带地方小水电的局部电网故障分析与仿真研究

李 波 莫杰锋 伍红文 莫 峻

（1. 广西电网有限责任公司梧州供电局，广西 梧州 543002 2. 广西大学电气工程学院，南宁 530004）

广西电网含有不少接有地方小水电的110kV终端变电站，当110kV联络线路发生瞬时故障时，由线路两侧保护动作跳开断路器后，小水电孤网运行，使供电质量无法保证，需要先解列本站小水电，然后以检母线无压方式重合[1-8]，若重合闸失败，则将有可能导致变电站全站失压。近年，梧州网区110kV太平变电站就出现过一起因故障解列装置动作延迟而造成110kV联络线路断路器无法重合的情况。本文根据故障录波数据分析了太平变电站故障解列装置动作行为及联络线路断路器重合闸失败原因，针对频率异常闭锁问题，给出了装置逻辑和整定方面的解决方案。通过对带小电源的局部电网故障仿真测试，验证了所提方案可行性。

1 系统结构

如图1所示，属于梧州网区的110kV太平变电站与贺州网区的110kV金牛变电站通过110kV金太线连接，太平站 35kV侧接有小水电（由百、千瓦的小电源组成，总容量不超过1MW），金牛站35kV侧通过35kV金百线接入百花滩电站（3×1.6MW），10kV侧接入金牛坪电站（3×20MW）[9]。

自2009年，金牛站已经发生多次故障解列装置不能及时解列上网小水电事故[10]。太平站与金牛站互联，当金牛站小电源先于太平站解列时，太平站小电源容量较小，通常会出现功率缺额情况，需要低频、低压解列能够及时动作。

图1 110kV地方电网局部结构

2 事件概况分析

2.1 事件概况

近年110kV太平变电站藤太线发生过一次单相接地瞬时故障，在切除故障并解列小电源后，藤太线103断路器一直未重合。故障前变电站运行情况如图1所示，故障后保护装置、解列装置、重合闸装置及备自投装置动作时序如图2所示。可以看到，金牛站小电源在藤太线103断路器跳闸后，不到0.6s就解列了，而太平变电站小电源要到 13.488s才解列。太平站故障解列装置的低压起动和1轮动作定值分别为75%Un和0.2s、70%Un和1.5s，低频解列起动定值和1轮动作定值分别为49Hz和0.2s、48Hz和 1.5s。根据太平变电站记录报告，只有低压解列1轮动作，在13.488ms动作跳开303、305断路器。由于103断路器重合闸检母线无压定值为30%Un，重合闸整定时间为 6s。而从图 2可以看到，110kV母线电压经过11.988s才降至70%Un，103断路器在6s时间内不满足重合条件，因此重合闸不动作。

图2 自动装置动作时序

从金牛站110kV Ⅱ母线的故障录波（如图3所示）可以看到，小电源孤网运行特性为功率缺额时运行特性。母线电压下降比较缓慢，在 10s后电压才降至70%Un。频率在故障切除后，短时间内升高（至52Hz）并发生小幅剧烈波动，随后逐渐减小，在经过3.6s后，小于45Hz。由于高频解列需要一定起动时间和动作延时，因此短时波动不会引起高频解列动作。但根据低频解列定值，低频解列应该起动，并且在6s前就可以完成1轮动作。根据装置报告记录，太平站低频解列没有出口动作，因此，太平站103断路器重合闸失败实际上是由低频解列未动作造成的。

图3 金牛站110kV母线Ⅱ录波数据

2.2 解列装置低频动作逻辑分析

太平变电站采用滁州正华电力UFV-202型小电源解列装置，其低频解列动作逻辑如图4所示。其中 K2Un为低压闭锁门槛，DfL为滑差闭锁门槛。实际运行时，K2取15%，滑差闭锁退出。也就是说，导致低频解列闭锁只有两个因素，一个是频率差过大，另一个是频率异常超范围（即小于 45Hz或大于55Hz）。根据故障录波数据，3相频率基本一致，排除了频率差闭锁，可确定低频解列未动作就是由频率超范围（异常）闭锁造成的。

