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電網作為關系國計民生的重要基礎設施,是“十三五”電網建設的重點。《配電網技術導則》是國家電網公司配電網規劃設計、建設改造和運行維護的綱領性標準文件。本文對標準修訂的背景、原則和特點以及主要修訂內容進行了介紹。

0?引言


“十三五”是全面建成小康社會的決勝期,是深化改革的攻堅期。國家作出了“大力實施創新驅動發展戰略、推進‘互聯網+’行動計劃、深化經濟結構調整和產業轉型升級、推動區域和城鄉協調發展等重要部署。電力是關系國計民生的基礎產業,電力供應和安全事關國家安全戰略,事關經濟社會發展全局。配電是電力系統的重要環節,它直接面向電力用戶,承擔著電力用戶的供電服務,是改善民生、保障經濟社會發展的重要基礎設施。電力體制改革逐步深化,分布式電源、電動汽車及儲能裝置快速發展,配電網呈現出愈加復雜的“多源性”特征,終端用電負荷呈現出增長快、變化大、多樣化的新趨勢,加快配電網建設改造和轉型升級的任務更加緊迫。配電網的發展迎來了重要發展機遇,同時也面臨許多挑戰。


2015年11月7日,國家發展和改革委員會、國家能源局正式發布《電力發展“十三五”規劃》,這是我國“十三五”電力發展的行動綱領。“十三五”電力發展規劃將“升級改造配電網,推進智能電網建設”作為重要任務,提出加大城鄉電網建設改造力度,基本建成城鄉統籌、安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好、與小康社會相適應的現代配電網,適應電力系統智能化要求,全面增強電源與用戶雙向互動,支持高效智能電力系統建設。


為建設結構合理、安全可靠、經濟高效的現代配電網,全面提高配電網供電能力,優化網架結構,提升裝備水平,增強對分布式電源和多樣化負荷的接納能力,全面適應售電主體多元化和客戶用電需求多樣化的要求。為適應配電網發展的新形勢,原《城市配電網技術導則》(Q/GDW 370—2009)已經不適應目前配電網技術發展要求,需要進行修訂補充,以完善配電網標準體系,強化技術標準的指導作用,規范國家電網公司所屬各省(區、市)公司35kV及以下配電網規劃、設計、建設、改造、運維和檢修工作,在國家電網公司運檢部的指導下進行了《配電網技術導則》(簡稱《導則》)的修訂。修訂后的《配電網技術導則》與《配電網規劃設計技術導則》(DL/T 5729-2016)將共同構成配電網頂層技術路線,將在一段時間內全面指導配電網規劃設計、建設改造和運維檢修工作。為配合配電網的標準化建設,系統地了解現代配電網技術發展路線,本文主要對《導則》修訂的背景和目的、修訂原則和特點以及主要修訂的內容進行介紹。


1?《導則》修編的背景和目的


2015年以來,黨中央、國務院對配電網建設改造工作做出了一系列安排部署。2016年中央1號文件明確提出了“加快實施農村電網改造升級工程,開展農村‘低電壓’綜合治理”等加快農村基礎設施建設的工作內容。國務院第122次常務會議作出實施新一輪農村電網改造升級工程的決定,國務院辦公廳、國家發改委、能源局等部委先后印發了一系列文件,全面部署新一輪農網改造升級工作。公司黨組高度重視配電網建設改造工作,在2016年國家電網公司的“兩會”上首次提出了“統一規劃、統一標準、安全可靠、堅固耐用”配電網建設改造十六個字方針國家電網公司配電網建設改造行動計劃提出“十三五”期間配電網總投資將達到1.3萬億元。隨著分布式電源、電動汽車與儲能等多元化負荷不斷涌現和大量接入,配電網的功能和形態正發生顯著變化,對配電網的安全運行和供電質量帶來嚴峻挑戰,迫切需要提前研判,實現對多元化負荷進行主動監測和優化調控。 云計算、大數據、物聯網、移動互聯等現代信息通信技術將推動配電網建設管理工作的智能化變革,大幅提升配電網建設改造效率效益和智能化管理水平。


本標準依據國家電網公司《關于下達2014年度公司技術標準制修訂計劃的通知》(國家電網科〔2014〕64號),對Q/GDW 370—2009《城市配電網技術導則》進行修訂。《城市配電網技術導則》于2009年首次發布,而自2009年以來國家電網公司發展策劃部、運維檢修部、營銷部、科技部、物資部、農電工作部和基建部在配電網規劃、典型設計、設備選型檢測、帶電檢測、狀態檢修、不停電作業、防雷接地、配電自動化、運維管理、分布式電源接入及新技術研發等方面開展了大量卓有成效的工作,近年來國內外配電網技術亦有很大發展,配電網的管理模式也發生了重大變化,原標準已經不適應目前技術現狀,迫切需要進行修訂補充,以對10(20)kV及以下配電網規劃、設計、建設、改造、運維和檢修等工作進行規范和導向。國家電網公司運檢部從技術標準入手,在廣泛調研并充分吸取發達國家先進經驗的基礎上,組織專家團隊,對原《城市配電網技術導則》(Q/GDW 370—2009)進行修訂。


為適應國家電網公司對配電網管理的現狀,《導則》的范圍從城市配電網擴展至城市、城鎮農村,涵蓋整個配電網;電壓等級擴充至35kV配電網;標準名稱由“城市配電網技術導則”更改為“配電網技術導則”。


《導則》修訂的目的是為建成城鄉統籌、安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好、與小康社會相適應的現代配電網,滿足智能化要求,以及適應國家電網公司10(20)kV及以下配電網規劃、設計、建設、改造、運維和檢修等工作的技術要求,對配電網規劃、設計、建設、改造、運行、檢修、用戶及分布式電源接入等各環節提出規范性技術要求,對配電網未來發展信息采集、狀態分析進行技術導向,并針對目前配電網存在的問題提出改進措施。


2?《導則》修訂的主要原則和特點


《導則》的修訂遵循標準化、差異化、系統性、適應性和協調性的編制原則。以“統一規劃、統一標準、安全可靠、堅固耐用”為原則,全面推行模塊化設計、規范化選型、標準化建設;按照根據區域經濟發展水平,按照可靠性需求和負荷重要程度,輔以負荷密度,供電區域按A+、A、B、C、D、E六類,差異化的分類制定相應的建設改造、設備選型標準;按照“四個一”工作要求,系統性地細化配電網建設改造項目需求管理。充分滿足經濟社會發展的用電需求,適應城鎮化發展和產業結構調整對配電網的要求,適應分布式電源、多元化負荷接入及未來能源互聯的趨勢;堅持用電需求與配電網建設、主網與配電網、電網與分布式電源及用戶接入、一次網架設備與二次系統相協調。


在《導則》修訂過程中,調研了配電網現狀,分析了當前配電網技術難題,研究了現代配電網建設發展的技術路線,并充分考慮了配電網的最新發展形勢和建設。《導則》的修訂工作同時遵循了以下4個原則:


1)貫徹國家有關方針、政策、法律、法規,嚴格執行強制性國家標準和行業標準。

2)《導則》的修訂落實標準化、差異化要求,形成平滑升級避免大拆大建的配電網技術發展路線。

3)立足于國家電網公司配電網的現狀,《導則》對配電網的全過程做到技術先進、經濟合理、安全實用。

4)《導則》力求與國家電網公司相關技術標準之間,以及與國家、行業標準的協調一致,體現實用化、差異化、前瞻性和引領性。


《導則》對配電網規劃、設計、建設、改造、運行、檢修、用戶及分布式電源接入等各環節提出規范性技術要求,對配電網未來發展信息采集、狀態分析進行了技術導向,還針對目前配電網存在的問題提出了改進措施,已經落實到現行規程中的一般性技術內容原則上不在《導則》中重述。


修訂的《導則》具有10個特點:

