可靠性評估在中壓配電網(wǎng)中的研究與應(yīng)用

由凱，鄧集，劉達(dá)琦，萬代，趙邈

(1.國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)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(jīng)濟(jì)的發(fā)展，配電網(wǎng)可靠性對國民經(jīng)濟(jì)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(jì)與評價(jià)已難以適應(yīng)高供電可靠性的要求，供電可靠性管理亟需從事后統(tǒng)計(jì)評價(jià)向事前預(yù)測評估轉(zhuǎn)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(guān)鍵指標(biāo)；利用評估結(jié)果對區(qū)域內(nèi)線路和用戶的可靠性薄弱環(huán)節(jié)進(jìn)行分析，找出影響可靠性關(guān)鍵指標(biāo)的主要環(huán)節(jié)，為可靠性指標(biāo)的改善提供決策依據(jù)；可對不同改造方案進(jìn)行效果評估，從而進(jìn)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?yàn)槟呈兄行暮诵膮^(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(nèi)涉及10 kV線路102條，線路總長度1 260 km，配變683臺，以專變?yōu)橹鳌Ｅ渚W(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(shè)施停運(yùn)模型

配電網(wǎng)可靠性停電設(shè)備分為架空線路、電纜線路、柱上設(shè)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(shè)備對配網(wǎng)停運(yùn)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(guān)設(shè)備等設(shè)施停運(yùn)模型及網(wǎng)架拓?fù)潢P(guān)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(dǎo)線路和電纜線路。

配電網(wǎng)停運(yùn)類別主要為預(yù)安排停運(yùn)和故障停運(yùn)，因此設(shè)施停運(yùn)模型建立采用三狀態(tài)模型[2]，模擬設(shè)施停運(yùn) “運(yùn)行-故障停運(yùn)-預(yù)安排停運(yùn)”的狀態(tài)轉(zhuǎn)移過程[3]，配電設(shè)施三狀態(tài)模型如圖1所示。

圖1 配電設(shè)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(guān)元件的概率參數(shù)以計(jì)算機(jī)相應(yīng)的隨機(jī)數(shù)進(jìn)行表示，通過概率分布抽樣的方法進(jìn)配電網(wǎng)設(shè)施狀態(tài)選擇并評估狀態(tài)后果，最后利用統(tǒng)計(jì)學(xué)方法計(jì)算得到可靠性指標(biāo)。模擬法中的典型方法為模特卡洛模擬法，適用于求解復(fù)雜配電網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性[5]，但計(jì)算精度受到模擬時(shí)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(jì)算時(shí)間。

2)解析法是根據(jù)設(shè)施之間的功能關(guān)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(jì)算方法計(jì)算配電系統(tǒng)供電可靠性的每個(gè)指標(biāo)。解析法可建立設(shè)施停運(yùn)準(zhǔn)確模型，計(jì)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(yīng)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(luò)法。狀態(tài)空間法考慮狀態(tài)間的轉(zhuǎn)移過程，以求解馬爾可夫狀態(tài)方程為基礎(chǔ)，計(jì)算繁瑣，不適用于大規(guī)模系統(tǒng)計(jì)算。狀態(tài)枚舉法忽略了狀態(tài)之間的轉(zhuǎn)移過程，直接枚舉系統(tǒng)所有狀態(tài)進(jìn)行計(jì)算，因此計(jì)算量大為減少，但無法準(zhǔn)確得到可靠性停電持續(xù)時(shí)間和停電頻率指標(biāo)。網(wǎng)絡(luò)法利用配電網(wǎng)拓?fù)鋱D進(jìn)行可靠性評估分析，主要包括故障后果分析法、網(wǎng)絡(luò)等值法、最小路法等。

本文采用了改進(jìn)的故障模式后果分析法(FMEA)，其基本方法為:通過網(wǎng)架拓?fù)浞治龅玫絾蝹€(gè)設(shè)施故障時(shí)的影響范圍，并將影響范圍劃分為可恢復(fù)供電區(qū)段和不可恢復(fù)供電區(qū)段，對可恢復(fù)供電區(qū)段考慮負(fù)荷轉(zhuǎn)移過程，即得到單臺設(shè)施故障事件及影響停電指標(biāo)。對配電網(wǎng)評估模型中每臺設(shè)施進(jìn)行模擬，可得到配電網(wǎng)的故障事件集合，在此基礎(chǔ)上計(jì)算整體配電網(wǎng)可靠性指標(biāo)。計(jì)算方法流程如圖2所示。

圖2 可靠性計(jì)算流程

2.3 評估參數(shù)

