《乡镇10kV配电网可靠性的分析》17000字（论文）

第1章绪论1.1选题的目的和意义1.1.1选题目的配电网建设作为电力建设的关键要素，在我国电力行业的进步中发挥着重要作用。10kV配电线作为电力系统的最后一步，直接影响用户是否良好的用电。配电网将合理分配变压器处理的电能，以满足消费者的用电需求。随着社会的发展和电力需求的增长，发电企业的供电技术也在发展，为了提高竞争力，电力企业需要解决10kV配电网现有的麻烦，以此提高10KV输电线路的供电可靠性(朱亚松2019)。根据大数据，所有停电案例中，八成是由于配电网发生故障所致，对配电网的可靠性评估，是电力系统可靠运行的前提要素(高松川等2019)。配电网是电力系统的终端，用户与其相连，包括配电线路、变电站等不同电压等级的电力设施，配电网的各个环节对供电质量和用户供电可靠性有着重要的影响(葛少云等2016)。1.1.2选题意义10kV配电网是供电单位向用户供电的重大工程。供电的可靠性反映了供电事业的可用性和质量(彭云豪等2020)。10kV配电网是用户与电厂之间的通信桥梁。这部分包括许多供电所需的设备。它是电能转换的一个重要阶段。高压线经高压线过渡，再经变压器转为低压，为保证用户安全，检修阶段需停机处理，鉴于，为避免干扰居民的日常生活，供电企业必须提高10kV配电线路供电的可靠性；鉴于，为保证供电质量和正常运行，10kV配电线路的可靠性是供电稳定和保障人们正常生活的前提，随着人们预期要求的增加，对电力供应的需求迅速增加，对电力的需求也随之增加供应质量越来越严格。因此，10kV配电线路的可靠性能够满足人们的用电需求，促进社会的发展。经济的快速发展，增加了用户对供应安全的需求，故配电网的可靠性非常重要(侯恺等2019)。1.2国内外研究现状1.2.1国内研究现状我国从1980年就已经开始深入地研究配电系统的可靠性,研究开始起步较晚,比发送输电系统供应的可靠性要好。在中国电力部安排下,根据当前我国的国情和现有生产经营管理实践,中国电力院于1983年提出了“配电系统供电可靠性统计评估方法”，在云南省昆明进行了10kV系统的检测和试验，山东省等许多省份已开始对部分地方配电网的供应和可靠性进行统计。电力院对于我国输送配电网可靠性问题进行了调整。但是,由于城市短缺合理的资料和良好的技术改善手段,进步较慢,城市能源总量增长迅速,发电和设备的功率供不应求,电力资源的安全和可靠性扮演者越来越重要的角色。科学合理的配电系统规划,促进配电系统的能源供应和可靠性评价的发展,已迫在眉睫。配电网的可靠性成为了电力供应的难题(YuQiangOuetal.2014)。通过研究电力供应可靠性的评价指标、模型和算法,我国开展了配电网可靠性研究，同时开发了相应的软件，并建立了相应的数据库和有效的系统(曹伟2009)。2010年，国家电网公司通过了《试行草案可靠性评估实施细则》，明确了输电系统线路、输电网、继电网和母线网三个线路的可靠性指标，输电能力指标纳入国家电网。同时，数据整合和可靠性指标被改进。因此,运输网络可靠性的评估统计和评估体系已从单一的设施评估逐步转变为对不同层次的设施、回路和系统的综合评估,电网结构和考核要求,输变电装置和系统现有可靠性考核问题,逐步暴露在考核问题中,这已成为电力企业经营管理人员的一个重要课题(夏宝亮2017)。1.2.2国外研究现状国外针对配电网的供电可靠性评价比较早,且它们早期的研究主要集中在统计学和数据分析两方面。加拿大早在1950年就已经开始深入地研究供电可靠性这个重要方面,并建立了相关的部门,提出一些能够评价供电运行程度的具体指标。目前,供电系统的可靠性测试已经逐渐成为许多地区和国家进行配电系统的规划与决策时的一种常规方式。在英、美、日等国家设置有专门的学术研究单位。为了确保电能资料供应的安全和可靠,收集并整理汇编了很多原始资料。根据评估模型和所要求的计算领域,得出了安全和可靠性的评估结果,为我国配电网建立提供了安全和可靠的评估基础,以有效地提高我国配电网建设的安全和盈利能力。自2003年美加大停电后，发达国家开始重视电力网络的可靠性。2006年，北美电力安全理事会(NERC)首次启动了输电可用性数据系统(TADS)草案。传输网络的可靠性性能分为两部分：传输和处理设施的可靠性性能和传输系统的可靠性性能；运输网络系统的可靠性性能仍分为运输能力和运输服务能力。传输服务能力应用于衡量连续提供传输节点服务的能力，而传输和处理设施的可靠性能以及传输容量可用于表征传输网络的传输容量，以将能量从供电点传输到传输节点。2006年，美国电力研究院发表了输电网的可靠性指标报告，将输电网的可靠性性能分为输电能力和输电服务能力两类，为了定量特性化输电系统，将输电系统从供给点向输电节点输电的传输能力、输电能力。图1-1示出了功率传送、服务能力和可靠性等之间的关系。图1-1关系图输电网络的稳定性和可靠性是系统外部环境和装置的设计容量和可靠性、网络灵活运行等多种因素综合作用的结果。