配電網(wǎng)30°相角差線路不停電轉(zhuǎn)供的混合順控方法及試點驗證

張 亮, 章堅民, 金乃正, 楊才明, 孫維真, 羅 剛

(1. 國網(wǎng)紹興供電公司, 浙江省紹興市 312000; 2. 杭州電子科技大學(xué)自動化學(xué)院, 浙江省杭州市 310018;3. 國網(wǎng)浙江省電力調(diào)度控制中心, 浙江省杭州市 310006)

0 引言

110 kV及以下配電網(wǎng)通過計劃合環(huán)方式來實現(xiàn)因設(shè)備檢修、網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)等引起的負(fù)荷不停電轉(zhuǎn)供[1-10],為此需要對合環(huán)條件進行判斷[1-7],對合環(huán)實際進行試驗[3], 開發(fā)相應(yīng)的分析計算及告警系統(tǒng)[1-2,5,7]。環(huán)流計算，尤其是環(huán)流的熱效應(yīng)計算是環(huán)流操作決策的一個重要內(nèi)容，只考慮合、解環(huán)時刻的最大功率限制而不考慮環(huán)流持續(xù)時間會帶來熱效應(yīng)風(fēng)險[8-10]。傳統(tǒng)的合解環(huán)操作采用人工作業(yè)或遙控自動化作業(yè),前者需要30 min及以上的操作時間,后者需要5 min及以上的操作時間;由于操作時間長,造成環(huán)流存在時間長,引起一系列后果:①電網(wǎng)設(shè)備壽命下降,甚至燒毀;②造成繼電保護動作;若要保護配置協(xié)同,不僅需要重新定值計算,而且修改及恢復(fù)配置十分麻煩費時;③合環(huán)時,一旦上級電網(wǎng)出現(xiàn)故障,電網(wǎng)將可能出現(xiàn)嚴(yán)重風(fēng)險。

由于歷史原因,電網(wǎng)中35 kV及以上變電站中存在著相當(dāng)數(shù)量接線不同的主變,其35 kV或10 kV出線的合環(huán)點兩側(cè)存在30°相角差[6,10]。按目前調(diào)度規(guī)程,30°相角差場景嚴(yán)禁帶電合環(huán),必須采用“先斷后合”的停電方式實現(xiàn)轉(zhuǎn)供,因而將造成重要用戶停電。而對接線不同的主變進行全面更換,則需要大量投資,舊站改造會產(chǎn)生長時間的停電。

以紹興電網(wǎng)為例,目前存在接線不同的220 kV主變20臺,35 kV主變50臺,涉及30°相角差的35 kV線路20組,10 kV線路50組,因此采取基于快速合解環(huán)自動化系統(tǒng),在不計改造可能的停電損失外,仍具有巨大的直接經(jīng)濟效益。

1)延緩甚至完全避免主變更換投資。更換一臺220 kV主變大概需要900萬元, 更換一臺35 kV主變大概需要70萬元,不采用更換則可節(jié)省投資2.15億萬元。

2)避免因停電轉(zhuǎn)供所造成的用戶,尤其是大用戶的停電損失,也為供電部門挽回電費損失。手工斷電切換供電方式下, 一般需要停電0.5 h, 35 kV負(fù)荷的停電損失按10 (MW·h)/a計, 10 kV負(fù)荷的停電損失按5(MW·h)/a計,則停電電量約為2 250 MW·h。按浙江省工業(yè)產(chǎn)值50元/(kW·h)計算,可挽回工業(yè)產(chǎn)值1.225億元,電網(wǎng)公司電費收入225萬元。

