提升縣域配網故障防御能力探究

國網山東省電力公司東平縣供電公司 吳緒蒿

配電網直接面向終端用戶[1]，是影響供電服務水平的關鍵環節。近年來，配電網安全性與供電可靠性有了較大的進步，但仍存在支線故障而主線跳閘、小故障影響大范圍供電的問題[2]，如何實現配網故障的就近快速隔離，提高配電網設備及人身安全性和供電可靠性，提升用電客戶滿意度，是當前亟須解決的問題。

1 東平縣域配網現狀分析

1.1 配網設備基礎

東平縣電網共有配出變電站22座，變電站布點相對較少，呈現出單輻射、路徑長、裸導線占比大、轉供能力低的特點，抗風險、抗災害能力極為薄弱。10kV 公用線路130條，線路長度2368km，裸線520km，長度超過10km 的51條，接帶30臺及以上變壓器的78條、50臺及以上的52條，負荷較為集中，故障時影響范圍大。

1.2 配網人員素質

供電所配電專業人員年齡偏大，平均年齡47歲，中堅力量缺失，人才梯隊出現斷層，人員學歷低、技能水平不高、執行力差，難以有效支撐配網運維檢修工作。

1.3 配網故障處理情況

一是配電網的繼電保護配置相對弱化，支線開關配置嚴重不足，用戶設備狀況差，發生配網故障時選擇性差，線路下游、支線、用戶系統故障會造成全線停電，停電范圍大，故障點查找難，供電恢復時間長。二是變電站出口開關I 段整定值低，保護區過長，無選擇性動作范圍大。三是小電流接地故障沒有得到有效解決。部分變電站接地故障選線裝置原理上有缺陷，正確選線率低。配網自動化系統一般不具備小電流接地故障隔離功能，主要依賴錄波型故障指示器實現故障定位，可靠性差。耐接地電阻能力低，不能保證人身安全。同時，2020年東平縣域10kV 公用線路主線跳閘70條次，其中支線故障占比82%，停電范圍擴大，嚴重影響了客戶用戶感知。

2 技術策略

圍繞進一步提高配電網供電可靠性的目標，運用最新配電網繼電保護科研成果，根據公司配電網實際，制定了一流配電網繼電保護配置與整定方案。按照本方案思路，若實現分界開關（熔斷器）全配置、分支開關全配置，配電網可實現“客戶故障不出門、支線故障不越級、主干故障不進站”。大幅降低主線跳閘率，縮減停電范圍，實現接地故障選線選段、快速隔離。

2.1 總體思路

理順站內保護、小電流接地選線跳閘裝置與配網線路保護關系[3]，兼顧相間故障與接地故障處理，縮跳閘范圍、減停電區域、就近快速隔離接地故障，實現“客戶故障不出門、支線故障不越級、主干故障不進站”。

2.2 技術原則

技術路線突出“雙保、雙適應、易實施”，即保主網設備安全性、保用戶供電可靠性、適應配網多變結構、適應配網運維檢修、易于現場實施。

落地實施突出“五個注重”，即注重現場實際、注重投入產出、注重效果評價、注重總結提升、注重試點帶動。

試點工作突出“協同聯動”，即站內與站外協同實現相間故障與接地故障就近隔離、故障跳閘與信號上傳并重提升故障處置水平、建設改造與運行維護并重提升裝備水平、技術路線試點與管理流程探索并重提升配網運行水平。

配置及故障處理方案采用“三級配合+配電自動化”模式，如圖1所示。

圖1 “三級配合+配電自動化”保護模式

變電站內配置小電流接地選線跳閘裝置，線路上配置大分支首端開關、分界開關，采用具備過流保護和暫態方向保護功能的保護控制器。變電站出線保護及小電流接地選線跳閘裝置、分支開關、分界開關形成繼電保護三級配合。分支線與用戶相間短路故障、接地故障由繼電保護逐級配合處理。主干線短路故障處理由站內保護及配電自動化處理，主干線路接地故障隔離由變電站小電流接地選線跳閘裝置處理[4]。

