1、第二章 配電網可靠性評估2.1 引言與發輸電系統相比，配電網絡可靠性的模擬和評估問題有其自身的特點。配電系統在我國電力建設的歷史上就不如發輸電系統受到重視程度高，這主要是由于我國長期存在較大的電力需求缺口，因此發輸電容量不足更有可能給社會和環境帶來廣泛的嚴重后果。但是隨著西部大電源基地的建設，以及電力市場化的逐步推行，配電網絡的可靠性日益重要。城市經濟的迅速發展和城網改造的開展，迫切要求對配電系統進行科學、合理的規劃。同時，隨著電力企業管理工作的發展和深化及電力法的實施和電力服務承諾制的開展，供電可靠性在生產管理工作中所占的位置也越來越重要。在1995年電業生產事故調查規程中，1kV用戶供電可

2、靠率已被列入供電安全考核項目之中。這些，都大大提高了人們對配電系統可靠性的重視程度，但同時也對配電系統可靠性的評估方法提出了新的要求。傳統的配電網可靠性評估方法為故障模式與后果分析法，即FMEA法(Failure Mode and Effect Analysis Method)，這種方法通過對系統中的所有狀態的搜索，列出全部可能的系統狀態，然后根據所規定的可靠性判據對系統的所有狀態進行檢驗分析，找出系統的故障模式集合，最后在此狀態集合的基礎上，求得系統的可靠性指標。FMEA法原理簡單、清晰、模型準確，已廣泛用于輻射形配電網的可靠性評估。但是，它的計算量隨著元件數目的增長成指數增長，所以，當配電

3、網結構比較復雜，元件數目增多時，系統故障模式急劇增加，計算將變得冗長繁瑣。因此，用FMEA法直接對一個復雜的輻射形配電網進行評估是很困難的。最小路法是近幾年提出的一種配電網可靠性評估新方法，該算法同時考慮了最小路上的元件和非最小路上的元件故障對負荷點可靠性指標的影響，并能指出網絡的最薄弱環節，計算效率與FMEA法相比有較大的提高。但是對于由主饋線和副饋線組成的相對復雜的配電系統，最小路法雖然能夠準確的計算，但它也對我們并不需要著重關心的負荷點指標也做了大量的計算，耗費了不必要的時間。因此，本文在最小路法的基礎上提出了一種復雜配電系統的可靠性評估算法，該算法首先通過對網絡的分層處理，將一個較為復

4、雜的輻射形配電系統等值為簡單的輻射形配電網，再應用最小路方法計算系統的可靠性指標，提高了評估效率，實例計算驗證了該方法的有效性。2.2 配電網的特點及評估模型配電系統電壓等級一般都是110kV以下，這樣的配電網雖然在最初建設時是建設成環網，但是往往都是采取開環運行的方式。因此可以認為配電網都是輻射形網絡。本文研究的鄂爾多斯電網，由于220kV網絡也是輻射形網絡，因此也可以使用研究輻射形配電網可靠性的分析方法加以研究。輻射形系統是由一組串聯元件，包括線路、電纜、隔離開關、母線等所組成。連接在系統任一負荷點的用戶要求它和電源點之間的所有元件都運行。配電網可靠性評估最關注的元件有架空線路、配電變壓器

5、、電纜、隔離開關、熔斷器等元件，對于這些元件一般采用三狀態模型模擬，如圖2-1所示。圖2-1 元件的三狀態模型上圖中N為正常運行狀態，R為故障檢修狀態，M為計劃檢修狀態，為計劃檢修率；為計劃修復率；為故障率；為故障修復率。斷路器屬于可操作元件，其操作結果可以改變系統接線的拓撲結構，對系統運行有著嚴重的影響。而且，斷路器器本身結構負責，動作部件多，故障形式多種多樣，所以斷路器的可靠性模型需要特別處理。我們假設斷路器有7種運行狀態，分別為：正常運行狀態、計劃檢修狀態、臨時檢修狀態、誤動狀態、接地或絕緣故障狀態、拒動狀態和故障修復狀態，將這些狀態按照他們對周圍元件的影響及對系統的危害程度進行合并，這

6、樣將臨時進行、誤動、故障修復狀態近似合并為修復狀態（R狀態），拒動狀態與接地或絕緣狀態合并為擴大型故障狀態（S狀態），合并以后，斷路器的等效模型如圖2-2所示。圖2-2 斷路器的等效模型當然，不是在任何情況下，都必須應用比較齊全的模型，當評估配電系統負荷點的可靠性指標時，可以使用簡化模型評估。因此，本文采用簡化的斷路器模型。這一模型的主要假設為:斷路器成功斷開的概率為1;斷路器斷開失敗的概率為0;斷路器開路的概率忽略不計。在配電系統可靠性評估中，斷路器斷開失敗和開路的概率通常很小，它們對評估結果的影響也很小，因此，該假設是可以接受的。那么，斷路器的模型可用表2-1表示。表2-1 斷路器模型假設

7、狀態模擬方法誤開路把斷路器視為系統的元件，并把誤開路的指標劃歸給他可自行清除斷路在母線側短路將斷路器母線側的短路指標同它所聯接的母線的可靠性指標相組合在線路側短路將斷路器線路側的短路指標劃歸給所考慮的斷路器不可自行清除斷路在母線側短路將斷路器母線側的短路指標同它所聯接的母線的可靠性指標相組合在線路側短路將斷路器母線側的短路指標同它所聯接的母線的可靠性指標相組合注:表中“可自行清除短路的含義為斷路器能清除它自身短路故障的狀態。不可自行清除短路的含義為斷路器不能通過本身的動作清除短路故障的狀態。2.3 配電網可靠性評估的指標配電系統的供電可靠性就是“配電系統對用戶連續供電能力的程度”，可以用可靠性

