接线模式

关键词： 停电 用户 新加坡 电网

接线模式（精选七篇）

接线模式 篇1

香港中华电力有限公司和新加坡新能源电网公司采用先进的管理理念,建设高标准电网,通过高技术手段,使电网发展与经济发展并驾齐驱,达到了国际水平[1,2]。根据2004年统计数据,新加坡用户平均停电时间为0.5 min,供电可靠性水平居世界首位;香港用户平均停电时间为6 min,居世界第三位。

香港中压配电网接线模式和新加坡中压配电网花瓣接线模式与目前国内所能采用的几种典型中压配电网接线模式[3,4]比较,具有供电可靠性高、转供电能力强等优点,对国内中压配电网的规划设计和建设具有一定的借鉴意义。

1 香港中压接线模式分析

1.1 供电企业概况

香港中华电力公司是香港最大的电力公司,负责向九龙、新界及大部分离岛地区提供电力服务[5],供电面积1 000 km2,供电客户为香港80%以上人口。系统最高负荷7 GW,负荷密度约为7 MW/km2,售电量30 TWh以上。发电容量近9 GW,包括青山、龙鼓滩、竹篙湾3个地方电厂,同时与广东大亚湾核电厂、从化抽水蓄能电厂部分机组实现联网。电压等级序列为400 k V/132 k V/11 k V/380(220)V,城市中压电缆覆盖率达100%。

1.2 中压接线模式

中压配电电压等级主要采用11 k V,132 k V变电站低压侧使用双母分段接线,每个11 k V母线均由2台及以上的变压器供电,满足主变压器“N-1”。11 k V出线平均每3~4条相互形成一个环网,合环运行,2个环网之间设置联络线和联络断路器。3条线路合环时,线路平均负载率控制在67%以内;4条线路合环时,线路平均负载率控制在75%以内。配电开关房之间采用差动保护系统预防电缆故障,配电变压器用短路电流保护系统。香港中电中压配电网结构如图1所示。

1.3 中压转供电能力分析

(1)线路“N-1”校验。

对于4回线路组成的合环环网,当某回线路出现故障时,该线路的负荷可转移到其他3回线路上,满足线路“N-1”运行要求。线路“N-1”供电方式如图2所示。

(2)线路“N-2”校验。

当2回线路出现故障时,故障线路负荷的一部分(每回线路的25%)转移到组内另外2回线路上,另一部分(每回线路的50%)需通过联络线转移到联络的环网组。因此,只有当2组环网接线采用站内联络时,才能在理论上实现线路“N-2”的供电要求。当两组环网接线采用站间联络时,无法通过联络线转供负荷。线路“N-2”供电方式如图3所示。

1.4 优缺点分析

香港接线模式的优缺点分别为:

优点:供电可靠性高,满足线路“N-1”安全准则,线路利用率高,4回线路合环时线路平均负载率可达75%。

缺点:线路“N-2”时,只有当2组环网站内联络,才能在理论上实现线路“N-2”的供电要求,多数情况下会损失部分负荷。当变电站母线检修时,联络线转供负荷较少,会损失较多负荷。此外,系统的短路电流水平较高,线路均需设纵差保护。

2 新加坡中压接线模式分析

2.1 供电企业概况

新加坡新能源电网公司主要业务范围是电网规划、项目管理、电网管理及运营、配网调度和状态检测[6,7],供电面积669.1 km2,供电用户约为124万户。2006年最高用电负荷5624 MW,负荷密度8.4 MW/km2。电网架构分为400 k V、230 k V、66 k V输电网络和22 k V、6.6 k V配电网络。配网各电压等级线路全部采用地下电缆,全户内配电装置,其配电网自动化、信息化水平相当高,供电可靠率达到99.999%以上。

2.2 中压接线模式

新加坡22 k V中压配电网采用以变电站为中心的“花瓣形”接线,由一个变电站的一段母线引出的一条出线环接多个配电站后,再回到本站的另一条母线,由此构成一个“花瓣”。不同电源变电站的每2个环网中间又互相联络,组成花瓣式相切的形状。

正常运行时2台变压器提供的2个电源并列运行,满足主变压器“N-1”。不同电源变电站的花瓣间设置联络开关,线路负载率控制在50%以内,满足线路“N-1”。供电环正常情况下闭环运行,2个开关点之间采用纵联差动保护,在环网段间任一点出现故障,其他用户都不会发生断电的情况,只有故障点才会暂时停电。新加坡花瓣接线结构如图4所示。

2.3 中压转供电能力分析

(1)线路“N-1”校验。

当环网的某点出现故障时,该环网变成单电源运行方式,与之联络的另外一个变电站的环网运行方式不变,满足线路“N-1”的运行要求。

(2)线路“N-2”校验。

当单个环网的电源出现故障时,该环网的负荷全部转移到与之联络的环网上,满足线路“N-2”的运行要求。

线路“N-1”、“N-2”供电方式如图5所示。

2.4 优缺点分析

新加坡花瓣接线模式的优缺点分别为:

优点:供电可靠性水平高,可满足线路“N-1”、“N-2”安全准则。

缺点:线路利用率低,线路负荷率需控制在50%以内,系统短路电流水平较高,二次保护配置比较复杂。

3 国内典型中压配电网接线模式分析

目前,国内中压配电网普遍采用开环运行方式[8,9],中压架空网络的接线模式主要包括单辐射、单联络和分段多联络接线,中压电缆网络的接线模式主要包括单环网、双环网和N供1备接线。近年来,随着国内社会经济快速发展,一批新区建设纳入国家和地区的发展战略。新区电网建设普遍存在预测负荷密度高、供电可靠性水平要求高的特点[10,11,12]。为满足高负荷密度、高可靠性需求地区的供电要求,需要积极探索和利用国外的先进供电模式和管理经验。

为便于与香港、新加坡的接线模式做比较,下面主要对国内的电缆网络接线模式进行分析。

3.1 单环网接线

单环网接线主要适用于城市一般区域(负荷密度不高、可靠性要求一般的区域),工业开发区以及中小容量单路用户集中的电缆化区域。这种接线模式可以对环网点处的环网开关考虑预留,随着电网的发展,在不同的环之间通过建立联络,就可以发展为更为复杂的接线模式。所以,它还适用于城市中心区、繁华地区建设的初期阶段。

正常运行情况下,主干线路负载率控制在50%以内。当某回线路(或其母线)出现故障时,该线路的负荷可转移到与其环网的线路上,可以满足“N-1”运行要求。单环网接线模式如图6所示。

3.2 双环网接线

双环网接线适用于负荷密度大,对可靠性要求高的城市核心区、繁华地区,如高层住宅区、多电源用户集中区的配电网,方便为沿线可靠性要求高的中小用户提供双电源。

正常运行情况下,主干线路负载率控制在50%以内。当某回线路(或其母线)出现故障时,该线路的负荷可转移到与其环网的线路上。此外,在所供用户侧安装备自投装置的情况下,可通过备自投装置转由备用电源供电。双环网接线模式如图7所示。

3.3 N供1备接线

N供1备接线模式是指N条电缆线路连成电缆环网,其中有1条线路作为公共的备用线路,正常时空载运行,其他线路都可以满负荷运行,若有某1条运行线路出现故障,则可以通过线路切换把备用线路投入运行。对于3供1备接线,正常运行情况下线路的平均负载率可以达到75%。

N供1备接线适用于负荷密度较高、较大容量用户集中、可靠性要求较高的区域,建设备用线路亦可作为完善现状网架的改造措施,用来缓解运行线路重载。

与单环网、双环网接线相比,N供1备接线的主要优点是设备利用率高,缺点是受地理位置及负荷分布等因素的影响较大。N供1备接线模式如图8所示。

4 各种接线模式可靠性比较

本文选取3种国内常用的电缆网接线模式:单环网、双环网、3供1备,与香港接线和新加坡花瓣接线进行可靠性比较。

4.1 基本假设

为统一可靠性计算的边界条件,作出如下假设:

