220kV电网分区（通用9篇）
220kV电网分区 篇1
0 引言
随着中国500 kV输电网架的形成,220 kV电网逐步向次输电网转变。电源建设快于电网建设导致系统短路容量迅速增加,致使部分变电站主变压器(以下简称为主变)的短路电流水平超过断路器的开断能力。为解决此问题,一些地区已经形成了独立的220 kV分区电网。电力系统分层分区运行将成为中国电力系统运行的发展趋势。在经济发达、负荷密度高的地区,电力系统分层分区运行已实施[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。在一些经济发展势头比较好的省(市),分层分区运行也势在必行[10,11,12]。江苏省作为全国经济发达的大省,为满足急剧增长的用电需求,保证电力系统运行的安全性,2008年夏季高峰负荷时已在苏南电网形成了按9个分区运行的格局。
分区是指以1个或多个500 kV变电站为中心,带动220 kV地区负荷分片运行的网络格局,即不同分区的220 kV电网间是解环运行的。500 kV网架作为主网,承担着各分区间功率传输;各分区内的220 kV供电线路则形成放射状或局部环网的独立网络结构。正常运行时,相邻分区间所有220 kV联络线处于开断状态,当该分区异常或故障时,在保证短路电流不超标的前提下,应闭合部分220 kV联络线以提供功率支援,保证供电可靠性。
目前,电网分区的主要驱动力是短路电流水平超过断路器的开断能力,因此分区是在短路电流超标的情况下进行,可以认为这种分区是被迫和被动的。目前,分区的各个片区一般是凭经验采用启发式方法逐步形成,因而这种分区存在一定的局限性,主要表现为:无法保证可靠性,即有可能在一个分区内没有220 kV并网的发电厂;无法保证分区的可扩展性,即有可能使得各分区的短路容量裕度不平衡,有的分区无可扩展的余地。
本文在分析分区问题的原则和要求的基础上,提出了电网分区优化模型,以克服凭经验启发式方法分区所带来的问题。
1 分区的优化建模
对电网进行合理和优化分区,使分区既能解决短路电流超标问题[13],又能更好地满足分区运行的可靠性和可扩展性。基于分区的可靠性和可扩展性原则,分区重构应重点考虑以下原则:①各个分区的主变负载率尽可能均匀分布[14,15];②每个分区至少要有1个发电厂电源以保证分区供电可靠性;③每个分区的短路容量有一定的裕度,使分区留有一定的可扩展余地。根据上述分区原则,在优化建模中将各项原则分别考虑在目标函数和约束项件中。
1.1 目标函数
分区优化的目标函数可表示为:
式中:Dmin为所有分区中主变负载率的最小值,Dmin=min(D1,D2,…,Dm);Dmax为所有分区中主变负载率的最大值,Dmax=max(D1,D2,…,Dm);Dj为主变负载率。
主变负载率按年平均负荷考虑:
式中:i=1,2,…,n;n为总负荷数;Ωj为第j(j=1,2,…,m)个分区,并且满足
1.2 约束条件
1)电压约束
2)变电站功率约束
式中:Si为第i个变电站功率;Sj为属于第i个变电站的第j个负荷功率。
3)支路电流约束
4)网损约束
式中:Ploss为网损的限值。
5)分区供电可靠性约束。
保证每个分区至少有1个发电厂。
6)孤立区域约束。
电力系统中任意两节点之间至少存在1条由支路构成的路径。
7)短路电流约束
式中:Ilimit为短路电流上限,一般而言,500 kV变电站200 kV母线的短路电流约为50 kA。
2 分区优化方法实现的思路与流程
2.1 定义
首先对优化需应用的一些概念进行定义。
1)边界节点:
指相邻两分区间相连的负荷节点。如图1所示,节点1,2,3,4均为负荷节点,2个分区分别为A分区、B分区。节点1属于A分区,节点3属于B分区,它们通过支路L3连接。由于2个节点位于不同的分区,因此节点1,3为边界节点。
2)外边界联络线:
指边界节点间的连接线,如图1中的L3,也可称为分区之间的联络线。
3)内边界联络线:
指边界节点与其所在同一区域节点间的连接线,如图1中L1和L2,L1为节点1的内边界联络线,L2为节点3的内边界联络线。一个边界节点的内边界联络线可能有多条。
2.2 分区优化实现的思路
分区优化实现的主要思路是:首先以每个500 kV变电站为核心进行电网的基本分区,然后根据目标函数达到最优值的原则进行基本分区的归并;在此基础上,对边界节点按目标函数进行优化分区,得到该分区后再校核所有的约束条件,如满足便得到最优分区,若不满足则再进行优化。下面将针对此思路进行进一步解释。
1)基本分区。
电网的基本分区是以每个500 kV变电站作为分区的电源,将电网分成以每个500 kV变电站各带一片220 kV的基本分区,它为电网优化分区提供基础。基本分区是以负荷与发电厂间的电气距离和变电站功率约束为条件,进行负荷和发电厂的聚类,形成以每个500 kV变电站为核心的基本分区,显然它们还不是最优解。
在进行负荷和发电厂的聚类时,所使用的电气距离以网络的导纳矩阵为依据。这里定义网络中任意两点之间的电气距离就是导纳矩阵对应元素的模,即Li,j=|Yi,j|。可以看出,电气距离越大,导纳矩阵对应元素的模越大,两节点间的联系越紧密;而聚类的过程就是将负荷和发电厂归并到电气联系最紧密的500 kV变电站。
2)分区归并。
分区归并是以目标函数达到最优为原则进行基本分区的归并。归并分区包括 2个方面的内容:一个是发电厂的归并;另一个是负荷的归并。但此时对边界节点不进行处理。归并都是以电气距离最短为原则。分区归并不仅实现了各分区的供电量均匀分布,而且确定了分区的数目。
3)边界节点的优化。
边界节点在基本分区完成后得到,是采用该节点到主变的电气距离最小为准则确定的。此时,边界节点的负荷量并没有参与分区负荷量的优化,因此,要得到全系统目标函数最优,应使所有边界节点的负荷量都参与优化,而且边界节点的优化仍然是以目标函数最大为前提。在进行基本分区和分区归并后,将每个分区的边界节点负荷量按从负荷量最大的分区到负荷量最小的分区的顺序依次进行优化。该优化过程通过Tabu搜索算法完成。
4)退步优化。
退步优化主要是针对已经优化好的分区进行短路约束校验。对于短路电流仍然超标的分区,进行再分区,或者进行分区内部的调整,例如进行解环操作等。再分区或内部调整后,不仅要满足短路电流不超标,而且要满足网络的其他约束,即电压和支路电流等约束。
2.3 分区优化算法
根据上述分区优化思路,可得到图2所示优化算法流程。
3 算例分析
本文采用Tabu搜索[16]算法进行优化求解。以某省电网为研究对象,对2008年的苏南电网进行了优化分区。短路电流主要考虑500 kV变电站的220 kV母线的三相短路电流。优化前后分区的总数仍为8个。优化前ML分区无发电厂,而优化后每个分区中都有发电厂电源支撑,这样大大提高了各分区的供电可靠性。表1给出了主变负载率标准方差。可见,优化后的每个分区的主变负载率集中度更好,即分布更均匀。
优化前后的短路电流比较如表2所示。可以看出,在13个变电站中,10个变电站的220 kV侧的短路电流有不同程度的降低,3个变电站的220 kV侧的短路电流与优化前相比有不同程度的增加。因此总体上看,短路电流下降的变电站的数量居多,整个系统的短路容量裕度有所提高。
由以上分析可知,本文所提出的分区优化模型能满足电力系统优化分区的要求。
220kV电网分区 篇2
国家电网公司部门文件
基建建管〔2005〕67号
各有关单位： 关于国家电网公司220kV和110kV变电站 典型设计协调组第二次协调会议纪要
2005年8月10日，国家电网公司基建部组织，中国电力工程顾问集团公司配合，在北京组织召开了国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计协调组第二次协调会，协调组有关单位和专家参加了会议。会议对变电站典型设计的指导性意见，进度安排，各省阶段性成果的内容和形式，技术方案组合与设计分工，设计报告编制要求以及存在的问题进行了讨论，现将会议纪要如下：
一、会议重申了本次典型设计要认真贯彻落实公司集约化管理思想，始终坚持“安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，努力做到统一性与可靠性、先进性、经济性、适应性和灵活性的辩正统一。
