独立电网孤网运行分析及控制措施建议周云霞

独立电网孤网运行分析及控制措施建议周云霞

周云霞

（云南电网有限责任公司红河供电局云南蒙自661199）

摘要：通过运用电力系统分析软件，对电源接入较多的复合型局部电网孤网运行进行分析计算，找出孤网运行存在的问题及特性，从调度运行控制、负荷管理、继电保护和安全自动装置管理、厂网协调管理等方面提出控制措施建议，增加独立电网孤网运行的可能性、持续性，提高孤网运行的成功率。

关键词：孤网运行；频率；电压；措施建议

1前言

小水电资源丰富，电源点接入较多的复合型电网，由于汛期小水电发电出力较大，当变电站发生失去系统供电电源的事故时，利用接入的电源点，采取有效的技术措施和管理措施，维持局部电网独立运行，可避免发生大面积停电或全停事故，确保供电可靠性。

2实例分析：220kV西湖变110kV电网孤网运行分析

2.1丰水期，220kV西湖变片区电力平衡分析

220kV西湖变接入电源丰富，丰水期大方式，负荷低谷、平谷及部分高峰负荷时段，主变潮流上网，如220kV西湖变#1、#2主变发生N—2开断，高周问题突出。丰期小方式，负荷低谷、平谷主变交换功率接近于0，负荷高峰时段主变潮流下网，最大下网负荷30—80MW，如发生220kV西湖变#1、#2主变发生N—2开断,存在低周问题。针对以上问题，利用广元电站作为电源支撑点，合理配置西湖片区安全自动装置，采取有效措施，有可能维持220kV西湖变#1、#2主变N—2开断后的110kV系统孤网运行。

2.2220kV西湖变110kV系统孤网运行模拟分析

（1）计算程序

中国电力科学研究院PSD电力系统软件工具：PSD-BPA潮流、暂态稳定程序。

（2）计算边界条件

A、红河电网仅构建110kV及以上的线路及厂、站，35kV变电站作为负荷处理。

B、暂稳计算中的发电机模型，采用考虑次暂态过程的变化模型，模拟励磁机及PSS、原动机和调速器。

C、部分发电机同步电机参数，因未进行参数实测，故采用经典参数。

D、下级电网的发电机组总装机容量用装机容量相等的发电机进行等值模拟。

（3）故障点设置

丰期方式220kV西湖变#1、#2主变N—2开断，110kV系统孤网运行模拟。

（4）丰期大方式220kV西湖变110kV系统孤网运行情况分析

A、潮流计算情况

计算结论：丰期大方式下，主变N—2开断后，110kV系统内发电机机组保持同步，自成系统运行。故障前220kV西湖变与系统交换功率较小，网内发电机机组出力平衡网内负荷后上网13MW。故障后西湖片区110kV系统独立电网运行，发电机组出力大于负荷（出力197MW，负荷179MW）电网呈现高周运行工况，最高频率51.1Hz。在网内负荷的频率特性及发电机组调试器一次调频的作用下系统频率经过18S，稳定在50.2Hz，电压维持在109.2kV。广元电站人工二次调频，可维持独立系统频率、电压稳定。

（5）丰期小方式220kV西湖变110kV系统孤网运行情况分析

A、潮流计算分析

计算结论：丰期小方式，N—2开断后，下网负荷33MW，孤立电网频率迅速降低，导致网内低频低压频减载装置出口，经过低频第一、二、三轮动作，切出23MW负荷，频率在故障后3秒左右停止下跌，此后独立电网内发电机机组在一次调频的作用下,电网处恢复状态时系统最低频率48.55Hz，稳定在49.8Hz；最低电压103.5kV，稳定在109.2kV左右。

（6）西湖变片区发电机组安全自动装置及继电保护配置分析

A、目前并入220kV西湖变运行的发电机组共计85台，装机总容量230.895MW，除广元电站外，其余发电机组由于单台装机容量小，设备老旧，安自装置不完善，参数不满足技术标准，通过技术改造来完善安自装置及继电保护配置可行性不强，且难以实现。

