關(guān)于東平變備用電源自投的思考

摘要：針對(duì)變電站中壓側(cè)存在小電源情況的特殊運(yùn)行方式，首次提出了一整套的解決方案。通過(guò)二次方式的優(yōu)化和對(duì)備用電源自投的改造，減少了故障情況下小電源并網(wǎng)時(shí)間和用戶停電時(shí)間，同時(shí)也減少了調(diào)度員的操作步驟，降低了并網(wǎng)難度，提高了供電可靠性。

關(guān)鍵詞：備用電源自投；小電源；并網(wǎng)

作者簡(jiǎn)介：崔紅鳳（1982-），女，黑龍江七臺(tái)河人，國(guó)網(wǎng)阜陽(yáng)供電公司電力調(diào)度控制中心主值調(diào)度員，工程師。（安徽 阜陽(yáng)

236017）

中圖分類號(hào)：TM63 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1007-0079（2013）30-0224-02

傳統(tǒng)輸電采用的是縱向輸電的模式：由發(fā)電廠經(jīng)過(guò)輸電線路遠(yuǎn)距離輸送到用戶。縱向輸電無(wú)法解決的一系列問(wèn)題有：[1]第一，環(huán)境保護(hù)的問(wèn)題，如火電廠大量排放有害氣體，形成酸雨。第二，土地資源緊缺的問(wèn)題，現(xiàn)在新建輸電走廊變得越來(lái)越困難。第三，經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展，用電負(fù)荷和輸電容量之間的矛盾越來(lái)越突出，輸電容量的增長(zhǎng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于地方經(jīng)濟(jì)的增長(zhǎng)。隨著電力技術(shù)的不斷發(fā)展、環(huán)境保護(hù)政策的督促使得采用生物能源成為未來(lái)的重要能源選擇。但是大量的分布式能源帶來(lái)社會(huì)效益的同時(shí)，也帶來(lái)了一系列的問(wèn)題。

一、小電源并網(wǎng)對(duì)電網(wǎng)的影響

小電源的接入增加了電源點(diǎn)，為電網(wǎng)提供了清潔能源，緩解了用電高峰時(shí)期主網(wǎng)的壓力，減少了無(wú)功功率的傳輸，降低了網(wǎng)損，提高了電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。但是，地區(qū)電網(wǎng)220kV、110kV骨干電網(wǎng)的持續(xù)建設(shè)，電網(wǎng)間聯(lián)系變得越來(lái)越堅(jiān)強(qiáng)。小電源的存在，使電氣設(shè)備在發(fā)生故障的情況下增加了電網(wǎng)調(diào)度的難度，反而降低了供電的可靠性。故障解決后，恢復(fù)供電時(shí)必須在小電源和主網(wǎng)解列（避免非同期合閘，造成對(duì)發(fā)電機(jī)的損害）后，才允許備用電源自投動(dòng)作。而現(xiàn)在35kV、10kV母線接線方式采用的大部分是單母分段接線，無(wú)疑增加了調(diào)度員在變電站恢復(fù)供電和電廠再次并網(wǎng)的難度。而對(duì)于無(wú)小電源的110kV變電站，在主供線路故障跳閘，即使重合不成功，也會(huì)由備用電源自投動(dòng)作，充電線路供電，無(wú)需人為操作。本文以阜陽(yáng)電網(wǎng)35kV生物發(fā)電廠丙電廠為例。

二、運(yùn)行方式分析

1.運(yùn)行方式

如圖1所示，電源1：甲東781線路供電，乙東791線路充電運(yùn)行；存在小電源的變電站，根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行方式，將其重合閘停用。電源2：丙電廠熱進(jìn)#1、#2機(jī)組通過(guò)35kV#1主變3841開(kāi)關(guān)并網(wǎng)發(fā)電。#1主變帶35kV母線及10kVI段母線負(fù)荷，#2主變帶10kVII段母線負(fù)荷；兩臺(tái)主變額定容量均為31.5MVA。主變中性點(diǎn)接地方式：#1主變接地，#2號(hào)主變不接地（并網(wǎng)主變接地，不并網(wǎng)主變不接地）。備用電源自投裝置停用。