2.2.1 相間短路故障處理

在不增加主網設備風險的前提下，縮短變電站出口Ⅰ段保護區，為實現線路出口保護與下游保護的配合創造條件。分支開關、分界開關配置過流保護，與線路出口保護配合，有選擇性地切除I 段保護區外分支線與用戶故障，防止越級跳閘。保護定值限制負荷電流的長架空線路（由于末端電流小，按照躲過負荷電流的原則選擇保護定值，存在無法保護線路全長的問題），配置中間斷路器，通過過流定值與變電站出口保護配合，防止主干線路下游故障引起全線停電。

2.2.2 接地故障處理

架空線路分支開關、分界開關配置暫態方向保護，與變電站內小電流接地選線跳閘裝置通過階梯式動作時限配合，就近有選擇性地切除故障，防止故障點上游線路區段停電。

2.3 設備選型原則

（1）采用“三級配合+配電自動化”模式，現有電流集中型饋線自動化模式基本不變，主干線保留現運行自動化開關；架空支線、分支線（含用戶分界）T 接點配置“一二次融合成套柱上斷路器”，其他自動化開關基本保留。（2）自動化開關不應與其他任何開關（不含隔離開關）無負荷串聯連接。（3）無自動化接口的普通斷路器，轉移安裝至無保護設備的小支線，通過捆綁“一遙”故指獲取開關分合信號。（4）架空支線（含分支線）長度超過1km 或裝見容量超過1000千伏安且配變超過3戶的，在T 接點配置成套斷路器，分支線斷路器按照分界開關使用。（5）架空支線長度超過2km 且分段后每段情況滿足（4）標準的，在分段點安裝成套斷路器；分段數不宜超過3段（計劃II 期實施）。（6）公用配變采用熔斷器或斷路器保護，現安裝在配變保護裝置前的自動化開關（電壓型、集中型或負荷開關型分界開關）暫時保留，不安裝成套斷路器。（7）用戶專變保留現有負荷開關型分界開關；新上業擴客戶容量大于630kVA 的配置分界型成套斷路器。線路主干線為電纜與架空線混合的，架空線路部分按照第（2）～（7）配置，電纜線路部分按照第（9）配置。（9）電纜線路出線間隔接架空大分支的，架空分支線按照第（2）～（7）配置。

3 主要做法

以客戶為中心，提高供電可靠性為主線，聚焦配網故障防御能力提升，堅持問題導向、目標導向、效果導向的有機統一，通過“五化”管控（即組織結構扁平化、診斷分析精準化、啟動準備模板化、落地推進協同化、成效評估規范化），打造了“一網一庫一圖一單一表”，實現“一停多用、綜合檢修”和定值整定、配網檢修管理、安裝維護全流程管理，大幅降低主線跳閘率，就近快速隔離故障，縮減停電范圍。

3.1 組織結構“扁平化”，構建市縣一體工作網

建立由分管領導牽頭，地調、市運檢等專業部門縱向指導和縣調控、運檢、安監、物資、各供電所相關人員橫向協同的配網防御能力，提升市縣一體工作網，組織落實省市公司配網故障防御能力提升要求，“二上二下”審核編寫了配網故障防御能力提升攻堅戰方案。同時，組建了市縣一體工作微信群，縮小了交流距離，提高了交流效率。

3.2 診斷分析“精準化”，編制項目需求儲備庫

依據近3年配電線路跳閘頻次及線路現狀，主動對接供電所，結合OMS 系統線路跳閘、配電自動化系統分支跳閘、供電服務指揮系統和用電信息采集系統臺區停電、PMS 系統數據、電子單線圖等大數據，開展開關需求統計和現場查看落實，確定整改方案，明確新增開關需求，列出項目計劃，進行項目儲備，按照國網技改儲備要求，建立項目儲備庫，保證項目立項的靶向性、權威性。

3.3 啟動準備“模板化”，繪制線路參數拓撲圖

根據項目實施計劃，提前啟動準備工作，綜合考慮調試、施工、整定、PMS、OMS、配電自動化主站繪圖等全流程材料要求，進行再梳理、再細化、再規范，固化了統一模板，即在現場勘查環節，結合存量開關排查情況確定需要更換的開關或控制器，根據線路長路、線型、負荷、桿塔位置、桿塔狀況、交通路況等因素“一線一案”確定新裝開關的安裝位置，將本線路所有參數集中到一張拓撲圖中。

