CN109103879B - 一种全维度配电网合环评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种全维度配电网合环评估方法，包括建立配电网合环操作分析模型，根据建立的电网合环操作分析模型，计算出合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值，当合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值均满足合环要求时，允许合环。在合环状态下，对暂态故障和稳态故障进行分析校核，若故障能被切除，则建立的配电网合环操作分析模型可控。避免了合环造成电网不稳定情况发生，从而保证用户利益，减少停电损失，有效的提高了供电可靠性，提升配电网安全经济运行水平；同时，可以提高配电倒电操作人员的工作的效率。

Description

一种全维度配电网合环评估方法

技术领域

本发明涉及电力系统配电网领域，尤其是一种全维度配电网合环评估方法。

背景技术

随着电网建设的进展，电网的35kV、10kV配网结构逐渐完善，多数区域已实现环形网架结构。在正常运行方式下，配网的各环网均在某处开环运行，配网负荷由不同的主网电源供电，当主、配网供电元件需要停电检修或调整运行方式时，常需将配网负荷倒至另一电源供电。以往配网倒电多采用“冷倒”方式，即停电倒闸的方式，该方式将中断对用户的供电，视操作方式及复杂程度，中断供电的时间从几分钟至半小时不等。电网的负荷组成复杂，其中有不少工业负荷及重要用户，即使是短时中断供电也会对用户造成较大损失，停电前也需对相关用户进行大量的沟通协调工作，严重影响了检修工作的计划安排及效率。

目前电力用户对供电可靠性、连续性的要求不断提高，为改善对用户的服务质量，保证电网检修及基建技改工作的顺利开展，需要改变传统的配网停电倒闸方式，采用全维度配电网电磁合环倒电方式。但进行配电网电磁合环倒电操作需要在电网潮流、负荷、电压、保护等方面满足一定的条件，否则不仅会导致电磁合环操作失败，上级开关跳闸扩大停电范围，严重时甚至会影响到主网的安全稳定运行。校核及判断配网是否满足电磁合环倒电条件，需进行大量的计算分析工作。依靠人工计算不仅工作量大、效率低，而且很难把各种计算条件考虑周全，计算结果的准确性、可信度难以得到保证，凭借运行经验做出判断往往出现失误。

因此，为解决上述问题，迫切需要构建出一套完整的配电网合环操作分析模型，提出全维度配电网合环操作评估方法，以实际配电网线路进行全维度配电网合环操作评估和试验验证，从而得出相应合环操作评估方法的结论是否可行的相关研究。

发明内容

本发明为了解决上述技术上的不足，提供一种全维度配电网合环评估方法。

一种全维度配电网合环评估方法，包括：

(1)建立配电网合环操作分析模型；

(2)根据建立的配电网合环操作分析模型，计算出合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值，当所述合环前后各母线的电压偏差、合环后所述速断保护电流定值和所述设备热稳定限度值均满足合环要求时，允许合环。

优选的，根据所述合环前后各母线的电压偏差，计算出合环前电压的边界条件；当合环前的电压幅值在所述合环前电压的边界条件约束区间之内时，允许合环。

优选的，合环前电压的边界条件为U_L+abs(k*ΔU)≤U≤U_U-abs(k*ΔU)；其中，U是合环前的电压值，U_U是合格电压的上限值，U_L是合格电压的下限值，ΔU是合环前后的电压偏差值，k是计算裕度。