針對現(xiàn)實存在的相當(dāng)數(shù)量的配電網(wǎng)30°相角差線路不停電轉(zhuǎn)供難題,文獻[10]提出快速合解環(huán)以最大限度地縮短環(huán)流持續(xù)時間、以斷路器組順序控制(以下簡稱順控)應(yīng)對斷路器解環(huán)拒動問題的解決方案;以紹興電網(wǎng)為案例,論證了避免在系統(tǒng)最大運行方式下進行合解環(huán)操作,同時可以不考慮電動效應(yīng),35 kV線路合環(huán)時電網(wǎng)主設(shè)備承受環(huán)流熱效應(yīng)的時間大約為數(shù)秒。因此,采用傳統(tǒng)的基于人工或監(jiān)控系統(tǒng)的合解環(huán)技術(shù)方案,難以實現(xiàn)30°角線路的合解環(huán)操作。環(huán)流電流均會大于限時速斷過流的啟動電流,因此不影響繼電保護配置的最大環(huán)流持續(xù)時間,應(yīng)該不大于線路限時電流速斷保護的時限,大約為200～300 ms。本文為基于高速通信和順控的合解環(huán)自動化解決方案提供了關(guān)鍵計算支撐。

文獻[10]僅在理論和仿真上提出了30°相角差線路不停電轉(zhuǎn)供的斷路器組快速合解環(huán)方案,在實際實施中,最大的風(fēng)險是一旦環(huán)流形成而解環(huán)失敗,會對電網(wǎng)穩(wěn)定運行造成嚴(yán)重后果,另外還面臨著斷路器的快速及可靠特性、控制器的檢測和判斷的快速能力、通信延時等具體技術(shù)條件問題。本項目已成功開發(fā)了適合于變電站和開閉所安裝的不停電轉(zhuǎn)供自動化裝置,并取得了35 kV和10 kV線路的成功試點投運,但是還未與其他系統(tǒng)進行集成。對于30°相角差線路不停電轉(zhuǎn)供,能否基于原先的變電站自動化及電網(wǎng)自動化系統(tǒng)實施,還是必須研制新的控制子系統(tǒng),也需要進行論證。為此,本文提出以30°相角差線路實現(xiàn)不停電負(fù)荷轉(zhuǎn)供的工程實現(xiàn)方法,包括為預(yù)防和化解斷路器出現(xiàn)拒動的斷路器組定義及選擇方法,串聯(lián)、并聯(lián)、混聯(lián)的順控流程及關(guān)鍵時間計算方法等;提出了相應(yīng)的信息系統(tǒng)及自動化系統(tǒng)的構(gòu)建方法和功能設(shè)計;另外,本文將以35 kV為例,對試點情況進行了介紹和分析。

1 基于混合順控的合解環(huán)策略

1.1 基本設(shè)計

為確保合解環(huán)斷路器組操作在200～300 ms內(nèi)使環(huán)流消失,需要采用無人工干預(yù)的全自動化操作來實現(xiàn)。根據(jù)智能變電站順控技術(shù)導(dǎo)則[11-12],理論上可以實現(xiàn)基于調(diào)控中心的全網(wǎng)斷路器順控,但是由于斷路器開、合均需要時間,每次斷路器動作狀態(tài)都要傳回調(diào)度側(cè),然后再決定下一步的操作,一是增加了通信傳輸時間和通信延時,二是嚴(yán)重依賴于廣域通信網(wǎng)的通信可靠性。因此,本文只考慮合解環(huán)斷路器均在同一變電站或開閉所的場景,提出調(diào)控中心擬定操作工作票[12-13],下達(dá)到合解環(huán)斷路器所在的變電站或開閉所,由一個站端控制裝置為核心來執(zhí)行所有的合解環(huán)操作,首先實現(xiàn)該站安全、可靠的合解環(huán)操作,一旦該站解環(huán)失敗,也以該控制裝置為指揮中心,直接與相關(guān)變電站相應(yīng)控制裝置通信,實現(xiàn)補救性解環(huán)。目前在樞紐變電站才有對多個斷路器快速操作的穩(wěn)控裝置,差動保護裝置可對2個斷路器同時操作,但原理很不相同,因此需要提出新的面向多斷路器的合解環(huán)專用控制裝置,命名為合環(huán)控制操作自動裝置(loop control unit,LCU)。

1.2 操作時間參數(shù)

