浅析提高东源配网供电可靠性的措施

骆国军

（河源东源供电局，广东 河源517000）

0 引言

随着客户对供电质量要求的不断提高，供电可靠性成为电力系统的一项重要技术经济指标，它反映了配网状况及供电水平、管理水平的高低。笔者根据工作经验，结合当前东源配网运行实际情况，分析总结问题，提出相应措施，以提高配网运行的可靠性，提高供电可靠率。

1 东源配网运行现状

截至2012年12月31日，东源共有公用配网线路72条，其中城网线路18条，农网线路54条。全县环网结构线路30条，可实现完全转供线路14条。东源县山区环绕，地形复杂，网络结构简单，配电设备落后，农网线路导线截面小，供电半径长，运行管理困难。随着负荷的增长，配网的运行存在一些问题，现对主要运行情况分析如下：

1.1 配网网架不合理，影响供电可靠性

（1）东源配网网架由2－1环网方式和10kV线路同一段母线出线环网方式及单辐射线路和单变构成。东源配网有单辐射线路和单变变电站，局部电网的风险犹存，一些单辐射线路或单变变电站由于10kV配网线路可转供电能力差，往往难以按时安排配网设备的预试、定检工作。设备超期未检，必然增加运行风险；单辐射线路供电站点，线路一旦发生故障，将造成全站停电，停电风险比较大。

（2）农村10kV线路分段和支线开关数量少，开关定值设置不合理，故障发生后查找故障点的范围较大，查找故障及处理时间较长，加上部分设备又相当残旧，有一部分线路还没有完成第一轮改造，可靠性差。配网线路运行年限过长，防雷水平较低，树木清障等问题也造成线路故障率高。

（3）部分配电环网线路结构不合理，个别环网线路为同一个变电站同一段母线出线。

（4）个别线路导线截面小，供电半径长，配电设备落后。这些线路容易发生故障，一定程度上影响了用户的用电。

（5）环网率低，转供电能力差。10kV线路环网率为41.6%，部分早期建设的线路导线截面小、环网设备落后，不能满足转供电要求。

1.1.1 配网现有接线形式

通过对东源配网网架结构现状进行分析，将东源现有接线形式划分为典型接线形式和非典型接线形式两大类。其中，符合《中国南方电网城市配电网技术导则》要求的，即为典型接线形式；不符合《中国南方电网城市配电网技术导则》要求的，即为非典型接线形式。具体如下：

（1）2－1环网：其联络点数为1；每回联络馈线以不超过50%的额定载流量运行；任何线路段故障，均能通过联络开关倒闸操作实现非故障段的转供电。这种接线形式是最简单也最基本的一种典型接线形式。按照上述2－1环网接线形式的要求，对东源县10kV配网中满足典型接线要求的线路数进行了统计：截至2012年12月31日，东源县10kV配网馈线的接线形式基本符合典型接线形式要求的占公用总线路条数的19.4%（表1）。

表1 接线形式统计表

（2）除上述典型接线线路外，东源县10kV配网中其余线路均为非典型接线形式。单辐射接线形式：该类馈线不与其他线路联络，联络点数为0；线路发生故障时，非故障段无法实现转供电操作。

1.1.2 现有接线形式存在的问题

（1）符合典型接线形式要求的线路比例偏低（19.4%）。

（2）42回单辐射线路的存在是直接导致可转供电率低的重要原因，当变电站出线开关检修或出线故障时，线路后段负荷将无法转供，严重制约供电可靠性水平的提高。

（3）部分线路中间导线截面小，致使线路重载，使其在负荷高峰期间转供电能力受限。

（4）部分配网线路过长，不利于运行维护。以河源站的10kV新回龙线（主干线长度42km）为例，当该线路发生故障时，需将开关一个个断开测试，检查线路是否有问题，因线路过长，测试检查的时间相对较长，无法尽快将故障查找出来，这就大大延长了恢复送电的时间。

（5）多数架空线的联络点设置在支线上，由于线路截面小，影响了联络线路负荷的转供。

（6）有的环网线路均出自同一母线，当母线停电时，该线路负荷无法实现转供，只能对用户实施停电。如110kV东城站10kV城北Ⅰ线—城南Ⅰ线环网，虽2回线路构成环网供电，但由于2回线路均接在110kV东城站10kV 1M母线上，110kV东城站10kV母线停电时，该2回线路所有负荷均无法实现转供电，只能跟随母线一起停电，从而影响供电可靠性。

