青島電網供電安全標準

徐 群，劉中勝，時艷麗，穆曉東

（1.山東電力集團公司青島供電公司，青島 266002；2.天津天大求實電力新技術股份有限公司，天津 300384）

電力可靠性標準是電網規劃建設和生產運行的指導性準則［1，2］，電力系統可靠性準則可分為技術性準則和經濟性準則，又可分為確定性準則和概率性準則，習慣上往往將“技術性”與“確定性”相聯系、“經濟性”與“概率性”相聯系。從俄羅斯、北美電力可靠性協會、美國九大電力系統、北歐、挪威、芬蘭、西歐、比利時、法國、意大利、荷蘭、英國等20多個國家和地區的可靠性準則來看，現行電網規劃準則基本上還是以技術性和確定性準則為主［3，4］。其中，英國供電安全標準比較具有代表性，其內涵豐富。ER P2／6是英國電網規劃的指導性文件，針對不同負荷組［5，6］的大小明確量化了供電恢復時間和負荷轉帶的最低要求，易于在電網規劃和項目評估中直接應用，考核指標更直觀、易操作。

2006年，由國家電網公司、山東電力集團公司、青島供電公司等單位技術專家組成的項目組會同國外咨詢方BPI的專家組圓滿完成了青島城市電網規劃國際咨詢項目，BPI專家組在咨詢中提出可參照英國ER P2／6并結合本地實際需求，制定完善青島供電安全準則的建議［7］。青島供電公司在完成《面向供電可靠性的青島“十二五”配電網規劃》后，為更好地將供電可靠性規劃思路深入到配電網規劃中，特成立項目組對供電安全標準進行研究。

1 供電安全標準制定要素分析

1.1 負荷級別與電壓層級的關系

負荷級別劃分與電壓等級序列的選取以及變電站主變容量、設備導線型號的選取均有很大關系。借鑒英國P2／6供電安全標準，并結合我國電壓等級序列，給出如下負荷級別與電壓層級的對應關系：

A：低壓配電網

B：中壓配電網

C：高壓配電網

D：高壓輸電網

E：超高壓輸電網

F：超高壓輸電網

我國電壓等級序列包括500kV、220kV的高壓輸電網，110kV、35kV的高壓配電網，10kV（20 kV、6kV）中壓配電網，380V低壓電網。所供負荷按照電壓層級不同主要分以下幾種情況。

（1）單臺中壓（10／0.4kV）配變的典型容量為100kVA～800kVA。相鄰兩個分段開關將多臺配變隔離成一個單元，每個單元的經濟傳輸功率。

（2）一回中壓線路的熱穩定傳輸功率。

（3）一臺35／10kV主變所供負荷。

（4）一回35kV線路熱穩定傳輸功率。

（5）一臺110／10kV主變所供負荷。

（6）一回110kV線路熱穩定傳輸功率。

（7）一臺220／110kV（220／35kV）主變所供負荷。

（8）一臺500kV主變及以上輸電設備所供負荷。

負荷級別的劃分需結合不同區域實際典型供電模式對負荷轉供能力進行分析，并根據分析結果來確定負荷組級別。

1.2 恢復供電操作時間標準

根據維修對象的不同，結合不同城市電網實際維修操作管理水平，確定該城市的恢復供電時間的3種標準。分別是基于人工重構電網恢復供電所需時間；基于遙控重構電網恢復供電所需時間；完成自動切換所需時間。

