關于東平變備用電源自投的思考

摘要：針對變電站中壓側存在小電源情況的特殊運行方式，首次提出了一整套的解決方案。通過二次方式的優化和對備用電源自投的改造，減少了故障情況下小電源并網時間和用戶停電時間，同時也減少了調度員的操作步驟，降低了并網難度，提高了供電可靠性。

關鍵詞：備用電源自投；小電源；并網

作者簡介：崔紅鳳（1982-），女，黑龍江七臺河人，國網阜陽供電公司電力調度控制中心主值調度員，工程師。（安徽 阜陽

236017）

中圖分類號：TM63 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0079（2013）30-0224-02

傳統輸電采用的是縱向輸電的模式：由發電廠經過輸電線路遠距離輸送到用戶。縱向輸電無法解決的一系列問題有：[1]第一，環境保護的問題，如火電廠大量排放有害氣體，形成酸雨。第二，土地資源緊缺的問題，現在新建輸電走廊變得越來越困難。第三，經濟高速發展，用電負荷和輸電容量之間的矛盾越來越突出，輸電容量的增長遠遠低于地方經濟的增長。隨著電力技術的不斷發展、環境保護政策的督促使得采用生物能源成為未來的重要能源選擇。但是大量的分布式能源帶來社會效益的同時，也帶來了一系列的問題。

一、小電源并網對電網的影響

小電源的接入增加了電源點，為電網提供了清潔能源，緩解了用電高峰時期主網的壓力，減少了無功功率的傳輸，降低了網損，提高了電網運行的經濟性。但是，地區電網220kV、110kV骨干電網的持續建設，電網間聯系變得越來越堅強。小電源的存在，使電氣設備在發生故障的情況下增加了電網調度的難度，反而降低了供電的可靠性。故障解決后，恢復供電時必須在小電源和主網解列（避免非同期合閘，造成對發電機的損害）后，才允許備用電源自投動作。而現在35kV、10kV母線接線方式采用的大部分是單母分段接線，無疑增加了調度員在變電站恢復供電和電廠再次并網的難度。而對于無小電源的110kV變電站，在主供線路故障跳閘，即使重合不成功，也會由備用電源自投動作，充電線路供電，無需人為操作。本文以阜陽電網35kV生物發電廠丙電廠為例。

二、運行方式分析

1.運行方式

如圖1所示，電源1：甲東781線路供電，乙東791線路充電運行；存在小電源的變電站，根據電網運行方式，將其重合閘停用。電源2：丙電廠熱進#1、#2機組通過35kV#1主變3841開關并網發電。#1主變帶35kV母線及10kVI段母線負荷，#2主變帶10kVII段母線負荷；兩臺主變額定容量均為31.5MVA。主變中性點接地方式：#1主變接地，#2號主變不接地（并網主變接地，不并網主變不接地）。備用電源自投裝置停用。

2.保護配置和負荷情況

#1、#2主變保護型號：國電南自；差動保護：PST-1203A；后備保護：PST-1204C；備自投型號：南瑞繼保RCS-9651C。

負荷情況：東平變最大負荷42MW，最小負荷15MW，35kV母線最大負荷8MW，10kV母線最大負荷34MW，丙電廠#1、#2機組最大發電功率24MW，最小發電功率0MW。

3.故障情況及存在問題

故障模擬：110kV甲東781線路故障時，甲站甲東781開關跳閘，35kV熱進#1、#2線路通過#1主變反送電到故障點，#1主變110kV側復壓過流Ⅱ段動作，跳開701開關、3841開關、141開關，10kVⅠ、Ⅱ段母線失電，丙電廠與系統解列，#1機組切機，#2機組帶二水廠 3848線。

恢復供電：試送甲東781線路成功，合上東平變甲東781開關，合上10kV分段143開關，#2主變帶10kV母線全部負荷。檢查東平變設備正常后，拉開35kV分段3843開關，通知丙電廠拉開廠內#1機組并網開關。拉開后，東平變合上#1主變701、3841開關，通知丙電廠 #1機組并網發電，同期成功后合上35kV分段3843開關、#1主變141開關，拉開分段143開關。

存在問題：第一，110kV東平變為無人值班變電站，需到現場初步檢查設備后，確認故障點隔離后，才可以逐步恢復供電，恢復供電時間長；第二，比起無小電源的變電站來說調度操作步驟多，操作步驟復雜，若操作中出現失誤，將造成非同期合閘，有可能造成事故擴大；第三，在特殊情況下，即使甲東781線路強送成功后，由于#1主變恢復供電時間長，在高峰負荷時期將造成運行的#2主變滿載，影響用戶供電。而隨著社會經濟的發展，用戶對供電可靠性提出了更高的要求，恢復供電時間長必然降低供電可靠性，將會造成惡劣的社會影響。