— 1 — 特别是要协调好统一性、适应性、灵活性和先进性之间的关系，发生矛盾时按照后者服从前者的原则进行处理。至于经济性和可靠性之间的关系，要按照公司利益最大化原则，综合考虑工程初期投资和长期运行费用,追求设备寿命期内最优的经济效益。
二、模块化设计是变电站典型设计的精髓，在设计和推广应用过程中必须始终坚持模块化设计理念
模块化设计是通过有限的技术方案组合实现变电站典型设计“适应性”和“灵活性”的必要手段。变电站典型设计各方案中，如各电压等级配电装置、主变压器、无功补偿装置、站用电、主控楼等是开展典型设计工作的“基本模块”；变电站典型设计各方案中“基本模块”的规模，如各个电压等级的出线回路、无功补偿组数及容量大小、主变压器台数及容量等，都是典型设计工作的“子模块”。具体工程可通过“基本模块”的拼接和“子模块”的调整，方便形成所需要的设计方案和投资概算。
国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计推荐方案是各省公司编制实施方案的基础。推荐方案共有220kV变电站典型设计基本方案13个和110kV变电站典型设计基本方案10个（技术方案组合见附件1、2），这些基本方案中的“基本模块”能满足公司系统内绝大部分变电站的设计要求。各省公司在编制实施方案时，首先可在推荐方案中直接选择适用于本省的方案，纳入各省的实施方案中；对于推荐方案中不直接适用的，各省应采用模块化的思想，分析推荐方案，从中找出适用于本省的“基本模块”，— 2 — 再通过“基本模块”的拼接或“子模块”的调整形成拼接方案，纳入到各省的实施方案中；由于地区特殊性和差异性，各省可根据推荐方案的设计原则和思路，设计1～2个特色模块或方案，纳入本省的实施方案中。国家电网公司推荐方案设计首先追求 “基本模块”和各方案的内部优化，在不影响“基本模块”和方案本身合理性的前提下，再考虑不同方案之间的模块拼接，各省公司在通过拼接得到实施方案时，也必须对实施方案进行整体优化。
在具体工程设计阶段，也要采用模块化设计思想，因地制宜的采用典型设计实施方案。在具体工程设计时，对于典型设计范围以内的部分，设计单位要根据实际情况，将典型设计实施方案的模块作为基本要素进行拼接组合，以满足实际工程要求；对于典型设计范围以外的部分，设计单位应因地制宜，按具体情况开展工作，确定相关外部条件。通过典型设计实施方案的推广应用，设计单位可以集中精力进行模块拼接和外部环境处理，大大提高设计质量和工作效率。
三、各省典型设计阶段性成果编制有关要求
由于本次国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计中，推荐方案和实施方案是并行开展工作的（工作流程见附件3）。为了合理有序开展工作，减少重复性工作，现将各省公司下一阶段典型设计工作要求进一步明确如下：
（一）各省典型设计技术导则
按照整体进度安排，各省公司应在8月15日之前完成各自
— 3 — 技术导则的编制和审定工作，并上报国家电网公司核备。
技术导则是变电站典型设计的输入条件，包括两部分：各专业的技术要求和各方案的技术组合，是指导设计单位开展下一步工作的基础条件。各省公司要按照《国家电网公司220 kV和110kV变电站典型设计指导性意见》的要求编制技术导则，这是贯彻国家电网公司集约化管理的过程，是集约化管理在省公司层面上的体现。
（二）各省典型设计阶段性成果
按照整体进度安排，各省公司应在9月20日之前完成各自的典型设计阶段性成果，并上报国家电网公司。
各省公司应在本省技术导则的基础上，按照国家电网公司技术导则和推荐方案（初稿）（具体见协调组第三次协调会议内容）相关要求开展工作，形成各省阶段性成果。阶段性成果主要包括以下三个部分：各省技术导则（修订版），本地区特色的方案或模块，对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。
第一部分技术导则（修订版）。各省应按照推荐方案（初稿）有关内容修改本省技术导则，将推荐方案（初稿）中的“基本模块”进行拼接，形成各省典型设计方案，并纳入技术导则（修订版）。各省技术导则（修订版）具体修改部分应用斜体下划线标出；在技术导则“方案技术条件一览表”中新加一栏：“
9、基本模块拼接”，说明该方案是采用推荐方案（初稿）中哪些 “基本模块”或“子模块”拼接、调整而成。
— 4 — 第二部分：本地区特色方案或模块。地区特色方案或模块是指在本地区具有代表性，而无法通过推荐方案模块拼接、调整得到的方案或模块。对于地区特色方案或模块，各省公司应组织力量精心设计，上报时应提供相应的设计图纸，国家电网公司将统筹考虑，认真筛选，具有典型性的方案将择优纳入推荐方案中。各省公司在上报地区特色方案或模块时，应说明这些特色方案或模块的应用情况（包括已通过审查但未投运的变电站）。
第三部分：对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。各省公司应组织基建、生产运行、调度、设计等单位对国家电网公司技术导则和推荐方案初稿进行讨论，提出建议和意见。特别针对推荐方案初稿，各省公司若有更优化、更合理的方案，应与建议和意见一起上报，必要时可附图。
四、推荐方案技术方案组合原则与设计分工
技术方案按照各个方案的典型性和各方案“基本模块”的典型性进行组合：220kV变电站典型设计有户外站和户内站两大类，其中户外站为8个方案，户内站为5个方案，共计13个方案；110kV变电站典型设计有户外站、户内站和半地下站三大类，其中户外站为3个方案，户内站为5个方案，半地下站2个方案，共计10个方案。技术方案组合与设计分工见附件1、2。
以220kV变电站典型设计推荐方案技术方案组合与设计分工一览表为例，每个方案由主变容量及台数、出线规模、接线形式、无功配置、配电装置、布置格局和负责院组成,其中：
— 5 — 主变台数及容量：例如“1/2×120MVA”是指该方案本期建设1台120MVA主变，远景2台20MVA主变。
技术方案组合中，主变台数考虑了本期1台和2台，远景2～4台的情况；主变容量考虑了120、150、180和240MVA主变的模块。
出线规模：例如“220kV：2/4回”是指该方案本期220kV出线2回，远景4回。
技术方案组合中，对于户外变电站，220kV出线规模按照终端变和中间变进行区分：终端变220kV远景出线4回，中间变220kV远景出线6回或8回；对于户内变电站，仅考虑终端变，220kV远景出线2～4回。110（66）、35（10）kV出线按主变容量和台数设定。
接线形式：例如“220kV单母线/双母线”是指该方案220kV本期采用单母线接线，远景采用双母线接线。
技术方案组合中，对于户外变电站，220kV接线形式采用双母线或双母线单分段，并考虑了在本期规模较小时采用单母线作为过渡接线的情况，110（66）kV采用双母线或双母线双分段接线，不带旁路母线，35（10）kV全部采用单母线分段接线，并考虑了低压侧仅接无功和站用变时采用单母线接线；对于户内变电站，220kV接线考虑了内桥，线路变压组和单母线分段等多种接线，110（66）kV接线考虑了双母线和单母线分段接线，35（10）kV全部采用单母线分段接线。
— 6 — 无功配置：例如“2×6Mvar（电容）/主变”是指该方案每台主变配置2组6Mvar并联电容器。
各方案的容性无功补偿装置的容量按主变压器容量10%～30%，确定单组容量和组数；感性无功补偿装置按假定条件设计。
配电装置：例如“220kV软母线改进半高型”是指该方案220kV采用软母线改进半高型配电装置。
技术方案组合中，对于AIS配电装置，220kV考虑了软母线中型，软母线改进半高型、支持管母线中型、悬吊管母线中型等配电装置型式，110kV考虑了软母线改进半高型和支持管母线中型配电装置，66kV考虑了软母线中型和支持管母线中型配电装置，35（10）kV采用户内开关柜；对于GIS配电装置,考虑了户内、户外布置，架空、电缆和架空电缆混合出线的方式。
布置格局：例如“220kV配电装置与110kV 180°或90°布置”是指该方案220kV配电装置（主变进线）与110kV配电装置（主变进线）行对成180°或90°布置。
