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毕业设计题目G市配电网可靠性规划中文摘要配电系统处于电力系统末端,是把输变电系统与用户设施链接起来,向用户分配电能和供给电能的重要环节,配电网可靠性研究对用户和供电企业均有重要意义本文的目的就是根据可靠性理论去分析G市电网的可靠性,利用ETAP软件计算G市可靠性指标,对配电网供电可靠性现状进行统计分析,针对G市配网2015年规划做可靠性提升潜力评估论文提出了一套比较科学和系统的可靠性规划方法,首先要求先对G市配电网现状以及G市配电网历史运行数据进行分析,并且在现状电网下进行可靠性分析,在可靠性现状评估的基础上对规划期的可靠性指标目标值进行细化,以确定较为合理的可靠性目标然后,给出规划期可靠性指标的预测,将其与目标值进行比较,为各项改善措施的可靠性贡献定量研究提供目标依据最后,通过对改进可靠性措施与现状电网可靠性之间进行比较,对两者进行成本-效益评估并提出改进意见关键词配电网可靠性评估成本效益分析可靠性规划DistributionnetworkplanningreliabilityonGcityAbstractAttheendofthepowersystempowerdistributionsystemisthetran__issionsystemanduserfacilitylinktotheuseranimportantlinkofthepowersupplyanddistributionofelectricalenergypowerdistributionnetworkreliabilityresearchofbothuserandpowersupplyenterprisesofgreatsignifican__.Thepurposeofthisarticleisbasedonreliabilitytheoryto____yzethereliabilityofGcitypowergridETAPsoftwareisusedtocalculatereliabilityindexGcitycarriedoutastatistical____ysisaboutthepresentsituationofdistributionnetworkpowersupplyreliability2015Gcitydistributionnetworkplanningagainstdoingreliabilityas__nsionpotentialevaluation.Paperputsforwardasetofmorescientificandsyste__ticreliabilityplanningmethodFirstofallclaimonthebasisofthestatusqualifiedofreliabilityevaluationforthinningplanningphaseoftargetreliabilityindexareasonabletodeterminethereliabilityofthegoal.Thentheplanningphaseofthereliabilityindexofthepredictioncomparedwiththetargetcontributingtothemeasuresimprovingthereliabilityofthequantitativeresearchprovidesthebasisofthegoal.Finallyontheimprovedreliabilitymeasureandconparisonbetweenthestatuspowerdistributionsystemreliabilitycost-benefit____ysisforasses__entandputforwardtheimprovementopinion.Keywords:PowerDistributionSystemReliableAsses__entCost-benefit____ysisReliabilityplan目录TOC\o1-3\h\u第一章前言
11.1本课题的研究背景及意义
11.2国内外配电网可靠性发展状况及研究状况
21.3本论文主要内容3第二章配电网可靠性理论基础
52.1电力系统可靠性概述
52.
1.1可靠性概念
52.
1.2可靠性在电力系统中的应用
52.
1.3配电系统的特点
62.
1.4配电可靠性概述
72.2配电网可靠性评估理论
72.
2.1供电可靠性评估指标
82.
2.2配电网供电可靠性评估方法
92.
2.3供电可靠性评估软件ETAP简介
102.3提高供电可靠性的方法分析
112.
3.1元件的可靠性模型
112.
3.2提高配电网可靠性的措施12第三章G市配电网可靠性现状及薄弱环节分析
143.1概况
143.2中压配电网现状分析
143.
2.1中压配电网概况
143.
2.2网络结构水平
153.
2.3负荷供应能力
173.
2.4装备技术水平
203.
2.5重要用户供电情况
243.
2.6中压配电网综合评价
243.3电网存在的薄弱环节
273.
3.1网络结构水平
273.
3.2负荷供应能力
283.
3.3中压配电网装备技术水平
283.
3.4重要用户供电
293.
3.5农网存在问题
293.
3.6其他问题29第四章G市配电可靠性提升措施效果定量评估
314.1G市配电网可靠性评估
314.
1.1原始数据分析
314.
1.2G市电网可靠性分析
334.2规划目标
364.
2.1中压配电网规划目标
364.
2.2相关规划指标
374.
2.32015年网架水平可靠性计算
384.3提升可靠性的措施
404.
3.1提高线路可转供能力
404.
3.2合理设置分段数效果评估
414.
3.3加强综合停电管理
444.
3.4采用智能开关的效果提升
454.
3.5采用故障指示器的效果提升
474.
3.6综合措施对提升可靠性的效果评估
494.4本章小结50第五章G市配电网成本-效益分析
525.1配电网可靠性成本与效益
525.2配电网可靠性投资成本估算
535.
2.1配电网可靠性投资成本
535.
2.2配电网可靠性效益估算
545.3G市电网投资成本估算
565.
3.1G市电网成本投资估算
565.
3.2G市配电网可靠性提升效益估算
585.
3.3G市电网可靠性投资成本—效益对比58第六章总结
606.1远景规划结论
606.
1.1电量负荷预测
606.
1.2中压建设规模
606.
1.3投资估算
606.2尚需进一步研究的关键问题及下一步工作的建议
606.3通过本论文的研究所得出的结论61____63致谢64第一章前言
1.1本课题的研究背景及意义配电系统可靠性分析是供电可靠性技术中的重要组成部分,提高配电系统可靠性水平是保证供电可靠性水平的重要手段之一在1995年版《电业生产事故调查规程》中,10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中随着电力企业管理工作的不断发展和深化,配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要因此,进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题平
[1]“经济要发展,电力要先行”是我国经济建设中的一个重要经验电力是一个地区经济、社会发展最重要的基础设施之一,因此,对大型电力系统进行可靠性评估,在电网设计和运行中保证电力系统的可靠性是十分有必要的
[2]配电网作为电力系统中直接与电力用户相连的环节,其可靠性是供电企业和电力用户非常关心的问题在电力市场条件下,供电可靠性是影响供电公司竞争力的重要因素同时居民生活水平的提高,对配电网可靠性提出了更高的要求
[3]输电系统和发电系统故障会给电力用户造成供电中断,但是在这些系统中发生的故障和配电系统中发生的故障相比,后者更可能影响到用户因此有必要对供电可靠性进行科学合理的规划,以指导配电网可靠性水平的提高提高配电网供电可靠性,不但可以减少停电损失,避免由于停电所引起的经济纠纷,还可以树立良好的供电企业形象
[4]配电网的供电可靠性指标将会由目前的现状发展成日益满足电网安全运行和__服务的要求在1995年版《电业生产事故调查规程》中,10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中随着电力企业管理工作的不断发展和深化,配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要因此,进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题在1995年版《电业生产事故调查规程》中,10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中随着电力企业管理工作的不断发展和深化,配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要
[5]因此,进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题
1.2国内外配电网可靠性发展状况及研究状况有关配电网的供电可靠性研究,可以追溯到20世纪60年代,其起步晚于发电和输电系统可靠性的研究现代的电力系统的供电能力强大并且涉及__及其广泛,任何停电事故的发生都会造成巨大的经济损失和社会影响由于缺乏对可靠性的研究和管理以及人们开始并未意识到配电网可靠性的重要性,一些国家的电力系统曾发生过过大__的停电事故1965年11月9日,美国东北部电力系统包括纽约市发生的大停电引起社会秩序的极大混乱经过这次__之后,各国都开始注意和重视电力系统的可靠性问题,并制定出相应的技术规范
[6]20世纪80年代以来,美国、___、法国和__等在可靠性工程方面作了大量工作,在电网规划、施工__调试、生产运行、检修维护以及人员培训等各方面都开展了可靠性管理,使供电可靠性指标不断提高,达到较高水平例如法国巴黎1993年用户年平均停电时间为58min,相当于供电可靠率为
99.9975%,到2000年缩短为
13.7min,相当于
99.999%
[7]近年来,在可靠性评估方面又取得了很大进展在元件建模方面,提出了元件的多状态模型,给出了元件更确切的表述对于继电保护的影响,以往是将其影响等效到相应的变压器或断路器中最近的研究对其进一步探讨,提出了显式的模型在模拟法方面,提出了不同的网络分析模型,并逐步包括相关故障、共模故障、计划检修、拉闸限电及各种内外部因素影响的可靠性计算评估的数学模型函数法用于可靠性安全性评估,能有效地计及系统的安全性提出了基于元件持续时间抽样方法,将多重故障评估转化为单重故障评估,有效地计及了系统的多重故障在60年代,人们开始研究电力系统可靠性时,主要侧重于发电系统可靠性或者以发电和输电组成的大电力系统可靠性相比之下,配电系统的可靠性研究远未得到应有的重视70年代以后,特别是近20年来,随着经济技术的发展和人民生活质量的不断提高,用户对供电可靠性的要求越来越高因此迫切需要对城市电网进行合理的改造,配电系统的可靠性研究越来越为人们所重视世界各国,特别是工业技术发展较快的先进国家都普遍开展了配电系统可靠性的研究和应用,并已取得了很大的成果我国从20世纪70年代末期,在电力部门和科研院校中着手研究电力可靠性问题,1983年成立中国电机工程学会可靠性专业委员会,聚集了科研院校和电力部门的力量,推动电力可靠性管理和理论研究工作通过对国外电力可靠性管理先进技术和经验的引进、研究、以及在国内部分电力企业开展电力可靠性管理试点取得了较好效果,并在1985年1月成立电力可靠性管理中心,正式开始在全国范围内推动开展电力可靠性管理工作我国的电力可靠性管理经过__多年来的发展,已形成了一整套具有中国电力工业特点的电力可靠性管理的__、制度、技术标准体系建立了覆盖全电力行业的电力可靠___采集、分析、评价体系电力可靠性技术在各电力企业的生产管理得到广泛使用电力系统的各类可靠性指标得到全面的提高特别是最近几年,在全国出现大范围供电紧张的情况下,电力可靠性管理通过提高设备和电网的可用率和安全性来满足社会对电力的需求可靠性技术与可靠性管理方法已渗透到电力系统的规划、设计、运行和管理及设备制造等各个方面,对大电网、大机组、高电压的现代电力系统的安全运行和连续可靠的供电所起的作用日益显著实践证明,可靠性管理是对设备、机组和电网全过程的质量管理和安全管理可靠性技术的广泛应用和可靠性管理工作的深入开展,在为保证电力系统的安全可靠运行、促进企业的安全生产,为提高全电力行业的技术装备和管理水平,为提高企业的服务水平和经济效益,提高企业在市场环境中的竞争能力等方面发挥了积极而重要的作用我国的电力可靠性管理经过__多年来的发展,已形成了一整套具有中国电力工业特点的电力可靠性管理的__、制度、技术标准体系;建立了覆盖全电力行业的电力可靠___采集、分析、评价体系;电力可靠性技术在各电力企业的生产管理得到广泛使用;电力系统的各类可靠性指标得到全面的提高特别是最近几年,在全国出现大范围供电紧张的情况下,电力可靠性管理通过提高设备和电网的可用率和安全性来满足社会对电力的需求
[8]
1.3本论文主要内容本文是围绕“G市2015年度的规划网架”项目展开的城市配电网可靠性规划及其技术评估方法的研究利用ETAP软件计算G市配电网可靠性指标,对相应可靠性提升措施的成本-效益分析通过分析计算结果得到可行的G市电网可靠性提高的改进建议规划设计技术原则是编制配电网发展规划的技术准绳为了提高规划编制水平,保证规划成果能有效地指导配电网建设更新与改造,实现电网持续健康地发展,因此要对G市的_____的发展和配电网实际情况进行了解然后对其进行规划和设计论文提出了一套比较科学和系统的可靠性规划方法,方法首先要求先对G市配电网现状以及G市配电网历史运行数据进行分析,并且在现状电网下进行可靠性分析,在可靠性现状评估的基础上对规划期的可靠性指标目标值进行细化,以确定较为合理的可靠性目标然后,给出规划期可靠性指标的预测,将其与目标值进行比较,为各项改善措施的可靠性贡献定量研究提供目标依据最后,通过对改进可靠性措施与现状电网可靠性之间进行比较,对两者进行成本-效益评估并提出改进意见本文主要研究内容有
(1)首先概述了配电系统可靠性研究的背景,必要性然后叙述了配电系统可靠性评估研究的目的和意义,以及可靠性研究的现状和评估方法
(2)介绍了配电系统及配电系统可靠性的基本概念
(3)对G市配电网现状并且对薄弱环节进行分析
(4)对G市电网10kV配电系统进行了简要叙述并进行配电网络结构进行分析,全面分析G市配电线路的分段及联络情况,从而对配网结构有了一个整体把握
(5)对G市配电系统各种典型接线方案,进行可靠性评估计算和综合分析,从而定量得出各种接线方案的系统供电可靠性配电系统可靠性指标既与故障元件有关,也与故障后隔离故障以及恢复供电的开关装置有关网架结构对可靠性指标有着较大的影响,应根据实际情况,提高线路之间的联络率,提高供电转供率,对现状电网的分段数进行合理的优化,采用智能开关对故障修复时间进行优化并且通过加强停电管理措施减少预安排停电率以及预安排停电时间等措施,提高系统的可靠性水平
(6)通过对G市配电网现状的可靠性评估与改进措施后的结果进行对比,引入G市可靠性投资成本,与改进措施前进行成本-效益分析,通过对G市配电网改进前后的成本-效益进行对比,提出对G市配电网可靠性提升的改进意见第二章配电网可靠性理论基础
2.1电力系统可靠性概述
2.
