G市配电网可靠性规划毕业设计

毕业设计题目：G市配电网可靠性规划

中文摘要配电系统处于电力系统末端，是把输变电系统与用户设施链接起来，向用户分配电能和供给电能的重要环节，配电网可靠性研究对用户和供电企业均有重要意义。本文的目的就是根据可靠性理论去分析G市电网的可靠性，利用ETAP软件计算G市可靠性指标，对配电网供电可靠性现状进行统计分析，针对G市配网2015年规划做可靠性提升潜力评估。论文提出了一套比较科学和系统的可靠性规划方法，首先要求先对G市配电网现状以及G市配电网历史运行数据进行分析，并且在现状电网下进行可靠性分析，在可靠性现状评估的基础上对规划期的可靠性指标目标值进行细化，以确定较为合理的可靠性目标。然后，给出规划期可靠性指标的预测，将其与目标值进行比较，为各项改善措施的可靠性贡献定量研究提供目标依据。最后，通过对改进可靠性措施与现状电网可靠性之间进行比较，对两者进行成本-效益评估并提出改进意见。关键词：配电网可靠性评估成本效益分析可靠性规划DistributionnetworkplanningreliabilityonGcityAbstractAttheendofthepowersystem,powerdistributionsystemisthetransmissionsystemanduserfacilitylink,totheuseranimportantlinkofthepowersupplyanddistributionofelectricalenergy,powerdistributionnetworkreliabilityresearchofbothuserandpowersupplyenterprisesofgreatsignificance.ThepurposeofthisarticleisbasedonreliabilitytheorytoanalyzethereliabilityofGcitypowergrid,ETAPsoftwareisusedtocalculatereliabilityindexGcity,carriedoutastatisticalanalysisaboutthepresentsituationofdistributionnetworkpowersupplyreliability,2015Gcitydistributionnetworkplanningagainstdoingreliabilityascensionpotentialevaluation.Paperputsforwardasetofmorescientificandsystematicreliabilityplanningmethod,Firstofall,claimonthebasisofthestatusqualifiedofreliabilityevaluationforthinningplanningphaseoftargetreliabilityindex,areasonabletodeterminethereliabilityofthegoal.Then,theplanningphaseofthereliabilityindexofthepredictioncomparedwiththetarget,contributingtothemeasuresimprovingthereliabilityofthequantitativeresearchprovidesthebasisofthegoal.Finally,ontheimprovedreliabilitymeasureandconparisonbetweenthestatuspowerdistributionsystemreliability,cost-benefitanalysisforassessmentandputforwardtheimprovementopinion.Keywords:PowerDistributionSystemReliableAssessmentCost-benefitanalysisReliabilityplan第一章前言1.1本课题的研究背景及意义配电系统可靠性分析是供电可靠性技术中的重要组成部分，提高配电系统可靠性水平是保证供电可靠性水平的重要手段之一。在1995年版《电业生产事故调查规程》中，10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中。随着电力企业管理工作的不断发展和深化，配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要。因此，进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题平[1]。“经济要发展，电力要先行”是我国经济建设中的一个重要经验。电力是一个地区经济、社会发展最重要的基础设施之一，因此，对大型电力系统进行可靠性评估，在电网设计和运行中保证电力系统的可靠性是十分有必要的[2]。配电网作为电力系统中直接与电力用户相连的环节，其可靠性是供电企业和电力用户非常关心的问题。在电力市场条件下，供电可靠性是影响供电公司竞争力的重要因素。同时居民生活水平的提高，对配电网可靠性提出了更高的要求[3]。输电系统和发电系统故障会给电力用户造成供电中断，但是在这些系统中发生的故障和配电系统中发生的故障相比，后者更可能影响到用户。因此有必要对供电可靠性进行科学合理的规划，以指导配电网可靠性水平的提高。提高配电网供电可靠性，不但可以减少停电损失，避免由于停电所引起的经济纠纷，还可以树立良好的供电企业形象[4]。配电网的供电可靠性指标将会由目前的现状发展成日益满足电网安全运行和优质服务的要求。在1995年版《电业生产事故调查规程》中，10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中。随着电力企业管理工作的不断发展和深化，配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要。因此，进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题。在1995年版《电业生产事故调查规程》中，10kV用户供电可靠率也被列入供电安全考核项目之中。随着电力企业管理工作的不断发展和深化，配电可靠性管理在生产管理工作中所占的位置也越来越重要[5]。因此，进行配电系统可靠性研究已成为电力企业迫切需要解决的问题。1.2国内外配电网可靠性发展状况及研究状况有关配电网的供电可靠性研究，可以追溯到20世纪60年代，其起步晚于发电和输电系统可靠性的研究。现代的电力系统的供电能力强大并且涉及面积及其广泛，任何停电事故的发生都会造成巨大的经济损失和社会影响。由于缺乏对可靠性的研究和管理以及人们开始并未意识到配电网可靠性的重要性，一些国家的电力系统曾发生过过大面积的停电事故。1965年11月9日，美国东北部电力系统包括纽约市发生的大停电引起社会秩序的极大混乱。经过这次事件之后，各国都开始注意和重视电力系统的可靠性问题，并制定出相应的技术规范[6]。20世纪80年代以来，美国、加拿大、法国和日本等在可靠性工程方面作了大量工作，在电网规划、施工安装调试、生产运行、检修维护以及人员培训等各方面都开展了可靠性管理，使供电可靠性指标不断提高，达到较高水平。例如法国巴黎1993年用户年平均停电时间为58min，相当于供电可靠率为99.9975%，到2000年缩短为13.7min，相当于99.999%[7]。近年来，在可靠性评估方面又取得了很大进展。在元件建模方面，提出了元件的多状态模型，给出了元件更确切的表述。对于继电保护的影响，以往是将其影响等效到相应的变压器或断路器中。最近的研究对其进一步探讨，提出了显式的模型。