知识点:小水电电网
1 系统结构
如图1所示,属于梧州网区的110kV太平变电站与贺州网区的110kV金牛变电站通过110kV金太线连接,太平站35kV侧接有小水电(由百、千瓦的小电源组成,总容量不超过1MW),金牛站35kV侧通过35kV金百线接入百花滩电站(3×1.6MW),10kV侧接入金牛坪电站(3×20MW)[9]。
自2009年,金牛站已经发生多次故障解列装置不能及时解列上网小水电事故[10]。太平站与金牛站互联,当金牛站小电源先于太平站解列时,太平站小电源容量较小,通常会出现功率缺额情况,需要低频、低压解列能够及时动作。
图1 110kV地方电网局部结构
2 事件概况分析
2.1 事件概况
近年110kV太平变电站藤太线发生过一次单相接地瞬时故障,在切除故障并解列小电源后,藤太线103断路器一直未重合。故障前变电站运行情况如图1所示,故障后保护装置、解列装置、重合闸装置及备自投装置动作时序如图2所示。
可以看到,金牛站小电源在藤太线103断路器跳闸后,不到0.6s就解列了,而太平变电站小电源要到13.488s才解列。太平站故障解列装置的低压起动和1轮动作定值分别为75%Un和0.2s、70%Un和1.5s,低频解列起动定值和1轮动作定值分别为49Hz和0.2s、48Hz和1.5s。
根据太平变电站记录报告,只有低压解列1轮动作,在13.488ms动作跳开303、305断路器。由于103断路器重合闸检母线无压定值为30%Un,
图2 自动装置动作时序
重合闸整定时间为6s。而从图2可以看到,110kV母线电压经过11.988s才降至70%Un,103断路器在6s时间内不满足重合条件,因此重合闸不动作。
从金牛站110kV Ⅱ母线的故障录波(如图3所示)可以看到,小电源孤网运行特性为功率缺额时运行特性。母线电压下降比较缓慢,在10s后电压才降至70%Un。频率在故障切除后,短时间内升高(至52Hz)并发生小幅剧烈波动,随后逐渐减小,在经过3.6s后,小于45Hz。由于高频解列需要一定起动时间和动作延时,因此短时波动不会引起高频解列动作。
但根据低频解列定值,低频解列应该起动,并且在6s前就可以完成1轮动作。根据装置报告记录,太平站低频解列没有出口动作,因此,太平站103断路器重合闸失败实际上是由低频解列未动作造成的。
图3 金牛站110kV母线Ⅱ录波数据
2.2 解列装置低频动作逻辑分析
太平变电站采用滁州正华电力UFV-202型小电源解列装置,其低频解列动作逻辑如图4所示。其中K2Un为低压闭锁门槛,DfL为滑差闭锁门槛。实际运行时,K2取15%,滑差闭锁退出。也就是说,导致低频解列闭锁只有两个因素,一个是频率差过大,另一个是频率异常超范围(即小于45Hz或大于55Hz)。
根据故障录波数据,3相频率基本一致,排除了频率差闭锁,可确定低频解列未动作就是由频率超范围(异常)闭锁造成的。
图4 低频动作逻辑
由低频解列定值(起动值为49Hz和0.2s,1轮动作值为48Hz和1.5s,2轮和3轮退出)可知,低频解列逻辑出口必要条件是低于48Hz且维持1.5s。从图3(b)频率曲线可以看到,频率降到48Hz时间大约为2.1s,已经满足起动条件,只要再经过1.5s,低频解列1轮就可以出口,然而在3.6s时刻,频率已经低于45Hz,由于频率异常闭锁定值为Fk≥55Hz,Fk≤45Hz,故低频1轮无法出口。
3 解决方案
根据上文分析,太平变电站故障解列装置低频功能逻辑因频率异常闭锁而无法出口,这是造成联络线路断路器重合闸失败主要原因。
对于频率异常闭锁,可采用如下解决方法:
1)减小频率异常范围。即减小频率异常上限,增大频率异常下限。
2)改变动作定值。如提高低频解列逻辑1轮出口定值,减小动作延时。
3)增加频率异常闭锁延时。对图4频率异常闭锁逻辑增加一个闭锁延时,即在满足频率异常条件下达到动作时限才闭锁,这样既可以为低频(高频)解列动作争取时间,又可以提高频率异常判据可靠性。表1给出了频率异常闭锁定值范围建议。
表1 频率异常闭锁定值设置范围
4 仿真测试
4.1 仿真模型及配置参数
为了验证所提方案可行性,采用PSCAD/ EMTDC软件对太平站35kV侧小水电进行孤网运行仿真。为了简化研究,采用1台1MW的水轮机模拟太平站小水电。水轮机模型参数设置见表2。
表2 水轮机主要参数定义
仿真实验设定在0.2s时刻,藤太线50%处发生单相接地故障,103断路器在故障发生后0.06s跳闸,在故障前水轮机按额定功率输出。考察在功率缺额情况下,低频、低压解列方案动作情况。低压解列采用太平站原始定值,低频解列考察如下4种定值方案。
方案1:采用太平站原始定值。即起动值49Hz,0.2s,1轮动作值48Hz,1.5s,频率异常判据Fk≥55Hz,Fk≤45Hz。
方案2:起动值49Hz,0.2s,1轮动作值48Hz,1.5s,频率异常判据Fk≥60Hz,Fk≤40Hz。
方案3:起动值49Hz,0.2s,1轮动作值48.5Hz,1s,频率异常判据Fk≥60Hz,Fk≤40Hz。
方案4:起动值49Hz,0.2s,1轮动作值48.5Hz,1s,频率异常判据Fk≥55Hz,Fk≤45Hz,超上限、下限闭锁延时均为0.8s。
4.2 测试结果与分析
图5给出了在功率缺额(powershortage, PS)时的太平站小电源孤网运行仿真曲线。表3给出了对应于4种功率缺额情况下小电源故障解列出口时间(“×”表示未检测到出口信号)。
可以看到,当功率缺额10%时,低压解列出口时间大于6s(无法满足藤太线103断路器重合闸时限要求),采用原始定值的低频解列逻辑(方案1)因频率异常闭锁出口失败,其余3种低频解列逻辑(方案)均能出口动作。
当功率缺额20%时,低压解列出口时间仍大于6s,低频解列逻辑方案1和方案2因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额30%时,低压解列出口时间小于6s,低频解列方案1、2、3因频率异常闭锁出口失败。当功率缺额40%时,低压解列和低频解列方案1、2、3均出口失败,只有低频解列方案4可正确动作。
图5 小电源孤网运行仿真曲线
表3 小电源故障解列逻辑出口时间
通过以上仿真可以看出,原有定值方案1存在较大局限性,在改进定值方案后,可适应功率缺额范围增大。尤其是方案4增加了频率异常闭锁延时,其效果要比改变频率异常范围好。
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2、GBT50845-2013 小水电电网节能改造工程技术规范
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只看楼主 我来说两句 抢板凳学习了,不错,谢谢作者的辛苦付出!
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