含氣田負荷的農村配電網電壓治理及饋線自動化規劃

薛文景，楊志杰，靳開元，郭潤生，凌 剛，王敏正，楊建華

（1.中國農業大學信息與電氣工程學院，北京 海淀100083；2.中石化華北油氣分公司，河南 鄭州450006）

西北地區某氣田是中石化重要的天然氣生產基地，隨著氣田的開采，為氣田設備供電的農村配電網凸顯的問題也日益增多，供電可靠性及電能質量無法滿足要求，時常影響氣田的日常開采工作。

近年來，農村配電網電壓問題一直令人關注。文獻[1]分析了農村配電網“低電壓”在當前配電網規劃中的現狀及難點，探討了農村低壓配電網電壓質量問題的成因和解決措施。文獻[2]分析了配電網10 kV 線路“低電壓”的產生原因，對并聯補償裝置的工作原理、核心技術及特點進行了論述。文獻[3]針對湖北地區配電網進行分析，提出基于“低電壓”治理的配電網優化策略與目標。

本文對西北地區含氣田負荷的農村配電網近幾年故障與電壓問題的相關數據進行全面的分析，針對電壓質量差、停電多的問題，提出針對性的解決措施和方案，通過仿真分析驗證方案的有效性，為提高農村配電網可靠性、改善整體網架電壓運行質量提供技術支撐。

1 故障統計分析

1.1 氣田范圍內的農村配電網故障

西北地區某縣含氣田負荷的農村配電網停電的主要故障原因包括電壓波動、雷電和接地故障等，2019、2020 年4 個區域內的統計數據如表1 所示，其中電壓波動導致的停電故障最多，兩年達266次，占比72.48%；雷電導致停電為78 次，占比21.25%；接地事故次數23次，占比6.27%。

1.2 停電時間分析

兩年內含氣田負荷的農村配電網每次停電故障時間統計如圖1 所示，其中小于1 h 的停電次數為122次，占比35.2%；1～2 h的停電次數為84次，占比24.2%；2～3 h 的停電次數為35 次，占比10.1%；3～4 h 的停電次數為25 次，占比7.2%。可見59.4%的停電在2 h內，線路主要故障為短時停電。

表1 2019—2020各區域停電主要故障原因統計表

1.3 B區域農村配電網可靠性分析

由表1 可知，B 區域停電次數最多，占比64.41%，電壓質量問題最為嚴重，電壓波動導致停電占其總停電次數的63.63%。

根據2016版電力行業的供電可靠性評價規程[4]，對B 區域4 回10 kV 線路可靠性主要指標進行計算，結果如表2所示。

《配電網規劃設計技術導則》[5]中指出：對于負荷密度比較小的農村供電區域，其平均供電可靠率要求不小于99.726%。由表2 可知，4 條線路均不滿足要求，并且第4回線路情況最為嚴重。

表2 B區域各線路可靠性主要指標

1.4 第4回線路電壓分析

對B區域第4回10 kV線路最大負荷進行仿真計算，可得到計算結果如表3所示。

1.4 觀察指標 對比觀察組與對照組新生兒結局及產婦結局；對比觀察組中28～33周者與24～37周者母嬰結局；對比A組和B組母嬰結局。

表3 線路改造前電壓計算結果 kV

根據《電能質量供電電壓允許偏差》[6]的規定，10 kV 及以下三相供電電壓允許偏差為額定電壓的±7%，可以看到該線路3個集氣站均不滿足要求。

2 配電網電壓問題治理方案

2.1 線路改造方案

由于58號集氣站的產氣量較大，所配備的高壓壓縮機功率高達1120 kW，集氣站附近又有造磚廠的沖擊性負荷，所以對該集氣站宜提供獨立的一回10 kV 專線，以提高其本身的供電可靠性，并保證電壓質量；另一方面也可以減少B區域第4回10 kV線路上的總負荷，保證56號和62號集氣站的電壓質量；該專線與B區域第4回10 kV線路還可以形成聯絡關系，提高B區域的供電可靠性。

增加一回10 kV 專線的改造后，幾個集氣站最大負荷的電壓計算結果如表4、表5所示。

表4 改造后第4回線路電壓計算結果 kV

表5 58號集氣站專線電壓計算結果 kV

從仿真計算結果可以看出，在為58號集氣站提供單獨的電源線路后，56、58和62號3座集氣站電壓質量符合規定，同時58號集氣站還免受附近造磚廠的沖擊性負荷影響。

2.2 線路防雷措施

自然災害是影響農村配電網安全穩定運行的重要因素，因此需進一步提升電網防雷水平和防雷設施運行可靠性。目前10 kV 線路配電網線路中的防雷措施主要是通過合理配置防雷裝置[7]，如避雷器、過電壓保護器等裝置，并通過接地方式為雷電流提供通道，從而減少配電網線路的雷害事故。此外，可以更換10 kV線路絕緣子，進一步提升10 kV 配電網架空絕緣線路的絕緣性能，降低桿塔的接地電阻和在重要線路首段加裝自動重合閘。

