一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法

摘要

本发明涉及一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法，链式电网指辐射状、无环网的接线方式的电网，确定方法包括下述步骤：根据两侧电压控制目标和允许运行范围，确定电压控制目标；大负荷方式和小负荷方式评估无功补偿控制策略；校验事故后电压：轻潮流单侧跳闸过电压和重潮流N‑1低电压；检修方式下电压控制措施评价；空充线路电压控制措施评价；综合大负荷方式、小负荷方式、事故后、检修方式和空充线路电压控制策略综合评价确定分接头位置。本发明结合实际电网运行特性，总结电网调压特点，综合大负荷、小负荷运行方式的调压要求，兼顾事故后电压控制、空充线路操作和检修方式给出了变压器分接头确定的原则，应用此原则确定其分接头位置。

权利要求

1.一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法，所述链式电网指辐射状、无环网的接线方式的电网，其特征在于，所述确定方法包括下述步骤：(1)根据两侧电压控制目标和允许运行范围，确定电压控制目标；

(2)大负荷方式和小负荷方式评估无功补偿控制策略；

所述步骤(2)中，无功补偿控制策略包括在确定容性无功补偿和感性无功补偿装置配置的容量的基础上，给出母线电压变化过程中不同地点投切的容量，无功补偿设备投切容量可由公式 求得，式中Q为无功补偿投切容量，S为该母线处短路容量，U0为该母线初始电压，ΔU为该母线电压待提高的电压值；

(3)校验事故后电压：轻潮流单侧跳闸过电压和重潮流N-1低电压；

(4)检修方式下电压控制措施评价；

(5)空充线路电压控制措施评价；

(6)综合大负荷方式、小负荷方式、事故后、检修方式和空充线路电压控制策略综合评价确定分接头位置；

所述步骤(6)中，综合电压控制策略评价确定分接头位置包括：

大小负荷方式：在无功补偿装置调节范围内，评估电压水平，给出无功补偿装置裕度；

控制裕度指各站可投入的无功补偿量减去现有投切量，小负荷方式下指剩余的感性无功补偿装置容量加上投入的容性无功补偿容量，大负荷方式下指剩余的容性无功补偿容量加上投入的感性无功补偿容量；

事故后：电压要求的上限与单侧偷跳压升差值确定电压控制值，和小负荷方式的电压相比得出控制裕度，控制裕度指上述电压控制值减去小负荷方式下的电压；

检修方式：安排可能出现最大过电压的检修方式，要求高压线路潮流为最轻的方式，保守计算可将线路潮流调为0功率，计算高电压等级线路单侧偷跳后线路未断开侧压升值，用电压控制上限减去压升值得到控制电压，通过控制电压和小方式的稳态电压的差值即为检修方式电压控制裕度；所述电压控制上限为1.1倍额定电压；

空充线路：线路空充一侧变电站时，为使空充线路沿线电压和空充侧网络母线电压不超过1.1倍系统额定电压需控制空充侧变压器高压侧和低压侧电压在一定值以下，此值通过空充操作后1.1倍的系统额定电压减去空充过程压升获得，此控制值即为空充线路的控制裕度；

对比各种工况的电压控制裕度确定分接头。

2.如权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤(1)中，两侧电压控制目标选取为设计水平年最大、最小运行方式的平均运行电压；

电压控制目标是保证电网各母线电压在各种运行方式下均不越限，包括：大负荷方式下，电压不越下限；小负荷方式下，电压不越上限；检修方式和事故后电压满足相应要求，允许运行范围和相应要求参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定评价导则》。

3.如权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤(3)中，轻潮流单侧跳闸过电压和重潮流N-1低电压通过电力系统仿真软件对研究网络元件逐一进行故障下开断得到电压仿真结果，参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定评价导则》评估电压情况。

4.如权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤(4)中，在检修方式下对研究网络元件逐一进行故障下开断，得到电压仿真结果，参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定评价导则》评估电压情况。

5.如权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤(5)中，线路空充一侧变电站时，为使空充线路沿线电压和空充侧网络母线电压不超过1.1倍系统额定电压需控制空充侧变压器高压侧和低压侧电压在一定值以下，此值通过空充操作后1.1倍的系统额定电压减去空充过程压升获得，通过此值电压越大控制难度越大。

说明书

一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种电力系统领域的变压器分接头确定方法，具体涉及一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法。

