提高配电网供电可靠性的措施__墨水学术,论文发表,发表论文,职称

所属栏目：推荐论文发布时间：2011-02-25浏览量:64

副标题#e#摘要:根据供电系统的实践，分析了提高1OkV配电网运行可靠性的技术和管理措施。
　　关键词:配电网，运行可靠性，技术措施，管理措施
　　
　　近年来，国家对配网改造投人了大量资金，城市电网尤其是110kV及以上的高压电网得到了较好地改善，电网的改善对电能质量的提高起到积极的作用。但是，由于城市中低压配网投人相对不足，使得部分地区终端客户的电能质量改善不明显。随着人民群众日益增长的用电需求，而与之紧密联系并实现最终销售电能的配网也应该有相应的甚至更快的发展。
　　供电可靠性是一项综合性能，它取决于电网结构、设备选型、安装、维修、运行及企业管理等诸多因素。从全国参与可靠性统计的供电企业的各类1OkV停电情况分析来看，各个供电企业之间的实际情况差别也很大，应根据各地区的实际情况有针对性的制订相应措施。结合我们本地经验，就提高1OkV配电网供电可靠性所应采取的技术、管理措施进行分析研究，以供参考。
　　1影响10kV配电网安全可靠性运行的因素
　　1.1影响中压配电网供电可靠性的主要因素
　　线路故障率、故障修复时间，作业停运率、作业停运时间、外力破坏、积污后引
　　起的闪络、各类过电压、用户密度及分布等。
　　1.1.1线路故障率及故障修复时间
　　线路故障可能是由干绝缘损坏、雷害、自然劣化等原因造成。对架空裸导线:
　　(1)绝缘损坏是指高空落物，树木与线路安全距离不足等造成的故障，与沿线地理环境有关;一般认为绝缘损坏率与线路长度成正比。
　　(2)雷害造成的故障与避雷器的安装情况有关，雷害故障率大体上与避雷器安装率成反比，与避雷器自身故障率成正比。
　　(3)自然老化引起的故障与线路设备、材料有关;对同一类设备、材料，自然老化率与线路长度成正比。
　　(4)故障修复时间与运行管理水平、网络结构以及配电网自动化水平有关。因为正确、迅速地判明故障点，可大大缩短故障停电时间。对同一网络结构，运行管理水平、自动程度相同的配电网，故障修复时间取平均值。
　　1.1.2作业停运率与停运时间
　　作业停运是指配电线路因试验、检修和施工造成的停运。施工停运则与线路供电区域发展情况有关，发展中区域线路施工停运率高，发展接近饱和区域，线路施工停运率低。
　　作业停运时间与作业复杂程度和施工技术水平有关，一般可取平均值。
　　1.1.3用户密度与分布
　　用户密度是指每单位长度线路所接用户数。因用户负荷的不同，各回线路用户密度一般也不相同。在估计接线方式对供电可靠性的影响时，可取平均密度。
　　按现行供电可靠性统计指标，对同一接线方式，用户分布情况不同，可有不同供电质量
　　服务指标。
　　按用户分布模式分析，用户大部分分布在线路前段，线路中、后段故障可通过分段断路器隔离，从而前段线路可恢复运行，故育最佳的评估结果;用户大部分在线路中段的模式次之，用户集中在线路末端的分布模式最差。
　　1.1.4外力破坏
　　由于经济发展较快，原有的10kV配电网已经不能满足供电可靠性的要求。首先，原有的10kV配电网络以架空线为主，接线形式主要为单端电源供电的树枝状放射式，新建的工业开发区和商住小区则通常采用环网供电，电源有的是从就近的架空线上取得。其次，由于在规划网架未完善之前，部分用户急于用电，按规划实施一步到位投资难以落实，因此接线存在一定的临时性。另外，沿主要交通道路的架空线走廊附件，新建筑物施工工地多，直接威胁线路运行安全。总之，城区尤其是老城区的1OkV配电网络单薄，转供电能力差，地形复杂，接线较乱，事故率高，供电可靠性低。另外，随着国民经济的发展，20世纪60,70年代建设的变电站1OkV设备、各路出线的容量及安全性能均已不适应用电负荷和经济发展的需要。其明显的缺陷是:城区变电站#p#副标题#e#大多数是该区域电网中的枢纽站，1OkV系统出线多，负荷大，运行年久。加之周围环境因素，造成设备污染严重，设备绝缘强度下降，引发事故的概率逐年增高。
　　1.1.51OkV配电网的闪络
　　在运行中，设备的绝缘长期承受工作电压，当绝缘件表面积污后，只要表面污物达到一定的含盐量，遇到潮湿的状况就容易引起闪络。另一方积污还使绝缘的冲击性能大幅度降低，在雷电冲击和内过电压的冲击下，很容易引起闪络。
　　污闪有时发生在一相，也可能多相发生，还可能多处同时发生。当出现污闪后，容易
　　引起单相接地，此时其余两相电压将升高，稳态时为相电压的倍，暂态时情况下可达成2.
