陳立新

【摘 要】該文根據(jù)規(guī)劃階段的配電網(wǎng)現(xiàn)狀運(yùn)行數(shù)據(jù)，重點(diǎn)分析規(guī)劃區(qū)負(fù)荷高峰期配電網(wǎng)各變電站主變臺數(shù)配置、主變?nèi)萘考案髦髯冐?fù)載率、中壓配電線路運(yùn)行負(fù)載率、線路接線方式和負(fù)荷可轉(zhuǎn)供能力、公變負(fù)載率和低壓供電線路末端電壓及設(shè)備故障原因，提出電網(wǎng)設(shè)備運(yùn)行存在的風(fēng)險(xiǎn)，對配電網(wǎng)運(yùn)行存在的風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行分類評估，以預(yù)防和降低配電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)為目標(biāo)進(jìn)行配電網(wǎng)建設(shè)項(xiàng)目的規(guī)劃，以提高配電網(wǎng)運(yùn)行的靈活性、可靠性。

【關(guān)鍵詞】規(guī)劃階段；配電網(wǎng)運(yùn)行；數(shù)據(jù)分析；配電網(wǎng)存在的風(fēng)險(xiǎn)；項(xiàng)目規(guī)劃

0.引言

中低壓配電網(wǎng)規(guī)劃滾動(dòng)修編中，必須對未來兩年的配電網(wǎng)建設(shè)、改造項(xiàng)目進(jìn)行規(guī)劃，形成規(guī)劃項(xiàng)目庫作為未來兩年配電網(wǎng)年度建設(shè)項(xiàng)目的依據(jù)。按照南方電網(wǎng)公司《安全生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)管理體系》的要求，配電網(wǎng)規(guī)劃階段的建設(shè)項(xiàng)目對配電網(wǎng)運(yùn)行可能帶來的風(fēng)險(xiǎn)需要管理、控制，確保從源頭開始解決、控制電力生產(chǎn)過程的風(fēng)險(xiǎn)。因此，在配電網(wǎng)項(xiàng)目的規(guī)劃和可行性研究階段，必須分析相關(guān)的10kV線路、變電站主變的負(fù)載率、供電范圍以及10kV線路的接線方式、負(fù)荷可轉(zhuǎn)供能力等運(yùn)行數(shù)據(jù)。根據(jù)運(yùn)行數(shù)據(jù)分析，找出配電網(wǎng)運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)，確定配電網(wǎng)需要解決的問題，根據(jù)存在問題的輕重緩急進(jìn)行項(xiàng)目的規(guī)劃，在規(guī)劃項(xiàng)目建設(shè)方案中重點(diǎn)考慮降低配電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性。

1.配電網(wǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)分析及配電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)的分類評估

1.1分析規(guī)劃區(qū)負(fù)荷高峰期配電網(wǎng)各變電站主變臺數(shù)、主變?nèi)萘颗渲眉案髦髯冐?fù)載率、中壓配電線路運(yùn)行負(fù)載率、線路接線方式和負(fù)荷可轉(zhuǎn)供能力、公變負(fù)載率和低壓供電半徑及設(shè)備故障原因，提出電網(wǎng)設(shè)備運(yùn)行存在的風(fēng)險(xiǎn)：

1.1.1變電站主變臺數(shù)、主變?nèi)萘颗渲眉案髦髯冐?fù)載率分析及其運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：

金平供電區(qū)內(nèi)變電站除北環(huán)站為單主變外，其他9個(gè)站均為多主變，多主變率為90%，其中110kV東墩站、西港站、浮西站、長廈站均為3臺主變，容量均為40MVA；110kV海濱站、玉井站、五福站均為2臺主變，除玉井站1#變?yōu)?1.5MVA外其他容量均為40MVA。

根據(jù)規(guī)劃供電區(qū)分類及不同類型供電區(qū)對各變電站臺數(shù)及基本容量配置的要求：

（1）B類地區(qū)變電站均應(yīng)配備3臺主變，單臺容量應(yīng)在50MVA以上：

110kV東墩站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）、110kV海濱站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）和110kV長廈站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）屬于B類供電區(qū)。東墩站和長廈站主變配置臺數(shù)（各3臺）符合要求，但主變?nèi)萘颗渲闷?。海濱站配置的主變臺數(shù)及容量不符合要求。

運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：2010年海濱站主變負(fù)載率已達(dá)到66%，2臺主變已無法滿足“2-1”的運(yùn)行要求，降低了供電可靠性。東墩站和長廈站主變?nèi)萘颗渲闷。?010年東墩站負(fù)載率為64.3%，主變已接近重載狀態(tài)，可轉(zhuǎn)供電能力較差。

