浅谈规划阶段运行数据分析及降低运行风险的项目规划.docx

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浅谈规划阶段运行数据分析及降低运行风险的项目规划【摘要】该文根据规划阶段的配电网现状运行数据，重点分析规划区负荷高峰期配电网各变电站主变台数配置、主变容量及各主变负载率、中压配电线路运行负载率、线路接线方式和负荷可转供能力、公变负载率和低压供电线路末端电压及设备故障原因，提出电网设备运行存在的风险，对配电网运行存在的风险进行分类评估，以预防和降低配电网风险为目标进行配电网建设项目的规划，以提高配电网运行的灵活性、可靠性。【关键词】规划阶段；配电网运行；数据分析；配电网存在的风险；项目规划0.引言中低压配电网规划滚动修编中，必须对未来两年的配电网建设、改造项目进行规划，形成规划项目库作为未来两年配电网年度建设项目的依据。按照南方电网公司《安全生产风险管理体系》的要求，配电网规划阶段的建设项目对配电网运行可能带来的风险需要管理、控制，确保从源头开始解决、控制电力生产过程的风险。因此，在配电网项目的规划和可行性研究阶段，必须分析相关的10kV线路、变电站主变的负载率、供电范围以及10kV线路的接线方式、负荷可转供能力等运行数据。根据运行数据分析，找出配电网运行中存在的风险，确定配电网需要解决的问题，根据存在问题的轻重缓急进行项目的规划，在规划项目建设方案中重点考虑降低配电网风险的有效性、经济性和可行性。1.配电网运行数据分析及配电网运行风险的分类评估1.1分析规划区负荷高峰期配电网各变电站主变台数、主变容量配置及各主变负载率、中压配电线路运行负载率、线路接线方式和负荷可转供能力、公变负载率和低压供电半径及设备故障原因，提出电网设备运行存在的风险：1.1.1变电站主变台数、主变容量配置及各主变负载率分析及其运行中存在的风险：金平供电区内变电站除北环站为单主变外，其他9个站均为多主变，多主变率为90%，其中110kV东墩站、西港站、浮西站、长厦站均为3台主变，容量均为40MVA；110kV海滨站、玉井站、五福站均为2台主变，除玉井站1#变为31.5MVA外其他容量均为40MVA。根据规划供电区分类及不同类型供电区对各变电站台数及基本容量配置的要求：（1）B类地区变电站均应配备3台主变，单台容量应在50MVA以上：110kV东墩站（现有主变为3X40MVA）、110kV海滨站（现有主变为2X40MVA）和110kV长厦站（现有主变为3X40MVA）属于B类供电区。东墩站和长厦站主变配置台数（各3台）符合要求，但主变容量配置偏小。海滨站配置的主变台数及容量不符合要求。运行中存在的风险：2010年海滨站主变负载率已达到66%，2台主变已无法满足“2-1”的运行要求，降低了供电可靠性。东墩站和长厦站主变容量配置偏小，2010年东墩站负载率为64.3%，主变已接近重载状态，可转供电能力较差。（2）C类地区变电站均应配备3台主变，单台容量应在40MVA以上：金平供电区的C类地区共有变电站6座，分别是110kV五福站（现有主变为2X40MVA）、110kV西港站、110kV北环站（现有主变为1X40MVA）、220kV月浦站（直供10kV负荷的容量为2X40MVA）、220kV红莲池站（直供10kV负荷的容量为2X40MVA）及110kV浮西站（现有主变为3X40MVA）。其中五福站、北环站、月浦站和红莲池站主变配置台数不符合要求。运行中存在的风险：2010年月浦站主变负载率（以直供10kV负荷的容量为2X40MVA计算）已达到91.1%，2台主变已接近满载，无法满足“2-1”的运行要求，降低了供电可靠性。2010年红莲池站主变负载率已达到74.34%，2台主变已重载运行，无法满足“2-1”的运行要求。北环站只有1台主变，可转供电能力差。（3）D类地区变电站均应配备2台主变，单台容量应在40MVA以上：该类地区只有1座110kV玉井站，其中1台主变的容量不符合配置要求。运行中存在的风险：2010年玉井站负载率为60.3%，主变已接近重载状态，无法满足“2-1”的运行要求可转供电能力较差。同时，玉井站大多数10kV线路供电半径不符合要求（超过6千米），负荷高峰时容易出现末端电压偏低的现象。1.1.210kV线路接线方式、负载率及负荷转供能力分析及其运行中存在的风险：（1）10kV线路接线方式、负载率及负荷转供能力分析：10kV线路接线方式分析：金平供电区共有10kV线路167回（2010年底数据），线路之间形成联络关系共计153回，占线路总数的91.62%，其中“2-1”单环网接线的线路137回，非典型接线16回。单辐射线路14回，占线路总数的8.38%。