供电可靠性管理分析

赵昱翰

（贵州电网有限责任公司遵义供电局）

0 引言

电力工业中的可靠性问题非常重要， 低水平的用户电源可靠性是发电和网络设备缺乏规定， 对电力系统技术操作缺乏管理造成的， 对能源生产、 传输和分配的整个过程管理不善。根据“可靠性”一词的定义，在特定条件下， 在特定体积内执行特定功能是物体的一种特性[1-2］。现在电力系统运行的条件与设计时的条件大不相同， 可靠性下降的主要原因是为获得更多的利润导致。

电力储能的大小由总能源系统条件和负荷决定，因此， 将电力系统可靠性的这一组成部分定义为区域供电可靠性。电网公司负责电网和区域变电站的性能。构成区域中心的区域电力中心的可靠性取决于电网的无故障运行和可恢复性， 该组成部分可以描述为区域电力中心的区域供电可靠性， 供电系统中最不稳定的元件是连接电力中心和负载的配电网， 该组件可以定义为某些区域的本地电源可靠性。

区域ⅠCPR （电力中心可靠性指标） 与区域ⅠSNR（供电网络可靠性指标） 的比率允许实现每个CP （电力中心） 的电网输电电价差异化机制， 如果比率大于1， 则电网输电电价应高于竞争区域电网公司设定的电价， 对于消费者来说， 如果比率低于1， 则应降低输电资费。这种差异化促使消费者考虑他们自身供电的可靠性。

1 技术分析

供电可靠性管理是指通过采用一系列的手段和技术来保障供电系统的安全、 可靠运行， 确保电力供应的连续性和稳定性， 从而保障用户的用电需求， 并能快速有效地响应电力市场的变化。

首先， 供电可靠性管理需要对供电系统进行全面的评估和分析， 了解电网规模、 网络结构、 用电负荷、电力供应来源等重要因素， 并确定合理的电力供应方案， 确保供电系统的充足性、 安全性和稳定性。其次， 供电可靠性管理需要建立智能化的监测和控制系统， 通过对电网运行状态的实时监测和分析， 及时发现潜在的故障和隐患， 并采取相应的措施进行处理，以达到预防故障和降低风险的目的。第三， 供电可靠性管理需要加强对供电系统和设备的维护保养工作，定期对各种设备进行检验、 维修和更新升级， 确保设备的正常运行， 减少设备故障和电网停电的风险。第四， 供电可靠性管理需要加强对电力市场和用户需求的了解和分析， 及时倾听用户的反馈和建议， 灵活调整电力供应方案， 快速应对电力市场的变化和用户的用电需求， 确保用户的用电安全和便利。最后， 供电可靠性管理需要强化供电系统的应急预案和响应能力， 建立完善的故障处理机制和快速响应机制， 及时组织人员和设备进行应急抢修， 确保电力供应的连续性和稳定性， 在电力市场的竞争中保持优势和竞争力。

供电可靠性管理是一个全方位、 系统化的工作，需要科学合理地制定供电方案， 加强电力设备的维护保养， 完善监测和控制系统， 及时响应市场和用户的需求， 强化应急预案和响应能力， 全方位提升供电系统的安全、 可靠、 稳定运行能力。

2 电力中心可靠性和供电网络可靠性指标的计算

指数计算的基础是可用性系数（K） 。计算CP（供电中心） 可用性因子值的主要参数是第i个CP 的频率减载负荷（λi） 、 第i个CP-恢复供电的平均时间 （τi） 。

需要注意的是， 并非每个网络元件的故障都会导致变电站的供电中断。因此， 有必要考虑网络的结构和拓扑结构， 根据前人研究中提出的方法和先前研究的结果， 开发了网络可靠性的方案函数模型。

图1 显示了配电网拓扑结构的两种“基本”类型。对于与变电站传输网络有一个连接或仅通过串联网络元件连接的CP （图1a）， 这些参数由公式（2）-（4） 计算[3-5］。在这种情况下， 220 kⅤ架空线路故障将导致节点1-4 中的负载完全失效。对于更复杂的方案， 其具有从传输网络到CP 的并行连接 （图1b）， 或者具有到传输网络的几个变电站的连接， 或者具有与相邻CP 的链接， 使用公式 （5） 。

对于具有并行连接的方案， 重要的是要考虑网络操作模式。在这种情况下， 为了建立供电网络的方案功能可靠性模型， 将考虑：

对于“最大模式”—至少一条220kⅤ线路的故障导致负载损失CP 等于故障线路的负载。

对于“最小模式”—假设线路负载不超过50%， 其中一条220kⅤ并联线路的故障不会伴随连接到CP 1–CP 4 的负载损失。

然后， 对于与传输网络的任何类型的连接， 第i个CP 的供应网络可用性因子由 （1） 确定。

对于串行连接：

对于并联连接：

ωj，trj—分别为网元的故障率和平均恢复时间；y—CP 的供电网元数量； 根据网络结构信息计算窃听线路的ωj： 指定电压等级和线路长度的跨度故障率。

该方法的主要假设如下： 网元故障的运行时间比恢复时间长得多； 几个元件同时失效不被考虑。例如， 某地区10-110kⅤ电力供应公司的部分网络。该网络由20 条110kⅤ线路组成， 总长220km； 2 条35kⅤ高压线路， 总长23km； 185 条10kⅤ线路， 总长430km。所考虑的系统由187 个CP 组成， 总负荷为596.2 兆瓦。由于网络拓扑结构的复杂性， 本文没有描述其配置。

