线路合环

线路合环（精选7篇）

线路合环 篇1

当前配电网多采用双向供电和多电源供电模式,当停电检修或者故障时,通过合环操作,实现不停电转移负荷,提高了供电可靠性和配网运行的经济性,而合环倒电也是配网调度正常操作和事故处理中最为关键的环节之一。合环过程中会产生合环电流,如果电流过大会造成保护误动引起事故。

1 事故经过

正常运行方式下,110 k V石桥变1号、2号主变分别由秦石725线、贺石715线供电,35 k V,10 k V均分列运行。220 k V贺村变10 k V分列运行,如图1所示。

2010年3月17日,贺村1号主变检修,负荷均由2号主变供电(10 k V母联100开关运行,101开关冷备用)。运方安排石桥35 k V负荷全部倒由2主变供电,10 k V负荷全部倒由1号主变供电(300和100开关运行,301和102开关热备用)。15日晚2348,地调告知贺村2号主变有失电可能,要求做好贺村10 k V负荷全部倒出准备。配调按照《市区电网检修及异常运行方式安排》,由石桥10 k V贺桥线返送贺村10 k V母线。具体操作过程如下:00:44停用贺村贺桥线104开关重合闸;00:47合上贺桥线14开关;00:48石桥128开关过流三段保护动作跳闸,重合闸不成功;00:54配调下令拉开贺村贺桥线104开关;00:56石桥试送128开关,成功。

询问现场得知石桥变128开关故障电流为960A,超过其过流三段保护定值900 A,因此导致128开关跳闸。

2 配电网合环倒电分析

所谓配电网合环倒电,就是通过操作相应的联络开关(如变电所10 k V出线开关或线路柱上开关、开闭所、环网柜开关等),实现将1条或几条线路负荷由另1条线路不停电带供的方式。在合环过程中,配电网中可能产生极大的环流,下面对影响环流大小的因素进行分析。简化的合环计算模型[1]如图2所示,该模型将参与合环的变电所简化为高压侧母线、变电所主变压器、低压侧母线、合环线路及联络开关的典型合环情况,分析中的公式推导均为复数运算。

图中,U1,U2为参与合环的两母线电压;L1,L2为合环线路负荷(这里将合环线路上的所有负荷集中到一点);S1,S2为其他线路负荷;K为联络开关(合环点)。

图2可看作一两端电压大小不等、相位不同的两端供电网络,如图3所示。此网络又可等值于回路电压不为零的单一环网,如图4所示。

图中,为流过节点1,2的功率;为节点3,4的运算负荷(已知);Z13,Z34,Z24为线路阻抗;d U为·节点1,2的电压差。

此回路电压不为零的单一环网中功率分布为[2]:

综上所述,10 k V配电网合环电流与下列因素有关:

(1)合环开关两侧变电站10 k V母线电压差。如果两侧变电站10 k V母线对系统短路阻抗差别不大,且两侧10 k V母线所带负荷相当,该环流可用两变电站10 k V母线电压差除以合环线路阻抗得出近似值[3]。

(2)合环开关两侧变电站10 k V母线对系统短路阻抗不同产生环流。配网合环与输电网络密切相关,即使合环开关两侧变电站10 k V母线电压相同,整个电磁环网较大时也将产生较大环流。

(3)环网的对称性。由环网功率表达式中第一项可知,该值与合环开关两侧变电站10 k V母线所带负荷、合环线路阻抗的对称性有关。

3 徐州市区配电网合环倒电分析

配电网进行合环操作时,合环线路的两侧电源一般处于分列运行状态,但其上一级电源(或者更上级电源)一定是并列运行的。徐州地区220 k V变电站都是并列运行的。

3.1 配电网合环方式

一般地,配电网合环的方式可分为如下3种,如图5所示,图中A,B,C分别为合环点。

A:不同变电站10 k V母线出线间合环,且上级电源分属于2个220 k V站,即1号、2号主变220k V 1个系统。这种情况下环网较大,此时即使参与合环的10 k V母线电压相等,合环电流也较大。

B:不同变电站10 k V母线出线间合环,但其上级电源为同一220 k V变电站出线,即2号、3号主变220 k V 1个电源,此种情况环网较小,2号、3号段母线电压差较小时,合环电流也较小。

C:同一母线出线间合环,此时环网最小,相同条件下合环电流也最小。

徐州地区任庄、三堡2个500 k V变电站将地区电网分为两大区,220 k V吴桥变投运后,将上述2个区域电网连接起来,至此整个徐州地区的220 k V站成为1个系统。

3.2 配电网合环规定

徐州市区配网调度规程中关于10 k V线路合环的规定如下。

(1)参与合环的线路必须相位相同,操作前应考虑合环点两侧的电压差和相角差,必须确保合环后各环路潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。

(2)同一220 k V变电站(220 k V母联开关运行或主变由同一母线供电)所供110 k V变10 k V出线进行合环倒电操作时可不作特殊调整。

(3)其他情况10 k V线路进行合环倒电前,应停用线路一侧开关重合闸:

(1)线路首端(末端)停电时,宜停用停电线路侧开关重合闸;

(2)线路中间段停电时,应优先考虑停用操作方便端开关重合闸(如有人值守或操作班驻守变电站、具备重合闸远程投切功能的变电站);

(3)优先考虑停用系统短路阻抗较小一侧开关重合闸。

因此,合环前,不仅要通过SCADA系统比较两母线电压值是否在合环允许范围内,还要和地区调度联系,询问上级电源是否为1个系统或1个电源,然后采取相应措施。

4 事故分析及实例验证

4.1 事故分析

正常运行方式下,石桥2号主变由贺石715线路供电,与贺村2号主变同属于220 k V贺村变电源,故石桥贺桥线与贺村贺桥线合环倒电时,环网较小,也即两合环线路所在母线对系统短路阻抗差别较小,由上述理论分析可知,此时合环电流也较小。

上述事故前系统运行方式下,石桥1号主变由秦石725线路供电,而220 k V秦洪变与贺村变分属于2个220 k V系统,仅在500 k V网络中属于1个系统,此时,石桥贺桥线与贺村贺桥线合环网络较大,其所在母线对系统短路阻抗相差较大,这就使得合环电流增大,从而导致开关跳闸事故。

4.2 实例验证

4.2.1 系统短路阻抗不同

从以上分析可知,此事故因合环线路所在母线对系统短路阻抗相差过大而导致。同样地,110 k V花园变进线电源分别为110 k V九花739线、秦花728线,而220 k V九里山变、秦洪变分属于不同区域,即花园变2台主变500 k V 1个系统,此站10 k V两母线出线进行合环时,即使两母线电压相等,合环电流也很大,也曾出现过开关跳闸的案例。为此,可通过改变系统运行方式来减小合环电流,即先将10k V方式改为并列运行后,再进行两段母线出线间的合环操作,因环网变小,合环瞬间电流也减小。