　　5倍相电压。
　　在正常情况下，非故障相电压幅值升高对绝缘并不造成威胁，若运行环境条件恶劣，绝
　　缘件耐受电压下降，在中性点不接地系统非故障相电压副值升高允许运行的两小时内，有可
　　能再出现闪络点。其次，由于污秽使绝缘的冲击特性下降低成本30%一40%，使单相接地出现零序电压。若变电所内互感器特性较差，将激发铁磁谐振，过电压倍数比较高，还可能发生相绝缘闪络击穿，而触发两相接地短路。
　　1.1.610kV配电网的过电压
　　电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用，特别是环境条件恶劣，早期建设的设施，先天不足，爬距不够，给电网的安全运行带来很大威胁。
　　弧光接地过电压是一种幅值很高的过电压。当电网电容电流超过一定值时，若不采取措施，接地电弧难干熄灭，将激发起弧光接地过电压，其幅值高干4倍相电压，这势必对电网的安全运行构成很大威胁。
　　在一些早期建设的1OkV配网中，绝缘靠一个针式瓷瓶，这是电网中绝缘等级较低的环
　　节，它不能承受直击雷，感应过电压也会引起闪络。
　　1.2基本接线方式的供电可靠性评估
　　1.2.1基本接线方式评估
　　根据上述影响供电可靠性的主要因素，按表1设定的配电线路可靠性指标及参数，设断
　　路器为手动操作，有联络线路故障隔离操作时间(含故障定位和向完好线段恢复供电时间)为1h，作业隔离操作时间计入作业停运时间，对总长同是12km(每段线路长2km)的基本接线方式进行评估。
　　表1配电线路可靠性指标及参数
　　
　　项目    故障率
　　（次/km•年）    修复时间
　　（h）    作业停运率（次/段•年）    施工时间（h）    用户密度
　　（户/km）    典型分布
　　数值    0.1    3    0.5    4    1.5    均匀
　　
　　评估方法采用故障模式后果分析法，评估结果见表2。
　　
　　表2基本接线供电可靠性评估结果
　　基本接线方式    用户年平均停电时间（h/户）    供电可靠性
　　树枝网    15.6    99.8219
　　分段隔离树枝网    9.1    99.8996
　　干线（部分）联络树枝网    6.1    99.9418
　　全联络树枝网    9.4    99.9612
　　
　　1.2.2主要因素对可靠度的影响
　　(1)故障率及故障修复时间
　　降低线路故障率对全联络树枝网效益最高，若故障率降至0.05次/km•年，用户年
　　平均停电时间可由3.4h/户降至2.7h/户，减少了20.6%;而树枝网效益最低，用户年平
　　均停电时间可由15.6h/户降至13.8h/户，仅减少11.5%。#p#副标题#e#减少故障修复时间有同样的
　　结论。
　　(2)作业停运率及作业停运时间
　　由于用户增容报装的原因，对运行管理较完善的电网，作业停运率降低空间不大。缩
　　短作业停运时间，若从4h缩短至2h，对树枝网用户年平均停电时间可由15.6h/户降至9.6h/户，减少了38.5%;而全联络树支网用户年平均停电时间也可由3.4h/户降至2.4h/户，减少了29.4%a
　　(3)用户分布模式
　　对树枝网和全联络树枝网，用户分布模式对供电可靠性无影响。对分段隔离树枝网，用户分布模式对供电可靠性的影响如前所叙。对主干线联络树枝网，若用户大部分直接接人主干线，供电可靠性较高。反之，供电可靠性就较低。
　　(4)开关类型和系统自动化对可靠性的影响
　　a.开关类型
　　中压配电线路上常用开关设备有:柱上断路器、负荷开关和隔离开关。若能装设过流脱扣的柱上断路器，可有效地缩小故障影响范围，提高供电可靠性。若使用隔离开关，故障修复和施工完成后恢复供电，要增加操作停电时间。上述分析基本上是以负荷开关为蓝本。
　　b.系统自动化
　　对配电系统可靠度有较大影响的一个因素是故障定位和隔离，以及向完好线段恢复供电时间。若配电系统实现了自动化，故障隔离操作时间可大大缩短，如远方手动操作时间可缩短至几min~十几min，全自动操作则可以缩短至几min内完成。如全联络树枝网，实现自动化后故障隔离操作时间降至0.2h，用户年平均停电时间可由3.4h/户降至2.4h/户，减少了29.4%，供电可靠率则可提高至99.9726%。
