一种基于可靠性的馈线系统规划方法与流程

本发明涉及一种馈线系统规划方法，尤其涉及一种基于可靠性的馈线系统规划方法，属于配电系统规划
技术领域：
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背景技术：
：馈线系统是由变电站配出的各条馈线所构成的系统，它形成变电站的供电区域，以向区域内所有客户配送其所需的电力。馈线系统直接面向客户，是配电系统的重要组成部分，不仅承担着履行社会责任的使命，而且关系到供电企业的经济效益。因此，馈线系统应满足网络坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、节能环保、经济高效的要求，要能够满足负荷需要，更要不断提高供电质量和可靠性。提高供电可靠性和降低费用本质上往往相互冲突，而我国传统的馈线系统规划方法是通过“N-1”准则隐含地实现可靠性，该准则要求电网层层满足“N-1”，电网设备、馈线的负载均要控制在网络N-1容量范围内，一旦设备、馈线负载率高于常规水平时，不能确保系统的可靠性水平，因此，该方法在降低费用和处理预算方面不是特别有效，同时未对恢复供电的目标时间进行量化，也没有考虑馈线自动化对可靠性的影响。此外，我国地域辽阔，不同地理区域由于地域特征的不同，考虑的因素也存在很大差异。因此，传统的馈线系统规划方法难以保障供电企业和用户利益，无法适应配电网未来的发展需求。为了解决上述问题，在申请号为201510144904.6的中国发明专利申请中公开了一种配电网规划方法及系统。其中，该配电网规划方法包括：根据新建区域预测负荷水平，确定远景高压变电站布点及网架、近期高压变电站布点及网架；其中，所述预测负荷水平包括变电站及馈线负荷水平；确定中压可靠性薄弱环节集中区域；定量确定配电网安全性薄弱环节；依据所述新建区域远景高压变电站布点及网架、近期高压变电站布点及网架、中压可靠性问题集中变电站及配电网安全性薄弱环节，制定针对性的配电网规划项目，以达到预设可靠性目标并满足供电可靠性需求。以上技术方案有效解决了现有技术中配电网规划项目的供电可靠性低的问题，但是，该技术方案并没有考虑馈线系统的经济性和事故切换策略，也没有考虑不同地域特征对馈线系统规划的影响，不能很好地满足用户对供电可靠性的精益化需求。技术实现要素：本发明所要解决的技术问题在于提供一种基于可靠性的馈线系统规划方法。为实现上述目的，本发明采用下述的技术方案：一种基于可靠性的馈线系统规划方法，包括如下步骤：S1，选定供电区域，确定供电区域所属的分类，并根据分类确定所述供电区域的供电可靠性目标；S2，对所述区域电网进行现状分析和薄弱环节分析；S3，对馈线系统关键要素进行配置并确定预想事故处理策略；S4，重复步骤S3形成多种规划方案，并对所有的规划方案进行可靠性预测评估；S5，如果所有的规划方案的可靠性评估结果均不满足供电可靠性目标，则转向步骤S3，否则转向步骤S6；S6，对满足供电可靠性目标的规划方案进行可靠性成本效益分析，并确定最终规划方案。其中较优地，在步骤S1中，所述供电可靠性目标是基于系统平均停电频率指标、系统平均停电持续时间和短时平均停电频率指标所设定的定量目标。其中较优地，在步骤S1中，确定所述供电区域的供电可靠性目标，包括如下步骤：首先，确定所述供电区域的行政级别或规划水平年负荷密度；然后，按照区域划分确定所述供电区域的分区类型；最后，根据所述供电区域的分区类型确定区域供电可靠性规划目标。其中较优地，在步骤S2中，所述对所述区域电网进行现状分析和薄弱环节分析，包括如下步骤：S21，分析所述供电区域的现状电网的总体指标，掌握区域电网整体情况；S22，对所述供电区域的现状电网进行可靠性评估，得出每个负荷点和每条馈线的供电可靠性，从而找到可靠性低的负荷点和馈线；S23，针对可靠性低的负荷点和馈线，结合设备缺陷记录和停电记录，从设备、网络、技术和管理4个方面找到网络薄弱的原因。其中较优地，在步骤S3中，所述以可靠性为基础，兼顾经济性的同时，根据薄弱环节采取补救措施，包括如下步骤：S31，根据薄弱环节制定与供电区域实际情况相适应的导则；S32，制定使线路总长最短的初始规划；S33，确定主干线和主要分支线，并确定预期的常规潮流模式；S34，制定切换策略和预想事故规划方案；S35，根据经济性原则选择导线截面。其中较优地，在步骤S34中，所述预想事故规划方案是针对变电站全停、单一主变停运和单一馈线停运三种故障类型以及供电区域所属的分类进行的事故处理规划。