一种双闭环或多闭环的互联配电网接线结构及供电系统的制作方法

本实用新型涉及供电技术领域，特别是双闭环或多闭环的互联配电网接线结构及供电系统。

背景技术：

备自投装置：备用电源自动投入装置(以下简称备自投),备自投装置就是当工作电源或工作设备因异常、故障或非预期被断开后能自动并且迅速将备用电源或备用设备投入工作恢复供电的装置。

区域备自投：基于站内备自投的动作逻辑，根据网络重构原理，通过用户定义的备自投断路器(可分属不同的厂站)，自动判断断路器的开关性质(是工作断路器还是备用断路器)，在满足动作条件时，通过遥控断开工作断路器及闭合备用断路器来为失电母线恢复供电。

区域控制设备：变电站应配置区域控制设备，实现本变电站所供各闭环的区域备自投和区域过负荷减载等功能。每台区域控制设备应能满足多个闭环的功能需求，根据变电站出线间隔的规模，可配置相应台数的区域控制设备。

随着智能电网的高速发展，智能配电网的应用已全面展开，各地区根据自己的实际发展阶段，选择适合本地区供电可靠性要求的配电网接线结构，为满足高可靠性的要求，环网闭环供电结构是首选电网结构，目前，采用的环网闭环供配电网结构的方案不多，如新加坡的“花瓣”型接线配电网接线结构、珠海供电局的双链闭环接线结构。

现有的配电网闭环接线结构存在的不足包括：

1.正常运行时每一个花瓣或闭环的负荷率只能为50％以下，另外50％作为负荷自动转供的备用容量，设备利用率低，备用容量较高，电网的建设成本高；

2.当给花瓣或闭环提供电源的两个变电站出现均出现1段母线失压时，由于两个花瓣或者闭环均失去电源，两段失压母线所带的负荷将无法恢复供电，会有大面积用户失压情况出现，即不满足变电站母线N-1-1失压负荷能够转供的要求，供电可靠性低；

3.现有接线结构当一个花瓣或者闭环内有两回联络线检修时再出现本侧变电站或者对侧变电站母线失压时，有失压负荷无法恢复的风险出现，不满足线路N-2后再出现母线失压负荷能够转供的要求，供电可靠性低；

4.现有接线结构均需依赖区域信息才能实现负荷自动转供，对网络依赖度高，当网络中断时，无法实现失压负荷的自动快速回复，对于没有实现配电网自动化的区域无法实现失压负荷的自动转供，实现失压负荷的自动快速恢复成本高；

5.现有接线结构中，有联络线的开关站和其他开关站接线形式、运行方式及自动化配置模式等有区别，无法做到标准统一，运维管理效率低；

6.正常运行时，每个闭环内联络线路多，后备保护动作时间整定难度大，线路损耗高，而可供负荷转供的备用联络线路少，不利于负荷转供。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本实用新型的目的是提供一种线路损耗低，设备利用率高的双闭环或多闭环的互联配电网接线结构及供电系统。

本实用新型所采用的技术方案是：一种双闭环或多闭环的互联配电网接线结构，主要包括两个闭环或多个闭环，所述闭环均包括多个变电站和多个开关站，所述的开关站包括通过分段断路器串联的第一段母线和第二段母线，所述的第一段母线和第二段母线均设有两回联络线，每个开关站的两段母线均接于同一个闭环内，所述的每个开关站的每段母线均有一回联络线与另一个闭环对应的母线连接，每回联络线的两侧均设置有断路器，每个开关站有一回闭环间联络线的断路器处于分闸状态，所述的每个开关站均配置有分段备自投装置和进线备自投装置。

进一步地，所述分段断路器正常运行时均处在合闸状态。

进一步地，所述接线结构还设置有区域备自投装置。

进一步地，所述接线结构还设置有区域过负荷联切装置。

进一步地，所述的每个开关站均配置有线路差动保护装置。

进一步地，所述变电站包括220kV变电站、110kV变电站、66kV变电站和35kV变电站，所述开关站包括110kV变电站、66kV变电站和35kV变电站。

进一步地，所述供电系统包括至少一个上述的接线结构。

进一步地，所述多个接线结构组合连接形成“网络”化接线模型供电系统。

进一步地，所述多个接线结构组合连接形成“雪花”接线模型供电系统。

本实用新型的有益效果是：

本实用新型的双闭环或多闭环的互联配电网接线结构，线路损耗低，设备利用率高，供电可靠性高，降低电网建设成本，开关站接线统一标准化，管理效率高。

本实用新型的另一个有益效果是：

本实用新型的双闭环或多闭环的互联配电网供电系统，线路损耗低，设备利用率高，供电可靠性高，降低电网建设成本，开关站接线统一标准化，管理效率高。

根据不同地区地形等物理环境的实际需要采用不同的组合接线模型，接线模型丰富。

附图说明

下面结合附图对本实用新型的具体实施方式作进一步说明：

图1是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网正常运行时接线结构示意图；

图2是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网一段母线失压后接线结构示意图；

图3是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网供电系统正常运行时示意图；

图4是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网供电系统同一变电站两段母线失压后示意图；

图5是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网供电系统同一“花瓣”内两回联络线故障后示意图；

图6是本实用新型实施例一正常运行时配电网接线结构示意图；

图7至图8是本实用新型实施例一变电站2电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；

图9是本实用新型实施例一的一个开关站串联两段母线的接线结构示意图；

图10至图13是本实用新型实施例一变电站2电源故障后变电站1电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；

