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摘 要：配电网在倒负荷或线路检修时，可以通过合、解环操作可以减少停电时间，提高供电可靠性。为了提高永安市配电网的可靠性及优质服务，迫切需要对永安市配电网合解环不成功原因进行分析，从而提高合解环成功率。文章对合解环具体的必要的条件进行了详细地分析，针对调度合解环失败典型案例制定了提高配电网合解环成功率的优化措施，旨在保证操作过程更安全，有效提高供电的可靠性。
关键词：配电网；合解环；环流； 相角差
一、概述
配电网自身存在“不可观” 、“不可测”的特点，且不停电转电受到的影响因素较多，包括合环开关两侧电压差、相角差、配电线路复杂的运行参数、主网运行方式调整不可预知性等。上述因素使不停电转电的合环条件出现多种复杂状况，一旦条件不足，可能使合环操作中产生过大环流，引起配电线路过流保护动作，影响客户的正常供电。所以，应对合解环的操作进行全面地分析，并积极采取有效的优化措施，使调度操作更加安全，为用户提供可靠的电能。
二、配电网合解环必要条件
环形网络常由同一电压等级的线路组成，也有的包括变压器，由不同电压等级的线路组成。环网的并解列也称为合环、解环操作，除应符合线路和变压器本身操作的一般要求，还具有自身的特点，其中最主要的是争取预计操作中每一步骤的潮流分布，以及如何在操作中控制又不超过各元件允许范围。
要想进行合环操作，就应该具备下述三个条件：
第一，保证相位处于一致状态。变电站中新进设备在初次投产并进行合环操作之前，一定要对合环点两侧的电压进行核相，而后需要对其进行合环的相关试验。
第二，两端的电压差值应被控制在20%内。在进行实际操作之前，需要对合环点两侧的电压绝对值进行详细地查询与记录，同时进行对比。如果是利用变压器进行变压，那么应该根据变压器实际的变比来换算电压，而后进行对比。
第三，电压的相角差不应高于20度。在实际的运行过程中，会因为很难获取不同侧电压的相角数值，所以，要想进行正常的对比工作是十分困难的。根据实际操作经验，应保证220kV的电网处于合环运行的状态，那么，下级低压的电网便能够进行合环的操作。而如果比较复杂的网络或者是220kV处于开环运行的状态，则通常情况下应首先对其进行潮流计算，而后才能够进行合环的操作。
三、永安市配电网合解环失败典型案例分析
（一）未关注相角变化，跨220kV系统合解环
案例1：某日，在110kV南塔变的10kV南通Ⅰ线与110kV尼葛变的10kV尼永线的联络线上N921柱上开关处合环，准备将10kV尼永线部分负荷倒至10kV南通Ⅰ线，进行抢修，该开关以前有过多次合环操作，均正常。电网接线如图1所示。
图1
在进行该联络线上的N921柱上开关合环时，尼葛变侧10kV尼永线922开关过流保护动作，开关跳闸。后经分析，发现10kV南通Ⅰ线与10kV尼永线不具备合环条件。110kV南塔变与110kV尼葛变原来在同一个220kV系统运行，近期由于220kV兴黄Ⅱ路线路改造导线开断，将110kV尼葛变的上一级电源220kV兴平变与110kV南塔变的上一级电源220kV黄历变开断成2个220kV系统，一个是龙岩地区220kV系统，一个是三明地区220kV系统，尼葛变系统与南塔变系统存在较大的相角差，不符合环条件。在技改期间，特殊运行方式下，未关注相角差，N921柱上开关合环后，由于环网潮流过大，达到尼葛变侧10kV尼永线922开关过流保护定值，致使保护出口动作。
（二）合环前未核对潮流