在模拟法方面，提出了不同的网络分析模型，并逐步包括相关故障、共模故障、计划检修、拉闸限电及各种内外部因素影响的可靠性计算评估的数学模型函数法用于可靠性安全性评估，能有效地计及系统的安全性提出了基于元件持续时间抽样方法，将多重故障评估转化为单重故障评估，有效地计及了系统的多重故障。在60年代，人们开始研究电力系统可靠性时，主要侧重于发电系统可靠性或者以发电和输电组成的大电力系统可靠性。相比之下，配电系统的可靠性研究远未得到应有的重视。70年代以后，特别是近20年来，随着经济技术的发展和人民生活质量的不断提高，用户对供电可靠性的要求越来越高。因此迫切需要对城市电网进行合理的改造，配电系统的可靠性研究越来越为人们所重视。世界各国，特别是工业技术发展较快的先进国家都普遍开展了配电系统可靠性的研究和应用，并已取得了很大的成果。我国从20世纪70年代末期，在电力部门和科研院校中着手研究电力可靠性问题，1983年成立中国电机工程学会可靠性专业委员会，聚集了科研院校和电力部门的力量，推动电力可靠性管理和理论研究工作。通过对国外电力可靠性管理先进技术和经验的引进、研究、以及在国内部分电力企业开展电力可靠性管理试点取得了较好效果，并在1985年1月成立电力可靠性管理中心，正式开始在全国范围内推动开展电力可靠性管理工作。我国的电力可靠性管理经过二十多年来的发展，已形成了一整套具有中国电力工业特点的电力可靠性管理的组织、制度、技术标准体系。建立了覆盖全电力行业的电力可靠性信息采集、分析、评价体系。电力可靠性技术在各电力企业的生产管理得到广泛使用。电力系统的各类可靠性指标得到全面的提高。特别是最近几年，在全国出现大范围供电紧张的情况下，电力可靠性管理通过提高设备和电网的可用率和安全性来满足社会对电力的需求。可靠性技术与可靠性管理方法已渗透到电力系统的规划、设计、运行和管理及设备制造等各个方面，对大电网、大机组、高电压的现代电力系统的安全运行和连续可靠的供电所起的作用日益显著。实践证明，可靠性管理是对设备、机组和电网全过程的质量管理和安全管理。可靠性技术的广泛应用和可靠性管理工作的深入开展，在为保证电力系统的安全可靠运行、促进企业的安全生产，为提高全电力行业的技术装备和管理水平，为提高企业的服务水平和经济效益，提高企业在市场环境中的竞争能力等方面发挥了积极而重要的作用。我国的电力可靠性管理经过二十多年来的发展，已形成了一整套具有中国电力工业特点的电力可靠性管理的组织、制度、技术标准体系；建立了覆盖全电力行业的电力可靠性信息采集、分析、评价体系;电力可靠性技术在各电力企业的生产管理得到广泛使用；电力系统的各类可靠性指标得到全面的提高。特别是最近几年，在全国出现大范围供电紧张的情况下，电力可靠性管理通过提高设备和电网的可用率和安全性来满足社会对电力的需求[8]。1.3本论文主要内容本文是围绕“G市2015年度的规划网架”项目展开的城市配电网可靠性规划及其技术评估方法的研究。利用ETAP软件计算G市配电网可靠性指标，对相应可靠性提升措施的成本-效益分析。通过分析计算结果得到可行的G市电网可靠性提高的改进建议。规划设计技术原则是编制配电网发展规划的技术准绳。为了提高规划编制水平，保证规划成果能有效地指导配电网建设更新与改造，实现电网持续健康地发展，因此要对G市的经济与社会的发展和配电网实际情况进行了解然后对其进行规划和设计。论文提出了一套比较科学和系统的可靠性规划方法，方法首先要求先对G市配电网现状以及G市配电网历史运行数据进行分析，并且在现状电网下进行可靠性分析，在可靠性现状评估的基础上对规划期的可靠性指标目标值进行细化，以确定较为合理的可靠性目标。然后，给出规划期可靠性指标的预测，将其与目标值进行比较，为各项改善措施的可靠性贡献定量研究提供目标依据。最后，通过对改进可靠性措施与现状电网可靠性之间进行比较，对两者进行成本-效益评估并提出改进意见。本文主要研究内容有：（1）首先概述了配电系统可靠性研究的背景，必要性。然后叙述了配电系统可靠性评估研究的目的和意义，以及可靠性研究的现状和评估方法。（2）介绍了配电系统及配电系统可靠性的基本概念。（3）对G市配电网现状并且对薄弱环节进行分析。（4）对G市电网10kV配电系统进行了简要叙述并进行配电网络结构进行分析，全面分析G市配电线路的分段及联络情况，从而对配网结构有了一个整体把握。（5）对G市配电系统各种典型接线方案，进行可靠性评估计算和综合分析，从而定量得出各种接线方案的系统供电可靠性。配电系统可靠性指标既与故障元件有关，也与故障后隔离故障以及恢复供电的开关装置有关。网架结构对可靠性指标有着较大的影响，应根据实际情况，提高线路之间的联络率，提高供电转供率，对现状电网的分段数进行合理的优化，采用智能开关对故障修复时间进行优化并且通过加强停电管理措施减少预安排停电率以及预安排停电时间等措施，提高系统的可靠性水平。（6）通过对G市配电网现状的可靠性评估与改进措施后的结果进行对比，引入G市可靠性投资成本，与改进措施前进行成本-效益分析，通过对G市配电网改进前后的成本-效益进行对比，提出对G市配电网可靠性提升的改进意见。第二章配电网可靠性理论基础2.1电力系统可靠性概述2.1.1可靠性概念可靠性理论的发展，可以追溯到第二次世界大战期间，当时德国为了对导弹的可靠性作出估计，提出了关于可靠性的一个重要理论：任一元件的故障可能导致系统（串联系统）故障，其可靠性等于各独立元件可靠性的乘积。由于独立元件的可靠性是小于1的，所以，系统的可靠性比系统中可靠性最差的一个元件还要低。关于可靠性的概念，一般是这样认识的：可靠性是指一个元件、设备或系统在预定时间内，在规定的条件下完成规定功能的能力。可靠性涉及元件失效数据的统计和处理、系统可靠性的定量评定、可靠性和经济性的协调等多方面内容，是一门边缘学科，具有实用性、科学性和时间性三大特点。2.1.2可靠性在电力系统中的应用电力系统可靠性问题的研究，目的是对整个电力系统进行可靠性评估。但现代电力系统是由发电系统、输电系统、配电系统等组成的庞大复杂的大系统，目前只能是把发电系统、输电系统、配电系统人为地分割开来进行可靠性研究，所以有发电系统可靠性、输电系统可靠性、配电系统可靠性这样的称呼。电力系统可靠性问题的研究有两个方面的目的：一是为电力系统的发展规划进行长期可靠性估计；二是为制定每天或每周运行计划而进行可靠性预测。这两类问题研究所需的数学模型和计算方法是不同，对短期可靠性的预测还处于探索阶段同的，目前关于长期可靠性问题的研究已达到实用阶段，因为短期可靠性的研究需要考虑电力系统稳定性等问题，而这些问题都还不是很成熟。目前研究电力系统可靠性的方法有两种：一种是解析法，另一种是模拟法。这是两种完全不同的方法，解析法是将元件或寿命的过程模型化，然后通过数学方法进行可靠性分析，计算出可靠性指标；模拟法也称为蒙特卡洛法或仿真法，它是采用计算机仿真的方法，模拟元件或系统的寿命过程，并经过规定的时间后进行统计，得出可靠性指标。2.1.3配电系统的特点（1）由于电力系统具有发供用的同时性，且配电系统处于电力系统的末端直接与用户设备相连接。配电系统可靠性指标实际上是整个电力系统可靠性的综合反映。因此，研究配电系统可靠性不仅要考虑配电系统机器设备自身的结构特性状况，而且必须要考虑发输变电等上级系统及设备以及用户设备的结构特性状况可能带来的影响。（2）配电系统是电力系统向用户供应电能和分配电能的最终环节，因此必须以改善和提高配电系统对用户供电的能力和质量为目的。（3）配电设备是构成配电系统的基础，配电系统的可靠性取决于配电设备的特性及其组合的方式。配电系统的结构形式和运行方式是多种多样的，有放射式结构、双回路结构和多回路结构、双电源结构、环形及网状结构等，因此不同结构方式下相同设备故障的影响有所不同，必须对配电设备的特性数据进行连续的统计。（4）配电系统多采用冗余配置，即通过手动切换和自动切换可以对用户提供不同的供电方式，不至于长时间停电。配电系统的一个特点是以环形网络设计，以辐射状或以弱环网运行，这个特点在众多的配电系统软件中用到，在配电系统可靠性评估中也要用到这个特点。