背景技术

[0002] 通过调节变压器分接头即改变变压器变比来调压是电网主要的调压措施之一。分接头的调节范围应能满足运行电压的要求，调节变压器分接头调整主要功能是调整无功分布。对于无载调压变压器，由于其分接头固定，因此其分接头位置需满足电网各种运行工况的调压要求。

[0003] 通常确定分接头的原则为根据大负荷、小负荷运行方式的调压要求综合分析确定分接头的位置。采用分接头调压也有其局性，根据变压器等值模型可知，调节分接头的位置其实是通过改变变比使两侧对地阻抗发生变化以达到调压的目的。这对于两侧网络发展较为成熟、短路容量较大的系统调压效果不太明显，但对于电网建设初期、网络联系薄弱的电网，变压器分接头的调压作用较为明显，需要兼顾高压网络的空充和事故后低电压和过电压控制的要求。

[0004] 目前文献集中在变压器分接头算法上的研究，对于实际电网特性分析较少。

发明内容

[0005] 为解决上述现有技术中的不足，本发明的目的是提供一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法。

[0006] 本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

[0007] 本发明提供一种链式电网初期运行变压器分接头确定方法，链式电网指辐射状、无环网的接线方式的电网，其改进之处在于，所述确定方法包括下述步骤：

[0008] (1)根据两侧电压控制目标和允许运行范围，确定电压控制目标；

[0009] (2)大负荷方式和小负荷方式(大负荷方式和小负荷方式各是研究水平年地区电网可能出现的最大负荷和最小负荷的运行方式，最大、最小负荷可通负荷预测获得)评估无功补偿控制策略；

[0010] (3)校验事故后电压：轻潮流单侧跳闸过电压和重潮流N-1低电压；

[0011] (4)检修方式下电压控制措施评价；

[0012] (5)空充线路电压控制措施评价；

[0013] (6)综合大负荷方式、小负荷方式、事故后、检修方式和空充线路电压控制策略综合评价确定分接头位置。

[0014] 进一步地，所述步骤(1)中，两侧电压控制目标选取为设计水平年最大、最小运行方式的平均运行电压；

[0015] 电压控制目标是保证电网各母线电压在各种运行方式下均不越限，包括：大负荷方式下，电压不越下限；小负荷方式下，电压不越上限；检修方式和事故后电压满足相应要求，允许运行范围和相应要求参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定导则》。

[0016] 进一步地，所述步骤(2)中，无功补偿控制策略包括在确定容性无功补偿和感性无功补偿装置配置的容量的基础上，给出母线电压变化过程中不同地点投切的容量，无功补偿设备投切容量可由公式求得，适中Q为无功补偿投切容量，S为该母线处短路容量，为该母线初始电压，为该母线电压待提高的电压值。

[0017] 进一步地，所述步骤(3)中，轻潮流单侧跳闸过电压和重潮流N-1低电压通过电力系统仿真软件对研究网络元件逐一进行故障下开断得到电压仿真结果，参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定导则》评估电压情况。

[0018] 进一步地，所述步骤(4)中，在检修方式下对研究网络元件逐一进行故障下开断，得到电压仿真结果，参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定导则》评估电压情况。

[0019] 进一步地，所述步骤(5)中，线路空充一侧变电站时，为使空充线路沿线电压和空充侧网络母线电压不超过1.1倍系统额定电压需控制空充侧变压器高压侧和低压侧电压在一定值以下，此值通过空充操作后1.1倍的系统额定电压减去空充过程压升获得，通过此值电压越大控制难度越大。

[0020] 进一步地，所述步骤(6)中，综合电压控制策略评价确定分接头位置包括：

[0021] 大小负荷方式：在无功补偿装置调节范围内，评估电压水平，给出无功补偿装置裕度；控制裕度指各站可投入的无功补偿量减去现有投切量，小负荷方式下指剩余的感性无功补偿装置容量加上投入的容性无功补偿容量，大负荷方式下指剩余的容性无功补偿容量加上投入的感性无功补偿容量。

[0022] 事故后：电压要求的上限与单侧偷跳压升差值确定电压控制值，和小负荷方式的电压相比得出控制裕度，控制裕度指上述电压控制值减去小负荷方式下的电压；

[0023] 检修方式：安排可能出现最大过电压的检修方式，要求高压线路潮流为最轻的方式，保守计算可将线路潮流调为0功率，计算高电压等级线路单侧偷跳后线路未断开侧压升值，用电压控制上限减去压升值得到控制电压，通过控制电压和小方式的稳态电压的差值即为检修方式电压控制裕度；所述电压控制上限为1.1倍额定电压；