优选的，当馈线最大载流量不超过所述速断保护电流定值的0.6173倍时，允许合环。

优选的，所述设备热稳定限度值是通过线路负载率和变压器负载率进行判断，当所述线路负载率和所述变压器负载率均不大于100％时，允许合环。

优选的，根据公式

计算出所述线路负载率；其中,I_line是流过线路的电流值,I_se是线路的安全电流值。

优选的，根据公式

计算出所述变压器负载率，其中S_T为视在功率，S_TN为额定容量。

优选的，合环后，判断所述配电网合环操作分析模型中模拟的故障是否能够被切除，若该故障能够被切除，则建立的所述配电网合环操作分析模型可控。

优选的，所述故障包括暂态过程和故障稳态过程；所述暂态过程，在故障时，若所述速断保护电流定值小于故障时流过线路中的电流数值，则该所述故障在暂态过程能够被切除。

优选的，所述故障稳态过程，环内设备发生N-1故障后，若设备过载且该过载设备能够被切除，则建立的所述配电网合环操作分析模型可控。

与现有技术相比，本发明的有益效果：本发明一种全维度配电网合环评估方法，包括建立配电网合环操作分析模型，根据建立的电网合环操作分析模型，计算出合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值，当合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值均满足合环要求时，允许合环。在合环状态下，对暂态故障和稳态故障进行分析校核，若故障能被切除，则建立的配电网合环操作分析模型可控。避免了合环造成电网不稳定情况发生，从而保证用户利益，减少停电损失，有效的提高了供电可靠性，提升配电网安全经济运行水平；同时，可以提高配电倒电操作人员的工作的效率。

附图说明

图1为不同220kV片网之间的馈线联络；

图2为相同220kV片网，不同110kV线路分区的馈线联络；

图3为相同220kV片网，相同110kV线路分区,不同主变之间的馈线联络；

图4为同一厂站，相同母线不同馈线之间的联络；

图5为同一厂站,不同母线所带馈线之间的联络；

图6为110kV主变10kV馈线与220kV主变10kV馈线之间的联络；

图7为220kV主变10kV馈线之间的联络；

图8为配电网合环略图；

图9为配电网合环简化后的计算模型；

图10为10kV配网负荷分布示意图；

图11为德阳典型配电网合环线路图；

图12为负荷等效模型1示意图；

图13为负荷等效模型2示意图；

图14为110kV线路N-1故障示意图；

图15为10kV线路N-1故障示意图。

具体实施方式

下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。

实施例1

本发明是一种全维度配电网合环评估方法，一种全维度配电网合环评估方法，包括：

(1)建立配电网合环操作分析模型；配电网合环操作分析模型，包括合环方式模型、合环冲击电流计算模型和合环操作负荷模型。

(2)根据建立的配电网合环操作分析模型，计算出合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值，当合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值均满足合环要求时，允许合环。

合环方式模型的建立：电磁合环可以按照接线方式进行分类,对于不同的电磁合环方式,具有不同的网络特点,其电磁合环操作的安全性水平也有不同。根据配电网接线图可以归纳出，10kV配网合环转电的方式主要有如下7种：

方式1如图1所示，为不同220kV片网之间的馈线联络。

方式2如图2所示，为相同220kV片网，不同110kV线路分区的馈线联络。

方式3如图3所示，为相同220kV片网，相同110kV线路分区,不同主变之间的馈线联络。

方式4如图4所示，为同一厂站，相同母线不同馈线之间的联络。

方式5如图5所示，为同一厂站，不同母线所带馈线之间的联络。

方式6如图6所示，为110kV主变10kV馈线与220kV主变10kV馈线之间的联络。

方式7如图7所示，为220kV主变10kV馈线之间的联络。

其中方式1中合环内的设备和跨越电压等级最多，因此将方式1作为研究对象。

合环冲击电流计算模型的建立：具体实施过程中，配电网络进行合环操作时产生环流主要有以下两个原因：

(1)合环开关两侧变电所10kV母线的电压差(幅值差、相位差)产生环流；

(2)合环开关两侧变电所10kV母线对系统的短路阻抗不同产生环流。

正常情况下，只要保证合环开关两侧电压差和短路阻抗不是很大，合环后通过联络开关的稳流并不大，但在合环的瞬时，线路会产生暂态冲击电流，可能会导致保护动作，造成停电事故。

