35 kV配电网带相角差合环转供电研究与实践

王文林，张 杰，李泽辰，宋德华

（国网安徽省电力有限公司黄山供电公司，安徽 黄山 245000）

0 引言

为提高供电可靠性，减少停电时间，通过合环进行负荷转供是110 kV及以下配电网采用的主要方式［1］。不同电压等级的电网合环后形成电磁环网，产生的合环电流会对电网的稳定运行造成一定冲击，因此探索最优合环运行方式成为配电网合环操作的重要研究方向。文献［2］提出通过搜索合环路径，确定最小路径环网，搭建等值网络模型，计算合环稳态电流与冲击电流的方法。为避免合环电流超过电网能承受的极限值而对电网造成不可逆转的损坏，文献［3］通过计算得出环流持续的最大时间限制，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的问题。为确保变电站开关不会由于保护误动作而发生误合环给电网带来危害，文献［4］通过采用进线开关断路器位置接点闭锁、SCADA系统操作时判定电压条件解锁两种技术手段，在技术管理上做到避免现场运维人员和调控人员误合环，同时在各种方式下发生故障时又能可靠开放闭锁条件从而缩短变电站故障恢复时间。

截至2020年底，某地市电网共有35 kV变电站62座（不含用户变电站），容量为88.415万kVA，35 kV变电站所供负荷约为20万kW，占总负荷的比例约为1/4。由于220 kV和110 kV供电的35 kV系统之间存在30°相角差，直接合环会引起较大环流，影响电网安全运行。根据调度运行规程，上述情况只能在停电后进行转供负荷，会造成用户停电。遇到电网故障，需要运维检修人员到现场操作，对于偏远的山区配电网，用户停电时间更长，影响用户对供电高可靠性的体验。为减少用户停电，提高配电网可靠性，该供电公司对带有30°相角差的35 kV电磁环网进行研究，以220 kV HC变电站下的35 kV配电网为例，分析计算合环操作时的环流，充分考虑环流对线路保护、变压器温升、电力系统稳定的影响，论证可行后制定了现场合环试验方案。试验成功实现35 kV带30°相角差配电网用户不停电倒电，做到电源切换用户无感知。

1 配电网带30°相角差合环双层闭锁方案

1.1 双层闭锁方案实施目的

长期以来，为了防止带30°相角差的环网误合环，调度管理过程中都将开环点处的开关置于冷备用状态，方式转换或故障处理都需要人员赶往现场操作，造成停电时间长。通过技术手段，降低开关未发信号自动偷合和操作误合的风险，使开环点处开关能置于热备用状态，即变电站中存在30°相角差的两条线路中的备用线路运行方式为一侧开关运行、一侧开关热备用。在方式转换或故障恢复时，可以通过远方操作以恢复供电，从而减少变电站的停电时间，提高供电可靠性。

1.2 双层闭锁方案主要内容

1）在变电站将该站35 kV进线开关的手动合闸回路（控制把手与保护装置连接处）断开，取本站另一35 kV线路开关位置的常闭节点闭锁合环操作。同时，在该回路并接一块硬压板，用于特殊情况下解锁操作。

2）在SCADA系统中设置该站35 kV进线开关合闸的解锁条件：开环点两侧变电站35 kV母线电压至少一侧为0，方可允许遥控合闸操作；两侧均有电压则闭锁合闸操作。同时在SCADA系统画面带相角差开环点处，设置醒目标识。

3）母线电压开放条件：Uab＜5 kV、Ubc＜5 kV作为母线无电压的判据；Uab＞5 kV、Ubc＞5 kV作为母线有电压的判据。

4）根据双层闭锁方案对应的电网运行方式修编变电站现场图纸、现场运行规程和变电站典型操作票。

5）根据双层闭锁方案制定调控操作管理规定以及事故处理预案。

1.3 双层闭锁方案技术关键及创新点

1）判据全面、可靠闭锁。变电站内的进线开关手动合闸回路（控制把手与保护装置连接处）断开，取本站另一35 kV线路开关位置的常闭节点闭锁合环操作，不会影响遥控合闸、保护合闸回路，只闭锁手动合闸回路，以确保当一开关合闸后另一开关能可靠闭锁手动合闸。遥控合闸判断开环点两侧变电站35 kV母线均有电压，闭锁合闸操作，确保开关两侧含有30°相角差的变电站不能合环操作。

2）方式灵活、适时解锁。变电站内的进线开关手动合闸回路（控制把手与保护装置连接处）断开，在闭锁回路并接一块硬压板，压板投入时短接闭锁回路，允许一个开关合位时另一个开关的手合操作。SCADA系统中开环点两侧变电站35 kV母线电压至少一侧为0，方可允许遥控合闸操作，保证在故障情况下能够通过遥控操作远方恢复供电。