[0024] 空充线路：线路空充一侧变电站时，为使空充线路沿线电压和空充侧网络母线电压不超过1.1倍系统额定电压需控制空充侧变压器高压侧和低压侧电压在一定值以下，此值通过空充操作后1.1倍的系统额定电压减去空充过程压升获得，此控制值即为空充线路的控制裕度；对比各种工况的电压控制裕度确定分接头。

[0025] 与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有的优异效果是：

[0026] 本发明结合实际电网运行特性，总结电网调压特点，综合大负荷、小负荷运行方式的调压要求，兼顾事故后电压控制、空充线路操作和检修方式给出了变压器分接头确定的原则。

附图说明

[0027] 图1是本发明提供的链式电网初期运行变压器分接头确定方法的流程图；

[0028] 图2是本发明提供的新疆750主网架示意图。

具体实施方式

[0029] 下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

[0030] 以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。其他实施方案可以包括结构的、逻辑的、电气的、过程的以及其他的改变。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的组件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，本发明的这些实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。

[0031] 本发明结合链式电网的特点，给出了变压器分接头的确定原则，即根据电压控制目标，考虑大、小负荷方式、事故后方式、检修方式和空充线路电压控制，综合确定合理的分接头位置。对实际电网进行分接头选择时，在保证系统无功充裕的情况下调节分接头才能达到调压的效果，链式电网初期运行变压器分接头确定方法的流程图如图1所示，包括以下步骤：

[0032] (1)根据两侧电压控制目标和允许运行范围，确定电压控制目标；

[0033] 保证电网各母线电压在各种运行方式下均不越限是电网电压控制的目标，具体分为三个：大负荷方式下，电压不越下限；小负荷方式下，电压不越上限；检修方式和事故后电压满足相应要求。

[0034] (2)大负荷和小负荷方式评估无功补偿控制策略；

[0035] 实际电网存在着许多电网运行方式，一般工程上只考虑电压最低和电压最高的两种运行方式，在这两种运行方式下的电压控制策略能够满足电压运行的要求，则认为其他方式也能满足电压控制要求。

[0036] 大负荷方式下，潮流重，无功消耗最多，电压运行最低，在有无功补偿设备的基础上，应满足电压不越下限的要求；小负荷方式下，潮流轻，无功消耗最少，电压运行最高，在无功补偿设备的基础上，应满足不越上限的要求。

[0037] 无功补偿控制策略包括在确定容性无功补偿和感性无功补偿装置配置的容量的基础上，给出母线电压变化过程中不同地点投切的容量，无功补偿设备投切容量可由公式求得，适中Q为无功补偿投切容量，S为该母线处短路容量，为该母线初始电压，为该母线电压待提高的电压值。

[0038] (3)校验事故后电压：轻潮流单侧跳闸过电压、重潮流N-1低电压；

[0039] 重潮流下，高电压等级线路故障后引起的潮流转移会使系统消耗更多的无功，同时线路切除后系统损失了一部分充电功率，两者共同作用使无功更加缺乏，引起电压的下降；

[0040] 轻潮流下，线路单侧跳闸，空充到强系统，线路首端电压合理，线路末端电压超过允许范围，空充到弱系统，线路首端近区电压大幅升高，线路末端电压更加超过允许范围。考虑着两种电压过低和过高的情况，变压器的分接头选择应尽量使其事故后电压控制措施简单。参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定导则》评估电压情况。

[0041] (4)检修方式下电压控制措施评价；

[0042] 对于长链式电网中间任一线路检修，将形成剩余网络高电压等级与主网断开，网络薄弱导致短路容量降低，电压波动大控制困难。同时对于单线单变的网络，中间一台主变检修下，由两段长线路形成超长线路，线路沿线稳态电压可能超出运行要求范围。若发生超长线路单侧偷跳和检修主变的相邻主变跳闸，大量冗余无功下网导致严重过电压，停线操作也难以安排。分接头选择不合理易造成高电压等级电压高，导致检修方式安排困难。参照能源部SD325－89《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压稳定导则》评估电压情况。