建立一个有效的输电网可靠性评价指标，应与设施、线路的运行情况以及电网结构的强度相结合。1.3研究内容1.3.1配电网供电可靠性可靠性的内涵可认为是某一元件、设备或系统在一定条件和时间区间内能实现其特定功能的概率。在20世纪60年代末，国际公认的科学家比灵顿首次成为第一个分析能源系统可靠性的单位。从那时起，越来越多的研究者活跃在这一领域，进行了大量的研究，使其不仅在模型、指标等方面得到了完善，而且在计算工具和方法上也取得了一定的进展(芦晶晶2017)。所谓可靠性是指设备的能力，系统和组件，在一定的条件下，在规定的时间内成功地完成了预期的功能，因此，能源安全是指用户的能源供应系统在规定的时间内为用户提供能源的能力。能够直接、客观地反映性能的优劣，使持续向电网供电的能力成为衡量配电网能源安全的重要依据，它可以间接反映能源供应系统的安全性和稳定性，可以反映用户的经济用电需求水平和供电事业的可靠性程度(卢磊2020)。智能配电网的影响因素有很多，包含电力一、二次设备的影响(夏勇军和肖繁2020)。1.3.2配电网可靠性评估配电系统可靠性研究的最终目的是为用户提供优质、连续的供电来源，采用概率的研究方法进行评估(EhabM.Esmailetal.2021)。保证供电质量，包含两个层面，电能的频率和电压等级必须始终保持在规定的范围，与此同时要保证供电的连续性，配电网可靠巧评估研究从系统的各个层面、现有的软硬件条件和环节来研究配电网系统的故障现象，给出定性和定量的评估指标，具体地来说配电网可靠性评估研究的主要任务如下：(1)调查了由配电网的单个元件和这些要素构成的配电系统整体的可靠性计算模型，并研究了如何通过概率统计法求出要素可靠性参数指标。并在此基础上提出了一种新的计算方法。不同的信息元件或元件故障率对于系统可靠性的影响也不同，应重点关注影响较高的元件(徐登辉等2020)。一般而言．对配电系统可靠性的评估包括评估分析某个元件设备、部分或完整系统在过去运行时间段内的可靠性数据，预测其在将来某个时段内的可靠性水平。而进行电力系统可靠性研究的最终目的是为了给未来的规划、设计、运行和维修提供指导性意见。只有在充分的了解配电网元件的可靠性参数基础上才可能准确的分析配电网系统的可靠性。(2)对配电系统可靠性的薄弱环节和如何提高配电系统的可靠性进行了研究，采用统计分析和定量计算的方法对配电系统进行建模和计算，通过对参数和可靠性指标的重新比较分析，我们发现了影响系统可靠性的弱点，并提出了一个有效的改进方案。最后，提高配电系统可靠性的目的是降低故障频率，停电的范围和成本。(3)如果系统可靠性较高，在结构设计中必须使用高可靠性部件，但这将增加项目的投资和运营成本，会造成资源的浪费，降低企业的效率和竞争力，但如果片面追求经济性，采用低可靠性的元器件，会导致系统维护成本的增加，延缓网络的更新，为了提高配电系统的可靠性，应将经济性作为影响评价的一个方面。有必要研究如何评估和优化配电系统的功能，以实现某一投资水平的最高可靠性，或者如果满足某一可靠性水平的要求，如何实现最佳经济性(宋剑白2015)。同时，电力系统运行可靠性还会采用概率性方法。(袁博等2019)。

第2章配电系统可靠性2.1概述2.1.1配电系统可靠性的概念配电系统的可靠性与配电系统本身的可靠性和用户电能供应的可靠性相联系。配电系统的可靠性主要包括以下三个方面。(1)设备本身的可靠性。(2)配电系统整体的可靠性是将部分可靠的设备组合起来，形成易于统一操作和维护的最佳网络。(3)为了保证配电系统的可靠性，可以将不同的元件结合起来，使它们成为保护和恢复系统并能够对任何情况作出独立反应。2.1.2配电系统供电可靠性的概念配电系统供电可靠性就是度量配电系统在某一定时期内，能够保持对用户连续充足供电的能力。供电可靠率是指供电总有效时间与统计期间小时数的比值。我国供电可靠率指标是：达标—99.70%；创一流—99.96%；创国际一流—99.99%。能源供应的可靠性是一个统计值，代表给定统计范围内的平均值，而不是对特定用户中断时间的承诺。配电系统的系统可靠性与配电系统供电可靠性之间有着密切的关系，但两者也有区别(程忠浩2013)。2.2配电系统可靠性准则电力系统可靠性标准的考虑因素一般如下。(1)发电、输电、变电和配电设备的容量。(2)能够承担设备部件的突然损失和预测系统故障。(3)系统的控制、操作和维护。(4)系统部件的可靠运行。(5)用户对供电质量的要求。(6)电能充足性，包括燃料供给和油箱操作。(7)天气对系统的影响。其中(1)、(2)、(6)因素可通过规划设计进行控制，其他要点则体现在运行过程中。电力系统可靠性准则被划分为3类，由需求的可靠性，可分为概率性准则和确定性准则。2.2.1概率性准则和确定性准则(1)概率性准则。概率性准则表示或规定用可靠性或概率的客观方法得到的数或参数的上限或责任值，如能量短缺的期望值或事故数的期望值。又称为指标或参数准则，是可靠性概率评估的基础。