（2）C類地區(qū)變電站均應(yīng)配備3臺主變，單臺容量應(yīng)在40MVA以上：

金平供電區(qū)的C類地區(qū)共有變電站6座，分別是110kV五福站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）、110kV西港站、110kV北環(huán)站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）、220kV月浦站（直供10kV負(fù)荷的容量為2X40MVA）、220kV紅蓮池站（直供10kV負(fù)荷的容量為2X40MVA）及110kV浮西站（現(xiàn)有主變?yōu)?X40MVA）。其中五福站、北環(huán)站、月浦站和紅蓮池站主變配置臺數(shù)不符合要求。

運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：2010年月浦站主變負(fù)載率（以直供10kV負(fù)荷的容量為2X40MVA計(jì)算）已達(dá)到91.1%，2臺主變已接近滿載，無法滿足“2-1”的運(yùn)行要求，降低了供電可靠性。2010年紅蓮池站主變負(fù)載率已達(dá)到74.34%，2臺主變已重載運(yùn)行，無法滿足“2-1”的運(yùn)行要求。北環(huán)站只有1臺主變，可轉(zhuǎn)供電能力差。

（3）D類地區(qū)變電站均應(yīng)配備2臺主變，單臺容量應(yīng)在40MVA以上：

該類地區(qū)只有1座110kV玉井站，其中1臺主變的容量不符合配置要求。

運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：2010年玉井站負(fù)載率為60.3%，主變已接近重載狀態(tài)，無法滿足“2-1”的運(yùn)行要求可轉(zhuǎn)供電能力較差。同時(shí)，玉井站大多數(shù)10kV線路供電半徑不符合要求（超過6千米），負(fù)荷高峰時(shí)容易出現(xiàn)末端電壓偏低的現(xiàn)象。

1.1.210kV線路接線方式、負(fù)載率及負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力分析及其運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：

（1）10kV線路接線方式、負(fù)載率及負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力分析：

10kV線路接線方式分析：金平供電區(qū)共有10kV線路167回（2010年底數(shù)據(jù)），線路之間形成聯(lián)絡(luò)關(guān)系共計(jì)153回，占線路總數(shù)的91.62%，其中“2-1”單環(huán)網(wǎng)接線的線路137回，非典型接線16回。單輻射線路14回，占線路總數(shù)的8.38%。

10kV線路負(fù)載率分析：金平供電區(qū)10kV線路負(fù)載率情況見下面圖表：

2010年金平區(qū)10kV公用線路負(fù)載率情況表

10kV線路負(fù)載率超過80%則線路重載，超過100%則過載。由上表可知：金平供電區(qū)2010年共有重載線路9回，過載線路7回，重、過載線路占10kV公用線路總數(shù)的9.58%。

10kV線路負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力分析：當(dāng)有聯(lián)絡(luò)關(guān)系的線路同時(shí)處于最大負(fù)荷運(yùn)行方式下，某回線路的變電站出線開關(guān)停運(yùn)時(shí)，其全部負(fù)荷可通過不超兩次轉(zhuǎn)供電操作，轉(zhuǎn)由其他線路供電，那么該線路稱為可轉(zhuǎn)供電線路。根據(jù)上述標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合線路負(fù)荷以及接線模式情況，對金平供電區(qū)167回線路進(jìn)行負(fù)荷可轉(zhuǎn)供分析、校驗(yàn)，下表中列出了各供電分區(qū)不能通過校驗(yàn)的線路回?cái)?shù)：

圖3-5金平區(qū)10kV線路負(fù)載率分布情況

金平供電區(qū)未能通過可轉(zhuǎn)供校驗(yàn)的線路

從上表可以看出，金平供電區(qū)共有76回線路的負(fù)荷不能實(shí)現(xiàn)完全轉(zhuǎn)供電，可實(shí)現(xiàn)完全轉(zhuǎn)供電的線路有91回，可轉(zhuǎn)供率為54.49%。

（2）10kV線路運(yùn)行存在的風(fēng)險(xiǎn)：

通過對10kV線路接線方式、負(fù)載率及負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力分析，金平供電區(qū)10kV線路可轉(zhuǎn)供率偏低（可轉(zhuǎn)供率為54.49%），單輻射線路（共14回）的負(fù)荷無法轉(zhuǎn)供，嚴(yán)重影響了金平供電區(qū)配電網(wǎng)的供電可靠率。另外，10kV線路存在非典型接線（共16回），影響線路轉(zhuǎn)供負(fù)荷的靈活性和增加線路的停電時(shí)戶數(shù)。10kV線路的重、過載運(yùn)行將引起設(shè)備故障增多，降低負(fù)荷的可轉(zhuǎn)供率，影響供電可靠性的提高。

