小电源网络自动装置配置及整定探析

　　
　　摘要：小电源网络结构复杂，重要敏感用户较多，为了有效避免小机组与系统发生非同期并列，造成设备损坏，同时减少并网联络线故障对重要敏感用户的影响，提高供电可靠性，必须合理配置自动装置，优化整定方案。本文以江苏省吴江市盛泽地区小电源电网的特点为例，针对小电源网络自动装置配置及整定作一定的探析。
　　关键词：重合闸；低周低压解列；低频低压减负荷
　　一、引言
　　在电厂与系统的并网联络线上，为避免因非同期并列造成发电机组等设备损坏事故的发生，并网联络线自动重合闸在系统侧一般采用检线路无压方式，在电厂侧一般采用检同期方式或者停用。一旦线路发生瞬时性故障，线路保护动作，跳开两侧开关，系统侧采用检线路无压方式重合闸首先重合动作，合上本侧开关，若小电厂与系统仍未失去同步，能够满足同期并列的条件，则电厂侧检同期方式重合闸满足条件动作，合上本侧开关，线路恢复供电。显然，线路重合成功的必要条件是：并网联络线故障跳开后，小电厂仍能够和系统保持同步运行。然而，根据运行经验，就吴江盛泽地区的小电厂而言，当联络线跳闸后，孤立运行的小电厂与系统继续保持同步的可能性微乎其微，因此，线路故障后，重合闸成功率接近于零。此时，重合闸形同虚设。如果在线路发生故障前，联络线有较大的交换功率，那么，联络线故障跳开、系统解列后，该小电厂所在的孤立系统将会出现较大的功率过剩或缺额，引起该孤立系统电网频率过高或过低，导致小电厂的低周低压解列或者高周切机动作，将发电机解列，因此该孤立系统的部分重要敏感用户就会停电。此时传统重合闸配置方式就有一定的局限性，我们针对吴江盛泽地区小电源电网的特点，合理配置并网联络线的自动重合闸方式和低频低压减负荷方式，有效地提高供电可靠性，保证了重要用户的供电。
　　二、吴江盛泽地区小电源网络介绍
　　如下图所示，苏盛电厂#1机组为25MW，#3机组为50MW，通过110kV线路1956苏盛线经青溪变110kV副母及1958青溪线与系统并列，同时110kV青溪变副母供负荷1（100MW），1958青溪线供恒力变（40MW）；苏盛电厂#2机组为25MW，#4机组为50MW，通过110kV线路1957青热线经青溪变110kV正母及1959青二线与系统并列，同时110kV青溪变正母供负荷2（110MW）。所有1100母联开关均打开。
　　苏盛电厂Ⅰ、Ⅱ段母线配置低周低压解列保护，低周整定为47.5Hz/0.5S，低压整定为70Un％/0.5S，1956开关、1957开关及1100母联开关均配置检同期装置。1956苏盛线、1957青热线配置光纤差动保护PSL-621D，1958青溪线、1959青二线配置光纤差动保护RCS-943A，由于1958青溪线T接恒力变负荷，故其差动保护停用。

吴江盛泽地区小电厂并网接线图
　　三、吴江盛泽地区小电源网络自动重合闸的配置
　　对于1956苏盛线发生故障跳开后，并不影响系统对负荷1的供电，故而1956苏盛线两侧按照一般配置，青溪变侧重合闸采用检线路无压方式，苏盛电厂侧重合闸停用。1957青热线重合闸配置方式同1956苏盛线。
　　首先讨论1958青溪线重合闸配置方式。1958青溪线在为苏盛电厂#1、#3机组提供并网通道的同时，还和电厂一起向负荷1及恒力变供电。当1958青溪线故障跳开后，#1、#3机组与负荷1形成孤立系统，根据实际运行经验，我们发现#1、#3机组的出力与负荷1存在较大功率缺额，引起#1、#3机组低周低压动作，跳开并网开关，此时负荷1将全部失去供电，对负荷1的重要敏感用户造成极大影响。为此，1958青溪线自动重合闸配置方式可以考虑以下两种方案：
　　第一种方案。1958青溪线在青溪变侧自动重合闸采用不检方式，整定时限为1.7S；在盛泽变侧采用检线路无压方式，整定时限2S。1958青溪线线路故障跳开后，有两种情况，如果苏盛电厂#1、#3机组低周低压动作，跳开并网开关，则青溪变侧首先重合成功，然后盛泽变侧检线路无压重合闸满足条件，重合成功，负荷1及恒力变均恢复供电；如果#1、#3机组和负荷1形成孤立系统，同样1958青溪线青溪变侧首先重合成功，这样恒力变负荷必然会对小系统形成冲击，造成孤立系统功率缺额，引起该孤立系统的电压质量下降，将会极大影响恒力化纤这样对电压要求极高的生产企业。由此可见，这种重合闸配置方式有欠妥当。
　　第二种方案。1958青溪线在青溪变侧自动重合闸采用检母线无压方式，整定时限为2.0S；在盛泽变侧采用检线路无压方式，整定时限1.7S。1958青溪线线路故障跳开后，有两种情况，如果苏盛电厂#1、#3机组低周低压动作，跳开并网开关，则盛泽变侧检线路无压重合闸首先重合成功，恒力变恢复供电，然后青溪变侧检母线无压重合闸满足条件，重合成功，负荷1恢复供电；如果#1、#3机组和负荷1形成孤立系统，同样盛泽变侧检线路无压重合闸首先重合成功，恒力变恢复供电，然后青溪变侧检母线无压重合闸检测到母线电压，不重合，这样#1、#3机组和负荷1形成孤立系统，苏盛电厂1100母联开关装设有检同期装置，可以通过1100母联开关将孤立系统与大系统并网。
　　综合以上分析，1958青溪线采用第二种方案比较合理。
　　下面讨论1959青二线重合闸配置方式。同样有两种方案：第一种方案：1959青二线在青溪变侧自动重合闸采用不检方式，整定时限为1.7S；在盛泽变侧采用检线路无压方式，整定时限2S。第二种方案：1959青二线在青溪变侧自动重合闸采用检母线无压方式，整定时限为2.0S；在盛泽变侧采用检线路无压方式，整定时限1.7S。分析方法同1958青溪线。由于1959青二线没有T接负荷，我们发现两种方案对供电可靠性都没有太大影响，考虑到电网运行管理的方便性，1959青二线与1958青溪线一样采用第二种方案。
　　四、吴江盛泽地区小电源网络低频低压减负荷的配置
　　在以上自动重合闸配置的基础上，为了尽量提高孤立系统的稳定性，不让苏盛电厂机组解网，保住负荷1、负荷2的重要用户供电，我们在负荷1及负荷2配置了部分低频低压减负荷容量。
　　苏盛电厂Ⅰ、Ⅱ段母线的低周低压解列定值通过稳定计算，低周整定为47.5Hz/0.5S，低压整定为70Un％/0.5S。#1、#3机组总共出力为75MW，负荷1总共为100MW，因此负荷1安排了23MW的低频低压减负荷容量，按照负荷的重要程度，具体轮级整定如下：