PMS、OMS、配電自動化主站結合拓撲圖完成系統繪制。調控分中心依據省公司發布的《山東配電網繼電保護整定計算技術規范（試行）》和泰安公司發布的《變電站10kV 出線及上級保護整定原則調整方案》結合拓撲圖參數進行主配網定值優化調整，并將本線路拓撲圖升級為定值配合圖。現場運維人員通過定值配合圖提前完成耐壓試驗、傳動試驗及主站聯調。有效解決了供電所配電專業人員資料準備雜、亂、多的難題，保證了源端數據一致，增強了專業管理穿透力。

3.4 落地推進“協同化”，下發綜合檢修任務單

圖2 線路拓撲圖

圖3 線路定值配合圖

建立工作聯系單制度，落實項目管理、設計、施工、監理、運維單位安全職責與管理責任，每一項工程都納入安全監督體系，嚴格落實執行“雙勘察”，確保項目實施全過程的安全工作可控、在控、能控。按照配電線路一停多用的原則，與“絕緣化改造攻堅戰、互聯互通攻堅戰”相結合，集中開展“整體修、修徹底”專項行動，根據計劃安排提前對線路進行缺陷排查，制定缺陷檢查統計表，下發綜合檢修任務單，督導施工單位與供電所結合，建立以施工單位為責任主體、供電所為監督主體的工作模式，互相配合，共同協作，確保工作扎實落地。

3.5 成效評估“規范化”，形成級差保護一張表

按照配電自動化技術導則、配電網運維規程進行標準化驗收，當日設備投運上線后主站立即監測設備二遙信息，對二遙信息不準確、不在線或未實現與主站通信的開關，立即現場聯動消缺。實施配網繼電保護全過程、主配網同質化管理，配電設備管理單位提交檢修申請關聯配網定值單，由運檢部配電運檢班負責現場執行定值單，設備管理單位負責現場核對定值單，并與調度人員進行核對，調度核對定值正確后方可送電，實現閉環管理。建立配網故障保護動作周分析機制，實行一故障一分析，從保護定值配合、配電自動化動作、線路結構等三方面分析保護動作情況，對存在的問題早發現、快治理，進一步優化線路保護配置，滾動形成級差保護一張表。

4 實施效果及評價

新的配網故障防御能力提升方案提高了故障處置效率，主要表現為以下幾個方面：

一是通過“三級配合+配電自動化”模式，主干線短路接地故障的處理，分支線用戶的故障就地快速處理，盡可能降低變電站跳閘次數，縮小停電感知范圍，實現快速就地隔離故障，恢復非故障區域供電，主線故障、臺區停電率分別同比下降68.14%、76.52%，供電可靠性由2019年的99.8236%提升到99.9694%，提升0.1458個百分點，進一步提高配電網的供電可靠性與配電網的精益運營水平，增強用戶的獲得感與幸福感。

二是網架結構分段更加合理，縣域配電線路標準化配置率達到100%，位居山東省首位，故障范圍較小，且查找故障所在最小區段時，無故障區段便已經恢復供電，大大減少故障停電時間。全口徑停電時間較2019年同比下降60.23%，故障修復平均時長由334min 降到68min，修復時長壓減79.64%。

三是縣域配網故障防御能力提升工作，統籌線路帶電作業、微網發電、網格化協作等不停電措施實現檢修作業少停電，同時“三級保護”最快速地找出隔離故障的辦法，將配網故障控制在較小范圍內，減少配電網故障造成的影響，規避大規模停電，同時保障配電網運行的可靠持續供電，預計年均累計多供電量1668余萬kWh，創造經濟效益約200余萬元。

綜上所述，基于東平縣域配網現狀，結合相關理論研究及實際工作經驗，梳理以往配網故障防御存在的問題。有針對性地提出以供電可靠性為主線，聚焦縣域配網故障防御能力提升，通過“五化”管控，實現“一停多用、綜合檢修”和定值整定、配網檢修管理、安裝維護全流程管理，能夠大幅降低主線跳閘率，就近快速隔離故障，縮小停電范圍，為縣域配網故障防御能力提升工作提供了有益參考。