CN102882214B - 农村地区高压配电网电压等级组合选择方法 - Google Patents

农村地区高压配电网电压等级组合选择方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，该方法给出了规划期内供电半径的计算方法，使运行费用和建设费用的计算可考虑负荷年均增长率和供电半径年均变化率的影响，实现对不同电压等级选择方案更精确的经济性比较。所述方法包括：（1）采用新的负荷饱和年供电半径计算方法确定供电半径；（2）在计及电源线路长度受供电半径影响的条件下，计算变电站建设费用；（3）在计及变电站下送负荷和受电线路长度受供电半径影响的条件下，计算运行费用；（4）根据计算所得的建设费用和运行费用，对电压等级选择方案进行评价。由于计及了折旧期内供电半径和负荷的变化影响，本发明大大提高了电压等级组合方案经济性评价的准确性。

Description

农村地区高压配电网电压等级组合选择方法
技术领域    
本发明涉及一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，属电气工程规划技术领域。
背景技术    
电压等级是电网结构中最根本的问题。电压等级选取的不合理将导致网损增加，电压合格率低，供电安全可靠性差，以及建设维修费用增加等一系列不良后果。目前，我国农村地区高压配电网普遍采用35/10kV和110/10kV两种电压等级组合。在线路负载率低、绝缘费用高的条件下，采用35/10kV的方案是适宜的。但是随着城乡负荷的不断增长，该方案将出现供电能力不足、电压质量差和线损电量高等问题。为解决上述问题，在经济发达地区均已采用了110/10kV电压等级组合。取消35kV电压等级的优势包括：（1）减少了35kV电压等级的能量损耗；（2）节省35kV电压等级的设备投资；（3）减少35kV电压等级运行环节，提高供电的可靠性。
电压等级组合的选择与地区负荷水平、供电区面积及该电压等级输变电设备的建设、运行费用有关，选择何种电压等级的组合能为供电企业带来最大的经济效益，需通过技术、经济的比较才能确定。负荷密度是目前地区电压等级组合选择的主要评判指标。在地区变电站平均供电范围已知的条件下，该指标可求出每座变电站平均下送的负荷量，进而通过不同方案下运行、建设费用的比较，确定适合采用的电压等级组合。如《电网技术》(2006年第30卷第10期64-68页)上发表的技术文献(“城市电网电压等级的合理配置”)；《电网技术》(2011年第35卷第2期88-93页)上发表的文献(“湖南电网发展20kV配电网的技术经济性研究”)；《供用电》(2003年第20卷第4期17-20页)上发表的文献“上海电网高压配电网络电压等级技术经济比较”和《电网技术》(1999年第23卷第2期31-33页)上发表的文献(“城网配电电压等级研究”)。这些文献都是通过地区负荷密度的大小来确定该地区适合采用的电压等级组合。
在负荷密度法中，变电站供电半径的确定至关重要，因为它不仅决定变电站电源线路的长度，而且也决定着变电站下送的负荷量。但是，规划期内变电站供电半径的确定非常困难，因为它不仅随着地区内变电站的增多而逐步减小、而且还随着电源线路曲折系数的变化而变化。目前，所有技术文献在供电半径的设定时都采用固定的经验值或通过简单的估算获得，没有考虑该参数在规划期内的变化情况和规划期内负荷的增长变化情况，导致计算结果过于粗略。如2007年上海交通大学硕士学位论文“城市配电网电压等级及供电模式选型研究”中通过变电站可供负荷与负荷密度的比值获得供电面积，进而求得供电半径，但规划期内的负荷密度本身就是一个变化值，不能简单地设定为一个常数；为比较110kV和35kV供电的经济性，文献《山东电力技术》，1994年第2期29-32页中“城网农网高压配电网电压等级的选取”采用经验值选取供电半径，且未考虑供电半径在规划期内的变化；文献“国内外电网配电电压的现状与发展——兼论我国推行20kV配电网的必要性与可行性二”（《电工技术》，1996年第10期1-5页)中描绘了不同负荷密度下各种方案的建设运行费用曲线，同样未考虑负荷密度及供电半径在规划期内的变化情况。综上所述，目前尚无有效、实用的方法来估算规划期内地区变电站的平均供电范围及负荷密度，进而无法相对准确地评价地区适合采用的电压等级组合，本发明提供一种新的电压等级组合选取方法。
