浅谈增强配网供电可靠性措施的认识与思考

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摘要：增强配网可靠性是保障电网安全运行的必要措施，以泉州电业局市辖供电区域为例，进一步分析如何提高设备完好水平，加强设备状态检修力度，增强事故处理能力，降低故障发生率，减少故障停电区域，从根本上提高配电网的供电可靠性。

关键词：配网供电；网络规划；可靠性；PDCA

作者简介：胡诗（1988-），女，福建泉州人，福建省电力有限公司泉州电业局，助理工程师；邱添（1988-），男，浙江金华人，福建省电力有限公司泉州电业局，助理工程师。（福建 泉州 362000）

中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）05-0182-02

随着市场经济的不断发展，近年来，国家对城网改造投入了大量的资金，城市电网尤其是110kV及以上的高压城市主电网系统得到了较好的改善。但是由于对城市低压配网投入资金相对不足，导致部分地区终端客户的电能质量改善不明显。因此，提高配网供电可靠性不仅仅是电力企业发展的自身需要，也是社会主义市场经济发展的必然需求。

一、泉州市辖电网网络现状

泉州市辖供电区无10kV及以上、110kV及以下并网电厂统调和非统调电厂。截至2011年底，泉州市辖供电区占地面积683.94km，最大负荷为1065MW，全年的售电量为54.85亿kWh。按供电区域可分为3个片区：丰泽供电区、清濛供电区、洛江供电区。

2011年泉州市规划区共有7座220kV变电站，共14台主变，变电总容量为2760MVA。220kV电网基本形成以500kV泉州变、大园变和南埔电厂为供电电源的环形、链式或辐射结构。110kV变电站均按终端变运行，电网接线以双回路辐射供电和双侧电源手拉手供电为主，兼有单电源“T”接和双侧电源“T”接辐射等形式，仅有溪林变为单台主变，但有2回线路，不存在单线单变供电情况。

目前，泉州市辖区内10kV以下线路共计449条，总长度2950km；电缆长度1477.9km、缆化率达50%。但泉州市辖区线路配变装接容量大于12MVA的线路有34条，存在重载问题的有47回；低压供电距离超过500m的配变台区共有160台，分布于清濛和洛江，其中有9台配变存在供电问题；中压配电线路部分重载、线路联络高但线路转供能力有限；市辖区内共有39个台区存在低电压问题（主要分布洛江供电区罗马虹三镇），其产生低电压的主要原因为供电半径过长。在对市辖区内春节负荷薄弱环节的调研中发现因春节期间用户用电负荷突增，35kV罗溪变重载（负载率达88%）。

针对网络结构有待优化的问题，在近两年内，泉州局在配网省控和核准项目上累计申报并完成工程项目数量717个，总投资约62350万元，其目的就是用于网架建设和提高配网安全运行水平。

二、提高配网供电可靠性的技术措施

要提高配电网络系统供电可靠性应根据实际运行情况，不但要考虑到技术上的必要性和可靠性，还要考虑到经济上的可行性和实用性，使其达到合理的运行水平。

1.合理配置配电网无功补偿设施

无功补偿应根据“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则进行配置，避免远距离输送无功电力的情况，各电压等级系统与下一集系统之间不应有较大的无功电力交换。在实施方式上，分散就地补偿与变电站几种补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合；在目标上，调压与降损相结合，满足电网安全、经济运行的需要。

中低压配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，并合理选择配电变压器的变比以避免电压过高而使电容器无法投入运行的情况。配电变压器的无功补偿容量可按变压器最大负载率75%、负荷自然功率因数0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于95或按照变压器容量的20%～40%进行配置。

在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装柱上高压电容器，其容量应根据线路长度以及输送功率来计算确定，一般按线路上配电变压器总容量的7%～10%配置，且不应在低谷负荷时向系统倒送无功。

2.加强乡镇片区电网与主网联系

在规划项目库中，要进一步实现乡镇110kV、35kV变电站的覆盖率，加强乡镇片区电网与主网的联络相关性。若无变电站覆盖的乡镇，应实现至少双回10kV线路供电。在城网改造项目中，需逐步安装分段开关和联络开关，其目的在于使负荷线路合理分段，并在迎峰度夏时节，使调控中心能够合理调度配网线路负荷分配。

3.增加电源布点并缩短供电半径

在改造变电站增加主变容量的同时，可依据本地负荷情况，合理建设开闭所，并可将对开闭所的智能改造列入工程项目计划。通过增加电源布点以及开闭所的数量，可将过去辐射状线路逐年进行全面分段、分支，降低每条线路所带用户数量和负荷量，达到电网安全、稳定运行的目的。