图14至图18是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；

图19是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后变电站2电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供状态示意图；

图20至图22是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后变电站1电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供状态示意图；

图23是现有技术二的双链闭环接线结构示意图；

图24是本实用新型实施例二接线结构示意图；

图25是本实用新型实施例二接线结构展开示意图；

图26是本实用新型实施例三正常运行时配电网接线结构示意图；

图27至图28是本实用新型实施例三变电站1电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；

图29是本实用新型实施例四正常运行时配电网接线接构示意图；

图30至图31是本实用新型实施例四变电站2电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；

图32是本实用新型实施例五正常运行时配电网接线结构示意图；

图33是本实用新型实施例六双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构街区“网格”化三角“雪花”接线模型供电系统示意图；

图34是本实用新型实施例七双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构街区“网格”化四角“雪花”接线模型供电系统示意图；

图35是本实用新型实施例八双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构环山、环岛街区“网格”接线模型供电系统示意图；

图36是本实用新型实施例九双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构与双链双闭环接线结构联合应用，街区“网格”接线模型供电系统示意图；

图37是本实用新型实施例十双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构多基本单元并列布置方式供电系统示意图；

图38是本实用新型实施例十一双源双链多闭环多线路互联配电网接线结构布置方式供电系统示意图。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

附图中实心小方形表示处于合闸状态的断路器，空心小方形表示处于分闸状态的断路器。

现有技术一：新加坡的“花瓣”型配电网正常运行时接线结构。

图1是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网正常运行时接线结构示意图，图2是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网一段母线失压后接线结构示意图，如图1和图2所示，220kV变电站1同一段母线上的两回出线与六个开关站连接形成一个闭环接线，变电站2同一段母线上的两回出线与六个开关站连接形成一个闭环接线，两个闭环(花瓣)接线通过一回花瓣联络线连接，每个开关站为单母线接线形式，每个闭环内有六个开关站，共接入六段母线。采用这种“花瓣”型接线结构的配电网，当出现某一个花瓣失去电源后，失去电源的花瓣可以通过花瓣间的联络线将全部负荷转移至另一个花瓣来供电，要实现失压负荷转供，如果未配置有区域备自投装置，当出现左花瓣220kV变电站1失压时，需要手动跳开220kV变电站1对应两回出线断路器，即断开断路器11和断路器12，然后合上闭环间联络线开关站9一侧断路器093才能实现左花瓣全部负荷由右花瓣供电，如果配置有区域备自投装置，当出现前述失压时，区域备自投装置动作跳开220kV变电站1对应两回出线断路器，即断开断路器11和断路器12，然后合上闭环间联络线开关站9一侧断路器093才能实现左花瓣全部负荷由右花瓣供电。而要实现左花瓣失压负荷由右花瓣供电，要求变电站2连接的右花瓣具有50％的备用容量，要实现失压负荷的完全转供，正常运行时每个闭环的负荷率只能达到额定输送容量的50％以下，另外50％作为负荷自动转供的备用容量，如果备用容量不足，区域备自投动作后需要考虑过负荷联切功能，对于当某一个闭环失去电源后需要恢复负荷供电是不利的选择，可能会有部分负荷被过负荷功能切除无法得到恢复，即不能实现全部失压负荷的自动或手动恢复。正常运行时，每个双链闭环内有六回联络线路处于运行带负荷状态，带负荷线路多损耗高。

图3是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网供电系统正常运行时示意图，图4是现有技术新加坡的“花瓣”型配电网供电系统同一变电站两段母线失压后示意图，如图3和图4所示，220kV变电站1和变电站2上分别引出两段母线，同一段母线上的两回出线于若干个开关站连接形成一个闭环接线，左花瓣1通过花瓣联络线1和右花瓣1连接，左花瓣2通过花瓣联络线2和右花瓣2连接。当220kV变电站1的第一段母线与第二段母线均失压时，220kV变电站1对应的四回出线断路器即断路器11、断路器12、断路器13和断路器14跳开，然后合上右花瓣1和右花瓣2的闭环间联络线上开关站9一侧的断路器193和断路器293，实现失压负荷均通过各花瓣间的联络线转由变电站2供电，要求变电站2连接的花瓣需要具有50％的备用容量，同时也要求变电站2也需要有足够的备用容量。当220kV变电站1及变电站2的第一段母线均失压时，由于左右花瓣均失去电源，以上两段失压母线间所接花瓣的负荷将无法恢复供电，会出现失压花瓣负荷没有备用电源可实现负荷转供电的情况，即不满足变电站母线N-1-1要求。

图5是现有技术一的新加坡的“花瓣”型配电网供电系统同一“花瓣”内两回联络线故障后示意图，如图5所示，当220kV变电站1所接花瓣内出现有两回联络线同时因某种原因停电检修时，开关站1与开关站2间联络线路断路器112和断路器121均处于断开状态、开关站5与开关站6间联络线路断路器162和断路器151均处于断开状态、花瓣间的联络线开关站9一侧断路器193位于合位，故障线路被隔离，开关站2、开关站3、开关站4及开关站5转由右花瓣供电，开关站1及开关站6由220kV变电站1供电，此时，如果出现220kV变电站1的母线再失压，由于开关站1与开关站2间联络线路及开关站5与开关站6间联络线路已断开，断开联络线两侧的负荷均没有备用电源供负荷转供使用，会有局部用户失压情况出现，即不满足线路N-2后再出现母线负荷转供的要求。

