CN106327081A - 基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及配网效益评估技术领域，具体涉及一种基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法。在全寿命周期内，考虑配网最大供电能力约束，结合配网每年各负荷点的符合值，计算出项目投建前后系统每年的可靠性技术指标，得到每年的可靠性提升值，依据全寿命周期内每年的可靠性提升值，结合配网用户单位停电损失费用，计算全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益。在对配网可靠性进行定量评估的基础上，结合单位停电损失费用，建立配网可靠性效益评估模型，对配网项目的可靠性效益进行计算；并且考虑了全寿命周期内系统负荷的变化，能够更加准确合理地评估配网项目全寿命周期的可靠性效益。

Description

基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法

技术领域

本发明涉及配网效益评估技术领域，具体涉及一种基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法。

背景技术

电网可靠性是电力系统运行过程中需要重点考虑的问题，代表着电力系统满足用户用电需求的能力。伴随着国民经济的稳步发展，人民生活水平的逐渐提高，全社会对电力的需求也日益增大，对电力系统供电可靠性的要求也越来越高。研究表明，大约有80％的停电事故是由配电系统故障引起的，也就是说配电系统对用户供电可靠性的影响最大。因此，迫切需要对配网进行合理的改造，提高其供电可靠性。然而，随着电力市场改革的深入，电力企业在选择投资建设配网项目，完善配网结构，提高其供电可靠性的同时，也开始注重项目所带来的经济效益。

目前，较多研究集中于电力系统可靠性的评估，尤其是发电系统可靠性或者以发电和输电组成的大电力系统可靠性，对配网可靠性的研究起步较晚。目前评估配网可靠性的方法主要分为解析法和模拟法两大类。在实际工程计算中，解析法实现比较容易，但常用的故障模式后果分析法需要对每个元件故障引起的停电事故进行分析，对于结构复杂的配网，枚举工作量巨大，而一些改进方法如最小路法、最小割集法在算法求解上存在一定困难，应用较多的网络等值法则在划分等效区域时，划分准则和边界条件不够清晰。

针对配网可靠性效益评估问题，传统方法也是基于单位停电损失费用进行的，但有关单位停电损失费用的计算十分复杂，需要对电力用户进行大量的调查分析以确定不同类型用户在不同停电情况下的损失费用，目前我国没有对用户停电损失这方面的调查数据。此外，传统方法通常没有考虑全寿命周期内网络负荷的变化，而是只计算第一年的可靠性效益，由于第一年负荷相对不高，可靠性效益可能并不明显，而一个项目是在其全寿命年份内一直都能够带来效益，随着年份增加，负荷逐年增加，可靠性效益也会有所不同，即后续年份的可靠性效益需要进行依次计算，而不能简单的以第一年的计算结果代表其他年份，这就导致可靠性效益计算不准确。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供了一种能够计算全寿命周期的可靠性效益，准确体现一个项目带来的可靠性总体收益的基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法。

本发明的技术方案为：一种基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，在全寿命周期内，考虑配网最大供电能力约束，结合配网每年各负荷点的符合值，计算出项目投建前后系统每年的可靠性技术指标，得到每年的可靠性提升值，依据全寿命周期内每年的可靠性提升值，结合配网用户单位停电损失费用，计算全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益。

进一步的，配网每年各负荷点的负荷值的计算过程如下，根据系统每年的负荷预测值，按照各负荷点配变剩余容量分配新增的负荷，预测全寿命周期内每年各负荷点所带的平均负荷其中P_(j)≤P_max，L_ai(j)表示负荷点i第j年所带的平均负荷，S_i为负荷点i处配变的额定容量，P_(j)为系统第j年的负荷预测值，P_max为馈线系统最大供电能力。

进一步的，所述每年的可靠性提升值计算方法为：

根据每个负荷点的年平均停电时间以及年平均负荷，计算系统年电量不足期望值EENS_(j)＝ΣL_ai(j)U_i，其中EENS_(j)为全寿命周期内系统第j年的年电量不足期望值，L_ai(j)表示负荷点i第j年所带的平均负荷，U_i表示负荷点i的年平均停电时间；

根据全寿命周期内系统第j年的年电量不足期望值EENS_(j)得到配网项目投建前、后系统每年的年电量不足期望值EENS_A(j)、EENS_B(j)；

根据配网项目投建前、后系统每年的年电量不足期望值，计算项目全寿命周期内每年的可靠性提升值，其中项目投建后，系统第j年的年电量不足期望值减少量为：ΔEENS_(j)＝EENS_A(j)-EENS_B(j)。

