配电网带30°角差合环倒电的控制策略研究与试验

王文林，张 杰，宋德华，李泽辰，黄守华，黄 玮

（国网安徽黄山供电公司，安徽 黄山245000）

为减少停电时间，提高供电可靠性，110 kV及以下配电网主要通过合环方式实现负荷转供[1]。随着供电可靠性要求的升高，有些地区电网合解环操作占了调度日常操作项目的48.1%，但多以两侧电压相角一致或相差不大为前提[2-3]。通过搜索合环路径，确定最小路径环网，并采用等值网络模型以研究合环稳态电流与冲击电流的计算方法[4]。文献[5]较全面地分析了不同的合环方式，论证了配电网合环电流的衰减非周期分量一般不会影响合环判断及继电保护，从而提出了合环后稳态电流有效值不超过馈线的最大容许载流量的简化合环判据。文献[6]通过计算对比电网主设备热效应的环流允许持续时间和计及故障场景且不影响继电保护的环流越限最大持续时间得出环流持续最大时间限制，因此提出快速合解环、以断路器组顺序控制应对断路器解环拒动问题。

黄山电网地处皖南山区，边远乡镇较多，因负荷小和供电距离远易导致供电质量差，因此多采用35 kV电压等级供电。近年来，随着农村电网改造，35 kV变电站基本实现了两路电源供电，正常运行方式下线路一主供一备供，以提高供电可靠性[7]。对同一变电站，若两路供电电源分别从220 kV主变、110 kV主变供电，则由于220/110/35 kV、110/35/10 kV的变压器都采用ynd11接线组别，因此分别以上两个变压器供电的35 kV环网系统中，电压相量存在30°电气角差。本文以实际网络为基础搭建模型，对存在30°相角差的35 kV环网系统不停电转供方案进行探究，通过计算出合环后环网最大冲击电流及电流流向，设置最优系统开环点和解环点，并合理设定相应保护定值区，试验过程仅通过备自投动作，在短短几秒便能实现不停电负荷转供，从而为日常工作中设计30°相角差的35 kV环网系统运行方式调整和不停电合环倒电提供了关键技术支撑。

1 带30°角差环网系统模型及存在问题

1.1 带30°角差环网系统模型

选取黄山电网一存在30°角差的较大环路电网作为模型进行探讨，环网系统主要包含以下元件：

220 kV韩村变35 kV母线—韩凫402线—35 kV凫峰变—流凫321线—35 kV流口变—溪汪325线—35 kV溪和变—大溪328线（或大溪329线）—110 kV大路口变35/110 kV—110 kV韩大964线—220 kV韩村变#1主变110 kV/35 kV。先把它简称为“韩凫流溪电磁环网”，该环网正常运行时在凫峰变321开关处开口，电网简图如图1所示。

图1 黄山西部35 kV带30°角差部分环网接线图

1.2 带30°角差环网系统存在问题

由于韩村变送出的35 kV线路和大路口变送出的35 kV线路之间存在30°角差，目前存在影响可靠性和安全性的3个问题如下。

当线路检修或复役须倒电时，只能采用停电倒电。虽是短时停电，但增加了用户的停电次数。

线路故障时，也需要人员到现场进行操作，增加了用户停电时间。

日常操作中存在误操作（合环）的可能。

为增加该环网上3个35 kV变电站的供电可靠性，提出能否对该环网进行短时热合环，保证变电站不失负荷，从而提高电网的可靠性，韩凫流溪环网等值电路如图1所示。

2 带30°角差环网系统合环电流及自然功率计算

2.1 带30°角差环网系统环流计算

首先计算该环网30°角差合环引起的环流，取基准容量SB为1000 MVA，同时取各电压等级的平均电压为基准电压得到基准值，如表1所示。

表1 计算需要的基准值

图2 韩凫流溪环网等值电路图

根据以往系统数据，韩村站35 kV母线的平均电压为36.8 kV。

设韩村站35 kV母线电压为37 kV∠0°（标幺值：1），则韩村站110 kV母线电压为110 kV∠-30°（标幺值：e-j30°）。

不考虑负荷电流，根据KCL和KVL有如下方程：

表2 韩凫流溪大环网内变压器及线路阻标幺值（含变比标幺值）

由于：

则环流有名值：

韩村站402间隔视在功率：

环流方向为韩村站35 kV母线指向韩凫402线路，如图3所示。

图3 环流电压电流相量图

2.2 自然功率分布计算

经查阅历史数据，各线路、变电站负荷较小，凫峰站负荷在2 MW以下；流口站负荷在4 MW以下；溪和站负荷在6 MW以下；大路口不含溪和站后的负荷在15 MW以下。

设合环时，凫峰站负荷为S1=2 MW+j0.28 Mvar，流口站负荷为S2=4 MW+j0.56 Mvar，溪和站负荷为S3=6 MW+j0.84 Mvar，大路口除溪和站后的负荷为S4=15 MW+j2.11Mvar。

