基于小水電并網的配網自愈研究

劉英杰

（廣東電網有限責任公司梅州供電局）

0 引言

梅州市地處粵東北山區，水利資源相當豐富，當有大量小水電在梅州配網上網時，配網的拓撲結構、潮流等均會改變，不利于梅州配網的安全穩定運行，而梅州配網的大部分小水電用戶接入投資分界點無安裝自動化分界開關，也并未配備自動解列裝置，用戶設備故障時無法快速查找及隔離故障點，對供電可靠性影響較大，同時也深刻影響著配電網故障自愈功能的實現。因此，對有大量小水電在配網系統上網的配電線路進行自愈的研究，具有重要意義。

1 配網自愈現狀

配網自愈是指通過配網自動化終端及時檢測出配網線路跳閘，自動判別出故障段，并通過設定的時間配合自動隔離故障段，再經過設定的時限自動恢復對非故障區域的供電。自愈主要分為就地型自愈、主站集中型自愈、主站就地協同型自愈。

就地型自愈是指通過就地型配網自動化終端的定值配合進行故障點定位、故障隔離故障段以及恢復非故障段供電。

主站集中型自愈是指通過配電主站自愈功能配合進行故障點定位、故障隔離故障段以及恢復非故障段供電。

主站就地協同型自愈是指通過配網主站系統采集配網自動化終端設備上送的信息，及時檢測出配網故障、對配網不安全狀態進行預警，并通過對配網自動化終端進行遠程的操作，對故障段進行隔離、非故障段進行轉供，使其不影響用戶的正常供電或將其影響降至最小。

2 提升小水電并網自愈線路故障定位及隔離準確率的研究

2.1 小水電在配網上網所帶來的影響

梅州地區有大量小水電在配網上網，通過梅州局配網線路并網的小水電多達一千多個，由于小水電用戶接入投資分界點無安裝自動化分界開關或配備自動解列裝置，不符合《梅州供電局配電網規劃建設技術細則》（2019年版）的相關要求，影響了自動化開關的失壓分閘判據，造成故障定位、隔離不準確。并且小水電在一定程度上抬升了配網線路電壓，容易造成精密元件長期過電壓過熱甚至于燒壞，破壞自動化設備的正常運行。

下面結合實例說明：35kV某變電站10kV甲線保護動作，重合成功，站外自動化開關＃19桿19T1開關（邏輯）、＃40桿40T1開關（邏輯）隔離故障，經查主干線＃40桿至＃41桿的電纜故障，故障定位、隔離不準確，10kV甲線＃19桿19T1開關、＃40桿40T1開關因受＃19桿至＃40桿線路之間小水電站影響，導致19T1開關負荷側殘壓閉鎖動作，40T1開關電源側殘壓閉鎖動作，造成故障定位、隔離不準確，如圖1所示。

圖1 10kV甲線單線圖

2.2 針對小水電并網帶來影響的改進方案

在配網線路跳閘時，要有效消除小水電帶來的影響，其根本在于快速分隔開小水電，故障消除后再進行并網，依據《梅州供電局配電網規劃建設技術細則》（2019年版） “9.1.7.2小水電、光伏等分布式電源接入中壓線路較多的地區，應優先考慮將小水電線路集中一條分支或線路上網，實行發供分離。確定無法有效進行網架優化時，方可考慮在合適位置安裝具備過電壓、高頻解列、檢無壓閉鎖合閘、檢同期重合等保護功能的斷路器裝置，同時配置雙側PT，確保線路跳閘時系統可靠隔離小水電。”，主要的手段有安裝自動解列裝置以及加裝小水電支線自動化開關。

2.2.1 方案一安裝自動解列裝置

通過設置自動解列，并設定定值使自動解列裝置動作先于重合閘動作，使小水電在發生故障時迅速與配電網解列，然后再進行變電站站內開關重合，達到站內開關重合前隔離小水電的目的。