[0043] (5)空充线路电压控制措施评价；

[0044] 当电网一端系统较弱，高电压等级线路较长时，从弱系统侧对线路进行充电操作，将引起近区母线电压大幅升高，导致操作前母线电压难以控制。在对高电压等级线路系统调试期间，需要从两侧分别对线路进行充电操作，电压控制问题更加突出。变压器的分接头若选择不合理会导致空充电压控制困难。

[0045] (6)综合大小负荷方式、事故后、检修方式和空充线路电压控制策略综合评价确定分接头位置，包括：

[0046] 大小负荷方式：在无功补偿装置调节范围内，评估电压水平，给出无功补偿装置裕度；控制裕度指各站可投入的无功补偿量减去现有投切量，小负荷方式下指剩余的感性无功补偿装置容量加上投入的容性无功补偿容量，大负荷方式下指剩余的容性无功补偿容量加上投入的感性无功补偿容量。

[0047] 事故后：电压要求的上限与单侧偷跳压升差值确定电压控制值，和小负荷方式的电压相比得出控制裕度，控制裕度指上述电压控制值减去小负荷方式下的电压；

[0048] 检修方式：安排可能出现最大过电压的检修方式，要求高压线路潮流为最轻的方式，保守计算可将线路潮流调为0功率，计算高电压等级线路单侧偷跳后线路未断开侧压升值，用电压控制上限减去压升值得到控制电压，通过控制电压和小方式的稳态电压的差值即为检修方式电压控制裕度；所述电压控制上限为1.1倍额定电压；

[0049] 空充线路：线路空充一侧变电站时，为使空充线路沿线电压和空充侧网络母线电压不超过1.1倍系统额定电压需控制空充侧变压器高压侧和低压侧电压在一定值以下，此值通过空充操作后1.1倍的系统额定电压减去空充过程压升获得，此控制值即为空充线路的控制裕度；

[0050] 对比各种工况的电压控制裕度确定分接头。

[0051] 实施例

[0052] 以新疆南部电网库-阿-巴-喀输变电工程为实例，应用此原则确定其分接头位置。此方法应用于疆南电网库阿巴喀输变电工程750kV变压器分接头的确定，具体如下：

[0053] 如图2所示，预计2015年9月至年底，750千伏库车-阿克苏-巴楚-喀什输变电工程投运，该工程投运后，由750千伏吐鲁番变始，至750千伏喀什变，1000公里750千伏线路均为单线，与主网联系薄弱，疆南各750kV变电站变压器为无载调压变压器。220kV侧有五个分接头可选择，即220kV±2×2.5％。

[0054] 南疆电网线路长，潮流较轻，无功功率过剩严重，主要存在过电压问题，现通过理论分析其主要无功电压特性。表1为750kV线路长度和补偿情况。

[0055] 表1 750kV线路长度和补偿情况

[0056]

[0057] 3.1确定电压控制目标

[0058] 新疆南部电网750电压控制原则，正常运行电压50～800kV，事故后若在800～840kV之间，采取调度员手动采取措施控制到正常水平，在840kV以上需配置安自装置故障后快速动作恢复正常运行电压。220kV正常运行电压控制要求在230kV～242kV之间，事故后电压不低于207kV。

[0059] 南疆电网750kV正常运行电压在765～775kV之间，220kV电压长期运行在238kV～242kV之间，220kV电压几乎没有运行裕度。

[0060] 3.2大、小负荷方式下电压评估

[0061] 南疆电网750kV正常运行电压在765～775kV之间，220kV电压长期运行在238kV～242kV之间，电压偏高严重。根据电网实际运行情况安排两种无功消耗最大和无功消耗最小的方式，即大负荷和小负荷方式。分别在这两种方式下，通过无功补偿装置和发电机调节使电压调整到实际运行水平，首先分析无功补偿投入情况，以获得电压调节裕度。

[0062] 表2 750变电站无功补偿情况分析

[0063]

[0064] 表2为各750kV变电站在大、小负荷方式下无功补偿投入情况，表2为各地州220kV变电站无功补偿情况，可知在大负荷方式下，750kV变电站和220kV变电站均有调压裕度，即在大负荷电压较低的情况下，仍然有抬高电压的手段。在小负荷方式下，各750kV变电站和220kV变电站剩余电抗容量较低，个别变压器和地州已无降低电压的手段，即对于220kV电压层面，电压较高的情况控制较为困难。

[0065] 表3 220kV变电站无功补偿情况(Mvar)

[0066]