（5）配电系统的主干线上常装设有隔离刀闸，分支线的入口处常有熔断器。系统故障后，这些元件虽然无法直接隔离故障，但是在上层断路器跳开后，可以通过转换隔离开关和熔断器对故障分支线的熔断而达到尽快地恢复故障以外地区供电的目的。2.1.4配电可靠性概述配电系统包括配电变电站、高低压配电线路、馈线等网络和设备。作为直接与用户相连的部分，配电系统可靠性直接影响着用户正常供电，其在安全、可靠以及经济供电方面发挥着重要作用。随着经济结构调整、高新产业比重越来越大，用户对供电可靠性的要求越来越高。我国配电系统的电压等级，根据《城市电力网规划设计导则》规定，380V、220V为低压配电系统，10kV，6kV，3kV为中压配电系统，35kV、63kV、110kV为高压配电系统，220kV及以上电压为输电系统。随着主网架电压等级的升高，存在着部分220kV线路演化为高压配电主干的趋势。配电系统可靠性是指供电点到变电站、高低压线路以及接户线在内的整个配电系统及级别按可接受标准及期望数量满足用户电力及电能需求能力的度量。其实质就是研究直接向用户供给电能和分配电能的配电系统本身及其对用户供电能力的可靠性。配电系统直接与用户相连接，具有特殊的运行方式。一旦配电系统或设备发生故障或进行检修，试验等，往往会同时造成对用户供电的中断，直到故障排除或修复，系统和设备恢复到原来的完好状态再继续供电。因此，在研究配电系统可靠性时，不仅要考虑设备的可靠性，还必须考虑系统排除故障的方式和恢复供电的能力。配电网可靠性研究包括：配电系统可靠性指标、配电系统可靠性指标的统计和配电系统可靠性预测三个方面。2.2配电网可靠性评估理论配电系统的可靠性评估，就是利用配电系统拓扑信息和配电系统可靠性参数，如元件故障率、平均修复时间、计划检修等，采用解析法或模拟法评估配电系统各项可靠性指标。对配电系统所用线路设备的供电可靠性做出评价，衡量电力系统的运行状况，判定配电网供电可靠性的优劣，可靠性评估不仅研究配网内的电力设备的可靠度，系统以何种运行方式供电可靠性最佳，并确定提高供电可靠性的技术措施和管理方法。配电系统可靠性评估包括对配电系统中的元件和系统的可靠性计算。配电系统由许多特有的元件组成，如架空线路、断路器、重合闸、变压器等，可靠性评估就是在了解这些元件的可靠性参数的基础上对系统可靠性水平进行定量评估。通过可靠性计算的分析，找到系统中可靠性薄弱环节，从而提出行之有效的改进措施[9]。2.2.1供电可靠性评估指标配电系统可靠性评估指标是衡量系统可靠性的标准和依据。配电系统的供电可靠性研究的是配电系统对用户连续供电能力的程度。根据《供电系统用户供电可靠性评价规程》（DH/T836-2003）规定，供电系统用户供电可靠性统计评价指标，按不同电压等级分别计算，并分为主要指标和参考指标两大类。其中，可靠性主要指标主要包括供电可靠率、用户平均停电时间、用户平均停电次数、系统停电等效小时数等，可靠性参考指标主要包括平均停电用户数、用户平均停电缺供电量、停电用户平均停电时间等。（1）系统平均停电频率指标SAIFI是指系统供电的每个用户在单位时间内的平均停电次数（单位：次/用户·年）。（2）系统平均停电持续时间SAIDI是指由系统供电的每一个用户在一年中的平均持续停电时间（单位：小时/用户·年）(3)用户平均停电频率指标CAIFI是指每个被停电用户在一年中的平均停电次数（单位：次/停电用户·年）(4)用户平均停电持续时间CAIDI，表示至少经历一次停电的用户的停电平均持续时间。(5)平均供电可用率指标ASAI，为供电可用的总用户小时数除以在指标的计算期限内的总用户小时数。(6)平均供电不可用率指标ASUI上述系统可靠性指标是国际生所采用的可靠性指标，在我国《供电系统用户供电可靠性评价规程》中已被包含在内。为了反映系统停运的重要性以及严重程度，重点分析供电可靠率（RS）、用户平均停电缺供电量（AENS）两个关键指标对配网可靠性的影响。供电可靠率：在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，记作RS。用户平均停电缺供电量：在给定时间内，平均每一户用户因停电缺供的电量，记作AENS。在收集配电网基础数据之前首先要统计配电网供电设施，即配电网变电站设备、线路设备和用户设备。变电站设备主要包括从变电站母线侧出现道闸算起，到各连接点位置的所有中间设备，如断路器，隔离开关等。线路设备则是指由变电站出线杆塔或出现电缆头搭头至用户用电配电变压器二次侧出现套管或用户高压设备引连线搭头为止所连接的中间设备。配电网基础数据的手机可以是线路数据、用户供电情况、负荷数据、设备数据、停电数据以及计算数据。也可以是按高、中、低压对配电网基本情况进行分类，统计供电系统的停电状况，则按停电原因和停电设备分类。通过收集这些数据，可以得到配电网的具体运行状况。2.2.2配电网供电可靠性评估方法目前，有关配电系统可靠性预测评估的方法很多，有故障模式后果分析法、可靠度预测分析法、状态空间图评估法、近似法及网络简化法等。其中使用较为广泛，并且已经时间证明比较切合实际，能够反映配电系统结构和运行特性的，是以元件组合关系为基础的故障模式后果分析法。此外，日本以裕度概念为基础的系统可靠度预测分析法也是一种行之有效的方法。对于这些方法的选用，主要取决于所研究的系统的形式以及所要求的分析深度。故障模式后果分析法（FMEA）首先列出系统全部可能的状态，以段作为负荷转移的最小单位，以每一个线路元件为对象，分析每一个基本故障事件及其后果,然后利用元件可靠性数据,如故障率、故障排除时间等,选择某些合适的故障判据对系统的所有状态进行分析,建立故障模式后果表,查清每个基本故障事件及其后果,然后加以综合,求出系统的可靠性指标[10]。2.2.3供电可靠性评估软件ETAP简介本文中对随机停电事件的可靠性预测评估采用美国OTI公司（OperationTechno-logyInc.）开发的商用软件——电力及电气系统综合分析计算仿真软件ETAP。ETAP的可靠性分析程序采用解析法模型进行可靠性评估，算法中采用目前通用的故障模式与后果分析法（FMEA），可计算负荷点和整个交流系统的可靠性指标。一般用于衡量配电系统可靠性的基本稳定指标有三个：负荷点故障率λ、负荷点年平均停电持续时间U、负荷点每次故障平均停电持续时间r。ETAP用这三个基本指标和系统中每个负荷点所接用户的数量、平均负荷以及用户中断成本可计算扩展出以下两套指标。一套是系统可靠性指标：系统平均中断频率（SAIFI）、系统平均中断时间（SAIDI）、用户平均中断时间（CAIDI）、系统平均供电可用率（ASAI）、系统平均供电不可用率（ASUI）；这些指标可用于估计配电系统的整体性能。另一套是可靠性成本指标有：电量不足期望值（EENS）、停电损失期望值（ECOST）、停电损失评价率（IEAR）；EENS、ECOST和IEAR指标可以是每个负荷点的指标也可以是整个系统的指标。将ETAP应用于规划网架可靠性评估的主要步骤为：（1）根据配电网辐射状供电的特点，按分段和联络情况的不同，将基本网络结构抽象为几种典型接线方式，并计算它们之间的比例关系；（2）分别确定各类设备的停电率、单次停电的平均时间；（3）计算各种典型接线模式的供电可靠性指标；（4）根据典型接线间的比例将上述供电可靠性指标加权平均形成总体指标。软件ETAP可靠性分析中采用的基本假设和计算条件：（1）只考虑交流系统；（2）所有开关设备在必要时都正常运行；（3）在隔离故障时，开关设备能够打开，使用相应的开关操作以转供负荷，电源容量满足负荷的供电要求；（4）所有故障在统计上是独立的，不考虑共同模式故障。2.3提高供电可靠性的方法分析2.3.1元件的可靠性模型根据配电系统中各元件的功能，将其划分为静态元件。静态元件是指配电系统中将电能从一个节点传输到另一个节点的元件，或起调节和控制电压作用的元件。如变压器、输电线路、母线、系统补偿器等都属于这类元件。