10kV线路负载率分析：金平供电区10kV线路负载率情况见下面图表：2010年金平区10kV公用线路负载率情况表10kV线路负载率超过80%则线路重载，超过100%则过载。由上表可知：金平供电区2010年共有重载线路9回，过载线路7回，重、过载线路占10kV公用线路总数的9.58%。10kV线路负荷转供能力分析：当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。根据上述标准，结合线路负荷以及接线模式情况，对金平供电区167回线路进行负荷可转供分析、校验，下表中列出了各供电分区不能通过校验的线路回数：图3-5金平区10kV线路负载率分布情况金平供电区未能通过可转供校验的线路从上表可以看出，金平供电区共有76回线路的负荷不能实现完全转供电，可实现完全转供电的线路有91回，可转供率为54.49%。（2）10kV线路运行存在的风险：通过对10kV线路接线方式、负载率及负荷转供能力分析，金平供电区10kV线路可转供率偏低（可转供率为54.49%），单辐射线路（共14回）的负荷无法转供，严重影响了金平供电区配电网的供电可靠率。另外，10kV线路存在非典型接线（共16回），影响线路转供负荷的灵活性和增加线路的停电时户数。10kV线路的重、过载运行将引起设备故障增多，降低负荷的可转供率，影响供电可靠性的提高。1.1.3公变负载率、公变台区电压分析及其运行中存在的风险：对现状金平区所有10kV公用配电变压器运行情况进行统计分析，结果如下表所示。金平区现状10kV公用配变负荷情况从上表的数据分析，在2010年负荷高峰期，金平区过载公用配变占公变总数的0.55%，重载公用配变占公变总数的2.5%，轻载公用配变占总数的48.29%。公变台区末端电压情况分析如下表：金平区现状综合电压合格率情况上表数据显示，低压线路末端电压偏低的台区42个。（2）公用配变运行中存在的风险：公变台区低压线路末端电压偏低（共42个台区）降低了供电质量，容易损坏用电设备、增加低压线路的理论线损并引起客户的投诉。另外，配变的重、过载运行将造成新增低压负荷无法接入、配变损耗增加及设备故障率高，影响供电可靠性和延长低压负荷报装接电的时间。1.1.4设备故障原因分析及其运行风险设备故障原因分析：对配电网发生的故障跳闸原因进行分析，造成10kV线路故障跳闸的原因主要有以下9种类型：（1）客户的专用变压器及其配电设备发生故障造成10kV线路故障跳闸。（2）线路设备受外力损坏起10kV线路故障跳闸。（3）小动物（主要是老鼠）进入配电间或户外设备触碰带电设备造成线路短路跳闸。（4）一些线路设备老化导致绝缘降低发生短路或设备存在隐性缺陷导致故障跳闸。（5）电力设施周围的漂浮物造成线路接地短路。（6）架空线路下方或周围的树木因安全距离不足接触带电设备造成线路瞬时故障跳闸。（7）雷雨季节由于雷击使线路设备损坏造成线路故障跳闸。（8）靠近海边的线路由于盐雾的影响，设备污闪导致线路跳闸。（9）由于配电网改造，需要调整10kV线路的供电范围，但线路的继电保护定值未相应调整，导致线路投入运行后继电保护动作跳闸。设备故障造成的运行风险：设备故障导致线路跳闸造成较大范围停电，故障设备的修复送电需要较长时间，配电网的停电时户数大为增加，将直接影响配电网的供电可靠率，减少了供电量，降低用电客户的满意度。2.基于配电网运行数据分析的规划建设项目及其降低风险的有效性、经济性和可行性分析2.1解决变电站主变重载、主变配置数量、容量不合格的项目规划及规划项目分析：2.1.1根据运行分析数据，海滨站（主变负载率已达到66%，2台主变已无法满足“2-1”的运行要求）、东墩站（负载率为64.3%）、月浦站（主变负载率91.1%，以直供10kV负荷的容量为2X40MVA计算）、红莲池站（主变负载率74.34%，以直供10kV负荷的容量为2X40MVA计算）、玉井站等变电站主变重载运行，必须新建变电站进行负荷转移或增大主变容量。东墩站和长厦站主变容量配置偏小，需增大主变容量。（1）项目规划：“十二五”电网规划期内的2011年至2013年，为解决变电站主变重载及主变配置数量、配置容量不合格的问题，金平供电区主要建设项目包括新建华新变电站（2X50MVA）、新建叠金变电站（2X50MVA）、新建西陇变电站（2X50MVA）、新建南海变电站（2X50MVA）、新建光华变电站（2X50MVA）及东墩站3台主变增容（3X40MVA换为3X50MVA）。（2）规划项目的有效性、经济性和可行性分析：新建叠金变电站位于现有玉井变电站的供电区域内的西部，玉井变电站鮀济南路以西的负荷（约2.5万千瓦）将转移至新建叠金变电站，玉井站主变的负载率将由65.7%（现状值）下降到45.6%。该供电区的10kV线路平均供电半径将由7.5千米下降到6千米以内，符合D类供电区对10kV线路供电半径的要求。