提高丽江电网联络线重合闸成功率的措施

袁普中 李泽琴

（丽江供电局，云南 丽江 674100）

电力是关系着国计民生的基础行业，如何提高供电可靠性，保障生产生活用电是电网调度机构的首要任务。针对丽江地区电网来说，一是小水电受季节影响较大，二是电网结构仍然薄弱，按常规重合闸配置模式，重合闸基本不成功，因此110kV及以下联络线重合闸功能长期停用，地区电网供电可靠性低。尤其是国务院599号令对电网事故分级和处理的规定，对电网供电可靠性提出了更高的要求。因此研究优化线路重合闸功能，提高分布式电源系统线路重合成功率，提高供电可靠性就更加紧迫了。

1 丽江电网现状及存在问题

丽江地处滇西北，连大理州，东部与四川攀枝花市接壤，全市一区四县，总面积约为2.06万km2，境内大小河流 91条，其中金沙江横贯全市一区四县，流程651km，落差达3790m，水力资源丰富。目前除正在建设的金沙江中游一库八级大型水电站外，有小水电87座，总装机容量约310MW，最大单机容量8MW。

丽江是一座旅游城市，属于工业欠发达地区，负荷较小，全市最大供电负荷约为280MW，最小负荷约为150MW，地方电力企业长期以来投资不足。直到2006年，云南电网进入，中央投资城、农网建设资金不断增加，电网得到了较大的改善，但仍然未从根本上解决电网薄弱问题。目前丽江电网结构主要有以下特点：①220kV单通道与主网相连；②220kV、110kV单线单变链式结构；③小水电站多，而分布广。

根据运行经验及电网实际，目前丽江电网220kV线路投单重方式运行，110kV联络线重合闸功能都大多数退出运行，仅双回线并联运行线路重合闸投入运行。

目前电网主要存在以下问题：

1）与主网连接薄弱，且处于云南电网边沿，受雷雨、大风、泥石流以及山火等自然灾害威胁严重。

2）地区电网内部 110kV网架结构薄弱，正常运行方式下，单线最长串联8个110kV变电站，涉及两个县及古城区部分电网，特殊运行方式下，整个丽江电网仅通过一回 110kV线路与主网并网运行，一旦发生事故跳闸，解列电网瓦解的风险很高。

3）丽江电网小水电均为径流式小水电，没有调节能力，且分布不均匀，汛期低谷时段大量富裕小水电上网，枯期发电出力不足80MW，电力电量缺额严重，部分区县最大负荷缺额超过80%，紧紧依靠低频低压减负荷或高频切机等措施无法满足电网可靠运行的要求，如图1所示。

图1 线路故障跳闸片区电网低频低压减载动作110kV母线频率偏差图

4）根据国务院599号令的相关条款，丽江属于设区的市，一旦主要线路事故跳闸，导致一般及以上电网事故的风险很大。

2 优化线路重合闸功能的措施

目前丽江电网220kV部分电网，均采用单相重合闸方式，单相跳闸均可以重合成功。110kV联络线均按常规配置采用大电源侧投检母线有压、线路无压重合闸方式，小电源侧投检同期重合闸方式，历史经验是几乎没有重合成功的情况，因此长期退出运行。经过我们认真分析，并查阅大量的资料发现，一是丽江电网自2006年以来，110kV线路跳闸18次，仅有1次试送不成功（且故障在对侧变电站TV处，并非线路故障），绝大多数为瞬时性故障；二是丽江电网汛、枯期电网负荷特性鲜明，汛期呈现电源特性，部分线路跳闸导致解列电网仍可能独立运行；而枯期明显呈现负荷特性，一旦线路跳闸不重合将可能导致整个县、甚至多个县电网全停。损失负荷以及停电用户数均可能达到一般及以上电网事故等级。因此我们分片、分区认真仿真计算，结合电网实际重点开展110kV联络线重合闸研究，认为通过优化重合闸的方式和整定时间，做好与小电机组的配合，可以提高重合闸的成功率，从而提高供电可靠性。因此提出以下几点改进意见：

1）对于末端变电站（图2），L1线系统（大电源S）侧DL1断路器仍然投入检母线有压、线路无压和检同期重合闸方式，A变电站（小电源）侧一方面采用DL2断路器保护连跳A变电站DL3断路器，同时L1线A变电测DL2断路器投入检线路有压、母线无压重合闸方式。此方案便于实施，关键只需要将DL2断路器跳闸回路出口同时连接到小电并网断路器DL3跳闸出口回路即可，重合闸既风险小，又可以保证重合成功率。

图2

2）对于中间变电站，不仅本站有小电源，同时下级变电站也有小电源接入（图3），L1线系统（大电源 S）侧 DL1断路器仍然投入检母线有压、线路无压和检同期重合闸方式，A变电站（小电源）侧DL2断路器则投入检线路有压、母线无压和检同期重合闸方式。此方案适用于中间变电站联络线，且片区电网解列后可能独立运行，也可能瓦解情况。首先当片区电网瓦解，此时从系统（大电源 S）侧 DL1断路器到A变电站DL2断路器按照设置好的检无压方式重合，快速恢复电网供电，当片区电网独立运行时，L1线系统（大电源S）侧DL1断路器检线路无压重合，A变电站DL2断路器检同期合闸，迅速恢复并网。

图3

3）合理整定重合闸时间，可以有效提高重合闸成功率。

对于系统S侧而言，时间影响不大，按照正常设置：整定时间大于tzdmin。

tzdmin等于线路对侧断路器保护Ⅱ段延时tⅡ，加断路器本身灭弧时间 tm，再加上时间裕度Δt，减去本断路器固有合闸时间 tk，即：tzdmin=tⅡ+tm＋Δt-tk；建议取值1～1.5s。

对于小电源侧，重合闸情况较为复杂，最佳时间整定难度较大。在此我们认为必须要考虑以下几个方面：一是对于可能独立运行的电网，但是由于小电源侧电网较为薄弱，小机组的调节能力和调节性能较差，响应速度较慢；二是对于不能独立运行的电网，尤其针对小电源分布式系统，不同情况下电网运行工况变化各不相同，从丽江电网多次事故分析中，可以看到从电网解列到瓦解，时间从几毫秒，到几秒，几十秒甚至更长，因此建议小电源侧同期或者检线路有压、母线无压的重合闸方式采用慢速重合闸。

4）除了以上三个方面的优化外，通过管理，加强小电源侧机组保护管理，也是提高重合闸成功率必须且有效的手段。首先根据电力系统稳定导则，暂态和动态动过程中系统电压中枢点母线电压下降持续低于限定值（一般为 0.75 p.u.，以平均额定电压为基准）并时间超过规定（一般为1s），或任何时刻频率高于51.5Hz、低于47.5Hz，且事故后系统频率不能迅速恢复到49.2～50.5Hz之间，则电网失去稳定，而云南电低频低压减负荷方案中第七轮（最后轮）低频低压定值为：低频定值取47.8Hz，低压定值取0.8Un，时限定值均为0.2s；低频特二轮频低频定值为49.0Hz时限定值为20s。因此建议发电机组保护在电压低于 0.8Un，或频率低于 47.8Hz，延时 25s解列机组，加快解列电网崩溃速度，为重合闸作准备，从而可以有效提高重合闸成功率。

3 结论

对于丽江电网，通过优化重合闸方式和重合闸整定时间，规范发电机低压低频定值，可以有效提高110kV联络线重合闸成功率，从而提高地区电网供电可靠率；对于小水电分布式电源系统，以上结论仍然适用。