110 k V彭场变2台主变500 k V 1个系统,两段10 k V母线出线间合环倒电时,电流也较大。目前220 k V吴桥变投运后,上述问题已不复存在。不同环网情况下,110 k V彭场变两段10 k V母线出线合环时电流的变化情况如表1所示。可以看出,合环线路所在母线电压差值相差较小的情况下,环网较大时合环电流也较大。这就说明,10 k V配电网合环与输电网的结构密切相关,在实际工作中,不仅要熟悉配电网络,对整个地区电网的结构也需明确。

4.2.2 电压差不同

环网大小不变、所在母线电压差不同的情况下,10 k V吴农线与西段一线合环的情况如表2所示。可见,220 k V同一系统的条件下,同样的2条线路合环,当合环线路所在母线电压相差较大时,合环电流也较大。

应当注意的是,合环线路所在母线的相序和相位相同是合环的必要条件。220 k V九里山变电站10 k V母线相序与其他变电站相差达30°,尽管其10 k V出线与其他变电站有联络关系,也只能进行停电倒电。

5 预防措施

为避免合环操作时出现过大电流,导致环路继电器动作跳闸,在实际工作中可采取以下措施:

(1)保证参与合环的变电站10 k V母线相序和相位相同;

(2)尽量满足合环点两侧电压值相同,可通过投退无功补偿装置或调解主变分接头等来实现;

(3)参与合环的两变电站10 k V母线对系统短路阻抗相差不宜过大,采用改变运行方式来实现;

(4)合环两侧负荷之和不能超过两侧开关额定负荷,否则即使条件满足也不能互相替代;

(5)停用一侧线路重合闸;

(6)对合环电流较大的线路进行操作时,需待有关操作人员到现场后才可操作。

6 结束语

通过一起配电网合环倒电引起线路跳闸事故,分析研究了影响配电网合环电流大小的因素,并通过实例进行验证。下一步工作是充分利用Open3000强大的数据实时显示、分析、计算功能,将其与配网PMIS相结合,开发研究配电网合环电流在线计算软件,这将对配网安全可靠运行发挥更大的作用。

摘要：随着配电网的发展以及当前对供电可靠性的要求越来越高,合环倒电成为提高供电可靠性的有力手段。在合环过程中,电网中可能产生极大的环流,将直接影响电网的安全稳定。通过一起合环倒电引起线路跳闸事故,对环流产生的原因及影响因素进行分析,提出减小环流的措施,对配网安全可靠运行有一定的指导意义。

关键词：配电网,合环倒电,环流

参考文献

[1]叶清华.配电网合环操作的研究及专家系统的应用[D].南京:东南大学,2003.

[2]陈珩.电力系统稳态分析[M].北京:中国电力出版社,1995.

[3]李江华.浅析10 kV配网合环产生环流的原因及预防措施[J].电网技术,2006,30(8):199-201.

线路合环 篇2

关键词：电网,电磁合环,环流,过载,线路变压器组,循环功率

1 概述

随着电力系统的不断发展, 哈地区电网结构不断扩大, 近几年来, 新上了许多变电所, 其主框架结构为线路变压器组的变电所日益增多。例如, 河松变、中央变、人各变、市场变等等。可以说线路变压器组这种线路模式已经逐渐成为一种趋势。

2 哈局电网现状及情况需求:

电力改革进入新的阶段, 对电力系统安全、优质、经济运行提出了更高的要求, 电力市场化运营机制亦建立并逐步完善。目前, 我局正处于增供扩销的重要阶段。我局制定了全年电量超百亿的供电目标, 这同时也给电网管理者-调度机构提出了更高的要求, 保证电网安全稳定运行, 进一步养活电能损失势在必行。然而线路变压器组的变电所都担当着哈地区的重要负荷的供电任务, 设备检修短时停电倒负荷损失较大 (目前, 有些变电所只能按照局里认可的规定, 通过短时并列倒负荷。但是, 在此过程中一旦发生故障, 将扩大事故造成无法估量的经济损失。)

3 线路变压器组变电所低压侧电磁合环的条件:

鉴于上述上述问题, 因此应经详细计算, 对此类变电所10KV母线分段开关实行电磁合环方式倒负荷。

对系统进行电磁合环必须具备下列三个条件:

3.1 合环点相序、相位一致

3.2 系统保护应适应环网的方式

3.3 合环后, 各元件不致过载, 电压不超出规定

目前, 10KV分段开关两侧相序、相位均一致, 因此哈地区系统来说, 条件1自然符合。

对于条件2, 哈地区有些10KV分段开关没有快速保护, 应加装电流速断保护 (已加装电流速断保护的10KV分段开关应对保护定值进行校验) , 合环前电流速断保护投入, 解环后停用。以保证在电磁合环时, 环内任一线路故障时, 10KV分段开关解环, 可以保证有选择地切除故障线路。只是10KV分段电流速断保护定值须根据合环后计算出合环点处环流后才能确定。同时, 合环后各元件是否过载也须经过环流计算后校验。

4 环流计算:

4.1 设备参数:

4.1.1 66KV线路参数

4.1.2 线路变压器组, 各主变参数:Uk%PO IO%Pk Se Ue

4.2 环流计算满足条件

环流计算是在下列条件下进行的

4.2.1 带变压器组的两条66kv线路应在同一条母线上, 或不在同一条母线上但母联开关在合位, 其电压相等。计算中设为66∠0°kv。

4.2.2 如果低压侧有并网发电机, 电磁合环时, 其发电机与系统解列

低压侧变电所或电厂的各发电机容量, 最大有功出力, 直配负荷, 从而计算出其负荷最大值和最小值。电磁合环时最大负荷, 不大于低压侧变电所或电厂单台主变的容量。

4.2.4 低压侧变电所、低压侧Ⅰ、ⅠⅠ段负荷相等, 每台主变二次电流, 不超过二次电流, 不超过规定值

4.3 计算及结果 (理论计算推导)

用环网潮流回路电流法计算出线路变压器组的变电所, 低压侧分段开关合环时通过的流。

如下:

在图1所示的最简单两端供电网络中, 设两端电压不相等, 根据重叠原理可得:

由式 (1) 、 (2) 可见, 每个电源点送出的功率都包含两部分, 第一部分由负荷功率和网络参数确定, 它们分别与电源点至负荷点间的阻抗共轭值成反比。第二部分与负荷无关, 它可以在网络中负荷切除的情况下, 由两个供电点的电势差和网络参数确定, 通常把这部分功率称为循环功率。

单电源环网可以看作是供电点电压相等的两端供电网络, 在计算时令式 (1) 、 (2) 中的循环功率等于零即可。因此, 本项目所研究的供电网络图 (图2) 的计算公式可得:

对于线路变压器组来说, 线路阻抗一般都是相等的, 变压器阻抗有可能不相等, 因此根据式 (3) 、 (4) 可以分为两种情况对图2所示的网络图对10KV分段开关进行潮流分析:

4.3.1 当两个变压器的阻抗不等时, 即Z1≠Z2, 则

10KV分段开关上的负荷

10KV分段开关上的电流

4.3.2当两个变压器的阻抗相等时, 即Z1=Z2, 可得S1=S2, 则

10KV分段开关上的负荷

10KV分段开关上的电流IO= (SO/U)

