由凱，鄧集，劉達琦，萬代，趙邈

(1.國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南長沙410007；2.國網(wǎng)湖南省電力有限公司，湖南長沙410004；3.國網(wǎng)湖南省電力有限公司長沙供電分公司，湖南長沙410015)

近年來隨著經濟的發(fā)展，配電網(wǎng)可靠性對國民經濟的影響日益突出，用戶對供電可靠性的要求越來越高，僅通過可靠性事后統(tǒng)計與評價已難以適應高供電可靠性的要求，供電可靠性管理亟需從事后統(tǒng)計評價向事前預測評估轉變。本文以湖南省某核心區(qū)為評估區(qū)域，通過開展配電網(wǎng)可靠性評估，量化了系統(tǒng)、饋線和用戶的可靠性關鍵指標；利用評估結果對區(qū)域內線路和用戶的可靠性薄弱環(huán)節(jié)進行分析，找出影響可靠性關鍵指標的主要環(huán)節(jié)，為可靠性指標的改善提供決策依據(jù)；可對不同改造方案進行效果評估，從而進行方案的比選。

1 評估區(qū)域概況與電網(wǎng)現(xiàn)狀

評估區(qū)域為某市中心核心區(qū)，供電可靠性要求較高。所在地區(qū)共有110 kV及以上變電站113座，10 kV線路2 107條，線路總長度2.8萬km，公變2.9萬臺，專變1.5萬臺。其中本次評估范圍內涉及10 kV線路102條，線路總長度1 260 km，配變683臺，以專變?yōu)橹?。配網(wǎng)線路電纜化率72.96%，架空線路絕緣化率69.34%。

2 評估模型及評估方法

2.1 配電網(wǎng)及設施停運模型

配電網(wǎng)可靠性停電設備分為架空線路、電纜線路、柱上設備、戶外配電變壓器臺、箱式配電站、土建配電站等9大類[1]，根據(jù)各類設備對配網(wǎng)停運率的影響，建立包含變電站10 kV母線、配電線路、配電變壓器及開關設備等設施停運模型及網(wǎng)架拓撲關系的配電網(wǎng)評估模型，考慮不同絕緣類型的可靠性參數(shù)差異，又將配電線路分為架空絕緣線路、架空裸導線路和電纜線路。

配電網(wǎng)停運類別主要為預安排停運和故障停運，因此設施停運模型建立采用三狀態(tài)模型[2]，模擬設施停運 “運行-故障停運-預安排停運”的狀態(tài)轉移過程[3]，配電設施三狀態(tài)模型如圖1所示。

圖1 配電設施三狀態(tài)模型

2.2 評估方法

目前常用的配電網(wǎng)可靠性評估方法分為模擬法和解析法兩大類[4]。

1)模擬法是將系統(tǒng)中各相關元件的概率參數(shù)以計算機相應的隨機數(shù)進行表示，通過概率分布抽樣的方法進配電網(wǎng)設施狀態(tài)選擇并評估狀態(tài)后果，最后利用統(tǒng)計學方法計算得到可靠性指標。模擬法中的典型方法為模特卡洛模擬法，適用于求解復雜配電網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性[5]，但計算精度受到模擬時間和收斂精度的限制，對可靠性高的系統(tǒng)，需消耗大量的計算時間。

2)解析法是根據(jù)設施之間的功能關系，用公式的形式表示系統(tǒng)的可靠性評估模型，借助數(shù)值計算方法計算配電系統(tǒng)供電可靠性的每個指標。解析法可建立設施停運準確模型，計算原理較為簡單，且便于開展可靠性影響因素分析，在配電網(wǎng)可靠性評估中多應用解析法。解析法又分為狀態(tài)空間法、狀態(tài)枚舉法和網(wǎng)絡法。狀態(tài)空間法考慮狀態(tài)間的轉移過程，以求解馬爾可夫狀態(tài)方程為基礎，計算繁瑣，不適用于大規(guī)模系統(tǒng)計算。狀態(tài)枚舉法忽略了狀態(tài)之間的轉移過程，直接枚舉系統(tǒng)所有狀態(tài)進行計算，因此計算量大為減少，但無法準確得到可靠性停電持續(xù)時間和停電頻率指標。網(wǎng)絡法利用配電網(wǎng)拓撲圖進行可靠性評估分析，主要包括故障后果分析法、網(wǎng)絡等值法、最小路法等。

