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摘要：合理的电网运行方式是电网安全、经济运行的基本条件，最大限度地满足用户的用电需要，为用户提供安全、可靠的供电环境是新时期对电网的要求。文章以内桥接线的110kV变电站为例，通过对并列与分列两种运行方式在供电可靠性、经济运行性、电压调整灵活性三方面进行量化分析，证明了内桥接线变电站采用分列运行方式更加可靠、经济。
关键词：110kV变电站；内桥接线；分列运行；失压影响值；电网运行 文献标识码：A
中图分类号：TM732 文章编号：1009-2374（2015）28-0153-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.28.076
目前，电网部分用户负荷对连续供电的要求较高，其负荷开关具有低压释放装置，当供电线路发生故障时，因变电站侧开关的重合闸动作时间至少需要0.7秒，在此期间用户侧负荷开关的低压释放装置动作跳闸，造成用户设备短时停电，影响用户连续生产工作，给用户带来损失。原来认为，事故情况下能够通过重合闸及备自投装置恢复用户供电即为“可靠供电”，但这一概念与用户要求并不相符，对用户的“可靠供电”应解释为：对用户连续供电，绝对停电时间为0秒。本文对内桥接线的两种常见运行方式在供电可靠性、经济运行性、电压调整灵活性三方面进行了对比分析。
1 案例分析模型
110kV变电站采用内桥接线，其主要有两种运行方式：
方式1：本文称为“并列运行”方式，见图1：
方式2：本文称为“分列运行”方式，参见图1，只是301、101开关为分位。
图1中AB1线和AB2线为110kV输电线路，线路型号均为LGJ-300，单位长度电阻为rΩ/km，线路长度L1和L2均为15km。B站2号、3号主变容量均为50MVA。为便于分析，不考虑35kV母线负荷不平衡问题。
2 供电可靠性分析
本文以系统在故障时负荷损失最小为原则，提出了失压影响值（Ps）这一概念。失压影响值（Ps）即事故情况下，用来反映母线瞬时失压对系统负荷损失造成的影响大小，每造成一条母线瞬时失压计1分，并根据不同电压等级母线在失电时对系统损失负荷的影响设定具体影响系数k（k≥1），失压影响值Ps=k*1。
针对110kV内桥接线变电站上述并列、分列两种运行方式分别设定四种事故情况：1号主变故障跳闸、2号主变故障跳闸、AB1线故障、AB2线故障，对发生事故后的供电可靠性进行量化对比分析。为便于分析失电影响系数设为1，失压影响值大小按每瞬间造成一条母线失压计1分，永久失压计2分计算。
2.1 1号主变故障跳闸
方式1：1号主变故障、1号主变主保护动作，131、101、311、011开关跳闸，110kV1号、2号母线，35kV 1号、2号母线，10kV 1号、2号母线共计6条母线瞬间全部失压，失压影响值Ps1=6。110kV线路备自投经过动作判别时间3.2秒动作，132开关合闸，110kV 2号母线、2号主变，35kV 2号、1号母线，10kV 2号母线恢复运行。110kV 1号母线、10kV 1号母线失电。永久失压影响值Ps11=4。
方式2：1号主变故障，1号主变主保护动作，131、311、011开关跳闸，110kV 1号母线、35kV 1号母线、10kV 1号母线失压，失压影响值Ps2=3。301、001备自投动作，301、001开关合闸，35kV1号母线、10kV 1号母线恢复供电。仅110kV 1号母线，永久失电Ps22=2。
2.2 2号主变故障跳闸
方式1：2号主变故障，2号主变主保护动作，101、312、012开关跳闸，110kV 2号母线、10kV 2号母线失压，35kV 2号母线因301开关运行不会造成失压，失压影响值Ps1=2。001备自投动作，001开关合闸，10kV 1号母线恢复供电。仅110kV 2号母线失电Ps11=2。