(1)电压等级均采用20 k V,香港接线模式每个合环单元4回线路。

(2)单环网、双环网和3供1备接线采用开环运行方式,分段点和联络点配置负荷开关,装设配网自动化系统。

(3)香港接线和新加坡花瓣接线采用合环运行方式,分段点和联络点均采用断路器,配置光纤纵差保护。

(4)计算中采用的负荷密度指标选取10 MW/km2。

(5)各种接线模式的线路负载率控制在允许的最大水平,分别为:单环网50%、双环网50%、3供1备75%、香港接线75%、新加坡花瓣接线50%。

4.2 可靠性比较

(1)计算方法。

不同接线模式可靠性计算采用故障遍历法,即逐个假设电网中的元件(包括母线、线路、环网柜/开关柜、配电变压器)故障,求出每个元件故障时用户停电时户数,最终求出供电可靠性水平。

衡量可靠性的指标主要包括供电可靠率(RS)和用户平均停电时间(AIHC),两个指标的计算公式分别为:

式中,Nz为系统中总用户数,Ni为故障时受影响的用户数,与平均年停运时间Ui相对应,8 760为一年的小时数。

(2)基本参数。

可靠性计算的基本参数如表1所示。

3计算结果

采用上述方法和基本参数,计算5种接线模式的供电可靠性水平,结果如表2、图9所示。

可以看出,各种接线模式典型应用方式下,供电可靠性由高到低的顺序为:新加坡花瓣接线→香港接线→双环网→单环网→3供1备。

其中,单环网、双环网、3供1备3种接线模式开环运行情况下,供电可靠率低于99.999%。新加坡花瓣接线、香港接线的理论可靠率可以达到99.999%以上。

5 对国内中压配电网的启示

(1)香港接线和新加坡花瓣接线的可靠性水平高,在造价许可情况下可以在国内高可靠性供电区加以应用。

结合理论计算与实际情况可以看出,香港接线和新加坡花瓣接线的供电可靠率可以达到99.999%的高水平,而国内现有中压配电网接线模式的供电可靠性从理论上较难突破5个“9”的瓶颈。对于国内的高可靠性供电区,尤其是新建的中心商务区、开发区等,可以适当应用国外先进的接线模式,积累运行管理经验。

(2)香港接线和新加坡花瓣接线网架结构的标准化程度高,配电网网格化、模型化的规划设计思路值得借鉴。

可以看出,无论香港接线3~4回线路形成接线单元,还是新加坡接线的花瓣接线单元,其中压网架均由统一的供电模型构成,网架结构能达到很高的标准化程度。配电网网格化的建设思路,可以避免电网结构的混乱,方便配电网的扩展,有利于实现配网自动化系统的建设,并为用户接入提供明确的标准。这一点对国内中压配电网规划和建设是值得借鉴的。

(3)香港和新加坡中压配电网设备选型标准高,打造坚强配电网。

香港和新加坡的中压配电网几乎没有架空线,电缆化率接近100%,开关设备全部采用断路器,配置光纤纵差保护。设备装置选型标准高,配电网采用全GIS、全户内维护设备,开关设备全部选用国外知名品牌产品。高水平的网架结构和高标准的电网设备,共同打造起坚强的中压配电网。

6 结语

本文对香港和新加坡的中压配电网接线模式进行介绍,并主要从电网转供电能力方面分析了两种接线模式能满足的安全可靠性水平。采用故障遍历法计算不同中压配电网接线模式的供电可靠性水平。

根据分析计算可以看出,香港接线和新加坡花瓣接线的理论可靠率可以达到99.999%以上,优于国内典型的电缆接线模式。

摘要：介绍了香港和新加坡的中压配电网接线模式,分析了各种接线模式的转供电能力。通过可靠性比较,分析国内外接线模式的优缺点。对国内中压配电网引入香港接线模式和新加坡花瓣接线模式提出合理化建议。

配电网“三双”接线模式应用分析 篇2

“三双”接线模式是浙江省电力公司“十二五”期间力推的试点接线模式, 2011年以来, 浙江省电力公司确定在城市核心区域全面建设“三双”工程, 2012年在杭州、宁波、温州、湖州、嘉兴、绍兴6个地区建设试点工程21项, 总投资1.6亿元。2013年湖州在吴兴区白鱼潭区块开展“三双”接线试点工程, 实现了供 电可靠率 由99.948% 提高到99.999%, 平均停电时间由4.55h减少到5min。2014年浙江省电力公司计划全面消除“单线单变”, 显著提高城市供电可靠性, 并将中压配电网“三双”接线模式编入了《浙江省配电网规划设计导则》。

1 “三双”改造的特点

对配电网传统的单母线或母线分段接线方式进行“三双”改造, 就是对原配电变压器电源侧进行双电源接入改造, 并在不同来源的独立两段母线侧增加自动切换开关装置, 使得配电变压器高压侧实现母线运行联络, 如图1所示。“三双”接线改变了以往电网单电源、单环网供电的结构, 实现了两个电源互为备用, 当其中一个模块发生故障时, 智能装置会自动切换到备用电源, 以保证持续供电。

因此, “三双”接线改造有如下特点 :

(1) 配电高压侧供电电源必须独立运行, 互不干扰。

(2) 接线方式一般选择母线分段, 且两段母线也须独立运行。

(3) 两段母线由自动投切装置实现联络, 装置必须可靠, 严防高压侧合环运行。

2“三双”改造的适用范围

“三双”改造前, 对改造对象进行了简单的甄别, 简单来说, 农村配电线路多以架空线为主, 且配电变压器的安装方式以及分布的情况比较分散;而城区用户比较密集, 用电设备较多, 且多以配电室为主 , 城区线路接线模式以多分段多联络为主, 且多沿着道路延伸, 具有良好的规范性、统一性, 比较适合进行改造。

总结“三双”改造的适用范围如下:

(1) “三双”改造宜选负荷密集地区。依据用户供电可靠性以及供电“三双”接线模式的特点, 进行技术经济分析, 对可靠性要求较高的用户应率先实行。

(2) “三双”改造宜在已形成双电源、双线路的区域推行。对“三双”接线模式双电源、双线路的要求, 需要投入大量的资金, 为了避免线路的重复建设和资源浪费, 在已实现双电源、双线路的区域推行“三双”接线模式有利于降低成本。

(3) 对改造配电变压器所处环境的要求。考虑相关开关装置和配电设备可靠运行和便于维护的实际需要, 改造宜在室内配电室进行。

3 工程实施注意事项

“三双”接线的改造需要对原有接线模式进行革命性的变革, 且需要投入大量资金和人力物力, 因此, 工程应用中应该特别注意以下事项:

(1) 在线路改造前, 应对配电网的网架结构进行充分的分析, 了解改造的小区的电源分布情况、线路的走向以及配电室改造的空间等, 避免重复建设造成资金、人力、资源的浪费。在原有的基础上, 加强配电网规划设计, 使得线路结构得到优化, 并且满足“N-1”准则。

(2) 在大规模的改造中, 必定会有用户的停电问题, 大范围、集中的停电施工势必影响人们生活和生产需要, 因此施工方案要尽量减少用户的重复停电, 并提前通知用户。

(3) 在大规模的线路改造前, 必须做好施工的组织设备、施工方案等问题, 必须制定详细的施工方案, 采取必要的施工安全措施。

(4) 电缆等成套设备的采购工作问题, 是否能满足检修生产的需要, 还需要对设备的存放、试验、验收等做好充分的准备。

4 湖州地区“三双”改造工程

湖州已完成“三双”接线配电网改造项目7个, 改造用电区域面积7.6km2, 城网供电可靠率达99.986%。在湖州仁皇山新区, 密集的住宅高楼林立, 配套商业区、行政核心区和科研教育区功能清晰, 其最高用电负荷为1.4万k W, 以居民生活用电为主, 兼有部分教育和商业用电, 对供电可靠性要求较高。湖州公司按照配电网规划设计要求, 积极探索配电网发展新模式, 对仁皇山新区采用配电网“三双”新型接线模式。

仁皇山“三双”改造采用的是扩展型“三双”接线模式 , 如图2所示。扩展型“三双”接线是采用“一分二”的双环结构的“三双”接线, 即变电站的每条10k V出线经站外分路开关分为两支路, 每一支路可与来自不同母线段的另一条支路同路径敷设, 构成电缆双环网结构。4回10k V出线组成两个电缆双环网, 通过线路首端交叉, 使每一个双环网都具有来自4个不同方向的电源, 是目前国内最先进、可靠的配电网接线模式, 可大幅度提高供电可靠性。

