（广东电网有限责任公司 中山供电局 广东中山 528400）
摘要：停电检修、短停转电计划，以及设备故障停电是造成用户停电两种主要原因。设备故障是随机的概率问题，与资产生命周期相关。但停电检修、短停转电计划是计划问题，属于技术管理可控范畴。按照传统技术规范要求，不同500kV片区的10kV线路不建议合环,因为电磁环网容易造成系统热稳定破坏、系统动稳定破坏，也不利于经济运行。但随着电网网架的完善，变电站的投产，500kV的片区越来越多，10kV线路的合环转电受到的该条件限制的情况也越来越多。若合环转电操作减少，引起的客户投诉数量必定成倍增加。本文重点讨论采取500kV片区的10kV合环操作可行性，相关安全管理措施，以及该项管理创新的实用价值。
关键词：电磁环；合环转电；相角差
引言
随着电网网架的完善和自动化程度日益提高，计划检修和设备故障引起的用户停电逐年降低，10kV线路短停转供电引起的用户停电及投诉矛盾却日益突出。而10kV线路短停转供电停电除少量是配合刀闸操作引起，绝大部分是受制于不同500kV供电片区的10kV线路不能合环转供电引起，10kV线路短停转电比例超过50%。如果在技术上确保安全的前提下，提高不同500kV供电片区10kV线路合环转电率，减少短停转电，不但可以提高可靠性，增供扩销，减少用户投诉，还可以降低操作难度，降低现场出现操作问题的可能。
从技术原因上分析，不能合环转电的情况有两类，一是设备机构原因。如开关存在一定的联切关系，或线路上的分段点仅装配刀闸导致操作时无法直接拉合。二是电网结构原因，10kV环网时将造成不同500kV片区产生电磁环网，再加上合环时穿越电流可能较大，不满足安全要求，被列为禁区。但中山电网具备负荷集中，线路供电半径小，电网结构紧凑的特点，不同的500kV片区线路相角差较小，合环时的电流有可能满足相关技术要求。按照运行经验分析，相对而言，设备问题引起的用户停电是少数的，而且属于短期难以解决的规划建设问题，如何利用电网结构的特点，在确保安全的前提下提升合环转供电率，才是减少客户停电的关键所在。
一、不同500kV片区短时合环操作的可行性分析
（一）不同500kV片区短时合环操作满足技术规范要求的情况
按照线路解、合环相关规定，线路合环需满足以下要求：
（1）合环线路经过核相，确保相序相位正确、一致；
（2）合环、解环操作期间应注意保护定值的配合，确保潮流不超过保护整定值。
（3）合环前应检查合环点两侧电压差尽量小；
（4）合环前应检查合环点两侧相角差尽量小；
（5）合环线路总负荷电流不超过环网回路最小的设备允许载流量。
如属于电磁环网，按照技术规范的要求，则环网内的变压器接线组别之差为零，其他如设备不过载，相关保护不误动作的要求是一致的。
1、相序、相位、保护、电压差满足合环操作技术规范
因为设备、线路投运前已进行核相，相序、相位满足要求；10kV线路距离短，10kV线路定值相同，合环时，短期内无需调整；电压按照技术规范控制在10.1-10.7kV之间，电压差满足合环操作的要求的。
2、不同500kV片区10kV线路相角差，及合环电流模拟测算情况
因10kV环网点开关无法直接测量，结合实际情况，选取最接近的10kV母线PT之间测量。
表1
在500kV片区之间抽选多组对比，结果相角差满足合环要求。对应模拟计算合环电流，其中仅两项超过40℃限制451A，其余均符合要求。
3、现场验证测量结果
为确保测量结果的准确性，采取了两个阶段的现场验证。
第一阶段，由当值调度遥控合开关，实测记录不同500kV片区10kV线路的合环电流（不超过10分钟）。选取多组线路测量，结果没有超过线路最大限流值。
第二阶段由现场运维人员合上环网开关，调度记录环网电流。选取多组环网点测量，实测结果没有超过线路最大限流值。
表2