发明内容    
本发明的目的是，根据现有配电网电压等级选择规划存在的问题，提出一种新的电压等级组合评价方法，该方法给出了规划期内供电半径的计算方法，使运行费用和建设费用的计算可考虑负荷年均增长率和供电半径年均变化率的影响，实现对各方案经济性更精确的比较。
本发明的技术方案是，在考虑折旧期内供电半径和负荷变化的条件下，计算不同方案下的建设和运行费用，从而对电压等级选择方案经济性进行比较评价。
本发明主要针对我国农村地区高压配电网电压等级组合的选取，故仅以110/10kV(方案一)和35/10kV(方案二)两种组合方案作为比较对象。根据《农村电力网规划设计导则》(DL/T5118-2000)的规定，110kV和35kV变电站均需配有无功补偿设备，故其低压侧10kV母线可作为电压恒定的电源处理。因此就10kV线路来说，可认为110kV和35kV变电站供电半径相同。
在不考虑维护费用和报废费用差别的条件下，若式(1)成立，则表明该地区110kV/10kV的供电方式要优于35kV/10kV电压等级的供电方式。
(W c1+W p1)<(W c2 +W p2)                              （1）
式中：W c1和W c2分别为方案1和方案2折旧期内的建设费用；W p1和W p2分别为方案1和方案2折旧期内的运行费用，即损耗费用。此处，用将来值作为比较标准。
本发明农村地区高压配电网电压等级组合选择方法包括以下步骤：
第一步、供电半径的确定
供电半径的大小不仅决定着电源线路的长度，也决定着变电站下送的负荷量。因此供电半径的确定对运行费用和建设费用有着至关重要的影响。此处，本发明提出一种新的负荷饱和年供电半径计算方法，进而可通过供电半径的年均变化率和折旧期的年限确定折旧期末的供电半径。
一般来说，10kV线路的曲折系数与其电源的数量成反比关系。因此，负荷饱和年的供电半径R f 可由以下方程确定：
                                                                                                       （2）
式中：下标f和c分别代表负荷饱和年和当前年；l为最远负荷到电源点的10kV线路长度；k为最远10kV线路对供电半径R的曲折系数；R为供电半径；m为10kV电源数，即35kV和110kV变电站的个数；S为供电区面积。
式（2）中，当前年的电源数m c 、曲折系数k c 为已知值；规划目标年农村地区最远负荷到电源点的10kV线路长度上限l f 在国网公司配电网技术导则中有规定，也为已知值。因此，只有k f 、m f 和R f 为未知量，而等式方程也有三个，可确定目标年供电半径的唯一解。
第二步、建设费用的计算
建设费用为变电站的投资建设所需的费用，一般都作为一个固定值考虑，但从一个较长时间的规划期来看，由于新变电站的π入等原因，电源线路的建设费用会随着供电半径和曲折系数的降低而降低。因此，折旧期末电源线路的建设费用并不是由其当初的建设长度，而是由折旧期末的供电半径和曲折系数决定。
假设某地区需y年到达负荷饱和年，则供电半径和曲折系数的年均下降率分别为：
                                               （3）
                                               （4）
式中：下标f和c分别代表负荷饱和年和当前年；R为供电半径；K为电源线路的曲折系数；d r 和d k 分别为供电半径和曲折系数的年均下降率。
假设负荷饱和年大于设备折旧年，在计及供电半径和曲折系数变化率的条件下，折旧期末变电站建设费用W c 计算表达式如式（5）所示，推导过程见附录。由于110kV和35kV变电站的供电半径相同，其10kV电网的建设标准一致，故此处不考虑10kV网络的建设费用。
   W c =           （5）
式中：X t 和X l 分别为变电站变电设备和单位长度电源线路的建设费用；L c 为建设的电源线路长度(包括备用电源线路L b 在内)；i为银行年利率；n为折旧期限。
第三步、运行费用的计算