忽略电压变比将环网从韩村#1主变中低压耦合处撕开分成如图4的等值电路。

图4 两端供电网络的等值电路图

查阅线路数据可得各段线路阻抗数据如表3所示。

表3 环网各段线路阻抗

由图4的等值电路图及表3的各段线路阻抗，可计算出两端开口处负荷分别为：

由图4的等值电路图及算式（10）、（11）的环网两端开口处负荷，可计算出环网中各段功率分别为：Sb=6.9861-j0.3602；Sc=2.9861-j0.9202；Sd=3.0139+j1.7602。因此可以判断，韩凫流溪电磁环网的有功功率分点在溪和变。

2.3 带30°角差环网系统不停电合环分析

韩村变至溪和变之间的电流等于环流与负荷电流的相量和，由相量图得出电流会增大。

韩村变至大路口之间的电流等于负荷电流与环流的相量差，由相量图得出电流会略微减小。最差的情况不低于：283.9×sin(17.54°+30°+8°)=233A。

35 kV线路均为LGJ-150导线，其允许载流量为445 A大于合环形成的电流。110 kV线路为LGJ-150导线，其允许载流量也大于合环形成的电流。因此合环不会让线路失去稳定

大路口主变容量为20 MVA，合环时接近满载，因此允许合环，合环时间应尽量短。

合环时环路中电压最低点为环路阻抗中点。当电源电压为36.8 kV时，环路中最低点的电压为36.8×cos(15°)=35.55kV，电压在合格范围内。

综合计算和分析结果，带30°角差的韩凫流溪大电磁环网可以进行合环，且合环时不会引起环网内元件超载，理论上可以进行该环网的不停电合环倒电，但由于不停电合环所带负荷较大，会导致主变重载，合环时间应尽量短。

3 带30°角差系统不停电倒电试验

3.1 合解环点确定

在带30°角差环网系统内不停电合环倒电应用前，须要进行现场合环试验验证，对合环前后的电流电压功率进行采集，检验热合环是否确实可行。为此在保证电网安全运行的基础上制定试验方案。确定流口变流凫321开关为合环点，流口变溪汪325开关为主解环点，凫峰站流凫321开关为备用解环点。

3.2 合解环保护定值设定

凫峰变321、流口变325、溪和变328线路保护均需要相应调整定值。根据计算的环流大小，提前设置解环点保护装置的定值，保证环网合环后能够短时自动解环，保障电网的安全稳定，设置备用解环点防止主解环点保护装置或开关拒动时还能够解环。

在合环前将流口变325线路保护电流ⅠⅠⅠ段定值改为210 A，1.2 s，将凫峰变流凫321线路保护电流ⅠⅠⅠ段定值改为210 A，1.4 s。为了防止理论计算不准确实际环网电流大于400 A而导致溪和变大溪328线路（或大溪329线路）保护同跳，特将电流ⅠⅠⅠ段时间改为1.6 s。环网合环后，以上2处解环点的电流都大于环流（283.9 A），保护有足够的灵敏度（283.9/200=1.42）动作解环。如果平常开环运行时设置该定值，开口处开关处于热备用状态，即使误合后也会自动在解环点解环。

在2个解环点处布置便携式录波装置，用以采集合环时的相关数据。

在韩村变韩凫402线路保护装置和韩大964线路保护装置处布置便携式录波装置，采集合环时的相关数据。

4 试验结果

第一次合环时，流口站溪汪325线路保护过流ⅠⅠⅠ动作跳开325开关解环。溪汪325开关电流互感器变比为300∶5，动作报告显示C相电流为4.469 A，可得线路流过电流为268 A，与自动化后台采集到的273 A相近。

第二次合环时，凫峰站流凫321线路保护过流ⅠⅠⅠ动作跳开321开关解环。流凫321开关电流互感器变比为600∶5，动作报告显示C相电流为2.4 A，可得线路流过电流为288 A，与自动化后台采集到的274 A相近。

5 结束语

本文选取黄山地区的韩凫流溪带30°相角差的环网系统合环电流分析计算，通过阻抗分析及自然功率计算确定系统合解环点及合解环定值。当存在30°角差的系统环路内阻抗较大，计算出合环操作环路电流不大于线路、主变等设备最大允许限额，或虽超出允许限额，但经计算环路电流值小于设备热稳定、动稳定限额，且可利用继电保护自动解环时，可进行不停电合环倒电操作，以减少对用户停电时间，提高供电可靠性。针对解环点热合环时与正常运行时保护定值不一至的问题，为避免解合环过程检修人员须现场修改临时定值，将合环用到的定值存在固定的一个定值区，专门用于运行人员或调控人员进行现场或遥控投停。