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上海配电网安全可靠性提升策略  

2016-06-13 17:11:39|  分类: 生产工艺 |  标签: |举报 |字号 订阅

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 配电网规划是电网安全可靠运行的基础。从保障超大型城市供电安全的要求出发,简要叙述了上海配电网运行现状及不足。通过着重分析上海高中压配电网发展面临的典型问题,提出了上海超大型城市配电网安全可靠性提升的总体策略,详细论述了可靠性标准提升的具体措施并进行了一定投资分析。研究结论对国内其他大型城市配电网规划发展具有一定参考意义。

  0 引言

  上海位于国家“一带一路”和长江经济带发展战略的交汇点,有比较完备的金融体系、雄厚的制造业基础和先进的现代航运设施网络,按国家城市规模划分标准属超大型城市。上海电网是我国规模最大的城市电网之一,也是国内负荷密度最大的受端电网。

  城市配电网规划是一项复杂的系统工程,具有规模大、不确定因素多、涉及领域广等特点。近年,上海全网负荷增速放缓,但供电安全可靠性要求提升,梳理并解决超大型城市配电网发展面临的典型问题,提高配电网规划工作质量成为当务之急。鉴于此,本文根据《城市电网供电安全标准》(DL/T256—2012)等相关技术导则,以满足电网供电安全可靠性发展要求为目标,在分析原策略不足之处的基础上提出上海配电网安全可靠性提升的总体策略,探讨可靠性标准提升的具体措施和成效。

  1 上海超大型城市配电网特点

  截至2014年底,上海电网供电面积6341km2,供电人口2450万人,属超大型城市。2014年夏季高峰负荷26802MW,全年累计售电量1123.47亿kWh,是国内负荷密度最高的地区。

  1.1 高压配电网特点

  1)35kV 配电网。上海35kV配电网经历了近60年的发展,从输电网转变为配电网,主变压器容量以20、31.5MVA为主,高压侧多采用线路变压器组接线。由于 35kV线路容量与35kV主变压器容量基本匹配,接线模式以辐射为主。35kV用户由220kV变电站、35kV开关站、35kV变电站带出线及架空 “T”接等多种模式供电。典型接线模式见图1。

图135kV变电站典型辐射接线

35kV变电站容量小、布点多的特点有利于控制10kV配电网的供电半径和电能质量,但也造成供电能力无法适应超大型城市高负荷密度的特点;辐射接线简单可靠但站间负荷转移能力差;变电站出口通道压力较小,初期投资相对较少,但为满足远景负荷需要,规划变电站总数偏多,站址落实困难。

  2)110kV配电网。110kV电网是近年发展重点,主变压器容量根据地区差异有40、50、 63MVA及80MVA等,容量及台数根据实际负荷需求合理选用。新建站高压侧采用“一进三出”接线,接线模式根据地区差异,采用链式、辐射等。远景接线按双侧电源三链接线模式规划。110kV用户采用220kV变电站直供、110kV变电站带出线供、110kV开关站供电等模式。110kV变电站典型接线模式见图2。

  110kV变电站供电能力强,既有利于提高220kV站点的负载率,亦可减少规划高压配电站总数和线路通道总数,但单个站点出口通道压力大。110kV链式接线可实现上级变电站之间负荷快速转移,但项目初期建设投资较大,短期内经济效益难以体现。

  110、35kV配电网各有特点,由于存量35kV配电网占比较大,应根据上海城市建设、负荷发展、电网供电安全可靠性要求及高压用户等情况,因地制宜、互补发展。

  1.2中压配电网特点

  1)10kV架空网。上海10kV架空网多采用多分段多联络的接线。由于架空网所供地区几乎为老城区或城郊,冗余度较小、负荷重,杆变负载率较高,电网改造压力较大。截至2014年,上海中压主干架空网已消除单辐射接线,但单联络比例仍然较高。

  2)10kV电缆网。上海10kV电缆网络主要采用环网形式。由于电缆网络所供地区基本以新城区或新住宅区为主,与架空网络相比,冗余度较大、配电变压器负载率较低,距离网络的经济运行还有一定差距。

