摘要：随着电网建设的快速发展，固镇电网架构日趋复杂，延续以前故障处置的经验性、随意性及简单的处置已经不能满足故障处置快速反应的要求。在35kV线路发生故障时，如何迅速有效地进行环网操作恢复送电，更好地确保安全、可靠、稳定地供电，提高供电可靠性，获取更多的经济效益，是调控及变电运维人员迫切需要解决的问题。本文针对方式核对、环网方案确定、现场环网定值调整及压板投切用时较长等要因进行深入分析，并提出了解决措施。
关键词：35kV；线路故障；环网；操作；分析
1 选题背景
35kV线路故障处置环网操作是调控及变电运行的一项基本工作，同时也是关乎电网安全的重要工作之一。环网操作时间长，会延误环网操作的及时性，给电网的安全运行带来隐患，或是使得停电时间跨度大，延误送电，造成少供电量，影响企业效益。在环网操作工作中，其工作流程和技术手段是可控的，可以通过整合来缩短时间，从而缩短环网操作时间，提高供电可靠性和企业的经济效益。
2 现状调查
2.1调查一 35kV线路故障处置环网操作流程：通过调查得知：35kV线路故障处置环网操作流程分为七步，其中故障分析判断、远控隔离故障设备操作、核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切四项步骤所用的时间是调控人员可以控制的，故本课题中的35kV故障处置环网操作时间是上述四项步骤操作的合计用时。
2.2调查二35kV变电站环网接线情况：通过调查、统计和分析35kV变电站基本环网情况得知：公司主网电网架构日趋复杂，35kV电网架构已形成了6个环网。
2.3调查三35kV线路故障处置环网操作情况：通过对公司所辖35kV线路近两年故障处置环网操作情况进行统计，并取35kV线路故障处置可控环网操作四项步骤时长为样本，算出平均值为17.8分钟，各项操作步骤时间平均值统计表（见表1）。通过调查得知：环网操作占用时间过长的主要问题是核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切。
表1 环网操作四项步骤时长平均值统计表
通过现场调查我们发现：随着公司主网构架日趋复杂，如何通过优化操作方案缩短35kV线路故障处置环网操作过程中的核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间是需要解决问题的关键。
3 设定目标
针对现状调查结果，经小组成员反复讨论，结合调度及变电运行工作实际，我们把活动目标确定为35kV线路故障处置环网操作时间由以前的平均用时17.8分钟下降至11.2分钟。
目标值分析：根据以上调查分析，结合工作实际情况，小组成员认为若能解决两个主要问题的50%，则能较大程度地缩短环网操作时间，达到理想的目标值。在抽样的35kV线路故障处置环网操作样本中，有1项时长在目标值11分钟之内，说明设定目标值是可以实现的。
目标值估算为：17.8-（4.9+8.4）×0.5= 11.2（分钟）
4 原因分析
为了实现活动目标，小组成员运用头脑风暴法对造成核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间长的各种原因进行了分析总结，并制作了关联图。如图1所示。
图1 环网操作时间长原因分析图
通过分析得知：造成核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间长的5个末端因素。其中35kV线路故障处置环网方案编制不全面、少数环网开关定值未按事故处置情况下最大负荷整定计算、现场压板投切未考虑故障处置快速性是造成环网操作时间长的主要原因。
5 制定对策
找出要因后，我们小组结合现场实际情况，针对要因展开分析并制定对策表。见表2。
表2要因对策表
6 对策实施
6.1 对策实施1：结合电网结构实际，完善35kV环网故障应急处置预案
经过分析讨论，并结合电网结构和实际，梳理35kV线路故障处置环网操作流程及六个环网接线共12个35kV环网故障应急处置预案。
6.2 对策实施2：重新梳理35kV线路环网操作开关及线路资料
为确保35kV线路环网操作开关定值整定的准确性，小组成员重新梳理35kV线路环网操作开关及线路技术参数。
6.3 对策实施3：35kV环网开关按照事故处置情况下最大负荷整定计算
根据收集来的35kV线路环网操作开关及线路相关技术参数，小组安排保护专责对环网操作涉及到的开关定值进行精确计算，并按程序进行审批。
6.4 对策实施4：科学合理投切保护压板
以往35kV环网线路正常运行方式安排，未考虑故障应急处置下的远控环网操作，受电侧环网开关压板未投入，在上级联络变电站进线电源跳闸全所失电后，需操作人员赶赴现场投入保护压板后对失电变电站环网送电，延长了故障处置时间。
为了提高电网合环操作快速性，通过本次QC小组活动分析认为，在不违背故障处置原则的前提下，可将环网开关的受电侧保护压板投入，线路两侧保护在短时间同时运行，遥控操作环网事故处理后，人员到现场退出受电侧保护压板，提高了事故处置的快速性及电网运行可靠性。
6.5 对策实施5：制定保护压板实时状态一览表，确保压板状态准确
根据固镇公司35kV网架结构特点，小组成员对35kV环网开关压板投切状况建立专门台帐，制定保护压板实时状态一览表。通过实施确保了压板状态准确无误，提高调控人员在35kV线路故障处置环网操作的效率。
7 检查效果
为验证QC活动的实施效果，我们对**电网2018年1-10月份共3次35kV线路故障处置环网操作进行了统计分析，并制作了影响35kV线路故障处置环网操作时间在对策实施前后对比图。如图2所示。
图2 35kV线路故障处置环网操作对策实施前后时间对比图
经过本次QC小组攻关，35kV线路故障处置可控环网操作时间由原来平均每次17.8＇减少到7.4＇，完成了预定11.2＇的目标。
通过此次QC活动，小组人员不仅重新梳理和刷新了35kV线路故障环网操作的各种典型预案，并且结合**电网的结构特点，采用了小方式运行模式，并按照事故处置情况下最大负荷进行定值计算和方式安排，为提高供电可靠率，缩短环网操作时间提供了依据。
效益分析
7.1 经济效益
按全年35kV线路故障处置环网操作5次，每次操作时间由17.8分钟减少至7.4分钟，35kV线路故障停供负荷平均为15000千瓦，
全年可多供电量
（17.8-7.4）/60×5×15000=13000千瓦时
每度电按0.55元计算，共可为公司多收入
13000×0.55=7150元
7.2 社会效益
缩短了停电时间，减少了因停电造成的负面影响和经济损失，提高了用户供电可靠性。
7.3 安全效益
通过此次QC活动课题，解决了事故处置环网操作时间较长的难题，一方面提高了电网运行的安全系数，另一方面由于工作量的减少，对人身的安全系数也相应提高。
8 结束语
为进一步巩固小组成果，我们制定了《**电网35kV线路故障处置环网操作管理规定》，结合电网架构变化和环网操作实际，及时调整和刷新系统运行方式和压板登记表，确保状态一致性。缩短35kV线路故障处置环网操作时间的目标虽已实现，但是其仍有较大的改进空间，今后仍是调控及变电运行专业关注的重点。
论文作者:孟结
论文发表刊物:《电力设备》2018年第24期
论文发表时间:2019/1/7
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