专利名称：农村地区高压配电网电压等级组合选择方法
技术领域：
本发明涉及一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，属电气工程规划技术领域。
背景技术：
电压等级是电网结构中最根本的问题。电压等级选取的不合理将导致网损增加，电压合格率低，供电安全可靠性差，以及建设维修费用增加等一系列不良后果。目前，我国农村地区高压配电网普遍采用35/10kV和110/10kV两种电压等级组合。在线路负载率低、绝缘 费用高的条件下，采用35/10kV的方案是适宜的。但是随着城乡负荷的不断增长，该方案将出现供电能力不足、电压质量差和线损电量高等问题。为解决上述问题，在经济发达地区均已采用了 110/10kV电压等级组合。取消35kV电压等级的优势包括(1)减少了 35kV电压等级的能量损耗；(2)节省35kV电压等级的设备投资；(3)减少35kV电压等级运行环节，提高供电的可靠性。电压等级组合的选择与地区负荷水平、供电区面积及该电压等级输变电设备的建设、运行费用有关，选择何种电压等级的组合能为供电企业带来最大的经济效益，需通过技术、经济的比较才能确定。负荷密度是目前地区电压等级组合选择的主要评判指标。在地区变电站平均供电范围已知的条件下，该指标可求出每座变电站平均下送的负荷量，进而通过不同方案下运行、建设费用的比较，确定适合采用的电压等级组合。如《电网技术》(2006年第30卷第10期64-68页)上发表的技术文献(“城市电网电压等级的合理配置”)；《电网技术》(2011年第35卷第2期88-93页)上发表的文献(“湖南电网发展20kV配电网的技术经济性研究”)；《供用电》(2003年第20卷第4期17-20页)上发表的文献“上海电网高压配电网络电压等级技术经济比较”和《电网技术》(1999年第23卷第2期31-33页)上发表的文献(“城网配电电压等级研究”)。这些文献都是通过地区负荷密度的大小来确定该地区适合采用的电压等级组合。在负荷密度法中，变电站供电半径的确定至关重要，因为它不仅决定变电站电源线路的长度，而且也决定着变电站下送的负荷量。但是，规划期内变电站供电半径的确定非常困难，因为它不仅随着地区内变电站的增多而逐步减小、而且还随着电源线路曲折系数的变化而变化。目前，所有技术文献在供电半径的设定时都采用固定的经验值或通过简单的估算获得，没有考虑该参数在规划期内的变化情况和规划期内负荷的增长变化情况，导致计算结果过于粗略。如2007年上海交通大学硕士学位论文“城市配电网电压等级及供电模式选型研究”中通过变电站可供负荷与负荷密度的比值获得供电面积，进而求得供电半径，但规划期内的负荷密度本身就是一个变化值，不能简单地设定为一个常数；为比较IlOkV和35kV供电的经济性，文献《山东电力技术》，1994年第2期29-32页中“城网农网高压配电网电压等级的选取”采用经验值选取供电半径，且未考虑供电半径在规划期内的变化；文献“国内外电网配电电压的现状与发展一兼论我国推行20kV配电网的必要性与可行性二”(《电工技术》，1996年第10期1-5页)中描绘了不同负荷密度下各种方案的建设运行费用曲线，同样未考虑负荷密度及供电半径在规划期内的变化情况。综上所述，目前尚无有效、实用的方法来估算规划期内地区变电站的平均供电范围及负荷密度，进而无法相对准确地评价地区适合采用的电压等级组合，本发明提供一种新的电压等级组合选取方法。
发明内容
本发明的目的是，根据现有配电网电压等级选择规划存在的问题，提出一种新的电压等级组合评价方法，该方法给出了规划期内供电半径的计算方法，使运行费用和建设费用的计算可考虑负荷年均增长率和供电半径年均变化率的影响，实现对各方案经济性更精确的比较。 本发明的技术方案是，在考虑折旧期内供电半径和负荷变化的条件下，计算不同方案下的建设和运行费用，从而对电压等级选择方案经济性进行比较评价。本发明主要针对我国农村地区高压配电网电压等级组合的选取，故仅以110/10kV (方案一)和35/10kV (方案二)两种组合方案作为比较对象。根据《农村电力网规划设计导则》(DL/T5118-2000)的规定，IlOkV和35kV变电站均需配有无功补偿设备，故其低压侧IOkV母线可作为电压恒定的电源处理。因此就IOkV线路来说，可认为IlOkV和35kV变电站供电半径相同。在不考虑维护费用和报废费用差别的条件下，若式(I)成立，则表明该地区11 OkV/1 OkV的供电方式要优于35kV/10kV电压等级的供电方式。(Wcl+Wpl)<(Wc2+Wp2)(I)
式中--Wci和Wc2分别为方案I和方案2折旧期内的建设费用；rpl和Wp2分别为方案I和方案2折旧期内的运行费用，即损耗费用。此处，用将来值作为比较标准。本发明农村地区高压配电网电压等级组合选择方法包括以下步骤
第一步、供电半径的确定
