电压等级（精选九篇）
电压等级 篇1
关键词：母线保护,失灵,跳闸,差动保护
0 引言
母线保护及断路器失灵保护对电力系统的安全、稳定运行至关重要。母线保护一旦投运,就很难有全面停电机会进行检验,因此无论新建工程还是扩建和技改工程,都应保证母线保护不留隐患投运。针对母线保护工作技能水平要求高、验收标准高的特点,本文对110、220、500kV母线保护配置、结构、原理及线路支路保护启动失灵回路、跳闸回路异同点进行比较分析。
1 母差保护比较
1.1 保护配置比较
110、220、500kV母差保护装置型号不同,但都可实现母差保护、断路器失灵保护功能。本文所比较的3个电压等级母差保护装置均具有失灵相电流判别、失灵开入判别、刀闸位置判别(双母接线情况下)功能。保护配置见表1。
1.2 保护原理比较
(1)母联极性朝向。南瑞继保母差保护母联CT同名端在I母侧,如PCS-915装置。长园深瑞母差保护母联CT同名端在II母侧,如BP-2C装置。
(2)电压闭锁。110、220kV母差均经母线电压闭锁、CT断线闭锁、CT饱和闭锁;500kV母差只经CT断线闭锁、CT饱和闭锁。
(3)差动保护原理。南瑞继保比率差动元件动作特性曲线横坐标为Ir,纵坐标为Id;长园深瑞比率差动元件动作特性曲线横坐标为Ir-Id、纵坐标为Id。其中,“Ir”是母线上所有连接支路电流的绝对值之和;“Id”是所有连接支路电流和的绝对值。
1.3 硬件结构比较
保护装置的DSP插件、CPU插件构成和工作特点不同,见表2。
2 线路支路失灵改造方案比较分析
2.1 线路支路改造原则
3个电压等级典型线路保护装置的线路支路改造原则,见表3。
2.2 线路支路启动失灵回路
110kV母差保护110kV线路RCS941B、RCS943B保护装置典型启动失灵回路,如图1所示。
220kV母差保护220kV线路保护装置典型启动失灵回路,如图2所示。
500kV母差保护500kV线路断路器典型启动失灵回路,如图3所示。
2.3 线路支路启动失灵及跳闸回路特点分析
本文涉及的母线保护启动失灵回路均由母线保护装置判别失灵电流、母线运行方式(单母线接线方式除外)。
2.3.1 500kV母线保护
500kV母线一次接线为3/2接线方式,母线保护无需进行母线运行方式判别。500kV断路器失灵保护RCS-921具有断路器失灵判别功能,当断路器失灵保护动作条件(“A、B、C相跳闸开入”,“发变三跳”)和失灵电流等条件满足时,“失灵动作跳相邻断路器”的出口接点1SLJ1-1、1SLJ1-2、2SLJ3-1、2SLJ3-2闭合,启动500kV母线保护失灵,如图3所示。
500kV母线保护失灵经母差跳闸出口共有3个逻辑。
(1)失灵双开入启动跳闸(30ms)逻辑。
(2)失灵单开入+灵敏失灵大电流(任一相电流大于6 000A)判据启动跳闸(30ms)逻辑。
(3)失灵单开入+跟跳本间隔(30ms)+灵敏失灵小电流(任一相电流大于0.04In)判据启动跳闸(150ms)逻辑。
由以上逻辑可知,500kV母线保护失灵出口跳闸需经两次失灵判别:第一次由断路器失灵保护进行判别,跳闸出口接点既跟跳本间隔边断路器、跳联络断路器、失灵联跳主变三侧或失灵启动线路远跳,又作为启动失灵开入到母线保护;第二次由500kV母线保护进行失灵判别,失灵经母差保护跟跳本间隔断路器以及联跳母线上所有断路器。
2.3.2 220kV母线保护
220kV母线一般为双母线接线方式。当220kV母线所连断路器失灵时,失灵经母差保护跟跳本间隔断路器、联跳母线上所有断路器及失灵联跳主变三侧。
与500kV母线保护相比,220kV母线保护失灵出口跳闸只经过一次启动失灵判别;220kV母线保护启动失灵需判断母线运行方式,主变间隔有“主变动作解复压”开入母差保护;220kV母线保护失灵动作均由母差保护屏出口,所跳断路器除线路和主变间隔外还有母联断路器。
2.3.3 110kV母线保护
110kV母线一般为单母线接线方式。110kV线路保护装置无独立操作箱,保护跳闸不分相,设置跳闸出口接点作为启动失灵回路。
与220kV母线保护相比,110kV母线保护每个间隔只有一组启动失灵回路和跳闸回路,启动失灵无需判断母线运行方式;由于110kV间隔保护动作接点不分相,因此110kV母线保护启动失灵回路均接且只接在各间隔“三跳接点Ts”开入上;110kV母线保护跳闸出口均接在各间隔“保护跳”接点。
3 结束语
本文对110、220、500kV母线保护装置功能、回路接线、动作逻辑进行了比较分析,以期对母线保护更换、验收工作有所帮助。
参考文献
[1]唐卓尧.广东省电力系统继电保护反事故措施[M].北京:中国电力出版社,2008
什么叫安全电压及安全电压等级 篇2
安全电压，是指不致使人直接致死或致残的电压。一般环境条件下允许持续接触的“安全特低电压”是24V。(也可能是36V、12V AC/DC，24V最常见)。
所谓安全电压，是指为了防止触电事故而由特定电源供电所采用的电压系列。这个电压系列的上限，即两导体间或任一导体与地之间的电压，在任何情况下，都不超过交流有效值50伏。我国规定安全电压额定值的等级为42、36、24、12、6伏。当电气设备采用的电压超过安全电压时，必须按规定采取防止直接接触带电体的保护措施。
关于安全电压的相关规定
根据生产和作业场所的特点，采用相应等级的安全电压，是防止发生触电伤亡事故的根本性措施。国家标准《安全电压》(GB3805―83)规定我国安全电压额定值的等级为42V、36V、24V、12V和6V，应根据作业场所、操作员条件、使用方式、供电方式、线路状况等因素选用。
《安全电压》(GB3805―83)是一项关于对人没有危险电压的最权威的基础标准。充分分析表中的数据后可知，在最不利条件下(除医疗及人体浸没在水中外)，这种限值是：15～100Hz交流电压(有效值)不超过16v;无纹波直流为35v。其中50Hz交流16V的数值，较现今我国工程习惯(乃至初中物理教科书)还采用的36V，低得很多;更低于发布的GB4706.1―98(家用和类似用途电器的安全通用要求》中所规定的安全特低电压不超过42V的数值。
9月1日起实施的《特低电压(ELV)限值》GB/T3805-中不知道又有什么新规定，现在还找不到全文。
安全电压值的规定，各国有所不同，我国根据具体环境条件的不同，安全电压值规定为：
在无高度触电危险的建筑物中为65V。
在有高度触电危险的建筑物中为24V。
在有特别触电危险的建筑物中为12V。
电压等级 篇3
自2011年2月28日，银东输电工程由单极试运行变为双极正式投运以来，其电能输送能力由200万千瓦提高到400万千瓦，是常规500千伏超高压交流输电线路输送能力的4倍，约占山东全省用电负荷的近十分之一。这大大缓解了山东省电力供应紧张的压力，并且提高了山东电网运行的经济性和可靠性。因此，银东线也被称为“不能停电的线路”。
国家电网山东电力集团公司(以下简称“山东电力”)高度重视该线路的安全运行管理，将其列为“为民服务、创先争优”活动的一项重要内容。在迎峰度夏期间的一次直升机线路巡检中，山东电力发现银东输电线路2012号塔导线线夹螺栓处开口销脱落，必须及时修复。但如果停电更换，需要近一个小时，不仅会造成减少供电1000万千瓦时，而且山东电网将减少400万千瓦外电，将对电网稳定运行和生产、生活产生较大影响。
山东电力决定：必须开展带电作业进行检修。现实的挑战也随之凸显：对应用大量世界领先技术的首条±660千伏电压等级输电线路进行“治疗”，如何肩负起这“世界第一”的重任?
