张 亮, 章坚民, 金乃正, 杨才明, 孙维真, 罗 刚

(1. 国网绍兴供电公司, 浙江省绍兴市 312000; 2. 杭州电子科技大学自动化学院, 浙江省杭州市 310018;3. 国网浙江省电力调度控制中心, 浙江省杭州市 310006)

0 引言

110 kV及以下配电网通过计划合环方式来实现因设备检修、网络重构等引起的负荷不停电转供[1-10],为此需要对合环条件进行判断[1-7],对合环实际进行试验[3], 开发相应的分析计算及告警系统[1-2,5,7]。环流计算，尤其是环流的热效应计算是环流操作决策的一个重要内容，只考虑合、解环时刻的最大功率限制而不考虑环流持续时间会带来热效应风险[8-10]。传统的合解环操作采用人工作业或遥控自动化作业,前者需要30 min及以上的操作时间,后者需要5 min及以上的操作时间;由于操作时间长,造成环流存在时间长,引起一系列后果:①电网设备寿命下降,甚至烧毁;②造成继电保护动作;若要保护配置协同,不仅需要重新定值计算,而且修改及恢复配置十分麻烦费时;③合环时,一旦上级电网出现故障,电网将可能出现严重风险。

由于历史原因,电网中35 kV及以上变电站中存在着相当数量接线不同的主变,其35 kV或10 kV出线的合环点两侧存在30°相角差[6,10]。按目前调度规程,30°相角差场景严禁带电合环,必须采用“先断后合”的停电方式实现转供,因而将造成重要用户停电。而对接线不同的主变进行全面更换,则需要大量投资,旧站改造会产生长时间的停电。

以绍兴电网为例,目前存在接线不同的220 kV主变20台,35 kV主变50台,涉及30°相角差的35 kV线路20组,10 kV线路50组,因此采取基于快速合解环自动化系统,在不计改造可能的停电损失外,仍具有巨大的直接经济效益。

1)延缓甚至完全避免主变更换投资。更换一台220 kV主变大概需要900万元, 更换一台35 kV主变大概需要70万元,不采用更换则可节省投资2.15亿万元。

2)避免因停电转供所造成的用户,尤其是大用户的停电损失,也为供电部门挽回电费损失。手工断电切换供电方式下, 一般需要停电0.5 h, 35 kV负荷的停电损失按10 (MW·h)/a计, 10 kV负荷的停电损失按5(MW·h)/a计,则停电电量约为2 250 MW·h。按浙江省工业产值50元/(kW·h)计算,可挽回工业产值1.225亿元,电网公司电费收入225万元。

针对现实存在的相当数量的配电网30°相角差线路不停电转供难题,文献[10]提出快速合解环以最大限度地缩短环流持续时间、以断路器组顺序控制(以下简称顺控)应对断路器解环拒动问题的解决方案;以绍兴电网为案例,论证了避免在系统最大运行方式下进行合解环操作,同时可以不考虑电动效应,35 kV线路合环时电网主设备承受环流热效应的时间大约为数秒。因此,采用传统的基于人工或监控系统的合解环技术方案,难以实现30°角线路的合解环操作。环流电流均会大于限时速断过流的启动电流,因此不影响继电保护配置的最大环流持续时间,应该不大于线路限时电流速断保护的时限,大约为200～300 ms。本文为基于高速通信和顺控的合解环自动化解决方案提供了关键计算支撑。

文献[10]仅在理论和仿真上提出了30°相角差线路不停电转供的断路器组快速合解环方案,在实际实施中,最大的风险是一旦环流形成而解环失败,会对电网稳定运行造成严重后果,另外还面临着断路器的快速及可靠特性、控制器的检测和判断的快速能力、通信延时等具体技术条件问题。本项目已成功开发了适合于变电站和开闭所安装的不停电转供自动化装置,并取得了35 kV和10 kV线路的成功试点投运,但是还未与其他系统进行集成。对于30°相角差线路不停电转供,能否基于原先的变电站自动化及电网自动化系统实施,还是必须研制新的控制子系统,也需要进行论证。为此,本文提出以30°相角差线路实现不停电负荷转供的工程实现方法,包括为预防和化解断路器出现拒动的断路器组定义及选择方法,串联、并联、混联的顺控流程及关键时间计算方法等;提出了相应的信息系统及自动化系统的构建方法和功能设计;另外,本文将以35 kV为例,对试点情况进行了介绍和分析。

