10 kV 配网线路合环转电操作条件及风险评估分析

杨立刚

（国网宁夏电力有限公司固原供电公司，宁夏 固原 756000）

伴随着社会经济的发展进步与广大居民生活水平的持续提升，社会各界对于供电过程的稳定性提出了更严格的要求，过去采用停电转供电方式进行负荷转移或线路检修，停电频次多，断电持续时间长，一方面会给市民生活带来诸多不便，影响企业工厂正常生产，损害了供电企业的社会形象；另一方面，供电企业自身也因停电减少了售电量，造成了一定经济损失。假如可以实施10 kV线路先合环后进行解环操作的方案，对于有效缩小停电的区域，提升供电过程的稳定性具有非常显著的效果。为最大限度地缩短用电客户的停电时长，应对广大用电客户的供电要求，合环转供电方式必将成为电力系统操作中必不可少的环节。

1 合环转电

配电网合环是指某2 座变电站的10 kV 母线各带1条配电线路。正常工作状态下，联络开关装置处于分闸位置，2 座变电站的母线分别连接各自供电网络；其中某一座变电站所带配电线路的出线开关需要检修或遇事故等有其他突发事件时，先合上2 条线路之间的联络开关，再断开该变电站的出线开关，通过另一座变电站的电源带上2段线路负荷的总过程。这样带电的操作减少了电力企业的电量损失，满足并实现了电力客户的不间断供电。

停电负荷转移是先拉开主供电源，使需要停电的线路（设备）停电，且与带电线路有明显断开点后，再合上联络（备用）电源，恢复需转供线路（设备）供电。如图1 所示。操作过程中会造成10 kV 线路（设备）停电，箱变低压侧装设了失压保护装置，在10 kV 线路恢复供电后，还需要手动恢复低压用户供电，对外停电时间较长。

图1 停电负荷转移示意图

合环操作负荷转移是先合上备用电源，使主供电源和备用电源环网运行，再断开主供电源，如图2 所示。在操作过程中需转供的负荷持续供电，不造成对外停电。

图2 合环操作负荷转移示意图

2 实施合环转电的意义

2.1 用电客户的实际需要

用电客户对于供电网络稳定性的需要日益提升，对于可能的停电事故甚至是非常短时段的停电情况都比较关注，某些特定的工业领域的客户，如果发生一次比较短时间的停电事故，将发生巨大经济损失，如果出现一次30 min 的停电情况将会给用电客户的生产和生活带来非常多的麻烦。某些对于供电过程稳定性和可靠性要求比较高的重点用户都需要配备有专线，通常需要具备双电源系统可供转供使用，例如薄膜厂及印制版工厂之类的生产企业，在停电前相关企业都需要提前若干小时进行有关预备工作，将生产线上的产品及原材料下线，关闭生产线的电源，这样能够最大限度地降低损失。恢复供电之后还需要经过1 d 左右的生产线的开启及升温环节才可以恢复正常的生产状态，此类用户对于停电事故非常犯难。因此必须尽最大的可能借助不停电的倒闸操作方式——合环操作的模式，将用电客户的停电频次和停电时间压缩到最小的限度。这既可以提升用电客户的用电体验，又增加了供电企业供应的电量，在保证供电企业自身经济收益的情况下，实现了和用电客户之间的双赢，有助于树立供电企业的社会形象。

2.2 上级电源设备及线路缺陷处治和日常检修实际需要

由于上一级的变电站的站内设备检修和线路隐患、缺陷整治需要，部分终端变电站的10 kV 侧负荷往往必须较长时间停电或停电后再进行转移负荷，将会导致较大面积的停电或较大面积的短时间内多次的停电，严重影响广大用户的工作和生活，同时也妨碍了上一级供电网络检修的有序进行。借助不停电的合环倒闸操作，实现将环网和联络线的负荷不停电的转移，有条件的还可通过联络线路反送入变电站的10 kV 母线而转供该母线所连接的其他单辐射馈线，从而达到不停电或最大限度减少停电对用户的影响。

2.3 供电网络运行的实际需要

通常情况下，停电需要提前一星期通知用电客户，因此供电网络运行调整的灵活性受到显著地制约，供电网络的设备较多，外部运行环境恶劣，装置中潜在的缺陷也比较多，如果不能第一时间得到整治，则可能恶化发展为严重的电网事故。通过不停电的合环操作，将开环的点位转移到出现缺陷处设备的两端，实现有缺陷的部位第一时间隔离并且获得及时的检修，这样就能提早防范线路故障，而且对用电客户的正常用电没有影响。同时，当配电网大面积停电进行检修，停电的用户小时数大大增加，供电可靠性指标也将受到极大影响。通过不停电的负荷转移后，再按照计划开展线路设备的大型综合检修维护，就能最大限度地减少停电的用户小时数，提高供电可靠性。