超前攻关±660千伏直流输电线路带电作业技术
随着经济发展和社会进步，人民群众对供电可靠性的要求越来越高，带电作业作为电力生产的一项重要检修、检测手段，对保障电网安全经济运行、提高供电可靠性和社会经济效益具有重要意义。带电作业，顾名思义就是在不停电的情况下检修高压和中低压输电线路。其中，开展超高压输电线路带电作业，作业人员要穿着屏蔽服，爬上几十米高的铁塔，在几万伏的高压线上进行检修。在行业内，这被称做“刀尖上跳舞”。
LU东电力自二十世纪六十年代开始开展带电作业工作，深入研究带电作业的新技术、新工具、新方法，在济宁、泰安建立带电作业培训基地，每年对全省带电作业人员进行轮训，不断提高员工队伍素质和能力，拓展带电作业项目，多次在省级以上带电作业技能竞赛活动中获得好成绩，并获得专利30余项。目前，山东电力共有输电带电班18个，作业人员123名；配电带电班26个，作业人员212名，可从事中低压配电至超高压输电的带电作业。
近几年，围绕加快转变电网发展方式，山东电力相应加大了电网关键技术的研究和攻关力度。但是，由于+660千伏直流输电线路带电作业没有经验可循，对于银东线的带电作业，山东电力仍需要边科研、边实践、边总结、边提高，在实践中不断探索。
山东电力集团公司生产技术部副主任张治取在接受本刊记者采访时介绍，作为银东直流输电工程的受电方，其实早在工程设计阶段，山东电力已经考虑到带电作业项目，成立了由超高压公司、电力研究院等单位技术骨干组成的攻关组。经过数千次理论计算和上百次现场试验，逐步确定了±660千伏直流输电线路带电作业最小安全距离、绝缘工具最小有效绝缘长度、安全防护的标准、进出电场的方式等内容，为实施带电作业打下了基础。
为攻下此次具有“世界第一”分量的带电作业，山东电力高度重视制定完备的技术措施。课题研究组成员查阅了大量技术规范，同时全程跟踪直流施工现场，学习各种新工艺、新技术。经历近两个月加班加点的奋战，一本厚厚的《±660千伏直流输电线路带电作业技术导则》编制完成，并顺利通过国家电网公司验收，为带电作业提供了重要的技术支撑。
在后来的实际操作中，作业人员在电压相当于家用电压3000倍的银东线上进行带电作业，有着两样重要“法宝”：一个是可屏蔽百万伏电压的屏蔽服，其从帽子到手套以及袜子之间都有特殊导线连接，形似“太空服”，能够有效屏蔽直流电场、旁路暂态电流，阻隔离子流；另一个是和屏蔽服相连的电位转移棒，可对作业人员进出电场起到严格保护作用。事实上，因银东线首次采用±660千伏电压等级、1000平方毫米大截面导线等多项新技术，其带电作业的一整套器具必须专门研发、设计，而研制过程也是困难重重。山东电力集团公司生产技术部智能电网中心副处长雍军告诉记者：“研发团队通过一条条验算理论数据，一次次进行现场试验，一点点总结成功经验，经过20多个月的艰苦攻关，才选择出了适用于直流带电作业绝缘工器具的绝缘材料，并针对±660千伏直流输电线路塔型的特点及带电作业操作项目，完成了直流输电线路带电作业工器具的型式设计工作，最终完成工器具的加工及试验、定型工作。”
此外，为有效控制带电作业中的危险点，避免操作不当带来的隐患，山东电力提出了“三明三严一视同”的管理方式，旨在通过一整套安全的作业标准、严格的作业程序、完善的防护手段，保证作业过程中人身、电网和设备安全。
至此，山东电力已初步具备了开展实际±660千伏直流输电线路带电作业的能力。然而，山东电力没有急于进入试验环节，展示研究成果。山东电力集团公司超高压公司总经理卢刚说：“在真正带电试验前，还必须进行多次模拟演练，以确保操作过程万无一失!”
备战“不能停电的线路”带电作业
2011年2月21日，利用银东直流输电系统停电调试的有利时机，山东电力开展了一次带电作业模拟演练。当作业人员通过“吊梯法”进入电场时，由于铁塔太高，控制进电场人员的滑轮组受到绳索自身伸缩特性影响，进电场过程无法满足“平稳、流畅”的带电作业要求，存在安全隐患。作业人员将所有模拟试验录像留存，反复回放，对每一个动作进行分解讨论。在之后的操作验证中，通过不断优化作业方式、改进作业程序，高空与地面人员的配合越来越默契，成功完成了带电作业的全部流程，为顺利开展带电试验奠定了基础。
同年4月14日，在国家电网公司特高压直流试验基地，山东电力成功实施了首次±660千伏直流输电线路等电位带电_作业模拟试验。在离地30多米高的±660千伏直流超高压电线上，身穿屏蔽服的山东电力集团公司超高压公司带电作业班的王进，前后历经近两个小时，成功完成了进出等电位、等电位导线修补、等电位间隔棒更换等操作项目。即便如此，山东电力仍在事后进行了认真总结与分析，对发现的问题进行细致研究。比如，是否可以将作业时间缩至1个小时或者更短?
在实际作业中，即使有屏蔽服的保护，等电位作业人员在高压线上的安全作业空间非常狭小，随意伸一下胳膊就可能超过安全距离受到电击，因此几十米高空作业的人员，注意力必须高度集中。这对作业人员的技术、体能以及心理素质，都有着相当高的要求。同时，由于±660千伏电压等级高、不确定因素多，时间越长，风险也就越大。
为进一步规范作业程序、提高作业人员技能水平、缩短作业时间，山东电力开展了为期两周的模拟操作带电作业强
化训练。带电班成员白天上塔演练操作，晚上研究作业方案，从安全措施到进电场的方式，再到与地面工具传递配合，乃至在导线上行走的步距，都进行了严密计算和详细论证。
魔鬼藏在细节之中，带电作业更是如此。比如，当人体靠近超高压线路的导线时，在人体和导线之间会形成一个电压差，作业人员如不及时让外部电压和导线电压达到一致，就会出现放电，从而危及生命安全。如此一来，即使一个将电位转移棒搭上线路的简单动作，都很有讲究，动作越准确、速度越快越安全。因此，对于每一个细节动作，带电班人员每天都要反复地演练。
同时，为了实现高空与地面的精准配合，带电班的所有成员每天要登4次塔，相当于20层的高楼上下8次，因为高强度的训练，队员们晚上睡觉时肌肉经常会痉挛。但这样的成效也是明显的。“到最后高空和地面的配合就像做手术一样，医生一伸手，剪子、刀子就递到手中了。”王进说。
创新中履责问鼎世界第一
2011年10月17日，山东德州平原县王庙镇楼庄村风和日丽，万里无云。10点30分，有“±660千伏带电第一人”之称的王进身着屏蔽服，在两名登塔电工的配合下，通过软梯登上56米高的输电线路导线，至距离导线O.5米处，他将电位转移棒快速挂住上方滋滋作响的±660千伏超高压导线，进入等电位，带电作业正式开始。之后，王进一直坐在子导线上，检查连接情况，安装开口销，同时还进行了修补导线、更换间隔棒模拟作业。11时22分，王进回到地面，工地上一片欢呼。这也正式宣告：经历稳打稳扎的准备工作，世界首次±660千伏级带电作业圆满成功，一项新的世界纪录诞生。
据了解，比起停电检修，此次带电作业为社会节省电量约1000万千瓦时，创造经济效益540余万元。同时，该项工作填补了我国±660千伏输电线路带电作业的空白。“这项带电作业工作的实施和圆满完成，标志着我们国家在±660千伏以及更高电压等级、直流带电作业方面迈出坚实的一步，为国内外有关工作提供一个参考，提供技术标准。”山东电力集团公司超高压公司副总经理刘洪正说。
全国带电作业标准化技术委员会、全国电力架空线路技术委员会等单位纷纷发来贺信，热烈祝贺这一成绩的取得。同时，世界首次±660千伏输电线路带电作业，正值党的十七届六中全会召开期间，中央电视台、人民日报、新华社、大众日报等中央、省级媒体给予了高度关注和持续报道，在社会上引起了强烈反响。国家电网公司发展特高压电网，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地建设的“一特四大”战略，实现全国范围资源优化配置的发展理念得到广泛传播和深度认可。
在公司总结表彰大会上，山东电力集团公司总经理李同智充分肯定了银东±660千伏直流输电线路世界首次成功带电作业工作的成绩，并特别指出，要“持续强化科技创新，充分发挥科技支撑引领作用；继续发扬创先争优的拼搏进取精神，推动公司各项工作再创佳绩。”
农村中压配电网电压等级的优化选择 篇4
目前，在我国已初具规模的城乡电网中，以220 kV、330 kV、500 kV作为超高电网输电电压，全国大部分地区都采用35 kV与110 kV(东北地区用66 kV)为高压配电电压，以10 kV为中压配电电压，220/380 V为低压配电电压[1]。除东北地区实行220/66/10/0.38 kV四级电压制外，全国大都采用220/110/35/10/0.38 kV五级电压制式。中压配电电压在高低压配电电压之间起着承上启下的作用。现阶段我国大都采用10 kV作为联系和沟通高低压配电网的中间电压。
近20年来，随着全国城乡电网的不断扩大及用电负荷的快速增长，10 kV配电网的不适应性日益突出，如线路的输送能力和供电距离达不到要求，线损率过高，电压质量过低等弊端日益显著，为解决10 kV中压配电网所存在的不合理性和不足之处，使电网适应国民经济和社会发展的需要，将我国城乡电网中压配电电压提高为20 kV，采用和大力推行20 kV配电网建设是大有必要的。
1 20 kV电压等级相对于10k V电压等级的优越性[3,4]