(2)确定性准则。确定性准则是指系统应能够支持的一组事件作为评估条件，一般情况下，选择最坏情况作为评估或检查的条件，前提是：如果能源系统能够承受这些条件并能保证可靠运行，在其他不太严重的情况下也能保证系统的可靠运行。这些标准是评估不可预见的决定因素的基础。用概率法得到的可靠性指标能较好地估计事故风险，可能比确定性判据更为广泛。2.2.2静态准则和暂态准则(1)静态准则。只考虑不同电力系统在长期静态和无干扰条件下供电能力的各种可能的可靠性指标。(2)暂态准则。只考虑电力系统故障时，机组人员的反应能力，还有机组反应性、机组负荷能力。2.2.3技术性准则和经济性准则(1)技术性准则。指保证供电质量和供电可靠性，系统必须具备的检验条件。(2)经济性准则。经济标准应考虑经济问题，包括优化电力损耗、固定成本和总运营成本。在选择标准时，可靠性应该与经济联系起来，根据各国的具体情况进行优化，找到最佳的可靠性，经济标准主要体现在供电成本和停电造成的损失上。可靠性越高，供电成本越高，停电造成的损失越小。调查表明，供电成本与供电可靠性的关系越来越密切，可以用指数函数近似表示，其特征系数与整个系统的状态有关，设备成本和性能指标。中断成本和可靠性之间的关系是一个递减函数。能源短缺损失成本是指电力短缺对用户生产的影响所造成的国民经济损失，这包括大规模能源中断对社会生活的负面影响，最佳的可靠性可以通过最低的能源供应总成本、电力损耗成本和可靠性曲线的过度位置来确定。2.3我国城市电力网可靠性的规定2.3.1概述有关城市电力网的可靠性规定在我国主要在《城市电力网规划设计导则》(以下简称《导则》)和《全国供用电规则》中。(1)《城市电力网规划设计导则》《导则》是制定和审查城市电网的计划和设计，是进行城市电网改造和建设的依据和指导文件。从技术经济和可靠性两方面对城市电网的规划制定要求、负载预测、计划设计技术原则等进行了详细具体规定，总结了全国各地“导则”的实践经验，吸收了国外先进技术，贯彻了国家城市计划法的有关规定。(2)《全国供用电规则》电力部为更好地平衡供电与用电的关系，建立正常的供用电制度，从而合理地使用电力，在之后颁发的《供用电规则(试行本)》的基础上，总结供用电工作中存在的问题，广泛征求各地区和各有关部门的意见，修订而成《全国供用电规则》(以下简称《规则》)。①《导则》规定，城市电网的规划应以整个电网为重点。要从分析现有城市电网现状入手，对现有城市电网进行改造和加固，处理城市电网结构中的薄弱环节，扩大城市电网供电能力，加强城市网络设施结构和标准化建设，提高安全性和可靠性，实现长距离、近距离结合，新建与改建相结合，技术经济合理，城市能源网长远规划实施后，城市电网要有足够的电力满足各类负荷增长的需要，能源供应的质量和可靠性要满足规划目标的要求。在经济分析中，比较规划和设计系统的条件之一是能源供应的能力、质量，供电可靠性和建设工期在同一地区能满足城市能源网发展的需要，优化电力供应可靠性的原则可以给电力供应部门带来全社会最大的经济效益。②《规则》规定，电能供应企业和用户要加强对电力供应和用电设备运行的管理，认真贯彻执行能源安全供应和使用的各项规章制度，以保证供电的可靠性和连续性。

第3章10kV配电网供电可靠性分析配电网是处于电力系统末端，把发电系统或输变电系统与用户设备连接起来，向用户分配电能和供给电能的重要环节。城市配电网，通过变电站降低电压，得到各个电压等级，通过电网送至各个用户。配电网的供电可靠性是指配电网向用户持续提供合格电能的能力(王晓晶和张新燕2016)，这部分的整个系统对用户连续供电的能力被称为供电系统的可靠性。3.110kV配电网的接线方式3.1.110kV配电网的结构和运行特点单一的10kV配电网广泛应用于我国大多数中小城市，即在城市市区边缘建立具有110/35/10kV三绕组变压器的110kV变电站，或具有35/10kV双绕组变压器的35kV变电站，由10kV电压对市区的开关站、配电室或者柱上式变压器送电，最后由10kV电压对用户供电。10kV配电网对用户的供电方式基本如下：(1)从城区周边或进入城区的变电所，通过10kV配电室、开关或单台公用配电变压器。(2)它是一种直接供电方式，由城市周围或进入城市地区的变电站通过一条10kV电压回路线路向用户提供直接电能。(3)它是一种供用户使用的单回路双回路供电方式，从回路到用户的供电方式和开环操作方式。(4)主馈线由隔离开关或断路器操作，每个分段应通过开关连接到其他相邻电路。在发生故障时，负载可通过开关操作，由相邻电路供电的多连接网络供电模式。3.1.210kV配电网的典型接线模式及其供电可靠性影响配电网可靠性的因素很多，其中之一就是配电网的连接方式。不同的接线方式对可靠性的影响不同(陈中阳等2014)，我国10kV配电网有四种典型的接线方式：单回路、单回路带备用电源、环网和双电源。单回路放射式：这种模式的结构特点是，从供应点看，所有设备都是串联的，只要设备可用，串联的设备越多，故障的可能性就越大，系统的可用性就越小。