技术方案组合中，对于户外AIS变电站考虑了220kV配电装置与110kV 180°或90°布置两种情况；户外GIS变电站考虑了220kV与110kV配电装置 180°布置的情况；户内GIS变电站考虑了建筑两列式布置，主变户外布置和全户内布置3种情况。
各省在编制实施方案时，不应拘泥于技术方案组合中单个方案的规模、接线形式、配电装置等具体条件，而应运用模块化的思想，以推荐方案为基础，以“基本模块”合理拼接和“子模块”调整
— 7 — 的方式，对拼接、调整后的方案进行整体优化，确定实施方案。
五、协调组下一阶段的典型设计工作要求
根据国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计的工作需要，协调组增加两次协调会议：
8月31日～9月2日，召开协调组第三次协调会议。主要工作是评审国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计技术导则和推荐方案初稿。推荐方案初稿包括13个220kV和10个110kV变电站典型设计方案的主接线图、总平面布置图、各电压等级配电装置主要断面图、站用电系统接线图、计算机监控系统图、直流系统接线图、二次设备平面布置图和主体建筑（主控楼）各层平面布置图。
9月22日，召开协调组第四次协调会议。主要讨论各省阶段性成果和模块拼接事宜。
六、推荐方案设计报告编制要求
为了便于变电站典型设计编制出版，各设计单位在编制相关设计文件时，图形、文字符号应参照下列标准：图形符号请参照GB/T4728.1～13-1996～2000《电气简图用图形符号》和DL5028-1993《电力工程制图标准》；文字符号请参照GB7159-1987《电气技术中文字符号制订通则》和DL5028-1993《电力工程制图标准》。推荐方案编号原则和具体要求事项见附件4。
— 8 — 附件：1．国家电网公司220kV变电站典型设计推荐方案技术
方案组合与设计分工一览表
2．国家电网公司110kV变电站典型设计推荐方案技术 方案组合与设计分工一览表
3．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计工作 流程图
4．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计设计
报告编制要求
二○○五年八月十八日
主题词：电网 公司 变电站 设计 协调 国家电网公司办公厅
220kV电网分区 篇3
摘要：在区域电网电力系统的电能传输的过程中，由于孤立电网运行的特点，220kV变电站发挥着枢纽变电站的作用，它为整个电力系统的安全、稳定运行提供保障的基础，分析在区域电网系统中的220kV 枢纽变电站一次系统具有极其重要作用和意义。文章主要对区域电网220kV枢纽变电站一次系统进行探析，为类似变电站技术工作提供技术参考。
关键词：区域电网；220kV；枢纽变电站；一次系统
前言
在区域电网的建设中，220kV枢纽变电站是电力系统中的核心电力设施之一，它承担着区域电网电力系统电压变换、接受和分配电能、对电压进行调整等电力系统核心功能，同时也能控制电力系统潮流的流向，从而对整个电力系统的安全稳定与经济运行产生重要影响。由于区域电网网架结构薄弱，采用孤网运行方式，存在电源容量小，系统稳定性差，用电负荷特殊等问题，为保证电力系统的安全稳定和高效运转，有必要对变电站的一次系统进行分析。
1.220kV枢纽变电站主变压器
根据现有电力系统的调查分析和电力系统中长期电力负荷需求预测以及潮流分析结论，结合本区域电网规划建设情况，通过分析典型设计方案，计算变电站需要的变电容量，查阅相关行业标准与技术要求，选择主变压器的容量为2×180MVA。
变电站设三个电压等级，分别为220kV、110kV、10kV，所选择的主变压器为三绕组变压器，型号为SFSZ11-180000/220，接线组别YN，yn0，d11，额定电压比230/115/10.5，阻抗电压百分比分别为Ud（1-2）=14%，Ud（1-3）=23%，Ud（2-3）=8%。
主变中心点接地方式为：220kV及110kV侧采用经隔离开关和保护间隙接地方式，10kV侧采用不接地方式。
2.220kV枢纽变电站电气主接线
2.1主接线的基本要求
2.1.1可靠性
枢纽变电站中电气主接线的可靠性是满足整个区域电网电力系统稳定运行的根本条件，影响电气主接线可靠性的主要方面包括各种电气设备元件的可靠性参数、主接线方式、电网系统结构，如断路器、隔离开关、母线、继电保护装置等电气设备元件的可靠性。电气主接线应满足电气设备检修时减少对区域电网系统供电的影响，设备和线路故障检修时，减少停电用户的数量和停电时间，以保证对重要用户的供电。
2.1.2灵活性
枢纽变电站中主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备，切除故障，停电时间最短、影响范围最小，并且在检修时可以保证检修人员的安全。
2.1.3经济性
主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其发挥最大经济效益。
2.2枢纽变电站的几种主接线方式
影响变电站的电气主接线选择结果的要素有变电站在区域电网系统中所处的环境和地位、负荷的性质、出线回路数、区域电网结构等。主接线代表变电站电气部分的主体结构结线方式，同时还是电力系统网架结构中不可替代的组成部分，它与电力系统的运行可靠性、电气设备的选择、各电压等级配电装置布置、继电保护配置及安全自动装置的设计、主要电力负荷的特性及分布情况等方面都有着密切的联系。
2.2.1单母线接线及单母线分段接线
（1）单母线接线。单母线接线的每一回路都通过一台断路器和一组母线隔离开关接到这组母线上，这种接线方式的优点是简单清晰，设备较少，操作方便和占地少。缺点是供电可靠性低。
（2）单母分段接线。用分段断路器对单母线进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性；当一段母线发生故障，通过分段断路器切除故障段母线，减少停电范围，缺点是母线故障或检修时，仍有停电回路。
2.2.2双母线接线及双母线接线分段接线
（1）双母线接线。双母接线就是布置两组母线可同时相互进行备用的电气主接线方式。利用母线联络断路器将两组母线互相联系在一起。它的主要特点有供电可靠、调度灵活、便于扩建等。
（2）双母线分段接线。为使母线故障的停电范围进一步缩小，可应用双母分段接线，把工作母线分为两段，每一段工作母线利用各自的母联断路器与备用母线相连，把出线回路以及电源在两段工作母线上均匀地分布。双母接线分段接线具有更高的可靠性，当其中一段工作母线出现故障后，通过继电保护的作用下，退出故障段母线运行，将故障段母线所连的回路切换到备用母线上，即可恢复供电。缺点是增加了断路器数量，增加占地面积，投资有所增加，但不仅具有双母线各种优点，并且任何时候不会造成非故障回路停电，有很高的可靠性和灵活性。
2.3枢纽变电站电气主接线选择结果
电压等级：220/110/10kV
各电压侧出线回路数如下：
220kV：14回，接線方案：双母线分段接线
110kV：8回，接线方案：双母线接线
10kV：12回，接线方案：单母分段接线
3.主要配电装置的型式
3.1短路电流计算
按2030年系统容量水平设置计算条件，计算结果如下表：
短路点编号短路平均电压三相暂态短路电流三相稳态短路电流三相冲击短路电流单相短路电流单相冲击短路电流两相短路电流两相冲击短路电流两相接地短路电流两相接地冲击短路电流
d123027.427.468.523.458.523.959.825.263.8
d211526.226.265.5 22.857
d3（电抗器之前）10.583.583.5208.8
d3（电抗器之后）10.525.624.260.5 21.152.8
3.2电气总平面布置
区域电网枢纽变电站的主变压器布置在变电站中区，220kV和110kV配电装置采用户内GIS双列布置，分别布置在站区北侧及东侧，其中220kV和110kV 出线线路电压互感器采用户外敞开式常规布置，10kV配电装置采用户内双列布置；10kV电容器组和电抗器采用户外常规布置。