8、指標定量地表示。配電系統可靠性指標可分為2類，一類是基本指標，另一類是配電系統的專用指標24。 基本指標和計算公式基本指標有系統或負荷點的平均停運率s(次/a)、平均年停運時間tus(h/a)、平均停運持續時間tus(h/次)，它們的計算公式如下25: (2.1) (2.2) (2.3)式中可為元件i故障率 (次/a)，i；為元件i的檢修停運率(次/a)；為元件i的平均故障修復時間(h/次)；為元件i的平均檢修持續時間(h/次)。專用指標及其計算公式為了反映系統停運的嚴重程度和重要性，采用一些專用指標，先計算有關線路的指標為25:年總停電次數 (2.4)用戶總停電持續時間 (2.5)總電量不足

9、 (2.6)上式中為負荷點i的停運率；Ni從為負荷點i的用戶數；為負荷點i停電時間；Pi為負荷點的負荷。有了線路可靠性指標，就可以得到系統的可靠性指標，具體指標的計算公式如下:系統平均停電頻率指標 (2.7)系統平均停電持續時間指標 (2.8)用戶平均停電持續時間 (2.9)平均供電可靠率 (2.10)平均供電不可靠率 (2.11)系統平均缺電指標 = (2.12)2.4 配電網可靠性評估的方法解析法適用于規模較小的電網可靠性評估。傳統的故障模式與后果分析法(FMEA)通過對系統中各元件所有可能狀態的搜索，列出全部可能的系統狀態，然后根據所規定的可靠性判據檢驗分析系統所有的狀態，確定系統的故障

10、模式集合，然后在故障集合的基礎上求得系統的可靠性指標。由于方法原理簡單、清晰、準確，因而被廣泛地應用于輻射形配電網的可靠性評估。但是，它的計算量隨著元件數目的增長成指數增長，所以，當配電網結構比較復雜，元件數目增多時，系統故障模式急劇增加，計算將變得冗長繁瑣。因此FMEA法不適合直接用于對一個復雜的輻射形配電網的可靠性評估。最小路法是近幾年提出的一種配電網可靠性評估新方法，該算法同時考慮了最小路上的元件和非最小路上的元件故障對負荷點可靠性指標的影響，可以體現網絡的最薄弱環節，計算效率相比FMEA法有較大的提高。但是對于由主饋線和副饋線組成的相對復雜的配電系統，最小路法雖然能夠準確的計算，但它也

11、對我們并不需要關心的負荷點指標也做了大量的計算，耗費了不必要的時間。因此，本文用復雜網絡分層簡化的方法改進最小路法，提出了一種復雜配電系統的可靠性評估算法。該算法首先通過對網絡的分層處理，將一個較為復雜的輻射形配電系統等值為簡單的輻射形配電網，然后應用最小路方法計算系統的可靠性指標，使得評估的效率得到較大的提高。 復雜配電網的可靠性等值方法實際的配電網往往由主饋線和副饋線構成，對這種結構比較復雜的配電網，可以利用可靠性等值的方法將其等值為簡單的輻射形配電網，從而簡化計算，按系統的饋線數對其進行分層處理，同一層的元件定義為：一條饋線以及該饋線連接的所有元件（隔離開關、分段斷路器、熔斷器、分支線等

12、）。每一層都可以等值為一條相應的等效分支線，這樣從最末層開始向上逐層等值，最后一個復雜的含有多條饋線的配電網就等值為一個簡單的輻射形網絡。如圖2-3所示，饋線4及其所連接的元件為最末層，包括分支線、熔斷器及饋線上的主干線。它們發生故障不僅會影響本層負荷點的可靠性指標，而且還會影響其上層負荷點的可靠性，這樣饋線4對饋線3的影響與一條等效分支線對饋線3的影響相似。因此，饋線4我們可以用一個等值分支線EL4來等值，和r分別描述的是第四層(饋線4)上所有元件共同影響下的等效分支線所代表的故障率和停運時間。在計算等效分支線可靠性參數時，由于饋線上隔離開關或分段斷路器位置的不同，網絡的結構不同，各個元件參

13、與計算的方式也不同，所以故障對負荷點可靠性指標的影響也不同，計算的原則為:如果某條饋線上裝設有隔離開關或分段斷路器這一類的可以隔離電器故障的元件，那么在這些隔離器件后有元件發生故障所引起的該條等效分支線停運時間是隔離器件的操作時間S，隔離器件后面的元件檢修不會影響該等效分支線正常運行。隔離器件前面的元件發生故障引起的等效分支線停運時間認為是故障元件的修復時間。等效分支線可靠性參數的計算公式如下: (2.13) (2.14) (2.15)式中各變量意義如下：，隔離開關或分段斷路器前的元件的故障率，元件的停運時間，圖2-3 網絡初始結構圖圖2-4 等值變換后的網絡結構圖圖2-5 最終的網絡等值接線