2.保護(hù)配置和負(fù)荷情況

#1、#2主變保護(hù)型號(hào)：國(guó)電南自；差動(dòng)保護(hù)：PST-1203A；后備保護(hù)：PST-1204C；備自投型號(hào)：南瑞繼保RCS-9651C。

負(fù)荷情況：東平變最大負(fù)荷42MW，最小負(fù)荷15MW，35kV母線最大負(fù)荷8MW，10kV母線最大負(fù)荷34MW，丙電廠#1、#2機(jī)組最大發(fā)電功率24MW，最小發(fā)電功率0MW。

3.故障情況及存在問(wèn)題

故障模擬：110kV甲東781線路故障時(shí)，甲站甲東781開(kāi)關(guān)跳閘，35kV熱進(jìn)#1、#2線路通過(guò)#1主變反送電到故障點(diǎn)，#1主變110kV側(cè)復(fù)壓過(guò)流Ⅱ段動(dòng)作，跳開(kāi)701開(kāi)關(guān)、3841開(kāi)關(guān)、141開(kāi)關(guān)，10kVⅠ、Ⅱ段母線失電，丙電廠與系統(tǒng)解列，#1機(jī)組切機(jī)，#2機(jī)組帶二水廠 3848線。

恢復(fù)供電：試送甲東781線路成功，合上東平變甲東781開(kāi)關(guān)，合上10kV分段143開(kāi)關(guān)，#2主變帶10kV母線全部負(fù)荷。檢查東平變?cè)O(shè)備正常后，拉開(kāi)35kV分段3843開(kāi)關(guān)，通知丙電廠拉開(kāi)廠內(nèi)#1機(jī)組并網(wǎng)開(kāi)關(guān)。拉開(kāi)后，東平變合上#1主變701、3841開(kāi)關(guān)，通知丙電廠 #1機(jī)組并網(wǎng)發(fā)電，同期成功后合上35kV分段3843開(kāi)關(guān)、#1主變141開(kāi)關(guān)，拉開(kāi)分段143開(kāi)關(guān)。

存在問(wèn)題：第一，110kV東平變?yōu)闊o(wú)人值班變電站，需到現(xiàn)場(chǎng)初步檢查設(shè)備后，確認(rèn)故障點(diǎn)隔離后，才可以逐步恢復(fù)供電，恢復(fù)供電時(shí)間長(zhǎng)；第二，比起無(wú)小電源的變電站來(lái)說(shuō)調(diào)度操作步驟多，操作步驟復(fù)雜，若操作中出現(xiàn)失誤，將造成非同期合閘，有可能造成事故擴(kuò)大；第三，在特殊情況下，即使甲東781線路強(qiáng)送成功后，由于#1主變恢復(fù)供電時(shí)間長(zhǎng)，在高峰負(fù)荷時(shí)期將造成運(yùn)行的#2主變滿載，影響用戶供電。而隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，用戶對(duì)供電可靠性提出了更高的要求，恢復(fù)供電時(shí)間長(zhǎng)必然降低供電可靠性，將會(huì)造成惡劣的社會(huì)影響。

三、可能的運(yùn)行方式

以丙電廠兩臺(tái)機(jī)組通過(guò)#1主變并網(wǎng)為例。

1.備自投投入，故障跳701開(kāi)關(guān)

故障模擬：110kV甲東781線路故障時(shí)，甲站甲東781開(kāi)關(guān)跳閘，35kV母線通過(guò)#1主變反送電到故障點(diǎn)，復(fù)壓過(guò)流Ⅱ段啟動(dòng)，跳開(kāi)701開(kāi)關(guān)。東平變備自投動(dòng)作，跳開(kāi)781開(kāi)關(guān)，合791開(kāi)關(guān)，通過(guò)#2主變恢復(fù)10kVⅡ段母線供電；熱進(jìn)#1機(jī)組跳閘，熱進(jìn)#2機(jī)組帶二水廠 3848線路，東平變10kVⅠ段母線失電，甩負(fù)荷。