1)《導則》從全面提升配電網專業化水平出發,涵蓋了配電網規劃、建設、生產、運行和改造的全過程。吸取發達國家先進經驗,對配電網接地故障處理、保護配置、過電壓配合、防雷、短路電流水平、開關選型、低壓漏電保護配置、分布式電源及電動汽車接入等關鍵技術難題進行系統性研究。


2)《導則》強調輸配電網的相互協調,提高配電網的轉供能力,為上級電網提供支撐,以適應城鄉發展,滿足供電可靠性要求。逐步構建能源互聯公共服務平臺,促進能源與信息的深度融合。


3)《導則》系統地引導規劃和建設中壓配電網網架、以保障中壓配電網的可靠與堅強。目標是建成具有必備的容量裕度、適當的負荷轉移能力、一定的自愈能力和應急處理能力、合理的分布式電源接納能力的配電網,實現安全、可靠、經濟地向用戶供電。


4)《導則》從提高供電可靠性出發,要求不斷提高線路絕緣化、電纜化的比例,提倡不停電作業(帶電作業)、設備狀態檢測。 隨著絕緣材料的廣泛應用,以及中壓架空絕緣線路的推廣,可通過線路及設備全絕緣化進一步提高供電可靠性。


5)《導則》強調全面推行模塊化設計、規范化選型、標準化建設。落實標準化、差異化要求,形成平滑升級的技術發展路線,避免大拆大建。按照負荷密度,保證電壓質量的原則確定線路供電距離;提高線路載荷和轉供能力來確定線路分段數、聯絡點數;按節能、環保、免維護、減少設備規格、適當留有余度的原則進行設備選型;按城市規劃,電網與環境和諧的需求選取電纜和架空線;按載荷和轉供要求確定線徑。


6)《導則》從電網安全運行出發,嚴格落實反事故措施,建設與環境和諧的配電網。例如中性點接地方式不同的配電網,應避免互帶負荷,否則,將會導致不同配電網的繼電保護裝置誤動或拒動。 根據近年來各地在公共場合大量安裝戶外環網箱、箱式變電站,但是有些廠家生產的戶外環網箱、箱式變電站,其箱體不具備防內部故障電弧外泄性能,存在安全隱患,以及外殼設計欠美觀,《導則》提出了相應的要求。


7)《導則》為積極推進配網智能化,引導配電網一次系統規劃建設適應配電網自動化要求。 一次網架要結構簡潔,并盡量減少結構種類,布局合理,具備轉供能力,以利于配電網自動化的實施,以提高故障下快速恢復供電能力和分布電源的接入。同時一次電網的施工考慮通信光纜的敷設,減少實施配電網智能化建設的工程量。


8)《導則》對重要用戶提出更加完善的供電保障措施。 重要用戶除正常供電電源外,應有備用電源和獨立于公網的自備應急電源。正常供電電源、備用電源和自備應急電源應與供用電工程同步設計、同步建設、同步投運、同步管理。堅持安全第一、預防為主,未雨綢繆,預控前置,確保社會穩定,建立和諧的供電環境。


9)《導則》適應分布式電源以及電動汽車、儲能裝置等新型負荷的接入需求,有序建設智能配電網。配電網應滿足國家鼓勵發展的各類電源及新能源微電網的接入要求,逐步形成能源互聯、能源綜合利用的體系。


10)《導則》提出在分布式電源接入前,應對接入的配電線路載流量、變壓器容量進行校核,并對接入的母線、線路、開關等進行短路電流和熱穩定校核,如有必要也可進行動穩定校核。不滿足要求時應對配電網進行適應性改造。


3?《導則》主要修訂內容


為適應國家電網公司配網管理模式的要求,《導則》適用范圍由城市配電網進一步擴展至全部城鄉配電網。按照差異化原則,根據供電區域經濟發展水平,按照可靠性需求和負荷重要程度,輔以負荷密度,將供電區域細分為A+、A、B、C、D、E六類,分類制定相應的建設改造和運維標準。按照差異化、可升級原則設定目標網架,按照一步到位原則確定主干線截面、開關等設備選型,較原標準主要變化情況有:


1)進一步明確網架結構,規劃A+、A、B、C類供電區域架空線路以“三分段、三聯絡”為目標網架,D、E類地區可為三分段單輻射、三分段單聯絡,通過增加聯絡向目標網架發展過渡;電纜網以單環網、雙環網為目標網架,可由雙射、對射向雙環過渡,架空線入地改造應按電纜網目標網架建設。


2)設備選型一步到位,如:規劃A+、A、B類地區,架空線路主干線導線截面選擇240mm2或185mm2,C、D類地區主干線導線截面選
擇≥120mm2,E類地區主干線導線截面選擇≥95mm2;中低壓混凝土電桿均按非預應力選擇,對于山區等交通不便地區可選用輕型高強度電桿、組裝型桿等。


3)改進小電流接地系統單相接地故障處理技術原則,20世紀70年代借鑒前蘇聯經驗確定的可運行2h原則,經參考日本、法國等發達國家經驗,修改為在躲過瞬時接地故障后,快速就近隔離故障原則,即由“2h運行+接地選線”改為“選段跳閘”。在具備條件的單位按不同技術路線分區域試點后,穩步向公司系統推廣。


4)降低短路電流水平,經前期調研發現目前開關開斷電流由攀比性增大趨勢,參考日本(12.5kA)、美國(10kA以下)等發達國家經
驗,將變電站10kV母線短路電流水平由2009版的20、25kA降低至16、20kA,避免因盲目增大短路電流水平帶來大量配電網開關設備投資的浪費,同時提出針對性措施降低母線短路電流。


5)增加和修訂了對環網柜、環網室、環網箱等術語的定義,規范統一了配電網常用設施設備的名稱,有利于進行典型設計、運維管理。


6)增加目標配電網網架的概念,明確不同供電區域目標電網建設及過渡改造方向,確保提高負荷轉移能力。


7)增加電能質量關于對電壓波動和閃變、電壓暫降、三相電壓不平衡和諧波的限值、統計及檢測等要求。


8)增加運用紅外成像測溫,高頻、暫態地電波、超聲波局部放電檢測等帶電檢測技術、OWTS(振蕩波)等局部放電檢測技術的要求,以及利用配電自動化、用電信息采集等數據進行狀態檢修技術的要求。


9)增加電動汽車充換電設施接入,適應智能配電網發展要求;修改原5.11節“分布式電源”,擴充為第11章“分布式電源接入”,滿足環保綠色能源發展,逐步構建能源互聯公共服務平臺,促進能源與信息的深度融合。


4?結語


《配電網技術導則》在原《城市配電網技術導則》(Q/GDW 370—2009)基礎上,將適用范圍從城市配電網擴展覆蓋縣域配電網,同時增加了目標網架、電能質量、帶電檢測技術、分布式電源和電動汽車充換電設施接入等內容,體現了《導則》重差異、有突破、易操作的特點。配電網按照供電分區差異化建設和改造,突破了多年的單相接地故障處置規程,修改為在躲過瞬時接地故障后,快速就近隔離故障原則。《導則》吸取了發達國家先進經驗,對配電網接地故障處理、保護配置、過電壓配合、防雷、短路電流水平、開關選型、低壓漏電保護配置、分布式電源及電動汽車接入等關鍵技術難題進行了系統性研究,提出了具有操作性的技術措施,為配電網持續快速、健康發展提供了技術保障。隨著現代配電網技術的發展和工程實踐的推進,人們對其認識必將逐步深入和全面,《導則》也將進行修正和完善。


作者簡介

侯義明,中國電力科學研究院,教授級高工,研究領域為配電網規劃與運行、分布式電源并網、微電網及智能化相關技術等。




發布時間: 2016 - 08 - 10
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導讀

提高可再生能源(RES)發電量占比的關鍵是解決局部電網阻塞和實現DG安全接入的問題,而這需要電網規劃和運行的協同決策。文章在第23屆國際供電會議(CIRED2015)圓桌會議3(RT3)討論內容的基礎上,系統地介紹了基于主動配電網管理思路實現規劃與運行協同決策的思路和方法,以及歐洲各國在此方面有代表性的措施和案例,為中國智能配電網研究人員在制定集成大規模RES電網規劃和運行策略時提供借鑒與參考。

