供电可靠性.doc

现有电网的基础理论
1. 供电可靠性评价指标计算
(1) 供电可靠性
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-1。
供电可靠率=（1-用户平均停电时间/统计期间时间）*100%
(2) 用户平均停电时间
用户在统计期间内的平均停电小时数，记作AIHC-1。
用户平均停电时间=∑（每户每次停电时间）/总用户数=∑（每次停电持续时间*每次停电用户数）/总用户数 h/户
(3) 用户平均停电次数
供电用户在统计期间内的平均停电次数，记作AITC-1。
用户平均停电次数=∑（每次停电用户数）/总用户数 次/户
(4) 用户平均故障停电时间
在统计期间内，每一户的平均故障停电小时数，记作AIHC-F。
用户平均故障停电时间=∑（每次故障停电时间*每次故障停电用户数）/总用户数 h/户
(5) 用户平均故障停电次数
供电用户在统计期间内的平局吧故障停电次数，记作AFTC。
用户平均故障停电次数=∑（每次故障停电用户数）/总用户数 次/户
(6) 用户平均预安排停电时间
在统计期间内 , 每一用户的平均预安排停电小时数 , 记作 AIHC-S。
用户平均预安排停电时间=∑（每次预安排停电用户数*每次预安排停电时间）/总用户数 h/户
(7) 用户平均预安排停电次数
供电用户在统计期间内的平均预安排停电次数，记作ASTC 。
用户平均预安排停电次数=∑（每次预安排停电用户数）/总用户数 次/户

这些可靠性指标反应了城市的电网建设情况、设备供电能力和电力部门停电管理的综合水平。指标与各种因素有关，例如网架结构、不同设备的可靠性、线路长度及负荷的专供能力等。
2. 供电可靠性主要影响因素
(1) 网架结构接线方式
针对中压配电系统典型接线方式主要有单辐射、单联络、多联络。
1）单辐射：线路或设备故障检修时，用户停电范围大，当电源故障时，则将导致整条线路停电，供电可靠性差，不满足N-1要求。
2）单联络：通过一个联络开关，将来自不同变电站的母线或相同变电站不同母线的两条馈线连接起来，任意区段故障，闭合联络开关，将符合专供，可满足N-1要求。供电可靠性高。
3）多联络：线路采用环网接线开环运行方式，使任意一段线路出现故障时，均不影响其他线路段正常供电，缩小了每条线路的故障范围，提高了供电可靠性。同时，由于联络较多，提升了线路的利用率。
(2) 停电分类及原因
配电网的供电能力一般用停电率来表示，即是基础运行数据。停电一般分两种情况：故障停电和预安排停电。在基础运行数据分别是故障停运率、故障停运时间和计划停运率、计划停运时间。
1）故障停电——主要由于绝缘损坏、自然劣化老化、雷害等外力或其他原因造成的。故障停运修复时间与运行管理水平、网架结构以及配电网自动化水平有关。

2）预安排停电——指预先已作出安排， 因实验、检修、施工等需要造成的停运。计划停运时间与作业复杂程度和施工技术水平有关。
故障停运和计划停运的参数值越小，则供电可靠性越好。
概述提高可靠性的措施
技术方面的：
1) 改善网架结构接线方式
网架结构是影响配电网供电可靠性的重要因素。在配电网中推广采用环网、多分段连接的方式，以提高利用率和供电可靠性。对部分可靠性较低的线路，在原有的线路基础上，对所有分支线路均加装隔离开关或熔断器，合理分段，安装联络开关，加强系统以限制由于分支线路故障或检查对主干线路造成停电的影响。
2) 加强线路的绝缘化水平
由环境、外力破坏，如树木碰线、污闪、车辆交通事故破坏、偷盗破坏，引起的短路或接地故障。推广绝缘电缆的使用，遇到不得不在路口设杆的情况，应在电杆或路旁装车挡和保护栏等。
管理方面的：
3) 优化停电检修和故障抢修的管理
检修时针对设备即将发生故障或者已经发生了故障所采取的预防和补救措施。部分地区任存在因计划检修安排不合理而造成系统可靠性指标偏低的情况。电力系统的维修依赖于人员的素质与管理水平，为了缩短计划检修和故障抢修的停电时间，应加强技术人员运行人员的管理培训，制定合理的维修策略采取合理的维修手段。
4) 设备的更换
老化和劣质设备应及时更换，提高线路设备的健康水平，可降低故障停运率。
实例
以广东电网某县区局的线路为例，分析运行参数和线路网架结构对可靠性的影响。
由该局提供的可靠性数据获取基础运行参数，如下表1。用本公司的配电网可靠性评估系统软件计算该局建模线路的可靠性，输入表1的运行数据，计算出可靠性指标，见表2。
表1-广东某局的基础运行数据表
10kV架空线路故障停运率（次/百公里·年）
0.98
10kV架空线路故障停电平均持续时间（小时/次）
3.01
10kV电缆线路故障停运率（次/百公里·年）
0
10kV电缆线路故障停电平均持续时间（小时/次）
0.00
10kV配电变压器故障停运率（次/百台·年）
0.00
10kV配电变压器故障停电平均持续时间（小时/次）