1.3 網絡負荷轉供容量計算

在評估電網改造的必要性時，始終應考慮電網現有或可能提供的轉供容量。當線路元件發生“N－1”或“N－1－1”故障后，電網恢復供電能力的評估主要考慮三方面內容。

一是關鍵負荷點或線路元件停運后，其余的輸配電系統滿足正常負荷時的額定容量；

二是備用電源能夠提供的轉供容量；

三是發電容量在網絡傳輸容量中所占的比例，前提是分組負荷中含有電源。

2 基于負荷組概念的青島供電安全標準制定

2.1 青島電壓層級的劃分

青島規劃電壓等級確定為：500kV、220kV為青島高壓輸電網；110kV、35kV為青島高壓配電網；10kV為青島中壓配電網；380V為青島低壓配電網。

2.2 青島恢復供電操作時間標準

根據維修對象的不同，結合青島電網實際維修操作管理水平，確定青島恢復供電時間的3種標準。基于人工重構電網恢復供電時間為1h；基于遙控重構電網恢復供電時間為2min；自動切換所需時間，不超過60s。

2.3 青島不同電壓層級轉供能力分析

青島不同電壓層級轉供能力分析是采用“N－1”和“N－1－1”法則作為衡量手段，基于故障模式影響分析法［8，9］評估出各級電網所應達到的不同安全和可靠水平。該方法的核心是根據電網的物理狀態，建立相應的故障模式影響表，進而達到全面直觀分析故障后果的目的［10，11］。下面以圖1所示配電系統典型饋線圖為例，說明故障模式影響分析法的應用。

圖1 配電系統典型饋線示意Fig.1 Typical feeder diagram of distribution system

表1給出了圖1所示配電系統在不同規劃方案下的故障模式影響。配網無分段開關S2、無備用電源情形下，當饋線4故障時，負荷點LP3、LP4、LP5的停電時間均為故障修復時間；配網有分段開關S2、無備用電源情形下，當饋線4故障時，負荷點LP4、LP5的停電時間為故障修復時間，而負荷點LP3的停電時間縮短為故障隔離時間；配網有分段開關S2、有備用電源情形下，當饋線4故障時，負荷點LP4的停電時間為故障修復時間，而負荷點LP3、LP5的停電時間縮短為故障隔離時間。通過上述方式進行計算，可以清晰地分析出不同網絡結構下用戶的轉供電能力。

表1 故障模式影響Tab.1 Influence of fault mode

2.3.1 中低壓配電網

由于青島地理環境及架空電纜線路混接電網的獨特性，電纜的輸送容量應和架空線相匹配，并留有一定裕度。因此，青島10kV線路允許的安全載流量均規定不超過400A，計算可得青島一回10 kV線路的允許傳輸功率為7MW。考慮青島線路選型標準以及典型接線模式的備用容量，得到線路滿足“N－1”的安全供電功率，如表2所示。

1）負荷組范圍

青島單臺中壓（10／0.4kV）配變的典型容量為100～800kVA。規劃目標年線路分段控制在2～3段。相鄰兩個分段開關將多臺配變隔離成一個單元，考慮一回10kV線路的經濟傳輸容量，則每個單元的經濟傳輸功率在0～1.7MW范圍內。一回10kV線路允許供電范圍為1.7MW～5.0 MW。

表2 典型接線模式下10kV線路允許的最大負荷Tab.2 Maximum load of 10kV feeder under typical connection modes

2）負荷組恢復供電能力分析

（1）低壓配電網結構簡單，主要采用放射式結構。當該段線路或設備發生故障時，其負荷無法通過其他線路轉移出去，最大損失負荷為1.7MW。

（2）中壓配電網主要采用環網接線，下面分別對不同接線模式線路故障后恢復負荷進行計算。

①對于架空網分段聯絡接線模式，是通過在干線上加裝分段斷路器將每回線路進行分段，并且每一分段都有聯絡線與其他線路相連接，當任何一段出現故障時，除故障段負荷無法通過聯絡線路轉帶外，非故障段線路均能通過聯絡開關恢復供電，用戶受影響的時間只是等效的開關操作時間（即倒閘時間）。變電所母線出現故障時，由于聯絡開關的作用，受影響的所有用戶的平均停運時間也只為聯絡開關的倒閘時間。

②對于電纜網絡青島主要采用環網接線，環網接線主要有單環網接線、雙環網接線。正常情況下，一般采用開環運行方式，環網中任何一段干線電纜故障，整回線路可以劃分為若干部分，通過倒閘或自動裝置恢復供電。若環網柜或配變發生故障，則除故障段無法轉帶外，非故障段通過開關隔離后均可正常供電。