方式2：2号主变故障，2号主变主保护动作，132、312、012开关跳闸，110kV 2号母线、35kV 2号母线、10kV2号母线失电，失压影响值Ps2=3。301、001备自投动作，301、001开关合闸，35kV 2号母线、10kV 2号母线恢复供电。仅110kV 2号母线失电Ps22=2。
2.3 AB1线故障跳闸
方式1：AB1线故障，110kV变电站全站失电，110kV 1号、2号母线、35kV 1号、2号母线、10kV 1号、2号母线均瞬时失压，失压影响值Ps1=6。110kV线路备自投动作后，131开关分闸，132开关合闸，B站全站恢复供电。Ps11=0。
方式2：AB1线故障，110kV变电站的110kV 1号母线、1号主变、35kV 1号母线、10kV 1号母线失压，失压影响值Ps2=3。101备自投动作，131开关分闸，101开关合闸，B站上述失压设备恢复供电。Ps22=0。
2.4 AB2线故障跳闸
方式1：AB2线故障，因110kV变电站的132开关为热备用，不会造成负荷损失，失压影响值Ps1=0。
方式2：AB2线故障，110kV变电站的110kV 2号母线、2号主变，35kV 2号母线，10kV 2号母线失压，失压影响值Ps2=3。101备自投动作，132开关分闸，101开关合闸，B站上述失压设备恢复供电。
由此可见，方式1的失压影响值和值为14，方式2的失压影响值和值为12，方式1的永久失压影响值和值为6，方式2的失压影响值和值为4，分列运行的方式2在供电可靠性更为优越。
2.5 其他影响可靠性的因素
2.5.1 短路电流的影响。在短路故障状态下，母线并列运行时因综合阻抗较小，会造成并列运行比分列运行短路电流大，母线以上无故障设备通过的穿越功率大，容易造成设备损坏，可见方式2优于方式1。 2.5.2 电压波动的影响。在一条母线故障时，与其相连的电气设备均会受到电压波动影响，并列运行比分列运行致使电压波动造成的影响范围大，可见方式2优于方式1。
2.5.3 用户负荷倒供电的安全性。变电站中压侧、低压侧线路对侧的用户设备常需要负荷倒供电，当采用分列运行时，为避免电磁环网运行，则需要进行110kV开关的运行方式调整，合上101开关，拉开110kV其中一条进线开关后，才能合上中压侧母联开关，造成变电站倒闸操作量增大，电网短时处于非正常运行方式，增加了电网安全运行风险。可见从这一角度考虑，方式1优于方式2，如果存在上述问题，可采用方式1运行。
通过以上分析可得，110kV内桥接线的变电站采用分列运行（方式2）相比并列运行（方式1）在供电可靠性方面具有相对的优越性。
3 经济运行性分析
3.1 电磁环网损耗分析
110kV内桥接线的B变电站采用并列运行时，如图1所示，1号主变→101开关→2号主变→312开关→301开关→311开关→1号主变形成电磁环网，产生环流，引起环网功率损耗。当B站采用分列运行时，则不会产生上述问题。可见方式2优于方式1。
3.2 110kV线路损耗分析
一般情况下，输电线路不计电导的影响。由于AB1线和AB2线距离很短，忽略线路电纳的影响。故在分析AB1线和AB2线的线路损耗时忽略线路导纳，此时两条线路电阻均为R=15*r，设线路电流为I。
方式1：由线路损耗公式ΔP=I2R可得，当AB1线或AB2线单独为负荷供电时，负荷为416A，此时线路损耗ΔP1为，ΔP1=4162*15*r。
方式2：当AB1线和AB2线共同为负荷供电时，每条线路上的负荷为208A，此时线路损耗为ΔP2=2*2082*15*r。
由于ΔP1/ΔP2=2，可见在线路损耗方面，方式1是方式2的两倍，方式2优于方式1。
3.3 电压降分析
方式1：由线路压降公式ΔU=I*R可得，当AB1线或AB2线单独为负荷供电时，此时线路压降ΔU1为，ΔU1=416*15*r。
方式2：当AB1线和2线共同为负荷供电时，此时线路压降为ΔU2为，ΔU2=208*15*r。