在表1 中， 根据网络结构及其拓扑结构的信息，计算了必要的参数， 以进一步分析CP 和供电网络的可靠性。ⅠCPR （电力中心可靠性指标）， ⅠSNR （供电网可靠性指标） 。

表1 可靠性参数

表1 还显示了在供应可靠性水平 （ⅠCPR 与ⅠSNR的比率） 上比较中心的能力。这可以用于设置供电网络上的电力传输的费率。在这种情况下， 网络公司将改善CP的无故障运行。

3 网络元件可靠性的影响

如上所述， 这种指数系统的使用允许根据供电网络的可靠性水平来区分电能传输的费率。

采取旨在提高网络可靠性的行动的决定通常不仅基于技术， 还基于经济效率。因此， 重要的任务是分析元件可靠性对集成ⅠSNR 和单个ⅠCPR 值的影响， 这将允许根据网络元件的影响程度对其进行排名， 以确定该地区无故障电源管理或分析区域网络的最关键因素。

为了计算供电网络中每个元件的可靠性对ⅠSNR的影响， 有必要确定最关键的供电网络元件的可靠性（架空线路被认为是网络元件） 。对于所选地区供电网络的部分， 有必要选择加强网络的优先事项， 针对“最小”和“最大”模式计算了ⅠSNR 变化对110 kⅤ架空线路故障率变化的依赖性。

表2 显示了不同负载模式和消费者类别的不同可靠性指标。对于每种模式， 都必须有特殊的无故障操作， 提高优先级。这一结果证明了在不同的操作模式下， 一些网络元件对ⅠSNR的影响， 并表明不仅需要考虑网络拓扑和结构， 还需要考虑操作模式及不同的消费者类别。

表2 ISNR对110kV线路无故障运行的依赖性

在实践中， 当做出关于网络重建的决策时， 有必要找到一个解决方案。我们提供给每个考虑的模式一个加权因子。“最小模式”为0.6， “最大模式”为0.4。网络的计算如表3所示。

表3 110kV电网改造优先级

结果允许确定改善110kⅤ架空无故障运行的措施的优先级， 以实现最大效率。首先， 应改进连接水电站和变电站的2 号线的无故障运行， 其长度为13.14km。应注意的是， 19号线和20号线具有优先权9 和10， 不考虑模式和消费者类别， 但如果考虑模式和消费者类别， 则具有优先权4和5。以这种方式， 可以进行计算以确定较低电压线路的影响。它将允许获得网元无故障运行增加的优先级表， 并改进电源可靠性的管理。当某些电力中心需要提高网络可靠性时，该方法可用于确定网络放大的优先级。

4 提高可靠性的途径和方法

供应网络公司面临的下一个重要问题是如何选择提高可靠性的措施。现有的提高配电网可靠性的途径和手段可分为两种： “要素强化”和“系统复杂性”。先前的研究表明， 对于35kⅤ及以上的电网， 提高无故障运行和可恢复性的有效方法是通过使用复合材料作为结构部件来加强架空线路的结构元件。在地区环境恶劣时， 湿度和空气污染会显著降低金属杆和绝缘体的耐久性。用于结构元件的复合材料的性能： 电线杆、绝缘体和电线在恶劣的气候条件和偏远地区可能是最好的。

对于0.4-35kⅤ的电网， 提高可靠性的有效方法可能是改进管理系统， 该系统基于重合闸的使用。但这种方法需要更多的配电网冗余线路。

对于线路10-0.4kⅤ， 一种替代解决方案可以是将分布式发电集成到网络中， 这将按照高于发电机电压（10kⅤ） 的电压等级产生冗余线路。由于电力系统工作条件的变化， 在某些情况下它是最高效的。如今，客户的负载状况和再分配发生了变化。这是家庭消费者份额的增加和大型工业消费者的减少。

大型发电站需求的减少导致了分布式发电作为当地主要电力供应的引入。该解决方案的有效性在于，它可以提高可靠性， 减少损失， 提供电压水平， 降低最终用户和其他人的电价。将分布式发电引入网络可以将网络转变为分布式电力系统， 消除对小型发电和10 kⅤ配电网的限制， 将有助于规划和实施技术措施， 通过提高电力中心的可靠性， 确保消费者的电力供应不中断。确定分布式发电与网络的连接位置和估计效率是进一步研究的任务。

5 结束语

统一的电力系统可靠性被分解为几个部分。管理电源的可靠性并确定每个部件对电源不间断的影响是很重要的。

提出了计算区域电网和向电力中心输电的可靠性指标的方法。考虑到可靠性、 网络结构及其拓扑结构， 该方法也可用于比较电力中心。分析架空线路无故障运行对供电网络可靠性综合区域指标和电力中心可靠性指标的影响的方法。

以某地区区域供电公司为例， 介绍了电力中心可靠性的比较方法。所提出的方法有助于确定无故障操作伴随着最大ⅠSNR 可靠性增加的网元。这对于供电可靠性管理具有重要意义。为了提高电网的可靠性，建议在架空线路、 重合闸和分布式发电中使用复合结构部件。