案例2：某日，将安砂电厂#1主变检修将35kV母线转由35kV安加线运行，电源点由坑边变35kV坑福线带，在进行合上加福变外桥360开关的合环过程中，安砂电厂35kV安加线360开关过流保护动作跳闸。经分析发现，调度员下达指令时未核对线路潮流情况，合环前安砂电厂#1主变35kV 侧301开关电流值与坑边变35kV坑福线322线路电流之和200A已达到35kV安加线长期允许载流量100A，合环电流突增，造成35kV安加线线路过载跳闸。接线图如图2所示。调度员应合环前调整运行方式，将降低安砂电厂35kV母线所供银河电站机组出力，降低合环电流值，使之不超过线路限值。
图2
（三）负荷、功率分配不均
案例3：负荷较轻的220kV兴平变10kV母线与负荷较重的110kV尼葛变的10kV兴尼Ⅰ回进行合环操作，兴平变#1主变带载0.77MW，尼葛变#1主变带载22.92MW，由于功率分配不均，在合环过程中造成尼葛变的10kV尼兴Ⅰ回918开关跳闸。调度在合解环前，应调整运行方式，转移部分尼葛变负荷，使之负荷与兴平变均衡，在合环时更好地进行功率分配，避免出现一条母线负荷很重，另一站母线负荷很轻的情况。接线方式如图3所示。
图3
四、合解环操作的措施
要想保证合解环的操作能够成功，就必须要确定合环操作的成功。所以，在合环操作的过程中，需要注意下述几点，进而保证合环操作能够成功。
（一）跨不同220kV系统不建议合环操作
10kV系统之间的合环转电操作，如跨不同220kV系统不建议合环操作，因为存在相角差，不满足合环条件。如案例1。
（二）合环前核对潮流情况
合环时电流超过线路允许值将引起设备过载甚至保护动作，造成线路失电。10kV系统之间的合环转电操作应确认合环电流不超过线路允许值，不因过载，导致线路跳闸。如案例2，调度员应合环前调整运行方式，调整安砂电厂35kV母线所供银河电站机组出力，或转移负荷，使安砂电厂#1主变35kV 侧301开关电流值与坑边变35kV坑福线322线路电流之和小于35kV安加线长期允许载流量100A的线路限值。 （三）适当调整运行方式，使负荷、功率分配均衡
10kV线路合环运行后，线路的功率分布不仅与合环电压差有关，还与合环两站个电压等级及负荷与电源阻抗的对称性有关。一般电压差调整至<10%很容易实现，而对于合环功率有关的环路阻抗和电压相角，一般则难以控制。因此，重点在于控制合环电压差和合环母线功率分布。为了让合环是的合环电流不突增，合环操作时应避免出现一条母线负荷很重，另一站母线负荷很轻的情况。在案例3中，调度员可将尼葛变部份负荷转移至南塔变、飞桥变，使之负荷、功率与兴平变均衡。实际运行中应对分片后两侧母线电压的波动进行分析，必要时可考虑调整主变压器分接头使两侧母线电压差尽量减小。
（四）减少合环两端母线的压差
对于一个稳定运行的系统，一旦运行方式、负荷确定，各节点之间的相角就基本保持不变。因此，控制合环点两侧的电压幅值也是控制合环点电压差的重要手段之一。可以通过改变变压器分接头位置，也就是调整变压器的变比使合环点两侧的电压差尽量降低，减小合环电流。
（五）在低谷时合环
在负荷低谷时段进行合环时环流都不太大。因此在选择合环时机时，应该尽量选择在主变负荷和馈线负荷都不太高的情况下进行合环。当遇到无法等到低谷时段再进行合环操作的情况时，就需要采取其他的措施
（六）调节主变分接头和投切电容器
为了改善合环条件，我们容易想到的措施就是调节主变分接头或者投切电容器。调节主变分接头位置将改变主变的变比，实际上就是改变了主变的阻抗。变比增大则阻抗也随之增大，相应的低压侧的电压幅值下降、相角滞后。因此在采取这种措施时的调整原则是上调相角滞后侧的主变的分接头（使变比减小）或者下调相角超前侧的主变的分接头（使变比增大）。投切电容器，将改变主变的无功负荷，同时影响电压，其效果与调节主变分接头基本相同。投入电容器则减小了主变的无功负荷，并抬高了这一侧的电压幅值。因此在采取这种措施时的调整原则是投入相角滞后侧的电容器或者退出相角超前侧的电容器。
（七）合解环过程中保护的调整