其中较优地，在步骤S35中，所述根据经济性原则选择导线截面，包括如下步骤：根据压降准则要求，确定载荷供电距离；根据负荷切换时的载荷要求，确定线路的最大负荷；根据所述载荷供电距离、所述线路的最大负荷获得线路的计算电流；根据线路类别、导线材料、供电区域的类别确定经济电流密度；根据公式S＝Ijs/j计算导线截面；其中，S为导线截面，Ijs为线路的计算电流，j为经济电流密度；进行潮流计算，并根据计算结果对载荷供电距离进行调整。其中较优地，在步骤S3中，所述以可靠性为基础，兼顾经济性的同时，根据薄弱环节采取补救措施，还包括如下步骤：S36，按照馈线可切换分区方式和事故支持能力需求修正导线截面选择。本发明所提供的基于可靠性的馈线系统规划方法，通过供电区域所属的分类，确定供电可靠性目标；通过网络现状分析和可靠性评估确定该供电区域的薄弱环节；然后，以供电可靠性为目标，兼顾经济性的同时，针对薄弱环节对影响供电可靠性的馈线系统关键要求进行配置，并确定预想事故处理策略，从而形成多种规划方案。最后，对规划方案进行可靠性和经济性评估，从而形成最终规划方案。该技术方案充分权衡馈线系统的可靠性和经济性，而且充分考虑不同地域特征对馈线系统规划的影响，可以很好地满足用户对供电可靠性的精益化需求。附图说明图1为本发明提供的基于可靠性的馈线系统规划方法的流程图；图2为本发明提供的实施例中，单馈线结构布局示意图。具体实施方式下面结合附图和具体实施例对本发明的技术内容展开进一步的详细说明。如图1所示，本发明提供的基于可靠性的馈线系统规划方法，具体包括如下步骤：首先，选定供电区域，确定供电区域所属的分类，并根据分类确定供电区域的供电可靠性目标；其次，根据供电区域的供电可靠性目标，对该区域电网进行现状分析和薄弱环节分析；对馈线系统关键要素，如馈线结构布局、导线截面和线路容量选择、联络与分段设计、开关切换时间，进行配置并确定预想事故处理策略，形成多种规划方案，并对所有的规划方案进行可靠性预测评估。然后，判断规划方案是否满足供电可靠性目标，如果所有的规划方案的可靠性评估结果均不满足供电可靠性目标，则降低馈线系统规划过程中对经济性的要求，继续对馈线系统关键要素进行配置并确定预想事故处理策略，直至有规划方案满足供电可靠性目标；当有规划方案满足供电可靠性目标时，对满足供电可靠性目标的规划方案进行可靠性成本效益分析，并确定最终规划方案。下面对这一过程做详细具体的说明。S1，选定供电区域，确定供电区域所属的分类，并根据分类确定该供电区域的供电可靠性目标。确定供电区域之后，根据供电区域的区域经济现状、用户重要程度、用电水平、GDP等因素，确定供电区域所属的分类。根据国家电网公司企业标准Q/GDW1738—2012<配电网规划设计技术导则>中的相关规定，供电区域划分如表1所示。表1供电区域级别划分表其中，表1中σ为供电区域的负荷密度(MW/km2)；供电区域面积一般不小于5km2；计算负荷密度时，应扣除110(66)kV专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电积。不同分类(供电区域级别划分)的区域供电可靠性目标不同。国内目前一般是依据规划区域行政级别或规划水平年的负荷密度，并参考区域经济现状、用户重要程度、用电水平、GDP等因素，来确定区域供电可靠性目标。根据国家电网公司企业标准Q/GDW1738—2012<配电网规划设计技术导则>中的相关规定，不同类型供电区域的供电可靠性目标，如表2所示。表2各级别供电区域供电可靠性规划目标其中，RS-3计及故障停电和预安排停电(不计系统电源不足导致的限电)；用户年平均停电次数目标宜结合配电网历史数据与用户可接受水平制定；各类供电区域宜由点至面、逐步实现相应的规划目标。实际规划中，应首先确定规划区域(供电区域)的行政级别或规划水平年负荷密度，然后按照区域划分确定规划区域的分区类型，以此来确定区域供电可靠性规划目标。在本发明所提供的实施例中，供电可靠性目标是基于SAIFI(系统平均停电频率指标)、SAIDI(系统平均停电持续时间)和MAIFI(短时平均停电频率)指标所设定的定量目标。S2，根据供电区域的供电可靠性目标，对该区域电网进行现状分析和薄弱环节分析。