规划引领提升县域电网本质安全水平
来源： 时间： 2024-06-19 16:08
规划引领提升县域电网本质安全水平
国网长汀县供电公司总经理、党委副书记 高龙
一、长汀县域电网基本情况
长汀县位于福建省西部，县域面积3099平方公里，是福建省第五大县，辖区18个乡镇，总人口55万人。
长汀县共有220千伏变电站2座、110千伏变电站8座线路18条、35千伏变电站11座线路18条，变电容量115.25万千伏安，10千伏及以上线路3757公里，配变3795台，总容量135万千伏安。县域发电装机容量28万千瓦（包含光伏、水力、风力、沼气）。2023年长汀县全社会最大负荷28.6万千瓦，用电量16.088亿千瓦时。
二、电网高水平发展存在问题
N-1通过率：单线单变站110千伏电网3座、35千伏电网3座。全县10千伏线路联络率98.76%，N-1通过率95.03%，存在不满足N-1线路8条；存在单辐射线路2条，无效联络问题较为突出，其中联络数大于3线路6条；网架结构标准化率71.43%，非标准网架结构线路46条。
容载比：110千伏、35千伏线路负载率低于同类欠发达县。
乡镇变电站布点：存在2个乡镇（庵杰乡、铁长乡）未实现35千伏及以上变电站布点。
频繁停电、长线路、大分支线路：10千伏线路存在频繁停电线路4回，存在35条大分支线路。
根据关键指标与负面清单分析，长汀县安全水平等指标基本达到城乡电网同质化欠发达地区要求，本质安全方面10千伏线路N-1通过率、10千伏线路标准化接线率需进一步提升加强网架结构；城乡差距方面逐步提高10千伏轻空载线路、配变利用率，合理利用资源；智能发展方面加快改造未满足三遥覆盖设备，提高中压配电设备终端覆盖率、台区融合终端覆盖率。
三、高水平规划引领电网高质量建设
规划建设重点：一是优化网架结构，提升网架标准化率，确保重要用户、大中型小区的持续供电，合理分流接近重载线路负荷，均衡负载率，提高配电网架建设改造经济性；二是满足新增用户用电需求，结合220千伏明光变、110千伏南里变、南岩变、涂坊变建设，通过新增10千伏配套线路工程，切割负荷和新增站间联络解决现状的重过载和不满足N-1，提高供电可靠性；三是对现有复杂联络接线组接线解除不合理的联络点形成典型的接线模式。
结合变电站的新增10千伏配出线路工程，切割负荷和新增站间联络解决现状的不满足N-1线路和重过载线路，提升变电站主变或故障情况下的负荷转移能力。
结合变电站的10千伏新建线路工程和县域互联项目，对现有大分支线路进行负荷切割、将大分支线路接入主干，同时结合负荷分布情况合理调整分段，缩小故障停电范围。
针对复杂联络接线组问题，一是通过运维手段解开多余联络点，解除不合理的联络点形成典型的接线模式；二是同时结合新增变电站布点进行优化，解决首端联络等无效联络。
结合长汀县整县光伏推进情况，及时跟进试点项目进展，做好电网消纳能力、电网承载能力评估，“力所能及”做好配套电网建设。
电网智能化规划建设重点，增量配网同步实施配电自动化，存量配网开展差异化改造。对未满足标准自动化线路将主干线分段、联络开关、大分支、重要用户分界开关、环网箱新建及改造，配备配电自动化终端；10千伏柱上开关、环网箱选择新型一二次融合柱上成套断路器。通信方式以无线公网方式为主，光纤通信为辅。若条件允许，尽可能铺设光纤，提高通信可靠性。
按照供电可靠性要求，以所属配电线路为单位，制定配电台区智能化改造方案，优先改造已实现配电自动化覆盖的10千伏线路所挂接配电变压器；对未形成智能配变台区，采取新建配变同步对原台区加装智能监测终端。对站房未实现自动化覆盖，需选择关键节点配置“三遥”自动化终端，以提高自动化覆盖率。
