肖 峻,龍夢皓,程 敏,祖國強(qiáng)

(1. 天津大學(xué) 智能電網(wǎng)教育部重點(diǎn)實驗室,天津 300072;2. 浙江大學(xué) 電氣工程學(xué)院,浙江 杭州 310027)

0 引言

隨著我國城市的不斷發(fā)展,城市負(fù)荷水平仍在增長,然而受到土地、資金等限制,通過新增線路或新增變電站擴(kuò)充容量的方法愈發(fā)困難。因此挖掘現(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)的供電能力成為研究的熱點(diǎn)[1-5]。

配電網(wǎng)最大供電能力TSC(Total Supply Capabi-lity)是指一定供電區(qū)域滿足N-1準(zhǔn)則條件下,同時計及變電站站內(nèi)主變與網(wǎng)絡(luò)轉(zhuǎn)供能力以及實際運(yùn)行約束的最大負(fù)荷供應(yīng)能力[2]。影響TSC的主要因素包括主變?nèi)萘颗c低壓側(cè)接線模式、饋線數(shù)量、容量與網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)等[6-8]?，F(xiàn)有文獻(xiàn)偏重于研究饋線拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)或容量對TSC的影響[8-12],但是對主變層面的研究較少。

主變發(fā)生N-1故障后,負(fù)荷會優(yōu)先通過母聯(lián)開關(guān)轉(zhuǎn)帶到同站主變,若過載再通過中壓網(wǎng)絡(luò)轉(zhuǎn)帶到其他變電站。因此,變電站的低壓側(cè)接線模式將影響主變N-1的安全邊界,繼而影響TSC。現(xiàn)有供電能力模型[12-16]中均未詳細(xì)計及低壓側(cè)接線拓?fù)浣Y(jié)構(gòu),而是簡化假設(shè)主變退出后,其負(fù)荷能夠理想地轉(zhuǎn)帶到其他同站或不同站的主變,也沒有反映站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶的原則。

在配電網(wǎng)的規(guī)劃建設(shè)實踐中,高壓配電變電站(110 kV、66 kV、35 kV)的低壓側(cè)(10 kV)大量采用單母線分段的簡單形式,這種形式能否達(dá)到一些復(fù)雜低壓側(cè)接線形式的供電能力,也是非常令人關(guān)心的問題。

為此,本文提出一種基于N-1仿真的TSC逼近算法,該算法可以詳細(xì)計及變電站低壓側(cè)接線的不同以及站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,并進(jìn)一步研究了低壓側(cè)接線對TSC的影響大小。

1 計及站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶的TSC仿真逼近算法

1.1 計及站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶的TSC模型

TSC是指在同時滿足主變N-1和饋線N-1校驗的情況下,配電網(wǎng)所能提供的最大負(fù)荷供應(yīng)能力。本文在文獻(xiàn)[17]模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行改進(jìn),改進(jìn)后的模型能夠計及主變N-1后的站內(nèi)轉(zhuǎn)帶方式,具體模型如式(1)—(7)所示。

(1)

(2)

(3)

trfmn+Fn≤RFn

(4)

(5)

trtij+Pj≤Rj?i,j

(6)

(7)

其中,TTSC為最大供電能力;Pi為主變i所帶負(fù)荷;Fm為饋線m的負(fù)荷;n∈Sa表示n為連接站內(nèi)主變的饋線,Sa表示變電站a;trfmn為饋線m發(fā)生N-1故障時轉(zhuǎn)帶給饋線n的負(fù)荷量;trtij為主變i發(fā)生N-1故障時轉(zhuǎn)帶給主變j的負(fù)荷;Ti、Tj分別表示主變i、j;n∈Ti表示饋線n出自主變i的對應(yīng)母線;i∈Sa表示主變i在變電站a中;RFn為第n條饋線的容量;Rj為主變j的額定容量。

式(1)—(6)為原有TSC模型中包括的內(nèi)容,分別為目標(biāo)函數(shù)、饋線分段約束、主變負(fù)荷和饋線負(fù)荷關(guān)系約束、饋線N-1約束、主變負(fù)荷轉(zhuǎn)帶和饋線負(fù)荷轉(zhuǎn)帶關(guān)系約束以及主變N-1約束。

圖1 計及變電站低壓側(cè)接線因素的TSC逼近算法流程Fig.1 Flowchart of TSC approximation algorithm considering connection modes at low voltage side of substation

