CN108830482A - 一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，为在110kV配电网规划设计、可行性研究、客户或电厂接入系统设计中根据实际情况选取合适的接线模式而发明。从经济性、可靠性、建设和维护的难度、调度运行的灵活性和方便性、继电保护和自动装置的配置难度5个维度评价不同110kV高压配电网接线模式的优劣，每一个维度又细分为不同的要点；对国内广泛采用的链型接线(以单个变电站为负荷节点)和T型接线(以单台变压器为负荷节点)这两种城市高压电网接线方式进行定性的比较分析。评价方法全面、完整、有充分的理论依据，可操作性强，为110kV配电网规划设计、可行性研究、客户或电厂接入系统设计在选择接线模式的过程提供了有力的、全面的参考依据。

Description

一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法

技术领域

本发明涉及电力技术领域，具体涉及一种五维度的110kV高压配电网接线模式评价方法。

背景技术

合理的网架结构是保证电网安全、稳定、经济运行的基础。各国、各地区的110kV高压 配电网接线方式的发展趋势为不断的调整旧有的接线方式、同时因地制宜的采用新的接线方 式，以适应社会经济的发展需求，解决电网运行的实际问题。在配电网不断向前发展、增量 配电网建设向社会资本开放、投资建设主体区域多元化的背景下，如何科学合理的选择高压 配电网接线方式是电网规划中面临的一个重要问题。

到目前为止，尚没有一种方法对高压配电网的接线方式进行全面的总结与评价，多是按 照经验进行选择，各地区高压配电网接线方式不统一、不适应当地的情况多有发生。

因此对高压配电网接线方式的评价应该围绕不同接线方式进行全面的综合技术经济比 较，其根本目的是为高压配电网接线方式的选型和发展提供指导意见。

发明内容

鉴于上述分析，本发明旨在提供涉及一种五维度的110kV高压配电网接线模式评价方法， 用于解决上述问题。

本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的：

一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：从线路选型、本级与上级变电站间隔资源的占用率、下级变电站高压侧主接线 的投资、线路走廊占用情况、构成网架的线路长度等要点对接线模式的经济性进行分析评估；

步骤2：从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定运行 的强制性要求等一列要点对接线模式的可靠性进行分析评估；

步骤3：从变电站征地的难度、变电站扩建的难度和故障维修及转供电的难度等方面进 行建设维护难度分析评估；

步骤4：从各种故障和检修情况下调度运行方式调整的灵活性进行分析评估，这对可靠 性因素也会产生直接的影响；

步骤5：从继电保护和安全自动装置的配置要求，以及与之相对应的保护整定、维护的 成本和工作量进行分析评估。

所述步骤1中3个细分的角度评价步骤如下：

1)根据分析不同110kV高压配电网接线模式的运行方式，根据安稳导则要求，在这种 正常运行方式下，发生线路N-1时，应该不出现过载问题，这是选取110kV线型的基本原则； 变电站正常最大负荷按照该接线模式下的变电站负载率控制原则选定；电缆载流量按通风良 好的电缆隧道或电缆沟考虑，架空线路载流量按环境温度25度考虑。

2)分别就不同链型接线和T型接线适用的变电站主接线，分析每个变电站需要占用上级 变电站的间隔数量和本级变电站间隔数量。

3)对于有N个110kV站的电网，近似认为线路中各段线路长度相等时，定量分析各接 线模式的线路长度并比较大小。

所述步骤2中从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定 运行的强制性要求等一列要点对不同接线模式的可靠性进行评价，步骤如下：

1)对线路N-1故障下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

2)对线路N-2故障下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

3)对变电站故障情况下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

4)对220kV母线故障及全站失压故障下受影响的严重程度、转供电能力、调度操作复 杂性等进行分析；

所述步骤3的一种基于建设维护难度的评价方法如下：

1)根据各种模式下变电站主接线分析变电站征地难度；

2)根据各种模式下变电站主接线及运行方式分析变电站扩建难度；

3)根据故障维修和转供电难度；

所述步骤4基于调度运行灵活性和方便性的进行评价；

所诉步骤5的基于继电保护和安全自动装置的配置复杂性的评价方法如下：

1)根据各种接线模式下电网的正常运行方式，分析线路保护的配置；

2)分析各种接线模式下的母线保护配置；

3)分析在有电源接入的情况下，各模式的保护配置；

4)根据各种接线模式下的运行方式，分析备自投配置。

本发明的有益效果是：在以往的配电网规划和接入系统设计中，对配电网接线模式的选 择常常是基于经验和个性化的，考虑到的点不全面、不成体系。例如有的配网规划人员选择 配网接线模式时关注了可靠性和经济性，就可靠性而言或许仅关注了线型的选择，而对本级 和上级变电站间隔资源的占用情况、各接线模式下的线路长度均没有考虑、或者没有定量分 析各种模式的具体数量；对可靠性仅考虑了不同线路故障情况下的影响范围，但是对于变电 站故障却没有考虑；而对于运行维护难度、调度运行方便性、继电保护配置及整定难度方面 压根没有关注；而对于另一个规划人员关注的重点又有所不同。目前所有的配网规划设计技 术标准中，尚没有一套可以提供给规划人员参考的体系化的接线模式选择及评价标准，以至 于在开展该项工作时考虑不充分、不全面、见子打子。

