陳 濤， 孫 輝， 王 焱， 黃民翔

（1.余姚市供電局，浙江 寧波 315400；2.浙江大學，杭州 310027）

0 引言

配電系統(tǒng)可靠性是指整個配電系統(tǒng)及設備按可接受標準及期望數量滿足用戶對電力和電能需求能力的度量[1]。迄今為止，可靠性研究大多集中在發(fā)輸電系統(tǒng)，對配電系統(tǒng)可靠性評價關注相對較少，而據有關統(tǒng)計資料顯示，約80%的停電事件是由配電系統(tǒng)故障引起的[2]。近年來，智能電網、配電網自動化等相關先進技術的快速發(fā)展和應用，使配電系統(tǒng)的運行與控制日趨復雜，人們也越來越意識到定量可靠性評估的重要性。

配電系統(tǒng)可靠性分析的常用方法有解析法和模擬法兩大類。目前研究配電網可靠性評估的文獻大多集中在可靠性模型和算法上[3-8]，文獻[5]考慮故障后的潮流和電壓約束，提出了結合最小割集法的適用于大型配電系統(tǒng)的FMEA法。文獻[6]給出了修正的網絡等值法數學模型，綜合考慮了熔斷器、斷路器、備用變壓器等設備的影響。文獻[7]建立了基于Markov過程的區(qū)間可靠性分析模型，很好地考慮了可靠性參數的不確定性。文獻[8]結合饋線結構特點，提出了區(qū)域非序貫蒙特卡羅仿真法進行可靠性評估，通過統(tǒng)計分析，得到指標的期望值和概率分布。

本文使用德國亞琛工業(yè)大學開發(fā)的基于解析法的輸配電系統(tǒng)可靠性計算軟件RAMSES，對余姚市10 kV配電網可靠性進行定量評估。分別就架空網和電纜網各引入一種新型的高可靠性“三雙”接線，從供電能力與可靠性角度將其與傳統(tǒng)的配電網接線模式進行對比。并從網絡結構、技術、設備、管理等方面提出針對性的措施，以提高系統(tǒng)可靠性。本文的分析結果可以為余姚配電網的進一步規(guī)劃和管理提供決策和科學依據。

1 基于RAMSES的余姚中壓配電網建模

RAMSES可靠性評估流程如圖1所示。

圖1 可靠性評估流程

1.1 網絡結構、元件建模

（1）建模范圍：從城區(qū)變電站10 kV出線母線側刀閘開始至配電變壓器。

（2）電源：以各變電站主變壓器容量作為等效電源的容量，其可靠性事件等效為由于系統(tǒng)10 kV母線部分的原因所導致的停電。

（3）線路、開關和配電變壓器均嚴格按照余姚市中壓配電網CAD圖建模。其中各元件的電氣參數由《電力工程電氣設計手冊》查得，可靠性數據由統(tǒng)計得出。

（4）由變電站10 kV饋線口徑潮流與該饋線所帶配電變壓器容量和的比值得到配電變壓器容載比的統(tǒng)計值，將統(tǒng)計容載比與各配電變壓器的容量相乘即得到該配電變壓器所帶負荷的統(tǒng)計值：

為了便于處理，參考統(tǒng)計數據，平均有功負荷取配電變壓器容量的40%，平均無功負荷取配電變壓器容量的13.3%，最大有功負荷取配電變壓器容量的60%，最大無功負荷取配電變壓器容量的20%。

1.2 基礎數據處理

考慮到各種元件可靠性參數的不確定性，在余姚市供電局可靠性管理系統(tǒng)提供的2011年設備指標數據基礎上，參考中電聯標準數據，又統(tǒng)計了余姚市2009—2011年的檢修和故障動作情況記錄，共有故障動作記錄1 143次，其中重合閘成功635次，占總數的55.56%。故障原因大致可分為4類：

（1）設備故障：配電變壓器燒壞、開關故障等，占28%。

（2）自然因素：雷擊、臺風等自然惡劣條件造成的故障動作，占37%。

（3）人為外力因素：包括挖機撞線、施工碰線，人為偷挖電纜，以及小動物、毛竹、樹枝等外力導致的意外事故，占17%。

（4）事故原因不明，占18%。

由此可見，雷擊、臺風等自然因素對余姚配電網的可靠性影響較大。

在以上數據統(tǒng)計基礎上，采用基于S型曲線的時間加權平均法，得到2011年的可靠性數據輸入文件。

1.3 可靠性計算指標

通過上述建模和數據處理后，可以計算得到每個負荷點的可靠性指標：年平均停電頻率λ（次/年）、 平均停電持續(xù)時間 U（Tu）（h/次）和年平均停電時間 U（h/年）。