目前, 仁皇山新区共有53个配电变压器, 约9340个低压客户。以线路年均计划停电1次、停电4h, 故障停电1次、停电0.5h为例, 平均每年就可节省停电时户数238.5个, 若按国际先进标准统计到低压客户, 平均每年就可节省停电时户数42030个, 改造后的仁皇山新区供电可靠率达到99.999%。

改造中遇到问题和解决办法如下:

(1) 对单电源线路的双电源改造是实现“三双”的基础, 但是实现难度大。一般解决方案是从另外一条线路T接一回电缆, 新增一个电源点。如改线路负荷较重, 不宜作为备选电源接入, 则需考虑从变电站新出一回线路组成双环网结构。

(2) 双电源两路电源线路的相位必须一致, 在投运前必须确保核相稳定可靠。

(3) 电池组的充电问题。由于使用的自动投切电源由电池组提供, 电动操作耗电完成后, 必须为该电池组充电, 该开关柜装置没有压变以及逆变器, 需由低压回路提供电池组的充电电源, 现场投运前需经配电室内低压回路提供一路220V电源为其充电。

(4) 改造过程中所涉停电的范围可能很大。为了尽量减少停电时间, 可以进行分段施工、分段送电, 尽量避免一次性的大面积停电。

在经过配电网线路改造和双电源自动投切柜的投运使用之后, 配电网线路实现了“三双”接线, 提高了供电可靠性, 线路的停电用户大大减少, 简化了配电网故障处理模式, 实现了在用户不停电情况下, 对故障线段停电抢修, 提高了配电网运行灵活性, 取得了显著的经济和社会效益。

5 结束语

“三双”接线的提出是对配电网规划思路的创新, 能够实现近期建设方案与远景目标网架相衔接, 网架扩展与客户接入相适应, 减少负荷发展、客户接入所引起的网架调整, 提高居民用电质量和供电可靠性水平。在全面推广“三双”接线的过程中, 要注意协调解决好资金、电缆敷设以及改造带来的居民停电影响等问题, 考虑到运行的灵活性和施工维护的便利。整个“三双”推广建设过程要统筹规划完善, 线路和通道等设备设施宜一次性改造到位, 避免反复增容或升级改造。在城区网架改造的同时, 不仅实现了配电网安全性、可靠性、实用性、经济性的统一, 而且将减少辖区停电范围, 缩短停电时间, 为构建集成、互动、自愈、兼容、优化的智能配电系统打下坚实基础。

摘要：本文在介绍浙江湖州配电网“三双”改造的背景及特点、适用范围和注意事项的基础上, 重点结合湖州地区“三双”改造工程实际, 介绍了其中的关键技术、遇到的问题和解决方法, 说明了“三双”接线对于提高供电可靠性、建设坚强智能配电网的重要作用。

关键词：配电网,“三双”接线模式,供电可靠性

参考文献

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接线模式 篇3

目前,对综合评价方法的研究主要集中在指标一致无量纲化方法和指标权重的确定上[1,2,3,4,5]。指标一致无量纲化方法中的经典数学方法,没有考虑配电网各指标的特性,以及定量指标与定性指标的区别;属于模糊数学方法的隶属度函数法,选择隶属度函数的过程存在较大随意性,往往难以确定合适的函数,且为了求出各指标的隶属度函数值,必须将各指标值代入相应的隶属函数进行模糊化处理,增加了不必要的误差。为了克服以上方法的不足,本文采用灰色关联度分析法[6](GRA)对指标进行一致无量纲化,在对单个指标数据进行局部处理时兼顾方案的整体性,可以在很大程度上减少信息不全面或不对称带来的影响。指标权重确定方法中的层次分析法(AHP)在确定权重时,存在检验和修正判断矩阵的一致性问题,目前通常采用特征值法[7]计算AHP判断矩阵的排序权值。AHP的权值计算与判断矩阵的一致性检验是分开进行的,判断矩阵一旦确定,权值和一致性指标就随之确定且无法改善,因此是一种“被动”的方法。本文采用加速遗传层次分析法(AGA-AHP)确定指标权重,将权值计算与判断矩阵的一致性检验结合起来,在一致性指标最小化的准则下求取权值,在判断矩阵已定的情况下,通过同时调整各要素的权值来改善一致性指标值,是一类“主动”方法。本文提出了基于GRA和AGA-AHP的中压配电网接线模式综合评价方法。

1 基于GRA和AGA-AHP的中压配电网接线模式综合评价

1.1 评价指标体系的确定

中压配电网涉及的评价指标繁多,各指标间的关系复杂,且具有一定的层次性。本文采用目标树法,把综合评价指标按总目标、准则层、指标层逐步展开为各级子目标。中压配电网评价指标的选定应结合数据的获取情况以及待选方案的差异性进行取舍,但是至少要包含技术性、经济性和适应性这3类基本指标[8]。中压配电网接线模式评价指标体系层次结构如图1所示。

1.2 灰色关联度分析法(GRA)

GRA是一种多因素统计分析方法,通过计算待选方案与设定的理想方案的关联度大小来判断待选方案的优劣程度。关联度越高,则说明该待选方案越接近于理想方案,方案的综合性能越优越;反之亦同。GRA的求解具体步骤如下。

1) 确定初始评价指标矩阵。设用n个指标对m个中压配电网接线模式方案进行综合评价,评价指标值xki是方案k关于指标i的单指标评价值,则初始评价指标矩阵D为

D=(xki)m×n (1)

评价指标一般由定量指标和定性指标组成。对于定量指标,如经济性和可靠性等,可以根据相关计算公式,直接用其计算值作为该指标的测度;对于定性指标,如协调性和适应性等,则需将其定量化,通常采用李克特五级量表。

2) 建立灰色评价矩阵。采用均值法对初始评价指标矩阵进行无量纲化处理得到:

$X=\left[\begin{array}{ccccc}x{}_0(1)& x{}_0(2)& \cdots & x{}_0(n)& \\ x{}_1(1)& x{}_1(2)& \cdots & x{}_1(n)& \\ \cdots & \cdots & & \cdots & \\ x{}_m(1)& x{}_m(2)& \cdots & x{}_m(n)& \end{array}\right](2)$

式中:$X{}_0=\left[x{}_0(1),x{}_0(2),\cdots ,x{}_0(n)\right]$为参考数列,一般由各评价指标的最优值组成。

计算各方案指标与最优方案的灰色关联系数,得到灰色评价矩阵R:

$R=\left[\begin{array}{ccccc}L{}_1(1)& L{}_1(2)& \cdots & L{}_1(n)& \\ L{}_2(1)& L{}_2(2)& \cdots & L{}_2(n)& \\ \cdots & \cdots & & \cdots & \\ L{}_m(1)& L{}_m(2)& \cdots & L{}_m(n)& \end{array}\right](3)$

$L{}_k(i)=\frac{\underset{i}{{\displaystyle \min }}\underset{k}{{\displaystyle \min }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|+\rho \underset{i}{{\displaystyle \max }}\underset{k}{{\displaystyle \max }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|}{\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|+\rho \underset{i}{{\displaystyle \max }}\underset{k}{{\displaystyle \max }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|}(4)$

式中:ρ∈[0,1]为分辨系数,一般取0.5;$\underset{i}{{\displaystyle \min }}\underset{k}{{\displaystyle \min }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|$表示两级最小极差;$\underset{i}{{\displaystyle \max }}\underset{k}{{\displaystyle \max }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|$表示两级最大极差。

1.3 加速遗传层次分析法(AGA-AHP)

采用AGA-AHP,将AHP中的判断矩阵一致性问题归结为一非线性优化问题,在检验判断矩阵的一致性的同时计算排序权值[9]。AGA-AHP的具体步骤如下。

1) 构造判断矩阵。对中压配电网接线模式评价指标体系层次结构中B、C层的各要素,分别以上一层次(A层)的要素为准则进行两两比较,通常采用1～9级及其倒数的判断尺度[10]来描述同一层次要素间的相对重要性。得到B层的判断矩阵为A=(aij)nb×nb(aij是以A为准则,要素Bi对要素Bj的相对重要性);得到C层对应B层各要素Bk的判断矩阵Bk=(b${}_{ij}^k$)nc×nc(b${}_{ij}^k$是以Bk为准则,要素Ci对要素Cj的相对重要性)。

2) 层次单排序及其一致性检验。现以判断矩阵A=(aij)nb×nb为例进行分析,其余判断矩阵计算方法相同。设B层各要素的单排序权值为ωk,若判断矩阵具有完全的一致性,则有

