薛文景，楊志杰，靳開元，郭潤(rùn)生，凌 剛，王敏正，楊建華

（1.中國(guó)農(nóng)業(yè)大學(xué)信息與電氣工程學(xué)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(qū)某氣田是中石化重要的天然氣生產(chǎn)基地，隨著氣田的開采，為氣田設(shè)備供電的農(nóng)村配電網(wǎng)凸顯的問題也日益增多，供電可靠性及電能質(zhì)量無法滿足要求，時(shí)常影響氣田的日常開采工作。

近年來，農(nóng)村配電網(wǎng)電壓?jiǎn)栴}一直令人關(guān)注。文獻(xiàn)[1]分析了農(nóng)村配電網(wǎng)“低電壓”在當(dāng)前配電網(wǎng)規(guī)劃中的現(xiàn)狀及難點(diǎn)，探討了農(nóng)村低壓配電網(wǎng)電壓質(zhì)量問題的成因和解決措施。文獻(xiàn)[2]分析了配電網(wǎng)10 kV 線路“低電壓”的產(chǎn)生原因，對(duì)并聯(lián)補(bǔ)償裝置的工作原理、核心技術(shù)及特點(diǎn)進(jìn)行了論述。文獻(xiàn)[3]針對(duì)湖北地區(qū)配電網(wǎng)進(jìn)行分析，提出基于“低電壓”治理的配電網(wǎng)優(yōu)化策略與目標(biāo)。

本文對(duì)西北地區(qū)含氣田負(fù)荷的農(nóng)村配電網(wǎng)近幾年故障與電壓?jiǎn)栴}的相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行全面的分析，針對(duì)電壓質(zhì)量差、停電多的問題，提出針對(duì)性的解決措施和方案，通過仿真分析驗(yàn)證方案的有效性，為提高農(nóng)村配電網(wǎng)可靠性、改善整體網(wǎng)架電壓運(yùn)行質(zhì)量提供技術(shù)支撐。

1 故障統(tǒng)計(jì)分析

1.1 氣田范圍內(nèi)的農(nóng)村配電網(wǎng)故障

西北地區(qū)某縣含氣田負(fù)荷的農(nóng)村配電網(wǎng)停電的主要故障原因包括電壓波動(dòng)、雷電和接地故障等，2019、2020 年4 個(gè)區(qū)域內(nèi)的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)如表1 所示，其中電壓波動(dòng)導(dǎo)致的停電故障最多，兩年達(dá)266次，占比72.48%；雷電導(dǎo)致停電為78 次，占比21.25%；接地事故次數(shù)23次，占比6.27%。

1.2 停電時(shí)間分析

兩年內(nèi)含氣田負(fù)荷的農(nóng)村配電網(wǎng)每次停電故障時(shí)間統(tǒng)計(jì)如圖1 所示，其中小于1 h 的停電次數(shù)為122次，占比35.2%；1～2 h的停電次數(shù)為84次，占比24.2%；2～3 h 的停電次數(shù)為35 次，占比10.1%；3～4 h 的停電次數(shù)為25 次，占比7.2%?？梢?9.4%的停電在2 h內(nèi)，線路主要故障為短時(shí)停電。

表1 2019—2020各區(qū)域停電主要故障原因統(tǒng)計(jì)表

1.3 B區(qū)域農(nóng)村配電網(wǎng)可靠性分析

由表1 可知，B 區(qū)域停電次數(shù)最多，占比64.41%，電壓質(zhì)量問題最為嚴(yán)重，電壓波動(dòng)導(dǎo)致停電占其總停電次數(shù)的63.63%。

根據(jù)2016版電力行業(yè)的供電可靠性評(píng)價(jià)規(guī)程[4]，對(duì)B 區(qū)域4 回10 kV 線路可靠性主要指標(biāo)進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如表2所示。

《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》[5]中指出：對(duì)于負(fù)荷密度比較小的農(nóng)村供電區(qū)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(yán)重。

表2 B區(qū)域各線路可靠性主要指標(biāo)

1.4 第4回線路電壓分析

對(duì)B區(qū)域第4回10 kV線路最大負(fù)荷進(jìn)行仿真計(jì)算，可得到計(jì)算結(jié)果如表3所示。

1.4 觀察指標(biāo) 對(duì)比觀察組與對(duì)照組新生兒結(jié)局及產(chǎn)婦結(jié)局；對(duì)比觀察組中28～33周者與24～37周者母嬰結(jié)局；對(duì)比A組和B組母嬰結(jié)局。

