北京地区配电网高可靠性接线形式应用研究

李 丽

（北京京电电力工程设计有限公司，北京 丰台 100070）

我国与全球其他发达国家相比而言，城市配电网发展起步相对偏晚，整体的运行检修水平、管理经验和国际领先水准尚且存在一定的差距。相比于国内配电网现状，国外发达国家其城市配电网均十分重视接线形式，对于不同的接线均拟定了相应的标准规范。数十年的运行经验表明，凭借合理有效地接线方式，国外配电网相比于国内具有更高的可靠性，合理有效地接线方式对提高配电网可靠性大有裨益。

配电网接线方式指的配网馈线之间的联络方式，对于配电网而言，一方面配电室变电站是将电能经济可靠分配给用户的枢纽，变电站的安全运行通常受变电站中不同主接线形式可靠性的作用，从而影响配网的可靠性[6]；另一方面以北京上海为代表超大超一线城市，由于土地建设成本过高、可靠性以及城市美观性等因素，城市配电网绝大多数架空线路都用电缆替代，部分区域实现了电缆全覆盖，因此，电缆网的接线形式也在很大程度上影响着配网可靠性。所以，对变电站电气主接线与电缆网接线方式进行系统全面地探究分析，归纳各类接线方式的特点，从而为配电网的高可靠性提供相应的技术支撑与科学的规划选择方案显得至关重要。

1 变电站电气主接线方式对比

配电室设计中的电气主接线图是配电室设计图中的最为核心重要的图纸，它是决定电能运输以及分配功能的关键所在，不同的接线方式不仅决定着供给用户的负荷等级，也决定着二次保护的接线方案，其首要目标就是经济高效且可靠地将电能分配给各级负荷。变电所电气主接线是配电室设计工作中的关键环节，科学合理的主接线配置对确保用户供电的可靠性、维持电网整体的安全稳定运行起着尤为重要的作用。组成配电室电气主接线的主要元件有母线、隔离开关、断路器、输电线、变压器。

目前，我国配电网变压器主要有以下4 种常见的典型电气主接线[33]，其可靠性因接线方式的不同而存在差异。

1.1 第Ⅰ种接线方式

高压侧采用隔离开关和熔断器的变电一次系统图，如图1所示。

图1 隔离开关+熔断器一次图

此种接线方式，进线端配备隔离开关与熔断器。因为隔离开关与熔断器都没有配置灭弧装置，不能切断大电流，从而这种方式适用于变压器容量为500 kVA 及以下的变电站。低压侧经由低压断路器将电能传输到母线上，然后分配至各支路。这种接线方式优点是主电路简单，开关设备少，经济性好，但缺点是供电可靠性较低。

1.2 第Ⅱ种接线方式

高压侧采用负荷开关和熔断器的变电一次系统图，如图2所示。

图2 负荷开关+熔断器一次图

此种接线方式，进线端配备负荷开关与熔断器。考虑到负荷开关能够在一定程度上发挥灭弧的作用与效果，可以切断正常负荷电流，因此停送电比第I中方式更为方便，也不存在带负荷合闸的危险。但在熔断器熔断之后，由于更换熔件须要一定时间，也会延误恢复时间，供电可靠性不高。

1.3 第Ⅲ种接线方式

双路供电高压侧采用负荷开关和熔断器的分段母线接线形式，其一次接线图如图3所示。

图3 分段母线+负荷开关+熔断器一次图

双路供电比单母线可靠性更大，其能够在计划与故障检修阶段继续完成对负荷电能的正常供应，两条母线在故障时能够实现相互转供，在高压母线上接入一条联络线，可提高该变电所的供电可靠性。但是双路供电模式相比于单母线而言，对于倒闸转供的操作要求较高，容易发生误操作。

1.4 第Ⅳ种接线方式

双路供电高压侧均采用断路器和分段母线的接线形式，如图4所示。

图4 分段母线+断路器一次图

第Ⅳ种接线方式与前3 种方式相比，一方面通过双母线供电模式，提高改善了系统的供电性能，另一方面断路器相比于负荷开关与熔断器而言，其在切除故障与故障恢复过程中，操作更为简便快捷，故障恢复转供阶段更为迅速，对系统造成的风险系数较小。