由于ΔU1/ΔU2=2，可见在电压降方面，方式1是方式2的两倍，方式2优于方式1。
由此可见，当负荷固定时，110kV内桥接线的变电站采用方式2运行时，无电磁环网损耗，线路损耗、电压降降低了50%，供电可靠性更为优越。
4 电压调整灵活性分析
在地区电网AVC控制策略中要求并列运行的主变分接头要一致，以避免产生环流。
方式1：高、中压侧并列运行的主变需要保持分接头一致运行，在调整主变分接头需要考虑另一台主变分接头位置，从而增加了AVC动作调整的难度和调整次数，造成AVC由于动作次数越限不能再动作。AVC动作策略中还要求存在并列主变时，其中一台主变闭锁时，与其并列的主变都不能调节。当AVC不能正确动作时，需要电网监控员人工干预，增加了电压不合格的机会，电压质量问题不易保证。
方式2：如果主变分列运行，AVC动作时不用考虑主变分头对应问题，既简化了AVC调整策略，也减少了主变分头动作次数，使AVC动作成功率提高，提高了电压质量。
可见方式2在电压调整灵活性方面优于方式1。
5 结语
内桥接线的110kV变电站，通过对并列与分列两种运行方式在供电可靠性、经济运行性、电压调整灵活性三方面进行量化分析，提出失压影响值的概念，证明了内桥接线变电站采用分列运行方式更加可靠、经济、便于电压调整，具有明显的优越性。
参考文献
[1] 李坚.电网运行及调度技术问答（第2版）[M].北京：中国电力出版社，2013.
[2] 国家电网公司组.电力可靠性理论基础（第1版）[M].北京：中国电力出版社，2012.
作者简介：李俊平（1971-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心技师，研究方向：电网监控运行；李向辉（1981-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心工程师，研究方向：电网调控运行；赵冀峰
（1982-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心工程师，研究方向：电网调控运行；朱姜峰（1988-），男，河北邯郸人，供职于邯郸供电公司电网调度控制中心，硕士，研究方向：电网调控运行。
（责任编辑：蒋建华）
关键词：110kV变电站；内桥接线；分列运行；失压影响值；电网运行 文献标识码：A
中图分类号：TM732 文章编号：1009-2374（2015）28-0153-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.28.076
目前，电网部分用户负荷对连续供电的要求较高，其负荷开关具有低压释放装置，当供电线路发生故障时，因变电站侧开关的重合闸动作时间至少需要0.7秒，在此期间用户侧负荷开关的低压释放装置动作跳闸，造成用户设备短时停电，影响用户连续生产工作，给用户带来损失。原来认为，事故情况下能够通过重合闸及备自投装置恢复用户供电即为“可靠供电”，但这一概念与用户要求并不相符，对用户的“可靠供电”应解释为：对用户连续供电，绝对停电时间为0秒。本文对内桥接线的两种常见运行方式在供电可靠性、经济运行性、电压调整灵活性三方面进行了对比分析。
1 案例分析模型
110kV变电站采用内桥接线，其主要有两种运行方式：
方式1：本文称为“并列运行”方式，见图1：
方式2：本文称为“分列运行”方式，参见图1，只是301、101开关为分位。
图1中AB1线和AB2线为110kV输电线路，线路型号均为LGJ-300，单位长度电阻为rΩ/km，线路长度L1和L2均为15km。B站2号、3号主变容量均为50MVA。为便于分析，不考虑35kV母线负荷不平衡问题。
2 供电可靠性分析
本文以系统在故障时负荷损失最小为原则，提出了失压影响值（Ps）这一概念。失压影响值（Ps）即事故情况下，用来反映母线瞬时失压对系统负荷损失造成的影响大小，每造成一条母线瞬时失压计1分，并根据不同电压等级母线在失电时对系统损失负荷的影响设定具体影响系数k（k≥1），失压影响值Ps=k*1。