  目前A+、A与B类地区10kV电缆网均以环网为主,C类地区以架空网为主。由于历史发展原因,架空及电缆网距标准接线均有一定差距。

  1.3供电可靠性现状分析

  表1列出了2009~2012年上海电网供电可靠率及户均停电次数变化情况,数据由上海公司运检部及下属各供电公司运检部提供。

表12009~2012年上海电网供电可靠性统计

由表1可见上海电网供电可靠性逐年提高,但用户平均停电次数逐年上升,主要原因是用户计划停电次数的大幅上升。统计表明,上海电网供电可靠率处于国内一流水平,但与新家坡、日本、法国等国际先进水平相比尚有差距。

  用户停电按责任原因可分为计划停电和故障停电。表2列出了2009~2012年,用户计划停电及故障停电的总次数、总时户数及占比情况。可见,上海电网计划停电是停电的主导因素。

表22009~2012年上海电网停电次数及时户数统计

  此外,2009~2012年停电原因统计表明,影响上海电网供电可靠性的最主要因素是工程计划停电(56.84%)、检修计划停电(14.12%)、 10kV配电网设施故障停电(12.54%)、用户申请计划停电(8.06%)、10kV及以上输变电设施故障停电(4.95%)等。2012年以来,随着配电网网架不断完善,工程计划和检修计划停电时间有所减少。

  2超大型城市配电网发展面临的问题

  2.1满足负荷增长需求下的高可靠性要求

  1)降压容量需求递增。上海2015年夏季高峰负荷29820MW,创历史新高,局部地区变电站重载现象明显。预计上海电网“十三五”期间负荷仍将保持增长,因此需加大110kV变电站布点,同时提高10kV网络负荷转移能力,以满足降压容量需求并提高抵御事故能力。

  2)供电可靠性要求大幅提升。根据新一轮城市总体规划,2040年上海将打造成为比肩纽约、伦敦、东京的“全球城市”,城市安全运营对供电安全可靠性要求大幅提高,且不同区域供电可靠性要求应差异化区分。外环以内中心城区、区县政府所在地及迪士尼、自贸区、临港等重点发展区域考虑在满足正常方式N-1标准的前提下,按满足春秋季检修方式N-1进行规划设计。

  2.2中压配电网站间联络能力不足且出线负载率偏低

  1)站间联络能力不足。中压配电网虽已消除单辐射,但目前站间联络率56.7%,偏低的站间联络率已经影响到全网的供电可靠性,特别是故障情况下的负荷转移能力,且会影响未来配电自动化系统的应用效果。

  2)出线负载率偏低。10kV间隔利用率高,已使用间隔数达到总间隔的89.7%,且普遍存在并仓现象,但由于变电站直送用户线路多而装接小,导致10kV出线负载率偏低,线路最大负载率的平均值仅为26.1%。过高的间隔使用率和偏低的出线负载率既降低了电网的经济性,也不利于110kV主变压器的容量释放。

  2.3线路切改与负荷转移

  目前上海存在新建110kV变电站与原有的35kV变电站负荷分布不均的问题。35kV电网规模庞大,发展成熟,变电站利用率较高,但重载现象也较多。110kV电网则是近年发展重点,但投运初期负载率不高。由于线路切改工作量大,通道情况复杂,需进一步将负荷从35kV电网转移至110kV电网提升110kV电网利用率,降低35kV电网的供电压力。

 2.4外部建设条件日益趋紧

  上海地区由于资源稀缺、市民环保意识强,变配电设施落地困难。而开发商多要求变电设施采用地下布置、线路均采用电缆出线,同时政府部门也划定了大面积的架空线入地范围。近年,由于地下管网资源大量消耗,通道建设更是成为了中心城区电网建设的瓶颈。上述问题均极大地增加了电网企业投资成本,多个项目因为站址及通道问题受阻。

  3上海配电网安全可靠性提升总体策略

  3.1原技术原则需进一步提升

  1)城市定位升级,供电可靠性要求与国际一流水平仍有差距。

  上海定位于具有全球资源配置能力、较强国际竞争力和影响力的全球城市。而上海电网的供电可靠性虽然在国内暂时领先,但距离国际一流水平仍有较大差距。随着城市的不断发展进步,上海电网对安全可靠供电的要求还将日益提高。因此,有必要充分借鉴国内外先进经验,提升上海电网的安全可靠性建设标准。

