提高麗江電網(wǎng)聯(lián)絡線重合閘成功率的措施

袁普中 李澤琴

（麗江供電局，云南 麗江 674100）

電力是關系著國計民生的基礎行業(yè)，如何提高供電可靠性，保障生產(chǎn)生活用電是電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)的首要任務。針對麗江地區(qū)電網(wǎng)來說，一是小水電受季節(jié)影響較大，二是電網(wǎng)結(jié)構(gòu)仍然薄弱，按常規(guī)重合閘配置模式，重合閘基本不成功，因此110kV及以下聯(lián)絡線重合閘功能長期停用，地區(qū)電網(wǎng)供電可靠性低。尤其是國務院599號令對電網(wǎng)事故分級和處理的規(guī)定，對電網(wǎng)供電可靠性提出了更高的要求。因此研究優(yōu)化線路重合閘功能，提高分布式電源系統(tǒng)線路重合成功率，提高供電可靠性就更加緊迫了。

1 麗江電網(wǎng)現(xiàn)狀及存在問題

麗江地處滇西北，連大理州，東部與四川攀枝花市接壤，全市一區(qū)四縣，總面積約為2.06萬km2，境內(nèi)大小河流 91條，其中金沙江橫貫全市一區(qū)四縣，流程651km，落差達3790m，水力資源豐富。目前除正在建設的金沙江中游一庫八級大型水電站外，有小水電87座，總裝機容量約310MW，最大單機容量8MW。

麗江是一座旅游城市，屬于工業(yè)欠發(fā)達地區(qū)，負荷較小，全市最大供電負荷約為280MW，最小負荷約為150MW，地方電力企業(yè)長期以來投資不足。直到2006年，云南電網(wǎng)進入，中央投資城、農(nóng)網(wǎng)建設資金不斷增加，電網(wǎng)得到了較大的改善，但仍然未從根本上解決電網(wǎng)薄弱問題。目前麗江電網(wǎng)結(jié)構(gòu)主要有以下特點：①220kV單通道與主網(wǎng)相連；②220kV、110kV單線單變鏈式結(jié)構(gòu)；③小水電站多，而分布廣。

根據(jù)運行經(jīng)驗及電網(wǎng)實際，目前麗江電網(wǎng)220kV線路投單重方式運行，110kV聯(lián)絡線重合閘功能都大多數(shù)退出運行，僅雙回線并聯(lián)運行線路重合閘投入運行。

目前電網(wǎng)主要存在以下問題：

1）與主網(wǎng)連接薄弱，且處于云南電網(wǎng)邊沿，受雷雨、大風、泥石流以及山火等自然災害威脅嚴重。

2）地區(qū)電網(wǎng)內(nèi)部 110kV網(wǎng)架結(jié)構(gòu)薄弱，正常運行方式下，單線最長串聯(lián)8個110kV變電站，涉及兩個縣及古城區(qū)部分電網(wǎng)，特殊運行方式下，整個麗江電網(wǎng)僅通過一回 110kV線路與主網(wǎng)并網(wǎng)運行，一旦發(fā)生事故跳閘，解列電網(wǎng)瓦解的風險很高。

3）麗江電網(wǎng)小水電均為徑流式小水電，沒有調(diào)節(jié)能力，且分布不均勻，汛期低谷時段大量富裕小水電上網(wǎng)，枯期發(fā)電出力不足80MW，電力電量缺額嚴重，部分區(qū)縣最大負荷缺額超過80%，緊緊依靠低頻低壓減負荷或高頻切機等措施無法滿足電網(wǎng)可靠運行的要求，如圖1所示。

圖1 線路故障跳閘片區(qū)電網(wǎng)低頻低壓減載動作110kV母線頻率偏差圖

4）根據(jù)國務院599號令的相關條款，麗江屬于設區(qū)的市，一旦主要線路事故跳閘，導致一般及以上電網(wǎng)事故的風險很大。

2 優(yōu)化線路重合閘功能的措施

目前麗江電網(wǎng)220kV部分電網(wǎng)，均采用單相重合閘方式，單相跳閘均可以重合成功。110kV聯(lián)絡線均按常規(guī)配置采用大電源側(cè)投檢母線有壓、線路無壓重合閘方式，小電源側(cè)投檢同期重合閘方式，歷史經(jīng)驗是幾乎沒有重合成功的情況，因此長期退出運行。經(jīng)過我們認真分析，并查閱大量的資料發(fā)現(xiàn)，一是麗江電網(wǎng)自2006年以來，110kV線路跳閘18次，僅有1次試送不成功（且故障在對側(cè)變電站TV處，并非線路故障），絕大多數(shù)為瞬時性故障；二是麗江電網(wǎng)汛、枯期電網(wǎng)負荷特性鮮明，汛期呈現(xiàn)電源特性，部分線路跳閘導致解列電網(wǎng)仍可能獨立運行；而枯期明顯呈現(xiàn)負荷特性，一旦線路跳閘不重合將可能導致整個縣、甚至多個縣電網(wǎng)全停。損失負荷以及停電用戶數(shù)均可能達到一般及以上電網(wǎng)事故等級。因此我們分片、分區(qū)認真仿真計算，結(jié)合電網(wǎng)實際重點開展110kV聯(lián)絡線重合閘研究，認為通過優(yōu)化重合閘的方式和整定時間，做好與小電機組的配合，可以提高重合閘的成功率，從而提高供電可靠性。因此提出以下幾點改進意見：

