小水电是一种典型的分散式电源，具有因地制宜、规模小、投资少、就地成网、就近消纳等特点。某电网各变电站接入的小电点多面广，且机组容量小，由于受到地理条件限制，一般採用单联络线跟主网相联，线路保护简单。

在上级110kV线路发生故障时，在丰水期存在区域电网短时稳定后解列，但是小电运行特性有很大的不确定性，极有可能造成110kV重合闸的检无压、检同期条件均不满足，错过重合时间最终导致上级110kV线路重合闸不成功而造成110kV变电站失压。

1.简单的解列装置

由检测失步的失步继电器和相应的执行开断的装置构成。根据事前系统计算分析的结果 ，配置于预先选定的系统合理的解列点上（相应的变电所内）。

2.综合型解列装置

配置在各变电所内的解列装置通过通道进行信息交换及综合判断，选择在最适当的地点实施解列。

为了解决当线路发生瞬时故障，因小电影响导致110kV变电站失压，小电无法上网这一系列问题，已有的小电解列方式设定逐渐不满足对供电可靠性要求，需要对解列方式进行最佳化，当前主要存在以下几个问题：

1. 当110kV变电站併网通道发生故障，採用解列重合闸方式跳开带有小电的併网线路，但此类线路多为各县电网与系统联网的主要联网点，併网断路器联切后，由于各县电网的稳定性差，易造成各县电网瓦解及城市重要负荷损失。

2. 由于各变电站基本未装设故障解列装置，且小水电机组运行特性複杂，为防止非同期合闸对发电机造成的冲击，110kV变电站35kV带小电线路重合闸均退出。当此类线路发生瞬间故障时，不能通过重合闸迅速恢复送电，降低了供电可靠性。

3. 110kV变电站基本装设有中、低压侧备自投装置。为防止备自投动作造成非同期合闸冲击併网发电机，而增加了联切迴路和备自投闭锁迴路，在备自投动作合备用断路器前，联切併网小电线路，但增加的环节容易因为压板误投切、小电併网断路器位置接点有缺陷等原因而造成装置拒动、误动，降低了供电可靠性。

现考虑将小电併网线路上的故障解列点由系统侧调整至各县公司管辖範围内，从而提高供电可靠性。

1.解列点设定原则

1) 设定的小电故障解列点儘量靠近电源点，解列后变电站失压站数最少为宜。

2) 确保解列点解列后片区小网不会出现高频、过压而造成用户设备损坏。

3) 以35kV电压等级接入系统的电厂原则上设定在35kV变电站的併网开关，电厂侧有条件的情况下，可以考虑设定在电厂侧。

4) 对于以10kV电压等级併入35kV变电站的电厂，点多面广，运行维护水平低，管理困难大， 原则上设定在上级35kV变电站10kV併网开关。

2.技术原则

1) 对35 kV变电站系统接线要求：併网线路系统侧必须装设线路TV（系统侧投检无压重合闸），35kV变电站即有负荷又有小电源併网。

由于小水电一般是径流式发电，受到季节性影响比较大，有水多发，无水不发，故障解列功能配置与併网变电站供求关係有关係：必须具备低压、过压、低频、高频解列功能。必须使用专用故障解列装置，不得使用具有压差闭锁和频差闭锁功能的低频低压减载装置作为故障解列使用，且装置动作电压取自35kV母线TV或者10kV母线TV，35kV变电站联跳所有小电併网的断路器，电厂联跳所有发电机出口断路器或者升压变高压侧断路器，同时需接入母线电压3U0及联网线路的电压。

2)其它基本要求：安装解列点的上级线路需装设有线路TV，且保护装置具有检无压重合闸功能，若无线路TV或检无压功能则不允许投入重合闸。现场安装时必须安装出口投退压板，可以根据运行方式变化进行投退跳闸出口。

1.调整后的优势

小电故障解列点从系统侧调整至35kV变电站或电厂则，结合普洱各县级电网的实际情况，形成普洱电网小电故障解列点最佳化设定方案。解列点调整后的优势：

1) 在110kV变电站併网通道瞬时故障时，由故障解列装置直接切除小电併网断路器，可以避免联切县公司35kV变电站负荷，保证部分重要35kV变电站不失压、负荷不损失。