${\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}(}a{}_{ik}\omega {}_k)={\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}(}w{}_i/w{}_k)\omega {}_k=n{}_{\text{b}}\omega {}_i(i=1‚\cdots ‚n{}_{\text{b}})(5)$

${\displaystyle \sum _{i=1}^{n{}_{\text{b}}}\left|{\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}(}a{}_{ik}\omega {}_k)-n{}_{\text{b}}\omega {}_i\right|}=0(6)$

上两式中:k=1,…nb;${\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}\omega }{}_k=1$;aik=ωi/ωk。

实际应用中AHP只要求判断矩阵A具有满意的一致性即可,而式(6)左端的值越小,则判断矩阵A的一致性程度就越高,当式(6)成立时则判断矩阵A具有完全的一致性。因此问题转化为如下优化问题:

$\min C{\rm I}F(n)=\frac{{\displaystyle \sum _{i=1}^{n{}_{\text{b}}}\left|{\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}(}a{}_{ik}\omega {}_k)-n{}_{\text{b}}\omega {}_i\right|}}{n{}_{\text{b}}}(7)$

s.t.${\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}\omega }{}_k=1(\omega {}_k>0)(8)$

上两式中:CIF(n)为一致性指标函数;排序权重ωk为待优化变量。

式(7)是一个非线性优化问题,因此采用加速遗传算法(AGA)来求解该问题。通常认为,当一致性指标函数CIF(n)的值小于0.1时[9],判断矩阵A具有满意的一致性,据此计算出的B层各要素单排序权重ωk是可以接受的。

3) 层次总排序及其一致性检验。由最高层A层开始到最低层C层逐层进行,得到C层各要素的总排序权重ωAci和总排序一致性指标函数CIFA(nc)分别为

$\omega {}_{\text{c}i}^{\text{A}}={\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}\omega }{}_k\omega {}_{\text{c}i}^k(i=1,\cdots ‚n{}_{\text{c}})(9)$

$C{\rm I}F{}^{\text{A}}(n{}_{\text{c}})={\displaystyle \sum _{k=1}^{n{}_{\text{b}}}\omega }{}_{k}C{\rm I}F{}^k(n{}_{\text{c}})(10)$

当CIFA(nc)值小于0.1时,则认为C层总排序结果具有满意的一致性,据此计算出的C层各要素总排序权重ωAci是可以接受的。

1.4 加法-乘法加权综合方法

加法-乘法加权综合方法先对同一准则层要素Bi下的C层指标作乘法加权综合处理,再将不同准则层的积作加法加权[11]综合处理。采用该方法可以保证在各类指标值都基本满意的前提下,突出个别指标值优异的方案。加法-乘法加权综合方法的表达式为

$z{}_k={\displaystyle \sum _{p=1}^{n{}_{\text{b}}}\omega }{}_{\text{p}}\underset{i=1}{\overset{n{}_{\text{c}}}{{\displaystyle \text{Π}}}}L{}_k(i){}^{\omega {}_{\text{c}i}^{\text{A}}}(11)$

式中:zk为各待选方案的综合评价值;ωp为B层各要素权重;ωAci为C层各要素总排序权重。

根据综合评价值zk的大小可以对各方案进行排序,综合评价值最高的即为最优方案。

基于加速遗传层次分析法的综合评价系统流程如图2所示。

2 算例分析

以某地区10kV配电网为例,该区域负荷密度为20MW/km2,110kV变电站容量为3×63MV·A。中压配电网现有架空分段单联络、架空分段两联络、电缆单环网和电缆分段两联络这4种接线模式可供选择,以上不同接线模式的具体指标参数如表1所示。采用前述算法选择最适合该区域的接线模式。

2.1 灰色评价矩阵计算

下面利用GRA构建该地区的初始评价指标矩阵,计算各方案指标与最优方案的灰色关联系数和灰色评价矩阵。

根据表1构建该地区的初始评价指标矩阵D:

$D=[\begin{array}{cccccccccc}99.9748\%& 0.86\%& 0.69& 9.56& 6.06& 0.48& 15.62& 3& 4.0& 50\%\\ 99.9736\%& 1.33\%& 0.73& 5.97& 5.25& 0.30& 11.23& 3& 3.5& 67\%\\ 99.9963\%& 0.67\%& 0.63& 11.53& 5.55& 0.58& 17.08& 4& 4.0& 50\%\\ 99.9960\%& 1.06\%& 0.64& 10.53& 5.10& 0.53& 15.78& 4& 3.5& 67\%\end{array}$

采用均值法对初始评价指标矩阵D进行无量纲化处理得到:

$X=\left[\begin{array}{cccccccccc}1.1018& 0.7283& 0.9545& 0.6854& 0.9651& 1.1837& 0.7914& 1.1111& 1.0526& 1.1167\\ 0.8558& 0.9348& 1.0455& 1.0976& 1.1140& 0.9796& 1.1008& 0.8333& 1.0526& 0.8333\\ 0.8421& 1.4457& 1.1061& 0.6854& 0.9651& 0.6122& 0.7914& 0.8333& 0.9211& 1.1167\\ 1.1018& 0.7283& 0.9545& 1.3238& 1.0202& 1.1837& 1.2037& 1.1111& 1.0526& 0.8333\\ 1.0984& 1.1522& 0.9697& 1.2090& 0.9375& 1.0816& 1.1121& 1.1111& 0.9211& 1.1167\end{array}\right]$

计算各方案指标与最优方案的灰色关联系数:

$\underset{i}{{\displaystyle \min }}\underset{k}{{\displaystyle \min }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|$=0,$\underset{i}{{\displaystyle \max }}\underset{k}{{\displaystyle \max }}\left|x{}_0(i)-x{}_k(i)\right|$=0.7174

得到灰色评价矩阵R:

$R=\left[\begin{array}{cccccccccc}0.5932& 0.6374& 0.7977& 0.4653& 0.7067& 0.6373& 0.5369& 0.5636& 1.0000& 0.5587\\ 0.5801& 0.3333& 0.7030& 1.0000& 1.0000& 0.3856& 1.0000& 0.5636& 0.7317& 1.0000\\ 1.0000& 1.0000& 1.0000& 0.3598& 0.8668& 1.0000& 0.4653& 1.0000& 1.0000& 0.5587\\ 0.9906& 0.4584& 0.9594& 0.4066& 0.9286& 0.7785& 0.5280& 1.0000& 0.7317& 1.0000\end{array}\right]$

2.2 权重计算

下面利用AGA-AHP,计算该地区的判断矩阵和排序权重。

针对该地区实际情况和未来发展趋势,对该地区各项指标的重要性进行两两比较,得到各判断矩阵分别为

$\begin{array}{l}A{}_1=\left[\begin{array}{ccc}1& 1/2& 2\\ 2& 1& 3\\ 1/2& 1/3& 1\end{array}\right]‚B{}_1=\left[\begin{array}{ccc}1& 3& 5\\ 1/3& 1& 2\\ 1/5& 1/2& 1\end{array}\right]‚\\ B{}_2=\left[\begin{array}{cccc}1& 1& 3& 1/2\\ 1& 1& 2& 1/3\\ 1/3& 1/2& 1& 1/2\\ 2& 3& 2& 1\end{array}\right]‚\\ B{}_3=\left[\begin{array}{ccc}1& 2& 1/3\\ 1/2& 1& 1/5\\ 3& 5& 1\end{array}\right]\end{array}$

采用AGA-AHP计算这4个判断矩阵的排序权重,结果如表2所示。

根据表2的计算结果,得到C层各要素的总排序权重wAci分别为0.193、0.068、0.036、0.134、0.111、0.057、0.239、0.037、0.020、0.106,总排序一致性指标函数CIFA(nc)值为0.0151,层次单排序和总排序的一致性指标函数值均小于0.1,具有满意的一致性。

2.3 综合评价

利用加法-乘法加权综合方法得到4个待选接线模式的综合评价值Z为

${\rm Z}=\left[\begin{array}{cccc}0.8102& 0.9330& 0.8370& 0.8589\end{array}\right]$

经过综合评价得到4个待选接线模式的优劣排序为:架空分段两联络、电缆分段两联络、电缆单环网、架空分段单联络,即采用架空分段两联络接线模式为该区域的最优选择。架空分段两联络接线模式的技术性、经济性和适应性方面的各项指标值都较高,且经济性指标明显优于其余待选方案,而该地区对经济性指标的要求较高,因而该接线模式综合得分最高。