实施例一：双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构，采用每个闭环内共接有三个开关站的规模设计接线方案。

图6是本实用新型实施例一正常运行时配电网接线结构示意图，如图6所示，本实施例的双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构，主要包括变电站和开关站，所述变电站包括变电站1、变电站2、变电站3和变电站4，所述开关站包括开关站1、开关站2、开关站3、开关站4、开关站5、开关站6、开关站7、开关站8、开关站9、开关站10、开关站11和开关站12，开关站包括通过分段断路器串联的第一段母线和第二段母线，每段母线均设有两回联络线包括一回闭环内联络线和一回闭环间联络线，正常运行时每个开关站的分段断路器均处于合闸状态，每个开关站的两段母线均接于同一闭环内，每个开关站的每段母线均有一回联络线与另一个闭环对应母线连接，每个开关站有一回闭环间联络线的断路器处于分闸状态，每个开关站均配置有分段备自投装置、进线备自投装置、线路差动保护装置、母线保护装置及失灵保护装置，在智能配电网系统中，也配置有区域备自投装置及区域过负荷联切装置。实施例一的接线结构设置有四个变电站包括变电站1、变电站2、变电站3和变电站4，每个完整接线单元内共有四个闭环包括闭环1、闭环2、闭环3和闭环4，每个闭环共接有三个开关站的六段母线，闭环1中包括变电站1、开关站1、开关站2和开关站3，闭环2中包括变电站2、开关站4、开关站5和开关站6，闭环3中包括变电站3、开关站7、开关站8和开关站9，闭环4中包括变电站4、开关站10、开关站11和开关站12，开关站1包括分段断路器01、断路器011、断路器012、断路器111和断路器112，开关站1包括第一母线和第二母线，每段母线包括两个断路器，第一母线包括断路器011和断路器111、第二母线包括断路器012和断路器112，所述第一母线包括断路器011和断路器111，所述第二母线包括断路器012和断路器112，断路器011与断路器111串联，断路器012与断路器112串联。第一母线和第二母线通过分段断路器01串联，分段断路器01处于合闸状态，断路器111处于分闸状态，断路器011、断路器012和断路器112处于合闸状态。所述开关站2、开关站3、开关站4、开关站5、开关站6、开关站7、开关站8、开关站9、开关站10、开关站11和开关站12均具有与开关站1相同的结构，在此不一一详细描述。本实用新型的220kV变电站也可以是110kV变电站或660kV变电站或35kV变电站等，以下实施例均采用220kV变电站。与现有技术一相比，本实用新型的接线结构正常运行时每个闭环内联络线路较少，有利于闭环内联络线路后备保护动作时间的整定。采用这种双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构后，如果出现某一个闭环失去电源，失压闭环的负荷可以通过闭环间联络线分别转移至另外三个闭环供电。如图7至图8。

图7至图8是本实用新型实施例一变电站2电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图，如图7所示，220kV变电站2电源故障后，开关站4至开关站6的进线备自投装置分别检测到闭环间联络线闭环3、闭环4及闭环1的线路有电压并且无闭锁，则进线备自投装置均动作，先跳开闭环2内相应开关站失压母线对应的闭环内联络线断路器041、断路器042、断路器051、断路器052、断路器061和路器062，确认跳开后合上开关站4的备用的闭环间联络线断路器141、开关站5的备用的闭环间联络线断路器151和开关站6的备用的闭环间联络线断路器161，实现失压负荷按开关站分别转给闭环3、闭环4及闭环1供电，转供负荷电流方向如图7中箭头所示。本实用新型接线结构克服现有技术接线结构负荷转供需要依赖区域备自投的缺点。开关站4与开关站7间共有两回闭环间联络线、开关站5与开关站11间共有两回闭环间联络线、开关站6与开关站1间也共有两回闭环间联络线，而上述进线备自投动作后只有三回闭环间联络线路投入进行负荷转供，其他三回闭环间联络线路可以人为投入或由区域备自投自动投入，如图8所示，合上与开关站4相连的断路器171，合上与开关站5相连的断路器1111，合上与开关站6相连的断路器111,其他三回备用联络线路投入运行，实现负荷低损耗转供，负荷转供线损明显减低。本实施例正常运行时，每个闭环内运行的联络线路仅有四回，与现有技术一相比，克服现有配电网接线结构闭环内联络线过多的缺点，同时在单一闭环失压需要负荷转供时可以投入三回或者六回联络线路，负荷转供损耗得到了有效降低。正常运行时，每个闭环内带有开关站的六段母线负荷运行，当其中一个闭环失去电源供给后，其他三个闭环各需要增加两段母线负荷，假设开关站的每段母线所带负荷容量相同，则每个闭环正常运行时的负荷率为：6÷(6+2)＝75％，另外25％作为负荷自动转供的备用容量。与现有技术一相比，本实施例接线结构方案克服了现有接线结构正常运行时需要备用容量过高的缺点。当其中1个闭环失去电源后，其它闭环各需要增加1个开关站的负荷，此时每个运行闭环承担4个开关站的全部负荷为A，每个开关站的承担负荷为W₁＝A÷4,那么A＝4W₁。由前述分析可知，现有接线如双链闭环接线结构，当1个闭环失去电源后，其它闭环承担6个开关站的全部负荷为B，每个开关站的承担负荷为W₂＝B÷6，那么B＝6W₂。如果本实施例接线结构此时闭环承担的负荷A与现有接线闭环承担的负荷B相等，即A＝B，则4W₁＝6W₂，那么W₁＝1.5W₂，就是本实施例接线结构下每个开关站承担的最大负荷容量可以提高现有接线结构的50％。即在某区域负荷容量不变的前提下，每个开关站承担的负荷可以提高50％，也就是可以少建设2座开关站，极大提高了设备利用率，降低了配电网建设的投资，经济效益明显，本实施例接线结构克服现有技术接线结构备用容量过高的缺点。