针对110kV内桥接线变电站上述并列、分列两种运行方式分别设定四种事故情况：1号主变故障跳闸、2号主变故障跳闸、AB1线故障、AB2线故障，对发生事故后的供电可靠性进行量化对比分析。为便于分析失电影响系数设为1，失压影响值大小按每瞬间造成一条母线失压计1分，永久失压计2分计算。
2.1 1号主变故障跳闸
方式1：1号主变故障、1号主变主保护动作，131、101、311、011开关跳闸，110kV1号、2号母线，35kV 1号、2号母线，10kV 1号、2号母线共计6条母线瞬间全部失压，失压影响值Ps1=6。110kV线路备自投经过动作判别时间3.2秒动作，132开关合闸，110kV 2号母线、2号主变，35kV 2号、1号母线，10kV 2号母线恢复运行。110kV 1号母线、10kV 1号母线失电。永久失压影响值Ps11=4。
方式2：1号主变故障，1号主变主保护动作，131、311、011开关跳闸，110kV 1号母线、35kV 1号母线、10kV 1号母线失压，失压影响值Ps2=3。301、001备自投动作，301、001开关合闸，35kV1号母线、10kV 1号母线恢复供电。仅110kV 1号母线，永久失电Ps22=2。
2.2 2号主变故障跳闸
方式1：2号主变故障，2号主变主保护动作，101、312、012开关跳闸，110kV 2号母线、10kV 2号母线失压，35kV 2号母线因301开关运行不会造成失压，失压影响值Ps1=2。001备自投动作，001开关合闸，10kV 1号母线恢复供电。仅110kV 2号母线失电Ps11=2。
方式2：2号主变故障，2号主变主保护动作，132、312、012开关跳闸，110kV 2号母线、35kV 2号母线、10kV2号母线失电，失压影响值Ps2=3。301、001备自投动作，301、001开关合闸，35kV 2号母线、10kV 2号母线恢复供电。仅110kV 2号母线失电Ps22=2。
2.3 AB1线故障跳闸
方式1：AB1线故障，110kV变电站全站失电，110kV 1号、2号母线、35kV 1号、2号母线、10kV 1号、2号母线均瞬时失压，失压影响值Ps1=6。110kV线路备自投动作后，131开关分闸，132开关合闸，B站全站恢复供电。Ps11=0。
方式2：AB1线故障，110kV变电站的110kV 1号母线、1号主变、35kV 1号母线、10kV 1号母线失压，失压影响值Ps2=3。101备自投动作，131开关分闸，101开关合闸，B站上述失压设备恢复供电。Ps22=0。
2.4 AB2线故障跳闸
方式1：AB2线故障，因110kV变电站的132开关为热备用，不会造成负荷损失，失压影响值Ps1=0。
方式2：AB2线故障，110kV变电站的110kV 2号母线、2号主变，35kV 2号母线，10kV 2号母线失压，失压影响值Ps2=3。101备自投动作，132开关分闸，101开关合闸，B站上述失压设备恢复供电。
由此可见，方式1的失压影响值和值为14，方式2的失压影响值和值为12，方式1的永久失压影响值和值为6，方式2的失压影响值和值为4，分列运行的方式2在供电可靠性更为优越。
2.5 其他影响可靠性的因素
2.5.1 短路电流的影响。在短路故障状态下，母线并列运行时因综合阻抗较小，会造成并列运行比分列运行短路电流大，母线以上无故障设备通过的穿越功率大，容易造成设备损坏，可见方式2优于方式1。 2.5.2 电压波动的影响。在一条母线故障时，与其相连的电气设备均会受到电压波动影响，并列运行比分列运行致使电压波动造成的影响范围大，可见方式2优于方式1。