1.1 提高中压网络的传输能力
线路最大传输功率为：
式中：UN为中压配电网额定电压;Ij为线路导线在环境条件下的持续载流量。
假设原有线路导线路径不变，中压配电电压由10 kV升至20 kV时，则
即升压后的传输能力提高一倍。
1.2 减少电压损耗
电压损耗百分比(%)为：
式中：RΩ、X分别为配电线路的总电阻、电抗;P、Q分别为配电线路传输的有功、无功功率;
假设原有配电线路路径不变，负荷大小不变，则升压前后电压损耗之比为：
由上式可知，在负荷不变的条件下，电压由10 kV升至20 kV后，线路的电压损耗减少75%，在同样输送功率，供电半径不变的情况下，应用20kV电压比10 kV电压等级更能保证电压质量。
又由式：
得
式中：r、x分别为为单位长度线路的电阻、电抗;R为供电半径。
由上式可知，在负荷不变的条件下，假设10 kV与20 kV线路电压损耗相同，则20 kV电压比10 kV电压等级线路的供电半径大一倍，则供电面积可增加3倍。
1.3 降低电网的电能损耗
线路的电能损耗公式为，而，则，即在原有供电线路路径不变，负荷不变的条件下，20 kV电压比10 kV电压等级的线路损耗降75%，而当20 kV线路的供电半径增加1倍时，线路损耗降低50%。
2 电网经济性比较
根据工程经济学的观点，通常以电网单位供电面积年费用作经济比较来选择电网电压等级，其中年费用包括各项电力工程的建设投资以及各工程的折旧维护费用和电能损耗费用[5]。
2.1 数学模型
假定电网成辐射状，负荷在供电区域内均匀分布，供电点设在供电区域的中心，且在规划的抵偿年限内，以单位供电面积最小为目标函数，在此假定条件下，建立数学模型如下：
目标函数：
式中：ZB,ZX,ZW分别为各级电网变电站、线路、无功补偿设备投资(万元/km2);Kd为投资等年值系数;i为投资年收益率，一般取10%;n为投资收益年限，一般取25年;Kv1,Kv2,Kv3分别为变电站、线路、无功补偿设备年维修率;Fbs,Fxs,Fws分别为各级电网变电站、线路、无功补偿设备总的年电能损耗费(万元/km2)。其中各项费用均为单位供电面积内的年费用。
约束条件;供电电压允许偏差值应符合GB12325-1990的要求，即：380 V为+7%～-7%;10 kV为+7%～-7%;220 kV、110 kV、66 kV和35 kV均为正负偏差绝对值之和小于10%。对于20 kV有文献指出：用户受端电压容许波动幅度为系统额定电压的±5%，即(20±1)k V。根据电压允许偏差值，分别在最大和最小负荷时，对各个电压等级线路的末端及首端进行约束。
以500/220/110/20电压制式为例，采用上述方法建立数学优化模型，如下：
式(1)和(2)分别为对220 kV线路末端与首端进行的约束，对110 kV、20 kV线路约束方式与此相同。式中x1,x2,…,x6分别为各电压等级线路经济供电半径及经济功率因数;ΔUA为电网电源端的电压偏移百分数值;ΔUN500为500 kV变压器额定变比升高值;ΔUJ500为500 kV变压器的分接头值;ΔUK500为500 kV变压器绕组最大负荷时电压损耗值;ΔUL220为220 kV线路最大负荷时电压损耗值。线路电压损耗公式为：
本模型属于一类带约束的非线性规划问题，采用适合解决此类问题的优化算法—罚函数内点法来求解.根据冀北电网实际运行参数，来求解模型。表1为500/220/110/20 kV电压制式各电压等级线路的经济供电半径优化结果：
2.2 电网总投资计算
根据以上方法所求得的电网经济技术指标，可对供电区域电网进行整体规划和布局，进而计算整个电网总费用。
(1）经济因素计算
根据所求的经济供电半径，以及文献中所提到的供电区域划分原则[5]，将圆形区域由内向外进行划分，如图1所示，将500 kV电源二次侧220 k V出线的供电范围划分成i个负荷带，第i个负荷带iB内变电站个数Ni=PiKp/Sb=8i，式中：iP为第i负荷带的有功负荷功率，kW;Kp为容载比;Sb为变电站的容量。每负荷带进线条数为Ni，每回长度为相邻负荷带中心间的距离。以此类推，以下各级网络布局方式与设计思路与220 kV网络相似。
单级电网单位供电面积总费用公式为：
则整个网络单位供电面积年费用为：
(2）配电方案经济分析与比较
根据电网电压制式优化配置方案[6,7]，将采用所建模型对500/220/110/35/10 kV、500/220/110/10kV、500/220/110/20 kV等五种优化方案进行经济分析和比较，所得结果见图2所示。
通过上述图表的对比与分析，对各方案作出经济技术评价并得出如下优选结果：电能密度较小时，七种方案经济性相差不大，而随着电能密度的增大，从图中可以看出，采用500 kV作为供电电源的五种方案中，500/220/110/20 kV电压配置方案经济性最好，500/220/66/20 kV次之，500/220/110/35/10k V经济性最差，因此，中压采用20 kV配电方案都是经济有效的，配电网中应尽量避免采用110/35/10 kV配电方式。
3 结束语
中压配电电压等级引入20 kV[8]，从农村电网发展及负荷增长的角度分析，具有一定的必要性，在技术上，从提高中压配电网的容量，降低线路电压损失，增大配电网的供电半径，降低线损等方面进行比较，都比10 kV等级更具可行性，能够满足配电网快速发展的需要，并且通过对不同电压等级中压配电网的经济投资分析，论证了20 kV等级电网比10 kV电网具有更大的经济优越性，因此，在今后农网发展过程中，对于新开发地区，应根据当地经济情况，率先采用20 kV中压配电电压，对于需要在110/35/10 kV基础上改造的地区，110/10 kV更具优势，而对于现行电压为10 kV的地区，应因地制宜，适时将10 kV中压配电电压提高到20 kV，使配电网运行更安全，经济，可靠。
参考文献
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电压等级 篇5
电网规划的目标是在技术可行的前提下,满足安全、稳定、可靠运行的要求,使总的运行与投资成本最小。假设是把电压等级Un作为变量,其他的都是作为常量来处理的。为了简化分析,投资成本以线性函数的形式来表示:
式中,a、b为常数。假设负荷水平、输电线路长度以及最大负荷利用小,运行成本与线路电压的平方成反比,而变压器部分的运行成本与电压等级无关,则运行成本可以表示为:
其中:
则目标函数可以简化为:
其中a=a1+a2。对上式进行求导,并令d C/d Un=0,得:
解得最优的电压等级为:
2“几何均值”原则
由目标函数简化式可见,在与电压等级相关的费用中,有一部分费用与电压无关,用系数a表示,如部分维护费;一部分费用与电压成正比,如初投资、折旧、运行维护费等,以系数b来反映;还有一部分费用与电压成反比,与线路损耗密切相关,用系数c来反映。a、b、c是分别与电网参数有关的系数,主要取决于电网的负荷水平、供电半径及电网结构等。但是,根据最优电压等级公式求得的最优电压不一定符合现有的电压标准,一般是位于2个标准电压之间,可以认为2个相邻的电压等级也是经济的,而且认为这3个电压等级是等经济的,所以有:
得到:
当假设运行成本与电压等级成反比、而不是与电压等级的平方成反比时,有:
由此说明,最终的电压标准系列中,任何一个电压与2个相邻的电压之间的关系都应该满足上2个公式之一,称为“几何均值”原则。
3 电压等级序列优化
在配电网中,一般都存在多个电压等级,采用多级降压机制,但是采用几级降压机制比较合理,一直是电力企业所关心的问题,也代表了电压等级规划的发展方向。配电网的运行成本包括线路运行成本和变压器运行成本,假设每一电压等级的运行成本都是相同的,则有:
式中,b2为常数,表示每一电压等级的运行成本;N为电压等级数。随着电压等级数量的增加,运行成本是成比例增加的。
而投资成本则不同,如果电压等级过少,级差较大,必然造成变电设备选择困难与低压送出困难,导致出线回路数多且低压送电距离过长,或造成供电范围不能联合(因为送电距离与电压成正比),投资增加;反之,若电压等级太多,级差较小,则变电层次太多,造成不必要的重复变电,也造成供电范围重叠,投资也将增大。
因此,投资成本不能简单地表示为电压等级数量的线性函数,如果以二次函数的形式来表示:
式中,a、b1、c为常数。上式函数对应一个投资最小的电压等级数量,则总成本为:
式中,b=b1+b2。最优电压等级的数量为:
最优电压等级如图1所示,曲线1代表投资成本曲线,2代表运行成本曲线,则交点就是最优的电压等级数量。
从节能的角度考虑,应力求减少降压层次,但受投资成本的限制,又不能使降压层次过少。在实际应用过程中,应对每种降压机制进行论证,在投资变化不大的情况下尽可能减少降压的层次。
4 配电网电压等级论证
4.1 电压等级的划分
高压配电110k V、35k V;中压配电10k V;低压配电380V,单相220V。
4.2 电压等级的发展
加大中心城区110k V电网发展的力度,对于高负荷密度地区的高压配电网,宜以110k V电压供电。中心城区以外的地区,如果远景负荷密度较大可适度发展110k V电网。