4.缆化下地降低10kV线路跳闸率

泉州市辖地区低压线路大部分是之前农网改造时建设的，由于历史建设标准较低，近年改造不够彻底，目前仍有大部分10kV、0.4kV线路为裸导线且存在线径小、线路布局不够合理等问题。此外，架空线路走廊紧张等情况也严重制约了配电网络结构优化。因此，通过缆化下地不仅节约了线路走廊空间，改造了导线输电质量，还大大降低了10kV线路跳闸率。

5.推广应用新技术，提高设备状态诊断监测水平

配电网设备是向企业、居民等客户供电的最终环节，在供电网络中起着重要作用。与此同时，用户对停电的敏感度不断提升，这就对供电可靠性提出了更高的要求。而传统模式下配电网设备检修以定期检修、预防性试验为主。随着经济的快速发展和海西建设进程的加速，泉州局售电量已连续13年全省排名第一，配电网规模也随之扩大，传统检修模式与供电可靠性、运检人员紧缺的矛盾日益突出，现有的人力物力难以满足配电网设备的维护需求。

泉州局已在官桥变、永和变、惠安变、玉叶变、清濛变、罗塘变全站安装了SPM型变电设备在线监测与故障诊断系统，可实现对变电站电气设备的状态的在线监测，进行数据采集、实时显示、诊断分析、故障报警、参数设置等。从已积累的数据和经验来看，该系统运行稳定状况良好。通过与停电试验、带电试验等多种手段得到的试验数据比较，在线监测得到的数据准确、稳定和可靠，能够真实地反映设备的绝缘状况以及健康水平。该系统可实现对电网、变电站、电气设备在线监测的系统化和智能化，利用该系统专业人员能够实时、直观地了解和掌握电气设备的运行情况，并每天记录设备的在线监测情况，对于有异常状况的电气设备密切监视，对于重要设备的可疑情况还可以通过视频会议的形式与省公司专家进行交流、分析原因，及时采取必要的措施避免事故的发生。

三、提高配网供电可靠性的管理措施

要使配网可靠性指标保持并稳步提高，除了具备坚强的网络结构外，还必须有一套严格细致的管理机制，才能使配电网安全可靠运行。

1.利用PDCA落实全过程管理

首先，要实行目标管理，每年通过生技部总结上一年度指标情况，分析预测出下一年度目标值。在提出影响完成指标的难点后讨论解决措施，然后制定出可靠性工作计划，将可靠性指标落实到每个单位、每条线路，再经各单位分解到各台设备、各个班组，分而治之。

其次，要定期开展可靠性分析，将每月10kV线路的停电情况和各基层单位可靠性管理情况进行通报，准确找出影响可靠性的各种因素，为今后完成指定目标所采取的措施提供决策依据，便于指导生产并服务于生产。

2.完善配网设备基础资料与数据管理

在参加新设备投产交接验收时应具备与网络结构相关的原始资料，对不符合规范要求的设备投产交接信息原始资料要提出书面报告。设备运维过程原始信息记录应按规范填写，并按要求归档管理。设备资料台账数据应正确有效，账、卡、物一致。配网设备运维标准制度要按照省公司和本单位、本专业受控目录的要求，动态维护、及时更新信息记录。

3.统一输变配电停电计划

统一全网输变配电的停电，减少不必要的重复停电和控制临时检修的次数。主要内容是要严格规范停电管理制度，对全线停电工作，最好由生产、农电、设计、用电等部门共同参加，深入现场、制定方案，将城网改造、设备检修、用户申请等统一协调，共同完成。实行一次停电多家配合的办法，最大限度减少对用户的停电次数，实现一条龙作业。

四、结束语

在不断壮大的配电网结构中，只有不断采用新科技、新技术才能保证配网供电可靠性的稳步提高。当下，随着计算机和网络技术的不断完善，电力系统正朝着自动化、智能化方向发展。今后，配电网10kV馈线自动化工程的实现，将大大缩短10kV线路手拉手联络、分支切除等工作的操作时间，为进一步提高配网供电可靠性打下了良好的基础。同时，还应积极对工作人员技术素质进行培训，提高工作人员处理事故的水平；加强对用户的安全管理，指导用户安全用电；大力加强宣传教育工作，提高全社会对公共设施的保护意识。可以预测，随着科技的进步、管理措施的落实到位建设坚强配网满足社会需求将指日可待。

参考文献：

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