进一步的，所述每个负荷点的年平均停电时间的计算过程包括以下步骤：

根据配网实际参数构建配网馈线节点图，将带有复杂分支线的馈线系统等效成简单辐射状主馈线系统，对简化得到的配电系统进行故障模式后果分析，得到每个等效区域内负荷点的年平均停电时间；

当负荷点i位于首端无断路器或是以主馈线首端断路器为边界的区域时，其中U_i分别表示负荷点i的年平均停电时间，M为配网等效区域个数，λ_t、r_t分别表示变压器的故障率及故障修复时间；

当负荷点i位于首端有断路器且不是以主馈线首端断路器为边界的区域时，其中，m_H表示负荷点i所在等效区域H内馈线上元件数目，分别表示等效区域H内馈线上元件m_h的故障率及故障修复时间。

进一步的，配网用户单位停电损失费用的计算过程如下：采用平均费用模型，将单位停电损失等值成地区年生产总值与年用电量之比，得到其中，F_IEAR为单位停电量损失费用，m为提供可用数据的用户数目，C_l和E_consl分别表示被调查用户l的年生产总值与年用电量。

进一步的，全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益的计算过程为：根据公式E_R(j)＝ΔEENS_(j)×F_IEAR计算每年的可靠性效益，其中E_R(j)为项目全寿命周期内第j年所带来的可靠性效益；

根据公式E_R(j→0)＝E_R(j)/(1+α)^j和计算全寿命周期配网项目总的可靠性效益现值，其中，E_R(j→0)为第j年可靠性效益现值，α为折现率，E_Rq为全寿命周期配网项目总的可靠性效益现值，N为全寿命周期总年数。

本发明的有益效果：在对配网可靠性进行定量评估的基础上，结合单位停电损失费用，建立配网可靠性效益评估模型，对配网项目的可靠性效益进行计算；并且考虑了全寿命周期内系统负荷的变化，能够更加准确合理地评估配网项目全寿命周期的可靠性效益。结合实际生产与用电量的关系，提出了单位停电损失费用计算的简化模型，与以往模型相比，更容易得到统计数据，并且结果也比较合理。提出了基于故障模式后果分析的改进方法，明确了网络等值法有关等效区域的划分准则和边界条件，能够快速准确地对配网可靠性进行定量评估，在实际工程中评估配网可靠性时占有优势。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为本发明采用的算例原始结构图；

图3为本发明采用的算例改造后的结构图；

图4为本发明方法计算全寿命周期内配网可靠性效益的结果；

图5为传统方法计算全寿命周期内配网可靠性效益的结果；

具体实施方式

以下结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明：

如图1所示，本专利包括以下步骤：

(1)确定计算配网可靠性效益的技术指标：明确配网项目可靠性效益的来源，结合国际通用的配网可靠性指标，确定计算配网项目可靠性效益的相关技术指标；

(2)建立配网停电损失费用模型：根据负荷类型对用户进行分类，通过调查分析大量统计数据，获取相关地区配网供电不可靠引起的停电事故，对不同类型用户造成的损失费用，采用平均法，建立该地区配网停电损失平均费用模型；

(3)建立配网可靠性效益评估模型：将配网项目可靠性效益的相关技术指标与停电损失费用模型相结合，建立配网可靠性效益评估模型；

(4)计算与效益相关的配网可靠性技术指标：提出一种基于故障模式后果分析的改进方法，计算与效益相关的配网可靠性技术指标；

(5)计算项目投建后全寿命周期内每年的可靠性提升值：在全寿命周期内，考虑配网最大供电能力约束，结合配网每年的负荷增长情况，计算出项目投建前后系统每年的可靠性技术指标，进而得到每年的可靠性提升值；

(6)计算配网项目全寿命周期的可靠性效益：依据全寿命周期内每年的可靠性提升值，结合可靠性效益评估模型，计算全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益。

步骤(1)中配网项目可靠性效益来源于配网网架结构加强，提高了用户供电可靠性，减少了停电量，从而减少了因配网停电造成的经济损失。在国际通用的配网可靠性评价指标中，与停电量相关的技术指标为年电量不足期望值，指系统或负荷点在评估年因停电而造成的电量损失，计算公式为：

EENS＝ΣL_aiU_i (1)