  2)中心城区负荷密度大、重要用户聚集,可靠性要求更为特殊。中心城区负荷密度大、重要用户聚集,一旦停电影响十分恶劣。原技术导则未提出检修方式N-1不失负荷的要求,对于不同区域也没有提出差异化标准。根据国外先进城市地区配电网规划成果,针对不同区域实施差异化的标准是电网成熟发展的必然趋势,中心城区应实施更高的安全可靠性标准。

  3)原标准不具备承受计划检修方式N-1等严重故障的能力。

  原技术导则根据不同区域的供电可靠性要求对变电站的上级电源的方向、通道选择及接线方式等提出了差异化要求。但按照原技术标准建设,中心城区电网很难承受检修方式N-1等严重故障。

  3.2上海超大型城市配电网安全可靠性提升总体策略

  基于发展现状分析及超大型城市配电网可靠性要求,提出上海配电网安全可靠性提升总体策略如下:

  充分利用110kV和35kV各自优势,因地制宜,互补发展。积极发展110kV公共电网,以双侧电源链式结构为目标网架,近期结合地区重要程度,合理选择辐射、单链、双链等电网接线方式;初期电网接线宜达到双侧电源,确有困难时应保证下级电网一定的转供能力。因地制宜,建设35kV公共电网,对于负荷接近饱和、供电能力严重不足、供电可靠性要求较高的中心城区,可以扩建、增容35kV变电站;对于远景城市规划负荷密度低、且无110kV电源点的地区,可考虑新建35kV变电站;同时加大35kV配电网升级改造力度。

  10kV电缆网以开关站为核心节点,形成单环网、双环网接线结构。除少量负荷较高的直供用户、电缆环网及规定应由变电站直供的重要用户外,变电站10kV电缆出线采用供开关站后转供环网站、用户的接线模式,同时根据不同区域可靠性要求采用中心开关站供终端开关站或中心开关站站间的链式接线模式,最大程度释放110kV大容量主变压器供电能力。10kV架空网架应形成环网布置开环运行的架空配电网,按多分段三联络接线模式规划建设,宜分3个供电单元,每个供电单元宜由3个及以下分段组成,每段接入节点数根据不同分区控制在6个或9个以下,电源由变电站直供。

  4 配电网安全可靠性标准提升措施

  4.1可靠性标准应用现状

  1)国内强制性标准。主网和配电网的考核标准主要以N-1标准为主,其中,主网除需满足N-1标准外,还需满足检修方式N-1标准;新颁布的《城市电网供电安全标准》(DL/T256—2012)根据不同的负荷组大小对检修方式N-1后的恢复时间和恢复容量作了规定,但对小于600MW的负荷组(对应配电网)基本不作检修方式N-1后快速恢复供电的要求。

  2)国内先进省市地方标准。北京电网的标准相对较高,A+、A类地区要求检修方式N-1停运不损失负荷。浙江电网A+、A类地区、广东电网A+、A、B类地区的高压配电网在达到目标网架后需满足检修方式N-1。苏州电网对于大于100MW的负荷组检修方式N-1后提出了即刻恢复30%负荷的要求。

  3)国外先进城市和地区标准。伦敦对于大于300MW的负荷组,检修方式N-1故障后立即恢复2/3负荷;北美东北部和西部电网要求检修方式N-1故障后不影响整个系统安全稳定,但局部网络允许计划断电或采取负荷控制措施,失稳或过载均不会危及整个系统安全稳定的子系统,无需满足该准则。

 4.2提升可靠性标准的具体措施

  1)提升检修方式N-1标准。立足于打造高可靠性的国际一流城市电网,同时考虑重要地区对电网安全可靠供电的特殊要求,明确提出检修方式N-1标准:35kV及以上变电站的主变压器、进线,应按满足正常方式N-1标准规划设计,外环以内中心城区、区县政府所在地及重要地区(如迪士尼、自贸区、临港等)电网,应按春秋季检修方式N-1不失负荷进行规划设计。春秋季计划检修负荷水平,按照最高负荷的70%进行控制。过渡阶段应根据不同电压等级负荷组的大小和故障的影响程度,分阶段逐步满足检修方式N-1不失负荷。

