输电线方式优化（通用7篇）
输电线方式优化 篇1
中原油田节约用电主要途径有:应用新节电设备, 如低耗能变压器、电泵井的替代等;采用高效率低消耗的生产新工艺, 如注水系统使用的变频技术;优化设备经济运行方式, 如变压器、电动机的经济负载运行等;加强电网的经济调度, 整顿和改造电网, 如平衡无功管理、合理调配输配电线负荷;加强单位产品电耗定额的管理和考核, 如油田大用户开展的电能平衡与测试。本文重点探讨油田优化输配电线路方式降低线损的方法。
1 两变电站分路供电
如图1 (1) 所示, 图甲为A变电站一条出线通过输电线L1、L2串带B、C两个变电站的运行方式, 图乙为A变电站通过L1、L3两条输电线分别带B、C变电站的运行方式。采用图乙的运行方式是节能的, 线路损耗降低明显。从图中不难看出, 图甲中L 1线路中通过的电流为I, L 2中通过的电流为I 2;图乙中L 1中流过的电流为I1, L3中流过的电流为I2 (与图甲中L2中的电流相同) , 很明显I=I 1+I 2。
为了便于说明图乙方式的节电效果, 可定性的假设:L 1、L 2、L 3为同类型的导线, 并且L1=L2, L3=2L1。
△P甲=3I2RL1+3I22RL2=3 (I1+I2) 2RL1+3I22RL2;△P乙=3I12RL1+3I22RL3
△P乙/△P甲= (3I12RL1+3I22RL3) /[3 (I1+I2) 2R L1+3I22RL2]
= (I12+2I22) /[I12+2 I1 I2+2I22]
当B变电站的负荷等于C变电站的负荷, 即I1=I2时, △P乙/△P甲=60%, 线路损耗降低4 0%;当C变电站的负荷等于B变电站的负荷的三分之一时, △P乙/△P甲=65%, 线路损耗降低35%;当C变电站的负荷等于B变电站的负荷的六分之一时, △P乙/△P甲=76%, 线路损耗降低24%。由此可见采取图乙两变电站分别由上级变电站采取直接供电的方式, 节约线路损耗很明显, 当两站负荷接近时节能最明显。目前油田电网3 5 k V变电站两路进线电源分别为一条直供、一条串供的, 正常方式均安排由直供电源线路供电, 如特修变、盟城变和卫一变、卫三变。这种接线方式的变电站, 为降低线路损耗, 应尽量减少线路检修、事故情况下变电站被串带的特殊运行方式。当然油田电网由于清丰变, 水源变单电源, 存在3 5 k V机清线串带机厂变、清丰变, 李濮二线串带濮二变、水源变两个变电站的方式是不经济的, 有待局加大对清丰变、水源变的投资, 各增加一路直供电源。
2 变电站母线分段运行
如图1 (2) 所示, 图甲为某变电站两条母线均由L 1进线电源主供、L 2进线电源备供的方式, 图乙为变电站两条母线分别由L1、L2进线电源供电的方式。图乙的运行方式是节能的, 可明显降低线路损耗。从图中不难看出, 图甲中L 1线路中通过的电流为I, L 2中通过的电流为0;图乙中L 1中流过的电流为I1, L2中流过的电流为I2, 很明显I=I1+I2。
为了便于说明图乙方式的节电效果, 可定性的假设:L1=L2, L1、L2为同型号导线。
△P甲=3 I 2 R L 1;△P乙=3I12RL1+3I22RL2
△P乙/△P甲= (3I12RL1+3I22RL2) /3I2RL1= (I12RL1+I22RL2) / (I1+I2) 2R L1= (I12+I22) / (I21+2I1 I2+I22)
当线路L1、L2均来自于同一个上级变电站, 即I1=I2时, △P乙/△P甲=50%, 线路损耗降低5 0%;当线路L 1、L 2均来自于不同的上级变电站, 即I2=1/3I1时, △P乙/△P甲=62.5%, 线路损耗降低37.5%。由此可见采取图乙变电站母线分段运行的方式, 节约线路损耗很明显, 当两站负荷接近时节能最明显。目前油田具有双母线的3 5 k V濮三变、三气变采用了双母线分段运行的方式, 由于油田电网采油厂分区供电的要求或其中一条进线电源可靠性低大部分变电站未采用分段运行的方式, 如要求二厂负荷尽量由李拐变一个1 1 0 k V站供电。随着电网的改造和外部环境的改善, 不久的将来可大幅度的采用母线分段运行的方式, 并加装进线备自投装置。
3 变电站进线环网运行
如图2 (1) 所示, 图甲为某变电站两条母线均由L 1进线电源主供、L 2进线电源备供的方式, 图乙为变电站两条母线由L 1、L 2环网供电的方式, 母联开关在合位。图乙环网的运行方式是节能的, 可明显降低线路损耗。从图中不难看出, 图甲中L 1线路中通过的电流为I, L 2中通过的电流为0;图乙中L1中流过的电流为I1, L2中流过的电流为I2, 很明显I=I1+I2。
为了便于说明图乙方式的节电效果, 可定性的假设:L1=L2, L1、L2为同型号导线。
△P甲=3 I 2 R L 1;△P乙=3I12RL1+3I22RL2
△P乙/△P甲= (I12+I22) / (I21+2I1I2+I22)
由于环网供电的变电站进线必须来自于同一个上级变电站, 因此I 1=I 2时, △P乙/△P甲=50%, 线路损耗降低50%。由此可见采取图乙变电站进线环网运行的运行方式, 节约线路损耗很明显。其实环网运行可看做母线分段运行中最经济的一种负荷分配方式, 目前由于环网运行对变电站进口断路器的保护可靠性要求较高, 需加大线路及站内设备的检修、维护质量, 油田电网尚未采用此方式, 但随着油田电网新技术、设备的应用, 特别是高性能微机保护的投入使用, 不久的将来可以考虑具备此条件的中心变、卫二变、南一所、南二所等使用环网运行方式。
4 配电线路负荷分配
如图2 (2) 所示, 两条配电线路L 1、L 2分别由A、B变电站供电的方式, 4个用户变压器可以在线路L1、L2上互倒。图甲为未进行科学分配用户负荷的方式, 用户1、3、4运行在L 1上, 用户2运行在L 2上, I 1=3 I 2;图乙为科学分配用户负荷的方式, 两条线路负荷比较平均, 用户1、3运行在L1上, 用户2、4运行在L2上, I3=I4。很明显I1+I2等于I3+I4, 且I1等于1.5I3, I2等于0.5I3。
为了便于说明图乙方式的节电效果, 可乙对上图中的线路段长度、型号、配电变压器负荷进行简化建设, 通过原理分析不难得出图乙方式的节电结论, 由于计算比较麻烦这里不再进行理论计算。油田电网的6 k V配电线路, 相当一部分线路分支用户很多, 并且个别用户存在双电源互倒的情况, 合理将用户分配到不同的线路上运行, 对线路节能具有重要意义, 各配电系统和采油厂有双电源的6 k V系统在负荷分配时尽量考虑经济运行。
输电线方式优化 篇2
1.1 交通不便
110 k V马油线全线共367基杆塔, 总长度101.01 km, 其中, 山区有31.348 km, 占总长度的31.022%;戈壁滩、草原、麦田有69.662 km, 占总长度的69.938%.线路分布区域地形地貌十分复杂, 车辆通常难以行驶, 巡视工作面临许多困难。
1.2 地势险要
该线路是175#~323#, 所有铁塔都地处山区, 大多数铁塔位于山顶或半山腰, 坡度最大处, 山脚坡面与地面夹角呈70°。山区是碎石自然堆砌而成的, 极易滑落, 巡检人员登山巡检十分危险。由于山区地势险要, 所以, 该线路在施工建设时, 塔材、施工机具全部都是靠临时修建的索道传输上去的。
1.3 天气多变, 通讯不畅