14、圖圖中：SL為等效串聯元件；為等效分支線；F為饋線；M為各饋線的主干線；LP為負荷點；T為變壓器；f為熔斷器。顯然，饋線1上所連接的元件故障會影響其下層饋線2, 3, 4的負荷點可靠性，為了描述上層元件故障對下層負荷點可靠性的影響，在下一層的主饋線上定義了一個等值的串聯元件SL，這樣在計算下一層負荷點的可靠性指標時，仍然可以認為電網是只含有一條饋線的簡單配電系統，從而簡化了計算過程。在圖2-4中，饋線2上的串聯元件SLZ代表的是第1層元件故障對第2層負荷點的影響，如果同一層內有多個并列饋線時，也應將它們元件故障的影響計入。這樣，饋線2變成了一個含有串聯元件和分支線的簡單配電系統，可以方便地計算

15、出饋線2上各負荷點的指標。用同樣的方法，可以計算出饋線3上的等值串聯元件SZ3，從而求出饋線3上各負荷點的指標，最后獲得整個系統的可靠性指標。圖2-6 網絡等值算法的計算流程最小路法可靠性評估26配電系統在實際運行中多采用開環運行、輻射狀供電方式，在可靠性評估時，應以此作為典型方式加以研究。配電系統的基本可靠性指標按公式(2.1)(2.3)計算，其他可靠性指標均可根據以上指標求得。但是，在實際的工程應用中，由于網絡結構及系統裝配的不同，系統中各個元件參與計算的方式也不同，這就為實際應用帶來了一定的困難。因此，結合系統的實際配置，提出了一種基于最小路的快速評估方法26。下面用一個簡單的輻射形系統

16、（圖2-7）介紹基于最小路的可靠性評估算法原理。圖2-7 簡單輻射形配電線路先求取每個負荷點到電源點的最小路26，這樣整個系統的元件便可分為最小路上元件和非最小路上的元件2類。例如圖2-7中對于負荷點2，它到電源點的最小路由主饋線1，2和分支線b組成，這些線路上的元件為最小路上的元件，其他元件就為非最小路上的元件。對于最小路上元件處理原則如下：1、如果系統無備用電源，那么最小路上的每個元件發生故障或檢修，均會引起負荷點的停運。所以，參與計算的是元件停運率和停運時間如圖2-5中，負荷2最小路上的主饋線1，2和分支線b上的元件停運都會引起負荷點2的停運。2、如果系統有備用電源，而且主饋線上裝有分段

17、裝置（隔離開關、負荷開關或分段斷路器），那么分段裝置前的元件發生故障引起后段負荷點停運時間僅為max tF , tB ，其中tF為分段裝置的操作時間，tB為備用電源的倒閘操作時間。而且認為前段元件的檢修不會引起后段負荷點的停運。以圖2-7為例，主饋線1故障，負荷點2的停運時間僅為maxtF , tB ，如果主饋線1檢修，則負荷點2不受影響。除此之外，最小路的元件停運，均會引起負荷點的停運。參與計算的為元件停運率和停運時間，即主饋線2、分支線b上元件的停運都會造成負荷點2的停運。對于非最小路上的元件，根據系統的結構可分為以下幾種情況處理：(1) 對于分支線，如果其首端裝有熔斷器等分支線保護，那么

18、分支線上的元件發生故障，熔斷器熔斷，故障不影響其他支線。如圖2-7中分支線c故障，不影響負荷2和其他負荷的運行。(2)如果沒有熔斷器等分支線保護，則先求每個非最小路元件到電源的最短通路，并且找到通路上從元件出發的第一個開關或分段斷路器，再判斷開關或分段斷路器是否位于負荷節點的最小路上。 如果通路上第一個開關或分段斷路器不在負荷點的最小路上，則非最小路元件發生故障所引起的負荷點停運時間為開關或分段斷路器的操作時間，并且檢修不會引起前段負荷點的停運。以圖2-7為例，如主饋線3, 4上元件故障，由于其到電源通路上的第一個開關或斷路器QF不在負荷點2的最小路上，則它們引起負荷2的停運時間僅為分段斷路器

19、的操作時間并且檢修時負荷2不停運。 如果通路上第一個開關或分段斷路器在負荷點的最小路上，則開關不起作用，元件發生故障所引起的負荷點停運時間為元件停電時間。如圖2-7中，饋線a發生故障，由于其到電源的通路上的第一個隔離器件為QF 1，并且在負荷點2的最小路上，則QF 1不起作用，饋線a故障或檢修引起負荷2的停運時間就是饋線a的停運時間。因為在計算過程中體現了每個元件對負荷點可靠性指標的貢獻，可以根據這些信息找出系統的薄弱環節并為改善措施的設計提供重要的信息參考。算例分析 以RBTS母線6的配電系統為例27，應用所提出的方法對其進行了可靠性評估計算。該系統有33kV變電所一座，出線7條，負荷點40

20、個，用戶2,938戶，總平均負荷10.715MW。系統接線圖見附圖1所示?？梢钥吹皆贓ZBTS母線6的配電系統中的饋線4明顯是一個復雜配電網，因為該饋線由多條饋線組成。我們用上面介紹的評估算法分別評估該饋線在3種不同的配置情況下的可靠性指標。第1種情況:饋線4無備用電源，斷路器6，7，8的可靠動作率為80% 。第2種情況:饋線4無備用電源，斷路器6，7，8的可靠動作率為100% 。第3種情況:饋線4有備用電源，斷路器6，7，8的可靠動作率為80% 。在第1種情況下，各等效分支線及等值串聯元件的可靠性參數如表2-2所示。表2-2 各等效分支線及等值串聯元件的可靠性參數等值元件F5F6F7e5次u

