楊進云

(四川省電力公司樂山電業(yè)局，四川 樂山 614000)

引言

近年來，隨著電網建設的不斷改造，縣級供電網的可靠性已得到了初步改善，但是由于目前縣級電網的投資規(guī)模小，很難滿足負荷快速增長的需求，在供電可靠性方面仍然存在不少問題。因此,在電網規(guī)劃工作中，應通過對完成的規(guī)劃編制方案進行評估。找出影響供電可靠性的因素和方案中的不足，有針對性的加以修改，使規(guī)劃中的電網在網絡結構上更為合理。

1.縣級電網的可靠性分析

1.1.N-1+1準則

可靠性評估準則主要包括確定性準則和概率性準則。前者即輸電網中常采用的N-1或多重故障分析，該方法主要分析電力系統(tǒng)N個元件中的1個或多個元件故障后系統(tǒng)能夠保持正常供電的情況。在確定性分析的基礎上，給出各元件的故障頻率和故障持續(xù)時間，就可以進行概率可靠性分析，得到系統(tǒng)的概率可靠性指標。

輸電網中采用N-1或多重故障準則進行可靠性分析，主要是輸電網閉環(huán)設計、閉環(huán)運行的特點所決定的。而縣級電網的主網架主要由110kV及35kV高壓配電網絡構成，高壓配電網通常為閉環(huán)設計、開環(huán)運行，即實際運行中盡可能呈輻射狀分片供電，以解除電磁環(huán)網和降低短路容量。因此縣級電網在運行中存在備用電源和可切換線路，這使得電網中有1條線路或1臺主變故障時，可以通過投入聯(lián)絡線路，或通過開關切換將負荷轉移到另1條線路或另1臺主變，以保證對負荷的正常供電。因此，考慮到縣級電網的這一特點，在進行縣級電網的可靠性分析時，不能采用N-1準則，而應該采用N-1+1準則，即當1條線路或1臺主變故障切除時，需要投入相關的聯(lián)絡線路或聯(lián)絡開關，以保證對負荷的正常供電。

在利用N-1+1準則進行可靠性分析時，還要考慮在出現過負荷、過/低電壓等不正常運行狀態(tài)情況下的校正措施。當出現線路或主變過負荷時，應采取縮減相關負荷的措施，以確保線路或主變負荷在允許范圍內；當出現過電壓或低電壓時，通過調整主變分接頭或投切電容器等措施保證母線電壓在允許范圍內。

1.2.采用的可靠性指標

電力系統(tǒng)可靠性評估包括充裕性和安全性兩方面，前者是指系統(tǒng)維持連續(xù)供給用戶電力需求和電能量的能力；后者是指系統(tǒng)承受突發(fā)擾動的能力。縣級電網的可靠性分析主要是進行充裕性評估，參考輸電系統(tǒng)的充裕性評估指標，選取以下幾個常用的可靠性指標。

1）電力不足頻率LOLF(Loss of Load Frequency)：每年平均故障次數，次/年。

2）電力不足持續(xù)時間LOLE (Loss of Load Expected)：每年發(fā)生切負荷故障的時間，h/a。

3）電力不足期望值EDNS(Expected Demand notSupplied)：每年缺多少電力，MW/a。

4）電量不足期望值EENS(Expected Energy notSupplied)：每年缺多少電量，MW·h/a。

5）系統(tǒng)停電指標BPII(Bulk Power InterruptionIndex)：等于電力不足期望與最大負荷之比，MW/MW×a-1。

6）系統(tǒng)削減電量指標BECI(Bulk Power/EnergyCurtailment Index)：等于電量不足期望與最大負荷之比，MW·h/MW×a-1。

7）嚴重性指標 SI(Severity Index)(系統(tǒng)分)：1個系統(tǒng)分相當于最大負荷時系統(tǒng)全停1min。

1.3.可靠性分析軟件

TPLAN是由PTI開發(fā)的用于電網可靠性評估的分析軟件包，是國際上可靠性分析方面較為權威的軟件，主要功能包括確定性故障分析、概率可靠性評估、校正策略研究、靈敏度分析等。TPLAN采用解析法進行可靠性評估，即將系統(tǒng)可能出現的運行狀態(tài)全部列出，TPLAN對全部運行狀態(tài)按序排列，逐一進行潮流計算，判斷是否出現線路過載、電壓越限、孤立節(jié)點等故障，并計算出各節(jié)點的切負荷量和各狀態(tài)出現的概率，通過累加得到系統(tǒng)的可靠性指標。目前該軟件在國內一些電網包括南方電網都有應用。本文利用TPLAN進行縣級電網規(guī)劃的可靠性評估。

