含气田负荷的农村配电网电压治理及馈线自动化规划

薛文景，杨志杰，靳开元，郭润生，凌 刚，王敏正，杨建华

（1.中国农业大学信息与电气工程学院，北京 海淀100083；2.中石化华北油气分公司，河南 郑州450006）

西北地区某气田是中石化重要的天然气生产基地，随着气田的开采，为气田设备供电的农村配电网凸显的问题也日益增多，供电可靠性及电能质量无法满足要求，时常影响气田的日常开采工作。

近年来，农村配电网电压问题一直令人关注。文献[1]分析了农村配电网“低电压”在当前配电网规划中的现状及难点，探讨了农村低压配电网电压质量问题的成因和解决措施。文献[2]分析了配电网10 kV 线路“低电压”的产生原因，对并联补偿装置的工作原理、核心技术及特点进行了论述。文献[3]针对湖北地区配电网进行分析，提出基于“低电压”治理的配电网优化策略与目标。

本文对西北地区含气田负荷的农村配电网近几年故障与电压问题的相关数据进行全面的分析，针对电压质量差、停电多的问题，提出针对性的解决措施和方案，通过仿真分析验证方案的有效性，为提高农村配电网可靠性、改善整体网架电压运行质量提供技术支撑。

1 故障统计分析

1.1 气田范围内的农村配电网故障

西北地区某县含气田负荷的农村配电网停电的主要故障原因包括电压波动、雷电和接地故障等，2019、2020 年4 个区域内的统计数据如表1 所示，其中电压波动导致的停电故障最多，两年达266次，占比72.48%；雷电导致停电为78 次，占比21.25%；接地事故次数23次，占比6.27%。

1.2 停电时间分析

两年内含气田负荷的农村配电网每次停电故障时间统计如图1 所示，其中小于1 h 的停电次数为122次，占比35.2%；1～2 h的停电次数为84次，占比24.2%；2～3 h 的停电次数为35 次，占比10.1%；3～4 h 的停电次数为25 次，占比7.2%。可见59.4%的停电在2 h内，线路主要故障为短时停电。

表1 2019—2020各区域停电主要故障原因统计表

1.3 B区域农村配电网可靠性分析

由表1 可知，B 区域停电次数最多，占比64.41%，电压质量问题最为严重，电压波动导致停电占其总停电次数的63.63%。

根据2016版电力行业的供电可靠性评价规程[4]，对B 区域4 回10 kV 线路可靠性主要指标进行计算，结果如表2所示。

《配电网规划设计技术导则》[5]中指出：对于负荷密度比较小的农村供电区域，其平均供电可靠率要求不小于99.726%。由表2 可知，4 条线路均不满足要求，并且第4回线路情况最为严重。

表2 B区域各线路可靠性主要指标

1.4 第4回线路电压分析

对B区域第4回10 kV线路最大负荷进行仿真计算，可得到计算结果如表3所示。

1.4 观察指标 对比观察组与对照组新生儿结局及产妇结局；对比观察组中28～33周者与24～37周者母婴结局；对比A组和B组母婴结局。

表3 线路改造前电压计算结果 kV

根据《电能质量供电电压允许偏差》[6]的规定，10 kV 及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%，可以看到该线路3个集气站均不满足要求。

2 配电网电压问题治理方案

2.1 线路改造方案

由于58号集气站的产气量较大，所配备的高压压缩机功率高达1120 kW，集气站附近又有造砖厂的冲击性负荷，所以对该集气站宜提供独立的一回10 kV 专线，以提高其本身的供电可靠性，并保证电压质量；另一方面也可以减少B区域第4回10 kV线路上的总负荷，保证56号和62号集气站的电压质量；该专线与B区域第4回10 kV线路还可以形成联络关系，提高B区域的供电可靠性。

增加一回10 kV 专线的改造后，几个集气站最大负荷的电压计算结果如表4、表5所示。

表4 改造后第4回线路电压计算结果 kV

表5 58号集气站专线电压计算结果 kV

从仿真计算结果可以看出，在为58号集气站提供单独的电源线路后，56、58和62号3座集气站电压质量符合规定，同时58号集气站还免受附近造砖厂的冲击性负荷影响。

2.2 线路防雷措施

自然灾害是影响农村配电网安全稳定运行的重要因素，因此需进一步提升电网防雷水平和防雷设施运行可靠性。目前10 kV 线路配电网线路中的防雷措施主要是通过合理配置防雷装置[7]，如避雷器、过电压保护器等装置，并通过接地方式为雷电流提供通道，从而减少配电网线路的雷害事故。此外，可以更换10 kV线路绝缘子，进一步提升10 kV 配电网架空绝缘线路的绝缘性能，降低杆塔的接地电阻和在重要线路首段加装自动重合闸。