合环冲击电流计算模型，为单相等值电路，其中合环点两侧的电压差等效为计算模型中的电压源；并计算出合环网中所有电气元件的电感之和和电阻之和。如图8所示为一简单配电网合环系统，正常运行时合环点联络开关断开，网络保持辐射状，当设备检修或倒负荷时合上联络开关。由于合环点两侧电压差的存在，势必在环网系统中产生冲击电流，对系统做适当简化以方便对冲击电流的计算和分析。由于电力系统三相对称，所以只研究其中的一相，如L1相，计算合环暂态冲击的单相等值电路如图9所示。图中L为环网中所有电气元件的电感之和，R为环网中所有电气元件的电阻之和，合环点两侧的电压差等效为计算模型中的电压源U。系统合环线路外其他部分用等值负荷处理，由于等值负荷和线路阻抗比很大，故在计算冲击电流时可忽略不计。

由于线路呈感性，合环至稳态的整个过程是振荡衰减的，因此建立微分方程计算冲击电流，得到实时响应。计算模型中的激励为L1相相电压，为

其中

为合环点两侧电压差，即

合环电流的瞬时值应满足如下微分方程：

其中α为合环时刻t＝0时

的初始相角，它是由该时刻合环点两侧电压的相角差所决定的。

求解得冲击电流计算表达式为：

式中：

M即为合环电流周期分量的幅值，

为周期分量和E_max间的相角。

最大冲击电流I_M为：

其中：I_m为合环稳态电流的幅值。

配电网合环操作的负荷分析模型的建立：目前主要有三种，边界法模型、均匀分布法模型和全数据模型。全数据模型是根据负荷的详细分布情况建立的模型，但是目前配网自动化的水平有限，大多数地区SCADA系统无法采集到配网的配变负荷情况，而只能采集到变电站10kV出线负荷，因此全数据模型暂时不能实现。边界法模型是把线路的负荷等效到线路的首端或者末端。均匀法模型是把线路的负荷均匀等效到线路上。

边界法模型和均匀分布法模型对比发现，均匀分布法模型的计算结果更加精确，但是需要建立的节点数量比较多，计算速度比较慢。边界法模型等效比较简单，计算速度快，在合环操作时，可以把配网负荷等效到线路的首端得到合环操作的极限情况。

边界法模型有三种分析模型，把负荷等效至线路首端、负荷等效至线路末端、负荷等效至线路两端。其中，网络中的等效阻抗值是不变的。影响配电网合环冲击电流大小的因素是合环开关闭合之前开关两侧的电压差值。在三种分析模型中，只有把配网负荷转移至线路末端的电压差值是最大的，即采用配网负荷转移至线路末端模型计算得到的合环冲击电流值是最大的。

根据国家电网公司对电力设备的要求，合解环操作全过程，不得引起环内变电站10kV母线电压越限(母线合格电压为10.0kV-10.7kV)。10kV合环点、解环点电压应满足《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》中对用户受电端供电电压允许偏差值。(10千伏及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％)。

根据合环前后各母线的电压偏差，计算出合环前电压的边界条件；当合环前的电压幅值在合环前电压的边界条件约束区间之内时，允许合环。

合环操作将造成系统电压变化。母线电压可能因此越限，影响系统的安全与经济运行。因此，应计算出合环前后各母线的电压。为确保合环后电压不越限，根据其电压偏差，计算合环前电压的边界条件为U_L+abs(k*ΔU)≤U≤U_U-abs(k*ΔU)；其中，U是合环前的电压值，U_U是合格电压的上限值，U_L是合格电压的下限值，ΔU是合环前后的电压偏差值，k是计算裕度。如果合环前的电压幅值在合格电压的上限值与下限制约束区间外，则不允许合环操作。

具体实施过程中，合环冲击电流可能会大于速断保护电流定值，从而导致保护的动作。因此，衡量合环倒电操作的安全性，需要对合环线路所影响的速断保护电流定值进行安全校核，即冲击电流与速断电流定值比较。合环冲击电流属于暂态过程，时间不大于5个周波，即大部分非周期分量在不超过0.1S时间内将衰减完毕。合环冲击电流由周期分量(稳态电流)和非周期分量(直流分量)构成，其最大瞬时值将在合环发生经过半个周期后(约0.01S)出现，因此只会对速断保护产生影响。

