（云南电网有限责任公司楚雄供电局 云南省楚雄市 675000）
摘要：随着我国经济快速发展，人民生活水平日益提高，随着科学技术的进步，人们对电力的依赖性和需求水平越来越高，为用户提供安全、优质、经济的电能成为必然性。配网处于发电、输电、变电、配电、用电的尾端，主要是指10kV及以下输电线路设备及用电客户的供电设备称为配网，配网的安全运行直接关系着楚雄市千家万户用电问题，只有配网安全运行了，才能提供给用户安全、持续不断的电能服务。为确保配网运行安全性得到不断提升，作为调度龙头的配网方式员，我对楚雄市配网做了以下的思考和分析。
关键词：配网；运行；安全；措施
一、楚雄市配网的总体基本情况
（1）人员配职方面：除领导外负责管理配网人员构成情况：配调抢修中心共23人，通信自运化2人，方式3人，继电保护1人。
（2）配网情况：截止2016年年低楚雄市配电网共涉及7座110kV变电站，管辖35kV变电站16座，35kV主变26台，总容量共为147.3MVA，共涉及35kV输电线路27条次，线路约长370公里，10kV 开关站5座，6kV和10kV线路共189条次，线路约长1251公里。
二、配网主要运行特点
楚雄市配网按供电区域分为：老城区、开发区、坝区、山区四个供电区。老城区配网线路主要是以同杆同塔双回或多回架空线路为主，以两座110kV变电站及4座10kV开闭所线路对客户供电网络图，优点是，线路设备清晰明了，线路故障时方便查找、抢修，缺点是网架结构不合理，电源点严重不足，10kV线路供电负荷较重，供电半径较长、供电瓶颈较为突出、供电可靠性低，10kV线路倒负荷能力差、老旧线路较多。因为只有两座110kV变电站的10kV母线电源对客户供电，所以对110kV变电站电源依赖过高，若发生两座110kV变电站全站同时失电事故，楚雄市配网将发生大面积停电安全风险事故，老城区全黑，造成楚雄州医院老区一级重要客户停电，给社会造成不良影响风险较高。另外电源线路均不满足系统N-1运行要求，只要有其中一个变电站或开闭所事故停电或停电检修时，负荷控制及检修方式安排较为困难。往往转供一条线路需对其它线路进行层层转供电后，才满足运行要求，电网倒负荷操作风险较高。
开发区配网主要是以地下电缆敷设为主，线路建成年份短、比较新，线路架设规格标准高，线路转供电能力强，倒负荷风险低，缺点是线路走向不清晰，图实核对比较困难，特别对原先建成的电缆分接箱或环箱柜线路标示困难。主要是以2座110kV变电站及2座35kV变电站对开发客户供电，并且其中一座35kV变站属单主变重负荷供电，主变故障停电或停电检修时，10kV线路负荷控制及检修方式安排较为困难。
坝区及山区配网主要以3座110kV变电站及13座35kV变电站供电为主，以2条35kV线路承担着楚雄市山区八个乡镇及坝区六个乡镇三分之二以上用电客户的供电任务，且中途T接的35kV变电站比较多，一旦发生2条35kV线路同时失电事故时，将会造成楚雄市山区及坝区供电区域内大面积停电，发生社会不良影响风险较高；另外因35kV中新西线线路老化、导线截面小，供电电流要求控制在70A，若其中一条靠电源侧35kV线路事故停电或停电检修时，运行中的一条线路无法对停电线路侧所供负荷进行全部转供，现在经过对35kV变电站增容改造工程的完结，35kV主变的容量远超出对10kV负荷线路的转供电，但因35kV线路还未进行更换导线改造，所以山区35kV线路转供电瓶颈较为突出。
三、楚雄市配网存在以下几方面的风险
（一）配网局部区域电压调节困难
（1）35kV变电站35kV主变压器还存在无载调压变压器，或者是35kV变电站未配置无功补偿装置，在负荷高峰期及特殊方式下10kV母线出现趆下限运行情况，电压调整较为困难。
（2）10kV线路本身供电线路路较长，超过20公里合理供电半径的线路就有8条，最长的线路53公里。山区配网在35kV线路及35kV变电站主变停电检修期间，10kV转供电线路过长，造成10kV供电线路末端电压难以达到额定电压偏差值（+7%～-7%）。
（二）配网运行风险大
（1）随着农城网改造项目及电网基建项目的建设和投产，增加了楚雄配方式安排和运行风险。近三年来，楚雄老城区配网内的基建投产项目和城网改造项目较多、工期较长，设备的相继投产或不能按期投产的临时过渡方式对电网运行方式的安排以及运行调整带来较大风险，局部区域供电能力及供电可靠性受到很大威胁。另外配合停电的工作大量增加，且基建停电的计划性较差，与电网计划检修的衔接困难。配合投产工作大量增加。新设备投运，调度需进行编号命名、保护计算、自动化接入、新设备投产方案的编制和实施等大量的管理工作。由于基建进度的不确定，“目标网架”的形成变数较多。配网网架日益庞大和复杂，驾驭难度越来越大。管理和认识上可能存在“盲点”，安全控制上可能存在空白。调度对象越来越多，运行调控和操作的工作量越来越大。