1.1.3公變負(fù)載率、公變臺區(qū)電壓分析及其運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：

對現(xiàn)狀金平區(qū)所有10kV公用配電變壓器運(yùn)行情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果如下表所示。

金平區(qū)現(xiàn)狀10kV公用配變負(fù)荷情況

從上表的數(shù)據(jù)分析，在2010年負(fù)荷高峰期，金平區(qū)過載公用配變占公變總數(shù)的0.55%，重載公用配變占公變總數(shù)的2.5%，輕載公用配變占總數(shù)的48.29%。

公變臺區(qū)末端電壓情況分析如下表：

金平區(qū)現(xiàn)狀綜合電壓合格率情況

上表數(shù)據(jù)顯示，低壓線路末端電壓偏低的臺區(qū)42個(gè)。

（2）公用配變運(yùn)行中存在的風(fēng)險(xiǎn)：

公變臺區(qū)低壓線路末端電壓偏低（共42個(gè)臺區(qū)）降低了供電質(zhì)量，容易損壞用電設(shè)備、增加低壓線路的理論線損并引起客戶的投訴。另外，配變的重、過載運(yùn)行將造成新增低壓負(fù)荷無法接入、配變損耗增加及設(shè)備故障率高，影響供電可靠性和延長低壓負(fù)荷報(bào)裝接電的時(shí)間。

1.1.4設(shè)備故障原因分析及其運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)

設(shè)備故障原因分析：對配電網(wǎng)發(fā)生的故障跳閘原因進(jìn)行分析，造成10kV線路故障跳閘的原因主要有以下9種類型：

（1）客戶的專用變壓器及其配電設(shè)備發(fā)生故障造成10kV線路故障跳閘。

（2）線路設(shè)備受外力損壞起10kV線路故障跳閘。

（3）小動(dòng)物（主要是老鼠）進(jìn)入配電間或戶外設(shè)備觸碰帶電設(shè)備造成線路短路跳閘。

（4）一些線路設(shè)備老化導(dǎo)致絕緣降低發(fā)生短路或設(shè)備存在隱性缺陷導(dǎo)致故障跳閘。

（5）電力設(shè)施 周圍的漂浮物造成線路接地短路。

（6）架空線路下方或周圍的樹木因安全距離不足接觸帶電設(shè)備造成線路瞬時(shí)故障跳閘。

（7）雷雨季節(jié)由于雷擊使線路設(shè)備損壞造成線路故障跳閘。

（8）靠近海邊的線路由于鹽霧的影響，設(shè)備污閃導(dǎo)致線路跳閘。

（9）由于配電網(wǎng)改造，需要調(diào)整10kV線路的供電范圍，但線路的繼電保護(hù)定值未相應(yīng)調(diào)整，導(dǎo)致線路投入運(yùn)行后繼電保護(hù)動(dòng)作跳閘。

設(shè)備故障造成的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)：設(shè)備故障導(dǎo)致線路跳閘造成較大范圍停電，故障設(shè)備的修復(fù)送電需要較長時(shí)間，配電網(wǎng)的停電時(shí)戶數(shù)大為增加，將直接影響配電網(wǎng)的供電可靠率，減少了供電量，降低用電客戶的滿意度。

2.基于配電網(wǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)分析的規(guī)劃建設(shè)項(xiàng)目及其降低風(fēng)險(xiǎn)的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性分析

2.1解決變電站主變重載、主變配置數(shù)量、容量不合格的項(xiàng)目規(guī)劃及規(guī)劃項(xiàng)目分析：

2.1.1根據(jù)運(yùn)行分析數(shù)據(jù)，海濱站（主變負(fù)載率已達(dá)到66%，2臺主變已無法滿足“2-1”的運(yùn)行要求）、東墩站（負(fù)載率為64.3%）、月浦站（主變負(fù)載率91.1%，以直供10kV負(fù)荷的容量為2X40MVA計(jì)算）、紅蓮池站（主變負(fù)載率74.34%，以直供10kV負(fù)荷的容量為2X40MVA計(jì)算）、玉井站等變電站主變重載運(yùn)行，必須新建變電站進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)移或增大主變?nèi)萘?。東墩站和長廈站主變?nèi)萘颗渲闷?，需增大主變?nèi)萘俊?/p>