运行费用主要包括电源线路和变压器的损耗费用。在计及负荷的年均增长率、供电半径的年均变化率和运行费用的年利率后，折旧期末电源线路和变压器的损耗费用值分别如式(6)和式(7)所示。同样，由于10kV电网的建设标准一致，此处不考虑10kV网络的电量损耗费用。
         =              （6）
        =                     （7）
式中：W l 和W t 分别为电源线路和变压器的损耗费用；积分变量x为年；ρ为地区的负荷密度；第x年的供电半径；t为负荷的年增长率；为第x年的有功负荷；r 0为电源线路的单位长度电阻；L为正常运行方式下变电站的受电线路长度，其值等于电源线路长度L c 减去备用电源线路长度L b ；为第x年变电站受电线路长度；φ为功率因数角；V为变电站主变高压侧电压；T max为地区最大负荷利用小时数；c为电价；r t 为变压器的短路电阻。
第四步、方案的评价
根据计算所得的建设费用和运行费用，通过式(1)即可对电压等级选择方案进行评价。
本发明第二步中折旧期末变电站建设费用计算表达式的推导如下：
在不考虑中、低压设备建设费用的条件下，变电站的建设费用主要分变电设备和电源线路两部分，如式(8)所示。
                                                W c = X t +X L                                       （8）
其中，X L 为考虑备用线路后电源线路的建设费用。
对于变电设备，其建设费用与供电半径等因素无关，因此可认为建设成本不变，故考虑利率因素后折旧期末变电设备的建设费用X t f 为：
                                               X t f =                                     （9）
对于电源线路，由于新变电站的π入等原因，其建设费用会随着供电半径和曲折系数的降低而降低。因此在供电半径年均变化率d r 和曲折系数年均变化率d k 已知，且不考虑利率因素的条件下，其折旧期末的建设成本X L f 可表示为：
                                             X L f =                              （10）
对于第x年，其电源线路产生的利息费用应是上年建设成本的利息与复合利息之和：
                                  =                      （11）
对于投产后第1年，利率为X L i；对于投产后第2年，利率为d r d k X L i+X L i(1+i)；对于投产后第3年，利率为(d r d k )2 X L i+d r d k X L i(1+i)+X L i(1+i)2；对于投产后第4年，利率为(d r d k )3 X L i+(d r d k )2 X L i(1+i)+d r d k X L i(1+i)2+X L i(1+i)3；……。
通过上述推导可以看出，投产后第n年，利率为：
   =X L i[(d r d k ) n-1+(d r d k ) n-2(1+i)+(d r d k ) n-3(1+i)2+……+(d r d k ) n-n (1+i) n-1] （12）
采用积分形式表示为：
                                   =                 （13）
因此，折旧期末，建设费用可表示为：
        W c = X t f + X L f +=
本发明与现有技术比较的有益效果是，给出了规划期内供电半径的估算方法，并在建设费用和运行费用的计算中考虑了供电半径和负荷增长的变化影响，提高了评价结果的准确性。
本发明适用于对地区电网电压等级组合的选取和经济性评价。
附图说明    
图1为变电站接线方式示意图；
图2为总费用对负荷的灵敏度关系；
图3为临界负荷密度对负荷年均增长率的灵敏度关系；
图1中图号表示：1是供电范围；2是上级电源；3是待研究电压等级变电站；4是正常运行方式下变电站的受电线路，L为其长度；L b 是备用电源线路的长度；R是变电站的供电半径。
具体实施方式
本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程。