恢復(fù)供電：拉開(kāi)#1主變3841開(kāi)關(guān)，合上#1主變701開(kāi)關(guān)，#1主變及10kVⅠ段母線恢復(fù)供電。拉開(kāi)35kV分段3843開(kāi)關(guān)，通知丙電廠拉開(kāi)廠內(nèi)#1機(jī)組并網(wǎng)開(kāi)關(guān)。拉開(kāi)后，東平變合上#1主變3841開(kāi)關(guān)，通知丙電廠#1機(jī)組并網(wǎng)發(fā)電，同期成功后合上35kV分段3843開(kāi)關(guān)。優(yōu)點(diǎn)：相對(duì)備自投停用時(shí)，操作步驟少，可較快恢復(fù)10kVI段母線供電，恢復(fù)供電時(shí)間短。

缺點(diǎn)：操作步驟仍然復(fù)雜，存在不安全的風(fēng)險(xiǎn)。改變運(yùn)行方式時(shí)，壓板投跳701或702開(kāi)關(guān)。根據(jù)當(dāng)時(shí)運(yùn)行方式，壓板投退涉及調(diào)度員和甲站值班員，有可能投錯(cuò)，甲站甲東781開(kāi)關(guān)跳閘后，通過(guò)701開(kāi)關(guān)繼續(xù)反送故障電流，對(duì)設(shè)備造成損害。在操作步驟中是先拉開(kāi)3841開(kāi)關(guān)，后合上701開(kāi)關(guān)，若操作步驟反了，可能造成非同期合閘。

2.備自投投入，故障時(shí)跳開(kāi)關(guān)3841開(kāi)關(guān)

故障模擬：110kV甲東781線路故障時(shí)，甲站甲東781開(kāi)關(guān)跳閘，35kV母線通過(guò)#1主變反送電到故障點(diǎn)，復(fù)壓過(guò)流Ⅱ段啟動(dòng)，跳開(kāi)3841開(kāi)關(guān)。東平變備自投動(dòng)作，跳開(kāi)781開(kāi)關(guān)，合791開(kāi)關(guān)，#1、#2主變及10kV母線恢復(fù)供電；熱進(jìn)#1號(hào)機(jī)組跳閘，熱進(jìn)#2號(hào)機(jī)組帶二水廠 3848線路。

恢復(fù)供電：拉開(kāi)35kV分段3843開(kāi)關(guān)，通知丙電廠拉開(kāi)廠內(nèi)#1機(jī)組并網(wǎng)開(kāi)關(guān)。拉開(kāi)后，東平變合上#1主變3841開(kāi)關(guān)，通知丙電廠 #1機(jī)組并網(wǎng)發(fā)電，同期成功后合上35kV分段3843開(kāi)關(guān)。

優(yōu)點(diǎn)：操作步驟大大減少，恢復(fù)供電時(shí)間短。35kVⅡ段母線及10kVI段母線可實(shí)現(xiàn)在故障情況下不停電。操作步驟簡(jiǎn)單，有利于調(diào)度員和值班員操作。

注意事項(xiàng)：須丙電廠拉開(kāi)廠內(nèi)#1機(jī)組并網(wǎng)開(kāi)關(guān)后，才允許其#1機(jī)組并網(wǎng)。

四、方案的實(shí)施

1.#1和#2主變保護(hù)二次回路的改造

由高壓側(cè)后備保護(hù)復(fù)壓方向Ⅱ段和零序方向Ⅰ段啟動(dòng)跳開(kāi)中壓側(cè)開(kāi)關(guān)，即3841開(kāi)關(guān)/3842開(kāi)關(guān)。將主變高壓側(cè)分段跳閘接點(diǎn)308a：13/35LP：1---5D17/5D19-----接入中壓側(cè)操作箱9D3/9D11，35LP壓板改為高后備保護(hù)跳中壓側(cè)開(kāi)關(guān)（見(jiàn)圖2）。

2.備用電源自投跳閘回路

備自投無(wú)檢同期、檢無(wú)壓功能，為了防止系統(tǒng)的非同期合閘，確保熱電機(jī)組的安全，必須在丙電廠與系統(tǒng)解列后才允許備自投動(dòng)作合上另一條110kV線路。

