中压配电网的可靠性评估及新型接线模式研究

陈 涛， 孙 辉， 王 焱， 黄民翔

（1.余姚市供电局，浙江 宁波 315400；2.浙江大学，杭州 310027）

0 引言

配电系统可靠性是指整个配电系统及设备按可接受标准及期望数量满足用户对电力和电能需求能力的度量[1]。迄今为止，可靠性研究大多集中在发输电系统，对配电系统可靠性评价关注相对较少，而据有关统计资料显示，约80%的停电事件是由配电系统故障引起的[2]。近年来，智能电网、配电网自动化等相关先进技术的快速发展和应用，使配电系统的运行与控制日趋复杂，人们也越来越意识到定量可靠性评估的重要性。

配电系统可靠性分析的常用方法有解析法和模拟法两大类。目前研究配电网可靠性评估的文献大多集中在可靠性模型和算法上[3-8]，文献[5]考虑故障后的潮流和电压约束，提出了结合最小割集法的适用于大型配电系统的FMEA法。文献[6]给出了修正的网络等值法数学模型，综合考虑了熔断器、断路器、备用变压器等设备的影响。文献[7]建立了基于Markov过程的区间可靠性分析模型，很好地考虑了可靠性参数的不确定性。文献[8]结合馈线结构特点，提出了区域非序贯蒙特卡罗仿真法进行可靠性评估，通过统计分析，得到指标的期望值和概率分布。

本文使用德国亚琛工业大学开发的基于解析法的输配电系统可靠性计算软件RAMSES，对余姚市10 kV配电网可靠性进行定量评估。分别就架空网和电缆网各引入一种新型的高可靠性“三双”接线，从供电能力与可靠性角度将其与传统的配电网接线模式进行对比。并从网络结构、技术、设备、管理等方面提出针对性的措施，以提高系统可靠性。本文的分析结果可以为余姚配电网的进一步规划和管理提供决策和科学依据。

1 基于RAMSES的余姚中压配电网建模

RAMSES可靠性评估流程如图1所示。

图1 可靠性评估流程

1.1 网络结构、元件建模

（1）建模范围：从城区变电站10 kV出线母线侧刀闸开始至配电变压器。

（2）电源：以各变电站主变压器容量作为等效电源的容量，其可靠性事件等效为由于系统10 kV母线部分的原因所导致的停电。

（3）线路、开关和配电变压器均严格按照余姚市中压配电网CAD图建模。其中各元件的电气参数由《电力工程电气设计手册》查得，可靠性数据由统计得出。

（4）由变电站10 kV馈线口径潮流与该馈线所带配电变压器容量和的比值得到配电变压器容载比的统计值，将统计容载比与各配电变压器的容量相乘即得到该配电变压器所带负荷的统计值：

为了便于处理，参考统计数据，平均有功负荷取配电变压器容量的40%，平均无功负荷取配电变压器容量的13.3%，最大有功负荷取配电变压器容量的60%，最大无功负荷取配电变压器容量的20%。

1.2 基础数据处理

考虑到各种元件可靠性参数的不确定性，在余姚市供电局可靠性管理系统提供的2011年设备指标数据基础上，参考中电联标准数据，又统计了余姚市2009—2011年的检修和故障动作情况记录，共有故障动作记录1 143次，其中重合闸成功635次，占总数的55.56%。故障原因大致可分为4类：

（1）设备故障：配电变压器烧坏、开关故障等，占28%。

（2）自然因素：雷击、台风等自然恶劣条件造成的故障动作，占37%。

（3）人为外力因素：包括挖机撞线、施工碰线，人为偷挖电缆，以及小动物、毛竹、树枝等外力导致的意外事故，占17%。

（4）事故原因不明，占18%。

由此可见，雷击、台风等自然因素对余姚配电网的可靠性影响较大。

在以上数据统计基础上，采用基于S型曲线的时间加权平均法，得到2011年的可靠性数据输入文件。

1.3 可靠性计算指标

通过上述建模和数据处理后，可以计算得到每个负荷点的可靠性指标：年平均停电频率λ（次/年）、 平均停电持续时间 U（Tu）（h/次）和年平均停电时间 U（h/年）。

由这3个数据可以计算每条馈线乃至整个区域的可靠性评估指标，由于评估不计及系统电源容量不足的限电，所以最终得到的指标主要是：

（1）用户平均停电时间（AIHC-3）：

（2）供电可靠率（RS-3）：

2 计算实例

截至2011年底，余姚全市范围内共有10 kV线路483条，线路总长4 167.548 km，其中电缆线路767.217 km；公用变压器4 957台，总容量1 115 481 kVA；专用变压器10 898台，总容量2 157 373 kVA；10 kV柱上开关1 478个，全部为无油开关，其中SF6开关36个。以架空线为主，绝缘化水平较高；网络以联络接线为主，也有一定比例的单辐射线路；部分线路装接的配电变压器容量较大；少数线路不能满足主干线路“N-1”校验。经过处理后的可靠性数据见表1。