其中，EENS为配电系统年电量不足期望值；L_ai为连接在负荷点i上的平均负荷；U_i为负荷点i的年平均停电时间。

步骤(2)中配网停电损失费用是指用户因停电引起的经济损失。由于现代社会生产基本上离不开电能，因此在工程计算中，采用平均费用模型，可以将单位停电损失等值成地区年生产总值与年用电量之比。配网用户单位停电损失费用计算方法为：

$F_{IEAR}=\underset{l=1}{\overset{m}{\Σ}}{C}_l/\underset{l=1}{\overset{m}{\Σ}}{E}_{consl}---\left(2\right)$

其中，F_IEAR为单位停电量损失费用；m为提供可用数据的用户数目；C_l和E_consl分别表示被调查用户l的年生产总值与年用电量。

所述的步骤(3)中配网可靠性效益模型可由年电量不足期望值的变化与停电损失费用得到：

E_R＝ΔEENS×F_IEAR (3)

其中，E_R表示配网可靠性效益；ΔEENS表示项目投建后配网可靠性的提升值，即停电量的减少值，计算方法为

ΔEENS＝EENS_A-EENS_B (4)

其中，EENS_A、EENS_B分别表示项目投建前、后系统的年电量不足期望值。

步骤(4)中一种基于故障模式后果分析的改进方法计算配网可靠性技术指标，包括以下步骤：

(41)根据配网实际参数构建配网馈线节点图；

(42)将带有复杂分支线的馈线系统等效成简单辐射状主馈线系统，包括以下步骤：

划分等效区域：以开关(包括断路器及分段开关等)为边界，对带有复杂分支的馈线系统进行等效区域划分，每个等效区域可以等效成一个串接在主馈线上的元件，等效区域内各负荷点的年停电次数与停电时间都相同；

计算等效区域可靠性参数：等效区域的可靠性参数包括该区域元件年故障次数即等效故障率、每次故障引起其他区域负荷停电时间即等效修复时间。

根据马尔柯夫过程理论，任一等效区域K的等效故障率计算方法为：

${\mathrm{\λ}}_{eK}=(1-p_b)\×\underset{k=1}{\overset{m_K}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{{\mathrm{Km}}_k}---\left(5\right)$

其中，λ_eK表示等效区域K的等效故障率；p_b为断路器可靠动作概率，无断路器或K是以主馈线首端断路器为边界的区域时p_b＝0；m_K为等效区域K内的馈线上元件数目；为等效区域K内馈线上元件m_k的故障率。

等效区域K的等效修复时间则与该区域边界情况以及与所研究负荷点i的相对位置有关。根据故障模式后果分析，可以得到等效修复时间r_eKi的取值：

(a)当等效区域K(除以主馈线首端断路器为边界的区域外)首端有断路器时，有

r_eKi＝t₁ (6)

其中，t₁为断路器隔离开关操作时间。

(b)当等效区域K为以主馈线首端断路器为边界的区域时，有

其中，r_m为元件故障修复时间；t₂为联络开关倒闸时间。

(c)当等效区域K首端无断路器而有分段开关，并且比负荷点i离电源侧近时，有

其中，t₃为分段开关操作时间。

(d)当等效区域K首端无断路器而有分段开关，并且比负荷点i离电源侧远时，有

r_eKi＝t₃ (9)

(43)对简化得到的配电系统进行故障模式后果分析，得到故障模式后果表，综合分析可以得到每个等效区域内负荷点(假设每个负荷点配变均装设熔断器，且100％可靠)的故障停电情况，包括年平均停电次数、年平均停电时间，计算方法为：

(a)当负荷点i位于首端无断路器或是以主馈线首端断路器为边界的区域时，有

${\mathrm{\λ}}_i=\underset{K=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{eK}+{\mathrm{\λ}}_t---\left(10\right)$

$U_i=\underset{K=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{eK}{r}_{eKi}+{\mathrm{\λ}}_t{r}_t---\left(11\right)$

其中，λ_i、U_i分别表示负荷点i的年平均停电次数、年平均停电时间；M为配网等效区域个数；λ_t、r_t分别表示变压器的故障率及故障修复时间。

(b)当负荷点i位于首端有断路器且不是以主馈线首端断路器为边界的区域时，有

${\mathrm{\λ}}_i=\underset{i\∉K}{\overset{M}{\underset{K=1}{\mathrm{\Σ}}}}{\mathrm{\λ}}_{eK}++\underset{i\∈H}{\overset{m_H}{\underset{h=1}{\mathrm{\Σ}}}}{\mathrm{\λ}}_{{\mathrm{Hm}}_h}+{\mathrm{\λ}}_t---\left(12\right)$

