縣域配網供電可靠性提升診斷方法及應用

國網隴南供電公司 把明全 孫文斌 葉 檳 焦 晶

兩當縣以1座110kV 廣香變電站為主供電源，有35kV 變電站10座（其中用戶變4座）、35kV 線路9條、10kV 線路24條，其中單輻射線路14條、聯絡線路10條，單輻射線路占58.33%。10kV 線路共24條，主要為架空線路，總長度474.27千米（絕緣化率38.07%，電纜化率0.54%）。10kV 柱上斷路器40臺（其中分段、分界開關共30臺、聯絡開關10臺）。10kV 柱上配電變壓器558臺（其中公用配電變壓器358臺，專用配電變壓器200臺）。

兩當縣均為D 類供電區域，供電面積1408平方公里，轄區內供電用戶共20299戶，其中高壓用戶227戶、低壓用戶20072戶。2021年兩當縣供電可靠率99.4197%，用戶平均停電時間50.279小時/戶。供電可靠率及用戶平均停電時間均遠低于全省平均水平，亟待進一步提升。

1 診斷分析

1.1 網架結構分析

網架結構是中壓配電網的重要基礎，規劃合理的配電網既可以滿足運行的安全可靠，同時也可以滿足用戶的高可靠性用電需求。在網架結構方面，主要從電源支撐點和10kV 網架結構的合理性進行診斷分析。

電源支撐點分析。兩當縣10座35kV 變電站電源均來自110kV 廣香變電站，35kV 變電站除城關變電站外，其余變電站35kV 母線均為單母線接線。10kV 母線除城關變電站和太陽變電站外，其余均為單母線接線；10kV 配網網架分析。目前兩當縣區域內共有10kV 配電線路24條、單輻射線路14條、聯絡線路10條，單輻射線路占58.33%，互帶轉供能力不足。而且存在部分線路供電半徑較大的問題，若10kV 單輻射線路首端發生故障，將造成大量用戶停電，嚴重影響供電可靠性。

10kV 線路分段分析。兩當縣區域內24條10kV配電線路，總分段數為40段、平均分段數為1.67，與配電線路3～5的合理分段數有較大差距，部分長距離線路未配置分段開關或配置數量較少。10kV線路分段數不合理，線路發生故障時影響范圍較大，降低了供電可靠性。

1.2 配網裝備水平分析

兩當縣配網設備按照投運時間統計分析。大部分線路投運時間已達到10～15年。10kV 配變投運五年以內的占56.42%、5～10年的占24.58%，設備狀況較好，但仍有一部分配變投運時間超過20年。柱上開關共有40臺，主要使用于分段、分界、聯絡，且投運10年以內的占90%，設備狀況較好；兩當縣配網設備按照運行情況統計分析。10kV 配電線路平均最大負載率50.03%，平均最小負載率2.42%，在不同用電時段個別線路負載較高，整體而言線路供電能力滿足負荷發展需求，無重過載線路，配電平均負載率小于30%。架空裸導線占比61.39%，線路抵御外力破壞、自然災害能力較差，故障率為4.0084次/百公里·年，嚴重影響供電可靠性。

1.3 配網智能化應用分析

兩當縣公司于2016年建成配網故障定位系統，使用一遙故障指示器，線路覆蓋率95.83%。接地判別輔助裝置單相接地信號源僅1臺，線路接地故障判別能力嚴重不足。線路開關未配置饋線終端，配變臺區未配套智能融合終端，設備狀態信息無法全面感知，更不能實現線路故障自愈。

1.4 配網精益化管理分析

停電檢修計劃統籌考慮不足。10kV 線路停電檢修時，未統籌考慮工程施工、檢修作業、缺陷隱患治理、用戶接入等工作。不同工作分期實施，造成線路多次停電，增加線路停電次數和停電時間，降低供電可靠性；配網不停電作業還未全面開展。兩當縣10kV 配網不停電作業正處于起步階段，配網常規檢修及搶修作業仍以停電作業方式為主，影響供電可靠性提升；供電可靠性過程管控力度不夠。在配網停電檢修、故障處理、日常運維過程中，未將供電可靠性納入配網運檢全過程跟蹤管控，預算式檢修管理未有效落實，影響供電可靠性指標提升。