假設(shè)LCU控制器在接收到合解環(huán)操作工作票后的準(zhǔn)備時間為TP0,順控的總操作步驟數(shù)為m;對于控制步驟i,其操作斷路器為CBi;LCU下達(dá)第i個命令到斷路器CBi所需的通信時間為TTi,其為合、分閘命令到斷路器二次操作回路接通的時間間隔;第i個操作命令類型為ui,其中CBi完成合閘操作所需時間為TBCi(從合閘回路接通起到最后一相的主滅弧觸頭剛接觸為止的一段時間);完成開斷操作所需時間為TBOSi,其為分閘時間TBOi(從分閘回路接通起到滅弧觸頭剛分離的一段時間)和燃弧時間TBAi之和;LCU對第i個命令的效果檢測及判斷的時間為TCi。ui定義如下:

(1)

并有

TBOSi=TBOi+TBAi

(2)

以上時間參數(shù)需要預(yù)先進行測量獲知。

1.3 合解環(huán)斷路器組定義

如圖1所示,設(shè)計合解環(huán)斷路器組,實現(xiàn)安全、可靠的合解環(huán)操作。

圖1 某35 kV配電網(wǎng)的30°相角合解環(huán)接線圖Fig.1 Wiring diagram of loop closing-opening for 30° phase angel in a 35 kV distribution network

除原設(shè)定的合解環(huán)斷路器外,增加母聯(lián)斷路器,以及合解環(huán)斷路器的線路對側(cè)斷路器(對于35 kV線路而言),或合解環(huán)斷路器的線路電源側(cè)第1個線路分段斷路器(對于10 kV線路而言)。合解環(huán)組1的合解環(huán)斷路器組構(gòu)成及串聯(lián)順控如表1所示。

斷路器組除站內(nèi)2個帶30°相角差進線的斷路器外,還有母聯(lián)斷路器K12,以及2個對側(cè)變電站的線路斷路器K1′和 K2′。合解環(huán)組2的合解環(huán)斷路器組構(gòu)成及串聯(lián)順控如表2所示。該組的2個帶30°相角差進線所在母線之間沒有母聯(lián)斷路器,因此合解環(huán)斷路器組將增加2個對側(cè)變電站的線路斷路器K1′和K3′。

表1 合解環(huán)組1的斷路器組構(gòu)成及順控Table 1 Composition and sequence control of loop closing-opening group 1

表2 合解環(huán)組2的斷路器組構(gòu)成及順控Table 2 Composition and sequence control of loop closing-opening group 2

1.4 串聯(lián)順控及效果分析

1.4.1串聯(lián)順控方案

串聯(lián)順控,是指每步只做一個操作,下一個操作要等上一個操作完成后進行判斷是否繼續(xù)執(zhí)行;由于負(fù)荷轉(zhuǎn)供一般屬于計劃性任務(wù),因此若第1步合環(huán)不成功,則將暫停該任務(wù);否則將對預(yù)設(shè)的解環(huán)斷路器解環(huán);若解環(huán)失敗,則將對合環(huán)斷路器進行解環(huán),相當(dāng)于恢復(fù)系統(tǒng)原先狀態(tài);若合環(huán)斷路器解環(huán)成功,則暫停該任務(wù)。

但如果合環(huán)斷路器解環(huán)失敗,對于圖1的合解環(huán)組2,只有選擇操作開斷對側(cè)線路斷路器;而對于合解環(huán)組1,則下一步是對母聯(lián)斷路器進行解環(huán),還是對線路對側(cè)斷路器解環(huán),存在著差異。

1)對母聯(lián)斷路器解環(huán):優(yōu)點是該操作在本站進行,但系統(tǒng)將形成30°相角差的2個電源向該變電站低壓側(cè)供電的分列運行,因此該操作的前提是低壓側(cè)沒有形成環(huán)路。

2)對線路對側(cè)斷路器解環(huán):優(yōu)點是該操作會實現(xiàn)原先預(yù)期的負(fù)荷轉(zhuǎn)供目的,缺點是該操作已涉及站外設(shè)備的操作,另外可能引起本側(cè)線路斷路器與對側(cè)斷路器之間可能存在的負(fù)荷停電;對于T接線路會涉及多站的斷路器操作等。