0.00
10kV开关故障停运率（次/百台·年）
0
10kV开关故障停电平均持续时间（小时/次）
0.00
架空线路计划停运率（次/百公里·年）
2.0666097
架空线路计划停运恢复时间（小时/次）
6.147363158
电缆计划停运率（次/百公里·年）
0.69719652
电缆计划停运恢复时间（小时/次）
7.375
配电变压器计划停运率（次/百台·年）
0.363988113
配电变压器计划停运恢复时间（小时/次）
4.822225
开关计划停运率（次/百台·年）
0
开关计划停运恢复时间（小时/次）
0
表2-全口径线路可靠性指标结果
可靠性指标
未实现馈线自动化计算结果
实现馈线自动化后的计算结果
AITC-1(次/户.年)
0.2486
0.2401
AIHC-1(小时/户.年)
1.1191
1.117
RS-1(%)
99.9872
99.9873
实现馈线自动化是考虑进一步优化网架结构。比较实现馈线自动化前后的可靠性指标，RS-1（供电可靠率）只有小幅度的提高了，说明该局的线路中联络线路较少，大多数线路是单辐射结构，则可适当的添加联络开关，增加单联络或环网线路。

由表1和表2的分析，知该局的基础运行数据和电网结构都有可提高的空间。基础运行数据表中的停电持续时间较长，若合理的安排计划检修和故障抢修，缩短停运时间，即可有效的减少停运时间。缩短停运时间后得到基础运行数据，见表3。
表3-修改的基础运行数据
10kV架空线路故障停运率（次/百公里·年）
0.98
10kV架空线路故障停电平均持续时间（小时/次）
2.00
10kV电缆线路故障停运率（次/百公里·年）
0.00000
10kV电缆线路故障停电平均持续时间（小时/次）
0.00
10kV配电变压器故障停运率（次/百台·年）
0.00
10kV配电变压器故障停电平均持续时间（小时/次）
0.00
10kV开关故障停运率（次/百台·年）
0.00
10kV开关故障停电平均持续时间（小时/次）
0.00
架空线路计划停运率（次/百公里·年）
2.06661
架空线路计划停运恢复时间（小时/次）
4.631579
电缆计划停运率（次/百公里·年）
0.697197
电缆计划停运恢复时间（小时/次）
6.00
配电变压器计划停运率（次/百台·年）
0.363988
配电变压器计划停运恢复时间（小时/次）
4.00
开关计划停运率（次/百台·年）
0.00
开关计划停运恢复时间（小时/次）
0.00
表4-全口径计算结果
可靠性指标
原计算结果
运行参数修改后的计算结果
AITC-1(次/户.年)
0.2486
0.2486
AIHC-1(小时/户.年)
1.1191
0.8379
RS-1(%)
99.9872
99.9904
比较基础运行数据修改前后所算出的可靠性指标，由于只缩短了停运时间，没有降低停运率，所以AITC-1（用户平均停电次数）指标没有变化，AIHC-1（用户平均停电时间）指标降低了0.2821，RS-1（供电可靠率）指标提高了0.0032%。由此得出，缩短计划和故障停运时间是有效提高供电可靠性的方法之一。

若不改变基础运行参数，只考虑网架结构对可靠性的影响。