3.3主要配电装置型式
母线采用三相共箱式主母线，额定电流3150A；220kV SF6断路器采用三相联动分相操作机构，额定电压252kV，额定电流3150A，额定开断电流50kA（3S）；220kV 隔离开关额定电压252kV，额定电流3150A，额定开断电流50kA（3S）；220kV电流互感器额定变比2×2000/1A；220kV电压互感器变比220/0.1/0.1/0.1/0.1kV。110kV SF6断路器采用三相联动共箱式操作机构，额定电压145kV，额定电流3150A，额定开断电流40kA（3S）；110kV 隔离开关额定电压145kV，额定电流3150A，额定开断电流40kA（3S）；110kV电压互感器变比2×1200/1A，110kV电压互感器变比110/0.1/0.1/0.1/0.1kV。电容器组无功补偿装置容量2×（4×8Mvar），串联电抗器电抗率5%和12%；并联电抗器容量2×（2×10Mvar）；
4.继电保护和自动装置
220kV电网分区 篇4
关键词：220 kV,分区电网,典型结构,最优网架,遴选方法
在中国500 k V电压等级输电网络发展过程中,随着各地负荷水平的不断提高和220 k V侧上网电厂装机容量的逐渐增大,电力系统面临着500/220 k V高、低压电磁环网[1,2,3]和500 k V变电站220 k V侧短路电流超标等现实问题。目前,主要采用电网分层分区[4,5,6]运行方式解决这一问题,而且无论从实践还是理论方面,对于从解开高低压电磁环网角度的电网分层分区的研究和论述均较多见。而对于电网分层分区的典型结构并形成通用的指导性意见的理论研究较少。本文在考虑分区供电可靠性的基础上,结合500 k V电站带220 k V变电站的数目和220 k V变电站的空间分布特点,建立了220 k V电网典型分区结构。将系统的可靠性指标转换成经济指标,以经济总费用(折合到年值)最低作为多个模式的选优标准,对典型分区结构进行优化遴选,确定出单座与多座500 k V变电站在有无220 k V电厂下的最优网架结构,以为电网的分层分区、规划发展提供参考。
1 典型分区结构定义
典型分区结构是指对于多个同类场所具有一定通用性与普遍性的电网分区接线方案,其价值是可作为规律和范例加以推广应用到具有同类特点、同类要求的多个场所,避免对同类的场所进行重复考虑和计算。
典型电网分区的接线原则:
1)可靠性原则。根据系统可靠性原则,在220 k V电网的分区结构中任何一个负荷点至少应该有两个或两个以上的供电渠道对其供电,即一条输电线路发生故障时不至于导致该负荷点停电。
2)经济性原则。系统走廊与输电线路及其相关附属设备的建造与运行维护费用应该在保证可靠性原则上尽量做到费用最低。
3)灵活性原则。系统结构能适应电力系统的近、远景发展,便于过渡,尤其要注意到远景电源建设和负荷预测的各种变化,并且能够方便调整。
2 220 k V电网典型分区结构
220 k V分区网架结构与电源站点和负荷站点的分布和个数存在普遍性关系,主要体现在:在实际运行过程中,500 k V变电站与220 k V变电站的地理位置并不是随意分布的,而是存在一定的普遍性。根据文献[7]的计算分析,单座500 k V电站所带220 k V电站个数一般为4个与6个。单座500 k V变电站的供电区域可以抽象为圆形、扇形两种,即220 k V变电站“集中于电源一侧”和“环绕电源周围”两种典型的位置分布[8],多座500 k V电站或有220 k V上网电厂(220 k V上网电厂可以看作与500 k V电站类似的电源点,但在供电能力与容量极限配合上存在差异)的供电区域可以视为多个单电源供电区域的组合。
2.1 单座500 k V变电站带分区典型接线结构
以500 k V电站为参考点,根据220 k V电站的普遍性地理位置特点,归纳得出三种空间分布情况:发散分布、集中分布、环绕分布。在单座500 k V电站供4座或6座220 k V电站两种情况下,组合得到以下21种典型的分区网架结构。
2.1.1 单座500 k V变电站供4座220 k V变电站
单座500 k V电站带4座220 k V电站负荷发散分布如图1所示,单座500 k V电站带4座220 k V电站负荷集中分布,如图2所示,单座500 k V电站带4座220 k V电站负荷环绕分布,如图3所示。
2.2.2单座500 k V变电站供6座220 k V变电站
单座500 k V电站带6座220 k V电站负荷发散分布如图4所示,单座500 k V电站带6座220 k V电站负荷均匀分布如图5所示,单座500 k V电站带6座220 k V电站负荷环绕分布如图6所示。
2.2两座500 k V变电站/一座500 k V变电站加一座220 k V上网电厂分区典型接线结构
两座500k V电站可以看作单电源供电区域的组合。220 k V上网电厂可以看作与500 k V电站类似的电源点,但在供电能力与容量极限配合上存在差异。根据两个电源点连线区域之内的负荷节点接线形式,建立独立辐射接线、双节点链式、三节点链式、四节点链式四种典型分区网架结构如图7所示。
2.3 三座500 k V变电站带分区典型接线结构
三座500k V变电站同一片分区的情况比较少,并没有典型接线结构。但出现这种情况时,可以分别两两按照两座500 k V变电站带分区的典型接线结构进行分析。
3 分区结构优选计算
3.1 基于经济性和可靠性的分区结构优选方法
本文采用综合效益最优为选优目标函数,即将系统的可靠性指标转化成经济指标,采用经济总费用(折合到年值)最低作为多个模式中选优的标准。由于220 k V电网电压等级较高,在多回线输电、无功补偿等设备存在下,不同接线模式网损费用的差别并不大。而220 k V作为输电网络,对可靠性要求较高。因此220 k V分区结构优选函数中以可靠性指标与投资运行指标的总经济费用作为目标函数,即
式中:F为方案的总费用;T为方案初始投资的年费用(单位:万元/年);W为输变电设备的运行维护费用和损耗费用(单位:万元/年);EENS为方案年缺电电量期望值(单位:k Wh/年);VOLL为单位停电损失费用(单位:万元/k Wh)。
式中:折现率i取为5%;系统折算年限n取为25年;T0为初始投资费用;输变电设备的运行维护费用和损耗费用W取为初始投资费用的5%。
根据《国家电网公司输变电工程通用造价220 k V输电线路分册》(2010年版)中的数据,220 k V输电线路采用2×LGJ-400/35的初始投资费用平均值约为70万元/km。本文取该数值用于单线路建设费用计算,即
式中:x为负荷点;N为负荷点个数;P(x)为该负荷点断电概率;Lx为该负荷点负荷大小。
VOLL可应用产电比法确定。产电比法是指某一时期、某一地区内国内生产总值(GDP)与消耗电量之比,单位为元/k W·h,它描述了单位电能创造的经济效益,是对电能货币价值的一种社会度量,可以从宏观上估计停电损失。中国2010年国内生产总值达到39.79万亿元,2010年发电量为41 413亿k W·h。考虑220 k V电网的重要性,参考加拿大的做法,取停电损失费为每千瓦时产值的5倍左右,即可确定VOLL的值。
3.2 典型分区结构优选方案
基于该优选方法,对220 k V分区典型网架结构进行优化遴选,确定出每种分区的最优网架。
3.2.1 单座500 k V变电站供4座220 k V变电站
单座500 k V电站供4座220 k V电站优选结果如表1所示。
注:线路长度,km;总投资年值、停电损失、总费用,万元。
接线模式优选计算的结果:
1)对于单个500 k V电站供4个220 k V变电站,负荷点集中于电源同一侧,负荷发散式不均匀分布的情况下,推荐采用带辐射的环网结构。在距离较近的负荷密集处采用链式环网可以较大幅度提高供电可靠性,且造价并不贵。而对于处于远端的负荷点采用从链式环网中枢站引出的辐射供电接线,能保证远端的供电可靠性。