马油线地处高海拔、高寒地区, 光照时间长, 昼夜温差大, 夏季酷热、紫外线强, 冬季严寒, 风沙、雷雨、暴风雪是该区域常见的自然灾害。其中, 强大的风沙常常会导致飞沙走石、尘土蔽日, 因为暴风雪而封山、封路的情况也时有发生。
2 巡检方式探析
针对线路受复杂地形条件影响较大的情况, 结合日常工作经验, 提出以下几种巡检方式。
2.1 状态巡视、检修生产模式
状态巡视、检修生产模式是输电线路设备状态巡视、检修的运维管理方式之一, 它能够有效克服定期巡检造成设备过修或失修的问题, 为电力系统带来巨大的经济效益。山北两县输电线路采用状态巡检方式前、后的运维情况如表1所示, 2012年、2013年不同等级的电压线路故障跳闸率如表2所示。
从表1、表2的数据中可以看出, 在线路里程增加的情况下, 检修工作量、运维成本和故障跳闸率明显降低。因此, 采用状态巡视、检修的生产模式能有效提高电力生产的综合效益。
开展状态巡检主要做好以下两方面的工作。
2.1.1 制订合理的巡视周期
由于山区冬季较长, 经常会出现大雪封山的情况, 这段时间不利于开展巡检工作, 因此, 应在每年4月底至5月底和8月底至9月底进行2次全面的巡视、检测。在其他时间段内, 根据气象条件、线路负荷、鸟兽迁徙等特殊因素, 灵活安排特殊巡检的时间。例如, 高山段无危险点的自立塔区段每2~3个月巡视1次;人员活动多的地段 (农田、草原) 每月巡视1次;危险点或特殊地段按预控措施每月巡视次数不得少于1次。
2.1.2 巡视、检测内容
全面巡视最好采用带电登杆塔的检查方式, 因为线路上有很多设备缺陷不能从地面上发现, 比如绝缘子表面的电弧灼烧痕迹、细小的裂纹, 导线、避雷线悬垂线夹出口处的震动断股、销钉缺失, 上层塔材、螺栓松动等, 进行登杆塔检查能够弥补地面巡视的不足。在进行登杆塔检查时, 要带好工具、材料, 做到发现缺陷立刻消除, 不能消除的问题要及时上报。在检测过程中, 多以接地电阻测量、绝缘子零值检测和红外测温为主。接地电阻测量和绝缘子检测对提高多雷区线路的耐雷水平、降低雷击跳闸率有十分重要的意义。
2.2 数字化在线监测系统
针对地面落雷密度大, 冰雪、大风、洪水等自然灾害发生频率高的地区, 可应用雷电定位系统等数字化在线监测系统。运用雷电定位系统在线监视雷电活动, 统计出雷电的分布情况, 预测雷电的发展趋势, 提供处理雷害故障所需的信息和数据, 方便、快捷地查询雷击故障点, 定位处理雷击故障, 为电力生产运行、规划设计和防雷保护提供服务, 有效地减少雷击事故和雷电灾害造成的损失。
2014-08-21, 新疆哈密白山泉区域发生强降雨并伴有雷电, 110 k V的疆白线跳闸。国网哈密供电公司利用雷电定位系统分析数据, 查找到该时间点有一次强雷电流回击, 瞬时雷电流达38.2 k VA。该雷电波位于95.04°E, 42.38°N。根据数据指引, 现场故障巡视人员结合输电GIS杆塔定位, 把巡视重点定位在相应点位, 快速找到雷击故障点。这是哈密供电公司首次利用雷电定位系统结合GIS杆塔定位系统查找雷击故障, 此次成功经验值得推广。
2.3 直升机 (无人机) 巡视
采用直升机 (无人机) 巡视农田、草原等农、牧民保护范围内的输电线路, 可以大大改善巡视作业环境, 提升线路的运行维护水平。
直升机 (无人机) 巡视的优点是: (1) 巡视全面、检测范围广。直升机 (无人机) 巡线可以携带大量的检测设备, 比如CEV电子巡线系统、高速可见光摄像机、高稳定望远镜、红外热成像仪、紫外线电晕、激光测距仪和导线损伤探测仪等, 这些仪器能判断出线路通道、铁塔、金具、导地线和绝缘子等存在的缺陷。 (2) 巡线速度快, 不受地域的影响。直升机 (无人机) 巡线能快速完成空中巡查、监测等工作, 做到巡视速度与地域无关。同时, 能当天对巡视信息作出反应, 提高了巡视效率。这样不仅能保证管理人员及时掌握电网设备的实际情况, 还可以大大减少线路巡视人员的劳动强度, 降低人工成本。 (3) 数据储存快捷、方便。将直升机 (无人机) 巡线所采集到的信息全部数字化, 一方面, 可以通过互联网将信息传递到需要的地方;另一方面, 可以由计算机处理、储存这些数据。 (4) 提高安全性。直升机 (无人机) 巡线可以大大降低巡视人员在巡视过程中面临危险的可能性, 最大限度地保障巡视人员的生命安全。
2.4 外委专业化检修队伍参与检修
由于班组所辖输电线路分布范围广 (分布巴里坤、伊吾两县) , 线路较长 (超过1 400 km) , 地理环境较差, 检修任务多, 完成任务的质量要求高等因素, 全靠班组 (9人组成) 完成所有的线路巡检工作, 任务量过大, 很难保证线路安全、可靠地运行, 所以, 借助外委专业化检修队伍完成检修工作是十分必要的。
外委单位的一种工作方式是参与日常巡视工作, 发现缺陷及时处理、消除;另一种是集中完成消缺、检修工作, 当巡视人员发现较多缺陷又不能立即处理时, 巡视人员要做好记录, 统一制订工作计划, 将其指派给外委单位进行检修作业。
2.5 区域化值班管理模式
由于本班组管辖线路位于山北两县境内, 距离输电工区太远, 从工区到线路最短用时3 h, 长则5 h。这使得日均巡检工作的时间变短, 不能迅速反映故障等突发状况, 同时, 长时间行车也会增加员工的疲惫感和引发交通事故的风险。由此可见, 建立输电保线站, 采取区域化值班管理模式是十分必要的。
保线站有利于快速地解决线路突发状况。2014-08-24, 本班组正常对220 k V山淖线进行巡视, 按照工作安排, 车辆将班组人员送达31#塔附近, 线路巡视分两段进行, 笔者所在的第一段是从1#塔~30#塔, 无车辆陪同;第二段是从31#塔~90#塔, 有车辆陪同, 两组人员完成工作碰头后一同乘车回保线站。18:00左右, 两组人员本该按时完成任务到达会合点, 但是, 第二组巡视车辆误入牧民草场, 被牧民围住不肯放行, 所以, 第一组人员只能原地等待。纠纷迟迟处理不完, 车辆一直不能离开。天色渐黑, 草原乌云密布, 狂风四起, 由于没有很好的遮蔽点, 一组成员立即给保线站值班室打电话求救, 90 min后车辆赶到, 当时大雨已至。如果车辆不是从保线站出发, 而是从公司工区出发, 那么赶到至少需要4 h, 一组成员就要被狂风暴雨折磨2.5 h, 后果难料。保线站很好地应对了这次突发状况, 及时解决了这个问题。
3 结论
采用合理的方式完成复杂地形条件下输电线路的巡检工作, 全面掌握线路中各种设备的运行情况和廊道情况, 及时发现并消除设备存在的缺陷和隐患。做好事故预防能保证电网安全、可靠地运行, 降低工作人员的劳动强度, 对提高工作安全性和效率具有十分重要的指导意义。
摘要：分析、总结本辖区110 kV马油线和220 kV山淖线的日常巡检工作, 提出了几点应对措施:采用状态巡视、检修生产模式, 应用线路在线监测系统和直升机 (无人机) 巡视, 借助用外委专业化检修队伍, 建立输电保线站等。
关键词：复杂地形,输电线路,巡检方式,保线站
参考文献
[1]国家电网公司人力资源部.输电线路运行 (国家电网公司生产技能人员职业能力培训专用教材) [M].北京:中国电力出版社, 2011.
[2]国家电网公司人力资源部.输电线路检修 (国家电网公司生产技能人员职业能力培训专用教材) [M].北京:中国电力出版社, 2011.
[3]陈三运, 谭洪恩, 江志刚.输电设备的状态检修[M].北京:中国电力出版社, 2004.
