可靠性评估在中压配电网中的研究与应用

由凯，邓集，刘达琦，万代，赵邈

(1.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力有限公司，湖南长沙410004；3.国网湖南省电力有限公司长沙供电分公司，湖南长沙410015)

近年来随着经济的发展，配电网可靠性对国民经济的影响日益突出，用户对供电可靠性的要求越来越高，仅通过可靠性事后统计与评价已难以适应高供电可靠性的要求，供电可靠性管理亟需从事后统计评价向事前预测评估转变。本文以湖南省某核心区为评估区域，通过开展配电网可靠性评估，量化了系统、馈线和用户的可靠性关键指标；利用评估结果对区域内线路和用户的可靠性薄弱环节进行分析，找出影响可靠性关键指标的主要环节，为可靠性指标的改善提供决策依据；可对不同改造方案进行效果评估，从而进行方案的比选。

1 评估区域概况与电网现状

评估区域为某市中心核心区，供电可靠性要求较高。所在地区共有110 kV及以上变电站113座，10 kV线路2 107条，线路总长度2.8万km，公变2.9万台，专变1.5万台。其中本次评估范围内涉及10 kV线路102条，线路总长度1 260 km，配变683台，以专变为主。配网线路电缆化率72.96%，架空线路绝缘化率69.34%。

2 评估模型及评估方法

2.1 配电网及设施停运模型

配电网可靠性停电设备分为架空线路、电缆线路、柱上设备、户外配电变压器台、箱式配电站、土建配电站等9大类[1]，根据各类设备对配网停运率的影响，建立包含变电站10 kV母线、配电线路、配电变压器及开关设备等设施停运模型及网架拓扑关系的配电网评估模型，考虑不同绝缘类型的可靠性参数差异，又将配电线路分为架空绝缘线路、架空裸导线路和电缆线路。

配电网停运类别主要为预安排停运和故障停运，因此设施停运模型建立采用三状态模型[2]，模拟设施停运 “运行-故障停运-预安排停运”的状态转移过程[3]，配电设施三状态模型如图1所示。

图1 配电设施三状态模型

2.2 评估方法

目前常用的配电网可靠性评估方法分为模拟法和解析法两大类[4]。

1)模拟法是将系统中各相关元件的概率参数以计算机相应的随机数进行表示，通过概率分布抽样的方法进配电网设施状态选择并评估状态后果，最后利用统计学方法计算得到可靠性指标。模拟法中的典型方法为模特卡洛模拟法，适用于求解复杂配电网系统的可靠性[5]，但计算精度受到模拟时间和收敛精度的限制，对可靠性高的系统，需消耗大量的计算时间。

2)解析法是根据设施之间的功能关系，用公式的形式表示系统的可靠性评估模型，借助数值计算方法计算配电系统供电可靠性的每个指标。解析法可建立设施停运准确模型，计算原理较为简单，且便于开展可靠性影响因素分析，在配电网可靠性评估中多应用解析法。解析法又分为状态空间法、状态枚举法和网络法。状态空间法考虑状态间的转移过程，以求解马尔可夫状态方程为基础，计算繁琐，不适用于大规模系统计算。状态枚举法忽略了状态之间的转移过程，直接枚举系统所有状态进行计算，因此计算量大为减少，但无法准确得到可靠性停电持续时间和停电频率指标。网络法利用配电网拓扑图进行可靠性评估分析，主要包括故障后果分析法、网络等值法、最小路法等。

本文采用了改进的故障模式后果分析法(FMEA)，其基本方法为:通过网架拓扑分析得到单个设施故障时的影响范围，并将影响范围划分为可恢复供电区段和不可恢复供电区段，对可恢复供电区段考虑负荷转移过程，即得到单台设施故障事件及影响停电指标。对配电网评估模型中每台设施进行模拟，可得到配电网的故障事件集合，在此基础上计算整体配电网可靠性指标。计算方法流程如图2所示。

图2 可靠性计算流程

2.3 评估参数

对配电网可靠性进行准确评估需建立在准确收集评估区域配电网的基础设施参数和可靠性参数基础上[6]。基础设施参数主要为配电网网架拓扑连接图、中压线路类型及台账参数、配电变压器台账和开关设备参数等，通过地理信息系统 (GIS)、生产管理系统 (PMS)系统进行收集。可靠性参数主要分为设备故障停电参数和预安排停电参数，其中故障停电参数为设备的故障停运率、平均故障修复时间、故障定位和隔离时间等，预安排停电参数为设备的预安排停运率、平均预安排停运持续时间及联络开关切换时间等，通过可靠性管理系统的历史停电数据获得。

