北京地區配電網高可靠性接線形式應用研究

李 麗

（北京京電電力工程設計有限公司，北京 豐臺 100070）

我國與全球其他發達國家相比而言，城市配電網發展起步相對偏晚，整體的運行檢修水平、管理經驗和國際領先水準尚且存在一定的差距。相比于國內配電網現狀，國外發達國家其城市配電網均十分重視接線形式，對于不同的接線均擬定了相應的標準規范。數十年的運行經驗表明，憑借合理有效地接線方式，國外配電網相比于國內具有更高的可靠性，合理有效地接線方式對提高配電網可靠性大有裨益。

配電網接線方式指的配網饋線之間的聯絡方式，對于配電網而言，一方面配電室變電站是將電能經濟可靠分配給用戶的樞紐，變電站的安全運行通常受變電站中不同主接線形式可靠性的作用，從而影響配網的可靠性[6]；另一方面以北京上海為代表超大超一線城市，由于土地建設成本過高、可靠性以及城市美觀性等因素，城市配電網絕大多數架空線路都用電纜替代，部分區域實現了電纜全覆蓋，因此，電纜網的接線形式也在很大程度上影響著配網可靠性。所以，對變電站電氣主接線與電纜網接線方式進行系統全面地探究分析，歸納各類接線方式的特點，從而為配電網的高可靠性提供相應的技術支撐與科學的規劃選擇方案顯得至關重要。

1 變電站電氣主接線方式對比

配電室設計中的電氣主接線圖是配電室設計圖中的最為核心重要的圖紙，它是決定電能運輸以及分配功能的關鍵所在，不同的接線方式不僅決定著供給用戶的負荷等級，也決定著二次保護的接線方案，其首要目標就是經濟高效且可靠地將電能分配給各級負荷。變電所電氣主接線是配電室設計工作中的關鍵環節，科學合理的主接線配置對確保用戶供電的可靠性、維持電網整體的安全穩定運行起著尤為重要的作用。組成配電室電氣主接線的主要元件有母線、隔離開關、斷路器、輸電線、變壓器。

目前，我國配電網變壓器主要有以下4 種常見的典型電氣主接線[33]，其可靠性因接線方式的不同而存在差異。

1.1 第Ⅰ種接線方式

高壓側采用隔離開關和熔斷器的變電一次系統圖，如圖1所示。

圖1 隔離開關+熔斷器一次圖

此種接線方式，進線端配備隔離開關與熔斷器。因為隔離開關與熔斷器都沒有配置滅弧裝置，不能切斷大電流，從而這種方式適用于變壓器容量為500 kVA 及以下的變電站。低壓側經由低壓斷路器將電能傳輸到母線上，然后分配至各支路。這種接線方式優點是主電路簡單，開關設備少，經濟性好，但缺點是供電可靠性較低。

1.2 第Ⅱ種接線方式

高壓側采用負荷開關和熔斷器的變電一次系統圖，如圖2所示。

圖2 負荷開關+熔斷器一次圖

此種接線方式，進線端配備負荷開關與熔斷器。考慮到負荷開關能夠在一定程度上發揮滅弧的作用與效果，可以切斷正常負荷電流，因此停送電比第I中方式更為方便，也不存在帶負荷合閘的危險。但在熔斷器熔斷之后，由于更換熔件須要一定時間，也會延誤恢復時間，供電可靠性不高。

1.3 第Ⅲ種接線方式

雙路供電高壓側采用負荷開關和熔斷器的分段母線接線形式，其一次接線圖如圖3所示。

圖3 分段母線+負荷開關+熔斷器一次圖

雙路供電比單母線可靠性更大，其能夠在計劃與故障檢修階段繼續完成對負荷電能的正常供應，兩條母線在故障時能夠實現相互轉供，在高壓母線上接入一條聯絡線，可提高該變電所的供電可靠性。但是雙路供電模式相比于單母線而言，對于倒閘轉供的操作要求較高，容易發生誤操作。

1.4 第Ⅳ種接線方式

雙路供電高壓側均采用斷路器和分段母線的接線形式，如圖4所示。

圖4 分段母線+斷路器一次圖

第Ⅳ種接線方式與前3 種方式相比，一方面通過雙母線供電模式，提高改善了系統的供電性能，另一方面斷路器相比于負荷開關與熔斷器而言，其在切除故障與故障恢復過程中，操作更為簡便快捷，故障恢復轉供階段更為迅速，對系統造成的風險系數較小。