输电线方式优化 篇3
输电线路杆塔主要是用来支撑架空输电线路和地线的关键设备, 可以让输电线路和地面始终保持一定的安全距离。如此一来, 哪怕是在非常恶劣的环境条件下, 输电线路也可以正常输送电能, 确保用电正常。所以, 输电线路杆塔结构设计水平会对输电线路的安全生产造成一定的影响。就目前来看, 对我国输电线路的架线设计以及资金投入情况进行分析, 可以得出杆塔投资成本占到主体投入的35%, 尤其对输电线路的经济效益影响非常大。伴随我国开始组建高压网络体系, 各种各样的新型输电技术开始投入应用, 输电线路杆塔的建设数量也开始增多, 杆塔结构得以优化, 建设类型向高负荷化、大型化方向发展。和我国先进制造业的发展水平进行对比分析, 现阶段杆塔设计的水平还非常低, 达不到社会发展最新要求。一般来说, 我国输电线路杆塔大多是专门指定企业进行生产制造, 一种是国营电力设备企业, 或者是由设备定点生产企业制造, 此外还有手工生产企业。二者对比而言, 前者具有雄厚的经济实力, 而且无论是加工技术还是能力都比较强;后者大多是一些个体单位、城镇企业以及民营企业等, 生产加工技术水平非常低, 没有任何技术门槛。整体情况分析, 我国现阶段杆塔设计水平非常低, 必须深化技术改革, 促进设备质量水平的提升。
2 输电线路杆塔结构优化设计对策
2.1 优化方法
输电线路杆塔结构开展设计优化的方法, 必须遵循重量轻、型式美以及加工运输便捷的原则, 其中涉及到动态规划优化法。动态规划法指的是通过各种方法, 确保解决过程达到最优化的状态。然而, 动态规划法仅仅适合某一种最优性质问题开展求解, 要不然会丧失实际意义。输电线路杆塔进行设计时, 工作人员必须利用持续探究的方法寻求最佳方案, 设计人员要按照杆塔工程的安装现场, 研发与实际情况想贴合, 结合相关物理概念及相关算法程序, 对具有一定美感、质量的杆塔进行设计, 该过程就是设计人员经常用到的动态规划法。设计人员应当降低杆塔迎风面积, 以及确保塔头高度始终处于合适的范围内, 从而达到提升杆塔质量的目的。
2.2 杆塔塔头形式选择
干字形及羊角形是目前输电线路杆塔直线塔塔头的主要形式, 其中羊角形塔头的应用非常广泛, 主要是和其质量轻有关。此外, 转角塔也是输电线路杆塔的类型之一, 其计算受力和直线塔相比要大很多, 因此大多选用干字形作为塔头形式。
2.3 塔身坡度和塔根开尺寸的优化
塔身坡度与塔腿根开尺寸等因素, 对于塔身斜材、主材的规格进行选取等会产生一定的影响, 同时会对杆塔的美观度与总重量产生直接影响。对塔身坡度进行科学合理的选择, 能够让塔材受力尽可能地均匀, 可以让材料规格的调整和塔材应力分布的改变相互协调。研究发现, 最佳坡度和根开能对整座铁塔的重量作为目标函数开展计算, 考虑基础作用力以及构件受力性能等因素。
2.4 斜材优化布置
a.为确保腹杆受力均匀、合理, 可对腹杆水平角进行控制, 合理范围为35°~45°;
b.为避免腹杆产生同时受压的现象, 可以在隔面处进行K形腹杆的设置, 或者针对塔身隔面间交叉腹杆数量进行优化设计;
c.必须确保斜材布置简洁, 以及传力路线清晰无误, 而且塔身布材保持均匀协调, 从而可以对主、斜材受力情况进行合理分配;
d.针对斜材坡度、长度等因素进行优化设计, 对最小轴、平行轴等布置方案进行对比分析, 对小交叉、大交叉进行筛选, 从而尽可能地减轻塔重。
2.5 节点构造优化
节点构造设计方面可以参考以下几个方面的原则:
a.为降低杆件断面损失, 必须要尽可能的防止产生两面连接杆件对孔布置的现象;
b.要尽可能地避免产生节点板受弯、杆件偏心连接等现象;
c.要尽可能地降低节点板面积, 选择紧凑式连接节点;
d.为减少杆塔重量, 应尽可能地对包角钢连接数量进行控制;
e.推荐使用多排螺栓, 来对斜材、主材进行布置。
2.6 合理运用计算机技术
对杆塔构造进行设计, 可以合理运用计算机放样绘图等方法, 同时结合手动校正的方法, 实现杆塔基础构造的合理设计。在针对杆塔基础进行优化设计过程中, 应当以杆塔构造环节的最佳方案作为依据, 建立和完善力学模型, 并且针对杆塔基础强度进行深入分析, 对优化方案进行完善, 确保杆塔基础的结构稳定牢固。最后环节利用计算机, 综合考虑相关设计方案、强度分析以及优化方案等, 对施工图进行确定, 制定施工环节明细表。这种方法可以确保杆塔基础之间保持独立, 可以促进各部分的联系性的加强, 保证架空输电线路杆塔基础设计施工更加自动、高效。
3 以后输电线路杆塔结构设计展望
和发达国家现状进行对比, 我国在输电线路杆塔结构设计方面还存在许多问题, 设计方面还要深入优化。在未来一段时间内, 我国输电线路杆塔结构设计方向可以参考以下方案:a. 设计理论方面借鉴国外先进经验, 必须结合我国实际国情, 对设计理念进行完善。其中, 要着重研究杆塔和基础的作用, 完成杆塔、塔基以及线路设计一体化;b.荷载取值过程中着重动力风荷载取值的相关研究, 尤其是针对地形复杂区域, 本身选择资料就非常有限, 因此要加强研究。
4 结论
综上所述, 杆塔结构是输电线路的关键部位, 对结构开展优化设计具有重要意义, 在未来工作中, 结合杆塔的实际受力及相关地形、地质条件, 对基础型式进行合理选择, 选择最佳结构优化设计方案, 以此达到施工工期及环保等要求。
摘要：杆塔结构是输电线路的关键部位, 其作用是为了确保电网系统的安全、稳定、可靠运行, 但是就目前而言, 我国输电线路杆塔结构在设计方面还存在一些问题, 包括自然因素、人为因素等, 均有可能会对我国输电线路产生一定的影响, 继而产生经济损失。基于此, 本文对输电线路杆塔结构设计现状进行总结, 对输电线路杆塔结构优化设计对策进行研究, 对以后输电线路杆塔结构设计展望进行探讨。
关键词：输电线路,杆塔结构,优化设计
参考文献
[1]杜双育, 杨强, 黄勇, 李峰, 孙进.输电线路杆塔坐标校验研究及应用[J].广东电力, 2014 (12) .
[2]吕斋训, 葛长娟.输电线路杆塔拉线施工的计算方法[J].电力技术, 2013 (1) .
[3]范鹏宇.输电线路杆塔接地及其降阻措施[J].中国新技术新产品, 2014 (24) .
