配电网合解环操作的方案设计探讨

1合解环过程中存在的问题

电网在合解环过程中存在以下3个突出问题：（1）长时间电磁环网影响电网安全稳定运行。（2）由于运行方式改变造成继电保护失配，设备故障时使事故范围扩大。（3）操作时间长，影响事故处理能力和应急处置水平。目前合解环过程需要通过电网调度和现场值班人员接发令操作，造成电磁环网运行时间较长。例如图1中102开关处合环后，若电源A线发生永久性故障，对侧保护跳开105开关，但故障并没有被隔离，因桥接线典型设计不配置保护，101，102，103开关无法跳开，故将越级跳电源B线的出线104开关，最终会导致变电站全站失电，扩大了事故范围。

2解决上述问题的方法

探讨思路之一是桥开关增设过流保护。线路合环后，当线路故障时，跳开对侧开关和桥开关（或桥开关过流保护选跳线路开关），对故障进行隔离；当线路超稳定限额时，跳开桥开关（或桥开关过流保护选跳线路开关），完成解环。不足之处是需要增加投资、新增设备，每套过流保护的投资需5~8万。同时也无法解决长时间电磁环网问题，成效并不显著。另一种思路是合环后自动解环，一旦102开关处合环后经短暂延时即自动跳开101开关或103桥开关，快速完成解环，从而解决越级跳问题，同时也缩短电磁环网持续时间。采用文献[4]介绍的合环解列保护是一种选择，但每套需投资6~9万。备自投装置技术成熟，有备用的软/硬件，通过功能拓展，可在人工合环后实现自动解环，以解决合解环问题。改造时只需在备自投的软件上更新程序代码、在硬件上新增功能压板，投资少，性价比高。

3备自投工作原理

若电源A线故障，对侧保护跳开105开关，故障被105开关和102开关隔离。若为瞬时性故障，则105开关重合成功即可恢复正常运行；若为永久性故障，105开关重合后加速跳开。备自投在躲过重合闸时间后启动，并检测电源A线受电侧母线失压、备用线路有压、101开关无电流3个判据同时成立，即可动作于补跳101开关，合上102开关，实现备用电源（电源B线）的自动投入，恢复对受电侧变电站的供电，提高了供电可靠性。合解环操作与备自投的相同之处是：都仅涉及101，102，103这3个开关的操作以及开关位置、电压、电流量等。而不同之处是：合解环操作“先合后拉”，备自投“先拉后合”。两者仅在软件动作逻辑上有细微差别，硬件方面则完全一致，可见利用备自投拓展合解环功能是完全可行的。

4方案可行性分析

4.1技术层面

目前主流的备自投装置普遍采用微机实现。通过采样，可得到线路电压和电流、母线电压和电流、开关位置等输入量；通过编程与定值整定，可设置相应期望的动作逻辑，完成预定功能。多年运行经验表明，备自投性能稳定、误动率低，软/硬件备用充裕。拓展备自投功能以实现上文所述的合解环操作，对于备自投厂家来说，硬件系统基本无需改动，软件系统也只需通过编程来实现以下逻辑功能：在操作人员合上102开关后，检测101，102，103开关均在合位，各开关动作前后电流发生变化（验证合环成功，潮流确已转移），经过短暂延时以后，自动跳开101开关或103开关完成解环（电网调度根据运行方式预置解环点为101开关或103开关）。

4.2管理层面

近年来，用户对连续供电的要求越来越高。为保证持续可靠供电，电网调度需要通过合解环操作来转移负荷。合解环虽存在诸多问题，但很少出现因合解环操作而引发的电网安全事故，因此合解环问题受到的重视程度稍嫌不足。随着电网的发展，电网结构越来越复杂，智能化水平越来越高，合解环问题将日益突出且无可避免。从管理角度考虑，不论是为建设坚强、智能电网的发展目标，还是为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全方针，或是为践行风险管控前移的管理理念，都应积极应对。

5设计方案

利用备自投合解环操作的方案设计如下：（1）由调度指令启用自动解环功能。（2）采集101，102，103开关位置信息，并验证其均处于合位。（3）为防止在合环不到位的情况下直接解环导致负荷丢失的情况出现，可采用各开关的电流信号作为闭锁条件，只有在101，102，103开关已处合位且电流突变量大于整定值后，才能经过短暂延时后跳开电网调度预置的解环开关，完成解环。合解环过程的动作逻辑流程如图2所示。

6结语

本文提出的利用备自投来实现合解环操作的设想，不管是在技术层面还是在管理层面，都不失为一种值得考虑的方案。

作者：陈云彪 黄金鹤 单位：台州电业局