1.1可靠性概念可靠性理论的发展,可以追溯到第二次世界大战期间,当时德国为了对导弹的可靠性作出估计,提出了关于可靠性的一个重要理论任一元件的故障可能导致系统(串__统)故障,其可靠性等于各__元件可靠性的乘积由于__元件的可靠性是小于1的,所以,系统的可靠性比系统中可靠性最差的一个元件还要低关于可靠性的概念,一般是这样认识的可靠性是指一个元件、设备或系统在预定时间内,在规定的条件下完成规定功能的能力可靠性涉及元件失效数据的统计和处理、系统可靠性的定量评定、可靠性和经济性的协调等多方面内容,是一门边缘学科,具有实用性、科学性和时间性三大特点
2.
1.2可靠性在电力系统中的应用电力系统可靠性问题的研究,目的是对整个电力系统进行可靠性评估但现代电力系统是由发电系统、输电系统、配电系统等组成的庞大复杂的大系统,目前只能是把发电系统、输电系统、配电系统人为地分割开来进行可靠性研究,所以有发电系统可靠性、输电系统可靠性、配电系统可靠性这样的称呼电力系统可靠性问题的研究有两个方面的目的一是为电力系统的发展规划进行__可靠性估计;二是为制定每天或每周运行计划而进行可靠性预测这两类问题研究所需的数学模型和计算方法是不同,对短期可靠性的预测还处于探索阶段同的,目前关于__可靠性问题的研究已达到实用阶段,因为短期可靠性的研究需要考虑电力系统稳定性等问题,而这些问题都还不是很成熟目前研究电力系统可靠性的方法有两种一种是解析法,另一种是模拟法这是两种完全不同的方法,解析法是将元件或寿命的过程模型化,然后通过数学方法进行可靠性分析,计算出可靠性指标;模拟法也称为蒙特卡洛法或仿真法,它是采用计算机仿真的方法,模拟元件或系统的寿命过程,并经过规定的时间后进行统计,得出可靠性指标
2.
1.3配电系统的特点
(1)由于电力系统具有发供用的同时性,且配电系统处于电力系统的末端直接与用户设备相连接配电系统可靠性指标实际上是整个电力系统可靠性的综合反映因此,研究配电系统可靠性不仅要考虑配电系统机器设备自身的结构特性状况,而且必须要考虑发输变电等上级系统及设备以及用户设备的结构特性状况可能带来的影响
(2)配电系统是电力系统向用户供应电能和分配电能的最终环节,因此必须以改善和提高配电系统对用户供电的能力和质量为目的
(3)配电设备是构成配电系统的基础,配电系统的可靠性取决于配电设备的特性及其组合的方式配电系统的结构形式和运行方式是多种多样的,有放射式结构、双回路结构和多回路结构、双电源结构、环形及网状结构等,因此不同结构方式下相同设备故障的影响有所不同,必须对配电设备的特性数据进行连续的统计
(4)配电系统多采用冗余配置,即通过手动切换和自动切换可以对用户提供不同的供电方式,不至于长时间停电配电系统的一个特点是以环形网络设计,以辐射状或以弱环网运行,这个特点在众多的配电系统软件中用到,在配电系统可靠性评估中也要用到这个特点
(5)配电系统的主干线上常装设有隔离刀闸,分支线的入口处常有熔断器系统故障后,这些元件虽然无法直接隔离故障,但是在上层断路器跳开后,可以通过转换隔离开关和熔断器对故障分支线的熔断而达到尽快地恢复故障以外地区供电的目的
2.
1.4配电可靠性概述配电系统包括配电变电站、高低压配电线路、馈线等网络和设备作为直接与用户相连的部分,配电系统可靠性直接影响着用户正常供电,其在安全、可靠以及经济供电方面发挥着重要作用随着经济结构调整、高新产业比重越来越大,用户对供电可靠性的要求越来越高我国配电系统的电压等级,根据《城市电力网规划设计导则》规定,380V、220V为低压配电系统,10kV,6kV,3kV为中压配电系统,35kV、63kV、110kV为高压配电系统,220kV及以上电压为输电系统随着主网架电压等级的升高,存在着部分220kV线路演化为高压配电主干的趋势配电系统可靠性是指供电点到变电站、高低压线路以及接户线在内的整个配电系统及级别按可接受标准及期望数量满足用户电力及电能需求能力的度量其实质就是研究直接向用户供给电能和分配电能的配电系统本身及其对用户供电能力的可靠性配电系统直接与用户相连接,具有特殊的运行方式一旦配电系统或设备发生故障或进行检修,试验等,往往会同时造成对用户供电的中断,直到故障排除或修复,系统和设备恢复到原来的完好状态再继续供电因此,在研究配电系统可靠性时,不仅要考虑设备的可靠性,还必须考虑系统排除故障的方式和恢复供电的能力配电网可靠性研究包括配电系统可靠性指标、配电系统可靠性指标的统计和配电系统可靠性预测三个方面
2.2配电网可靠性评估理论配电系统的可靠性评估,就是利用配电系统拓扑信息和配电系统可靠性参数,如元件故障率、平均修复时间、计划检修等,采用解析法或模拟法评估配电系统各项可靠性指标对配电系统所用线路设备的供电可靠性做出评价,衡量电力系统的运行状况,判定配电网供电可靠性的优劣,可靠性评估不仅研究配网内的电力设备的可靠度,系统以何种运行方式供电可靠性最佳,并确定提高供电可靠性的技术措施和管理方法配电系统可靠性评估包括对配电系统中的元件和系统的可靠性计算配电系统由许多特有的元件组成,如架空线路、断路器、重合闸、变压器等,可靠性评估就是在了解这些元件的可靠性参数的基础上对系统可靠性水平进行定量评估通过可靠性计算的分析,找到系统中可靠性薄弱环节,从而提出行之有效的改进措施
[9]
2.
2.1供电可靠性评估指标配电系统可靠性评估指标是衡量系统可靠性的标准和依据配电系统的供电可靠性研究的是配电系统对用户连续供电能力的程度根据《供电系统用户供电可靠性评价规程》(DH/T836-2003)规定,供电系统用户供电可靠性统计评价指标,按不同电压等级分别计算,并分为主要指标和参考指标两大类其中,可靠性主要指标主要包括供电可靠率、用户平均停电时间、用户平均停电次数、系统停电等效小时数等,可靠性参考指标主要包括平均停电用户数、用户平均停电缺供电量、停电用户平均停电时间等
(1)系统平均停电频率指标SAIFI是指系统供电的每个用户在单位时间内的平均停电次数(单位次/用户·年)
(2)系统平均停电持续时间SAIDI是指由系统供电的每一个用户在一年中的平均持续停电时间(单位小时/用户·年)3用户平均停电频率指标CAIFI是指每个被停电用户在一年中的平均停电次数(单位次/停电用户·年)4用户平均停电持续时间CAIDI,表示至少经历一次停电的用户的停电平均持续时间5平均供电可用率指标ASAI,为供电可用的总用户小时数除以在指标的计算期限内的总用户小时数6平均供电不可用率指标ASUI上述系统可靠性指标是国际生所采用的可靠性指标,在我国《供电系统用户供电可靠性评价规程》中已被包含在内为了反映系统停运的重要性以及严重程度,重点分析供电可靠率(RS)、用户平均停电缺供电量(AENS)两个关键指标对配网可靠性的影响供电可靠率在统计期间内,对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值,记作RS用户平均停电缺供电量在给定时间内,平均每一户用户因停电缺供的电量,记作AENS在收集配电网基础数据之前首先要统计配电网供电设施,即配电网变电站设备、线路设备和用户设备变电站设备主要包括从变电站母线侧出现道闸算起,到各连接点位置的所有中间设备,如断路器,隔离开关等线路设备则是指由变电站出线杆塔或出现电缆头搭头至用户用电配电变压器二次侧出现套管或用户高压设备引连线搭头为止所连接的中间设备配电网基础数据的__可以是线路数据、用户供电情况、负荷数据、设备数据、停电数据以及计算数据也可以是按高、中、低压对配电网基本情况进行分类,统计供电系统的停电状况,则按停电原因和停电设备分类通过收集这些数据,可以得到配电网的具体运行状况
2.
2.2配电网供电可靠性评估方法目前,有关配电系统可靠性预测评估的方法很多,有故障模式后果分析法、可靠度预测分析法、状态空间图评估法、近似法及网络简化法等其中使用较为广泛,并且已经时间证明比较切合实际,能够反映配电系统结构和运行特性的,是以元件组合关系为基础的故障模式后果分析法此外,__以裕度概念为基础的系统可靠度预测分析法也是一种行之有效的方法对于这些方法的选用,主要取决于所研究的系统的形式以及所要求的分析深度故障模式后果分析法(FMEA)首先列出系统全部可能的状态,以段作为负荷转移的最小单位,以每一个线路元件为对象,分析每一个基本故障__及其后果然后利用元件可靠性数据如故障率、故障排除时间等选择某些合适的故障判据对系统的所有状态进行分析建立故障模式后果表查清每个基本故障__及其后果然后加以综合求出系统的可靠性指标
[10]
2.
