Page 56 - 电力与能源2023年第一期

50 姚隽旸，等：10 kV 配电网自愈系统与自切系统的协作模式

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并且自切系统在设计时，未考虑到自愈系统。因 损失 。
此在自切系统的整定时间内插入自愈系统较为困 3.3 先自切、后自愈协作模式优缺点及改进措施
难，并且现投运的 110 kV 自愈和 10 kV 配电网的 3.3.1 优点
自切设备的整定时间存在隐患。110 kV 自愈与 相对于运行时间较短并且不成熟的自愈系统
10 kV 自愈类似，在链式串供结构的变电站某处 来说，自切系统的运行时间长，相对更加可靠，运
故障导致后级站失电时，自愈系统将跳开紧邻故 行人员和调度人员对自切系统的熟悉程度也更

障点失电站的原主供电源开关，在确认紧邻故障 高，并且在此种协作模式下，故障时自愈系统是作
点失电站的母线无压后，合上串供回路原开环点 为自切的后备手段。故障发生时由动作较为可靠
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的开关，由另一侧电源对所有失电站供电 。 的自切系统先动作，让自切系统承担较大的故障
110 kV 自 切 自 愈 和 10 kV 自 切 整 定 时 间 如 恢复压力是一种较为保守但可靠的方法。若自切
表 1 所示。 不成功，再由自愈系统隔离故障，然后通过站外线
路恢复供电。而且在极端情况下，在恢复正常运
表 1 110 kV 自切、自愈和 10 kV 自切整定时间
行方式前，若线路再发生故障或者失电，自愈系统
方式 无压跳闸时间/s
110 kV 变电站 10 kV 侧自切 2.5 仍能通过合上开环点方式，对母线恢复供电。
110 kV 自愈 2.1
3.3.2 缺点
10 kV 自切 2.0
本协作模式下最大的问题是故障后未恢复正
从表 1 可以看出，110 kV 变电站在设计站内 常运行方式前的供电可靠性。本协作模式下，大
自愈与自切时，保证了时间级差。如果串供回路 部分故障都是通过自切恢复供电的，因此恢复供
110 kV 电压等级发生故障，则自愈系统可通过时 电后站内仍是单电源状态，相对于自愈先动作的
间整定而优先动作，动作时间误差为 ms 级。如自 模式来说，供电可靠性较低，并且在极端情况下，

愈系统动作成功，110 kV 失电站即可恢复供电， 在恢复正常运行方式前，若再次发生故障，可能造
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其 10 kV 侧备自投装置自动返回不动作 。110 成较长的停电时间。
kV 自愈与自切整定时间符合其逻辑要求，但是其 3.3.3 改进措施
与下级 10 kV 的 K 型站自切时间级差过小。 有两种方法可以改进本协作模式下的供电可
3.2.3 改进措施 靠性问题。
首先，针对 110 kV 变电站自愈与 10 kV 自切 （1）通过相关规定缩短故障发生到恢复正常
时间级差过小的问题，以及考虑到 10 kV 的 K 型 运行方式的时间。在采用本协作模式的电力系统
站的自愈跳闸时间，需要对串入自愈系统的 K 型 中，需要出台相关规定，减少操作人员恢复正常运
站的自切和自愈系统重新进行整定。考虑到时间 行方式的流程，缩短故障发生到恢复正常运行方

级差问题，以及自愈系统跳闸逻辑需要自愈跳闸 式的时间。
整定时间后再延时 300 ms 跳闸，10 kV 配网自愈 （2）改变本协作模式的工作逻辑。故障发生
系统的自愈跳闸时间应整定为 1 s，串入自愈的自 并且自切动作成功后将自愈开环点合上，然后将
切系统的分段自投跳闸时间应为 1.5 s。 分段开关跳开，此时 K 型站恢复了双电源模式，提
其次，因为站与站之间较远，并且时间级差不 高了供电可靠性。此种方式不仅利用了自切系统
大，校验时尤其要关注在线监测技术的误差指标。 多年累积下来运行经验和可靠性，而且实现了故

在线监控技术关注的指标主要包括电压值、电流 障后的双电源模式。
值以及功率值等，若发现监测指标出现故障及异
4 结语
常，自愈控制技术会对异常数据进行解析，结合配
电网实际情况研判故障原因和故障情况，并以此 随着配电网智能水平的不断提升以及供电可
为 依 据 进 行 故 障 处 理 和 故 障 恢 复 ，减 少 经 济 靠性要求的逐渐提高，对 10 kV 配电网自切和自