1 基于混合顺控的合解环策略

1.1 基本设计

为确保合解环断路器组操作在200～300 ms内使环流消失,需要采用无人工干预的全自动化操作来实现。根据智能变电站顺控技术导则[11-12],理论上可以实现基于调控中心的全网断路器顺控,但是由于断路器开、合均需要时间,每次断路器动作状态都要传回调度侧,然后再决定下一步的操作,一是增加了通信传输时间和通信延时,二是严重依赖于广域通信网的通信可靠性。因此,本文只考虑合解环断路器均在同一变电站或开闭所的场景,提出调控中心拟定操作工作票[12-13],下达到合解环断路器所在的变电站或开闭所,由一个站端控制装置为核心来执行所有的合解环操作,首先实现该站安全、可靠的合解环操作,一旦该站解环失败,也以该控制装置为指挥中心,直接与相关变电站相应控制装置通信,实现补救性解环。目前在枢纽变电站才有对多个断路器快速操作的稳控装置,差动保护装置可对2个断路器同时操作,但原理很不相同,因此需要提出新的面向多断路器的合解环专用控制装置,命名为合环控制操作自动装置(loop control unit,LCU)。

1.2 操作时间参数

假设LCU控制器在接收到合解环操作工作票后的准备时间为TP0,顺控的总操作步骤数为m;对于控制步骤i,其操作断路器为CBi;LCU下达第i个命令到断路器CBi所需的通信时间为TTi,其为合、分闸命令到断路器二次操作回路接通的时间间隔;第i个操作命令类型为ui,其中CBi完成合闸操作所需时间为TBCi(从合闸回路接通起到最后一相的主灭弧触头刚接触为止的一段时间);完成开断操作所需时间为TBOSi,其为分闸时间TBOi(从分闸回路接通起到灭弧触头刚分离的一段时间)和燃弧时间TBAi之和;LCU对第i个命令的效果检测及判断的时间为TCi。ui定义如下:

(1)

并有

TBOSi=TBOi+TBAi

(2)

以上时间参数需要预先进行测量获知。

1.3 合解环断路器组定义

如图1所示,设计合解环断路器组,实现安全、可靠的合解环操作。

图1 某35 kV配电网的30°相角合解环接线图Fig.1 Wiring diagram of loop closing-opening for 30° phase angel in a 35 kV distribution network

除原设定的合解环断路器外,增加母联断路器,以及合解环断路器的线路对侧断路器(对于35 kV线路而言),或合解环断路器的线路电源侧第1个线路分段断路器(对于10 kV线路而言)。合解环组1的合解环断路器组构成及串联顺控如表1所示。

断路器组除站内2个带30°相角差进线的断路器外,还有母联断路器K12,以及2个对侧变电站的线路断路器K1′和 K2′。合解环组2的合解环断路器组构成及串联顺控如表2所示。该组的2个带30°相角差进线所在母线之间没有母联断路器,因此合解环断路器组将增加2个对侧变电站的线路断路器K1′和K3′。

表1 合解环组1的断路器组构成及顺控Table 1 Composition and sequence control of loop closing-opening group 1

表2 合解环组2的断路器组构成及顺控Table 2 Composition and sequence control of loop closing-opening group 2

1.4 串联顺控及效果分析

1.4.1串联顺控方案

串联顺控,是指每步只做一个操作,下一个操作要等上一个操作完成后进行判断是否继续执行;由于负荷转供一般属于计划性任务,因此若第1步合环不成功,则将暂停该任务;否则将对预设的解环断路器解环;若解环失败,则将对合环断路器进行解环,相当于恢复系统原先状态;若合环断路器解环成功,则暂停该任务。