对于配网中的配电变压器、架空线路、电缆、隔离开关、熔断器等静态元件，采用三状态模型进行分析，如图2-1所示。其中，为计划检修率；为故障率；为计划检修修复率；为故障修复率。计划检修停运状态正常运行状态计划检修停运状态正常运行状态故障停运状态故障停运状态图2-1可靠性元件三状态空间图图2-1中，故障率是由正常工作状态向故障状态的转移率；计划检修率是由正常工作状态向计划检修状态的转移率；故障修复率是元件由故障状态向正常运行状态转移的概率，它与故障修复时间互为倒数关系；计划检修修复率是元件由计划检修状态向正常运行状态转移的概率，它与计划检修的时间互为倒数关系。在三状态模型中，如果将计划检修停运状态和故障停运状态合并成故障状态，即可简化得到元件的二状态等效模型，见图2-2。故障状态正常运行状态故障状态正常运行状态图2-2二状态等效模型图2-2中，为故障率，为修复率，简化的故障率与修复率的关系式为：二状态模型是元件可靠性模型中最简单的模型，元件仅有故障和正常两种状态，适用于仅对系统作简单可靠性分析和着重研究可靠性评估算法的情况。2.3.2提高配电网可靠性的措施配电系统可靠性指的是供电点到用户在内的整个配电系统及设备按可接受标准及期望数量满足用户电力及电能量需求能力的量度。因此，影响配网系统供电可靠性的因素可包括：（1）气候因素的影响。配电网都是处在不同的气候条件下运行的，其元件的故障率受外界气候条件的影响比较大。随着所处气候条件的变化，配电网元件的故障率在大多数情况下也会发生变化。（2）系统网架结构的影响。由于历史原因，一些电网结构满足不了安全标准，即在系统内一段发生故障时，不能可靠地，快速地切除故障。此外，线路数量、线路平均长度、线路接线模式、线路供电半径、可转供电率、电缆化率、负载率、线路分段数等也影响着配电系统可靠率。（3）配电系统设备的状况。包括配变的基本状况（如容量、老化程度、绝缘性能等），架空线路、电缆、隔离开关、断路器、熔断器等元件的基本状况，以及带电作业车辆、发电车辆的配置情况等。（4）配网技术的因素。包括配网故障抢修的先进工器具、10kV带电作业情况、配网自动化建设情况、开关、电缆及其他设备的状态检测设备情况等等。（5）人为因素。人为过失会影响配电网的供电可靠性。人为过失可以分为工作人员过失和外部人员过失。工作人员过失主要是指运行和设备检修人员的人为过失导致误操作和设备维护不当引发的意外事故。可以通过培训，提高工作人员的技能来减少过失的发生。外部人员过失主要是指用户电缆被挖伤、乱堆杂物造成线路故障、车辆撞杆、气球挂线以及其它一些意外事故，可以通过采取预防护措施及相关知识的宣传工作可减少这类过失的发生[11]。基于配网供电可靠性影响因素，结合G市配电网规划情况，考虑配电网可靠性的改善措施如下：合理配置分段和分支开关；提高线路互供能力；网架结构改造；控制每一段线路上的用户数；引进先进的配电网技术以及设备。第三章G市配电网可靠性现状及薄弱环节分析3.1概况G市供区面积1232平方公里，2011年供区内户籍人口30.24万人，常住人口为25.75万人。2011年，G市供电量为1.59亿kWh，售电量为1.45亿kWh，年最大供电负荷为3.58MW。供电可靠率（RS-3）为99.78%，110kV及以下综合线损率为9.02%，综合电压合格率95.25%。供电企业基本情况统计如表3-1所示。表3-12011年G市供电基本情况统计表项目数值供电面积(km)1232供电人口(万人)25.75售电量(亿kWh)1.45供电可靠率(RS-1)(%)99.78供电可靠率(RS-3)(%)99.78110kV及以下综合线损率（%）9.02综合电压合格率(%)95.253.2中压配电网现状分析3.2.1截至2011年，G市中压配电网共有：10kV线路45回，其中公用线路34回，专用线路11回；10kV公用线路729.48km，其中电缆线路8.11km，架空线路721.37km；10kV公用线路装接配变1121台，配变容量106.86MVA；其中公用配变766，容量56.50MVA；专用配变355台，容量50.36MVA；10kV柱上开关111台，开关站2座、开关柜10面。现状中压配电网设备统计情况如表3-2所示。表3-2现状中压配电网设备统计供电区分类公用馈线专用馈线（回）公用馈线(回)电缆(km)架空线(km)合计(km)开关柜(面)柱上开关(台)开关站(座)D57.9135.7343.64103003F290.2685.64685.8408128合计348.11721.37729.4810111211注：（1）中压线路按照路径距离统计，均为线路全线长度；（2）10kV开关柜指变电站围墙之外的户内开关柜。开关柜按实际间隔进行统计，以面为单位，如2进2出开关站计为4面，仅统计公用开关站和配电站中的开关柜数量；（3）开关站为中压配电网中设有母线及其进出线设备、接受并分配电力、能开断负荷电流或短路电流的配电设施。开关站有户外开关站和户内开关站两种型式，户内开关站分为小型开关站和中心开关站。户外开关站由安装在户外环网开关柜组成（简称为户外开关站）；小型开关站由安装在户内的单组环网柜组成。（4）中压线路跨供电区分类的归属：按照装接配变容量所占比重来决定，线路归在装接配变容量所占比重较高的供电分区。3.2.21、主干线长度根据《110千伏及以下配电网规划指导原则》中对于线路长度的相关规定：“10kV配电线路的长度应满足末端电压质量的要求，各类供电区的线路长度宜控制在以下范围内：D类6km，F类15km”。因此，G市总计1回10kV线路长度不满足《指导原则》要求，占公用线路总条数的2.94%。G市10kV中压配电网线路主干长度分布情况如表3-3所示。表3-3现状公用线路主干长度分布情况供电区分类项目DF合计主干线路平均长度（km）1.445.995.32超出供电分区线路长度标准的回路数（回）011屯占供电分区线路总数比例（%）03.452.94现状公用线路主干偏长线路的详细情况如表3-4所示。表3-4现状公用线路主干偏长线路明细供电区分类变电站名称线路名称主干导线型号主干长度（km）线路总长度（km）F广青变大同线LGJX-70mm216.5149.92主干线路过长线路位于F类供电区，造成线路偏长主要原因有：（1）受地形和地势影响，一定程度上造成线路走廊曲折迂回，导致部分线路供电距离偏长；（2）受负荷分布影响，部分区域负荷密度较低，负荷点分散，在电源布点少的情况下，造成线路供电距离偏长。2、接线模式线路的接线模式直接影响着系统的供电可靠性与用户的用电水平，采用合理有效的接线模式既可以在很大程度上提高系统的供电质量，又能获得良好的社会与经济效益，因而接线模式在配电系统分析与规划过程中也是不可忽视的一个重要方面。2011年G市中压配电网接线模式以单辐射为主，共有单辐射线路37回，环网化率为26.47%，网络接线标准化率为97.06%，站间联络率为26.47%。可以看出，G市的10kV电网接线模式存在F类供电区环网化率低于导则要求，供电可靠性不高的问题，造成上述问题的原因包括：（1）在之前的电网建设中，缺乏合理的目标接线作为指导；（2）G市电网变电站出线间隔利用率高，且剩余出线间隔因变电站负载率高而不具备优化网络结构的条件；（3）G市电网缺乏110kV电源点，不具备优化网络结构的条件。单辐射线路在线路故障或者检修时，其线路负荷无法转供，将导致部分线路段或者全线停电，供电可靠性差，抗灾能力低，难以满足电网安全、可靠发展的要求。3.2.31、线路负载情况线路负载率是反映配电网运行状况的主要指标之一，G市中压配电网公用线路平均负载率为28.19%。根据规划细化的要求，线路负载率超过80%为重载，超过100%为过载。按照上述标准，G市2011年无过载线路；重载线路1回，重载线路所占比例为2.94%，其中县城线线路的负载率几近重载下限。造成线路重过载的原因包括：（1）线路本身负荷较重，装接配变容量高，而对应区域变电站已无出线间隔来满足新增负荷；（2）线路主干线长度短，次干导线偏长且截面偏小，存在“卡脖子”情况，线路截面偏小限制了整条线路的供电能力；（3）线路位于负荷快速发展的工业园区及周边，相比于负荷增长速度，10kV配电网的发展相对滞后。