shè)置一致且不大于0.3Un。

3 結(jié)束語

本次研究從減少繼電保護(hù)、安自裝置聯(lián)切回路、優(yōu)化邏輯和定值的角度，制定地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)源協(xié)同策略，對電網(wǎng)側(cè)重合閘、備自投及電廠側(cè)故障解列裝置的使用原則、策略進(jìn)行優(yōu)化，確保主供線路跳閘后重合閘及備自投可靠動(dòng)作，快速恢復(fù)局部電網(wǎng)供電，減少負(fù)荷損失，降低系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。