但如果合环断路器解环失败,对于图1的合解环组2,只有选择操作开断对侧线路断路器;而对于合解环组1,则下一步是对母联断路器进行解环,还是对线路对侧断路器解环,存在着差异。

1)对母联断路器解环:优点是该操作在本站进行,但系统将形成30°相角差的2个电源向该变电站低压侧供电的分列运行,因此该操作的前提是低压侧没有形成环路。

2)对线路对侧断路器解环:优点是该操作会实现原先预期的负荷转供目的,缺点是该操作已涉及站外设备的操作,另外可能引起本侧线路断路器与对侧断路器之间可能存在的负荷停电;对于T接线路会涉及多站的断路器操作等。

基于以上分析,对于合解环组1,优先安排母联断路器参与解环。表1、表2给出了合解环组1,2的2个进线断路器2种不同的初始状态下的串联顺控步骤;认为连续3个断路器拒分是不可能发生的事件,因此方案均只面向4个断路器,操作步骤总数为5。从表1、表2可以看到,每次操作要确保环路只有一台断路器处于打开状态。

1.4.2串联顺控时间分析

串联顺控操作的流程见图2。

图2 串联顺控操作流程Fig.2 Operation procedure of serial sequence control

对于合解环顺控,每一步操作时间包括了命令下达通信、断路器动作、动作效果检测及判断3步,其成功的标志Si为:

(3)

每步的操作总时间Ti为:

Ti=TTi+(1-ui)TBOSi+uiTBCi+TCi

(4)

总操作时间TR为:

TR=TP0+TT1+TBC1+TC1+S1(TT2+TBOS2+

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

以上公式表明：在串联顺控下,环流存在时间与第1次合环操作时间无关,而只与解环断路器的解环时间有关;与第1次下达合环操作的通信时间无关,但与后续下达解环操作的通信时间有关;与最后一次的检测判断时间无关,而与前面所有各步的检测判断时间有关。

假设所有断路器的开断时间相同为TBO,每一步的检测判断时间相同为TC,本站通信时间为TT=0,跨站通信时假设为2 ms(与通信介质及通路路径有关)。

可见,合解环一次性成功或增加1次补救解环,离200 ms的操作时限还有一定时间裕度;若线路限时电流速断保护的时限设置为300 ms,则还可以进行第2和第3次补救性解环操作;若线路限时电流速断保护的时限设置为200 ms,第2和第3次补救性解环,则已很接近或超出操作时限。

1.5 就地并联顺控及效果分析

从合解环组1,2的环流存在时间可以看出,按照串联顺控,总环流时间要小于线路限时电流速断保护的300 ms时限设置,则最多支持2次解环补救,除非断路器开断时间、检测判断时间、通信延时要有一定幅度的降低。

本文提出一种替换方法,即解环分断命令提前下达,提前量为解环断路器的分断时间加上分断命令下达的延时时间,即在合环断路器预期合闸时刻,延长一个给定的合解环时间间隔(TCO)完成分闸开断任务,该方法称为就地并联顺控法。

按照图3的分析,由于第1步的合环和第2步的解环命令是同时发出的,因此根据其结果S1和S2的组合有以下4种可能。

1)S1=S2=0

表明合环、解环均未成功,但是系统仍保持原来状态,因此其未对系统运行产生任何效果。

2)S1=S2=1

上述分析表明,环流持续时间完全由设置的合解环时间间隔决定,若TCO选择数毫秒,则环流存在时间可以控制在很小的时间内。

3)S1=0,S2=1

合环没有成功,但解环却成功了,此时被转供的负荷将停电;为此,解环断路器必须重新合环;若成功,则其停电时间按公式Tstop=TT3+TBC3进行计算。

按前面的假设,合闸时间在50～100 ms内,则最大停电时间为55～105 ms。

但是若解环断路器重新合环失败,则将导致转供负荷全面停电,除非所在母线还有第3条进线供电(如图1所示)。

4)S1=1,S2=0

若合环断路器不能重新解开,则需要按照1.4节对母联断路器或线路对侧断路器进行解环;如果不采取该措施,则相应的线路限时电流速断保护将动作进行跳闸,可能使电网出现非预期的运行解列,甚至出现更为严重的后果。

