广州电网供电可靠性改进策略研究

代晓丰，任 倩，赖颖东

（广州供电局有限公司天河供电局，广东 广州 510620)

1 广州电网供电可靠性现状

供电可靠性是供电系统对用户持续供电的能力，是考核供电系统电能质量的重要指标。供电系统的可靠性水平是整个电力系统在电源建设、电网结构、供电能力、电能质量和运行管理等诸多方面问题的集中反映，是提高电网自身现代化水平的重要方面。研究电网供电可靠性改善策略，对保证电力系统可靠供电，促进与改善电力企业生产技术和管理水平，提高经济效益和社会效益，以及指导电网建设和改造具有着十分重要的意义。

广州电网供电可靠性管理从2007年全面起步，重点是抓好电网规划、工程建设、运行管理、技术进步和基础管理。通过5年的时间，将城市用户平均停电时间从23.83h降低到3h以内。但随着时间的推移，各项快速显效的管理与技术举措，都已基本发挥了其最大的潜力，仅维持举措现状，将难以满足下阶段的指标改善要求。因此需要重新审视和丰富既有举措内涵，并寻找新的提升举措，为后续工作补充强劲动力。

国际先进供电企业用户平均停电时间SAIDI基本在1h以内。新加坡新能源电网的SAIDI指标在国际先进供电企业中处于领先地位，2010年平均停电时间为0.012h/户(0.70min/户)，2009年平均停电时间仅为0.005h/户(0.31min/户)。因此，与新加坡新能源电网进行全面对比分析，能有效地发现差距差异，挖掘提升广州地区电网可靠性的潜力。

2 广州电网与新加坡电网差距分析

在电网发展历史上，新加坡新能源电网前后历经了10年时间，实现了可靠性的跨越式发展。上世纪90年代初期，新加坡配网以6.6kV环网结线为主，即使开环运行，线路设备也大都满足“N-1”要求，用户平均停电时间约30min。90年代中期，新加坡开始将6.6kV配网逐步改造成22kV电网，形成花瓣式环网结构，实现全网“N-1”，甚至部分“N-2”，核心城区配电自动化系统全覆盖，光纤差动保护全覆盖，实现故障自动隔离及自动转电，用户年平均停电时间降至10min以内。21世纪初期，新加坡通过推广状态监测和状态检修策略，大幅度减少计划维修，用户年平均停电时间控制在3min以内。

由此可见，一个地区供电可靠性的快速提升，主要还是依靠网架的发展、新技术的投入以及运维策略的革新。而国内不注重电网投资、技术更新，过分依赖考核、评比等管理手段进行可靠性管理，实质上是舍本逐末的体现。因此，若要在真正意义上实现供电可靠性的可持续提升，必须从根本入手，通过发掘自身的不足，找到提升的方向。

2.1 网架结构比较

(1)新加坡新能源电网以“N-1”为原则开展电网规划建设。新加坡本地电源充裕，发电装机容量相当于最高供电负荷的1.4倍。变电站布点和容量充足，平均负载不到40%，无重过载问题。新加坡主干环网，230kV电网以400kV变电站为中心成环，各片网间设置联络(见图1)，66kV电网为日字形环网结构。22kV电网采用花瓣式接线(见图2)，合环运行，配网典型接线率、可转供电率均达100%；低压配电网在低压母线处设置联络，同样满足“N-1”要求，并在低压母线预留发电车专用接口，减少低压网故障引起的停电影响。

图1 新加坡230kV电网接线

图2 新加坡22kV电网花瓣式接线

(2)广州电网发展相对滞后。广州电网本地电源支撑不足，220kV及以下电网装机容量仅占最高负荷的40%，电力供应依赖外网下送。广州电网不满足“N-1”的设备数量众多，超过10%的变电站出现重过载问题，部分地区配电网设备重过载比例超20%。电网结构仍不完善，220kV电网以链式接线为主(见图3)，由于短路电流超标被迫分列运行，导致多个220kV站单侧电源串行供电，同塔线路故障易造成多站失压，运行风险突出；110kV电网采用3T接线，存在部分变电站单线供电、主变并接以及线路T接主变过多等问题，不满足“N-1”要求。2010年，广州配网典型接线率仅为55%，可转供率为78%。低压电网建设无规划，不成环，未配置发电车专用接口。低压故障、新用户接入均会影响用户停电。

图3 广州220kV电网接线

2.2 技术支持比较

(1)新加坡新能源公司将配网自动化要求纳入统一的配网规划原则、建设标准和设备商务技术规范中，要求一、二次设备同步建设。二次设备全部使用专门的导引电缆通讯，全面实现遥测、遥信及遥控，系统功能完善，使用简单，可实时查看设备在线状态，由SCADA(数据采集与监视控制系统)部门统一进行专业维护。22kV花瓣式配电网，全部配备继电保护装置，投入差动保护；开环运行的6.6kV手拉手环网，也在断路器处配备过流、接地保护，分段设置定值。保护配备直流电源系统，与自动化终端共用电源及通信导引线，信号接入配网SCADA系统，并开发高级应用。故障后保护动作直接跳开故障段，非故障段自动进行转电，限制停电于最小范围。

(2)广州供电局配电网光纤覆盖范围率不足30%，大量采用无线通信方式，因电房运行环境恶劣，无线信号极度不稳定，2010年终端系统在线率仅为65%。自动化设备厂家繁多、维护不力，故障频发。建设初期没有专业的维护人员，导致实用化水平低下。典型设计未同时考虑配套的直流配电系统。电缆网仅在变电站10kV出线处设置馈线保护，线路中段未装设继电保护装置。一旦发生设备故障，易造成全线停电，扩大了影响范围。