B、广元电站装机容量较大，具有一定的调节能力，配有AGC装置，发电机过速保护整定为115%额定转速，对应频率为：57.5Hz，调速器和励磁系统的性能满足要求。片区独立运行时，广元电站作为主调频调压电厂。出现高周情况，系统内各发电机组调速器共同完成一次调频。如一次调频未能恢复频率，广元电站人工二次调频，使频率恢复。若高周切机，因切机容量过大，高周易转换为低周，电网稳定更难控制，故不需设置高周切机能。

C、西湖片区发电机组未配置低频解列保护，当出现低周情况，发电机组不会因频率降低而迅速解列，使低频威胁恶化。由于独立系统内无有效的系统备用容量，低周的运行工况，只能依靠片区的低频低压减载装置切除负荷恢复频率，满足频率需求。但轮级跨度大，切除时限长，不利于事故后的独立电网迅速恢复，因此需对该片区的低频低压减载方案作调整、优化。

3基于上述实例分析，孤网运行应采取的技术控制措施和管理措施建议

3.1孤网运行频率、电压安全界限值建议

（1）低周情况：独立系统低频低压减载后最低频率不应低于47Hz，恢复频率不应超过51Hz。电压：100kV—125kV。

（2）高周情况：采用高周切机措施后或一次调频后最高频率不超过55Hz，最低频率不超过49.2Hz，恢复频率不超过51Hz。电压：100kV—125kV。3.2110kV系统高周孤网运行时需及时采取的技术控制措施建议

（1）确保网内发电机组一次调频功能可靠投入，孤网时，由各发电机组调速器完成一次调频，并根据频率情况人工对主力发电机组二次调频，控制频率、电压至安全状态，并指定装机容量大，具有调节能力的发电厂为调频、调压电厂，确保安全稳定。

（2）通过用户干预，使负荷平稳运行，确保负荷水平在发电机组正常能力范围内。

（3）孤立电网内应尽量避免带冲击负荷运行，以免引起频率、电压大幅波动甚至系统崩溃。

（4）孤立电网内部跳闸不会导致负荷损失的线路，应退出重合闸，以减少冲击。

（5）退出孤立电网备自投装置；仅保留主供电源为孤立电网，备用电源为主网的备自投装置。

3.3110kV系统低周孤网运行时需及时采取的技术控制措施建议

（1）根据低周工况，校核该片区低频低压减载方案，确保有足够的切负荷容量，必要时应执行事故拉闸限电。另外，确保一次调频投入，并指定装机容量大，具有调节能力的发电厂为调频、调压电厂。

（2）孤网运行时，低频低压减载装置动作切除的断路器，不能恢复送电。

（3）通过用户干预，使负荷平稳运行，确保负荷水平在发电机组正常能力范围内。

（4）确保各低频减载装置正常投入，必要时可适当调整各轮级的切负荷量。

（5）孤立电网内部跳闸不会导致负荷损失的线路，应退出其两侧断路器重合闸，以减少对孤立电网的冲击。

（6）退出孤立电网备自投装置；仅保留主供电源为孤立电网，备用电源为主网的备自投装置。

3.4对可能出现孤网运行的复合型电网建议采取的措施

（1）加强安稳管理，制定孤立电网运行方案、应急预案、事故处理预案，实时更新。

（2）孤立电网内发电厂应提前做好保证厂用电和保安电源的措施，以保证系统崩溃后发电机组的安全。

（3）建议退出机组低频解列保护，若不退出则应根据机组能力，尽可能降低动作定值和增加动作延时。

（4）校核发电机组过速保护，确保安全下，可适当提高发电机过速保护定值，防止孤网高周运行时，过速保护切除发电机后，出现有功缺额过大，电网瓦解。

（5）合理选择并列点，配备同期装置，核对并列条件，并适当放宽，频率差可按0.2Hz设置，电压差可按10%～20%设置。

（6）注意退电容器，投电抗器，控制发电机无功出力，必要时进相及停运部分线路。

4结束语

复合型电网发生失去系统供电电源的事故时，借助网内电源点，从调度运行控制、负荷管理、继电保护和安全自动装置管理、厂网协调管理等方面采取有效的措施，可增加独立电网孤网运行的可能性和持续性，提高电网抵御事故的能力，降低停电损失。

参考文献：

[1]李坚.电网运行及调度技术问答.北京：中国电力出版社，2004

[2]毛锦庆.电力系统继电保护实用技术问答.中国电力出版社，2007