1.2 基于N-1仿真的TSC逼近算法

針對上述考慮站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶的TSC模型,本文提出了基于N-1仿真的TSC逼近算法,流程圖如圖1所示。

第1步:準(zhǔn)備階段,電網(wǎng)數(shù)據(jù)處理,設(shè)定工作點(diǎn)。

第2步:循環(huán)逼近階段,可細(xì)分為如下2步。

第2.1步:執(zhí)行饋線N-1校驗?zāi)K[13-14,17],即式(2)—(4)。

第2.2步:執(zhí)行主變N-1校驗?zāi)K,即式(5)—(7)。結(jié)合變電站的低壓側(cè)接線方式,考慮主變N-1后站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶的問題。優(yōu)先將故障負(fù)荷轉(zhuǎn)帶給同站主變,若在此接線方式下不能成功轉(zhuǎn)帶,再由中壓線路轉(zhuǎn)帶到其他變電站。

第3步:輸出TSC,即式(1)。TSC為所有饋線段負(fù)荷之和。本文TSC的N-1逼近算法同時計及了主變N-1和饋線N-1安全約束,可以精確描述計及變電站低壓側(cè)接線的前提下主變N-1后站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶過程,采用MATLAB和C++語言編程實現(xiàn)。

2 常見變電站低壓側(cè)接線模式

本文模型只考慮變電站低壓側(cè)接線,理由如下:嚴(yán)格地講,變電站高壓側(cè)(110 kV、66 kV、35 kV)、低壓側(cè)接線以及高壓側(cè)線路,甚至更上一級變電站的接線都與中壓配電網(wǎng)的TSC與N-1安全性是相關(guān)的[2,17],但是若詳細(xì)計及將極大增加模型的復(fù)雜性,在實際電網(wǎng)中有時對數(shù)據(jù)的要求也很高。高壓側(cè)接線以及相連電網(wǎng)的故障將反映到變電站主變是否停電上,因此本文忽略了高壓側(cè)接線及上級電網(wǎng)。現(xiàn)有絕大部分的中壓配電網(wǎng)安全性分析以及供電能力文獻(xiàn)也進(jìn)行了這一簡化。

110 kV變電站有雙主變、三主變和四主變變電站3種。雙主變變電站的各接線形式在計算TSC時沒有區(qū)別,四主變變電站很少出現(xiàn),因此本文主要討論三主變變電站的低壓側(cè)接線形式。

三主變變電站低壓側(cè)接線形式主要有3種:單母線3分段接線、單母線4分段接線和單母線6分段環(huán)形接線,分別如圖2—4所示[18-22]。

單母線3分段接線如圖2所示,該接線方式通過2個母聯(lián)斷路器將母線分為3段。T1故障時,閉合母聯(lián)斷路器QFd1;T2故障時,為保持分列運(yùn)行方式,只能閉合QFd1和QFd2其中之一。因此,任一主變發(fā)生故障時,其負(fù)荷只能由同站的一臺非故障變壓器進(jìn)行轉(zhuǎn)帶。

圖2 單母線3分段接線Fig.2 Connection mode of single bus with three segments

單母線4分段接線是單母線3分段接線的改進(jìn),如圖3所示。該接線方式在單母線3分段接線方式的基礎(chǔ)上,通過中間主變的進(jìn)線斷路器將中間母線段一分為二。兩端主變其中一臺故障后,其負(fù)荷由中間主變T2轉(zhuǎn)帶,而T2故障時的負(fù)荷可以通過適當(dāng)?shù)牡归l操作,由兩端非故障變壓器分別進(jìn)行轉(zhuǎn)帶。

圖3 單母線4分段接線Fig.3 Connection mode of single bus with four segments

圖4 單母線6分段接線Fig.4 Connection mode of single bus with six segments

單母線6分段環(huán)形接線如圖4所示,該接線通過3個母聯(lián)斷路器和6個變壓器進(jìn)線斷路器將母線分隔為6分段。故障時3臺變壓器互為備用,地位相等,通過合理的倒閘操作可使任一故障變壓器的負(fù)荷由另2臺非故障變壓器轉(zhuǎn)帶。

為便于敘述,本文將改變變電站低壓側(cè)接線描述為“增加或減少變電站母線分段數(shù)”。例如,由單母線3分段改為單母線6分段,可稱為增加變電站母線分段數(shù)。