图3 就地并联顺控操作流程Fig.3 Operation flow of parallel sequence control

1.6 最佳混合顺控选择方案

综上比较串联顺控和并联顺控,后者的优势十分明显:①完全不用与外站进行通信,且不涉及第3台断路器;②若合解环时间间隔选择3 ms, 则2步操作成功的环流持续时间为13 ms,3步操作成功持续时间为68 ms,比串联顺控相应的55 ms, 110 ms要小很多;停电风险在55～105 ms内。

因此,在缺乏可靠的站与站之间通信场景下,或只选择单站操作时,应优先选择就地并联顺控方案。若站与站之间通信可靠,则可以选择混合顺控方案,即前3步采用站内就地并联顺控,采取以母联断路器、对侧变电站线路断路器作为第4和第5步解环断路器的串联顺控作为补救措施,此设计下,第4和第5步解环的环流持续时间将降低为125 ms和182 ms,已小于200 ms。

2 系统开发

2.1 配电网合解环自动化系统

配电网合解环管理及自动化系统如图4所示,各子系统组成如下。图中:MMS表示制造报文规范;SCADA表示数据采集与监控系统;EMS表示能量管理系统;MU表示合并单元。

1)合解环远方操作计算及管理系统

按文献[10]和本文设计,由于环流持续时间可以控制在10～100 ms量级,而电气主设备承受环流热效应的最小忍受时间为数秒,因此无须再进行电气主设备的环流计算热效应复核计算,同时只要避免系统在最大运行方式下进行合解环操作,也无须优选合环路径。

需要确定合解环组,并预先定期测试各断路器的合闸时间、分闸时间、燃弧时间等参数,以及控制器LCU的检测判断时间及操作命令到达操作线圈的延时;获取环路沿线线路限时电流速断保护时限,按第1节方法确定配置的混合顺控步骤及操作总步数。

图4 配电网合解环管理及自动化系统Fig.4 Loop closing-opening management and control system for distibution network

拟制下达的操作票,需要确定以下参数:①操作变电站编号;②合环断路器编号;③解环断路器编号;④合解环断路器组以及操作步骤;⑤操作令有效时间范围等。

以上内容组成统一、标准的变电站/开闭所远方操作票,传送给变电站/开闭所远方操作票管理子系统。

2)变电站/开闭所远方操作票管理子系统

该子系统对变电站/开闭所的一次设备、二次设备的远方操作票进行统一管理,并经过相关部门的审核,以及与相关变电站/开闭所设备管理及自动化系统进行信息校验。经过校验的操作票将送入变电站远方操作票执行下达子系统,进行统一排队、顺序下达,并对操作票进行执行全过程的监管。

3)变电站远方操作票执行下达子系统

将操作票通过远方操作前置机下达到变电站/开闭所合解环装置。

4)远方操作前置机

接受变电站/开闭所远方操作票执行下达系统下发的操作票,并对其解析和规约转换。

5)变电站/开闭所合解环装置子系统

为变电站/开闭所内执行合解环具体操作的控制中心;具体对合环断路器、解环断路器及后备断路器的通信下达顺控命令,并实时监测执行过程,及时采取相应措施,确保主设备和电力系统安全、稳定。

由于变电站/开闭所合解环装置是可远方操作的网络装置,因此需要满足电网顺控技术要求[10],也要确保远方操作的信息安全防护要求[11]。

2.2 合解环执行装置(LCU)

图5为合解环执行装置LCU及在变电站内的通信连接图。图中:GOOSE表示通用面向对象变电站事件;GPS表示全球定位系统;MV表示测量值。该合解环执行装置的功能如下:①执行顺控,设置串联、并联或混联的顺控操作流程,或接受远方下达的顺控操作流程,并按设置的流程执行顺控;②对合解环的过程以及异常和故障场景进行实时监视、判断、告警等;③本装置也具有在线合闸时间、分闸时间测试功能。

