【摘要】　配电网采用环网结构、分段运行，是目前发展方向。双电源环网每条线路分3段的5组重合器供电方案，供电可靠性会更高，但该方案设备间的保护配合十分困难，向故障点多次短路冲击问题，一直未能很好地解决。文中提出解决这一问题的方法和运行经验，并总结了对单相接地故障段的选择或隔离，其方案具有较大的使用价值。
【关键词】　配电网　环网供电　运行分析

1　简述

　　随着城市建设的发展，用户对供电可靠性的要求越来越高，这就给原有配电设备的质量和配电网络的可靠性提出了更高的要求，而我国原有10 kV配电网大部分采用放射形供电，这种供电方式弊病较多，一旦某处发生故障，就会造成整条线路的大面积停电，且停电时间较长，可靠性差，为改变这种状况，最好的办法是近期采用环网接线，最终可采用网格式接线，正常时开环运行，这样的接线方式有一个以上电源向用户供电，从而大大提高了配网供电可靠性。
　　原能源电［1990］644号《关于加强城市中、低压配网改造的若干意见》指出：“架空配电网采用环网结构，开环运行，为缩小架空配电线路检修和事故时的停电范围，应装设分断开关，一般主干线分2～3段，装分断开关1～2台，较大的支线也应装断路开关，架空配电线路之间装设联络开关，以实现配电线路的互倒互带，提高运行的灵活性”。原能源电［1993］228号《城市电力网规划设计导则》4.4.8：“高压配电变电所之间的中压电网应有足够的联络容量，正常时开环运行，异常时能转移负荷”。
　　几年来，国内在配网自动化方面做了大量的研究工作，例如在自动化设备方面，先后从日本、英、美引进了DM系列自动开关，ERS型电子控制重合器和KFE系列重合器等，以上引进的各种设备在我国配电网中应用，取得了不少运行经验，但国外自动化程度较高的产品，并不一定适应我国配电网特点，为此在制造部门和供电部门的共同努力下，陆续开发出国产自动重合器、分断开关及环网负荷开关。目前由电力科学研究院引进英国ESR控制器研制的分布式自动重合器、FDKW型跌落式分断器；郑州凯特公司引进日本控制器研制的重合器、分断器；平顶山开关厂引进研制的美国COOPER公司KFE型重合器。配电网自动化设备是机电一体化的高技术产品，这些设备具有高压开关设备的基本性能，同时又满足智能化要求，这些产品的研制，促进了国内配电网自动化的发展，并通过不断总结逐步实现国产化。
　　配电网自动化方案方面，还需要做大量的研究工作。近年来，单电源放射形配电线路使用重合器、分断器配合的方案已较成熟；双电源环网每条线路分2段和3段组重合器方案运行也还算可靠，保护配合也能满足；如果双电源环网每条线路分3段的5组重合器供电方案，供电可靠性会更高，应该是更好的配网分段结构，但该方案设备间的保护整定十分困难，很难达到最满意效果。无论是每条线路分2段或3段，任一段发生永久性故障后，开环运行的主供电源侧和另一电源侧向故障点多次短路冲击问题，一直未能很好地解决。本文提出了解决这些问题的方法。

2　双电源5重合器供电方案

　　该供电方案的线路分段及故障分析图如图1所示。它的C1～C5均为SF6重合器，符合SD317-89和JB7570-94标准；安装地点为线路杆上台架；额定电压10 kV；额定电流630 A，短路开断电流为12.51 A；TA变比为400/5；遥合、遥跳、遥测、遥信；永久性故障自动闭锁时间整定：(合闸成功检测时间)Y≤20 s。动作特性和安秒曲线：(1)C1、C3重合器和变电站断路器配合，重合器断开时间要求比变电站断路器无电流间隙时间0.25～0.8 s小，δ选0.2 s；(2)C2、C4、C5重合器符合要求。自动重合时间整定：(1)C1、C3重合器和变电站三相一次自动重合闸配合，重合器合闸时间要求比变电站三相一次自动重合闸准备好下一次动作的复归时间15～25 s大，X=30 s(从系统有电且重合器在断开位置开始计时)；(2)C2、C4重合器X=30 s(从系统有电且重合器在断开位置开始计时)；(3)C5重合器X=120 s(从系统任一侧失电且重合器在断开位置开始计时)。瞬时故障自动复位时间整定：(1)C1、C3重合器和单相接地故障接线方式配合，依次断开线路选线方式，Z=20 s；(2)C2、C4、C5重合器Z=20 s。动作行为：(1)C1、C3重合器单侧电源，单侧TV，正常运行在合闸状态，过流快速跳闸，失压自动快速跳闸，检测TV有电后经整定时间X判C5在断开位置自动合闸，合闸成功检测时间Y开始计时，在Y时限内过流或失压重合器快速跳闸并自动合闸闭锁；(2)C2、C4重合器单侧电源，双侧TV，正常运行在合闸状态，过流快速跳闸，失压自动快速跳闸，检测两侧TV，任一侧有电后经整定时间X自动合闸(附加条件：C1在断开位置且TV11有电，C2不能合闸；C3在断开位置且TV31有电，C4不能合闸)，合闸成功检测时间Y开始计时，在Y时限内过流或失压重合器快速跳闸并自动合闸闭锁；(3)C5重合器双侧电源，双侧TV，正常运行在断开状态，检测两侧TV，任一侧失电后经整定时间X自动合闸(附加条件：C1、C3同时在合闸位置时，C5不能合闸)，合闸成功检测时间Y开始计时，在Y时限内，过流或失压，重合器快速跳闸并自动合闸闭锁；在Y时限外，过流或失压，重合器快速跳闸。

