CN107742167A - 基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其步骤如下：1)配电网精准诊断；2)负荷精准预测；3)规划区域供区分类划分；4)规划区域变电站优化规划；5)三层宏观组网约束，包括通道组网、网格组网和主变组网，体现了全局组网的顶层决定性和网架的整体关联性：6)基于组网约束的目标网架；7)网架的远近协调；本发明通过空间上的全局统筹，可得到基于设施布局的站间通道组网、基于就近联络优化的网格成片组网和基于设备利用率优化的主变全局组网，并以此为约束强化规划结果的顶层决定性和整体协调性；通过时间上的远近协调强化规划的目标导向和利旧原则；提升规划方案的可操作性、科学性和精准性。

Description

基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法

技术领域

本发明涉及配电网规划方法,尤其是一种成片组网、接线简洁、高可靠性配网和节省投资的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法。

背景技术

新电改背景下，精准规划成为优化资源配置，避免投资浪费，提升电网企业效益和社会效益的重要龙头。与主网不同，配网项目体量大，建设、运维、营销和调度等多部门协调管理困难，涉及业扩、居配、迁改和通道等复杂建设环境，往往导致规划和建设项目两层皮，项目落地困难。

目前，配电网存在的主要问题有：线路交叉迂回供电，联络关系复杂，发生故障不易查找；设备负载不均衡，重载、轻载和不满足N-1设备相对集中出现在负荷密度较大地区，迎峰度夏压力大；间隔管理不到位，如间隔用尽变电站仍轻载。这些问题导致配电网指标不佳，如联络率与可转供率等关键指标均低于导则要求，配电网架提升空间很大。

针对配网存在的问题，在实际配网规划建设中，通常强调“问题为导向”的思路，但由于缺乏目标导向理论上存在无穷解，无法确保规划方案的全局合理性和长效性，容易造成投资浪费。

近年来，越来越多的供电企业开展了基于供电网格的配电网精准规划与研究，以期解决中压线路线路接线繁杂问题并明确建设运维调度权限；现有配电网网格划分有两种思路：一是基于控规地块功能性质进行划分，属于传统的分区划分方法，随意性较大，不同规划人员可能得到完全不同的规划方案；二是基于若干组标准接线的供电能力大小和范围划分网格，即按负荷大小定量或准定量划分方法，但由于缺乏宏观层面的顶层设计导向，这种以大化小分而治之的思路往往导致局部最优的结果，而且同样存在网格划分随意性较大的问题。

发明内容

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，该基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法通过空间上的全局统筹，可得到基于设施布局的站间通道组网、基于就近联络优化的网格成片组网和基于设备利用率优化的主变全局组网，并以此为约束强化规划结果的顶层决定性和整体协调性；通过时间上的远近协调强化规划的目标导向和利旧原则；通过管理上的权责明确，提升规划方案的可操作性、科学性和精准性。

为了达到上述目的，本发明一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其步骤如下：

第一步，配电网精准诊断

在调查和梳理规划区域数据资料基础上，从“网架”、“运行”、“设备”三个方面开展配网现状，对技术指标和效果类指标进行梳理、统计和分析工作，采用《DLT 5729-2016配电网规划设计技术导则》和属地化规划技术原则等技术原则的供电安全标准进行现状摸底与分析评估，深入分析现状配网网络结构水平、设备利用率、负荷供应能力和装备技术水平要素，挖掘薄弱环节，为编制规划区域的后续规划建设改造方案提供依据；

其中技术指标包括线路联络率、“N-1”通过率、线路分段、负载率以及老旧设备比例，效果类指标包括供电可靠率、综合电压合格率以及综合线损率；

第二步，负荷精准预测

基于规划区域的历史数据资料，分析电量负荷发展特征，负荷特性，即结合规划区域国民经济增长，采用年均增长率法或大用户加自然增长率法、回归模型预测法、电力弹性系数法预测负荷总量；

采用饱和负荷密度法对规划区域进行空间负荷分布预测，把握负荷空间布局特征，并将空间负荷分布预测与总量预测值进行相互校验；对于差值较大的情况，分析偏差原因，并再次梳理相关的关键基础数据，其中关键基础数据包括饱和负荷密度、区块面积以及需用系数，合理调整预测模型；若多种方法预测结果差值在允许范围之内，则推荐最终预测方案；

第三步，规划区域供区分类划分

结合规划区域饱和年负荷密度、行政划分、社会经济情况，依据《DL/T 5729-2016配电网规划设计技术导则》相关规定，确定规划区域的A+类、A类、B类、C类、D类和E类供区；

第四步、规划区域变电站优化规划

在负荷分布已知的情况下，以变电站带负荷能力和供电半径为约束条件，以变电站和中压线路投资费用和运行费用最小为目标，确定变电站的位置、容量和供电范围；

结合规划区域地形地貌、地质条件和环境状况，软件辅助与专家干预，形成最终的变电站规划方案，其中形成最终的变电站规划方案包括变电站的站址、变电站的站容、变电站的供电范围，并计算变电站的容载比和负载率，所述变电站的容载比是通过规划区域的所有变电站的总容量除以总负荷得到，规划区域的供电站供电范围内的总负荷除以变电站容量得到负载率；