供电半径的大小不仅决定着电源线路的长度，也决定着变电站下送的负荷量。因此供电半径的确定对运行费用和建设费用有着至关重要的影响。此处，本发明提出一种新的负荷饱和年供电半径计算方法，进而可通过供电半径的年均变化率和折旧期的年限确定折旧期末的供电半径。一般来说，IOkV线路的曲折系数与其电源的数量成反比关系。因此，负荷饱和年的供电半径怂可由以下方程确定
免/及/ =h
^ 贫及;=S(2)
ItcMe = kjirij
式中下标/和C分别代表负荷饱和年和当前年;7为最远负荷到电源点的IOkV线路长度\k为最远IOkV线路对供电半径的曲折系数为供电半径.Jn为IOkV电源数，即35kV和IlOkV变电站的个数A为供电区面积。式(2)中，当前年的电源数％、曲折系数(为已知值；规划目标年农村地区最远负荷到电源点的IOkV线路长度上限厶在国网公司配电网技术导则中有规定，也为已知值。因此，只有kf、mf和Rf为未知量，而等式方程也有三个，可确定目标年供电半径的唯一解。第二步、建设费用的计算
建设费用为变电站的投资建设所需的费用，一般都作为一个固定值考虑，但从一个较长时间的规划期来看，由于新变电站的η入等原因，电源线路的建设费用会随着供电半径和曲折系数的降低而降低。因此，折旧期末电源线路的建设费用并不是由其当初的建设长度，而是由折旧期末的供电半径和曲折系数决定。假设某地区需年到达负荷饱和年，则供电半径和曲折系数的年均下降率分别为
《=中J素置c(3 ) (4)
式中下标/和c分别代表负荷饱和年和当前年W为供电半径X为电源线路的曲折系数'dr和dk分别为供电半径和曲折系数的年均下降率。假设负荷饱和年大于设备折旧年，在计及供电半径和曲折系数变化率的条件下，折旧期末变电站建设费用I计算表达式如式(5)所示，推导过程见附录。由于IlOkV和35kV变电站的供电半径相同，其IOkV电网的建设标准一致，故此处不考虑IOkV网络的建设费用。W= XtQ+lTr(5)
式中:尤和J7分别为变电站变电设备和单位长度电源线路的建设费用必为建设的电源线路长度(包括备用电源线路4在内)'i为银行年利率·，η为折旧期限。第三步、运行费用的计算
运行费用主要包括电源线路和变压器的损耗费用。在计及负荷的年均增长率、供电半径的年均变化率和运行费用的年利率后，折旧期末电源线路和变压器的损耗费用值分别如式(6)和式(7)所示。同样，由于IOkV电网的建设标准一致，此处不考虑IOkV网络的电量损耗费用。朽-
广咖O，吨咖￡<< (α (6)
K =gyyf￡Γμ(1+(7)
式中-.W1和Wt分别为电源线路和变压器的损耗费用；积分变量Z为年'P为地区的负
荷密度;<足第^年的供电半径; 为负荷的年增长率;pn^RJ2Q+^z为第z年的有功负
荷为电源线路的单位长度电阻'L为正常运行方式下变电站的受电线路长度，其值等于
电源线路长度4减去备用电源线路长度乙为第^年变电站受电线路长度；0为功
率因数角少为变电站主变高压侧电压；7_为地区最大负荷利用小时数为电价-，rt为变压器的短路电阻。第四步、方案的评价根据计算所得的建设费用和运行费用，通过式(I)即可对电压等级选择方案进行评价。本发明第二步中折旧期末变电站建设费用计算表达式的推导如下
在不考虑中、低压设备建设费用的条件下，变电站的建设费用主要分变电设备和电源线路两部分，如式(8)所示。W= Xt^XL(8) 其中，毛为考虑备用线路后电源线路的建设费用。对于变电设备，其建设费用与供电半径等因素无关，因此可认为建设成本不变，故考虑利率因素后折旧期末变电设备的建设费用I/为
Xf= Xf(i+O"(9)
对于电源线路，由于新变电站的η入等原因，其建设费用会随着供电半径和曲折系数的降低而降低。因此在供电半径年均变化率尤和曲折系数年均变化率达已知，且不考虑利率因素的条件下，其折旧期末的建设成本Z/可表示为
J/= XL{dtdfT(10)
对于第z年，其电源线路产生的利息费用应是上年建设成本的利息石与复合利息Jefi3 (1+0之和
^( ο
对于投产后第I年，.Ip5利率为毛i ;对于投产后第2年，利率为i/XJzi+Zzi (1+i);对于
投产后第3年，利率为ijd/Q 2XLi—cWLi (1+i) +XLi (1+i)2 ;对于投产后第4年，利率为、drdk)Xi+ {drdk) 2XLi (1+i) —cWLi (1+i) 2+XLi (1+i)3 ；……。通过上述推导可以看出，投产后第/7年，利率为
=XLi [ {drdkr1+ ( 广2 (1+i) + ( 广3 (1+i)2+……+ ( /Α广(1+i广 (12)采用积分形式表示为
(13)
因此，折旧期末，建设费用可表示为
Wc= Xtf+ X^ + Jff11J = JTtQ +1)11 +)a+(rftdr )B_X(1+