2.3供电可靠性评估软件ETAP简介本文中对随机停电__的可靠性预测评估采用美国OTI公司(OperationTechno-logyInc.)__的商用软件——电力及电气系统综合分析计算仿真软件ETAPETAP的可靠性分析程序采用解析法模型进行可靠性评估,算法中采用目前通用的故障模式与后果分析法(FMEA),可计算负荷点和整个交流系统的可靠性指标一般用于衡量配电系统可靠性的基本稳定指标有三个负荷点故障率λ、负荷点年平均停电持续时间U、负荷点每次故障平均停电持续时间rETAP用这三个基本指标和系统中每个负荷点所接用户的数量、平均负荷以及用户中断成本可计算扩展出以下两套指标一套是系统可靠性指标系统平均中断频率(SAIFI)、系统平均中断时间(SAIDI)、用户平均中断时间(CAIDI)、系统平均供电可用率(ASAI)、系统平均供电不可用率(ASUI);这些指标可用于估计配电系统的整体性能另一套是可靠性成本指标有电量不足期望值(EENS)、停电损失期望值(ECOST)、停电损失评价率(IEAR);EENS、ECOST和IEAR指标可以是每个负荷点的指标也可以是整个系统的指标将ETAP应用于规划网架可靠性评估的主要步骤为
(1)根据配电网辐射状供电的特点,按分段和联络情况的不同,将基本网络结构抽象为几种典型接线方式,并计算它们之间的比例关系;
(2)分别确定各类设备的停电率、单次停电的平均时间;
(3)计算各种典型接线模式的供电可靠性指标;
(4)根据典型接线间的比例将上述供电可靠性指标加权平均形成总体指标软件ETAP可靠性分析中采用的基本假设和计算条件
(1)只考虑交流系统;
(2)所有开关设备在必要时都正常运行;
(3)在隔离故障时,开关设备能够打开,使用相应的开关操作以转供负荷,电源容量满足负荷的供电要求;
(4)所有故障在统计上是__的,不考虑共同模式故障
2.3提高供电可靠性的方法分析
2.
3.1元件的可靠性模型根据配电系统中各元件的功能,将其划分为静态元件静态元件是指配电系统中将电能从一个节点传输到另一个节点的元件,或起调节和控制电压作用的元件如变压器、输电线路、母线、系统补偿器等都属于这类元件对于配网中的配电变压器、架空线路、电缆、隔离开关、熔断器等静态元件,采用三状态模型进行分析,如图2-1所示其中,为计划检修率;为故障率;为计划检修修复率;为故障修复率图2-1可靠性元件三状态空间图图2-1中,故障率是由正常工作状态向故障状态的转移率;计划检修率是由正常工作状态向计划检修状态的转移率;故障修复率是元件由故障状态向正常运行状态转移的概率,它与故障修复时间互为倒数关系;计划检修修复率是元件由计划检修状态向正常运行状态转移的概率,它与计划检修的时间互为倒数关系在三状态模型中,如果将计划检修停运状态和故障停运状态合并成故障状态,即可简化得到元件的二状态等效模型,见图2-2图2-2二状态等效模型图2-2中,为故障率,为修复率,简化的故障率与修复率的关系式为二状态模型是元件可靠性模型中最简单的模型,元件仅有故障和正常两种状态,适用于仅对系统作简单可靠性分析和着重研究可靠性评估算法的情况
2.
3.2提高配电网可靠性的措施配电系统可靠性指的是供电点到用户在内的整个配电系统及设备按可接受标准及期望数量满足用户电力及电能量需求能力的量度因此,影响配网系统供电可靠性的因素可包括
(1)气候因素的影响配电网都是处在不同的气候条件下运行的,其元件的故障率受外界气候条件的影响比较大随着所处气候条件的变化,配电网元件的故障率在大多数情况下也会发生变化
(2)系统网架结构的影响由于历史原因,一些电网结构满足不了安全标准,即在系统内一段发生故障时,不能可靠地,快速地切除故障此外,线路数量、线路平均长度、线路接线模式、线路供电半径、可转供电率、电缆化率、负载率、线路分段数等也影响着配电系统可靠率
(3)配电系统设备的状况包括配变的基本状况(如容量、老化程度、绝缘性能等),架空线路、电缆、隔离开关、断路器、熔断器等元件的基本状况,以及带电作业车辆、发电车辆的配置情况等
(4)配网技术的因素包括配网故障抢修的先进工器具、10kV带电作业情况、配网自动化建设情况、开关、电缆及其他设备的状态检测设备情况等等
(5)人为因素人为过失会影响配电网的供电可靠性人为过失可以分为工作人员过失和外部人员过失工作人员过失主要是指运行和设备检修人员的人为过失导致误操作和设备维护不当引发的意外事故可以通过培训,提高工作人员的技能来减少过失的发生外部人员过失主要是指用户电缆被挖伤、乱堆杂物造成线路故障、车辆撞杆、气球挂线以及其它一些意外事故,可以通过采取预防护措施及相关知识的____可减少这类过失的发生
[11]基于配网供电可靠性影响因素,结合G市配电网规划情况,考虑配电网可靠性的改善措施如下
(1)合理配置分段和分支开关;
(2)提高线路互供能力;
(3)网架结构改造;
(4)控制每一段线路上的用户数;
(5)引进先进的配电网技术以及设备第三章G市配电网可靠性现状及薄弱环节分析
3.1概况G市供区__1232平方公里,2011年供区内户籍人口
30.24万人,常住人口为
25.75万人2011年,G市供电量为
1.59亿kWh,售电量为
1.45亿kWh,年最大供电负荷为
3.58MW供电可靠率(RS-3)为
99.78%,110kV及以下综合线损率为
9.02%,综合电压合格率
95.25%供电企业基本情况统计如表3-1所示表3-12011年G市供电基本情况统计表项目数值供电__km1232供电人口万人
25.75售电量亿kWh
1.45供电可靠率RS-1%
99.78供电可靠率RS-3%
99.78110kV及以下综合线损率(%)
9.02综合电压合格率%
95.
253.2中压配电网现状分析
3.
2.1中压配电网概况截至2011年,G市中压配电网共有10kV线路45回,其中公用线路34回,专用线路11回;10kV公用线路
729.48km,其中电缆线路
8.11km,架空线路
721.37km;10kV公用线路装接配变1121台,配变容量
106.86MVA;其中公用配变766,容量
56.50MVA;专用配变355台,容量
50.36MVA;10kV柱上开关111台,开关站2座、开关柜10面现状中压配电网设备统计情况如表3-2所示表3-2现状中压配电网设备统计供电区分类公用馈线专用馈线(回)公用馈线回电缆km架空线km合计km开关柜面柱上开关台开关站座D
57.
9135.
7343.64103003F
290.
2685.
64685.8408128合计
348.
11721.
37729.4810111211注
(1)中压线路按照路径距离统计,均为线路全线长度;
(2)10kV开关柜指变电站围墙之外的户内开关柜开关柜按实际间隔进行统计,以面为单位,如2进2出开关站计为4面,仅统计公用开关站和配电站中的开关柜数量;
(3)开关站为中压配电网中设有母线及其进出线设备、接受并分配电力、能开断负荷电流或短路电流的配电设施开关站有户外开关站和户内开关站两种型式,户内开关站分为小型开关站和中心开关站户外开关站由__在户外环网开关柜组成(简称为户外开关站);小型开关站由__在户内的单组环网柜组成
(4)中压线路跨供电区分类的归属按照装接配变容量所占比重来决定,线路归在装接配变容量所占比重较高的供电分区
3.
2.2网络结构水平
1、主干线长度根据《110千伏及以下配电网规划指导原则》中对于线路长度的相关规定“10kV配电线路的长度应满足末端电压质量的要求,各类供电区的线路长度宜控制在以下范围内D类6km,F类15km”因此,G市总计1回10kV线路长度不满足《指导原则》要求,占公用线路总条数的
2.94%G市10kV中压配电网线路主干长度分布情况如表3-3所示表3-3现状公用线路主干长度分布情况供电区分类项目DF合计主干线路平均长度(km)
1.
445.
995.32超出供电分区线路长度标准的回路数(回)011屯占供电分区线路总数比例(%)
03.
452.94现状公用线路主干偏长线路的详细情况如表3-4所示表3-4现状公用线路主干偏长线路明细供电区分类变电站名称线路名称主干导线型号主干长度(km)线路总长度(km)F广青变大同线LGJX-70mm
216.
5149.92主干线路过长线路位于F类供电区,造成线路偏长主要原因有
(1)受地形和地势影响,一定程度上造成线路走廊曲折迂回,导致部分线路供电距离偏长;
(2)受负荷分布影响,部分区域负荷密度较低,负荷点分散,在电源布点少的情况下,造成线路供电距离偏长
2、接线模式线路的接线模式直接影响着系统的供电可靠性与用户的用电水平,采用合理有效的接线模式既可以在很大程度上提高系统的供电质量,又能获得良好的社会与经济效益,因而接线模式在配电系统分析与规划过程中也是不可忽视的一个重要方面2011年G市中压配电网接线模式以单辐射为主,共有单辐射线路37回,环网化率为
26.47%,网络接线标准化率为
97.06%,站间联络率为
26.47%可以看出,G市的10kV电网接线模式存在F类供电区环网化率低于导则要求,供电可靠性不高的问题,造成上述问题的原因包括
(1)在之前的电网建设中,缺乏合理的目标接线作为指导;
(2)G市电网变电站出线间隔利用率高,且剩余出线间隔因变电站负载率高而不具备优化网络结构的条件;
(3)G市电网缺乏110kV电源点,不具备优化网络结构的条件单辐射线路在线路故障或者检修时,其线路负荷无法转供,将导致部分线路段或者全线停电,供电可靠性差,抗灾能力低,难以满足电网安全、可靠发展的要求
3.
2.3负荷供应能力
1、线路负载情况线路负载率是反映配电网运行状况的主要指标之一,G市中压配电网公用线路平均负载率为
28.19%根据规划细化的要求,线路负载率超过80%为重载,超过100%为过载按照上述标准,G市2011年无过载线路;重载线路1回,重载线路所占比例为
2.94%,其中县城线线路的负载率几近重载下限造成线路重过载的原因包括
(1)线路本身负荷较重,装接配变容量高,而对应区域变电站已无出线间隔来满足新增负荷;
(2)线路主干线长度短,次干导线偏长且截面偏小,存在“卡脖子”情况,线路截面偏小限制了整条线路的供电能力;
(3)线路位于负荷快速发展的工业园区及周边,相比于负荷增长速度,10kV配电网的发展相对滞后
2、现状线路装接配变情况根据规划细化的要求,每回变电站10kV出线所装接的配电变压器总控制容量工业用户不宜大于_____kVA,商业及办公不宜大于12000kVA,居民__区不宜大于15000kVA,超过以上标准为线路装接配变容量过高G市10kV公用线路装接配变容量分布情况如图3-1所示图3-1现状公用线路装接配变容量分布图现状10kV线路装接容量偏高线路共计2回,均分布在D类供电区装接配变容量偏高线路明细如表3-5所示表3-5现状公用线路装接配变容量过高明细序号供电区分类线路名称装接配变容量(MVA)线路负载率(%)1D昌盛北线
20.
3986.022D县城线
12.
2476.97造成线路装接配变容量过高,主要是以下两种原因
(1)G市城区缺乏110kV电源点,且变电容量滞后于负荷的增长,造成变电站负载过重,从而无优化变电供电范围,线路合理装接配变的能力;
(2)变电站间隔资源紧缺,且专用线路占用了一部分间隔,新装配变只能装在已有线路上通过线路装接配变容量分布与线路重过载的综合分析可以看出,G市电网存在装接配变容量高、线路重载的两方面问题此类线路装接容量过高,而难以承受未来新增负荷的接入随着用户用电负荷的攀升,线路将可能持续重过载运行,危及线路的安全可靠运行,影响供电可靠性此外,因负荷偏重,难以实现线路的经济运行,增大了配电网的供电损耗
3、线路可转供电情况分析可转供电线路的定义为,有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下,某回线路的变电站出线开关停运时,其全部负荷可通过不超两次转供电操作,转由其他线路供电,那么该线路称为可转供电线路G市中压配电网可转供线路统计情况如表3-6所示表3-6现状公用线路可转供电情况供电区分类DF合计可转供电线路回数(回)066该类供电区线路可转供电率(%)
014.