③對于重要用戶，主要采用雙電源接線模式，客戶可以同時得到兩個方向的電源，即正常方式下，雙側電源同時為客戶供電，在客戶側，再配合以兩臺（甚至多臺）10kV變壓器同時運行，就可以滿足從主干線路到10kV配電變壓器的整個網絡的“N－1”要求，其主干線路的負載率控制在50%。

3）結論

基于以上多種接線模式分析，當一回10kV線路發生故障后，要求非故障段負荷（1.7MW～5.0 MW）在基于人工手動倒閘操作重構電網所需時間內恢復供電，故障段負荷（0～1.7MW）則遵從搶修時間。

2.3.2 高壓配電網

1）典型供電模型

青島城區110kV、35kV高壓配電系統推薦采用互為備用的放射結構，分片供電。110kV和35 kV變電站的進線來自于不同的220kV變電站，或至少來自于同一變電站的不同母線。青島高壓配電網采用輻射接線，高壓配電站高壓側采用線變組接線。

結合變電站互聯座數、站內主變配置、站間聯絡方式和中壓配電網接線模式等維度信息，構建站間互聯典型供電模型如表3所示。

表3 站間互聯典型供電模型Tab.3 Typical power supply model between substations connection

2）負荷組范圍

（1）35kV 高壓配電網

青島一臺35／10kV主變，其單臺變壓器典型容量為20、31.5MVA，考慮負載率控制在50%，得出主變所帶負荷分別控制在10MW和15MW，主變所供負荷范圍在5～15MW。

一回35kV線路帶接主變負荷依據帶接主變原則確定。一回35kV線路帶接20MVA主變，可帶接3臺；帶接31.5MVA主變，可帶接2臺。故通過計算，一回35kV線路帶接負荷范圍為15～30 MW。

（2）110kV 高壓配電網

青島一臺110／10kV主變，其單臺變壓器典型容量為50、63MVA，考慮負載率控制在50%，得出主變所帶負荷分別控制在24MW和30MW，主變所供負荷范圍在5～30MW。

一回110kV線路按照帶接3臺主變考慮，帶接負荷范圍為30～90MW。

3）負荷組恢復供電能力分析

考慮到35kV和110kV分析方式相同，故在此僅對35kV配網分析過程進行詳細描述。

（1）負荷組范圍在5～15MW

主變“N－1”停運：一臺主變發生故障情況。主變負載率控制在50%，如果變電站構成為兩臺主變，則一臺故障，另一臺滿載運行；如果變電站由3臺主變構成，則一臺故障負荷由另外兩臺轉供，平均負載率在75%。總之，無論是兩臺主變還是3臺主變，負荷組全部可通過變電站內其他主變轉供，負荷損失時間僅為自動倒閘操作時間。

主變“N－1－1”停運：一臺主變處于檢修狀態，又有一臺主變發生故障的情況。

對于兩臺主變不在同一變電站中，則可通過變電站中的另一臺主變自動倒閘轉帶負荷組所有負荷；對于兩主變在同一變電站中，故障負荷組則無法通過主變進行負荷轉帶，只能通過下一級10kV網絡進行站間轉帶。考慮接線模式及站間聯絡比例的不同，負荷組恢復供電情況也有所差異，具體如表4所示（基于人工重構電網，1h內恢復相應負荷）。

表4 10kV網絡負荷轉帶能力分析Tab.4 Load carrying capacity analysis of 10kV network

（2）負荷組范圍15～30MW

高壓線路“N－1”停運：由于單回線路帶接主變臺數是考慮線路50%負載率計算得到的，故當一回35kV線路發生故障時，所帶接負荷可通過同一變電站中的主變基于自動倒閘操作恢復負荷組。