根据供电区域的供电可靠性目标，对该供电区域进行现状分析和薄弱环节分析，包括如下步骤：S21，分析供电区域的现状电网的总体指标，如负荷密度、供电可靠性、电压合格率、损耗等，掌握区域电网整体情况；S22，对该供电区域电网进行可靠性评估，得出每个负荷点和每条馈线的供电可靠性，从而找到可靠性低的负荷点和馈线；S23，针对可靠性低的负荷点和馈线，结合设备缺陷记录和停电记录等信息，从设备、网络、技术和管理4个方面找到网络薄弱的原因。S3，对馈线系统关键要素进行配置并确定预想事故处理策略。前已述及，可靠性目标是基于系统平均停电频率指标、系统平均停电持续时间和短时平均停电频率指标所设定的定量目标。馈线结构布局、设备容量和类型的选择、分段和联络方式的设计、开关切换时间的控制等是影响可靠性三个指标量的关键因素，合理的配置这些关键因素是减少非正常运行情况发生频率、缩短持续时间、缩小影响范围，进而提高供电可靠性的重要措施。根据当前规划的供电区域的供电可靠性与供电可靠性目标的差距产生的原因，确定供电区域的薄弱环节，通过调整上述影响可靠性三个指标量的关键因素，提高供电区域的供电可靠性。1)馈线结构布局：单条馈线是馈线系统最基本的要素，单馈线基本布局包括大主干线和多分支线两类，如图2所示。在实际应用中，馈线系统一般采用辐射状、环状和网状三种网络结构类型。不同类型供电区域的馈线结构布局推荐方案如表3所示。供电区域类型供电分区馈线系统类型馈线结构配置中心城市A+、A电缆网环状、网状城镇B、C电缆、架空混合网辐射状、环状乡村D、E架空网辐射状表3各供电区域馈线结构布局推荐表2)馈线导线截面和设备容量选择：馈线系统导线截面的选择首先要考虑“载荷经济性”；其次应考虑具备充足的备用容量。在规划中馈线导线截面的选择要综合考虑区域网络结构、负荷密度、变电站布局和容量规模及可靠性要求等因素而定。各供电区域推荐选择导线截面如表4所示。表4各供电区域馈线导线截面选择推荐表3)分段和联络方式的设计：分段方式是指馈线系统在隔离故障或受损设备时控制停电范围的方式；馈线系统联络是供电恢复和负荷转带的通道，直接影响着馈线系统故障状态下的切换能力。从可靠性角度考虑，随着单馈线分段数增加，馈线的供电可靠性会提高，但达到一定数值后，分段数再增加，供电可靠性可能会由于故障率的上升而降低；从经济性考虑，分段越多，投资费用和运行维护费用越高，投资成效越差；而且太多的分段也会造成保护配合的困难，影响保护的准确性。因此馈线分段的配置除要协调可靠性和经济性的关系外，还要考虑保护的配置。4)开关切换时间的控制：在馈线系统发生故障停电时，非故障段恢复供电的时间即为开关切换时间，其长短主要取决于由馈线系统的结构和容量所决定的事故支持能力，以及系统的自动化水平。馈线系统可切换分区越小、可切换路径越多、切换容量越大，则系统的供电可靠性不一定会越高，这取决于馈线的自动化水平。基于可靠性的馈线系统规划方法要求馈线系统除了需要满足基本的电气性能以外，更加追求可靠性和经济性的最优。即要求馈线系统满足所有客户的用电需求，并能够满足电能质量要求的前提下，馈线系统要具有良好的事故支持能力，即良好的馈线分区和事故支持容量，及可切换的事故支持路径。在事故情况下，保证实现可切换分区的负荷转移恢复供电。减少停电频率和停电持续时间，提高供电可靠性。又要求馈线系统要具有整体协调性和布局灵活性，在实现其它目标的情况下，系统的总费用应当尽可能的低。对馈线系统关键要素，进行配置并确定预想事故处理策略，具体包括如下步骤：S31，根据薄弱环节制定与供电区域实际情况相适应的导则。根据薄弱环节制定与供电区域实际情况相适应的导则，主要包括以下方面：1)根据供电区域可靠性需求制定可靠性目标；2)确定馈线系统的转供能力，即馈线系统对变电站层级的事故支持能力；3)依据供电区域负荷情况和事故支持需要，按照经济性选择导线截面；4)确定馈线系统网络结构和事故状态下的分区切换；5)确定单馈线的布局，包括确定馈线路径、单馈线结构类型(大主干、多分支)、每个可切换分区的负荷量以及保护区段的范围等；6)确定分段和保护的原则。S32，制定使线路总长最短的初始规划。在馈线系统规划初始阶段，可以先不考虑导线截面来规划线路路径，并充分利用斜向或非网格线路路径来缩短线路长度，使线路总长度最短。S33，确定主干线和主要分支线，并确定预期的常规潮流模式。主干线和主要分支线都是馈线的一部分，其作用是将电力输送到其它线段，在已经最小化路径的布局中，可适当加强主干线和主要分支线，以便将负荷集中并减少其它分段，从而尽可能的减少输送潮流与输送距离的乘积(单位为MV·km)数。其中主干线和主要分支线的选取规则前已述及，在此便不再赘述了。