表3 線路改造前電壓計(jì)算結(jié)果 kV

根據(jù)《電能質(zhì)量供電電壓允許偏差》[6]的規(guī)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(gè)集氣站均不滿足要求。

2 配電網(wǎng)電壓?jiǎn)栴}治理方案

2.1 線路改造方案

由于58號(hào)集氣站的產(chǎn)氣量較大，所配備的高壓壓縮機(jī)功率高達(dá)1120 kW，集氣站附近又有造磚廠的沖擊性負(fù)荷，所以對(duì)該集氣站宜提供獨(dú)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(zhì)量；另一方面也可以減少B區(qū)域第4回10 kV線路上的總負(fù)荷，保證56號(hào)和62號(hào)集氣站的電壓質(zhì)量；該專線與B區(qū)域第4回10 kV線路還可以形成聯(lián)絡(luò)關(guān)系，提高B區(qū)域的供電可靠性。

增加一回10 kV 專線的改造后，幾個(gè)集氣站最大負(fù)荷的電壓計(jì)算結(jié)果如表4、表5所示。

表4 改造后第4回線路電壓計(jì)算結(jié)果 kV

表5 58號(hào)集氣站專線電壓計(jì)算結(jié)果 kV

從仿真計(jì)算結(jié)果可以看出，在為58號(hào)集氣站提供單獨(dú)的電源線路后，56、58和62號(hào)3座集氣站電壓質(zhì)量符合規(guī)定，同時(shí)58號(hào)集氣站還免受附近造磚廠的沖擊性負(fù)荷影響。

2.2 線路防雷措施

自然災(zāi)害是影響農(nóng)村配電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的重要因素，因此需進(jìn)一步提升電網(wǎng)防雷水平和防雷設(shè)施運(yùn)行可靠性。目前10 kV 線路配電網(wǎng)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(hù)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(wǎng)線路的雷害事故。此外，可以更換10 kV線路絕緣子，進(jìn)一步提升10 kV 配電網(wǎng)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(dòng)重合閘。

在線路首端加裝重合閘及進(jìn)行相應(yīng)的防雷改造后，因雷擊造成的停電時(shí)間有所減少，各項(xiàng)可靠性指標(biāo)如表6所示。

表6 防雷改造前后系統(tǒng)可靠性指標(biāo)

3 饋線自動(dòng)化規(guī)劃

氣田電力負(fù)荷密度不高，集氣站布點(diǎn)分散，中壓線路供電距離長(zhǎng)，且以架空線路為主，多經(jīng)農(nóng)村空曠地帶，中壓網(wǎng)架較為薄弱，聯(lián)絡(luò)開關(guān)較少，線路故障多。含氣田負(fù)荷的農(nóng)村配電網(wǎng)信息化建設(shè)落后，主要依靠人工巡線檢修、值守變電站，造成故障處理時(shí)間長(zhǎng)、停電范圍大。因此，需要安裝接地饋線自動(dòng)化裝置。

3.1 規(guī)劃思路

氣田配電網(wǎng)自動(dòng)化技術(shù)路線主要包括：就地饋線自動(dòng)化、故障自動(dòng)定位裝置和配電網(wǎng)自動(dòng)化簡(jiǎn)易主站3部分內(nèi)容[8]，具體流程如圖2所示。

3.2 饋線自動(dòng)化改造

3.2.1 饋線自動(dòng)化

該地區(qū)屬于《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》[5]的D類供電區(qū)域，配電網(wǎng)中以架空線路為主，中低壓混合線路較多，線路故障率相對(duì)較高，光纖未完全覆蓋，重新進(jìn)行光纖鋪設(shè)施工困難、投資大，采用經(jīng)濟(jì)實(shí)用且不依賴通信的就地式饋線自動(dòng)化建設(shè)模式，以滿足配電網(wǎng)快速故障定位和隔離的需求。

圖2 氣田配電網(wǎng)自動(dòng)化規(guī)劃思路

就地型饋線自動(dòng)化通過變電站出線開關(guān)和10 kV線路自動(dòng)化開關(guān)1～2 次跳閘、重合，完成10 kV 線路故障定位、隔離與負(fù)荷轉(zhuǎn)供，需時(shí)3～5 min。

就地型重合器式饋線自動(dòng)化包括3 種應(yīng)用模式[9]，其中，自適應(yīng)綜合型饋線自動(dòng)化當(dāng)線路結(jié)構(gòu)、運(yùn)行方式發(fā)生變化時(shí)，無需調(diào)整定值，可有效減輕運(yùn)維壓力，優(yōu)先選擇自適應(yīng)綜合型饋線自動(dòng)化。