4.3 电压等级序列
高压配电网中应避免重复降压。新建变电站不再选用110/35/10k V三卷变,而选用110/10k V(带平衡绕组)双卷变与35/10k V双卷变。
为了提高高负荷地区供电能力,将110k V电压等级深入市区,同时改善配电网降压机制,采用三级降压,即110/10/0.4k V或35/10/0.4k V。
5 电压等级合理配置的技术经济比较
5.1 变电电压对变压器参数与价格的影响
通过分析110、35、20、10、0.4k V的各种可行变电电压等级组合下的变压器参数与价格,可初步确定电压等级配置的经济性:常规35/0.4k V与10/0.4k V配电变压器各项参数相比,Uk%基本相同,参考价格与容量成反比;常规110/35k V与220/10k V主变压器各项参数相比,Uk%基本相同,空载损耗与负载损耗基本相当,参考价格也基本相同;常规220/35k V与220/10k V主变压器各项参数相比,Uk%基本相同,空载损耗与负载损耗基本相当,参考价格也基本相同。
20/0.4k V、110/20k V、220/20k V变压器的各项参数与特性可参照上述进行对比。
5.2 各种变电电压下主变低压侧的短路电流
对各种变电电压组合进行短路电流分析,可以初步确定电压等级配置的技术可行性。
关于主变容量的选取,采用系统中通用的典型容量,变电电压高压侧的短路电流范围为10~30k A,并以此考察变电电压低压侧的短路电流的变化情况。
其短路电流计算结果如表1所示,二次侧电压为0.4k V、Uk%=6.5时,二次侧短路电流与电压的关系如图2所示,一次侧短路电流为30k A,Uk%=12.5不同变电电压下主变压器二次侧三相短路电流如图2所示。变压器二次侧三相短路电流的计算公式为:
式中,Se为变压器额定容量,MVA;I1为一次侧短路电流,k A;I2为二次侧短路电流,k A;U1为变压器一次侧电压,k V;U2为变压器二次侧电压,k V;Uk%为变压器阻抗百分比。
由表1与图2可知,变电电压组合为35/0.4k V,当主变压器高压侧的短路电流控制在l0~30k A时,35k V主变压器的容量为1OMVA时,其0.4k V侧的短路电流已达200k A左右,大大超过了0.4k V电压等级断路器遮断容量的限值。
经测算得出,只有35k V主变容量限制在1.4MVA以下时,0.4k V侧的短路电流才会被限制在30k A左右。此外,35k V配电的电缆线不宜太小,线路需经多次串接变压至分散的低压配电网。在公网的实际应用中35k V一般不直接降为0.4k V,需要先降压至10k V,再降压至0.4k V。
由表1可知,110/220变电电压组合的20k V侧短路电流,仅为110/10k V变电电压组合10k V侧短路电流的一半,即如果将10k V升压至20k V,将大大提高中压电网供电能力的适应性,中压电网的短路电流可得到控制,意味着其它条件不变时,20k V可采用较低遮断容量的断路器,从而大大减少设备费用与设备的占地空间。
另外,由表1与图2可知,在相同条件下,22020k V变电电压组合20k V侧的短路电流,比220/10k V变电电压组合20k V侧的短路电流小一半,极易被控制在20k A以下,仅从控制短路电流的角度出发,可采用220/20/0.4k V电压等级配置,从而简化掉110~35k V电压等级。
参考文献
电压等级 篇6
世界能源发展正面临资源紧张、环境污染、气候变化等严峻挑战。为了加快实现清洁和电能的“两个替代”,完成大规模可再生能源的开发、配置和利用,保障能源清洁、高效、安全、可持续供应,推动能源与环境的协调发展[1],构建全球能源互联网是实现能源变革的根本出路。
全球能源互联网实现的关键是清洁能源的远距离输送及大范围优化配置,因此需要发展一种具有大规模新能源汇集及远距离输送能力的电网技术。直流电网技术是具备这些特点的有效技术手段之一。由于基于多电压等级的直流电网技术可以实现不同电压等级、不同区域网络的广域互联,因此多电压等级直流电网是构建全球能源互联网的基础。
目前多电压等级直流电网技术仍处于前瞻研究阶段。直流电网是指由3 个及以上换流站通过串联、并联或混联的方式连接起来的直流输电系统[2,3]。由于直流电网中含有多个换流站、DC/DC变换站等电力电子装置,需要通过通信系统来采集电网中各节点的功率、电压和电流值,并对采集的数据进行分析处理,再对直流电网中参与调节功率的换流站和DC/DC变换站的功率指令值和直流电压额定值进行控制,从而实现对整个直流电网的协调控制[4],因此直流电网的通信系统是影响直流电网功率和电压控制特性以及运行可靠性的重要因素[5]。
目前全球范围内暂无直流电网实际工程案例,且对于直流电网通信技术的研究还处于起步阶段。特高压直流输电工程项目已广泛开展,其通信系统研究已成功实现工程化应用,虽然仅考虑直流送端和受端之间单条直流线路的通信,但其对于直流电网通信技术的研究具有十分重要的借鉴意义。在特高压直流输电应用中,由于送端与受端存在大量的信息数据交换,需满足高压直流系统的快速调制、功率反转和对应的极与极间的控制与保护等要求[6],特高压直流输电采用冗余设计的主干通信网络,形成网A和网B 2 套主干光传输系统,主干光传输系统均以SDH传输设备及MSTP设备为主,组建形成多个传输环以增强通信主干网的高效性和可靠性[7]。
由于未来多电压等级直流电网可实现多种大型新能源间的广域互联、直流线路间功率的智能调配、多类型负荷稳定接入等,因此整个直流电网存在多节点协调控制的需求[8,9],其主控系统与各个大规模新能源电站、换流站、DC/DC变换站以及大容量负荷间势必会存在海量的信息交互,基于单条直流线路应用的特高压直流输电工程通信技术已不能满足直流电网的通信需求,因此亟需开展直流电网通信技术的研究,以实现直流电网高效、可靠运行。
本文基于多电压等级直流电网实证系统通信需求,搭建了一套多电压等级直流电网实证系统监控平台,并设计了基于以太网的物理层通信接口和Modbus-TCP通信协议的实证系统通信系统,针对以太网传统通信机制的不足,提出了多机并发的轮询机制和先到先处理的数据返回机制,并对实证系统中各种电压控制工况下相关装置的通信控制进行验证。
1 多电压等级直流电网实证系统通信设计
本文所依托的多电压等级直流电网实证系统包括电流源型换流站、电压源型换流站、高增益直流变压器、直流潮流控制器、电压极性可反转直流变压器、多端口直流变电站、单双极性转换直流变压器及风电场模拟器等多个关键设备,为了实现实证系统的双极运行、单极运行、功率汇集、潮流反转、故障模拟等工况,模拟直流电网系统的启停、稳态、暂态和故障运行,构建了实证系统监控平台并布局通信系统。
1.1 监控平台硬件架构
多电压等级直流电网实证系统监控平台采用了传统电力监控“站控管理层—网络通信层—现场设备层”的分层式设计,每层均能相对独立地完成系统远程监控功能,各层在发生故障情况下也能相互隔离,削弱各层级间的依赖性和耦合性。整个监控系统主要采用以太网和RS485 串口来连接设备,其中变换器和故障录波单元均采用以太网通信,开关柜装置采用RS485 串口,监控平台拓扑架构如图1所示。
1)站控管理层。站控管理层是监控系统的核心层,负责解析网络通信层上传的数据,实现整个实证系统集中装置管理、数据分析和操作执行,主要包括智能监控系统主机及相关外设单元,以及与网络通信层互联的专用通信功能模块。
2)网络通信层。网络通信层是实现主控与被控装置互通的纽带层,主要负责采集现场设备层各类装置的数据、参数,处理后集中传输至站控管理层解析,同时作为中转单元接受站控管理层下发的控制指令,转发给现场设备层各类装置。
3)现场设备层。现场设备层具体包括12 台电力电子设备、4 台交/ 直流开关柜、1 台故障录波仪和通信转换器,通过与各设备控制单元的数据交换实现电力现场的各类数据和信息状态的采集,发送给网络通信层并接受其输送的各类指令。
1.2 监控平台软件架构
监控平台由2 个主要线程实现监控软件的通信控制功能,分别为主线程和数据采集线程,在开发某些特殊功能(比如网络调试助手等)时可能会考虑另开单独的线程来完成。主线程负责软件的整体管理和操作界面触发事件的响应处理,数据采集线程主要负责与终端设备的数据交互,包括遥信、遥测、遥调、遥控等操作以及通信网络的心跳侦测和维护等功能。主线程和数据线程通过共用控制指令缓冲区来相互发送指令信息:数据线程解析主线程的指令信息,对各个终端设备进行控制和数据读写,并向主线程返回控制结果和部分读写的数据内容。监控系统软件层次架构如图2 所示。
1.3 通信规约总则
站控管理层与现场设备层间的通信接口采用以太网方式,10/100 M自适应速率,默认端口号为502,物理层为IEEE802.3,采用RJ45 接口5 类以上网线。基于标准的Modbus-TCP协议,采用一主多从的通信拓扑。
监控平台部署在服务器端,系统内各装置为客户端。服务器与客户端之间采用Polling问答的异步通信方式:服务器主动向客户端发送召唤数据与控制消息,客户端被动接受服务器发送的指令,并根据信息内容进行响应回送。通信链路的建立与解除均由服务器发出的信息帧来控制。