2.5.3 用户负荷倒供电的安全性。变电站中压侧、低压侧线路对侧的用户设备常需要负荷倒供电，当采用分列运行时，为避免电磁环网运行，则需要进行110kV开关的运行方式调整，合上101开关，拉开110kV其中一条进线开关后，才能合上中压侧母联开关，造成变电站倒闸操作量增大，电网短时处于非正常运行方式，增加了电网安全运行风险。可见从这一角度考虑，方式1优于方式2，如果存在上述问题，可采用方式1运行。
通过以上分析可得，110kV内桥接线的变电站采用分列运行（方式2）相比并列运行（方式1）在供电可靠性方面具有相对的优越性。
3 经济运行性分析
3.1 电磁环网损耗分析
110kV内桥接线的B变电站采用并列运行时，如图1所示，1号主变→101开关→2号主变→312开关→301开关→311开关→1号主变形成电磁环网，产生环流，引起环网功率损耗。当B站采用分列运行时，则不会产生上述问题。可见方式2优于方式1。
3.2 110kV线路损耗分析
一般情况下，输电线路不计电导的影响。由于AB1线和AB2线距离很短，忽略线路电纳的影响。故在分析AB1线和AB2线的线路损耗时忽略线路导纳，此时两条线路电阻均为R=15*r，设线路电流为I。
方式1：由线路损耗公式ΔP=I2R可得，当AB1线或AB2线单独为负荷供电时，负荷为416A，此时线路损耗ΔP1为，ΔP1=4162*15*r。
方式2：当AB1线和AB2线共同为负荷供电时，每条线路上的负荷为208A，此时线路损耗为ΔP2=2*2082*15*r。
由于ΔP1/ΔP2=2，可见在线路损耗方面，方式1是方式2的两倍，方式2优于方式1。
3.3 电压降分析
方式1：由线路压降公式ΔU=I*R可得，当AB1线或AB2线单独为负荷供电时，此时线路压降ΔU1为，ΔU1=416*15*r。
方式2：当AB1线和2线共同为负荷供电时，此时线路压降为ΔU2为，ΔU2=208*15*r。
由于ΔU1/ΔU2=2，可见在电压降方面，方式1是方式2的两倍，方式2优于方式1。
由此可见，当负荷固定时，110kV内桥接线的变电站采用方式2运行时，无电磁环网损耗，线路损耗、电压降降低了50%，供电可靠性更为优越。
4 电压调整灵活性分析
在地区电网AVC控制策略中要求并列运行的主变分接头要一致，以避免产生环流。
方式1：高、中压侧并列运行的主变需要保持分接头一致运行，在调整主变分接头需要考虑另一台主变分接头位置，从而增加了AVC动作调整的难度和调整次数，造成AVC由于动作次数越限不能再动作。AVC动作策略中还要求存在并列主变时，其中一台主变闭锁时，与其并列的主变都不能调节。当AVC不能正确动作时，需要电网监控员人工干预，增加了电压不合格的机会，电压质量问题不易保证。
方式2：如果主变分列运行，AVC动作时不用考虑主变分头对应问题，既简化了AVC调整策略，也减少了主变分头动作次数，使AVC动作成功率提高，提高了电压质量。
可见方式2在电压调整灵活性方面优于方式1。
5 结语
内桥接线的110kV变电站，通过对并列与分列两种运行方式在供电可靠性、经济运行性、电压调整灵活性三方面进行量化分析，提出失压影响值的概念，证明了内桥接线变电站采用分列运行方式更加可靠、经济、便于电压调整，具有明显的优越性。
参考文献
[1] 李坚.电网运行及调度技术问答（第2版）[M].北京：中国电力出版社，2013.
[2] 国家电网公司组.电力可靠性理论基础（第1版）[M].北京：中国电力出版社，2012.
作者简介：李俊平（1971-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心技师，研究方向：电网监控运行；李向辉（1981-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心工程师，研究方向：电网调控运行；赵冀峰
（1982-），男，河北邯郸人，邯郸供电公司电网调度控制中心工程师，研究方向：电网调控运行；朱姜峰（1988-），男，河北邯郸人，供职于邯郸供电公司电网调度控制中心，硕士，研究方向：电网调控运行。
（责任编辑：蒋建华）