3结语

1)本文基于灰色关联度分析法、加速遗传层次分析法和加法-乘法加权综合方法的中压配电网接线模式综合评价方法,应用于中压配电网接线模式这样的复杂系统,构建了用于中压配电网接线模式选型的综合评估体系,有机整合了经济性、技术性和适应性等定量和定性指标,并采用加法-乘法加权综合方法对各项指标值及其权重进行综合分析,能够更合理地从整体角度评价待选方案。

接线模式 篇4

随着国家电网公司全面建设以特高压电网为骨干网架,各级电网协调发展,具有信息化、自动化、互动化特征的统一坚强智能电网工作的深入开展,配电网作为智能电网的重要环节之一,其智能化水平直接关系到国家电网公司建设统一坚强智能电网目标的实现,而配电自动化是提高供电可靠性和供电质量、扩大供电能力、实现配电网高效经济运行的重要手段,也是实现智能电网的重要基础之一。

湖州电力局积极贯彻落实国网及浙江省电力公司关于“研究适合浙江省高可靠配电网接线方式”的工作部署,于2011年11月18日率先完成了浙江省首个三双接线试点工程--白鱼潭三双接线工程,并在2012年度完成了仁皇山区块三双接线改造,2013年完成湖东地区三双接线改造工程,并结合新建110k V滨河变梳理城区网架结构,在湖州主城区推广建设双环网结构,为以后湖州城区网架全面建成三双接线奠定基础。为充分发挥“三双”接线在提高供电可靠性上的作用,有必要开展对“三双”接线与目前配电自动化的比较研究,优化配电自动化方案。

1 “三双”接线模式和湖州电网现状

2011年6月新出的《浙江省配电网规划设计导则》分别针对A、B、C三种不同级别的供区划分介绍了7种典型的配网接线模式[1],具体见表1所示。

在湖州城市区域,共有105条10k V线路,其中线路总长643.6km,电缆长570km,电缆化率已达88.56%。目前湖州城市电网的联络比率为100%,不同站联络比率超过了90%,城区的10k V线路接线模式以多分段多联络为主,双环式和单环式为辅,其接线模式如图1、2、3所示。湖州市90%以上的电缆联络为不同变电站间的环网,且多沿着道路延伸,具有良好的规范性、统一性,为未来向电缆“双环”网过渡打下了良好的基础,可见整个湖州的电缆网具有良好的扩展性。

目前只有一些重要用户是具备“双电源、双线路”的条件,而且要实现三双接线,需要对现有线路进行改造,以实现“双电源、双线路”的基本条件。此外就是要实现公用配变双接入。由于架空线路的杆上变压器安装地点较为分散,实现“双接入”难度较大,投资费用相对较高,且城区主要发展方向为电缆线路,故湖州“双接入”目前只试点推广配电网开闭所和配电站的“双接入”模式。

2 三双接线在湖州地区应用实例

2.1 线路改造

2.1.1 白鱼潭“三双”试点

白鱼潭“三双”试点采用的是典型双环网“三双”接线模式。在对白鱼潭区块进行线路改造前,它的整体10k V配电一次网架复杂,电缆线路多,联络较多,联络冗余,而且白鱼潭C区和D区开闭所都是由鱼潭602线单独供电,不具备“双电源、双线路”的条件。

为更好地开展白鱼潭三双接线试点工作,湖州市电力局对该区块配电一次网架进行了优化改造,改造后白鱼潭区块网架是典型的双环网“三双”接线方式,由紫云变不同母线10k V出线鱼潭602线、大东619线和新华变不同母线10k V出线高富513线、学士508线供该区域供电(见图4),网架结构清晰,运行方式灵活,便于检修和运行维护,并且满足N-1准则,可使该区块供电可靠性得到很大提高。

2.1.2 仁皇山“三双”试点

仁皇山“三双”试点采用的是扩展型“三双”接线模式。扩展型“三双”接线是采用“一分二”的双环结构的“三双”接线,即变电站的每条10k V出线经站外分路开关分为两支路,每一支路可与来自不同母线段的另一条支路同路径敷设,构成电缆双环网结构。4回10k V出线组成两个电缆双环网,通过线路首端交叉,使每一个双环网都具有来自4个不同方向的电源,是目前国内最先进、可靠的配电网接线,可大幅度提高供电可靠性。

线路改造后,凤凰变里I段的金色A13、II段的凤天A02和龙溪变I段的仁皇557、II段的行政564在到达第一个开闭所之前都先经过一个分路开关,使之前的四条线路都一分为二,可以供不同开闭所的两段不同母线,形成典型的扩展型“三双”接线,具体见图5。一分为二分路开关的应用是扩展型双环式接线与双环式接线最大的区别,由于该开关的使用,使得仁皇山“三双”工程节省了4条线路,从而为龙溪变和凤凰变节余出4个母线间隔。

扩展型双环式接线是双环式接线的深化应用,其最大的优点便是节省变电站的出线间隔,理论上比单纯的双环式接线节省一半间隔,而且节省电缆投资。

2.2 “双接入”模式

目前的双电源用户,都是由两个负荷开关控制两路电源,在一般情况下由一路主供,还有一路备供,如主供线路发生故障,则需要抢修人员人工进行切换,这样就会使供电可靠性受到一定影响。在当前对高可靠性和优质服务严格要求的情境下,这种情况行之有效的解决方法便是公用配变双接入,实现该双接入的关键便是开发双电源自动投切柜(见图6)。

双电源自动投切柜分别由开闭所的I段II段母线电源接入。假设I段母线为“主”电源(可任意设定I段母线或II段母线为“主”电源),运行原理如图7,自动投切柜的基本原理如下[2]:1)正常时,“主”电源供电,即I段母线、II段母线都带电时,由“主”电源(I段母线)供电;2)I段母线失电,装置自动切换(分I段母线开关,合II电源开关)到II段母线供电;3)电源切换到II电源供电时,I段母线来电后,装置自动切换到“主”电源(I段母线);4)电路正常运行时,可多次自动切换,并保存自动切换动作记录。

该双电源自动投切柜还具有“闭锁”功能,当区域内故障(单相接地或相间短路故障)、投切装置停用(人工检修状态)及相序错误时,闭锁自动投切功能。此外,该装置具备遥信、遥测功能,可为配电自动化提供接口。

图7双电源公用配变接入运行原理图(参见右栏)

3 “三双”接线方案的配电自动化优化方向

由上述介绍可以了解,“三双”接线完善了用户侧双电源自动切换功能,具有可靠的自愈功能。其“三双+自动化”配电网自愈系统采用分层架构,利用“三双”接线中的双电源开关,实现就地快速切换及馈线侧的故障自动判断和处理实现自愈,提高了用户侧供电质量。但对达到配电网理想状态的目标还存在几点可优化的方面。

(1)“三双”模式中10k V双向负荷开关柜具有自动切换功能,不需要进行遥控。但无遥信和遥测功能,当双向负荷开关柜由主供电源失电切换到备供电源时,调度部门和运行部门无法得知馈线端供电电源情况,对生产调度有一定的影响。可在馈线端增加“两遥”功能,提高信息传递的及时性和有效性。

(2)在目前的“双环”网结构中,起到支点作用的开闭所仍然处于手动操作状态,且无在线监测功能。当设备和电缆出现故障时,工作人员需赶至合环设备处进行操作,且电力线路处于非正常运行方式,无法满足供电用户N-1的供电需求。同时,故障点无法快速查找、切断和隔离。通过配网自动化项目的建设可以大大缩短故障查找和隔离时间,短时间内恢复供电,从而提高供电可靠性。且只要能将配电自动化“三遥”设置在“三双”接线中“双环”的开闭所内,就能实现首末两端的自动化控制。

(3)现阶段湖州市区配网调度仍为传统模式,与现代电网的发展已不能相适应,难以满足配网规范化、专业化管理,即配网调控一体管理模式的需要。如要实现配网调控一体管理模式,配网自动化建设必须同步实施,为配调一体提供技术支撑,二者相辅相成、不可或缺。

(4)在“三双”接线建设完成后,配网自动化系统相继实施,调度、运行人员可以根据配电网实时遥测、遥信信息监控配网设备运行情况,根据负荷情况通过远控实现运行方式优化,运行管理人员可以根据实时数据及时掌控配电网的运行状况,从而提升网架改造的科学性和及时性。