2 实证系统通信原理
2.1 通信流程分析
主线程接受启动指令后,先加载系统拓扑图文件,从中可获取各个终端设备的IP地址,为每个终端设备建立独立的网络链接,监控软件通过不同的句柄号来区分各个装置的TCP连接,与每台装置建立TCP连接时都是监控软件作为TCP_Client向装置发起TCP_Server连接请求。而后启动数据线程,当查询或控制终端有操作需求时,控制指令会被写入控制指令缓存区,由数据采集线程进行处理,主线程则通过查询控制指令缓冲区的完成标志来判断该指令处理是否完成,若完成则取出主线程所需的数据。主线程控制指令流程如图3 所示。
数据采集线程负责监控主机和各终端的通信,接收并执行控制界面的控制和查询指令、按系统的要求进行轮询操作和接收终端返回数据。
监控软件通过操作人员对界面的操作产生控制指令,由于软件界面的操作主要是鼠标和键盘点击,一般使用场景下很少存在多个操作同时触发的情况,所以控制指令的执行在设计机制上是单个依次执行的。操作产生的控制指令通过主线程写入控制指令缓冲区,与此同时数据线程检测到有新指令写入控制指令缓冲区;如果控制指令对应终端没有处于执行轮询状态,则执行控制指令,如果控制指令对应终端处于执行轮询状态,则跳过,等待下一次查询新控制指令。数据线程控制指令流程如图4所示。
2.2 关键技术研究
2.2.1 数据轮询机制
按照传统方式,监控平台每隔固定时间依次对所有终端装置进行数据(标志位、电气参数)的采集读取,因此进行一次通信的时间主要耗费在等待终端装置返回数据上。为了提高通信效率,数据轮询机制采用了并发读取,摒弃了依次读取的方式。并发读取是指在同一时间点上读取所有终端装置的数据,但实际应用时会出现数据读取失败需要重新读取、各个终端装置的响应速度不一、并发中穿插了控制界面的指令执行等原因,因此每次进入轮询处理程序时都会查询处于通信空闲状态终端装置的最后轮询时间,若最后轮询时间与当前系统时间的间隔超过轮询间隔(可由用户更改),则向终端装置发送查询指令。轮询机制流程如图5 所示。
2.2.2 数据返回机制
数据返回机制如图6 所示。
实证系统中所有终端返回数据的解析处理都在同一个处理程序中实现,通过数据响应函数TCPClient CB返回的句柄参数,可以判断所接收数据的终端来源。数据返回机制采用多个终端数据交叉返回的方式,当来自某个终端的数据满足通信协议所规定的一帧数据格式时,则立刻按照通信协议对终端返回的数据进行处理,最后根据当前终端状态来区分接收到的数据是控制指令返回数据还是轮询返回数据,若是控制指令返回数据,则处理后写入指令缓冲区,若是轮询返回数据,则写入轮询数据缓冲区。
3 实证系统通信控制验证
以实证系统电压极性反转工况为例,通过预先设计的后台脚本实现传统直流输电线路极性反转等运行模式的操作。在整个电压极性反转过程中,主控通过通信系统实现对电流源型换流站、电压源型换流站和电压极性可反转直流变压器等终端装置的协调控制。
当操控下达电压极性反转指令后,主线程启动并将控制指令写入控制缓存区,由数据采集线程读取控制缓存区指令来实现反转指令的自动运行,其实现步骤如下。
1)判读电压源型换流站和电压源型换流站双极电压。主控自动发送判断电压源型换流站和电流源型换流站的电压指令,数据采集线程通过采集两装置的双极电压,并判读是否在合理电压范围内,整个过程判断实现的轮询上限为3 次。
2)执行电压极性可反转直流变压器脱网指令。当识别电压源型换流站和电流源型换流站双极电压正常后,主控自动向电压极性可反转直流变压器发送电网换相换流器(Line Commutated Converter,LCC)侧脱网指令。
3)执行电流源型换流站电压反转指令。主控接收到电压极性可反转直流变压器LCC侧已脱网指令后,自动发送电流源型电压反转指令,电流源型换流站正极电压由+900 V转变为 –900 V,负极电压由 –900 V转变为+900 V。
4)执行电压极性可反转直流变压器并网指令。主控接收到极性已反转状态后,自动发送指令至电压极性可反转装置实现LCC侧电压的反转,并反馈反转状态,当主控判断两者电压均已实现反转后自动下发并网指令,自此电压极性反转的工况完成。
验证结果表明,本文所提出的实证系统通信控制策略在功能上已实现了前期的设计目标,在系统效率和稳定性上已满足实证系统的运行需求,在安全性方面,对运行模式的脚本解析执行机制进行了较为充分的考虑,提升了系统指令执行的可靠性。
4 结语
本文基于多电压等级直流电网实证系统的通信需求,搭建了站控—网络—现场三层级的实证系统监控平台,设计了基于以太网的物理层通信接口和Modbus-TCP通信协议的实证系统通信系统,提出了多机并发的轮询机制和先到先处理的数据返回机制,实现了实证系统中各装置高效、快速的通信及协调控制,并在多电压等级直流电网实证系统中验证了所提出的通信系统的可靠性和有效性。
基于现有的实证系统通信机制,依托先进的互联网和云计算等技术,本文实证系统的未来通信架构可拓展为“5+”的通信管理系统,即网络数据中心+ 大数据分析中心+ 网络Web服务器+IP网络+本地监控软件。
摘要：多电压等级直流电网是构建全球能源互联网的基础,而电力通信系统是多电压等级直流电网的重要组成部分。文章基于多电压等级直流电网实证系统通信需求,设计了基于以太网的物理层通信接口和Modbus-TCP通信协议实证系统通信系统,提出了多机并发的数据轮询机制和先到先处理的数据返回机制,并在多电压等级直流电网实证系统中验证了各种电压控制工况下相关终端装置的通信流程。试验结果表明,该通信系统能够有效进行主控系统与各关键装置间的信息交互,可实现多电压等级直流电网实证系统的协调控制和稳定运行。
关键词：多电压等级直流电网实证系统,监控平台,通信系统
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电压等级 篇7
关键词：新农村电气化,线路损耗,配电网,电压等级,负荷预测
0 引言
新农村建设政策的落实,使得近年来我国农村地区经济发展迅速,县级电网(农网)的电力负荷出现快速增长。随着国家对农网改造大规模投资的完成,电网的供电能力大幅提高;同时“两改一同价”等措施,尤其是2007年以来,政府推动的“家电下乡”补贴政策使得农村电网的负荷需求快速上升。农村家电的使用日益增多,可能导致负荷出现跨越式的增长。
在新农村电气化建设的背景下,针对近年来农网负荷发展比较快的特点,电网规划除考虑电源建设以外,还应对配网采用的电压等级进行优化分析,以经济性为主要目标函数[1],进行规划方案的比较,提出适合负荷发展的规划方案。
1 农网电压等级现状
目前农网基本都采用110 k V、35 k V、10 k V、400 V四个电压等级的配电网模式,城市电网一般都采用110 k V、10 k V、400 V配网电压,近年来为了提高供电能力,降低损耗,很多大城市已经开始采用110 k V、20 k V、400 V模式,苏州工业园区的中新合作区采用了20 k V配电电压等级,1996年投运。国网公司明确要求各地在城市电网中推广采用20 k V电压等级。因此电压等级的优化选择是电网规划的重要内容。与城市电网相比,河南省的县级电网中农村负荷占有较大比重,虽然过去农村电网负荷密度较低,但近年来增长迅速,长期以来针对35 k V电压等级的存废存在较大争议,考虑到多种因素的影响,在农网中期建设规划中不宜采用20 k V电压等级,是否取消35 k V电压等级,需结合各地实际情况进行技术经济比较,最终确定适当的电压等级。
下面以河南某农网为例进行分析。
2 河南某农网负荷特点
截止2007年底,规划区已有一220 k V主供电源点,110 k V变电站一座,35 k V变电站4座,分别供A、B、C、D四个乡,2007年该地区35 k V及以上电网地理接线现状见图1。
规划区域面积为170km2,2007年总负荷为32.9 MW,负荷密度达到了193.5 k W/km2,具体数据见表1。
该地区经济发展迅速,负荷基数小但增长较快,从目前统计数据看,B站和D站的容载比已经不能满足要求。
3 规划方案的确定
两种电网规划方案中容载比按照1.8~2.1考虑[2,3]:
方案1电网建设的一般模式:对原有基础电网,随着负荷增长,若区域负荷密度达到建设110 k V变电站要求时即建设110 k V变电站,其他35 k V变电站根据负荷增长逐步扩建或增容,负荷进一步增长时再升压或新建110 k V变电站。
方案2考虑到区域负荷的快速增长以及变电站建设的长远规划,在新农村电网改造建设中,逐步取消35 k V电压等级,如果容载比不满足要求,即选址直接建设或将原35 k V变电站升压为110 k V变电站,不再对原有35 k V变电站进行扩容。至2013年两种规划方案如图2所示。该地区负荷预测结果见表2。
4 两种方案经济性比较
经济性[4]主要考虑四个方面的因素:(1)建设费用,(2)损耗费用[5],(3)运行维护费用,(4)资金的时间价值(银行利息)。
4.1 建设费用的比较
表3为河南2007年变电站及相关建设项目的平均综合造价。
按照中长期贷款的年利息为7.56%,考虑到退出设备的资金折算以及具体的土地征用情况,每年的建设费用见表4。