　　从对基本接线方式的评估结果可知，树枝网供电可靠性最低，全联络树枝网供电可靠性
　　最高。由于中压配电网是随着电力用户的增加而不断发展，线路建设初期虽然暂未能实现联络，也应对主干线进行分段和分支线的隔离。一旦联网条件成熟，应尽早实现联络，从根本上提高中压配电网的供电可靠性，并为将来实现配电自动化提供坚实的基础。联络一般从主干线做起，避免全线路长时间停电的发生，然后按重要分支线、一般分支线逐步实现全联络。另外，重视线路元件的质量，降低线路故障率，以及合理地组织施工、检修，都可有效地提高中压配电网的供电可靠性。
　　2提高10kV配网供电可靠性的技术措施
　　2.1建立坚强的配电网架
　　坚强的配电网架是提高供电可靠性的基础。要求配电网的供电电源和网络应非常可靠，能够满足用户享有“N一1"准则的能力。对城市配电网而言，(1)高压变电站中失去任何1回进线或1组降压变压器时，必须保证向下一级配电网供电;(2)高压配电网中1条架空线或1条电缆，或变电站中1组降压变压器发生故障停运时，在正常情况下，除故障段外不停电，并不得发生电压过低和设备不允许的过负荷。在计划停运的情况下，又发生故障停运时，允许部分停电，但应在规定时间内恢复供电;(3)低压电网中，当1台变压器或电网发生故障时，允许部分停电，并尽快将完好的区段在规定时间内切换至邻近电网，恢复供电。作为供电电源的高压供电设施(主要是变压器、线路的数量和容量)首先要满足N一1。1OkV配电线路应合理分段，正确选择分段开关设置的位置，以均衡每个分段内的用户数量。辐射式线路的分段数量宜控制在3段以内，环网型线路的分段数量宜控制在4~6段之间。分段数量超过上述标准时，提高供电可靠性的作用已很小，与投资不成比例。联络开关的设置位置应按以下原则:对于2分段线路设置在第二分段内，3分段线路设置在第一和第三分段内，4分段线路设置在第二和第四分段内，5分段线路设置在第三和第五分段内，以减少停电几率，缩小故障停电范围。lOkV配电线路主干线的导线截面积按满足20年负荷发展需求确定，架空线路一般选取240mm2，即可，电缆线路由于受敷设方式的影响，240mm2的铜芯电缆载流量在400A左右，为提高载流量和可靠性，#p#副标题#e#宜选择300mm2的铜芯电缆，以免产生配电瓶径，并做到与240mm2的架空线路的载流量相匹配。
　　2.2提高配电设备质量
　　高质量的配电设备是提高供电可靠性的物质保障，配电设备的装备水平直接影响着设备的检修周期。对1OkV架空线路，重点是实施绝缘化、电缆化。近年来，架空绝缘导线的雷击断线问题已有多次报道，对易遭受雷击地段应采取可靠的防雷措施。1OkV柱上开关早期产品的操作机构和传动系统均暴露在大气中，为了满足安全规程的要求，有的在开关一侧或两侧加装了隔离开关。实践证明，这种配置方式由于运行环境的影响，运行1~2年即由于锈蚀和绝缘老化，会导致柱上开关与隔离开关拒动，造成扩大停电范围。另外，由干隔离开关与柱上开关相距很近，隔离开关拉开后，仍需按带电作业的要求检修柱上开关，故不必在柱上开关的一侧或两侧加装隔离开关。柱上开关应优先采用负荷开关，应选用整体结构全部密封在箱体中，且充以低气压SF6绝缘的产品，从而保证满足国家电力公司提出的柱上开关10年免检修的要求，杆上配电变压器的跌落式熔断器故障率较高，应选用复合绝缘单向下排气的产品。配电变压器的避雷器可选用带自动脱落装置或可更换式的产品，以减少预防性试验的工作量。电缆线路可选用冷缩电缆头或进口肘型电缆接头，以降低电缆头的故障率。考虑到环网柜的工作环境较变电站差得多，一旦发生故障，影响停电范围较大，应优先选用全封闭、全绝缘结构的产品。
　　2.3全面开展配电网带电作业
　　2000年全国各类停电次数合计为144055次，全年停电时户数合计为5282682.49时