由這3個數據可以計算每條饋線乃至整個區(qū)域的可靠性評估指標，由于評估不計及系統(tǒng)電源容量不足的限電，所以最終得到的指標主要是：

（1）用戶平均停電時間（AIHC-3）：

（2）供電可靠率（RS-3）：

2 計算實例

截至2011年底，余姚全市范圍內共有10 kV線路483條，線路總長4 167.548 km，其中電纜線路767.217 km；公用變壓器4 957臺，總容量1 115 481 kVA；專用變壓器10 898臺，總容量2 157 373 kVA；10 kV柱上開關1 478個，全部為無油開關，其中SF6開關36個。以架空線為主，絕緣化水平較高；網絡以聯絡接線為主，也有一定比例的單輻射線路；部分線路裝接的配電變壓器容量較大；少數線路不能滿足主干線路“N-1”校驗。經過處理后的可靠性數據見表1。

表1 余姚市10 kV配電網可靠性數據

本次評估計算了余姚市城北、城南13座變電站的176條10 kV線路的供電可靠性，得到綜合指標如下：用戶平均停電時間（AIHC-3）為10.324 21 h；供電可靠率（RS-3）為 99.882 1%；用戶平均停電次數（AITC-3）為3.717 872次/年；系統(tǒng)停電等效小時數（SIEH-3）為10.220 97 h。

計算所得供電可靠率略高于余姚市可靠性管理系統(tǒng)的全網統(tǒng)計結果（99.853 9%），主要是因為城北、城南供電所均屬于城網，可靠性一般會高于農網。

3 評估結果分析

3.1 線路長度與可靠性

在評估的176條線路中，有26條線路的供電可靠性低于99.85%，其中有20條的長度超過10 km；除了負荷密度特別小的虹橋C803線外，供電可靠性高于99.95%的另外11條線路的長度都低于4 km。 根據線路的總長度，設定1～5 km為短線路，5～10 km的為中線路，10 km以上的為長線路，并除去配電變壓器容量低于2 000 kVA或高于10 000 kVA的59條線路后，線路長度與可靠性的關系見表2，可以看出其趨勢是隨著線路長度的增加，供電可靠性逐漸降低。

表2 線路可靠性與總長度關系

3.2 配電變壓器容量與可靠性

在線路長度低于8 km且供電可靠性低于99.85%的6條線路中，配電變壓器容量都大于10 000 kVA，而風廟C746線總長度超過8 km，但配電變壓器總容量只有780 kVA，所以可靠性仍高達99.97%。可見在相同情況下，負荷容量越大，供電可靠性越低。線路配電變壓器容量和供電可靠性關系的數據統(tǒng)計見表3。

表3 線路配電變壓器容量和供電可靠性關系

3.3 線路聯絡方式與配電網可靠性

配電系統(tǒng)的結構對可靠性非常重要，雙電源或多電源環(huán)網供電是可靠性較高的供電方式。各種聯絡方式的線路可靠性統(tǒng)計如圖2所示。

圖2 各種聯絡方式的線路可靠性統(tǒng)計

可見，單電源供電、無聯絡線的線路供電可靠性較低，是全市配電網絡的薄弱環(huán)節(jié)。有1條以上聯絡線的供電線路在發(fā)生故障時可以進行負荷轉供，因而可靠性大大提高，在新建和改造線路時應優(yōu)先考慮這種接線方式。但聯絡也不是越多越好，因為聯絡越多說明線路負荷越大、線路也越長，從而抵消了一部分聯絡的優(yōu)勢，同時聯絡較多時對檢修和操作均有很大的影響，也會降低供電可靠性。

3.4 分段數目與配電網可靠性

線路分段方式對供電可靠性有一定影響。當線路較短時，分段數對系統(tǒng)可靠性的影響不明顯，因為線路較短時線路的故障率也較低，分段的優(yōu)勢將被開關的故障率所抵消；當線路較長、配電變壓器容量較大時，供電可靠性將隨著分段數的增加而提高，但考慮到分段開關本身的故障率對線路可靠性的影響，分段也不宜過多，以2～4段為好。

4 新型接線模式

4.1 新型架空網接線

采用如圖3所示的新型架空網接線方式的110 kV變電站，其每條10 kV出線在負荷集中區(qū)經分路開關分為2條支路，近期與來自同一變電站不同母線的分支線路自環(huán)，遠景實現站間“手拉手”結構，任意1條主干線均有來自3個不同方向的電源。該接線方式通過主干線的交錯布置，為配電變壓器提供可即時切換的雙電源接入條件，縮短主干線故障時的用戶平均停電時間，提高供電可靠性。同時，適當增加主干線分段數，每段線路的掛接負荷相應減少，單段線路故障的停電范圍也縮小。

圖3 新型架空網接線方式

4.1.1 供電能力分析

每個標準單元（由4個10 kV間隔所組成的環(huán)網結構）的供電能力約為15 MW。假定每個110 kV變電站的規(guī)模為3×5萬kVA，有30個10 kV間隔。若滿足1 000 MW的用電負荷，需67個標準單元，占用267個10 kV間隔，同時考慮變電容量的合理配置，需建設10座110 kV變電站，容載比可達到1.5。

4.1.2 可靠性分析

考慮故障類型為“N-1”和“N-2”。假設架空線路發(fā)生故障的概率為0.2次/km·年，故障修復時間為2 h，同時假定50%用戶采用可快速切換的雙電源接入。經過理論計算分析，新型架空網接線的平均停電時間為0.701 6 h/用戶·年，系統(tǒng)可靠率可達到99.991 9%。而目前國內常用的可靠性較高的三分段二聯絡接線方式的平均停電時間為1.205 8 h/用戶·年。顯然新型架空網接線的可靠性較高。