(1)合环冲击电流对保护的影响

在最严重的情况下(冲击系数取1.9)，合环冲击电流

同时合环后的稳态电流不超过馈线的最大载流量，即

其中I_max是线路的最大载流量。若合环冲击电流不会造成速断保护电流值误动作，则需满足：

I_max＜0.6173*I_zd

即：在最严重的情况下，如果馈线最大载流量不超过速断保护电流定值的0.6173倍，冲击电流不会引起速断保护的动作。

(2)合环稳态电流对保护的影响

若合环稳态电流不会造成过流保护电流定值误动作，则需满足：

I_max＜I_zd

即：馈线最大载流量小于过流保护电流保护定值。

在系统合环以后，潮流重新分布可能使环网中主要电气设备过载，因此需要对馈线和变压器的负载率进行校核。设备热稳定限度值是通过线路负载率和变压器负载率进行判断，当线路负载率和变压器负载率均不大于100％时，允许合环。

(1)线路负载率

线路负载率是指一条线路在输送电能时所通过的电流量与线路的安全电流的比值。

其中,I_line是流过线路的电流值,I_se是线路的安全电流值。如果α≤20％，线路轻载；如果α≥80％，线路重载。如果α≥100％，合环操作是不允许的。

(2)变压器负载率

变压器的负载率：变压器运行时实际使用容量与其额定容量的比值。由于实际负载的波动，变压器使用时的β＜100％，有利于变压器运行的经济性。

其中S_T为视在功率，S_TN为额定容量。

配网合环前后，变压器的负载率会发生变化。特别是合环点在两个变压站之间的10kV联络线上，并且联络线之间有较大负荷的情况。如果两个变压站的出线电压幅值差较大(但合环点满足合环条件)，合环后联络线间的负荷可能由原来两个站供电变为一个站供电，甚至一个站的其他出线负荷也由另一个站供给，导致变压器的负载率大于100％的情况，此时，合环操作是不允许的。

设备热稳定限额主要是利用线路负载率和变压器负载率两个参数指标进行控制，如图10所示，通过计算得到在α,β约束条件下的S₁,S₂的数值。其中S₁,S₂分别是厂站1与厂站2的合环线路所带的负荷。其中S₁+S₂≤S表示合环线路Line-1与Line-2允许带负荷的最大限制；kα＜100％是线路负载率的限制，即最大负载率是100％；kβ＜100％是变压器负载率的限制，即最大负载率是100％，其中k是计算裕度。当线路Line-1所带负荷值大于S₁，线路Line-1所带负荷值大于S₂时，不允许合环操作。

合环状态下的故障校核主要从暂态故障和稳态故障两个方面进行分析校核。如果故障可以被安全切除，则建立的配电网合环操作分析模型为可控模型，否则该模型不可控。

暂态故障校核，如果在合环操作的同时系统发生故障，流过合环线路的电流将由两部分叠加组成。一部分是合环点两侧电压差引起的冲击电流；一部分是系统故障引起的故障电流。暂态故障校核主要校核的是在上述情况下，故障是否可靠的被切除。

通过比较故障时流过线路中的电流数值和速断保护电流定值的数值大小，判断故障是否可靠的被切除，若速断保护电流定值小于故障时流过线路中的电流数值，则该故障在暂态过程能够被切除。

校核原则：(1)如果故障被切除，满足合环要求，可以合环操作；(2)如果故障没有被切除，不满足合环要求，不允许合环操作。

稳态故障校核，在合环状态下，环内设备发生N-1故障后，闭环系统将会变成开环。由于负荷转移的原因会可能会造成运行设备过载，因此稳态故障的校核主要是校核设备是否过载，以及过载后的相应措施。

校核原则：(1)如果设备不过载，满足合环要求，可以合环操作；(2)如果设备过载，需要进一步校核保护定值能否切除过载设备。①如果过载设备可以被切除，满足合环要求；②如果过载设备不能被切除，不满足合环要求。