基于以上分析,對于合解環(huán)組1,優(yōu)先安排母聯(lián)斷路器參與解環(huán)。表1、表2給出了合解環(huán)組1,2的2個進線斷路器2種不同的初始狀態(tài)下的串聯(lián)順控步驟;認(rèn)為連續(xù)3個斷路器拒分是不可能發(fā)生的事件,因此方案均只面向4個斷路器,操作步驟總數(shù)為5。從表1、表2可以看到,每次操作要確保環(huán)路只有一臺斷路器處于打開狀態(tài)。

1.4.2串聯(lián)順控時間分析

串聯(lián)順控操作的流程見圖2。

圖2 串聯(lián)順控操作流程Fig.2 Operation procedure of serial sequence control

對于合解環(huán)順控,每一步操作時間包括了命令下達(dá)通信、斷路器動作、動作效果檢測及判斷3步,其成功的標(biāo)志Si為:

(3)

每步的操作總時間Ti為:

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

(4)

總操作時間TR為:

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

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

以上公式表明：在串聯(lián)順控下,環(huán)流存在時間與第1次合環(huán)操作時間無關(guān),而只與解環(huán)斷路器的解環(huán)時間有關(guān);與第1次下達(dá)合環(huán)操作的通信時間無關(guān),但與后續(xù)下達(dá)解環(huán)操作的通信時間有關(guān);與最后一次的檢測判斷時間無關(guān),而與前面所有各步的檢測判斷時間有關(guān)。

假設(shè)所有斷路器的開斷時間相同為TBO,每一步的檢測判斷時間相同為TC,本站通信時間為TT=0,跨站通信時假設(shè)為2 ms(與通信介質(zhì)及通路路徑有關(guān))。

可見,合解環(huán)一次性成功或增加1次補救解環(huán),離200 ms的操作時限還有一定時間裕度;若線路限時電流速斷保護的時限設(shè)置為300 ms,則還可以進行第2和第3次補救性解環(huán)操作;若線路限時電流速斷保護的時限設(shè)置為200 ms,第2和第3次補救性解環(huán),則已很接近或超出操作時限。

1.5 就地并聯(lián)順控及效果分析

從合解環(huán)組1,2的環(huán)流存在時間可以看出,按照串聯(lián)順控,總環(huán)流時間要小于線路限時電流速斷保護的300 ms時限設(shè)置,則最多支持2次解環(huán)補救,除非斷路器開斷時間、檢測判斷時間、通信延時要有一定幅度的降低。

本文提出一種替換方法,即解環(huán)分?jǐn)嗝钐崆跋逻_(dá),提前量為解環(huán)斷路器的分?jǐn)鄷r間加上分?jǐn)嗝钕逻_(dá)的延時時間,即在合環(huán)斷路器預(yù)期合閘時刻,延長一個給定的合解環(huán)時間間隔(TCO)完成分閘開斷任務(wù),該方法稱為就地并聯(lián)順控法。

按照圖3的分析,由于第1步的合環(huán)和第2步的解環(huán)命令是同時發(fā)出的,因此根據(jù)其結(jié)果S1和S2的組合有以下4種可能。

1)S1=S2=0

表明合環(huán)、解環(huán)均未成功,但是系統(tǒng)仍保持原來狀態(tài),因此其未對系統(tǒng)運行產(chǎn)生任何效果。

2)S1=S2=1

上述分析表明,環(huán)流持續(xù)時間完全由設(shè)置的合解環(huán)時間間隔決定,若TCO選擇數(shù)毫秒,則環(huán)流存在時間可以控制在很小的時間內(nèi)。

3)S1=0,S2=1

合環(huán)沒有成功,但解環(huán)卻成功了,此時被轉(zhuǎn)供的負(fù)荷將停電;為此,解環(huán)斷路器必須重新合環(huán);若成功,則其停電時間按公式Tstop=TT3+TBC3進行計算。