在线路首端加装重合闸及进行相应的防雷改造后，因雷击造成的停电时间有所减少，各项可靠性指标如表6所示。

表6 防雷改造前后系统可靠性指标

3 馈线自动化规划

气田电力负荷密度不高，集气站布点分散，中压线路供电距离长，且以架空线路为主，多经农村空旷地带，中压网架较为薄弱，联络开关较少，线路故障多。含气田负荷的农村配电网信息化建设落后，主要依靠人工巡线检修、值守变电站，造成故障处理时间长、停电范围大。因此，需要安装接地馈线自动化装置。

3.1 规划思路

气田配电网自动化技术路线主要包括：就地馈线自动化、故障自动定位装置和配电网自动化简易主站3部分内容[8]，具体流程如图2所示。

3.2 馈线自动化改造

3.2.1 馈线自动化

该地区属于《配电网规划设计技术导则》[5]的D类供电区域，配电网中以架空线路为主，中低压混合线路较多，线路故障率相对较高，光纤未完全覆盖，重新进行光纤铺设施工困难、投资大，采用经济实用且不依赖通信的就地式馈线自动化建设模式，以满足配电网快速故障定位和隔离的需求。

图2 气田配电网自动化规划思路

就地型馈线自动化通过变电站出线开关和10 kV线路自动化开关1～2 次跳闸、重合，完成10 kV 线路故障定位、隔离与负荷转供，需时3～5 min。

就地型重合器式馈线自动化包括3 种应用模式[9]，其中，自适应综合型馈线自动化当线路结构、运行方式发生变化时，无需调整定值，可有效减轻运维压力，优先选择自适应综合型馈线自动化。

现有柱上断路器型号主要为ZW8-12G/T630，具有弹簧储能式操动机构、可实现电动储能，电动分、合闸。断路器起分段功能，将操作模式改为自动，在加装电压互感器和馈线终端装置后可实现自动控制。每台断路器需在电源侧和负荷侧加装三相电压互感器，选用具备单相接地故障暂态特征量检出功能的新型配电终端。

3.2.2 故障自动定位系统

结合气田地区故障自动定位的实际需求，考虑架空线路新建和改造原则上每2 km应安装一组故障指示器，交通不便、巡线困难的地方应选用带通信功能的智能型故障指示器，其他地区可使用普通故障指示器。

气田新建10 kV 线路时同步建设故障自动定位装置，并逐年加装10 kV线路的故障自动定位装置。第4回线路需要新增柱上故障指示器如表7所示。

3.2.3 主站功能选择

结合该含气田负荷配电网的实际水平和技术条件，以及可投资能力，先行建设配电网调度自动化简易主站是合适的，因为即使建设了各种高级应用的配电网自动化主站，如果没有配置足够的配电网自动化子站和终端，则这些高级应用功能也暂时无法实现。

表7 第4回线路需新装故障指示器

简易主站基本功能包括监视配电网一次、二次设备的正常运行状况。记录并告警提示配电环节的异常信息。远方控制配电网的馈线开关和负荷开关。

馈线自动化改造后，当线路发生短路故障时，若为瞬时故障，故障自动定位会缩短巡视人员判定故障区域所耗费的时间，并且有效缩短故障寻找所耗费时间。参考其他农村地区安装配电自动化后的运行情况，平均故障定位时间大致可以减少80%，平均故障隔离时间可以减少20%，平均故障区段恢复时间能减少40%。对B区域第4回10 kV线路安装配电自动化系统，可靠性指标的对比如表8所示。

表8 配电自动化改造前后系统可靠性指标

3.3 经济性对比

频繁的停电为气田的开采带来影响，造成了大量的经历损失，以第4 回线为例，因其停电减少的产气量为374.92 万m3，天然气价格为2.2 元/m3，则2019年和2020年这两年内因第4回线停电带来的直接经济损失达777.68万元。

馈线自动化改造全部费用如表9所示。

按照预期平均故障区段恢复时间能减少40%，则未来每年因天然气减产造成的经济损失将减少155.54 万元，线路改造总投资为303.71 万元，预计两年即可收回成本。

表9 馈线自动化改造花费

4 结束语

随着气田的开采，用电负荷逐年增加，考虑压缩机对电压质量的要求，可采取变电站增容或者新建变电站、增设专线等措施，并改善网络结构使其满足供电可靠性和电能质量要求。

为降低雷电的影响，在加装避雷器、过电压保护器等装置的同时，可以根据现场情况更换10 kV线路绝缘子，降低杆塔的接地电阻，在10 kV 线路首段加装自动重合闸。

针对农村配电网负荷密度不高，线路供电距离长的现状，可以安装就地馈线自动化系统，为农村配电网的安全可靠运行提供重要保障。