2)对于单个500 k V电站供4个220 k V变电站,220 k V变电站集中于电源同一侧,负荷密集于500 k V变电站的情况下,采用双孔环网接线在总投资增加并不多的前提下可以大幅提升系统可靠性。推荐采用双孔环网结构。
3)对于单个500 k V电站供4个220 k V变电站,220 k V变电站环绕电源均匀分布的情况下,推荐采用双回辐射供电结构。这是由于负荷点较少、线路较少,因此采用双回辐射供电建设费用相比环网增加不多,且双回辐射供电相比单回环网可靠性更高。
3.2.2 单座500 k V变电站供6座220 V变电站
单座500 k V电站供6座220 k V电站优选结果如表2所示。
注:线路长度,km;总投资年值、停电损失、总费用,万元。
接线模式优选计算得出的结果:
1)对于单个500 k V电站供6个220 k V变电站,220k V变电站集中于电源同一侧,负荷发散式不均匀分布的情况下,采用双孔环网接线在总投资增加并不多的前提下可以大幅提升系统可靠性。推荐采用双孔环网结构。
2)对于单个500 k V电站供6个220 k V变电站,负荷点集中于电源同一侧,负荷均匀分布的情况下,推荐采用3个变电站串联的链式环网结构。
3)对于单个500 k V电站供6个220 k V变电站,220 k V变电站环绕电源均匀分布的情况下,推荐采用2个变电站串联的链式环网结构。其建设投资费用相比3个变电站串联增加不多但可靠性得到明显提升。
3.2.3 两座500 k V电站/单座500 k V变电站加220 k V侧上网电厂分区结构
对于两个电源点的电网分区结构选优,可以看作是两个单电源点的组合。在两个电源点连线区域之外的负荷点可以参考单电源点分区结构选优结果。两个电源点连线区域之内的负荷点接线方式可以通过综合选优函数计算。
两个电源点之间通过单节点、双节点、三节点与四节点链式相连的电网结构选优结果如表3所示。
注:总投资年值、停电损失、总费用,万元。
通过两个电源点之间的连接,可使整个系统在一方故障时相互支援,从而提升整个系统的可靠性。因此不推荐两个电源点之间完全独立供电。同时两个电源点之间的负荷点通过两侧的链式连接,可以代替其原本的双回辐射供电线路或环网线路,从而减少输电线路建造数目。代价是相隔另一个电源点较远时,可靠性将会下降,从而导致停电损失费用增加。
通过选优分析可以看出:停电损失费用随着两电源点之间串联220 k V变电站个数的增加而增加。只通过一个220 k V变电站相连时,并没有减少线路条数。而随着串联220 k V变电站个数的增加及减少线路费用的同时,停电损失费用迅速增加。因此,双电源串连链式供电的变电站个数一般不超过四个,对供电可靠性要求较高的区域一般不超过三个。以2~3个220 k V变电站串联在电源点之间为最优。
3.2.4 三座500 k V电站分区结构优选方案
三座500k V变电站同时对一片分区进行供电的情况比较少。对于大部分220 k V电网而言,实现电磁解环和分区供电后,一般不会出现三个电源同时向若干站供电的情况。
4 结论
本文介绍了220 k V典型分区结构的定义和接线原则。在考虑分区供电可靠性的基础上,结合220 k V电站的空间分布特点,给出了25种典型的分区网架结构及兼顾系统经济性与可靠性的优化方法,然后利用该方法对典型分区结构进行优化遴选,确定出单座、多座500 k V变电站在负荷发散、集中、环绕等分布情况下的最优网架结构,以为电网的分层分区建设提供理论支持,同时也可为500/220 k V规划发展提供参考。
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220kV远景电网研究 篇5
某地区变电站站址和线路走廊越来越趋于紧张和难以协调。为指导玉溪市统筹协调、远近结合实施220 k V电网建设, 并为规划变电站站址和线路走廊规划与城乡建设有效衔接提供必要前提, 有必要开展玉溪市220 k V远景电网研究。
在结合玉溪市城市发展规划、产业发展规划及国民经济发展规划基础上, 文中首先对玉溪市远景负荷进行预测, 然后基于负荷预测结果, 开展远景年220 k V变电容量需求分析, 根据各片区负荷发展情况, 进行220 k V变电站布点规划及远景网架构建, 最后提出相关建议。
1 电网概况
2013年玉溪市全社会用电量为140亿k W.h, 最大负荷为2 190 MW。截至2013年底, 玉溪市电源总装机713 MW。
截至2013年底, 玉溪电网已建成500 k V变电站2座, 主变容量为2 500 MVA, 220 k V变电站12座, 主变容量为4 680 MVA。
根据云南电网“十三五”规划成果, 2020年玉溪市全社会用电量约为229亿k W.h, 最大负荷约为3 670 MW。2020年, 玉溪市电源总装机2640 MW (其中新能源装机1 120 MW) 。至2020年, 玉溪电网建成500 k V变电站2座, 主变容量为3 500 MVA, 220 k V变电站16座, 主变容量为6 660 MVA。
2 远景负荷预测
远景负荷预测是远景网架规划的基础[1], 目前中长期负荷预测方法较多, 如人均电量法、弹性系数法、灰色系统法、模糊算法以及综合法等[1~4]。
根据玉溪市远期经济发展目标 (GDP总量规划2030年达5 400亿元) 、玉溪市“一区、两极、两带、十园”的产业总体布局以及玉溪城市总体规划等, 采用弹性系数法、人均电量法、GDP线性回归法、人均电量+大用户法、负荷密度+大用户法等五种预测方法对玉溪市2030年、远景年负荷进行预测。各预测方法得出的玉溪市远景负荷预测结果如表1。
单位:亿k W.h
单位:亿k W.h, 万k W
从预测结果上看, 弹性系数法基础方案与人均电量法+大用户法结果相近, 而人均电量法与人均电量法+大用户法预测结果相差较小, 负荷密度+大用户法结果与人均电量法相近, 而负荷密度+大用户法忽略了农村用电负荷, 预测水平相对偏低。综合分析后, 人均电量+大用户法更能准确反映玉溪市大用户负荷和居民生产生活负荷发展趋势, 因此推荐人均电量+大用户法为玉溪市负荷预测结果, 即2030年玉溪市全社会用电量为448亿k W.h, 远景年年全社会用电量为514亿k W.h。对应推荐负荷预测结果下玉溪各县区远景负荷结果见表2。
3 远景220 k V电网规划
远期玉溪电网220 k V网架基本定位为供电网络, 主要为负荷供电。玉溪220 k V远景网架以双链式供电结构为主, 双辐射供电为辅。其中链式供电结构见下图, 区域内的一组220 k V变电站, 依托两个500 k V站构成双链结构;合环情况下, 对每个220 k V变电站而言均具有双重电源, 供电可靠性较高。结合玉溪市的电网情况, 上级接入点较为充裕, 且现有电网导线截面均不大, 为充分利用现有电网资源, 提高设备利用率, 玉溪电网适宜发展双链式上串两个站的电网结构。
根据电力平衡计算分析, 远景年玉溪220 k V电网最大下网为827万k W, 其中红塔下网为230万k W, 通海下网为130万k W, 新平下网为97万k W, 澄江下网为90万k W, 其它5县下网均在70万k W以内。
220 k V容载比按1.8考虑, 则远景年需220k V变电容量约1 448万千伏安, 根据分层分区平衡情况, 2020年至远景年玉溪市共需新建8座220 k V变电站 (红塔区为城东变, 江川为龙泉山变, 通海为秀山变, 华宁为盘溪变, 易门为浦贝变, 峨山为双江变, 新平为嘎洒变、新平南变) 并考虑相关220 k V变电站增容后可满足下网需求。远景年玉溪220 k V及以上电网接线示意图见图3所示。
远景年, 玉溪220 k V网架定位为供电网络, 目标网架以链式供电结构为主, 兼有外部联络的环网供电结构, 辐射供电为辅。如宁州~玉溪、草铺~宝峰、红塔~玉溪、红塔~宁州、红塔~宝峰、马金铺~红塔间为双链结构, 马金铺~七甸、宁州~红河间为有外部联络的环网结构。新平、元江由于位于玉溪较为边缘地区, 且距离周边州市500 k V或220 k V变电站距离远, 考虑经济性, 难以与周边形成联络, 远景年形成以500k V玉溪变为依托的辐射或三角环网供电格局。