0 ?引言


為了滿足環保和市場開放的要求,切實提高系統整體效率、供電安全和供電質量,未來配電網建設的發展趨勢必然是接入越來越多的可再生能源(RES)。一般而言,網絡容量是按最大負荷需求并考慮一定安全裕度設計的,因為RES發電具有最大利用小時數低和間歇性的特點,為了提高RES發電量占比,其接入容量往往設計為負荷的2—4倍。這樣接入的高占比分布式發電(DG)機組運行時可能會造成網絡阻塞(約束越限),傳統上可以采取諸如增加電纜截面、升級主變電站的變壓器容量等網絡增強改造方案(網絡解),這不僅成本高昂而且會延緩RES的接入時機。一個經濟可行的替代方案是基于主動配電網管理(active network management,ANM)模型充分利用各種靈活性資源(非網絡解),如動態削減RES出力或調整負荷需求,參見2015年本刊“歐洲配電網智能化”專題連載文章 。


為了實現基于ANM合理配置和使用靈活性資源,首先,在配電層級必須對靈活性措施進行有效地規劃配置;其次,在運行時必須能夠調度靈活性資源;第三,調度人員必須能夠接收到市場的價格信號。


由于規劃和運行的時間尺度跨度很大,規劃期限通常為年和月,而運行通常以日、小時和分鐘為時間單位,而ANM涉及的時間跨度則在5—15min之間,從而能主動地解決DG接入時引起的潮流越限和電壓越限問題。因此,在ANM中規劃與運行兩者必須協同決策,這一過程是極其復雜的,因為無論是對規劃還是對運行而言,都不僅增加了分析變量,而且還縮短了處理時間。


國際供電會議(CIRED)致力于展示和推廣供電技術與管理方面先進的技術和理念,包括網絡元件、電能質量、運行控制和保護、分布式能源、配電系統規劃和DSO監管等6個研究分會。其中,配電系統規劃分會(S5分會)包含風險管理和資產管理、網絡發展、配電規劃、方法及工具等4個議題。


圓桌會議(RT)是CIRED討論導向性問題的重要環節。本刊圍繞CIRED S5分會及圓桌會議已經推出了5篇系列文章,分別介紹了配電網消納高占比可再生能源的風險管控方法,配電網的技術發展方向,智能配電網規劃的關鍵技術,配電網規劃的創新性方法模型和工具,以及實現靈活高效智能配電網的思路與實踐;其中文獻[13]和[15]均與靈活性資源的使用和配置有關,但前者側重于規劃,后者側重于提高系統效率。作為系列文章之六,本文根據CIRED2015圓桌會議3(CIRED2015-RT3)的討論內容,重點介紹如何利用靈活性資源實現智能配電網規劃與運行的協同決策。


本文首先介紹了規劃與運行協同決策的總體思路,其次展示了一種ANM系統及其實際應用案例,最后給出了一些歐洲國家在提高RES發電量占比方面的實際策略和案例。


1 規劃與運行協同決策的思路和建議

法國配電公司和葡萄牙配電公司針對提高可再生能源發電量占比,提出了結合本國實際情況的規劃與運行協同決策的思路和建議。

1.1?法國配電公司的思路和建議

有關如何將運行和規劃相結合,法國配電公司(ERDF)從可再生能源側、網絡側和負荷側3個角度提出了一些可供參考的思路。


1)動態調整可接入可再生能源DG容量。ERDF認為規劃出的配電網應集成90%(而不是100%)的RES發電容量,即在極端事件發生時可以停運RES,但這需要輸、配電網之間有良好的配合。該思路已付諸實踐,其最大優勢是可以對所有發電機組制定運行計劃。


2)動態設置電網容量。當前的做法是根據季節變化確定電網容量,若采用動態設置線路容量(DLR)和實時計算容量的方法,則允許接入更多的RES容量,但這需要投資新的設備(包括硬件和軟件)。


3)動態調整需求側。ERDF認為可能需要改進現有的“N-1規則”;一般而言,一些工業場所可以提供需求側管理的服務,住宅場所是否可行正在調查中;另外,電動汽車將會在此領域中扮演重要角色。


1.2 葡萄牙配電公司的思路和建議

葡萄牙配電公司(EDP)根據其可再生能源發展現狀提出了一些規劃和運行協同決策的思路和建議。在2000—2014年間,葡萄牙可再生能源(包括風電、不超過10MW的小水電、熱電聯產等)裝機容量的平均增長率為11%。截至2014年,葡萄牙RES裝機容量占比為69%、發電量占比60%,配電網消納了所有RES發電量的70%。葡萄牙電網的特點是負荷密度高度不對稱,沿海和南部地區的負荷密度遠大于內陸地區,但RES接入容量在全國基本均勻分布,因此造成在負荷密度大的地區RES發電量與其需求量相比微不足道,而在負荷密度小的地區RES發電量則遠大于需求量,從而引發網絡阻塞、電壓越限等運行問題。為此,EDP提出了以下兩種思路和方法。


1.2.1?基于ANM且考慮RES波動性的決策方法

現代電力系統的規劃和運行方式與傳統電力系統的差別很大,其重心已逐漸轉移到低壓(LV)網絡以及提高運行主動性和產銷者與電網之間的交互性上。由于DG的不斷接入,發電模式既有波動性又有不確定性,這些新特征必須在規劃和運行決策中予以考慮,EDP就此對傳統規劃和未來規劃特點進行了比較(參見表1),并提出了一種基于ANM的決策思路,如圖1所示。隨著運行變量不斷增加,新的運行模式必須考慮配電自動化的廣泛程度和分散程度,涵蓋對網絡的監測與控制,因此必須進行更為主動的網絡管理,如要考慮電壓控制、考慮天氣對分布式發電的影響,以及要更加合理地管理阻塞,并集成所有信息,在合理的時間內做出更好的決策。


圖1 基于主動網絡管理并考慮RES發電波動性和不確定性的決策方法



1.2.2?規劃與運行協調決策的思路和方法

EDP對規劃和運行的決策過程進行了比較(見表2)。首先,需要協調決策時間和決策變量。與過去相比,規劃和運行決策所需的時間均縮短了,但二者所涉及的變量數都大大增加,從而使決策過程更加復雜。其次,需要協調場景設置。對于多場景設置而言,在運行中通常預設事故場景,在規劃中則因某個場景影響長遠而要對其進行嚴格的篩選,但由于未來電網發展狀況越來越不確定,每次都要完全考慮所有影響因素將越來越困難。再次,需要協調風險變量。運行決策和規劃決策都應遵循一定的分析流程,并且要考慮風險,一方面運行決策會引發風險,另一方面規劃決策傾向于減輕風險,所以在考慮運行的規劃中必須允許一定程度的風險存在。



EDP的結論是,未來電網的規劃和運行將越來越復雜。為了提高效率和效益,在決策過程中必須同時考慮來自規劃和運行兩方面的分析變量。另外,為了滿足嚴格的運行響應時間,需要進一步實現自動化、分散控制以及對各種內、外部數據源的集成。整個規劃周期將縮短,而風險將是未來決策中必須考慮的因素。

2?基于ANM的規劃與運行協同決策


2.1?主動網絡管理系統的概念

ANM系統是進行局部電網的集中控制與局部電網分布式控制的軟件系統,既不同于SCADA系統和DMS(全局電網的集中控制),也不同于變電站自動化系統(SA)和配電自動化系統(DA)。ANM系統是管理分布式資源(DER)部分的控制技術,提供實時的自動確定性控制信息,以保證可重復性并滿足控制信號的延時條件,包括有功和無功潮流控制、能量平衡控制。