$U_i=\underset{i\∉K}{\overset{M}{\underset{K=1}{\mathrm{\Σ}}}}{\mathrm{\λ}}_{eK}{r}_{eKi}+\underset{i\∈H}{\overset{m_H}{\underset{h=1}{\mathrm{\Σ}}}}{\mathrm{\λ}}_{{\mathrm{Hm}}_h}{r}_{{\mathrm{Hm}}_h}+{\mathrm{\λ}}_t{r}_t---\left(13\right)$

其中，m_H表示负荷点i所在等效区域H内馈线上元件数目；分别表示等效区域H内馈线上元件m_h的故障率及故障修复时间。

(44)计算系统年电量不足期望值：根据每个负荷点的年平均停电时间指标以及年平均负荷，可以得到系统年电量不足期望值：

$EENS=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{L}_{ai}{U}_i---\left(14\right)$

其中，n为系统负荷点总个数。

步骤(5)中计算项目投建后全寿命周期内每年的可靠性提升值，包括以下步骤：

(51)确定全寿命周期内各负荷点每年的负荷值：对于一个运行的配电系统，原始年系统各点所带平均负荷L_ai(0)是已知的，再根据系统每年的负荷预测值，按照各负荷点配变剩余容量分配新增的负荷，从而可以预测全寿命周期内每年各负荷点所带的平均负荷，即

$L_{ai(j+1)}=L_{ai\left(j\right)}+\frac{S_i-L_{ai\left(j\right)}}{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{S}_i-P_{\left(j\right)}}\×(P_{(j+1)}-P_{\left(j\right)})---\left(15\right)$

考虑馈线系统的最大供电能力约束，有

P_(j)≤P_max (16)

其中，L_ai(j)表示负荷点i第j年所带的平均负荷，；S_i为负荷点i处配变的额定容量；P_(j)为系统第j年的负荷预测值；P_max为馈线系统最大供电能力。

(52)计算全寿命周期内每年的年电量不足期望值：在全寿命周期内设定元件的可靠性参数是不变的，因此各负荷点年停电时间也是不变的，根据以上公式即可得到全寿命周期内系统每年的年电量不足期望，即

EENS_(j)＝ΣL_ai(j)U_i (17)

其中，EENS_(j)为全寿命周期内系统第j年的年电量不足期望值。

计算每年的可靠性提升值：利用上述方法计算出配网项目投建前、后系统每年的年电量不足期望值，再结合公式(4)可以得出项目全寿命周期内每年的可靠性提升值，计算方法为

ΔEENS_(j)＝EENS_A(j)-EENS_B(j) (18)

其中，ΔEENS_(j)为项目投建后，系统第j年的年电量不足期望值减少量即停电减少量；EENS_A(j)、EENS_B(j)分别表示项目投建前、后系统第j年的年电量不足期望值，可由步骤(4)、(5)所述方法计算得到。

所述的步骤(6)中计算配网项目全寿命周期的可靠性效益，包括以下步骤：

(61)计算每年的可靠性效益：由步骤(5)中计算得到的每年可靠性提升值，结合可靠性效益模型，可得到每年的可靠性效益：

E_R(j)＝ΔEENS_(j)×F_IEAR (19)

其中，E_R(j)为项目全寿命周期内第j年所带来的可靠性效益。

(62)计算全寿命周期总的可靠性效益：将每年的可靠性效益转化成现值，并进行叠加即可得到总的可靠性效益现值：

E_R(j→0)＝E_R(j)/(1+α)^j (20)

$E_{Rq}=\underset{j=1}{\overset{N}{\Σ}}{E}_{R(j\→0)}---\left(21\right)$

其中，E_R(j→0)为第j年可靠性效益现值；α为折现率；E_Rq为全寿命周期配网项目总的可靠性效益现值；N为全寿命周期总年数。

下面以一个具体实施例进行说明：

本发明的原始电网算例结构参考IEEE-RBTS母线6的主馈线4，系统接线图如图2所示；新建项目是在原始电网的末端增加一个备用电源，系统接线图如3所示。该馈线系统包括30条线路、23个负荷点、23台配电变压器、23个熔断器、4个断路器及1个分段开关，新建项目后增加一台联络开关。

