提升县域配网故障防御能力探究

国网山东省电力公司东平县供电公司 吴绪蒿

配电网直接面向终端用户[1]，是影响供电服务水平的关键环节。近年来，配电网安全性与供电可靠性有了较大的进步，但仍存在支线故障而主线跳闸、小故障影响大范围供电的问题[2]，如何实现配网故障的就近快速隔离，提高配电网设备及人身安全性和供电可靠性，提升用电客户满意度，是当前亟须解决的问题。

1 东平县域配网现状分析

1.1 配网设备基础

东平县电网共有配出变电站22座，变电站布点相对较少，呈现出单辐射、路径长、裸导线占比大、转供能力低的特点，抗风险、抗灾害能力极为薄弱。10kV 公用线路130条，线路长度2368km，裸线520km，长度超过10km 的51条，接带30台及以上变压器的78条、50台及以上的52条，负荷较为集中，故障时影响范围大。

1.2 配网人员素质

供电所配电专业人员年龄偏大，平均年龄47岁，中坚力量缺失，人才梯队出现断层，人员学历低、技能水平不高、执行力差，难以有效支撑配网运维检修工作。

1.3 配网故障处理情况

一是配电网的继电保护配置相对弱化，支线开关配置严重不足，用户设备状况差，发生配网故障时选择性差，线路下游、支线、用户系统故障会造成全线停电，停电范围大，故障点查找难，供电恢复时间长。二是变电站出口开关I 段整定值低，保护区过长，无选择性动作范围大。三是小电流接地故障没有得到有效解决。部分变电站接地故障选线装置原理上有缺陷，正确选线率低。配网自动化系统一般不具备小电流接地故障隔离功能，主要依赖录波型故障指示器实现故障定位，可靠性差。耐接地电阻能力低，不能保证人身安全。同时，2020年东平县域10kV 公用线路主线跳闸70条次，其中支线故障占比82%，停电范围扩大，严重影响了客户用户感知。

2 技术策略

围绕进一步提高配电网供电可靠性的目标，运用最新配电网继电保护科研成果，根据公司配电网实际，制定了一流配电网继电保护配置与整定方案。按照本方案思路，若实现分界开关（熔断器）全配置、分支开关全配置，配电网可实现“客户故障不出门、支线故障不越级、主干故障不进站”。大幅降低主线跳闸率，缩减停电范围，实现接地故障选线选段、快速隔离。

2.1 总体思路

理顺站内保护、小电流接地选线跳闸装置与配网线路保护关系[3]，兼顾相间故障与接地故障处理，缩跳闸范围、减停电区域、就近快速隔离接地故障，实现“客户故障不出门、支线故障不越级、主干故障不进站”。

2.2 技术原则

技术路线突出“双保、双适应、易实施”，即保主网设备安全性、保用户供电可靠性、适应配网多变结构、适应配网运维检修、易于现场实施。

落地实施突出“五个注重”，即注重现场实际、注重投入产出、注重效果评价、注重总结提升、注重试点带动。

试点工作突出“协同联动”，即站内与站外协同实现相间故障与接地故障就近隔离、故障跳闸与信号上传并重提升故障处置水平、建设改造与运行维护并重提升装备水平、技术路线试点与管理流程探索并重提升配网运行水平。

配置及故障处理方案采用“三级配合+配电自动化”模式，如图1所示。

图1 “三级配合+配电自动化”保护模式

变电站内配置小电流接地选线跳闸装置，线路上配置大分支首端开关、分界开关，采用具备过流保护和暂态方向保护功能的保护控制器。变电站出线保护及小电流接地选线跳闸装置、分支开关、分界开关形成继电保护三级配合。分支线与用户相间短路故障、接地故障由继电保护逐级配合处理。主干线短路故障处理由站内保护及配电自动化处理，主干线路接地故障隔离由变电站小电流接地选线跳闸装置处理[4]。