3 變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

變電站的10 kV側(cè)多數(shù)為單母線分段接線形式(且每臺主變一個分段),采用單母線分段主要目的是簡化網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。本文將通過更多接線方式的對比,探討變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響。本文將首先研究改變單座變電站低壓側(cè)接線的TSC變化情況,再探究全網(wǎng)變電站低壓側(cè)接線變化對TSC的影響,最后分析改變?nèi)我庾冸娬镜蛪簜?cè)接線對TSC的影響。

3.1 算例概況

為了充分闡述變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響,本文選取了一個均為三主變變電站的區(qū)域電網(wǎng)算例,如圖5所示。圖5算例共有3座110 kV變電站、9臺變壓器、48條饋線,單條饋線輸送容量為8.92 MV·A。算例主變總?cè)萘繛?49 MV·A,饋線總?cè)萘繛?28.16 MV·A,饋線總?cè)萘亢妥冸娬究側(cè)萘康谋戎禐?.72。

圖5 算例配電網(wǎng)Fig.5 Distribution network case

本文將通過算例演示圖1計算TSC的過程,并探究變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響。本文首先從單座變電站的例子出發(fā),改變單座變電站低壓側(cè)接線,探究其對TSC的影響規(guī)律和作用機(jī)理。然后改變?nèi)W(wǎng)變電站低壓側(cè)接線,探究其影響。在討論2種特殊情況后,根據(jù)所得結(jié)論推及一般情況,展示改變?nèi)我庾冸娬镜蛪簜?cè)接線對TSC的影響。

3.2 計及變電站低壓側(cè)接線的TSC計算

以“S1采用4分段,S2、S3采用3分段”的情況展示計及低壓側(cè)接線的TSC計算過程,并與“全網(wǎng)采用母線3分段”對比。

3.2.1 計算過程

在“S1采用4分段,S2、S3采用3分段”的情況下,執(zhí)行圖1算法流程第1步,準(zhǔn)備初始工作點(diǎn)W0。由于主變與所帶饋線的容量比一般小于2.0[13],因此取初始點(diǎn)W0為25 %的饋線容量,可以保證饋線和主變的N-1安全性。

執(zhí)行圖1算法流程第2步,進(jìn)行循環(huán)不斷增加負(fù)荷逼近。經(jīng)過59次循環(huán)后,出現(xiàn)N-1校驗不通過，停止循環(huán)。設(shè)最后一次增加饋線負(fù)荷而N-1校驗不通過的工作點(diǎn)為W1。W1時N-1校驗不通過具體情況如下:饋線N-1校驗所有饋線均通過,主變N-1校驗有1臺主變(T9)未通過。

算法流程第2.1步饋線N-1校驗結(jié)果見表1,算法流程第2.2步主變N-1校驗結(jié)果見表2,其中Y表示校驗通過,N表示校驗不通過。

此時工作點(diǎn)W1的N-1負(fù)荷轉(zhuǎn)帶狀況見表3。表中第i行第j列的數(shù)據(jù)表示第i臺主變發(fā)生N-1故障時向第j臺主變轉(zhuǎn)供的負(fù)荷。

當(dāng)“S1采用4分段,S2、S3采用3分段”的接線方式時,由表3第9行可知當(dāng)T9發(fā)生故障時,轉(zhuǎn)帶至T6的負(fù)荷為9.1 MV·A。由表3第6行知T6原有負(fù)荷為7.6+3.8+11.1=22.5(MV·A),故T9發(fā)生N-1故障后,T6負(fù)荷為22.5+9.1=31.6(MV·A)>31.5 MV·A,N-1校驗不通過。

表1 工作點(diǎn)W1時的饋線N-1校驗結(jié)果Table 1 Results of N-1 verification for feeders at operating point W1

表2 工作點(diǎn)W1時的主變N-1校驗結(jié)果Table 2 Results of N-1 verification for transformers at operating point W1

表3 工作點(diǎn)W1時主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 3 Transferred load under N-1 fault of main transformer at operating point W1

循環(huán)結(jié)束后,執(zhí)行算法流程第3步,輸出最終結(jié)果。同理可得到“全網(wǎng)采用母線3分段”時的TSC與饋線、主變負(fù)荷分布。TSC見表4;TSC下的主變負(fù)荷分布見表5;TSC下的饋線負(fù)荷見表6和表7。

3.2.2 結(jié)果驗證

一方面,本文算法能夠區(qū)分變電站低壓側(cè)接線的不同。S1采用4分段后TSC從182.6 MV·A增加到184.0 MV·A,T1和饋線3、4的可帶負(fù)荷也增加。