新開發的ANM控制器根據與現有SCADA/EMS/DMS系統交換的信息,要對安裝在各種DER(ES、DG等)上的智能裝置發送控制信息,并滿足控制條件。


英國電網介紹了一種基于ANM模型來解決智能配電網運行問題的方法。ANM對局部電網進行集中和分散控制,其管理對象主要是各種分布式能源(儲能、DG等),基本理念如圖2所示。在配電網關鍵點安裝ANM控制元件,該元件向安裝在各種RES上的智能裝置發送實時的控制信息(如潮流、能量平衡),從而實現對這些關鍵點運行狀態的主動控制和管理。


2.2?ANM管理潮流的示例


2.3?ANM系統的主要功能和工具

ANM涉及的主要分析功能是評估DG和負荷的削減量,其目的是在典型研究時幀內模擬ANM的運行特性,輸出結果是整個研究期內所削減的估計值(MWh)。根據研究結果可知某個ANM行為對發電機影響的頻率和嚴重程度,從而使得網絡規劃人員和DG開發商能夠了解ANM接入方案對系統的影響。


評估方法包括基于電子表單的分析法和環網潮流分析法兩種:前者允許對削減量進行適度的近似,可以直接檢查和驗證錯誤,比較適合輻射網結構以及考慮熱穩定約束的情況;后者采用全交流潮流計算,所以可計及無功的影響和分析電壓,對約束條件的估計也更具代表性,所用的腳本可以自動進行電力系統仿真,創建腳本和驗證結果可能會比較復雜。


ANM的主要工具是DG接入分析,輸入數據為:所有可調發電機/負荷的時序出力/需求曲線和各種約束條件,由靜態限值和動態限值組成,前者包括線路限值(大小)、節點電壓限值(大小)、變壓器反向潮流(大小和方向),后者包括季節性容載比和線路動態容載比。


2.4?協同決策的實際案例及其經驗

英國電網針對某實際網絡評估了ANM系統應用于協調決策的可行性。輸入數據為每半小時的負荷和發電數據,研究周期為2.5年。該網絡由38個節點、9臺發電機、7個負荷、43條支路組成,最大負荷43MW,DG裝機容量168 MW,即DG容量約為負荷的4倍。案例分析結果表明,通過ANM削減DG出力能夠有效緩解網絡阻塞,從而提高RES發電量占比。英國ANM削減發電的結果比較見表3。




英國電網對ANM系統的運行與控制經驗進行了總結:①在接入RES的規劃階段,利益相關者的反應對于規劃過程和控制方案很重要;②網絡規劃人員要考慮ANM控制方式對規劃更廣泛的潛在影響;③ANM控制方式中的發電機運行經驗可以反過來驗證和調整規劃的模型和工具。


3?實現規劃與運行協同決策的具體措施

3.1?基于DG運行靈活性規劃DG的接入容量

對于可再生能源發電量占比,德國政府的目標是2013年達到25%,2050年達到80%;而德國EWE 配網公司的這一比例領先了德國政府計劃數10年,在2012年就已達到63%,2013年底則為94%。預計到2032年,EWE 的RES發電裝機容量將上升到9?200 MW,超過其峰值功率需求(2?428MW)的380%(接近于4倍)。


為了在不進行網絡擴建的條件下安全快捷地增加配電層級的RES接入容量,EWE于2013年提出利用RES靈活性的方法,即動態削減DG發電量的原則。通過概率潮流計算,得出了動態削減RES年發電量與增加RES接入容量的關系。如圖4所示,動態削減5%的RES發電量可以使RES的接入容量增加一倍,該曲線成立的邊界條件為RES容量大于負荷。


圖4 動態削減RES年發電量與增加可再生能源發電接入容量的關系



EWE比較了靜態削減方法和動態削減方法,如圖5所示。需要說明的是,動態削減的總量按照電量執行,而實際運行操作時削減的是功率。若削減量均為年發電量的5%,則從年持續負荷曲線和日負荷曲線可以看出這兩種方法的區別。靜態方法的削減量固定在400—500MW之間,而動態方法的削減量則在0—600MW區間內變化;顯然,靜態方式缺乏靈活性,因此不適于中壓等級的負荷。


圖5 靜態削減負荷方法與動態削減負荷方法的比較



EWE自2014年11月開始對動態削減5%RES發電量方法進行現場測試,其原理如圖6所示。根據變電站、開關、配變站所有設備的電流和電壓測量值,可利用代理技術對MV網絡的所有發電機組出力進行遠程控制。EWE的試驗結論以及對配網規劃和運行協同決策的建議如下:


圖6 EWE動態削減5%RES發電量現場測試原理



1)動態削減方法比靜態削減負荷的方法更加有效,動態削減5%的發電量可使長期可再生能源并網容量增加1倍;EWE已開發出相應的代理技術和算法,此方法的技術可行性已在EWE的現場測試中得到驗證。


2)為了實現動態削減,配網運營商必須能夠直接通過談判與RES發電機組簽約,并且在任何時間都可以控制電流和RES發電機的電壓,以便最大限度地提高網絡運行效率。


3)EWE一年掛網試驗的結果證明了這一結論的有效性。因此,該結論已被作為德國經濟法修正案的依據。德國經濟部還委托3個研究機構對此結論進行了驗證,其中亞琛工業大學證明其適用于德國70%的配電網。


目前德國能源產業法已要求相關企業基于EWE提出的動態削減方法對規劃結果進行修正,未來將進一步發展輸、配電網之間的交互計劃。


3.2?基于需求側靈活性規劃DG的接入容量

愛爾蘭配電公司(ESBN)利用在規劃時配置需求側靈活性資源的方法,解決了高占比RES造成配網阻塞的問題。每個需求側單元(demand side units,DSU)包含若干需求點(individual demand sites,IDS),其中IDS代表與ESBN有入網協議的用戶。當收到一個DSU請求時,可通過減少IDS需求量(相當于增加本地RES發電量)給予響應。DSU在電力市場中作為集總負荷(負值)出現,與ESBN沒有合同關系,但與輸電網運營商或市場運營商有合同關系。


從上述模式可知,配電系統運行人員應能實時調度DSU資源,確定IDS是否越限;如果越限,配網運行人員要向輸電網運行人員發布一系列指令,明確哪些IDS不在被調度之列,而這些指令將隨著時間推移間隔越來越長。


由于RES接入容量為變電站主變容量與其所帶負荷之和,所以為了最大化RES接入容量,必須考慮變電站的最小負荷。利用DSU靈活性帶來的問題是,如果一個給定負荷點的實際負荷小于預先假定的最小負荷,就會使變壓器等網絡元件中有更多計劃外的有功潮流通過,從而可能造成網絡阻塞。目前,阻塞管理問題已經受到監管機構的重視,但政策制定者們并沒有區分阻塞是由市場行為所引起的,還是由靈活性資源運行(為延緩投資)而引起的。區分這兩者的必要性尚有待商榷。


ESBN列出了一些阻塞管理措施,包括入網控制、網絡擴展、實時干涉、優化無功配置、有計劃的網絡改造等,或者上述措施的綜合應用。未來可能采用的阻塞管理模式參見表4。




4?結語



提高智能配電網中可再生能源發電的占比可以采用網絡增強改造(網絡解)或主動配電網管理(非網絡解)兩種方法,后者更具經濟成本效益,但需要電網規劃與運行的協同決策。


本文根據CIRED2015圓桌會議3的討論內容,介紹了歐洲各國在此方面具有代表性的思路和實踐案例。由于RES發電的波動性和不確定性越來越強、未來電網越來越復雜,在協同決策過程中必須全面考慮來自規劃、運行的各種變量以及風險因素,規劃周期也將越來越短。基于ANM的規劃和運行協同決策思路主要是利用動態削減DG出力和需求側管理等靈活性資源,以及采用如動態設置線路容量和實時計算容量等方法來增加RES的接入容量并緩解網絡阻塞。在整個決策過程中,利益相關者的反應非常重要,尤其是在接入RES的規劃階段;另外,運行經驗可以反過來對規劃模型和工具進行驗證和調整。目前的技術導則一般是充分考慮設備運行時相關參數越限的風險,而今后在規劃時則往往需要設定一定的風險程度,并制定相應的解決方案(例如在一定的時限內削減DG出力或負荷)予以規避。