本文采用了改進的故障模式后果分析法(FMEA)，其基本方法為:通過網(wǎng)架拓撲分析得到單個設施故障時的影響范圍，并將影響范圍劃分為可恢復供電區(qū)段和不可恢復供電區(qū)段，對可恢復供電區(qū)段考慮負荷轉移過程，即得到單臺設施故障事件及影響停電指標。對配電網(wǎng)評估模型中每臺設施進行模擬，可得到配電網(wǎng)的故障事件集合，在此基礎上計算整體配電網(wǎng)可靠性指標。計算方法流程如圖2所示。

圖2 可靠性計算流程

2.3 評估參數(shù)

對配電網(wǎng)可靠性進行準確評估需建立在準確收集評估區(qū)域配電網(wǎng)的基礎設施參數(shù)和可靠性參數(shù)基礎上[6]。基礎設施參數(shù)主要為配電網(wǎng)網(wǎng)架拓撲連接圖、中壓線路類型及臺賬參數(shù)、配電變壓器臺賬和開關設備參數(shù)等，通過地理信息系統(tǒng) (GIS)、生產管理系統(tǒng) (PMS)系統(tǒng)進行收集?？煽啃詤?shù)主要分為設備故障停電參數(shù)和預安排停電參數(shù)，其中故障停電參數(shù)為設備的故障停運率、平均故障修復時間、故障定位和隔離時間等，預安排停電參數(shù)為設備的預安排停運率、平均預安排停運持續(xù)時間及聯(lián)絡開關切換時間等，通過可靠性管理系統(tǒng)的歷史停電數(shù)據(jù)獲得。

3 評估結果及應用

3.1 計算結果

3.1.1 系統(tǒng)可靠性指標

評估計算得到該區(qū)域系統(tǒng)平均供電可靠率為99.969 3%，達到 《配電網(wǎng)規(guī)劃設計技術導則》B類地區(qū)的供電可靠性規(guī)劃標準。系統(tǒng)平均停電時間為2.69 h/(戶·年)，系統(tǒng)平均停電頻率為3.68次/(戶·年)，系統(tǒng)年缺供電量達到2 069 542 kWh。

從停電影響因素構成分析，故障停電比例占了78%，預安排停電占比22%。從可靠性影響的設備類型分析，開關占比為43%，占比最大，電纜線路占比31%，架空線占比為17%，變壓器占比為9%。

系統(tǒng)可靠性指標計算結果如圖3所示。

圖3 系統(tǒng)可靠性指標計算結果

3.1.2 饋線可靠性指標

對評估區(qū)域102條線路的可靠性評估，結果10 kV湘化線和10 kV韶湖線是供電可靠性最低的兩條線路。10 kV湘化線的供電可靠率為99.940 2%，線路用戶平均停電時間為5.241 h/(戶·年)；其中故障停電占比為84.43%，計劃停電占比為15.57%；開關對10 kV湘化線的供電可用率影響較為顯著，占比達48.29%。綜合以上指標及實際情況分析，10 kV湘化線的供電可靠性偏低的原因主要有:①10 kV湘化線的供電半徑過長，電纜的故障率高；②10 kV湘化線的開關故障率較高。

