带小电源的变电站低压减载策略分析

带小电源的变电站低压减载策略分析

发表时间：2017-03-01T11:07:26.407Z 来源：《电力技术》2016年第11期作者：龙川李峥曾斌张睿

[导读] 绵阳地区水利资源较为丰富，境内有大量小水电在电网内并网运行。

国网绵阳供电公司四川绵阳 621000

摘要：频率电压紧急控制装置在解列小电源提高供电可靠性具有重要的作用，低频低压减载装置是保障系统安全运行的“第三道防线”，本文结合实际案例，分析了两套装置在带小电源的110kV变电站同时存在时，若配置不当可能存在的问题，同时提出了改进的措施，为小电源联网变电站供电可靠性的提高提供了一种实用的整定方案。

关键词：小电源，低周低压减负荷，频率电压紧急控制

1、引言

绵阳地区水利资源较为丰富，境内有大量小水电在电网内并网运行，其中10-20MW稍大规模的水电厂多以35kV电压等级在110kV变电站并网，10MW以下的小水电多以10kV专线方式或搭接在10kV共用线路并网。目前绵阳电网内110kV变电站绝大多数为双回电源，采用一主一备方式运行，并配置备自投提高供电可靠性。当主供线路发生故障跳闸时，可能出现小电源带负荷短时孤网运行的情况，因此配置了频率电压紧急控制装置，通过解列小电源来实现备自投检母无压，从而正确动作投入备用电源。然而，大多数110kV变电站还配置了低周低压减负荷装置，用于系统严重故障时分轮次、有选择地切除部分负荷。低周低压减负荷和小电源解列的频率电压紧急控制装置在整定时需要考虑配合，保证在电源线路故障时，能可靠解列小电源，让备自投正确动作，并防止低周低压装置误动作[1]。本文通过分析一起故障案例，讨论带小电源的110kV变电站如何优化安控装置配合方案，从而提高供电可靠性。

2、案例分析

2.1 故障情况

110kV太白变电站110kV母线为单母分段结构，由110kV西太二线主供，110kV西太一线备供，同时投入110kV进线备自投。变压器为2台31.5MVA的三圈变压器，35kV、10kV侧同为单母分段结构，均并列运行。35kV侧有两个小电源分别通过太石线531、太香二线543开关并网，装机容量分别为20MW、17.6MW。10kV侧共有14回出线，其中6回出线投入低压减载。太白站配置了一套南瑞公司生产的UFA-200A频率电压紧急控制装置用于小电源解列（以下简称解列装置），同时配置了一套江苏华瑞泰科技公司生产的UFA-2A频率电压减负荷装置（以下简称减载装置）用于低频低压时切除部分负荷协助系统恢复频率和电压。变电站一次接线示意图如下：

图1 变电站一次主接线图

2015年5月13日11：30时，110kV太白变电站主供电源110kV西太二线C相发生接地故障，光纤纵差保护动作两侧开关跳闸，测距5.0KM。西太二线跳闸后，1.17S减载装置低压动作切除1回10kV出线，1.19S切除另外5回10kV出线，9.67S解列装置低压动作切除35kV太石线、太香二线，10.78S太白站备自投动作通过110kV西太一线恢复供电。全站负荷由30MW降至6MW。

2.2故障分析

这次故障虽然线路保护和备自投均正确动作，但由于低压减负荷装置误切负荷扩大了停电范围，并且孤网运行时间很长，电压、频率波动对客户用电造成一定影响。故障前110kV西太二线有功18MW，35kV太石线、太香二线上网有功为9MW、3MW。太白站解列装置低压定值设置为第一轮0.75Un延时1S动作，故障后机组强励维持了孤网运行，但由于有无功不平衡，孤网系统电压仍缓慢下降，不过下降速率没有达到0.8Un/S的滑差闭锁定值，无法闭锁减载装置。当电压下降至第一轮低压减载0.85Un时，低压减载动作，1.17S切除1回出线，1.19S切除另外5回10kV出线，共切除10MW负荷。切除部分负荷又延长了电压下降趋势，直到电厂过励磁动作小电机组跳闸电压迅速下降，9.67S解列装置低压动作切除531、543开关，备自投动作成功。整个过程持续时间接近10S，由于小电源无法快速解列，电压缓慢下降导致低压减载动作误切负荷，并且大幅延长了备自投动作时间，期间孤网异常运行给客户设备造成影响。