（1）項(xiàng)目規(guī)劃：“十二五”電網(wǎng)規(guī)劃期內(nèi)的2011年至2013年，為解決變電站主變重載及主變配置數(shù)量、配置容量不合格的問題，金平供電區(qū)主要建設(shè)項(xiàng)目包括新建華新變電站（2X50MVA）、新建疊金變電站（2X50MVA）、新建西隴變電站（2X50MVA）、新建南海變電站（2X50MVA）、新建光華變電站（2X50MVA）及東墩站3臺主變增容（3X40MVA換為3X50MVA）。

（2）規(guī)劃項(xiàng)目的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性分析：

新建疊金變電站位于現(xiàn)有玉井變電站的供電區(qū)域內(nèi)的西部，玉井變電站鮀濟(jì)南路以西的負(fù)荷（約2.5萬千瓦）將轉(zhuǎn)移至新建疊金變電站，玉井站主變的負(fù)載率將由65.7%（現(xiàn)狀值）下降到45.6%。該供電區(qū)的10kV線路平均供電半徑將由7.5千米下降到6千米以內(nèi)，符合D類供電區(qū)對10kV線路供電半徑的要求。由于該片區(qū)工業(yè)性質(zhì)負(fù)荷增長較快，該站建成后，將可增加供電負(fù)荷約2萬千瓦，提高了供電量。

新建西隴變電站位于現(xiàn)有紅蓮池變電站和西港變電站的供電區(qū)域內(nèi)，紅蓮池變電站南片負(fù)荷（約1.5萬千瓦）和西港變電站北片負(fù)荷（約1萬千瓦）將轉(zhuǎn)移至新建西隴變電站，紅蓮池站主變的負(fù)載率（以直供10kV容量2X4MVA計(jì)算）將由74.34%（現(xiàn)狀值）下降到61.1%（包括轉(zhuǎn)移至華新站的0.5萬千瓦負(fù)荷）。該供電區(qū)的10kV線路平均供電半徑將由5.5千米下降到4.5千米以內(nèi)，有效降低線路損耗及提高電壓合格率。由于該片區(qū)工業(yè)性質(zhì)負(fù)荷增長較快，該站建成后，將可增加供電負(fù)荷約1.5萬千瓦，提高了供電量。

新建華新變電站位于現(xiàn)有月浦變電站的供電區(qū)域內(nèi)，月浦變電站北片負(fù)荷（約2萬千瓦）和紅蓮池變電站西片負(fù)荷（約0.5萬千瓦）將轉(zhuǎn)移至新建華新變電站，月浦站主變的負(fù)載率（以直供10kV容量2X4MVA計(jì)算）將由91.1%（現(xiàn)狀值）下降到80.3%。該供電區(qū)的10kV線路平均供電半徑將由5千米下降到4.5千米以內(nèi)，有效降低線路損耗及提高電壓合格率。由于該片區(qū)工業(yè)性質(zhì)負(fù)荷增長較快，該站建成后，將可增加供電負(fù)荷約2萬千瓦，提高了供電量。

新建南海變電站位于現(xiàn)有海濱變電站的供電區(qū)域內(nèi)，海濱變電站西片負(fù)荷（約2.5萬千瓦）和五福變電站南片負(fù)荷（約0.5萬千瓦）將轉(zhuǎn)移至新建南海變電站，海濱站主變的負(fù)載率將由77%（2012年預(yù)測值）下降到45.6%。該供電區(qū)的10kV線路平均供電半徑將由4千米下降到3千米以內(nèi)，有效降低線路損耗及提高電壓合格率。

新建光華變電站位于現(xiàn)有西港變電站的供電區(qū)域內(nèi)，西港變電站西片負(fù)荷（約2萬千瓦）將轉(zhuǎn)移至新建光華變電站，西港站主變的負(fù)載率將由67%（2012年預(yù)測值）下降到47.6%。該供電區(qū)的10kV線路平均供電半徑將由4千米下降到3千米以內(nèi)，有效降低線路損耗及提高電壓合格率。另外，光華片屬于市政府的“三舊”改造區(qū)，改造后該片區(qū)的負(fù)荷將大幅度增加（約1.5萬千瓦），新增負(fù)荷將由光華變電站供電。