S34，制定切换策略和预想事故规划方案。对以上步骤S32、S33中已构造的一组馈线区域，进行切换分区和预想事故切换方案的规划，以确定切换分区类型和切换方式等。通常，本步骤和步骤S33需要根据可靠性目标进行反复分析。制定切换策略包括确定可切换分区和馈线系统的转供能力。一条馈线的任一分段或连续几个分段即是一个供电分区，一个供电区域由若干个供电分区组成。在故障情况下，若任一供电分区负荷能够转移至邻近的一个或多个备用电源上，则称该分区为可切换分区，其本质上是由馈线的布局方式决定的，即不同的馈线布局方式有其不同的分段方案、不同的切换策略以及不同的事故裕度、优缺点和不同的适用场合。如何进行可切换分区的规划和切换策略的设计是研究不同预想事故处理策略的关键。可切换分区按照为其提供备用电源的数量分为单切换分区和多切换分区。其中，单切换分区即是指一个分区仅能切换至一个单独的其他电源供电，这是环状网络结构的典型特点，因此单切换分区又可称为环路切换分区。单切换分区方式是实现馈线系统负荷转移最简单的方式。这种运行方式下，馈线以开环模式运行，或者在适当的位置增加保护设备以闭环模式运行。当馈线系统以闭环模式运行时，如果监测到分段发生故障，则保护设备立即动作，打开故障段的两端，这样馈线系统的剩余部分就能依然正常供电，其他所有段的客户仅会感觉到有轻微的电压波动。若是以开环模式运行，在分段保护动作隔离故障分区后，还需要将常开状态的联络开关闭合，以恢复非故障分区用户的供电。多切换分区即是指任一可切换分区可切换至多个备用电源，多切换分区又可称为网状切换分区，因为只有网状的馈线网络结构才能为可切换分区提供多个电源的切换路径。多分区切换方式可以将单一馈线的各分区就近转移至不同的馈线，使得每条备用馈线负荷增加的比例相对较小，事故条件下潮流流动的最大距离增量也得以减少。相比较而言，单切换分区方式切换操作更简单，但灵活性差，且备用馈线要预留切换馈线全部载荷的备用容量，在不允许超载运行的情况下，其正常运行的最大载荷不能超过其安全输送容量的50％，而在多切换分区方式下，可转移的备用馈线越多，事故情况下每条备用馈线增加的载荷越小，意味着其正常运行时的载荷水平可越高，但需要的线路切换次数也越多。所以，需要根据供电区域的分类以及对可靠性和经济性的需求设定选择可切换分区。一个馈线系统的转供能力或称为事故转供能力是指，在满足峰荷下紧急载荷水平准则和电压准则的情况下，变电站通过馈线系统能够转移到相邻变电站的负荷占本站负荷的平均百分比。从馈线系统的分区切换来看，要想提高馈线系统的转供能力，就需要增加相邻变电站间馈线的联络，即将更多的可切换分区转移至相邻变电站的备用馈线上。这对于变电站供电范围较小、馈线较短且彼此距离较近的城市地区馈线系统来说，实施难度和费用均远小于农村地区，并且能得到更高的供电可靠性回报。因此，馈线系统转供能力的规划设计要根据供电区域和其可靠性目标而定。众所周知，一个区域的馈线系统由多条馈线组成，它与为系统提供电源的多个变电站共同为系统用户供电，系统中任一电源点或馈线发生停运，都会造成其供电区域的停电事故，从而影响系统的供电可靠性。但由于不同设备、不同电压层级的供电范围和容量不同，其停运造成的事故范围和影响以及针对事故所采取的处理策略也不同。因此，需要对预想事故进行分类分析。从总的方面来讲，馈线系统事故可按照电压层级划分为高压输电层、变电层和馈线层事故，在这三个层级中各自最严重、影响范围最大的事故分别是变电站全停、单一主变停运和单一馈线停运。(1)单一馈线停运在发生单一馈线停运事故时，优先考虑将其全部负荷转移到同一变电站的相邻馈线上。馈线层级的任一条馈线都是一个辐射状的电气回路，包括变电站供电点保护设备下游侧的所有线路。若馈线分段和保护配置合理，任一分支或用户处的故障均可由其临近的保护动作切除，不会影响到主干线路上，则可将事故的影响控制在尽可能小的范围内，但如果故障发生在变电站的供电点处或主干线第一分段处，分段保护和用户侧保护将不再起作用，必须由变电站供电点的保护设备动作将故障切除，而使得整条馈线停运。(2)单一主变停运一座变电站的任一台主变停运或其低压侧母线停运，都将造成一组馈线的停运，前者通常可以通过低压母线侧联络将该段母线所接带的转移至该站的其它主变，但后者则只能通过馈线层进行转移。无论是通过变压器层还是馈线层，单一变压器停运需要转移的负荷远高于单条馈线停运的情况。这就意味着，为了实现对变电站变压器事故的支持，需要采用更大的容量裕度，也就需要更多的投资费用。