探讨地区配电网的稳定性

探讨地区配电网的稳定性 探讨地区配电网的稳定性 【摘要】电网规模的不断扩大，配电网的稳定问题日益突出，越来越受到重视和关注。文章结合江门地区电网的运行情况，对该地区的配电网的稳定性进行了探讨，对电网运行所存在的稳定问题以及可能产生的危害进行了深入分析，并在这根底上提出了如何采取策略来提高配电网的稳定性，从而提高电网稳定运行水平，具有重要的借鉴意义。 【关键词】配电网;稳定性;措施 1.前言 随着科学技术的迅速开展和经济水平的不断提高，人民的文化生活日益提高，这就使得整个国家、社会对电力系统的要求不断的增长着，而对供电的质量和供电的稳定性要求也是与日俱增的，由于电力系统规模在不断扩大，人们越来越关注和重视日益显著的电网稳定问题。纵观国内电网的开展，许多稳定问题并不是很突出。但是在工程建设上，发电、送电、变电之间的比例不协调，以及电网结构不够合理，加上对系统运行的稳定性的忽略，导致危害性事故频发。因此，需要相应部门及时总结经验教训，严格遵从配网设计导那么，努力降低电网稳定破坏事故的发生频率。根据地区配电网负荷分布特点和实时情况，针对实际出现的问题进行分析研究，才能使地区配电网的规划设计经济合理，保证供给电力的平安可靠性，保证供电电压合格，网络损耗小。以下结合江门地区电网运行状况，对其稳定性进行分析研究，并提出相应的措施。 2.江门地区配电网存在的问题 江门市位于珠江三角洲经济兴旺地区，近几年随着经济的开展，用电需求迅速增长，全市用电量已持续多年保持增长，负荷的高速增长使该地区配网结构中存在的一些薄弱环节日益显露。 2.1 配网线路供电能力问题 2.1.1 配网公用线路重载及过载问题 江门地区在度夏期间公用线路出现重载和过载情况较为严重，并且持续时间长，重载次数较多，导致供电设备长期处于过负荷工作状态。假设不马上采取措施处理，设备容易因为长期过载运行发热导致绝缘降低，开展成为短路故障线路跳闸，造成较大范围用户停电，造成地区配网稳定性失衡。且该类故障较为严重需要较长时间进行处理，将会造成用户较长时间停电，影响供电企业形象。具体情况如表所示。 表1 公用线路重载明细表 序号 区局 馈线名称 类型 平安电流 最大电流 最大负载率 重载次数 重载累计持续时间 1 蓬江 白马10kV高村线F722 公用 486 462.95 95.26% 127 194.97 2 蓬江 桥美10kV虎岭线F713 公用 378 378 100% 82 77.68 3 蓬江 荷塘10kV马桥线F719 公用 486 462.68 95.2% 77 104.19 4 江海 中东10kV中德甲线F711 公用 486 486 100% 62 129.89 5 江海 中东10kV创业线F724 公用 500 486.1 97.22% 28 48.33 6 新会 双水10kV万亩线F704 公用 285 260.4 96.34% 34 24.16 7 新会 司前10kV司庙线F703 公用 486 435.22 91.07% 7 4.66 8 开平 水口10kV永红线F711 公用 400 363 90.90% 43 68.75 9 台山 公益10kV大江线F704 公用 378 360 95.25% 43 79.81 10 台山 塔山10kV湖心线F710 公用 400 371 92.81% 27 57.99 表2 公用线路过载明细表 序号 区局 馈线名称 类型 平安电流 最大电流 最大负载率 过载次数 过载累计持续时间 1 蓬江 井根10kV松园线F710 公用 519 594.4 114.52% 1 0.5 2 蓬江 杜阮10kV子棉线F722 公用 433 487.1 112.50% 6 6.5 3 江海 外海10kV天华线F724 公用 486 542.2 111.57% 9 9.09 4 江海 向东10kV向虹甲线F708 公用 378 426.0 112.70% 13 11.66 5 台山 横湖10kV南工线F711 公用 378 413 109.37% 26 35.32 6 台山 塔山10kV城西线F708 公用 300 349 116.54% 6 12.09 7 台山 北区10kV彩虹线F722 公用 300 331 110.45% 3 2.75 2.1.2 配网用户专线过载问题 目前江门地区共有8回10kV专用线路出现过载情况。