7114.71可以看出,现状中压配电网可转供线路共5回,可转供线路占有联络关系线路(9回)的
55.56%,占中压配电网线路总数的
14.71%现状有联络关系但不满足可转供的线路情况如表3-7所示表3-7现状不满足可转供电的有联络线路明细校验线路联络线路1失电比例(%)线路名称最大载流量(A)负载率%线路名称最大载流量(A)负载率%昌盛北线
58086.02县城二回线
58031.
7620.67县城二回线
58031.76昌盛北线
58086.
0255.98县城线
58076.97县城#1线
580035.04屯城联络线
58067.34屯城联络线
58067.
3425.75线路本身负荷较重以及变电站重载是G市电网D类供电区线路不能通过转供主要的原因其中,县城线与县城#1线在屯城站母线出线处联络,因屯城站重载,当县城线出故障检修时,县城#1线不能完全转供县城线线路上的负荷;屯城联络线路仅用作站间联络线路使用,其正常工作时,不带负荷,仅在变电站故障时转带故障变电站的一部分负荷,不能完全转供不可转供线路对供电可靠性有较大影响,应通过变电站新增布点合理调节线路负荷、优化网架结构、降低装接容量等方法,实现联络线路均可转供,提高中压网供电可靠性
4、配变负载情况对现状所有公用配电变压器最大负载率情况进行统计,2011年G市重、过载配变共97台,占公用配变总台数的
12.66%现状重、过载配变情况如表3-8所示表3-8现状重、过载配变情况类别配变最高负载率80%~100%大于100%台数(台)3562占公变总台数的比例(%)
4.
578.09容量(MVA)
2.
004.28占公变总容量的比例(%)
3.
547.58截止2011年底,G市存在的重、过载公用配变主要由负荷发展迅速及配电变压器新增布点建设进度未跟上,小容量变压器难以适应近期快速增长的负荷而造成的配变重过载运行不仅难以满足低压用户的负荷增长及新增负荷的供电需求,也在一定程度上增大了配电变压器的供电损耗,不利于配电网的经济运行
5、电压质量分析对G市现有公用线路电压质量进行统计,无最低电压低于或高于额定电压7%以上的线路
3.
2.4装备技术水平
1、配电线路根据《指导原则》规定,10kV导线截面选择应系列化、标准化,同一分区内的主干线截面宜一致D类供电区10kV架空主干线截面不应小于185,E、F类供电区主干截面不应小于120至2011年末,G市城城区架空线路导线型号以LGJ和JYLGYJ为主,电缆线路导线型号以YJV为主,线路主干截面主要为240mm除去城区的农网线路导线型号以LGJ为主,线路主干截面包括35mm、50mm、70mm、95mm、120mm主干截面分布情况统计如表3-9所示,主干截面不满足要求的线路回数分布如图3-2所示表3-9现状公用线路主干截面分布情况供电区分类导线截面架空(mm2)240120957050D线路回数(回)50000所占比例(%)1000000F线路回数(回)0261011所占比例(%)
06.
920.
6934.
4837.93小计线路回数(回)5261011所占比例(%)
14.
715.
8817.
6529.
4132.35图3-3主干截面不满足要求的线路回数分布可以看出,G市电网现状公用10kV线路主干截面偏小的线路共有27回,主干截面合格率为
20.59%主干截面偏小的线路均集中在F类供电区虽然存在大部分主干截面小的线路,但目前这些主要分布在负荷较轻的农村地区的线路所能承载负荷能力与导线所能承载负荷的能力相协调但随着农村近年来来的快速发展,为避免供电“卡脖子”现象,影响线路转带负荷的能力,在规划中将注重导线截面与未来负荷发展的配合G市公用线路绝缘化率和电缆化率统计如表3-10所示表3-10现状公用线路绝缘化率和电缆化率情况分区供电区分类项目电缆线(km)架空线(km)合计(km)架空线绝缘化率(%)电缆化率(%)绝缘线裸导线G市D主干线路
07.
2207.221000全线
7.
9116.
9018.
8343.
6438.
7318.13F主干线路
0.
22.
5170.
93173.
631.
440.12全线
0.
25.__
679.
75685.
840.
860.03小计主干线路
0.
29.
72170.
93180.
855.
370.11全线
8.
1122.
79698.
58729.
483.
121.11G市现状公用线路绝缘化率和电缆化率分别为
3.12%和
1.11%,绝缘化水平和电缆化水平较差随着G市的建设步伐加快及负荷发展,应适时对原有的架空裸导线进行绝缘化改造
2、中压配变2011年G市电网10kV公用配电变压器型号主要为S
9、S11,但还存在部分S7及以下型号高损耗配电变压器,共有高损耗配变3台,容量为160kVA规划期间需对这些配变进行更换,以提高配变运行效率及可靠性,降低电网损耗等现状公用高损变统计如表3-11所示表3-11现状公用高损变情况序号供电区分类线路名称配变名称配变型号配变容量(kVA)是否重、过载1枫木枫木线大葵S7100重载2枫木枫木线岭背S730重载3西昌西昌线珠宝坡S730重载
3、开关设备2011年,G市电网共有10kV柱上开关111台,开关站2座、开关柜10面不存在油式开关和老旧开关现状中压配电网开关设备统计如表3-12所示表3-12现状中压配电网开关设备情况分区电压等级千伏开关站(座)环网柜(面)柱上开关(台)G市
102101114、无功补偿设备装设情况现状中低压配电网的无功补偿包括配变低压侧补偿和中压线路补偿两种方式,无功补偿情况如表3-13所示表3-13现状中低压配电网无功补偿统计配变低压侧补偿中压线路补偿无功补偿总容量(MVar)配变总容量(MVA)无功补偿容量(MVar)无功补偿比例(%)线路回数(回)无功补偿容量(MVar)
56.
504.
447.
8620.
705.14注
(1)只统计公用网;
(2)线路回数是指装配无功补偿装置的中压线路回数2011年G市10kV配变总容量为
56.50MVA,配变低压侧的无功补偿容量为
4.44MVar,无功补偿比例为
7.86%仅有2回中压线路进行无功补偿,中压线路无功补偿容量为
0.7MVar可以看出,G市中低压配电网无功补偿比例总体偏低,导致配变低压侧无功损耗过多,电压质量差规划中应结合新增配变布点合理配置无功补偿容量,保证无功补偿设施的有效运行,有针对性地对农村补偿过低的配变增加无功补偿装置,以保证供电质量,降低线路损耗
3.
2.5重要用户供电情况
1、重要用户供电配置要求重要用户主要是根据用户用电的重要程度和可靠性要求确定的,指对中断供电将造__身伤亡、或在__上造成重大影响、或造成社会秩序严重混乱的用户根据《指导原则》重要电力用户供电电源的配置至少应符合以下要求
(1)特级重要电力用户具备三路电源供电条件,其中的两路电源应当来自两个不同的变电站,当任何两路电源发生故障时,第三路电源能保证__正常供电;
(2)一级重要电力用户具备两路电源供电条件,两路电源应当来自两个不同的变电站,当一路电源发生故障时,另一路电源能保证__正常供电;
(3)二级重要电力用户具备双回路供电条件,供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段
2、供电电源分析现状重要用户中具备双电源的一级用户1个,二级用户5个,三级用户2个其他4户均不具备双电源配置
3、保安电源配置分析现状G市12个重要用户中未配置保安电源的用户有5户,均为二级用户
3.
2.6中压配电网综合评价通过以上对G市现状中压网公用设备的网架结构、设备情况以及电网供电能力等方面分析,针对不同的分析方面,综合评价结果如表3-14所示表3-14现状中压配电网综合评价表项目数值网架结构水平环网率%
26.47站间联络率%
26.47线路平均分段数
2.09线路可转供电率%
14.71其中D类及以上供电区线路可转供电率%0网络接线标准化率%
97.0610kV线路末端电压不合格比例(%)0负荷供应能力线路平均负载率%
28.19重载线路比例%
2.94过载线路比例%0重载配变比例%
4.57过载配变比例%
8.09装备技术水平10kV主干线路绝缘化率%
5.4910kV主干线路电缆化率%
0.11高损耗配变台数比例%
0.39通过对现状线路设备及运行情况进行分析总结,得出现状G市10kV公用线路所存在的具体问题统计如表3-15所示表3-15现状G市10kV公用线路存在问题情况统计表评价方面主要存在问题农网评价结果解决方案上级电源供电能力上级电源供电能力不足9座变电站共51个间隔,只余5个间隔,1座变电站过载,3座变电站重载在无出线间隔的区域新建或增容变电站,满足新增负荷的供电需求,同时缓解重、过载变电站的供电压力运行情况主变N-1校验9座变电站未能通过主变N-1校验通过新建变电站转带负荷和提高站间联络线路比例解决问题设备水平公用线路主干长度34回公用线路中1回不符合《技术规定》要求结合新建变电站布点和线路对供电半径长的线路进行切改,优化变电站供电范围主干截面27回公用线路不符合《技术规定》要求及时更换“卡脖子”的主干导线截面线路装接配变容量2回公用线路装接配变容量大于12000kVA,装接配变容量过高结合线路负荷切改,有针对性的调整线路装接配变容量线路平均分段平均分段数为
2.09段结合线路负荷,增加分段开关老旧线路主干线均无老旧线路 —— 公用配变高损配变3台高损变 更换高损配变 开关老旧开关 无——油式开关 无——网架结构接线模式存在25回单辐射线路增加联络线路续表3-15评价方面主要存在问题农网评价结果解决方案运行情况线路线路负载率1回线路负载率不满足相关要求通过消除卡脖子现象,适当增大导线截面,新建线路转移负荷等方式解决线路可转供率5回联络线路满足可转供校验通过网络结构标准化和线路负荷控制提高线路可转供能力电压降合格缩短线路供电半径,增设无功补偿的方式配变配变负载率62台配变负载率超过100%、35台配变负载率为80%~100%通过增加配变布点减轻配变负荷,同时缩短低压线路供电半径低压配电网设备不合理无功补偿低、主干截面偏小、末端电压质量低,线路残旧,存在裸导线有针对性的对不合理设备进行改造
3.3电网存在的薄弱环节
3.
3.1网络结构水平
1、中压配电网
(1)主干长度偏长;G市总计1回10kV线路(大同线)长度偏长,其分布在F区线路偏长易造成线路末端供电质量差、线损高等不良影响
(2)网架结构不完善;2011年,G市中压配电网接线模式以单辐射为主,共有辐射型线路25回环网化率为
26.47%,站间联络率为
26.47%,整个网架供电可靠性较低一旦出现故障则不能转供负荷,只能依靠合理的分段来减小故障或停电范围
2、低压配电网低压供电线路长度偏长;在现状低压配网__有259回低压线路长度偏长,低压线路偏长的情况主要分布在F类供电区造成此现象的原因是G市农村地区经济社会发展相对滞后,供电范围广、配电变压器布点少且平均负荷密度较低,采用小半径线路供电,从而造成低压线路偏长、线路末端电压低
3.
3.2负荷供应能力
1、中压配电网
(1)线路装接配变容量不合理;G市电网共有2回线路装接配变容量超过12MVA,易造成线路重过载;19回线路装接配变容量低于2MVA(占比
55.88%),易造成线路轻载
(2)存在重载线路和重过载配变;G市电网共有重载线路1回,重过载配变97台现状G市重载公用配变中重载比例为
4.57%,过载比例为
8.09%重、过载配变多分布在农村地区
(3)可转供电水平低;可转供线路回数仅为5回,占线路总数的
14.71%单辐射线路过多是造成可转供电水平低的主要原因
2、低压配电网配电台区电压偏低;G市共有电压偏低配变176台,占公用配变总量的
22.98%,主要分布在农村区域,造成这种情况的主要原因为配变低压侧无功补偿容量不足;供电用户分散使得供电半径过长;部分台区容量偏小而导致配变重过载运行
3.