这种接线的电源可靠性较低，接线图如图3-1所示。图3-1单回路放射式接线图带备用电源的单回路放射式：在这种连接方式中，备用电源是手动操作还是自动操作，其负荷点的故障率均与单回路放射式接线模式相同，但负荷点的每次故障平均停电持续时间及平均停电时间将会缩短，其缩短的时间取决于备用电源倒闸操作时间。接线图见图3-2。图3-2带备用电源的单回路放射式接线图环网供电式：该供电模式可以是开环或闭环操作。这种连接方式具有很高的供电安全性，在电网发生故障或检修时可以进行电源切换，而且环网连接方式的可靠性与双电源方式几乎相当，但投资相对较小。因此，环网连接方式是一种较好的连接方式。接线图见图3-3。图3-3环网供电式接线图双电源供电式：该模式为并联结构，每个负荷可以同时从两个电源处获取电能，当一回电源失效时，负荷由另一个电源获取电能，这种模式的可靠性很高，但成本高，接线图见图3-4。图3-4双电源供电式接线图3.2影响配电网供电可靠性的因素及原因分析3.2.1供电中断的分类用户停电可以分为故障停电和预先安排停电两种状况。详见图3-5。(1)故障停电是指供电系统无论何种原因未能按规定程序向调度部门提出申请，并在按供电合同要求的时间前得到批准且通知用户的停电。故障停电又可分为内部故障停电和外部故障停电，前者是供电企业权限内的停电中断供电，后者是供电企业权限外的停电中断供电。(2)预先安排停电可分为计划停电、临时停电和限电三种情况，计划停电是有正式计划安排的停电；临时停电是事先无正式计划安排；限电是在电力系统计划的运行方式下，分为系统电源不足限电和供电网限电。图3-5停电性质分类3.2.2影响供电可靠性的内部因素(1)线路方面①线路非全相运行。原因包括一相断线，三相重合闸有一相合不上。②瓷瓶闪络放电。绝缘子、瓷体常年暴露在空气中，瓷面、瓷裙被污染，降低了绝缘子的绝缘电阻。当它在雨中潮湿时，会产生空气放电，严重时会导致绝缘体断裂。③断线。施工不足或者风吹导线，导致导线断裂，或接触点将处于弱接触状态。④倒杆。由于线路断开，或因外力损坏；还有由于暴雨、洪水、养护不力等自然灾害，电杆根部土壤严重流失导致电杆倒塌。⑤短路。如果车辆与电杆相撞，电线或树枝等异物落在导线上，造成导线直接碰撞，导致短路。⑥接地。导线断裂并掉到地上，或落在电线杆上，或因导线与树枝相撞接地。⑦跌落熔断器故障。负载电流大或接触不良导致触头烧损；或制造有问题，操作人员用力过大，使瓷体断裂；由于操作不当导致相间电弧短路。。(2)网架结构的影响因为历史遗留问题，很多地方配电网结构不合理，有些结构不符合安全标准，当系统发生故障时，不能有效、及时地消除，从而维护系统的稳定；当任何部分突然丢失时，其他部分应超过事故过载规定，从而影响输电和输电能力；线路间互联能力弱。配电系统在进行改造、测试、保护和调整时，用户会发生长期停电，供电可靠性则大大降低。所以，配电网的要求是系统中任何严重的故障都要有效、及时地排除，以保持系统的稳定。对于用户有重大安全或者经济损失，应建立两个电源。虽然经过城市电网的不断改造，现状有所改善，但是历史上债务过多，资金不足。所以要加快城市电网改造，采取有效实际的措施，降低出行率，防止拥堵事故的蔓延，提高配电网运行的安全性。(3)电源的供电能力这是根据需要变电站连续不断地提供能源和电力的能力，这不能由一个具体的地方单位来解决，可以由相关部门根据负荷增加的需求进行全局规划，资本和其他因素。3.2.3影响供电可靠性的外部因素气候因素随着气象变化，设备的故障率会发生变化。在气候因素中，最重要的因素是雷击事故，其次是暴雨、雨雪天气，根据数据，雷击破坏的主要原因是绝缘能力降低和吹风，风、雨等天气导致故障，其根本原因是线路舞动导致导线互相接触造成短路。作业停运它是一个总会发生的要素，但通过科学的管理，可以提高配电网可靠性。原因主要是施工不足造成停运。制定合理的检修计划，可以使设备得到整体使用，必要时采用临时供电系统，以防局部停电。调度运行部门应协调配合，尽快恢复供电，缩短设备放电和输电过渡状态的运行时间。人为因素人因失误会影响配电网的供电安全，人因失误可分为过失和外部员工过失，员工的失误主要与事故有关，由于操作和维护人员的人为故障导致设备的错误操作和不当维护。通过培训，您可以提高人员的技能，为了减少疏忽的发生，外来工作人员的过错特别涉及到因用户电缆的挖掘而造成的中断、混乱、与车辆相撞、气球悬挂等事故。预防措施和宣传相关知识可以减少此类错误的发生。