[0067] 在当前的无功配置情况下，220kV网络高电压情况是主要矛盾。因此希望通过调节变压器分接头能够降低220kV电压，同时兼顾750kV电压在一个合适的范围。在其他条件都不变的情况下调整分接头+1档和+2档(经初步分析其他档位不适合调压要求)，得到表3电压变化情况。

[0068] 表4南疆电网小负荷

[0069]

[0070] 表4为不同档位电压情况，各台主变分接头调至+1档后，各台变压器主变750母线电压均有升高，从巴州变压器750kV母线到750kV线路喀什末端，电压升高幅度依次变大，升高范围在3.8～12.6kV之间。各台主变220kV侧母线电压除巴州主变220侧电压升高0.8kV以外，其余均有所降低，喀什电压降低为1.4kV，其余在2.2～2.4kV之间。

[0071] 表5南疆电网大负荷

[0072]

[0073]

[0074] 枯大方式下，无功需求最大，在此方式上校核主变不同分接头的适用性，表5为不同档位电压，各台主变分接头调至+1档后，各台变压器主变750母线电压均有升高，从巴州变压器750kV母线到喀什末端，电压升高幅度依次变大，升高范围在4.9～15.2kV之间。各台主变220kV侧母线电压除巴州主变220侧电压升高1.1kV以外，其余均有所降低，变化范围在0.8～1.4kV之间。

[0075] 综合大小负荷方式电压情况分析，小负荷下220kV过电压情况是主要矛盾，在+1档位下220kV电压能够降低2kV左右，同时750kV母线电压维持在780kV左右，电压较为适中。

[0076] 3.3检修方式

[0077] 库车主变检修下750千伏巴库一线巴侧跳闸，压升最大，表6给出检修方式下不同档位分接头事故后电压变化情况。

[0078] 表6检修方式N-1

[0079]

[0080] 主变检修方式下，长线路发生单侧偷跳和相邻主变跳闸压升较大，不同档位最大压升相近。相对最高电压而言都在840kV以内，+2档位有较大电压裕度。

[0081] 3.4事故后方式电压评估

[0082] 南疆电网线路长，充电功率高，发生线路单侧跳闸情况易出现过电压情况。表7为小负荷方式下不同变压器档位线路单侧偷跳的压升情况。

[0083] 表7小负荷方式下线路单侧偷跳

[0084]

[0085]

[0086] 由表可知：+2档，线路单侧跳闸后多处750电压在790～800kV范围内，750kV母线最高电压达到796.1kV，最大压升26.2kV，对应巴库巴侧跳闸巴州电压。220kV母线最高电压241.1kV，最大压升5.1kV，对应库车主变220kV电压；+1档，750kV电压最高为780.6kV，压升最高为22.8kV，对应喀什主变跳闸后楚喀线喀侧电压。跳闸后220kV母线压升最高为2.6kV，对应楚喀喀侧跳闸巴楚220kV电压。按照正常运行电压750～800kV，事故后短时间在800～
840kV之间的标准，两个档位都在要求范围内，对应+1档有较大的电压控制裕度。

[0087] 3.5空充操作电压评估

[0088] 空充线路时，为保证线路沿线电压不超过电压要求，需控制合闸侧母线的初始电压低于某值，750kV按不超过800kV控制，不同分接头对应空充操作时的750kV变电站电压不同，不合适的分接头设置可能造成电压控制困难。表8为给出各750变电站母线空充母线电压控制要求。

[0089] 表8合空充电压控制分析

[0090]

[0091] 由于在无750kV线路充电功率下注的情况下，通过投750kV变电站低抗能够控制220kV母线电压在较低水平，因此两种档位下均可以。

[0092] 3.6分接头位置综合评估：

[0093] 通过大、小负荷方式、事故后、合空充操作评估了不同分接头的合理性，如表9所示。

[0094] 表9分接头位置综合对比

[0095]

[0096]

[0097] 综合上表分析，若新疆南部电网按上述控制原则，正常运行电压750～800kV，事故后若在800～840kV之间，采取调度员手动采取措施控制到正常水平。电压在840kV需配置安自装置故障后快速动作恢复正常运行电压。220kV正常运行电压控制要求在230kV～242kV之间，事故后电压不低于207kV，则选择+1档较为适合。

[0098] 从具体案例实施例可以总结出：应用此方法确定能够满足实例各种工况的电压控制要求，验证了方法的准确性。

[0099] 以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。