图9是本实用新型实施例一的一个开关站串联两段母线的接线结构示意图，由上述图6至图8可以看出，正常运行及负荷转供时，本实施例接线模式均会有负荷电流穿越开关站母线，为了限制负荷电流穿越开关站母线带来的损耗采用图9所示接点结构，如图9所示，限制每座开关站联络线间隔的物理位置，联络线与分段间隔相邻布置。由于双链双闭环多线路互联接线结构闭环内的负荷电流是由其中一段母线流经分段断路器至另一段母线，并且长期存在，必须限制其流过母线的长度，才能有效降低母线上的损耗，因此要求距分段间隔近的两个联络线间隔作为闭环内联络线用，这样可以保证正常运行时，负荷电流在母线上向两侧流动(一侧是穿越电流、一侧是本开关站出现负荷电流)，正常运行时电流A1是A2及A3之和，负荷电流在母线上被有效分流，并使母线上穿越电流的路径最短，达到了降低损耗的目的，统一了开关站接线标准。

采用实施例一接线结构对变电站电源即母线N-1-1的适应能力分析如图10至图13：

图10至图13是本实用新型实施例一变电站2电源故障后变电站1电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图，如图10至图13所示，图10是本实用新型实施例一变电站2电源故障后的示意图，当220kV变电站2失压后，闭环2内联络线断路器041、断路器042、断路器051、断路器052、断路器061和断路器062均跳开，开关站4的备用闭环间联络线断路器141和断路器171、开关站5的备用闭环间联络线断路器151和断路器1111、开关站6的备用闭环间联络线断路器161和断路器111均合上，闭环2的负荷由闭环1、闭环3及闭环4均分转供，此时，如果再出现220kV变电站1的母线失压，如图11所示，闭环3及闭环4依然可以实现负荷的自动转供，开关站2及开关站3进线备自投装置检测到与闭环3及闭环4间的闭环间联络线的线路侧有电压，且无闭锁条件，则进线备自投装置均动作，先跳开闭环1内开关站2和开关站3闭环内联络线断路器021、断路器022、断路器031和断路器032，确认跳开后分别合上相应的闭环间联络线断路器121和断路器131，实现开关站2与开关站3的负荷自动转由闭环3及闭环4提供电源，转供负荷电流方向如图11中箭头所示。此时开关站2及开关站3进线备自投动作后，开关站2与开关站8还有1回联络线处于备用状态，开关站3与开关站12还有1回联络线处于备用状态，需要人为操作或区域备自投动作才能投入仍处于备用状态的联络线如图12所示，如果在智能电网中配置了区域备自投，此时，区域备自投动作，分别合上开关站8及开关站12仍处于分位的闭环间联络线断路器181和断路器1121，则开关站2及开关站3分别有两回联络线供电，实现开关站2及开关站3负荷的低损耗转供。图12中，开关站2及开关站3负荷分别由闭环3及闭环4均分转供后，开关站1及开关站6还处于失压中，此时需要人为操作或区域备自投动作才能恢复。如在智能电网中配置了区域备自投，此时，区域备自投动作，如图13所示，先断开开关站1与开关站6间的闭环间联络线，跳开闭环间联络线断路器111，然后分别合上开关站2至开关站1间的闭环内联络线断路器022、合上开关站5至开关站6间的闭环内联络线断路器052和断路器061，实现开关站1经开关站2由闭环3转供、开关站6经开关站5由闭环4转供。转供负荷方向如图13中箭头所示。此时如再出现闭环3失压，由于闭环4电源正常，失压负荷仍然具有负荷转供能力，原理同上述，这里不再仔细分析，即当出现母线N-1-1时本实用新型接线仍然具有负荷转供能力，满足母线N-1-1时负荷转供能力要求，达到不用联切负荷的目的。本实施例接线结构克服现有技术接线结构在母线N-1-1后无法进行负荷转供的缺点。