MW
4.2 线路及主变损耗费用比较
1)主变损耗[6,7]
按照主变损耗计算公式:ΔP=P0+β2PK式中:ΔP为有功负荷;P0为空载损耗;β为负载率;Pk为短路损耗。
35 k V原有主变为SLZ7系列。35 k V、110 k V变电站新增主变均采用SLZ11系列。一年按照8 760 h计算,1 k Wh电费按0.6元计算,可得主变损耗及资金折算见表5。
2)线路损耗[6,7]
根据负荷预测结果及线路建设情况,计算线路损耗,110 k V电压等级线路均采用LGJ-300型号的线路,35 k V电压等级的线路均采用LGJ-185型号[8]。
按照线路损耗计算公式:
式中:PL为线路负荷;U为电压;R为线路电阻;ρ为电阻率;l为线路长度;S为线路截面积。
计算结果见表6。
4.3 维护费用比较
变电站运行维护[9]是变电站的日常管理工作,是电网安全可靠运行的保障,包括一般维护费用和设备检修更新等。一般可按照一定的比例确定,结合变电站的情况,考虑到主变的容量以及所带负荷量的大小,取其一次投资的5%计算[10],可得运行维护费用见表7。
4.4 总体费用的比较
将上述两种方案的各种费用汇总,可得各方案的逐年总费用,变化趋势详见图3。
由图3可见,即便考虑资金的银行利率,随着时间的推移,方案2的经济性也比较明显。随着负荷的增大,负荷密度的增加,各区变电站远期均为110 k V变电站,35 k V变电站原有的设备和线路几乎全部退出系统,不再有使用价值。图中各年所需资金波动比较大,这是因为方案1和方案2中,变电站建设改造情况不同,所需费用也有明显差异。
5 结语
农网负荷近几年增速较快,在高负荷密度地区,电能损耗问题变得日益突出,减少变电层次是减少电能损耗的重要措施,同时会伴随着改造费用的增加。但负荷达到一定程度时都要进行升压改造,这只是一个时间问题。文中通过具体实例计算,得出在一定条件下,若不再增加35 k V变电站的投资,逐步取消该电压等级的方案,具有一定的经济可行性。
另外从逐年费用比较图中可以看出,两种方案的费用比较,在不同评价年份的结论不一样,但随着时间推移,在中长期建设周期内,随着负荷的增加,方案2的经济性表现的越来越明显。上述分析虽然针对某一地区,计算口径可能有一定偏差,但也说明在电网规划建设中,按规划原则进行电源优化建设的同时,也要进行中长期建设的经济性分析,对中间年份的过渡网架进行评估,尤其是对变电站电压等级的确定,特别对更大规模的电网建设,应该着眼于电网建设的长期建设费用的优化。电压等级的确定以及新建站的布局均需考虑长远规划,以发挥资金效益,避免电网建设的短期行为。
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电压等级 篇8
随着电力电子技术和可再生能源发电技术的发展,直流配电系统重新引起了人们的关注,尤其是作为其重要组成单元的直流微电网也成为近年来的研究热点。但目前针对直流微电网电压等级选择的研究还不够成熟,尚未形成一定的理论体系,相关研究文献也较少。
国外文献对于直流微电网的电压等级选择进行了一定的研究,但多集中在对某一实际应用场合下的电压等级进行设计。例如,文献[1]中指出DC380V可以给交流配电网、厨房负荷以及其他家用电器供电,且多存在于输入端有功率校正装置的家用电器设备,以匹配工业标准中的中间直流电压DC48V可以向小型桌面设备、娱乐设备、LED照明设备等供电,且和标准的通信电压等级一致,具有使用方便、效率高的优点。文献[2]对居民用电和商业用电的电压等级进行了分析,得出DC400V是商业用电的最佳电压等级,DC48V是居民用电的最佳电压等级。文献[3]研究了广泛应用于电信领域的DC260V和DC400V直流微电网电压等级。
国内文献对于直流微电网电压等级选择的研究还处于起步阶段,多集中在一些理论的广义分析,缺少建设性研究。例如,文献[4]指出当前直流配电网电压等级的选择方法尚未有定论,需进一步的探索研究。文献[5,6]从不同电压等级的换流站造价、电缆造价、传输损耗、运行费用、总工程投资以及投资回报等经济性指标出发,对于直流输电网电压等级序列的选择问题进行了一定的研究,但是针对低压直流配电网中电压等级序列的研究较少。文献[7]以负荷需求为基本出发点,提出了高中低压相配合的直流配电网电压等级序列,但对于低压直流微电网内部电压等级选择方面的分析较少。
合理选择电压等级能够降低网损、减少资源损耗、节约土地、提高配电网运行的稳定性和经济性。本文在借鉴传统交流配电网电压等级选择经验[8](如经典的“几何均值”规律和“舍二求三”原则)的基础之上,结合国内外直流供电工程,分析了影响直流微电网电压等级序列选择的各种因素,并以家用型直流微电网为例,设计了其电压等级序列,验证了其经济性优势,也为其他应用场合中的直流微电网电压等级序列设计提供了借鉴。
2 直流微电网电压等级选择的影响因素
直流微电网电压等级序列的合理设计关系着整个配电系统的运行效率,并影响着未来电网的发展。直流微电网的电压等级选择涉及多个因素,本文将从以下几个方面展开讨论。
2.1 负荷的供电需求
(1)交流负荷的接入问题
按照目前已有低压负荷的供电方式考虑,可知大部分负荷的工作电压为单相或者三相低压交流电。为了保证这些负荷的正常供电,直流微电网应存在相对应的直流电压等级,在其逆变后可直接给交流负荷供电。
1)三相交流负荷的供电需求
直流微电网与三相交流负荷之间的变流器选择三相逆变器,以满足三相负荷的供电需求。已知三相变流器的交、直流侧电压关系为Ud=Ul/0.816(其中,Ul为交流线电压)[9],若考虑线路的电压降落要求,则直流线路电压Ud0_3的取值应满足:
式中,ΔU%为电压损耗率。例如,三相交流负荷的工作电压为AC380V,取ΔU%=5%,则三相变流器所接线路直流电压Ud0_3的范围为:
因此,建议选用DC500V。
2)单相交流负荷的供电需求
单相交流负荷有两种供电方式:①由三相交流负荷的供电侧直接供电;②由直流线路经单相逆变器进行供电。方式①仅适用于直流微电网中含有三相交流负荷,且单相交流负荷容量相对较小的情况;当单相交流负荷容量较大时,考虑到三相平衡问题,其供电方式应采用方式②。
已知单相变流器的交、直流侧电压关系为Ud=Uo/0.9(其中,Uo为交流电压)[9],则单相变流器所接直流线路电压Ud0_1的取值应满足:
例如,单相交流负荷的工作电压为AC220V,取ΔU%=5%,则由式(2)可知直流线路的电压等级范围为:
因此,建议选取DC260V。
(2)直流负荷的供电需求
按照应用场合的不同,直流微电网中的直流负荷可分为民用负荷、办公负荷和商用负荷。
1)民用负荷、办公负荷
常见的民用直流负荷有LED灯、手机、热水器、直流电冰箱、直流空调等。打印机、电脑等办公设备也可以使用直流电。这些负荷多为小功率负荷,可接入DC24V、DC48V[10]的直流线路。
2)商用负荷
商用负荷一般为大功率直流负荷,例如小型直流电动机、有轨电车、舰船、企业数据中心、电动汽车等,调研发现不同类别的商用直流负荷的工作电压相差较大,同类商用直流负荷的工作电压也大小不一,如表1所示。
为了规范各类直流负荷的生产标准,并本着尽可能减少电能变换的次数、降低投资成本的原则,所制定的直流微电网电压等级应尽量符合一些常见负荷的接入需求,且便于不符合接入标准的负荷进行调整。本文建议,对于民用和办公用的小功率直流负荷接入,制定DC24V、DC48V电压序列;针对中小功率的商业负荷,制定DC240V、DC400V电压序列;对已有成熟制造产业的大功率直流负荷,制定DC690V、DC750V电压序列。
2.2 分布式电源的接入需求
分布式电源(Distributed Generation,DG)是直流微电网的主要供电电源,其输出电压一般不满足直接入网要求,多经变流器变压后接入直流电网。这不仅造成了能源损耗,增加了故障源,也增大了微电网的建设成本。
为了缓解上述不足,满足DG接入需求,直流微电网所制定的电压等级应与DG的输出电压相匹配。常见的DG有风力发电、光伏发电和储能装置,其输出电压如表2所示。
大功率风电输出交流电,需经三相变流器整流后接入直流电网,由式(1)可以得出大功率风电所接直流线路的电压应大于890.1V(ΔU%=5%),建议选取DC900V。
小功率风电的内部集成有变流器,输出直流电。但由于生产厂家较多,且缺少统一标准,其输出电压大小不一(见表2)。光伏发电系统由多个光伏组件串、并联,其输出电压与单个组件电压及其串联数量有关,因此光伏发电系统的输出电压可根据并网点电压进行调整,且一般接入高电压等级线路。铅酸蓄电池、超级电容器和飞轮储能也输出直流电,但单个储能装置的输出电压较小,一般采用多个装置串、并联后直接接入或经过DC/DC变换器变压后接入连接点,因此储能装置可接入多个直流电压等级线路。
由上述分析可知,光伏发电、储能装置的输出电压可变,接入需求低,可不作考虑。因此,为满足小功率风电的直接接入需求,建议制定DC48V、DC96V、DC120V和DC240V直流电压等级序列。
2.3 直流设备的制造水平