单从切换方式来讲，无论是单分区还是多分区的网络结构，或者有没有转供能力，都可以实现变压器停运的事故支持，但从投资费用上，不同的切换方式却有很大的差别，无转供能力的单分区切换方式，无论变压器层或馈线层都需要预留至少50％的备用容量，显然其投资费用要高于转供能力更高的多分区切换方式的馈线系统，因为后者的变电站主变和馈线的正常运行最大负载率都可以更高，意味着相同的电力需求条件下，后者需要提供更少的变电容量和馈线容量。因此，规划中要应对变压器层的停运事故需要做好变压器层和馈线层事故支持计划的协调。(3)变电站全停整个变电站全停事故多发生在只有一台主变或一条电源进线的变电站，当主变或线路故障、检修时，会造成整个变电站所带负荷全部停电。但这种变电站往往位于较偏远的农村山区地区或农牧区，负荷密度小，基本没有重要用户，规划变电站全停的事故支持方式的必要性不大，且由于转移馈线供电距离过长，容易造成供电电压质量的下降。城市地区的馈线系统很少会按照100％的转供能力规划设计，除非是在特别重要的城市核心区域。因为城市地区的变电站都配有多台主变和多条电源进线，配置和网架足够坚强，几乎不会发生整个变电站全停的事故。但事故的发生总是难以预料，在馈线系统规划中还是要做到尽可能的预防，即在可靠性目标要求高的供电区域，提高馈线系统的转供能力，以保证在发生整个变电站停运时，馈线系统和相邻变电站能够提供尽可能多的事故支持。以上三种类型的预想事故，其发生几率和影响程度对于不同的供电区域存在较大差异，对于高压网架布局合理、结构坚强、气象条件和自然环境均较好的城市地区供电区域来说，几乎不会发生变电站全停的事故；但对于一些农村地区，一座变电站往往仅有一条高压电源进线，且线路路径大部分处于气象条件较差的山区，容易遭受雷击或覆冰灾害等，则变电站全停事故的发生次数甚至超过单一馈线全停的事故次数。因此，对于馈线系统不同预想事故的处理策略的研究要紧密结合不同供电区域电网结构和可靠性目标要求。对于不同的供电区域，不同的预想事故具有不同的发生几率和不同的影响程度，应对以上三种预想事故需采取不同的处理策略。1)对于D、E类供电区域由于馈线普遍较长，导线型号多为裸导线，且存在分段配置不合理等问题，受雷击、大风等自然灾害影响较大，单一馈线发生停运的事故几率会较高，但由于其正常运行负载率较低，且大部分为供电可靠性要求不高的农村用户，其事故影响要远小于C类及以上供电区域，因此大部分馈线在停运时无需采取切换处理，同样这部分线路也无法应对单一主变停运和变电站全停事故；2)在B、C类供电区域，可以通过单分区切换方式处理大部分单一馈线停运和单一主变停运事故，在负荷密度较高的城镇中心区域和工业园区，为提高馈线和变电站主变的利用率，可以采用多分区切换方式及适当的转供能力以满足部分特别重要用户的供电可靠性要求；3)而在A+、A类供电区域，则大部分馈线需要采用多分区切换方式和较高的转供能力来应对三种预想事故，因为这两类区域的馈线和变电站主变正常运行负载率普遍较大，单分区切换方式和较小的转供能力无法满足切换容量要求，达不到供电可靠性要求。应对馈线系统各层次的预想事故，需要馈线系统具有分区切换和一定的负荷转供能力。理论上，只要单座变电站具有足够的变压器和馈线备用容量，不具备转供能力的馈线系统也能够应对除变电站全停外的所有预想事故，但其预留的备用容量的投资成本也大得多。按照以上分析，单分区切换方式的投资成本也会远大于多分区切换方式，反过来说，在相同的投资成本条件下，多分区切换方式能比单分区切换方式提供更大的事故支持能力。主要原因为：a.多分区切换方式提高了馈线系统正常情况下的负载水平，节省了备用容量投资。b.多分区切换方式下的馈线系统转供能力更高，为高压输电层和变压器层提供的事故支持能力更强，因此减少了一部分高压输电层和变电站层的事故支持成本。c.馈线系统分区切换方式和转供能力的规划设计，提高了系统的事故支持能力，为提高系统的供电可靠性提供了基础。但事故支持能力并不等同于供电可靠性，还要考虑系统的运行情况，如在运行过程中，多分区切换方案的切换时间要长于单分区切换方案，特别是需要手动切换的情况下，就造成了停运持续时间的增加，反而降低了供电可靠性。因此，不同供电可靠性目标要求的供电区域，需要规划设计差异化的系统事故支持能力。S35，根据经济性原则选择导线截面。在确定了馈线的主干线和主要分支线路径及负荷后，就可以根据经济性导线截面确定馈线导线截面。