采用实施例一接线结构对同1闭环内联络线路N-2后的适应能力分析如图14至图22：

图14至图18是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后断路器状态变化及负荷转供后接线变化示意图，如图14所示，当220kV变电站1所接闭环2内有D1、D2两回联络线同时因某种原因需要停电检修或同时出现故障，开关站5及开关站6接于闭环2内的母线负荷需要分别由闭环4及闭环1转供。如图15所示，当闭环2内联络线D1及D2故障时，故障联络线路开关站所配线路差动保护装置动作，分别跳开故障联络线两侧的断路器042、断路器051、断路器22和断路器062，由于开关站5与开关站11之间的两回闭环间联络线的断路器均有一侧处于分闸状态、开关站6与开关站1之间的两回闭环间联络线的断路器均有一侧处于分闸状态，开关站5及开关站6均失压。如图16所示，此时开关站5进线备自投装置检测到与闭环4开关站11间的闭环间联络线的线路侧有电压，且无闭锁条件(线路故障保护跳闸不闭锁备自投)，则进线备自投装置动作，先跳开闭环2内开关站5闭环内联络线断路器052，确认跳开后合上闭环间联络线断路器151；开关站6进线备自投装置检测到与闭环1开关站1间的闭环间联络线的线路侧有电压，且无闭锁条件(线路故障保护跳闸不闭锁备自投)，则进线备自投装置动作，先跳开闭环2内开关站6闭环内联络线断路器061，确认跳开后合上闭环间联络线断路器161，实现负荷按开关站分别转供如图16所示，即分别由闭环4及闭环1恢复开关站5及开关站6所带负荷的供电，全部失压负荷转移到220kV变电站4及220kV变电站1的电源来供电。开关站5及开关站6进线备自投动作后，开关站5与开关站11之间、开关站6与开关站1之间的各两回闭环间联络线路，仅有各一回投入负荷转供。如图17所示，此时，通过人为操作或区域备自投(智能电网配置了区域备自投)合上开关站11备用联络线路的断路器1111及开关站1备用联络线路的断路器111，实现负荷低损耗转供。如图18所示，原接于闭环2内的开关站5母线上负荷由闭环4内的开关站11承担供电任务、开关站6母线上负荷由闭环1内的开关站1承担供电任务、开关站4母线上负荷仍由闭环2承担供电任务。

图19是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后变电站2电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供状态示意图，在图18所示运行方式的情况下如果再出现闭环2所接220kV变电站2的母线失压，此时开关站4的进线备自投装置检测到与开关站7间的闭环间联络线线路侧有电压、且无闭锁条件，则开关站4进线备自投均动作，如图19所示，跳开闭环2开关站4闭环内的联络线断路器041，确认跳开后合上开关站4的闭环间联络线断路器141，实现负荷经开关站7转供；另一方面区域备自投(或人为)合上开关站7备用联络线路的断路器171，实现负荷低损耗转供。采用本实用新型接线结构配电网供电系统，当出现上述某一闭环内两回联络线同时停运时，再出现该闭环的电源失压情况，仅靠就地配置进线备自投装置就能够快速自动恢复全部失压负荷的供电，如果通过区域备自投或人为参与控制，可以投入双回路闭环间联络线路参与负荷转供，能够有效降低转供时的线路损耗。本实施例接线结构克服现有技术接线结构同1闭环内联络线路N-2后再出现该闭环的电源失压负荷无法转供的缺点。

在图18所示供电系统运行模式下如果再出现闭环1所接220kV变电站1母线失压现象，图20至图21是本实用新型实施例一同一闭环内两回联络线故障后变电站1电压再发生故障时断路器状态变化及负荷转供状态示意图；如图20所示，此时开关站2的进线备自投装置检测到与开关站8间的闭环间联络线线路侧有电压、且无闭锁条件，则开关站2进线备自投动作，跳开闭环1开关站2闭环内的联络线断路器021和断路器022，确认跳开后合上开关站2的闭环间联络线断路器121，实现负荷经开关站8转供；开关站3的进线备自投装置检测到与开关站12间的闭环间联络线线路侧有电压、且无闭锁条件，则开关站3的进线备自投动作，跳开闭环1内开关站3闭环内的联络线断路器031和断路器032，确认跳开后合上开关站3侧的闭环间联络线断路器131，实现开关站3失压负荷经开关站12转供，此时转供电流方向如图20所示。如图21所示，区域备自投(或人为)合上开关站8的备用联络线路的断路器181，实现开关站2的负荷由闭环3内的开关站8低损耗转供；区域备自投(或人为)合上开关站12的备用联络线路的断路器1121，实现开关站3的负荷由闭环4内的开关站12低损耗转供，开关站2及开关站3恢复供电后，开关站1与开关站6仍处于失压状态。如图22所示，区域备自投(或人为)将开关站1与220V变电站1连接的断路器012跳开、开关站1与开关站6间联络线断路器161和断路器122跳开，确认跳开后，合上开关站5与开关站6间联络线的断路器052和断路器061、合上开关站1与开关站2间联络线断路器022，实现开关站1的负荷经开关站2由闭环3内的开关站8转供，实现开关站6的负荷经开关站5由闭环4内的开关站11转供。采用本实用新型接线结构配电网供电系统，当出现同一闭环内2回联络线同时停运时，再出现任一闭环电源失压情况，仅靠就地配置进线备自投装置就能够快速自动恢复全部或部分失压负荷的供电，其它失压负荷通过人为或区域备自投均能够恢复供电，即当出现线路N-2后再出现母线失压负荷是本实用新型仍具有负荷转供能力，满足线路N-2后再出现母线失压负荷能够转供的要求。本实用新型接线结构克服现有技术接线结构同1闭环内联络线路N-2后再出现其它闭环的电源失压负荷无法转供的缺点。

现有技术二：双链闭环接线型配电网接线结构。

图23是现有双链闭环接线结构示意图，如图23所示，同一个变电站同一段母线上的两回出线，经若干个单母分段接线形式的开关站形成一个闭环接线，本实施例采用三个单母分段接线形式的开关站形成一个闭环接线，两个闭环接线通过两回配电线路连接即有两回联络线，该接线结构中的每个闭环内有一个开关站分段断路器处于合闸状态，其它开关站的分段断路器处于分闸状态。每个开关站均设有分段备自投功能或进线备自投功能，一个双链闭环接线单元设有一套区域备自投及区域过负荷联切功能，每个开关站为单母分段接线形式，每个闭环内有三个开关站，共计六段母线，如闭环1包括变电站1、开关站1、开关站2和开关站3。采用该接线结构的配电网遇故障时对配电网的保护与现有技术一相近，在此不做详细分析。