三、可能的運行方式

以丙電廠兩臺機組通過#1主變并網為例。

1.備自投投入，故障跳701開關

故障模擬：110kV甲東781線路故障時，甲站甲東781開關跳閘，35kV母線通過#1主變反送電到故障點，復壓過流Ⅱ段啟動，跳開701開關。東平變備自投動作，跳開781開關，合791開關，通過#2主變恢復10kVⅡ段母線供電；熱進#1機組跳閘，熱進#2機組帶二水廠 3848線路，東平變10kVⅠ段母線失電，甩負荷。

恢復供電：拉開#1主變3841開關，合上#1主變701開關，#1主變及10kVⅠ段母線恢復供電。拉開35kV分段3843開關，通知丙電廠拉開廠內#1機組并網開關。拉開后，東平變合上#1主變3841開關，通知丙電廠#1機組并網發電，同期成功后合上35kV分段3843開關。優點：相對備自投停用時，操作步驟少，可較快恢復10kVI段母線供電，恢復供電時間短。

缺點：操作步驟仍然復雜，存在不安全的風險。改變運行方式時，壓板投跳701或702開關。根據當時運行方式，壓板投退涉及調度員和甲站值班員，有可能投錯，甲站甲東781開關跳閘后，通過701開關繼續反送故障電流，對設備造成損害。在操作步驟中是先拉開3841開關，后合上701開關，若操作步驟反了，可能造成非同期合閘。

2.備自投投入，故障時跳開關3841開關

故障模擬：110kV甲東781線路故障時，甲站甲東781開關跳閘，35kV母線通過#1主變反送電到故障點，復壓過流Ⅱ段啟動，跳開3841開關。東平變備自投動作，跳開781開關，合791開關，#1、#2主變及10kV母線恢復供電；熱進#1號機組跳閘，熱進#2號機組帶二水廠 3848線路。

恢復供電：拉開35kV分段3843開關，通知丙電廠拉開廠內#1機組并網開關。拉開后，東平變合上#1主變3841開關，通知丙電廠 #1機組并網發電，同期成功后合上35kV分段3843開關。

優點：操作步驟大大減少，恢復供電時間短。35kVⅡ段母線及10kVI段母線可實現在故障情況下不停電。操作步驟簡單，有利于調度員和值班員操作。

注意事項：須丙電廠拉開廠內#1機組并網開關后，才允許其#1機組并網。

四、方案的實施

1.#1和#2主變保護二次回路的改造

由高壓側后備保護復壓方向Ⅱ段和零序方向Ⅰ段啟動跳開中壓側開關，即3841開關/3842開關。將主變高壓側分段跳閘接點308a：13/35LP：1---5D17/5D19-----接入中壓側操作箱9D3/9D11，35LP壓板改為高后備保護跳中壓側開關（見圖2）。

2.備用電源自投跳閘回路

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

東平變負荷在低谷時，負荷將小于20MW負荷，丙電廠所發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，這時若發生二次回路TV斷線，備自投已經滿足了啟動條件（I<20.4A，U<30V），備自投動作跳開781開關，合上791開關，將造成系統和熱電廠的非同期合閘。所以在對備自投的改造中，備自投動作跳開781開關同時，連跳3841開關和連跳3842開關。

51CD30-51CD38短接和51CD32-51CD40短接：51CD30/51CD32-----9D3/9D11（#1主變中壓側操作箱）；備自投壓板：51LP16改為跳甲東781聯跳3841開關，51LP18改為跳乙東791聯跳3841開關。

51CD34-51CD42短接和51CD36-51CD44短接：51CD34/51CD36-----9D3/9D11（#2主變中壓側操作箱）；備自投壓板：51LP17改為跳甲東781聯跳3842開關，51LP9改為跳乙東791聯跳3842開關。

3.主變110kV側高后備保護定值的更改

復壓方向Ⅰ段：作為中壓側和低壓側母線的后備保護，時間定值：1時限20s、2時限1.8s、3時限1.8s，控制字：方向指向主變。

復壓方向Ⅱ段：作為110kV甲東781線路的后備保護，時間定值：1時限20s、2時限0.6s、3時限0.6s，控制字：方向指向系統。

復壓過流：作為主變的過負荷定值，時間定值：1時限20s、2時限1.8s、3時限1.8s，控制字：方向指向系統。

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

跳閘矩陣：1時限跳中壓側（3841開關/3842開關）、2時限跳本側、3時限跳各側。

五、結語

隨著國家政策對分布式新能源電廠的扶持和財政補貼，分布式小電源成為電力系統的重要組成部分。如何揚長避短地解決小電源并網所帶來的一系列問題，發揮分布式小電源的重要作用，成了電力系統技術人員必須解決的問題。本文首次提出了一整套在變電站中、低壓側存在小電源情況下的解決方案。針對分布式小電源存在的問題，通過運行方式的調整、二次回路的重新設計、定值的整定提高了分布式小電源并網情況下供電的可靠性。整個方案的設計不需要很大的投入，為電網改造節約了成本，提高了經濟效益。

參考文獻：

[1]韋鋼，吳偉力，胡丹云，等.分布式電源及其并網時對電網的影響[J].高電壓技術，2007，（1）.