3　故障分析及运行

3.1　正常运行
　　见图1，变电站开关庞67、郑58在合闸状态，线路分段重合器C1、C2、C3、C4在合闸状态，线路联络重合器C5在断开状态，2条线路组成环网结构、开环运行，跳合闸可就地操作和远方控制。
 

图1　线路分段及故障分析

3.2　瞬时故障
　　当D1(D2、D3)点发生瞬时短路故障时，变电站开关庞67跳闸，瞬时故障消失，失电后C1、C2自动跳闸，经过0.8 s，庞67重合成功，第30 s时，C1重合成功，第60 s时，C2重合成功，线路恢复原方式运行。

3.3　永久性故障
　　当D1点发生永久性短路故障时，变电站开关庞67跳闸，失电后C1、C2自动跳闸，经过0.8 s，庞67重合不成功跳闸，第120 s时，C5重合成功，第150 s时，C2重合成功。线路故障段D1被隔离。
　　同理，当其它点发生永久性短路故障时，线路故障段相应被隔离。

3.4　运行操作
3.4.1　单相接地故障操作
　　当单相接地故障信号在变电站发生后，变电站值班人员可采用短时断开该线路的方法选线及选段，如有必要也可以隔离故障段；其操作如下：(1)断开变电站开关庞67(郑58)，若单相接地故障未消失，判断为不是该线路单相接地，应在30 s内合上庞67(郑58)，该系统将在60 s内自动完成原运行方式的恢复；(2)断开变电站开关庞67(郑58)，若单相接地故障消失，判断为该线路单相接地，应在30 s内合上庞67(郑58)，并对单相接地故障信号进行观察，如合闸后立即有单相接地故障信号，为D1段单相接地，如合闸后30 s有单相接地故障信号，为D2段单相接地，如合闸后60 s有单相接地故障信号，为D3段单相接地。该操作完成后原运行方式已恢复，线路带单相接地故障运行。
　　也可按要求将单相接地故障段隔离，其它线路段继续运行，操作略。
3.4.2　检修操作
　　检修线路故障或重合器时，必须把重合器选择开关置手动位置，断开重合器，然后断开操作电源及线路刀闸，并按安规要求做好安全措施，方可工作。
　　当重合器需要手动分、合闸操作时，必须把重合器选择开关置手动位置，方可分、合闸。
　　当线路检修完工时，应将C5重合器手动分闸，待其它重合器合闸后，才能将C5重合器选择开关置自动位置，以恢复其正常运行方式。

4　运行效果分析

　　该系统于1998年第2期25日安装于庞郑联线上运行至今，系统曾发生3次故障和1次预试操作，重合器均正确动作。情况如下：
　　(1)3月22日，庞67发生单相接地，经过单相接地选段，为庞郑联线D2段，即C1和C2重合器之间。经带电巡线，10 min内就发现并处理完接地点，避免了原传统作法全线巡线。
　　(2)4月20日，郑家山变电站故障，郑58跳闸，重合器动作正确，郑58线路负荷自动倒由庞67供电。
　　(3)5月22日，庞公变电站预防性试验，庞67开关停电8 h，预试前操作将庞67负荷倒郑58供电，故未对线路进行停电。
　　(4)6月7日，庞郑联线D1段用户故障，庞67速断跳闸，重合器动作正确，故障隔离在D1段，D2、D3段自动从郑58送电。
　　通过以上分析，由于故障自动隔离在故障段，5台重合器和开关状态已远传至调度室，其故障发现速度和处理比原来提高3倍以上，故障停电用户范围也缩小了3倍，用户供电可靠性得到较大的提高，经过3个月的考核，供电可靠率达到99.98%以上。如果不是环网结构，分段运行，上述系统的3次故障和1次变电站预防性试验，其同期的供电可靠率将低于99.50%。

5　结束语

　　该方案经过1a试运行后，计划在襄樊市城网大面积推广，市区内10kV配电线路117条，500多km，每条线路组成双环网，环网间组成网络式供电结构，安装环网重合器300台，分支线路安装分断器100台，每台重合器的RTU通过无线电台和主站基地台联系，基地台和现场终端电台之间通信采用异频双工，一点对多点的Polling方式通信，基地电台和SCADA/DMS系统接口，SCADA/DMS通过下行通道向各RTU发送合闸附加条件，各重合器根据系统重合器动作情况，即SCADA/DMS发来的附加条件自动运行，单相接地可通过SCADA/DMS选择判断。