虽然专用线路资产不属于供电局，由用户维护管理，但是线路长时间过载，假设不马上采取措施处理，设备容易因为长期过载运行发热导致绝缘降低，开展成为短路故障线路跳闸，造成较大该用户停电，且存在用户设备故障越级跳闸上级设备造成更大范围的停电，且该类故障较为严重需要较长时间进行处理，用户需花费长时间停电处理，对用户造成更大影响。 表3 用户专线过载明细表 序号 区局 馈线名称 类型 平安电流 最大电流 最大负载率 过载次数 过载累计持续时间 1 新会 双水10kV亿利甲线F723 专用 433 620.18 143.23% 826 785.26 2 新会 黄冲10kV石场线F708 专用 433 602.76 139.21% 84 145.09 3 开平 龙胜10kV宏利线F710 专用 433 522 118.42% 65 39.55 4 鹤山 共和10kV世运乙线F722 专用 500 518 103.64% 1 0.83 5 恩平 马坦10kV锦成丁线F751 专用 519 558 107.62% 7 6.17 6 恩平 虾山10kV陶安甲线F722 专用 519 637 122.84% 559 935.01 7 恩平 虾山10kV达陶乙线F724 专用 519 641 123.59% 364 753.65 8 恩平 虾山10kV达陶甲线F712 专用 519 634 122.19% 368 556.22 2.2 配网网架问题 2.2.1 联络线路不能完全转供问题 如表4所示，由于线路接入配变容量较大负荷过重、线路线径过小或变电站CT变比限制，在联络线路一回的变电站开关停电情况下，另一回线路无法转供该回线路所有负荷，造成局部用户停电。目前全地区有69组环网无法完全转供，共155回线路不能相互支援供电。 表4 环网线路不可转供回数统计 区局 线路回数 环网线路回数 不能完全转供线路回数 不可转供占环网线路比例 蓬江 240 224 33 14.73% 江海 96 82 9 10.98% 新会 284 206 64 31.07% 开平 199 176 25 14.20% 台山 165 75 10 13.33% 鹤山 163 116 14 12.07% 恩平 98 65 0 0.00% 合计 1245 944 155 16.42% 联络线路不能转供主要原因是线路接入配变容量较大负荷过重和联络线段局部线径过小。配变容量较大负荷过重造成不能转供的有97回，因联络线径过小造成无法转供的有56回，另有2回线路由于变电站CT变比过小而限流不满足转供条件。 图1 不能转供原因统计图 2.2.2 环网组联络线路过多问题 如表5所示，按照配网设计导那么标准，典型接线模式一个环网组的联络线路不多于4回，当一组环网接入线路过多时，造成网络结构混乱，联络点过多，实施平安措施复杂，停送电操作过长，不利于运行操作。局部双电源用户跨接两个不同环网，存在不同环网之间的交叉供电和转电操作，有违分区供电原那么，同时为防止用户倒送电需增加用户设备隔离的平安措施，不利于运行管理。目前江门地区联络线多于4回的环网组5组。 2.2.3 联络线路接同一变电站同一母线问题 局部10kV联络线路接在同一变电站的同一条10kV母线上，当该10kV母线停电时，该组联络线路所有线路均需停电，无法转供。江门地区共有10组联络线接同一变电站的同一母线。 表6 联络线路接同一变电站的同一母线问题明细表 序号 区局 变电站 线路名称 所在母线 1 蓬江 堡棠站 先进甲线、先进乙线 10kV 1M 2 蓬江 农林站 象溪线、莲平线 10kV 1M 3 江海 中东站 七西线、华玻线 10kV 1M 4 新会 牛湾站 升平线、开发线 10kV 1M 5 新会 顺丰站 红卫甲线、红卫乙线 10kV 5M 6 开平 开平站 天富线、中院线 10kV 2M 7 开平 百合站 儒北线、蒲桥线 10kV 1M 8 台山 深井站 下斗线、圩镇线 10kV 1M 9 鹤山 城北站 杉甫线、丽城线 10kV 1M 10 恩平 恩平站 恩城线、恩富线 10kV 1M 2.2.4 同一变电站同杆架设线路联络开关不起转供作用问题 同一变电站同杆架设线路安装联络开关组成环网，由于线路同杆架设，当其中一回线路需要检修时，该同杆架设段所有线路需要停电，即同杆架设另一回线路也需同时停电，此位置上的联络开关完全没有作用，线路依然不能转供，故虽然该联络开关将两回线路组成环网结构，但完全不能起到联络转供作用，反而造成联络点过多，增加运行人员操作量，停电时必须在该联络开关实施平安措施，存在一定平安隐患。