农村供电网电压稳定措施的案例分析

农村供电网电压稳定措施的案例分析

张宏滕

国网天水供电公司 甘肃 天水 741000

摘要：目前气田包括地方农网、自建专线在内的混合输配电网不能满足气田生产对供电可靠性及电能质量的要求。针对存在的电压波动大、停电时间长范围大等问题，提出相应的改进措施，并利用仿真软件验证本方案的有效性，为农网的改造提供案例参考。

关键词：农村供电网；电压问题

1 电压稳态仿真与技术改造方案

1.1 线路现状及存在的问题

气田具有众多集气站等大容量负荷，为保证正常生产，对供电要求较高，但所处地区电网所跨范围广，配电线路复杂，并主要以建设落后的地方农网为主。明显的供需关系不对等造成了气田主要负荷问题频发。根据气田技术人员反馈了解到下午四点之后总会出现供电电压下降问题，本文选取电压问题突出的10KV线路a为例进行现状分析。

线路全长95.150km，含架空线段93.438km，其中主干线路14.565km，为LGJ-95架空导线，其余支线78.873km，为LGJ-35架空导线；电缆线段1.712km，型号为YJLV22-70×3。全线有配电变压器105台，总容量8 533k VA。其中，公变50台，总容量3 000k VA；专变55台，总容量5 533k VA。线路中没有安装无功补偿装置。

线路a为气田26号、63号、36号、38号、65号五座气站供电，其中26号和38号两个气站分别接有800k W和560k W高压压缩机。线路末端的36号、38号、65号气站分别距离供电变电站22.2km、20km,28km。根据国家能源局发布的《配电网规划设计技术导则》D级供电区域供电半径不宜超过15km，线路a存在供电半径过长的问题。同时中压配电网架空导线主干线、支线推荐截面分别大于120mm2、95mm2，可以看出线路中主干线和分支线的导线截面积过小。

1.2 改进措施及仿真验证

对线路a进行仿真，取未改造前的晚间时段线路的运行状况为初始模型。各气站中压侧和低压侧电压如表1所示。

表1 初始状态各气站中、低压侧电压    

为线路增设无功补偿，分别在主干线8 4#杆、1 4 9#杆和沙子汗支线5 0#杆加装型号为TBBZ10KV16KVARA，容量为80k VA的柱上电容器。

在无功补偿改造完成的基础上对架空线进行改造，考虑到经济成本不可能对全部线路进行更换，所以对线路a的两个不同位置进行架空线更换并进行比较分析：（1)14km的主干线路由LGJ-95换为LGJ-120的架空导线；（2)13km的沙子汗支线由LGJ-35换为LGJ-95的架空导线。改造后主干线改造后5座气站电压均有一定程度的提升，沙子汗支线改造后虽然前3座气站电压提升效果不明显，但对问题最严重的38号、65号气站的电压提升效果较为明显。为全线各气站电压提升效果更明显，宜对沙子汗支线进行导线更换。

为线路加装自动调压装置，线路中部的自动调压装置和变电站分接头配合调整，变电站分接头设置为5%，自动调压器采用型号为SVR-4000/10。分别考虑了将自动调压装置放置于主干线路的1/2处和主干线路的末端两种情况。最终改造如表2在两种情况下对于线路首端的26号气站和线路末端的38号、65号气站的电压提升效果相差不大，当自动调压器位于主干的1/2处时，线路末端的63号、36号气站电压提升更加明显。为全线各气站电压提升效果更明显，将自动调压器装在主干线路的1/2处。

表2 两种位置下自动调压装置的中压侧电压对比    

2 线路可靠性分析及配电自动化方案

2.1 可靠性分析

《2016供电系统供电可靠性评价规程》中对可靠性指标定义：系统平均停电时间：记作SAIDI-1（h/户)见式（1）。平均供电可靠率：记作ASAI-1（%)见式（2）。系统平均停电频率：记作SAIFI-1（次/户)见式（3）。

对线路a在2020停电情况进行统计。并根据规程中的可靠性指标的定义对线路a进行分析。

《配电网规划设计技术导则》中指出D类供电区域的用户年平均停电时间不高于24h，平均供电可靠率要求不小于99.726%，由表3中的数据可知，线路目前的状况并不能满足要求。

表3 主要可靠性指标

2.2 配电自动化规划

气田农网信息化、自动化建设滞后，主要依靠人工巡线检修、值守变电站，造成故障处理时间长、停电范围大。因此，采用就地馈线自动化、故障自动定位装置、配电自动化简易主站，三部分同步建设发展、功能相辅相成的改造方案。

（1）就地型馈线自动化不依赖于主站和通信，动作可靠、处理迅速，能适应较为恶劣的环境，自适应综合型是就地型的一种，具有定值自适应，方式调整不需重设的优点，是通过“无压分闸、来电延时合闸”方式，结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。目前线路上用型号为ZW20B-12的柱上断路器做分段开关，该型号断路器为三相共箱式全密封结构，弹簧操作机构，真空灭弧，SF6气体作为外绝缘。产品通过航空插头连接，具备自动化接口。外配PT和重合闸控制器后，可以实现重合器功能。线路上现有需要进行改造的断路器有4个，另外在c支线上需新增一个断路器，改造时需要对5台断路器加装电源侧的PT和具备单相接地故障暂态特征量检出功能的新型配电终端。

（2）故障自动定位装置。变电所出口处安装一组指示器，以便于发现故障发生在所内还是所外;无分支的主干线，根据地形条件和周围环境等综合条件来考虑安装间隔，可以每20至40根电杆安装一组指示器；有分支线路的，每条分支线和干线“T”接点的负荷侧，各安装一组指示器；分支线路较长的，可以在分支线1/2处安装一组。新安装采集单元选用型号为JYL-FF-C架空远传型（暂态录波）故障指示器，汇集单元选用型号为JYL-FF-DH，具备无线传输能力，两者与主站配合实现故障快速定位。

（3）主站功能选择。根据规划以及实际项目安排，气田主站只需实现运行监视、拓扑分析、告警分析、馈线自动化等基本分析应用。

3 结语

气田若想持续稳定的生产，需要电网连续不断地提供优质可靠的电能，随着气田的发展，就要对电网进行适宜的升级改造。本文中的案例分析，能够为气田电网的发展建设提供借鉴案例。

参考文献

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[3]陈晓沾,贾鹏,常宏,祝娟娟,宋军光.智能配电网自动化试点工程技术特点及应用成效分析[J].中国设备工程,2017（12):184-185.