10 kV跨区线路合环时，为避免合环过程中穿越潮流过大造成两侧开关保护动作跳闸，合环前，可停用解环侧开关重合闸（合环侧开关重合闸应启用）。这样即使线路两侧过流保护动作开关跳闸，一侧重合成功，一侧不重合，通过重合闸的补救也不会造成失电。另外合环过程中可能造成主变压器、线路过载，因此要采取措施尽量缩短合环时间，特别是对10 kV线路柱上开关进行跨区合解环操作时，可安排两档人操作，以缩短合环运行时间，保证设备的安全。
（八）对解环后的负荷进行合理控制
在完成解环操作以后最重要的就是对负荷进行合理地控制。在确定合环操作成功以后，调度工作人员可以继续下达解环的指令。在此基础上，调度工作人员应安排变电所的值班人员对设备进行实时监视，但是应以设备限额为标准，通常情况下，限额是将电流作为控制数。其中，应注意的是，在合环操作之前已经根据设备的限额对负荷进行了对比，所以，解环操作完成以后，通常来讲，负荷是不会高于设备限额的。然而，随着时间的推移，负荷会发生一定的变化，同时，备用方式所输送的容量很小，会使负荷随时存在高于设备限额的几率。因此，监控工作人员应具备工作责任感，对送电设备实际负荷的情况进行实时监控，并将负荷情况及时汇报给调度工作人员。
五、结语
在满足合解环必要条件时，合解环操作影响较大的是合环电流超过允许值而引起设备过载甚至保护动作，对10 kV线路合环甚至会造成线路失电。对此采取了一系列措施来减少对合环的影响，实际效果明显。只要遵循以上要点，就可提高永安配电网合解环成功率。
参考文献
[1] 肖白，赵龙安，张宇等.城市中压配电网合环操作分析与决策[J].电力系统保护与控制，2014（16）：133-138.
[2] 杨雄，卫志农，孙国强等.基于序分量的弱环配电网三相解耦潮流算法[J].中国电机工程学报，2014（7）： 1167-1174.
[3] 陈维贤，陈禾.配电网中电压互感器消谐、单相消弧和单相永久性故障切线问题的解决方案[J].高电压技术，2012，38（4）：776-781.
[4] 黄伟军，钱远驰，吕志来等.闭环运行方式城市配电网接线模式的研究[J].电力系统保护与控制，2013（24）： 123-127.
[5] 唐杰，王跃球，刘丽等.配电网静止同步补偿器新型双闭环控制策略[J].高电压技术，2010，36（2）：495-500.
[6] 邓哲林，刘宝柱，董彬政等.复杂配电网合环电流调控的实用化策略研究[J].现代电力，2012，29（6）：11-16.
关键词：配电网；合解环；环流； 相角差
一、概述
配电网自身存在“不可观” 、“不可测”的特点，且不停电转电受到的影响因素较多，包括合环开关两侧电压差、相角差、配电线路复杂的运行参数、主网运行方式调整不可预知性等。上述因素使不停电转电的合环条件出现多种复杂状况，一旦条件不足，可能使合环操作中产生过大环流，引起配电线路过流保护动作，影响客户的正常供电。所以，应对合解环的操作进行全面地分析，并积极采取有效的优化措施，使调度操作更加安全，为用户提供可靠的电能。
二、配电网合解环必要条件
环形网络常由同一电压等级的线路组成，也有的包括变压器，由不同电压等级的线路组成。环网的并解列也称为合环、解环操作，除应符合线路和变压器本身操作的一般要求，还具有自身的特点，其中最主要的是争取预计操作中每一步骤的潮流分布，以及如何在操作中控制又不超过各元件允许范围。
要想进行合环操作，就应该具备下述三个条件：
第一，保证相位处于一致状态。变电站中新进设备在初次投产并进行合环操作之前，一定要对合环点两侧的电压进行核相，而后需要对其进行合环的相关试验。
第二，两端的电压差值应被控制在20%内。在进行实际操作之前，需要对合环点两侧的电压绝对值进行详细地查询与记录，同时进行对比。如果是利用变压器进行变压，那么应该根据变压器实际的变比来换算电压，而后进行对比。