图5 合解环执行装置及在变电站/开闭所内的通信连接图Fig.5 Loop closing-opening control device and its communication with other devices in substation

3 试点投运及试验分析

已成功开发专门的合解环自动装置,但没有实现与变电站自动化系统及调控中心的集成,只能在变电站或开闭所通过人工就地设置操作流程来完成合解环操作,采取就地并联顺控方式。分别在常规自动化技术的35 kV变电站和10 kV开闭所进行实际试验验证,采取不同解合环操作时间的三相环流实测过程见附录A图A1和图A2。

因篇幅所限,本文只分析35 kV变电站合环操作场景:2条35 kV进线配置了过流定值为960 A、时间为0.2 s的限时速断过流保护。图6为35 kV变电站合解环组2进线断路器且合解环操作窗口为2.625 ms的实测和仿真环流曲线。

图6 实测和仿真环流Fig.6 Real and simulated loop currents

由图6可以发现，仿真曲线与实测曲线基本相吻合,其中实测的三相环流持续时间大约为12 ms,而仿真的三相环流持续时间不同,最长的A相环流持续时间大约为14 ms。表3给出了35 kV变电站2条进线断路器作为合解环操作断路器和解合环操作间隔时间分别为0.125,1.125,1.625,2.625,5.75 ms下的实测和仿真三相合环电流的特征值;无论是实测还是仿真的三相环流波形长度均小于1个周期,表中的保护启动时间为保护启动后电流大于启动电流的持续时间,其实测的启动电流持续最长时间为12.875 ms,仿真的启动电流持续最长时间为10.875 ms,均大大小于限时速断的200 ms,因此保护不会出口。

表3 35 kV变电站5次实际操作及仿真Table 3 Real records and simulation of five cases for 35 kV transformer substation

4 结语

在理论和仿真论证了30°相角差线路不停电转供的快速合解环方案基础上,以实际系统为案例,首先分析断路器时间特性、通信延时、变电站控制装置检测判断时间特性等影响快速合解环效果的时间参数,提出断路器组选择方法,串联、并联、混联顺控流程及关键时间计算方法等;提出必须研制新的站侧合解环控制装置,并成功开发了适合于变电站和开闭所安装的不停电转供自动化装置,取得了35 kV和10 kV线路的成功试点投运。

按文献[10]和本文的理论分析和仿真论证,尤其是在采用常规断路器的试点变电站及开闭所取得试点成功,验证了对于30°相角差的线路不停电转供,基于快速通信和快速检测与判断技术的快速混合顺控方法,极大地限制了环流持续时间,并防范可能连续发生的断路器拒动,使环流控制在200 ms量级,小于线路限时电流速断保护的时限,因此不会影响继电保护的原有作用,无须对其进行保护配置修改或闭锁。而由于电网主设备承受环流热效应的最小忍受时间为数秒,因此无须再进行电气主设备的环流计算热效应复核计算,同时只要避免系统在最大运行方式下进行合解环操作,也无须优选合环路径。这些重要结论的验证,对于推动采取IT技术或工业4.0精准控制技术,改变传统落后的电网合环操作方法,具有深远意义,同时具有显著的经济效益和社会效益。

下一阶段工作,将开展合解环执行装置与变电站自动化系统以及调控中心的集成研究,实现合解环的一键式操作,以提高自动化水平;其次,本项目的结论也需要通过试点推广进行更大规模的工程验证,并在工程中得到大规模的应用推广;再次,由于合解环执行装置具备快速测量和计算能力,将开展在线环流状态估计和电网风险辨识功能的研究和实现,以提升合解环操作的风险自愈能力。另外,本项目的研究可扩展到输电网的分区操作,以扩大本项目成果的应用面。

本文受到浙江省电力公司科技项目(ZBGW15-011-007-85)资助,特此感谢!另外,本文已申请发明专利“一种配电线路30°相角差不停电快速解合环方法”和“一种30°相角差配电线路不停电转供的信息及自动化系统构建方法”,以及实用新型专利“一种配电线路30°相角差的合解环装置”。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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