典型電氣主接線對比分析表，如表1所示。

表1 典型電氣主接線對比分析表

2 北京地區實例應用分析

依據北京電力公司的有關準則，一組雙環接線最多只能夠接入20 MW容量的負荷，但隨著社會經濟的發展，用戶的用電需求逐年增大，20 MW的限制已不能再滿足某些用戶的用電需求，在遇到此類用戶時，配網規劃人員能否將系統用電需求分入不同的環網中，通過運行維護上的配合，既滿足了用戶需求又實現了可靠性供電已經成為亟待探討解決的問題。下面通過對北京地區實例應用進行分析，來驗證雙環網電纜網接線形式在可靠性與供電能力方面的優勢。

2.1 實例介紹

北京某央企軍工用戶，其工廠基地廠房建設，須有功負荷約25340 kW，該系統采用雙環網電纜接線模式，根據北京電力公司的規定，其所承擔的負荷已經超過上限20 MW。現為該用戶設計3 座分界室及3座高基總配電室以滿足其用電需求。3座總配電室所帶負荷分別為10608 kW、5628 kW、9104 kW。該用戶雙路進線電纜均采用3×300 mm2的銅芯電纜，3 座分界室均設計為二進六出結構。根據參考文獻[17]并結合算例分析，可知總配電室變電站電氣主接線選用第Ⅳ種分段母線+斷路器接線模式，整體效果最佳。其中分段母線帶聯絡開關，且非調度戶只允許手動操作模式進行倒閘操作，不得具有自投功能。具體接線圖如圖5所示。

圖5 實例一雙環接線示意圖

由圖5 可以知道，在一般情形下，甲變電站Ⅰ、Ⅱ段出線電纜獨立單獨承擔本項目5304 kW 有功負荷，乙變電站Ⅰ、Ⅱ段出線電纜獨立單獨承擔本項目7366 kW 有功負荷。這樣的接線方式雖然不滿足北京地區常規雙環網的接入容量要求，但卻是可以滿足線路N-1供電安全準則的。

2.2 實例應用分析

對于甲變電站出線發生故障的情況，整體可以分為兩種不同的處理措施，具體如圖6與圖7所示。

圖6 甲變電站出線故障處理方案（一）

圖7 甲變電站出線故障處理方案（二）

甲變電站故障處理方案一：根據圖6可以看到，對于甲變電站出線發生故障的情況，調節A2-1、A2-2、1#總配Ⅱ段進線開關、1#總配聯絡開關運行狀態后，甲變電站Ⅰ段出線電纜單獨承載本項目10608 kW有功負荷，乙變電站Ⅰ、Ⅱ段出線電纜單獨承載本項目7366 kW有功負荷。對于甲變電站Ⅰ段出線電纜而言，若計及1#總配兩段母線運行同時率不大于0.94的狀態，可以認為電纜只滿載不過載。

甲變電站故障處理方案二：根據圖7可以看到，對于甲變電站出線發生故障的情況，A2-1、A2-4、B2-2、B2-4、2#總配Ⅱ段進線以及聯絡開關調節運行狀態后，乙變電站Ⅱ段出線電纜單獨承載本項目共計9856 kW有功負荷，乙變電站Ⅰ段出線電纜單獨承載本項目共計10180 kW 有功負荷，甲變電站Ⅰ段出線電纜單獨承載了本項目共計5304 kW有功負荷。對于乙變電站Ⅰ段出線電纜而言，若計及2#總配兩段母線及3#總配Ⅰ段母線運行同時率不大于0.98 的狀態，可以認為電纜僅滿載無過載。

由此可見，從工程實踐的角度來看，以上兩種處理措施都有效，具有實際的可操作性，能夠規避過載現象的發生。然而鑒于開關等元件狀態轉變的時間成本直接影響到可靠性，因此在權衡之下采取故障處理方案一更合適。北京地區雙環接線的相關規定實際上僅將環網單元作為可操作元件，理想接線模式較方案一整體上開關動作的次數要少，似乎時間成本上更具優勢、更勝一籌。但是若認為現階段針對環網單元負荷開關還沒配置“遙控”功能，方案一地理位置使故障處理的操作比較便利，不一定會犧牲供電可靠性指標。