另一方面,全網(wǎng)變電站采用低壓側(cè)3分段接線時,本文方法得到的TSC、各主變與饋線負(fù)荷均與文獻(xiàn)[17]中不計及變電站低壓側(cè)接線的現(xiàn)有算法所得結(jié)果相同,說明本文算法很好地兼容了現(xiàn)有算法。

表4 TSC計算結(jié)果Table 4 Calculation results of TSC

表5 主變負(fù)荷分布情況Table 5 Load distribution of main transformers

表6 全網(wǎng)變電站母線3分段時各饋線負(fù)荷Table 6 Load of each feeder with all buses separated into three segments

表7 S1母線4分段，S2、S3母線3分段時各饋線負(fù)荷Table 7 Load of each feeder with buses in S1 separated into four segments and buses in S2 and S3 separated into three segments

3.3 改變單座變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

3.3.1 改變單座變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

如圖2所示,改變低壓側(cè)接線形式后,變電站站外聯(lián)絡(luò)關(guān)系不變,站內(nèi)主變聯(lián)絡(luò)關(guān)系改變。

假設(shè)初始情況下算例全部變電站采用3分段接線。在第3.2節(jié)的基礎(chǔ)上,分別增加變電站S1、S2、S3的母線分段數(shù),TSC計算結(jié)果如表4所示。

由表4可知,增加單座變電站母線分段數(shù)會使TSC增大;同時由表4的第1—3行可知,單座變電站的母線分段數(shù)越多,TSC越大。

3.3.2 改變單座變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響分析

以表4中前3種接線形式為例,分析TSC隨母線分段數(shù)增多而增大原因。采用類似第3.2節(jié)的方法可得到變電站S1采用6分段接線,變電站S2、S3采用3分段接線時的主變TSC負(fù)荷分布。3種狀態(tài)下的主變分布匯總見表5。

由表5可知,增加變電站S1母線分段數(shù)后,只有主變T1所帶負(fù)荷增大,其他主變的負(fù)荷不變,主變T1增加的負(fù)荷即為增加的TSC。下面分析TSC條件下T1負(fù)荷增加的原因。

表8—10列出了3種接線情況的負(fù)荷轉(zhuǎn)供情況。

當(dāng)全網(wǎng)變電站低壓側(cè)采用3分段接線形式時,由表8第一行可知T1所帶負(fù)荷為7.8+7.8+8.2=23.8(MV·A)。由于負(fù)荷優(yōu)先進(jìn)行站內(nèi)轉(zhuǎn)帶,結(jié)合圖2可知主變T2故障時負(fù)荷首先經(jīng)由母線1轉(zhuǎn)帶到同站的主變T1,而該接線方式下無法通過母線3轉(zhuǎn)帶至主變T3。由表8第2行可知主變T2發(fā)生故障時轉(zhuǎn)帶給T1的負(fù)荷為7.7 MV·A,此時主變T1恰好處于N-1約束條件邊界。若主變T1多帶一點(diǎn)負(fù)荷,假設(shè)增至23.9 MV·A,則變壓器T2故障時變壓器T1所帶總負(fù)荷為23.9+7.7=31.6(MV·A),主變T1將過載而無法滿足主變N-1條件。由此可知全網(wǎng)3分段接線形式下,主變T2故障時的N-1約束限制了主變T1所帶負(fù)荷。

表8 全網(wǎng)3分段主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 8 Transferred load under N-1 fault of main transformer with all buses separated into three segments

當(dāng)變電站S1采用4分段接線,變電站S2、S3采用3分段接線時,由表9第1行可知主變T1所帶負(fù)荷增為7.8+8.0+9.4=25.2(MV·A)。結(jié)合圖3可知該接線形式下主變T2故障時負(fù)荷不但可以通過母線1、2優(yōu)先轉(zhuǎn)帶給同站的主變T1,也可以通過母線3、4轉(zhuǎn)帶給同站的主變T3,因此轉(zhuǎn)帶給主變T1的負(fù)荷變少。由表9第2行可知,主變T2故障時轉(zhuǎn)帶給T1的負(fù)荷減為4 MV·A。此時主變T1不再受主變T2發(fā)生N-1故障時的約束,而受其他約束,因此主變T1負(fù)荷可以增大。