1.2 小水电在多雨季节难以合理安排上网，站内产品质量不良

（1）丰水期，多地小水电库容积蓄一定的水量，往往会擅自将变压器档位调至高电压，各小水电同时发电上网，导致线路电压偏高，使客户频频出现家用电器烧毁的情况。

（2）水电站内设备质量较差，往往在雷雨天气期间会出现避雷器、瓷瓶被击穿等现象，导致主线路跳闸。

（3）多数小水电建设在山区森林中，因此，电站支线也常受到树木影响，导致主线路跳闸。

1.3 线路障碍物的影响

东源县多数线路在山区，树木繁盛，生长速度较快，导致配网线路经常受到树木碰线、压线等影响而跳闸，直接影响了供电可靠性的提升。

1.4 运行操作人员的影响

与现场运行操作人员相关的种种因素会导致延迟操作或操作时间过长，造成线路超计划时间停电，影响供电可靠性。如运行操作人员因各种原因没有按规定时间到达指定地点等待调度指令进行操作，导致整个线路操作延误；又如参与操作的人手不足，在一个地点完成开关操作后需转移至另一个地点进行另一个开关操作，然后再返回原地点进行接地工作，大部分时间花费在各操作地点间的来回路程上，导致操作时间过长。

2 改进措施

2.1 改善配网网架不合理现状

优化配网结构，参照《中国南方电网城市配电网技术导则》中2－1单环网、3－1单环网、双环网等典型接线形式的要求，改造配网网络（加强配网改造是减少配网故障停电的主要措施），提高转供电能力。在新建、改造线路的设计上，应考虑好各种因素，如避开树林，与道路保持一定距离等。在线路上增加开关，开关应安装在适当的位置，对线路起到分段控制作用，当线路出现故障或计划检修时，能缩小停电范围，提高转供电能力，同时要做好开关定值的整定工作，及时调整开关动作电流值。

2.2 合理安排小水电上网，提高设备及产品质量

2.2.1 加强小水电上网管理

完善小水电功率因数考核机制，结合东源地区各区域小水电情况，以无功就地平衡为原则，分丰、枯水期调整并网考核功率因数，合理利用小水电无功出力，防止大量无功倒送主网。规范小水电升压变档位及过电压保护设置，同时做好小水电情况调研，在小水电上网集中的线路，试点安装小水电上网线路自动控制开关，降低小水电机组对公用线路上配电台区电压质量的不良影响。同时，在小水电上网多的线路试点安装双向自动馈线调压装置。

2.2.2 加强设备运行管理

制定一个针对小水电供电设备测试试验的计划，试验不合格的应经检修合格或更换合格的设备后方可投入运行。每月巡视一次小水电线路，尽早排除隐患。指引小水电在T接点上安装智能断路器及过电压保护装置，保证做到小水电自身故障不会导致配网线路跳闸现象。

2.3 防止线路因障碍物发生故障

做好线路设备运行管理工作，对重点线路增加巡视次数。及时清理线行内树木等障碍物，对线行内5m外难清理的树木，建议将裸导线更换为绝缘导线，以提高抵御树木导致线路跳闸的能力。做好线路巡视工作，建立详细巡视记录，对多树木、常发故障的线路多巡视、早发现、快处理，确保配电设备、线路的正常运行。

2.4 提高运行操作人员素质

加强对运行操作人员的技能培训和管理，要求各操作人员认真执行调度指令，按照调度通知时间到达指定操作地点做好准备工作，避免因操作人员没有准时就位而造成整条线路转检修的操作延误。

2.5 积极推进带电作业

配电线路带电作业是在保证客户不停电的情况下，对线路及其附属设备进行施工、检修、抢修的操作，应积极予以推进。

2.6 推进带电测试技术应用

加大配电设备带电测试技术应用力度，在我局推广应用局放和红外测温技术。

2.7 积极采用配电自动化技术

积极采用配电自动化技术，缩短故障隔离时间，提高事故处理效率，以缩短停电时间。

3 结语

通过落实上述各项措施，减少和力争避免大面积停电现象的发生，提高了东源配网的供电可靠性，保证了客户正常的生活和生产秩序。为确保配网安全可靠供电，缩短客户停电时间，应完善配网的建设和规划，强化配网的运行维护，合理调整运行方式。

存在的问题：东源小水电站众多（112座），小水电站并网线路接在公用配电线路上，小水电站T接点前线路障碍物多，线路、设备残旧，经常发生小水电站T接点前线路障碍或设备故障导致配网线路跳闸的现象。

解决问题的方法：指引小水电站客户在T接点安装智能断路器及过电压保护装置。对T接点前线路障碍物未清理和残旧的线路、设备影响配网线路安全运行的小水电站发整改单，未按时整改的予以停电。

［1］中国南方电网有限责任公司.中国南方电网城市配电网技术导则

［2］河源供电局供电可靠性分析报告

［3］南方电网公司计划发展部.中国南方电网公司农电管理汇编