北京电网低压合环问题分析

王 卫，高 琨

（北京市电力公司调度通信中心，北京 100031）

0 引言

随着电网建设的不断发展，北京电网内各电压等级的变电站之间的联络越来越复杂，特别是五大分区供电格局形成后，区域性供电特点日趋明显。电网的发展使得运行方式更加灵活和多样，由于220 kV电源点深入市区、区域机组容量不同、各区网架机构差异、主变压器负载不均匀、保护配置等原因，低压合环环流问题突出。

环网接线方式在停电检修、突发事件或负荷转移时，通过合、解环操作可以减少停电时间，提高供电可靠性，但由此引起的环流对电网的安全运行有很大的影响，有可能因为环流过大而导致线路或主变压器掉闸。目前情况是，调度员能够对220 kV系统合、解环操作前进行潮流计算，而220 kV电压等级以下系统的合环只能凭经验决定是否可以进行合、解环，所以很容易造成方法保守，降低系统供电可靠性。为避免这种危险的发生，需要在合环前通过潮流计算对合环系统进行分析和计算，从而有助于运行人员对存在掉闸危险的环流进行运行方式或负荷调整，提高电网供电可靠性[1-3]。

1 合环潮流理论分析

合环分析计算的基础是电力系统潮流计算，即给定网络结构、网络参数及决定电力系统运行状况的边界条件确定电力系统稳态运行状态，电力系统潮流计算在数学上就是要求解一组由潮流方程描述的非线性代数方程组，因此可以用数学上的逐次线性化的方法，即牛顿-拉夫逊法求解，其核心是形成雅可比矩阵并进行迭代计算，在求得各节点电压后，依据支路阻抗参数计算支路功率以及支路电流。

环网合环操作主要分为同电压等级的合环和不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路连接而构成的电磁合环。电网合环运行的条件是：①相位一致。如首次合环或检修后可能引起相位变化，必须经测定证明合环点两侧相位一致。②如属于电磁合环，则环网内的变压器接线组别之差为零;特殊情况下，经计算校验继电保护不会误动及有关环路设备不过载，允许变压器接线差30°进行合环操作。③合环后环网内各元件不致过载;各母线电压不应超过规定值;继电保护与安全自动装置应适应环网运行方式;稳定符合规定的要求。对于两端电压大小不等、相位不同的两端供电网络，可等值于回路电压不为零的单一环网，如图1所示。

图1 等值环式网络的等值电路

该网络为一个两端供电环网，电源点为节点1和节点4，节点1、节点4的电压差U&1-U&4=dU&，可得如下的回路方程式：

式中的负荷功率已改变符号。由上式可解得流经阻抗Z12的功率Sa为

由式（3）、（4）可见，两端电压不相等的两端供电网络中，各线段中流通的功率可看作是两个功率分量的叠加。其一为两端电压相等时的功率，即dU&=0时的功率；另一为取决于两端电压的差值dU&和环网总阻抗的功率，即循环功率。各线段流通的功率求出后，即可换算成环网中的各线段流通电流。

在合环潮流分析中，也有根据叠加定理，把合环后的支路潮流分为两部分叠加而成：一部分是合环之前各支路的初始潮流;另一部分是由合环断路器两端电压相量差引起的均衡潮流在网络中的分布。无论是哪种方法都可以看出：电压矢量差对合环潮流分布有重要影响。对均衡潮流分别就电压幅值差和功角差求偏导数，考虑功角差小于15度和电阻远小于电抗条件得出：功角差对有功潮流的影响远大于电压幅值差对有功潮流的影响，电压幅值差对无功潮流的影响远大于功角差对无功潮流的影响。

各节点的负荷功率在合环前后不会发生改变，而合环后两电源端的电压则可能发生改变，如两电源位于不同的变电站母线，合环后由于功率分配发生改变，则必然造成合环前后电压的改变，因此依据上述方法计算环流就存在合环后两电源端的电压差无法获得的难题，而且在计算中各节点电压认为是额定电压，也没有考虑功率的损耗，所有这些因素将使得采用上述方法计算出来的环流可能有很大的误差。