2、现状线路装接配变情况根据规划细化的要求，每回变电站10kV出线所装接的配电变压器总控制容量：工业用户不宜大于10000kVA，商业及办公不宜大于12000kVA，居民住宅区不宜大于15000kVA，超过以上标准为线路装接配变容量过高。G市10kV公用线路装接配变容量分布情况如图3-1所示。图3-1现状公用线路装接配变容量分布图现状10kV线路装接容量偏高线路共计2回，均分布在D类供电区。装接配变容量偏高线路明细如表3-5所示。表3-5现状公用线路装接配变容量过高明细序号供电区分类线路名称装接配变容量（MVA）线路负载率（%）1D昌盛北线20.3986.022D县城线12.2476.97造成线路装接配变容量过高，主要是以下两种原因：（1）G市城区缺乏110kV电源点，且变电容量滞后于负荷的增长，造成变电站负载过重，从而无优化变电供电范围，线路合理装接配变的能力；（2）变电站间隔资源紧缺，且专用线路占用了一部分间隔，新装配变只能装在已有线路上。通过线路装接配变容量分布与线路重过载的综合分析可以看出，G市电网存在装接配变容量高、线路重载的两方面问题。此类线路装接容量过高，而难以承受未来新增负荷的接入。随着用户用电负荷的攀升，线路将可能持续重过载运行，危及线路的安全可靠运行，影响供电可靠性。此外，因负荷偏重，难以实现线路的经济运行，增大了配电网的供电损耗。3、线路可转供电情况分析可转供电线路的定义为，有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下，某回线路的变电站出线开关停运时，其全部负荷可通过不超两次转供电操作，转由其他线路供电，那么该线路称为可转供电线路。G市中压配电网可转供线路统计情况如表3-6所示。表3-6现状公用线路可转供电情况供电区分类DF合计可转供电线路回数（回）066该类供电区线路可转供电率（%）014.7114.71可以看出，现状中压配电网可转供线路共5回，可转供线路占有联络关系线路（9回）的55.56%，占中压配电网线路总数的14.71%。现状有联络关系但不满足可转供的线路情况如表3-7所示。表3-7现状不满足可转供电的有联络线路明细校验线路联络线路1失电比例（%）线路名称最大载流量（A）负载率(%)线路名称最大载流量（A）负载率(%)昌盛北线58086.02县城二回线58031.7620.67县城二回线58031.76昌盛北线58086.0255.98县城线58076.97县城#1线580035.04屯城联络线58067.34屯城联络线58067.3425.75线路本身负荷较重以及变电站重载是G市电网D类供电区线路不能通过转供主要的原因。其中，县城线与县城#1线在屯城站母线出线处联络，因屯城站重载，当县城线出故障检修时，县城#1线不能完全转供县城线线路上的负荷；屯城联络线路仅用作站间联络线路使用，其正常工作时，不带负荷，仅在变电站故障时转带故障变电站的一部分负荷，不能完全转供。不可转供线路对供电可靠性有较大影响，应通过变电站新增布点合理调节线路负荷、优化网架结构、降低装接容量等方法，实现联络线路均可转供，提高中压网供电可靠性。4、配变负载情况对现状所有公用配电变压器最大负载率情况进行统计，2011年G市重、过载配变共97台，占公用配变总台数的12.66%。现状重、过载配变情况如表3-8所示。表3-8现状重、过载配变情况类别配变最高负载率80%～100%大于100%台数（台）3562占公变总台数的比例（%）4.578.09容量（MVA）2.004.28占公变总容量的比例（%）3.547.58截止2011年底，G市存在的重、过载公用配变主要由负荷发展迅速及配电变压器新增布点建设进度未跟上，小容量变压器难以适应近期快速增长的负荷而造成的。配变重过载运行不仅难以满足低压用户的负荷增长及新增负荷的供电需求，也在一定程度上增大了配电变压器的供电损耗，不利于配电网的经济运行。5、电压质量分析对G市现有公用线路电压质量进行统计，无最低电压低于或高于额定电压7%以上的线路。3.2.41、配电线路根据《指导原则》规定，10kV导线截面选择应系列化、标准化，同一分区内的主干线截面宜一致。D类供电区10kV架空主干线截面不应小于185，E、F类供电区主干截面不应小于120。至2011年末，G市城城区架空线路导线型号以LGJ和JYLGYJ为主，电缆线路导线型号以YJV为主，线路主干截面主要为240mm。除去城区的农网线路导线型号以LGJ为主，线路主干截面包括35mm、50mm、70mm、95mm、120mm。主干截面分布情况统计如表3-9所示，主干截面不满足要求的线路回数分布如图3-2所示。表3-9现状公用线路主干截面分布情况供电区分类导线截面架空（mm2）240120957050D线路回数（回）50000所占比例（%）1000000F线路回数（回）0261011所占比例（%）06.920.6934.4837.93小计线路回数（回）5261011所占比例（%）14.715.8817.6529.4132.35图3-3主干截面不满足要求的线路回数分布可以看出，G市电网现状公用10kV线路主干截面偏小的线路共有27回，主干截面合格率为20.59%。主干截面偏小的线路均集中在F类供电区。虽然存在大部分主干截面小的线路，但目前这些主要分布在负荷较轻的农村地区的线路所能承载负荷能力与导线所能承载负荷的能力相协调。但随着农村近年来来的快速发展，为避免供电“卡脖子”现象，影响线路转带负荷的能力，在规划中将注重导线截面与未来负荷发展的配合。G市公用线路绝缘化率和电缆化率统计如表3-10所示。表3-10现状公用线路绝缘化率和电缆化率情况分区供电区分类项目电缆线（km）架空线（km）合计（km）架空线绝缘化率（%）电缆化率（%）绝缘线裸导线G市D主干线路07.2207.221000全线7.9116.9018.8343.6438.7318.13F主干线路0.22.5170.93173.631.440.12全线0.25.89679.75685.840.860.03小计主干线路0.29.72170.93180.855.370.11全线8.1122.79698.58729.483.121.11G市现状公用线路绝缘化率和电缆化率分别为3.12%和1.11%，绝缘化水平和电缆化水平较差。随着G市的建设步伐加快及负荷发展，应适时对原有的架空裸导线进行绝缘化改造。2、中压配变2011年G市电网10kV公用配电变压器型号主要为S9、S11，但还存在部分S7及以下型号高损耗配电变压器，共有高损耗配变3台，容量为160kVA。规划期间需对这些配变进行更换，以提高配变运行效率及可靠性，降低电网损耗等。现状公用高损变统计如表3-11所示。表3-11现状公用高损变情况序号供电区分类线路名称配变名称配变型号配变容量（kVA）是否重、过载1枫木枫木线大葵S7100重载2枫木枫木线岭背S730重载3西昌西昌线珠宝坡S730重载3、开关设备2011年，G市电网共有10kV柱上开关111台，开关站2座、开关柜10面。不存在油式开关和老旧开关。现状中压配电网开关设备统计如表3-12所示。表3-12现状中压配电网开关设备情况分区电压等级(千伏)开关站（座）环网柜（面）柱上开关（台）G市102101114、无功补偿设备装设情况现状中低压配电网的无功补偿包括配变低压侧补偿和中压线路补偿两种方式，无功补偿情况如表3-13所示。表3-13现状中低压配电网无功补偿统计配变低压侧补偿中压线路补偿无功补偿总容量（MVar）配变总容量（MVA）无功补偿容量（MVar）无功补偿比例（%）线路回数（回）无功补偿容量（MVar）56.504.447.8620.705.14注：（1）只统计公用网；（2）线路回数是指装配无功补偿装置的中压线路回数。