基于小水电并网的配网自愈研究

刘英杰

（广东电网有限责任公司梅州供电局）

0 引言

梅州市地处粤东北山区，水利资源相当丰富，当有大量小水电在梅州配网上网时，配网的拓扑结构、潮流等均会改变，不利于梅州配网的安全稳定运行，而梅州配网的大部分小水电用户接入投资分界点无安装自动化分界开关，也并未配备自动解列装置，用户设备故障时无法快速查找及隔离故障点，对供电可靠性影响较大，同时也深刻影响着配电网故障自愈功能的实现。因此，对有大量小水电在配网系统上网的配电线路进行自愈的研究，具有重要意义。

1 配网自愈现状

配网自愈是指通过配网自动化终端及时检测出配网线路跳闸，自动判别出故障段，并通过设定的时间配合自动隔离故障段，再经过设定的时限自动恢复对非故障区域的供电。自愈主要分为就地型自愈、主站集中型自愈、主站就地协同型自愈。

就地型自愈是指通过就地型配网自动化终端的定值配合进行故障点定位、故障隔离故障段以及恢复非故障段供电。

主站集中型自愈是指通过配电主站自愈功能配合进行故障点定位、故障隔离故障段以及恢复非故障段供电。

主站就地协同型自愈是指通过配网主站系统采集配网自动化终端设备上送的信息，及时检测出配网故障、对配网不安全状态进行预警，并通过对配网自动化终端进行远程的操作，对故障段进行隔离、非故障段进行转供，使其不影响用户的正常供电或将其影响降至最小。

2 提升小水电并网自愈线路故障定位及隔离准确率的研究

2.1 小水电在配网上网所带来的影响

梅州地区有大量小水电在配网上网，通过梅州局配网线路并网的小水电多达一千多个，由于小水电用户接入投资分界点无安装自动化分界开关或配备自动解列装置，不符合《梅州供电局配电网规划建设技术细则》（2019年版）的相关要求，影响了自动化开关的失压分闸判据，造成故障定位、隔离不准确。并且小水电在一定程度上抬升了配网线路电压，容易造成精密元件长期过电压过热甚至于烧坏，破坏自动化设备的正常运行。

下面结合实例说明：35kV某变电站10kV甲线保护动作，重合成功，站外自动化开关＃19杆19T1开关（逻辑）、＃40杆40T1开关（逻辑）隔离故障，经查主干线＃40杆至＃41杆的电缆故障，故障定位、隔离不准确，10kV甲线＃19杆19T1开关、＃40杆40T1开关因受＃19杆至＃40杆线路之间小水电站影响，导致19T1开关负荷侧残压闭锁动作，40T1开关电源侧残压闭锁动作，造成故障定位、隔离不准确，如图1所示。

图1 10kV甲线单线图

2.2 针对小水电并网带来影响的改进方案

在配网线路跳闸时，要有效消除小水电带来的影响，其根本在于快速分隔开小水电，故障消除后再进行并网，依据《梅州供电局配电网规划建设技术细则》（2019年版） “9.1.7.2小水电、光伏等分布式电源接入中压线路较多的地区，应优先考虑将小水电线路集中一条分支或线路上网，实行发供分离。确定无法有效进行网架优化时，方可考虑在合适位置安装具备过电压、高频解列、检无压闭锁合闸、检同期重合等保护功能的断路器装置，同时配置双侧PT，确保线路跳闸时系统可靠隔离小水电。”，主要的手段有安装自动解列装置以及加装小水电支线自动化开关。

2.2.1 方案一安装自动解列装置

通过设置自动解列，并设定定值使自动解列装置动作先于重合闸动作，使小水电在发生故障时迅速与配电网解列，然后再进行变电站站内开关重合，达到站内开关重合前隔离小水电的目的。