根据以上潮流分析, 设线路变压器组电源端运行电压已知, 对于线路变压器组上的电压损耗可用公式 (5) 计算

则10k V母线上的电压V=Va1-ΔV

通过以上对线路变压器组并列时的潮流计算结果, 根据相关要求可以对其进行静态、暂态稳定的分析以及继电保护及自动装置的调整。

5 应用情况及效益

哈地区电网已逐步对此项成果进行实施, 已有4座变电所采取低压合环倒负荷, 应用情况及社会效益突出, 本年度节约电量3.5万度。

结束语

地区配电网合环风险分析 篇3

随着国民经济的发展,用户对供电可靠性要求不断提高,电网的运行和管理也要求更加可靠、合理、高效。大规模的城市电网改造后,全国大部分地区配电网达到了“闭环结线,开环运行”的供电方式,联络开关一般开断运行。为了提高配电网络的供电可靠性,在一定程度上满足不停电转供的要求,调度人员可以选择适当的供电路径进行合环操作,以保证配电网的供电灵活性,提高电网的运行经济性,但由此引起的环流,却有可能对电网的安全运行有很大的影响,一些专家和学者基于此提出了很多环流的计算分析方法[1,2]。

配电网合环操作的操作规程中都提及首先通过预计算对合环后的情况进行分析,一些研究机构和高校开发了配电网合环计算软件[3],电力系统生产单位尝试对调度辖区内的配电网合环进行分析[4,5],并总结了一些规律方法[6,7]。然而在我国很多地区,依然是凭调度人员的经验进行合环操作,如果发生合环失败的情况再进行分析计算,而即使这时所进行的分析计算也不能避免电网模型的时效性和多环计算准确性所带来的不利影响,同时缺乏实用的分析机制,往往不能全面考虑安全条件。

本文系统地分析了配电网合环电流的各个组成部分,基于精确网络导纳阵严格计算合环端口阻抗,并推导出完整的合环电流计算公式。在实时能量管理系统中实现了本文提出的合环电流计算方法,通过和实际合环电流比较,验证了所提计算方法的正确性。这也为开展配电网不停电转供电提供合环冲击电流、稳态电流的校核,减少配电网合环操作的风险,进行配电网合环操作可行性分析和风险评估提供了有力的分析手段。

1 研究理论

1.1 合环操作概况

配电系统带电合环操作是指2个变电站的低压母线各带1段配电线路,而线路之间通过联络开关联络。正常时,联络开关断开,2个变电站的母线分别带各自的配电线路;当其中某1个变电站所带配电线路的出线开关需要检修或有其他突发事件时,先合上联络开关,再断开该站出线开关,通过另1个变电站的低压母线带上2段配电线路负荷的总过程。合环操作的典型系统接线示意图如图1所示。

母线A与母线B经过变压器1、母线C、高压电网、母线D、变压器2形成了1个环路,开关A平时处于分位,当开关A合上时发生合环。

1.2 配电网络产生环流的原因

配电网络进行合环操作时,合环线路的两侧电源一般处于分列运行状态,但它们的上一级电源,或是更上一级电源,往往是并列的。基于此,可以归纳出合环操作时产生环流的2个原因,以10 kV配电线路合环操作为例加以说明。

(1)合环开关两侧变电所10 kV母线的电压差(数值差、相位差)产生环流。如果两侧变电所10 kV母线对系统的短路阻抗比较接近,这一环流可以用两侧变电所10 kV母线的电压数值差除以合环线路的阻抗计算出近似值,用这种近似方法计算的结果一般与实际值的误差在10%以内。

(2)合环开关两侧变电所10 kV母线对系统的短路阻抗不同。合环操作时,合环开关两侧变电所的10 kV母线电压数值即使相同,但在系统的短路阻抗差异较大时也会产生很大的环流,这一环流经常是造成合环操作失败的另一原因。

1.3 合环端口阻抗的计算

从图1可以看出,合环端口的阻抗由2部分组成[8],即:

式中:Z为合环端口阻抗;合环之前电网的端口阻抗即为2电气母线i与j之间的阻抗Zt;Zh为合环线路阻抗。

传统的求取方法是画出环路的路径,将路径上各支路的阻抗求和。该方法是基于经验的粗略计算方法,当支路较复杂时,会引起显著的计算误差。在一些特定的网架架构下,传统方法无法给出正确的结果。

本文介绍1种基于网络导纳阵求逆,计算合环端口阻抗的方法。已知电力子系统导纳阵为YB,待求电气母线i与j之间的阻抗Z。由于有:

可以对导纳阵进行部分求逆,以求得Z。由于阻抗矩阵是导纳阵的逆矩阵,即:

因此有:

式中:Zii为母线i自阻抗;Zjj为母线j自阻抗;Zij为母线i和母线j互阻抗;Yij为导纳阵中元素;n为导纳阵阶数即该电力子系统节点数。

式(3)是1组线性方程,可以直接采用按行消去、按行回代的高斯消去法来求解。对于电力系统来说,求解该方程有3个特点。

(1)由于导纳阵是稀疏阵,整个过程中需要运用稀疏技术。

(2)导纳矩阵的对角元是1行中的主元素,绝对值最大,因此在解该方程时不必增加选择主元的步骤。

(3)由于端口阻抗只需求取1次,不必采用因子表法,此时可以将方程右侧的常数列代入消去和回代。

首先进行消去和规格化以求得上三角阵,之后再按行回代以求取Zi和Zj,之后通过式(2)求得Zt,再通过式(1)方便求得端口阻抗Z,具体公式在此不再赘述。

1.4 合环电流的计算

由于电网的线路和变压器支路上含有电阻和电抗,因此合环操作完成后,环路可以看作为一阶RL串联电路,其合环电流的计算过程也可视作一阶RL串联电路在正弦输入情况下得到的零状态响应,如图2所示。

根据合环前的基态潮流求出理想电源的电压:

式中:式(5)的前半部分为实部,后半部分为虚部,用imag表示。其中,i和j为合环两端口,Ui为端口i的电压幅值,Uj为端口j的电压幅值,θi为端口的电压相角,θj为端口的电压相角。

对于RL电路,外施电压源为正弦电压:

式中:us为合环电压表达式;Um为理想电源的幅值;φu为合环时电源电压的初相角;ω为角速度;t为时间。

经过计算,最终得到合环冲击电流的表达式:

为了完整计算合环电流,将合环运行等效为开环运行方式与合环点两侧具有附加电压源作用的结果,合环稳态电流等于开环方式下的负荷电流与合环点两侧电压差引起的环流的叠加。计算步骤为:

(1)对合环前的配网进行潮流计算得到合环点两侧的电压矢量差。

(2)计算等值后的环网总阻抗。

(3)计算开环方式下的负荷电流。

(4)计算合环点两侧电压差引起的环流。

(5)将开环方式下的负荷电流与合环点两侧电压差引起的环流叠加。

考虑到电力系统三相对称,合环冲击电流一般可取其中的1相研究。当研究对象为参数不平衡的系统时,合环冲击电流的研究则不宜取1相。

1.5 合环操作风险分析

分析冲击电流计算公式(7)可以发现,合环电流由前半部的强制分量和后半部分的自由分量组成,其状态与合环时电源电压的初相角有关,当φu=δ时,后半部自由分量为0,即合环后直接进入稳态状态。在进行合环操作前,应该预计合环后可能产生的极致情况。当φu=δ±π/2时,有:

可见,τ=L/R越大,自由分量的衰减越慢。大约经过半个周期的时间,冲击电流几乎为稳态电流的最大值的2倍,这是应该注意的。

如前所示,环网阻抗可以简化为RL串联网络,计算其过渡过程,并注意以下几点。

(1)合环最大瞬时冲击电流出现在合环后的半个周期时。

(2)电流速断保护的定值为电流的有效值,并应考虑在最恶劣情况下合环。

(3)因为电流速断保护的整定值很高,且冲击电流主要由合环点两侧电压差引起,所以通常不需要考虑开环方式下负荷电流的叠加。

(4)应该将10 kV馈线出线环流计算值的稳态值与过流保护整定值比较,最大值与速断保护整定值比较,如若超过,则合环操作存在较大危险。

2 算例分析

2.1 分析思路和误差来源

试验分为2个部分。1)比对试验,将配电网不停电转供操作的实际记录与计算的理论值进行了比对;2)实际运行的电网特性分析,根据10 kV配电网线路参数资料,按照分类和分片2种思路进行实验。分类表示将配网合环操作按照网络拓扑分为同厂站、同电源站和跨区域厂站3类;分片表示将配电网合环操作按照电网运行方式和供电区域进行划分。最终得到电网合环风险分析的研究结论。

需要注意的是,在国内大多电网能量管理系统中,其建模范围不包括10 kV配电网线路,在模型中这些线路为10 kV母线下所挂的负荷,因此在进行合环计算时无法确切得知合环线路上的负荷分布,对计算结果有一定的影响。

2.2 试验数据

2.2.1 实际操作比对试验

2009年8月,某供电局进行了3次不停电转供操作,操作前用本文论述的方法进行了配电网合环电流计算,并记录了实际操作中数据,结果如表1所示。

2.2.2 电网特性分析

取某电网某时刻的状态估计断面进行研究分析,电网合环算例网络拓扑示意如图3所示。基于图3网络的合环风险分析结果如表2所示。

2.3 试验分析

根据表1的实际操作对比试验数据,可以证明该方法能够较为准确地计算出配电网合环电流,为调度人员的操作提供理论分析和指导建议。

根据表2的模拟操作计算数据,可以得出如下结论:

(1)对于跨220 kV厂站片区的配是网合环操作,受到片区间220 kV线路潮流和220 kV/110 kV/10kV主变、110 kV/10 kV主变的参数和负载等因素的影响,配电网合环冲击电流较大,存在一定的风险。

(2)同一220 kV片区下的配电网联络线路间进行合环,其合环冲击电流相对较小,基本上满足电网10 kV开关的保护要求,在满足配电网合环技术原则的情况下可以进行合环操作。但合环前需要注意如下几点。

1)2个110 kV厂站的主变负载状态,尽量避免在一侧重负荷、一侧轻负荷的情况下合环。

2)同一110 kV厂站内不同母线之间进行合环操作时,尽量保持为各自母线供电的110 kV/10 kV主变的运行状态的平衡,尽量避免在1台重荷、另1台轻荷的情况下合环。

3)应尽量避免在一侧厂站110 kV/10 kV主变压器并列运行即10 kV母联开关闭合时进行合环操作。

4)合环操作前,需要确认合环路径上的变压器接线方式,避免因接线方式原因造成路径首末端的相角差。

3 结论

合环风险分析是配电网研究的重要课题之一。本文论述了合环电流特性的计算方法和合环风险分析体系,所提出的算法充分考虑了合环端口阻抗特性和环流时域特性。实际操作对比试验效果满意。同时针对电网进行了10 kV配电网线路合环风险计算和分析,该方法为配电网合环风险分析提供了新的实用手段。

合环操作形成电磁环网,可以对环路路径上的高压支路设备作模拟开断分析,判断环路设备是否满足N-1安全条件;可以对相关母线作遮断容量扫描,分析是否存在短路电流超标的问题,这些都可以作为合环操作风险分析的依据和进一步研究的出发点。

摘要：提出了基于在线能量管理系统的配电网合环风险分析方法,包含了在线的环路拓扑检验、合环冲击电流和稳态电流计算以及配电网合环风险评估等功能。试验部分进行了实际比对准确性分析,并对某地区电网进行了配电网合环风险分析,试验结果表明了所提方法的有效性。

合环潮流的暂态过程分析 篇4

城市电网普遍采用环网设计、开环运行模式,正常运行时,通过选择适当的供电路径进行合环与解环操作,能提高电网供电模式的灵活性,降低网络损耗。当系统中存在故障或检修时,可通过倒闸操作,将故障处负荷进行转移,减少停电时间和范围,提高供电的可靠性。但是合环操作常会引起较大的合环潮流,造成线路或设备过载。目前,配电网中的合环操作主要凭借操作人员的工作经验决定是否进行合环;有时还采用先断电再合环的保守操作方式,降低了电网供电的可靠性。针对合环潮流稳态值的计算研究已有很多[1,2,3],而合环潮流的暂态过程研究很少。合环后冲击电流[4,5]过大会使线路或设备承受巨大的电动力冲击,致使导线变形,电气设备损坏;衰减时间常数过大将不能躲过保护的动作时间,导致合环操作失败;深入研究合环潮流的暂态变化过程是有必要的。

本研究拟通过推导合环网络中环流的数学表达式,对各环流分量进行详细讨论,并得出影响合环潮流大小的主要因素。

1 合环潮流的暂态过程分析

典型的合环网络结构如图1(a)所示,简化的等值电路如图1(b)所示。为简化分析,采用恒电流负荷模型,电网电压取额定值,负载沿支路产生的电压降视为恒定值,这样仅需考虑合环开关两侧电势差对合环潮流的影响。此时电网等值电路如图1(c)所示。

设合环后t时刻,环路上环流值为i,i分别在Z13、Z14、Zc上产生压降,母线3、4上电压将下降为:

$U^{\prime }{}_3=U{}_{3m}\cos (\omega t+\theta {}_3)-R{}_{13}i-L{}_{13}\frac{\text{d}i}{\text{d}t}$;

$U^{\prime }{}_4=U{}_{4m}\cos (\omega t+\theta {}_4)+R{}_{14}i+L{}_{14}\frac{\text{d}i}{\text{d}t}$;

Zc上产生的压降为$R{}_{c}i+L{}_c\frac{\text{d}i}{\text{d}t}$。对于支路3-4有:

$U^{\prime }{}_3-U^{\prime }{}_4=R{}_{c}i+L{}_c\frac{\text{d}i}{\text{d}t}(1)$

令R=R13+R14+Rc,L=L13+L14+Lc,R、L是环路上总电阻和总电感。化简可得如下微分方程式:

$U{}_{3m}\cos (\omega t+\theta {}_3)-U{}_{4m}\cos (\omega t+\theta {}_4)=Ri+L\frac{\text{d}i}{\text{d}t}(2)$

解微分方程得到:

$i={\rm I}(t)+{\rm I}{}_{m0}\text{e}{}^{-\frac{R}{L}t}(3)$

其中:

$\begin{array}{l}{\rm I}(t)=\frac{RU{}_{3m}\cos (\omega t+\theta {}_3)+\omega LU{}_{3m}\sin (\omega t+\theta {}_3)}{R{}^2+(\omega L){}^2}-\frac{RU{}_{4m}\cos (\omega t+\theta {}_4)\omega LU{}_{4m}\sin (\omega t+\theta {}_4)}{R{}^2+(\omega L){}^2}\\ {\rm I}{}_{m0}=\frac{RU{}_{4m}\cos \theta {}_4+\omega LU{}_{4m}\sin \theta {}_4}{R{}^2+(\omega L){}^2}-\\ \frac{RU{}_{3m}\cos \theta {}_3+\omega LU{}_{3m}\sin \theta {}_3}{R{}^2+(\omega L){}^2}\end{array}$

取i的正弦分量项I(t)化简可得:

$\begin{array}{l}{\rm I}(t)=\mathrm{Re}\left(\frac{U{}_3\overline{{\rm Z}}}{{\rm Z}\overline{{\rm Z}}}\right)-\mathrm{Re}\left(\frac{U{}_4\overline{{\rm Z}}}{{\rm Z}\overline{{\rm Z}}}\right)\\ =\mathrm{Re}\end{array}$

$\left(\frac{U{}_3-U{}_4}{{\rm Z}}\right)=\mathrm{Re}$$(\frac{\text{d}U{}_{34}}{{\rm Z}})(4)$

其中:${\rm Z}=R+\text{j}\omega L‚\overline{{\rm Z}}$是Z的共轭复数,U3=U3mcos (ωt+θ3)+jU3msin (ωt+θ3),U4=U4mcos (ωt+θ4)+jU4msin (ωt+θ4)。

I(t)正是合环潮流的稳态环流分量,对应的合环潮流的稳态值主要由合环开关两侧的电势差、合环路径所经过的阻抗、合环开关所处的电压等级决定。因此,工程上主要通过控制合环两侧的电势差来减小合环潮流。文献[6]就提出了根据设备限额求解功角闭锁量来判断合环操作可行性的方法。

${\rm I}{}_{m0}e{}^{-\frac{R}{L}t}$是一个系数为Im0的指数函数,是合环潮流中的直流衰减分量。Im0的大小由合环时的初始状态决定,衰减时间常数由环网阻抗值决定。

对Im0进行化简可以得到与I(t)相似的公式:${\rm I}{}_{m0}=\mathrm{Re}\left(\frac{U^{\prime }{}_4-U^{\prime }{}_3}{{\rm Z}}\right)=\mathrm{Re}$(Iz),其中U′3、U′4是电势U3、U4在合环时的向量值,Z是环路阻抗值,因此Im0是一个电流量,其大小将直接影响着环流中直流衰减分量的大小。设Z的功率因数角为φ,可以作出t=0时直流衰减分量中Im0的向量图如图2所示。

在向量图中,IZ在时间轴t上的投影即为Im0,U′3与U′4的初相角将影响Im0的大小。因此在合环时,即使保证相角差不变,不同的θ3、θ4也将影响着Im0的大小。因此,当考虑暂态过程时,合环潮流的大小不仅与合环时开关两侧电压U、相角差δ有关,还与两侧电压的瞬时相位θ有关。当IZ与时间轴t平行时,Im0将取到最大值,环流中将出现较大的冲击电流[7,8]。当IZ与时间轴t反向时,Im0将出现最大负值,此时直流衰减分量对环流起到抑制作用,环流i将平缓地过渡到稳态值,因此是理想的合环条件。监视合环两侧电压幅值和相角的变化,当IZ满足在时间轴t上的投影为负方向的时刻进行合环操作,将会有效地减小合环时产生的冲击电流[9]。

2 暂态仿真

在上述讨论中,采用了恒电流负载模型,电网电压取额定值,将电流量与潮流值等价,忽略了电网电压波动对合环潮流的影响。为验证分析结果的正确性,使用PSS/E软件、以IEEE14节点电网模型为研究对象,进行了合环暂态过程仿真(对电网模型进行了适当修改以满足开环运行的初始条件)。

在系统稳定运行0.1 s后将开关K闭合。开关闭合时,开关两侧电压分别为U13=103.49<-1.07°,U14=94.212<-11.42°,开关两侧存在较大的电势差。线路13-14上的视在功率波形如图3所示。可以看出,在合环后存在合环潮流峰值,出现在合环后的第一个周波内。峰值与稳态值之比达到kc=16.349/11.675=1.400 3。波形基本上由稳态量和直流衰减量两部分组成,与推导结果相符。由于系统较小,在发电机励磁与调速装置的调节控制下,功率经过振荡过程趋于稳态值,使得直流衰减过程不明显。

3 结束语

在实际工程中,通常只考虑合环潮流稳态值,而忽略了其暂态值对电网安全的影响。本研究分析了合环潮流的暂态过程,得出较准确的合环潮流瞬时值表达式,不仅与合环两侧的电压幅值和相角差有关,还与合环瞬间电压的初相角有密切关系。初相角的位置将影响合环潮流的暂态值,恶劣的合环角度将引起较大的电流冲击。对简单的环网进行了合环暂态仿真,仿真实验验证了分析结果的合理性,为减小合环潮流提供了依据。

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线路合环 篇5

关键词：配电网,合环操作,电流计算,调控

1 配电网合环概述

随着配电网的不断建设和发展, 配电网的结构设置也逐渐趋于合理化, 也进一步提升了多电源互联互通的比率, 对此, 如何改善提升供电网的稳定性也成为配电网合环中需要着力考虑的问题。在实践中, 常常使用不停电负荷转供作为主要操作手段。从操作原理上看, 配电网合环模式主要是指让两个变电站的低压母线各带一条配电线路[1], 并在配电线路之间通过联络开关实现互联。在配电网正常运行时, 联络开关断开, 当配电网运行出现故障时, 即某个变电站所带出线路的开关需要检修或者发生异常时, 则需先合上联络开关, 再断开该站的出线开关, 利用另一个低压母线和两端的配电线路来实现配电网的持续供电, 配电网络合环示意图如图1所示。

当需要进行带电合环操作时, 在联络开关没有打开前, 其两侧的电压差不为零, 当联络开关闭合后, 其对应两侧的电压差为零。合环以后, 联络开关两端电压差瞬时发生变化, 必将引起环流的出现, 如果环流过大, 还会引起路线过载或者路内继电器保护误动, 导致故障问题的出现, 影响供电系统的正常使用。在配电网执行合环操作时, 在合环开关处会产生冲击电流和稳态电流, 为保障配电网的安全稳定运行, 获取科学准确的合环电流是关键。在功能相对完善的配电自动化系统中, 各终端设备会将开关状态、继电保护、馈线负荷等实时信息传递至主站, 为高效准确的数据计算奠定良好基础。