计算表明, 远景年玉溪潮流分布合理, 均满足N-1。在玉溪电网发生220 k V线路故障退出运行的N-1情况下, 不需要采取措施, 电网均能保持稳定运行。短路电流方面, 若远景年规划网架全合环运行, 玉溪电网220 k V变电站没有出现母线短路电流超标情况, 500 k V变电站 (宁州变、红塔变) 220 k V侧短路电流略超过50 k A。因此远景年, 宁州变、红塔变电磁环网需适当断环, 合理断环后, 短路电流可控制在合理范围。
4 结束语
1) 将玉溪远景电网规划提出的电网项目的选址和线路走廊规划与政府部门紧密对接, 争取能够落实到玉溪市城乡规划中。
2) 加强需求侧管理, 建立通畅的信息沟通渠道, 准确、及时地预测电力市场变化, 做好电网建设计划衔接, 保证电力供应。
3) 远景网架构建是循序渐进、逐渐完善和优化的过程, 电网建设过程中要远近结合, 统筹衔接。
摘要：对某市远景负荷进行预测, 然后开展远景年220 k V变电容量需求分析, 并进行远景年220 k V变电站布点规划及远景网架构建。该研究为玉溪市统筹协调、远近结合地实施220 k V电网建设提供了指导, 并为站址和线路走廊规划与城乡建设有效衔接提供必要前提。
关键词：负荷预测,远景负荷,变电容量需求,远景网架
参考文献
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220kV电网分区 篇6
经过多年的电网建设和技术改造, 现代电网主要呈现以下5个方面的特征:
(1) 电网规模较为庞大, 区域内变电站和输电线路较为密集, 并向高电压方向发展。
(2) 一次设备可靠性提高, 电网一次断路器、电流互感器等设备以SF6气体为主绝缘材料, 主变向大型和自冷型方向发展, 设备整体趋于紧凑小型化, GIS、COMPSS设备大量装备。
(3) 保护、自动化、通信设备先进。随着微电子技术、光传输技术和网络技术的大量应用, 保障一次电网安全稳定运行的二次、自动化、通信技术具备微机化、数字化的特点, 并向智能化的方向发展。
(4) 管理信息化水平较高, 伴随着信息网络的完善和企业信息化的建设, 借助信息化手段提升作业效率, 规范业务流程, 并提升企业资源整合能力是现代电网的一项重要特征。
(5) 配套的社会资源能有效支持, 如公路交通、移动通信等社会资源在电力生产中发挥重要作用。
由上可见, 随着变电所数量的迅速增加, 对如何变革变电运行管理模式, 通过优化资源配置, 释放资源效能方面提出了挑战。电网装备水平和生产管理理念的提升, 也给变电运行管理模式的优化变革创造了条件。
2变电所无人值班管理模式分析
变电运行工作的实质就是“对电网所辖变电所实施有效的监视、控制、巡视、维护, 按照调度命令正确地改变设备运行方式, 对现场工作安全状况予以有效控制”。多年来, 供电企业就变电运行模式进行了多方面的探索和尝试。主要的变电运行管理模式见表l。
表1中4种模式各有利弊, 但在不同的电网规模、地域环境、装备水平、技术条件下, 某种模式与相关条件相匹配, 该模式的优点成为影响的主要因素时, 这种模式也实现了效益最大化;与有人值班变电所相比, 无人值班变电所在事故应急情况下的响应速度相对较慢, 运行人员对现场的熟悉程度有所下降, 但从国内外电网建设、发展的方向来看, 对区域电网内的变电所实施集约化无人管理是必然趋势, 只是不同的阶段实施集约管理的范围不同。
“集中监控, 分点操作”的运行管理模式能较大范围地释放人力资源效能, 尤其对变电运行监控人员的集约化方面效益显著, 同时在一定程度上对电网迅速扩张有较好的适应性, 该模式正逐步成为国内电网运行管理的主要发展模式。
3“集中监控, 分点操作”模式应用分析
3.1不同电压等级变电所的值班方式
由于变电所在电网中的重要性、技术水平、设备状况等因素不同, 变电所实施无人值班的条件不同, 在采用“集中监控, 分点操作”模式时, 其现场具体的值班方式也有所不同。不同电压等级变电所值班方式分析见表2。
分析可见, 500k V变电所和220k V及以下变电所的无人值班方式有较大的区别, 因此500kV变电所宜建设单独的监控中心, 实施“集中监控, 变电所少人值班, 集控运行”的管理方式, 220k V及以下变电所可建设区域性的监控中心, 实施“集中监控, 变电所无人值班, 分点操作”的管理方式。
3.2无人值班变电所调度发令方式分析
无论何种运行模式, 由于调度命令在电网安全运行中很重要, 宜尽量减少调度命令传输过程中的环节, 确保命令传递的准确、便捷、安全。调度正令在电网运行过程中流经的环节, 必然成为确保安全生产的重要环节, 而该环节的安全性与调度正令的流量成反比, 因此必须强化相关业务环节。若仍使用“转发令”方式, 必然导致监控中心的安全责任加大, 其管辖幅度受限, 从而削弱了实施“集中监控, 分点操作”模式的效益, 因此, 对于500k V变电所, 实施集控站管理后, 由于对一次设备进行远方遥控操作, 其实际操作的“现场”就在500 k V集控站, 所以“正、预令均到集控站”是最佳方式。而对于220k V及以下变电所, 由于目前尚不具备完全遥控操作的设备条件, 其主要操作任务也必须到现场操作, 所以笔者认为“预令到监控中心, 正令到现场”是较为妥当的方式。
4遥控操作功能的建设与应用分析
变电所实施无人值班管理后, 产生了运行人员与变电所现场设备的时空距离, 而采取遥控操作, 一定程度上是弥补时空距离、减少运行人员路途奔波的有效手段。根据技术条件和操作任务的不同, 在保证安全的条件下实施遥控功能的建设和应用, 是提高“集中监控, 分点操作”运行模式效率的重要手段, 而自动化技术和电动设备的装备, 为一次设备的遥控操作创造了条件, 保护自动化一体化和保护与自动化的通讯联网, 为二次设备的遥控操作创造了条件。
4.1监控中心 (集控站) 遥控操作
根据监控中心的职责分工, 操作任务主要是正常运行中对电网经济运行方式的调整性操作, 如:
(1) 为控制电压合格率和功率因数, 对电容器、主变分接开关进行的遥控操作。
(2) 为控制负荷平衡进行的拉、送负荷操作。
(3) 为控制系统零序阻抗, 根据调度命令进行的单一主变中性点接地开关的拉合操作。
因此, 监控中心的遥控功能是变电所实施无人值班的必备技术条件, 从目前的技术条件和南方电网无人值班工作实际运行情况来看, 监控中心遥控操作完全具备技术条件和管理条件, 有关资料显示, 部分单位也有超过10年的运行经验。随着区域无功综控功能的建设, 监控中心遥控操作的智能化水平也有了较大幅度的提高。
4.2 500 kV监控中心遥控操作
500kV监控中心的遥控操作方式, 必须紧密结合500kV监控中心的组建方式和实际装备情况, 充分发挥设备自动化程度高的优势, 把原来分布在主控室和设备现场的3名运行人员, 通过遥控技术的应用, 改变成分布在集控站和设备现场, 500 kV变电所的操作任务采用“转发令”方式:调度“正、预令”均发至监控中心, 由监控中心根据任务类型进行分解。
(1) 对一次设备操作任务 (主要为线路、断路器、母线设备) , 通过遥控操作的方式实施, 而配套的电源开关、二次空开等操作由现场少人值守运行人员操作, 或将二次设备操作放在工作票的安全措施中执行。
(2) 对二次设备的操作任务, 由集控站转发至变电所现场, 由现场2名留守运行人员操作。
(3) 对主变等设备一、二次设备穿插操作、现场有大型工作任务的操作, 则由监控中心派出操作人员在变电所现场进行操作。
4.3调度端直接遥控操作
当电网实施“集中监控, 分点操作”的运行管理模式后, 特殊情况下的应急能力是必须研究解决的问题。而调度遥控操作, 就是由调度员在调度台直接对变电所现场设备进行遥控操作。由于这种操作方式是将“调度发令”和“运行操作”2项任务进行整合, 从而具有最快的执行速度。具体应用调度遥控操作应考虑以下几个方面:
(1) 紧急处理电网事故和异常时, 响应速度显得尤为重要。由于调度遥控操作具有最快的执行速度, 此时可采用调度遥控操作的方法。
(2) 正常运行方式下, 考虑到调度运行与变电运行的专业性和对电网的关注面不同等因素, 不宜大规模采用调度遥控操作的方式。
(3) 考虑到云南电网地处山区, 遭受恶劣天气的情况较为突出, 在电网建设时应考虑调度台对110 kV及以上电压等级断路器设备遥控功能的建设。