为确保线路具有良好的电压特性，还需进行潮流计算，并根据计算结果对载荷供电距离进行调整。按照馈线导线载荷经济性和供电距离的关系，选择导线截面要满足以下三点要求：a.要有足够的载荷供电距离，要能够满足压降准则要求；b.要有较高的经济性，固定投资经济性和运行维护经济性；c.要有足够的事故支持能力，能够满足负荷切换时的载荷要求。基于以上三点要求，结合实际情况，在规划中馈线导线截面的选择要综合考虑区域网络结构、负荷密度、变电站布局和容量规模及可靠性要求等因素而定。在本发明所提供的实施例中，根据经济性原则选择导线截面，采用经济电流密度法实现，具体包括如下步骤：根据压降准则要求，确定载荷供电距离；根据负荷切换时的载荷要求，确定线路的最大负荷；根据载荷供电距离、线路的最大负荷计算得到线路的计算电流；根据线路类别、导线材料、供电区域的类别确定经济电流密度；根据公式S＝Ijs/j得到导线截面；其中，S为导线截面，Ijs为线路的计算电流，j为经济电流密度；进行潮流计算，并根据计算结果对载荷供电距离进行调整。下面以铜芯电缆选型为例，介绍采用“经济电流密度法”选择导线截面的过程，假定要输送150A的载荷，年最大负荷利用小时3000-5000，则经济电流密度值为1.25A/mm2，计算得到经济导线截面120mm2，该型导线热稳定极限输送载荷320A(40℃，地下敷设方式)，在150A的载荷下按照我国10kV电压允许偏差±7％的标准，单辐射方式下该导线最远可输送到31.8km。若有相同条件的另外一条馈线与该馈线形成联络，在事故情况下，单条馈线载荷最大将达到300A，未超过导线的热稳定极限输送载荷，但导线的单位长度压降将达到43.74V/km(0.44％/km)，事故情况下负荷转移后的最远供电距离缩短为15.9km。因此，在考虑了事故容量备用和电压降裕度后，单联络方式下单条馈线的最远供电距离仅能达到7.95km。按照农村地区、一般城镇地区和城市地区三种区域类型进行馈线导线截面选择，具体选择方法如下：(1)农村地区农村地区地域广阔、负荷分散，变电站布点疏散且规模较小，馈线网络结构一般采用架空辐射状，馈线层基本不具备事故切换能力，馈线导线截面主要考虑载荷供电距离以及经济性选择。1)导线截面选择根据供电区域划分，农村地区所包含的D类及以下供电区域的负荷密度在0.1-1MW/km2之间，根据国内农村实际情况考虑区域差异，平均取值0.3MW/km2，则以一座主变规模2×20MVA，10kV出线规模8回的110kV变电站计算，其最大供电区域范围约为130km2，则单条馈线供电范围约为16km2，单条馈线年最大负荷4.8MW，最大电流308A，农村地区年最大负荷利用小时数普遍低于3000h。依据以上计算条件，按照经济电流密度法计算可选择主干导线截面180mm2(架空铝导线)，但考虑农村变电站一般建在乡镇区，馈线前段负荷相对密集，中段和后段逐渐减小，所以馈线电流分布也存在前段和后段差距较大的现象，为保证经济性，规划可降低一个规格，选择主干导线截面150mm2(架空铝导线)，按照其25℃环境温度下445A的持续容许容量计算，馈线最大负载率为70％，满足经济运行要求。2)馈线长度确定对于以上截面150mm2的架空铝导线，在最大负载电流308A的情况下，单位压降60V/km(0.6％/km)，按照±7％的电压降准则要求，最远输送距离不超过11.67km，实际规划中，应结合馈线负荷分布、分支线路选型和负荷情况确定。(2)一般城镇地区一般城镇地区对应的B、C类供电区域的大部分地区，负荷相对集中，供电可靠性要求也较高，多采用电缆、架空混合线路，馈线网络结构逐渐过渡到环状为主。导线截面的选择要考虑负荷切换能力。1)导线截面选择该类区域平均负荷密度在3-5MW/km2，考虑区域差异，平均取值4MW/km2，以一座主变规模2×50MVA、10kV出线规模20回的变电站计算，其最大供电区域范围约为25km2，但实际上由于与相邻变电站间有馈线联络，在规划计算中需预留相邻变电站事故支持容量，则其正常运行最大负荷可按照60MW计算，正常供电区域范围为15km2，供电半径约为2.2km，站间距则为4.5km左右。由以上数据计算，单馈线正常运行平均最大负荷为3MW，即载荷为186A，该类区域最大负荷利用小时数大部分在3000-5000h之间，利用经济电流密度法计算得到铜芯电缆的经济导线截面为148.8mm2，规划可选择150mm2；若选择铝芯架空绝缘线路，则计算经济导线截面为107.51mm2，规划可选择120mm2。