3.3中压配电网装备技术水平
(1)线路主干截面偏细;除D类供电区外,F类供电区导线截面普遍低于导则规定,导线截面均集中在
95、
70、50mm,线径偏小,但能满足现状负荷供应需求
(2)线路绝缘化和电缆化水平较低;G市公用线路以架空裸导线为主,主干线路绝缘化率为
5.49%,电缆化率为
0.11%G市存在裸导线穿越经济林,公路、房屋增高导致安全距离不够等现象在线路绝缘化率较低下的情况下,易引发安全隐患事故
3.
3.4重要用户供电现状12个重要用户中具备双电源的一级用户1个,二级用户5个,三级用户2个,其他4户二级用户均不具备双电源配置
3.
3.5农网存在问题
(1)存在严重的线路迂回供电现象部分10kV配电线路(如屯郊线、坡心线等)迂回供电现象严重,造成线路末端电压低,供电质量差
(2)变压器容量过小农村地区多存在变压器容量过小的现象因变压器过小而造成许多台区重过载,供电质量差且满足不了农村发展用电需求
3.
3.6其他问题
(1)变电站所址、线路通道选择难土地资源日益紧缺,城市景观要求的提高,电力设施选址越来越困难变电站所址选择受土地利用规划限制线路通道由于点多面广,同时对线路两端或线路__已有的建筑物存在着一定的影响,使得线路的通道往往难以落实
(2)线路施工政策处理难电力线路在施工过程中,沿线涉及村镇规划、塔基的青苗赔偿、线路两侧和线路__房屋的安全距离,使得电力线路跨越、赔偿等政策处理协调工作困难重重,线路施工受阻情况时有发生
(3)电力设施与城市景观、居民心理的矛盾日益尖锐敞开式变电站、高压架空线路面临着巨大的改造压力居民对电力设施的抵触情绪日增,导致电力设施的建设进度缓慢
(4)G市电网建设与G市发展规划缺乏相互协调在输变电工程建设上,需要满足市政设施总体规划,并与周边环境协调,满足景观需要,对建筑立面要求高,要求大量采用电缆,导致输变电工程项目单位造价过高但由于资金问题,只能按本期规模先行建设,从而造成多次破路重复投资第四章G市配电可靠性提升措施效果定量评估本章节主要从配电网的网架结构和设备状况的角度进行可靠性分析,参考已有的实际统计资料及国内外的相关资料,采用以下计算假设条件
(1)任何故障,无论单相或其他故障都将断开三相;所有之路失效和修复均为____,不考虑共同失效模式
(2)当线路中某一部分发生故障时,输电线路的修复是在故障后及时进行的,当修复后,立即投入运行
(3)忽略恶劣气候影响
4.1G市配电网可靠性评估
4.
1.1原始数据分析根据调研资料数据,得到G市配电网网架结构,利用可靠性原始参数可进行G市配电网网架结构可靠性计算G市配电网网架以单辐射和单环网等典型接线为主典型接线的具体接线方式见图4-
1、图4-2图4-1单辐射接线方式图4-2单环网接线方式截止2012年底,G市线路45条N-1可转供电率
14.71%通过G市基础搜资表统计得到G市典型接线基本情况,由于对__型接线方式不进行分析,因此将__型线路并入单辐射接线方式进行,具体参数见表4-1接线形式主干线路分支线路线路总条数(回)变压器数(台)变压器容量(kVA)架空线(km)电缆线(km)架空线(km)电缆线(km)单辐射
312.
2700498.
8213.35237__480250单联络
68.
8370109.
9619.332829144638表4-12012年G市典型接线基本情况注部分数据不详的线路未计入根据各区域典型接线基本情况,得到各区域典型接线每回线路基本情况见表4-2表4-22012年G市典型接线每回线路基本情况接线形式主干线路分支线路平均变压器台数(台)平均变压器容量(kVA)平均分段数架空线平均长度(km)电缆线平均长度(km)架空线平均长度(km)电缆线平均长度(km)单辐射
8.
440013.
4820.
090624.162__.
7652.09单联络
8.
605013.
7451.
16736.
375153.
3952.09根据G市调度运行日记,整理出G市各分区线路的供电可靠性参数如下表4-3所示表4-32012~2013年G市供电可靠性参数设备名称故障率故障修复时间h预安排停电故障率预安排修复时间(h)平均修复时间MTTR(h)架空线路
0.
3034.
26070.
03036.
72734.4177电缆
000.
03856.
24006.0928变压器
0.
00200.
99000.
00172.
50501.6786断路器
0.
05402.
85000.
05404.
58003.7150隔离开关
0.
00882.
11500.
02335.
74804.
75564.
1.2G市电网可靠性分析根据统计所得的表4-2中的每种接线形式的平均每回线路接线情况,以及表4-3中的可靠性参数,用ETAP搭建典型线型模型计算出G市配电网可靠性指标如表4-4和图4-1所示表4-42012年G市城网各典型线型可靠性接线方式SAIFI(次/用户.年)SAIDI(h/用户.年)RSEENS(MWh/年)单辐射
7.
453324.
094899.7245%
54.0717单环网(可转供)
7.
453218.
677999.7871%
105.7358单环网(不可转供)
7.
715124.
928699.7156%
141.1210综合指标
7.
493024.
079699.7248%
68.6218图4-3G市各典型线型RS指标从2012年G市可靠性分析报告可以知道,G市供电可靠率数据,如表4-5所示和图4-4所示表4-52012~2013年G市供电可靠性指标完成情况统计表统计分类统计年份故障停电预安排停电RS-1标%故障停电次数次/a故障停电时户数h·户/a用户故障平均停电时间h/户·a预安排停电次数次/a预安排停电时户数h·户/a用户预安排平均停电时间h/户·a城区
2012693.
780.
478491306.
046.
663599.
918720134195.
6480.
998214583.
6442.
973799.9547农村
2012496932.
377.
01654314744.
4114.
923599.
75022013422555.
992.
58715211822.
1111.
965799.8339图4-42012~2013年RS-1指标完成情况统计图从表3-4可以得出用ETAP计算得到的G市供电可靠率为
99.723%从表3-5中的数据可以得出G市2012年供电可靠率RS然后对RS和用ETAP软件得到的数据进行误差分析误差分析结果为
0.05283%,在误差范围内说明本报告的算法可行通过统计得到的每回线路的基本情况以及资料中的介绍可知
1、G市单环网线路可实现转供电时供电可靠率RS指标最高,单辐射的供电可靠率最低这是由于单辐射线路在线路故障或者检修时,其线路负荷无法转供,将导致部分线路段或者全线停电,供电可靠性差,抗灾能力低,难以满足电网安全、可靠发展的要求
2、单环网线路的长度较为适宜,首端元件故障时,可在隔离故障后通过联络开关实现转供电操作,缩小故障停电影响范围,所以单环网线路可转供电时供电可靠率最高若单环网线路无法进行转供电,由于其长度及装接配变容量均低于单辐射线路,导致供电可靠率亦高于单辐射线路
3、网络结构水平方面部分线路主干长度不满足要求;单辐射线路较多;线路周边负荷发展过快,来不及线路改造,导致线路重、过载;存在不同程度的重载、过载配变;线路可转供电比例较低
4、装备技术水平部分线路的线径过线,主干截面不能满足负荷增长的要求;架空线绝缘化、电缆化率均较低;仍存在较多高损耗变压器;一些线路缺乏无功补偿配置;相当一部分重要电力用户缺乏双电源或保安电源
5、电网变电站出线间隔利用率高,且剩余出线间隔因变电站负载率高而不具备优化网络结构的条件
6、配网故障停电和计划施工停电是影响城市供电可靠率的主要原因,两项共占全部停电影响是户数的
75.2%
4.2规划目标
4.
2.1中压配电网规划目标
1、供电能力充裕,主配网协调发展
(1)与负荷增长同步并适度超前,具备向各级用户供电的能力,满足各类用户负荷增长的需要
(2)线路平均负载率控制在
41.13%以内,配变负载率控制在45%
(3)充分利用新建或扩建变电站的供电能力,增强配电网供电能力,优化供电范围
2、改善电能质量,消除低电压问题
(1)通过消除迂回线路、新增变电站布点、优化供电方案等手段缩短供电半径
(2)根据负荷增长情况逐步消除小截面导线,增大线径以提高供电能力和电压质量,降低网损
(3)通过增大导线截面、在配变低压侧加装无功补偿装置等途径解决用户低电压现象
3、提高供电可靠性,满足日益增长的安全可靠供电的要求.
(1)加强10kV配电网的站间联络水平,提高变电站的主变N-1通过率
(2)采用清晰、规范的中压配电网接线方式,优化配电网结构,避免复杂接线调整现状接线复杂和联络过度线路,使得每条馈线转供电源点不大于3个,简化现有配电网接线方式,以利于配电网自动化和智能化实现
(3)合理分段,每分段容量控制在3000kVA以内
(4)提高配电网装备水平,老旧设备和油式开关逐步退出运行,选用高可靠性设备
(5)配电网设备需适应海南省自然条件和气候特点,满足“七防”(防雷、防风、防震、防汛、防腐蚀、防污闪、防树障)的建设要求
4、降低网损、提高经济性
(1)10kV公用线路配变平均装接容量控制在经济容量_____kVA左右
(2)缩短中压和低压网供电半径,配电变压器采用“小容量、密布点”的原则
(3)加强无功补偿管理,遵循就地平衡和便于电压调整的原则,采用分散与集中相结合方式进行补偿
(4)高损配变逐步退出运行
5、提高电网的灵活性运行灵活性检修或故障条件下,负荷转供方便快捷,电网重构和自愈能力强建设灵活性适应电网近、远期发展,便于过渡,考虑到远景电源建设和负荷预测的各种可能变化,在较长发展期内,电网结构仍然合理
4.
2.2相关规划指标
1、网架结构和网架安全性网络结构标准化,G市中压配电网满足“N-1”安全准则要求,农村中压配电网部分满足“N-1”安全准则要求
2、供电可靠性2015年供电可靠性达到
99.951%(对用户平均停电时间不超过
4.29小时)
3、综合G市历年中压配电网线损率情况及发展趋势,至2015年,G市10kV配电网综合线损率控制在
6.92%以下
4、至2015年,10千伏公用线路G市电网环网率达到
56.86%,可转供电率达到
54.90%
4.
2.32015年网架水平可靠性计算结合G市中压配电网现状分析结果,考虑解决现状问题的轻重缓急,分区域、分阶段的制定解决方案2013年重点解决影响电网运行安全性问题,主要是线路和配变的重、过载问题2014-2015年一方面重点解决影响电网可靠性和经济性的问题,优化网架结构、提高环网水平,提高10kV线路的可转供能力另一方面解决设备的标准化和性能方面的问题,更换老旧设备、小截面导线、高损设备等,提高电网的整体水平根据2012年G市中低压配电网规划报告的统计,配网2013~2015年G市变电站新出中压线路工程共新出10kV线路14回,新建架空线路
58.1km,共计新出线总长度
58.1km,其中开关柜5面,开关15台,开关站2座配网2013~2015年G市中压配电网改造工程共新建及改造电缆线路
4.9km,架空线路144km,共计
148.9km2013~2015年年度新出中压线路统计、改造中亚线路统计如下表4-
6、4-7所示表4-62013~2015年G市变电站新出线路项目统计年份新出线路(回)架空线路(km)2013年
314.952014年
726.152015年417合计
1458.1表4-72013~2015年G市变电站改造线路项目统计年份电缆线路(km)架空线路(km)2013年
4.