  2)提升变电站双侧电源标准。双侧电源是指电源直接来自两个变电站或电厂,并能追溯至不同的上级电源(变电站或电厂)的供电方式,仅有两路电源线的不采用同杆双回线路供电。双侧电源是实现检修方式N-1标准的重要手段。上海地区35kV及以上变电站最终均应达到双侧电源标准,过渡阶段在外环以内中心城区、区县政府所在地及重要地区应根据不同电压等级负荷组的大小和故障的影响程度,分阶段逐步满足检修方式N-1不失负荷。新建变电站初期宜达到双侧电源标准。如因上级电源点建设滞后或通道落实受阻等原因,初期无法达到双侧电源标准的,应明确提出双侧电源完善时间和下级电网不少于50%负荷的转供能力控制目标。

  3)明确高压配电网目标网架结构。为实现供电可靠性要求,各区域110kV远景接线均按110kV双侧三链实施,35kV网络远景接线均按双侧电源实施,近期可根据地区重要程度,合理选择辐射、单链、双链等电网接线方式。同时根据不同供电区域差异化要求,A+、A类区域初期宜按较高标准实施,B、C类供电区域初期可按次高标准实施。新建项目严格按照标准网络接线模式实施,而原有不满足标准的现状接线宜结合基建、业扩等项目创造条件逐步向标准接线优化,高可靠性区域优先改造优化。

  4)新增链式接线“自愈”系统。通常,链式接线下的110kV线路故障时,故障线路所供110kV主变压器失电,变电站通过10kV母线自切转移负荷。为恢复正常运行,调度人员根据故障情况安排运行方式,运行人员至现场进行控制,恢复时间为小时级。而通过自愈系统子站采集信息至主站,主站通过协同控制策略决策并下发执行指令,恢复时间缩短至自动控制的秒级,大大缩短了故障情况下恢复正常运行方式供电的时间,提升了供电可靠性和电网运行效率。2015年4月3日,松江公司陈春B串自愈系统动作,2s即恢复故障变电站供电。综合此类使用情况表明,该系统稳定可靠,效果良好。

  5)优化中压配电网结构。

  中压配电网建设是提高供电可靠性的重点,中压配电网的优化是释放110kV主变压器供电能力、提高10kV电网转供能力的核心手段。上海10kV电缆网的建设以开关站为核心节点,形成单环网、双环网接线结构。除少量负荷较高的直供用户、电缆环网及规定应由变电站直供的重要用户外,变电站10kV电缆出线采用图3所示的出线供开关站后转供环网站、用户的接线模式,最大程度释放110kV主变压器供电能力。10kV架空网架应形成环网布置开环运行的架空配电网,按多分段三联络接线模式规划建设,电源由变电站直供。

图310kV电缆网出线典型供电模式

  4.3 标准提升对投资影响

  根据上述配电网安全可靠性标准提升要求和措施,上海配电网规划编制中分类安排了双侧电源改造、链接网络建设、110kV自愈系统建设、加强分区联络、增加互馈线等多类项目提升供电安全水平。至2020年,上海电网拟实施70余项110kV电网可靠性提升工程、30余项35kV电网可靠性提升工程,其中用于可靠性提升的工程投资超过50亿元,约占35~110kV电网基建投资的17.5%。分电压等级来看,110、35kV电网基建投资中,可靠性提升工程投资分别约52.0亿元和3.8亿元,占比分别为17.9%和13.4%。

  5 结语

  本文根据上海超大型城市配电网发展面临的实际需求,首先对上海配电网现状进行了简述,对高中压配电网的运行特点和不足进行了分析。围绕超大型城市配电网发展面临的典型问题,从建设国际一流电网的要求出发提出并论述了上海配电网供电安全可靠性提升总体策略和主要措施。这些措施的应用将有效提升上海超大型城市配电网的供电可靠性,为建设与“全球城市”相匹配的城市电网提供理论指导和实践依据,同时也为国内其他大型城市的配电网规划建设提供一定参考。

  下一步,上海电网将以现有规划原则为基础,充分考虑分布式电源、电动汽车等多元化负荷的大量接入,结合主动配电网技术进一步探索适合上海超大型城市配电网发展的优化思路和措施。

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