2.2.2 方案二安装小水电支线自动化开关

方法一：在小水电所在支线上安装自动化开关（失压分闸），当线路上发生跳闸时，小水电出力不足而引起水轮机全部机组停机，此时小水电支线上的自动化开关满足失电延时分闸条件后，经过一定延时后分闸，由此隔离小水电。

方法二：在小水电支线安装自动化开关，远动装置投入二遥功能（遥信、遥控），当值调度员在配网主站遥控断开支线自动化开关，达到隔离小水电的目的。

2.2.3 最终方案

方案一的好处在于工程项目较小，建设工期较短，但工程需由各小水电用户投入相当大的资金，协调起来会比较困难。这种方法对比实施有很大的困难，虽然短期内无法实现，但可以作为补充方法在各小水电站逐步推行。方案二中方法一的优点是小水电用户投入较少的资金就可以达到很好的效果，而且改造工期较短，易于实现发生故障时隔离小水电的目的；而方法二虽然能达到发生故障时隔离小水电的目的，但受自动化开关信号稳定等因素影响遥控成功率、遥控断开支线自动化开关要在重合闸定值时间内完成，较方法一不稳定，可作为方法一的补充措施。综上所述，选择方案二的方法一作为最终方案，在小水电支线安装投入失压延时分闸功能的自动化开关。

2.3 应用效果分析

投入电压－时间型主站就地协同模式自愈的配网线路，其永久故障的过程如图2所示。

图2 自愈线路永久性故障示意图

701开关、702开关为变电站10kV出线开关，投入带时限的过流保护以及重合闸功能；5T1开关～4T1开关是自动化分段开关，投入逻辑功能（电压时间型），7T1开关是小水电分支自动化开关，只投入失电延时分闸功能；8T1开关 为10kV甲线与10kV乙线的联络开关。

10kV甲线9T1开关至15T1开关段线路故障，10kV甲线701开关保护动作跳闸，经3.5s后10kV甲线5T1开关、9T1开关、15T1开关失压分闸，小水电分支开关7T1开关失压分闸；经5s重合闸动作合上10kV甲线701开关，经42s后10kV甲线5T1开关得电合闸，经7s后10kV甲线9T1开关得电合闸，此时10kV甲线9T1开关合闸于故障；10kV甲线701开关再次跳闸，经3.5s后5T1开关、9T1开关再次失压分闸，此时10kV甲线9T1开关、15T1开关残压闭锁；经5s重合闸动作再次合上10kV甲线701开关，经42s后10kV甲线5T1开关得电合闸，恢复10kV甲线9T1开关前段线路供电；配网主站系统收到10kV甲线9T1开关、15T1开关的闭锁信号，生成“定位－隔离－恢复”方案；配网主站系统确认10kV甲线9T1开关、15T1开关在分闸位置，若为半自动模式，则由当值调度员遥控合上联络开关10kV乙线8T1开关，非故障区域恢复供电；若为全自动模式，则经过设定的延时，配网主站系统自动合上联络开关10kV乙线8T1开关，非故障区域（10kV甲线15T1开关至10kV乙线8T1开关段线路）恢复供电。

通过在小水电支线安装投失压分闸的自动化开关，在遇到故障时能很好地避免主线投逻辑的自动化开关因小水电的影响而残压闭锁，提高故障定位、故障隔离准确性，提高自愈成功率，发生永久性故障时自愈全过程时间如图3所示。

图3 自愈全过程时间图

3 结束语

在有大量小水电在梅州配网上网的背景下，本文研究了梅州局配网自愈线路发生故障后故障定位、故障隔离不准确的主要因素，进一步分析了小水电在配网上网对自愈线路的影响，为有效消除小水电带来的影响，探究了两个针对性的改进方案，最终选择在小水电所在支线上安装投入失压延时分闸功能的自动化开关作为最终方案，经过应用效果分析，这种方案在遇到故障时能很好地避免主线投逻辑的自动化开关因小水电的影响而残压闭锁，提高故障定位、故障隔离准确性，提高自愈成功率。