10 kV韶湖線的供電可靠率為99.952 4%，線路用戶平均停電時間為4.171 h/(戶·年)；其中故障停電占比為65.73%，計劃停電占比為34.27%；電纜線路對10 kV韶湖線的供電可用率影響較為顯著，占比達49.75%。綜合指標數(shù)據(jù)及實際情況分析，10 kV韶湖線供電可靠率低的主要原因是電纜的供電可靠率低，供電半徑很大，且所帶負荷也較多，而且缺少足夠的聯(lián)絡開關進行轉供。

3.1.3 用戶 (負荷點)可靠性指標評估區(qū)域內停電時間指標分布見表1。

表1 用戶可靠性指標分布

3.2 薄弱環(huán)節(jié)分析

配電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)通過可靠性評估計算得到的用戶損失率和負荷損失率反映，負荷損失率反映的是負荷損失大小，代表經濟效益。用戶損失率反映停電影響用戶數(shù)量，代表供電可靠性的高低，即社會效益。在實際電網(wǎng)改造中，需綜合考慮經濟效益和社會效益，對用戶損失率和負荷損失率均較高的區(qū)域優(yōu)先改造，此區(qū)域即配電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)[7]。

計算得到的評估區(qū)域典型薄弱環(huán)節(jié)主要為:10 kV涂家沖線、10 kV長機線。其中10 kV涂家沖線的薄弱點主要在于涂家沖線2號中間接頭至赤黃變涂家沖線、涂家沖線1號中間接頭至涂家沖線2號中間接頭、涂家沖線湘電1號環(huán)網(wǎng)柜303至涂家沖線六都國際2號環(huán)網(wǎng)柜305等三處。形成此薄弱環(huán)節(jié)的主要原因是線路本身互聯(lián)點較少，且位于負荷密度較高區(qū)域，難以有效轉供。要提高供電可靠率，一方面要加強相關薄弱環(huán)節(jié)設備的提質改造力度，另一方面考慮引入其他電源點，增加互聯(lián)。

10 kV長機線的薄弱點主要在于長機線008號至長機線13號、長機線008號至長機線008-1號、長機線13號至長機線14號三處，形成此薄弱環(huán)節(jié)主要原因的是該段敷設方式是直埋，造成電纜本身運行環(huán)境較差，故障率較高，且在故障情況下，會使故障點查找及處置時間變長，造成可靠率較低。因此建議將該段線路進行升級改造，同時可以將敷設方式改為管道。

4 結語

本文對湖南省某區(qū)域配電網(wǎng)可靠性開展了評估計算，實現(xiàn)了對評估區(qū)域配電網(wǎng)可靠性的量化評估，得到了系統(tǒng)、饋線和用戶的可靠性關鍵指標，并利用評估結果對區(qū)域內系統(tǒng)的關鍵薄弱環(huán)節(jié)進行了分析，對配電網(wǎng)的規(guī)劃、改造和運行管理提供了一定依據(jù)[8]。

基于配網(wǎng)供電可靠性評估結果及可靠性指標影響因素分析，在可靠性指標提升方面建議如下:

1)開展開關狀態(tài)評估分析。開關故障影響可靠性的因素占比達到43%，對可靠性指標的影響非常大，而且開關的故障影響范圍比較大，建議進行開關健康狀態(tài)分析評估，對于存在嚴重隱患的情況及早進行檢修，避免造成故障，影響范圍擴大化。

2)優(yōu)化運行方式。改變運行方式，可以通過聯(lián)絡開關和分段開關的互相轉換，將重載線路負荷轉供到相對輕載線路上，使負荷平均分布。通過聯(lián)絡開關位置的調整，可以有效提升配網(wǎng)可靠性，建議對網(wǎng)絡進行全面運行方式優(yōu)化。

3)加強網(wǎng)架建設。根據(jù)現(xiàn)有的可靠性狀況和現(xiàn)場條件，加裝適當?shù)姆侄伍_關和聯(lián)絡開關。在電網(wǎng)改造方面，一是建議加裝配電自動化，縮短故障定位隔離時間、故障修復時間；二是更換老舊、線損較大、故障較多的設備，提升供電可靠性。