961.42014年0622015年
020.6合计
4.9144通过中压配电线路建设与改造,至2015年,G市共有10kV线路51回,其中单辐射线路22回,单环网线路29回,已经不具备__型接线的线路,环网化率达到
56.86%相比现状年(环网化率
26.47%),中压网架结构水平得到明显的提升可转供率由
14.71%提升至
54.90%假定单辐射、单环网线路的线路总长度比例、主干线路架空线路与分支架空线路的长度比例与现状年相差不大,变压器台数与容量的比例亦与现状年保持一致,计算出2015年G市线路典型接线每回线路基本情况见表4-8表4-82015年G市典型接线每回线路基本情况接线方式主干线路平均长度分支线路平均长度平均变压器台数(台)平均变压器容量(kVA)架空线(km)电缆线(km)架空线(km)电缆线(km)单辐射
8.
070013.
2640.1024__.765单环网
7.
510012.
0180.
93731112.3953根据上述条件,对表4-8进行可靠性分析,计算出在可靠性参数不变情况下,对现有电网进行网架结构改造后(线路N-1可转供电率不变),2015年G市的供电可靠率如下表4-9和图4-4所示所示表4-92015年G市各典型线型可靠性指标计算接线方式SAIFI次用户.年SAIDI(小时/用户.年)RS(%)EENS(MWh/年)单辐射
7.
252723.
369299.
733250.3458单环网(可转供)
6.
516216.
359499.
813556.7998单环网(不可转供)
6.
749521.
820599.
751175.7612综合指标
6.__
3720.
783899.
762958.8784图4-4G市各典型线路RS指标
4.3提升可靠性的措施
4.
3.1提高线路可转供能力可转供电线路的定义为,有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下,某回线路的变电站出线开关停运时,其全部负荷可通过不超两次转供电操作,转由其他线路供电,那么该线路称为可转供电线路根据近年来G市配电网可靠性现状分析可知,G市可转供线路占有联络关系线路(28回)的
55.56%,占中压配电网线路总数的
54.90%线路本身负荷较重以及变电站重载是G市配电网线路不能通过转供主要的原因显然,不可转供线路对供电可靠性有较大影响,应通过变电站新增布点合理调节线路负荷、优化网架结构、降低装接容量等方法,实现联络线路均可转供,提高中压网供电可靠性G市2015年的可转供率的是
54.90%,考虑线路基本长度无变化,采取一定的提升转供率的措施,在原有线路的基础上增加联络线路,转供率大约可以提升至
62.74%用ETAP软件对2015年G市典型接线每回线路基本情况进行测算测算结果如下表4-10所示表4-10提高线路互供能力的效果分析互供能力提升前互供能力提升后指标改进SAIDI(小时/用户·年)ASAIEENS(MWh/年)SAIDI(小时/用户·年)ASAIEENS(MWh/年)SAIDI(小时/用户·年)ASAIEENS(MWh/年)
20.
783899.
76358.
878499.
77355.
578055.5780-
0.
95430.01087-
3.
30044.
3.2合理设置分段数效果评估根据G市2015年典型接线统计可知,单辐射每回接线平均分段数为
2.09,每回线路架空线长
21.334km,电缆线长
0.10km,平均每回线路上挂接24台配变,平均变压器容量为__.76kVA单环网每回接线平均分段数为
2.09,每回线路架空线长
19.
528.km,电缆线长
0.937km,平均每回线路上挂接31台配变,平均变压器容量为
112.39kVA线路分段的作用是在线路上设备故障时,线路上的联络开关与出线断路器的配合隔离故障区,因此合适的分段数可以缩小故障隔离范围,减少用户平均停电实际,提高供电可靠性线路联络开关的安置数量与线路的实际情况有关,联络开关的数量与供电可靠性呈现抛物线的形式,当联络开关数量较少时,随着开关的数量增加,线路的供电可靠性增加,达到一定的供电可靠性水平后,随着开关数量的增加,供电可靠性会降低,这是因为开关达到一定的数量后供电可靠性的增加水平呈现缓慢的增长趋势,此时开关的故障率造成的负荷停电所降低的供电可靠性会抵消由开关的增加所改善的供电可靠性指标因此,结合该地区线路的实际情况进行线路最佳分段数的确定显得尤为重要基于G市的线路的实际情况,分别评估单辐射、单环网、多分段多联络等线型线路分段数的差异对线路供电可靠性的影响,确定不同线型的最佳分段数单辐射线路分段数差异化评估单辐射线路分别按1分段、2分段、3分段、4分段、5分段、6分段来进行评估,在ETAP软件中计算不同分段数对单辐射线路可靠性的影响G市单辐射线路差异化评估结果如下表所示表4-11G市单辐射线路差异化评估结果方案SAIFI次/用户.年SAIDIh/用户.年RS%EENSMWh/年1分段
7.
492833.1___
99.
62071.3342分段
7.
258023.
740299.
72951.1453分段
7.
198819.
618599.
77642.2654分段
7.
190417.
448199.
80137.5905分段
7.
827818.
192699.
79239.1936分段
7.
853418.
339999.
79039.913从表4-11可以看出,线路并不是分段数越高供电可靠性越好,在计算结果中可以看出,线路分段数从1分段开始,随着分段数的增加,线路的供电可靠性逐渐提高,在4分段时达到RS最高为
99.801%,随后随着分段数的增加供电可靠性逐渐降低因此,G市局单辐射线路分段数在4段为最优分段,此时能达到较高的供电可靠性水平至2015年,根据典型线型每回接线统计情况可知,单辐射现状年的平均分段数为
2.09段,单辐射线路22回,占总线路回数的
43.137%,按照单辐射线路差异化评估结果,单辐射线路的平均分段数需要增加增加方式视具体线路情况而定单环网线路分段数差异化评估为找出符合G市实际情况的单环网最优分段数,将统计出来的单环网每回接线情况放在ETAP软件计算,按
54.90%的转供率进行加权综合可转供情况与不可转供情况,得出单环网线路的差异化评估结果表4-12G市单环网线路差异化评估结果方案SAIFI次/用户.年SAIDIh/用户.年RS%EENSMWh/年2分段
6.
62622.
17399.
74776.9843分段
6.
57315.
01099.
82952.1134分段
6.
57212.
87399.
82444.6955分段
6.
55911.
56299.
81642.1726分段
6.
56610.
705399.
80737.1627分段
6.
56710.
044399.
78833.7从评估结果可以看出,单环网接线形式随着分段数的增加,线路的供电可靠性逐渐增加,在3分段时RS指标达到最高,随着分段数的增加可靠性指标逐渐降低因此,G市单环网分段数在3分段为最佳至2015年,根据典型线型每回接线统计情况可知,单环网现状年的平均分段数为
2.09段,单环网线路29回,占总线路回数的
56.86%,按照单环网线路差异化评估结果,单环网线路的平均分段数在最优分段的范围内综合上述内容,考虑线路长度无变化,线路的分段数采用最优分段用ETAP软件对现状年进行测算,EENS将减少
13.0302MWh/年,供电可靠率将提升
0.0541%表4-13最优分段数的效果分析加强综合停电管理前加强综合停电管理后指标改进SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)
20.
783799.
7328558.
878416.
06199.
816945.8482-
4.
72200.0541-
13.
0304.
3.3加强综合停电管理根据G市的可靠性原始参数的统计结果可知,断路器故障率及预安排停运率较高及预安排修复时间较长隔离开关的预安排停运率和预安排修复时间较长,在综合停电管理方面有很大的提升空间若采取管理措施后,以桂林农网数据为改进目标,取G市和桂林市农网预安排停电率和预安排修复时间的最小值,设备的平均故障修复时间、平均预安排停电时间和预安排停电率均能控制一定幅度的下降(如表3-11所示),利用ETAP软件进行测算可得,G市的供电可靠率可以提高
0.003%,电量不足期望值EENS减少
0.7535MWh/年表4-14采取管理措施后配网设备可靠性基础参数设备名称故障率故障修复时间h预安排停电故障率预安排修复时间(h)平均修复时间MTTR(h)架空线路
0.
3034.
26070.
03035.
74.3915电缆
000.
03856.
246.48变压器
0.
00200.
990.
00172.
50501.4421断路器
0.
05402.
8500002.8500隔离开关
0.
00882.
11500.
02332.
922.7686表4-15加强综合停电管理的效果分析加强综合停电管理前加强综合停电管理后指标改进SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)
20.
783799.
762858.
878420.
14199.
769857.0657-
0.
6420.00698-
1.
81264.
3.4采用智能开关的效果提升
(1)智能高压开关新型的快速智能断路器为解决配网短路故障和单相接地及过负荷保护提供了新型设备,其优越的性能与强大的功能使馈线自动化轻松实现,极大地提高了供电可靠性新型快速智能断路器具有快速分断故障电流的能力,能够快速隔离配电故障,避免上一级开关跳闸快速智能断路器其先进的永磁操动机构与新型快速保护控制器相结合,动作时间短,从故障电流的出现到开关分断故障电流,动作时间在20-25ms左右,突破了传统观念中断路器无法取代熔断器的概念快速智能断路器设置的保护动作时间定值误差小,配置灵活,设置时间间隔差为
0.04s时,便能可靠地逐级分断跳闸,并且解决了线路上反时限定值保护整定困难的问题快速智能断路器一体化设计,保护单元构成简单,__方便,可装设在主干线、分支线或用户进线端,断路器本体内置三相电流互感器,内置三相电容式电压互感器控制装置采用PT供电,控制装置集测量、控制、保护﹑通讯等功能于一体,能够准确地提取出各种电气特征量,利用故障区段来识别故障线路,实现瞬时速断保护、限时速断保护、定时过流保护,实现单相接地保护,实现自动重合闸快速智能断路器可根据不同的配网结构配置保护参数,实现馈线自动化功能快速智能断路器支持GPRS业务,可随时将故障和运行信息发送到指定地点和人员,实现远程管理
(2)智能跌落式分段器跌落式分段器的工作原理是当分段器中流过故障电流超过其整定值时,变电站内断路器(或重合器)也感应到故障电流,进而开断故障电流,线路失压线路失压后,跌落式分段器导管内的电子控制器发出命令,永磁机构脱扣器推动分段器分闸当变电站内断路器(或重合器)重合时,跌落式分段器已将故障区段切除,从而重合成功,恢复其他区段的供电通常情况下跌落式分段器的使用如图1所示,用三台分段器F
1、F
2、F3将线路分成A、B、C、D四段正常送电时变电站内的断路器E1在合闸状态,分段器F
1、F
2、F3也在合闸状态若在C段E点发生故障,跌落式分段器F
1、F2通过故障电流F1跌落式分段器的计数次数设定为2次,F2跌落式分段器的计数次数设定为1次这时故障电流超过跌落式分段器的启动电流,F
1、F2跌落式分段器电子控制器记录了一次故障电流__,并将故障电流__保持记忆与此同时变电站断路器E1切除短路故障分闸,线路失压,F2跌落式分段器分闸跌落F3跌落式分段器没有通过故障电流__,保持合闸状态经过设定时间后,变电站具有重合功能的断路器E1重合这时故障线路已经切除,F1跌落式分段器不会通过二次故障电流,分段器控制器达不到二次记忆次数,F1不动作,维持在合闸状态经过一段时间后,F1电子控制器记忆消失,恢复到初始工作状态,等待下一次工作当C段E点故障消除后,将F2跌落式分段器手动操作合闸,经过一段时间后F2的电子控制器记忆消失,恢复到初始工作状态,等待下一次工作当故障发生在B段的F点时,经过变电站断路器的两次重合就能将故障区段切除
[12]图4-5断路器与智能跌落式分段器的配合综合高压开关的实际应用效果可以得出__智能高压开关的线路故障修复时间减少一半结合G市的实际情况,考虑部分地区__智能高压开关和故障指示器,多数地区实现配备故障指示器和智能高压开关,元件故障修复时间下表4-16所示表4-16G市设备的元件故障修复时间可靠性参数架空线路电缆变压器断路器隔离开关故障修复时间(h)
2.