第4章配电网络的可靠性指标4.1可靠性指标国内对配电网可靠性的研究大多集中在理论定位和算法分析上，为后续研究提供了一定的理论基础。同时，在算法计算和可靠性指标结果处理方面也取得了进展，然而，配电网可靠性分析的理论在实际工程中还需要进一步的研究，因此，国内许多高校和科研院所对此进行了大量的学术交流，配电网的可靠性分析从而成为当前的研究热点(任铭2019)。在配电网的可靠性分析中分为2类：度量过去的性能和预测未来的性能。度量过去的性能，是指在现有的系统运行下，记录过去发生的故障次数和时间、维修次数和造成的停电时间、所连接的负荷数量和造成的缺电数额等值，做出对相应的系统的评价。如果对当前的系统评价高，则证明该系统工作良好：如果对当前系统的评价不高，则证明当前环境下系统可靠性不高，需要做出改善。预测未来的行为，是指利用现有的历史数据，根据其内在的规律，预测出该系统在未来的可靠性指标走向，有助于分析该系统地在未来的情况。如果预测出来的指标持续走低，则说明该系统正在逐渐老化，需要更换设备材料等。4.2可靠性指标建立的原则配电网供电安全指标是衡量配电网可靠性水平的基础。该指标不仅要客观反映系统的整体可靠性，还要有助于识别配电网中的薄弱环节，以便采取相应的加固措施(韩俊等2020)。因为配电网络的可靠性指标是对配电网可靠性进行过去性能的评价和预测未来的走向，是可靠性分析的基础和根本，所以，可靠性指标需要有以下指标：(1)能够反映配电网络和内在设备的结构和特性，以及系统的运行情况和对用户的影响，并能作为衡量有关因素的指标。(2)该指标应当能够从该系统的历史数据中计算出来。(3)指标能对未来的走向做出预测。4.3可靠性评估指标可靠性指标一般包括某元件或者整体系统的故障率、对应故障所需要的修复时间和元件或者系统的年平均停电时间。故障率一般使用字母λ、修复时间一般使用字母γ、平均停电时间一般使用字母U、用户数量一般使用N来表示。4.3.1配电系统可靠性预测评估的主要故障分析指标串联系统主要故障分析指标串联系统，它是由两个或多个设备组成的系统，当有一个设备故障，系统就算故障。根据马尔柯夫过程理论，可以推导出实用于工程计算的公式(4-1)(4-2)(4-3)式中4.3.2并联系统主要故障分析指标并联系统，它是由两个或多个设备组成的系统。只有当所有设备同时发生故障时，系统才能被视为故障。换句话说，只要其中一个设备工作，系统就处于工作状态。两元件并联的计算公式(4-4)(4-5)(4-6)三元件并联的计算公式(4-7)(4-8)(4-9)对串联系统提示的三点注意事项，对并联系统也同样适用(陈文高1998)。4.3.3与用户有关的配电网络可靠性评估指标首先计算出用户全年总停电次数ACI(AnnualcustomerInterruption)和用户全年总停电持续时间CID(CustomerInterruptionDuration)(4-10)(4-11)(1)系统的平均停电频率指标SAIFI(SystemAverageInterruptionFrequencyIndex)(4-12)式中SAIFI—系统的平均停电频率指标，次/(用户年)；(2)用户的平均停电频率指标CAIFI(ConsumerAverageInterruptionFrequencyIndex)(4-13)式中CAIFI—用户的平均停电频率指标，次/(停电用户·年)。受停电影响的总用户数的统计方法是用户一年内只要发生过停电事件，就按停电用户计算。(3)系统的平均停电持续时间指标SAIDI(SystemAverageInterruptionDurationIndex)(4-14)式中SAIDI—系统的平均停电持续时间指标，min/(用户·年)或h/(用户·年)；(4)用户的平均停电持续时间指标CAIDI(ConsumerAverageInterruptionDurationIndex)(4-15)式中CAIDI—用户的平均停电持续时间指标，min/(停电用户·年)或h/(停电用户·年)；(5)平均供电可用率指标ASAI(AverageServiceAvailabilityIndex)(4-16)式中ASAI—平均供电可用率指标；8760—一年共有8760小时，h。(6)平均供电不可用率指标ASUI(AverageServiceUnavailabilityIndex)(4-17)式中ASUI—平均供电不可用率指标。4.3.4与负荷和电量有关的指标(1)平均系统缺电指标ASCI(AverageSystemConstrainIndex)(4-18)式中ASCI—平均系统缺电指标，kVA·h/用户或kWh/用户。(2)总电量不足ENS(EnergyNotSupplied)(4-19)(4-20)上述的指标，既可用于现有配电网络可靠性的统计分析，即估量过去的性能，又能预测配电网络的未来行为。一般是经常用ASAI和ASUI来表示网络的可靠性(陆子凯2020)。配电网系统是整个电力系统的末端环境，其主要作用就是承担电力系统分配以及供应功能，具有重要的作用。在社会经济发展中，随着各种技术手段的不断成熟，在大数据等技术支持下，有效地提升配电网供电可靠性(张晏玉和雷才嘉2019)。