输电线方式优化 篇4
阀冷却系统是换流阀的一个重要组成部分, 它将阀体上各元器件的功耗发热量排放到阀厅外, 保证换流阀运行温度在正常范围内。阀冷却系统原理非常简单, 内冷水冷却换流阀设备, 喷淋水冷却内冷水。但是阀冷却系统各个子系统设备较多, 在实际运行中, 由于设备老化及设计等方面原因, 阀冷却系统成为高压直流系统中故障概率最高的设备之一, 严重影响高压直流输电系统安全稳定运行。
2 内冷水系统优化
2.1 电源切换与内冷水循环泵切换配合
阀冷却系统交流电源采用冗余配置, 若其中一路电源丢失时, 阀冷系统切换至另外一路电源。在阀冷却控制系统设计中, 电源切换会引起内冷水循环泵的切换, 如果两者配合不好, 在电源切换时, 有可能引起阀冷却系统停运, 导致直流系统跳闸。从系统运行的稳定性考虑, 提出了两种电源切换与内冷水循环泵切换配合方案。
方案一:在一路电源故障时, 内冷水循环泵不立即切换, 而设一定的延时, 切换逻辑如图1。
阀冷却系统动力电源切换需要的时间大约为200ms, 将阀冷却系统循环泵切换延时设定为2s。假设当前第一路电源和1号循环泵在运行, 第二路电源和2号循环泵在备用, 当第一路电源发生故障时, 应该切换到第二路电源, 同时保证1号循环泵继续运行, 如果内冷水主水管道流量及压力在2s内未达到正常运行值, 发1号循环泵故障信号, 切换到2号循环泵运行。
由于1号循环泵之前是正常运行的, 循环泵没有故障存在, 所以这种切换逻辑在一路电源故障切换到另一路电源时, 不会因为直接切换循环泵不成功而引起直流系统跳闸。
方案二:阀冷却系统一路电源故障时, 阀冷系统切换至另外一路电源运行。内冷水循环泵与电源同时切换。当运行循环泵切换到备用循环泵后, 如果在设定时间内, 内冷水主水管道流量及压力未达到正常运行值或者备用泵循环故障时, 瞬时切换到原来运行的循环泵, 切换逻辑如图2。
在阀冷却系统一路电源故障时, 采取以上两种任何一种切换逻辑, 都能够有效的增加阀冷却系统运行的稳定性。
2.2 无泵运行时的跳闸延时
换流站站用电源大多数是站内电源和外来的地方电源同时供电, 当站内电源故障时, 全站负荷将全部由外来电源供电。如兴仁换流站站用电10kV系统采用三回电源供电, 第一回主电源取自站内500kV交流系统, 可靠性最高;第二回和第三回主电源来地方供电, 可靠性一般。由于地方电源的不稳定性和电网结构的不合理等因素, 当一路站用电源瞬时故障重合闸动作, 同时有可能会引起另一路电源瞬时欠压。
阀冷却系统对电源的可靠性要求非常高, 其两路动力电源都装有低压继电器进行检测, 主运电源电压小于低压继电器整定值, 将切换到另一路电源运行。如果出现一路站用电瞬时故障而另一路站用电源欠压, 在这种情况下, 欠压达到低压继电器整定值时, 阀冷却控制系统就判断为两路电源同时消失, 两台内冷水循环泵都将停止运行, 从而引起无泵运行跳闸。
如果对阀冷却系统电源的低压继电器定值进行合理的整定, 并且在一次设备能够
承受的前提下, 对阀冷却系统无泵运行跳闸加以适当的延时, 将会有效的避免这种电源瞬时故障引起的直流跳闸, 提高了直流运行的可靠性。
2.3 阀冷却系统内冷水循环泵定期切换
在直流系统正常运行期间, 为了延长设备的使用寿命, 必须对循环泵进行定期的切换。一般来说, 循环泵的定期切换不会引起直流系统跳闸, 影响直流正常送电。但是如果循环泵切换不成功将导致直流跳闸, 尤其在负荷高峰期, 将对系统造成较大的影响。所以循环泵的切换时间定值应该设定在夜间负荷低谷时段, 即使由于切换不成功引起直流跳闸, 由于系统供电压力较小, 对系统的影响也不大。并且将直流双极的阀冷却系统循环泵切换时间设定在不同的时间段, 这样就避免了由于双极阀冷却系统循环泵切换不成功引起的直流双极闭锁。
3 喷淋水系统优化
3.1 喷淋水处理
换流站多数建在西部山区, 阀冷却系统使用的喷淋水中含有大量的钙类物质, 在长时间运行中, 喷淋水管道会大量结垢, 而管道内的水垢又很难清除, 严重影响了喷淋水的冷却效果和设备的使用寿命。运行维护单位曾使用过很多除垢方法, 但效果不是非常理想。天广直流在2006年曾多次因为喷淋水系统冷却效果不好, 出现内冷水温度接近告警值。
为了得到最佳的热交换效率和冷却塔最长的使用寿命, 必须采取有效的方法滤除水中大量的钙类物资。最理想的除垢方法就是在喷淋水进入喷淋管道之前, 对喷淋水进行软化处理, 滤除喷淋水中的钙类物质。目前贵广I回和贵广II回已经加装了喷淋水软化处理装置, 运行效果比较好。
3.2 喷淋水弃水
喷淋水在长期运行中, 电导率和温度将不断升高, 必须对喷淋水进行定量的弃水。从喷淋水回路来看, 冷却塔底部喷淋水的电导率和温度是最高的, 如果从冷却塔底部加弃水管道进行弃水, 对降低喷淋水电导率和温度的效果会更好。
所以从实际运行来看, 可以设置两个喷淋水弃水口, 一个作为固定弃水, 从喷淋塔底部直接弃水, 另一个根据喷淋水的电导率和温度进行可调节弃水。在正常运行时, 由固定弃水进行喷淋水弃水, 如果喷淋水电导率或温度过高, 由控制系统自动打开可调节弃水口进行弃水。这样既能保证喷淋水的电导率和温度在一定范围内, 又能节约大量的水资源, 降低运行维护费用。
3.3 喷淋水池
喷淋水池位于喷淋塔下方, 整个水池只有几个细管与大气相连, 基本上属于封闭的水池, 在直流系统运行期间, 喷淋水长期保持在较高的温度, 影响内冷水的冷却效果。如果能够对喷淋水池加装通风装置, 及时的将水池中的热空气排出, 能够有效的降低喷淋水温度, 提高对内冷水的冷却效果。
4 阀冷却系统重要的测量装置
直流系统运行时, 对内冷水进水压力、温度以及电导率等重要的参数有严格的要求。测量装置在运行中如果发生故障, 采集量不正常又有可能引起保护误动, 停运直流系统。所以阀冷却系统的重要采集量使用测量装置冗余配置, 比如内冷水电导率、温度、压力、流量以及膨胀箱水位等。
使用冗余配置的测量装置应该对其告警和跳闸逻辑加以优化, 在两个测量装置都有效的情况下, 采用“或”逻辑来产生告警信号, 采用“与”逻辑产生跳闸信号, 增加了告警信号的灵敏性, 同时也增加了跳闸信号的可靠性。并且对两个采集量进行比较, 如果相差大于设定值, 则说明某个测量装置故障, 用以检测测量装置运行是否正常。
5 结论
阀冷却系统虽然只是高压直流输电系统的一个辅助部分, 但它对高压直流输电系统却非常重要, 如果阀冷却系统出现故障, 换流阀过热将会导致输电系统无法继续运行。阀冷却系统的内冷水和喷淋水的各项参数对系统的稳定运行非常重要, 运行人员需要对这些参数进行实时监测, 以便分析系统是否存在异常。以上从高压直流输电系统安全稳定运行角度出发, 提出了阀冷却系统各个子系统的优化方案, 许多已经在实际工程中得以应用, 对高压直流输电系统安全稳定运行起到了一定作用。但还有许多方案还需要运行单位和设计单位共同论证。
摘要：从运行维护的角度出发, 提出了阀门冷却系统各个子系统切实可行的优化方案, 对进一步提高高压直流输电系统安全稳定有很大的帮助。
关键词：阀冷却系统,内冷水,喷淋水,电导率,温度
参考文献
[1]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.
[2]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Operating Manual.
[3]Guizhou-Guangdong I Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.