13000.
4951.
4251.0575用ETAP软件对规划网架进行测算,采取措施后G市的供电可靠率将提高
0.08__%表4-17采用智能开关前后的可靠性效果分析采用智能开关前采用智能开关后指标改进SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)
20.
78499.
762858.
878412.
977899.
85236.__5-
7.
8060.08__-
21.
98314.
3.5采用故障指示器的效果提升线路故障指示器主要用于指示故障电流的通路,在线路发生故障后,巡线职员可借助指示器的__显示,迅速找出并确定故障区段,同时找出故障点故障指示器还能够做到实时检测线路的运行状态和故障发生的地点,诸如送电、停电、接地、短路、过流等在线路运行状态发生变化时迅速告知值班职员以及治理职员,快速做出处理决定,能极大地进步供电可靠性、进步用户的满足度
[12]综合故障指示器的实际应用效果可以得出__故障指示器的线路故障修复时间减少1/3结合G市的实际情况,考虑部分地区__智能高压开关和故障指示器,多数地区实现配备故障指示器和智能高压开关,元件故障修复时间下表4-18所示表4-18__故障指示器后的G市元件故障修复时间可靠性参数架空线电缆变压器断路器隔离开关故障修复时间
1.
4200.
4950.
950.705用ETAP软件对规划网架进行测算,采取措施后G市的供电可靠率将提高
0.0308%表4-17采用故障指示器前后的可靠性效果分析采用智能开关前采用智能开关后指标改进SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)SAIDIh/用户.年ASAI(%)EENS(MWh/年)
12.
97799.
85236.__
510.
27099.
88329.264-
2.
7070.030-
7.
6314.
3.6综合措施对提升可靠性的效果评估综合实施各项措施后,G市配网设备故障参数的改进如表4-20所示表4-20G市线路设备故障原始参数对比值设备分类故障率平均故障修复时间(小时/次)预安排停运率(次/百公里,次/百台)预安排修复时间(小时/次)实施前实施后实施前实施后实施前实施后实施前实施后架空线路
0.
3030.
3034.
26071.
420.
03030.
03036.
72735.7电缆线路
00000.
03850.
03856.
24006.24变压器
0.
00200.
00200.
990.
4950.
00170.
00172.
50502.505断路器
0.
05400.
05402.
85000.
950.
054004.58000隔离开关
0.
00880.
00882.
11500.
7050.
02330.
02335.
74802.92若考虑2015年G市线路平均N-1转供电率为
85.51%,计算出可靠性指标如下表4-21所示SAIFI(次/用户*年)SAIDI(h/用户*年)RS(%)EENS(MWh/年)采取措施前
6.__
371120.
787599.
762858.8783采取措施后
3.
77355.
249299.
94014.7802指标改进-
3.1202-
15.
53830.1772-
44.0981表4-21综合措施后配电网的供电可靠性指标由表4-21可以看出,通过上述方案的改进后,G市配电网供电可靠率RS由原来计算的
99.724%增长至
99.925%,系统平均停电频率指标SAIFI改进
5.214次/用户.年,电量不足期望值EENS由
68.622MWh/年减少为
14.7802MWh/年根据G市十二五中低压配电网规划方案中的指示,G市配电网供电可考虑要达到
99.951%,而计算结果为
99.940%,相差
0.011%,考虑到外部因素以及计算误差的影响,实行该方案基本可以满足G市十二五中低压配电网规划的要求综上所述,可以得出G市2013~2015年供电可靠率目标值表4-22G市2013~2015年供电可靠率目标值年份2013年2014年2015年目标可靠率
99.835%
99.__3%
99.951%SAIDI期望值h/用户.年
15.
608010.
42865.2492EENS期望值(MWh/年)
49.
345532.
062914.
78034.4本章小结本章对G市配电系统进行了简要叙述,对配网结构进行分析,对配电线路的分段及联络情况,从而对配网结构有了一个整体把握然后通过对现状年的接线情况提出相应的提升供电可考虑的措施
(1)运用ETAP软件对G市10kV中压配电系统的可靠性进行计算,获得线路结构与可靠性之间关系的量化信息主要对比分析供电可靠率和用户平均停电次数,从而获得可靠性指标与网架结构通过计算得出G市配电网可靠率为
99.724%,与实际值
99.777%非常接近
(2)对G市配电网的各类典型接线方式进行可靠性评估,可转供的单环网线路供电可靠率最高这是因为单辐射线路在线路故障或者检修时,其线路负荷无法转供,将导致部分线路段或者全线停电,供电可靠性差,抗灾能力低,难以满足电网安全、可靠发展的要求
(3)G市公用线路以架空裸导线为主,主干线路绝缘化率为
5.49%,电缆化率为
0.11%存在裸导线穿越经济林,公路、房屋增高导致安全距离不够等现象在线路绝缘化率较低下的情况下,易引发安全隐患事故
(4)架空线路的故障率高是导致G市配网可靠率低的主要因素,因此降低架空线的故障率可以大大提高供电可靠性,选用新设备数字超声波探伤仪可大大减少架空线路的故障率另外提高配网自动化也可以提高供电可靠率若完成配网自动化建设,具备“二遥”以上的功能,则预计用户平均停电时间能减少
0.00136小时,供电可靠率能提高
0.0222%;由此可以看出,引进先进设备对供电可靠性的提高有很大的推动作用
(5)通过对G市配电网进行可靠性评估和对现状电网的分析,可以为提高G市配电网可靠性进行一定的整改措施,根据G市十二五中低压配电网规划可以知道2015年G市的配网概况,其中环网率由
26.47%提升为
56.86%,通过配网线路结构的改造,可以大大提高供电可靠性
(6)在2012年网架的基础上,对该线路进行改造,提高配电系统的环网率,改进线路以单环网接线形式为主通过线路的改造,供电可靠率提高大约
0.0283%,电量不足期望值EENS大约减少
5.4101MWh/年若将线路可转供率提高至
54.90%,线路的供电可靠率将会提高
0.0143%,电量不足期望值将会减少
4.333MWh/年若提高综合停电管理效率,使设备的平均故障修复时间、平均预安排停电时间和预安排停电率能减少与先进地区的差距,则电可靠率可以提高
0.00__5%;若2015年G市配电网能完成规划要求的各项建设和改造,预计用户平均停电时间可以减少
1.8782小时,供电可靠率可以提高
0.0216%第五章G市配电网成本-效益分析
5.1配电网可靠性成本与效益社会正变得越来越依赖于有成本效益的可靠的电力供应不可靠的电力供应将使电力公司和他们的用户付出高昂的代价配电网可靠性成本是指供电部门为使配网达到一定的供电可靠性水平而需要增加的投资;配电网可靠性效益是指因电网达到一定的可靠性水平而使电力客户获得的效益,也就是减少的电力客户停电损失其中总成本包括电力公司的投资成本、运行成本以及用户停电成本而可靠性效益则可以用所有电力客户的年停电损失来表示下面给出了一些可以应用用户停电成本与基于价值方法的典型决策
(1)评估每一地区的合理可靠性水平这应该基于该地区的用户组合期望,并且应与用户的支付意愿一致
(2)分析用户愿意支付的配电可靠性水平,这意味着,将配电系统作为一个整体,分析提高或降低配电系统可靠性至用户愿意支付的水平所需要的成本
(3)决定公司的可靠性基金用于配电系统和用于电力系统中其他部分的数量在当前的规划和设计实践下,之前提到的任何有关可靠性问题的投资决策都取决于公司通常所使用的隐形的经验法则明确的成本——收益分析并不总是会用到虽然为了给问题馈线排名,减少的收益损失为公司衡量电网升级后的收益提供了一个手段,但是当前的规划和运行实践即使同配电供电可靠性相__,也并不是建立在规划和实际的可靠性水平与用户期望的可靠性水平之间的直接与客观的特殊__的基础上用J(x)表示方案的总利润,Z(x)表示电网设备投资,M(x)表示设备运行维护费用,将用户的年停电损失认为是可靠性提升的效益,表示为C(x)(以上费用均可折算成等年值),则除此之外,投入产出比也是衡量项目经济性的重要指标投入产出比可理解为“项目投入资金与产出资金之比,即项目投入1个单位资金能产出多少单位资金”其数量常用“1∶N(x)”的形式表达,N值越大,经济效果越好“投入产出比中”的“投入”是指项目全部静态投资额,“产出”是指项目全部运行寿命期内各年增加值的总和然而,货币的经济价值是随时间而改变的,各种费用的支付时间不同,发挥的效益也不同所以,对几个方案进行比较时,必须在同等可比的基础上才能进行,各方案必须采用同一时间的__指标以及经济计算年限应相同等因此,本文用项目每年投资与效益之比,来计算各方案的投入产出比
5.2配电网可靠性投资成本估算
5.
2.1配电网可靠性投资成本
(1)变压器、线路、隔离开关、断路器等设备的投资变压器、线路、隔离开关、断路器等设备的投资费用包括该设备的__费用及附加__费用由于一次投资费用要折算成等年值若设备的设计寿命按30年计,社会折现系数取为,则年承担的设备投资的费用为其中,为社会折现系数,可取为
0.1
(2)熔断器的设备投资费用因熔断器使用年限较短,且大部分令克一旦故障熔断后,即需进行更换,因此每年在熔断器上的投入为其中,——熔断器的单价;——__了熔断器的支路__;——第条__了熔断器的负荷支路的故障率
(3)运行维护费用由于实际统计的困难,运行维护的成本很难量化,因此可引入折旧维护系数考虑运行维护费用具体如下其中,为折旧维护系数,可取为
0.2对于熔断器,若该设备当年无故障发生,则亦应考虑该设备的运行维护费用具体如下
5.
2.2配电网可靠性效益估算可靠性效益可定义为因电网达到一定供电可靠性水平而使用户获得的效益从理论上讲,是可以具体地确定并加以计算的,但是实际上做起来却很困难这不仅由于各个用户的用电性质不同而不同,而且也因用户停电发生的时间及停电持续时间的长短不同而不同总结国内外的文献,用户停电损失的计算方法大体分为间接分析法、事例分析法和用户调查法三种其中用户调查法用于直接评估短期的用户停电损失,这种方法在很多方面明显优于其它评估方法因为用户处于评估停电损失的最有利位置,只有户才能决定自己的电力需求因此,该方法较适用于对具体用户的估计由于某一供电可靠性水平下的社会、经济效益较难估算,因此过去对可靠性效益只作间接的定性评估,这样将难以进行可靠性优化本项目将可靠性效益用缺电成本,亦即由于电力供给不足或中断引起用户缺电、停电而造成的经济损失来表示本文以概率评估为基础,为反映故障持续时间分布对可靠性经济评估的影响,应用负荷点的经济期望值指标电量不足期望值EENS,缺电损失期望值ECOST,缺电损失评价率IEAR,来估算系统不可靠时对用户造成的经济损失IEAR定义为由于电网供电中断造成用户因得不到单位电量而引起的经济损失
(1)对供电区内用户进行调查,获取不同用户在不同停电持续时间下的经济损失,按照不同用户的停电特性来建立用户缺电损失函数CDF
(2)将所得资料进行汇编整理,通过对用户进行分类建立用户部分缺电损失函数(sectorcustomerda__gefunction)SCDF以表征各类用户缺电损失与缺电时间的关系,它与用户类别、停电时间、停电频率密切相关
(3)根据用户部分缺电损失函数SCDF及故障模式后果分析法(FE__)可计算得负荷点的年停运持续时间(h/a)为式中,表示元件的故障率;表示负荷点的所有元件故障停电总次数;表示负荷点因元件故障导致的故障持续时间负荷点的平均停运持续时间(h)为式中,表示负荷点的平均年停运率负荷点的电量不足期望值(MWh/a)为式中,表示负荷点的平均负荷停电损失期望值(k$/a)为式中,表示在负荷点因元件故障导致的故障持续时间时的用户缺电损失负荷点的缺电损失评价率为系统电量不足期望值系统停电损失期望值系统缺电损失评价率
[4]
5.3G市电网投资成本估算本次配电网规划投资单价的选取主要考虑以下几个原则
(1)按2011年__水平进行投资估算;
(2)对于已开展前期研究的配电项目,投资估算参考工程概算数据;
(3)对于未开展前期研究的配电项目,参考2011年G市同类工程造价水平进行投资估算,并依据最新电网公司下发的单价水平;
5.