本文所介紹的各國經驗值得借鑒。例如,從宏觀的總裝機容量來看,德國規劃可再生能源的裝機容量高于負荷峰值的4倍,英國電網的數據也符合這一規律,但這些經驗是否適用于中國還需根據配網實際情況進行具體分析。首先,規劃與運行協同決策意味著具備可靠的信息量測、SCADA、EMS和DMS等系統,較高的配電自動化水平,以及豐富的主動配電網管理系統開發人力資源。其次,需要針對不同的系統規模和邊界條件分析靈活性資源,并針對傳統配電網升壓改造方案和主動配電網投資費用方案進行成本效益分析。


作者簡介

范明天,博士,教授,研究領域為城市電網規劃、城市電網應急管理、配電自動化規劃、優化計算方法等。

謝寧,博士,副教授,研究領域為電力系統分析與控制、電力系統經濟運行、智能電網等。

王承民,博士,教授,研究領域為電力系統規劃及經濟運行、電力市場等。

張東南,碩士,研究領域為配電系統規劃。

葉小忱,碩士,研究領域為智能配電網、主動配電網、可靠性分析

發布時間: 2017 - 01 - 19
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以智能電能表電壓量測數據為基礎,以臺區電壓質量評估算法為手段,依托主配網協調優化控制技術,實現了供區變電站、饋線和臺區(包括低壓部分)電壓無功優化協調閉環控制。



0?引言


電壓質量關系社會經濟的平穩發展和千家萬戶的生活質量,提高電壓質量是供電公司履行社會責任和踐行“四個服務”宗旨的基本要求,是供電企業邁向精益化管理的重要指標。配電網電壓質量更是與電力系統的安全穩定運行以及電氣設備的使用壽命息息相關,電壓過低可能會降低設備的運行能力,增加設備運行能耗,燒毀用戶電動機,引起電燈功率下降,引發客戶投訴;甚至可能會引發電壓崩潰,造成大面積停電等嚴重后果。因此,提高配電網各節點的電壓質量是供電企業亟待解決的難題。


目前,配電網采用的電壓無功和電能質量治理措施都是點對點控制,設備的運行狀態、故障信息不能實時掌控,既未實現數據的統一采集上傳,也未實現綜合控制,電壓無功和電能質量治理效果尚有提高的空間。配電網電壓治理措施主要集中在獨立變電站低壓母線電壓調整,10kV長線路加裝串聯調壓器、串聯或并聯補償裝置,改變配電變壓器(簡稱配變)分接頭以及配變低壓側無功補償等方面。這些措施獨立分散,無法協調一體,存在信息集成度低、數據接口不規范、操作繁瑣、效率低下、運行人員無法實時掌握設備工況等問題,電壓控制效果較差。一方面,由于目前配電網自動化、智能化程度遠低于輸電網,監測點及能控點比例低,且控制動作影響面廣,無法確知可控設備動作后對無監測設備運行狀態的影響,只能通過限值或動作預算來保證;另一方面,運行狀態不佳的設備由于本身不可控或不滿足動作條件,只能通過相鄰電網相關設備動作改善其運行狀態,以無載調壓配變為例,電壓越下限時,只能通過線路調壓器或主變壓器調壓改善其電壓水平;另外,由于用戶負荷波動呈現較大的隨機性,短期、超短期負荷預測準確度低,也增加了調壓難度。


本文針對目前配電網結構以及電壓無功控制存在的問題,提出了一種基于用戶電壓合格的新型供區電壓無功協調優化控制技術。通過深入調查研究,充分考慮用戶電壓需求,針對配電網電壓無功問題特點,結合智能配電網、主動配電網建設,提出了配電網電壓無功協調優化控制的思路,綜合考慮配電網各節點電壓質量控制要求、節能降損效果以及設備動作次數,研發變電站區域智能控制裝置、配電網區域智能控制裝置,開展以面向用戶電壓合格為目標的主配網電壓無功協調優化控制技術研究。目前該方法已在某35kV變電站投運應用。


1?控制原則和策略


以用戶電壓合格為目標的電壓無功分布式優化控制技術,以協調控制、分層優化為原則,實現從信號采集、優化決策到指令執行的全過程計算機智能控制,將變電站、饋線、配變等多種類型的電壓無功設備進行綜合管理,實現對配電網電壓無功的“面—線—點”的多級協調控制,滿足配電網對生產管理、電能質量提升、降損節能等各方面的要求。考慮配電網設備的特點和通信條件,采用分布式智能架構,保證數據采集的時效性和準確性。引入全壽命周期管理概念,兼顧平衡變電站、中壓線路、配變的調壓需要,利用配電網電壓無功最優潮流和專家規則混合優化等多種算法,在原有配電網電壓無功調節設備的基礎上,得出最優控制方案。通過遙控和遙調相結合的模式,下達到各電壓無功調節設備進行調整執行。通過這種方式,變獨立的分散調控為集中調控和分層配合,實現主網和配電網全網無功優化。電壓無功控制物理結構見圖1


圖1 主配電網協調的電壓無功控制物理結構圖


以某供區主配電網電壓無功協調優化控制案例介紹控制過程:


1)第一級調節策略—變電站與下屬線路之間的協調。

在保證10kV母線電壓合格(1010.7kV)的前提下,系統通過智能公用變壓器終端系統采集的配變電壓,計算出使配變電壓合格率最高的最優母線電壓值,將最優母線電壓作為協調目標交給主網AVC執行,增加配電網調壓能力。


目前計算的是203臺配變電壓的電壓合格率,根據計算結果得出最優值。例如:“建議,××變電站母線電壓調整為10.5kV,預計××變電站智能終端電壓合格率將提高到98.4%”,系統每15min自動計算最優建議值。這是第一級聯調結果,即發給主網AVC的協調目標(對沒有主網AVC系統的地區可直接或間接調節設備)。考慮到可操作性,給出的電壓是一個范圍—“電壓協調目標的下限是10.45、上限是10.55”。該策略有一個15min的有效期,電壓優化目標有效期時間表見表1


表1 電壓優化目標有效期時間表



2)第二級調節策略—線路主干線設備與配變之間的電壓協調。

這部分調節設備包括線路調壓器、串聯電容器和柱上無功補償,電壓影響范圍包括安裝點后面的所有配變,調壓策略同時考慮自身和影響范圍內所有配變的電壓約束。在制定調節策略時,遵循逆調壓原則,通過采集的安裝點后端的配變電壓,同時參考負荷預測的結果,對線路調壓器、串聯電容器進行自動調檔或柱上無功補償進行自動投切,同時將動作次數平衡到所有設備上,考慮和第一級協調策略的配合,本級策略有效期為5min。另外,對雙向調壓器的策略還要考慮到潮流流向的問題,同時兼顧豐水期的高電壓治理。


3)第三級調節策略—針對配變與低壓用戶之間的電壓協調。

這部分的策略分為有載調壓配變和無載調壓配變。有載調壓的策略是通過采集到的臺區及用戶數據,系統綜合考慮變壓器功率因數、用戶電壓,實時調整有載調壓配變檔位或是進行無功就地補償調節。同樣,由于有載調壓配變每天自動調檔次數限制,具有手動遙控功能。針對無載調壓配變分接頭檔位調節缺乏科學依據和全方位策略的現狀,本系統根據配變電壓歷史數據,結合季節性負荷變化對電壓的影響來制定分接頭調節最優策略,指導運行人員定期調節無載配變的檔位,從而使電壓合格率達到最優。