對配電網(wǎng)可靠性進(jìn)行準(zhǔn)確評估需建立在準(zhǔn)確收集評估區(qū)域配電網(wǎng)的基礎(chǔ)設(shè)施參數(shù)和可靠性參數(shù)基礎(chǔ)上[6]。基礎(chǔ)設(shè)施參數(shù)主要為配電網(wǎng)網(wǎng)架拓?fù)溥B接圖、中壓線路類型及臺賬參數(shù)、配電變壓器臺賬和開關(guān)設(shè)備參數(shù)等，通過地理信息系統(tǒng) (GIS)、生產(chǎn)管理系統(tǒng) (PMS)系統(tǒng)進(jìn)行收集。可靠性參數(shù)主要分為設(shè)備故障停電參數(shù)和預(yù)安排停電參數(shù)，其中故障停電參數(shù)為設(shè)備的故障停運(yùn)率、平均故障修復(fù)時(shí)間、故障定位和隔離時(shí)間等，預(yù)安排停電參數(shù)為設(shè)備的預(yù)安排停運(yùn)率、平均預(yù)安排停運(yùn)持續(xù)時(shí)間及聯(lián)絡(luò)開關(guān)切換時(shí)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(jié)果及應(yīng)用

3.1 計(jì)算結(jié)果

3.1.1 系統(tǒng)可靠性指標(biāo)

評估計(jì)算得到該區(qū)域系統(tǒng)平均供電可靠率為99.969 3%，達(dá)到 《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》B類地區(qū)的供電可靠性規(guī)劃標(biāo)準(zhǔn)。系統(tǒng)平均停電時(shí)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(dá)到2 069 542 kWh。

從停電影響因素構(gòu)成分析，故障停電比例占了78%，預(yù)安排停電占比22%。從可靠性影響的設(shè)備類型分析，開關(guān)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(biāo)計(jì)算結(jié)果如圖3所示。

圖3 系統(tǒng)可靠性指標(biāo)計(jì)算結(jié)果

3.1.2 饋線可靠性指標(biāo)

對評估區(qū)域102條線路的可靠性評估，結(jié)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(shí)間為5.241 h/(戶·年)；其中故障停電占比為84.43%，計(jì)劃停電占比為15.57%；開關(guān)對10 kV湘化線的供電可用率影響較為顯著，占比達(dá)48.29%。綜合以上指標(biāo)及實(shí)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(guān)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(shí)間為4.171 h/(戶·年)；其中故障停電占比為65.73%，計(jì)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(dá)49.75%。綜合指標(biāo)數(shù)據(jù)及實(shí)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(fù)荷也較多，而且缺少足夠的聯(lián)絡(luò)開關(guān)進(jìn)行轉(zhuǎn)供。

3.1.3 用戶 (負(fù)荷點(diǎn))可靠性指標(biāo)評估區(qū)域內(nèi)停電時(shí)間指標(biāo)分布見表1。

表1 用戶可靠性指標(biāo)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(jì)算得到的用戶損失率和負(fù)荷損失率反映，負(fù)荷損失率反映的是負(fù)荷損失大小，代表經(jīng)濟(jì)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(shí)際電網(wǎng)改造中，需綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益和社會效益，對用戶損失率和負(fù)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(jì)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(jī)線。其中10 kV涂家沖線的薄弱點(diǎn)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(diǎn)較少，且位于負(fù)荷密度較高區(qū)域，難以有效轉(zhuǎn)供。要提高供電可靠率，一方面要加強(qiáng)相關(guān)薄弱環(huán)節(jié)設(shè)備的提質(zhì)改造力度，另一方面考慮引入其他電源點(diǎn)，增加互聯(lián)。

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

4 結(jié)語

本文對湖南省某區(qū)域配電網(wǎng)可靠性開展了評估計(jì)算，實(shí)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(guān)鍵指標(biāo)，并利用評估結(jié)果對區(qū)域內(nèi)系統(tǒng)的關(guān)鍵薄弱環(huán)節(jié)進(jìn)行了分析，對配電網(wǎng)的規(guī)劃、改造和運(yùn)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(jié)果及可靠性指標(biāo)影響因素分析，在可靠性指標(biāo)提升方面建議如下:

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

2)優(yōu)化運(yùn)行方式。改變運(yùn)行方式，可以通過聯(lián)絡(luò)開關(guān)和分段開關(guān)的互相轉(zhuǎn)換，將重載線路負(fù)荷轉(zhuǎn)供到相對輕載線路上，使負(fù)荷平均分布。通過聯(lián)絡(luò)開關(guān)位置的調(diào)整，可以有效提升配網(wǎng)可靠性，建議對網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行全面運(yùn)行方式優(yōu)化。

3)加強(qiáng)網(wǎng)架建設(shè)。根據(jù)現(xiàn)有的可靠性狀況和現(xiàn)場條件，加裝適當(dāng)?shù)姆侄伍_關(guān)和聯(lián)絡(luò)開關(guān)。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(shí)間、故障修復(fù)時(shí)間；二是更換老舊、線損較大、故障較多的設(shè)備，提升供電可靠性。