2.3 运维策略比较

(1)新加坡新能源公司状态监测开展10余年，主、配网状态监测体系化运作。新加坡新能源公司状态监测项目覆盖全面，已全部替代停电预防性试验；根据设备状态评估结果动态调整监测周期。新加坡新能源公司建立了状态监测的实施、初步诊断、专家诊断“三级梯队”架构，制定了状态监测手册，状态监测装备技术成熟，有效确保工作的开展。新加坡新能源公司建立了以状态监测为基础的状态检修机制，通过分析设备状态趋势、故障历史、维修历史及厂家建议，结合设备年限、绩效、状态进行风险评估，制定维修准则，有效地降低了设备事故停电风险。

(2)广州地区状态监测工作处于起步阶段，主要依靠红外测温和局放测试，均需要巡视人员现场测试。其检修策略以往主要采用预防性试验和年度定检，或设备发生故障后检修，造成一定程度的过度检修或失修。

3 提升广州地区供电可靠性策略

3.1 强化网架基础

强化网架基础以改善电网结构性缺陷，向坚强、灵活的电网发展为目标。

(1)对原有规划思路进行优化和调整。将220kV链式接线调整为以500kV变电站为中心的闭式环网结构，同时220kV变电站确保有2个独立进线走廊，避免同塔线路故障造成220kV变电站全站失压，提高电网抗风险能力。调整后的规划接线在装备规模和投资基本相当的条件下，供电能力较链式接线提升约33%。结合500kV木棉站、穗西站等重点工程建设，构建以500kV变电站为中心的220kV闭式环网，计划于2015年形成六大供电片区。

(2)加快220kV站配套110kV线路建设，完善110kV标准化3T接线。为了避免大范围的改造引起投资浪费，继续坚持推广10kV“3-1”典型接线。将10kV配网典型接线率和可转供电率指标逐年分解到配网单位，并落实到具体规划项目;新建10kV线路严格按配网典型接线建设，对不符合典型接线的原有网络，借新用户接入、重过载线路改造等机会逐步改造完善。

(3)完善低压配电网规划原则，明确低压电网典型结线。在新建公变低压母线间适当设置联络，并将低压业扩接入纳入规划管理。在新建配网项目中，结合实际情况及客户对供电可靠性的要求，在配变低压侧设置发电设施接口，满足发电车接入的要求。

(4)在广州中新知识城开展20kV花瓣式接线环网运行试点建设。经初步计算，建设完成后城市用户平均停电时间将小于5min，可打造世界顶尖水平的可靠供电区域。

3.2 提高配电网技术水平支持

提高配电网技术水平主要依靠配电自动化及继电保护等二次设备。

(1)提高配网自动化规划标准，将配网自动化建设纳入配网典型设计。加强配网自动化建设协调，实现通信网络、自动化终端与一次设备同步施工，同步验收，同期投产。制定涵盖从设计、安装、验收、投运到质保期各阶段的商务技术规范，将配网自动化设备纳入统一招标清单，加强配网自动化设备入网检测。结合其他设备改造、更新及业扩新建，逐步完成运行中设备的自动化改造。配备配网二次专业运行队伍，保障配网二次系统的工程验收、运维和定值管理，建立长效运维工作机制。完善配网二次专业运行指标，建立监督机制，常态化开展配网二次设备运行质量分析，严格做好缺陷闭环管理，确保终端在线率。

(2)研究10kV策略点加装断路器、配置继电保护的可行性。选取公用线路中主干分段、重要分支、联络点等策略点加装断路器并适当配备保护，缩小停电范围。二次专业运维班组负责配网保护、配网自动化相关设备、通信通道、图纸的一般维护，并明确管理职责和维护要求。

3.3 建立健全状态监测、状态检修策略

(1)建立由试验研究所和各运行单位组成的2级状态监测体系。运行单位负责巡检测试，试验研究所负责专业测试与诊断分析。确立在试验研究所设立设备状态评价与检修策略技术支持中心及其技术监督职能，完善状态监测相关机构设置和技术岗位配备，规范并完善各级状态监测设备配置。

(2)以状态监测为核心全面开展状态检修。推广成熟的状态监测技术，特别是在线监测技术，对状态监测结果进行系统处理，并根据处理意见开展状态检修。系统构建状态检修的标准体系，主要包括：状态监测与状态检修技术导则、状态评价及风险评估技术导则、状态监测及状态检修管理规定、状态监测数据管理规定以及相关的作业指导书及作业表单等。

(3)提高状态监测和状态检修结果运用水平。将状态监测和状态检修结果应用于设备采购环节，作为设备技术评价的重要依据。

3.4 其他策略

除以上各类措施以外，加强设备质量控制，深化综合停电管理，做好事故障碍技术分析，提升快速复电抢修效率，提高带电作业水平等，都是加强基础建设，提高技术、管理水平的重要举措。

4 总结

通过与新加坡新能源电网进行对比分析，得出了广州电网主要在电网网架、技术支持、运维策略上的差异差距，通过提升主配网网架强度，提高继保自动化水平，健全状态监测、状态检修机制，可大大缩小与国际先进电网企业的差距。所有能够避免用户停电、减少用户停电的措施，都是对提高供电可靠性最直接的体现。只有从规划、设计、安装、调度、运行、检修、维护等各阶段、各环节入手，才能从根本上实现供电可靠性可持续性的提高。

1 国家电网公司.供电可靠性管理实用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.

2 骆 敏.配电网供电可靠性定量评估及可靠性成本效益[J].供用电，2006.

3 张建志.提高火力发电企业供电可靠性的几项措施[J].电力安全技术，2014(1).