高壓線路“N－1－1”停運：在一回線路已經處于檢修狀態時，另一回線路發生故障的情況。對于兩回停運線路帶接主變不在同一變電站中，則類似于“N－1”停運情況，基于自動倒閘操作可恢復負荷組；而對于兩回停運線路帶接主變在同一變電站中，則轉帶情況類似于主變“N－1－1”停運，停運線路上帶接的負荷需通過下級10kV線路轉帶，基于人工倒閘操作后最低可恢復1／6負荷組。

4）結論

通過分析計算，無論是35kV還是110kV電壓等級所得結論相同。對于主變發生“N－1”停運時，損失負荷均可基于自動倒閘操作轉帶對應負荷組的所有負荷；對應“N－1－1”停運，不同情況負荷組恢復供電的程度各不相同，恢復供電負荷的大小依賴于10kV網絡接線模式及站間聯絡比例，故“N－1－1”停運，最低要求故障搶修時間內恢復所有組負荷。

對于高壓線路，所帶接負荷在發生“N－1”停運時，基于自動倒閘操作可快速恢復所有組負荷；對于“N－1－1”停運，負荷組無法短時轉帶出去，需等人工到達現場進行手動操作轉帶小部分負荷，其余負荷需等故障搶修完成后恢復供電。

2.3.3 高壓輸電網

1）典型供電模型

青島220kV系統是城網的主要電源，形成架空線雙環網或局部單環網，保證每個變電站至少兩個電源，變電站主接線以雙母線接線為主。

2）負荷組范圍

青島一臺220kV主變，其單臺變壓器典型容量為240MVA，考慮50%負載率，得出一臺220 kV主變帶接負荷上限控制在120MW，一座220 kV變電站所帶負荷控制在360MW。

3）負荷組恢復供電能力分析

（1）220kV 主變

主變“N－1”停運時，由于主變負載率控制在50%，故220kV變電站無論是兩臺主變還是三臺主變，負荷組全部可通過變電站內其他主變轉供，負荷損失時間僅為自動倒閘操作時間。主變“N－1－1”停運，即一臺主變處于檢修狀態，又有一臺主變發生故障的情況。

①對于兩臺主變不在同一變電站中且由不同220kV線路供電，則可通過變電站中的另一臺主變自動倒閘轉帶負荷組所有負荷；

②對于停運兩主變在同一變電站中，若下級電網主接線為線變組接線，則只能通過10kV網絡轉帶少量負荷，這種情況要求其滿足“N－1－1”既不經濟也不合理。若下級電網主接線為內橋接線外擴一臺線變組接線，則可基于自動倒閘操作恢復受影響負荷組；青島電網110（35）kV變電站實際上大部分為先上兩臺主變，到遠期再上第三臺主變，同時上三臺的比例較小，故一般情況下可基于自動倒閘操作恢復全部組負荷。

（2）220kV 線路

由于220kV網絡為環網運行，一般與線路一起形成架空線雙環網或局部單環網，保證每個變電站至少兩個電源，故220kV線路“N－1”停運和“N－1－1”停運均能夠保證所供220kV變電站負荷組不失電。

5）結論

高壓輸電網即220kV網絡，主變負荷組上限為120MW，當發生“N－1”停運可基于自動倒閘操作轉帶所有負荷；主變“N－1－1”停運，若受影響的110（35）kV主變均采用內橋接線，則可基于自動倒閘操作恢復所有負荷組；若均為線變組接線，則只能在故障搶修時間內恢復全部負荷組。

220kV 線路在發生“N－1”停運和“N－1－1”停運時，能夠保證220kV變電站負荷組不失電。

2.3.4 超高壓輸電網

1）負荷組范圍

青島一臺500／220kV主變，其單臺變壓器典型容量為750MVA，考慮50%負載率，得出一臺500kV主變帶接負荷上限控制在375MW，一座500kV變電站所帶負荷控制在1 500MW。