4.2 新型電纜網接線

采用如圖4所示的新型電纜網接線方式的110 kV變電站，其每條10 kV出線經站外分路開關分為2條支路，每條支路可與來自不同母線段的另一條支路同路徑敷設，構成電纜雙環(huán)網結構。每臺公用配電變壓器均從不同的主干電纜上引入2路電源，通過自動投切裝置實現主、備電源之間的切換。

圖4 新型電纜網接線方式

4.2.1 供電能力分析

該接線方式下標準單元（由4個10 kV出線間隔構成）的供電能力為12 MW，假定每個110 kV變電站的規(guī)模為3×5萬kVA，有30個10 kV間隔。若滿足1 000 MW的用電負荷，大約需要84個標準單元，占用336個10 kV間隔，需要110 kV變電站12座，容載比可以達到1.8左右。

4.2.2 可靠性分析

“三雙”接線模式故障停電時間較短（僅為備自投動作的時間），處理邏輯簡單。主干電纜故障診斷和愈合的時間不會直接影響用戶停電時間和供電可靠性，因此，該接線方式的可靠性水平對配電網自動化的依賴程度較低。假設電纜發(fā)生故障的概率為0.04次/km·年，故障修復時間為4 h，配電網自動化進行電網重構的時間為0.5 h，備自投動作時間為15 s，經計算，傳統(tǒng)電纜雙環(huán)網的平均停電時間為0.179 7 h/用戶·年，而新型電纜網接線的平均停電時間為0.002 7 h/用戶·年，可靠性大大提高。

5 提高供電可靠性的建議和措施

影響配電網供電可靠性的主要因素可以歸結為網絡、設備、技術和管理4個方面。其中網架結構是影響可靠性水平最關鍵的因素，大量的施工停電、計劃檢修停電都可以通過優(yōu)化網架結構、提高轉供能力來避免，一次網架結構是配電網安全可靠運行的基礎。

5.1 優(yōu)化網架結構

（1）相鄰變電站之間或同一變電站不同母線的10 kV線路，應采用環(huán)網結線，開環(huán)運行?；緦崿F2個變電站之間部分線路的聯絡，網架結構清晰可靠，對復雜多聯絡的接線方式應進行簡化改造，盡量做到雙環(huán)網結構或雙T結構。

（2）10 kV線路正常運行最大負荷電流應控制在其安全電流的1/2～2/3，對負荷較大的線路進行負荷分流和網架補強改造。根據未來負荷變動情況，有針對性地通過新出線路或負荷割接的方法降低最大負荷，使線路滿足N-1的負荷轉供要求，保證試點區(qū)域內的線路N-1率為100%。

（3）供電半徑不宜過大，每條10 kV線路裝接變壓器總容量宜不大于1萬kVA，當負荷較大時，應均勻設置分段開關，每個分段配電變壓器總容量宜控制在3 000 kVA以內。

（4）在部分可靠性要求較高的地區(qū)嘗試引入高可靠配電網新型接線方式，如上節(jié)提到的“雙電源、雙線路、雙接入”的“三雙”接線模式。

5.2 完善管理措施

（1）強化停電過程管理，加強檢修施工停電方案的審核與優(yōu)化，檢修現場推行標準化作業(yè)模式，以提高檢修效率、縮短檢修停電時間。配電網設備日常維護和缺陷處理優(yōu)先考慮帶電作業(yè)，考慮采用發(fā)電車和移動式箱式變電站等形式作為作業(yè)范圍內停電用戶的保供電手段，在可靠性要求特別高的區(qū)域還可嘗試引入旁路作業(yè)法。

（2）加強配電自動化建設，進一步完善饋線自動化功能，加快故障判斷和隔離，并恢復非故障區(qū)域供電。加強對電網及用戶設備在運行、維護工作等方面的檢查，加強設備維護和缺陷閉環(huán)管理，進一步提高絕緣化率以應對惡劣自然條件的影響。加快老舊設備更換進程，提高電網設備健康水平。

（3）加大對用戶的宣傳和管理力度，規(guī)范用戶工程管理，嚴格驗收，零缺陷投運。加強用電營業(yè)普查，定期進行年檢，引導用戶安全用電，發(fā)現缺陷時要督促用戶及時做好整改工作。研究低壓接線模式，試行低壓線路環(huán)網等。

6 結語

本文對余姚市中壓配電網可靠性進行了定量評估，發(fā)現了配電網的薄弱環(huán)節(jié)，并從網絡、設備、技術和管理等方面提出針對性的改進措施，為今后的電網規(guī)劃指明了方向。

“三雙”接線是目前配電網接線模式中可靠性最高的接線方式之一，但所需設備多、投資大，余姚市可因地制宜，挑選負荷密度大、用電可靠性要求高、現有網架設施成熟的區(qū)域，先進行試點并積累經驗，根據實際運行效果再推廣應用。

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