本发明实施例以110/10kV(方案一)和35/10 kV(方案二)两种组合作为比较对象，计算整个折旧期内两种不同方案下的建设和运行费用，并在建设费用和运行费用的计算中考虑供电半径和负荷增长的变化影响，从而对电压等级选择方案进行评价。
评价前，先确定评价标准。
用将来值作为比较标准。若式(1)成立，即(W c1+W p1)<(W c2 +W p2)，则可在该地区取消35kV电压等级，采用110kV/10kV的方式供电。式中：W c1和W c2分别为方案1和方案2折旧期内的建设费用；W p1和W p2分别为方案1和方案2折旧期内的运行费用，即损耗费用。
本实施例通过以下步骤进行实施。
第一步 供电半径的确定
由于10kV线路的曲折系数与其电源的数量成反比关系，因此在当前年线路的曲折系数k c 、供电半径R c 、电源数m c 和负荷饱和年最长线路长度l f 已知的条件下，通过式(2)可求出饱和负荷年供电半径R f 的值。
第二步 建设费用的计算
从一个较长时间的规划期来看，由于新变电站的π入等原因，电源线路的建设费用会随着供电半径的降低而降低。因此，折旧期末电源线路的建设费用不仅与当初建设的线路长度有关，还和折旧期末的供电半径和曲折系数有关。
假设某地区需y年到达负荷饱和年，则供电半径和曲折系数的年均下降率可分别通过式(3)和式(4)确定。 
由于110kV和35kV变电站的供电半径相同，其10kV电网的建设标准一致，故在方案的比较中可不考虑10kV网络的建设费用。假设负荷饱和年大于设备折旧年，在供电半径和曲折系数年均下降率已知的条件下，折旧期末变电站建设费用W c 可通过式(5)确定，
W c =  （5）。
第三步 运行费用的计算
运行费用主要包括电源线路和变压器的损耗费用。在计及负荷年均增长率、供电半径年均变化率和运行费用年利率的条件下后，折旧期末电源线路和变压器的损耗费用值可分别通过式（6）和式（7）确定。
第四步 方案的评价
根据计算所得的建设费用和运行费用，通过式（1）即可对电压等级选择方案进行评价。
本实施例通过2010年某省农村地区电网验证所提方法的有效性，验证环境设置为：2010年，某省农村地区面积为S=15.53万平方公里；用电最大负荷P c =4000MW；最大负荷利用小时数T max=3000h；10kV电源数m c =881个，其中110kV变电站110座，35kV变电站771座；正常运行方式下变电站受电线路平均长度L=24km，功率因素cosφ=0.95；最长10kV线路平均长度为l c =30km；功率因素为cosφ 10=0.9；银行年利率i=0.1；电价c=0.6元/kWh；该省农村地区负荷达到饱和后的年数y=30；变电和线路设备的折旧期n均为25年；主变和线路参数如表1所示，单位造价如表2所示。
表1              主变和线路参数设置
      表2                 项目单位造价
项目 参数 折旧年限 单位造价
110/10kV变电站 1×40 MVA 25年 2000万元/座
35/10kV变电站 2×10 MVA 25年 1200万元/座
110kV线路 240 mm2 25年 70万元/km
35kV线路 185 mm2 25年 40万元/km
该省高压配电网普遍采用双侧电源单回串接2个变电站的接线方式，如图1所示。假设110kV和35kV变电站供电范围为圆，半径为R，则正常运行方式下其受电线路的经济长度为2R。考虑线路的曲折系数K后，其受电线路的长度L=2KR；备用线路长度L b =0.5L=KR。
根据计算参数的设置可知，该省2010年农村地区负荷密度ρ c =P c /S=25.76kw/km2；供电半径R c ==7.5km；变电站电源线路的曲折系数K c =L/2R c =1.6；备用线路长度L b =0.5L=12km；最长中压线路曲折系数k c =l c /R c =4。
高压配电网变电站电源线路的曲折系数K f 与220kV变电站的数量成反比例关系，在计算参数已知的条件下，理论上仍可采用式(2)求解。但为计算方便，此处不考虑220kV变电站数量的变化情况，即假设饱和负荷年电源线路的曲折系数和当前年一致，即K f =1.6，d k =1。