本发明与现有技术比较的有益效果是，给出了规划期内供电半径的估算方法，并在建设费用和运行费用的计算中考虑了供电半径和负荷增长的变化影响，提高了评价结果的准确性。本发明适用于对地区电网电压等级组合的选取和经济性评价。
图I为变电站接线方式示意 图2为总费用对负荷的灵敏度关系；
图3为临界负荷密度对负荷年均增长率的灵敏度关系；图I中图号表示1是供电范围；2是上级电源；3是待研究电压等级变电站；4是正常运行方式下变电站的受电线路，L为其长度-,Lb是备用电源线路的长度W是变电站的供电半径。
具体实施例方式本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程。本发明实施例以110/10kV (方案一)和35/10 kV (方案二)两种组合作为比较对象，计算整个折旧期内两种不同方案下的建设和运行费用，并在建设费用和运行费用的计算中考虑供电半径和负荷增长的变化影响，从而对电压等级选择方案进行评价。评价前，先确定评价标准。用将来值作为比较标准。若式⑴成立，即U1) < (Wc2+Wp2)，则可在该地区取消 35kV电压等级，采用110kV/10kV的方式供电。式中rel和Wc2分别为方案I和方案2折旧期内的建设费用-Jpl和Wp2分别为方案I和方案2折旧期内的运行费用，即损耗费用。本实施例通过以下步骤进行实施。第一步供电半径的确定
由于IOkV线路的曲折系数与其电源的数量成反比关系，因此在当前年线路的曲折系数尤、供电半径兄、电源数A和负荷饱和年最长线路长度厶已知的条件下，通过式(2)可求出饱和负荷年供电半径怂的值。第二步建设费用的计算
从一个较长时间的规划期来看，由于新变电站的η入等原因，电源线路的建设费用会随着供电半径的降低而降低。因此，折旧期末电源线路的建设费用不仅与当初建设的线路长度有关，还和折旧期末的供电半径和曲折系数有关。假设某地区需年到达负荷饱和年，则供电半径和曲折系数的年均下降率可分别通过式⑶和式⑷确定。由于IlOkV和35kV变电站的供电半径相同，其IOkV电网的建设标准一致，故在方案的比较中可不考虑IOkV网络的建设费用。假设负荷饱和年大于设备折旧年，在供电半径和曲折系数年均下降率已知的条件下，折旧期末变电站建设费用I可通过式(5)确定，
K=^LtX^dfY(5)。第三步运行费用的计算
运行费用主要包括电源线路和变压器的损耗费用。在计及负荷年均增长率、供电半径年均变化率和运行费用年利率的条件下后，折旧期末电源线路和变压器的损耗费用值可分别通过式(6)和式(7)确定。第四步方案的评价
根据计算所得的建设费用和运行费用，通过式(I)即可对电压等级选择方案进行评价。本实施例通过2010年某省农村地区电网验证所提方法的有效性，验证环境设置为2010年，某省农村地区面积为^=15. 53万平方公里；用电最大负荷^=4000MW ;最大负荷利用小时数/ x=3000h ；10kV电源数a=881个，其中IlOkV变电站110座，35kV变电站771座；正常运行方式下变电站受电线路平均长度Z=24km，功率因素cos 0=0. 95 ;最长IOkV线路平均长度为l=30km;功率因素为cos01(l=O. 9 ;银行年利率i=0. I ;电价c=0. 6元/kWh ；该省农村地区负荷达到饱和后的年数_7=30 ;变电和线路设备的折旧期均为25年；主变和线路参数如表I所示，单位造价如表2所示。表I主变和线路参数设置
权利要求
1.一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，其特征在于，所述方法考虑折旧期内供电半径和负荷变化的条件下，计算不同方案下的建设和运行费用，从而对电压等级选择方案经济性进行比较评价，所述方法包括 (1)采用新的负荷饱和年供电半径计算方法确定供电半径，负荷饱和年的供电半径心可由以下方程确定
全文摘要
本发明公开一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，该方法给出了规划期内供电半径的计算方法，使运行费用和建设费用的计算可考虑负荷年均增长率和供电半径年均变化率的影响，实现对不同电压等级选择方案更精确的经济性比较。所述方法包括(1)采用新的负荷饱和年供电半径计算方法确定供电半径；(2)在计及电源线路长度受供电半径影响的条件下，计算变电站建设费用；(3)在计及变电站下送负荷和受电线路长度受供电半径影响的条件下，计算运行费用；(4)根据计算所得的建设费用和运行费用，对电压等级选择方案进行评价。由于计及了折旧期内供电半径和负荷的变化影响，本发明大大提高了电压等级组合方案经济性评价的准确性。
文档编号H02J3/14GK102882214SQ20121036984
公开日2013年1月16日 申请日期2012年9月29日 优先权日2012年9月29日
发明者熊宁 申请人:江西省电力公司电力经济技术研究院, 国家电网公司