直流微电网的设备组成与交流电网相似,包括直流断路器、变流器、直流控制设备和保护设备。直流设备的工作电压范围直接影响着直流微电网电压等级的选择,同时,确定的直流电压等级也就决定了这些设备的电压设计和制造标准。本文以变流器和直流断路器为例,说明直流设备对直流电压等级制定的影响。
(1)变流器的工作电压
在直流微电网中,变流器是各母线之间、DG和母线之间、负荷和母线之间的重要桥梁,包括AC/DC变换器和DC/DC变换器。AC/DC变流器用于交流负荷、交流输出DG与直流线路的互联,DC/DC变流器用于各直流线路之间、直流输出DG和线路之间、直流负荷和线路之间的互联。当前变流器的制造水平较为成熟,工作电压范围大,基本可以满足各种直流电压等级的需求[11],例如ABB公司生产的DCS800整流器的输入电压为AC230V~AC1200V,输出为DC310V~DC1590V。
(2)直流断路器的工作电压
在直流微电网中,直流断路器是承载正常供电电流,并在规定时间内开断直流运行回路正常电流以及故障电流的开关设备[4]。鉴于直流微电网的起步较晚,适用于微电网的直流断路器还处于发展阶段,其中文献[12]指出DC800V及以下的直流断路器技术相对成熟,例如北京开关厂生产的DC250V、DC500V、DC750V和西门子公司的DC220V、DC440V、DC800V直流断路器。
2.4 供电问题
(1)供电能力
供电能力是指线路供电容量和供电距离。根据直流输电线路功率表达式P=UI可知,在线路电流一定的情况下,输送容量与直流电压成正比。由文献[7]可知,直流线路的电压损耗率和线路损耗率在数值上是相等的,可根据《电能质量供电电压允许偏差》得出直流线路的电压损耗率规定值。因此,当线路参数确定时,可根据式(3)计算出供电距离L,将L代入式(4)求出线路的供电容量P。
式中,lloss为线路损耗率;ρ为电阻率(Ω·m);J为经济电流密度(A/mm2);UN为直流电压等级(V);S为线路截面积(mm2)。
假设线路为铝芯电缆,ρ=2.826×10-8Ω·m,J=1.92A/mm2,lloss=ΔU%=5%,可估算出直流微电网中各电压等级的供电距离和供电容量,如表3所示。
(2)供电电压质量
直流线路采用单极式供电时不涉及无功功率,线路的电压降落表达式为ΔU=PR/UN,可以看出,如果保持线路参数和输送容量不变,电压等级提高一倍,电压降落变为原来的1/2。例如家庭用户功率为6k W,若采用线路电阻约为0.5Ω的DC400V进行供电,则其电压降落为7.5V,电压损耗率为1.875%,而采用具有相同线路电阻的DC200V供电时,其电压降落为15V,电压损耗率为3.75%。
2.5 绝缘接地问题
(1)直流系统接地设计
直流系统中的接地方式按照接地极性分为正极接地和负极接地,其中正极接地可能使保护及自动装置误动作,负极接地可能使保护自动装置拒绝动作。由此看出直流系统接地故障的危害很大,不仅对设备不利,也会对整个系统的安全构成威胁。我国《特低电压(ELV)限值》规定,无高度触电危险建筑物的安全电压值为AC65V,因此需要对直流微电网中相对高于此限值的部分进行接地保护设计。
美国电力研究协会(Electric Power Research Institute,EPRI)给出的直流电网接地保护方案如图1所示。采用三线制供电,将400V直流电压分解为+200V和-200V,这样可以使正负极对地电压减小为两线制时的一半;变压器二次侧中性点、整流器的中性点和电气设备的外壳通过地线连接后,经接地电阻与大地相连。由IEC23EWG2可知,采用±200V中线接地的直流系统的安全性优于220V交流系统。
因此,为保证用户安全和电器安全,给出以下建议:以DC48V为分界线,超过部分设置接地保护,低于部分不再设置接地保护。
(2)直流线路绝缘设计
由于直流微电网多建设在城市地区,而城市地上空间有限,采用架空线路会占用过多的空间资源,因此直流微电网多采用直流电缆供电。根据直流电缆的电场分布特性和绝缘特性可以得出,电压U增大,电场强度E增大,绝缘材料的电阻率ρ变小,电缆的绝缘性减弱;而过压时,绝缘材料易被击穿。另外,直流线路的绝缘特性还与线路电流、环境温度有较大关系,通过电流过大时,热效应明显,线路的绝缘材料容易老化。
参考交流低压电缆绝缘设计规范,给出了直流电缆绝缘水平选择的参考值,如表4所示。其中U0为缆芯对地额定电压值,U为正负极缆芯之间电压的额定值。
2.6 电磁兼容问题
直流微电网中使用了大量变流器。在工作过程中,变流器中的二极管、IGBT等开关器件的高频开关动作会产生很大的du/dt和di/dt冲击,而电脑、手机等直流敏感设备极易受到电磁干扰的影响。据此本文给出以下建议:采用高电压的大功率电动调速设备以及大容量的变流器,应与敏感性负荷保持一定的安全距离,以减少电磁干扰。但直流微电网线路的电压等级较低(小于1000V),因此其对用电负荷的电磁干扰可不予考虑。
3 经济性分析
为了提高直流微电网的经济性,在考虑各种影响因素下制定的直流电压等级序列所对应的直流微电网应具有经济优越性。这里的经济性是指微电网的建设成本、运行成本和维护成本[5]相对较少。
(1)建设成本
直流微电网的建设成本指电缆、变流器和直流断路器等设备的购买成本。在过流能力相同时,直流电缆的电压等级越高,其输送容量越大,能够供电的负荷功率就越大,造价也就越高。假设电缆的单价为m0,输送距离为L,则电缆的购买总成本Cl=m0L。
调研发现,在通流能力一定的情况下,变流器的额定电压越高,容量越大,相应的成本也就越高。因此,变流器的价格与其额定电压呈正相关关系。若变流器的单位容量价格为mv,额定容量为Pv,则单个变流器的购买成本Cv=mvPv。
直流线路的电压等级直接决定着直流断路器极数选择,且电压越高,所需极数越多,价格也就越高;另外直流断路器的通断电流能力与其工作电压也呈正相关关系,耐压和过流能力越高,成本也越高。若直流断路器的额定电压为Ur,则单个购买成本Cr=mrUr,其中mr为相关系数。因此合理选择直流微电网的电压等级能够有效减少直流设备的投资,降低建设成本。直流微电网的建设成本Cb为:
(2)运行维护成本
1)运行成本
直流微电网的运行成本主要指能量损耗成本,包括线路损耗和变流器损耗两个方面。
已知线路损耗ΔPl_loss=llossPl,Pl为线路输送容量。设单位千瓦时的价格为m1,系统运行年限为n,则线路损耗成本Cl_loss为:
在保持线路参数和输送功率不变的情况下,电压等级提高1倍,线路损耗成本减少为原来的1/4。
变流器损耗主要指开关损耗和导通损耗,开关损耗受控制方式影响,导通损耗则与流过的电流有关。当变流器传输功率不变时,电压等级越高,电流越小,导通损耗也就越小。已知变流器损耗率ηloss和变流器转换效率ηc的关系为:ηloss+ηc=1,则变流器损耗成本Cc_loss为:
可知,变流器的转换效率越高,损耗成本越小。
变流器的转换效率与电压等级有关,但由于变流器的转换效率受器件制造工艺、控制技术、应用环境等因素的影响,因此很难确定两者之间的数学表达式。本文经过大量的调研得出在不同场合、不同电压等级下的变流器损耗率,如表5所示。在传输功率一定的情况下,对于相同结构的变流器组合,电压等级越高变流器转换效率越大。
2)维护成本
已知微电网的维护成本与输送功率近似呈正相关关系。考虑到直流微电网的电压等级较低,输送功率较少,因此直流微电网的维护成本可近似表示为Cm=0.02m1Ptn,其中Pt为系统的输送功率。
综上所述,直流微电网系统的运行维护总成本Closs为:
(3)直流微电网的经济性分析
从上述分析可知,电压等级越高,直流电网的建设成本越高,运行维护成本则越小。因此,在制定直流微电网的电压等级时,应充分考虑其与建设成本、能量损耗成本之间的关系,使所设计的直流微电网总成本较少,以提高系统的经济性。直流微电网的总成本Ct可表示为:
式中,i代表电压等级序数;m为电压等级总个数。
4 家用型直流微电网电压等级序列的选择
本文以家用型直流微电网为例,在综合考虑直流微电网电压等级序列选择的各种影响因素下,设计了其直流电压等级序列,并说明了该电压等级序列的经济性优势。
4.1 直流电压等级序列的选择
家用型直流微电网中的负荷主要包括小功率的LED灯、手机、电脑和大功率的电动汽车等直流负荷,以及冰箱、洗衣机等单相低压交流负荷;DG有小功率的风电、光伏电池和储能装置。
为了便于上述直流负荷、DG接入直流微电网,为其选择DC24V、DC48V、DC260V、DC400V的电压等级序列。其中,DC24V和DC48V用于小功率直流负荷和小功率风电的接入;DC260V用于单相低压交流负荷经变流器变换后接入;DC400V用作各家庭用户之间互联的母线,也用于具有相同工作电压的电动汽车的直接接入,另外,光伏发电系统和直流储能装置的输出电压也可按相近的电压水平设计,并经DC/DC变流器后接入此电压等级。此外,考虑到高电压等级变流器的损耗率小,因此线间变流器的高压侧也与DC400V母线相连。调研发现,市场上已有DC250V和DC440V的直流断路器,这也验证了所选直流电压等级序列的可行性。
在接地保护方面,DC48V、DC260V和DC400V线路以及外壳导电的设备通过地线相连后,再经由主接地条(MGB)与大地相连。本例中的家用型直流微电网结构如图2所示[13]。