(5)提高倒闸操作的准时性和快速性,减少现场工作量,减低操作风险。

(6)优化人员配置、节约人力资源。按照“湖州市本级城网变电所110k V失电及10k V母线故障处理预案”要求,考虑城区110k V变电所(10k V母线)失电造成用户停电的敏感及风险性,按照城网110k V变电所全停1hr、10k V母线故障2hr内恢复原则,为充分发生故障处理工作小组的体系作用,通过人员、车辆的有效调度及优化配置,建立高效、有序的10k V热倒操作方案,确保故障发生后第一时间迅速响应,及时恢复供电。当前安排的操作模式均通过调度安排-现场实施的方案进行,对每个切换点均需安排人员到位,浪费了大量的精力和人力,采用配电自动化将大大节约人力资源,提高工作效率。

4 “三双”接线条件下对配电自动化方案优化完善方案

目前,湖州局配电自动化建设按照以下原则进行:

(1)配电主站系统的建设。建设配电自动化主站系统,通过人机交互,实现配电网的运行状况监视和远方控制等功能;

(2)信息交互平台的建设。基于总线技术和IEC61970/61968标准,实现配电自动化主站系统与主网自动化、生产管理、电网GIS平台、营销管理、95598等系统的信息集成;

(3)一次网架建设与改造。根据相关标准,适当建设或改造一次网架,以满足配网自动化要求;

(4)通信系统建设与改造。根据相关标准,建设或改造通信系统,以满足配网自动化要求;

(5)配电终端建设与改造。根据相关标准,建设或改造配电终端,以满足配网自动化要求。

按照以上建设原则,为配合“三双”接线工程的实施,计划按照以下几方面进行方案完善。达到如下目的:以智能终端与主控站协调配合,解决配电网的多线路、多电源的故障自愈、优化调度,实现多层次的自愈控制。

4.1 一次网架建设与改造

配电自动化的建设与改造立足于一次设备,需要一次设备具备一定条件:

(1)网架结构清晰,每条线路的负荷不宜过大,每段线路间的负荷均衡,正常供电方式下能满足N-1准则。

(2)实施馈线自动化的线路应满足故障情况下负荷转移的要求,具备负荷转供路径和足够的备用容量。

(3)一次设备应满足遥测和遥信要求,需要实现遥控功能的还应具备电动操动机构。对具备受控条件的开关实现分合控制,可实现保护及重合闸远方投停(退)控制。

(4)一次设备的建设与改造应考虑预留安装配电终端所需要的位置、空间、工作电源、端子及接口等。

(5)环网开关柜改造具体要求:1)负荷开关具有电动操作机构,操作电源直流24V或48V;2)所有开关配三相CT,CT精度0.5级,满足测量要求,暂态特性满足保护要求;3)配置PT提供交流电源和电压遥测输入,PT变比10000/100(220),精度0.5级;4)开关提供以下信号:开关位置分/合信号、接地刀闸分/合信号、弹簧储能及电动操作的远方/就地信号、SF6开关应提供压力告警信号;5)预留通信光缆管道,如果没有PT还应预留通向附近公变的低压电缆管道。

(6)开关站改造具体要求:1)负荷开关具有电动操作机构,操作电源直流24V或48V;2)所有进线开关配三相CT,CT精度0.5级,满足测量要求,暂态特性满足保护要求。3)增设PT柜,提供交流遥测输入。4)增设所用变柜提供交流电源;5)开关提供以下信号:开关位置分/合信号、接地刀闸分/合信号、弹簧储能及电动操作的远方/就地信号、SF6开关应提供压力告警信号;6)预留通信光缆管道。

4.2 系统构架建设

将“三双”配网保护控制及自动化系统总共分位3个层次:主站层、子站层、间隔层。通过分层、分布、开放式网络系统实现系统各层次的连接。

基于分布式的设计思想,充分考虑间隔层间的通讯就地解决的特点,功能尽量下放,具体包括:

第一层:主站层。配电网的运行管理。

第二层:子站层。配网子站装置,实现配网通信管理,管理就地化保护、备自投、前置单元通信,收集间隔层信息经重组后转发配网主站,并接收转发配网主站的控制命令。国网公司有通讯汇集型子站的使用,但实际若使用通用配网常规104规约,该层亦可简化裁剪。

第三层:间隔层。就地化的分支线保护、配变备自投、配网前置DTU单元,实现保护、测控、分布式FA及备自投功能。

系统总体逻辑结构如图8所示.

4.2保护控制系统方案

当配电网发生故障时,为保证配网供电在“N-1”条件下的全范围不停电,迅速确定故障区域并恢复供电,配置了变电站馈线保护、分支线保护、配变备自投、环网前置单元DTU。

变电站馈线保护,范围为变电站出口处到分支线之间,或为整条线的后备保护。

分支线保护,范围为分支线下方的故障。

配变备自投,实现配变失电时的电源备用切换。

上述三类装置的配合,即可简单、快捷地完成“三双”接线中故障的切除与电源的切换功能。

环网前置单元DTU,故障判断范围为,该前置单元及其相邻的前后侧DTU之间。由馈线自动化FA实现,完成对配电线路中间部位故障点的定位与隔离,提升配电馈线自动化的运行处理能力。

4.3 配电自动化主站建设

配电自动化主站主设备,由前置采集服务器、历史数据服务器、SCADA服务器、电网分析应用服务器、信息交互服务器、Web服务器,以及调度员工作站、维护工作站、报表工作站、物理隔离装置、防火墙、局域网设备、对时装置及相关外设等构成。同时在配电运行部门建设配电监控中心,以及相关部门内布置终端节点。

硬件采用标准化的通用设备,具有良好的开放性和可替代性,符合安全性、可靠性原则。服务器、交换机等关键节点采用冗余配置,任一节点故障不应引起主要功能的丧失或导致系统响应低于系统性能指标。

智能终端配置原则:1)智能终端应采用模块化设计,具备扩展性;2)智能终端基本功能要求:运行信息采集、事件记录、远方对时、远程维护和自诊断、自恢复、通信等功能;3)智能终端IP防护要求满足户外运行条件;4)智能终端具备以太网口接入通信设备。

配电自动化主站系统建设将从全局角度,通过快速仿真等计算分析手段得到故障条件下的配电网优化运行方案,从而能够自动或快速恢复故障区域供电,并通过潮流调整等方式有效提高馈线的负荷率,实现配电网优化运行。

4.4 建设时序

按照当前湖州市区电网建设结构和设备使用条件。在已形成“三双”网络结构的区域进行配电自动化建设。设想分三步进行。

(1)按照少投入、优效果的原则,先对已有10k V双向负荷开关柜和网络中的开闭所网络进出线处加入遥信、遥测功能,初步建立实时通信网。

(2)在变电所联络的开关站优先实施遥控功能的改造,满足高压变电所在失电的情况下能够迅速转移负荷。

(3)在网络开闭所所有分段点加入实现遥控功能。实现故障状态的电网重构,满足N-1(单点故障,甚至是多点故障)下的高可靠性供电。

5 结论

通过以上介绍和分析,在基于分层分区、就地与集中控制相结合的“三双”接线条件下的配电自动化建设方案。可以实现以下功能:

(1)以“三双”接线单元为单位,实现配电网分层分区、就地与集中控制相结合的自愈控制架构体系,解决配电网设备状态、运行数据、故障信息、图模信息、用电信息、天气与灾害等多维信息的集成、存储和管理问题,实现了配电网“自我感知、自我诊断、自我决策和自我恢复”。

(2) 针对主电源发生故障,引起10k V母线及配电网进线失电,造成配电网大面积停电的事故,“三双”接线切换后,主控站系统结合电网的运行信息综合判断,并快速给出电网全面自愈方案。主控站还能根据预先设定的负荷分级,优先保障关键负荷的供电。

(3) 主控站具有对含分布式电源的智能配电网中压、低压一体化建模、仿真功能,以及含分布式电源的智能配电网分析和自愈控制技术,实现了分布式电源的管理和协同控制功能。

(4) “三双”接线单元具有自愈能力,但缺乏对整个配电网安全性、可靠性、经济性的监控和分析。从配电网自愈能力的角度出发,通过评估故障后系统的供电裕度和供电能力,定义故障后负荷不能完全恢复供电的线路为脆弱点,对配电网进行自适应建模和仿真,有效地发现配电网的薄弱环节,并提供优化建议。