本发明的提供了一种从经济性、可靠性、建设和维护的难度、调度运行的灵活性和方便 性、继电保护和自动装置的配置难度5个维度对110kV配电网接线模式进行评价的体系，每 一个维度又细分为不同的要点，整个体系全面、完整、有充分的理论依据，可操作性强，为 110kV配电网规划设计、可行性研究、客户或电厂接入系统设计在选择接线模式的过程提供 了有力的、全面的参考依据。

附图说明

图1—编号：L1-3为双侧电源完全双回链型三站三变式接线；

图2—编号：L1-2为双侧电源完全双回链型二站三变式接线；

图3—编号：L2-3a为双侧电源不完全双回链型三站三变式接线；

图4—编号：L2-3b为双侧电源不完全双回链型三站三变式接线；

图5—编号：L2-2为双侧电源不完全双回链型二站三变式接线；

图6—编号：L3-2(或L3-3)为双侧电源单回链型二站三变式(或三站三变式)；

图7—编号：3T1为双侧电源辐射/链型混合3T接线；

图8—编号：3T2为双侧电源链型3T接线；

图9—编号：3T3为双侧电源辐射型3T接线；

图10—编号：3T4为三侧电源辐射/链型混合3T接线(广州式3T)；

图11—编号：2T1为双侧电源辐射/链型混合2T接线；

图12—编号：2T2为双侧电源链型2T接线；

图13—编号：2T3为双侧电源辐射型2T接线；

附图所示为110kV配电网的几种常见接线模式，本附图主要以《配电网规划设计技术导 则》(DL/T 5729-2016)和《南方电网公司110千伏及以下配电网规划技术指导原则》(2016 年)中所列接线模式图为参考依据绘制。

具体实施方式

下面结合附图来具体描述本发明的某一实施例，并与本发明的实施案例一起用于阐释本 发明的原理。

本发明公开了一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：从线路选型、本级与上级变电站间隔资源的占用率、下级变电站高压侧主接线 的投资、线路走廊占用情况、构成网架的线路长度等要点对接线模式的经济性进行分析评估；

步骤2：从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定运行 的强制性要求等一列要点对接线模式的可靠性进行分析评估；

步骤3：从变电站征地的难度、变电站扩建的难度和故障维修及转供电的难度等方面进 行建设维护难度分析评估；

步骤4：从各种故障和检修情况下调度运行方式调整的灵活性进行分析评估，这对可靠 性因素也会产生直接的影响；

步骤5：从继电保护和安全自动装置的配置要求，以及与之相对应的保护整定、维护的 成本和工作量进行分析评估。

所述步骤1中3个细分的角度评价步骤如下：

1)线路选型

由于实际运行的开环要求，附图中链型接线在正常运行时一般需断开110kV站间的双回 线(L1-2)，或者110kV站任一侧的双回线(L1-3)。根据安稳导则要求，在这种正常运行方 式下，发生线路N-1时，应该不出现过载问题，这是选取110kV线型的基本原则。

变电站正常最大负荷按照链型接线的变电站负载率控制原则选定：终期规模为3台主变 的110kV变电站主变压器正常运行负载率以70％考虑，电缆载流量按通风良好的电缆隧道或 电缆沟考虑，架空线路载流量按环境温度25度考虑。当散热环境更恶劣时，线路选型还宜 再增大1～2档。

由此得到链型接线模式线路选型如下表：

2)分别就不同链型接线和T型接线适用的变电站主接线，分析每个变电站需要占用上级 变电站的间隔数量和本级变电站间隔数量。

链型接线时，110kV变电站高压侧均宜采用带母线的接线方式，一般以单母分段为宜。 具体的占用率见下表：

3)对于有N个110kV站的电网，近似认为线路中各段线路长度相等时，定量分析各接 线模式的线路长度并比较大小。

对于有N个110kV站的电网，如果记3T2接线中1回110kV线路总长度为：b，记2T2 接 线中1回110kV线路总长度为：d,-般有b<a，d<c，且近似认为线路中各段线路长度相 等时， 3T1型接线的线路长度见下表：