2.2.1 相间短路故障处理

在不增加主网设备风险的前提下，缩短变电站出口Ⅰ段保护区，为实现线路出口保护与下游保护的配合创造条件。分支开关、分界开关配置过流保护，与线路出口保护配合，有选择性地切除I 段保护区外分支线与用户故障，防止越级跳闸。保护定值限制负荷电流的长架空线路（由于末端电流小，按照躲过负荷电流的原则选择保护定值，存在无法保护线路全长的问题），配置中间断路器，通过过流定值与变电站出口保护配合，防止主干线路下游故障引起全线停电。

2.2.2 接地故障处理

架空线路分支开关、分界开关配置暂态方向保护，与变电站内小电流接地选线跳闸装置通过阶梯式动作时限配合，就近有选择性地切除故障，防止故障点上游线路区段停电。

2.3 设备选型原则

（1）采用“三级配合+配电自动化”模式，现有电流集中型馈线自动化模式基本不变，主干线保留现运行自动化开关；架空支线、分支线（含用户分界）T 接点配置“一二次融合成套柱上断路器”，其他自动化开关基本保留。（2）自动化开关不应与其他任何开关（不含隔离开关）无负荷串联连接。（3）无自动化接口的普通断路器，转移安装至无保护设备的小支线，通过捆绑“一遥”故指获取开关分合信号。（4）架空支线（含分支线）长度超过1km 或装见容量超过1000千伏安且配变超过3户的，在T 接点配置成套断路器，分支线断路器按照分界开关使用。（5）架空支线长度超过2km 且分段后每段情况满足（4）标准的，在分段点安装成套断路器；分段数不宜超过3段（计划II 期实施）。（6）公用配变采用熔断器或断路器保护，现安装在配变保护装置前的自动化开关（电压型、集中型或负荷开关型分界开关）暂时保留，不安装成套断路器。（7）用户专变保留现有负荷开关型分界开关；新上业扩客户容量大于630kVA 的配置分界型成套断路器。线路主干线为电缆与架空线混合的，架空线路部分按照第（2）～（7）配置，电缆线路部分按照第（9）配置。（9）电缆线路出线间隔接架空大分支的，架空分支线按照第（2）～（7）配置。

3 主要做法

以客户为中心，提高供电可靠性为主线，聚焦配网故障防御能力提升，坚持问题导向、目标导向、效果导向的有机统一，通过“五化”管控（即组织结构扁平化、诊断分析精准化、启动准备模板化、落地推进协同化、成效评估规范化），打造了“一网一库一图一单一表”，实现“一停多用、综合检修”和定值整定、配网检修管理、安装维护全流程管理，大幅降低主线跳闸率，就近快速隔离故障，缩减停电范围。

3.1 组织结构“扁平化”，构建市县一体工作网

建立由分管领导牵头，地调、市运检等专业部门纵向指导和县调控、运检、安监、物资、各供电所相关人员横向协同的配网防御能力，提升市县一体工作网，组织落实省市公司配网故障防御能力提升要求，“二上二下”审核编写了配网故障防御能力提升攻坚战方案。同时，组建了市县一体工作微信群，缩小了交流距离，提高了交流效率。

3.2 诊断分析“精准化”，编制项目需求储备库

依据近3年配电线路跳闸频次及线路现状，主动对接供电所，结合OMS 系统线路跳闸、配电自动化系统分支跳闸、供电服务指挥系统和用电信息采集系统台区停电、PMS 系统数据、电子单线图等大数据，开展开关需求统计和现场查看落实，确定整改方案，明确新增开关需求，列出项目计划，进行项目储备，按照国网技改储备要求，建立项目储备库，保证项目立项的靶向性、权威性。

3.3 启动准备“模板化”，绘制线路参数拓扑图

根据项目实施计划，提前启动准备工作，综合考虑调试、施工、整定、PMS、OMS、配电自动化主站绘图等全流程材料要求，进行再梳理、再细化、再规范，固化了统一模板，即在现场勘查环节，结合存量开关排查情况确定需要更换的开关或控制器，根据线路长路、线型、负荷、杆塔位置、杆塔状况、交通路况等因素“一线一案”确定新装开关的安装位置，将本线路所有参数集中到一张拓扑图中。

