中图分类号：U223 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）30-0100-02
随着我国社会经济发展，人民生活水平逐步提高，对供电可靠性的要求越来越高。然而长期以来，供电企业对配电网重视程度不够，“重发，轻供，不管用”的思想还在一定范围内存在，配电网的规划、建设、运维都滞后于主网，继电保护运维和配电网运维存在脱节现象，中压线路重合不成功事件在供电企业受重视程度及考核力度远低于110 kV及以上线路重合不成功事件，继电保护专业人员更多关注主网运行工况，另外，配网运维及管理人员普遍缺乏继电保护专业相关技能，不少人认为中压线路发生故障由变电站开关跳闸隔离属于正常现象，因而中压线路重合成功率低的问题长期不被重视。
笔者认为，要想提高配电网供电可靠性，中压线路重合成功率应该重点关注。因为重合成功率低，就意味着不论永久性故障或是瞬时故障，无论故障点位于线路前段、中段或末段，大多数故障会造成全线停电，扩大了停电范围，延长了故障复电时间，严重影响供电可靠性。因此，有必要探究供电企业中压线路重合成功率偏低的原因，找出行之有效的解决方案，切实提高中压线路故障重合成功率，从而提高供电的可靠性。
1 影响中压线路重合成功率因素分析
影响中压线路重合成功率的因素有重合闸时间定值的整定，小电流接地选线装置设置，配网开关的配合。下面以某供电企业为例，分析中压线路重合率对供电可靠性的影响。
某供电企业2013年各个电压等级的线路重合成功率数据相差非常大，110 kV及以上线路重合成功率为95%，35 kV线路重合成功率为55%，10 kV（含6 kV）线路重合成功率仅为30%，历年数据也基本如此。该供电企业分为A区和B区两个区域，A区和B区中压线路重合成功率相差很大，A区为82.8%、B区为36.2%，该供电企业中压线路重合成功率低主要受B区影响，2013年供电可靠率为99.7993%，比全国平均水平99.9147%低0.1154%。
1.1 中压线路重合闸功能投入
A区所有中压线路全部具备重合闸功能且投入运行，而B区部分中压线路没有投入重合闸功能，主要原因一是开关机械构造问题、继电保护装置存在缺陷等不具备投入重合闸条件，二是管理人员误认为投入重合闸功能存在安全运行问题故将重合闸退出。于是，将B区具备条件的线路全部投入重合闸功能，除特殊运行方式要求外。
1.2 重合闸时间定值整定
重合闸的动作时限应大于故障点灭弧时间及周围介质去游离时间、大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。B区由于地理环境原因，线路长且主要分布在偏远山区，因此将重合闸时间定值由之前的1 s左右改为2～3 s。
1.3 小电流接地选线装置设置
小电流接地选线装置能够选出接地故障线路，并发出告警信号或直接动作跳闸，避免“拉路”方式查找接地线路而影响非故障线路的持续供电。由于中性点不接地或中性点经电阻、消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，允许继续运行2 h，以提高配电网对用户持续供电的能力，所以供电企业一般倾向于将小电流接地选线装置设置为仅发出告警信号，一是有利于躲过瞬时接地故障，二是为便于运行、检修人员到达现场后再人工断开线路开关，可以缩短停电时间。
A区小电流接地选线装置发告警信号，而B区大部分装置设置为直接跳闸。于是将B区所有小电流接地选线装置改为发告警信号。
通过以上三个措施，B区下季度中压线路重合成功率达到50.3%，比上季度提高了11.7%，取得了一定成效，但相比A区的82.80%仍有很大差距。
1.4 配网开关动作配合
配网开关分布面广，数量庞大，其与变电站出现开关之间的动作配合对中压线路故障重合成功率有不小的影响，相关数据关系见表1。
由上表可知，A区和B区的变电站开关隔离故障次数比例、配网开关隔离故障次数比例正好相反，反映了B区重合成功率低的主要原因是配网开关隔离故障次数比例仅为17.5%，82.5%的故障是由变电站站内开关跳闸来隔离故障的。经过分析，发现B区配网开关隔离故障次数很少主要有两个原因：