表9 S1采用4分段，S2、S3采用3分段時部分主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 9 Partial transferred load under N-1 fault of main transformer with buses in S1 separated into four segments and buses in S2 and S3 into three segments

當(dāng)變電站S1采用6分段,S2、S3采用3分段接線的情況時,主變T1所帶負(fù)荷較S1采用4分段時又有所增加。結(jié)合圖4可知這是因為該接線情況下,主變T1故障時分別通過母線2、3和母線4、5向同站主變T2、T3進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)帶,因此轉(zhuǎn)帶給其他主變的負(fù)荷減少。由表10第1行知,該接線情況下主變T1發(fā)生故障時可向站內(nèi)主變T3轉(zhuǎn)帶7.8 MV·A的負(fù)荷,轉(zhuǎn)帶給T2、T4的負(fù)荷分別減為4.9 MV·A、5 MV·A。因此雖然主變T1所帶負(fù)荷增加,主變T2、T4在T1故障時仍可滿足N-1約束,從而使得T1可帶負(fù)荷增加。增加變電站S2或S3的低壓側(cè)母線分段數(shù)時TSC增大的原因也與上述分析相同。

表10 S1采用6分段，S2、S3采用3分段時主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 10 Transferred load under N-1 fault of main transformer with buses in S1 separated into six segments and buses in S2 and S3 into three segments

由上述分析可知,TSC增大的原因為單座變電站采用母線分段數(shù)更多的接線方式后,該站內(nèi)的主變發(fā)生N-1故障時可以通過站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,利用同站內(nèi)原來并未利用到的主變備用容量,從而減輕了其他主變的負(fù)荷轉(zhuǎn)帶負(fù)擔(dān),使得N-1約束條件放寬,主變可帶的負(fù)荷增大,從而使TSC增大。并且分段數(shù)越多,同站主變備用容量的利用就越充分,需要向其他主變轉(zhuǎn)帶的負(fù)荷就越少,因此TSC增大越多。

3.4 改變?nèi)W(wǎng)變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

3.4.1 改變?nèi)W(wǎng)變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

仍以圖5為例,探究全網(wǎng)變電站低壓側(cè)接線形式對TSC的影響。算例中全網(wǎng)變電站分別采用3分段接線、4分段接線、6分段接線時,TSC計算結(jié)果如表11所示。

表11 TSC計算結(jié)果Table 11 Calculation results of TSC

由表11可知,增加全網(wǎng)變電站低壓側(cè)母線分段數(shù)會使TSC增大,并且母線分段數(shù)隨之越多,TSC越大。所得結(jié)論與增加單座變電站低壓側(cè)母線分段數(shù)的結(jié)論類似。

3.4.2 改變?nèi)W(wǎng)變電站低壓側(cè)接線對TSC的影響

類似第3.3.2節(jié),可對表11中的3種接線方式進(jìn)行分析。表12顯示了3種接線情況的主變TSC負(fù)荷分布。表13和表14則顯示了N-1后的負(fù)荷轉(zhuǎn)帶狀況。

表12 主變負(fù)荷分布情況Table 12 Load distribution of main transformers

表13 全網(wǎng)4分段主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 13 Transferred load under N-1 fault of main transformer with all buses separated into four segments

表14 全網(wǎng)6分段主變N-1故障負(fù)荷轉(zhuǎn)供表Table 14 Transferred load under N-1 fault of main transformer with all buses separated into six segments