2011年G市10kV配变总容量为56.50MVA，配变低压侧的无功补偿容量为4.44MVar，无功补偿比例为7.86%。仅有2回中压线路进行无功补偿，中压线路无功补偿容量为0.7MVar。可以看出，G市中低压配电网无功补偿比例总体偏低，导致配变低压侧无功损耗过多，电压质量差。规划中应结合新增配变布点合理配置无功补偿容量，保证无功补偿设施的有效运行，有针对性地对农村补偿过低的配变增加无功补偿装置，以保证供电质量，降低线路损耗。3.2.51、重要用户供电配置要求重要用户主要是根据用户用电的重要程度和可靠性要求确定的，指对中断供电将造成人身伤亡、或在政治上造成重大影响、或造成社会秩序严重混乱的用户。根据《指导原则》重要电力用户供电电源的配置至少应符合以下要求：（1）特级重要电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应当来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电；（2）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；（3）二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段。2、供电电源分析现状重要用户中具备双电源的一级用户1个，二级用户5个，三级用户2个。其他4户均不具备双电源配置。3、保安电源配置分析现状G市12个重要用户中未配置保安电源的用户有5户，均为二级用户。3.2.6通过以上对G市现状中压网公用设备的网架结构、设备情况以及电网供电能力等方面分析，针对不同的分析方面，综合评价结果如表3-14所示。表3-14现状中压配电网综合评价表项目数值网架结构水平环网率(%)26.47站间联络率(%)26.47线路平均分段数2.09线路可转供电率(%)14.71其中：D类及以上供电区线路可转供电率(%)0网络接线标准化率(%)97.0610kV线路末端电压不合格比例（%）0负荷供应能力线路平均负载率(%)28.19重载线路比例(%)2.94过载线路比例(%)0重载配变比例(%)4.57过载配变比例(%)8.09装备技术水平10kV主干线路绝缘化率(%)5.4910kV主干线路电缆化率(%)0.11高损耗配变台数比例(%)0.39通过对现状线路设备及运行情况进行分析总结，得出现状G市10kV公用线路所存在的具体问题统计如表3-15所示。表3-15现状G市10kV公用线路存在问题情况统计表评价方面主要存在问题农网评价结果解决方案上级电源供电能力上级电源供电能力不足9座变电站共51个间隔，只余5个间隔，1座变电站过载，3座变电站重载在无出线间隔的区域新建或增容变电站，满足新增负荷的供电需求，同时缓解重、过载变电站的供电压力运行情况主变N-1校验9座变电站未能通过主变N-1校验通过新建变电站转带负荷和提高站间联络线路比例解决问题设备水平公用线路主干长度34回公用线路中1回不符合《技术规定》要求结合新建变电站布点和线路对供电半径长的线路进行切改，优化变电站供电范围主干截面27回公用线路不符合《技术规定》要求及时更换“卡脖子”的主干导线截面线路装接配变容量2回公用线路装接配变容量大于12000kVA，装接配变容量过高结合线路负荷切改，有针对性的调整线路装接配变容量线路平均分段平均分段数为2.09段结合线路负荷，增加分段开关老旧线路主干线均无老旧线路——公用配变高损配变3台高损变更换高损配变开关老旧开关无——油式开关无——网架结构接线模式存在25回单辐射线路增加联络线路续表3-15评价方面主要存在问题农网评价结果解决方案运行情况线路线路负载率1回线路负载率不满足相关要求通过消除卡脖子现象，适当增大导线截面，新建线路转移负荷等方式解决线路可转供率5回联络线路满足可转供校验通过网络结构标准化和线路负荷控制提高线路可转供能力电压降合格缩短线路供电半径，增设无功补偿的方式配变配变负载率62台配变负载率超过100%、35台配变负载率为80%~100%通过增加配变布点减轻配变负荷，同时缩短低压线路供电半径低压配电网设备不合理无功补偿低、主干截面偏小、末端电压质量低，线路残旧，存在裸导线有针对性的对不合理设备进行改造3.3电网存在的薄弱环节3.3.11、中压配电网（1）主干长度偏长；G市总计1回10kV线路（大同线）长度偏长，其分布在F区。线路偏长易造成线路末端供电质量差、线损高等不良影响。（2）网架结构不完善；2011年，G市中压配电网接线模式以单辐射为主，共有辐射型线路25回。环网化率为26.47%，站间联络率为26.47%，整个网架供电可靠性较低。一旦出现故障则不能转供负荷，只能依靠合理的分段来减小故障或停电范围。2、低压配电网低压供电线路长度偏长；在现状低压配网中共有259回低压线路长度偏长，低压线路偏长的情况主要分布在F类供电区。造成此现象的原因是：G市农村地区经济社会发展相对滞后，供电范围广、配电变压器布点少且平均负荷密度较低，采用小半径线路供电，从而造成低压线路偏长、线路末端电压低。3.3.21、中压配电网（1）线路装接配变容量不合理；G市电网共有2回线路装接配变容量超过12MVA，易造成线路重过载；19回线路装接配变容量低于2MVA（占比55.88%），易造成线路轻载。（2）存在重载线路和重过载配变；G市电网共有重载线路1回，重过载配变97台。现状G市重载公用配变中重载比例为4.57%，过载比例为8.09%。重、过载配变多分布在农村地区。（3）可转供电水平低；可转供线路回数仅为5回，占线路总数的14.71%。单辐射线路过多是造成可转供电水平低的主要原因。2、低压配电网配电台区电压偏低；G市共有电压偏低配变176台，占公用配变总量的22.98%，主要分布在农村区域，造成这种情况的主要原因为：配变低压侧无功补偿容量不足；供电用户分散使得供电半径过长；部分台区容量偏小而导致配变重过载运行。3.3.3（1）线路主干截面偏细；除D类供电区外，F类供电区导线截面普遍低于导则规定，导线截面均集中在95、70、50mm，线径偏小，但能满足现状负荷供应需求。（2）线路绝缘化和电缆化水平较低；G市公用线路以架空裸导线为主，主干线路绝缘化率为5.49%，电缆化率为0.11%。G市存在裸导线穿越经济林，公路、房屋增高导致安全距离不够等现象。在线路绝缘化率较低下的情况下，易引发安全隐患事故。3.3.4现状12个重要用户中具备双电源的一级用户1个，二级用户5个，三级用户2个，其他4户二级用户均不具备双电源配置。3.3.5（1）存在严重的线路迂回供电现象部分10kV配电线路（如屯郊线、坡心线等）迂回供电现象严重，造成线路末端电压低，供电质量差。（2）变压器容量过小农村地区多存在变压器容量过小的现象。因变压器过小而造成许多台区重过载，供电质量差且满足不了农村发展用电需求。3.3.6（1）变电站所址、线路通道选择难土地资源日益紧缺，城市景观要求的提高，电力设施选址越来越困难。变电站所址选择受土地利用规划限制。线路通道由于点多面广，同时对线路两端或线路下方已有的建筑物存在着一定的影响，使得线路的通道往往难以落实。（2）线路施工政策处理难电力线路在施工过程中，沿线涉及村镇规划、塔基的青苗赔偿、线路两侧和线路下方房屋的安全距离，使得电力线路跨越、赔偿等政策处理协调工作困难重重，线路施工受阻情况时有发生。（3）电力设施与城市景观、居民心理的矛盾日益尖锐敞开式变电站、高压架空线路面临着巨大的改造压力。居民对电力设施的抵触情绪日增，导致电力设施的建设进度缓慢。（4）G市电网建设与G市发展规划缺乏相互协调在输变电工程建设上，需要满足市政设施总体规划，并与周边环境协调，满足景观需要，对建筑立面要求高，要求大量采用电缆，导致输变电工程项目单位造价过高。但由于资金问题，只能按本期规模先行建设，从而造成多次破路重复投资。第四章G市配电可靠性提升措施效果定量评估本章节主要从配电网的网架结构和设备状况的角度进行可靠性分析，参考已有的实际统计资料及国内外的相关资料，采用以下计算假设条件：（1）任何故障，无论单相或其他故障都将断开三相；所有之路失效和修复均为独立事件，不考虑共同失效模式。