21、e5re5次-1e6次ue6re6次-1e7次ue7re7次-1EL0.86254.32255.00.55252.76255.00.83254.19255.0SL2.770310.96553.95823.019915.09955.02.791113.95555.0因為饋線5、6、7的各等值元件的參數已經計算出來，系統各負荷點的指標就可以方便地應用最小路法計算出來了。表2-3列出了部分有代表性的負荷點的可靠性指標。表2-3 饋線瓦部分負荷點的可靠性指標因為后面的兩種情況的計算過程與第一種情況的計算過程類似，因此就不單獨列出計算結果了。下面在表2-4中列出的是3種不同假設條件下系統可靠性指標的計算

22、結果。表2-4 3種不同假設情況下系統可靠性指標的計算結果從表格上的數據可以看出，證明最小路法的正確性和有效性在算例得到了證明。2.5 本章小結本章首先在敘述了可靠性基本概念的基礎上引入了配電網可靠性評估的具體指標和方法。詳細介紹了本文將要用到的網絡分層簡化法和最小路法。最后通過仿真算例證明這兩種方法的確可以簡化計算系統可靠性指標的計算過程，方法是準確、有效的。第三章 鄂爾多斯電網可靠性的評估3.1 引言鄂爾多斯市位于內蒙古自治區西南部，地處鄂爾多斯高原腹地，東、南、西與晉、陜、寧接壤，北、東北部與包頭及呼和浩特市隔河相望。在近幾年的經濟建設中，鄂爾多斯市利用自身豐富的資源大量發展高耗能產業，

23、電力需求飛速增長，電網最大供電負荷由2000年的184兆瓦猛增到目前的650兆瓦。電力需求的嚴峻形勢也極大地刺激了電網建設的飛速發展。僅2004年，電網建設投入資金就達10億元，相當于過去五十多年投入的總和，實現了每個旗區至少擁有一座220kV變電站的電網布局設想。鄂爾多斯電力網絡建設快速發展的形勢下迫切需要對網絡的供電可靠性進行綜合全面的評估，以發現電網的薄弱環節為針對性地加強電力建設提供指導，切實提高地區電網的供電可靠性，為鄂爾多斯地區經濟快速發展提供可靠的電能保障。3.2鄂爾多斯電網概述圖3-1 鄂爾多斯電網示意圖鄂爾多斯電網是蒙西電網的重要組成部分，覆蓋鄂爾多斯市全境。鄂爾多斯市全部行

24、政區域均為蒙西電網供電營業區。除準旗薛家灣鎮、大路鄉、海子塔鄉、窯溝鄉、東孔兌鄉、哈岱高勒鄉由薛家灣供電局管理外，其他區域均為鄂爾多斯電業局供電營業區范圍。鄂爾多斯電網電力供需情況分析 “九五”期間，鄂爾多斯市國民經濟增長率為20.29%，同期電力消費的增長率為15.96%，電力彈性系數為0.79鄂爾多斯電網的最大供電負荷由1995年的95MW增長到2000年的184MW，年平均遞增率為14.16%，供電量由35866萬kW·h增長到75203萬kW·h，年平均遞增15.96% 。2004年，鄂爾多斯電業局在嚴重缺電的情況下，最大供電負荷達到668MW，全年供電量完成361

25、500萬kW·h，與2000年相比，年平均遞增率達到48.1%。供電區域的劃分、電源及電網的結構與構成截止2004年底，全網發電裝機容量3496.8MW。其中火力發電裝機容量2954MW即:達拉特電廠6X330MW;準格爾電廠2X100MW;準格爾國華電廠2X330MW;高頭窯電廠2X3MW;東勝熱電廠4X1.5MW+IX3MW;神華上灣電廠2 X 12MW;烏蘭熱電廠2X6MW;蒙西自備電廠2X6MW+2X15MW;紡織自備電廠1X3 MW+2X6MW;伊化自備電廠1X6MW。水力發電裝機容量542.8MW，包括萬家寨水電站3 X 180MW及烏審旗巴圖灣水電站2.8MW。目前在建

26、電源項目7個，均在年內建成投產，可新增裝機容量1864MW，屆時全網發電裝機容量達到5360.8MW。鄂爾多斯電網火（水）電站現狀見附表1。鄂爾多斯電網的總體情況是:五個供電區域共有220kV線路14條/625km，220kV變電站8座，主變12臺/1500MVA，斷路器23臺，電流互感器64只，電壓互感器46只，隔離開關83臺，避雷器82只，耦合電容器24只，阻波器39只，母線9條。110kV線路26條/950km，110kV變電站20座，主變27臺/747MVA，斷路器73臺，電流互感器225只，電壓互感器97只，隔離開關250臺，避雷器160只，耦合電容器51只，阻波器77只，母線28條

27、。鄂爾多斯電網主要由五個供電區域組成，即:東勝、準旗、棋盤井、達旗、杭錦旗?，F將各個供電區情況分別介紹如下：東勝供電區主要包括東勝區、伊旗、烏審旗以及準旗西南地區。供電主電源來自達拉特電廠及布日都500kV變電站。東勝北郊220kV變電站的供電電源來自達拉特電廠及布日都500kV變電站，正常方式下由達拉特電廠主供，該站主要接帶東勝東郊、鐵西、青春山、草原110kV變電站;烏蘭木倫220kV變電站的供電電源通過東勝北郊變來自達拉特電廠，主要接帶布爾臺、馬家塔、新街110kV變電站;烏審220kV變電站的供電電源來自布日都500kV變電站，主要接帶達鎮、圖克、納林河110kV變電站。青春山至布爾臺