设变压器故障率为0.015次/年，修复时间为200h；线路故障率为0.05次/年km，修复时间为4h；断路器故障率为0.002次/年，修复时间为4h，可靠动作概率为80％；熔断器可靠动作概率为100％；分段开关操作时间为20min；隔离开关操作时间为20min；联络开关倒闸时间为1h；项目的全寿命周期为20年，负荷年增长率为6％；每台配变额定容量均为500kVA；该地区每年的单位停电损失为25元/kWh；折现率为8％。

为进行对比，计算了考虑负荷变化的配网项目全寿命周期可靠性效益与不考虑负荷变化的配网项目全寿命周期可靠性效益，计算结果分别如图4、5所示。计算结果相差较大表明，本文方法与传统方法相比，在计算全寿命周期可靠性效益时，考虑了全寿命周期内系统负荷的变化，计算结果更为准确合理。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，应当指出，任何熟悉本领域的技术人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于：在全寿命周期内，考虑配网最大供电能力约束，结合配网每年各负荷点的负荷值，计算出项目投建前后系统每年的可靠性技术指标，得到每年的可靠性提升值，依据全寿命周期内每年的可靠性提升值，结合配网用户单位停电损失费用，计算全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益。

2.如权利要求1所述基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于，配网每年各负荷点的负荷值的计算过程如下，根据系统每年的负荷预测值，按照各负荷点配变剩余容量分配新增的负荷，预测全寿命周期内每年各负荷点所带的平均负荷其中P_(j)≤P_max，L_ai(j)表示负荷点i第j年所带的平均负荷，S_i为负荷点i处配变的额定容量，P_(j)为系统第j年的负荷预测值，P_max为馈线系统最大供电能力。

3.如权利要求1所述基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于，所述每年的可靠性提升值计算方法为：

根据每个负荷点的年平均停电时间以及年平均负荷，计算系统年电量不足期望值EENS_(j)＝∑L_ai(j)U_i，其中EENS_(j)为全寿命周期内系统第j年的年电量不足期望值，L_ai(j)表示负荷点i第j年所带的平均负荷，U_i表示负荷点i的年平均停电时间；

根据全寿命周期内系统第j年的年电量不足期望值EENS_(j)得到配网项目投建前、后系统每年的年电量不足期望值EENS_A(j)、EENS_B(j)；

根据配网项目投建前、后系统每年的年电量不足期望值，计算项目全寿命周期内每年的可靠性提升值，其中项目投建后，系统第j年的年电量不足期望值减少量为：ΔEENS_(j)＝EENS_A(j)-EENS_B(j)。

4.如权利要求1所述基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于：所述每个负荷点的年平均停电时间的计算过程包括以下步骤：

根据配网实际参数构建配网馈线节点图，将带有复杂分支线的馈线系统等效成简单辐射状主馈线系统，对简化得到的配电系统进行故障模式后果分析，得到每个等效区域内负荷点的年平均停电时间；

当负荷点i位于首端无断路器或是以主馈线首端断路器为边界的区域时，其中U_i分别表示负荷点i的年平均停电时间，M为配网等效区域个数，λ_t、r_t分别表示变压器的故障率及故障修复时间；

当负荷点i位于首端有断路器且不是以主馈线首端断路器为边界的区域时，其中，m_H表示负荷点i所在等效区域H内馈线上元件数目，分别表示等效区域H内馈线上元件m_h的故障率及故障修复时间。

5.如权利要求1所述基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于，配网用户单位停电损失费用的计算过程如下：采用平均费用模型，将单位停电损失等值成地区年生产总值与年用电量之比，得到其中，F_IEAR为单位停电量损失费用，m为提供可用数据的用户数目，C_l和E_consl分别表示被调查用户l的年生产总值与年用电量。

6.如权利要求5所述基于全寿命周期的配网项目可靠性效益评估方法，其特征在于，全寿命周期内配网项目的建设所带来的可靠性效益的计算过程为：

根据公式E_R(j)＝ΔEENS_(j)×F_IEAR计算每年的可靠性效益，其中E_R(j)为项目全寿命周期内第j年所带来的可靠性效益；

根据公式E_R(j→0)＝E_R(j)/(1+α)^j和计算全寿命周期配网项目总的可靠性效益现值，其中，E_R(j→0)为第j年可靠性效益现值，α为折现率，E_Rq为全寿命周期配网项目总的可靠性效益现值，N为全寿命周期总年数。