3 评估结果及应用

3.1 计算结果

3.1.1 系统可靠性指标

评估计算得到该区域系统平均供电可靠率为99.969 3%，达到 《配电网规划设计技术导则》B类地区的供电可靠性规划标准。系统平均停电时间为2.69 h/(户·年)，系统平均停电频率为3.68次/(户·年)，系统年缺供电量达到2 069 542 kWh。

从停电影响因素构成分析，故障停电比例占了78%，预安排停电占比22%。从可靠性影响的设备类型分析，开关占比为43%，占比最大，电缆线路占比31%，架空线占比为17%，变压器占比为9%。

系统可靠性指标计算结果如图3所示。

图3 系统可靠性指标计算结果

3.1.2 馈线可靠性指标

对评估区域102条线路的可靠性评估，结果10 kV湘化线和10 kV韶湖线是供电可靠性最低的两条线路。10 kV湘化线的供电可靠率为99.940 2%，线路用户平均停电时间为5.241 h/(户·年)；其中故障停电占比为84.43%，计划停电占比为15.57%；开关对10 kV湘化线的供电可用率影响较为显著，占比达48.29%。综合以上指标及实际情况分析，10 kV湘化线的供电可靠性偏低的原因主要有:①10 kV湘化线的供电半径过长，电缆的故障率高；②10 kV湘化线的开关故障率较高。

10 kV韶湖线的供电可靠率为99.952 4%，线路用户平均停电时间为4.171 h/(户·年)；其中故障停电占比为65.73%，计划停电占比为34.27%；电缆线路对10 kV韶湖线的供电可用率影响较为显著，占比达49.75%。综合指标数据及实际情况分析，10 kV韶湖线供电可靠率低的主要原因是电缆的供电可靠率低，供电半径很大，且所带负荷也较多，而且缺少足够的联络开关进行转供。

3.1.3 用户 (负荷点)可靠性指标评估区域内停电时间指标分布见表1。

表1 用户可靠性指标分布

3.2 薄弱环节分析

配电网薄弱环节通过可靠性评估计算得到的用户损失率和负荷损失率反映，负荷损失率反映的是负荷损失大小，代表经济效益。用户损失率反映停电影响用户数量，代表供电可靠性的高低，即社会效益。在实际电网改造中，需综合考虑经济效益和社会效益，对用户损失率和负荷损失率均较高的区域优先改造，此区域即配电网薄弱环节[7]。

计算得到的评估区域典型薄弱环节主要为:10 kV涂家冲线、10 kV长机线。其中10 kV涂家冲线的薄弱点主要在于涂家冲线2号中间接头至赤黄变涂家冲线、涂家冲线1号中间接头至涂家冲线2号中间接头、涂家冲线湘电1号环网柜303至涂家冲线六都国际2号环网柜305等三处。形成此薄弱环节的主要原因是线路本身互联点较少，且位于负荷密度较高区域，难以有效转供。要提高供电可靠率，一方面要加强相关薄弱环节设备的提质改造力度，另一方面考虑引入其他电源点，增加互联。

10 kV长机线的薄弱点主要在于长机线008号至长机线13号、长机线008号至长机线008-1号、长机线13号至长机线14号三处，形成此薄弱环节主要原因的是该段敷设方式是直埋，造成电缆本身运行环境较差，故障率较高，且在故障情况下，会使故障点查找及处置时间变长，造成可靠率较低。因此建议将该段线路进行升级改造，同时可以将敷设方式改为管道。

4 结语

本文对湖南省某区域配电网可靠性开展了评估计算，实现了对评估区域配电网可靠性的量化评估，得到了系统、馈线和用户的可靠性关键指标，并利用评估结果对区域内系统的关键薄弱环节进行了分析，对配电网的规划、改造和运行管理提供了一定依据[8]。

基于配网供电可靠性评估结果及可靠性指标影响因素分析，在可靠性指标提升方面建议如下:

1)开展开关状态评估分析。开关故障影响可靠性的因素占比达到43%，对可靠性指标的影响非常大，而且开关的故障影响范围比较大，建议进行开关健康状态分析评估，对于存在严重隐患的情况及早进行检修，避免造成故障，影响范围扩大化。

2)优化运行方式。改变运行方式，可以通过联络开关和分段开关的互相转换，将重载线路负荷转供到相对轻载线路上，使负荷平均分布。通过联络开关位置的调整，可以有效提升配网可靠性，建议对网络进行全面运行方式优化。

3)加强网架建设。根据现有的可靠性状况和现场条件，加装适当的分段开关和联络开关。在电网改造方面，一是建议加装配电自动化，缩短故障定位隔离时间、故障修复时间；二是更换老旧、线损较大、故障较多的设备，提升供电可靠性。