实施例2

以德阳为例，德阳典型配电网合环线路，计算基础数据如下表所示。

表1变压器参数表

表2线路参数表

表3负荷分布情况

为了得到合环状态下最大的环流数值，对110kV八角站和110kV庐山站中10kV母联的运行方式进行仿真计算，并采用合环点两侧电压幅值差最大的运行方式进行下面的潮流计算、合环计算、故障计算等。仿真计算得到的合环点两侧的电压幅值差值如表4所示。

表4不同运行方式电压幅值差值

从图11所示结合表4可以看出，当110kV八角站10kV母联分列运行，110kV庐山站10kV母线并列运行时，合环点首端和末端两侧的电压差值是最大的。对于同一合环网络来说，110kV八角站10kV母联采用分列运行，110kV庐山站10kV母联采用并列运行，合环时流过合环线路的环流数值是最大的。所以，110kV八角站10kV母联采用分列运行，110kV庐山站10kV母联采用并列运行的方式。

为了验证网络设备参数的设置是否合理，网络结构是否正确，需要对合环操作前的典型配电网网络，进行潮流收敛性的计算。

采用图11的电气接线图，在闸桥东L-47#侧进行合环操作。运行方式采用110kV八角站10kV双母线分列运行，即母联开关断开；110kV庐山站10kV双母线并列运行，即母线开关闭合。

满足合环操作的约束条件是：

①合环线路所在10kV母线电压的幅值范围是10.0-10.7kV，不能越限；

②线路载流量不能超过线路的安全电流；

③变压器的负载率不能超过100％；

④合环线路速断保护电流定值大于合环冲击电流。

通过在合环线路侧设置不同的负荷，计算并验证带不同负荷方案下的合环操作是否可行，并给出满足合环要求的负荷边界条件。具体分析如下。

采用的合环负荷方案为，10kV庐合路带4MW负荷，10kV八长二路带4MW负荷。

负荷等效到线路首端的模型如图12所示，负荷等效到线路末端的模型如图13所示；两种模型下的电压差以及等效阻抗如下表所示。

表5电压差以及等效阻抗

模型1庐山站10kV母线合环前电压：

U≥U_L+abs(k*ΔU)＝10.0+1.2*0.071＝10.085kV

模型1八角站10kV母线合环前电压：

U≤U_U-abs(k*ΔU)＝10.7-1.2*0.155＝10.514kV

模型2庐山站10kV母线合环前电压：

U≥U_L+abs(k*ΔU)＝10.0+1.2*0.027＝10.032kV

模型2八角站10kV母线合环前电压：

U≤U_U-abs(k*ΔU)＝10.7-1.2*0.057＝10.632kV

其中，合环前八角站10kV母线电压范围是(10.0,10.514)kV，合环前庐山站10kV母线电压范围是(10.085,10.7)kV。其中k＝1.2。

合环冲击电流和稳态电流如表6所示。

表6合环冲击电流和稳态电流

由表6可以看出，I_M＜1.62*I_max，只要能满足I_max＜0.6173*I_zd，合环的冲击电流和合环后的稳态电流都不会引起保护动作。

在10kV庐合路带4MW负荷，10kV八长二路带4MW负荷的情况下，闭合闸桥东L-47#开关，计算出在110kV庐山站的10kV母线1处，110kV八角站的10kV母线1处，110kV八角站的110kV母线1处，110kV庐山站的110kV母线1处，发生两相(A、B相)相间故障与三相(A、B、C相)相间故障电流，通过判断整定定值与故障电流数值大小之间的关系，确定暂态故障能否可靠切除。

N-1故障分析，分别在110kV线路和10kV线路处设置故障，具体分析如下。如图14所示，在220kV五里堆站的五角线处发生故障跳闸，110kV八角站的负荷将转移到220kV寿丰站，110kV寿庐线、10kV庐合站和八长II路的线路可能会超载。根据合环前的负荷，可计算故障后：110kV寿庐线最大负荷为110kV庐山站与八角站全部负荷，约50MW，不会引起110kV寿庐线过载。10kV庐合路最大负荷为八角站全部负荷与10kV庐合路原有负荷，约34MW，10kV庐合路过载，电流2181A，庐山站10kV庐合路开关过流保护动作(定值720A)，开关跳闸,不会造成线路过载运行。