3 合环操作的基本条件

（1）具备合环点2 侧相位相序相同的条件。合环的2条配电线路相序相位应正确一致，电压的差值、相位角的数值需要满足规定的条件，保证合环内部的潮流变更量不大于供电网络关于稳定状态、设备的额定容量等限制，对供电网络中相对比较复杂的合环类型操作，首先应进行配电网合环数据的计算或校验，操作前后电网调控运行部门应与变电运维和供电业务等部门联系。配电网如是首次合环或对配电网设备检修后合环可能引起相位变化的现象，在合环前需要核定供电网络合环操作的相关数据，保证合环点2 侧电源的相位相同。如果是电磁类型的环网环境，就要确保供电网络内环网变压器装置的接线组别的差值为零，通过验算，保证继电保护装置不能出现误动作，供电网络的环路没有过载现象，变压器的接线差数值允许在不大于30度就能够实施相应的合环的操作。

（2）具备配电网合环运行的技术条件。配电网合环要注重并观察合环内各配电设备不超过负荷，配电网各节点电压数值不应该大于规定的数值，继电保护装置和安全装置需要符合环网运行的条件，环网运行的稳定性符合配电网稳定性条件规定。

（3）具备合环运行的标准额定数值，各母线的电压不应超过规定的额定电压值。

（4）通常情况下应该选择在负载较轻的情况下实施合环操作，此时的环流比较小。

（5）合环持续的时间应尽可能缩短。

4 合环操作风险研究

合环操作过程将会导致供电网络结构发生临时性改变，在系统回路中出现了比较复杂的环网，生成了不能控制的环流网络；同时，操作过程可能由于状态的差异，导致出现安全后果。一般主要有如下问题。

（1）出现非同期的合闸情况。电网系统中的110 kV和环网相关的开关装置通常设置同期的合闸设备，配电网络系统中全部的10 kV 的开关装置，主变压器装置、配电站及用电客户环网的10 kV 开关装置，均没有设置同期的合闸开关。如果110 kV 的网络处在双电源装置供电并且开环工作的情况下，10 kV 开关装置的工作过程必须考虑非同期类型的合闸情况。假如处于单电源进行供电的情况，则不需要考虑该因素。

（2）相序及相位差导致合环操作不成功。相序及相位保持一致是同一个电源的2 路出线或环网之间的进行合环的必备条件之一。如果没有经过相应的相序及相位的校核过程，就实施合环操作，将会为供电网络系统造成比较巨大的冲击和影响。配电网内运行的所有10 kV开关装置的联络点，均需要执行相序以及相位的校核，确保开环点位2 端电源装置的各个相的相序方向相互对应，并且参与合环操作的变压器装置的连接组别也应相同。此类过程仅仅是在新启动投入使用配电线路，或者大修改造过的回路中实施，对此前进行过合环操作并且相序及相位满足未发生变动的2 条不同电源，不必再次进行相序校验。

（3）装置过荷。线路进行合环操作使网络的拓扑结构发生了变化，造成了比较复杂的电磁环网，出现了循环潮流的情况。电气环网进行合环操作之后潮流分布的状态主要由网络的分流系数来决定，潮流的分布变化之后的循环功率数值很难把控，可能明显大于环路设备的允许电流，严重威胁设备的安全。

（4）冲击电流造成的继电保护装置跳闸。如果合环前后回路中的电流出现波动变化，合环系统中会产生电磁暂态过程，形成较大的合环冲击电流，虽然环网后稳态电流能躲过过流速断保护的整定电流，但瞬时的合环冲击电流仍有可能引起电流速断保护的动作，使得合环操作失败。