实施例二：双链双闭环多线路互联配电网接线结构。

图23是现有双链闭环接线结构示意图，图24是本实用新型实施例二接线结构示意图，图25是本实用新型实施例二接线结构展开示意图，如图23所示，将图23中所示改接位置的联络线路按照图24接线位置改接，开关站1的断路器012跳开，开关站2的断路器022跳开，开关站5的断路器051跳开，开关站6的断路器061跳开，变电站1与开关站1的一回出线断开即断路器11与断路器012之间的联络线断开，开关站1的联络线断路器011与开关站2的联络线断路器022之间的联络线断开，开关站2的联络线断路器021与开关站3的联络线断路器032之间的联络线断开，开关站4的联络线断路器042与开关站5的联络线断路器051之间的联络线断开，开关站5的联络线断路器052与开关站6的联络线断路器061之间的联络线断开，变电站2与开关站6的一回出线断开即断路器21与断路器062之间的联络线断开，变电站1的断路器11与开关站3的断路器032连接，开关站1的断路器011与开关站6的断路器061连接，开关站1的断路器012与开关站6的断路器062连接，开关站2的断路器021与开关站5的断路器051连接，开关站2的断路器022与开关站5的断路器052连接，开关站4的断路器042与变电站2的断路器21连接，展开后形成图25所示的双链双闭环多线互联接线结构，即现有技术双链闭环接线结构，可以方便地改造为双链双闭环多线路互联接线结构，适用于某些现有的配电系统的改造项目。双链双闭环多线路互联配电网接线结构在应用过程中，闭环间联络线路接入哪个开关站，可以按照联络线路长度最小原则灵活选择，这样可以降低负荷转供时的线路损耗，与现有技术相比，采用该种接线结构可以实现每座开关站的接线形式相同、联络线及分段间隔位置固定，能够做到标准统一；同时全部开关站运行方式及备自投装置配置也均相同，可以统一设计标准、统一建设规模、统一设计方案，可有效提高设计、施工、运行管理的效率。实施例二的接线结构遇到故障时对线路供电做出保护与实施例一的相同，在此不做详细分析。

显然的，采用本实用新型的接线结构，对网络依赖度较低，对于全国现有非智能电网的供电区域具有很好地适应能力，有很好地推广价值，可以大大提高电网的供电可靠性。

该种接线结构在变电站及联络线供电能力满足要求的情况下，接入的开关站数量可自由增加，便于改扩建，能适应初期配电网建设的需要。

实施例一对现有接线模式改造的适应性与实施例二相同，在此不做详细描述。

实施例三：双链双闭环多线路互联配电网接线结构。

图26是本实用新型实施例三正常运行时配电网接线结构示意图，如图26所示，本实用新型的双链双闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构中，主要包括变电站和开关站，所述变电站包括变电站1和变电站2，所述开关站包括开关站1、开关站2、开关站3、开关站4、开关站5和开关站6，开关站包括通过分段断路器串联的第一段母线和第二段母线，每段母线均设有两回联络线包括一回闭环内联络线和一回闭环间联络线，正常运行时每个开关站的分段断路器均处于合闸状态，每个开关站的两段母线均接于同一闭环内，每个开关站的每段母线均有一回联络线与另一个闭环对应母线连接，每个开关站有一回闭环间联络线的断路器处于分闸状态，每个开关站均配置有分段备自投装置、进线备自投装置、线路差动保护装置、母线保护装置及失灵保护装置，在智能配电网系统中，也配置有区域备自投装置及区域过负荷联切装置。实施例三设置每个完整接线单元内共有两个变电站包括变电站1和变电站2，每个完整接线单元内共有两个闭环包括闭环1和闭环2，每个闭环共接有三个开关站的六段母线，闭环1中包括变电站1、开关站1、开关站2和开关站3，闭环2中包括变电站2、开关站4、开关站5和开关站6，开关站1包括分段断路器01、断路器011、断路器012、断路器111和断路器112，开关站1包括第一母线和第二母线，每段母线包括两个断路器，第一母线包括断路器011和断路器111、第二母线包括断路器012和断路器112，所述第一母线包括断路器011和断路器111，所述第二母线包括断路器012和断路器112，断路器011与断路器111串联，断路器012与断路器112串联。第一母线和第二母线通过分段断路器01串联，分段断路器01处于合闸状态，断路器111处于分闸状态，断路器011、断路器012和断路器112处于合闸状态。所述开关站2、开关站3、开关站4、开关站5和开关站6均具有与开关站1相同的结构，在此不一一详细描述。