四、高质量建设引领电网高水平发展
聚焦高可靠供电，推进配电网发展水平提升，坚持“不停电才是王道”，推进网架规划目标化、运维检修主动化和规建运一体化管理，保障民生用电“无忧”。
（一）落实网格化目标网架规划
一是刚性执行规划设计导则，坚持“规划挺在建设前”，加快网格化目标网架规划，以标准化思路推进网格化目标网架规划，构建电缆网双环、单环网，架空线路三分段单、双联络，联络点不在出线首段的标准化接线组。二是落实配网防灾差异化设计，以“风雨无忧、雷打不动”为目标，高标准、严要求推进配网建设，落实“一线一策”防灾差异化设计，架空线路优选绝缘横担（瓷横担）提升防雷、防污能力，按“3杆1塔”标准提升防台风能力，地下易涝受淹站房优选整体搬迁、基础抬升防涝改造等方式提升防涝能力。
（二）推进高能级配电网建设
一是深化配电自动化实用化应用，推进标准自动化馈线建设，优化终端及主站建设的技术方案，强化一二次融合设备质量管控，提高馈线自动化覆盖率。二是提升配电网精准感知和互动能力，加强终端入网检测，按照“一台区一终端”原则，打造数字化透明台区，补全配网中低压关键节点的采集感知装置，扩大“源网荷储”新能源采集布点规模，夯实配电网数字化底座。三是深化智慧物联体系应用，有效提升边端和云端资源利用效率，满足配电网安全可靠运行和业务发展需求。
（三）筑牢电网设备本质安全
加强本质安全电网建设，遵循饱和负荷目标网架、电网若干技术原则，因地制宜提高输配电线路、变电站建设标准，增强极端灾害下城市电网、核心区域和重要用户保供电能力。一是强化源头质量管控，生产专业从管电网、用设备的角度，主动靠前敢于发声，把好可研初设关，选好选优设备；强化技术监督体系有效运转，抓好工程技术监督成果闭环及施工质量管控；坚持新版地标执行与设备第三方检测应用，提升站房本质安全。二是提高运行可靠性，加快在运双主变变电站单母线分段改造；协同上下级电网规划兼顾变电站布点建设，消除地区迎峰度夏诊断“卡脖子”、长线路、大分支等负面问题；做好重要输电通道联防联控，加强单电源线路差异化运维。三是提升设备防灾能力，开展雷害风险动态评估，提升设防标准，落实主配网防雷差异化整治，加大瓷横担、复合绝缘横担、35千伏铁塔在配网的应用，全面加强防雷、防树障等能力。四是加快重点隐患治理，推进主变抗短不足、阿尔法刀闸瓷瓶、地质灾害等重点隐患销号治理，加快老旧设备改造，动态补强防鸟措施。
（四）提升电网风险管控能力
一是持续加强电网风险管控，强化主网设备停电计划管理，坚持“先降后控”原则，针对风险等级高、时间跨度长、可能存在大面积停电的检修工程，优先考虑降低电网运行风险，通过临时改变网架结构、协同优化运行方式等措施，缩小故障可能影响的负荷范围，强化重点环节风险辨识，严控七级及以上风险，做好建设、改造等过渡期电网安全风险管控。二是加强薄弱片区电网规划建设，消除正常方式电网风险；加快推进长汀西郊-黄屋线路开断进明光变工程，解决片区供电问题；在线路走廊设计时尽量避免或减少线路大范围同杆架设，在可研、初设阶段加强线路走廊审查。
（五）加强新型电网管控
一是利用多源信息辅助提升负荷预测准确率，整合营配调各业务系统的档案信息、多源泛在数据，开展中低压水电及新能源的标准化建模与采集，建立数据同步机制，引入水利、气象等多源信息辅助开展数据纠偏，实现分布式电源实时数据的全采集，提升负荷预测准确率。二是持续推进新型电力系统源网荷储自动功率控制建设，开展可调节资源池、综合监视、灵敏度数据查询、可调资源详情、历史指令查询、馈线源荷储资源聚合分析等功能开发；开展新型有源电力系统下10千伏电压无功自动调节控制策略研究，实现清洁能源消纳和综合效益提升。