2主配電網協調控制構架


系統采用分布式3層控制構架。配電網電壓無功多級協調控制架構見圖2


圖2 配電網電壓無功多級協調控制架構圖


主網AVC主要負責變電站之間的配合,包括上下級變電站的配合,以及變電站之間線路的無功優化問題。主網AVC主要下發“變電站區域控制裝置”子站的電壓無功目標范圍,不直接控制具體設備,這種分層控制方式,能提高平臺可靠性。主網AVC具備建模和監控功能,同時具備遠程維護“變電站區域控制裝置”的功能。采用組態軟件+優化算法+專家系統+實時數據庫的模式實現,支持多種平臺,可以方便地在WindowsLinuxUnix平臺下部署,系統使用商用數據庫+實時庫的模式,既保證計算的規模,又保證計算的速度。主網AVC同時還承擔數據庫服務器、權限管理服務器、曲線報表服務器等功能。主站通過監控工作站、維護工作站和Web訪問實現配電網的監控、建模和報表平臺


“變電站區域控制裝置”能夠統一計算變電站內部電壓無功設備相關數據發送給主網AVC,用于主站的協調優化,同時根據主網AVC優化計算出本地母線的最優電壓和無功范圍,根據變電站內設備的控制范圍和動作次數等約束,協調控制變電站內部的無功補償設備投切、變壓器分接頭檔位的調整。


“分布式配電網控制器”能夠綜合控制若干條饋線上的所有電壓無功設備,獲取配電網AVC的無功和電壓的調節指令,通過下發遙控或者遙調指令,實現對應的配電網電壓無功設備的閉環協調控制。能夠實現控制的配電網電壓無功設備包括單相線路調壓器、雙向線路調壓器、串聯電容器、有載調壓配變、配變無功補償裝置、低壓SVG等。“分布式配電網控制器”同時也計算每條饋線的無功裕度,定時上傳給配電網AVC,用于實現主配電網的協調控制。


“變電站區域控制裝置”和“分布式配電網控制器”采用相同的架構設計,基于嵌入式硬件模塊,采用基于Linux的操作系統,功能上包括數據采集通道、指令執行通道、本地優化決策邏輯、上下級協調機制接口等。這2個模塊可以根據現場實際情況、通信類型等決定子站布置在調度側還是變電站側。子站布置在調控中心便于管理和維護,布置在變電站則有利于控制的安全和執行的快速性。


“配電網智能控制器”為配電網本地控制器,可用于控制配變低壓臺區無功補償裝置、配變有載調壓分接頭、線路無功補償裝置、線路調壓器等終端一次設備。由于配電網的特點,該裝置能夠自動適應有無通信的情況,具備監控數據上傳的功能。能夠實現根據負荷波動來自動調整控制指令、優化動作次數、減少故障率。通信不具備或者通信中斷的情況下,智能控制器能夠實現就地優化控制。裝置的嵌入式硬件模塊,采用VXWORKS的實時操作系統,設有本地保護以及根據電壓、功率因數和無功控制設備投切等功能,具備通信接口、上下級協調機制接口等。

3?應用情況分析


35kV變電站,工區下屬810kV線路,公用配變203臺,小水電5座,總裝機容量4830kW。變電站10kV母線電壓常因小水電發電量波動而出現不合格情況,枯水期時,母線電壓偏低,需人為手動升檔;豐水期時,母線電壓過高,最高達11.5kV,部分時段變電站內無降壓措施。10kV中壓線路主干線長度長,分支線多,線路末端電壓較低,部分達到8.9kV。臺區配變均為無載調壓配變,在時段性、季節性負荷波動時,人員需前往現場進行停電調節;臺區無功補償不足,現場實測臺區功率因數在負荷低谷時為0.95左右,在負荷高峰期時為0.80左右。另外,該變電站下用戶電壓低于198V的用戶有763戶,電壓合格率為92%,而與小水電共線的用戶,在豐水期時會出現高電壓,最高達到256V


為解決目前配電網中單層級調壓措施不能有效消除低電壓問題的現狀,考慮變電站、中壓線路、臺區之間的相互關系,在適當增加電壓、無功調節設備的同時使用配電網電壓無功多級協調控制策略來挖掘各設備的調壓潛力,減少設備故障,提升電壓治理效果。


該項新技術于20162月投入實際使用,能有效消除低電壓、調節過電壓,該地區電壓質量有了顯著提高,設備故障次數明顯降低。由表2~表3數據對比可見,供區電壓合格率由原先的92%提高到98%以上,功率因數由0.80提高到0.98以上。通過綜合優化協調控制,大大減少了各設備投切次數,大幅提高了設備可靠性。其中,根據電網實際情況對無載調壓配變分接頭進行在線優化,實現預先調整,減少了季節性負荷引發的低電壓,提高了用戶電壓合格率。采用新策略還實現對變電站、中壓線路、臺區各電壓無功設備的實時監控,提高了配電網運維效率,促進配電網自動化建設,是智能配電網建設的有益實踐。


表2 電壓無功多級協調控制策略應用前供區電壓情況



表3 電壓無功多級協調控制策略應用后供區電壓情況



4?結語


本文介紹的基于用戶的供區電壓優化控制技術研究及應用,通過部署“變電站區域智能控制裝置”“配電網區域智能控制裝置”,實現對母線電壓(母線級,閉環控制)、線路調壓器(饋線級,閉環控制)、智能電容器(臺區級,閉環控制)、低壓線路調壓器(用戶級,閉環控制)的高效、協調利用,完整覆蓋ABCD 4類電壓治理目標,實現電壓無功協調控制、提高功率因數,同時挖掘設備的輸送能力、改善電能質量。有效地提高了供電企業電網自動化水平和主配電網電壓無功協調控制能力,改變了傳統主網AVC僅實現“母線電壓合格”的局限性,實現了以“客戶端電壓合格”為目標,自下而上的主配電網AVC協調優化控制以及變電站母線逆調壓等功能。該策略能有效解決配電網電壓無功調節的實際問題,同時較好地解決了配電網節能降損的老大難問題,是智能配電網、主動配電網建設的有益探索,具有較好的經濟效益、社會效益和廣闊的應用前景。??

作者簡介:

呂春美,碩士,高級工程師,國網麗水供電公司,研究方向為電網無功電壓、電能質量、主動配電網控制技術。

馬振宇,碩士,高級工程師,國網浙江省電力公司,研究方向為智能配電網、電網無功電壓技術。

朱義勇,碩士,高級工程師,國網浙江省電力公司,研究方向為智能配電網、電網無功電壓技術。

郭艷東,碩士,工程師,國網浙江省電力公司,研究方向智 能配電網、分布式電源。

王朝明,博士研究生,東南大學,研究方向智能 配電網、分布式電源。

馬春生,碩士,南京軟核科技有限公司,研究方向智能配電網、 無功電壓控制。


發布時間: 2017 - 01 - 19
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在闡述配電網低電壓問題背景和不良影響的基礎上,詳細分析了低電壓特征和發生時段分布,從技術和管理2個層面分析了低電壓產生的主要原因,提出了綜合治理管理措施和技術措施,給出了低電壓典型治理實例及治理前后效果對比分析。


0 引言


電壓作為電能質量的一個重要評價指標,是保障供電服務的基本條件,事關和諧供用電關系的構建和服務社會經濟發展的能力。近年來,我國社會經濟持續穩定發展,城鄉居民消費水平不斷提高,特別是受國家“家電下鄉”等系列惠民政策的激勵,農村用電需求一直保持較快增長趨勢,農村配電網建設改造相對滯后,致使部分區域的供電電壓偏低(電壓值低于國家標準所規定的電壓下限值,簡稱“低電壓”),已不能很好滿足農村居民正常生產生活用電需求