28、、新街至圖克110kV線路處于熱備用狀態。除薛家灣供電局所轄范圍，準旗其他所有行政區域均為準旗供電區。供電電源來自萬家寨水電站及薛家灣220kV地區變，供電系統由萬家寨楊四海220kV輸變電設施及薛家灣沙訖堵、薛家灣榆樹灣、楊四海榆樹灣110kV輸變電設施構成。另有楊四海沙訖堵110kV線路備用。北部地區的用電由達旗白泥井色旺溝35kV輸變電設施承擔。棋盤井供電區包括鄂旗、鄂前旗全境。供電電源來自烏海500kV變電站及海勃灣電廠，區內現有3座220kV變電站，即棋盤井變、紅旗變、鄂絨烏珠爾總降變。棋盤井變電站供電電源來自烏海500kV變，主要接帶35kV高載能用戶及烏蘭110kV變電站，同時備

29、用接帶盤山110kV變電站;紅旗變電站供電電源來自烏海500kV變，接帶敖勒召及在建的上海廟110kV變電站;鄂絨烏珠爾總降變電站供電電源來自烏海500kV變，該站主要承擔鄂絨工業園區高載能項目的供電，同時用做即將建成投產的鄂絨自備2X330兆瓦機組的并網接入。盤山110kV變電站正常方式下由海勃灣電廠接帶，烏蘭敖勒召110kV線路備用。另外，堿柜地區暫由烏海新地110kV變電站供電。達旗供電區主要包括達旗全境及準旗西北部分地區，目前區內有1座220kV變電站，即達旗地區變，供電電源來自就近的達拉特電廠，主要接帶樹林召、城拐、工業園、白泥井、石尼召、雙福、新奧7座110kV變電站，同時備用接帶

30、草原變。杭錦旗供電區為杭錦旗全境，供電電源主要來自布日都500kV變及烏拉山電廠。供電系統主要由布日都杭錦220kV輸變電設施以及杭錦錫尼、烏拉山獨貴錫尼110kV輸變電設施構成，其中獨貴錫尼110kV線路備用。西部巴拉貢區域的供電由瞪口巴拉貢35kV輸變電設施承擔。截止目前，全網擁有220kV輸電線路16條，線路總長824公里;220kV變電站8座，主變總容量1650兆伏安。包括即將建成投運工程，擁有110kV輸電線路35條，線路總長1214公里;110kV變電站27座，主變總容量1327兆伏安。擁有35kV輸電線路63條，線路總長1774公里;35kV變電站48座，主變總容量229.5兆伏

31、安。全網220kV骨干網架形成供電能力2370兆伏安。鄂爾多斯電網35千伏及以上變電站現狀見附表20 35千伏及以上輸電線路現狀見附表3。3.3鄂爾多斯電網可靠性保證體系鄂爾多斯電業局針對電網網架結構薄弱，設備相對落后的情況決定最大限度發揮員工的積極因素保障對用戶的供電可靠性。為此在電業局內成立了可靠性領導小組，發布文件詳細規定了領導小組的人員組成、職能分工、工作流程。供電可靠性和輸變電可靠性的管理，在主管生產局長和總工程師的領導下，由生技部歸口，設專職可靠性管理工程師一名，負責全局供電可靠性和輸變電可靠性的管理工作。建立健全可靠性管理指標體系，實施可靠性管理目標的理論、方法、政策、制度和管理

32、信息。對全局可靠性管理工作進行監督、檢查、考核、協調等。將全局可靠性數據進行匯總，并及時、準確、完整按時上報內蒙電力公司。制訂全局年度可靠性管理目標、辦法，將考核指標按月份、季度分解下達各相關單位。定期進行可靠性分析，提出影響可靠率的關鍵問題，制定出提高可靠性的具體措施，為領導提供決策依據。用可靠性理論指導生產，指標的變化作為評估檢修質量、技術項目、改造效果的主要依據。配合本部各專工，合理系統的安排全局年度、月份輸、變、配電在運設備計劃檢修、小修、基建、擴建、改造等計劃工作。應了解生產和經營管理有關情況。根據需要參加生產檢修會、安全例會、安全分析會和有關專業會議，提供設備可靠性數據，提高分析水

33、平。應負責對其輸、變、配電設備的檢修計劃進行審批，以控制停電次數和停電時間。定期進行可靠性業務培訓，確?；鶎訂挝豢煽啃怨ぷ魅藛T不斷提高業務水平，能準確判斷電力施可靠性狀態和故障分類。局生技部組織各級有關專業人員，定期或不定期下基層進行可靠性管理工作的檢查。各有關單位設專（兼）職可靠性管理人員一名，負責本單位可靠性管理工作。各局負責人專責人各局負責人專責人各局負責人專責人各局負責人專責人各局負責人專責人各局負責人專責人生產部專責人達供局伊供局大戶局調度局準供局東供局變電局高壓局修試局局領導生產部負責人安監部負責人各局負責人專責人各局負責人專責人各局負責人專責人生技股各檢修班組生技股各檢修班組生技

