含小电源的地方电网区域备自投的研究

杨金东, 肖　齐, 陶　晔, 李周龙, 李荣民, 李　佳, 冀婉舒, 郭鹏程, 余向阳

(1.云南电网有限责任公司 临沧供电局, 云南 临沧 677000; 2.西安理工大学 水利水电学院, 陕西 西安 710048)

电网智能化对供电可靠性的要求越来越高,电网结构日益复杂多变,而传统的基于站内电气信息量的备自投装置仅作用于装设有该备自投的单一变电站,对于链式网络只能挽救开环点厂站的负荷[1]。为提高电网的安全性,区域备自投控制系统需要与站内备自投配合动作。

云南临沧地区网架结构薄弱[2],水电资源丰富,存在较多单线单变链式供电,110 kV变电站有大量小电源上网的情况。当线路发生故障,由于小电源的支撑使得变电站孤网运行或母线缓慢失压[3],可能导致备自投不动作,影响链式供电区域的供电可靠性,若动作,则牺牲了孤网运行的可能性。

目前国内研究的区域备自投控制系统大部分基于地区电网能量管理系统(EMS),通过各变电站遥测、遥信等相关信息[4-5]对备自投是否动作进行判断。文献[6]以具有特定连接的3个弱联系变电站作为研究目标,介绍了一种广域变电站备用电源自投方案,通过电网信息共享和远程光纤通道信息技术实现,并给出了逻辑功能建模流程。文献[7]提出一种基于站域信息的备自投构建方法,用一套装置实现一个变电站内的所有备自投功能。文献[8-9]利用拓扑结构辨别提出了可自动生成动作逻辑的备自投自适应建模方法。但以上自适应建模仿真均未考虑分布式电源接入的情况。

本文提出了一种适用于大量小电源接入地方电网的区域备自投模型构建方法,说明了区域备自投与传统站内备自投配合原则,通过电网运行实时信息进行判断可自动生成控制指令,实现大量小电源接入地方电网的区域备自投自适应建模。最后,利用PSCAD模拟实际电网运行参数进行故障仿真。仿真结果表明,本文提出的区域备自投模型在小电源富集区域能够更好地适应线路失去主供电源后备用电源的投入,更快地缩短故障时间、缩小失电范围,也大大降低了备自投建模的人工维护工作量。

1　区域备自投的设计方案

1.1　传统站内备自投控制策略

110 kV变电站站内典型接线方式包括:单母分段、单母分段带旁母、双母线接线。传统站内备自投控制策略根据不同接线方式建立相应的备自投模型,备自投种类繁多[10-11],现就典型接线下的传统站内备自投动作逻辑进行简要说明。

以110 kV单母分段接线方式为例,如图1所示,分别对站内备自投充电条件、放电条件、动作逻辑、闭锁条件判据作出说明,其他三种接线方式与单母分段接线的逻辑判据相似[12],故不再赘述。

图1　110 kV单母分段接线方式Fig.1　110 kV sectionalized single-bus configuration

充电逻辑如表1所示,表达式为:A&B&C& D&E&F,当同时满足以上6个条件时备自投开始充电,把乙线作为甲线的备用供电线路,防止故障跳闸母线失压的情况发生。

放电逻辑如表2所示,表达式为:A|B|C|D|E|F,当任一条件成立时备自投立即放电,不具备动作条件。

表1　充电条件判据Tab.1　Charging condition criterion

表2　放电逻辑判据Tab.2　Discharge logic criterion

动作逻辑见表3,表达式为:A&B&C&D &E。当故障跳闸后满足动作逻辑条件时备自投动作,首先跳开甲线开关DL1,再合上乙线开关DL2,乙线则作为备用线路为变电站持续性供电。

