分布式小水电对配电网自动控制装置的影响研究

邹浩斌

（广东省清远地区供电局，广东 清远 511515）

清远地区的水电多达1500多座，分布在大小河流沿线，这些水电站就近接入地区的10kV及以上电网。由于清远大小河流众多，分布广泛，因此清远小水电具备分布式小水电的特点。分布式小水电接入配电系统之后，会改变配电网络的拓扑结构和潮流方向[1]，对配电网的安全、稳定运行带来较大的影响，不仅关系到中压电网的电能质量，也会对系统的稳定运行产生不利的影响。因此，有必要分析配电网中接入分布式小水电后，电网受影响的程度，尤其是研究分布式小水电对自动重合闸装置、备自投装置的影响，并提出提高可靠性和安全性的技术措施。

1 分布式小水电接入方式的等效结构

分布式小水电的特点是小容量、较分散。清远电网小水电众多，小水电地理位置分布不同，其接入方式也呈现出多元化和复杂化。以清远市连南县为例，多个变电站均有小水电接入，且接入方式各异，有些直接将小水电接到供电线路，通过10kV线路上网，造成用电和输电共线的情况。为了方便建模计算分析，首先对复杂的小水电接入方式进行归纳总结和简化。

目前清远电网中的各种小水电接入方式可归纳为3种典型的接入等效结构：一种是串接型供电结构，在线路中直接串接小水电，这种方式可以允许在一条线路中串接上一定数量的小水电；第二种是并接型供电结构，即小水电直接接入到10kV母线端；第三种接法较为复杂，是串接型的延伸，称为树型结构。在等效结构的基础上，提出集中型和分散型的标准研究模型，集中型和分散型的区分主要是以水电的分布为基准。

2 分布式小水电对自动重合闸的影响

2.1 定性分析

2.1.1 分布式小水电所在馈线的线路故障

如图1所示，两条馈线都采用前加速自动重合闸，分别装设在保护装置3和保护装置4上。首先分析配电网无分布式小水电接入的情况，当K1发生瞬时性故障时，保护装置3的自动重合闸立刻跳开使故障点熄弧，待故障切除后重合闸自动重合。当分布式小水电连接在母线B上且K1发生瞬时性故障时，保护装置3的自动重合闸跳开后虽然切断了系统侧的电流，但分布式小水电会继续向故障点提供电流，电弧不能立即熄灭，重合闸不能自动重合，导致延续停电。同样当分布式小水电接入点下游的K2发生瞬时性故障时，前加速重合闸立即跳开，但由于分布式小水电给故障点提供故障电流，从而重合闸也不能自动重合。

当分布式小水电所在馈线发生瞬时性故障时，由于分布式小水电在前加速重合闸跳开后依然供出故障电流，导致重合闸重合失败，从而变为永久性故障[2]。为了避免前加速重合闸重合失败，有两种解决方法：

1）当瞬时性故障发生时，分布式小水电立刻切除，退出电网，这样可以保证系统侧重合闸的重合成功。但缺点是如果故障为永久性故障，分布式小水电对下游的负荷供电将会中断。

2）在线路AB靠近母线B的两侧装设保护装置，当K1发生故障时，线路AB两侧的保护装置均动作，这样能够可靠切除故障，同时分布式小水电侧会与下游负荷形成孤岛。这种方法可以实现下游负荷的持续供电，但孤岛运行的问题随之而来，需要通过调整电压、频率等来保证电能质量，并要防止故障切除后与系统并列时的非同期问题。因此，需要馈线保护及自动装置的配合调整和分布式小水电自身的控制来综合实现。

2.1.2 相邻馈线的线路故障

如图2所示，若K1处发生瞬时性故障，保护装置4将瞬时动作切除故障且重合闸自动重合。但当分布式小水电向K1供出的故障电流过大时，可能会引起馈线上游保护装置3自动重合闸的误动作。若K1处发生永久性故障，保护装置4的自动重合闸会重合失败，这时馈线的保护装置依次按整定的时限进行动作，当故障点K1在保护装置4的电流速断保护范围外时，需要经延时由限时电流速断保护来切除故障，但由于分布式小水电在延时期间仍会向故障点提供故障电流，有可能会引起保护3的误动作。因此，需要小水电上游各保护装置加设方向元件来判断分布式小水电的反供电流。

由上述两种情况的分析可知，分布式小水电所在馈线发生瞬时性故障时，分布式小水电的存在会导致前加速重合闸重合失败，形成永久性故障，扩大停电范围。而当相邻馈线发生故障时有可能会引起分布式小水电所在馈线上游保护装置和重合闸的误动作。

2.2 仿真分析

系统侧电压选取10kV配电网的额定电压10.5kV，即

通过BPA计算出在清远某条10kV母线短路时的短路电流为8.18kA，因此系统最大运行方式和最小运行方式的系统阻抗值为：

可知，馈线AB上的最大负荷电流分别为255A。

仿真模型如图3所示。设置在CD段线路10s时发生短路故障，持续时间为0.2s，在10.2s时断路器BRK断开，而小水电的出口端断路器BRK1不动作，检测此时流过CD段线路的电流大小[3]，并与BRK1和BRK在10.2s时动作的仿真结果做比较。