34、股各檢修班組生技組調度方式班生技股各檢修班組生技組變電站檢修班生技股各檢修班組生技股各檢修班組用監班 計量班頒布了鄂爾多斯電業局可靠性管理工作實施細則，詳細規定了在可靠性管理涉及到的各個部門，部門具體人員素質的要求以及職責，還詳細規定了可靠性統計數據的處理流程保存年限。規定了每年對可靠性工作的詳細考核內容和標準。圖3-1 *縣電業局輸變電、供電可靠性三級管理網絡組織保證體系圖可靠性數據的及時性、準確性和完整性是可靠性管理工作的基礎。各級領導和專責人不得任意修改或弄虛作假。可靠性專責人應按國家電力可靠性管理中心、河北電力（集團）有限責任公司的有關規程、規定認真填報原始基礎數據，做到時間準、狀態明

35、、原因清、數據全。調度所每月1日前將我局月度各類停電檢修統計表報生技部。各類上報的數據應與本單位的運行日志、工作票、急修記錄以及變電站操作票等有關記錄相符。可靠性分析報告與工作總結，按照內冀電力（集團）有限責任公司可靠性指標分析報告中的內容和要求，各相關單位每月寫出分析報告，并于月末2日前報生技部。各基層單位每季末、半年、全年寫出可靠性工作總結，并按要求時間連同分析及時上報生技部。文件資料必須完整、齊全，保存五年。為了從人員上根本保證可靠性管理的連貫性，建立了可靠性三級管理網絡（“*縣電業局輸變電、供電可靠性三級管理網絡組織保證體系圖”）見圖3-1。3.4*縣電網可靠性評估的內容為了全面反映*

36、縣電網的可靠性水平。將要用到的可靠性指標及計算公式如下:年總停電次數：用戶總停電持續時間： 系統平均停電頻率:系統平均停電持續時間: 用戶平均停電持續時間：總電量不足：系統平均缺電指標：平均供電可靠率 3.5鄂爾多斯電網可靠性評估的結果在可靠性評估的計算中，非最小路上的元件的可靠性歸算到最小路的節點上，然后計算各負荷點的供電可靠性指標，進而得出全網的可靠性指標。根據*縣電網實際運行經驗，這里不會考慮到每個用戶的情況，假定每個負荷就是一個用戶，其可靠性評估的結果如表3-1所示。表3-1 *縣電網可靠性評估計算結果第四章 鄂爾多斯電網可靠性的提高4.1 引言 配電網可靠性管理除了可靠性數據統計、指

37、標統計評價以及預測評估外，另一項重要目的就是通過可靠性管理措施的推行，提高配電網可靠性水平。配電網可靠性水平與配電網的結構、氣候條件、后勤保障以及人員的整體素質都有關系，因此可靠性的提高是一項系統性的工程。配電網的拓撲結構與負荷分布及地理地形環境有關，當它固定下來以后，配電網的可靠性水平就與可靠性管理的實施息息相關了。因此，目前配電網可靠性管理越來越受到各國供電企業的重視。4.2鄂爾多斯電網供電可靠性存在的問題通過對鄂爾多斯電網實際生產運行過程中得出的統計數據。來分析停電次數與哪些因素有關(在本文中，我們將上級線路故障停電與計劃檢修合為因計劃檢修而停電)。利用的電網數據是2003年的電網事故統

38、計數據。各種停電原因所占比例見圖4-1。其中主要是計劃停電和10 kV線路的故障停電。而故障停電發生的原因(如表4-1所示)具有普遍意義和借鑒作用。圖4-1 停電原因比例圖(單位:戶·時)表4-1中，停電次數，指電網因為該項故障引起的所有用戶停電次數的總和;停電時戶，指所有用戶停電時間的總和。從表中可以看出導致用戶停電的主要原因是預安排停電，故障停電的三個主要原因是氣候因素、外部人員、運行不當+設備故障。表4-1 故障原因統計數據停電原因氣候因素外部人員運行不當限電動物原因預安排停電設備故障停電次電時數382.69105.92337.67273.2390.4

39、84908.56124.38配電網可靠性水平停電次數每次停電時間故障停電時間計劃停電時間計劃停電故障停電維修設備時間純粹維修時間隔離故障恢復供電故障恢復故障部分恢復供電到達故障地點故障定位設備故障動物原因限電運行不當外部人員氣候因素 氣候影響中主要是雷害事故，其次是大風雨雪天氣的影響。統計表明:雷害導致的故障原因主要有針瓶、絕緣子，避雷器爆炸以及開關損壞等。大風雨雪天氣導致的故障原因主要為線路舞動導致相間短路、雜物因被吹到開關上或線路被異物纏繞導致短路故障。外部人員過失主要是用戶電纜被挖傷、亂拋雜物造成線路故障、汽車撞桿、氣球或彩旗掛線以及其它一些意外事故。運行不當和設備故障主要是由于運行和設

40、備檢修人員的過失導致誤操作和設備維護不當引發的意外事故。故障發生后，決定停電影響的因素主要有:故障定位、到達故障現場、隔離故障并恢復完好部分供電、維修前準備備品備件、純維修以及恢復供電時間。因此，影響配電網可靠性水平的各種因素經逐步分解如圖4-2所示。4.3提高鄂爾多斯電網供電可靠性的措施提高供電可靠性的措施主要分為減少供電停電事故次數的措施和減少停電持續時間的措施兩類。減少故障停電措施除了加強網架結構提高電能輸送能力以外還包括選用合適的前期設備、采用合理的埋設或安裝方式、制定合理的檢修制度和管理制度等等。而減少故障停電持續時間則主要包括做好事故預案、加強維修訓練、配備先進的設備、準備必要的器