2013年東墩變電站3臺主變將由3X40MVA增容為3X50MVA，東墩站主變的負(fù)載率將由72.8%（2012年預(yù)測值）下降到56.3%，有效降低主變負(fù)載率，滿足“3-1”的運(yùn)行要求，提高了供電可靠性和滿足該片區(qū)負(fù)荷的自然增長。

2.2解決10kV線路重、過載及提高線路可轉(zhuǎn)供率、解決隱患問題的項(xiàng)目規(guī)劃及規(guī)劃項(xiàng)目分析：

（1）項(xiàng)目規(guī)劃：

“十二五”規(guī)劃期內(nèi)的2011年至2013年，結(jié)合新建變電站的投運(yùn)，金平供電區(qū)將規(guī)劃新建10kV線路46回，新建10kV線路長度約139.62千米。

（2）規(guī)劃項(xiàng)目的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性分析：

規(guī)劃項(xiàng)目實(shí)施后，目前存在的重、過載的10kV線路負(fù)荷將部分轉(zhuǎn)移至新建線路，線路重載問題將得到解決，金平供電區(qū)的10kV配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及相關(guān)指標(biāo)將得到改善。在規(guī)劃項(xiàng)目全部實(shí)施后，配電網(wǎng)各項(xiàng)指標(biāo)詳見下表：

金平供電區(qū)規(guī)劃指標(biāo)的估算對比情況

從上表可以看出，10kV配電網(wǎng)的可轉(zhuǎn)供率將由54.49%提高到65.89%，將提高配電網(wǎng)的供電可靠性，減少停電時(shí)戶數(shù)，增加供電量。隨著配電網(wǎng)絕緣化率的逐年提高，可降低設(shè)備存在的安全隱患。配電網(wǎng)的典型接線率將由82.04%上升到87.38%，配電網(wǎng)的運(yùn)行靈活性和可靠性將進(jìn)一步提高。

2.3解決公用配變重、過載及公變臺區(qū)低壓線路末端電壓偏低的項(xiàng)目規(guī)劃及規(guī)劃項(xiàng)目分析：

（1）項(xiàng)目規(guī)劃：

2011年至2013年，針對少部分配變重、過載運(yùn)行及低壓線路末端電壓偏低的情況，在金平供電區(qū)規(guī)劃新建配變24臺，換大配變10臺，增加的配變總?cè)萘考s2.1萬千伏安。

（2）規(guī)劃項(xiàng)目的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性分析：

規(guī)劃新建配變24臺、換大配變10臺的建設(shè)項(xiàng)目實(shí)施后，目前存在的公用配變重、過載問題將得到解決，使配變在經(jīng)濟(jì)區(qū)間運(yùn)行，降低了變壓器損耗。隨著配變臺區(qū)的增加，低壓供電半徑得到縮短，現(xiàn)狀存在的低壓線路末端電壓偏低的問題將得到消除，同時(shí)降低了線路損耗。

2.4解決存在故障隱患設(shè)備的項(xiàng)目規(guī)劃及規(guī)劃項(xiàng)目分析：

（1）項(xiàng)目規(guī)劃：

2011年至2013年，消除設(shè)備故障隱患的規(guī)劃項(xiàng)目為配網(wǎng)殘舊設(shè)備的更換等配網(wǎng)改造項(xiàng)目，對老化銹蝕等開關(guān)設(shè)備進(jìn)行更換。

（2）規(guī)劃項(xiàng)目的有效性、經(jīng)濟(jì)性和可行性分析：

配網(wǎng)殘舊設(shè)備的更換等配網(wǎng)改造項(xiàng)目可以消除老化設(shè)備因絕緣擊穿、操作機(jī)構(gòu)失靈、開關(guān)誤動(dòng)等給配電線路帶來故障跳閘，有效提高供電的可靠性。

3.結(jié)束語

通過收集配電網(wǎng)現(xiàn)狀運(yùn)行數(shù)據(jù)，對規(guī)劃區(qū)負(fù)荷高峰期配電網(wǎng)各變電站主變臺數(shù)配置、主變?nèi)萘考案髦髯冐?fù)載率、中壓配電線路運(yùn)行負(fù)載率、線路接線方式和負(fù)荷可轉(zhuǎn)供能力、公變負(fù)載率和低壓供電半徑進(jìn)行分析，得出現(xiàn)狀配電網(wǎng)存在的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，才能從配電網(wǎng)規(guī)劃階段的項(xiàng)目規(guī)劃中有效降低配電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，以提高配電網(wǎng)運(yùn)行的靈活性和供電可靠性。

參考文獻(xiàn)：

[1]安全生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)管理體系[S]，南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司編著.