（2）当线路中某一部分发生故障时，输电线路的修复是在故障后及时进行的，当修复后，立即投入运行。（3）忽略恶劣气候影响。4.1G市配电网可靠性评估4.1.1原始数据分析根据调研资料数据，得到G市配电网网架结构，利用可靠性原始参数可进行G市配电网网架结构可靠性计算。G市配电网网架以单辐射和单环网等典型接线为主。典型接线的具体接线方式见图4-1、图4-2。图4-1单辐射接线方式图4-2单环网接线方式截止2012年底，G市线路45条。N-1可转供电率14.71%。通过G市基础搜资表统计得到G市典型接线基本情况，由于对非典型接线方式不进行分析，因此将非典型线路并入单辐射接线方式进行，具体参数见表4-1。接线形式主干线路分支线路线路总条数（回）变压器数（台）变压器容量（kVA）架空线（km）电缆线（km）架空线（km）电缆线（km）单辐射312.2700498.8213.3523789480250单联络68.8370109.9619.332829144638表4-12012年G市典型接线基本情况注：部分数据不详的线路未计入。根据各区域典型接线基本情况，得到各区域典型接线每回线路基本情况见表4-2。表4-22012年G市典型接线每回线路基本情况接线形式主干线路分支线路平均变压器台数（台）平均变压器容量（kVA）平均分段数架空线平均长度（km）电缆线平均长度（km）架空线平均长度（km）电缆线平均长度（km）单辐射8.440013.4820.090624.16289.7652.09单联络8.605013.7451.16736.375153.3952.09根据G市调度运行日记，整理出G市各分区线路的供电可靠性参数如下表4-3所示。表4-32012~2013年G市供电可靠性参数设备名称故障率故障修复时间(h)预安排停电故障率预安排修复时间（h）平均修复时间MTTR（h）架空线路0.3034.26070.03036.72734.4177电缆000.03856.24006.0928变压器0.00200.99000.00172.50501.6786断路器0.05402.85000.05404.58003.7150隔离开关0.00882.11500.02335.74804.75564.1.2G市电网可靠性分析根据统计所得的表4-2中的每种接线形式的平均每回线路接线情况，以及表4-3中的可靠性参数，用ETAP搭建典型线型模型。计算出G市配电网可靠性指标如表4-4和图4-1所示。表4-42012年G市城网各典型线型可靠性接线方式SAIFI（次/用户.年）SAIDI（h/用户.年）RSEENS（MWh/年）单辐射7.453324.094899.7245%54.0717单环网（可转供）7.453218.677999.7871%105.7358单环网（不可转供）7.715124.928699.7156%141.1210综合指标7.493024.079699.7248%68.6218图4-3G市各典型线型RS指标从2012年G市可靠性分析报告可以知道，G市供电可靠率数据，如表4-5所示和图4-4所示。表4-52012~2013年G市供电可靠性指标完成情况统计表统计分类统计年份故障停电预安排停电RS-1标(%)故障停电次数(次/a)故障停电时户数(h·户/a)用户故障平均停电时间(h/户·a)预安排停电次数(次/a)预安排停电时户数(h·户/a)用户预安排平均停电时间(h/户·a)城区2012693.780.478491306.046.663599.918720134195.6480.998214583.6442.973799.9547农村2012496932.377.01654314744.4114.923599.75022013422555.992.58715211822.1111.965799.8339图4-42012~2013年RS-1指标完成情况统计图从表3-4可以得出用ETAP计算得到的G市供电可靠率为99.723%。从表3-5中的数据可以得出G市2012年供电可靠率RS。然后对RS和用ETAP软件得到的数据进行误差分析。误差分析结果为0.05283%，在误差范围内。说明本报告的算法可行。通过统计得到的每回线路的基本情况以及资料中的介绍可知：1、G市单环网线路可实现转供电时供电可靠率RS指标最高，单辐射的供电可靠率最低。这是由于单辐射线路在线路故障或者检修时，其线路负荷无法转供，将导致部分线路段或者全线停电，供电可靠性差，抗灾能力低，难以满足电网安全、可靠发展的要求。2、单环网线路的长度较为适宜，首端元件故障时，可在隔离故障后通过联络开关实现转供电操作，缩小故障停电影响范围，所以单环网线路可转供电时供电可靠率最高。若单环网线路无法进行转供电，由于其长度及装接配变容量均低于单辐射线路，导致供电可靠率亦高于单辐射线路。3、网络结构水平方面。部分线路主干长度不满足要求；单辐射线路较多；线路周边负荷发展过快，来不及线路改造，导致线路重、过载；存在不同程度的重载、过载配变；线路可转供电比例较低。4、装备技术水平。部分线路的线径过线，主干截面不能满足负荷增长的要求；架空线绝缘化、电缆化率均较低；仍存在较多高损耗变压器；一些线路缺乏无功补偿配置；相当一部分重要电力用户缺乏双电源或保安电源。5、电网变电站出线间隔利用率高，且剩余出线间隔因变电站负载率高而不具备优化网络结构的条件。6、配网故障停电和计划施工停电是影响城市供电可靠率的主要原因，两项共占全部停电影响是户数的75.2%。4.2规划目标4.2.1中压配电网规划目标1、供电能力充裕，主配网协调发展。（1）与负荷增长同步并适度超前，具备向各级用户供电的能力，满足各类用户负荷增长的需要。（2）线路平均负载率控制在41.13%以内，配变负载率控制在45%。（3）充分利用新建或扩建变电站的供电能力，增强配电网供电能力，优化供电范围。2、改善电能质量，消除低电压问题。（1）通过消除迂回线路、新增变电站布点、优化供电方案等手段缩短供电半径。（2）根据负荷增长情况逐步消除小截面导线，增大线径以提高供电能力和电压质量，降低网损。（3）通过增大导线截面、在配变低压侧加装无功补偿装置等途径解决用户低电压现象。3、提高供电可靠性，满足日益增长的安全可靠供电的要求.（1）加强10kV配电网的站间联络水平，提高变电站的主变N-1通过率。（2）采用清晰、规范的中压配电网接线方式，优化配电网结构，避免复杂接线。调整现状接线复杂和联络过度线路，使得每条馈线转供电源点不大于3个，简化现有配电网接线方式，以利于配电网自动化和智能化实现。（3）合理分段，每分段容量控制在3000kVA以内。（4）提高配电网装备水平，老旧设备和油式开关逐步退出运行，选用高可靠性设备。（5）配电网设备需适应海南省自然条件和气候特点，满足“七防”（防雷、防风、防震、防汛、防腐蚀、防污闪、防树障）的建设要求。4、降低网损、提高经济性（1）10kV公用线路配变平均装接容量控制在经济容量10000kVA左右。（2）缩短中压和低压网供电半径，配电变压器采用“小容量、密布点”的原则。（3）加强无功补偿管理，遵循就地平衡和便于电压调整的原则，采用分散与集中相结合方式进行补偿。（4）高损配变逐步退出运行。5、提高电网的灵活性运行灵活性：检修或故障条件下，负荷转供方便快捷，电网重构和自愈能力强。建设灵活性：适应电网近、远期发展，便于过渡，考虑到远景电源建设和负荷预测的各种可能变化，在较长发展期内，电网结构仍然合理。4.2.21、网架结构和网架安全性：网络结构标准化，G市中压配电网满足“N-1”安全准则要求，农村中压配电网部分满足“N-1”安全准则要求。2、供电可靠性：2015年供电可靠性达到99.951%（对用户平均停电时间不超过4.29小时）。3、综合G市历年中压配电网线损率情况及发展趋势，至2015年，G市10kV配电网综合线损率控制在6.92%以下。