第5章基于故障模式后果分析法对配电网络可靠性的算法分析配电网可靠性评估方法主要分为解析法和模拟法，分析法主要应用于技术应用中，故障模式后果分析法是分析方法之一(李闫远等2019)。所谓故障模式后果分析法，就是利用元件可靠性数据，计算系统故障指标。具体做法是建立故障模式后果表，查清每个基本故障事件及其后果，然后加以综合分析。可靠性指数由其计算得来(TianshiWangandYunWu2012)。它不仅适用于一个简单的系统，而且可以推广到有或没有负载转移装置的复杂网络的所有误差过程和恢复过程的综合分析和计算。5.1简单放射状配电网的特点利用简单的放射状网络向用户提供电能是配电系统最基本的形式，这种网络的特点是所有设备通过电源串联，其支线的设备也与干线的一段或多段串联，典型接线如图5-1所示。图5-1放射状配电网路典型图QF—配电干线断路器FU—熔断器QS—隔离开关a、b、c负荷点MS—主电源图5-1中，系统单电源供电。假设配电变电站的母线和断路器完全可靠，负荷点a、b、c通过熔断器的分支线供电。系统发生故障时，操作隔离开关，切断故障部分，其他部分继续运行。对于配电系统中的两端供电网络、环型供电网络以及网型网络如果在正常运行时断开正常的开路点，就可以形成一个简单的放射状网络，所以，配电网可靠性评估是配电网可靠性评估的基础。5.1.1单端供电网络的可靠性评价以图5-1所示的放射状供电系统为例，应用故障模式后果分析法进行可靠性评价。(1)假定系统各元件的可靠性指标及参数如表5-1所示。表5-1图5-1中放射状配电系统元件的可靠性指标及参数元件指标故障率(次/km·年)平均修复时间(h)隔离开关操作时间(h)负荷点供电用户数(户)连接负荷(kW)供电干线0.13.0分支线0.251.0QS1、QS20.5负荷点a2501000负荷点b100400负荷点c50100根据公式(4-1)～式(4-3)，建立故障模式后果分析表，如表5-2所示。表中，λ为故障率，γ为每次故障平均停电时间，U为年平均停电时间。表5-2图5-1中放射状单端供电配电系统故障模式后果分析表位置负荷点a负荷点b负荷点cλγＵλγＵλγＵ次/年hh/年次/年hh/年次/年hh/年供电线路2km段0.23.00.60.23.00.60.23.00.63km段0.30.50.150.33.00.90.33.00.91km段0.10.50.050.10.50.150.13.00.3分支线路3km段0.751.00.752km段0.51.00.51km段0.251.00.25总计1.351.151.551.11.862.050.852.412.05表5-2中，①负荷点a的故障率为负荷点a每次故障平均停电时间为负荷点a的年平均停电时间为②负荷点b的故障率为负荷点b每次故障平均停电时间为负荷点b的年平均停电时间为③负荷点c的故障率为负荷点c每次故障平均停电时间为负荷点c的年平均停电时间为(3)计算与用户和负荷有关的其他指标，得出用户全年总停电次数ACI及用户总停电持续时间CID。根据表5-1及表5-2可得计算与用户有关的指标：①系统的平均停电频率指标SAIFI②用户的平均停电频率指标CAIFI③系统的平均停电持续时间指标SAIDI④用户的平均停电持续时间指标CAIDI⑤平均供电可用率指标ASAI⑥平均供电不可用率指标ASUI计算与负荷和电量有关的指标，即①总电量不足ENS②平均系统缺电指标ASCI评价采用单端供电手动切换故障方式，供电干线某段故障时，均会造成对本段和后段干线所连接分支线的负荷停电3小时，即必须等到故障段故障切除后恢复供电，对前段干线所连接分支线的负荷停电0.5小时，即隔离开关的操作时间。供电分支线故障时，熔断器FU将分支线和供电干线断开，只对本段负荷点造成停电1.0小时。在所有的指数中，系统的平均停电频率指标SAIFI和用户的平均停电频率指标CAIFI指数相等，这是因为在该网络中，用户和停电用户属于同等概念，由于该系统中的所有用户在停电时不可避免地会受到影响，因此是等价的。在上述网络中，所采用的是最基本的一种接线方式，如果在该系统的基础上，考虑更多的因素，并分析一下新网络中的各个指标的变化情况，有助于得出哪种接线对系统的可靠性最好。5.1.2有备用电源、手动分段的配电系统有备用电源、手动分段的配电系统如图5-2所示。图5-2有备用电源、手动分段的配电系统AS—备用电源图5-2中，备用电源AS由隔离开关QS3与主系统相连。当主系统发生故障时，可手动闭合QS3。假定QS3倒闸操作的时间为1h，系统其它元件的可靠性指标及参数仍如表5-1所示。现按故障模式后果分析法分析评价如下。(1)建立故障模式后果分析表。如表5-3所示。表中各量的含义同表5-2。表5-3有备用电源、手动分段的配电系统故障模式后果分析表位置负荷点a负荷点b负荷点cλγＵλγＵλγＵ次/年hh/年次/年hh/年次/年hh/年供电线路2km段0.23.00.60.21.00.20.21.00.23km段0.30.50.150.33.00.90.31.00.31km段0.10.50.050.10.50.050.13.00.3分支线路3km段0.751.00.752km段0.51.00.51km段0.251.00.25总计1.351.151.551.11.51.650.851.241.05(2)计算与用户和负荷有关的指标。