10kV母线合环操作分析.pdf

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1、Operation&Maintenance运行维护10kV母线合环操作分析徐宏海，广东电网东莞东城供电公司摘要：东莞主山变电站10kV配电网在进行合环转供电时,由于环网线路的负荷分布不合理，导致操作失败。该文总结教训，提出了10kV配电网合环转供电的措施。关键词：合环；10kV母线；供电可靠性中图分类号：TM774文献标志码：B文章编号：1003-0867(2010)07-0023-02广东电网东莞110kV主山变电站（以下简称主山站）220kV母线位于东城供电公司内。供电区域都是东莞市的繁荣中心。220kV母线220kV母线包括东城区府、东城

2、水厂等。站内有34条10kV线路，大部分都是重要供电用户。10kVI段与II段母线是采用闭环结构，开环运行的供电方式。这些母线配置了分段联络断110kV母线变电站A110kV母线变电站B路器，通过联络线路可以互供负荷，提高供电可靠性。在环网线路转供电时，以往都是采用“先断后通”（即先断开一条线路的电源，然后合上联络断路器）的倒闸操作方10kV母线A10kV母线B10kV母线C式。2009年东莞东城供电公司为响应广东电网的“创先”行动，以供电可靠性为主，进行全面的管理与提升。200910kV联络断路10kV联络器断路器年11月，110kV板主甲线

3、由运行转为检修状态。借此机会配网合环点1配网合环点2对主山站10kV配电网进行合环转供电试验，并逐步推广这图1合环模式分类样的倒闸操作方式，最后在所有具备条件的10kV环网线路电气上不存在联络，故将其省略。在合上10kVI段与II段实现了合环转供电。大大提高了配电网的供电可靠性。母线的联络断路器500前，主山站10kVI段母线的负荷F1为（12+j5）MW，10kVI段母线电压U1的幅值为10.439110kV母线合环转供电的试验简况kV，相角为-26.15°；10kVII段母线的负荷F2为（38+1.1合环模式的分类j9）MW，10kVII段

4、母线电压U2的幅值为10.409kV，相配电网合环操作从合环点110kV电源运行方式（并列运角为-28.71°。行和分列运行），可以将合环模式总结为以下两种情况。图2中，除联络线断路器500外，其余断路器在合环前合环点上游电源分列运行的馈线合环，如图1所示。后均处于闭合状态。配网合环点1属于这种情况，母线A和母线B两条母线分列当时合环后，纪录显示10kV母线电压为10.416kV，运行并且来自不同的变电站，它们之间直接通过变电站或相角为-27.71°。所以求得流过联络线的电流值是1260A。母联断路器或联络断路器进行合环操作。而联络断路器的过流

5、保护值是1200A，动作时间是0.7s。上游电源并列运行的馈线合环，如图1所示。配网合220kV板桥站110kV母线环点2属于这种情况，都是由同一个110kV的母线供电，130132在进行配网合环操作时，利用变电站母联断路器或联络断板板路器进行合环操作。主主甲乙对于这两种合环操作，第一种危险性最大。因为其上线线游电源为分列运行，合环点电压差较大。第二种由于其上101102游电源为并列运行，其合环点电压差会相对小一些，但是如果合环线路两侧负荷较重，也可能造成环流过大，因此主山站主山站#1主变#2主变RURALELECTRIFICATION必须经过

6、计算，确保合环操作的可行性。1.210kV母线合环转供电前的情况50110kV母联主山站的一次接线图如图2所示。图中省略了接地断路器502甲502乙50010kVI母线10kVII母线乙刀、隔离开关等与此次试验无关的设备。该站共有3段1010kVII母线甲kV母线，但因试验时，第三段10kV母线与前2段母线在图2110kV东莞主山变电站一次接线图2010年第07期总第278期23运行维护Operation&Maintenance可见操作中，因F1母线上的负荷较轻，在合环后由于II段可以降到最低。母线上较重的负荷，造成流过联络断路器的电流超过保护

7、3.3调节变压器变比值，联络断路器500跳闸。对于一个稳定运行的系统，一旦运行方式、负荷确找到跳闸的原因后，尝试在用电低谷期，再进行一定，各节点之间的相角就基本保持不变。因此，控制合环次合环转供电。当时10kVI段与II段母线的负荷分别是点两侧的电压幅值也是控制合环点电压差的重要手段之（10.5+j4）MW、（18.5+j5.1）MW。再次合环后，流一。可以通过改变变压器分接头位置，也就是调整变压器过联络线的负荷为（4.22+j0.11）MW，求得电流值是的变比使合环点两侧的电压差尽量降低，减小合环电流。375A。很明显，该电流大大低于保护整定

8、值。3.4投入限流电抗器选择环网内负荷较轻时合环或者调节变压器变比合2教训环，都是从减小合环两端的电压差（减小相位差或幅值大《东莞电力系统配网调度规程