CN107959286B - 一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，包括搭建电网实时方式或待研究方式下的拓扑结构及参数模型，评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险；评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险，分析解决电磁环网风险所付出的代价；分析变电站内3/2接线的配串方式，为解决电磁环网风险问题提供动态重构方案；考虑正常方式供电可靠性及事故方式存在风险，综合决策该片区电网运行方式优化安排方案及电网动态重构建议。在事故方式下避免了潮流在电磁环网内发生转移，不会造成低电压等级设备过载或系统稳定性破坏，提高了系统运行的安全性。

Description

一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法

技术领域

本发明涉及电力系统运行分析与控制领域，更具体地，涉及一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法。

背景技术

电网重构是指通过改变线路开关/刀闸、母线联络开关的开闭状态，进行电网拓扑结构重组，实现满足特定运行需求的网络拓扑结构调整。目前，电网重构在配电网中应用广泛，实现了负荷均衡分配、提高供电可靠性、降低网络损耗等目标。

在输电网中通常按照规划网架保持全接线运行，但随着网架结构不断加强，短路电流超标、电磁环网运行等问题日渐突出。输电网重构通过整合输电网现有资源，充分挖掘自身潜力，有选择性地改变输电网结构，从而提高系统安全稳定水平、降低短路电流、优化潮流分布、消除输电阻塞、提高供电可靠性，成为近年来系统运行人员研究的热点。

输电网重构按照重构时间的不同可以划分为3类：(1)正常方式下的网络拓扑结构优化，比如开断线路控制短路电流、解开电磁环网提高系统稳定性、优化网络拓扑降低网络损耗等。(2)事故方式下调度员的紧急控制手段，比如设备过载或电压越限后通过投切线路转供负荷。(3)事故方式下调度员操作前，通过自动控制措施进行紧急控制，比如备自投装置投切线路、母线等。

在实际电网中仍然存在大量电磁环网供电的系统，虽然大大提高了供电可靠性，但往往需要预控高低压环网输电断面，大大降低电网输电能力，甚至存在暂态失稳风险。为此，本发明提出将电网重构思想应用到电磁环网控制中。

前述第(1)类电网重构方法直接解开电磁环网将降低电网供电可靠性，第(2)类电网重构方法依赖于调度员的操作，无法自动实现，第(3)类输电网重构依赖于自动控制装置，需要增加电网投资与建设成本，一般还需要固定的建设周期，应用不够灵活。

发明内容

本发明的目的是解决目前输电网重构方法的缺陷，提出一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法。

为实现以上发明目的，采用的技术方案是：

一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，包括以下步骤：

S1：搭建电网实时方式或待研究方式下的拓扑结构及参数模型，评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险；

S2：评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险，分析解决电磁环网风险所付出的代价；

S3：分析变电站内3/2接线的配串方式，为解决电磁环网风险问题提供动态重构方案；

S4：考虑正常方式供电可靠性及事故方式存在风险，综合决策该片区电网运行方式优化安排方案及电网动态重构建议。

其中步骤S1所述的拓扑机构及参数模型从电网能量管理系统获取并基于待研究时段相关边界条件的变化搭建而成。

其中步骤S1所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险包括：

(1)预测待研究时段所述片区电网负荷最大值P_L及机组出力P_G；

(2)计算待研究时段所述片区电网送入断面输电能力P_S；

(3)如果P_L≤P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力满足需求，进一步分析，该片区片电网运行风险；

(4)如果P_L＞P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力不满足需求，跳转到步骤S2分析电磁环网运行的可行性。

其中所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险还包括一评估标准，评估标准指在单一简单故障情况下，是否会造成系统稳定性破坏或造成一般及以上电力安全事故，如果是，则电网运行风险不可接受。单一简单故障包括机组、线路、主变、直流单极、串补、母线的N-1故障。

优选的是，所述线路指含同塔多回线路同时故障的线路。

步骤S2所述的评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险包括：

(1)电磁环网收益：构成电磁环网后，片区电网供电通道增加、结构加强，送入断面输电能力随之变化为P′_S，按照步骤S1的供电能力及供电风险评估方法，重新评估是否满足供电需求及存在风险；

(2)电磁环网风险：在高低压电磁环网中，高电压等级线路跳闸，系统阻抗瞬时增大，潮流发生大范围转移，极易导致低电压等级线路传输功率超过输电极限，造成热系统热稳定性、暂态稳定性、电压稳定性的破坏；

