配電網帶30°角差合環倒電的控制策略研究與試驗

王文林，張 杰，宋德華，李澤辰，黃守華，黃 瑋

（國網安徽黃山供電公司，安徽 黃山245000）

為減少停電時間，提高供電可靠性，110 kV及以下配電網主要通過合環方式實現負荷轉供[1]。隨著供電可靠性要求的升高，有些地區電網合解環操作占了調度日常操作項目的48.1%，但多以兩側電壓相角一致或相差不大為前提[2-3]。通過搜索合環路徑，確定最小路徑環網，并采用等值網絡模型以研究合環穩態電流與沖擊電流的計算方法[4]。文獻[5]較全面地分析了不同的合環方式，論證了配電網合環電流的衰減非周期分量一般不會影響合環判斷及繼電保護，從而提出了合環后穩態電流有效值不超過饋線的最大容許載流量的簡化合環判據。文獻[6]通過計算對比電網主設備熱效應的環流允許持續時間和計及故障場景且不影響繼電保護的環流越限最大持續時間得出環流持續最大時間限制，因此提出快速合解環、以斷路器組順序控制應對斷路器解環拒動問題。

黃山電網地處皖南山區，邊遠鄉鎮較多，因負荷小和供電距離遠易導致供電質量差，因此多采用35 kV電壓等級供電。近年來，隨著農村電網改造，35 kV變電站基本實現了兩路電源供電，正常運行方式下線路一主供一備供，以提高供電可靠性[7]。對同一變電站，若兩路供電電源分別從220 kV主變、110 kV主變供電，則由于220/110/35 kV、110/35/10 kV的變壓器都采用ynd11接線組別，因此分別以上兩個變壓器供電的35 kV環網系統中，電壓相量存在30°電氣角差。本文以實際網絡為基礎搭建模型，對存在30°相角差的35 kV環網系統不停電轉供方案進行探究，通過計算出合環后環網最大沖擊電流及電流流向，設置最優系統開環點和解環點，并合理設定相應保護定值區，試驗過程僅通過備自投動作，在短短幾秒便能實現不停電負荷轉供，從而為日常工作中設計30°相角差的35 kV環網系統運行方式調整和不停電合環倒電提供了關鍵技術支撐。

1 帶30°角差環網系統模型及存在問題

1.1 帶30°角差環網系統模型

選取黃山電網一存在30°角差的較大環路電網作為模型進行探討，環網系統主要包含以下元件：

220 kV韓村變35 kV母線—韓鳧402線—35 kV鳧峰變—流鳧321線—35 kV流口變—溪汪325線—35 kV溪和變—大溪328線（或大溪329線）—110 kV大路口變35/110 kV—110 kV韓大964線—220 kV韓村變#1主變110 kV/35 kV。先把它簡稱為“韓鳧流溪電磁環網”，該環網正常運行時在鳧峰變321開關處開口，電網簡圖如圖1所示。

圖1 黃山西部35 kV帶30°角差部分環網接線圖

1.2 帶30°角差環網系統存在問題

由于韓村變送出的35 kV線路和大路口變送出的35 kV線路之間存在30°角差，目前存在影響可靠性和安全性的3個問題如下。

當線路檢修或復役須倒電時，只能采用停電倒電。雖是短時停電，但增加了用戶的停電次數。

線路故障時，也需要人員到現場進行操作，增加了用戶停電時間。

日常操作中存在誤操作（合環）的可能。

為增加該環網上3個35 kV變電站的供電可靠性，提出能否對該環網進行短時熱合環，保證變電站不失負荷，從而提高電網的可靠性，韓鳧流溪環網等值電路如圖1所示。

2 帶30°角差環網系統合環電流及自然功率計算

2.1 帶30°角差環網系統環流計算

首先計算該環網30°角差合環引起的環流，取基準容量SB為1000 MVA，同時取各電壓等級的平均電壓為基準電壓得到基準值，如表1所示。

表1 計算需要的基準值

圖2 韓鳧流溪環網等值電路圖

根據以往系統數據，韓村站35 kV母線的平均電壓為36.8 kV。

設韓村站35 kV母線電壓為37 kV∠0°（標幺值：1），則韓村站110 kV母線電壓為110 kV∠-30°（標幺值：e-j30°）。

不考慮負荷電流，根據KCL和KVL有如下方程：

表2 韓鳧流溪大環網內變壓器及線路阻標幺值（含變比標幺值）

由于：

則環流有名值：

韓村站402間隔視在功率：

環流方向為韓村站35 kV母線指向韓鳧402線路，如圖3所示。

圖3 環流電壓電流相量圖

2.2 自然功率分布計算

經查閱歷史數據，各線路、變電站負荷較小，鳧峰站負荷在2 MW以下；流口站負荷在4 MW以下；溪和站負荷在6 MW以下；大路口不含溪和站后的負荷在15 MW以下。

設合環時，鳧峰站負荷為S1=2 MW+j0.28 Mvar，流口站負荷為S2=4 MW+j0.56 Mvar，溪和站負荷為S3=6 MW+j0.84 Mvar，大路口除溪和站后的負荷為S4=15 MW+j2.11Mvar。