3、安控装置整定原则

频率紧急控制装置对应于频率失稳，是为避免电网发电负荷严重不平衡时系统频率持续偏移过渡而采取的紧急控制措施，其结果是一定的负荷（低频时）或发电（高频时）被切除，从而促使全网功率实现基本再平衡，系统频率逐渐恢复至合理的范围内；其操作对象一般是全网各处设置的低频减载、高频切机等装置。电压紧急控制对应于电压失稳，主要是受端电网为避免电压持续下降而采取的切负荷等控制措施，通过降低受端系统负荷水平实现受端电网电压维持，避免电压失稳；由于电压稳定一般是局部问题，因此其操作对象一般是受端电网的本地负荷。频率紧急控制装置作为电网的第三道防线，在避免电网发生瓦解和大面积停电时具有非常重要的意义[2]。

对大系统来说，当发生严重故障导致系统可能出现电压失稳时，需要快速切除部分负荷，减少无功需求从而维持电压。绵阳电网低压减载装置通常设置三个轮次，基本1轮0.85Un，基本2轮0.82Un，基本3轮0.78Un，延时均为1S。由于电厂的机组具备快速灵活的无功调节能力，尤其是负荷中心的大容量机组一般会作为系统的动态无功储备，可以在故障时快速增发无功，避免系统电压持续下降，保障系统电

压稳定。从系统安全角度来看，需要机组具备一定的低电压运行能力，在系统电压持续下降时，晚于负荷减载的最后一轮，防止过早动作跳闸，从而加剧系统频率、电压的崩溃。对上述案例中110kV变电站并网的小电源来说，是否需要作为系统无功备用，值得思考。由于110kV变电站在主供线路故障后形成的孤网很小，并且这些小机组调频、调压能力较弱，绝大多数时候是无法维持长期正常运行的。因此并不希望这种孤网运行情况持续，而更希望小电源被快速切除后，通过备自投来恢复负荷的供电。因此可以考虑将110kV太白站的解列装置定值调整为0.85Un延时1S，而将低压减载的定值调整为0.78Un延时1S，从而保证解列装置先动作。当然这种方案下，系统电压失稳时，小电会先被切除，但考虑到小电源对缓解系统电压失稳的帮助非常有限，并且系统电压失稳的几率远小于变电站线路故障的几率，因此这种方案是可行的。4、提高带小电源110kV变电站供电可靠性的其它措施

对于带小电源的110kV变电站，如果双回电源线路均来自同一个变电站，可以通过两回线路并列运行提高可靠性，同时降低线路损耗。并列运行对保护配置的要求较高，两回线路需配置光纤纵联保护，若对侧为220kV变电站，还需要在110kV侧配置失灵保护，避免发生开关拒动时通过双回线路跨接母线导致两条母线失压。

大部分110kV变电站的电源线路来自不同的变电站，可能不具备并列运行的条件。这种情况，可通过加装备自投联切回路，来实现线路故障时快速解列小电源。不过由于备自投装置继电器数量比较有限，可配置的联切回路不多，在小电源较多的变电站，尤其是公用线路、专线均有小电源的情况下不实用。

5、结论

本文结合频率电压紧急控制装置和低频低压减载装置的原理，根据小电源解列和减载装置在线路故障情况下的动作情况分析，对解列装置和减载装置的配合提出了自己的看法，并结合电网事件情况进行了改进，同时提出了提高带小电源的110kV变电站供电可靠性的一些措施。对于带小电源的110kV变电站，传统的解列装置设置原则可能无法有效的发挥作用，必须根据系统的特点来分析第三道防线的具体配置。

参考文献

[1] 陈攀，游步新等. 一种用于提高小电源电网供电可靠性的低周减载配置方案，重庆市电机工程学会2010年学术会议论文，2010

[2] 韩祯祥.电力系统稳定[M].北京：中国电力出版社，1995.