(3)电磁环网风险控制措施：从运行角度，解决电磁环网风险的措施主要是两个方面，一是事前预控，通过控制机组开机方式及负荷分布，降低电磁环网输送功率，控制电磁环网输电断面不超过稳定极限；二是事后紧急控制，包括切机、切负荷等稳控措施，从而提高电磁环网所构成的输电断面传输极限；

步骤S3包括以下步骤：

S3.1：分析变电站内3/2接线的配串方式是否满足同串条件；

S3.2：在满足同串条件的变电站内实施正常运行方式调整；

S3.3：在事故方式下实现动态重构；

S3.4：评估电网动态重构后供电能力是否满足需求。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

1)本发明技术方案综合评估正常方式下独立成片供电与电磁环网供电的优势及存在风险，并评估了解决各自缺陷需要付出的代价，为运行方式人员提供了更加全面的决策信息。

2)本发明技术方案提出一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，通过合理安排开关状态，自动实现电网动态重构。该方案综合了独立成片供电、电磁环网运行的优势，并且很好地避免了各自的劣势。在正常方式下无需控制电磁环网断面、不需要增加机组与负荷预控措施以及切机、切负荷稳控措施，提高了电网输电能力和供电可靠性。在事故方式下避免了潮流在电磁环网内发生转移，不会造成低电压等级设备过载或系统稳定性破坏，提高了系统运行的安全性。

3)本发明技术方案实现电网动态重构的方法，不需要调度员事故后进行操作，重构过程瞬时自动完成，实现了负荷的快速、精确转供，避免负荷损失。

4)本发明技术方案不依赖于自动控制装置、不需要额外增加电网投资与建设成本，实施过程简单，便于实用化推广应用。

附图说明

图1为本发明的流程示意图；

图2为某地区电网拓扑结构示意图；

图3为某变电站内3/2接线方式示意图；

图4为某地区电网动态重构后拓扑结构示意图。

具体实施方式

附图仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；

以下结合附图和实施例对本发明做进一步的阐述。

实施例1

一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，如图1所示，包括以下步骤：

S1：搭建电网实时方式或待研究方式下的拓扑结构及参数模型，评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险；

S2：评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险，分析解决电磁环网风险所付出的代价；

S3：分析变电站内3/2接线的配串方式，为解决电磁环网风险问题提供动态重构方案；

S4：考虑正常方式供电可靠性及事故方式存在风险，综合决策该片区电网运行方式优化安排方案及电网动态重构建议。

其中步骤S1所述的拓扑机构及参数模型从电网能量管理系统获取并基于待研究时段相关边界条件的变化搭建而成。

其中步骤S1所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险包括：

(1)预测待研究时段所述片区电网负荷最大值P_L及机组出力P_G；

(2)计算待研究时段所述片区电网送入断面输电能力P_S；

(3)如果P_L≤P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力满足需求，进一步分析，该片区片电网运行风险；

(4)如果P_L＞P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力不满足需求，跳转到步骤S2分析电磁环网运行的可行性。

其中所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险还包括一评估标准，评估标准指在单一简单故障情况下，是否会造成系统稳定性破坏或造成一般及以上电力安全事故，如果是，则电网运行风险不可接受。单一简单故障包括机组、线路、主变、直流单极、串补、母线的N-1故障。

优选的是，所述线路指含同塔多回线路同时故障的线路。

步骤S2所述的评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险包括：

(1)电磁环网收益：构成电磁环网后，片区电网供电通道增加、结构加强，送入断面输电能力随之变化为P′_S，按照步骤S1的供电能力及供电风险评估方法，重新评估是否满足供电需求及存在风险；

(2)电磁环网风险：在高低压电磁环网中，高电压等级线路跳闸，系统阻抗瞬时增大，潮流发生大范围转移，极易导致低电压等级线路传输功率超过输电极限，造成热系统热稳定性、暂态稳定性、电压稳定性的破坏；

(3)电磁环网风险控制措施：从运行角度，解决电磁环网风险的措施主要是两个方面，一是事前预控，通过控制机组开机方式及负荷分布，降低电磁环网输送功率，控制电磁环网输电断面不超过稳定极限；二是事后紧急控制，包括切机、切负荷等稳控措施，从而提高电磁环网所构成的输电断面传输极限；

步骤S3在正常方式时保持电磁环网运行，提高供电能力和供电可靠性；在高电压等级线路跳闸后的事故方式下，通过预先安排特殊的开关状态，无须调度员操作，自动解开电磁环网，实现电网动态重构，从而避免低电压等级线路过载或系统稳定性破坏。包括以下步骤：