表1 余姚市10 kV配电网可靠性数据

本次评估计算了余姚市城北、城南13座变电站的176条10 kV线路的供电可靠性，得到综合指标如下：用户平均停电时间（AIHC-3）为10.324 21 h；供电可靠率（RS-3）为 99.882 1%；用户平均停电次数（AITC-3）为3.717 872次/年；系统停电等效小时数（SIEH-3）为10.220 97 h。

计算所得供电可靠率略高于余姚市可靠性管理系统的全网统计结果（99.853 9%），主要是因为城北、城南供电所均属于城网，可靠性一般会高于农网。

3 评估结果分析

3.1 线路长度与可靠性

在评估的176条线路中，有26条线路的供电可靠性低于99.85%，其中有20条的长度超过10 km；除了负荷密度特别小的虹桥C803线外，供电可靠性高于99.95%的另外11条线路的长度都低于4 km。 根据线路的总长度，设定1～5 km为短线路，5～10 km的为中线路，10 km以上的为长线路，并除去配电变压器容量低于2 000 kVA或高于10 000 kVA的59条线路后，线路长度与可靠性的关系见表2，可以看出其趋势是随着线路长度的增加，供电可靠性逐渐降低。

表2 线路可靠性与总长度关系

3.2 配电变压器容量与可靠性

在线路长度低于8 km且供电可靠性低于99.85%的6条线路中，配电变压器容量都大于10 000 kVA，而风庙C746线总长度超过8 km，但配电变压器总容量只有780 kVA，所以可靠性仍高达99.97%。可见在相同情况下，负荷容量越大，供电可靠性越低。线路配电变压器容量和供电可靠性关系的数据统计见表3。

表3 线路配电变压器容量和供电可靠性关系

3.3 线路联络方式与配电网可靠性

配电系统的结构对可靠性非常重要，双电源或多电源环网供电是可靠性较高的供电方式。各种联络方式的线路可靠性统计如图2所示。

图2 各种联络方式的线路可靠性统计

可见，单电源供电、无联络线的线路供电可靠性较低，是全市配电网络的薄弱环节。有1条以上联络线的供电线路在发生故障时可以进行负荷转供，因而可靠性大大提高，在新建和改造线路时应优先考虑这种接线方式。但联络也不是越多越好，因为联络越多说明线路负荷越大、线路也越长，从而抵消了一部分联络的优势，同时联络较多时对检修和操作均有很大的影响，也会降低供电可靠性。

3.4 分段数目与配电网可靠性

线路分段方式对供电可靠性有一定影响。当线路较短时，分段数对系统可靠性的影响不明显，因为线路较短时线路的故障率也较低，分段的优势将被开关的故障率所抵消；当线路较长、配电变压器容量较大时，供电可靠性将随着分段数的增加而提高，但考虑到分段开关本身的故障率对线路可靠性的影响，分段也不宜过多，以2～4段为好。

4 新型接线模式

4.1 新型架空网接线

采用如图3所示的新型架空网接线方式的110 kV变电站，其每条10 kV出线在负荷集中区经分路开关分为2条支路，近期与来自同一变电站不同母线的分支线路自环，远景实现站间“手拉手”结构，任意1条主干线均有来自3个不同方向的电源。该接线方式通过主干线的交错布置，为配电变压器提供可即时切换的双电源接入条件，缩短主干线故障时的用户平均停电时间，提高供电可靠性。同时，适当增加主干线分段数，每段线路的挂接负荷相应减少，单段线路故障的停电范围也缩小。

图3 新型架空网接线方式

4.1.1 供电能力分析

每个标准单元（由4个10 kV间隔所组成的环网结构）的供电能力约为15 MW。假定每个110 kV变电站的规模为3×5万kVA，有30个10 kV间隔。若满足1 000 MW的用电负荷，需67个标准单元，占用267个10 kV间隔，同时考虑变电容量的合理配置，需建设10座110 kV变电站，容载比可达到1.5。