　　户，其中预安排停电时户数为3987363.05时户，占总停电时户数的75.48%;故障停电时户数为1295319.44时户，占总停电时户数的24.52%，两者之比为3.08:1。这大大高于发达国家1:3的平均水平，先进国家如日本预安排停电时户数接近为零。全国预安排停电时户数中，属于10kV系统设备检修原因造成的占总停电时户数的53.45%，施工原因造成的占总停电时户数的39.87%。从上述数字可看出，预安排停电的主要原因是检修与施工。为了减少检修和施工中的停电，应全面开展配电网带电作业。带电作业主要设备的带电作业车已实现国产化，单车价格为60万元左右。对简单的带电作业项目，可采用简单的作业工具器进行地电位作业。带电作业的推广应由简到繁，逐步发展。对于配电网改造，可采用临时旁路线对局部线路不停电整体改造。带电作业作为提高供电可靠性是投资最少的一种手段，将是今后几年推广应用的重点。国内有的供电企业还配备了发电车和移动式箱式变电站，以减少对用电客户的停电时间，可作为一种补充手段使用。
　　2.4适当放宽配电设备检修周期
　　配电设备检修周期的长短是影响供电可靠性的重要因素。过去由干配电网设备装备水平较低，为保证安全运行，只得缩短检修周期。经过近几年的城网改造，设备的装备水平有了明显提高，再套用原来的规程制订的检修周期已无必要。限于配电网设备面广、量大，实行状态检修所要求的在线监测手段又难以满足(目前配电设备在线监测手段只局限于红外测温)，所以较可行的方案是根据设备状况适当放宽配电设备检修周期。
　　2.5积极稳妥地实施配电网自动化
　　配电网自动化系统可缩短故障定位和故障隔离所花费的时间，但受配电网中性点接地
　　方式的影响。目前的技术与设备水平仅限于解决相间故障的定位和隔离，难以解决单相接
　　地故障、断线故障的定位和隔离。所以只有在1个地区的配电网的预安排停电时户数低于或至少与故障停电时户数相当，且配电网设备状况较好的情况下，配电网自动化系统提高供电可靠性的作用才能显现出来。从全国供电企业可靠性统计情况看，全国只有16个城市的预安排停电时户数低于故障停电时户数。因此，目前仅就#p#副标题#e#提高供电可靠性实施配电网自动化系统，这对大多数城市的作用不大。
　　配电网自动化系统实现故障定位和故障隔离的方式有电压型和电流型2种。电压型系统的优点是无需借助通信线路，依靠分段开关自身完成故障定位和故障隔离。缺点是变电站出线需要2次重合闸，分段开关顺序合闸，对用户恢复送电所用时间较长，对于多电源复杂网络动作时间整定配合上存在一定困难;电流型系统的优点是变电站出线重合闸无需改造，对用户恢复送电所用时间较短，能优化网络重构方案。缺点是需要架设专用通信线路及增设远动设备，投资较高，要求通信线路和远动设备有较高的运行可靠性。
　　2.6加强管理，减少无效停电时间
　　目前，大部分影响供电可靠性的重要因素是预安排停电比例远远高于事故停电。因此，加强目标管理、停电管理是提高供电可靠性的重要措施。首先，要加强供电可靠性指标的目标管理，实施本单位年度可靠性目标的逐级分解，以目标责任书的形式进行下达，并列入各级单位一把手的任期目标。在目标分解中，要真正体现配电设备停电检修的全过程管理，不仅要将可靠性指标及允许停电时户数分解到停电作业单位，还要将指标详细分解到运行、调度等操作单位，使责任更加明确，奖罚更加分明。其次，要加强检修的组织管理。在检修的预安排停电上，要加强本单位内部部门之间、上下级之间与市政府等有关部门的协调配合，采取检修综合优化管理，统筹安排停电计划，做到层层“先算后停”，严格控制停电“时户数”;在检修的停送电管理上，要狠抓停送电的过程管理，尽可能减少无效停电时间。停电检修、施工时，检修人员必须事先作好工前准备，并提前到达现场，后联系停送电;检修、施工结束前，实行予汇报制，以使操作人员及时到达现场等候复役;检修、施工完毕后，必须尽快恢复供电，缩短设备停送电状态转换时间，以达到减少无效停电时间的目的;最后，要加强临时停电的管理。原则上不批准临时停电，对特殊情况下确需申请临时停电的，要综合考虑本月和后几个月的停电计划或带电作业，按一定的审批程序办理临时停电申请，并加强对临时作业单位的考核。
　　总之，提高10kV配电网供电可靠性是一项系统工程，应根据实际情况有选择的进行实施。从目前情况看，首先应全面开展带电作业;其次在资金允许的情况下，进一步完善电网网架、提高配电设备的档次;当配电设备的档次达到一定水平后，适度放宽设备检修周期。对于预安排停电时户数已低于故障停电时户数的地区，在统一规划的前提下，逐步实施配电网自动化系统。今后应进一步细化供电可靠性的考核指标，进一步加强管理，提高对客户供电的可靠性水平。