在环状网络结构中，导线截面选择还要考虑对联络线路的负荷切换能力，为保证运行安全性，应按照全线转供的情况预留线路备用容量，因此以上线路铜芯电缆应选择300mm2截面导线，铝芯电缆应选择240mm2截面导线。2)馈线长度确定根据计算，300mm2的铜芯电缆和240mm2的铝芯绝缘架空线在372A的事故载荷情况下，满足电压降准则的最大供电距离分别是30.5km和15.4km，但实际规划中由于受到变电站布点和其供电范围的限制，为避免供电区域的交叉，单条馈线的实际供电距离也会受到限制，一般取相邻变电站站间距离的一半，如上述计算中两座相邻变电站，站间距离约为4.5km，则单条馈线供电距离约为2.2-3km。随着区域内变电站增多，单座变电站与相邻变电站间馈线联络的更加密切，每个变电站正常情况下载荷水平也会越高，其供电范围也会越大，则相邻站间距离也会相应增加，从而使得单条馈线的供电距离也随之增加，但在本发明所提供的实施例中，考虑经济性，以不超过变电站的最大平均供电半径即5km为宜。(3)城市地区城市地区包括B、C类供电区域的中心城区、A+、A类供电区域，均为负荷密度大、供电可靠性要求高的区域，尤其属于A+、A类供电区域的省会级城市核心区域、国家级产业园区、重要的商业金融中心等，规划负荷密度均在15MW/km2及以上，供电可靠性目标更是要达到99.99％甚至99.999％。因此该类区域馈线导线截面的选择更加注重满足切换能力及事故支持备用容量的要求。1)导线截面的选择城市地区土地资源紧张，站址选择困难，为集约用地，单座110kV变电站主变和出线规模均较大，算例以一座主变规模3×63MVA、10kV出线规模36回的110kV变电站计算，假定其供电区域规划负荷密度达到20MW/km2，则其最大供电区域面积约为9.45km2，假定考虑为其相邻的2座变电站预留变电站层的事故支持容量，计算其正常运行的最大负载率为67％，即最大负载约为127MW，供电区域面积约为6.35km2，供电半径约为1.42km。按照以上变电站正常运行最大负载127MW和10kV出线规模36回计算，其单条馈线正常运行最大负载约为3.52MW，即载荷电流约213.93A，结合该类区域年最大负荷利用小时数4000-5000h的条件，利用经济电流密度法计算所需铜芯电缆导线截面171.14mm2，规划可选择185mm2。在实际规划中，城市地区馈线系统多规划采用电缆网状结构，因此在导线截面选择时应考虑馈线层事故支持容量预留，以两联络的网状结构为例，单条馈线约需预留33％的备用容量，则其负荷切换状态下的最大负载将达到约5.25MW，即载荷电流约320A，为保证系统运行的安全性，规划导线截面选择应留有一定的裕度，因此规划应选择300mm2的铜芯电缆。2)馈线长度确定城市地区馈线长度的确定主要考虑变电站间距离，以上例来看，3座变电站相互间距约为3km，因此馈线长度按照约为站间距一半考虑的话，一般可规划为1.5-2km，但考虑实际情况，区域内变电站往往与多于2座的相邻变电站间有馈线联络，因此每个变电站正常情况下载荷水平也会高于计算值，则其供电范围也会更大，相邻站间距离也会相应增加，从而使得单条馈线的供电距离也随之增加，但考虑经济性和单座变电站最大供电范围，以最大不超过3km为宜。按照以上三种类型区域馈线导线截面的选择方法，规划馈线导线截面选择应根据区域实际情况，并应结合相关导线型号序列。按照不同供电区域划分，规划可选择的导线截面如下表所示：表5不同供电区域导线截面选择推荐表S36，按照馈线可切换分区方式和事故支持能力需求修正导线截面选择。按照预期事故分区切换方式和支持容量需求对经济性选择导线截面进行校验，以检验在事故情况下，选择导线是否具备事故支持能力，若不具备进行相应修正。S4，重复步骤S3形成多种规划方案，并对所有的规划方案进行可靠性预测评估。评估供电区域的规划电网的供电可靠性，从配电网长期发展需求方面，确认规划的馈线系统是否满足以下两点要求：1)用较低的费用获得较满意的馈线系统可靠性；2)具有满足未来可能出现的负荷增长或需求变化的灵活性。如果采取补救措施之后的供电区域的供电可靠性依旧小于供电可靠性目标，则需要对以上相应步骤的内容进行适当的修正。S5，如果所有的规划方案的可靠性评估结果均不满足供电可靠性目标，则转向步骤S3，否则转向步骤S6；如果供电区域规划电网的供电可靠性小于供电可靠性目标，重复步骤S3～S4，降低馈线系统规划过程中对经济性的要求，采取提高供电可靠性的措施，直至当前规划的供电区域的供电可靠性与供电可靠性目标一致。