S3.1：分析变电站内3/2接线的配串方式是否满足同串条件；

按照电磁环网中高电压等级线路L₁₂的功率传输方向，可以将环网通道上的高电压等级变电站分为送端站S₁和受端站S₂，在S₁和S₂站内分别存在至少1台变压器构成高低压电磁环网，假设送端站内该台变压器为T₁、受端站内为T₂。在S₁和S₂站内高压侧一般采用3/2接线方式，即由3台开关构成一串，边开关-中开关-边开关，边开关连接至母线，边开关与中开关之间分别连接线路或变压器支路。

分析线路L₁₂与变压器T₁、T₂的配串方式是否满足同串条件：如果送端站S₁的3/2接线方式满足线路L₁₂与变压器T₁在同一串内，则该电磁环网具备送端解环的动态重构条件；如果受端站S₂的3/2接线方式满足线路L₁₂与变压器T₂在同一串内，则该电磁环网具备受端解环的动态重构条件；如果送、受端站内均不满足上述同串条件，则不具备动态重构条件。

S3.2：在满足同串条件的变电站内实施正常运行方式调整；

在满足同串条件的送端站或受端站相应配串内打开变压器T₁或T₂相连边开关，同时将变压器T₁或T₂相连的低压母线分母运行。

S3.3：在事故方式下实现动态重构；

以送端站S₁满足同串条件为例，在线路L₁₂跳闸的事故方式下，由于同串变压器T₁相连边开关处于打开状态，变压器T₁随之同时跳闸，并且由于变压器T₁相连低压母线分母运行，所带负荷将与变电站S₁断开，转而通过低电压等级线路由受端变电站S₂单独供电。从而实现了事故方式下，从送端站S₁自动解开电磁环网，原本由变压器T₁所带负荷转由受端站S₂供电，避免电磁环网穿越潮流转移到低电压等级线路造成设备过载或系统稳定性破坏。

与此类似，如果受端站满足同串条件，则采用类似手段，在事故方式下，将电磁环网自动解列后，低电压等级变电站及负荷转由送端站单独供电。

S3.4：评估电网动态重构后供电能力是否满足需求。

以送端站动态重构解开电磁环网为例，原本由变压器T₁所带负荷转由受端站S₂供电，低电压等级线路潮流方向发生改变，需要重新评估受端站S₂及其供电片区的供电能力。如果供电能力不满足需求，则可采取其他转供电措施，降低该片区负荷，以满足供电需求。

下面用某地区电网的实际动态重构来说明本发明实施例中的实施方式，详见下文描述：

某地区电网的示意图如图2所示，S₁、S₂、S₃、S₄为500kV变电站，G₀为500kV电厂共有8台300MW抽水蓄能机组，S₅、S₆、S₇、S₈为220kV变电站。在电网正常方式下，500kV线路全接线运行，500kV变电站S₁和S₂各自独立成片运行(即220kV线路L₅₆断开)。由于某种原因，线路L₁₄需要检修，采用本发明所述的电网动态重构方法对该片区电网运行方式进行优化分析与决策。

步骤1，评估变电站S₁、S₂独立成片的供电能力及运行风险。在线路L₁₄未检修状态下，S₁、S₂即独立成片运行，因此其供电能力满足需求。但如果同塔双回线路L₁₂发生故障跳闸，将造成整个S₁站供电片区及G₀厂与系统解列，损失大量负荷，风险较高不可接受。

步骤2，评估变电站S₁、S₂构成电磁环网运行的供电能力及运行风险。将线路L₅₆投入运行状态，S₁、S₂构成电磁环网，重新计算片区供电能力满足供电需求。如果同塔双回线路L₁₂(包含2回，即L_12A、L_12B)生故障跳闸，仍然有220kV通道相连，不会造成整个S₁站供电片区及G₀厂与系统解列。但该事故方式下，系统阻抗大幅增加，G₀厂内机组暂态失稳，如果要保持系统稳定，要求预先控制G₀厂8台机组只能开2台。此外，在G₀厂抽水蓄能机组开泵的情况下，电磁环网向S₁站供电片区送入功率，线路L₁₂发生故障跳闸后，将造成电磁环网通道上的220kV线路严重过载，为此，要求预先控制G₀厂不能开泵。综上，构成电磁环网后，虽然提高了供电可靠性，但受暂态稳定与设备过载的影响，要求预先控制G₀厂在白天大方式下抽水蓄能机组只能开2台机、夜晚小方式下不能开泵，严重降低了抽水蓄能电厂的调峰、调频能力。