2.2.2 方案二安裝小水電支線自動化開關

方法一：在小水電所在支線上安裝自動化開關（失壓分閘），當線路上發生跳閘時，小水電出力不足而引起水輪機全部機組停機，此時小水電支線上的自動化開關滿足失電延時分閘條件后，經過一定延時后分閘，由此隔離小水電。

方法二：在小水電支線安裝自動化開關，遠動裝置投入二遙功能（遙信、遙控），當值調度員在配網主站遙控斷開支線自動化開關，達到隔離小水電的目的。

2.2.3 最終方案

方案一的好處在于工程項目較小，建設工期較短，但工程需由各小水電用戶投入相當大的資金，協調起來會比較困難。這種方法對比實施有很大的困難，雖然短期內無法實現，但可以作為補充方法在各小水電站逐步推行。方案二中方法一的優點是小水電用戶投入較少的資金就可以達到很好的效果，而且改造工期較短，易于實現發生故障時隔離小水電的目的；而方法二雖然能達到發生故障時隔離小水電的目的，但受自動化開關信號穩定等因素影響遙控成功率、遙控斷開支線自動化開關要在重合閘定值時間內完成，較方法一不穩定，可作為方法一的補充措施。綜上所述，選擇方案二的方法一作為最終方案，在小水電支線安裝投入失壓延時分閘功能的自動化開關。

2.3 應用效果分析

投入電壓－時間型主站就地協同模式自愈的配網線路，其永久故障的過程如圖2所示。

圖2 自愈線路永久性故障示意圖

701開關、702開關為變電站10kV出線開關，投入帶時限的過流保護以及重合閘功能；5T1開關～4T1開關是自動化分段開關，投入邏輯功能（電壓時間型），7T1開關是小水電分支自動化開關，只投入失電延時分閘功能；8T1開關 為10kV甲線與10kV乙線的聯絡開關。

10kV甲線9T1開關至15T1開關段線路故障，10kV甲線701開關保護動作跳閘，經3.5s后10kV甲線5T1開關、9T1開關、15T1開關失壓分閘，小水電分支開關7T1開關失壓分閘；經5s重合閘動作合上10kV甲線701開關，經42s后10kV甲線5T1開關得電合閘，經7s后10kV甲線9T1開關得電合閘，此時10kV甲線9T1開關合閘于故障；10kV甲線701開關再次跳閘，經3.5s后5T1開關、9T1開關再次失壓分閘，此時10kV甲線9T1開關、15T1開關殘壓閉鎖；經5s重合閘動作再次合上10kV甲線701開關，經42s后10kV甲線5T1開關得電合閘，恢復10kV甲線9T1開關前段線路供電；配網主站系統收到10kV甲線9T1開關、15T1開關的閉鎖信號，生成“定位－隔離－恢復”方案；配網主站系統確認10kV甲線9T1開關、15T1開關在分閘位置，若為半自動模式，則由當值調度員遙控合上聯絡開關10kV乙線8T1開關，非故障區域恢復供電；若為全自動模式，則經過設定的延時，配網主站系統自動合上聯絡開關10kV乙線8T1開關，非故障區域（10kV甲線15T1開關至10kV乙線8T1開關段線路）恢復供電。

通過在小水電支線安裝投失壓分閘的自動化開關，在遇到故障時能很好地避免主線投邏輯的自動化開關因小水電的影響而殘壓閉鎖，提高故障定位、故障隔離準確性，提高自愈成功率，發生永久性故障時自愈全過程時間如圖3所示。

圖3 自愈全過程時間圖

3 結束語

在有大量小水電在梅州配網上網的背景下，本文研究了梅州局配網自愈線路發生故障后故障定位、故障隔離不準確的主要因素，進一步分析了小水電在配網上網對自愈線路的影響，為有效消除小水電帶來的影響，探究了兩個針對性的改進方案，最終選擇在小水電所在支線上安裝投入失壓延時分閘功能的自動化開關作為最終方案，經過應用效果分析，這種方案在遇到故障時能很好地避免主線投邏輯的自動化開關因小水電的影響而殘壓閉鎖，提高故障定位、故障隔離準確性，提高自愈成功率。