在線路首端加裝重合閘及進行相應的防雷改造后，因雷擊造成的停電時間有所減少，各項可靠性指標如表6所示。

表6 防雷改造前后系統可靠性指標

3 饋線自動化規劃

氣田電力負荷密度不高，集氣站布點分散，中壓線路供電距離長，且以架空線路為主，多經農村空曠地帶，中壓網架較為薄弱，聯絡開關較少，線路故障多。含氣田負荷的農村配電網信息化建設落后，主要依靠人工巡線檢修、值守變電站，造成故障處理時間長、停電范圍大。因此，需要安裝接地饋線自動化裝置。

3.1 規劃思路

氣田配電網自動化技術路線主要包括：就地饋線自動化、故障自動定位裝置和配電網自動化簡易主站3部分內容[8]，具體流程如圖2所示。

3.2 饋線自動化改造

3.2.1 饋線自動化

該地區屬于《配電網規劃設計技術導則》[5]的D類供電區域，配電網中以架空線路為主，中低壓混合線路較多，線路故障率相對較高，光纖未完全覆蓋，重新進行光纖鋪設施工困難、投資大，采用經濟實用且不依賴通信的就地式饋線自動化建設模式，以滿足配電網快速故障定位和隔離的需求。

圖2 氣田配電網自動化規劃思路

就地型饋線自動化通過變電站出線開關和10 kV線路自動化開關1～2 次跳閘、重合，完成10 kV 線路故障定位、隔離與負荷轉供，需時3～5 min。

就地型重合器式饋線自動化包括3 種應用模式[9]，其中，自適應綜合型饋線自動化當線路結構、運行方式發生變化時，無需調整定值，可有效減輕運維壓力，優先選擇自適應綜合型饋線自動化。

現有柱上斷路器型號主要為ZW8-12G/T630，具有彈簧儲能式操動機構、可實現電動儲能，電動分、合閘。斷路器起分段功能，將操作模式改為自動，在加裝電壓互感器和饋線終端裝置后可實現自動控制。每臺斷路器需在電源側和負荷側加裝三相電壓互感器，選用具備單相接地故障暫態特征量檢出功能的新型配電終端。

3.2.2 故障自動定位系統

結合氣田地區故障自動定位的實際需求，考慮架空線路新建和改造原則上每2 km應安裝一組故障指示器，交通不便、巡線困難的地方應選用帶通信功能的智能型故障指示器，其他地區可使用普通故障指示器。

氣田新建10 kV 線路時同步建設故障自動定位裝置，并逐年加裝10 kV線路的故障自動定位裝置。第4回線路需要新增柱上故障指示器如表7所示。

3.2.3 主站功能選擇

結合該含氣田負荷配電網的實際水平和技術條件，以及可投資能力，先行建設配電網調度自動化簡易主站是合適的，因為即使建設了各種高級應用的配電網自動化主站，如果沒有配置足夠的配電網自動化子站和終端，則這些高級應用功能也暫時無法實現。

表7 第4回線路需新裝故障指示器

簡易主站基本功能包括監視配電網一次、二次設備的正常運行狀況。記錄并告警提示配電環節的異常信息。遠方控制配電網的饋線開關和負荷開關。

饋線自動化改造后，當線路發生短路故障時，若為瞬時故障，故障自動定位會縮短巡視人員判定故障區域所耗費的時間，并且有效縮短故障尋找所耗費時間。參考其他農村地區安裝配電自動化后的運行情況，平均故障定位時間大致可以減少80%，平均故障隔離時間可以減少20%，平均故障區段恢復時間能減少40%。對B區域第4回10 kV線路安裝配電自動化系統，可靠性指標的對比如表8所示。

表8 配電自動化改造前后系統可靠性指標

3.3 經濟性對比

頻繁的停電為氣田的開采帶來影響，造成了大量的經歷損失，以第4 回線為例，因其停電減少的產氣量為374.92 萬m3，天然氣價格為2.2 元/m3，則2019年和2020年這兩年內因第4回線停電帶來的直接經濟損失達777.68萬元。

饋線自動化改造全部費用如表9所示。

按照預期平均故障區段恢復時間能減少40%，則未來每年因天然氣減產造成的經濟損失將減少155.54 萬元，線路改造總投資為303.71 萬元，預計兩年即可收回成本。

表9 饋線自動化改造花費

4 結束語

隨著氣田的開采，用電負荷逐年增加，考慮壓縮機對電壓質量的要求，可采取變電站增容或者新建變電站、增設專線等措施，并改善網絡結構使其滿足供電可靠性和電能質量要求。

為降低雷電的影響，在加裝避雷器、過電壓保護器等裝置的同時，可以根據現場情況更換10 kV線路絕緣子，降低桿塔的接地電阻，在10 kV 線路首段加裝自動重合閘。

針對農村配電網負荷密度不高，線路供電距離長的現狀，可以安裝就地饋線自動化系統，為農村配電網的安全可靠運行提供重要保障。