步骤3，制定动态重构方案。变电站S₁的500kV侧3/2接线方式如图3所示，分析该接线方式可知，线路L_12A与变压器T₁在同一个配串内，即满足送端站的同串条件，可实现送端站解环的电网动态重构。将与变压器T₁相连的边开关5011操作至打开状态，由于与T₁相连的220kV母线无其他供电通道，可保持合母运行。如果线路L₁₂发生故障跳闸后，变压器T₁也将同时跳闸，整个片区内的变电站S₅、S₆、S₇、S₈及其负荷都将转移到变电站S₂片区供电，不会造成负荷损失，并且G₀厂机组自动与系统解列，不会造成设备过载或系统暂态失稳等问题，故预先也无需再对G₀厂提出额外的控制要求。电网动态重构后的拓扑结构如图4所示。最后，需要进一步评估负荷转供到S₂片区后，其供电能力是否满足要求，如果相关设备能力不足，则可预先采取转供电措施，将S₁片区的部分负荷转移至其他片区，从而满足电网动态重构后的供电需求。

步骤4，在前述独立成片供电分析、电磁环网供电分析、动态重构供电方案分析基础上，综合决策该片区电网正常方式下采用电磁环网供电，打开变压器T₁相连的边开关5011，在事故方式下可实现电网动态重构。采用该方式安排后，不仅满足供电需求，而且无需采取预控措施，电厂G₀开机开泵不受限制，系统无设备过载或暂态稳定性问题。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：搭建电网实时方式或待研究方式下的拓扑结构及参数模型，评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险；

步骤S1所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险包括：

(1)预测待研究时段所述片区电网负荷最大值P_L及机组出力P_G；

(2)计算待研究时段所述片区电网送入断面输电能力P_S；

(3)如果P_L≤P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力满足需求，进一步分析，该片区片电网运行风险；

(4)如果P_L＞P_G+P_S，则该片区电网独立成片运行供电能力不满足需求，跳转到步骤S2分析电磁环网运行的可行性；

S2：评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险，分析解决电磁环网风险所付出的代价；

S3：分析变电站内3/2接线的配串方式，为解决电磁环网风险问题提供动态重构方案；

S4：考虑正常方式供电可靠性及事故方式存在风险，综合决策该片区电网运行方式优化安排方案及电网动态重构建议。

2.根据权利要求1所述的一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，步骤S1所述的拓扑机构及参数模型从电网能量管理系统获取并基于待研究时段相关边界条件的变化搭建而成。

3.根据权利要求1所述的一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，所述评估所关注片区电网独立成片运行的能力及风险还包括一评估标准，评估标准指在单一简单故障情况下，是否会造成系统稳定性破坏或造成一般以上电力安全事故，如果是，则电网运行风险不可接受，单一简单故障包括机组、线路、主变、直流单极、串补、母线的N-1故障。

4.根据权利要求3所述的一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，所述线路指含同塔多回线路同时故障的线路。

5.根据权利要求1所述的一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，步骤S2所述的评估片区电网构成电磁环网运行的收益及存在风险包括：

(1)电磁环网收益：构成电磁环网后，片区电网供电通道增加、结构加强，送入断面输电能力随之变化为P′_S，按照步骤S1的供电能力及供电风险评估方法，重新评估是否满足供电需求及存在风险；

(2)电磁环网风险：在高低压电磁环网中，高电压等级线路跳闸，系统阻抗瞬时增大，潮流发生大范围转移，极易导致低电压等级线路传输功率超过输电极限，造成热系统热稳定性、暂态稳定性、电压稳定性的破坏；

(3)电磁环网风险控制措施：从运行角度，解决电磁环网风险的措施包括两个方面，一是事前预控，通过控制机组开机方式及负荷分布，降低电磁环网输送功率，控制电磁环网输电断面不超过稳定极限；二是事后紧急控制，包括切机、切负荷等稳控措施，从而提高电磁环网所构成的输电断面传输极限。

6.根据权利要求1所述的一种基于3/2接线方式的输电网动态重构方法，其特征在于，步骤S3包括以下步骤：

S3.1：分析变电站内3/2接线的配串方式是否满足同串条件；

S3.2：在满足同串条件的变电站内实施正常运行方式调整；

S3.3：在事故方式下实现动态重构；

S3.4：评估电网动态重构后供电能力是否满足需求。

Images