當(dāng)全網(wǎng)主變低壓側(cè)采用4分段形式接線時,主變T1所帶負(fù)荷增為25.5 MV·A,其他主變所帶負(fù)荷不變,TSC增為184.3 MV·A。與單座變電站TSC增加原因類似,主變T1負(fù)荷增加是因為該接線形式下主變T2故障時,由于站內(nèi)負(fù)荷優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,同站主變T1、T3經(jīng)由母線2和母線3都可以進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)帶,因此轉(zhuǎn)帶給主變T1的負(fù)荷變少,使T1可帶的負(fù)荷增加,全網(wǎng)TSC增加。當(dāng)全網(wǎng)主變低壓側(cè)采用6分段形式接線時,主變T1、T5、T6所帶負(fù)荷增加,其他主變所帶負(fù)荷不變,TSC較全網(wǎng)采用4分段接線時增至187 MV·A。以主變T6的負(fù)荷為例,當(dāng)全網(wǎng)采用4分段接線形式時,主變T6所帶負(fù)荷為22.5 MV·A,由表13知,主變T9故障時需向主變T6轉(zhuǎn)供9 MV·A的負(fù)荷,負(fù)荷轉(zhuǎn)帶后主變T6恰好滿足主變N-1約束,T9故障時的N-1約束條件限制了T6所帶負(fù)荷的增加。但當(dāng)全網(wǎng)采用6分段接線形式時,由表14可知,主變T9發(fā)生故障時優(yōu)先進(jìn)行負(fù)荷站內(nèi)轉(zhuǎn)帶,其大部分負(fù)荷由同站的非故障變壓器轉(zhuǎn)帶,因此轉(zhuǎn)帶給站外主變T6的負(fù)荷降為5.4 MV·A。由表14可知,此時主變T6不再受主變T9故障時的N-1約束,而受主變T5故障時的負(fù)荷轉(zhuǎn)供約束,T5轉(zhuǎn)供給T6的負(fù)荷為8.4 MV·A,因此主變T6可帶負(fù)荷變大為23.1 MV·A。同理主變T1所帶負(fù)荷增大是因為同站主變T2故障時可以通過站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,轉(zhuǎn)帶一部分負(fù)荷給站內(nèi)的T3,使得轉(zhuǎn)帶給T1的負(fù)荷減少了;主變T5所帶負(fù)荷增大是因為同站主變T6故障時可以通過站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,轉(zhuǎn)帶一部分負(fù)荷給同站的T4,使得轉(zhuǎn)帶給T5的負(fù)荷減少了。

由上述分析可知,增加全網(wǎng)變電站分段數(shù)對TSC的作用機(jī)理與增加單座變電站分段數(shù)類似,都是因為變電站站內(nèi)母線的分段數(shù)增多后,站內(nèi)主變故障時通過站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶所利用到的同站備用容量增多,需要向其他主變轉(zhuǎn)帶的負(fù)荷減少,使得其他主變可帶的負(fù)荷增大,從而使TSC增大。并且分段數(shù)越多,同站主變備用容量的利用就越充分,需要向其他主變轉(zhuǎn)帶的負(fù)荷就越少,因此TSC增大越多。

3.5 改變?nèi)我庾冸娬镜蛪簜?cè)接線對TSC的影響

增大任意變電站低壓側(cè)母線分段數(shù),其TSC計算結(jié)果如表15所示。

表15 TSC計算結(jié)果Table 15 Calculation results of TSC

由表15可知,增加變電站低壓側(cè)母線分段數(shù)會使TSC增大。該結(jié)果與第3.3節(jié)與3.4節(jié)的分析吻合。

產(chǎn)生此現(xiàn)象的原因有2點(diǎn):采用母線分段數(shù)更多的接線方式后,站內(nèi)的主變發(fā)生N-1故障時可以通過站內(nèi)優(yōu)先轉(zhuǎn)帶,利用同站內(nèi)原來并未利用到的主變備用容量,從而減輕了其他主變的負(fù)荷轉(zhuǎn)帶負(fù)擔(dān),使得N-1約束條件放寬,其他主變可帶的負(fù)荷增大,從而使TSC增大;變電站的分段數(shù)或增加分段數(shù)的變電站越多,同站主變備用容量的利用就越充分,需要向其他主變轉(zhuǎn)帶的負(fù)荷就越少,TSC增大越多。

需要指出,相比其他影響TSC的因素,變電站低壓側(cè)接線對TSC影響較小。在實際中普遍采用的單母線接線是合適的,因為采用更復(fù)雜接線帶來的TSC增加有限。

4 結(jié)論

本文提出了一種計及變電站低壓側(cè)接線的配電網(wǎng)TSC計算方法,能區(qū)別不同低壓側(cè)接線對TSC的影響,還能更精確地反映主變N-1的站內(nèi)轉(zhuǎn)帶過程。

基于該方法分析了不同低壓側(cè)接線形式對TSC的影響,主要結(jié)論如下:

a. 增加變電站低壓側(cè)母線分段數(shù)將提升TSC,原因是優(yōu)先考慮站內(nèi)轉(zhuǎn)帶,不僅充分利用了同站主變備用容量,而且減少了向站外主變轉(zhuǎn)帶負(fù)荷,從而使站內(nèi)其他主變可帶負(fù)荷增大,這兩方面因素導(dǎo)致TSC增大;

b. 低壓側(cè)接線復(fù)雜后帶來TSC增加很小,因此建議規(guī)劃中采用單母線3分段接線的簡單接線方式即可。

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