41、材儲備等等。減少外部人員導致故障停電事故次數的措施針對外力破壞導致的停電事故。可以采取以下幾種措施：1. 大力推廣使用電纜溝，盡量減少電纜直埋。由于電纜溝方便檢修、系統擴容。而且不會有因為其它施工而被挖傷的危險。因此，它比電纜直埋具有顯而易見的好處。電纜溝的不利之處是需要占用一定的土地，并且首次施工的投入比直埋成本高。前者若早期規劃得當，與城建部門早作協調是能很好地得到解決的;后者雖然首期成本稍高，但方便了檢修及擴容，而且減少了意外的停電事故。從長期的經濟角度看顯然是更可取。尤其是在當前電力負荷增長迅猛、擴容頻繁之際。再加上，直埋電纜需要反復挖埋，造成大量人力、物力的浪費。采用電纜溝的優勢顯而

42、易見。2. 如果不得不采用直埋的電纜埋設方式，則應該加強標示，力求做到標示的規范化。3. 盡量減少在路口布桿，遇到不得不在路口設桿的情況，則應該在電桿或路旁的拉線要加上醒目的標示，盡可能減少車輛撞桿撞拉線的機會，必要時設置保護欄網。4. 針對用戶破壞所造成的停電事故，所采取的措施目前只能是加強用電規范教育，對用戶及電工技術人員多進行技術及行業管理方面的培訓。以上是對于故障停電的解決措施，但是從前面的圖表可以看出計劃停電仍然是導致用戶停電的主要原因。因此提高計劃停電時間的利用效率，有效減少停電時間，就能大大提高電網的可靠性水平。因此有必要采取以下措施減少計劃停電時間。在規劃設計和設備選型上留有一

43、定裕量，避免因此類問題導致設備更新而造成的停電。合理安排計劃檢修，并且盡可能地將施工作業停電安排在計劃檢修期內。大力推行10kV線路帶電作業新技術，使部分線路檢修及接線工作在不用停電的情況下得以完成。當然，推行該項技術的前提必須是確保操作人員的人身安全。減少過電壓導致停電事故次數的技術措施由于雷擊及其它因素導致的過電壓在故障因素中占據了比較突出的地位，因此采取有效的抑制過電壓危害的措施，是降低故障停電次數的關鍵。所以有關抑制過電壓的技術措施需要詳細敘述。1. 鐵磁諧振過電壓在中國己是老問題了，在這方面采取了多種消諧措施，取得了一些效果，但并不是特別理想。如在PT開口三角中接消諧器的方法，在有的

44、地方起作用，而在有的地方不起作用，裝了消諧器還產生了諧振過電壓。這是由于鐵磁諧振過電壓本身是一個非線性的過程，而且不同的參數產生不同次的諧振過電壓。而且在一個配電網上有多臺PT，而只在某一PT的開口三角上裝消諧器是很難奏效的。必須要使配電網參數發生較大的變化才能將諧振過電壓抑制住。經過多年的試驗和實踐，如果在配電網中性點上接入消弧線圈破壞它的諧振條件，能比較有效地抑制諧振過電壓的發生。2. 10kV配電網系統中弧光過電壓現象也是比較普遍的，其特點是一處故障會引起多處絕緣擊穿，造成很大的經濟損失。利用改進型的消弧線圈補償系統，使脫諧度整定在正負5%以內，用殘流降得很小以使電弧引燃不起的辦法來抑制

45、弧光過電壓的發生，其效果是明顯的。3. 配電網系統中除了鐵磁諧振和弧光過電壓外，還有如斷線諧振過電壓和傳遞過電壓等，也需要有效的抑制才能保證整個系統的安全，可采用中性點加裝高壓非線性電阻的方法。配電網中性點通過消弧線圈與高壓非線性電阻并聯接地的方式可使不接地電網單相接地后不立即跳閘，而在中性點發生過電壓時又因為是低電阻接地方式可以限制過電壓。4. 對有高壓電動機的配電網，由于無間隙氧化鋅避雷器的參數選擇上存在問題，所以保護電動機對地絕緣比較勉強，對保護相間絕緣根本不起作用，為防止操作過電壓對高壓電機的危害，大電機旁增設特制的帶間隙的四端星型過電壓保護器，加強對操作過電壓的抑制。5. 對于大氣過

46、電壓故障可以采取的改進有:在線路上裝設氧化鋅避雷器，確保架空避雷線的地網完好，采用新型的絕緣子（例如陶瓷橫擔），在配電變壓器、電力電纜、柱上開關的一線上采用絕緣導線（例如:交聯聚乙烯絕緣導線）。改進熄弧方式提高供電可靠性在中性點不接地的電網中，由于對地電容電流的增大，單相接地后電容電流超過10A以上電弧就不可能自行熄滅。如果把電弧熄滅了，問題就得到了解決。當然消弧要靠消弧線圈，利用電感電流與電容電流在相位上相差180。的關系進行補償。但是老式消弧線圈經過幾十年的運行實踐，有許多不足的地方影響了它功能的發揮，主要原因是:1. 老式消弧線圈是手動調分接頭式的。電網對地電容經人工計算后需要調整時，一