在很多合环情况下，合环前后两电源端的电压不发生改变的假定还是可行的，如在一个厂站内进行合环操作，负荷功率的重新分配只是在一个厂站内进行，对于该厂站外部网络来说，厂站负荷并没有发生改变，因而由系统确定的母线电压也不会发生改变；另外，如果认为合环所造成的负荷功率重新分配对于系统来说影响很小，对系统没有太大干扰，则也可以假定合环前后两电源端的电压不发生改变，对于大部分合环情况，该假设可能都能成立，从而合环后电源点电压可以认为已知。为了使环流计算更为准确，则必须采用迭代方法来求解，也就是建议采用一般的潮流计算方法如牛顿-拉夫逊法来求解。然而通常的潮流计算都是把某一个节点认为是Vθ节点，其他节点为PV节点或PQ节点，而在环流计算问题中，如果假定合环前后电源点电压不发生改变，则至少需要设置两个节点为Vθ节点，所以需要采用多Vθ节点潮流计算程序。

2 合环操作注意事项

北京电网在110 kV电压等级及以下多数采用辐射状模式，也有部分采用环网设计辐射运行的模式，设备检修和负荷转移时，常常涉及合环操作。实际环网合环操作中，如果两路合环电源的上级电源来自同一变电站或同一母线，一般合环电流不大；在同一供电分区内进行低压合环，合环电流也不会超过热稳定极限，但低压有并网电厂情况除外；在不同供电区域合环，一般会有很大的合环电流，必须经过潮流计算才能确定合环电流大小。通常在两站间低压线路合环操作应注意的问题有：

1）调度员必须清楚要合环的线路是否处于同一系统，必要时要通过上级调度许可。

2）10kV电压等级合环时，尽量使合环的两个变电所的10 kV母线在合环前电压差在0.1 kV内；110 kV电压等级合环时，尽量使合环的两个变电所的110 kV母线在合环前电压差在1 kV内。

3）合环的两个变电所上一级供电电源尽量为同一母线，必要时将上级电网先进行合环操作。

4）合环前应进行必要的计算，确保合环的线路不过载。

5）一般情况下尽量在负荷较小时进行合环操作，此时环流较小。

6）对于低压有并网电厂的线路合环，需要尽量降低电厂机组出力，调整两侧母线电压幅值，减少合环电流。

7）尽量减少由于低压合环产生电磁环网，如必须形成电磁环网，应尽可能缩短合环时间。

不同电压等级的电磁环网会带来严重的的弊端，具体电网风险如下几个方面：

1）易造成系统热稳定破坏。如果在主要的负荷中心，用高低压电磁环网供电而又带重负荷时，当高一级电压线路断开后，所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路送出，容易出现超过导线热稳定电流的问题。

2）易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开，系统间的联络阻抗将突然增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和，而线路阻抗的标幺值又与运行电压的平方成正比)，因而极易超过该联络线的暂态稳定极限，导致系统出现振荡。

3）不利于经济运行。500 kV与220 kV线路的自然功率值相差极大，同时500 kV线路的电阻值 (多为4×400 mm2导线)也远小于220 kV线路 (多为2×240 mm2或1×400 mm2导线)的电阻值。在500 kV与220 kV电磁环网运行情况下，许多系统潮流分配难于达到最经济。目前北京电网内合环会出现500 kV与 110 kV、甚至是10 kV的电磁环网，个别站合环出现跨越多个供电区域的电磁环网。

4）需要装设高压线路因故障停运后的连锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明，安全自动装置本身拒动、误动影响电网的安全运行。

3 合环操作建议

随着北京电网结构日趋复杂，分区供电格局日益细化，不同供电区域间电磁合环屡见不鲜。针对电网低压合环问题，提出如下建议：

1）对于110 kV变电所站内合环操作，要求110 kV合环断路器装设过电流保护，如果该不能装设过电流保护而母线联络断路器具备过电流保护时，尽量用母线联络断路器进行合环，在110 kV合环操作过程中投入，正常情况下退出运行。如110 kV六圈站，站内110 kV系统合环涉及北京主网第三、五区合环，既可进线断路器合环，也可母线联络断路器合环，应尽量采用装设合环保护的母线联络断路器进行合环操作。

2）如果110 kV母线联络断路器没有装设母线联络断路器过电流保护，当110 kV在不同分区间调整供电方式时，应采用“先断后通”的操作方式。对于站内35、10 kV母线分段断路器合环利用过流保护作为合环操作的后备保护，一般不考虑110 kV侧先合环的方式，而采取中、低压侧直接进行合环操作方式。当操作时运行人员应尽量将需合环的两端段母线电压尽量调至一致，并以电压较低侧为基准。由于穿越110 kV变压器合环，大大增加了合环点两侧阻抗，将减少合环电流峰值。