①B区中压线路主线分段开关较A区少，有些分断开关是负荷开关，并不具备真空断路器的跳闸功能。
这属于硬件问题，需要在电网规划建设中立项完善网架结构：
一是根据负荷分布情况，在主线上安装2～3个具有跳闸功能的真空断路器或将原先不具备跳闸功能的负荷开关更换为真空断路器。
二是在支线首端安装用户分界开关，如果受资金限制可安装高压熔断器，当支线发生故障时用户分界开关直接跳闸或高压熔断器熔断隔离故障不影响主线供电。
三是将挂架用户多的大支线逐步拆分成小支线，避免大支线局部故障时停电范围过大的问题。
②具备跳闸功能的柱上开关或负荷分界开关（俗称“看门狗”）投入运行时由于接线错误、定值设置方法不当、定值整定不合理、部件按键设置不当等原因，开关无法跳闸、未能选择性跳闸或是直接引起变电站先跳闸。
配网开关选择性跳闸，尤其对于偏远山区，具有重要意义。它有助于快速定位故障段，减少非故障段线路巡视查找、非故障段开关分合操作的时间浪费，缩小故障停电范围，有效提高故障复电速度。 该属于软件问题，需要从管理层面入手，把已运作成熟的继电保护运维策略运用于配电网，将继电保护运维和配电网运维有机联系结合起来，转变过去两个专业相对独立的局面。
在配网开关的定值管理方面：
一是定值整定环节。根据线路运行方式、负荷分布、故障特点，实施差异化整定，将柱上开关、负荷分界开关的电流值、时间值与变电站站内开关定值进行有效配合，确保各个开关故障时能够选择性跳闸，从而最大限度地减少停电范围和停电时间。因此，可以考虑将配网开关定值管理纳入继电保护定值管理体系，继电保护整定人员要熟悉配网线路负荷分布、潮流情况、故障特点等相关信息，有针对性地制定定值整定方案。
二是定值执行环节。主网开关的定值，有专业人员整定后形成加盖公章的定值单，定值执行后有执行人员反馈执行情况，如果日后出现因定值整定或执行不当造成继电保护不正确动作，会追究相关人员责任。而目前配网开关的定值整定常常凭借配网运维人员的经验来设置，缺乏闭环管控，管理上存在一定的随意性。
在配网开关验收投运方面。主网开关在投运前开关传动试验是必不可少的，即给继电保护装置通入模拟故障量，继电保护装置检测到故障后发出命令，开关跳闸后重合成功再加速跳闸。据了解，大多数供电企业在配网开关验收投运前并没有进行开关传动试验。而实际运行中发现大量配网开关故障时无法跳闸，或是越级跳闸。将此类开关退运后试验发现其跳闸不正常的原因主要以下几种情况：
①配网开关的定值大多数通过拨盘刻度选择，不能任意选择整定值，给定值配合带来一定的困难。
②因厂家不同CT二次回路出线端子有所不同，如果接线不当就可能造成二次电流没有流入控制回路，使得故障时无法检测到故障电流量而无法跳闸。
③很多厂家的真空断路器必须在储能状态下才允许跳闸，这一情况正好与变电站站内开关相反，变电站站内开关跳闸与储能状态与否无关，重合闸才需要在储能状态下。
④有些用户分界开关的控制器有功能投退的选项设置，如果没有设置正确，故障时也无法跳闸。
目前配网开关生产技术还不够成熟，各厂家生产开关说明书、技术资料通常不齐全，缺乏良好的售后技术支持，对后期运维指导不够，使得配网运维人员难以对可能影响跳闸功能的各个环节一一把关，因而，在投运前进行开关传动试验是最便捷最直接的解决方式，在投运前把可能影响跳闸的各种因素逐一排查，尽可能确保开关投运后能正常发挥效用。
通过上述分析及解决措施的运用，有效解决了B区配网开关选择性跳闸问题，使B区中压线路重合成功率将提升至75%左右，比整改前的50.3%提高24.7%，故障停电时的户数指标大幅减少，提高了配电网供电可靠性。
2 结 语
本文所讨论的提高中压线路重合成功率，就是将继电保护运维策略和配网运维有机结合的一个方面，通过以上方式的运用，某供电企业中压线路重合闸成功率由37.3%提高到78.4%，供电可靠率由99.7993%提升至99.9373%，提高了0.138%，已高于全国平均水平，此项工作成效明显。在社会各界对供电可靠性的要求越来越高的背景下，各供电企业除了做好以往的配网设备巡视维护，还要建立起系统全面的供电可靠性管理体系，从电网规划、电网建设、运行管理、供电服务、技术进步各个领域统筹协调，才能促进配电网供电可靠性的全面提升。