接线方式	线路长度
		3T1	5bN/6

对于有N个110kV站的电网，如果记L1-3完全双回链型接线中1回110kV链路总长度为：a，记L1-2完全双回链型接线中1回110kV链路总长度为：c，且近似认为链路中各段 线路长度相等时，各链型接线的线路长度见表。

接线方式	线路长度
		L1-3	2aN/3
L2-3a	7aN/12
		L2-3b	aN/2
L3-3	aN/3
		L1-2	cN
L2-2	5cN/6
		L3-2	cN/2

所述步骤2中从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定 运行的强制性要求等一列要点对不同接线模式的可靠性进行评价，步骤如下：

1)110kV线路“N-1”故障

外力破坏、施工跨越、绝缘破坏、雷击等均会引起单回线路故障跳闸，因此线路“N-1” 的发生概率相对是较高，对架空线路尤其如此。链型接线中单回链型(L3-2和L3-3)的所有 站和L2-3b的中间站在线路“N-1”时会短时停电，需要依靠自动装置(备自投)恢复供电。其它链型接线下，线路“N-1”故障对110kV站运行均没有影响。

2)110kV线路“N-2”故障

同塔双回架设的架空输电线路发生“N-2”的概率也是比较高的。电缆线路“N-2”的概 率则一般较低。链型接线中，单回链型(L3-2和L3-3)的所有站和L2-3b的中间站在线路“N-2”时均会发生较长时间的全站失压。其它链型接线下发生线路“N-2”故障，一般通过 备自投和人工转供电操作均能恢复对110kV站的供电，基本不会长时间损失负荷。

3)110kV变电站故障

链型接线模式下，110kV站高压侧有母线，开关设备较多，与单元接线相比故障风险较 高。

4)220kV母线故障以及全站失压故障

母线故障是一种严重故障，其发生概率理论上是较低的，但近几年仍时见发生。由于双 回链型接线中要求220kV站的两回出线需由不同的220kV侧母线(母线段)供电，因此，220kV 侧母线“N-1”故障一般不会引起110kV站停电。220kV站全站失压属于极其严重的故障， 发生概率低但危害大。发生220kV站全站失压时，链接2个站的链型接线短时失压后，均可 通过备自投或人工转供电操作恢复对全部110kV站的供电，基本不会长时间损失负荷。链接 3个站的链型接线可以通过备自投或人工转供电恢复对全部110kV站的供电，但为避免 110kV线路过载，一般需要采取一定的限制负荷措施。

所述步骤3的一种基于建设维护难度对链型接线的评价如下：

1)110kV变电站征地难度

链型接线中110kV变电站采用有母线的主接线方式，一般以单母分段接线较为普遍采用。 以单母单分段、两进两出、3台主变为例，110kV变电站高压侧需要8～9组“断路器+隔离 开关组”，变电站占地相对较大，征地较难。

2)110kV变电站扩建难度

对链型接线来说，如果初期母线已一次建成，则扩建主变对本站已投运主变的运行没有 太大影响，施工工程量也较小。对应的110kV链路一般在建设初期已经建成，或者路径已经 在初期一次选好，无需新选路径。因此110kV站扩建难度整体较小。

3)故障维修及转供电难度

链型接线中，线路“N-1”故障时有可能不影响负荷，也有可能出现短时停电，此时依靠 备自投即可恢复全部负荷供电，难度不大。在线路“N-2”故障下转移负荷操作也只涉及110kV 线路，因此维修和转供电操作比较简单。

所述步骤4从各种故障和检修情况下调度运行方式调整的灵活性进行分析评估：

1)链型接线下，110kV变电站采用有母线的接线方式，调度运行比较灵活和方便。

2)T型接线方式下，运行方式固定，但灵活性不高。

所述步骤5中对链型接线的继电保护与自动装置的配置难度进行评价：

1)110kV电网采用开环运行方式，当无电厂上网时，属于单电源辐射式运行。因此110kV 线路一般配置三段式相间距离保护和阶段式零序电流保护。对链型接线来说，其运行方式比 较灵活，因此常常需要根据运行方式的变化调整阶段式保护的定值，日常的保护定值计算、 整定调整操作任务量大，管理要求高。当存在超短线路、多级串供线路、T接线路时，上下 级配合难度还会增大，可能出现动作时间

2)延长的问题。技术上来说，考虑配置光纤电流差动保护作为主保护，并简化阶段式保 护的配置和整定可以克服这一不足。

3)当110kV网中存在分布式电源(如小水电、光伏、风电等)时，110kV可能出现双电源运行方式。链型接线可以适应分布式电网的上网需求，但阶段式保护的整定会更加复杂、多变，建议考虑配置差动保护。