输电线方式优化 篇5
随着我国工业和居民用电需求日益增长,原有输电线路的输送容量越来越接近输送极限,而新增输电走廊的代价却越来越高。为尽量利用现有输电走廊,尽可能节约成本和耕地,部分地区选择对现有输电线路进行改造和扩建。改造和扩建过程中, 由于后期投资的限制,只能采取对原线路整体或部分线路改造为双回线路,以增加输电线路的输送能力,但不增加相应断路器,此时,出现了单回线中间串入双回线的输电线路接线方式。
这种接线方式在缓解输电容量问题的同时,却给继电保护带来了挑战。在双回线其中一回线路发生故障时,由于相邻线电流吸入或流出影响了单回线和双回线串接点处电压,基于单回线电气量测量的距离保护,此时感受到的测量阻抗并不能真实地反应故障电气距离,从而影响距离保护性能。而相电流差动保护则会因为健全线路的负荷电流,其灵敏度受到影响。
一次系统规划时,应尽量避免出现此接线方式,然而,由于投资限制等方面的原因,实际应用中确实已出现了这种情况。目前,关于同杆双回线的继电保护相关问题已有大量且深入的研究[1,2,3,4,5,6,7],但对此种接线方式,相关继电保护整定和运行规程未有明确说明,亦未见国内外对此情况的分析或研究报道。常见的定值整定软件无法输入此种接线方式的线路参数,同时由于计算复杂,定值整定人员亦无法进行人工计算以校核定值。若不进行保护定值相关校验,此接线方式有可能为系统的安全稳定运行引入一定的隐患。
对于电流差动保护而言,主要是邻线负荷电流对比率制动系数的影响,而目前系统中大量使用的线路纵联差动保护,通常会配置有基于不反应负荷电流的故障分量差动保护,如工频变化量差动保护或者零序差动保护等[8,9,10],应用在这种接线方式下, 电流差动保护受到的影响并不大。因此,本文重点分析线路距离保护受到的影响。
为明确此种接线对系统中常用距离保护的影响,建立了同杆双回输电线路串接入单回输电线路的数学模型,分析了各种故障情况下距离保护受到的影响。编制了全线故障点扫描软件,图形化展示距离保护灵敏度情况,根据实际工程参数建立了RTDS仿真模型,并接入实际保护装置到RTDS仿真系统中,验证理论推导结果。基于上述研究情况提出两种解决办法,并从系统安全角度出发,再次强调应在一次系统规划时避免输电线路出现此接线方式。
1 双回线串接入单回线的典型结构
双回线串接入单回线时,其统一系统结构如图1所示。R和S分别为两变电站,亦为线路保护安装处,M和N分别为双回线串接入单回线的节点处。 根据实际双回线的具体电气位置又有若干特殊情况。如双回线和单回线分别位于线路的两端,如图2所示。又如整条线路全部为双回线,如图3所示。 甚至线路分为几部分,双回线和单回线交错分布, 如图4所示。
图2和图3是图1的特殊应用情况,故障分析时,可很容易地归纳到如图1的分析方法下。图4是图1的通用情况。实际分析双回线部分故障时, 如分析MN段故障时,可将MN 段双回线等值为单回线处理,此时与图1情况完全一致。因此,本文故障分析时主要以图1所示典型系统结构为主。
图5描述了系统中可能出现故障的位置,故障大致可分为三类:单回线部分故障,双回线部分的单回线故障和双回线部分的跨线故障。
2 测量阻抗分析
从阻抗平面观察测量阻抗的情况,对于大部分距离保护而言是最直观的方式,因此,本文从测量阻抗出发分析距离保护受到的影响。
2.1 单回线部分故障
典型的单回线部分故障如图5所示的F1、F2、 F5、F6故障点。在单回线部分发生故障时,将双回线部分等值为单回线后,则与常规单回线故障分析完全一致,此处不再赘述。但需要留意的是,双回线区外发生接地故障,对双回线等值时,需考虑双回线零序互感的影响。
2.2 双回线部分的单回线故障
典型的双回线部分的单回线故障如图5所示的F3和F4故障点。以F3点的三相故障、相间和单相故障为例进行故障分析说明。
F3点的三相故障分析,如图6所示。
设两侧系统电源分别为ER和ES,对应系统阻抗分别为ZR和ZS。线路各段阻抗分别为Zl1、Zl2和Zl3,一般而言同杆双回线两条线路参数基本一致, 计算过程中按此原则考虑。当II回线路发生三相故障时,对R侧而言有方程:
式中, k为故障点位置系数, 0 k 1。
可以得到保护R感受到的电流和电压分别如式 (2)、式(3)。
同理,可以得到保护S感受到的电流和电压, 此处不再赘述。
从三相故障分析可以看到,其特征与单回线基本一致,只是增加了相邻线路的分支影响。
计算保护R侧测量阻抗如式(4)。
可以看到,当线路结构确定时,分支系数与运行方式(ZR,ZS),故障点位置( k ),以及负荷情况有关(ER,ES)。从式(5)可以看到,当运行方式及负荷确定时,分支系数呈现故障位置k二次函数特征。
F3点相间故障时,其结构图与图6相似,其测量阻抗与式(4)相似,此处不再赘述。
以A相为例分析F3点单相故障,其零序网络如图7所示。
R侧保护测量到A相电压为
代入式(9),可得到R侧保护测量到的A相电压为
上式与单回线故障相比,引入相邻线的分支影响和零序互感影响。S侧保护计算方法完全相同, 此处不再赘述。
计算保护R侧测量阻抗如式(11)。
对比式(4)可以看到,与三相和相间故障类似, 单相接地故障时,测量阻抗中亦有误差引入,其误差由两 部分组成 : 相邻线电 流的分支 系数分支系数解析表达式与式(5)类似,同时相邻线零序互感影响系数与分支系数情况表达式比较相近,其影响因数亦应相似,双回线部分单回线发生单相接地故障时,保护测量阻抗与运行方式、故障点位置、线路之间的零序互感以及负荷情况有关。
2.3 双回线部分的跨线故障
先对双回线部分采用六序分量法[11]进行分析, 计算得到M点或者N点的电压,以及双回线上对应故障相电流,进而推导出R侧或者S侧的保护测量电压和电流。
此处以IBIIC故障为例说明双回线部分跨线故障的计算方法。
根据六序分量法,可得到M侧两回线B、C两相电流分别为
两回线B、C两相故障点电压为
式中:IRBⅠ、IRCⅠ、IRBⅡ、IRCⅡ为Ⅰ回线流过M、 N侧保护的B、C相电流;C1m T、C0m T、C1m F、C0 m F为正序、零序同反序序网M侧的分配系数。
而M处B、C相电压为
R侧保护测量到B、C相电压和电流为
将式(12)~式(14)代入到式(15)中,即可求得双回线部分发生IBIIC故障时,R侧保护感受到的故障相电压和电流。
可求得线路空载时,R侧保护BC相间测量阻抗如式(16)。
式中:Zm为每回线的相间互感;Z m为两回线路之间的零序互感。
从式(16)可以看到,当线路结构确定后,测量阻抗主要与故障点位置和系统方式有关,当方式确定时,测量阻抗明显呈现故障位置k二次函数特征。
3 距离保护受到的影响分析及解决方案
3.1 测量阻抗轨迹计算
从上节的测量阻抗分析可以看到,在线路结构确定的情况下,测量阻抗的误差与负荷情况、系统方式以及故障点位置有关,是由多维度参数决定的。 为友好展示沿线故障时测量阻抗轨迹,给定值整定提供参考依据,编制了计算沿线故障测量阻抗轨迹的软件,该软件假定线路结构如图1所示,其输入参数如表1、表2所示。
软件接收上述参数后,即可根据设定的故障类型,固定以线路全长1%为步长,扫描沿线各点故障时,保护测量阻抗轨迹图。
以图8所示线路为例,该线路长100 km,其中单回线路50 km,双回线路50 km,R侧小方式,S侧大方式,线路空载运行。图9~图12分别描述了A相接地(图9)、ABC故障(图10)、BC故障(图11)和双回线部分IBIIC跨线故障时(图12),沿线各点故障时R侧保护的对应测量阻抗轨迹。图中虚线Z_reference为线路均匀化后的理论沿线阻抗轨迹图,实线Zj为沿线各点故障时保护测量阻抗轨迹图。图9~图12中曲线含义相同。
图9中,100 km之后测量阻抗轨迹与线路阻抗不重合,其原因在于双回线部分存在零序互感,导致测量阻抗变大,此现象在前文已有描述。
从测量阻抗轨迹可以看到,不同故障类型时, 故障相测量阻抗反映并不一样,但总的来看,在双回线部分发生故障时,由于串接点部分电压变化, 导致测量阻抗不再线性变化,在双回线部分某处发生短路时,测量阻抗将会大于全线阻抗,特别地, 在线路约80 km处发生IBIIC跨线故障时,测量阻抗超过了线路阻抗全长2倍。
当R、S两侧系统处于不同运行方式下时,测量阻抗轨迹也随之变化,图13展示了R、S两侧方式在不同的组合方式下,R侧装置沿线A相故障时A相测量阻抗轨迹。