2）負荷組恢復供電能力分析

500kV主變所供下級負荷組220kV網絡為環網運行，至少來自兩個不同電源點，故對于主變“N－1”停運和主變“N－1－1”停運均可通過主變自動倒閘操作恢復全部負荷組，對于無法通過主變轉供的負荷也可通過另一電源點進行供電。

500kV網絡為環網運行，每個變電站至少兩個電源點，部分為雙回進線，無論發生“N－1”停運還是“N－1－1”停運，甚至“N－2”停運，均能保證所供500kV變電站負荷組不失電。

2.3.5 基于負荷組概念的青島供電安全標準

根據不同電壓層級負荷組對“N－1”停運和“N－1－1”停運恢復供電能力的不同，可將青島負荷級別根據“N－1”和“N－1－1”停運后必須滿足的最低負荷要求進行匯總，結果見表5。

對照該表，電網任何部分都可以根據其所屬負荷組級別精確地得到其必須滿足的最低負荷要求。供電安全水平用電網元件故障后相應的用電負荷恢復供電時間和恢復供電程度來表示。

基于推薦的青島供電安全標準，圖2給出了青島輸電網到10kV配電網對應各負荷組的典型網絡結構及供電安全標準的圖解說明。

表5 青島城市電網供電安全標準Tab.5 Power supply security standard of Qingdao city

圖2 青島供電安全標準示意Fig.2 Diagram of power supply security standard in Qingdao

3 青島與英國供電安全標準對比

3.1 負荷級別

青島與英國負荷級別劃分對比結果見表6。負荷級別劃分結果的不同，一方面是由于電壓等級序列選取的差異性造成，另一方面是由于變電站主變容量選型的不同。這與電網的發展歷程以及地域的差異性有很大關系。

表6 青島與英國負荷級別劃分對比Tab.6 Comparison of load level division between Qingdao and Britain

3.2 故障后負荷恢復時間

青島與英國電網故障后負荷恢復時間對比見表7。通過對比不難發現，青島電網在故障后負荷恢復時間上要優于英國，青島電網承諾要在故障后45min之內到達故障地點進行搶修操作，而且基于青島城區規劃方案，將在2013年全面實施配電自動化，這樣倒閘時間將會大大縮短。目前青島變電站內部均配置備自投裝置，可以立即在一臺主變發生故障時自動投切，如果備自投未能實現自動切換，也可通過遙控操作由人工進行投切，時間基本控制在2min以內。

表7 故障后青島與英國負荷恢復時間對比Tab.7 Comparison of load recovery time after fault between Qingdao and Britain

3.3 故障后負荷恢復情況

下面將對不同負荷級別青島和英國電網的故障后負荷恢復情況進行對比分析。

1）A級負荷組

青島和英國雖然對于A級負荷組的范圍定義不同，但對供電安全標準要求是一致的，只要在維修后恢復供電即可，不需要備用電源，這種系統的性能依賴于維修完成的速度。

2）B級負荷組

青島和英國對于B級負荷組供電安全標準要求的本質是一致的，當一段線路發生故障后，均要求非故障段負荷在基于人工手動操作重構電網所需時間內恢復供電，剩余故障段負荷則為A級，遵從搶修時間。雖然青島人工手動操作時間大大低于英國，但由于中壓線路分段原則的不同，造成故障恢復負荷的大小存在一定差異，在青島只能手動操作恢復非故障段負荷，即負荷組減去1.7MW，而英國則可恢復負荷組減去1MW［5］。

通過對比發現，青島對線路分段的建設標準與英國電網存在一定差異，單段線路所帶負荷不同，從而導致線路故障段損失負荷不同。

3）C級負荷組

對于英國電網要求15min內恢復min（負荷組－12MW，2／3負荷組），3h內恢復全部負荷，滿足該標準則一般要求為雙回路供電或由人工操控點、自動操作方式來提供備用電源［5］。

對于青島電網C級負荷組，發生“N－1”停運均可基于自動倒閘操作在2分鐘內恢復全部負荷組。主變“N－1－1”停運，故障負荷組只能通過下一級10 kV網絡進行站間轉帶。恢復負荷情況依賴于接線模式及站間聯絡比例，故不對恢復負荷大小進行要求，只要在搶修完成后恢復供電即可。