東平變負(fù)荷在低谷時(shí)，負(fù)荷將小于20MW負(fù)荷，丙電廠所發(fā)電量足以滿足東平變自身用電需求。110 kV線路電流有可能降為0，這時(shí)若發(fā)生二次回路TV斷線，備自投已經(jīng)滿足了啟動(dòng)條件（I<20.4A，U<30V），備自投動(dòng)作跳開(kāi)781開(kāi)關(guān)，合上791開(kāi)關(guān)，將造成系統(tǒng)和熱電廠的非同期合閘。所以在對(duì)備自投的改造中，備自投動(dòng)作跳開(kāi)781開(kāi)關(guān)同時(shí)，連跳3841開(kāi)關(guān)和連跳3842開(kāi)關(guān)。

51CD30-51CD38短接和51CD32-51CD40短接：51CD30/51CD32-----9D3/9D11（#1主變中壓側(cè)操作箱）；備自投壓板：51LP16改為跳甲東781聯(lián)跳3841開(kāi)關(guān)，51LP18改為跳乙東791聯(lián)跳3841開(kāi)關(guān)。

51CD34-51CD42短接和51CD36-51CD44短接：51CD34/51CD36-----9D3/9D11（#2主變中壓側(cè)操作箱）；備自投壓板：51LP17改為跳甲東781聯(lián)跳3842開(kāi)關(guān)，51LP9改為跳乙東791聯(lián)跳3842開(kāi)關(guān)。

3.主變110kV側(cè)高后備保護(hù)定值的更改

復(fù)壓方向Ⅰ段：作為中壓側(cè)和低壓側(cè)母線的后備保護(hù)，時(shí)間定值：1時(shí)限20s、2時(shí)限1.8s、3時(shí)限1.8s，控制字：方向指向主變。

復(fù)壓方向Ⅱ段：作為110kV甲東781線路的后備保護(hù)，時(shí)間定值：1時(shí)限20s、2時(shí)限0.6s、3時(shí)限0.6s，控制字：方向指向系統(tǒng)。

復(fù)壓過(guò)流：作為主變的過(guò)負(fù)荷定值，時(shí)間定值：1時(shí)限20s、2時(shí)限1.8s、3時(shí)限1.8s，控制字：方向指向系統(tǒng)。

零序方向Ⅰ段：作為110甲東781線路的后備保護(hù)，時(shí)間定值：1時(shí)限20s、2時(shí)限0.6s、3時(shí)限0.6s，控制字：方向指向110kV母線。

跳閘矩陣：1時(shí)限跳中壓側(cè)（3841開(kāi)關(guān)/3842開(kāi)關(guān)）、2時(shí)限跳本側(cè)、3時(shí)限跳各側(cè)。

五、結(jié)語(yǔ)

隨著國(guó)家政策對(duì)分布式新能源電廠的扶持和財(cái)政補(bǔ)貼，分布式小電源成為電力系統(tǒng)的重要組成部分。如何揚(yáng)長(zhǎng)避短地解決小電源并網(wǎng)所帶來(lái)的一系列問(wèn)題，發(fā)揮分布式小電源的重要作用，成了電力系統(tǒng)技術(shù)人員必須解決的問(wèn)題。本文首次提出了一整套在變電站中、低壓側(cè)存在小電源情況下的解決方案。針對(duì)分布式小電源存在的問(wèn)題，通過(guò)運(yùn)行方式的調(diào)整、二次回路的重新設(shè)計(jì)、定值的整定提高了分布式小電源并網(wǎng)情況下供電的可靠性。整個(gè)方案的設(shè)計(jì)不需要很大的投入，為電網(wǎng)改造節(jié)約了成本，提高了經(jīng)濟(jì)效益。

參考文獻(xiàn)：

[1]韋鋼，吳偉力，胡丹云，等.分布式電源及其并網(wǎng)時(shí)對(duì)電網(wǎng)的影響[J].高電壓技術(shù)，2007，（1）.