2 合环稳态电流的计算

对应如图1所示的配电网合环系统, 在执行合环操作时, 可结合叠加原理对两个线路的电流进行叠加, 分别包含:合环之前各支路的初始电流以及由联络开关两端电压向量差引起的环流。对于合环之前各支路之间的初始电流[2], 运行人员可以结合传统的潮流计算获得, 也可以从SCADA系统中直接获取。因此, 如何计算合环支路环流也成为合环稳态电流计算的关键。结合图1所示的合环网络来看, 如果假设两个子网络对应的合环节点分别是p和q, 采用戴维南等值后, 对应的合环示意图如图2所示。

其中, Zloop为合环点的等值阻抗, 对此, 区分对待联络开关是否为设备开关, 如果是, 则Zloop为阻抗。如果两个节点经母联等零阻抗支路合环, 则Zloop的取值为零。从上述图形来看, 可以得到如下三个等式:

联立上述三个方程组时, 不难发现在三个方程组中存在三个未知量, 如果进一步展开, 则一共有六个方程组和六个未知量, 经过求解方程组, 不难得到方程组的求解结果。在求解上述方程组的过程中, 首先要确定合环支路负荷等效阻抗Z1, 结合如图3的示意图来看, 在配电网运行中, 负荷节点往往沿梳状结构分布, 对负荷的实时分布也无法准确及时的获取。因此, 在具体计算中, 可以结合等效负荷模型, 用集中负荷来等效馈线上分布的电荷, 借以保障简化前后的电压差△U近似或者相等。

对于任一确定的合环操作, 通过合环支路的电流, 在配电网中各支路的分布式是完全确定的, 因此在求解合环支路环流I觶loop对其他支路的作用和影响时, 分布系数法得到了广泛的应用。假设配电网中任一支路li对合环支路电流分布系数为Ci, 则在合环操作系统中, 通过支路的稳态电流可以用公式 (4) 表示

3 配电网合环电流调控策略分析

做好复杂配电网合环电流计算工作, 是开展有效电流调控的前提和基础。在开展有效的配电网合环调控策略之前, 首先要准确计算出合环冲击电流和合环稳态电流, 当这两个电流超越限度时, 要因地制宜的采取有效地调控策略, 将合环电流将至限值以下, 为操作人员的安全合环操作营造良好的条件。在配电网的合环操作实践中[3], 常常是因为合环冲击电流过大而出现速断保护动作而致使合环操作失败。对于文章的讨论, 合环操作电流主要是指合环冲击电流, 但也要同时兼顾防止出现合环稳态电流过大而出现的保护性动作。从合环稳态电流和冲击电流两者的关系来看, 两者之间存在一定的比例关系, 一般来说, 合环冲击电流降低的同时也会造成合环稳态电流的下降, 因此, 需着力将配电网的冲击电流控制在限值以下, 同时, 需要检验合环稳态电流, 查看其是否越限。

在具体操作实践中, 为了实现配电网调控合环电流, 实现安全合环, 常用的措施是进行电容器投切和网络重构, 在很多情况下, 只要使用上述两种方式中的一种即可实现良好的调控效果, 但是为了进一步提升改进调试的效果, 丰富调整调控手段, 常常综合使用两种调控手段, 因此, 有必要重点研究综合调控现象。以调控中常用的遗传算法为例, 在进行综合环综合调控数学模型时, 若采用完全遍历形成搜索空间, 则不仅会延长搜索时间, 带来资源的浪费和消耗, 也会导致在搜索过程中形成大量的不可行解, 影响算法的计算效率, 故常常对这些算法进行程序设计, 最终以程序的形式来实现。应用遗传算法解合环电流综合调控问题, 在算法收敛以后即得到综合调控合环电流的可行方案, 但也只是得到所有方案结束以后的最终状态, 并没有确定各种调控手段的顺序, 一般来说, 调控顺序也会影响最终的调控效果, 如以某种方式调控时会出现电流或者电压过大的情况, 而换一种调控顺序, 则效果则会大不相同。

参考文献

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相序不对应合环对继电保护的影响 篇6

相序不对应合环是指合环时两条线路 (或系统) 的相序不同, 如一条线路的A相对应另一条线路的B相或C相。按照相关规程规定要求, 电网新建线路在送电合环前需要进行核相, 以保证新建线路相序正确。通常情况下, 输电线路发生相序不对应合环的概率很低, 因而对这类故障也鲜有理论分析。然而, 在新建或技改工程中, 如果缺失核相环节, 由于工作人员的失误或误接线, 发生相序不对应合环的可能性依然存在且偶有发生。

本文结合实际电网发生的一起相序不对应合环事故, 提出了基于电压、电流相量图的相序不对应合环分析方法, 并通过仿真系统验证了所提方法的正确性。最后, 结合具体的保护装置原理, 分析了相序不对应合环故障下继电保护的动作行为。

1 相序不对应合环事故分析

发生相序不对应合环故障时的电网简图如图1所示。

图中, 线路FD和线路DL的参数如表1所示。

该系统将整个电网等值为S1和S2两个电源点, 保留了与相序不对应合环故障密切相关的变电站F, D, L及其之间的联络线路, 而电源点S1与S2之间的其他联络线路则以简化的示意虚线来表示。由于F侧和L侧同属于一个系统, 可以假设其电压幅值和相位均相同。发生相序不对应合环的线路为变电站D与L之间的线路, A相与C相错相相连。故障线路DL更换2基杆塔工作完毕后送电, 断路器QF2先合上, 随后合断路器QF9, 在断路器QF9合上时, 继电保护装置动作跳闸。FD线QF3、DL线QF9、QF2继电保护装置动作, 对应断路器三相跳闸。

2 相序不对应合环理论分析

相序不对应合环时, 电力系统的电气特征不同于常规的横向短路故障, 亦不同于常规的系统操作 (如非同期合闸等) , 它是另一种电气特征形式, 因此用于分析常规横向短路故障的复合序网法[1,2,3], 对此种情况不适用。分析相序不对应合环可从相关各站母线电压及线路电流的大小及相位关系入手[4,5,6]。为便于分析, 可假设F和L均为无穷大系统, 即把两侧系统内阻忽略不计, 认为两侧母线电压相同。线路合闸后, F侧A相与L侧C相构成回路, 可以看作F侧A相电源经过2条线路 (线路FD和线路DL) 与L侧C相电源短接。在F侧A相电压和D侧C相电压大小、相位固定的条件下, 可以得到F侧A相至L侧C相沿线的电压分布图, 从而得到D侧A相的电压。根据两侧电压差和线路阻抗, 即可得到F侧A相电流。F侧A相电压、D侧A相电压、L侧C相电压及F侧的A相电流的相量图如图2所示。

同理, 可分析F侧C相至L侧A相的电压电流分布相量图, 如图3所示。图中, 为L侧A相电压, 为D侧C相电压, 为F侧C相电压, 为F侧C相电流。

由图2、图3可见, F侧A相电流和C相电流大小相等, 相位相反, 呈现相间故障特征, 进一步可以得出D侧A, C相母线电压以及变电站F, D, L母线电压的相位关系。相序不对应合环时, 故障电流呈现穿越性特征, 根据图1可以得出FD线和DL线各侧电流大小和相位的关系:FD线D侧电流同F侧电流大小相等, 相位相反;DL线D侧电流与FD线F侧电流大小相等, 相位相同;DL线L侧A相电流与DL线D侧C相电流大小相等, 相位相反;DL线L侧C相电流与DL线D侧A相电流大小相等, 相位相反。