當環網彼此之間的饋線發生故障，處理措施整體簡便，本項目僅操作環網就能實現目標，和供電部門日常處理措施一樣。

對于乙變電站出線發生故障的情況，整體可以分為兩種不同的處理措施，具體如圖8 與圖9所示。

圖8 乙變電站出線故障處理方案（一）

圖9 乙變電站出線故障處理方案（二）

乙變電站故障處理方案一：通過圖8 可以看出，當乙變電站出線發生故障的時候，C2-1、C2-2、B2-1、C2-4、C1-2、B1-1、B1-2、A1-4、B2-2、A2-4、3#總配Ⅱ段進線開關、3#總配聯絡開關調節運行狀態后，甲變電站Ⅰ、Ⅱ段出線電纜單獨獨立承載本項目共計8118 kW 負荷，乙變電站Ⅰ段出線電纜單獨獨立承載了本項目共計9104 kW 負荷，因此可以認為上述情形中正常運行的電纜都不發生超載現象。

乙變電站故障處理方案二：由圖9 可知，乙變電站出線故障，C2-1、B2-4、B2-2、A2-4、2#總配Ⅱ段進線開關、2#總配聯絡開關調節運行狀態后，甲變電站Ⅱ段出線電纜單獨獨立承載本項目共計9856 kW負荷，乙變電站Ⅰ段出線電纜單獨獨立承載本。項目共計10180 kW負荷，甲變電站Ⅰ段出線電纜供給本項目5304 kW有功負荷不變。對于乙變電站Ⅰ段出線電纜而言，如若認為2#總配雙段母線及3#總配Ⅰ段母線運行同時率不大于0.98的情況，可以認為電纜僅滿載無過載。通過以上分析，從實踐應用的角度出發，以上兩種處理措施都可以具備一定的功能，然而如若考慮開關狀態轉變的時間成本勢必將直接對可靠性指標優劣有所影響，因此從整體考慮采用故障處理方案二更加合適、更為合理。北京地區雙環接線的相關規定將環網作為可以人為操作的一個整體，理想接線模式較方案二累計少了3 個開關的動作，更有利于實現對用戶的供電保障。不過，由于供電部門通常要求環網單元不設聯絡，目前開關元件的操作都依靠運行人員手動投切，因此，只要針對用戶實際情況“量身定制”各種故障情況下的最優故障處理方案，并且合理制定運行組織措施，圖9 所示的處理方案二也是能夠實現對用戶的供電保障。

3 結束語

北京地區供電企業通常認為由主干截面為300 mm2銅芯電纜構成的雙環網，最大允許接入負荷能力不宜超過20 MW。對于總配電室分段母線帶聯絡開關而言，鑒于所有變電站高壓那一側全都安裝了母線短路線（不能夠自動投切使用），實質上是在雙環網的基礎上一級一級的接入負荷。在上述的實例應用中規劃設計雙環網接入能力為25.34 MW，超過了20 MW，且能滿足安全運行的要求。通過實踐應用證明通過采取適當措施電纜雙環網接線方式在保障高供電可靠性的同時，也能夠有效地提高系統整體的供電能力。除此之外，通過實例分析可看出，在雙環網接線模式中，開環點所設定的具體位置如若有所區別，那么倒閘操作的順序與次數就不同，恢復供電的時間就有差別，所以除理論計算外，與運行部門形成有效地溝通配合，也是改善保障供電能力的重要環節。只有在規劃階段充分論證，并在運行階段有針對性地制定應急預案，才可能打造安全的保證供電質量的可靠配網。

目前，雙環網接線方式的應用雖然得到了大力推廣，但其相關課題，如運行方式、供電可靠率等問題，還有待深入研究。運用雙環網提高配電網供電能力，須要實踐運行的數據分析、開環點設置位置與倒閘操作順序三者之間的協調配合，在電網規劃設計中大規模應用還有待進一步深入研究。本文對城市配電網接線形式的相關研究將理論與實際應用相結合，對于現實的電網規劃運行有一定的指導意義。