该软件的输出测量阻抗轨迹与通过PSCAD/EMTDC仿真数据计算的测量阻抗轨迹进行了对比,其结果基本一致,可证实该软件输出结果基本可信,限于本文篇幅和主要目的,此处不展示具体数据对比。
3.2 距离保护受到的影响
从上一节测量阻抗分析可以看到,由于线路中串接入双回线后,线路的均匀性被破坏。在双回线部分发生故障后,由于双回线的分支系数、零序互感系数的影响,导致保护测量阻抗不再呈现线性特征。而双回线的分支系数又与两侧系统方式、负荷大小以及线路结构有关。这种特征与常规单回线路上测量阻抗与系统方式无关的特征有差异。由于测量阻抗呈现非线性特征,以下分别针对系统常用的欠范围距离保护和超范围距离保护分别进行说明。
1) 欠范围距离保护
欠范围距离保护其保护范围仅为线路一部分, 因此,欠范围距离保护必须要求线路区外故障时保护不发生超越,强调其安全性。从这个角度来看, 线路区外发生故障,双回线部分可等值为单回线, 此时欠范围距离保护不会发生超越动作。
另一方面,从上一节测量阻抗分析情况来看, 由于双回线部分故障时测量阻抗呈非线性特征,有可能导致欠范围距离保护其保护范围内灵敏度不够。
2) 超范围距离保护
超范围距离保护其保护范围通常为线路全线, 特殊情况下,甚至保护下级线路全线,因此,超范围距离保护主要强调其灵敏性。从上一节的分析结果可以看到,双回线部分发生故障时,测量阻抗有可能偏大,甚至大于线路全长阻抗的2倍以上,有可能导致本线故障时,超范围距离元件不能动作。
3.3 距离保护的解决方案
针对不同的需求,提出两种解决方案如下。
1) 定值整定优化方案
在不进行保护改造的情况下,可通过优化定值整定来部分消除串入双回线后的影响。
使用设计的灵敏度校验软件,输入线路及系统参数,扫描各种可能方式及负荷情况下的测量阻抗极值,根据实际情况对定值进行调整以满足不同保护的需求。
对于欠范围距离保护,可仍然按线路70%~80% 范围整定;对于个别长线,为保证双回线部分故障灵敏度,可将定值适当放大。
对于超范围距离保护,特别是本线路近后备保护,需严格确保本线全线故障时均有灵敏度。通过扫描全线故障时的测量阻抗极大值,按最大值并考虑一定的裕度整定,以实现超范围距离元件的可靠动作,当与下级线路的后备保护灵敏度不能配合时, 则需通过时间加以配合。
2) 保护改造方案
若要求取得较真实的电气距离以简化整定,则需对保护进行改造,改造的关键在于如何取得双回线电流。
随着目前光学互感器的快速发展,一种柔性光电流互感器在系统中得到了应用,此柔性光电流互感器安装方便,施工周期短[12]。可考虑在串接点处的双回线上均装设柔性光电流互感器。如图14所示。
在R侧保护中接入M端装设的柔性光电流互感器。S侧接入在N端装设的柔性光电流互感器。
取得两回线电流后,可使用两回线电流构成横联差动保护的差动元件[13],确定故障点是否在双回线区外,若在双回线外,则直接使用阻抗计算,即可得到真实的电气距离;若在双回线内,则可先由保护安装处电压计算出串接点处电压,再使用横联差动保护的选择元件选出故障线路,其后使用串接点处电压和故障线路电流进行电气距离计算。对于双回线跨线故障的电气距离测量,在得到串接点处电压后,可参考文献[14]的方法,进行电气距离计算。该方案的缺点在于,若本线远后备距离保护需要得到准确电气距离,需要对本线远后备保护进行改造。
目前系统中出现双回线串接入单回线路的情况较少,且一次规划上亦应尽量减少此种方式,因此,推荐采用定值整定的方案。若各段定值配合存在无法回避的问题,可考虑采用保护改造的方案。
4 验证性试验
江西电网220 k V肖江-丰城线路出现了双回线串入单回线的情况,综合评估后,考虑采用定值整定优化方案。为验证优化方案的正确性,在某RTDS[15,16]仿真试验室中搭建了肖江-丰城输电工程仿真模型。根据肖江-丰城的杆塔物理参数,在RTDS中构建相应的线路模型,系统结构图如图15所示。 保护分别安装在肖江侧和丰城侧。
根据杆塔参数计算的线路电气参数如表3所示。
仿真系统中接入了三套超高压系统中常用的线路保护型号,分别是纵联电流差动保护(RCS-931)、纵联距离保护(RCS-902)以及一套基于四边形距离的纵联距离保护。由于RCS-902和RCS-931采用基于圆特性的距离保护,为全面考核优化方案是否普遍可用,特增加了一套基于四边形距离的线路保护。
肖江和丰城之间系统等值联系阻抗ZM以及大小方式下系统阻抗(Zr-max Zs-max Zr-min Zs-min)如表4所示。
试验部分结论如表5、表6所示。从表中可以看到,对于肖江侧保护,在特定方式和故障类型情况下,若超范围整定的距离II段或者纵联距离灵敏度整定不合适时,确有可能出现保护拒动的情况。 对于丰城侧保护,由于双回线占比较小且靠近丰城侧,因此对于丰城侧的超范围整定的距离元件影响相对较小。肖江-丰城线路中串入的双回线占比较少,两侧距离I段受到的影响并不明显,两侧电流差动保护不受影响,可正确动作。
从验证性试验的结论来看,与上一节分析的结论基本一致。此外,验证性试验也基本指出,肖江丰城线路肖江侧距离II段和纵联距离灵敏度不宜低于200%。
5 结论
建立了同杆双回输电线路串接入单回输电线路的数学模型,推导了各种故障类型下的测量阻抗, 测量阻抗特征表明:在双回输电线路部分发生故障时,基于单回线路电气量计算的测量阻抗会产生误差,误差与系统方式、线路参数以及故障点位置有关,会影响距离保护灵敏度。
编制了计算沿线故障测量阻抗轨迹的软件,按线路结构输入线路、方式及负荷等参数,可扫描输出沿线各点各种故障的测量阻抗轨迹,供校验距离灵敏度定值使用。
按正常整定原则整定的欠范围距离保护不会发生线路区外故障时超越动作,但仍然需要关心欠范围距离保护整定点附近故障时,欠范围距离保护的动作特性。超范围距离保护必须校核各种运行方式和负荷条件下超范围距离保护的灵敏度,以确保能保护线路全线。
针对距离保护受到的影响提出了两种解决方案:1) 定值整定优化;2) 增加支路柔性光电流互感器并改造现有保护。方案1无需保护改造,但需要注意定值优化后与下级线路后备保护之间的配合。方案2可确保正确测量电气距离,无需修改保护定值,但需要增加额外设备并对现有设备进行改造。
依据现场实际工程参数,搭建了RTDS仿真模型,并接入了系统中常用的纵联差动保护、基于圆特性的纵联距离保护和基于四边形特性的纵联距离保护。重点针对解决方案1进行验证性试验,试验结果表明:特定方式和故障类型情况下,若超范围整定的距离II段或者纵联距离灵敏度整定不合适时,确有可能出现保护拒动的情况。与理论分析结论一致。
输电线方式优化 篇6
随着建设智能电网战略目标的提出,我国将发展壮大遍布各个用户终端的电力智能网络。智能电网建设目标的实现,要求电网的安全性、可靠性水平在目前基础上有更大程度的提高,要求电网能够在发生大规模事故的情况下具有一定的自愈性,这从某种意义上对设备检修管理水平提出了更高的要求。而在我国传统的以定期检修为主的检修模式下,电网设备数量与检修所需资源有限之间的矛盾日益突出,检修工作难以按规程规定的检修周期和项目进行,总体检修质量难以提高[1,2,3]。在智能电网条件下,面对电力系统不断增加的复杂性、不确定性以及各种不可预见的突发事件所导致日益复杂的检修工作[4],如何制定合理有效的输电检修策略,优化配置检修资源,减少检修的盲目性,保障电力系统稳定、高效运行,具有重要的意义。
目前,以设备状况为依据的检修方式取代定期检修已成为国内外检修工作发展的必然趋势。文献[5,6]提出了利用模糊决策理论分析输电系统状态检修决策的方法。文献[7]针对设备的老化过程,建立了马尔可夫过程描述的设备老化模型,将设备的可靠度用设备的故障损失定量表示,讨论了综合考虑经济性和可靠性最优的检修决策。文献[8]以全部待修输电线路检修启动时段的组合为决策变量,以系统在整个规划周期内因输电线路检修引起的供电不足风险增加量最小为目标,提出了1种输电线路检修计划模型。文献[9]考虑了电力系统现场存在的随机模糊双重不确定性,以检修费用与停电费用之和的随机模糊期望值最小为目标,建立了短期检修计划的优化模型。文献[10]根据电力市场环境中检修计划的特点,综合考虑了发电机组检修和输电设备检修之间的相互关联关系,建立了协调市场各方利益的发输电一体化检修计划优化的数学模型。文献[11]利用模糊综合评价方法,提出了量化超高压输电线路运行状态的评估方法和步骤。文献[12]以智能电网建设为背景,建立了输电线路状态检修智能决策系统。文献[13]针对目前设备状态检修决策中尚未将设备状况与电网运行情况综合考虑的问题,以综合风险费用最小为优化目标,提出了1种计及设备故障风险及电网运行风险的输变电设备状态检修决策优化模型。