通過對比發現，青島電網對C級負荷組供電安全標準高于英國。

4）D級負荷組

負荷級別越高，電網停運影響范圍則越大，造成的損失就越大，因此，負荷級別越高，對電網的供電安全性要求則越高。對于英國D級負荷組，一旦發生“N－1”停運則要求立即恢復供電，即要求雙重供電和備用電源自投。20MW以內的允許自動斷連，但須3小時內恢復［5］。100MW 以上的需要為二次故障提供保護，這種二次故障是在處理第一次故障時又發生的故障。

對于青島電網D級負荷組，發生“N－1”停運時，即刻恢復全部負荷組；對于“N－1－1”停運，若受影響的110、35kV主變均為內橋接線，則2min可通過自動倒閘操作恢復負荷組；若受影響的110、35kV主變均為線變組接線，負荷組無法短時轉帶，需在維修完成后恢復負荷組。考慮青島電網實際情況，內橋接線比例較大，從這方面來看，青島較英國標準要求要高。

5）E級負荷組

對于英國供電安全標準，負荷組超過300 MW，出現二次故障后需立即恢復2／3負荷組，在計劃停電時間內恢復全部負荷［5］。

對于青島電網，E級負荷組均能保證雙回線路供電和至少來自兩電源點。無論發生“N－1”停運或“N－1－1”停運，均可立即恢復全部負荷組。

電網規劃應充分考慮實際運行的需要，做到“有備無患”。這一點在英國ER P2／6標準中主要體現為“N－1－1”模式、“負荷轉移要求”等內容。通過分析發現青島電網規劃中也納入了“N－1－1”、“事故后電網重構”、“負荷轉移能力”［6］等內容，其實，相應內容雖然沒有在供電安全標準中明確提出，但青島電網在實際應用中，較高需求水平的系統（220kV）實際上是超越了“N－1”標準，很多二次故障也不會引起供電損失。在電網實際規劃運行中已基本考慮了“N－1－1”模式負荷轉移能力。

6）F級負荷組

對于英國電網，F級負荷組根據GB SOSS執行［5］。對于青島供電安全標準，負荷組超過1 500 MW，該級負荷組根據省網及國網公司相關要求執行。

4 差異性原因分析

通過對比發現，青島與英國供電安全標準直觀上存在的差異主要體現在恢復負荷組的大小及恢復時間上。通過進一步分析發現我國在電網架構、發展階段、管理模式等方面與英國均存在一定差異。首先是我國與英國電網建設模式存在差異。我國電網正處于大力發展建設時期，負荷發展空間很大，要求設備的容量裕度較高，對于青島城區來說，電網建設的最低要求是要滿足“N－1”。而英國電網基本處于負荷的飽和期，設備的容量裕度較低，在進行電網建設改造時會反復對比建設投資與停電損失賠付等經濟問題，在經濟較合理的情況下是允許部分負荷的損失。

另外，我國與英國供電可靠性管理模式也存在很大差異。英國高供電可靠性電價機制、賠付機制、可靠性目標績效管理、激勵機制等，均是英國供電安全標準得以存在的有利環境。目標管理將被動管理轉變為主動預防，很大程度上減少了無序檢修停電［3］。目前，我國供電企業的可靠性管理模式，更多以事故后分析統計匯總的管理模式為主。

5 結語

根據研究結果顯示，目前我國電網建設供電安全標準要求并不低于英國，但我國可靠性水平與國外發達國家相比仍存在一定差距，這與我國電網建設管理模式及所處的發展階段是密不可分的。英國采用的供電可靠性安全標準及管理模式具有很強的代表性，也是各國發展的方向。隨著我國電力企業改革和市場化發展的深入，明確量化的供電安全標準和適宜的管理模式對供電企業的供電行為進行約束、指導很有必要。

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