3.1G市电网成本投资估算根据G市配电网规划中配电项目工程量及投资单价,进行规划期内中低压配电网建设与改造投资估算,并根据项目类别分别进行投资统计
1、配电网投资估算根据2013-2015年G市中压线路建设与改造工程汇总表可知,2013-2015年G市10kV中压电网建设与改造投资如下表5-1所示表5-12013-2015年G市中压建设与改造投资表城网2013年投资估算(万元)2014年投资估算(万元)2015年投资估算(万元)变电站出线工程
334.
22754.
62388.40中压配电网改造工程
1496.
551223.
40537.60中压投资合计
1830.
771978.
02926.00根据年度建设项目投资估算结果可知,2013~2015年期间共需向中压配电网投资
4734.79万元
2、分类投资估算表5-2G市中压配电网建设工程分类投资估算 单位万元项目目的2013年2014年2015年解决中压线路过载
0.
000.
000.00解决中压线路重载
317.
410.
000.00解决中压线路末端电压不合格
0.
0050.
400.00变电站新出线满足新增负荷供电
1034.291__
1.62__
4.00改造安全隐患的中压线路
405.
8236.
000.00完善中压网架
75.
000.
0032.00更换残旧设备或线路
0.
000.
000.00其它
0.
000.
000.00从表5-2可知,2013年,G市中压配电网投资主要用于解决线路末端电压不合格、改造安全隐患中压线路、完善网架结构以及新出线满足负荷增长的问题;
2014、2015年,投资主要用于新出线满足新增负荷的供电需求此外,假定2015年的综合停电管理可达到预期目标值,且综合管理停电主要依赖于与当前管理制度的制定与实际执行情况,因而不考虑该项措施的成本而线路互供能力的提升依赖于网架结构的改造,可认为该措施费用并含入电网建设与投资改造费用中,不单独计入此项成本
5.
3.2G市配电网可靠性提升效益估算根据
4.3节综合各措施后对G市电网供电可靠性改善潜力进行评估,可计算统计出2012年、2015年G市电网的可靠性指标如表5-3所示表5-32015年G市城网可靠性指标年份SAIDI(h/用户.年)RS(%)EENS(MWh/年)线路总回数2012年
24.
079699.777%
68.6218452015年
5.
249299.951%
14.780251分析可知到2015年,网架结构有较大改善,因此线路总回数虽增加,但单条线路上所带负荷也相应有所减少,G市的EENS呈大幅度下降趋势由相关资料可以查出,2012年G市完成全社会用电量
2.0704亿kWh,供电量
1.7930亿kWh,售电量
1.655亿kWhG市2012年的GDP为
43.27亿通过这些,可以知道2015年底G市可靠性提升的总效益根据上述内容,求出G市2012年的产电比通过前面的内容可以知道2012年至2015年G市配电网EENS减少
53.8416MW/年由此可以得出2015年底G市可靠性提升的总效益为
112.53万元
5.
3.3G市电网可靠性投资成本—效益对比货币的经济价值是随时间而改变的,各种费用的支付时间不同,发挥的效益也不同因此,在对项目进行经济评价时,必须将不同时间点上的资金价值转换为相同时间点上的价值,使之具有可比性将2013~2015年所有__费用、__、运行成本以及可靠性提升获得的总效益全部转换为2013年初的资金价值,按照每条线路装两个智能开关计算,每个开关的成本加__费为
5.5万,计算出G市改善措施的成本—效益及G市城网改善措施总成本—效益汇总表如下表5-4所示表5-4G市分项改善措施效果与成本—效益汇总表控制措施提升效果可靠性提升成本(万元)可靠性提升效益(万元)SAIDI(小时/用户)ASAI(%)EENS(MWh/年)提高线路转供率-
0.
95430.01087-
3.
300406.__7加强综合停电管理-
0.
6420.007-
1.
812603.7__采用智能开关-
7.
8060.08__-
21.
983280.
545.942采用故障指示器-
2.
7070.0308-
7.
63110.
415.948提高联络率-
3.
29590.0381-
9.
74344072.
7820.6302增加分段数-
4.
72200.0541-
13.
0302442.
8127.232结合上述结果分析可知
(1)网架结构改造的供电可靠性改善潜力高,但其投资成本也最大,甚至远远高于可靠性提升所获得的效益
(2)单纯从可靠性提升的效益分析结果来看,网架结构改造和配网自动化改造的投资成本颇大,与可靠性提升效益不符相对而言,应用智能高压开关、智能跌落式分段器等设备的成本相对较低
(3)严格进行作业时间标准化管理,提高作业效率,加强综合停电管理虽可靠性改善潜力虽相对较小,但主要取决于现有管理制度的执行效果,可获得一定的经济效益第六章总结
6.1远景规划结论
6.
1.1电量负荷预测根据规划修编结果,结合2011年实绩值及地区的市政总体规划,至2015年,G市全社会用电量约
3.04亿kWh,年均增长率为
14.64%;全社会最高负荷约
66.83MW,年均增长率为
13.__%
6.
1.2中压建设规模2013~2015年G市变电站新出中压线路工程共新出10kV线路17回,新建电缆
6.84km,新建架空线路
58.1km,共计新出线总长度
64.94km,其中开关柜5面,电缆分支箱8台,开关15台,开关站2座;G市中压配电网改造工程共新建及改造电缆线路
5.2km,架空线路
313.6km,共计
318.8km;开关柜5面,电缆分支箱5台,柱上开关53台
6.
1.3投资估算2012~2015年规划G市配电网总投资
2.56亿元,其中110千伏输变电工程投资
0.67亿元,占总投资
26.16%;35千伏电网工程投资
0.37亿元,占总投资
14.37%;10千伏电网工程投资
0.71亿元,占总投资
27.77%;
0.4千伏及以下电网工程投资
0.81亿元,占总投资
31.7%
6.2尚需进一步研究的关键问题及下一步工作的建议
(1)进一步深入研究G市配电网目标网架,确保G市配电网远景目标的实现,提前建设对配电网结构有关键作用的变电站及线路,并形成合理的配电网结构
(2)加强需求侧管理,完善电价机制,进一步减少电力负荷峰谷差,改善电网运行,减小调峰容量,提高运行经济性
(3)结合本次电网规划调整情况,建议尽早开展《G市电力系统专项规划》的修编工作,并在土地总体规划中预留出变电站和高压线路走廊用地,确保本次配电网规划在G市总体发展规划的指导下顺利实施
(4)建议对G市配电网进行用户专线优化研究随着G市变电站数目逐年增加,10kV配网有了较大规模的发展,用户对专用线路的需求逐步加大为进一步适应G市建设和发展,提高G市中压配电网的规划决策水平,科学指导电网建设、管理,建议开展现有接线模式向用户专用线路优化研究或专项规划,以更好与配网结合,提高供电可靠性,有利于配网安全运行及配网自动化的实施,为保障当地经济建设提供可靠的保障,为创建国内先进水平电网创造条件
(5)配电网规划未能及时与市政规划的变动接轨,市政规划未能与配电网规划相协调建议开展G市布局规划或控制性详细规划,力争将站点、走廊规划成果纳入__总体规划,实行__主导,政企联动,为配电网建设和发展预留用地及线路走廊
(6)根据G市的发展定位,G市是块得天独厚的工业、旅游发展宝地,以致电力负荷发展潜力也很大但电力市场的不确定因素多,发展难以准确预测,因此,应随着今后情况的变化,滚动修编电网规划
(7)随着G市未来城市化进程加快,土地资源日趋紧张,线路走廊和变电站站址选择难度越来越大因此,应对变电站站址及线路走廊及早进行规划,争取纳入__用地规划,以保证电网建设项目的顺利实施
(8)对规划的__区和工业园区,及时开展区域专项电力规划的研究工作
6.3通过本论文的研究所得出的结论
(1)配电系统结构复杂,运行方式多样在可靠性评估时,我们应以环网接线、开环运行而形成的放射状的结构方式作为研究可靠性的典型方式
(2)配电系统可靠性指标既与故障元件有关,也与故障后隔离故障以及恢复供电的开关装置有关开关装置在配电系统可靠性分析中具有不可忽视的作用,网络的接线方式对可靠性指标有着较大的影响,要根据实际情况采取增设支路保护装置,增加主馈线隔离开关,增加备用电源等措施改变网络的拓扑结构,提高系统的可靠性水平
(3)对G市10kV配电系统的可靠性进行了可靠性评估,获得线路结构与可靠性之间关系的量化信息对G市各变电站可靠性指标进行对比分析,主要对比分析供电可靠率和用户平均停电次数,从而获得可靠性指标与网架结构
(4)可靠性不仅是一个指标,它完全是电力部门硬件基础、规划设计、施工建设和综合管理能力的体现在电网规模日益扩大的今天,配电网络对保证供电安全、避免大__停电事故、满足地区经济发展和人民生活的需要起重要作用只有构建坚强的城市配电网络,配备高可靠性的设备,才能从根本上提高配电网络的供电可靠性;只有从__、管理、技术上采取各种积极有效措施,才能进一步提高供电可靠性,保证对用户的安全供电当然本文还有不足之处,如提高可靠性还必须考虑与经济性的配合问题,即在配网投资与提高可靠性指标之间寻求最佳平衡点这些问题都是进一步研究需要努力的方向____
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(30)587-590,66-69致谢本次毕业设计文在陈碧云副教授的悉心指导下完成的陈老师渊博的专业知识、严谨的治学态度,精益求精的工作作风,诲人不倦的高尚师德,严于律己、宽以待人的崇高风范,平易近人的人格魅力对本人影响深远不仅使本人树立了远大的学习目标、掌握了基本的研究方法,还使本人明白了许多为人处事的道理本次毕业设计从选题到完成,每一步都是在导师的悉心指导下完成的,三个多月来陈老师在学业方面给予了我无私的帮助,一直严格的指导我的论文研究工作,使我在毕业设计上有了长足的进步在此,谨向导师表示崇高的敬意和衷心的感谢!在写论文的过程中,遇到了很多的问题,在老师的耐心指导下,问题都得以解决所以在此,再次对老师道一声老师,谢谢您!时光匆匆如流水,转眼便是大学毕业时节,春梦秋云,聚散真容易离校日期已日趋渐进,毕业设计的完成也随之进入了尾声从开始进入课题到课题的顺利完成,一直都离不开老师、同学、朋友给我热情的帮助,在这里请接受我诚挚的谢意!谨以此文献向所有关心、鼓励和帮助过我的老师、同学及朋友们表示诚挚的谢意四年寒窗,所收获的不仅仅是愈加丰厚的知识,更重要的是在阅读、实践中所培养的思维方式、表达能力和广阔视野很庆幸这四年来我遇到了如此多的良师益友,无论在学习上、生活上,还是工作上,都给予了我无私的帮助和热心的照顾,让我在一个充满温馨的环境中度过三年的大学生活感恩之情难以用言语量度,谨以最朴实的话语致以最崇高的敬意计划检修停运状态正常运行状态故障停运状态故障状态正常运行状态。