4、至2015年，10千伏公用线路G市电网环网率达到56.86%，可转供电率达到54.90%。4.2.32015年网架水平可靠性计算结合G市中压配电网现状分析结果，考虑解决现状问题的轻重缓急，分区域、分阶段的制定解决方案。2013年：重点解决影响电网运行安全性问题，主要是线路和配变的重、过载问题。2014-2015年：一方面重点解决影响电网可靠性和经济性的问题，优化网架结构、提高环网水平，提高10kV线路的可转供能力。另一方面解决设备的标准化和性能方面的问题，更换老旧设备、小截面导线、高损设备等，提高电网的整体水平。根据2012年G市中低压配电网规划报告的统计，配网2013~2015年G市变电站新出中压线路工程共新出10kV线路14回，新建架空线路58.1km，共计新出线总长度58.1km，其中开关柜5面，开关15台，开关站2座。配网2013~2015年G市中压配电网改造工程共新建及改造电缆线路4.9km，架空线路144km，共计148.9km。2013~2015年年度新出中压线路统计、改造中亚线路统计如下表4-6、4-7所示。表4-62013~2015年G市变电站新出线路项目统计年份新出线路（回）架空线路（km）2013年314.952014年726.152015年417合计1458.1表4-72013~2015年G市变电站改造线路项目统计年份电缆线路（km）架空线路（km）2013年4.961.42014年0622015年020.6合计4.9144通过中压配电线路建设与改造，至2015年，G市共有10kV线路51回，其中单辐射线路22回，单环网线路29回，已经不具备非典型接线的线路，环网化率达到56.86%。相比现状年（环网化率26.47%），中压网架结构水平得到明显的提升。可转供率由14.71%提升至54.90%假定单辐射、单环网线路的线路总长度比例、主干线路架空线路与分支架空线路的长度比例与现状年相差不大，变压器台数与容量的比例亦与现状年保持一致，计算出2015年G市线路典型接线每回线路基本情况见表4-8。表4-82015年G市典型接线每回线路基本情况接线方式主干线路平均长度分支线路平均长度平均变压器台数（台）平均变压器容量（kVA）架空线（km）电缆线（km）架空线（km）电缆线（km）单辐射8.070013.2640.102489.765单环网7.510012.0180.93731112.3953根据上述条件，对表4-8进行可靠性分析，计算出在可靠性参数不变情况下，对现有电网进行网架结构改造后（线路N-1可转供电率不变），2015年G市的供电可靠率如下表4-9和图4-4所示所示。表4-92015年G市各典型线型可靠性指标计算接线方式SAIFI(次用户.年)SAIDI（小时/用户.年）RS（%）EENS（MWh/年）单辐射7.252723.369299.733250.3458单环网（可转供）6.516216.359499.813556.7998单环网（不可转供）6.749521.820599.751175.7612综合指标6.893720.783899.762958.8784图4-4G市各典型线路RS指标4.3提升可靠性的措施4.3.1提高线路可转供能力可转供电线路的定义为，有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下，某回线路的变电站出线开关停运时，其全部负荷可通过不超两次转供电操作，转由其他线路供电，那么该线路称为可转供电线路。根据近年来G市配电网可靠性现状分析可知，G市可转供线路占有联络关系线路（28回）的55.56%，占中压配电网线路总数的54.90%。线路本身负荷较重以及变电站重载是G市配电网线路不能通过转供主要的原因。显然，不可转供线路对供电可靠性有较大影响，应通过变电站新增布点合理调节线路负荷、优化网架结构、降低装接容量等方法，实现联络线路均可转供，提高中压网供电可靠性。G市2015年的可转供率的是54.90%，考虑线路基本长度无变化，采取一定的提升转供率的措施，在原有线路的基础上增加联络线路，转供率大约可以提升至62.74%用ETAP软件对2015年G市典型接线每回线路基本情况进行测算。测算结果如下表4-10所示。表4-10提高线路互供能力的效果分析互供能力提升前互供能力提升后指标改进SAIDI（小时/用户·年）ASAIEENS（MWh/年）SAIDI（小时/用户·年）ASAIEENS（MWh/年）SAIDI（小时/用户·年）ASAIEENS（MWh/年）20.783899.76358.878499.77355.578055.5780-0.95430.01087-3.30044.3.2合理设置分段数效果评估根据G市2015年典型接线统计可知，单辐射每回接线平均分段数为2.09，每回线路架空线长21.334km，电缆线长0.10km，平均每回线路上挂接24台配变，平均变压器容量为89.76kVA。单环网每回接线平均分段数为2.09，每回线路架空线长19.528.km，电缆线长0.937km，平均每回线路上挂接31台配变，平均变压器容量为112.39kVA。线路分段的作用是在线路上设备故障时，线路上的联络开关与出线断路器的配合隔离故障区，因此合适的分段数可以缩小故障隔离范围，减少用户平均停电实际，提高供电可靠性。线路联络开关的安置数量与线路的实际情况有关，联络开关的数量与供电可靠性呈现抛物线的形式，当联络开关数量较少时，随着开关的数量增加，线路的供电可靠性增加，达到一定的供电可靠性水平后，随着开关数量的增加，供电可靠性会降低，这是因为开关达到一定的数量后供电可靠性的增加水平呈现缓慢的增长趋势，此时开关的故障率造成的负荷停电所降低的供电可靠性会抵消由开关的增加所改善的供电可靠性指标。因此，结合该地区线路的实际情况进行线路最佳分段数的确定显得尤为重要。基于G市的线路的实际情况，分别评估单辐射、单环网、多分段多联络等线型线路分段数的差异对线路供电可靠性的影响，确定不同线型的最佳分段数。单辐射线路分段数差异化评估单辐射线路分别按1分段、2分段、3分段、4分段、5分段、6分段来进行评估，在ETAP软件中计算不同分段数对单辐射线路可靠性的影响。G市单辐射线路差异化评估结果如下表所示：表4-11G市单辐射线路差异化评估结果方案SAIFI(次/用户.年)SAIDI(h/用户.年)RS(%)EENS(MWh/年)1分段7.492833.111499.62071.3342分段7.258023.740299.72951.1453分段7.198819.618599.77642.2654分段7.190417.448199.80137.5905分段7.827818.192699.79239.1936分段7.853418.339999.79039.913从表4-11可以看出，线路并不是分段数越高供电可靠性越好，在计算结果中可以看出，线路分段数从1分段开始，随着分段数的增加，线路的供电可靠性逐渐提高，在4分段时达到RS最高为99.801%，随后随着分段数的增加供电可靠性逐渐降低。因此，G市局单辐射线路分段数在4段为最优分段，此时能达到较高的供电可靠性水平。至2015年，根据典型线型每回接线统计情况可知，单辐射现状年的平均分段数为2.09段，单辐射线路22回，占总线路回数的43.137%，按照单辐射线路差异化评估结果，单辐射线路的平均分段数需要增加。增加方式视具体线路情况而定。单环网线路分段数差异化评估为找出符合G市实际情况的单环网最优分段数，将统计出来的单环网每回接线情况放在ETAP软件计算，按54.90%的转供率进行加权综合可转供情况与不可转供情况，得出单环网线路的差异化评估结果：表4-12G市单环网线路差异化评估结果方案SAIFI(次/用户.年)SAIDI(h/用户.年)RS(%)EENS(MWh/年)2分段6.62622.17399.74776.9843分段6.57315.01099.82952.1134分段6.57212.87399.82444.6955