3）35 kV线路合环操作也是要求35 kV变电所的母联断路器或进线断路器装设过流保护，正常时停用，合环操作前投入。未装设过流保护的调度户，按“先断后通”的方式操作。

4）10 kV线路断路器合环操作时应防止环流过大而线路断路器跳开后再次重合，由于无法确定合环断路器两侧功角大小及合环潮流方向，因此合环前10 kV线路两侧的重合闸均应停用。

5）市调和区调调度员应明确合环操作带来的电网风险，计算合环电流大小，确保不会出现过载设备，必要时两级调度联动调整方式后再合环。

6）应联系相关单位维护电网中重要合环点的网络参数和运行数据，保证计算数据的全面和准确。研发低压合环潮流计算软件，调度员在合环操作前，有系统、科学、准确的潮流计算工具作为技术支持。

低压合环可能产生各供电分区间大电磁环网，不利于系统安全稳定运行，《北京电网调度规程》明确要求合环时间尽量缩短，调度员操作时应考虑周到。由于电网内无人站较多，涉及多站合环操作时务必确保各站操作人员均到位后方可合环，调度及运行人员应认真监视并记录合环潮流。

4 实例分析

以图1所示系统为例对合环操作进行分析。110 kV六圈站正常运行方式是高六二111断路器、南六一113断路器合，分别带110 kV 4号、5号母线运行，南六二112断路器、高六一114断路器断开备用。其中110 kV高六一线、高六二线上级电源为高井电厂，位于北京电网第五供电分区；110 kV南六一线、南六二线上级电源为220 kV南苑站，位于北京电网第三供电分区。

图1 六圈站110 kV母线接线图

在电网设备检修或其他原因需要六圈站倒方式时，通常是直接合112断路器、拉111断路器（或合114断路器、拉113断路器），由于上级电源高井电厂和南苑站110 kV母线分属不同供电分区，电源侧两段母线电压幅值、相位不等,就可能在合环时产生一个很大的合环功率,当这个合环功率累加六圈站变压器负载后，可能导致线路功率超过线路热稳定极限，发生保护跳闸、线路断线等严重影响电网安全稳定运行的事故。如表1所示，记录了近3次合环电流值。

表1 六圈站高六二、南六二合环相关数据表

从表1可知六圈站站111，112断路器同时处于合入状态时，第三供电分区和第五供电分区通过高井电厂－六圈－南苑，即110 kV高六二线－南六二线联通，有功潮流和无功潮流均由高井电厂流向南苑110 kV母线。三次合环电流由于操作时间不同，电源侧母线电压和相角不同，六圈站内负荷也不同，造成三次合环电流不一致，但最大合环电流达到730 A，已超过110 kV高六二全线的热稳定极限（部分线路段仅为610 A）。

从每次合环潮流数据中可以看出,影响合环潮流的因素除了传统上认为的功角差和电压差,还有系统等值阻抗和负荷水平的影响。因此调度部门还可以通过以下几种方法来改善现有合环操作风险。

1）尽快研发低压合环计算软件，随着电网发展越来越复杂、分区越来越细化，不能凭经验合环。

2）采取主变压器分列运行等措施增加系统等值阻抗。

3）采用更低压合环，靠串接变压器增加合环阻抗。

4）改变系统的运行方式,减小断路器两侧的功角差,这种手段涉及大范围的有功潮流转移,实际操作非常困难。

5）同时降低合环断路器两侧的电压差，争取为零。

5 结论

随着首都电网的不断发展,运行机组容量越来越大、供电分区越来越细，合环操作将越来越多，风险也会越来越大。在相位正确的情况下,能否进行合环操作,保证输电能力和用户供电,有非常重要的实际意义。

通过对合环潮流的分析和实际倒闸操作的总结可以看出,合环潮流主要与合环点的电压差、相角差、系统等值阻抗和合环前潮流分布等因素有关。因此,在合环操作前,针对这几个因素进行初步分析,对保证合环安全有重要意义。

［1］夏翔，熊军，胡列翔.地区电网的合环潮流分析与控制[J].电网技术，2004，28(22)：76-80.

［2］陈珩.电力系统稳态分析[M].北京：水利电力出版社，1985.

［3］郑广君，等.北京电网运行方式报告［R］.北京：市电力司公，2009.