结语
通过分析可见, 实施“集中监控, 分点操作, 变电所根据情况实施无人 (少人) 值班”是较为科学、合理的变电运行管理模式。但在实施中要根据变电所在电网中的重要程度、装备水平和管理要求, 对变电所值班方式、调度发令方式和遥控操作方式等方面采取具体的应对措施, 才能更好地适应现代电网的发展和管理运行的要求。
参考文献
[1]变电站运行导则 (DL/T969-2005)
[2]220kV～500kV变电站电气技术导则 (Q/CSG10011-2005)
220kV电网分区 篇7
关键词：怒江电网,独立网,跳闸,高频切机,低频减载,仿真
0前言
怒江电网位于云南电网的末端,主要经两个通道与云南电网主网相连,怒江电网网架结构不强,与主网联系较弱,一旦发生“N-2”或检修方式“N-1”故障与主网解列,地区电网孤网运行后的高频问题和低频问题十分突出,为了保证电网的安全稳定运行,提高独立网稳定运行的可能性,合理的高频切机和低频减载方案将会起到较大的作用。
以下是对220 k V剑兰Ⅰ回线停电检修的情况下,220 k V福剑线因故障跳闸,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列后,独立电网的运行情况进行分析,并利用PSD-BPA稳定分析程序进行仿真,模拟出独立网运行期间的频率变化情况,提出怒江电网高、低周措施的优化方案,并制定相应的风险管控措施。
1 事件概况
220 k V剑兰Ⅰ回线配合停电,220 k V剑兰Ⅰ回线停电期间,怒江福贡、贡山和兰坪电网经220 k V福剑线单线与主网相连。220 k V福剑线故障跳闸,地区独立电网经过机组高频切机、一次调频动作和部分机组甩负荷,另部分低频减载动作后,独立网维持稳定运行。独立电网经110 k V剑黄线并网运行。
2 跳闸前地区电网电源和负荷
怒江北部用电负荷主要分布在兰坪地区,福贡和贡山地区负荷较小,怒江福贡、贡山的负荷送至兰坪地区后仍有大量的外送需求。
怒江福贡、贡山和兰坪电网经220 k V福剑线单线与主网相连,事故前地区电网总发电出力为217.4 MW,兰坪地区的用电负荷约65.1 MW,福贡和贡山地区总用电负荷约3.5MW,除去部分网损后220 k V福剑线外送负荷约141.89 MW。
3 跳闸后地区电网频率变化
怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列后,地区电网的高频问题比较突出,解网后经机组高频切机动作后,地区电网的频率得到一定程度的抑制。
220 k V福剑线故障跳闸,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列独立网运行,经过2 s后独立网频率达到第一个峰值53.362 Hz,解网7 s后独立网频率低至48.711 Hz,解网14 s后频率达到第二个峰值51.28 Hz,而后频率逐步稳定在50.4 Hz左右,独立网维持稳定运行。怒江福贡、贡山和兰坪地区孤网频率变化曲线详见图1。根据实时频率变化曲线分析,怒江电网福贡、贡山和兰坪片区高频切机方案中应只有第一、第二和第三轮机组动作,第四、第五和第六轮机组均未动作。
4 跳闸后地区电网高低周动作
4.1 高频切机装置动作情况
故障后,地区孤网功率过剩,孤网内纳入高周方案中的机组共计54台(不包含未投产机组),分为6个轮级总切机容量618.7 MW,其中运行的机组有28台,220 k V福剑线故障跳闸后独立网经高频切机、机组甩负荷和一次调频动作后孤网频率得到一定的控制最高值为53.362 Hz,故只有高周第一、二、三轮机组动作,前三轮中纳入方案中的机组共30台,其中运行且应切除的机组共13台(实际切除13台),另有17台机组处于停机状态。
4.2 低周减载装置动作情况
3月30日06时12分19秒220 k V福剑线故障跳闸后,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列,独立网运行7 s后频率达到最小值48.711 Hz,符合低频低压减载动作条件,35k V整流Ⅰ回线动作跳闸。
4.3 孤网后仿真分析
根据收集事故前各厂站的实时数据、负荷情况及机组动作情况,采用PSD-BPA电力系统分析软件对事故情况下孤网的频率变化情况进行仿真,对比结果如表1所示,具体仿真曲线如图2所示:
依据仿真与实时数据对比结果,可以看出仿真结果与实时变化曲线接近,基本上能够真实的反映出电网的实时变化情况。
5 结束语
怒江电网内所有电站均为径流式水电站,丰枯期发电出力变化较大,丰水期怒江电网主要以电力外送为主,枯水期又主要以受入为主。丰水期高频问题和枯水期低频问题依然十分突出,合理的制定高频切机和低频减载方案对抑制电网的频率问题也十分重要。通过这次仿真分析更加体现出了高、低周方案的重要性。为了进一步提高怒江电网孤网后稳定运行的能力提出以下建议:
1)做好怒江电网的规划,电源和负荷合理布局,尽可能的实现电源就地消纳;
2)持续做好怒江电网的机网协调工作,加强对怒江电网BPA数据的参数管理,进一步提升稳定分析水平;
3)滚动修编怒江电网的高、低周方案,优化高频和低频定值,并对方案的实施效果进行仿真校核,提高方案的适应性;
4)加强怒江电网中小水电站的涉网安全管理,进一步规范小水电站的定值管理,督促各电站按照调度下发定值单正确置入定值,确保装置可靠正确动作。
参考文献
[1]黄宗君,李兴源,晁剑,等.贵阳南部电网“7.7”事故的仿真反演和分析[J].电力系统自动化,2007,09.
[2]程旻,吴琛,李玲芳.云南电网主网高周切机方案研究.云南电力技术[J].2008,36(1)1-4.
[3]王兴刚,孙鹏,钱迎春.西双版纳电网高频问题研究.云南电力技术[J].2010,38(2):5-8.
220kV电网分区 篇8
一220k V及以上电网继电保护原则
由于220k V及以上电网继电保护方式较多, 所以在确定使用何种继电保护策略的同时必须遵守一定的原则, 只有在统一的规范要求下, 才能更有效地体现电网继电保护效果。220k V及以上电网的继电保护, 必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证;速动性由配置的全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护以及电流速断保护取得保证;通过继电保护运行整定, 实现选择性和灵敏性的要求, 并处理运行中对快速切除故障的特殊要求。对于300k V、500k V电网和联系不强的220k V电网, 在保证继电保护可靠动作的前提下, 重点应防止继电保护装置的非选择性动作;而对于联系紧密的220k V电网, 重点应保证继电保护装置的可靠快速动作。
二220k V及以上电网继电保护方式浅析
1. 自动重合闸继电保护
自动重合闸装置是当断路器跳开后按需要自动投入的一种自动装置。其正确动作率可达到了99.75%, 采用自动重合闸的继电保护可以在提高供电可靠性的基础上, 保证电网系统并列运行的稳定性, 并纠正断路器的误跳闸。其常用方式有单相自动重合闸和综合重合闸两种。
第一, 单相自动重合闸, 要求在保证选择性的基础上同时拥有足够的灵敏性。在动作时限的选择方面, 除应满足三相重合闸时所提出的要求外, 还应考虑两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性和潜供电流对灭弧所产生的影响。时刻注意:线路电压越高, 线路越长, 潜供电流就越大, 潜供电流持续时间与其大小有关, 而且与故障电流的大小、故障切除的时间、弧光的长度以及故障点的风速等因素有关。单相自动重合闸在绝大多数情况下保证对用户的供电, 并提高系统并列运行的动态稳定性, 但在具体实践中需要有按相操作的断路器。重合闸回路的接线比较复杂, 促使了保护的接线、整定计算和调试工作复杂化。为了弥补以上缺点, 可以通过综合重合闸方式来解决。
第二, 综合重合闸是指当发生单相接地故障时, 采用单相重合闸方式;而当发生相间短路时, 采用三相重合闸方式。实现综合重合闸回路接线时应考虑的以下一些不足:一是单相接地故障时只跳故障相断路器, 然后进行单相重合。二是相间故障时跳三相断路器, 然后进行三相重合。三是选相元件拒动时, 应能跳开三相并进行三相重合。