S6，对满足供电可靠性目标的规划方案进行可靠性成本效益分析，并确定最终规划方案。在本发明所提供的实施例中，对满足供电可靠性目标的规划方案进行可靠性成本效益分析，所用方法包括最小费用法、B/C法，iB/C法等，并将既能满足供电可靠性目标的要求，投资经济性又相对更优的规划方案确定为最终规划方案。下面通过一个具体的实施例，对本发明进行说明。假设区域配电网现状为：某高可靠性示范区现有4座110kV变电站，变电站配置及运行情况如表6所示；区域共有22条中压线路，其中架空线路4条，电缆线路18条。区域架空网络现状均为单辐射式接线，电缆网则以双环网为主，另有4条双辐射线路和2条单辐射式线路。表6区域110kV变电站配置及运行情况展示表确定供电区域所属的分类，并根据分类确定该供电区域的供电可靠性目标。该区域位于城市中心区，规划负荷密度将达到25MW/km2，以国际商务、国际政治、休闲娱乐为一体，在政治、经济、文化等多方面都有着举足轻重的地位，因此具有较高的供电可靠性需求。按照国家电网公司《配电网规划设计技术导则》(Q/GDW738-2012)供电区域划分标准，该区域划分为A+类供电区，其供电可靠率目标应达到99.999％(用户年平均停电时间不高于5分钟)。现状网的供电可靠性进行评估：通过对该区域现状配电网进行供电可靠性评估，其系统供电可靠率为99.9984％。评估结果表明，该区域配电网存在以下薄弱环节：(1)网络方面中压架空网均为单辐射式接线，不具备负荷转供能力，且A1、A2线未配置分段，故障影响范围大；电缆网则以环网和双射式接线方式为主，但仍有两回线路为单辐射式，在馈线层和变电站母线故障情况下负荷的转移能力有限。(2)设备方面中压架空线路由于设备老化、树线矛盾、异物搭接等成为区域停电的主要设备原因；另外，区域内配电自动化覆盖率低，配电设备自动化水平不高对于故障查找和负荷切换时间的影响也较大。(3)技术方面区域配电网配电自动化和设备状态监测覆盖率较低，故障监测、故障点查找和负荷自动转供能力较差。(4)管理方面区域配电网自动化、信息化的管理手段有待提升。根据当前规划的供电区域的供电可靠性与供电可靠性目标的差距确定该供电区域的薄弱环节；并以可靠性为基础，在兼顾经济性的同时，根据薄弱环节采取补救措施，即供电可靠性规划方案。针对该区域配电网存在的薄弱环节，提出了基于供电可靠性的配电网优化规划措施与规划方案，如表7所示。表7基于供电可靠性的区域配电网优化规划措施与规划方案各规划方案对优化措施进行了组合，方案一至方案四的工程量和投资规模依次增大。对规划方案进行评估。通过对以上4个规划方案进行评估，得到各规划方案实施后系统的供电可靠性指标，并采用多种方法，如最小费用法、B/C法和iB/C法分析各规划方案的投资成本效益。4种规划方案的评估结果如表8所示。表84种规划方案的可靠性和经济性评估结果由以上评估结果可见，方案三既能满足典型区域可靠性目标要求，其投资经济性又相对更优，因此，推荐方案三为区域馈线系统最优规划方案。综上所述，本发明所提供的基于可靠性的馈线系统规划方法，通过供电区域所属的分类确定供电可靠性目标；根据当前馈线系统的规划计算供电区域的供电可靠性；对该区域电网进行现状分析和薄弱环节分析；对馈线系统关键要素进行配置并确定预想事故处理策略，形成多种规划方案，并对所有的规划方案进行可靠性预测评估。然后，判断规划方案是否满足供电可靠性目标，如果所有的规划方案的可靠性评估结果均不满足供电可靠性目标，则降低馈线系统规划过程中对经济性的要求，继续对馈线系统关键要素进行配置并确定预想事故处理策略，直至有规划方案满足供电可靠性目标；当有规划方案满足供电可靠性目标时，对满足供电可靠性目标的规划方案进行可靠性成本效益分析，并确定最终规划方案，馈线系统的规划完成。该技术方案充分考虑馈线系统的经济性和可靠性，在满足供电可靠性目标的基础上，兼顾经济性。而且充分考虑不同地域特征对馈线系统规划的影响。除此之外，对于故障发生时的故切换策略和事故规划也进行了很好的考虑，可以很好的满足馈线系统对可靠性的需求。以上对本发明所提供的基于可靠性的馈线系统规划方法进行了详细的说明。对本领域的技术人员而言，在不背离本发明实质精神的前提下对它所做的任何显而易见的改动，都将构成对本发明专利权的侵犯，将承担相应的法律责任。当前第1页1 2 3