图27至图28是本实用新型实施例三变电站1电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图，如图27所示，220kV变电站1电压故障后，开关站1至开关站3的进线备自投装置分别检测到备用联络线有电压，且无闭锁条件，则开关站1至开关站3的进线备自投均动作，跳开闭环1内相应开关站失压母线对应的闭环内联络线断路器011、断路器012、断路器021、断路器022、断路器031和断路器032，确认跳开后分别合上开关站1、开关站2和开关站3的备用闭环间联络线断路器112、断路器122和断路器132，实现失压负荷自动按开关站切换到220kV变电站2电源供电。开关站1与开关站4之间共有两回闭环间联络线，开关站2与开关站5之间共有两回闭环间联络线，开关站3与开关站6之间共有两回闭环间联络线，即闭环间备用联络线共有六回，进线备自投动作后只有三回闭环间备用联络线投入进行负荷转供，其他三回联络线需要人为投入或者由区域备自投自动投入。如图28所示，合上与开关站1相连的断路器141、合上与开关站2相连的断路器151和合上与开关站6相连的断路器161，其他三回备用联络线路投入运行，可以实现负荷低损耗转供，负荷转供线损明显降低。

实施例四：双链三闭环多线路互联配电网接线结构。

图29是本实用新型实施例四正常运行时配电网接线接构示意图，如图29所示，本实用新型的双链三闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构中，主要包括变电站和开关站，所述变电站包括变电站1、变电站2和变电站3，所述开关站包括开关站1、开关站2、开关站3、开关站4、开关站5、开关站6、开关站7、开关站8、开关站9、开关站10、开关站11和开关站12，开关站包括通过分段断路器串联的第一段母线和第二段母线，每段母线均设有两回联络线包括一回闭环内联络线和一回闭环间联络线，正常运行时每个开关站的分段断路器均处于合闸状态，每个开关站的两段母线均接于同一闭环内，每个开关站的每段母线均有一回联络线与另一个闭环对应母线连接，每个开关站有一回闭环间联络线的断路器处于分闸状态，每个开关站均配置有分段备自投装置、进线备自投装置、线路差动保护装置、母线保护装置及失灵保护装置，在智能配电网系统中，也配置有区域备自投装置及区域过负荷联切装置。实施例三设置每个完整接线单元内共有三个变电站包括变电站1、变电站2和变电站3，每个完整接线单元内共有三个闭环包括闭环1、闭环2和闭环3，每个闭环共接有四个开关站的八段母线，闭环1中包括变电站1、开关站1、开关站2、开关站3和开关站4，闭环2中包括变电站2、开关站5、开关站6、开关站7和开关站8，闭环3中包括变电站3、开关站9、开关站10、开关站11和开关站12，开关站1包括分段断路器01、断路器011、断路器012、断路器111和断路器112，开关站1包括第一母线和第二母线，每段母线包括两个断路器，第一母线包括断路器011和断路器111、第二母线包括断路器012和断路器112，所述第一母线包括断路器011和断路器111，所述第二母线包括断路器012和断路器112，断路器011与断路器111串联，断路器012与断路器112串联。第一母线和第二母线通过分段断路器01串联，分段断路器01处于合闸状态，断路器111处于分闸状态，断路器011、断路器012和断路器112处于合闸状态。所述开关站2、开关站3、开关站4、开关站5、开关站6、开关站7、开关站8、开关站9、开关站10、开关站11和开关站12均具有与开关站1相同的结构，在此不一一详细描述。

图30至图31是本实用新型实施例四变电站2电源故障后，断路器状态变化及负荷转供接线变化示意图；如图30所示，220kV变电站2电源故障后，开关站5和开关站8的进线备自投装置分别检测到闭环间联络线闭环1的线路有电压且无闭锁，则进线备自投装置均动作，先跳开闭环2内相应开关站失压母线对应的闭环内联络线断路器051、断路器052、断路器061、断路器062、断路器071、断路器072、断路器081和断路器082，确认挑开后合上开关站5的备用的闭环间联络线断路器151、开关站6的备用的闭环间联络线断路器161，开关站7的备用的闭环间联络线断路器171和开关站8的备用的闭环间联络线断路器181，实现失压负荷按开关站转至闭环1及闭环3供电，转供负荷电流方向如图30中箭头所示。从图30中可以看出，闭环2与闭环1之间的闭环间联络线共有四回，只有两回闭环间联络线投入负荷转供，其他两回闭环间联络线可以人为投入或者由区域备自投自动投入，闭环2与闭环3之间的闭环间联络线共有四回，只有两回闭环间联络线投入转供，其他两回闭环间联络线可以人为投入或者由区域备自投自动投入，如图31所示，合上与开关站5相连的断路器112，合上与开关站6相连的断路器122，合上与开关站7相连的断路器1111，合上与开关站8相连的断路器1121，其他四回闭环间联络线投入运行，实现负荷低损耗转供，负荷转供线损明显减低。本实施例四正常运行时每个闭环内带有开关站的8段母线负荷运行，当其中1个闭环失去电源后，其它两个闭环各需要增加4段母线负荷。假设开关站的每段母线所带负荷容量相同，则每个闭环正常运行时的负荷率为：8÷(4+8)＝4÷12＝66.7％，即采用本实用新型接线结构正常运行时每一个闭环的负荷率可以提高到66.7％，另33.3％作为负荷自动转供的备用容量。可以看出采用本实用新型接线结构方案克服了现有接线结构正常运行时需要的备用容量过高的缺点。极大提高了设备利用率，降低了配电网建设的投资，经济效益明显。由此可见，本实用新型的接线结构方案的设备利用率相比现有技术高，而且根据变电站的个数和开关站的个数设置，不同程度地提高设备的利用率。