按前面的假設(shè),合閘時間在50～100 ms內(nèi),則最大停電時間為55～105 ms。

但是若解環(huán)斷路器重新合環(huán)失敗,則將導(dǎo)致轉(zhuǎn)供負(fù)荷全面停電,除非所在母線還有第3條進線供電(如圖1所示)。

4)S1=1,S2=0

若合環(huán)斷路器不能重新解開,則需要按照1.4節(jié)對母聯(lián)斷路器或線路對側(cè)斷路器進行解環(huán);如果不采取該措施,則相應(yīng)的線路限時電流速斷保護將動作進行跳閘,可能使電網(wǎng)出現(xiàn)非預(yù)期的運行解列,甚至出現(xiàn)更為嚴(yán)重的后果。

圖3 就地并聯(lián)順控操作流程Fig.3 Operation flow of parallel sequence control

1.6 最佳混合順控選擇方案

綜上比較串聯(lián)順控和并聯(lián)順控,后者的優(yōu)勢十分明顯:①完全不用與外站進行通信,且不涉及第3臺斷路器;②若合解環(huán)時間間隔選擇3 ms, 則2步操作成功的環(huán)流持續(xù)時間為13 ms,3步操作成功持續(xù)時間為68 ms,比串聯(lián)順控相應(yīng)的55 ms, 110 ms要小很多;停電風(fēng)險在55～105 ms內(nèi)。

因此,在缺乏可靠的站與站之間通信場景下,或只選擇單站操作時,應(yīng)優(yōu)先選擇就地并聯(lián)順控方案。若站與站之間通信可靠,則可以選擇混合順控方案,即前3步采用站內(nèi)就地并聯(lián)順控,采取以母聯(lián)斷路器、對側(cè)變電站線路斷路器作為第4和第5步解環(huán)斷路器的串聯(lián)順控作為補救措施,此設(shè)計下,第4和第5步解環(huán)的環(huán)流持續(xù)時間將降低為125 ms和182 ms,已小于200 ms。

2 系統(tǒng)開發(fā)

2.1 配電網(wǎng)合解環(huán)自動化系統(tǒng)

配電網(wǎng)合解環(huán)管理及自動化系統(tǒng)如圖4所示,各子系統(tǒng)組成如下。圖中:MMS表示制造報文規(guī)范;SCADA表示數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控系統(tǒng);EMS表示能量管理系統(tǒng);MU表示合并單元。

1)合解環(huán)遠(yuǎn)方操作計算及管理系統(tǒng)

按文獻[10]和本文設(shè)計,由于環(huán)流持續(xù)時間可以控制在10～100 ms量級,而電氣主設(shè)備承受環(huán)流熱效應(yīng)的最小忍受時間為數(shù)秒,因此無須再進行電氣主設(shè)備的環(huán)流計算熱效應(yīng)復(fù)核計算,同時只要避免系統(tǒng)在最大運行方式下進行合解環(huán)操作,也無須優(yōu)選合環(huán)路徑。

需要確定合解環(huán)組,并預(yù)先定期測試各斷路器的合閘時間、分閘時間、燃弧時間等參數(shù),以及控制器LCU的檢測判斷時間及操作命令到達(dá)操作線圈的延時;獲取環(huán)路沿線線路限時電流速斷保護時限,按第1節(jié)方法確定配置的混合順控步驟及操作總步數(shù)。

圖4 配電網(wǎng)合解環(huán)管理及自動化系統(tǒng)Fig.4 Loop closing-opening management and control system for distibution network

擬制下達(dá)的操作票,需要確定以下參數(shù):①操作變電站編號;②合環(huán)斷路器編號;③解環(huán)斷路器編號;④合解環(huán)斷路器組以及操作步驟;⑤操作令有效時間范圍等。

以上內(nèi)容組成統(tǒng)一、標(biāo)準(zhǔn)的變電站/開閉所遠(yuǎn)方操作票,傳送給變電站/開閉所遠(yuǎn)方操作票管理子系統(tǒng)。