本文统筹考虑智能电网建设对输电检修工作的新要求,根据设备发生故障的概率及设备使用寿命的变化情况,提出基于智能电网的输电检修优化决策指标,建立基于智能电网的输电检修优化决策模型,利用禁忌搜索算法求解模型,并通过IEEE24节点系统验证模型及算法的可行性。
1 基于智能电网的输电检修优化决策指标
1.1 智能电网条件下的输电检修
国家电网提出加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展,以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网。为了实现上述特征,需要在电网中引入大量的新型元件和设备,包括分布式电源、大型可再生能源电源、智能电表,以及为了控制潮流而引入的先进电力电子技术,如FACTS设备等。这些新型元件及设备的接入,将改变电网的结构,增加电网的运行风险,对电网的稳定性及可靠性带来了挑战。此时,输电检修工作日益复杂,需要制定1套高效的检修策略,使输电系统故障风险最小化,确保电网的稳定运行。
此外,国家电网公司在《国家电网智能化规划总报告(修订稿)》中明确指出输电环节智能化需要实现状态评估、故障诊断、状态检修和风险预警,需要实现对线路运行状态的可控、能控和在控。在技术手段方面,国家电网公司则倡导开展分析评估诊断与决策技术研究,实现输电线路状态评估的智能化;加强输电线路状态检修技术的研究应用,实现输电线路智能化技术的高级应用。这些技术的发展将为以设备运行状态为依据的输电检修模式提供技术支持[14]。
因此,在智能电网建设背景下,输电检修工作将逐步向以设备状态为依据的检修模式过渡。
1.2 基于智能电网的输电检修优化指标
根据智能电网建设条件下输电检修工作的特点,选取设备故障风险降低值及设备使用寿命延长所节约的成本作为输电检修优化决策指标。以设备故障风险及设备寿命变化情况作为输电检修决策指标,一方面,能够及时发现并安排高风险的设备进行检修,最大限度地降低系统故障风险,确保电网的安全可靠;另一方面,能够有效减少盲目检修,提高检修资源的利用效率。
(1)设备故障风险降低值
定义设备故障风险值等于设备发生故障的概率与发生故障造成的后果(故障后果)的乘积。
假设在检修前后设备的故障后果保持不变,则在时刻t完成检修任务a后,设备m降低的故障风险可表示为:
式中:ΔR(m,a,t)为t时刻输电检修任务a完成后降低的设备故障风险值;ΔR0(m,a,t)为检修任务进行过程中设备故障风险的降低值;ΔR1(m,a,t)为检修结束后设备故障风险的降低值。
在检修过程中,设备故障风险的降低值ΔR0(m,a,t)可通过式(2)计算得到:
式中:T为输电检修完成时刻;D为输电检修消耗的时间;p(m)为参与检修的设备m发生故障的概率;p(e)为不参与检修的设备e(e=1,2,…Ne)发生故障的概率;S(e|0,t)为设备m检修前设备e的故障后果;S(e|a,t)为设备m执行检修任务a后设备e的故障后果。
在检修完成后,设备故障风险降低值ΔR1(m,a,t)可通过式(3)计算得到:
式中:Δp(m,a)为第m台设备第a项检修任务结束后设备故障风险率的变化值;S(m|0,t)为检修前设备m的故障后果;f(0,m,t)表示t时刻检修设备m的风险值即故障概率与故障后果的乘积。
综上可得,输电检修任务a完成后,设备故障风险降低值可通过式(4)计算得到:
式(4)中,在检修期间设备m退出运行,因此检修期间设备m导致的系统风险值为零,即。为了简化计算,假设输电检修前后设备e的故障后果保持不变,即:
因此,设备故障风险降低值可简化为:
(2)设备使用寿命延长节约的成本
设输电检修完成后,设备m的使用寿命延长了Δθ,则节约的成本为,
式中:AL(m,a,t)为由于设备使用寿命延长而节约的成本;C(m)为设备的检修成本;θ0为设备平均发生故障的时间;Δθ为输电检修延长的设备使用寿命;σ为通胀率。
因此,t时刻设备m的检修任务a的输电检修优化决策指标可表示为:
式中:M(m,a,t)为输电检修优化决策指标;ΔR(m,a,t)为设备故障风险降低值;AL(m,a,t)为检修后设备寿命延长而节约的成本;γ为权重值,反映用户对提高设备短期可靠性或者延长远期寿命的重视程度。
2 基于智能电网的输电检修优化决策模型
2.1 模型建立
以输电检修优化决策指标W(m,a,t)为依据,分析输电检修优化决策模型。在输电检修中,设t时刻设备m的第a项检修任务开始启动,则g(m,a,t)=1,否则为0;若在t时刻设备m的第a项检修任务正在进行,则h(m,a,t)=1,否则为0。设D(m,a)为设备m的第a项检修任务的检修时间,则:
通过式(9)可确定t时刻设备m的第a项检修任务是否进行。
建立输电检修目标函数及约束条件如下:
目标函数式(10)表示输电系统累计风险降低值最大化,其中,Nm为设备数量,Na为设备m的检修任务数量;约束条件式(11)表示T时段内设备不存在重复检修的情况,即每台设备的检修次数不超过1次;约束条件式(12)表示由于产生显著的电压变化等问题,检修任务不能执行的情况,其中,T0(m,a)表示设备m的第a项检修任务不能执行的时间集合;约束条件式(13)为检修劳动力约束,其中,W(m,a)表示设备m的第a项检修任务需要投入的劳动力,TW(t)表示,时刻检修可投入的劳动力总量;约束条件式(14)为检修资金约束,其中,C(m,a)表示设备m的第a项检修任务的检修成本,TC为可用于输电检修的资金数量;约束条件式(15)为安全约束,S(m,a,t)表示t时刻设备m的第a项检修任务引发的安全性问题(低电压、电压不稳定等)衡量指标,Smax(t)为t时刻安全性问题的上限。
2.2 模型求解
利用禁忌搜索算法求解基于智能电网的输电检修优化决策模型。禁忌搜索(Tabu Search,TS)最早由Glover提出,用以求解组合优化问题。禁忌搜索算法在组合优化领域具有强大的寻优能力,并以较高的求解质量和效率得到广泛的应用[15,16,17,18]。利用禁忌搜索算法求解基于智能电网的输电检修优化决策模型流程如图1所示。
(1)以系统内全部待检修设备信息为依据,随机生成1组初始解,即当前解,按照特定的规则寻找需要调整的时段T及检修任务a。
(2)在初始解的基础上,寻找T时段内的全部待检修设备,将其作为调整对象。
(3)从调整对象中任选1台检修设备,调整其检修时段及检修任务,得到新的检修方案。
(4)枚举所有可能出现的检修策略,构成初始解的领域。
(5)从领域中选择基于智能电网的输电检修优化决策指标值最优且满足禁忌要求的解作为最新的当前解。若当前解优于目前的最优解,则以其作为新的最优解。
(6)若最优值在给定的迭代次数内不再增加,则算法结束,否则继续搜索。
2.3 算例分析
利用IEEE24节点系统验证模型及算法的可行性。系统的初始网络结构参见文献[19]。列举5台变压器、18条待检修线路,分析输电检修优化决策问题。假设设备检修可以安排在每年1月1日至12月31日中的某一时间段。变压器的检修任务包括小范围检修(记为任务1)、大范围检修(记为任务2);输电线路的检修任务包括树木修剪(记为任务3)、线路绝缘检修(记为任务4)。定义检修所需时间为参与检修人数与每个检修人员累积作业时间的乘积。设备检修信息如表1所示,其中,Ti表示第i台变压器,(i=1,2,…5),Li-j表示节点i、j之间的输电线路。
假设变压器在运行10年后开始出现故障。变压器的检修效益如下:小范围的检修,可使变压器故障率降低到上一年的水平;大范围的检修,可使变压器故障率降低至第10年的水平[20]。5台变压器的运行年限如表2所示。
利用Weibull分布模拟分析变压器退化过程,Weibull参数为α=7E-7,β=5.097,变压器的故障率分布情况如图2所示。