電力企業對低電壓問題高度重視,國家電網公司自2009年開始對農村低電壓問題開展全面調研分析,設立科研專題研究農村低電壓問題原因和綜合治理辦法,積累了一定的實際經驗,并取得了階段性的成果。配電網尤其是農村電網具有點多、線長、面廣、負荷分散、用電集中的特點,致使農村低電壓成為一個長期的、動態的系統性問題。農村用電負荷的隨機性、季節性、周期性特征明顯,整體呈現用電負荷率低、峰谷差大、年平均負載率低等狀況,用電高峰時段低電壓問題突出,造成了部分家用電器無法正常使用,對電力企業的社會形象和服務質量產生了影響


低電壓問題除了影響客戶的正常用電,還會降低電器的使用效率和經濟效益,影響生產設備的正常運行和產品質量,增加電網功率損耗和電能損耗,危及電力系統和供用電設備的安全運行。通過科學全面分析農村低電壓問題原因,針對性采取治理措施,能夠避免低電壓治理過程中的盲目投入、反復改造所造成的人財物浪費,有效解決存在的低電壓問題。


本文首先全面分析配電網低電壓特征和發生時段分布,從技術和管理2個層面深入分析低電壓產生的主要原因,提出綜合治理管理措施和技術措施,給出低電壓典型治理實例及治理前后效果對比分析,結合目前配電網通信、監測和數據采集情況,提出適用于我國配電網低電壓綜合治理的建議,為供電企業實際生產與運維管理提供指導與參考。


1 低電壓產生原因分析


1.1 低電壓特征分類


依據低電壓發生和持續的時間特點,大致可分為3類:長期性、季節性和短時性。

1

長期性低電壓指用戶低電壓情況持續3個月或日負荷高峰低電壓持續6個月以上的低電壓現象; 

2

季節性低電壓是指度夏度冬、春灌秋收、逢年過節、烤茶制煙等時段出現的具有周期規律的低電壓現象;

3

短時性低電壓主要是指由農村居民臨時性掛接負荷或建筑用電負荷引起的不具有長期性和季節性特點的階段性不規律低電壓現象。 


1.2 低電壓發生時段分布


1)農村集中排灌期間。每年13月份、69月份和1112月份,農業排灌負荷較為集中,用電量較大,部分帶有排灌負荷的公用配電變壓器短時間出現滿載、過載現象,造成處于低壓線路末端負荷的供電電壓較低。


2)日用電高峰時段。由于農村經濟發展迅速,農戶生活水平逐步提高,家用電器保有量快速增加,農村配電臺區用電負荷快速增長,農村日用電高峰時段相對集中,具體情況見表1


表1 日用電高峰時段





1.3 低電壓產生的管理層面原因


1)供配電設施運維管理粗放。中低壓供電設備臺賬不健全或更新不及時,網架和設備的基礎性資料不完善。營銷、配電、調度數據資源信息不能充分共享,變電站、線路、配電變壓器(簡稱配變)和低壓用戶之間沒有建立有效的聯調管理機制,未依照季節性負荷情況和用電峰谷狀況及時調整配變分接頭位置和投切無功補償設備,設備管理人員對設備運行狀態和補償效果不清楚、不了解、不掌握,對損壞或缺陷設備發現、處理、更換不及時。


2)部分地區營銷管理不精細。個別地區農村用戶報裝接電管理較為松散,存在較大集中負荷接于公用配變用電或農村居民用戶生產負荷報小用大的現象,造成配變過負荷低電壓情況;配電臺區管理人員對臺區單相用戶未均衡分配接入ABC相,大量農村用電負荷集中在農忙時節,如春耕秋收和排灌期間,用電負荷分布不均,造成配變低壓側用電負荷三相嚴重不平衡,導致重載相中后段用戶低電壓。


3)中低壓配電網電壓監測不全面。按照電壓監測點一般配置要求,農村電網每百臺配變設置1個電壓監測點配置,城市電網每百臺配變設置2個電壓監測點進行配置。農村居民用戶點多面廣,客戶端電壓監測不全面;個別電壓監測點代表性不強,依據監測數據難以準確掌握農村電壓質量真實情況;配電臺區監測、用戶用電信息采集的運行和狀態數據質量參差不齊、可用率低,通過系統性關聯分析定位低電壓問題原因難度大。


4)低壓需求側管理工作不到位。對用戶用電性質掌握不全面,對臺區負荷發展的預見性不夠,高峰負荷時造成臺區配變過負荷運行,未得到有效監測和及時處理;對用戶用電知識宣傳不夠,部分用戶的戶內線未根據實際用電負荷增長情況同步進行增容改造,超年限超負荷使用,線路老化嚴重,電壓過低致使家用電器無法正常使用;對類似農產品加工的季節性負荷缺乏有效的調峰措施;對大負荷用戶錯峰用電宣傳和引導不力,負荷過于集中,未能及時轉移負荷,造成用戶低電壓問題。


1.4 低電壓產生的技術層面原因


1)農村配電網供電能力不足。農村用電負荷相對城市負荷密度小,部分農村特別是丘陵、山區等地居民居住比較分散,變電站布點不足,缺乏合理規劃,配變布點和線徑配置憑經驗,缺少必要的電壓降落校驗;個別新上或改造的配電臺區設計時超合理負荷距供電,配變容量配置不足,低壓線路供電半徑大。


2)中低壓配電網電壓調控能力弱。農村未改造的部分變電站中的無載調壓主變壓器還占據一定比例,高峰負荷期間無法保證10kV饋線出口電壓質量;對長期存在低電壓問題的中低壓配電線路未加裝自動調壓裝置。配變主要為無載調壓型,調壓范圍基本為±2.5%或±5%,無載調壓型配變因需要停電進行調壓操作,一般只做季節性調整或不做調整,對于日負荷波動較大的配電臺區無法滿足電壓調節頻度技術需求。


3)無功補償配置不足或不合理。農村用電負荷具有季節性和時段性波動特性,高峰負荷時幾近滿載或過載,低谷負荷時接近空載,對農村配電網各層級的無功補償配置、調控能力提出較高的要求。農村電網無功電源建設嚴重滯后,普遍存在無功補償容量不足或不合理等問題。部分地區對變電站無功補償配置較為重視,10kV線路與配變無功補償配置不科學,一般按照標準容量配置,裝置的投運率和可用率較低,電網末端無功缺乏,所需無功功率由發電廠或上級變電站遠距離輸送到電力終端用戶,造成較高的電網損耗和較大幅度的電壓降落。


4)農村配電網自動化和信息化程度低。農村電網電壓無功在線監測與可控、能控和在控設備相對較少,通信網絡建設也相對滯后,自動化和信息化基礎薄弱,已有的監測和可控設備多為分散型和就地型,無法及時了解和掌握低電壓問題情況、發生原因,無法實現電壓無功多級聯調和全局性優化控制,依靠運維人員的巡視、抽測等方式查找與解決處理問題的準確性和實時性差,中低壓配電網規劃、建設、改造方案的形成往往缺乏電網各層級的運行數據支撐和科學決策依據。


2 低電壓綜合治理措施


2.1 綜合治理管理措施


1)提升低壓用戶負荷需求管理。通過加強低壓用戶報裝接電管理和強化營銷數據分析,合理確定用戶負荷裝接容量,在營銷業務系統中標注單相用戶所接相別,統計分析分相用電量,輔之以現場測量,及時調整單相用戶所接相別,控制低壓配電網三相負荷不平衡度。結合用戶用電信息采集或集抄系統建設,全面收集配變和低壓用戶用電負荷數據,并進行負荷特性分析,為中低壓配電網規劃、建設、改造及運行管理提供依據。對無法及時改造的低電壓配電臺區,實施用戶錯峰用電管理,引導和鼓勵小型加工等較大負荷用戶錯峰用電。