忽略電壓變比將環網從韓村#1主變中低壓耦合處撕開分成如圖4的等值電路。

圖4 兩端供電網絡的等值電路圖

查閱線路數據可得各段線路阻抗數據如表3所示。

表3 環網各段線路阻抗

由圖4的等值電路圖及表3的各段線路阻抗，可計算出兩端開口處負荷分別為：

由圖4的等值電路圖及算式（10）、（11）的環網兩端開口處負荷，可計算出環網中各段功率分別為：Sb=6.9861-j0.3602；Sc=2.9861-j0.9202；Sd=3.0139+j1.7602。因此可以判斷，韓鳧流溪電磁環網的有功功率分點在溪和變。

2.3 帶30°角差環網系統不停電合環分析

韓村變至溪和變之間的電流等于環流與負荷電流的相量和，由相量圖得出電流會增大。

韓村變至大路口之間的電流等于負荷電流與環流的相量差，由相量圖得出電流會略微減小。最差的情況不低于：283.9×sin(17.54°+30°+8°)=233A。

35 kV線路均為LGJ-150導線，其允許載流量為445 A大于合環形成的電流。110 kV線路為LGJ-150導線，其允許載流量也大于合環形成的電流。因此合環不會讓線路失去穩定

大路口主變容量為20 MVA，合環時接近滿載，因此允許合環，合環時間應盡量短。

合環時環路中電壓最低點為環路阻抗中點。當電源電壓為36.8 kV時，環路中最低點的電壓為36.8×cos(15°)=35.55kV，電壓在合格范圍內。

綜合計算和分析結果，帶30°角差的韓鳧流溪大電磁環網可以進行合環，且合環時不會引起環網內元件超載，理論上可以進行該環網的不停電合環倒電，但由于不停電合環所帶負荷較大，會導致主變重載，合環時間應盡量短。

3 帶30°角差系統不停電倒電試驗

3.1 合解環點確定

在帶30°角差環網系統內不停電合環倒電應用前，須要進行現場合環試驗驗證，對合環前后的電流電壓功率進行采集，檢驗熱合環是否確實可行。為此在保證電網安全運行的基礎上制定試驗方案。確定流口變流鳧321開關為合環點，流口變溪汪325開關為主解環點，鳧峰站流鳧321開關為備用解環點。

3.2 合解環保護定值設定

鳧峰變321、流口變325、溪和變328線路保護均需要相應調整定值。根據計算的環流大小，提前設置解環點保護裝置的定值，保證環網合環后能夠短時自動解環，保障電網的安全穩定，設置備用解環點防止主解環點保護裝置或開關拒動時還能夠解環。

在合環前將流口變325線路保護電流ⅠⅠⅠ段定值改為210 A，1.2 s，將鳧峰變流鳧321線路保護電流ⅠⅠⅠ段定值改為210 A，1.4 s。為了防止理論計算不準確實際環網電流大于400 A而導致溪和變大溪328線路（或大溪329線路）保護同跳，特將電流ⅠⅠⅠ段時間改為1.6 s。環網合環后，以上2處解環點的電流都大于環流（283.9 A），保護有足夠的靈敏度（283.9/200=1.42）動作解環。如果平常開環運行時設置該定值，開口處開關處于熱備用狀態，即使誤合后也會自動在解環點解環。

在2個解環點處布置便攜式錄波裝置，用以采集合環時的相關數據。

在韓村變韓鳧402線路保護裝置和韓大964線路保護裝置處布置便攜式錄波裝置，采集合環時的相關數據。

4 試驗結果

第一次合環時，流口站溪汪325線路保護過流ⅠⅠⅠ動作跳開325開關解環。溪汪325開關電流互感器變比為300∶5，動作報告顯示C相電流為4.469 A，可得線路流過電流為268 A，與自動化后臺采集到的273 A相近。

第二次合環時，鳧峰站流鳧321線路保護過流ⅠⅠⅠ動作跳開321開關解環。流鳧321開關電流互感器變比為600∶5，動作報告顯示C相電流為2.4 A，可得線路流過電流為288 A，與自動化后臺采集到的274 A相近。

5 結束語

本文選取黃山地區的韓鳧流溪帶30°相角差的環網系統合環電流分析計算，通過阻抗分析及自然功率計算確定系統合解環點及合解環定值。當存在30°角差的系統環路內阻抗較大，計算出合環操作環路電流不大于線路、主變等設備最大允許限額，或雖超出允許限額，但經計算環路電流值小于設備熱穩定、動穩定限額，且可利用繼電保護自動解環時，可進行不停電合環倒電操作，以減少對用戶停電時間，提高供電可靠性。針對解環點熱合環時與正常運行時保護定值不一至的問題，為避免解合環過程檢修人員須現場修改臨時定值，將合環用到的定值存在固定的一個定值區，專門用于運行人員或調控人員進行現場或遙控投停。