PMS、OMS、配电自动化主站结合拓扑图完成系统绘制。调控分中心依据省公司发布的《山东配电网继电保护整定计算技术规范（试行）》和泰安公司发布的《变电站10kV 出线及上级保护整定原则调整方案》结合拓扑图参数进行主配网定值优化调整，并将本线路拓扑图升级为定值配合图。现场运维人员通过定值配合图提前完成耐压试验、传动试验及主站联调。有效解决了供电所配电专业人员资料准备杂、乱、多的难题，保证了源端数据一致，增强了专业管理穿透力。

3.4 落地推进“协同化”，下发综合检修任务单

图2 线路拓扑图

图3 线路定值配合图

建立工作联系单制度，落实项目管理、设计、施工、监理、运维单位安全职责与管理责任，每一项工程都纳入安全监督体系，严格落实执行“双勘察”，确保项目实施全过程的安全工作可控、在控、能控。按照配电线路一停多用的原则，与“绝缘化改造攻坚战、互联互通攻坚战”相结合，集中开展“整体修、修彻底”专项行动，根据计划安排提前对线路进行缺陷排查，制定缺陷检查统计表，下发综合检修任务单，督导施工单位与供电所结合，建立以施工单位为责任主体、供电所为监督主体的工作模式，互相配合，共同协作，确保工作扎实落地。

3.5 成效评估“规范化”，形成级差保护一张表

按照配电自动化技术导则、配电网运维规程进行标准化验收，当日设备投运上线后主站立即监测设备二遥信息，对二遥信息不准确、不在线或未实现与主站通信的开关，立即现场联动消缺。实施配网继电保护全过程、主配网同质化管理，配电设备管理单位提交检修申请关联配网定值单，由运检部配电运检班负责现场执行定值单，设备管理单位负责现场核对定值单，并与调度人员进行核对，调度核对定值正确后方可送电，实现闭环管理。建立配网故障保护动作周分析机制，实行一故障一分析，从保护定值配合、配电自动化动作、线路结构等三方面分析保护动作情况，对存在的问题早发现、快治理，进一步优化线路保护配置，滚动形成级差保护一张表。

4 实施效果及评价

新的配网故障防御能力提升方案提高了故障处置效率，主要表现为以下几个方面：

一是通过“三级配合+配电自动化”模式，主干线短路接地故障的处理，分支线用户的故障就地快速处理，尽可能降低变电站跳闸次数，缩小停电感知范围，实现快速就地隔离故障，恢复非故障区域供电，主线故障、台区停电率分别同比下降68.14%、76.52%，供电可靠性由2019年的99.8236%提升到99.9694%，提升0.1458个百分点，进一步提高配电网的供电可靠性与配电网的精益运营水平，增强用户的获得感与幸福感。

二是网架结构分段更加合理，县域配电线路标准化配置率达到100%，位居山东省首位，故障范围较小，且查找故障所在最小区段时，无故障区段便已经恢复供电，大大减少故障停电时间。全口径停电时间较2019年同比下降60.23%，故障修复平均时长由334min 降到68min，修复时长压减79.64%。

三是县域配网故障防御能力提升工作，统筹线路带电作业、微网发电、网格化协作等不停电措施实现检修作业少停电，同时“三级保护”最快速地找出隔离故障的办法，将配网故障控制在较小范围内，减少配电网故障造成的影响，规避大规模停电，同时保障配电网运行的可靠持续供电，预计年均累计多供电量1668余万kWh，创造经济效益约200余万元。

综上所述，基于东平县域配网现状，结合相关理论研究及实际工作经验，梳理以往配网故障防御存在的问题。有针对性地提出以供电可靠性为主线，聚焦县域配网故障防御能力提升，通过“五化”管控，实现“一停多用、综合检修”和定值整定、配网检修管理、安装维护全流程管理，能够大幅降低主线跳闸率，就近快速隔离故障，缩小停电范围，为县域配网故障防御能力提升工作提供了有益参考。