知识点：小水电电网

1  系统结构

 

如图1所示，属于梧州网区的110kV太平变电站与贺州网区的110kV金牛变电站通过110kV金太线连接，太平站35kV侧接有小水电（由百、千瓦的小电源组成，总容量不超过1MW），金牛站35kV侧通过35kV金百线接入百花滩电站（3×1.6MW），10kV侧接入金牛坪电站（3×20MW）[9]。

 

自2009年，金牛站已经发生多次故障解列装置不能及时解列上网小水电事故[10]。太平站与金牛站互联，当金牛站小电源先于太平站解列时，太平站小电源容量较小，通常会出现功率缺额情况，需要低频、低压解列能够及时动作。

 

图1  110kV地方电网局部结构

 

2  事件概况分析

 

2.1  事件概况

 

近年110kV太平变电站藤太线发生过一次单相接地瞬时故障，在切除故障并解列小电源后，藤太线103断路器一直未重合。故障前变电站运行情况如图1所示，故障后保护装置、解列装置、重合闸装置及备自投装置动作时序如图2所示。

 

可以看到，金牛站小电源在藤太线103断路器跳闸后，不到0.6s就解列了，而太平变电站小电源要到13.488s才解列。太平站故障解列装置的低压起动和1轮动作定值分别为75%Un和0.2s、70%Un和1.5s，低频解列起动定值和1轮动作定值分别为49Hz和0.2s、48Hz和1.5s。

 

根据太平变电站记录报告，只有低压解列1轮动作，在13.488ms动作跳开303、305断路器。由于103断路器重合闸检母线无压定值为30%Un，

 

图2  自动装置动作时序

 

重合闸整定时间为6s。而从图2可以看到，110kV母线电压经过11.988s才降至70%Un，103断路器在6s时间内不满足重合条件，因此重合闸不动作。

 

从金牛站110kV Ⅱ母线的故障录波（如图3所示）可以看到，小电源孤网运行特性为功率缺额时运行特性。母线电压下降比较缓慢，在10s后电压才降至70%Un。频率在故障切除后，短时间内升高（至52Hz）并发生小幅剧烈波动，随后逐渐减小，在经过3.6s后，小于45Hz。由于高频解列需要一定起动时间和动作延时，因此短时波动不会引起高频解列动作。

 

但根据低频解列定值，低频解列应该起动，并且在6s前就可以完成1轮动作。根据装置报告记录，太平站低频解列没有出口动作，因此，太平站103断路器重合闸失败实际上是由低频解列未动作造成的。

 

图3  金牛站110kV母线Ⅱ录波数据

 

2.2  解列装置低频动作逻辑分析

 

太平变电站采用滁州正华电力UFV-202型小电源解列装置，其低频解列动作逻辑如图4所示。其中K2Un为低压闭锁门槛，DfL为滑差闭锁门槛。实际运行时，K2取15%，滑差闭锁退出。也就是说，导致低频解列闭锁只有两个因素，一个是频率差过大，另一个是频率异常超范围（即小于45Hz或大于55Hz）。

 

根据故障录波数据，3相频率基本一致，排除了频率差闭锁，可确定低频解列未动作就是由频率超范围（异常）闭锁造成的。

 

图4  低频动作逻辑

 

由低频解列定值（起动值为49Hz和0.2s，1轮动作值为48Hz和1.5s，2轮和3轮退出）可知，低频解列逻辑出口必要条件是低于48Hz且维持1.5s。从图3（b）频率曲线可以看到，频率降到48Hz时间大约为2.1s，已经满足起动条件，只要再经过1.5s，低频解列1轮就可以出口，然而在3.6s时刻，频率已经低于45Hz，由于频率异常闭锁定值为Fk≥55Hz，Fk≤45Hz，故低频1轮无法出口。

 

3  解决方案

 

根据上文分析，太平变电站故障解列装置低频功能逻辑因频率异常闭锁而无法出口，这是造成联络线路断路器重合闸失败主要原因。

 

对于频率异常闭锁，可采用如下解决方法：

 

1）减小频率异常范围。即减小频率异常上限，增大频率异常下限。

 

2）改变动作定值。如提高低频解列逻辑1轮出口定值，减小动作延时。

 

3）增加频率异常闭锁延时。对图4频率异常闭锁逻辑增加一个闭锁延时，即在满足频率异常条件下达到动作时限才闭锁，这样既可以为低频（高频）解列动作争取时间，又可以提高频率异常判据可靠性。表1给出了频率异常闭锁定值范围建议。

 

表1  频率异常闭锁定值设置范围

 

4  仿真测试

 

4.1  仿真模型及配置参数

 

为了验证所提方案可行性，采用PSCAD/ EMTDC软件对太平站35kV侧小水电进行孤网运行仿真。为了简化研究，采用1台1MW的水轮机模拟太平站小水电。水轮机模型参数设置见表2。

 

表2  水轮机主要参数定义

 

仿真实验设定在0.2s时刻，藤太线50%处发生单相接地故障，103断路器在故障发生后0.06s跳闸，在故障前水轮机按额定功率输出。考察在功率缺额情况下，低频、低压解列方案动作情况。低压解列采用太平站原始定值，低频解列考察如下4种定值方案。

 

方案1：采用太平站原始定值。即起动值49Hz，0.2s，1轮动作值48Hz，1.5s，频率异常判据Fk≥55Hz，Fk≤45Hz。

 

方案2：起动值49Hz，0.2s，1轮动作值48Hz，1.5s，频率异常判据Fk≥60Hz，Fk≤40Hz。

 

方案3：起动值49Hz，0.2s，1轮动作值48.5Hz，1s，频率异常判据Fk≥60Hz，Fk≤40Hz。

 

方案4：起动值49Hz，0.2s，1轮动作值48.5Hz，1s，频率异常判据Fk≥55Hz，Fk≤45Hz，超上限、下限闭锁延时均为0.8s。

 

4.2  测试结果与分析

 

图5给出了在功率缺额（powershortage, PS）时的太平站小电源孤网运行仿真曲线。表3给出了对应于4种功率缺额情况下小电源故障解列出口时间（“×”表示未检测到出口信号）。

 

可以看到，当功率缺额10%时，低压解列出口时间大于6s（无法满足藤太线103断路器重合闸时限要求），采用原始定值的低频解列逻辑（方案1）因频率异常闭锁出口失败，其余3种低频解列逻辑（方案）均能出口动作。

 

当功率缺额20%时，低压解列出口时间仍大于6s，低频解列逻辑方案1和方案2因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额30%时，低压解列出口时间小于6s，低频解列方案1、2、3因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额40%时，低压解列和低频解列方案1、2、3均出口失败，只有低频解列方案4可正确动作。

 

图5  小电源孤网运行仿真曲线

 

表3  小电源故障解列逻辑出口时间

 

通过以上仿真可以看出，原有定值方案1存在较大局限性，在改进定值方案后，可适应功率缺额范围增大。尤其是方案4增加了频率异常闭锁延时，其效果要比改变频率异常范围好。

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