接线模式 篇5

《浙江省配电网规划设计导则》要求配电网规划应充分考虑用户接入需要, 对于重要用户、城区公变推广使用“三双”接线的供电模式, 即“双线路、双电源、双接入”的供电模式。“双线路”指连接“双电源”的两条相互独立的中压架空或电缆线路, “双电源”指两个供电电源分别从不同的变电所引出, “双接入”指供电配变通过两个能实现自动切换的开关接入“双线路”。

“三双”接线的供电模式下, 两个供电电源由不同的变电所提供, 供电架空线路或电缆线路相互独立, 故障发生时, 彼此基本没有影响, 实现了用户供电电源的相互备用, 极大地提高了用户的供电可靠性, 强化了用电安全保障, 适合在中压配电网中推广应用。

1 设备介绍

1.1 双电源进线柜及开关

本系统采用施耐德公司型号为NSM-C的双电源进线柜, 如图一所示, 开关型号为SM6, 柜内装有2个SF6负荷开关, 如图二所示。

NSM-C型双电源进线柜柜间具有机械联锁和电气联锁闭锁功能, 有效确保两个进线电源开关同一时间内只能有一个处于合闸位置, 另一个必须处于分闸位置, 防止两电源造成合环。接地闸刀必须合闸后才能解除后柜门的闭锁, 打开后柜门, 防止检修人员误入带电间隔。

1.2 备自投装置

实现自动投切功能的备自投装置型号为RCV420, 备自投控制逻辑如图三所示。自动转换控制系统能对中压二次配电网络中的主备电源进行自动管理, 控制系统与VD3H电压监测装置协同工作。主供电电源失电后, 经过延迟时间T1, 自动转换控制系统将自动切换至备用电源供电。主电源恢复后, 经过延迟时间T2, 备用电源自动切换回主电源。

2“三双”接线模式

2.1.“三双”接线接入方式

“三双”接线接入方式主要分为以下三种:双电源独立方式接入、多用户共用备用电源方式接入、手拉手互备方式接入。

双电源独立方式接入如图四所示。由两路独立供电电源接入, 安全可靠性高, 但需要占用供电电源两个不同变电所的线路间隔, 在用户供电负荷一定的前提下, 每个线路间隔的有效利用率只有一半, 供用电设施利用率下降, 降低了供电效益。尤其在高危及重要用户较多的区域, 因为受变电所布局及占地面积的影响, 电网终端变电所常常难以满足供电用户的双电源需求。

多用户共用备用电源方式接入如图五所示。其中各个供电用户正常运行方式下的主供电源由独立线路供电, 备用电源和其他用户T接共用一条专用供电线路供电。多个用户通过共用一条专用供电线路作为其备用电源, 减少了为用户提供备用电源的专用线路, 也减少了变电所出线间隔的占用, 有效地节约了设备投资, 减少了运行维护工作量。但是, 专用的备用供电线路又会因为T接用户多, 线路本身故障的几率也会相应的提高, 导致备用线路的供电安全可靠性降低。该供电接入方式对于重要用户特别是高危用户供电安全可靠性可能难以满足其要求, 存在一定的安全隐患。

手拉手互备方式接入如图六所示。该接入方式与双电源独立接入方式接近。由于从不同变电所引出的两个不同电源通常距离较远, 而不同供电用户可能距离较近。如图六中用户1与用户2距离较近, 通过手拉手互备方式接入供电, 可以节省较大的线路投资, 减少变电所出线间隔占用。为了节约供电间隔, 减少供用电成本, 延展供电能力, 很多高危及重要用户采用手拉手互备方式接入供电。

2.2“三双”接线接入模式

“三双”接线接入模式主要有以下三种:架空支线的“双线路”接线模式、杆上变压器的“双接入”接线模式、配电站的“双接入”接线模式。

架空支线的“双线路”接线模式两个电源分别从不同架空线路的分支线上引出, 根据不同的地形、环境, “双线路”可同杆双回架设, 也可单独并行架设。线路架设方式可以根据典型设计要求进行设计, 最终形成架空支线的“双线路”接线模式。此接线模式一般支线终端不能形成互相联络, 主要适用于负荷较为集中的农村集居区域, 或需要多台用户配变进

杆上变压器的“双接入”接线模式如图七所示。将2个不同电源线路分别接入到双电源负荷开关, 再从双电源负荷开关用电缆线路接到杆上变压器, 从而实现杆上变压器的“双接入”。双电源负荷开关其实相当于一台柱上的环网开关, 此接线模式也适用于负荷较为集中的农村集居区域, 但其也可向其他具备“双线路”的公用配变进行延伸使用。

配电站的“双接入”接线模式如图八所示。从开关站 (环网柜) 或“双线路”模式架空线路的两个不同电源分别引入到配电站中的双电源切换负荷开关环网柜, 主要适用于负荷较重的城镇住宅或集居小区。

对架空支线和杆上变压器、配电站的“双接入”接线模式的实际应用情况和效果进行分析, 三种模式均能满足配电网规划设计中“双接入”的要求, 提高了用户供电的可靠性。从电网建设造价经济性的角度来分析, 杆上变压器由于安装地点一般比较分散, 实现“双接入”难度较大, 且投资造价费用相对较高, 因此架空支线和杆上变压器“双接入”模式比较适用于中心镇集约农网或集居小区。配电站的“双接入”接线模式投资造价费用比较合理, 在电网建设或改造过程中具有较强的可操作性, 在负荷较重的城镇住宅或集居小区值得推广。

3 应用实例

图九为典型的“三双接入”中配电站的“双接入”接线模式应用实例。电源分别由两个不同变电所 (永康变、丽州变) 引出, 两路不同的独立线路 (三马线、东库线) 供电, 在重要用户的配电站实现电源的双接入, 供电可靠性很高。

4 结束语

本文对“三双”接线供电模式的中压配电网智能化接入系统进行研究, 对选用的设备、控制装置、三双”接线模式进行了详细介绍。“三双”接线供电模式在永康中压配电网中的应用取得了很好的效果, 新建或改造项目可操作性较强, 具有很高的推广应用价值。

摘要：本文对“三双”接线供电模式的中压配电网智能化接入系统进行研究, 对选用的设备、控制装置、“三双”接线供电模式进行了详细地介绍。该供电模式在永康中压配电网中的应用取得了很好的效果, 值得推广。

关键词：“三双”接线,配电网,智能化接入

参考文献

[1]王建中, 吴健生.基于“三双”接线模式的中压配电网智能化接入系统研究[J].浙江电力, 2012, (09) :59-62.

[2]李振华, 王可.双电源供电方式技术经济比较[J].科技情报开发与经济, 2012, 22 (20) :140-142.

接线模式 篇6

城市电网是城市范围内为城市供电的各级电压电网的总称, 简称城网。城网既是电力系统的主要负荷中心, 又是城市现代化建设的一项重要基础设施。城网由220 kV的送电网, 110、63、35 kV的高压配电网, 10 k V及以下的中压和低压配电网三层电网组成。本文主要讨论110 kV高压配电网的接线方式。目前国内大中型城市的城网普遍采用三T接线与双链接线两种接线方式 (见图1) 。这两种方式各有长短, 本文结合110 kV城网的特点对其进行比较分析。

二、接线技术比较

(一) 三T接线

1.110 k V变电站高压侧可采用单元接线, 在同等变电站容量下占地面积较小。

2.110 k V变电站110 kV侧无母线, 采用了单元接线, 开关设备较少。

3.变压器高压侧之间无影响。

4.110 k V三回进线, 较双回链式少一回。

5.110 k V变电站造价低。

6.110 k V变电站维护费小、操作简单、安全性好。

7.220 kV变电站之间需3条大截面导线线路。

8.三T支线需一定长度, 但截面较小。

9.受城市地形影响大, 两侧有山, 条状城市使用较佳。

10.只能满足N-1要求。

11.三回架空线路多为同塔架设, 一回线路停电检修, 影响三T同塔另外两条线路运行。

12.不便装设4台变压器。

13.T接头在以下几种方式时情况各不相同:

(1) 架空线路与支线集中T接时, 三个T接头占地面积大, 尤其是双回路同塔异侧T接难度很大, 需要分散T接;

(2) 架空线路与电缆支线T接时较为容易;