2.應用分析

本文對某縣級電網（簡稱A縣）的2010年規(guī)劃方案進行了可靠性評估。A縣電網概況見表1，其中2008年電網同2005年相比，網絡結構沒有變化，僅根據負荷增長改造了1臺110kV主變、新增了幾臺35kV主變，而2010年規(guī)劃網絡新建了多個變電站和多條線路，加強了網絡結構。由于缺乏相關統(tǒng)計數據，在參考有關文獻資料的基礎上，采用如下線路和主變的可靠性計算參數：

1）110kV線路故障率取 0.14次/100km·a，故障修復時間取4h/次；110kV主變故障率取1.7次/100臺·年，故障修復時間取3h/次。

2）35kV 線路故障率取 0.14次/100km·a，故障修復時間取6h/次；35kV主變故障率取4次/100臺·年，故障修復時間取5h/次。

A縣電網2010年規(guī)劃方案的可靠性評估結果見表2。為了對比分析，表2同時給出了2005年和2008年電網可靠性評估的結果。其中整體一欄包括110kV和35kV網絡的整體可靠性評估結果，35kV一欄僅包含35kV網絡的可靠性評估結果。

表1 A縣電網概況表

表2 A縣電網可靠性指標評估結果

從表2給出的結果可以看出：

a.2008年電網由于增加了主變數量，減少了只有單臺主變的變電站數量，因而同2005年相比電力不足頻率和持續(xù)時間指標有所降低，但由于網絡結構并沒有增強，因此電力不足和電量不足指標有所上升。這表明，隨著負荷增長，要保持或提高電網可靠性水平，僅通過增加主變來滿足負荷增長的容量需求是不夠的，還需要進一步加強電網結構。

b.35kV網絡的可靠性對整體可靠性指標中電力不足頻率LOLF和電力不足持續(xù)時間LOLE兩個指標影響較大，這主要是由于35kV網絡元件數量多，而網絡結構相對較薄弱，因此發(fā)生故障的頻率和時間也較多。要提高這兩個指標，應優(yōu)先加強35kV網絡結構。

c.110kV網絡的可靠性對整體可靠性指標中電力不足期望值EDNS和電量不足期望值EENS指標影響較大，這主要是由于110 kV網絡中元件故障的影響面更大，容易造成更多的負荷和電量損失。

d.由于系統(tǒng)停電指標BPII、系統(tǒng)削減電量指標BECI和嚴重性指標SI三個指標和電力不足期望值EDNS和電量不足期望值EENS兩個指標密切相關，要提高這3個指標，應優(yōu)先加強110kV網絡結構。

e.與2005年和2008年相比，2010年規(guī)劃網絡的可靠性指標有了很大改善，表明規(guī)劃方案很好地提高了電網的可靠性水平。

f.由于采用N-1+1準則，電網中可提供負荷轉移的聯(lián)絡線路，以及變電站內的主變數量對電網的可靠性水平有重要影響。電網中存在的只有單條線路供電的變電站，或者只有單臺主變的變電站等網絡結構，都會降低電網的整體可靠性水平。

g.表2中給出了系統(tǒng)整體的可靠性指標，可靠性評估中還可以得到各元件的可靠性指標（因篇幅限制未列出），利用這些指標，可以分析各條線路或主變對系統(tǒng)可靠性的影響，進而發(fā)現系統(tǒng)中影響可靠性水平的薄弱環(huán)節(jié)。需要說明的是，由于缺乏統(tǒng)計數據，在計算中選取的元件可靠性參數不一定符合A縣電網的實際情況，因此表2中的結果僅適用于A縣電網可靠性變化趨勢的縱向比較，而不適用于不同縣級電網的橫向對比分析。由于元件可靠性參數會對可靠性分析結果造成很大影響，因此應重視縣級電網可靠性參數的統(tǒng)計工作，這樣既得到更準確的可靠性計算和分析結果，還可以開展不同縣級電網可靠性的對比分析工作，從而進一步提高電網的可靠性水平。

總的來說，從以上實際算例分析可以看出，通過對縣級電網可靠性評估，可以定量地分析規(guī)劃方案對可靠性水平的提升作用，從而有利于提高縣級電網可靠性的管理和決策水平。

結語

本文對縣級城市電網規(guī)劃可靠性評估的方法通過算例表明，開展縣級城市電網規(guī)劃的可靠性評估工作，對提高縣級電網可靠性的管理和決策水平有著非常重要的意義。

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