结果显示，分布式小水电接入后，流入故障点的电流与正常工作电流大小相差不大，因此对故障点的熄弧效果产生很大影响，会造成熄弧失败。很明显分布式小水电向故障点提供的故障电流会非同期重合闸而导致重合失败，扩大停电范围。

3 分布式小水电对备自投的影响

3.1 定性分析

随着电网的不断建设，网络结构更趋合理，在110kV线路，甚至10kV线路中，都有可能出现合环建设、开环运行的情况。这将使得电网的可靠性得到提高，在人为或者非人为的情况下实现线路转供，减少停电时间。但由于现有设备不足以实现转供的自动化，因此在很多地方都需要加装备自投装置，在需要对线路进行转供时可以实现自动转供。

由于各地区电网的实际特点不同，现有的备自投控制策略还存在很大的不足，这也成为关系电网安全的一种隐患。分析认为，目前地区电网中的备自投策略主要存在以下不足：

1）现有备自投策略易受地方小水电干扰。目前备自投的故障掉电检测信号一般是电压和电流，检测信号单一会导致备自投的误动和拒动现象的发生[4]。某些变电站将失电的电压整定值定得太低（如30%），当主小水电侧的断路器跳开时，由于机组的强励支撑作用电压并不会跌落太多，从而导致备自投拒动现象的发生。另一方面，若把电压整定值定得太高（如70%），则在小水电无功出力较小、无功负荷较重时会发生误动。清远电网内有大量的小水电机组存在，相当一部分不通过地调和县调而直接调度，因此小水电对备自投影响的问题在清远尤为突出。

2）现有备自投策略未考虑远方备用小水电侧设备的安全性。目前备自投策略仅仅考虑了本地变电站母线电压或进线电流，而没有考虑远方备用小水电侧主变的容载比、线路的热稳定极限等[5]，易导致备用小水电侧过负荷跳闸，导致故障的进一步扩大。而备用小水电侧的容载比、备用线路的热稳定极限与当前的运行工况密切相关，因此客观上需要在备自投控制策略中引入相应的支路功率测量信号进行相应的计算和投切闭锁。

3）现有备自投策略无法实现与安全控制装置协调动作[6]。现有主网的安全控制装置与地方电网有关的主要是低频减载装置。若低频减载定的自动切除路线有主小水电线路，则当该线路是由主网故障引发的低频减载切除时，现有备自投策略无法分辨是该线路故障还是安控装置的动作，因此会自动投到备用线路侧，负荷并未实际切除，这会导致原有的主网安全控制措施落空，直接威胁到主网安全运行。

3.2 仿真分析

含备自投装置的仿真模型如图6所示。通过建立新的线路，可以解决水电共线问题。DG接入点为图中的A点，备自投加装在DG的母线侧，若需要转供，则通过备自投将线路接到C点，而与A点断开。

仿真中，设置在10.2s断开断路器BRK2，检测此时发电机端的母线电压。10.2s前后的电压变化如图7所示。

从图7可以看出，断开BRK2后发电机端母线的电压从6.272kV降到5.686kV，降幅为9.3%，但仍然过高的电压会影响到备自投的有效动作。

4 改进措施

4.1 自动重合闸的改进

当分布式小水电接入后，任何一段线路发生瞬时性故障时，自动重合闸跳开后，分布式小水电仍然向故障点提供电流，故障点的电弧持续燃烧。如果这时保护装置没有及时检测到故障并将DG从电网上断开，将导致自动重合闸重合不成功，有可能导致永久性故障，扩大停电范围。因此，在含有分布式小水电的馈线中应延长重合闸的重合时间，使保护装置有足够的时间检测到故障并将DG从电网上断开，达到灭弧的效果。

4.2 备自投装置的改进

从仿真结果可以看出，分布式小水电接入配电系统会影响到备自投装置的成功动作，因此可以考虑在备自投动作前先将小水电短时间切除，待备自投成功动作后再将小水电接入。这种方法可以有效解决因小水电的存在而对备自投工作的影响，如果考虑到备自投装置在现行配网中存在的所有问题，可以采用广域备自投方法，充分考虑到地方小水电和安稳信号对备自投装置的影响[7]，并且能预判备自投动作后对地区电网安全稳定性的影响。

5 结语

随着分布式小水电并入到配电网中，改变了原有的拓扑结构，可能成为多端小水电供电系统。故障发生时分布式小水电的存在对两种自动控制装置——自动重合闸和备自投装置产生影响。对于自动重合闸，小水电的存在会对其是否能成功熄弧产生很大的影响，而备自投则可能因为小水电对母线的电压支撑作用不能动作而失效。对这两种情况进行仿真研究，也可以得出可靠的结论。结合山区小水电的实际运行情况，对这两种装置提出了适合有分布式小水电存在的改进措施，以提高电网的安全稳定性和供电可靠性。

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