2. 纵联保护
随着电力技术的发展, 目前220k V及以上电网纵联保护采用反应两侧电量的输电线路纵联保护方式。通过利用通信通道将两端的保护装置纵向联结起来, 将两端的电气量比较, 以判断故障在区内还是区外, 保证继电保护的选择性。
纵联保护一般分为方向比较式纵联保护和纵联电流差动保护两种, 从具体方式上来看, 主要有纵联差动保护、高频保护、微波保护、光纤差动保护等, 在这些方式之中, 灵敏度整定要不得小于2.0。
3. 零序电流保护
零序电流保护一般为四段式。在复杂环网中为简化整定配合, 零序电流保护I、II、III、Ⅳ各段均可分别经零序功率方向元件制约。如实际选用的定值, 不经过方向元件也能保证选择性时, 则经方向元件制约。为了不影响各保护段动作性能, 零序方向元件要有足够的灵敏度, 在被制约保护段末端故障时, 零序电压应不小于方向元件最低动作电压的1.5倍, 零序功率应不小于方向元件实际动作功率的2倍。方向零序电流I段定值和无方向零序电流I段定值, 按躲过本线路区外故障最大零序电流整定。若本线路采用单相重合闸方式, 尚应按躲过本线路非全相运行最大零序电流整定。零序电流II段定值, 若相邻线路配置的纵联保护能保证经常投入运行, 可按与相邻线路纵联保护配合整定, 躲过相邻线路末端故障。否则, 按与相邻线路在非全相运行中不退出运行的零序电流II段配合整定;若无法满足配合关系, 则可与相邻线路在非全相运行过程中不退出工作的零序段配合整定。
三结语
继电保护设计是电力系统安全正常运行的重要保障, 目前已经得到了广泛的应用。
摘要：随着我国电力技术的发展及对电网继电保护的不断研究, 电网继电保护技术有了新的发展, 并逐步走向成熟, 作为电网安全稳定运行的第一道防线, 继电保护无时无刻都发挥着至关重要的作用。本文在认识电网继电保护重要性的基础上, 针对220kV以上电网继电保护进行着重分析, 主要从自动重合闸保护、纵联保护及零序电流保护三个方面对其进行了阐述, 以期为保障电网的安全性、稳定性及正常运行提供借鉴。
220kV电网分区 篇9
近年来随着电力工业的发展,地区电网结构愈来愈坚强,基本满足N-1要求。按照国网公司“大运行”建设要求,地市供电公司将电网调度运行与设备监控运行值班集中融合,实现“大值班”工作模式,优化人力资源配置,提升运行工作效率,基本统一采用“集中监控、分设操作队”运行管理模式。这不仅要求运行人员具备较高技能素质,对电网结构和电力系统保护装置运行可靠性也提出了更高的要求。
目前,220kV变电站内的220kV母线均配置母差保护,在母线发生故障时能准确判断出故障母线并切除故障点。但母线各间隔出线断路器和TA之间发生故障(称为死区故障)时,母线差动保护动作跳开故障间隔所在母线各出线开关后,故障点并未隔离,只能通过上级元件后备保护在较长时限后将故障切除,不利于系统的安全稳定运行[1,2];同时死区故障也使故障范围扩大而难以判断。为此,本文分析了地区电网中常见的死区故障,并根据保护死区故障特点提出了相应的快速保护方案。
1 地区220kV电网典型死区故障分析
1.1 线路开关与TA之间的死区故障
目前,220kV变电站一般采用双母线接线方式,如图1所示。当出线开关与出线电流互感器之间的保护死区k3点发生短路故障时,母线差动保护启动跳开母线上各出线间隔开关,故障点未隔离,对侧线路继续向故障点提供短路电流。因该故障点处于线路两侧电流互感器之外,对电流差动保护来说是外部短路,故线路差动保护不会动作,当对侧电流互感器检测到故障电流后,由线路后备保护启动跳开对侧开关,将故障切除,故障隔离时间较长。
1.2 母联开关与TA之间的死区故障
母联开关保护死区k2发生短路故障时,母差保护启动,大差动元件动作判断母线故障,小差动元件动作选择其中II母故障,跳开母联开关和II母上各出线开关,但故障点未被隔离,I母上各出线间隔继续向故障点提供短路电流。此时大差动元件没有返回,经过0.15s后跳开故障段母线所有出线开关,从而切除了母联断路器死区故障,与此同时使无故障II母失压,减供了大量负荷。
1.3 变压器开关与TA之间的死区故障
220kV母线各出线开关配置失灵保护,当变压器220kV高侧死区k1短路故障时,220kV侧母差保护动作跳开220kV I母上各出线开关,但不能切除故障,220kV变压器侧高压开关启动失灵保护将主变三侧开关断开隔离故障点。
2 现有保护死区方案
220kV线路开关死区故障时,母差保护动作跳开故障点所在母线上所有出线开关的同时,光纤纵联电流保护采取发远跳信号,高频保护停、起信加速对端开关跳闸,快速切除故障,保证系统稳定[3]。
220kV母联开关死区故障时,大差元件动作没有返回,先跳开母联开关,再封母联开关TA,此时小差动元件对死区故障有了选择性,启动跳开故障段母线所有断路器,切除了母联断路器死区故障,避免了两条母线都失压,缩小了事故停电范围[4]。
220kV变压器高、中压侧死区故障时,220kV侧母差保护先动作跳开高/中压侧开关所在母线各出线开关,差动保护未返回,故障电流仍存在,再由快速保护跳开主变另外两侧开关,切除了变压器开关死区故障,保证变压器的安全[5]。
3 保护死区快速保护方案
对现有的针对死区故障的保护方案进行总结后,发现电网保护死区大都位于各出线开关TA处,故障点本身位于下级元件保护范围之内,下级元件的快速保护动作后,故障点未被隔离,进而由上级元件的后备保护动作将故障切除,动作时间较长,不利于系统稳定,同时扩大了停电范围,其本质就是保护死区缺乏快速保护。为此,除设置后备保护外,可增设快速保护,以缩短保护动作时间。下级元件保护动作,开关断开一定时限后封出线开关TA,由母线差动保护大差元件动作跳开母联开关,封母联开关TA。
若为母联开关死区故障,小差动元件和大差动元件共同确保死区故障所在母线的隔离,其保护逻辑如图2所示。
若220kV线路开关死区故障,则母线差动保护动作后将故障点隔离,然后封各出线线路开关TA,判别为线路,线路差动保护启动,差动电流大于判别电流,迅速跳开线路对侧开关,快速切除故障;若死区无故障,则线路纵联保护不会启动。若220kV变压器高/中压侧开关TA死区故障,则220kV母线差动保护动作后,封高压侧开关TA,主变差动保护动作快速切除故障;若死区无故障,则主变差动保护不启动。出线开关死区保护逻辑如图3所示。
4 实用性分析
母联开关死区快速保护在传统母差保护的基础上,使母联开关第一时限跳开,再短接母联开关TA,以此判别并跳开故障母线。出线开关死区快速保护本质是利用对侧元件的快速保护,短接本侧开关TA使对侧检测到故障电流,可作为220kV变压器和线路开关死区的快速保护。短接开关TA的接线方式简单、可靠性高,能满足工程要求,可快速隔离死区故障。
5 结束语
分析了典型保护死区的故障特点,通过封母联开关TA,可避免母联开关死区故障和双母线失压导致的减供负荷,通过封出线开关TA,可利用线路和变压器本身差动保护快速切除该类死区故障,减轻死区短路故障对电力设备的冲击和损伤,有利于电网安全稳定运行。
摘要：分析了地区电网220kV变电站高压侧常见的保护死区故障及逻辑问题,结合现有电网典型保护死区的继电保护方案,并基于保护死区故障特点,提出封故障间隔开关TA构成死区故障的快速保护。实践表明该方案可有效地提高继电保护装置的可靠性和电网运行的稳定性。
关键词：保护死区,母差保护,线路保护,后备保护,快速保护
参考文献
[1]陈霄,徐荆州.电网典型“死区”故障保护动作分析[J].江苏电机工程,2011,30(4):55~57
[2]李季,陶丽莉,屈自强,等.变电站继电保护死区的改进措施[J].电工技术,2009(8):8,9
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[4]刘枫,李晓方,秦莉,等.针对辐射型电网母联死区故障的保护改进设计[J].电力系统自动化,2013,37(22):122~124
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