47、般將消弧線圈從電網上停下來，手動進行調整。當然在運行中脫諧度是無法控制的，不能隨著電網對地電容電流的變化及時調整到最佳工作位置，這樣就影響了它的功能發揮，也不適應電網自動化的需要。2. 規程規定，老式消弧線圈只能在過補償方式下運行，而且脫諧度整定在10%，主要是防止中性點出現諧振過電壓。在實際整定中，為安全起見，脫諧度一般整定在20%30%。3. 老式消弧線圈的調流范圍比較小，不適合工程初期和終期的需要，若其容量按工程終期選，但在工程初期消弧線圈又投不上;如果按初期選擇在工程終期消弧線圈又不適應了。因此，為了使消弧線圈能在電網上充分發揮作用，必須對老式的消弧線圈接地補償系統進行結構上的改造，其

48、方法如下。1. 用單相有載開關代替原來的手動開關，這樣為實現遠方控制和自動調諧打下基礎，有載開關使用在消弧線圈上，在預調式的工況下（即在正常不接地的情況下進行調整）工作是很輕松的，幾乎處在空載狀態下切換，壽命非常長。2. 為了使消弧線圈在單相接地時，在限制弧光過電壓方面充分發揮作用，必須有效地限制諧振仁即(It=Ie)中性點的過電壓數值。如果當系統的電容電流與消弧線圈工作電流相等時，中性點位移電壓將被限制到允許值以下，這樣就可以實現全補償運行方式，這是殘流為最小的最佳工作方式，接地時殘流很小，就不會引起電弧弧光過電壓。為此可在消弧線圈的高壓回路中，用串入高壓大功率阻尼電阻的方法來實現，即采取增

49、大阻尼電阻的方法來實現，即采取增大阻尼率的措施來實現。3.為使消弧線圈接地補償系統能實時的跟蹤電網參數的變化，自動及時調整其分接頭位置，始終保證在殘流最小的最佳工作點，必須解決自動跟蹤和自動調諧的問題，這個問題利用微型計算機技術完全可以做到，關鍵是如何把電網的電容電流測量準確。可采用測量相位和測量位移電壓的方法予以實現。通過測量位移電壓以及它和中性點電位之間的相位，在經過計算、判斷，在需要調整時適時發出指令自動進行調整，同時自動顯示有關參數，如電容電流、電感電流、殘流、位移電壓等，并進行報警、自動打印和信號遠送等，以滿足無人職守站的需要。減少每次停電時間計劃停電時間的長短主要與人員的素質、交通

50、、通訊設備以及使用的作業工具有關。其中人員素質既包括參與實際操作人員的素質，也包括協調統一的管理人員的素質。因此，為了縮短計劃停電時間，除了盡可能地配備先進的交通、通訊以及作業工具外，還要加強操作人員的培訓，提高他們的整體素質。故障停電持續時間的決定因素包括:故障定位、到達現場、隔離及恢復完好部分的供電時間，還有完好部分的恢復程度、故障修復、及故障點恢復供電時間來決定。其中，故障修復時間又分為設備的準備以及純修復時間。為了縮短故障定位時間，可以推行基于GIS系統的故障管理信息系統的建設，當停電事故發生時，通過GIS系統線路狀態(狀態的變化可通過GIS系統顯示界面的顏色變化體現)變化，結合用戶的

51、報停信息快速確定事故點。為縮短到達現場時間，搶修組應配備能夠快速反應的性能優越的搶修車，除了設備因素維修人員的集合速度也是需要強調的。隔離及恢復完好部分的供電時間一般不長，與通訊狀況關系比較緊密;但是恢復程度卻與配電網的網絡拓撲結構有關。因此，應該通過分段、聯絡開關的設置，盡可能地改善網絡拓撲結構。當故障發生時，通過分段、聯絡開關的倒閘操作，盡快恢復完好段的供電，以減少故障修復期的停電用戶。設備的準備時間直接影響故障修復時間。維護人員在趕往現場時，只能根據當時的初步判斷及維修人員的實際維修經驗帶上所需的備件及常規的作業工具。但是大多數時候都必須等維護人員到達現場后才能最后確定故障的原因及維修方

52、案(包括所需的備件及特殊的作業工具)。為了減少設備的準備時間，可建立移動的備品備件倉庫，倉庫中除存放一般常見故障所需的備品和常規操作工具以外，還可以存放一些特殊作業工具、移動倉庫隨維修人員同步移動可以大大提高維修效率縮短維修時間。還可考慮在移動倉庫的基礎上進一步依靠GIS系統建立備品備件管理系統，維修和管理人員可以通過該系統查詢備件備品在倉庫的儲存種類、數量和地點，做到對維修備品來源一目了然，迅速確定備品備件的提取地點提高維修效率。不過如果倉庫的自動化程度不高這樣做就會要求所有倉庫全天有人職守并且保證通信的隨時暢通。加強城網的管理和改造近幾年來，鄂爾多斯電力部門在加強城網管理和改造提高配電網供電可靠性方面，做了如下工作。1. 年度管理:每年召開一次可靠性總結會，分析影響本年度可靠性的各種因素，制定下一年提高供電可靠性的主要措施。2. 季度管理:認真組織總結分析，按季度對停電原因比重失調的部門逐條深入分析，找出不利因素，及時消除。3. 每天控制:每天由主管生產的領導主持召開生產碰頭會，研究當天的各項停電工作，