一种分区电源合解环装置在宁波电网的应用

袁士超，张志雄，谭 智，罗 轶，朱 耿

（国网浙江省电力公司宁波供电公司，浙江 宁波 315010）

地区电网按电压等级和供电区域分层分区[1]，其中，宁波地区500kV主干网架环网运行，220kV网架分供区环网运行，110kV网架闭环设计、开环运行。环网运行设备停役通过解环操作转移潮流，不存在停电情况。但涉及110kV等电压等级开环终端运行设备停役，同一供区内可通过合解环操作转移负荷，在不同供区情况下，考虑穿越潮流和电磁环网的影响[2-3]，只能通过短时停电的冷倒方式转移负荷，对用户的供电可靠性存在较大影响。

如何通过理论创新和技术实现，减少或避免电网设备冷倒操作等影响用户供电可靠性情况的发生，是未来电网运行的发展方向。本文提出了一种分区电源合解环的实现基础，该基础从安全稳定、继电保护、合解环异常三个层面分析了分区电源合解环的可行性，结合分区电源合解环装置的设计逻辑，将装置技术实现后投入到宁波电网的实际运行，取得了提高电网供电可靠性和经济性方面显著成效，值得全面推广。

1 分区电源合解环实现基础

分区电源合环相当于在电网原有设计运行方式中增加一种新的运行方式，该方式对电网稳定运行存在一定影响［4］，该影响主要体现在电网合解环过程中的三个方面：

长时间电磁环网影响电网安全稳定运行。

运行方式改变会造成继电保护失配，此时发生故障会导致事故范围扩大。

合环成功、解环异常情况下处理时间较长，影响事故处理能力和应急处置水平。

以下分别就上述3方面情况做出分析并提出可行性方案。

1.1 安全稳定情况分析

宁波电网设备均位于500kV主干网架下，接线角差相同情况下的合环电流属于电磁环网下的过载电流，非短路电流，电流幅值远小于短路情况，满足设备动稳定要求。同时，设备短路电流热效应由于合环电流It远小于短路电流Id，当取合环时间t接近于0，电流热效应即可远小于短路情况：

合环电流It≪Id，取合环时间t→0，可得到

因此，只须合环时间t取0，实际为开关固有分闸时间（30ms左右），分区电源合解环过程即满足各设备的动、热稳定要求。

1.2 继电保护情况分析

理论上分区电源合环情况下会造成继电保护失配，需要对保护进行调整［5-8］。实际分区电源合环点在线路末端下级变电站主变高压侧或低压侧，所涉及线路保护及主变后备保护均为非速断类保护，据此特点，如合环时间取值为0，解环等效于速断保护动作，不会引起其他保护误动，保护的相关配合也无须调整。

1.3 合解环异常情况分析

在实际电网运行操作过程中，可能会遇到开关手动分闸失败的情况，如该情况发生在分区电源合解环时，调度须根据实际场景综合判断后调整解环方式，期间合环状态将保持，增加了电网运行风险。

此风险可通过预设合理的解环逻辑解决。合解环过程一般涉及3个开关，当目标解环开关分闸失败后，可将合环开关作为第二解环开关再次解环，仍失败则可用第三个开关进行解环。3个开关均操作失败为设备N-3情况，实际运行不予考虑。

2 分区电源合解环装置实现逻辑

由上述分析可见，分区电源合解环装置只须将“合解环热倒”极限化处理，通过开关的瞬时合分，将合环时间趋向于零，并对解环逻辑进行合理预设，即可满足原有设备动、热稳定要求和保护配合，从而减少穿越潮流的影响、避免电磁环网，实现不停电操作。

以此为基础，建立分区电源合解环装置模型和实际操作逻辑。

2.1 典型模型建立

110kV典型分区电源合解环模型如图1所示，其中C站为110kV内桥接线方式变电站，2条进线X、Y分别来自A、B2个不同电源供区，合解环涉及#1、#2开关和桥开关，分区电源合解环装置通过同时对3路开关两端的电压和2路线路的电流进行高速测量，进行合解环的相关操作。在此过程中，须考虑所有可能发生被控制的开关拒分、拒合，装置故障等因素，也要考虑控制过程中电网发生的异常。

图1 110kV典型分区电源合解环模型

2.2 操作模式逻辑

以典型模型为基础建立各种场景下的操作模式，装置根据采用的操作模式状态、当前位置信号和电气量状态进行操作模式判断，实际操作时人工预设解环开关，装置需根据当前电气量及位置信号确定合环开关，而后确定具体操作模式，所有模式如表1所示。