由于该片区工业性质负荷增长较快，该站建成后，将可增加供电负荷约2万千瓦，提高了供电量。新建西陇变电站位于现有红莲池变电站和西港变电站的供电区域内，红莲池变电站南片负荷（约1.5万千瓦）和西港变电站北片负荷（约1万千瓦）将转移至新建西陇变电站，红莲池站主变的负载率（以直供10kV容量2X4MVA计算）将由74.34%（现状值）下降到61.1%（包括转移至华新站的0.5万千瓦负荷）。该供电区的10kV线路平均供电半径将由5.5千米下降到4.5千米以内，有效降低线路损耗及提高电压合格率。由于该片区工业性质负荷增长较快，该站建成后，将可增加供电负荷约1.5万千瓦，提高了供电量。新建华新变电站位于现有月浦变电站的供电区域内，月浦变电站北片负荷（约2万千瓦）和红莲池变电站西片负荷（约0.5万千瓦）将转移至新建华新变电站，月浦站主变的负载率（以直供10kV容量2X4MVA计算）将由91.1%（现状值）下降到80.3%。该供电区的10kV线路平均供电半径将由5千米下降到4.5千米以内，有效降低线路损耗及提高电压合格率。由于该片区工业性质负荷增长较快，该站建成后，将可增加供电负荷约2万千瓦，提高了供电量。新建南海变电站位于现有海滨变电站的供电区域内，海滨变电站西片负荷（约2.5万千瓦）和五福变电站南片负荷（约0.5万千瓦）将转移至新建南海变电站，海滨站主变的负载率将由77%（2012年预测值）下降到45.6%。该供电区的10kV线路平均供电半径将由4千米下降到3千米以内，有效降低线路损耗及提高电压合格率。新建光华变电站位于现有西港变电站的供电区域内，西港变电站西片负荷（约2万千瓦）将转移至新建光华变电站，西港站主变的负载率将由67%（2012年预测值）下降到47.6%。该供电区的10kV线路平均供电半径将由4千米下降到3千米以内，有效降低线路损耗及提高电压合格率。另外，光华片属于市政府的“三旧”改造区，改造后该片区的负荷将大幅度增加（约1.5万千瓦），新增负荷将由光华变电站供电。2013年东墩变电站3台主变将由3X40MVA增容为3X50MVA，东墩站主变的负载率将由72.8%（2012年预测值）下降到56.3%，有效降低主变负载率，满足“3-1”的运行要求，提高了供电可靠性和满足该片区负荷的自然增长。2.2解决10kV线路重、过载及提高线路可转供率、解决隐患问题的项目规划及规划项目分析：（1）项目规划：“十二五”规划期内的2011年至2013年，结合新建变电站的投运，金平供电区将规划新建10kV线路46回，新建10kV线路长度约139.62千米。（2）规划项目的有效性、经济性和可行性分析：规划项目实施后，目前存在的重、过载的10kV线路负荷将部分转移至新建线路，线路重载问题将得到解决，金平供电区的10kV配电网网架结构及相关指标将得到改善。在规划项目全部实施后，配电网各项指标详见下表：金平供电区规划指标的估算对比情况从上表可以看出，10kV配电网的可转供率将由54.49%提高到65.89%，将提高配电网的供电可靠性，减少停电时户数，增加供电量。随着配电网绝缘化率的逐年提高，可降低设备存在的安全隐患。配电网的典型接线率将由82.04%上升到87.38%，配电网的运行灵活性和可靠性将进一步提高。2.3解决公用配变重、过载及公变台区低压线路末端电压偏低的项目规划及规划项目分析：（1）项目规划：2011年至2013年，针对少部分配变重、过载运行及低压线路末端电压偏低的情况，在金平供电区规划新建配变24台，换大配变10台，增加的配变总容量约2.1万千伏安。（2）规划项目的有效性、经济性和可行性分析：规划新建配变24台、换大配变10台的建设项目实施后，目前存在的公用配变重、过载问题将得到解决，使配变在经济区间运行，降低了变压器损耗。随着配变台区的增加，低压供电半径得到缩短，现状存在的低压线路末端电压偏低的问题将得到消除，同时降低了线路损耗。2.4解决存在故障隐患设备的项目规划及规划项目分析：（1）项目规划：2011年至2013年，消除设备故障隐患的规划项目为配网残旧设备的更换等配网改造项目，对老化锈蚀等开关设备进行更换。（2）规划项目的有效性、经济性和可行性分析：配网残旧设备的更换等配网改造项目可以消除老化设备因绝缘击穿、操作机构失灵、开关误动等给配电线路带来故障跳闸，有效提高供电的可靠性。3.结束语通过收集配电网现状运行数据，对规划区负荷高峰期配电网各变电站主变台数配置、主变容量及各主变负载率、中压配电线路运行负载率、线路接线方式和负荷可转供能力、公变负载率和低压供电半径进行分析，得出现状配电网存在的运行风险，才能从配电网规划阶段的项目规划中有效降低配电网运行风险，以提高配电网运行的灵活性和供电可靠性。参考文献：[1]安全生产风险管理体系[S]，南方电网有限责任公司编著.