根据上述分析, 可以得出DL线D侧 (对应断路器QF9) 和L侧 (对应断路器QF2) 以及FD线F侧 (对应断路器QF3) 和D侧 (对应断路器QF1) 保护安装处的电压电流相量, 如图4所示。

图4 (a) 中, 分别为FD线F侧三相电压;I分别为FD线F侧A相和C相电流。图4 (b) 中, 分别为FD线D侧三相电压;分别为FD线D侧A相和C相电流。图4 (c) 中, 分别为DL线D侧三相电压;分别为DL线D侧A相和C相电流。图4 (d) 中, 分别为DL线L侧三相电压;分别为DL线L侧A相和C相电流。

由图4可见, QF3处和QF2处保护测得的电流和电压特征类似线路内部发生两相不接地短路故障, 而QF1和QF9处保护的电流和电压特征不同于任何一种短路、接地、断线等故障类型的特征。

3 仿真对比分析

利用RTDS仿真系统模拟了以上相序不对应合环过程, 附录A图A1至图A4给出了FD线F侧和D侧、DL线D侧和L侧电压电流的仿真相量图。从仿真结果中可以看出, 仿真波形与实际站内录波图非常一致, 从仿真曲线信息中看到其电流、电压相位关系也和以上理论分析结果一致, 差异仅在于三相电压之间相位差不是严格的120°, 这是因为理论分析时忽略了两侧系统内阻所致。仿真结果证明了理论分析的正确性。

4 两种继电保护装置动作原理

断路器QF3, QF1, QF9, QF2所配置的继电保护装置均为北京四方继保自动化股份有限公司的CSL-101A线路保护及南京南瑞继保电气有限公司的LFP-902A线路保护。

4.1 CSL-101A距离保护原理

CSL-101A采用了记忆电压方向元件和负序方向元件作为阻抗保护的方向元件, 记忆电压方向元件的原理为用故障前电压和故障后电流进行比相, 正方向动作区方程如式 (1) 所示。

式中:为记忆电压, ;为故障后电流;为A, B, C相别。CSL-101A阻抗特性如图5所示。图中, Rdz为电阻方向动作定值, Xdz为电抗方向动作定值, 多边形内部为动作区。

如果记忆电压方向元件判为正方向且测量阻抗在相应段的多边形特性范围内, 则判为相应段故障, 距离Ⅰ段不带延时动作, 距离Ⅱ段、Ⅲ段带相应延时动作。如果记忆电压有效时间过去, 则对不对称故障采用负序方向元件来代替记忆电压方向元件实时计算方向, 负序方向元件正方向动作区方程如式 (2) 所示。

式中:为故障后负序电流;为故障后负序电压。

4.2 LFP-902A距离保护原理

LFP-902A距离保护采用正序电压作为极化电压与补偿工作电压进行比相, 根据原理在非对称性故障时正序电压与故障前电压相位是一致的, 其相间阻抗动作方程如式 (3) 所示。

式中:为工作电压, 其中Zzd为动作阻抗定值 (对于距离保护Ⅰ, Ⅱ, Ⅲ段, 分别对应不同的数值) , 为故障后相间电压, 为故障后相间电流;为极化电压, 下标1表示正序分量。

LFP-902A距离保护动作特性如图6所示。图中, Zk为测量阻抗, 圆内部为动作区。随着距离保护Ⅰ, Ⅱ, Ⅲ段定值大小的不同 (即Zzd不同) , 动作圆发生相应变化。当测量阻抗Zk落入动作圆内时, 距离保护将动作。

5 继电保护动作行为分析

5.1 断路器QF3保护动作行为分析

结合表1中线路FD, DL参数和图4 (a) 的相量图可以看出, 断路器QF3的CA相测量阻抗在FD线和DL线全长的约50%处, 即ZQF3≈ (ZFD+ZDL) /2 (ZFD为FD线路正序阻抗, ZDL为DL线路正序阻抗, ZQF3为断路器QF3的CA相测量阻抗) 。由于FD线阻抗较DL线阻抗大很多 (约为2.5倍) , 导致断路器QF3的测量阻抗在其距离保护Ⅰ段动作范围内, 即ZQF3

对于CSL-101A保护, 其记忆电压方向元件在正方向范围内, 故CSL-101A保护距离Ⅰ段动作。

故障时, QF3保护测量的CA相故障后电流滞后CA相故障后电压约90° (忽略线路电阻分量) , 同向;因故障时故障电流很大且电压下降, , 故的方向与的方向相同, 与CA相故障前电压的方向相反;极化电压与CA相故障前电压反方向。

对于LFP-902A保护, 其动作方程, 故LFP-902A阻抗保护动作。

5.2 断路器QF1保护动作行为分析

由图4 (b) 的相量图及故障录波图可以看出, 断路器QF1保护测得故障后的电压超前电流约为90°, 测量阻抗在第1或第2象限, 在距离保护测量元件多边形动作特性区内。但记忆故障前的电压超前故障后电流角度为259°, 为反方向, 即记忆电压判故障方向的结果为反方向, 而且负序电流也落后负序电压82°, 也是反方向。

对于CSL-101A保护, 由于方向元件判为反方向, 故断路器QF1的CSL-101A保护不满足动作条件。

故障时, 断路器QF1保护测量电流滞后故障后电压约90°, 则与故障后电压同向;因故障时故障电流很大、电压下降, , 故的方向与的方向相同, 与故障后电压方向相反;极化电压与故障前电压方向亦相反。由图4 (b) 的电流、电压相量图可以看出, 故障时断路器QF1的电压方向与故障前断路器QF3的电压反方向, 而对于故障前, 系统电压各处一致, 故的方向与极化电压的方向相反。

对于LFP-902A保护, 其动作方程, 故LFP-902A阻抗保护不满足动作条件。

5.3 断路器QF9保护动作行为分析

由图4 (c) 的相量图及故障录波图可以看出, 断路器QF9保护测量的电压同断路器QF1保护 (共用母线电压) , 但电流相位刚好相反, 所以, 断路器QF9保护测得故障后的电压落后电流为84°, 测量阻抗在第4象限, 不在任何一段的动作区内。虽然记忆电压方向为正方向, 但由于测量元件不在动作区内, 故CSL-101A保护不会动作。

对于LFP-902A保护, 若手工合闸于故障, 手合加速段保护将启动。手合加速段分为手合加速距离Ⅱ段和手合加速距离Ⅲ段, 其动作特性与距离Ⅱ段或Ⅲ段相同, 只是时间稍短。断路器QF9断路器合闸时, 属于相序不对应合环, 断路器QF9保护测的电压与断路器QF1保护相同, 但电流相位刚好相反, 参照断路器QF1的LFP-902A保护的分析, (ZzdJS为手合加速段定值, 因定值单中仅投入手合加速距离Ⅱ段, 所以此时ZzdJS为距离Ⅱ段定值) 的方向与故障后电压同方向;而对于故障前, 系统电压各处一致, 故 (ZzdJS的方向与极化电压的方向相同。