1）對于末端變電站（圖2），L1線系統(tǒng)（大電源S）側(cè)DL1斷路器仍然投入檢母線有壓、線路無壓和檢同期重合閘方式，A變電站（小電源）側(cè)一方面采用DL2斷路器保護連跳A變電站DL3斷路器，同時L1線A變電測DL2斷路器投入檢線路有壓、母線無壓重合閘方式。此方案便于實施，關鍵只需要將DL2斷路器跳閘回路出口同時連接到小電并網(wǎng)斷路器DL3跳閘出口回路即可，重合閘既風險小，又可以保證重合成功率。

圖2

2）對于中間變電站，不僅本站有小電源，同時下級變電站也有小電源接入（圖3），L1線系統(tǒng)（大電源 S）側(cè) DL1斷路器仍然投入檢母線有壓、線路無壓和檢同期重合閘方式，A變電站（小電源）側(cè)DL2斷路器則投入檢線路有壓、母線無壓和檢同期重合閘方式。此方案適用于中間變電站聯(lián)絡線，且片區(qū)電網(wǎng)解列后可能獨立運行，也可能瓦解情況。首先當片區(qū)電網(wǎng)瓦解，此時從系統(tǒng)（大電源 S）側(cè) DL1斷路器到A變電站DL2斷路器按照設置好的檢無壓方式重合，快速恢復電網(wǎng)供電，當片區(qū)電網(wǎng)獨立運行時，L1線系統(tǒng)（大電源S）側(cè)DL1斷路器檢線路無壓重合，A變電站DL2斷路器檢同期合閘，迅速恢復并網(wǎng)。

圖3

3）合理整定重合閘時間，可以有效提高重合閘成功率。

對于系統(tǒng)S側(cè)而言，時間影響不大，按照正常設置：整定時間大于tzdmin。

tzdmin等于線路對側(cè)斷路器保護Ⅱ段延時tⅡ，加斷路器本身滅弧時間 tm，再加上時間裕度Δt，減去本斷路器固有合閘時間 tk，即：tzdmin=tⅡ+tm＋Δt-tk；建議取值1～1.5s。

對于小電源側(cè)，重合閘情況較為復雜，最佳時間整定難度較大。在此我們認為必須要考慮以下幾個方面：一是對于可能獨立運行的電網(wǎng)，但是由于小電源側(cè)電網(wǎng)較為薄弱，小機組的調(diào)節(jié)能力和調(diào)節(jié)性能較差，響應速度較慢；二是對于不能獨立運行的電網(wǎng)，尤其針對小電源分布式系統(tǒng)，不同情況下電網(wǎng)運行工況變化各不相同，從麗江電網(wǎng)多次事故分析中，可以看到從電網(wǎng)解列到瓦解，時間從幾毫秒，到幾秒，幾十秒甚至更長，因此建議小電源側(cè)同期或者檢線路有壓、母線無壓的重合閘方式采用慢速重合閘。

4）除了以上三個方面的優(yōu)化外，通過管理，加強小電源側(cè)機組保護管理，也是提高重合閘成功率必須且有效的手段。首先根據(jù)電力系統(tǒng)穩(wěn)定導則，暫態(tài)和動態(tài)動過程中系統(tǒng)電壓中樞點母線電壓下降持續(xù)低于限定值（一般為 0.75 p.u.，以平均額定電壓為基準）并時間超過規(guī)定（一般為1s），或任何時刻頻率高于51.5Hz、低于47.5Hz，且事故后系統(tǒng)頻率不能迅速恢復到49.2～50.5Hz之間，則電網(wǎng)失去穩(wěn)定，而云南電低頻低壓減負荷方案中第七輪（最后輪）低頻低壓定值為：低頻定值取47.8Hz，低壓定值取0.8Un，時限定值均為0.2s；低頻特二輪頻低頻定值為49.0Hz時限定值為20s。因此建議發(fā)電機組保護在電壓低于 0.8Un，或頻率低于 47.8Hz，延時 25s解列機組，加快解列電網(wǎng)崩潰速度，為重合閘作準備，從而可以有效提高重合閘成功率。

3 結(jié)論

對于麗江電網(wǎng)，通過優(yōu)化重合閘方式和重合閘整定時間，規(guī)范發(fā)電機低壓低頻定值，可以有效提高110kV聯(lián)絡線重合閘成功率，從而提高地區(qū)電網(wǎng)供電可靠率；對于小水電分布式電源系統(tǒng)，以上結(jié)論仍然適用。