2)變電站/開閉所遠(yuǎn)方操作票管理子系統(tǒng)

該子系統(tǒng)對變電站/開閉所的一次設(shè)備、二次設(shè)備的遠(yuǎn)方操作票進行統(tǒng)一管理,并經(jīng)過相關(guān)部門的審核,以及與相關(guān)變電站/開閉所設(shè)備管理及自動化系統(tǒng)進行信息校驗。經(jīng)過校驗的操作票將送入變電站遠(yuǎn)方操作票執(zhí)行下達(dá)子系統(tǒng),進行統(tǒng)一排隊、順序下達(dá),并對操作票進行執(zhí)行全過程的監(jiān)管。

3)變電站遠(yuǎn)方操作票執(zhí)行下達(dá)子系統(tǒng)

將操作票通過遠(yuǎn)方操作前置機下達(dá)到變電站/開閉所合解環(huán)裝置。

4)遠(yuǎn)方操作前置機

接受變電站/開閉所遠(yuǎn)方操作票執(zhí)行下達(dá)系統(tǒng)下發(fā)的操作票,并對其解析和規(guī)約轉(zhuǎn)換。

5)變電站/開閉所合解環(huán)裝置子系統(tǒng)

為變電站/開閉所內(nèi)執(zhí)行合解環(huán)具體操作的控制中心;具體對合環(huán)斷路器、解環(huán)斷路器及后備斷路器的通信下達(dá)順控命令,并實時監(jiān)測執(zhí)行過程,及時采取相應(yīng)措施,確保主設(shè)備和電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定。

由于變電站/開閉所合解環(huán)裝置是可遠(yuǎn)方操作的網(wǎng)絡(luò)裝置,因此需要滿足電網(wǎng)順控技術(shù)要求[10],也要確保遠(yuǎn)方操作的信息安全防護要求[11]。

2.2 合解環(huán)執(zhí)行裝置(LCU)

圖5為合解環(huán)執(zhí)行裝置LCU及在變電站內(nèi)的通信連接圖。圖中:GOOSE表示通用面向?qū)ο笞冸娬臼录?GPS表示全球定位系統(tǒng);MV表示測量值。該合解環(huán)執(zhí)行裝置的功能如下:①執(zhí)行順控,設(shè)置串聯(lián)、并聯(lián)或混聯(lián)的順控操作流程,或接受遠(yuǎn)方下達(dá)的順控操作流程,并按設(shè)置的流程執(zhí)行順控;②對合解環(huán)的過程以及異常和故障場景進行實時監(jiān)視、判斷、告警等;③本裝置也具有在線合閘時間、分閘時間測試功能。

圖5 合解環(huán)執(zhí)行裝置及在變電站/開閉所內(nèi)的通信連接圖Fig.5 Loop closing-opening control device and its communication with other devices in substation

3 試點投運及試驗分析

已成功開發(fā)專門的合解環(huán)自動裝置,但沒有實現(xiàn)與變電站自動化系統(tǒng)及調(diào)控中心的集成,只能在變電站或開閉所通過人工就地設(shè)置操作流程來完成合解環(huán)操作,采取就地并聯(lián)順控方式。分別在常規(guī)自動化技術(shù)的35 kV變電站和10 kV開閉所進行實際試驗驗證,采取不同解合環(huán)操作時間的三相環(huán)流實測過程見附錄A圖A1和圖A2。

因篇幅所限,本文只分析35 kV變電站合環(huán)操作場景:2條35 kV進線配置了過流定值為960 A、時間為0.2 s的限時速斷過流保護。圖6為35 kV變電站合解環(huán)組2進線斷路器且合解環(huán)操作窗口為2.625 ms的實測和仿真環(huán)流曲線。