表3　动作逻辑判据Tab.3　Action logic criterion

1.2　传统站内备自投与区域备自投配合原则

当线路发生故障跳闸时,110 kV变电站站内原有备自投将动作,恢复链式网络开环点站的供电。现基于原有站内备自投,构建一种综合遥测、遥信等电气量信息可远方分合断路器的区域备自投控制策略。当电网中无小电源接入,站内备自投与区域备自投配合动作原则是:当地方电网某一线路或母线发生故障,备自投动作条件满足,判断站内是否装有备自投装置,未安装备自投装置或动作失败均启动区域备自投[13]。若站内备自投动作成功,由区域备自投判断是否需要后续动作,若已恢复所有失电母线电压,则向区域备自投发送闭锁指令,区域备自投根据闭锁指令[14]不动作,具体流程图见图2。当电网中有小电源接入时,则直接切掉大量小电源,备自投虽然满足动作条件,但却牺牲了孤网运行的可能,造成了不必要的能源流失。

图2　站内备自投与区域备自投配合动作逻辑Fig.2　Supply backup automatic switch and regional coordinated action logic in station

区域备自投的动作逻辑控制依靠远程光纤通信技术实现,在通信中断的情况下,区域备自投自动闭锁。此时原有站内备自投立即启动动作,挽救开环点站负荷,避免大面积停电事故的发生。

1.3　考虑小电源接入对备自投的影响

未有小电源接入地方电网时,以图1为例,线路甲线发生故障,保护动作开关DL1跳闸,母线M1电压迅速下降,当M1电压小于额定电压的30%且甲线电流降至低于额定电流的30%时启动备自投动作[15],经延时合上开关DL2,恢复M1、M2的母线电压。故障发生母线未失压,实现了备自投功能。

当存在小电源接入电网时,线路甲线发生故障跳闸,母线M1因为有小电源的支撑电压暂时不下降,不能降至30%的额定电压以下,不满足备自投动作条件,故导致备自投不动作。小电源与母线M1形成孤岛,运行不稳定且电能质量差[16]。

对于地方电网中小电源富集的情况,故障后区域内仍有电压,会导致备自投不满足动作条件投入失败,同时如果小电源与母线孤岛运行致使备自投误动,可能造成整个区域电网失稳,潜在大面积停电的风险极高。因此,小电源接入地区的备自投控制策略具有重要的研究价值。

2　区域备自投模型的建立

区域备自投模型的建立仿照站内备自投动作逻辑方式,通过电网EMS系统实时运行状态直接匹配一组工作断路器和备用断路器[17],当某一工作断路器跳闸,另一备用断路器闭合可以恢复工作断路器断开后连接的失压母线电压,则定义该工作断路器和备用断路器为一组匹配的备自投。

2.1　模型定义

假设系统已匹配到工作断路器DL1,备用断路器是DL2,S1、S2表示断路器运行状态,0表示开关闭合,1表示关断,BUS1、BUS2分别表示DL1和DL2所连母线电压值,OPPBUS1、OPPBUS2分别表示DL1和DL2对端母线电压值,IN1、IN2表示流过DL1和DL2的电流值。

充电条件:

S1=0 & S2=1 & BUS1≥70%×额定值 & BUS2≥70%×额定值 & OPPBUS2≥70%×额定值。

即:工作断路器闭合,备用断路器处于热备用状态,工作断路器所连母线电压高于母线额定电压的70%,定义为有压,同时备用断路器所连母线有压,备用断路器对端母线有压,以上条件均满足,区域备自投充电。

放电条件:

工作断路器所连母线保护动作;工作断路器处于检修状态;安稳装置动作;手动分闸工作断路器;S2=0|OPPBUS2≤30%×额定值。

即:当区域备自投动作成功,备用断路器闭合,或备用断路器对端母线电压低于母线额定电压的30%,定义为无压,满足以上任一条件,区域备自投放电。

动作条件:

IN1≤30%×正常运行电流有效值 & BUS1≤30%×额定值 & BUS2≤30%×额定值 & OPPBUS2≥70%×额定值。

即:流过工作断路器的电流小于正常运行时流过断路器电流的30%,定义为无流,且工作断路器所连母线无压、备用断路器所连母线也无压,同时备用断路器对端母线有压,满足上述全部条件时,区域备自投接收到动作指令。

动作顺序:

先跳开工作断路器,后合上备用断路器,动作时若重复匹断不同的断路器,仍按照该顺序动作。

针对已判别出的断路器类型定义为一组备自投,根据上述逻辑条件匹配对应状态,通过EMS系统实时采集的信息判断是否满足区域备自投动作条件,若满足可自动执行。此模型不需要识别出变压器备自投、母联备自投、线路备自投的备自投类型[7],只要匹配出一组可以使母线恢复供电的工作断路器和备用断路器,就满足备自投动作组合关系。当电网运行方式发生变化时,可重新辨别工作断路器和备用断路器而再次组合,不需人工建模操作。

2.2　对接入小电源的处理方法

小电源作为备用电源可提高供电可靠性[18],应充分考虑小电源与所连负荷能形成孤网的可能性,尽可能使母线不失压。文献[19]采用将小电源“一刀切”方式,虽然满足了备自投动作条件,但又丧失了准同期并网的可能,把母线失压作为代价,反而不能提高供电可靠性。所以,当发生故障跳闸首先判断是否存在小电源,若存在小电源带负荷形成孤岛独立运行区域时,不满足备用电源投入动作条件,则根据小电源数量和小电源出力情况,判断独立网和主网间的频率差及合环点两侧的电压差是否在并网条件允许范围之内,若满足则通过机组调速系统进行调整,并向智能准同期并网装置下发准同期合闸指令,达到区域内所有能恢复母线可恢复并网或稳定运行的目的。如果频率和电压波动较大,则选择快速联切小电源,加速变电站母线失压,使其符合区域备自投动作条件,提高了供电可靠性和资源利用率。生成的相对应控制逻辑如图3所示。

图3　考虑接入小电源的控制逻辑Fig.3　Consider the control logic for small power supplies

3　仿真实验

模拟云南临沧地区电网实际运行情况,建立适用于该地区大量小电源接入的区域备自投模型,基于PSCAD平台对其进行了仿真分析。以图4所示110 kV链式网络为例,相关小电站参数见表4,DL9为开环点,即开关DL9在分位作为备用断路器。

图4　临沧电网110 kV链式网络系统图Fig.4　Systematic diagram of 110 kV chain network of Lincang power grid

小电源站编码名称容量/MWA仙人山变电站、南袜河变电站24+12B司岗里变电站189C仙人山变电站24

区域备自投充电条件是:

(S1～S8、S10～S12)=0 & S9=1 & BUS9≥70%×额定值 & OPPBUS9≥70%×额定值。

即:开关DL9在分位,其他开关(DL1、DL2、DL3、DL4、DL5、DL6、DL7、DL8、DL10、DL11、DL12)均在合位;110 kV E站M5母线三相有压;DL9侧有线路电压互感器(即“DL9侧线路PT”整定控制字为1)时UX9有压;或者“DL9侧线路PT”整定控制字为0时,M5有压。

区域备自投动作条件:

故障点不同,动作逻辑不尽相同,具体故障设置情况见图5。本文仅对典型故障(k1、k8)作详细说明,其他故障情况与其相似,不再赘述。所有故障设定为t=0.5 s时发生单相接地故障。

1) 线路故障(含小电源接入,以k1点故障为例)。

模拟开关DL1和DL2之间的线路k1点发生故障,开关DL1跳闸,110 kV母线M2、M3、M4、M5均失压,区域备自投识别出k1点发生故障,首先检测故障点(k1)与开环点(DL9)之间是否有小电源,存在小电源A、B、C站,当故障发生后,因小电源的支撑作用母线不失压,备自投不动作,此时电网频率f、电压v均有较大波动(见图6),经判断切掉小电源并延时(用于躲过110 kV E站的站内备自投装置动作时间)。

图5　临沧电网110 kV链式网络故障点示意图Fig.5　Schematic diagram of failure points in 110 kV chain network of Lincang power grid

图6　含小电源网络k1点故障后的频率及电压波形图Fig.6　The waveform of frequency and voltage after failure at k1 point in network including small power source

区域备自投动作逻辑:

a) 如果110 kV E站站内备自投装置动作成功,即开关DL8跳开、开关DL9合上,区域备自投检测到工作断路器和备用断路器的开关状态,生成相应备自投,如果满足以下动作条件:

S8=1 & BUS2≤30%×额定值 & BUS4≤30%×额定值 & BUS6≤30%×额定值 & BUS8≥70%×额定值

其中,BUS2表示M2(110 kV B站母线), BUS4表示M3(110 kV C站母线), BUS6表示M4(110 kV D站母线), BUS8表示M5(110 kV E站母线)。

则首先跳开开关DL6,后合上开关DL8,如果满足条件:

S6=1 & BUS2≤30%×额定值 & BUS4≤30%×额定值 & BUS6≥70%×额定值

再跳开关DL4、合开关DL6,再满足条件:

S4=1 & BUS2≤30%×额定值 & BUS4≥70%×额定值

再跳开关DL2、合开关DL4,随后放电。

仿真结果:区域内所有能恢复母线(M2、M3、M4、M5)恢复供电情况仿真结果如图7所示。

图7　区域内各母线电压有效值Fig.7　Effective values of various bus voltages within the range

b) 如果110 kV E站站内备自投装置动作失败或者该站内并未安装备自投装置,区域备自投检测到工作断路器和备用断路器的开关状态,生成相应备自投,如果满足以下动作条件:

BUS2≤30%×额定值& BUS4≤30%×额定值& BUS6≤30%×额定值 & BUS8≤30%×额定值 & OPPBUS9≥70%×额定值 & S10=0

则由区域备自投控制跳开开关DL8,后合上开关DL9。确认DL9闭合后,接下来逻辑同a)。

2) 母线故障(含小电源接入,以k8点故障为例)。

110 kV E站未装设110 kV母差保护装置,当k8点发生故障时,开关DL8保护不动作,只有DL7保护动作,区域备自投会误识别为k7点故障。

首先检测k7点和DL9之间是否有小电源,当k8点发生故障后,因小电源C站的存在使得M5缓慢失压不满足动作条件,且此时电网频率f、电压v波动较大(见图8),因此选择切断小电源并延时(用于躲过110 kV E站的站内备自投装置动作时间)。

区域备自投动作分以下两种情况:

a) 如果110 kV E站站内备自投装置动作成功,会合于故障,由DL10保护跳开,此时已不满足有压条件,区域备自投放电。

b) 如果110 kV E站站内备自投装置动作失败或者该站内并未安装备自投装置,区域备自投检测到开关状态,满足以下条件:

BUS8≤30%×额定值 & OPPBUS9≥70%×额定值 & S10=0

则由区域备自投控制跳开开关DL8,后合上开关DL9,之后放电,合于故障由DL10跳开。

区域内各母线电压仿真结果如图9所示。

图8　含小电源网络k8点故障后频率及电压波形图Fig.8　The waveform of frequency and voltage after failure at k8 point in network including small power source

图9　区域内各母线电压有效值Fig.9　Effective values of various bus voltages within the range

此外,若保护区域外发生故障时导致串供出线失电,当220 kV A站保护动作,区域备自投动作逻辑同k1点故障逻辑;当220 kV G站保护装置动作,动作逻辑同k11点故障时的动作逻辑。

从以上四种故障分析可以看出,本文提出的区域备自投方案简单准确,可以适应电网多变的运行方式而快速建模,提高了工作效率和供电可靠性。

4　结　语

结合云南临沧地区电网原有备自投需要人工设置逻辑,工作量大,且存在大量小电源致使备自投拒动或误动的实际问题,本文提出一种与原有站内备自投配合投切,适用于含小电源的区域备自投方案。通过实时辨识断路器状态以判别工作断路器和备用断路器而生成一组备自投,根据动作逻辑条件自动生成控制指令,与站内备自投配合投切,节约了建设投资。同时,考虑到尽可能使母线不停电,提出了小电源带负荷孤岛运行时远方同期并网的可能,若不满足同期并网条件,再快速联切小电源,加速母线失压。解决了小电源接入时地方电网备自投拒动造成大面积失电的问题,缩短了小电源富集地区故障后恢复供电的时间,提高了电网的供电可靠性和资源利用率。

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