集控小水电站智能合闸研究

徐 剑

(国网福建省电力有限公司经济技术研究院，福建 福州 350003)

为了提升小水电站安全生产管理和经济运营能效，建设运营小水电集中监控中心，实现集中监控与集群调控，成为小水电站提质增效和能源可持续发展探索的关键路径。小水电站处地偏远，普遍与区域电网通过单回线“弱联系”，发电机在线路故障N-1时与大电网系统分裂独立带厂用电运行，受厂网定值整定配合约束，小水电侧与电网侧功角δ摆开，检同期自动重合闸成功率极低，近10年的运行数据统计结果显示自动重合闸成功率不到1%。在丰水期满发潮流送出期间自动重合闸失败，小水电站的输电断面受阻无法外送电量，此时需要运行值班人员根据水库水情状况和电气设备状态进行人工判断并实施控制干预，一定程度上存在延迟送电现象。小水电站在丰水期因外送通道受阻经常发生弃水事件，极大制约了水能利用提高率和企业经济效益，严重时还会发生漫坝事故，影响小水电站安全稳定运行。

近年来，国内已经开展了大量关于小水电站集中监控模式开发研究实践，文献[1]根据系统设计原则、结构模式和水情信息传输方式构建了中小水电集控系统总体方案；文献[2]按“远程集控、少人维护”设计原则对水电站智能化建设提质增效进行了研究；文献[3]对以逐步逼近法为控制思想的水位控制法优化径流式二级水电站运行发电效率进行了研究；文献[4]研究了充分利用水利资源优化水库调度及机组运行方式，以提高水能利用率。实施小水电站集中监控模式，实现了减员增效，极大改善了运行值班人员环境，提高了运行控制专业能力和运维检修水平。

小水电站与区域电网之间的单回联络线属于“弱联系”，线路通道经过山区茂林时，线树矛盾突出，雷击跳闸事件频发，据近10年的运行数据统计瞬时性故障占比在95%以上，一旦发生瞬时性故障线路开关三相跳闸，电网侧经过重合闸整定延时先重合，受小水电侧与电网侧功角δ摆开的影响，小水电侧检同期后重合的成功率极低。国内已经开展了大量关于提升小水电站重合闸成功率的研究，文献[5]提出了一种适用于小电源地区联络线的自适应重合闸方案，优化快速重合闸装置集成捕捉准同期合闸模块，文献[6]提出采取快速捕捉检同期重合闸装置，依据最大允许合闸频率及其合闸时间，启动重合闸。以上方法均需要修改继电保护装置程序逻辑，不符合厂网继电保护装置通用性设计的规范应用，而且新型自动重合闸装置定值整定和运维检修复杂，与小水电生产技术水平普遍薄弱的实际不相适应。文献[7]提出一种提高重合闸成功率的系统及方法，110kV线路故障时继电保护装置联切35kV部分负荷，提高110kV线路重合闸成功率，文献[8]指出小水电联络线发生故障后存在功率剩余，通过高周就地切机可有效控制频率上升达到系统稳定，从而提高重合闸成功率。以上方法均需要优化继电保护装置，躲过重合闸动作整定时延，配合启动完成低周切除负荷或者高周切除发电机，满足检同期重合闸的频差和压差要求。文献[9]和文献[10]提出优化继电保护装置的自动重合闸模块提升重合闸成功率。

综上所述，在小水电站集中监控和集群调度的大趋势下，实质性改善“弱联系”的输电通道跳闸后重合闸成功率极低问题显得尤为重要。国内大量关于小水电站提升重合闸成功率的研究主要分为两大类：第一类是定制保护装置，第二类是延长重合闸时间。其研究和应用的出发点在于改变“快速重合闸”的基本属性，福建地区小水电自供区已经全部移交属地供电公司，上述方案在福建地区显得“水土不服”。为了提高福建地区小水电站集中监控运行模式下的供电可靠性，系统解决继电保护装置自动重合闸成功率极低的普遍性问题，本文依据存量小水电站自动化系统运行模式现状，因地制宜制定了升级线路保护装置、改造二次回路和升级站端监控系统的3套方案，通过技术与经济比较，选取最具普遍适用性的方案，形成“安全可靠、运维便捷”的技术路线，实际应用结果表明管理效益和经济效益显著。

