10 千伏配网合环转电事故分析

陈朝晖

国网福建省电力有限公司华安县供电公司 漳州华安 363800

电网合环操作，就是对线路、变压器、断路器等进行网络闭合运行的电气操作。配网合环产生的环流很可能造成保护动作跳闸，直接影响电网的安全稳定及用户供电。本文主要论述合环转电理论计算分析、采取的各项措施，并提出减小环流的策略，提高电网运行的安全性和可靠性，实现停电时间和停电范围的减少[1-2]。

1 合环基本原则和理论分析

总体来看，进行电气系统合环操作时，应坚持“相位一致、相角差30 度以内、电压差20% 以内” 的基本原则，同时考虑合解环时环路功率和冲击电流对负荷分配和继电保护的影响，防止设备过载和继电保护动作[3]。

1.1 开展资料收集

一是收集阻抗参数。收集相关的主变、线路阻抗，梳理电网运行方式，形成等值电路图。

二是收集合环电流。记录合环前两侧母线负载、两侧母线电，线路联络开关继电保护定值。

三是收集其他影响因素。收集两侧母线电容器投入情况、合环点位置及其他补充因素。

1.2 开展潮流初步计算

一是运用电力系统仿真计算潮流。根据收集的资料，分别搭建模型，模拟110 千伏同一系统-220 千伏同一系统-220 千伏不同系统的运行方式。确保阻抗值正确输入，得出合环前后有功、无功潮流及短路电流计算值，并绘制出合环前后的潮流图。

二是理论结果分析。通过设置不同参数变量产生计算结果，验证并确定主要影响因素及次要因素，明确实际操作中需要调整的数值范围。例如：功率分配的影响、无功功率对于电流的影响、合环点距离远近的影响等[4]。

三是基于理论值进行实际合环操作验证。选择配网低负荷时段，调整两侧主要影响因素至合格范围后进行合环操作。对于实际结果与理论结果出现偏差较大的情况，需查找原因，及时修正错误，并重新进行潮流计算[5]。

2 合环转电事故案例分析

通常情况下，合环转电的原因有相序不一致、相角差及电压差大于额定值系统短路阻抗不同、保护定值设置偏差、线路及电缆不满足要求等。

事件一：配网恢复正常运行方式合环转电过程中引起二级重要用户配电站两回进线开关跳闸，造成二级重要用户停电。此次合环转电过程中的停电事故原因分析如下：

一是二级重要用户配电站#1 配变及#2 变配变容量均为1250kVA、总额定电流144A，进线901、902 开关CT 变比均为150/5。

二是配电站进线901 及902 开关速断保护按躲过配变低压侧整定，未考虑功率穿越时电流情况[6]。

事件二：负荷转移过程中引起大型小区母联900 开关、进线908 开关跳闸，造成大型小区停电。此次合环转电过程中的停电事故原因分析如下：

一是大型小区第一配电站进线901、902 开关CT 变比均为300/5，过流值288/0．5S，母联900 开关CT 变比均为150/5，过流值210/0．5S 合环时伴有较大的合环电流产生造成保护装置动作跳闸。

二是在不同220 千伏变电站的10 千伏配网进行合环操作过程中，合环前两端主变负载差、母线的电压幅值差及其相位差通常很大，在合环操作后有较大的合环电流，致使10 千伏配网设备保护装置动作[7]。

3 整改措施

①设备改造：对二级重要用户两回进线开关CT 进行改造，重新对开关定值进行调整与确定。

②对主干线配电站房进行排查整改，核查保护定值、导线及电缆型号等相关重要信息参数是否满足合环条件。

③加快绕越产权设备整改，造成操作困难及设备也无法同步进行改造。

④配电网合环转负荷分析与对策研究：

一是在不同220 千伏变电站中的10 千伏馈线中建立了相应的合环计算模型，探索哪些主要因素会对冲击电流与环稳态影响合潮流造成影响。

二是充分考虑影响到配电网带电合环因素：对一些地区电网参数的特点做了统计，统计出了几个重要参数的分布特点，如合环母线的等值阻抗、幅值差和电压相角差等。

三是提升电力系统仿真计算。运用电力系统仿真计算软件分析了配网合环前10 千伏母线电压、相位角情况、对配网合环后进行潮流计算以及考虑测量误差的潮流计算，并进行了馈线保护分析。

4 结语

总结了提高配网合环转负荷成功率的一些对策，主要有配网设置合理的合环方式，主网运行方式，调节变压器分接头，控制馈线载流量及选择合适的合环操作时机。

应对合环转电可能引起设备跳闸的措施：方法一：通过调整主变运行方式使得两台主变负载相差较小。方法二：通过调整母线电压使得潮流方向与主变负载差引起的潮流方向相反进行抵消。方法三：尽量采用由上到下逐级合环的操作方。方法四：跨多级电压合环操作时，可临时停用合环开关( 尤其是馈线联络开关) 电流Ⅲ段保护，待躲过合环冲击电流，合环成功后，再启用该保护。