2) 在35kV併网通道瞬时故障时，能通过重合闸补救，消除了因瞬时故障而造成局部电网与系统解列的风险。

3) 将小电併网线路上的故障解列点由系统侧移至县公司35kV变电站侧后，新建110kV变电站可考虑取消配置备自投或线路保护联切小电併网断路器迴路，降低110kV变电站二次迴路的複杂程度。

2.存在风险及控制措施

1）在丰水期发电能力足够的情况下，在110kV变电站解列小电线路，解列的电网存在发供电平衡的可能，若解列点调整后，在系统故障时所有小电均被切除，在故障为永久故障重合闸不成功时则直接导致县电网瓦解。

控制措施：通过110kV线路跳闸的统计来看，发生永久故障的机率较小，同时在110 kV 联网线路跳闸后，县电网基本崩溃，调整后县电网崩溃的风险依然存在。需要加强线路维护工作，儘量避免永久性故障发生。

2）故障解列点调整后，110kV变电站将不再设定联切迴路，若存在县公司的解列装置不能可靠解列小电，可能造成110kV变电站线路重合闸动作不成功，存在110kV变电站失压的风险。

控制措施：

要保证每个公司安装的故障解列必须为专用的故障解列装置，具有低频、高频、低压、过压解列功能，不能用低频低压减载装置代替故障解列功能，保证在110kV联网通道发生故障时能够可靠动作。

3）故障解列点调整后，在发生110kV线路故障时，由于故障解列装置安装点距离故障点电气距离较远，电压下降幅度较小或基本不变，造成低压解列不能準确判别，只能靠频率进行判别，同时故障解列装置的定值没有一个标準的算法，只能设定经验值。

控制措施：

a 建议将带有小电的110 kV线路保护进行改造，保护的重合闸升级为具有慢速重合闸功能，也即延长重合闸检无压（检同期）的检测时间，保证在故障解列装置未可靠动作情况下，可以在小电网自行解列（一般最长时限约为6min）后再进行重合，从而减少因故障解列装置拒动而造成110kV变电站失压的情况发生，同时根据修编后的《南方电网10 kV～110kV线路保护技术规範》要求，新建110kV线路保护自动重合闸整组复归时间固定为10min，技改工程在现场接线满足的条件下可参照执行。建议结合停电计画，逐步将有小电上网、所供片区负荷具有较大稳定可能性的线路保护进行升级改造，增加慢速重合闸功能。

b.结合其他局经验及普洱电网的特点设定定值，同时每次动作后及时收集动作信息，对动作值进行分析逐步最佳化定值。

4）故障解列点调整到县公司后，故障解列装置的整定、调度、维护都由各县公司进行管理，在运行操作、管理、维护等方面带来误整定、误操作（压板误投退、定值区误投切）、装置拒动误动等风险。

控制措施：

a.要求各县调必须密切跟蹤小电开停机情况来投退解列小电功能；

b.各县公司必须做好日常装置的巡视维护工作，在装置发生异常时要及时汇报处理；

c.各县公司必须做好定值的整定计算和执行，定值必须经过地调的审核，避免因整定或执行错误而造成装置拒动或误动；

d.加强对县公司的运维及调度人员的培训工作，确保对故障解列装置的运维水平和管理水平得到全面提升。

5）故障解列点调整到各县公司后，由于各公司变电站的信号未接入到地调，地调调度人员不能及时掌握装置的状态以及动作信息。

控制措施：

a.做好现场运行人员的培训工作，在装置动作或异常时能够準确及时报送信息；

b.加快35 kV变电站光纤全覆盖範围，将故障解列装置信息传送地调。

水电在电力供应结构中站了很大的比重，但是小水电的管理水平相对滞后，随着大规模的小水电併网运行，对电网的影响越来越显着。小电运行特性较複杂，可能导致重合闸不成功而造成110kV变电站失压，通过对故障解列点设定进行最佳化，很大程度上提高了供电可靠性，减少了小水电弃水，窝电，使普洱电网儘可能就地消纳小水电电量。方案有效性在实际工程中得到了验证，对小水电群富裕地区小水电上网有一定的参考意义。

下一步要重点做好以下工作：一是针对因无线路TV或线路TV损坏而无法投入重合闸的，及时报技改项目进行安装和更换，儘早满足重合闸投入条件；二在有新增或变更小水电线路时要及时沟通，并做好故障解列线路的接入或调整工作；三是持续做好故障解列装置动作的相关信息收集，以便于进行分析最佳化。