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（2）自然灾害对配网造成破坏的风险依然存在，每年春季因山林火灾造成的35kV及10kV线路跳闸或被迫停电运，均给配网的正常运行及用户的供电造成严重的影响。
（3）城区配网由开发区、原州公司、原市公司片区组成，各片区之间联络较弱。楚雄老城区有些10kV线路负荷过重，供电线路半径过长，供电可靠性低，无法兼顾负荷合理分配和提高重要客户供电可靠性的要求。
（4）开发区和原州公司移交过来的配网电缆线路较多，配网图无法达到100%准确，因此这部份配网给电网带来了极大的误操作和误调度的风险。
（三）配网通信及自动化系统存在的问题
（1）配网各变电站至楚雄地调OCS系统为单通道，可靠性不高。
（2）原州市公司35kV变电站综自设备老化，问题较多，信息采集不全，故障频发。
（3）目前，楚雄配网调度用图已全部使用电子图纸，统一采用调度自动化系统中的唯一图纸，规范了调度用图，但配网图较为复杂，更新较快，若审核把关不严、修改不认真等，极易造成图实不符，甚至误调度。
（4）目前无配网自动化系统，城区配网10kV开关信息无法采集，仍处于盲调。
（5）鹿城供电局负责运维的四个10kV开闭所至地调OCS远动通道仍通过原市公司机房转接，光缆及设备故障导致远动通信中断事件频发，且得不到及时处理恢复。
四、采取防范配网运行安全风险的措施主要有五点
第一点合理改善电网网架结构
（1）针对10kV线路重载和N-1无转供电能力的问题，主要是增加电源点，新架设10kV线路或者改造联络线路，形成有效联络点，增加城区10kV线路倒负荷能力，满足负荷不断增长片区的需求。
（2）对部分10kV线路断路器TA变比 “卡脖子”的问题，更换或调节“卡脖子”断路器的TA。
第二点加强电网无功电压管理和相关规划或技改建设
（1）对部分35kV 变电站进行改造，更换35kV 主变无载调压为有载调压变压器，没有无功补偿装置的变电站或线路安装无功补偿装置。
（2）针对山区10kV线路供电半径过长的线路，选取最近的供电电源点供电，或者通过线路联接，使线形成有效宿短10kV线路供电半径，确保线路末端电压达到规定值。
第三点加强对基建工作及农城网改造工程相关工作管理
（1）加强对工程规划的审核，杜绝出现规划不合理情况；
（2）加强对施工单外施工资质及施工人员施工资质的管理，防止出现无资质施工或资质不够施工的情况；
（3）合理规划全年工程，防止各种基建工程在年底扎堆赶工，对电网运行造成风险；
（4）已制定外单位施工停电时间管理协议，加强施工的计划性管理，严格执行相关规程制度，对各种人为因素造成的影响施工计划性的事件进行严格考核。
（5）加强建设单位、施工单位、运行机构、调度机构间的沟通，确保信息流转畅通。
（6）统筹安排基建、检修工作，尽量减少线路停电次数，做好特殊运行方式潮流及稳定计算，并做好事故处理预案。
第四点减小自然灾害对电网运行造成的风险
（1）保持与气象单位、地震预测单位等单位的信息畅通，提前掌握可能出现的自然灾害。
（2）根据可能出现的自然灾害编制相应的事故预案，并组织各相关部门及单位不定时进行相关反事故演习。
第五点加强管理，防范配网运行风险
（1）推进配网自动化建设工作，使调度机构能实时掌握配网运行情况。
（2）加强配网规划工作，加强配网局部联络线路建设，增强配网抵御事故的能力及供电能力。
（3）加强楚雄配网调度人员的业务培训工作。
（4）进一步做好楚雄配网图实核对工作，制定图纸管理规定。
（六）加强配网通信及自动化系统的维护管理
（1）通过租用通信运营商通信电路和自有光纤通道，构成双通道，提高自动化信息的可靠性。
（2）针对城区、山区各供电所一次接线图中断路器位置无法采集问题，与配网调度组沟通，针对常断点，在楚雄地调OCS系统中，将需要进行人工置位的断路器、隔离开关进行设置。
（3）严格执行图纸修改流程，认真修改图纸，做到审核、确认无误后，方可发布使用。
（4）结合变电站综自改造工程，逐步完善变电站信息采集。
（5）督促鹿城供电局加强通信设备及通信光缆日常运维。
论文作者:钱会玲
论文发表刊物:《电力设备》2017年第35期
论文发表时间:2018/4/28
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