典型电气主接线对比分析表，如表1所示。

表1 典型电气主接线对比分析表

2 北京地区实例应用分析

依据北京电力公司的有关准则，一组双环接线最多只能够接入20 MW容量的负荷，但随着社会经济的发展，用户的用电需求逐年增大，20 MW的限制已不能再满足某些用户的用电需求，在遇到此类用户时，配网规划人员能否将系统用电需求分入不同的环网中，通过运行维护上的配合，既满足了用户需求又实现了可靠性供电已经成为亟待探讨解决的问题。下面通过对北京地区实例应用进行分析，来验证双环网电缆网接线形式在可靠性与供电能力方面的优势。

2.1 实例介绍

北京某央企军工用户，其工厂基地厂房建设，须有功负荷约25340 kW，该系统采用双环网电缆接线模式，根据北京电力公司的规定，其所承担的负荷已经超过上限20 MW。现为该用户设计3 座分界室及3座高基总配电室以满足其用电需求。3座总配电室所带负荷分别为10608 kW、5628 kW、9104 kW。该用户双路进线电缆均采用3×300 mm2的铜芯电缆，3 座分界室均设计为二进六出结构。根据参考文献[17]并结合算例分析，可知总配电室变电站电气主接线选用第Ⅳ种分段母线+断路器接线模式，整体效果最佳。其中分段母线带联络开关，且非调度户只允许手动操作模式进行倒闸操作，不得具有自投功能。具体接线图如图5所示。

图5 实例一双环接线示意图

由图5 可以知道，在一般情形下，甲变电站Ⅰ、Ⅱ段出线电缆独立单独承担本项目5304 kW 有功负荷，乙变电站Ⅰ、Ⅱ段出线电缆独立单独承担本项目7366 kW 有功负荷。这样的接线方式虽然不满足北京地区常规双环网的接入容量要求，但却是可以满足线路N-1供电安全准则的。

2.2 实例应用分析

对于甲变电站出线发生故障的情况，整体可以分为两种不同的处理措施，具体如图6与图7所示。

图6 甲变电站出线故障处理方案（一）

图7 甲变电站出线故障处理方案（二）

甲变电站故障处理方案一：根据图6可以看到，对于甲变电站出线发生故障的情况，调节A2-1、A2-2、1#总配Ⅱ段进线开关、1#总配联络开关运行状态后，甲变电站Ⅰ段出线电缆单独承载本项目10608 kW有功负荷，乙变电站Ⅰ、Ⅱ段出线电缆单独承载本项目7366 kW有功负荷。对于甲变电站Ⅰ段出线电缆而言，若计及1#总配两段母线运行同时率不大于0.94的状态，可以认为电缆只满载不过载。

甲变电站故障处理方案二：根据图7可以看到，对于甲变电站出线发生故障的情况，A2-1、A2-4、B2-2、B2-4、2#总配Ⅱ段进线以及联络开关调节运行状态后，乙变电站Ⅱ段出线电缆单独承载本项目共计9856 kW有功负荷，乙变电站Ⅰ段出线电缆单独承载本项目共计10180 kW 有功负荷，甲变电站Ⅰ段出线电缆单独承载了本项目共计5304 kW有功负荷。对于乙变电站Ⅰ段出线电缆而言，若计及2#总配两段母线及3#总配Ⅰ段母线运行同时率不大于0.98 的状态，可以认为电缆仅满载无过载。

由此可见，从工程实践的角度来看，以上两种处理措施都有效，具有实际的可操作性，能够规避过载现象的发生。然而鉴于开关等元件状态转变的时间成本直接影响到可靠性，因此在权衡之下采取故障处理方案一更合适。北京地区双环接线的相关规定实际上仅将环网单元作为可操作元件，理想接线模式较方案一整体上开关动作的次数要少，似乎时间成本上更具优势、更胜一筹。但是若认为现阶段针对环网单元负荷开关还没配置“遥控”功能，方案一地理位置使故障处理的操作比较便利，不一定会牺牲供电可靠性指标。