图2中,变压器第10年的故障率为1.66%、第15年为5.4%。如果对变压器进行大范围的检修,其故障率降为第10年的故障率水平,即为1.66%。对于运行时间为11年的变压器而言,大范围及小范围的检修都能使其故障率降低至第10年的故障率水平,因此对1 1年的变压器进行小范围的检修更加经济。
输电线路的故障率参见文献[19]。设可用于设备检修的资金总量为7万美元,劳动力时间为5 100 h,同时假设γ的取值为1。利用Matlab编程求解输电检修优化决策模型,可得设备的最优检修方案,见图3。
在图3中,横坐标表示接受检修的输电设备,纵坐标表示最优检修方案中设备的检修任务。结合表1,可计算出最优检修方案中设备检修的总成本为69 700美元,检修所消耗的劳动力时间为5 061 h。输电检修优化决策的指标值为178 290美元,即采取该检修方案,可使输电系统故障的风险值降低为178 290美元,意味着避免了未来1年178 290美元的费用支出。
设M/C表示输电检修的经济性效率,M/L表示输电检修劳动力效率。其中,M表示输电检修优化决策指标值,C表示输电检修成本,L表示输电检修劳动力效率。对比分析最优检修方案中4种检修任务的经济性效率及劳动力效率情况,见表3。
由表3可知,检修任务3、4(树木修剪和线路绝缘检修)的经济性效率及劳动力效率均高于检修任务1、2(变压器小范围、大范围检修)的指标值。换而言之,同样的系统故障风险降低值,检修任务3、4消耗较少的资金或者劳动力。该结论对不同检修任务之间的资源分配有一定的指导作用。
改变资金的预算约束,同时假设若剩余的预算接近下一个检修任务的费用,则允许增加1个检修任务,可得不同资金约束下的输电检修优化决策指标值的变化情况,见图4。
由图4可知,随着预算资金的增加,输电检修优化决策指标值呈现先递增后递减的趋势。当预算资金为69 700美元时,输电检修优化决策指标值达到最大值178 290美元。造成上述现象的原因在于,输电检修过程中优先选择设备故障风险最大的设备进行检修。随着检修资金的不断增加,故障风险相对较小的设备开始进入检修,而由这些设备产生的系统风险降低值也相对较小,因此,出现了图4中的变化趋势。
4 结论
以建设智能电网为背景,综合考虑了新环境下输电检修工作的特点,以输电系统风险降低值最大化为目标,建立了基于智能电网的输电检修优化决策模型。利用禁忌搜索算法求解了所建模型,并结合算例验证了模型及算法的有效性。
通过研究得出了如下结论:以设备故障率及设备寿命变化情况为依据,制定输电检修优化决策模型,一方面,能够在错综复杂的设备及各种设备检修任务中,选择最有效的检修方案,及时安排故障概率较大的设备进行检修,减少设备故障对输电系统造成的损失,提高输电系统的安全稳定性;另一方面,能够合理分配检修资源,实现资源的最优化配置。
摘要：在智能电网条件下,日益复杂的输电系统增加了输电检修工作难度。综合考虑新环境下输电检修工作的特点,提出考虑设备故障率及设备使用寿命变化情况的输电检修优化决策指标,以输电系统风险降低值最大化为目标,建立基于智能电网的输电检修优化决策模型,利用禁忌搜索算法求解所建模型,并通过IEEE24节点系统验证模型及算法的可行性。
输电线方式优化 篇7
关键词：高压输电线路,钢管杆,城市规划,主杆截面形式,杆身坡度
1 前言
由于城市建设高速发展, 用电负荷迅速增加, 供电网络已不能满足用电负荷发展的需要, 势必要新建高压输电线路, 对原有的城网线路进行增容改造。传统的铁塔, 占地面积大, 造型又与现代城市环境不协调。采用高压电缆造价昂贵, 采用钢筋混泥土电杆, 它的纵向、环向裂纹问题, 一直未能很好的解决。采用环形或多边形截面的拔梢型钢管杆, 结构简单, 受力清楚, 加工制造容易, 施工方便, 运行安全可靠。
本文根据钢管杆的受力特点, 总结出影响钢管杆结构优化的主要参数, 分析各参数对钢管杆结构的影响程度, 进行对比优化, 使钢管杆设计更合理。
2 钢管杆结构优化主要参数
2.1 主杆截面形式
根据《架空送电线路钢管杆设计技术规定》 (DL/T5130-2001) , 常用的钢管断面形式有四边形、六边形、八边形、十二边形、十六边形、环形等。环形截面虽惯性矩最大, 受力最优, 但由于加工问题, 输电钢管杆杆身构件断面常采用多边形, 110kV钢管杆一般采用十二边形, 大荷载钢管杆可采用十六边形。受宽厚比w/t限制, 边数越多受力越优、材料相对耗用小, 但加工难度也越大。圆锥形与棱锥形钢管杆相比有较好的刚度, 力学性能更优, 随着棱数的增加, 棱锥形钢管杆其刚度趋近于圆锥形钢管杆。
2.2 钢管杆挠度
与传统铁塔不同, 输电线路钢管杆在多数情况下是一种以挠度来控制选材的结构。如仅仅计算强度满足要求, 运行时的挠度可达30‰以上, 严重影响美观, 而挠度计算满足限制要求, 材料强度常常会有较大富余。《架空送电线路钢管杆设计技术规定》 (DL/T5130-2001) 提出了直线杆的杆顶挠度限值为5‰、转角和终端杆的杆顶挠度限值为20‰。其计算工况为“无冰, 风速5m/s及年平均气温”下的荷载长期效应组合, 且须按正常使用极限状态的荷载来确定。
该限值规定比较宽松, 在加工和安装过程中应采用适当措施来减小钢管杆运行过程中的挠度, 其方法一般有两种。一是加工时杆身预弯, 这种方法技术工艺要求高, 但效果较好。二是安装时预偏, 这种方法施工简单, 易于操作, 较常采用, 但加载后容易产生拱形变形。预弯或预偏的最大值以不超过设计挠度值为宜, 并且挠度测量宜选在无日光照射的条件下, 因为温度的不均匀变化对杆身的变形影响很大。
2.3 钢管杆梢径
钢管杆的梢径对钢管杆杆顶挠度的挠度控制起关键性作用。钢管杆的力学模型为一个悬臂梁, 其挠度与截面惯性矩I成反比, 根据《架空送电线路钢管杆设计技术规定》 (DL/T5130-2001) 的计算公式:
其中, c为与截面形状有关的常数, 对十二边形截面c=0.411;
D为截面的平均直径;t为钢板厚度。
可见, 钢管杆直径D对挠度的贡献远远大于壁厚t, 在其他外形参数不变的情况下, 扩大梢径尺寸, 可使钢管杆的整体刚度显著提高, 杆顶位移显著下降。
2.4 主杆坡度
杆身坡度大小由杆塔的荷载大小决定, 钢管杆所受荷载越大, 弯矩包络图斜率就越大, 从而需要越大的坡度以保证受力合理。但由于挠度控制的要求, 梢径不能过小, 故坡度过大又势必导致根径过大, 一方面浪费材料, 同时严重影响美观。因此合理选取钢管杆的梢径、杆身坡度对控制钢材用量将起到决定性作用。在设计中, 对杆塔在给定的荷载条件下, 对塔身坡度和梢径进行多方案组合优化, 通过对计算重量的比较, 在保证杆塔具有足够的强度和刚度的条件下, 优化出杆身的最佳坡度。
2.5 杆身分段长度
由于钢管杆壁厚逐渐变化, 需要分若干段, 但又受到运输和模压、热镀锌的工艺限制, 每段杆段长度宜控制在10m左右, 当壁厚较大时, 还应根据加工厂的设备能力适当减少段长, 否则将无法压制。合理的分段长度, 使得每段杆段的应力比差距较小。
以1.0m钢管杆为计算长度, 通过合理地调节各分段的长度, 最大化提高各段的利用率。
2.6 结构优化
根据上述几个方面, 对直线杆GSZ1-27和转角杆GSJ2-25进行结构优化, 优化结果如下:
由上图可得, 直线杆GSZ1-27在梢径300mm, 杆身坡度0.010时, 计算重量最优。当坡度小于0.008时, 由于直径D增加缓慢, 需大幅增加壁厚来提高截面的惯性矩;当坡度大于0.012时, 为保证构件的局部稳定, 由于截面直径较大, 受宽厚比w/t控制, 使得必须大幅增加壁厚, 造成杆段利用率下降。转角杆GSJ2-25在梢径450mm, 杆身坡度0.015时, 计算重量最优。在计算中, 随着梢径的增加, 挠度减小, 当梢径在550mm, 坡度0.019以上时, 杆身计算基本上不受挠度控制, 杆段利用率降低。
3 结论
钢管杆优化设计涵盖面广, 优化项目多。影响钢管杆的参数为挠度、锥度、截面形状、梢径和主杆壁厚等, 设计过程在满足强度和刚度要求下, 需要选择合理的主要参数, 使得结构优化。在设计钢管杆结构的时候要考虑各个参数对钢管杆结构的影响程度, 先确定影响大的参数, 后确定影响小的参数, 合理设计钢管杆结构。
参考文献
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[3]卢山.钢管杆参数分析及其设计[J].红水河, 2011, (08) .