4.2 直流微电网的经济性分析
通过对当前直流设备生产厂家的调研,列出了所选直流电压等级序列对应的YJV电缆、变流器和直流断路器的单位投资成本、输电容量和距离,如表6所示。
参照表5,取DC260V及以下电压等级中的变流器损耗率为8.6%。若设m1=0.4883元/(k W·h),将表6中的电缆单价(m0)等数据代入式(5)、式(6),可计算出家用型直流微电网的建设总成本Cb和年运行维护总成本Closs_a分别为:
因此,采用本例所选电压等级序列时,家用型直流微电网的总成本为:
值得注意的是,当家用型直流微电网中的负荷工作电压和DG输出电压较小时,可省去DC400V电压等级,此时系统的Cb=13.39万元,Closs_a=1.7万元,对应的微电网总成本Ct2=13.39+1.7n。当微电网中无超低压直流负荷,则可去掉DC24V电压等级,对应的Cb=39.15万元,Closs_a=4.63万元,微电网系统总成本Ct3=39.15+4.63n。
而采用当前工程中常用的DC750V、DC400V、DC48V、DC24V电压等级序列时,家用型直流微电网总成本为:
经比较可知,考虑各种影响因素下选择的电压等级序列所对应的直流微电网总成本明显低于目前工程中常用直流电压序列的微电网成本,验证了其经济性优势。另外,在实际应用时,可根据所设计场景的具体需求增减电压等级,例如,无大电压负荷的直流微电网可省去DC400V电压等级、无超低压负荷的微电网可不用DC24V电压等级,这不仅能降低直流微电网成本,同时也增加了系统的可靠性。
5 结论
电压等级 篇9
1 供电能力和协调性评价方法
1.1 评价体系流程
本文选取鱼骨图分析法[1], 确定电力供应能力的影响因素, 利用层次分析法[2]为评价结构的主要框架, 建立评价指标体系, 各项评价指标的权重使用德尔菲 (Delphi) 赋权法[3]确定, 最后利用曲线拟合工具Curve Expert建立平滑的指标评分数学公式。
评价体系指标的选择, 应遵循合理性、独立性和可测试性的原则。所选指标要全面细致, 既无遗漏, 又无冗余, 全面反映被评价目标的各项特征。整个评价流程如图1所示。
AHP的层次综合法实施过程是:从底层指标开始, 逐层向上递推获得上层指标, 直至获得最高层的综合评价结果, 其计算表达式为[4]
式中:S (k+1) 为上层k+1层得分值;n为表示S (k+1) 的下一层k层的指标总数;Sj (k) 为k层的第j个指标的得分数;Wj (k) 为k层第j个指标的权重系数。
1.2 评价指标选取
电力企业生产过程中最关心的4个指标分别是:供电可靠率、线损率、电压合格率和设备利用率[5]。从它们对应的鱼骨图可找出影响供电能力的关键因素。
1) 供电可靠率影响因素鱼骨图, 如图2所示。
2) 综合线损率影响因素鱼骨图, 如图3所示。
3) 电压合格率影响因素鱼骨图, 如图4所示。
4) 设备利用率影响因素鱼骨图, 如图5所示。
1.3 评价体系结构
通过上述对“四率”鱼骨图的分析, 准确找出了影响供电能力和发展协调性的主要因素, 通过总结概括后建立了配电网供电能力与协调性评价体系结构, 如图6所示。
2 评价指标计算方法
2.1 供电能力指标定义与计算
评价指标体系部分指标计算方法如表1所示。
2.2 供电协调性指标定义与计算
多电压等级配电网高中压各电压等级电网之间需要良好的配合才能充分发掘网络供电能力, 任何一个电压等级出现供电瓶颈都会导致电网整体供电能力不相匹配, 电网供电的协调指的是不同部分之间的匹配程度[6]。
1) 高中压变电容量协调性。高中压配电网既相互支持又相互制约, 理想状态下, 两者的供电能力比为1∶1, 由于负荷最大值不可能同时出现, 需要考虑负荷同时率问题。定义高中压配电网供电能力比为
式中:SH为是高压配电网供电能力, 可以用110 k V和35 k V变电站主变容量总和计算;SM为中压配电网供电能力, 是10 k V变电站配变容量总和。
将中压网的负荷折算到高压网, 计算变电容量的最佳比值时需考虑负荷同时率, 定义高压与中压变电容量最佳比值为α0, 当αS与α0越接近, 表明高中压配电网变电能力协调程度越高。将指标转换为便于评价的正指标, 得出结果AS1越大, 则多电压等级配电网变电容量协调性越好。
2) 高中压线路输配电容量协调性。将配电网变电容量概念换成配电网线路输配容量即可得到高、中压配电网线路输配容量协调性指标AL1。
3) 主变负载均衡性。负载均衡性分为主变负载均衡性和线路负载均衡性。
以35 k V主变为例, 设评估区域有n座35 k V变电站, Sij为第i (1≤i≤n) 座变电站的第j (1≤j≤mi) 台主变容量, Pij为第i座变电站的第j台主变所带负荷, 则各变电站每台主变的负荷率为
所有主变负载的平均值为
用负载率标准差σT来反映各台主变负载率的均衡程度, σT越大, 各台主变负载率偏离越大, 主变负载越不均衡, 即,
为了便于评价, 将结果转换为具有正指标特性的主变负载均衡性指标, AS2越大, 主变负载均衡度越好, 即,
4) 线路负载均衡性。用线路实际负荷除以线路额定容量, 再按照上述主变负载均衡度计算方法, 可得线路负载均衡性指标AL2。
3 指标权重与评分标准
3.1 指标权重
同一层指标数小于9, 采用基于1-9互反标度的AHP两两比较赋权法确定指标权重;同一层的指数超过9, 这种方法判断的准确性将受到严重影响, 应当采用Delphi方法赋权, 同一层指标权重相加应为1。正指标是取值越高越好的指标;负指标是取值越低越好的指标;中间值指标是在一定范围内取值最好。
国内外大量研究结果表明, 分布式电源容量比小于5%时, 对电网影响很小。而接入容量比过高, 超过20%时, 分布式电源集中启停会给电力系统稳定运行带来极大的隐患。所以分布式电源在此应作为一个中间值指标处理, 容量比最好小于等于20%。选择网络结构水平指标权重结果为例说明, 如表2所示。
由表2可知, 对网络结构水平影响较大的因素是变电站单变率、变电站单电源线率和中压线路联络率。
3.2 指标评分
本文的指标评分选用专家评分的Delphi法, 选择指标的典型点和对应的评分后均用百分数表示, 由于评分标准是离散的, 所以采用Curve Expert曲线拟合工具对评分标准进行拟合, 建立平滑的指标评分数学公式。中间值指标较为复杂, 采用分段函数进行拟合。部分指标值与分数对应结果如表3所示, 曲线拟合结果如表4所示。
注:x—指标值;y—得分。
4 算例分析
本文选取110 k V、35 k V和10 k V三个电压等级的配电网为例, 110 k V变电站有2座, 变电容量总和120 MVA, 110 k V主变“N-1”通过率为66.66%;110 k V线路5条, 线路总长158.92 km, 其中3条为单链接线模式, 2条为单辐射接线。35 k V变电站共7座, 主变容量50.75 MVA。35 k V线路13条, 其中8条为单辐射接线模式, 5条为单链接线模式。线路总长360.73 km, 分布式电源容量比为7.86%。以供电协调性的4个指标为例, 计算得分如表5所示。
按照层次分析法对表5中四个供电协调性指标进行赋权, 形成的判断矩阵为
求A的最大特征值λmax为4.0434, 最大特征值对应的特征向量为
特征向量归一化后可得供电协调性权重向量:
计算一致性指标, n取4:
平均随机一致性指标RI由于是四阶矩阵取0.9, 因此得出随机一致性指标CR为
当CR的值小于0.1时, 判断矩阵满足一致性要求。通过一致化检验后可得供电协调性的指标权重, 如表6所示。
依据表6数据, 按照层次分析法评价模型的步骤和, 式 (1) 逐层向上递推, 即可得到整个多电压等级配电网供电能力与协调性得分, 该地区电网综合得分为74.26分。可见, 该地区网络接线典型化率、高中压变电容量协调性和变电负荷均衡度得分较高。突出的问题在于部分线路老旧情况严重导致发展适应性受到影响, 末端电压不合格线路比例、中压线路重载比例和中压线路“N-1”通过率三方面得分较低, 导致负荷供应能力得分偏低。所以, 今后规划重点应加强中压网络建设, 提高负荷站间转供能力, 更换老旧配电线路, 扩充线路截面半径, 更换高损耗配变, 减少重载线路, 增装电压无功自动调节装置, 提高负荷供应能力。
5 结论
1) 对供电能力评价过程中通过对权重系数的计算, 得出主变重载比例、线路重载比例、主变“N-1”通过率、线路“N-1”通过率对负荷供应能力影响大;变电站单变率、变电站单电源线率、中压线路联络率, 中压线路站间联络率对网络结构水平影响大;分布式电源容量比不高时, 对供电能力影响较小。
2) 对供电协调性评价可以得出, 高中压变电容量协调性和线路输配容量协调性权重系数较大。
3) 实例证明, 本文所建立的综合评价体系能够全面衡量配电网整体供电能力。对多电压等级配电网供电适应性和协调性建立的评价指标有助于找出供电瓶颈, 对电网建设规划有实际参考意义。
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