表1 分区电源合解环装置模式列表

2.2.1 合环、解环逻辑

以模式一为例，#1开关处于分位状态、#2开关处于合位状态、桥开关处于合位状态。装置动作行为是：合上#1开关，确认#1开关合环成功后，断开#2开关，桥开关仍处于合位状态，在此解合环的过程中，线路及母线不失压、不断电，并且在主变及母线上不产生环电流。

操作开始后装置实时计算并捕捉合环点两侧不间断变化的电压差和角度差下最小冲击电流的时间节点，以此节点发出指令进行#1开关合环操作，并立即确认#1开关是否合环成功，如成功则进行#2开关解环操作；#2开关解环操作后，立即检测#2开关是否解环成功，若操作前#2开关有流，则判断由有流变为无流，若操作前是轻载状态则判断位置信号是否为分位，若满足条件并且电压正常，经确认延时后判断操作成功。

2.2.2 操作成功后的逻辑

合环操作和解环操作后须立即判断操作是否成功，以此建立3类判断依据。

合环出口操作成功的判断依据：位置信号变为合位，且开关电流大于40%有流定值，确认20ms。若合环开关合环成功，则对解环开关进行解环操作。

解环出口操作成功的判断依据：若操作前开关有流，则判断开关有流变为无流；若操作前开关无流，则判断位置信号变为分位。

合解环操作成功判断依据：若操作前线路电流大于有流定值，则判断合环开关有流且解环开关无流；若操作前线路电路小于有流定值即轻载状态，则判断合环开关位置信号为合位且解环开关位置信号为分位，母线电压正常，经确认延时后，则认为合解环操作成功。

2.2.3 操作失败后的逻辑

经上述逻辑后未判出成功结论则进入操作失败流程，该流程须区分出下面几种情况：

若合环开关合环失败：确认时间为合环开关合环最大确认时间定值TPx，收回对合环开关的合闸出口操作，装置报出操作失败并返回。

解环开关解环失败：检测到解环开关有流或者位置信号为合位，确认时间为解环开关的最大动作时间Tpx定值，则认为解环开关解环失败。

解环失败后若任意一条线路电流大于电流解列定值，则直接进入电流解列判断，不进行补救。

若线路电流小于电流解列定值则进入补救措施状态。装置立即收回发给解环开关的解环出口命令，并经过等待时间后向解环开关再次发出解环出口命令，进行补救措施。

若解环补救措施失败，如电流不满足电流解列定值，装置一直运行，直到人为复归。

其中，电流解列判断依据是任意一条线路电流大于过流解列电流定值，确认时间为过流解列时间定值。电流解列判断成功，装置对解列开关（事先预设，可选择桥开关或者操作的合环开关）进行分闸出口操作，确认时间为定值JudgeT，装置返回。

2.3 逻辑流程图

结合上述各项逻辑，可得到分区电源合解环装置操作逻辑流程图2所示。

图2 分区电源合解环装置操作逻辑流程图

3 装置投入运行后实际成效

3.1 宁波电网分区电源合解环装置安装情况

根据上述原理与设计逻辑将分区电源合解环装置技术实现后投入宁波电网实际应用，截至2020年底，宁波供电公司在宁波6个地区共安装分区电源合解环装置17套，后续根据分区变化，计划陆续增加17套，总体情况如表2所示。

表2 宁波地区分区电源合解环装置安装情况

3.2 宁波电网分区电源合解环装置使用效益

分区电源合解环装置投入运行前，以往用冷倒停电切换供电方式，从停电到恢复一般需要15min，采用分区电源合解环的不停电转供，只存在毫秒级的合环过程，保障了电网的持续供电，提高了电网供电可靠性。

对比装置投入前后，一次110kV全站负荷转移停电损失负荷按6万kW，半站负荷转移按3万kW。2020年全年宁波电网每组分区电源合解环装置平均使用次数为6.7次，负荷全转与半转各占一半，计算2020年可多供电量：

合计多供电量约128万kWh，经济效益显著，待后续全面安装使用后，可提高宁波电网年供电了约300万kWh，值得全面推广。

4 总结与展望

在不同供区情况下，考虑穿越潮流和电磁环网的影响，负荷转移需要通过短时停电的冷倒方式实现，对用户的供电可靠性存在较大影响。如何通过理论创新和技术实现，减少或避免电网设备冷倒操作等影响用户供电可靠性情况的发生，是未来电网运行的发展方向。本文提出了一种分区电源合解环的实现基础，该基础从安全稳定、继电保护、合解环异常三个层面分析了分区电源合解环的可行性，结合分区电源合解环装置的设计逻辑，将装置技术实现后投入到宁波电网的实际运行，取得了提高电网供电可靠性和经济性方面显著成效，值得全面推广。