正確認識配網自動化與供電可靠率關系

關鍵詞: 電力
　　1.配網自動化認識配電線路自動化是指對配電線路的短路故障進行快速診斷、自動隔離，以減少故障停電范圍，恢復非故障段供電，提高供電可靠性。配網自動化的建設由二大部分組成，第一部分：配網建設，如線路改造，安裝分段開關，線路未端手拉手聯絡；第二部分，通訊建設，將柱上開關加裝遠方終端裝置（RTU）及操作電源，即使在停電情況下，也能通過載波或通訊線或無線電與中央控制總站保持通訊，傳送數據，主機根據信號判斷故障，發令斷開相應柱上斷路器，隔離故障，并合上非故障線路的斷路器，恢復非故障線路的正常供電。對于第一部分，是實現配網自動化的基礎，但其投資和建設納入了電網建設和改造范圍，通常所說的配網自動化主要是指第二部分。
　　 2、我區配網現狀及故障分析我區面積218平方公里，有10KV線路54條440公里，其中架空絕緣導線18公里，電纜60公里；有10KV配變1483臺258050KVA；2000年全區10KV線路供電量為39536萬度，全區10KV供電可靠率為99.649。我區配網由農村和城區二部分組成，其中農村線路41條，線路長度355公里，有配變1165臺，容量183325KVA，有10KV開關站4座；城區線路13條，線路長度85公里，配變318臺，容量74725KVA，有開關站9座。農村電網10KV線路以10~16臺配變為一段，對主干線進行分段，所有線路均已形成未端手拉手聯絡方式，分段開關和聯絡開關均為柱上真空斷路器；我區城區面積約14km2，采用劃塊供電原則，按地理位置及負荷水平，把城區劃成17個供電塊，每塊由一條10KV主線從變電所供電到供電塊域，主線具有5000KW供電能力。當塊域負荷增大到200~300A時，供電塊域一分為二，最終塊域負荷控制在150A之內。供電塊內采用10KV開關站，主線供電至開關站后，由開關站放射性地向四周供電，每一供電塊內建設一個開關站，每三個開關站為一組，互相聯絡、互為備用。變電所出線至開關站主線采用YJV22-240銅芯電纜，開關站出線采用JKLYJ-10-120絕緣導線或YJV22-120電纜。城區電纜敷設以排管為主。其典型10KV開關站主接線圖見圖一。通過對我區2000年配網停電原因的分析，主要原因由以下幾類：
（1）電網建設與改造，由于1999年~2000年是我區二網改造高峰年，由此而引起的停電較為頻繁；
（2）業擴支接，新業擴用戶必須要在支線甚至主線上支接，迫使被支接線路停電；
（3）故障停電；
（4）線路檢修、維護停電。由于上述種種原因，我局2000年的配網供電可靠率為99.649，其中城區配網供電可靠率為99.812，農村配網供電可靠率為99.615。通常人們認為，實現配網自動化的意義在于提高配網供電可靠率，實際情況是否如此呢？我們知道，配網自動化的好處在于配網故障的自動隔離，其實配網自動化只能自動隔離能夠引起變電所繼保動作的故障，也就是線路跳閘，通常就是短路故障，而其它故障，如電桿被撞、導線斷裂、單相接地、設備故障檢修等均要靠人工查找并隔離。我區2000年共發生引起變電所線路開關跳閘的故障共32次，其中重合閘成功的16次，還有16次重合閘不成功。在重合閘不成功的16次故障中，線路巡線人員平均化了一個小時查找故障，并進行隔離。我局1483臺配變，線路54條，因此平均每條線路有配變27.5臺，則由于故障查找而引起的停電時戶數為(27.5-10)*16=280時戶數（注：減去10，是由于線路每段帶10臺配變，則即使故障被隔離，仍有10個用戶繼續停電；同時，假定每臺配變為一個用戶）。因此，由于短路故障定位與隔離不迅速而導致的時戶數損失對整個配網可靠率的損失為280/（365*24*1483）=0.002155。因此，在實現配網自動后，即使完全不計故障隔離時間，則其也只能使我區配網供電可靠率提高0.002155。這對于目前我區配網可靠率僅為99.649，其影響是微乎其微的。因此，在目前階段，認為實現配網自動化是提高供電可靠率的一種有效手段，則這種認識是錯誤的，在這種指導思想下去實現配網自動化，則花費了大量人力、財力、物力之后，會發現效果與原先設想的相去甚遠。
　　3、實現配網自動化的意義既然在目前國情下實現配網自動化化對提高供電可靠率作用不大，那么國內目前從各種渠道反映的關于實現配網自動化的一派熱鬧景象的原因何在呢？
　　3.1實現配網自動化的企業效益2000年我局10KV線路供電量為39536萬度，配變1483臺，則平均每臺配變每小時供電量為395360000/（1483*365*24）=30.4度，則280時戶數的電量損失為28*30.4=851.2度，以每度電0.6元計，則供電部門損失的產值為851.2*0.6=510.7元，以10利潤計，利潤損失51元。雖然短路發生時，往往在用電高峰，則其實際損失也不會比計算的高多少。而在我區。如要全面實現配網自動化，則其投資估算要1000萬元，投入與產出相比簡直是一個天文數字。