表5-2中，①负荷点a的故障率为负荷点a每次故障平均停电时间为负荷点a的年平均停电时间为②负荷点b的故障率为负荷点b每次故障平均停电时间为负荷点b的年平均停电时间为③负荷点c的故障率为负荷点c每次故障平均停电时间为负荷点c的年平均停电时间为(3)计算与用户和负荷有关的其他指标，得出用户全年总停电次数ACI及用户总停电持续时间CID。根据表5-1及表5-3可得计算与用户有关的指标：①系统的平均停电频率指标SAIFI②用户的平均停电频率指标CAIFI③系统的平均停电持续时间指标SAIDI④用户的平均停电持续时间指标CAIDI⑤平均供电可用率指标ASAI⑥平均供电不可用率指标ASUI计算与负荷和电量有关的指标，即①总电量不足ENS②平均系统缺电指标ASCI(4)评价如图5.2所示，供电干线2km段故障时，负荷点b、c可由备用电源AS供电，停电时间为操作QS3的时间，即1小时。负荷点a必须等到2km干线修复之后才能恢复正常供电，停电时间为3小时。供电干线3km段故障时，与该干线直接连接的负荷点b必须等到故障干线修复之后才能恢复供电，停电3小时。负荷点a需要停电0.5小时，为操作QS'的时间。负荷点c需要停电1小时，为操作QS3的时间，QS3闭合之后接入备用电源AS。供电干线1km故障时，负荷点c只能等待故障干线的修复，因为负荷点c不管接入主电源MS或者备用AS都需要供电干线lkm段的连接。停电时间为3小时。负荷点a、b停电0.5小时，为操作QS'、QS1、QS2中的最大时间。分支线故障时，修复时间为1小时，修复之后恢复供电，对供电干线不造成影响。5.1.3备用电源自动投入装置、负荷转移概率0.5配电方式备用电源自动投入装置、负荷转移概率0.5配电方式如图5-3所示，虚线部分表示可能转移的部分，表示备用电源在正常供电之外，有50%的情况能接受该区域的负荷压力。现对系统发生各种故障时，负荷点a、b、c造成的影响作出分析。图5-3备用电源自动投入装置、负荷转移概率0.5配电方式图(1)经计算后的故障后果分析表在该种接线方式下，供电干线的故障会造成两种不同的影响。某供电干线故障时，故障段的分支线必须等待故障修复完全：故障段之前的供电干线可以在0.5时后接入主电源：故障段之后的供电干线则视概率而定，等待故障段修好后接入主电源网络或者等待备用电源闭合，概率各占50%。因此，在后一种情况下，需要停电的平均时间tav如下，并建立故障模式后果表5-4。表5-4备用电源自动投入装置、负荷转移概率0.5配电方式故障模式后果分析表位置负荷点a负荷点b负荷点cλγＵλγＵλγＵ次/年hh/年次/年hh/年次/年hh/年供电线路2km段0.23.00.60.22.00.40.22.00.43km段0.30.50.150.33.00.90.32.00.61km段0.10.50.050.10.50.150.13.00.3分支线路3km段0.751.00.752km段0.51.00.51km段0.251.00.25总计1.351.151.551.11.681.850.851.821.55(2)计算与用户和负荷有关的指标。表5-2中，①负荷点a的故障率为负荷点a每次故障平均停电时间为负荷点a的年平均停电时间为②负荷点b的故障率为负荷点b每次故障平均停电时间为负荷点b的年平均停电时间为③负荷点c的故障率为负荷点c每次故障平均停电时间为负荷点c的年平均停电时间为(3)计算与用户和负荷有关的其他指标，得出用户全年总停电次数ACI及用户总停电持续时间CID。根据表5-1及表5-3可得计算与用户有关的指标：①系统的平均停电频率指标SAIFI②用户的平均停电频率指标CAIFI③系统的平均停电持续时间指标SAIDI④用户的平均停电持续时间指标CAIDI⑤平均供电可用率指标ASAI⑥平均供电不可用率指标ASUI计算与负荷和电量有关的指标，即①总电量不足ENS②平均系统缺电指标ASCI(4)评价该接线方式下，负荷转移的概率为0.5，会对故障干线之前的干线造成封闭，只能等待故障的修复，停电3小时；会对故障干线之后的干线段造成两种影响，一种是等待备用电源的供电，一种是等待故障修好之后接入主线路中，概率各自占50%，所以等效的停电时间成为了2小时。在各项指标中，与停电时间相关的指标值增大，但是优于第一种接线方式。用户全年总停电次数ACI、系统的平均停电频率指标SAIFI、用户的平均停电频率指标CAIFI指标值不变，总电量不足ENS处于前两种方式之间。5.1.4备用电源自动投入装置、但分支线死接在干线上的配电方式备用电源自动投入装置、但分支线死接在干线上的配电方式如图5-4所示，现对系统发生各种故障时，负荷点a，b，c造成的影响作出分析。