图4 低频动作逻辑

由低频解列定值（起动值为49Hz和0.2s，1轮动作值为48Hz和1.5s，2轮和3轮退出）可知，低频解列逻辑出口必要条件是低于48Hz且维持1.5s。从图3（b）频率曲线可以看到，频率降到48Hz时间大约为2.1s，已经满足起动条件，只要再经过1.5s，低频解列1轮就可以出口，然而在3.6s时刻，频率已经低于 45Hz，由于频率异常闭锁定值为 Fk≥55Hz，Fk≤45Hz，故低频1轮无法出口。

3 解决方案

根据上文分析，太平变电站故障解列装置低频功能逻辑因频率异常闭锁而无法出口，这是造成联络线路断路器重合闸失败主要原因。对于频率异常闭锁，可采用如下解决方法：

1）减小频率异常范围。即减小频率异常上限，增大频率异常下限。

2）改变动作定值。如提高低频解列逻辑1轮出口定值，减小动作延时。

3）增加频率异常闭锁延时。对图4频率异常闭锁逻辑增加一个闭锁延时，即在满足频率异常条件下达到动作时限才闭锁，这样既可以为低频（高频）解列动作争取时间，又可以提高频率异常判据可靠性。表1给出了频率异常闭锁定值范围建议。

表1 频率异常闭锁定值设置范围

4 仿真测试

4.1 仿真模型及配置参数

为了验证所提方案可行性，采用 PSCAD/EMTDC软件对太平站35kV侧小水电进行孤网运行仿真。为了简化研究，采用1台1MW的水轮机模拟太平站小水电。水轮机模型参数设置见表2。

表2 水轮机主要参数定义

仿真实验设定在0.2s时刻，藤太线50%处发生单相接地故障，103断路器在故障发生后0.06s跳闸，在故障前水轮机按额定功率输出。考察在功率缺额情况下，低频、低压解列方案动作情况。低压解列采用太平站原始定值，低频解列考察如下4种定值方案。

方案1：采用太平站原始定值。即起动值49Hz，0.2s，1 轮动作值 48Hz，1.5s，频率异常判据 Fk≥55Hz，Fk≤45Hz。

方案2：起动值49Hz，0.2s，1轮动作值48Hz，1.5s，频率异常判据 Fk≥60Hz，Fk≤40Hz。

方案3：起动值 49Hz，0.2s，1轮动作值 48.5Hz，1s，频率异常判据 Fk≥60Hz，Fk≤40Hz。

方案4：起动值 49Hz，0.2s，1轮动作值 48.5Hz，1s，频率异常判据Fk≥55Hz，Fk≤45Hz，超上限、下限闭锁延时均为0.8s。

4.2 测试结果与分析

图5给出了在功率缺额（power shortage, PS）时的太平站小电源孤网运行仿真曲线。表3给出了对应于4种功率缺额情况下小电源故障解列出口时间（“×”表示未检测到出口信号）。可以看到，当功率缺额10%时，低压解列出口时间大于6s（无法满足藤太线103断路器重合闸时限要求），采用原始定值的低频解列逻辑（方案 1）因频率异常闭锁出口失败，其余3种低频解列逻辑（方案）均能出口动作。当功率缺额20%时，低压解列出口时间仍大于6s，低频解列逻辑方案1和方案2因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额30%时，低压解列出口时间小于6s，低频解列方案1、2、3因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额40%时，低压解列和低频解列方案 1、2、3均出口失败，只有低频解列方案 4可正确动作。

图5 小电源孤网运行仿真曲线

表3 小电源故障解列逻辑出口时间

通过以上仿真可以看出，原有定值方案1存在较大局限性，在改进定值方案后，可适应功率缺额范围增大。尤其是方案4增加了频率异常闭锁延时，其效果要比改变频率异常范围好。

5 结论

梧州电网110kV太平变电站带有地方小水电，上网小水电容量较小，孤网运行时易出现功率缺额较大的情况。而功率缺额越大，低频解列逻辑越容易发生频率异常闭锁。针对低频解列频率异常闭锁问题，本文提出了一些解决方案，通过仿真测试发现太平站原有定值方案存在较大局限，改进定值方案后（见4.1节方案2、3、4），可适应功率缺额范围增大。实际工程中，建议采用定值方案 4，但如果现成装置不支持闭锁逻辑改动，则可以考虑采用定值方案3。

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