2 高可靠性提升措施

2.1 優化網架結構

供電電源改造：根據電網發展規劃合理安排35kV 變電站布點建設，確保有充足的支撐電源點和備用容量。另一方面科學考慮變電站布點、建設規模、接線方式和配電線路走徑，不僅滿足正常安全可靠供電，還要有充足的負荷轉供能力；母線接線改造：對35kV 云屏變、35kV 西坡變、35kV 楊店變的10kV 母線接線進行優化提升，將10kV 單母接線改造為單母線分段，其他變電站結合遠景規劃考慮；線路聯絡、分段改造。針對10kV 線路分段不合理和轉供能力不足問題，通過調整分段開關位置和加裝開關，最終形成多分段適度聯絡的10kV配網網架結構，提高中壓配電網的負荷轉供水平。

2.2 提升設備裝備水平

老舊線路改造。將小截面的老舊線路更換為設計標準較高、截面積較大的導線；全面更換配網線路老舊絕緣子、避雷器、跌落式熔斷器等附屬設備，提高線路健康運行水平，降低配網線路故障發生概率，增強線路抗災能力，避免惡劣天氣時發生倒桿斷線故障；老舊配變改造。結合配農網工程項目，按照輕重緩急的原則對老舊配變開展升級改造，更換高耗能配變，提升配變運行質效；線路絕緣化改造。結合線路運行通道環境、自然條件、電網運行等實際情況，開展線路絕緣化改造，預防樹線矛盾、異物搭掛等問題，降低外力破壞對供電設施安全穩定運行的影響。

2.3 推進配網智能化建設

深化故障定位系統應用。根據線路長度、分支線路、負荷分布情況及現有故障指示器布點密度，合理增加二遙故障指示器和單相接地信號源，實現對故障區段的準確判別和定位，進一步發揮故指系統作用；推進饋線自動化建設。開展10kV 線路開關改造并配套使用饋線自動化終端，推廣應用饋線自動化技術，在設備狀態信息可觀可測的基礎上，實現10kV 配網線路故障的自動隔離和恢復，減少故障停電時間，縮小故障影響范圍，提升供電可靠性。

建設智慧配電臺區。通過臺區智能融合終端、低壓智能開關的部署，實現配電變壓器運行狀態監測、分支線路電參量監測和計算、分支節點電量計量、臺區設備運行環境感知等功能，支撐臺區拓撲自動識別、線損精益化管理、停電事件主動上報、故障研判、電能質量治理等系統高級應用，實現配電臺區信息的全面感知，為配網新型業務提供有效支撐。

2.4 強化設備精益化運維管理

依托工單驅動業務配網管控新模式，對配網運檢業務進行數字化、透明化、流程化、痕跡化管控，實現業務流程閉環管理；開展差異化運維。根據近年來配網線路、變壓器、開關等設備故障及隱患檔案，制定差異化運維方案。根據天氣及氣候情況，適當調整運維周期，提前對配電設備做好針對性的防雷、防汛、防鳥、防風、防火等季節性運維工作。

加強停電檢修計劃管控。按照“一停多用”的原則，科學管控計劃停電時間。對各類項目作業時長設定定額標準，分別設定操作時間、作業時間及作業人數，預算出每次作業停電時長，以預算時長為依據開展停電作業，減少冗余停電時間；大力開展配網不停電作業。按照能帶不停的原則，大力開展配網中低壓側不停電作業，提高不停電作業人員業務能力，保證不停電作業人員熟練掌握作業項目的工作流程和方法，積極研究完善低壓帶電作業，不斷拓寬不停電作業適用范圍，擴大不停電檢修覆蓋面，提升不停電作業能力及效率。

3 應用成效

根據診斷分析結果和提升措施，兩當縣2022年通過配農網工程及技改大修項目，全面完成配網設備的改造和升級。10線路聯絡率、分段數分別提升到70.83%和4.33，絕緣化率提升至85.37%。二遙故障指示器及饋線自動化100%覆蓋，電壓時間型及智能分布式饋線自動化技術全面應用，故障停電時間和影響范圍大幅降低。一、二類不停電作業全面推廣，0.4kV 低壓不停電作業試點開展，停電檢修計劃同比壓降61.86%。供電可靠率達到99.99%、同比提升0.47%，供電可靠率指標穩居甘肅縣域供電公司前列，高可靠性示范區建設取得實效。