　　3.1實現配網自動化的社會效益配網短路故障的一個最大害處就是突然停電，而電網建設與改造、業擴支接、配網檢修都是可以人為控制并預報的。即使是故障，如單相接地、設備故障處理、電桿撞斷等，此時供電并未中斷，可視情況的嚴重程度，提前1~2小時進行預報，然后停電處理。突然停電的害處眾所周知，從政治上來說，特別對于城區，其作為一個政治、經濟、文化中心，如此時正在舉行全國性乃至世界性的活動，突然停電將會造成非常惡劣的政治影響；在某些政治事件中，停電將在人們心中誤認為政局不穩定，從而使時局產生混亂。從安全和經濟上來說，對于化工企業、冶金企業，突然停電，會使化學鍋爐或管道爆炸，會使冶金鍋爐凝結，造成極大的人身傷亡和財產損失；對于投資環境來說，突然停電產生的種種惡劣影響，被認為是投資環境欠佳，影響招商引資，從而阻礙了本地區的經濟發展。凡此種種，說明實現配網自動化化的社會效益十分巨大，是社會大環境對供電企業的要求，是供電企業走向競爭的必然條件，這說明實現配網自動化又十分必要。那么，在目前市場經濟條件下，在供電企業資金有限的情況下，如何合理地運用資金、如何最佳地處理好企業效益與社會效益的關系呢？這就要為配網自動化列出方案，并逐步實施。
　　4、配網自動化方案
　　4.1城區及開發區實現配網自動化化
　　4.1.1必要性基于上面的分析，我認為在城區及工業開發區實現配網自動化有其必要性。城區要求實現配網自動化的另一個原因是由于城區配網存在越級跳閘現象。1997年以前，我局變電所10KV出線的保護時限為速斷0.5s，過流1s。為了進行時限上的配合，設計方案采用：開關站進出線柜均為去分流式定時限保護，時限整定為速斷0.1s，過流0.4秒。但是，隨著電網的建設和改造，線路的短路容量越來越大，如我局的110KV靜德變，該變電所緊鄰鎮海發電廠，其10KV母線的短路容量在最大運行方式下達371MVA，如此大的短路容量在線路發生短路時，對電纜、線路閘刀及變電所設備的沖擊和損壞是非常大的，我局已發生好幾次因線路短路而引起變電所母排損壞和線路閘刀燒毀的事故。為此，在1997年初根據上級布置，全局變電所10KV出線的保護時限調整為速斷0.1s，過流0.4秒，同時，把變電所的時間繼電器也由電磁型更換成高精度靜態時間繼電器。由于開關站的時限整定值已經小到不能再小的地步，因此，這樣一來，開關站與變電所之間就無時限配合上的裕度，越級跳閘事故屢有發生。同時，由于變電所至開關站之間，基本上為全線電纜，為減少重合閘對短路故障的再次沖擊，變電所出線開關取消了重合閘。而實現配網自動化則能很好地解決上面的問題。
　　4.1.2可行性目前，我局所屬的所有10KV開關站、35KV變電所已全部實現無人值班，110KV變電所也實現了綜合自動化或調度自動化，同時，變電所至調度的通訊通道為光纜，開關站至調度的通訊通道為通訊電纜，所有開關均為真空開關。城區和開發區的供電模式均為開關站模式，這些開關站目前已經實現了“三遙”，即遙測、遙信、遙控，因此，實現城網及開發區（開關站）配網自動化的條件已經具備。如果配網自動化實現，其模式應該是：保留變電所出線開關的速斷、過流保護，取消下面其它各級開關的保護，則一旦發生故障，變電所出線開關先跳閘，然后調度端的配網自動化計算機主機系統可根據變電所、開關站的RTU信號判斷是那一段線路發生故障，然后發令斷開故障段線路開關，合上正常段線路開關，使正常段線路恢復供電，大大減少短路故障時的停電范圍和停電時間。此時，站用電應使用大容量不間斷電源UPS，以保證遠動系統的電源供應。
　　4.2其它地區緩上配網自動化在大量的農村地區，以及許多工業企業，它們的要求是更高的供電可靠率，而突然停電對其損失和影響并不大，這類地區，應利用其它各種有效手段，大幅度提高其供電可靠率,而不是盡快實現配網自動化。
　　 5、提高配網供電可靠率的一些手段
　　5.1加強管理，制訂周計劃、月計劃、季計劃、年計劃，按計劃進行施工和檢修，避免無序停電、重復停電。
　　5.2應用我局已開發成功的MIS管理信息系統及GIS地理信息系統，進行故障定位智能化。
　　5.3實行熱態借電，即在線路不停電情況下，進行開關操作和負荷轉移。
　　5.4帶電作業。
　　5.5利用短路故障指示器進行故障查找。
　　5.6加強人員素質和施工管理，集中力量打殲滅戰。
　　5.7運用紅外線成像儀進行線路巡視。
　　5.8進一步完善配網結構等。經統計計算，運用上述各種措施，可以使配網供電可靠率達到及超過國一流企業中壓供電可靠率99.96以上，在此基礎上，有條件的可以逐步開展配網自動化。