如图15所示，在10kV八长II路线路首端发生故障跳闸，环网内的负荷将转移到220kV寿丰站，110kV寿庐线供电。根据合环前的负荷，可计算故障后：110kV寿庐线最大负荷为110kV庐山站与10kV八长路负荷，约24MW，寿庐线的过载电流是507A，不会引起110kV寿庐线过载。10kV庐合路最大负荷为10kV八长二路与10kV庐合路负荷，约8MW，不超过10kV庐合路允许载流量，不会引起110kV寿庐线过载。

通过对德阳典型电网网络的建模、计算仿真分析后得出以下结论：

(1)运行方式

10kV八长二路：220kV五里堆站→110kV八角站→10kV八长二路，110kV八角站10kV母线分列运行；

10kV庐合路：220kV寿丰站→110kV庐山站→10kV庐合路，110kV庐山站10kV母线并列运行。

在上述运行方式下合环点两侧的电压差值最大，即合环状态下的环流是最大的。

(2)通过合环计算，得到合环前110kV八角站10kV母线电压范围应满足(10.0,10.514)kV，合环前110kV庐山站10kV母线电压范围应满足(10.085,10,7)kV。

(3)合环线路带负荷，10kV八长二路负荷<4MW,10kV庐合路负荷<4MW时，满足合环条件，可以进行合环操作。

(4)环内设备的保护定值满足在合环过程中，不会因合环稳态电流或冲击电流动作。

(5)环内设备的保护定值满足在N-1故障时，环内设备过载可及时动作切除。

Claims (5)

1.一种全维度配电网合环评估方法，其特征在于，包括：

(1)建立配电网合环操作分析模型；

(2)根据建立的配电网合环操作分析模型，计算出合环前后各母线的电压偏差、合环后速断保护电流定值和设备热稳定限度值，当所述合环前后各母线的电压偏差、合环后所述速断保护电流定值和所述设备热稳定限度值均满足合环要求时，允许合环；

根据所述合环前后各母线的电压偏差，计算出合环前电压的边界条件；当合环前的电压幅值在所述合环前电压的边界条件约束区间之内时，允许合环；

合环前电压的边界条件为U_L+abs(k*ΔU)≤U≤U_U-abs(k*ΔU)；其中，U是合环前的电压值，U_U是合格电压的上限值，U_L是合格电压的下限值，ΔU是合环前后的电压偏差值，k是计算裕度；

所述方法以不同220kV片网之间的馈线联络的配网合环转电为研究对象的，所述不同220kV片网之间的馈线联络是10kV配网合环转电的方式之一；

合环后，判断所述配电网合环操作分析模型中模拟的故障是否能够被切除，若该故障能够被切除，则建立的所述配电网合环操作分析模型可控；

所述故障包括暂态过程和故障稳态过程；所述暂态过程，在故障时，若所述速断保护电流定值小于故障时流过线路中的电流数值，则该所述故障在暂态过程能够被切除；

所述故障稳态过程，环内设备发生N-1故障后，若设备过载且该过载设备能够被切除，则建立的所述配电网合环操作分析模型可控。

2.根据权利要求1所述的一种全维度配电网合环评估方法，其特征在于，当馈线最大载流量不超过所述速断保护电流定值的0.6173倍时，允许合环。

3.根据权利要求1所述的一种全维度配电网合环评估方法，其特征在于，所述设备热稳定限度值是通过线路负载率和变压器负载率进行判断，当所述线路负载率和所述变压器负载率均不大于100％时，允许合环。

4.根据权利要求3所述的一种全维度配电网合环评估方法，其特征在于，根据公式

计算出所述线路负载率；其中，I_line是流过线路的电流值，I_se是线路的安全电流值。

5.根据权利要求3所述的一种全维度配电网合环评估方法，其特征在于，根据公式

计算出所述变压器负载率，其中， S_T为视在功率，S_TN为额定容量。

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