圖6 實測和仿真環(huán)流Fig.6 Real and simulated loop currents

由圖6可以發(fā)現(xiàn)，仿真曲線與實測曲線基本相吻合,其中實測的三相環(huán)流持續(xù)時間大約為12 ms,而仿真的三相環(huán)流持續(xù)時間不同,最長的A相環(huán)流持續(xù)時間大約為14 ms。表3給出了35 kV變電站2條進線斷路器作為合解環(huán)操作斷路器和解合環(huán)操作間隔時間分別為0.125,1.125,1.625,2.625,5.75 ms下的實測和仿真三相合環(huán)電流的特征值;無論是實測還是仿真的三相環(huán)流波形長度均小于1個周期,表中的保護啟動時間為保護啟動后電流大于啟動電流的持續(xù)時間,其實測的啟動電流持續(xù)最長時間為12.875 ms,仿真的啟動電流持續(xù)最長時間為10.875 ms,均大大小于限時速斷的200 ms,因此保護不會出口。

表3 35 kV變電站5次實際操作及仿真Table 3 Real records and simulation of five cases for 35 kV transformer substation

4 結(jié)語

在理論和仿真論證了30°相角差線路不停電轉(zhuǎn)供的快速合解環(huán)方案基礎(chǔ)上,以實際系統(tǒng)為案例,首先分析斷路器時間特性、通信延時、變電站控制裝置檢測判斷時間特性等影響快速合解環(huán)效果的時間參數(shù),提出斷路器組選擇方法,串聯(lián)、并聯(lián)、混聯(lián)順控流程及關(guān)鍵時間計算方法等;提出必須研制新的站側(cè)合解環(huán)控制裝置,并成功開發(fā)了適合于變電站和開閉所安裝的不停電轉(zhuǎn)供自動化裝置,取得了35 kV和10 kV線路的成功試點投運。

按文獻[10]和本文的理論分析和仿真論證,尤其是在采用常規(guī)斷路器的試點變電站及開閉所取得試點成功,驗證了對于30°相角差的線路不停電轉(zhuǎn)供,基于快速通信和快速檢測與判斷技術(shù)的快速混合順控方法,極大地限制了環(huán)流持續(xù)時間,并防范可能連續(xù)發(fā)生的斷路器拒動,使環(huán)流控制在200 ms量級,小于線路限時電流速斷保護的時限,因此不會影響繼電保護的原有作用,無須對其進行保護配置修改或閉鎖。而由于電網(wǎng)主設(shè)備承受環(huán)流熱效應(yīng)的最小忍受時間為數(shù)秒,因此無須再進行電氣主設(shè)備的環(huán)流計算熱效應(yīng)復(fù)核計算,同時只要避免系統(tǒng)在最大運行方式下進行合解環(huán)操作,也無須優(yōu)選合環(huán)路徑。這些重要結(jié)論的驗證,對于推動采取IT技術(shù)或工業(yè)4.0精準(zhǔn)控制技術(shù),改變傳統(tǒng)落后的電網(wǎng)合環(huán)操作方法,具有深遠(yuǎn)意義,同時具有顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。

下一階段工作,將開展合解環(huán)執(zhí)行裝置與變電站自動化系統(tǒng)以及調(diào)控中心的集成研究,實現(xiàn)合解環(huán)的一鍵式操作,以提高自動化水平;其次,本項目的結(jié)論也需要通過試點推廣進行更大規(guī)模的工程驗證,并在工程中得到大規(guī)模的應(yīng)用推廣;再次,由于合解環(huán)執(zhí)行裝置具備快速測量和計算能力,將開展在線環(huán)流狀態(tài)估計和電網(wǎng)風(fēng)險辨識功能的研究和實現(xiàn),以提升合解環(huán)操作的風(fēng)險自愈能力。另外,本項目的研究可擴展到輸電網(wǎng)的分區(qū)操作,以擴大本項目成果的應(yīng)用面。

本文受到浙江省電力公司科技項目(ZBGW15-011-007-85)資助,特此感謝!另外,本文已申請發(fā)明專利“一種配電線路30°相角差不停電快速解合環(huán)方法”和“一種30°相角差配電線路不停電轉(zhuǎn)供的信息及自動化系統(tǒng)構(gòu)建方法”,以及實用新型專利“一種配電線路30°相角差的合解環(huán)裝置”。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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