根据《配电网规划设计技术导则》中的规定，农村地区（D类）最远负荷点到母线端的线路长度不宜超过15km，即l f =15km。通过求解式（2）可知，饱和年的供电半径R f =5.95km。将其带入式（3），可知供电半径的年均下降率d r =0.9923。
1、实例计算
假设折旧期内该省农村地区负荷年均增长率t为8%，两种方案经济性比较如下：
1)方案一
根据式（5），可得折旧期末变电站建设费用W c1=45810万元；根据式（6）和式（7），可得折旧期末电源线路的电能损耗费用W l1=376万元；变压器的损耗费用W t1=157万元，运行总费用W p1= W l1+ W t1=533万元。
2)方案二
考虑到供电能力，35kV变电站配置了两台主变。假设两台主变同时运行，根据式（5）~（7），可得折旧期末变电站建设费用W c2=26796万元；电源线路损耗费用W l2=4819万元，变压器损耗费用W t2=384万元，运行总费用W p2=5203万元。
3)方案比较
由计算结果可知，方案一的总费用为533+45810=46343万元；方案二的总费用为5203+26796=31999万元。因此，就目前该省电网的负荷密度而言，适合采取35/10kV的电压等级组合。
2、灵敏度分析
1）负荷密度灵敏度分析
为分析总费用对负荷密度的灵敏度关系，将负荷密度ρ以1kw/km2为步长，从25kw/km2增加到60kw/km2，分析曲线如图2所示。由图可知，当负荷密度≥51.97kW/km2时，方案二的费用将超过方案一，表明此时取消35kV电压等级，采用110kV供电是较为经济的。否则，只有当35kV变电站供电能力不足时，才适合采用110/10kV的电压等级组合。换句话说，按负荷年均8%的增长率计算，9.12年后该省农村地区可取消35kV电压等级。
2)负荷增长率灵敏度分析
为分析在不同负荷增长率下取消35kV的临界点，图3给出了临界点处负荷密度与负荷年均增长率的灵敏度曲线。由图可知，若负荷能保证至折旧期末按13%的速度增长，则在负荷密度等于25kw/km2时，即当年就可取消35kV电压等级。

Claims (1)

1.一种农村地区高压配电网电压等级组合选择方法，其特征在于，所述方法考虑折旧期内供电半径和负荷变化的条件下，计算不同方案下的建设和运行费用，从而对电压等级选择方案经济性进行比较评价，所述方法包括： 
（1）采用负荷饱和年供电半径计算方法确定供电半径，负荷饱和年的供电半径Rf可由以下方程确定：
其中，kc为当前年线路的曲折系数；Rc为当前年的供电半径；mc为当前年电源数；lf为负荷饱和年最长线路长度；Rf为负荷饱和年的供电半径；mf为负荷饱和年电源数；kf为负荷饱和年线路的曲折系数；当前年的电源数mc、曲折系数kc和线路长度lc、负荷饱和年最长线路长度lf为已知值时，可求kf、mf和Rf未知量，确定目标年供电半径的唯一解； 
（2）考虑到折旧期电源线路的建设费用会随着供电半径的降低而降低的因素，计算变电站建设费用： 
某地区需y年到达负荷饱和年，则供电半径和曲折系数的年均下降率分别为： 
其中：R为供电半径；K为电源线路的曲折系数；dr和dk分别为供电半径和曲折系数的年均下降率；下标f和c分别代表负荷饱和年和当前年；y为到达负荷饱和年的年度数； 
折旧期末变电站建设费用Wc的计算表达式为： 
其中，Xt和Xl分别为变电站变电设备和单位长度电源线路的建设费用；Lc为建设的电源线路长度，包括备用电源线路Lb在内；i为银行年利率；n为折旧期限； 
（3）在计及负荷的年均增长率、供电半径的年均变化率和运行费用的年利率后，计算折旧期末电源线路损耗费用和变压器的电能损耗费用值： 
其中：Wl和Wt分别为电源线路损耗费用和变压器的损耗费用；积分变量x为年；ρ为地区的负荷密度；Rc第x年的供电半径；t为负荷的年增长率； 为第x年的有功负荷；r0为电源线路的单位长度电阻；L为正常运行方式下变电站的受电线路长度，其值等于电源线路长度Lc减去备用电源线路长度Lb；为第x年变电站受电线路的长度；为功率因数角；V为变电站主变高压侧电压；Tmax为地区最大负荷利用小时数；c为电价；rt为变压器的短路电阻；
（4）根据不同电压等级组合选择方案下的建设费用和电能损耗费用，进行经济性比较和评价。 
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