現(xiàn)有柱上斷路器型號(hào)主要為ZW8-12G/T630，具有彈簧儲(chǔ)能式操動(dòng)機(jī)構(gòu)、可實(shí)現(xiàn)電動(dòng)儲(chǔ)能，電動(dòng)分、合閘。斷路器起分段功能，將操作模式改為自動(dòng)，在加裝電壓互感器和饋線終端裝置后可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制。每臺(tái)斷路器需在電源側(cè)和負(fù)荷側(cè)加裝三相電壓互感器，選用具備單相接地故障暫態(tài)特征量檢出功能的新型配電終端。

3.2.2 故障自動(dòng)定位系統(tǒng)

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

氣田新建10 kV 線路時(shí)同步建設(shè)故障自動(dòng)定位裝置，并逐年加裝10 kV線路的故障自動(dòng)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(jié)合該含氣田負(fù)荷配電網(wǎng)的實(shí)際水平和技術(shù)條件，以及可投資能力，先行建設(shè)配電網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化簡(jiǎn)易主站是合適的，因?yàn)榧词菇ㄔO(shè)了各種高級(jí)應(yīng)用的配電網(wǎng)自動(dòng)化主站，如果沒有配置足夠的配電網(wǎng)自動(dòng)化子站和終端，則這些高級(jí)應(yīng)用功能也暫時(shí)無法實(shí)現(xiàn)。

表7 第4回線路需新裝故障指示器

簡(jiǎn)易主站基本功能包括監(jiān)視配電網(wǎng)一次、二次設(shè)備的正常運(yùn)行狀況。記錄并告警提示配電環(huán)節(jié)的異常信息。遠(yuǎn)方控制配電網(wǎng)的饋線開關(guān)和負(fù)荷開關(guān)。

饋線自動(dòng)化改造后，當(dāng)線路發(fā)生短路故障時(shí)，若為瞬時(shí)故障，故障自動(dòng)定位會(huì)縮短巡視人員判定故障區(qū)域所耗費(fèi)的時(shí)間，并且有效縮短故障尋找所耗費(fèi)時(shí)間。參考其他農(nóng)村地區(qū)安裝配電自動(dòng)化后的運(yùn)行情況，平均故障定位時(shí)間大致可以減少80%，平均故障隔離時(shí)間可以減少20%，平均故障區(qū)段恢復(fù)時(shí)間能減少40%。對(duì)B區(qū)域第4回10 kV線路安裝配電自動(dòng)化系統(tǒng)，可靠性指標(biāo)的對(duì)比如表8所示。

表8 配電自動(dòng)化改造前后系統(tǒng)可靠性指標(biāo)

3.3 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

頻繁的停電為氣田的開采帶來影響，造成了大量的經(jīng)歷損失，以第4 回線為例，因其停電減少的產(chǎn)氣量為374.92 萬(wàn)m3，天然氣價(jià)格為2.2 元/m3，則2019年和2020年這兩年內(nèi)因第4回線停電帶來的直接經(jīng)濟(jì)損失達(dá)777.68萬(wàn)元。

饋線自動(dòng)化改造全部費(fèi)用如表9所示。

按照預(yù)期平均故障區(qū)段恢復(fù)時(shí)間能減少40%，則未來每年因天然氣減產(chǎn)造成的經(jīng)濟(jì)損失將減少155.54 萬(wàn)元，線路改造總投資為303.71 萬(wàn)元，預(yù)計(jì)兩年即可收回成本。

表9 饋線自動(dòng)化改造花費(fèi)

4 結(jié)束語(yǔ)

隨著氣田的開采，用電負(fù)荷逐年增加，考慮壓縮機(jī)對(duì)電壓質(zhì)量的要求，可采取變電站增容或者新建變電站、增設(shè)專線等措施，并改善網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)使其滿足供電可靠性和電能質(zhì)量要求。

為降低雷電的影響，在加裝避雷器、過電壓保護(hù)器等裝置的同時(shí)，可以根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)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(dòng)重合閘。

針對(duì)農(nóng)村配電網(wǎng)負(fù)荷密度不高，線路供電距離長(zhǎng)的現(xiàn)狀，可以安裝就地饋線自動(dòng)化系統(tǒng)，為農(nóng)村配電網(wǎng)的安全可靠運(yùn)行提供重要保障。