(3) 电缆干线与电缆支线集中T接时, 如T接头在变电站外城市道路边上, 在T接处需要建电缆T接房, 操作较困难;如T接头在变电站内 (电缆环入、环出) , 则建电缆T接房较容易。

(二) 双链接线

1.线路可满足N-2要求。

2.线路故障影响较小。

3.变电站可装设4台变压器, 1台变压器出现故障, 其他3台变压器分担负荷较少。

4.变压器中性点接地灵活性较高。

5.变电站投资较大。

6.接线较复杂。

7.母线有一定的穿越功率。

8.变电站单母分段接线, 接2台变压器的母线故障, 配网不能转移负荷, 可能要对用户停电。

由此可见, 三T接线最大的优点是:110 kV变电站接线简单、设备投资省、设备维护工作量小、操作简单;双链接线最大的优点是可靠性高、线路可满足“N-2”要求、运行灵活。

三、经济比较

三T与双链接线的经济比较, 除应计算出单项经济指标外, 还要将这两种接线方式的每种接线的线路、电缆、电缆头及变电站的分项投资加起来, 作为这种接线方式的总投资, 然后再除以这种接线所供电的变电站座数, 才能合理地进行经济比较, 为此将总造价归算到每个变电站的造价进行比较。为便于比较, 采用如下统一标准:

(1) 负荷密度:20 MW/km2。

(2) 变电站变压器容量:3×50 MVA。

(3) 变电站变压器负荷率:0.87。

(4) 3×50 MVA变电站供电半径:1.04 km。

(5) 三T接线的变电站接线方式:单元接线。

(6) 双链接线的变电站接线方式:单母分段接线。

(7) 变电站设备:合资厂户内GIS、10 kV设备。

(8) 架空线路架设方式:同塔3 (4) 回。

经济比较的结果:采用单元式变电站接线的变电站造价为5778万元, 单母分段变电站接线的变电站造价为7158万元。前者比后者少投资1380万元。

在线路方面, 按照3×50MVA主变容量计算, 归算到每座变电站。总体上架空线三T比架空线双链接线经济, 每座变电站节约投资约780万元;电缆三T相对比电缆双链接线投资增加, 每座变电站增加投资约2 400万元。

总的来说, 三T接线比双链接线经济, 但如果线路使用的是电缆则相反。因此, 对于电缆线路应尽量避免采用三T接线。

四、三T与双链接线导线选择

三T接线导线选择见表1, 双链接线导线选择见表2。

五、结语

三T接线和双链接线是各地电网的首选。三T接线最主要的优点是:110 kV变电站接线简单, 设备投资省, 设备维护工作量小, 操作简单;缺点是220 kV变电站之间需3条大截面导线线路, 只能满足N-1要求, 并且需建设独立的电缆T接房。双链接线最主要的优点是可靠性高, 线路可满足“N-2”要求, 运行灵活;缺点是变电站投资较大, 变电站接线较三T复杂。

经过三T与双链接线技术和经济比较, 各有其优缺点, 使用的地点、条件不同, 显示的优点不同。所以, 在深圳电网中应协调共进发展三T与双链接线。选择网架接线方式时, 一定要尊重电网发展的全过程, 并兼顾各电压等级的协调配合, 相互支持、相互配合, 使其具有可操作性。由于深圳没有运行三T接线的运行经验, 与调度协调还是空白, 调度管理体制应向管理三T方向发展, 运行单位应提前适应三T接线形式的出现。

摘要：目前国内大中型城市的城网普遍采用三T接线与双链接线两种接线方式。文章分析两种方式的优缺点, 并结合深圳110 kV电网的实际情况探讨实施三T接线的具体问题。

零序电流互感器安装接线 篇7

为保证单相接地保护动作正确,《火力发电厂厂用电设计技术规定》对零序电流互感器的安装接线方式作了明确描述,但在实际执行中仍出现非标准的安装接线方式。

1 厂用6kV系统

小型发电厂厂用6kV系统多为不接地系统,在工程中,均能按《电力工程电缆设计规范》(GB 50217—2007)规定将其交流系统中三芯电缆的金属层在电缆线路两终端和接头等部位接地。但在配合零序电流互感器安装时,常误解了《火力发电厂厂用电设计技术规定》中关于“其金属外护层接地线应穿过零序电流互感器后接地”的条文,典型的错误接线如图1、图2所示。该规定的目的是使金属外护层中的接地电流不通过零序电流互感器。

图1中,零序电流互感器套装在电缆分开后的三相线芯上,电缆头的金属外护层接地线按规定穿过零序电流互感器,其作用适得其反。

图2中,电缆屏蔽接地线未在零序电流互感器内正确回穿,电缆另一端的屏蔽接地线在异地接地。一旦两地间有接地电流IE,就会出现电位差△U,电缆屏蔽接地线内也会有IE。由于电缆屏蔽接地线未在零序电流互感器内正确回穿,因此电流IE经零序电流互感器LLH传变至二次侧形成电流3I0=IE/n(n为变比),使得零序电流继电器LLJ误动。

电缆终端头穿过零序电流互感器后,电缆的金属屏蔽线与零序电流互感器的相对位置具有不确定性,典型接线有两种:零序电流互感器安装在电缆头上方,电缆金属外护层未穿过零序电流互感器铁芯窗口直接接地,如图3所示;零序电流互感器安装在电缆头下方,电缆金属外护层穿过零序电流互感器铁芯窗口后,电缆的屏蔽接地线在零序电流互感器内回穿后接地,如图4所示。

在这两种接线方式下,即使存在地电位差电流IE,但经零序电流互感器后的综合地电流为IE+(—IE)=0,流过零序电流互感器的电流3I0=0,故LLJ不会误动;只有在零序电流互感器和负载间单相接地时继电器LLJ才会动作。这两种接线方式是可行的,但在实际安装时,由于受安装环境、设备以及人员素质等因素的影响,常出现错误安装零序电流互感器的现象,以致单相接地保护误动或拒动。

零序电流互感器应装在开关柜底板上,并由可靠支架固定。为避免维护中误解,建议统一安装接线图(如图4所示)。固定电缆头时,固定处的电缆头和零序电流互感器应可靠绝缘,使电缆的金属外护层不至经固定点与大地相连。否则,如图5所示,假设本回路附近发生380V电缆单相接地故障(380V系统为直接接地系统),那么产生的很大的单相接地短路电流经分流后产生地电流IE,流经未短路的接地线。地电流IE=IE1+IE2,其中,IE1为接地线未回穿前的分流接地电流;IF2为接地线回穿后的接地线接地电流;经零序电流互感器的综合地电流为IE3=IE-IE2。当IE1大于继电器LLJ一次整定动作电流时,LLJ继电器会误动。综上分析知,回穿接地线时必须先绝缘再回穿接地。

2 厂用380V系统

厂用380V系统多为直接接地系统,通常采用TN-C系统,相比6kV不接地系统多了1个中性线相,其电缆外护层接地同6kV系统。在实际接线中,其零序电流互感器的典型安装形式有两种:中性线穿过零序电流互感器后接地,如图6所示;中性线未穿过零序电流互感器直接接地,如图7所示。

图6的接线形式有造成单相接地保护拒动或误动的可能:(1)若下一级配电发生单相短路,则该短路的性质是相线与中性线短路,此时短路电流通过中性线流回电源,根据基尔霍夫电流定律,零序电流互感器铁芯中不会产生磁通,二次侧绕组无信号输出,单相接地保护装置拒动。(2)TN-C系统中,中性线(N线)兼作保护线(PE线),一旦两地间有接地电流IE就出现电位差ΔU,PEN线就会有电流IE2,该电流经零序电流互感器LLH传变至二次侧,电流3I0=IE2/n(n为变比),使零序电流继电器LLJ误动,所以TN-C系统中的PEN线是不能穿过零序电流互感器的。图7这种接线方式理论上是可行的,但不建议采用。建议:380V低压零序电流互感器的安装位置同6kV高压系统;零序电流互感器套在原电缆金属外护层上;PEN线及电缆金属屏蔽层接地线再回穿零序电流互感器,如图8所示。这样高低压安装接线实现统一,方便运行维护管理。

参考文献

[1]中国航空工业规划设计研究院.工业与民用配电设计手册[M].第3版.北京:中国电力出版社,2005

[2]DL/T 5153—2002火力发电厂厂用电设计技术规定[S]