实施例四接线结构对变电站电源即母线N-1-1的适应性以及对闭环内联络线路N-2的适应性与实施例一的相同，在此不做详细分析。

实施例五：双电源双链四闭环多线路互联配电网接线结构。

图32是本实用新型实施例五正常运行时配电网接线结构示意图，如图32所示，在该种双电源双链四闭环多线路互联配电网接线结构供电系统中，主要包括变电站1、变电站2、开关站1、开关站2、开关站3、开关站4、开关站5、开关站6、开关站7和开关站8，开关站包括通过分段断路器串联的第一段母线和第二段母线，且每段母线均设有两回联络线；正常运行时每座开关站的分段断路器均在合闸状态，每座开关站的两段母线均接于同一闭环内；每个开关站均配置有分段备自投装置及进线备自投装置，如在智能配电网系统中，也配置有区域备自投及区域过负荷联切功能。正常运行时，该接线结构每个完整接线单元内共有四个闭环，每个变电站引出四段母出线，显然的，变电站引出的母线不限于两段、四段，也可以是三段、五段等等。每个闭环共接有四座开关站的八段母线，每个开关站的两段母线均接于同一个闭环，每个开关站的分段断路器均在合位，每座开关站的每段母线均有一回联络线与另一个闭环对应母线连接，每座开关站有一回闭环间联络线的断路器处于分闸状态。采用这种双电源双链四闭环多线路互联配电网接线结构后，如出现某一个闭环失去电源，可经环间联络线将全部负荷分别转移至另两个闭环来供电。实施例五的接线结构供电系统遇到故障时对供电系统做出保护与实施例一的相同，在此不做详细分析。

本实用新型的双闭环或多闭环的互联配电网接线结构，线路损耗低，设备利用率高，供电可靠性高，降低电网建设成本，开关站接线统一标准化，管理效率高。

实施例六：如图33是本实用新型实施例六双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构街区“网格”化三角“雪花”接线模型供电系统示意图，如图33所示，本实施例“网络”化三角“雪花”接线模型供电系统采用双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构作为基本单元，由三个双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构组合而成，三个基本单元组合形成三角“雪花”型，其中位于三角“雪花”中心的变电站供分别位于三条边的三个基本单元共用，位于三角“雪花”三个顶角的三个变电站分别供与组成顶角两条边上的两个基本单元共用。

实施例七：图34是本实用新型实施例七双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构街区“网格”化四角“雪花”接线模型供电系统示意图，如图34所示，本实施例“网络”化四角“雪花”接线模型供电系统采用双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构作为基本单元，由四个双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构组合而成，四个基本单元组合形成四角“雪花”型，其中位于四角“雪花”中心的变电站供四个基本单元共用，位于四角“雪花”四边的中点的四个变电站分别供与其处于同一边上的两个基本单元共用。

实施例八：图35是本实用新型实施例八双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构环山、环岛街区“网格”接线模型供电系统示意图，如图35所示，本实施例采用双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构作为基本单元，由四个双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构组合而成，四个基本单元组合形成环型结构。本实施例接线结构模型供电系统适用于环山、环岛街区。

实施例九：图36是本实用新型实施例九双链四闭环多线路互联负荷均分接线结构与双链双闭环接线结构联合应用，街区“网格”接线模型供电系统示意图，如图36所示，本实施例采用双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构与现有技术的双链双闭环接线结构，由四个双链四闭环多线路互联负荷均分配电网接线结构和两个双链闭环接线结构组成环型结构供电系统，本实施例接线结构模型适用于环山、环岛街区。

综上，采用双链四闭环多线路互联负荷均分接线模式，可以根据三角、四角等等“雪花”及街区“网格”化接线模型，选择不同的变电站及开关站布点原则，适应不同街区结构、地形地貌等物理环境的要求。

实施例十：图37是本实用新型实施例十双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构多基本单元并列布置方式供电系统示意图，如图37所示，本实施例双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构多基本单元并列布置方式供电系统采用双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构作为基本单元，每个变电站配置有两段母线，在两个变电站的两个电源点之间由三个双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构并列布置方式组合而成，三个双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构共用两个变电站。

实施例十一：图38是本实用新型实施例十一双源双链多闭环多线路互联配电网接线结构布置方式供电系统示意图，如图38所示，本实施例双源双链多闭环多线路互联配电网接线结构布置方式供电系统是在一个双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构作为基本单元的基础上对单元结构进行扩大建设，每个变电站配置有两段母线，在两个变电站的两个电源点之间由双源双链四闭环多线路互联配电网接线结构作为基本单元扩大建设组合而成。

从实施例十和实施例十一可以看出采用双电源双链四闭环多线路互联配电网接线结构，可以灵活的根据出线建设的不同时期，选择不同的变电站及开关站布点原则，可以是一个或多个基本单元并列布置，也可以采用扩大单元结构进行建设，即组建多闭环多分段组合连接，形成双电源双链多闭环多线路互联配电网接线结构。

本实用新型接线结构的供电系统在应用过程中能够按照产业结构、负荷特性、城市发展规划、街区地理环境、负荷容量规划、供电半径等要求进行合理的电源布点、网架结构构建，预先规划好配电网整体结构与布局。按照近期、终期、远期，根据本接线模型的特点对变电站、开关站预先进行合理选址选线，从规划开始按照分层、分布的原则进行布点及网架规划。

以上是对本实用新型的较佳实施进行了具体说明，但本实用新型创造并不限于所述实施例，熟悉本领域的技术人员在不违背本实用新型精神的前提下还可做作出种种的等同变形或替换，这些等同的变形或替换均包含在本申请权利要求所限定的范围内。