5 合环转电风险辨识与管控

5.1 风险识别

按照调度执行的不同环节进行风险识别，常采用以下10 种方式进行风险控制。

（1）要求各合解环点操作人员保持在岗，一般应安排2 组进行，一组合环另一组解环，以缩短2 条线路合环时间。

（2）合解环操作应在天气晴好条件下进行。

（3）操作涉及线路、设备相设备的稳定运行，确保无缺陷、无隐患。

（4）精确计算线路合环潮流，避免出现过载现象。

（5）做好继电保护装置的确认核对工作，严格控制参数变更过程。

（6）合解环点应使用断路器操作，操作前应核对相应断路器的遮断容量，确保遮断容量满足要求。

（7）要确认当前的合环线路母线电压、主网方式是否满足操作要求。

（8）在合环操作之前，确认变电站两侧是否能够做到可靠保护。

（9）做好操作前的审核工作，对调度操作进行拟写和审核，待符合要求后再进行相应操作。

（10）密切监控设备的运行实时状况，要求操作和调控人员加强监视，防止出现线路过载等情况，遇有任何异常，立即停止操作并及时处理。

5.2 风险控制

在完成了调控环节的风险辨识工作之后，就需要着手对可能存在的风险问题采取措施进行控制。具体来说，主要从以下几个方面进行考虑。

首先需要配网调度人员根据线路故障情况、停电计划等为依据，对操作内容进行再次审核确认。在满足了操作要求的前提下，调度员还需根据当前运行方式拟写调度操作指令票，而后进行相应的调控工作。然后是在执行合环操作之前，需向主网调度员提出合环申请，主网调度员根据实际运行情况对操作条件进行分析确认，待满足条件后向配网调度员申请许可操作，配网调度员在得到操作许可后，与现场操作运维人员进行联系，在满足操作条件后由现场操作人员执行相应操作。需要特别注意的是，在合环操作过程中，配网调度员申请需做好后台监测监控工作，防止出现过载、跳闸等异常情况。

6 影响合环转电的因素

6.1 线路分布与网架结构不合理

由于我国供电配网改造建设分为多个阶段，在每个阶段的建设过程中，受到当时电网规划、社会经济及建设技术等多方面的影响，而且在实际建设的过程中采用的规范标准也存在差异。但是，随着社会的发展和科技进步，当前的用电需求发生了明显的变化，对于供电要求变得更高，以往所建成的供电线路、配网结构等越来越难以满足实际需求。10 kV 配电网运行管理中，分支较多，设备复杂，用户用电负荷分散，部分配网单辐射线路数量超出了规定范围，一些线路联络点较少，甚至没有联络点，无法获取各节点负荷，同时单辐射线数量也超多等，严重影响了10 kV 配电网供电率。

6.2 线路长度，供电半径不合理

通常来说，10 kV 配电网的最佳工作半径在15 km以内，在这个工作半径内，能较为有效地进行线路维护，进而能够有效控制线损率；同时还能避免因线路过长而造成线路尾部电压降低而引发的一系列问题。线路供电半径过大，势必会升高线损率或者导致线路末端电压急剧下降。供电范围正在持续扩展，随着供电范围的扩大，变电站的负荷也随之增加，对电站造成了巨大运行压力。在日常供电过程中，线路的高负荷运转逐渐成为常态，甚至还可能出现超负荷运行的情况，直接影响了合环转供电的正常运转。

6.3 联络点设置不合理

对于配网来说，转供联络点的设置、定位等均会直接影响到整个配电网系统能否健康稳定地运行。对转供电点的科学合理设计，是配电网系统能够稳定运行的前提。对于以往的配网系统来说，转供电点的选择位置常设置在支路，而支路的线径较窄、截面较小，限制了其所能承受的电荷冲击强度，进而降低了转供电率。如果将转供电点设置在支线前端，则会因与后端负荷的不均衡，影响到供电效率，甚至造成故障停电面积的扩大。

7 提高合环操作成功率的措施

（1）线路检修或者改造后需及时核相。配网线路设备繁多复杂，10 kV 线路系统的检修及设备异动的情况随时发生，需要及时校核相位及相序。相位保持一致是合环操作的必要条件，合环操作的时候假如相位不一致，则类似于发生相间短路故障，导致配电线路发生故障跳闸，甚至可能出现越级跳闸的情况，造成大面积停电事件。

（2）合环操作之前需要进行合环潮流电流数值计算。电力系统中的潮流与供电系统接线的形式、电压数值和负载均有直接的关联，如果相关的参数出现显著的变化，有可能出现线路过载的情况，因此在合环操作之前需要进行潮流电流的核算，保证合环操作的时候系统不会出现过载的情况。

（3）完善供电网络的基础性参数指标。因为供电网络的复杂特性，某些潮流电流的计算和校核过程需要的参数和信息不全或者记录不准确，导致潮流电流的计算结果和实际情况相差巨大，需要强化网络设备的管理工作，完善供电网络设备相关参数的数据。

（4）制定环网操作相关的制度。10 kV 线路合环操作尚处于初级阶段，经验比较缺乏，运维过程的经验不足，需要制定切实可行的操作细则，用于指导现场操作。

（5）不断完善电网架构，合理设置10 kV 线路分段、联络开关。部分10 kV 线路为单辐射结构，或者虽存在联络，但使用隔离刀闸或跌落式熔断器进行联络，或存在“卡脖子”现象，导致不能进行合解环操作，限制了合环操作的推广。应在电网规划建设时，进一步优化完善配电网结构，更大范围实现合环操作。

8 结束语

10 kV 配电网合环操作是确保配电网可靠、持续供电的一大保障，合环操作能够降低用电客户的停电频率和时长，易于供电网络的检修及运行方式变更。为了提高转供电率，就必须积极探索提高供电可靠性的举措，如加强停电计划管理、研究制约配网故障快速复电的措施及强化电网风险预控，加强设备缺陷管理，大力开展带电作业等，显著提升线路合环操作的效率。