4)链型接线下110kV站采用带母线的主接线，还需要配置母线电流差动保护。

5)备自投是开环运行的配电网保障供电可靠性的重要自动化手段。由于目前远方备自投 装置可靠性不高，因此110kV变电站多配置基于就地信息的微机备自投保护。实际应用中， 110kV备自投的配置难度往往成为了制约不完全链型接线应用的一个重要因素。因为不少 110kV站高压侧采用单母接线(无分段)或者单母分段接线，但没有配置分段断路器，而仅 配置刀闸，因而无法使用母线备自投，只能采用线路备自投。此时，采用图的不完全链型接 线L2-3b时备自投的配置会出现以下问题：

如图所示，正常运行时110kV变电站B的开关Kb-2断开，实现两个220kV站间的110kV 开环运行。此时，如果220-1至A站的双回线路跳闸(或者A站—B站的线路跳闸)，B站的就地线路备自投检测到Kb-1进线侧失压，Kb-2进线侧电压正常，则可以正确启动备自投合闸Kb-2，通过220-2站对A、B站恢复供电。

但如果220-2至C站的双回线路跳闸，依靠B站Kb-2就地判别逻辑是不会启动重合闸的。而C站所有开关均为合闸状态，也无法实现备自投。此时要实现B站的Kb-2开关备 自投合闸，就必须使B站Kb-2开关具有为C站备用的远方备自投功能，否则不可能实现C 站通过B-C线路经220-1站恢复供电。

为了保障供电可靠性，适应就地备自投的配置要求，电网往往只能牺牲一定的经济性采 用L2-3a的结构，增加B-C一回线路，通过Kb-2和Kc-2分别为两侧提供备自投。

下面以不完全双回链型接线L2-3a和典型3T接线3T1为代表具体进行定性对比：

Claims (6)

1.一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤1：从线路选型、本级与上级变电站间隔资源的占用率、下级变电站高压侧主接线的投资、线路走廊占用情况、构成网架的线路长度等要点对接线模式的经济性进行分析评估；

步骤2：从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定运行的强制性要求等一列要点对接线模式的可靠性进行分析评估；

步骤3：从变电站征地的难度、变电站扩建的难度和故障维修及转供电的难度等方面进行建设维护难度分析评估；

步骤4：从各种故障和检修情况下调度运行方式调整的灵活性进行分析评估，这对可靠性因素也会产生直接的影响；

步骤5：从继电保护和安全自动装置的配置要求，以及与之相对应的保护整定、维护的成本和工作量进行分析评估。

2.根据权利要求1中所述一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，其特征在于，所述步骤1中3个细分的角度评价步骤如下：

1)根据分析不同110kV高压配电网接线模式的运行方式，根据安稳导则要求，在这种正常运行方式下，发生线路N-1时，应该不出现过载问题，这是选取110kV线型的基本原则；变电站正常最大负荷按照该接线模式下的变电站负载率控制原则选定；电缆载流量按通风良好的电缆隧道或电缆沟考虑，架空线路载流量按环境温度25度考虑；

2)分别就不同链型接线和T型接线适用的变电站主接线，分析每个变电站需要占用上级变电站的间隔数量和本级变电站间隔数量；

3)对于有N个110kV站的电网，近似认为线路中各段线路长度相等时，定量分析各接线模式的线路长度并比较大小。

3.根据权利要求1中所述的一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，其特征在于，所述步骤2中从不同类型事件发生的概率大小、所造成后果的严重程度、电网安全稳定运行的强制性要求等一列要点对不同接线模式的可靠性进行评价，步骤如下：

1)对线路N-1故障下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

2)对线路N-2故障下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

3)对变电站故障情况下影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析；

4)对220kV母线故障及全站失压故障下受影响的严重程度、转供电能力、调度操作复杂性等进行分析。

4.根据权利要求1中所述的一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，其特征在于，所述步骤4基于调度运行灵活性和方便性的进行评价。

5.根据权利要求1中所述的一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，所述进行建设维护难度分析评估，其步骤如下：

1)根据各种模式下变电站主接线分析变电站征地难度；

2)根据各种模式下变电站主接线及运行方式分析变电站扩建难度；

3)根据故障维修和转供电难度。

6.根据权利要求1所述的一种基于5维度的110kV配电网接线模式评价方法，所述的步骤5基于继电保护和安全自动装置的配置复杂性的评价方法，步骤如下：

1)根据各种接线模式下电网的正常运行方式，分析线路保护的配置；

2)分析各种接线模式下的母线保护配置；

3)分析在有电源接入的情况下，各模式的保护配置；

4)根据各种接线模式下的运行方式，分析备自投配置。