第三，电压的相角差不应高于20度。在实际的运行过程中，会因为很难获取不同侧电压的相角数值，所以，要想进行正常的对比工作是十分困难的。根据实际操作经验，应保证220kV的电网处于合环运行的状态，那么，下级低压的电网便能够进行合环的操作。而如果比较复杂的网络或者是220kV处于开环运行的状态，则通常情况下应首先对其进行潮流计算，而后才能够进行合环的操作。
三、永安市配电网合解环失败典型案例分析
（一）未关注相角变化，跨220kV系统合解环
案例1：某日，在110kV南塔变的10kV南通Ⅰ线与110kV尼葛变的10kV尼永线的联络线上N921柱上开关处合环，准备将10kV尼永线部分负荷倒至10kV南通Ⅰ线，进行抢修，该开关以前有过多次合环操作，均正常。电网接线如图1所示。
图1
在进行该联络线上的N921柱上开关合环时，尼葛变侧10kV尼永线922开关过流保护动作，开关跳闸。后经分析，发现10kV南通Ⅰ线与10kV尼永线不具备合环条件。110kV南塔变与110kV尼葛变原来在同一个220kV系统运行，近期由于220kV兴黄Ⅱ路线路改造导线开断，将110kV尼葛变的上一级电源220kV兴平变与110kV南塔变的上一级电源220kV黄历变开断成2个220kV系统，一个是龙岩地区220kV系统，一个是三明地区220kV系统，尼葛变系统与南塔变系统存在较大的相角差，不符合环条件。在技改期间，特殊运行方式下，未关注相角差，N921柱上开关合环后，由于环网潮流过大，达到尼葛变侧10kV尼永线922开关过流保护定值，致使保护出口动作。
（二）合环前未核对潮流
案例2：某日，将安砂电厂#1主变检修将35kV母线转由35kV安加线运行，电源点由坑边变35kV坑福线带，在进行合上加福变外桥360开关的合环过程中，安砂电厂35kV安加线360开关过流保护动作跳闸。经分析发现，调度员下达指令时未核对线路潮流情况，合环前安砂电厂#1主变35kV 侧301开关电流值与坑边变35kV坑福线322线路电流之和200A已达到35kV安加线长期允许载流量100A，合环电流突增，造成35kV安加线线路过载跳闸。接线图如图2所示。调度员应合环前调整运行方式，将降低安砂电厂35kV母线所供银河电站机组出力，降低合环电流值，使之不超过线路限值。
图2
（三）负荷、功率分配不均
案例3：负荷较轻的220kV兴平变10kV母线与负荷较重的110kV尼葛变的10kV兴尼Ⅰ回进行合环操作，兴平变#1主变带载0.77MW，尼葛变#1主变带载22.92MW，由于功率分配不均，在合环过程中造成尼葛变的10kV尼兴Ⅰ回918开关跳闸。调度在合解环前，应调整运行方式，转移部分尼葛变负荷，使之负荷与兴平变均衡，在合环时更好地进行功率分配，避免出现一条母线负荷很重，另一站母线负荷很轻的情况。接线方式如图3所示。
图3
四、合解环操作的措施
要想保证合解环的操作能够成功，就必须要确定合环操作的成功。所以，在合环操作的过程中，需要注意下述几点，进而保证合环操作能够成功。
（一）跨不同220kV系统不建议合环操作
10kV系统之间的合环转电操作，如跨不同220kV系统不建议合环操作，因为存在相角差，不满足合环条件。如案例1。
（二）合环前核对潮流情况
合环时电流超过线路允许值将引起设备过载甚至保护动作，造成线路失电。10kV系统之间的合环转电操作应确认合环电流不超过线路允许值，不因过载，导致线路跳闸。如案例2，调度员应合环前调整运行方式，调整安砂电厂35kV母线所供银河电站机组出力，或转移负荷，使安砂电厂#1主变35kV 侧301开关电流值与坑边变35kV坑福线322线路电流之和小于35kV安加线长期允许载流量100A的线路限值。 （三）适当调整运行方式，使负荷、功率分配均衡