目前江门地区共有6个同杆架设线路联络开关，图2所示为同杆架设线路联络开关示意图。 表7 同一变电站同杆架设线路联络开关明细表 序号 区局 联络线路名称 联络开关名称 1 蓬江 井根站10kV松岭线、井根站10kV井松线 井根站10kV井松线#11塔开关 2 新会 禾江站10kV利生线、三江站10kV银湖线 三江站10kV银湖线#01塔电缆刀闸 3 新会 禾江站10kV九子沙线、洋美线 禾江站10kV洋美线#58塔58T2开关 4 台山 北区站10kV五洲线15#、北区站10kV糖饼厂线15#塔 北区站10kV五洲线15#塔开关 5 鹤山 鹤山站10kV霄乡线、鹤山站10kV南安线 霄乡线#16塔与南安线#16塔联络开关 6 鹤山 址山站10kV竹场线、址山站10kV址云线 竹场线#26塔与址云线#26塔联络开关 图2 同杆架设线路联络开关示意图 2.3 配网可靠性问题 2.3.1 线路线径过小保护灵敏度降低问题 江门地区共有3条10kV线路由于自身或联络供电线路线径小保护灵敏度降低，从而出现保护过流整定值小于线路平安电流值，影响线路供电能力，存在正常运行线路未到达线路平安电流限值而保护跳闸用户失压风险。出现该情况，一个原因是由于该线路自身供电路径长，特别是支线供电距离长，且线路线径过小，导致线路阻抗增大，保护灵敏度下降，线路过流保护限值很小，造成过流保护整定值小于线路设备的平安电流值情况;另一个原因是该线路联络供电的线路线径小，由于配网线路转供频繁且保护定值变更只能停电修改耗时至少一个小时以上，所以定值整定必须考虑线路转供后能够保护到对侧联络线全线，便于线路随时转供，防止该线路供电联络线时联络线故障该线路保护无法动作可靠隔离故障的情况发生，故对侧联络线的线径过小影响本侧线路的保护灵敏度大幅降低，即使本侧线路长度短、线径粗也无补于事。 表8 线径过小过流保护灵敏度低线路限流明细表 序号 区局 变电站 线路名称 平安电流 过流定值限流 造成灵敏度降低原因 供电最远长度 影响灵敏度线路位置 1 台山局 高头站 西华线 300 228 自身供电线路长线径过小 29.831 西华线#337至#362杆的11公里线路线径为35 2 开平局 骑龙站 东林线 378 360 自身供电线路长线径过小 16.27 东林线主线#135-#210杆7.09公里线路线径为50 3 恩平局 大槐站 那农线 394 268 自身供电线路长线径过小 25.4 那农线#124-#208杆10.28公里线路线径为50 2.3.2 配网线路功率因数偏低问题 局部配网线路无功功率过大，功率因数低，需从上一级电网大量下载无功，不符合?广东电网电压质量管理工作手册?规定无功补偿分层分区就地补偿的原那么，大大增加网损。江门地区配网线路中，功率因数小于0.85且平均负荷大于2MW的线路共有6条。 表9 功率因数偏低线路明细表 序号 区局 变电站 线路名称 功率因数 最大有功 最大无功 平均有功 1 新会 大鳌站 东风乙线 707 0.795414 5 3.8 2.8 2 新会 睦洲站 南镇线 710 0.802898 4.4 3.1 3.5 3 新会 大鳌站 五村线 716 0.805669 4.8 3.7 3.8 4 新会 崖南站 围垦线 722 0.810798 4.4 3.1 2.8 5 台山 南湾站 烽火乙线 704 0.782475 3.7 2.9 2.0 6 台山 汶村站 九岗线 701 0.802466 3.4 2.4 2.3 2.3.3 10kV线路末端电压低问题 如表10所示，由于线路长线径小，当线路负荷较大时，10kV线路末端电压低于9.3kV，超出电压合格范围。 3.针对该地区配电网稳定性提出的改良措施 3.1 配网线路供电能力问题改良措施 3.1.1 10kV公用线路过载改良措施 营业部门、运行部门、计建部门多方联动，共同实施，尽最大可能降低过载造成的故障风险，并最终通过负荷割接得以完全解决。首先营业部门对过载线路全线用户实施分时段分批次轮休，确保线路不过载，同时暂停该线路的用户报装接入申请，将有报装、增容需求的用户调整至其他线路接入，待线路过载问题解决后后再批准用户接入增容。