2)加強中低壓供配電設施運維管理。建立健全中低壓供配電設備臺賬信息,嚴格遵照電壓無功設備運行維護管理制度,及時處理電壓無功設備存在缺陷,提高設備完好率和可用率;結合不同季節、不同時段負荷曲線和電壓曲線,制定電壓無功協調控制策略,確定配變分接位置,及時投退電壓無功設備。


3)建立健全配電網低電壓監測網絡。構建城鄉配電網電壓質量監測網絡和管理平臺,在還未普及智能配電臺區和用戶用電信息采集系統建設的區域,增加電壓監測點數量,加強電壓監測儀日常維護和檢查,發現運行異常的監測儀及時進行維修或更換;依據低壓用戶典型日電壓波動規律,不定期開展“低電壓”情況普查和抽查,跟蹤低電壓事件處理過程,及時有效解決低電壓問題。


2.2 綜合治理技術措施


低電壓產生原因可歸結為3方面問題,即電網運維管控問題、設備配置問題和電網結構問題。可采取的技術手段主要包括優化控制、建設模式和評估決策等,具體分析見圖1


  圖1 低電壓產生原因分類及綜合治理技術手段


隨著大數據時代的來臨,數據、信息成為電力行業創新發展的最重要構成元素,數據將成為電網規劃、設計、建設、改造、運維管理相關科學決策的重要基礎。國家電網公司企業級大數據平臺建設已初見成效,依據頒布的《關于應用用電信息采集系統開展用戶電壓數據采集的指導意見》,正加快推進用電信息采集系統建設和配變、典型低壓用戶的電壓數據采集,推進營配貫通和信息化建設,實現信息資源共享,為中低壓配電網建設、改造、運維控制提供了基礎條件


2.2.1 優化控制技術


1)配電網電壓無功優化控制。結合變電站、中壓線路、配電臺區中可控設備的運行狀態,綜合利用現代通信技術、計算機技術、自動控制技術以及短期負荷或超短期負荷預測技術,實現同層的多項和不同層的多級電壓無功協調控制。配電網電壓無功優化控制對降低網絡綜合損耗、提高電壓合格率、提升經濟運行水平以及為用戶提供優質電能的意義重大。


2)自適應負荷有載調壓。配電網有載調壓包括變電站層級的有載調壓主變壓器、中壓饋線層級的線路自動調壓器、配電臺區層級的有載調壓配變以及低電壓補償裝置等,可通過智能控制部分判斷輸出電壓值與基準電壓值的偏差,如大于允許范圍并延續一定時間后,控制有載分接開關調節輸出電壓;低電壓補償裝置可直接串聯在低壓線路中,通過自動跟蹤電網電壓調節升壓幅度,保障低壓用戶電壓質量。


3)低壓負荷在線換相。在配電臺區合理配置適量的低壓負荷在線自動換相裝置,通過綜合控制終端實時監測配變低壓側三相電流不平衡情況,進行分析、判斷、優化計算,發出最優換相控制指令,按照設定的換相流程執行換相操作,實現帶載情況下用電負荷的相序調整,AB三相負荷平衡分配,解決三相負荷嚴重不平衡造成的重載相低電壓問題。


2.2.2 建設模式應用技術


1)單三相混合供電模式。針對不同用電性質、負荷大小、用戶/區塊分布情況,在一個供電區域內采用單相配變與三相變壓器混合進行供電的配電方式,使中壓線路深入負荷中心減少低壓線路的綜合損耗。


235kV配電模式。包括35kV線路輕型化和350.4kV變配電集成化設計2部分。按照10kV電壓等級線路的標準優化設計35kV線路,降低線路造價,提高遠距離供電能力;按照10/0.4kV配電臺區模式集成化設計35/10/0.4kV配電變電站、35/0.4kV直配臺區,大幅度降低變配電環節造價,保障用戶供電可靠性和供電質量。


3)智能配電臺區建設模式。從配變到用戶的供電區域,應用智能配變終端、智能電能表等設備,以及通信、信息等技術手段,實現供用電的綜合監控、管理與雙向互動功能,并具有“信息化、自動化、互動化”的智能化特征。


2.2.3 評估決策技術


1)配電網優化規劃技術。在配電網網架參數和運行數據分析及負荷增長預測的基礎上,以滿足未來用戶容量和電能質量要求為目標,尋求一個最優或次優的設備選型、容量配置、接線模式、饋線回路數量方案作為規劃、建設與改造方案,使建設投資、運行維護、綜合損耗及可靠性損失費用之和最小。


2)供電能力在線評估技術。針對中低壓配電網設備拓撲關系和運行數據進行潮流分析,分析當前電網供電的健康程度和供電能力水平,修改相應設備屬性、調節相應負荷,仿真分析在不同負荷特性下的供電能力變化情況,仿真評估電網運行指標情況。


3)低電壓在線治理仿真和輔助決策支持技術。依據各監測點的電能質量指標進行判斷與決策,其順序為:用戶層監測點電壓—配電臺區低壓側監測點電壓—中壓線路監測點電壓—變電站母線監測點電壓,針對低電壓改變電網設備參數實施仿真治理并給出效果分析對比,為實際低電壓治理工作提供決策支持。

3 低電壓治理實例與效果分析


3.1 試點基本情況


某供電公司10kV農用線供電半徑為24.594km,配變54臺。主要以農村生產、生活用電為主,呈現出季節性高負荷(春節、迎峰度夏)和日早、晚高峰負荷等明顯特征,線路末端電壓偏低,線路功率因數偏低,用戶低電壓現象比較嚴重,具體情況見
2


表2 饋線低電壓治理前電壓情況





3.2 低電壓現狀分析


本文采用專門針對低電壓綜合治理研發的“電能質量監控與輔助管理決策支持平臺”系統,主要包括電能質量監測、統計、治理和輔助決策支持等功能模塊,實施低電壓在線治理仿真和輔助決策支持。10kV農用線低電壓問題現狀分析與輔助決策支持情況,具體見圖2


圖2 低電壓問題現狀分析與輔助決策分析 




3.3 低電壓治理效果


依據低電壓綜合治理試點區域基本情況和問題現狀分析,采用提出的輔助決策支持策略進行低電壓治理仿真,治理前后效果分析見圖3



   
圖3 低電壓仿真治理效果對比分析 


4  結語


配電網低電壓問題是一個綜合性的動態問題,需要長期跟蹤監測、統計、分析與應對處理。隨著智能電能表、電網在線監測、微電網組網等逐步推廣應用,電網業務數據將從時效性層面進一步豐富和拓展,營銷、配電、調度業務數據逐步實現融合貫通,將為低電壓綜合監測、治理提供充分的數據信息,準確判斷低電壓問題發生原因,快速有效制定措施方案,滿足不斷提高的供電質量需求。具體建議措施如下:


1)完善配電網電壓監測手段,擴大對電壓監測覆蓋面,基于用戶用電信息采集、智能配電臺區和配電自動化的建設與完善,促進專業信息資源共享,實現對變電站、線路、配電臺區和低壓用戶4個層級低電壓問題實時監控,提高管理效率和管理水平。


2)以國家新一輪農網改造升級工程為契機,加快配電網建設與改造,優化電網結構,提升設備性能水平,提高配電網供電質量保障能力。



     

作者簡介:

王金麗,碩士,教授級高工,中國電力科學研究院,主要從事智能配用電技術、配電網電能質量治理、配電網節能與經濟運行等方面的研究 工作。

段祥駿,工程師,中國電力科學研究院,主要從事智能配用電技術、配電網電能質量治理、配電網經濟運行等方面的研究工作。

李云江,高級工程師,內蒙古國華呼倫貝爾發電有限公司,主要從事電氣運行技術方面的研究工作。

趙曉龍,碩士,工程師,中國電力科學研究院,主要從事智能配用電技術、配電網電能質量治理、配電網經濟運行等方面的研究工作。

發布時間: 2017 - 01 - 19
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