(国网南阳供电公司河南南阳473000)
摘要：随着地区经济的快速发展和不断适宜居住的生活环境，从供应侧的配网设备运行到需求侧的用户正常生产生活，供电公司所承担的电力供应、保障和抢修任务也越来越艰巨。虽然导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来严重损失。为了提高供电企业供电的安全性与可靠性，必须提高配网故障的抢修效率，是否能够顺利、高效地完成配网故障的抢修，直接反映出电力企业的服务水平。因此，监测配网故障抢修流程，可以促进制度落实、业务协同、流程优化和效率提升。
关键词：配网；故障监测；准确率
导言
电网安全稳定运行是供电企业的重要任务，电网调度自动化智能报警，特别是设备异常智能预警和事故智能报警的准确信息，能给调度运行人员准确预警和提示，提高电网运行水平。在强化调控运行监控过程中，精准施策，给10kV配电线路断路器加装TAS配网监控及运行系统，与SCADA数据采集和监控系统相互补充，并利用二者监测数据，合理调整安装线路断路器，科学设置断路器保护定值，及时准确地判定故障范围，能够缩短事故抢修处理时间，有效提高配网供电可靠性和健康运行水平。
1.监测价值
1.1配网故障抢修总时长监测
因设计说明《国家电网公司95595故障报修处理规范》[国网（营销/4）272-2014]中未涉及配网故障抢修总时长的时限要求，且配网故障抢修流程中的业务受理环节和审核归档环节为国网客服中心完成，时间不受地市公司支配，具有一定监测价值。业务受理环节时长监测：经验证，18组数据的工单到达时间节点均与业务受理时间节点一致，在2分钟的规定时限之内，有一定监测价值。
1.2接单派工环节时长监测
通过客服工单管控系统导出的数据，接单派工环节时长包含工单到达时间和处理时间，可由这两个时间节点计算出接单派工环节时长。经验证，18份工单的接单派工环节平均时长为19秒，远小于设计依据规定的3分钟时限，表明地市配网抢修指挥班对国网工单的接收下达执行情况较好。从监测分析结论看，可促进配网故障抢修流程的优化和效率提升，具有较高监测价值。
1.3到达现场环节时长监测
经验证，将18份工单按照供电单位来分，印王分公司6份、耀州分公司6份、宜君分公司6份，分别计算每个单位的到达现场平均时长，印王分公司为17分41秒、耀州分公司为18分39秒、宜君分公司为16分52秒。对比三个单位的平均时长，可发现耀州分公司的6份工单中有5份为农村用户，其到达现场平均时长最长，故到达现场时长受用户地理位置影响。但抢修班组可通过建立有效的应急机制等途径减少到达现场用时，因此监测到达现场环节时长具有较高价值。
1.4故障处理环节时长监测
经验证，故障处理环节时长受现场环境状况、备品备件是否齐全、故障修复难易程度等因素影响。通过对比三个供电分公司的故障处理平均时长，可在不同单位间进行横向比较，促进部门间的良性竞争，提高供电服务水平，因此监测价值较高。
2提高配网故障监测准确率的措施
2.1完善TAS配网监控及运行系统
根据国网陕西省电力公司“两个提升”工程目标值要求，在商洛市供电公司的技术力量指导下，山阳县供电分公司给所有10kV配电线路加装TAS配网监控及运行系统，加强了TAS配网监控及运行系统覆盖。
2.2对线路断路器保护定值进行整改
依据GB/T14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》对10kV配网中不符合实际运行要求的保护定值进行整改。总体原则是：①满足选择性、灵敏性、速动性和可靠性的要求；②坚决服从上一级电网的运行整定要求，确保电网安全稳定运行；③允许牺牲部分选择性，采取重合闸和备自投装置进行补救；④保证重要用户供电，保护电力设备的安全；⑤除特殊要求外，原则上在0.4kV各馈线出线上不配置失压脱扣功能。
2.3合理科学选择断路器
针对配网实际，合理、科学选择断路器等开关装置。断路器的选择原则是：①根据有关规程要求，10kV配网线路应分3—4段，装设2—3只断路器或负荷开关、隔离开关。因隔离开关不能开、合负荷电流，使用后操作不灵活，所以应尽量少安装隔离开关，合理地多安装断路器或负荷开关。②出于线路保护可靠性需要，配网线路除配置本线主保护之外，应另有一套上一级保护作为远后备保护，以保护全部线路。但由于部分配网线路长度过长，线路末端故障电流较小，远后备保护（一般为变电站主变低压侧断路器的后备保护）灵敏度不足甚至无法动作。因此，在部分需要的线路适当位置加装带保护的柱上断路器，作为线路保护的补充，从而满足配网线路全线的保护双重化要求。③为了在线路后段或支线上短路故障时能有选择性地切除故障线路或支线，在合适位置安装带保护的断路器。
2.4严格保护定值计算与管理
柱上断路器保护定值计算方法严格参照国家电网公司发布的配网运行规程执行。速断保护的整定：柱上断路器速断保护的启动电流小于变电站或上一级断路器速断保护的整定电流，应躲过柱上断路器所接后段变压器的励磁涌流，时限为0s。过流保护的整定：①柱上断路器过流保护的启动电流应大于断路器安装所接线路的实际最大负荷电流，并取1.2—1.3的可靠系数，但应小于变电站出线线路的过流保护定值；②时限设置，只有一级断路器的设置为0.2s，有两级断路器的设置下级断路器为0.2s，上级断路器为0.4s，以此类推。
3.故障指示器自动定位系统的应用
部分故障指示器带有通信功能，它检测到线路的信息后，通过通信终端可实现与配网自动化主站系统通信，从而实现故障自动定位，运维人员可通过系统判断故障地点。电缆型故障指示器的通信终端采用PT供电方式，也可就近从配变或市电取AC220V电源作为工作电源。架空型的通信终端可依靠太阳能取电，并配备蓄电池。通信主机采用无线射频进行通信，通信主机与系统主站之间则可利用SMS、GPRS方式通信。因不需要建设专用网络，这种配置增强了系统的灵活性，并节省了大量通信基础的建设费用。系统主站由通信交换机、服务器、客户端和主站软件等多种软硬件组成，支持与其它运行管理系统互联。应根据线路的运行情况进行故障指示器布点，但在1回架空线路中通信终端设置不宜超过8个，故障指示器应设置在分支线第一个杆塔处，不同分支的故障指示器应就近接入一台通信终端；电缆型故障指示器原则上每回线路主干线环进环出及出线处设置一套三相-零序电缆故障指示器，接入同一台通信终端，1条线路上不超过8组通信终端。
结束语
经过以上改进，SCADA数据采集和监控系统的故障报告准确率为99.5%，TAS配网监控系统的故障报告准确率提高至90%。综合两个系统的故障报告准确率平均值为94.75%，为现场抢修人员提供了准确的故障信息，缩小了故障查找判断范围，加快了抢修进度，有效预防了电网事故发生。
参考文献:
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