其次运行部门加强线路巡视维护工作，及时消缺，防止设备缺陷恶化导致事故。再次计建部门通过紧急立项割接负荷或改造从根本上解决线路过载问题。 3.1.2 10kV公用线路重载改良措施 一方面运行单位加强线路巡视维护工作，及时消缺，防止设备缺陷恶化导致事故，另一方面计建部门通过改造或新增线路立项解决，同时营业部门注意控制重载线路的用户报装接入，假设有大用户接入可能造成线路过载的，应将该用户调整至其他线路或者暂缓用户接入，待线路改造完毕后再接入。 3.1.3 10kV专用线路过载改良措施 营业部门联合运行部门深入用户现场，告知用户设备最大平安运行限值是多少，向用户解释设备过载将会产生的风险，指导用户通过改造、新建线路或开出自有发电机组解决过载问题。 3.2 配网网架问题改良措施 3.2.1 环网结构不标准问题改良措施 将多回线路连接的环网解环，分拆为3回或4回一组的多个环网组，解决联络线路过多存在较大平安隐患和影响操作效率问题。对于双电源用户接入造成网架复杂问题，要求双电源用户一路采取专线供电，另一路接入一个环网，对于无法采用专用线路供电的，要求双电源用户的两路电源都由同一环网内不同线路进行供电，防止跨网供电存在平安隐患，同时也保障用户可靠供电。同时对双电源用户的报装接入申请经调控中心审批该用户是否跨两个环网接入或有无安装转供闭锁装置，防止出现双电源用户跨两个环网运行，也防止双电源用户无闭锁装置进行环网转供出现平安事故。 3.2.2 联络线路接同一变电站同一母线问题改良措施 将同母线的环网线路改为分接该变电站的不同母线，提高电网结构的供电可靠性。对于只有单台主变的变电站，建议变电站主变扩容后，将局部原有出线改接至新母线上，从而改善电网结构。 3.2.3 同一变电站同杆架设线路联络开关不起作用问题改良措施 鉴于该联络开关完全起不到联络转供的实质作用，且增加不必要的联络点，影响操作效率，存在平安隐患，占用设备资源，应将此开关移至主干线上作为分段开关使用，合理利用资源。 3.2.4 联络线路不能完全转供问题改良措施 完善网架规划，通过新增线路割接负荷，按照配网设计导那么标准对网架进行调整，实现环网线路负荷完全转供，提高可转供率。 3.3 配网可靠性问题改良措施 3.3.1 配网线路线径过小导致保护灵敏度降低问题改良措施 一方面，将过流定值小于线路运行电流的线路运行越限告警值设置为过流值的80%，当线路运行电流接近过流值时提前发出报警，通知运行单位采取措施控制负荷，防止线路过流保护动作造成全线停电;另一方面，将本线路和联络线线径过小的联络段造为240导线，将线径70、长度超过1公里的支线改造线径为150及以上，降低线路阻抗，提高保护灵敏度，或者新增变电站缩短供电半径，彻底解决线路供电过长导致保护动作定值小于线路运行限值问题。 3.3.2 配网线路功率因数偏低问题改良措施 一方面对配变端无功补偿装置进行核查，对于没有配置无功补偿装置或本身补偿缺乏的，应改造完善，减少用户端无功对系统依赖，提高线路功率因数;另一方面根据?广东电网电压质量管理工作手册?优化配置无功补偿装置要求，对供电线路长无功功率过大、功率因数低、变压器容量较小的线路设置线路无功补偿装置，无功补偿点宜为一处，不应超过两处，无功补偿容量宜按该线路未安装无功补偿变压器总容量的7-10%配置。 3.3.3 线路末端电压低问题改良措施 将负荷重的线路负荷割接降低负荷提高电压;将线径过小的，对主线、分支线进行改造，将主线导线更换为240导线，将35、70的支线导线更换为150导线。 3.4 加强对地区配电网的运行维护 地区配电网的平安稳定运行，不仅需要有方案的定期维护，也需要进行不定期的到那时具有预防性的试验，这就是运行维护。运行维护的目的也在于防止配电设备故障，确保其平安稳定运行。 4.结束语 随着地区电网发、供电容量的不断扩大，提高电网稳定运行水平越来越重要，必须引起有关部门的高度重视。在地区电网的规划、设计、运行阶段，必须做好稳定性水平分析及提高工作。对于运行管理单位， 更要进行计算分析，合理安排运行方式。 参考文献 【1】刘树森.地区电网稳定性分析.东北电力技术，2006： 46-49. 【2】范俊杰.浅析城市配电网规划设计与建设改造J.青年科学，2021：367-368. 【3】文艳，罗安.配电网可靠性分层评估算法J.继电器， 2004，32.