4.1.2 可靠性分析

考虑故障类型为“N-1”和“N-2”。假设架空线路发生故障的概率为0.2次/km·年，故障修复时间为2 h，同时假定50%用户采用可快速切换的双电源接入。经过理论计算分析，新型架空网接线的平均停电时间为0.701 6 h/用户·年，系统可靠率可达到99.991 9%。而目前国内常用的可靠性较高的三分段二联络接线方式的平均停电时间为1.205 8 h/用户·年。显然新型架空网接线的可靠性较高。

4.2 新型电缆网接线

采用如图4所示的新型电缆网接线方式的110 kV变电站，其每条10 kV出线经站外分路开关分为2条支路，每条支路可与来自不同母线段的另一条支路同路径敷设，构成电缆双环网结构。每台公用配电变压器均从不同的主干电缆上引入2路电源，通过自动投切装置实现主、备电源之间的切换。

图4 新型电缆网接线方式

4.2.1 供电能力分析

该接线方式下标准单元（由4个10 kV出线间隔构成）的供电能力为12 MW，假定每个110 kV变电站的规模为3×5万kVA，有30个10 kV间隔。若满足1 000 MW的用电负荷，大约需要84个标准单元，占用336个10 kV间隔，需要110 kV变电站12座，容载比可以达到1.8左右。

4.2.2 可靠性分析

“三双”接线模式故障停电时间较短（仅为备自投动作的时间），处理逻辑简单。主干电缆故障诊断和愈合的时间不会直接影响用户停电时间和供电可靠性，因此，该接线方式的可靠性水平对配电网自动化的依赖程度较低。假设电缆发生故障的概率为0.04次/km·年，故障修复时间为4 h，配电网自动化进行电网重构的时间为0.5 h，备自投动作时间为15 s，经计算，传统电缆双环网的平均停电时间为0.179 7 h/用户·年，而新型电缆网接线的平均停电时间为0.002 7 h/用户·年，可靠性大大提高。

5 提高供电可靠性的建议和措施

影响配电网供电可靠性的主要因素可以归结为网络、设备、技术和管理4个方面。其中网架结构是影响可靠性水平最关键的因素，大量的施工停电、计划检修停电都可以通过优化网架结构、提高转供能力来避免，一次网架结构是配电网安全可靠运行的基础。

5.1 优化网架结构

（1）相邻变电站之间或同一变电站不同母线的10 kV线路，应采用环网结线，开环运行。基本实现2个变电站之间部分线路的联络，网架结构清晰可靠，对复杂多联络的接线方式应进行简化改造，尽量做到双环网结构或双T结构。

（2）10 kV线路正常运行最大负荷电流应控制在其安全电流的1/2～2/3，对负荷较大的线路进行负荷分流和网架补强改造。根据未来负荷变动情况，有针对性地通过新出线路或负荷割接的方法降低最大负荷，使线路满足N-1的负荷转供要求，保证试点区域内的线路N-1率为100%。

（3）供电半径不宜过大，每条10 kV线路装接变压器总容量宜不大于1万kVA，当负荷较大时，应均匀设置分段开关，每个分段配电变压器总容量宜控制在3 000 kVA以内。

（4）在部分可靠性要求较高的地区尝试引入高可靠配电网新型接线方式，如上节提到的“双电源、双线路、双接入”的“三双”接线模式。

5.2 完善管理措施

（1）强化停电过程管理，加强检修施工停电方案的审核与优化，检修现场推行标准化作业模式，以提高检修效率、缩短检修停电时间。配电网设备日常维护和缺陷处理优先考虑带电作业，考虑采用发电车和移动式箱式变电站等形式作为作业范围内停电用户的保供电手段，在可靠性要求特别高的区域还可尝试引入旁路作业法。

（2）加强配电自动化建设，进一步完善馈线自动化功能，加快故障判断和隔离，并恢复非故障区域供电。加强对电网及用户设备在运行、维护工作等方面的检查，加强设备维护和缺陷闭环管理，进一步提高绝缘化率以应对恶劣自然条件的影响。加快老旧设备更换进程，提高电网设备健康水平。

（3）加大对用户的宣传和管理力度，规范用户工程管理，严格验收，零缺陷投运。加强用电营业普查，定期进行年检，引导用户安全用电，发现缺陷时要督促用户及时做好整改工作。研究低压接线模式，试行低压线路环网等。

6 结语

本文对余姚市中压配电网可靠性进行了定量评估，发现了配电网的薄弱环节，并从网络、设备、技术和管理等方面提出针对性的改进措施，为今后的电网规划指明了方向。

“三双”接线是目前配电网接线模式中可靠性最高的接线方式之一，但所需设备多、投资大，余姚市可因地制宜，挑选负荷密度大、用电可靠性要求高、现有网架设施成熟的区域，先进行试点并积累经验，根据实际运行效果再推广应用。

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