1 小水电站运行模式现状

1.1 外送通道发生瞬时性故障的继电保护动作典型案例

小水电站与区域电网之间普遍采用单回线路联络，处于“弱联系”状态，在外送通道发生瞬时性故障线路开关三相跳闸时，电网侧经过重合闸整定延时Tset先重合，受小水电侧与电网侧功角δ摆开的影响，小水电站侧检同期后重合的成功率极低。剖析小水电站侧外送通道发生瞬时性故障的线路继电保护装置动作典型案例，具有普遍代表性和通用性。

集中监控的龙湖小水电站通过单回110kV线路与电网联络，在丰水期遭雷击发生C相瞬时性接地故障，见图1，站网两侧距离Ⅰ段保护动作，水电站M侧191开关、电网N侧162开关跳开，故障点熄弧，电网N侧162开关经过整定延时Tset1先重合，线路L1带电，水电站M侧191开关经过整定延时Tset2后重合，调度规程整定原则为Tset1

图1 线路L1发生C相瞬时性接地故障

图2 线路L1单相瞬时性接地故障切除后状态

1.2 小水电站集控运行典型模式

小水电站集控运行普遍采用扩大厂站模式与综合厂站模式，系统分为集控层、站控层与间隔层。扩大厂站模式适用于小水电站未应用站端自动化监控系统的运行方式，集控中心“端对端”直接控制水电站现地LCU装置；综合厂站模式适用于小水电站已经应用站端自动化监控系统的运行方式，集控中心“互联互通”站端自动化监控系统，小水电站集控运行典型模式见图3。

图3 小水电站集控运行典型模式

2 集控小水电站智能合闸改造技术路径与方案

依据存量小水电站运行模式，因地制宜制定了升级线路保护装置、改造二次回路和升级站端监控系统的3套方案，小水电站智能合闸技改方案见图4。通过技术和经济比较，选取最具普遍适用性的改造方案3，形成“安全可靠、运维便捷”的技术路线，小水电站智能合闸技改方案的技经比对见表1。

图4 智能合闸技改方案

表1 小水电站智能合闸技改方案的技经比对

方案1：延用国内大多数研究思路，采用重合闸出口启动同期装置。运行方式复杂，需要区分丰水期开机和枯水期停机2种运行方式，在不同运行方式下投退保护运行方式控制“重合闸不检”，且利用重合闸备用出口HJ-2接点串联新增硬压板启动同期装置。该方案投资低，技术复杂，不适合集中控制的无人值守小水电站运维模式。

方案2：延用国内大多数研究思路，升级线路保护装置重合闸功能，增设捕捉准同期合闸功能。该方案投资高、技改工期长，且增加了装置定值试验复杂度和运维难度，不适合集中控制的无人值守小水电站运维模式。

方案3：充分挖掘存量小水电站设备潜力，升级监控系统模块。增加智能手合功能进程，小水电智能合闸逻辑进程见图5。该方案投资低，技改工期短，而且安全可靠。在3套方案中，最适合集中控制的无人值守小水电站运维模式。

图5 智能合闸逻辑程序

3 结 论

小水电站数量多、分布广，作为可再生能源结构的重要组成部分，充分挖掘小水电能源体系的潜力，构建运营集中监控中心，实现农村小水电集中监控与集群调控至关重要。本文因地制宜制定了升级线路保护装置、改造二次回路和升级站端监控系统的3套方案，通过技术和经济比较，选取最具普遍适用性的方案3应用于无人值守试点站进行升级改造。运营和生产实践表明，该方案系统解决了集控小水电长期存在的继电保护装置自动重合闸成功率极低的问题，外送通道发生瞬时性故障至恢复合闸送电的处理效率提升了5倍以上，极大提升了小水电站大坝在汛期的安全管理承载能力，进一步提高了集控小水电安全稳定运行水平。