3）主站端和厂站端分开、互不干扰。主站端针对遥控操作解闭锁，厂站端针对手动操作解闭锁，两端相互独立、互不干扰。

4）技术简单、易于实现。该方案在主站和变电站内容易实现。变电站内仅需在相应开关的手动合闸回路引入其他开关的位置节点，并在该回路上并接一块硬压板。主站端只需在数据库内设置开关遥控合闸的判别条件，并进行相应试验。

2 配电网带30°相角差备用电源投切方案

2.1 备用电源投切方案实施目的

通过双层闭锁实现了人员遥控，操作时间和停电时间已大幅减少，但恢复快慢仍受制于调控值班人员的业务水平，停电时间为1～10 min。为进一步缩短停电时间，增强35 kV网架可靠性，引入35 kV线路备用电源自动投入（以下简称“备自投”）装置。在主供线路失电后，由备自投动作快速恢复供电，将停电时间控制在4 s以内。

2.2 备用电源投切方案具体实例

1）确认带有30°相角差的35 kV系统中35 kV LK变电站当地备自投充电完成。

2）对侧35 kV XH变电站拉开325开关（人为造成LK变电站失电）。

3）LK变电站当地备自投动作跳开325开关，合上321开关。

4）确认LK变电站当地备自投正确动作。5）合上XH变电站325开关。

6）检查LK变电站备自投充电。

7）操作完成。

利用备自投倒电可实现30°相角差环网秒级停电倒电（停电总计3～4 s），大大缩短了用户停电时间，提高了系统供电可靠性。

3 配电网带30°相角差不停电转供方案

3.1 不停电转供方案提出

为了在方式切换时做到不停电，用户零感知，提出先合环后解环的不停电转供的设想。通过理论计算带30°相角差的35 kV配电网的合环电流，得出环网内各元件能够短时承受合环电流峰值。根据潮流流向设置环网系统合环点和解环点，设置对应专属合解环保护定值区，设置配套保护定值，使得在电网倒换方式时能够利用保护动作可靠解环，做到不停电。

3.2 不停电转供方案具体实例

1）在LK变电站321开关处合环，利用环流使XL325线路LK变电站侧电流保护III段3 s动作跳开325开关解环，如图1所示。

2）将LK变电站325线路保护定值切回正常运行区，在LK变电站325开关处合环，利用环流使FL321线路FF变电站侧电流保护III段4 s动作跳开321开关解环，如图2所示。

图2 第二次合解环示意图

4 配电网带30°相角差转供试验分析

4.1 合环时冲击电流分析

分别提取两次合环时解列点保护装置的录波，如图3、图4所示。由图可见，冲击电流为一相电流波形的波峰、波谷值，分别为499 A、486 A，在各线路开关允许范围内。

图3 XL325线路保护装置启动前后电流波形

图4 FL321线路保护装置启动前后电流波形

4.2 合环时FF及LK变电站电压分析

第一次合解环操作，LK变电站负荷从XL325线路转由FL321线路供电。负荷转移时，通过录波可以看出两站电压波形正常，电压大小在合理变化范围内，如图5、图6所示。

图5 LK变电站电压波形

图6 FF变电站电压波形

4.3 合环时解列开关电流电压相位分析

根据对环网线路自然功率分布的分析可知，此次合环时负荷电流较小，特别是XL325线路电流只有3 A左右，因此可以忽略。由录波数据可得LK变电站325开关在合环时的电流电压相量图，电流超前相应相电压约17°，如图7所示，与理论计算得出的电流超前电压结论相符。

图7 合环时LK变电站325开关电流电压相量图

FL321线路负荷电流约为18 A，此电流会对环流造成影响，但影响很小。因此，合环时FF变电站321开关电流超前电压的关系不会变，由录波数据可得FF变电站321开关合环时的电流电压相量图，电流超前相应相电压约12°，如图8所示，与理论计算得出的电流超前电压结论相符。

图8 合环时FF变电站321开关电流电压相量图

5 结语

本文针对35 kV变电站联络电源带相角差转供电方式进行研究，提出了双层闭锁、备自投、不停电转供“三步走”的方式，成功实现了变电站、SCADA系统双层面的安全闭锁、解锁；实现了带有30°相角差的35 kV系统从停电倒电，到利用备自投短时倒电，再到实现用户无感知的不停电转供。通过对带有30°相角差的35 kV配电网不停电转供试验，相关数据与理论计算结果一致，对今后全面开展30°相角差配电网不停电倒电，提高配电网供电可靠性具有重要指导意义。