当环网彼此之间的馈线发生故障，处理措施整体简便，本项目仅操作环网就能实现目标，和供电部门日常处理措施一样。

对于乙变电站出线发生故障的情况，整体可以分为两种不同的处理措施，具体如图8 与图9所示。

图8 乙变电站出线故障处理方案（一）

图9 乙变电站出线故障处理方案（二）

乙变电站故障处理方案一：通过图8 可以看出，当乙变电站出线发生故障的时候，C2-1、C2-2、B2-1、C2-4、C1-2、B1-1、B1-2、A1-4、B2-2、A2-4、3#总配Ⅱ段进线开关、3#总配联络开关调节运行状态后，甲变电站Ⅰ、Ⅱ段出线电缆单独独立承载本项目共计8118 kW 负荷，乙变电站Ⅰ段出线电缆单独独立承载了本项目共计9104 kW 负荷，因此可以认为上述情形中正常运行的电缆都不发生超载现象。

乙变电站故障处理方案二：由图9 可知，乙变电站出线故障，C2-1、B2-4、B2-2、A2-4、2#总配Ⅱ段进线开关、2#总配联络开关调节运行状态后，甲变电站Ⅱ段出线电缆单独独立承载本项目共计9856 kW负荷，乙变电站Ⅰ段出线电缆单独独立承载本。项目共计10180 kW负荷，甲变电站Ⅰ段出线电缆供给本项目5304 kW有功负荷不变。对于乙变电站Ⅰ段出线电缆而言，如若认为2#总配双段母线及3#总配Ⅰ段母线运行同时率不大于0.98的情况，可以认为电缆仅满载无过载。通过以上分析，从实践应用的角度出发，以上两种处理措施都可以具备一定的功能，然而如若考虑开关状态转变的时间成本势必将直接对可靠性指标优劣有所影响，因此从整体考虑采用故障处理方案二更加合适、更为合理。北京地区双环接线的相关规定将环网作为可以人为操作的一个整体，理想接线模式较方案二累计少了3 个开关的动作，更有利于实现对用户的供电保障。不过，由于供电部门通常要求环网单元不设联络，目前开关元件的操作都依靠运行人员手动投切，因此，只要针对用户实际情况“量身定制”各种故障情况下的最优故障处理方案，并且合理制定运行组织措施，图9 所示的处理方案二也是能够实现对用户的供电保障。

3 结束语

北京地区供电企业通常认为由主干截面为300 mm2铜芯电缆构成的双环网，最大允许接入负荷能力不宜超过20 MW。对于总配电室分段母线带联络开关而言，鉴于所有变电站高压那一侧全都安装了母线短路线（不能够自动投切使用），实质上是在双环网的基础上一级一级的接入负荷。在上述的实例应用中规划设计双环网接入能力为25.34 MW，超过了20 MW，且能满足安全运行的要求。通过实践应用证明通过采取适当措施电缆双环网接线方式在保障高供电可靠性的同时，也能够有效地提高系统整体的供电能力。除此之外，通过实例分析可看出，在双环网接线模式中，开环点所设定的具体位置如若有所区别，那么倒闸操作的顺序与次数就不同，恢复供电的时间就有差别，所以除理论计算外，与运行部门形成有效地沟通配合，也是改善保障供电能力的重要环节。只有在规划阶段充分论证，并在运行阶段有针对性地制定应急预案，才可能打造安全的保证供电质量的可靠配网。

目前，双环网接线方式的应用虽然得到了大力推广，但其相关课题，如运行方式、供电可靠率等问题，还有待深入研究。运用双环网提高配电网供电能力，须要实践运行的数据分析、开环点设置位置与倒闸操作顺序三者之间的协调配合，在电网规划设计中大规模应用还有待进一步深入研究。本文对城市配电网接线形式的相关研究将理论与实际应用相结合，对于现实的电网规划运行有一定的指导意义。