10kV线路合环运行后，线路的功率分布不仅与合环电压差有关，还与合环两站个电压等级及负荷与电源阻抗的对称性有关。一般电压差调整至<10%很容易实现，而对于合环功率有关的环路阻抗和电压相角，一般则难以控制。因此，重点在于控制合环电压差和合环母线功率分布。为了让合环是的合环电流不突增，合环操作时应避免出现一条母线负荷很重，另一站母线负荷很轻的情况。在案例3中，调度员可将尼葛变部份负荷转移至南塔变、飞桥变，使之负荷、功率与兴平变均衡。实际运行中应对分片后两侧母线电压的波动进行分析，必要时可考虑调整主变压器分接头使两侧母线电压差尽量减小。
（四）减少合环两端母线的压差
对于一个稳定运行的系统，一旦运行方式、负荷确定，各节点之间的相角就基本保持不变。因此，控制合环点两侧的电压幅值也是控制合环点电压差的重要手段之一。可以通过改变变压器分接头位置，也就是调整变压器的变比使合环点两侧的电压差尽量降低，减小合环电流。
（五）在低谷时合环
在负荷低谷时段进行合环时环流都不太大。因此在选择合环时机时，应该尽量选择在主变负荷和馈线负荷都不太高的情况下进行合环。当遇到无法等到低谷时段再进行合环操作的情况时，就需要采取其他的措施
（六）调节主变分接头和投切电容器
为了改善合环条件，我们容易想到的措施就是调节主变分接头或者投切电容器。调节主变分接头位置将改变主变的变比，实际上就是改变了主变的阻抗。变比增大则阻抗也随之增大，相应的低压侧的电压幅值下降、相角滞后。因此在采取这种措施时的调整原则是上调相角滞后侧的主变的分接头（使变比减小）或者下调相角超前侧的主变的分接头（使变比增大）。投切电容器，将改变主变的无功负荷，同时影响电压，其效果与调节主变分接头基本相同。投入电容器则减小了主变的无功负荷，并抬高了这一侧的电压幅值。因此在采取这种措施时的调整原则是投入相角滞后侧的电容器或者退出相角超前侧的电容器。
（七）合解环过程中保护的调整
10 kV跨区线路合环时，为避免合环过程中穿越潮流过大造成两侧开关保护动作跳闸，合环前，可停用解环侧开关重合闸（合环侧开关重合闸应启用）。这样即使线路两侧过流保护动作开关跳闸，一侧重合成功，一侧不重合，通过重合闸的补救也不会造成失电。另外合环过程中可能造成主变压器、线路过载，因此要采取措施尽量缩短合环时间，特别是对10 kV线路柱上开关进行跨区合解环操作时，可安排两档人操作，以缩短合环运行时间，保证设备的安全。
（八）对解环后的负荷进行合理控制
在完成解环操作以后最重要的就是对负荷进行合理地控制。在确定合环操作成功以后，调度工作人员可以继续下达解环的指令。在此基础上，调度工作人员应安排变电所的值班人员对设备进行实时监视，但是应以设备限额为标准，通常情况下，限额是将电流作为控制数。其中，应注意的是，在合环操作之前已经根据设备的限额对负荷进行了对比，所以，解环操作完成以后，通常来讲，负荷是不会高于设备限额的。然而，随着时间的推移，负荷会发生一定的变化，同时，备用方式所输送的容量很小，会使负荷随时存在高于设备限额的几率。因此，监控工作人员应具备工作责任感，对送电设备实际负荷的情况进行实时监控，并将负荷情况及时汇报给调度工作人员。
五、结语
在满足合解环必要条件时，合解环操作影响较大的是合环电流超过允许值而引起设备过载甚至保护动作，对10 kV线路合环甚至会造成线路失电。对此采取了一系列措施来减少对合环的影响，实际效果明显。只要遵循以上要点，就可提高永安配电网合解环成功率。
参考文献
[1] 肖白，赵龙安，张宇等.城市中压配电网合环操作分析与决策[J].电力系统保护与控制，2014（16）：133-138.
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[6] 邓哲林，刘宝柱，董彬政等.复杂配电网合环电流调控的实用化策略研究[J].现代电力，2012，29（6）：11-16.