验证结果显示，现场测试结果与PAS计算值匹配。即，在确认设备正常、现场天气情况良好的前提下，即使属于不同的500kV片区，若相角差、负荷电流满足了合环条件，10kV配网线路同样具备合环转电的条件。若提前做好潮流计算，控制好合环时间，操作的安全性是有测量结果数据支撑的。假设合环转供电率提升了28.61%，能得到明显改善。
二、不同500kV片区短时合环操作的风险分析
（一）高电压等级线路跳闸问题与应对分析
以下图说明500kV片区10kV线路形成环网运行时存在的风险（环网点在10kV负荷线路某一点上）：
1、问题分析
假设A站110kV母线分列运行，AC线121开关故障跳闸，电流经AB线122开关、#2主变、负荷10kV线路环网点，以及#1变供电A站110kV1M母线。若A站110kV1M母线负荷较重，有可能10kV负荷线路等设备出现严重过载的问题。
特殊情况下，当10kV开关合环操作时，若系统刚好出现特大型的事故，系统电源功角变化，故障电流超过了环网开关的遮断容量，导致越级跳闸，造成事故扩大。
2、应对分析
一般而言，110kV等级与10kV等级相关性较大，当出现上述问题情况时，10kV线路开关已因过负荷保护跳开，10kV1M母线、110kV1M母线失压。只有特殊情况（多级保护拒动）才可能将故障继续往上传。在保护运行正常的情况下，电网安全自动装置是不会被触动的。因此对于不同片区的10kV线路合环操作，应做好日常维护工作，保障设备、保护正常运行。此外，为了减少母线失压的风险，在10kV负荷线路合环前，应合上10kV分段5012开关，或110kV母联1012开关。
（二）经济运行问题与应对分析
不同电压等级的线路的自然功率值、电阻值相差极大，不利于经济运行，但由于合环时间可控制5-10min以内，因此影响甚微。另一方面，由于避免了客户停电，减少了客户投诉或赔付损失的可能，足以弥补短时电网经济运行问题的影响。
总之，对于不同500kV片区的10kV线路合环操作，应时刻关注电网方式的特点，以及调度自动化系统的异常信号，在操作前期做好PASS潮流计算与事故预想，其中风险是可控的。
三、实用价值分析
实施不同500kV供电片区10kV线路合环转供电，一是提高供电可靠性，提高客户满意度，减少大量短时停电及衍生故障引起的用户投诉；二是降低主配网检修安排难度和事故处理难度，在检修安排或者事故处理时，不用再考虑短时停电转电引起的用户停电，节省了相关通知流程及广告费用，节约人力物力。
假设一年10kV线路短停转供电1000条次，每次用户停电30分钟（0.5小时），10kV线路平均负荷按3000千瓦计算，电价按0.7元/千瓦时计算，则
增加售电营业额：1000×0.5×3000×0.7=105（万元）
按每千瓦时电力可对应GDP11.9元计算，则：
增加社会效益：1000×0.5×3000×11.9=1785（万元）
以上收益未计算因短停问题引起的客户纠纷与赔偿。但实际上客户因非计划停电引起的纠纷与赔偿是值得探讨的。因为纠纷会延误工程建设，赔偿也是难以预测的损失，通过合理的管理减少这方面成本，对于增供扩销的意义是相当大的。
结束语
合理利用技术手段特破发展瓶颈是实现管理的创新的内在要求。按照原有的10kV线路转供电策略，不同500kV电源片区因为穿越电流可能较大，一直是合环转供电禁区，但随着电网结构的发展，教科书的结论不应一成不变地生搬硬抄。我们应当保持科学的态度，具体问题具体分析，积极探索创新，才可能跟上高质量发展的需求。
参考文献
[1]李坚.电网运行及调度技术问答[D].北京：中国电力出版社，2013.
[2]何仰赞 温增银.电力系统分析[D].湖北：华中科技大学出版社，2001.
[3]马洲俊. 地区配电网合环运行研究及典型故障分析[J].电工电气. 2017(01)：38-42.
作者简介
古俊贤（1981- ），男，工程硕士, 工程师, 研究方向：电力系统分析、电力安全管理。
白文元（1984-），男，大学本科，高级工程师，研究方向：电力系统分析。