图5-4备用电源自动投入装置、但分支线死接在干线上的配电方式图(1)经计算后的故障后果分析表当采用该种接线方式时，分支线故障时不能和网络及时断开，仍旧和供电干线相连接，所以分支线故障时，相当于所接的供电干线的故障，但是还需要比较干线故障修复时间和分支线修复时间，当修复分支线故障所花时间大于修复供电干线时间，按照修复分支线时间计算；当修复供电干线时间较多时，按照修复供电干线时间计算，建立故障模式后果表5-5。表5-5备用电源自动投入装置、但分支线死接在干线上的配电方式故障模式后果分析表位置负荷点a负荷点b负荷点cλγＵλγＵλγＵ次/年hh/年次/年hh/年次/年hh/年供电线路2km段0.23.00.60.23.00.60.23.00.63km段0.30.50.150.33.00.90.33.00.91km段0.10.50.050.10.50.050.13.00.3分支线路3km段0.751.00.750.751.00.750.751.00.752km段0.50.50.250.51.00.50.51.00.51km段0.250.50.1250.250.50.1250.251.00.25总计2.10.921.932.11.42.932.11.573.3(2)计算与用户和负荷有关的指标。表5-2中，①负荷点a的故障率为负荷点a每次故障平均停电时间为负荷点a的年平均停电时间为②负荷点b的故障率为负荷点b每次故障平均停电时间为负荷点b的年平均停电时间为③负荷点c的故障率为负荷点c每次故障平均停电时间为负荷点c的年平均停电时间为(3)计算与用户和负荷有关的其他指标，得出用户全年总停电次数ACI及用户总停电持续时间CID。根据表5-1及表5-3可得计算与用户有关的指标：①系统的平均停电频率指标SAIFI②用户的平均停电频率指标CAIFI③系统的平均停电持续时间指标SAIDI④用户的平均停电持续时间指标CAIDI⑤平均供电可用率指标ASAI⑥平均供电不可用率指标ASUI计算与负荷和电量有关的指标，即①总电量不足ENS②平均系统缺电指标ASCI(4)评价当采用分支线死接在干线上的接线方式时，分支线对整个网络的影响都将发生巨大的变化。负荷点的故障不仅与元件的数量和元件故障有关系，还与故障段能否从网络中隔离出来有关系。采用该接线方式时，分支线故障时，不能与所连接的干线隔离，导致故障段延伸到了供电干线，该供电干线的故障导致整个网络中的QS发生动作，造成了停电范围的扩大化。当采用前几种方法，即分支线安装熔断器方式时，分支线故障使熔断器动作而与整个网络断开，既保护了整个网络，又减少了停电范围。

第6章四种接线方式的比较6-1对四种接线方式选择的说明第一种接线方式为最基本的、最理论的接线方式，不考虑故障消除的概率，选择它有助于对各种接线方式作出比较。第二种方式，是基于第一种方式进行了改进，且不考虑备用电源所能承受的负荷，是一种理想的接线方式。第三种方式在第二种方式的基础上考虑了备用电源所承载负荷的因素。第四种方式与第二种方式相比较，关键考虑了分支线是否能和网络良好断开的因素对可靠性的影响。选择这几种不同的接线方式，能更好地分析配电网络的工作方式和各种接线方式的优缺点，有助于对配电网络的选择和接线方式作出选择，从而达到更高的可靠性供电指标。6-2对配电网可靠性各个指标的分析表6-1放射性配电网络四种不同配电方式下的可靠性分析指标指标第1种接线方式第2种接线方式第3种接线方式第4种接线方式ACI490490490840CID695605650941SAIFI1.231.231.232.1SAIDI1.741.511.632.35CAIDI1.421.231.331.12ASAI0.9998020.9998270.9998140.999732ASUI0.0001980.0001730.0001860.000268ENS2575231524453432ASCI6.34755.78756.11258.5800由上一章的计算，得到了配电网络的各个可靠性指标，将各个指标汇总成表，见表6-1。由表6-1，将各个指标在不同接线方式下的值绘出折线图，可以清晰地看出其中的差异，见图6-1～图6-9，并由图作出简要分析。图6-1用户全年总停电次数折线图由图6-1可知，ACI指标中，只有第4种接线方式指标值很高，原因就是因为第4种方式死接在供电干线上，从而使断路器和隔离开关做多余的动作，总停电次数上升。其余三种方式下，分支线均能和供电干线隔离，总停电次数相同。图6-2用户总停电持续时间折线图由图6-2可知，每种接线方式的用户总停电持续时间不同，相比图6-1可知，用户总停电时间是否相同和用户全年停电次数相同无关，只和它们各自的接线方式相关。第2种停电持续时间最短，第4种停电时间最长。图6-3系统的平均停电频率指标折线图由图6-3可知，系统的平均停电频率指标与用户全年总停电次数变化相当，两者的商为总用户数。图6-4系统的平均停电持续时间指标折线图由图6-4可知，系统的平均停电持续时间指标与用户全年总停电时间指标变化也是相同的，二者的商为总用户数。