对于LFP-902A保护, 其动作方程, 所以LFP-902A阻抗保护满足动作条件, 在手合时加速阻抗段动作。

5.4 断路器QF2保护动作行为分析

由图4 (d) 的相量图及故障录波图可以看出, 断路器QF2保护测量电流、电压特征也类似线路上发生CA两相短路故障, 故障判别为正方向, 两套保护均动作。

6 结语

本文提出了基于电压电流相量图的相序不对应合环故障分析方法, 并通过仿真分析, 验证了该方法的正确性。同时, 结合两种具体型号的继电保护装置, 分析了相序不对应合环时继电保护的动作行为。对于常见的短路或断线故障, 各种原理的继电器根据电压电流等电气量及自身定值, 可得到相同或相近的故障判别结论。但是, 相序不对应合环故障不同于常规的故障, 其电气特征也与正常运行工况或故障情况不同, 因此分析相序不对应合环情况下继电保护的动作行为必须结合具体的保护原理, 不同原理的继电器可能会得到不同的判别结果。

附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。

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线路合环 篇7

两端供电结构的网络参数及潮流变化较为复杂, 合环操作可能产生较大的环流, 如果环流过大, 或与继电保护整定不配合等引起保护动作跳闸, 这将直接影响到电网的安全稳定运行。因此, 通过配电网潮流计算对合环路径进行分析, 并结合实际案例进行分析。

1 10k V配电网合环潮流分析

1.1 两端供电网络合环潮流分析

对于配网合环操作所造成的弱电磁环网, 可等效成两端电压大小不等、相位不同的两端供电网络。合环计算模型包含高压侧母线、变电所变压器、低压侧母线、合环线路及联络开关的典型合环情况。

U1、U2:合环的两条母线电压;

L1、L2:合环线路负荷;

S1、S2:其他线路负荷;

K:联络开关 (合环点) 。

两端电压不相等的两端供电网络中, 各线段中流通的功率可看作是两个功率分量的叠加:一部分是合环之前各支路的初始潮流;另一部分是由合环环路中变压器变比不同引起的均衡潮流在网络中的分布。

根据潮流公式可以看出, 合环电流与以下因素有关:

1) 合环开关两侧变电站10k V母线电压差。合环两侧的电压幅值和相角差以及合环瞬间电压的初相角等都会影响到合环电流的暂态值。在最恶劣的情况下暂态电流最大值可达到稳态电流的1.8倍以上, 但暂态电流的特点是持续时间较短, 一般在合环后0.4~0.6S内就可降至一个较稳定的水平。2) 合环开关两侧变电站母线对系统短路阻抗不同产生环流。如合环开关两侧变电站母线电压相同, 但整个电磁环网较大时, 即对系统的短路阻抗较大时, 也将产生较大环流。

1.2 配电网合环方式

根据110k V、220k V地区电网实际接线方式的不同, 10k V配电网的合环潮流会有较大变化。根据上级电源运行情况的不同, 将配电网合环分为以下三种, 即分别在A、B、C点合环:

A:不同220k V系统下的两条线路进行合环操作。虽然不同的220k V系统之间有联络, 但在220k V联络线上原本就存在潮流交换。此时合环操作, 环网较大, 不同220KV系统间潮流交换也会反映倒10k V侧。1、2号母线电压差较大, 有时也较难调整到近似, 同时对系统的短路阻抗较大, 合环电流较大, 有时甚至会超过保护动作定值, 使保护动作开关跳闸。

B:同一220KV系统下的不同母线上的两条线路进行合环操作。合环操作时, 2、3号母线电压会略有不同, 但基于220k V为一个主电源, 2、3号母线电压可调整到近似, 合环电流较小。

C:同一段母线上的两条线路进行合环操作。此时合环, 无母线电压差, 环网最小, d U=0, 合环电流由合环线路的负荷和阻抗决定, 合环电流最小。

2 实例分析

2.1 故障现象

2011年8月6日, 110k V常府街变 (上级为220k V大行宫变电源) 分别与110k V洪武变 (上级为220k V安品街变电源) 、110k V大光路变 (上级为220k V钟山变电源) 在10k V柱上开关合环操作时, 造成多台柱上开关搭线头烧断, 变电站开关跳闸。经检查, 合环操作时, 线路相位一致, 电压差也在规定范围内。

2.2 合环实测

2.2.1 常府街变10k V党校线与洪武变10k V广艺线合环

10k V合环前, 洪武变:10k VⅠ段母线电压, U=10.37k V, UA=6k V, UB=5.97k V, UC=5.98k V, 广艺线111开关电流146A。常府街变:10k VⅠA段母线电压, U=10.39k V, UA=UB=5.99k V, UC=6.06k V。

10k V合环 (通过4048柱开) 后, 两侧母线电压无太大变化, 洪武变广艺线111开关电流为291A, 常府街变党校线111开关电流为451A。此时广艺线有功负荷为负数, 即有功方向留进洪武变10k VⅠ段母线, 表明党校线不仅供广艺线本身负荷, 而且还供进洪武变10k VⅠ段母线部分负荷, 潮流方向与110k V合环模拟计算完全一致。

2.2.2 常府街变10k V党校线与大光路变10k V尚府#2线合环

常府街变上级电源为220k V大行宫变, 大光路变上级电源220k V钟山变。

合环前, 大光路变:尚府#2线235开关电流为3A, Ⅰ段母线电压为U=10.3k V, UA=UB=UC=5.9k V。常府街变:党校线111开关电流为90A, ⅠA段母线电压U=10.35k V, UA=5.94k V, UB=5.96k V, UC=6.05k V。

合环 (合上4192柱开) 后, 大光路变尚府#2线235开关电流为258A。常府街变党校线111开关电流为330A。潮流方向仍然为钟山变流向大行宫变, 与220k V潮流方向 (钟山变供大行宫变) 一致, 因二者电气距离较近, 故合环时的环流相对前者较小。

3 预防措施

通过以上分析, 由于合环点两侧存在电压差或两侧短路阻抗不同, 合环操作后会出现环流, 环流较大时可能引起继电器动作开关跳闸。为使合环操作能够顺利进行, 合环时需采取以下措施:

1) 保证合环线路的相序和相位相同。每次新出线路及线路检修后都应在合环点核对相序相位。

2) 合环前检查合环点两侧的电压值, 并尽可能调整到合理范围内。可以通过调节变压器分接头位置、投退电容器等无功补偿装置等方法调整电压。

3) 改变运行方式, 减小两侧变电站10k V母线对系统短路阻抗的差值。

4) 确保合环两侧的负荷之和符合开关的额定载流规定。

5) 必要情况下, 对保护进行调整, 如退出线路重合闸保护、退出线路后加速保护等, 确保合环时保护躲过过大的环流。

参考文献

[1]李江华.浅析10KV配网合环产生环流的原因及预防措施[J].2006.

[2]胡宏波, 孟清谱, 刘高飞, 邵腾飞, 赵小迪.一起10 k V配电网合环倒电引起线路跳闸的事故分析[J].2011.