第五步，三层宏观组网约束

所述三层宏观组网包括通道组网、网格组网和主变组网，体现了全局组网的顶层决定性和网架的整体关联性：

(1)通道组网

依据规划区域现状线路及通道、规划路网、负荷分布和变电站站址因素，在规划区域地图上描绘规划区域变电站的站址和主要通道走向；

(2)网格组网

网格组网基于就近联络和负荷聚类原则，在全局范围内优化网格划分，形成以变电站为枢纽的网孔型分区组网结构；

(3)主变组网

主变组网基于全局设备利用率提升和接线简洁的权衡，优化各主变间的联络馈线条数或联络结构；

第六步，基于组网约束的目标网架

基于三层宏观组网约束和分类建设标准，将复杂的全局目标网架的构建从全局范围转化为各相互独立的网格分区范围，最终形成全局中压配网目标网架；

第七步，网架的远近协调

目标网架和过渡网架应基于三层宏观组网进行协调规划，为减少规划的盲目性、重复性和投资浪费，电网建设改造应以远景年的理想网架为目标，即为目标导向，并充分利用现有设备，尽量延长设备生命周期，采用利旧原则；应充分考虑现有网架，结合市政和变电站建设时序，抓住建设契机，逐步优化；

第八步，方案评估。

分类、分年度统计规划区域的规划项目建设规模和投资估算，编制规划项目库；对规划区域开展高压电网潮流计算、短路电流计算、供电安全性定量分析校核工作；选取典型区域进行可靠性计算分析、理论线损计算；

其中典型区域是指对电网结构、供电可靠性和电能质量要求较为典型的区域，或者按照供电分区可选若干A+类、A类等区域，或按照开发功能或发展成熟度选取工业园、经开区、新城区或老城区；

第九步，投资精准决策。

从电网技术性能指标、负荷供应能力、网架结构水平、现状问题解决程度和社会经济效益评估方面进行评估，得出规划方案是否合理、有效和经济。

进一步，优选的在第五步中，对于通道组网、网格组网和主变组网细分步骤如下：

(1)通道组网

根据实际规划区情况，通道组网由多个简化结构组合而成，简化结构依据现状线路及通道、规划路网、负荷分布、远景变电站布点和变电站供电半径为标准，明确全局的站址及其联络通道布局，确保土地资源预留，规避建设风险；

(2)网格组网

网格组网在全局范围内优化网格的划分：

①网格定义和编码

定义网格为以变电站为枢纽的负荷大小适中的网孔型分区，分区内部主供和联络变电站相同或负荷位置相对集中，各分区间相对独立；

②网格组网方法

网格组网是在全局范围内优化和协调网格的供电范围划分；

1)确定各负荷主供站

由变电站优化规划获得的供电范围，确定每个负荷或地块的主供变电站；

2)确定各负荷备供站

在考虑供电半径约束条件下，就近确定各负荷可能存在的备供站，有条件时应综合考虑主干道路、山川、河流和供电分区等地理因素对供电路径远近的影响；

3)先将主供站和备供站都相同的负荷划分为一个供区，再将主供站和备供站相反的两个供区划分为一个站间联络网格；

4)对于两个供区负荷大小不匹配的站间联络网格，在负荷较大供区内逐一删除部分负荷直至两供区负荷大小相近，负荷删除按与主供站和备供站两距离之和从大到小顺序进行，并将删除负荷与现有备供站之间的距离设置为无穷大；

5)对于还不能归入站间联络网格的负荷，依次重复步骤2)、3)和4)，直至所有负荷再也找不到联络变电站；

6)对于那些不能归入站间联络网格的负荷，分别在每个变电站供电范围内，采用负荷聚类方法形成站内联络网格或辐射型接线网格；

7)网格细分

对于网格过大的情况，为了避免形成过多线路相互联络的复杂网络，网格应结合各标准接线的典型供电能力进一步细分，以期各网格最终负荷接近推荐值；

③组网链图

网格组网可由网格链图表示，图中需明确变电站站址、联络链及其线路回路数，以及网格的供电范围；

(3)主变组网

基于成片组网原则，间隔调配优化各主变间的联络馈线条数或联络结构，在兼顾接线简洁的基础上实现设备利用率的全面优化；

①优化依据

基于导则中主变安全负载率，以及单主变最大负载率按80％为重载考虑，并依据导则推荐的导线选型及其载流量，可计算得到不同线路的允许的最大负载率；

②安全负载率分析

两主变间联络线路条数越少，主变N-1时正常主变增供线路条数也就越少，主变最大安全负载率越高；同时安全负载率也随出线规模的增加而提高；

③主变间最佳联络数

兼顾接线简洁和设备利用率，采用主变间成片组网的简单规则：

简单规则的兼容性：能够使较大容量主变的安全负载率可提升至85.7％～88.9％；

简单规则的完善性：

i)提供了如何进行短时过载负荷站间转移的优化解决方案；

ii)对于新增落点困难的负荷集中区或4主变站，也可考虑采用两主变间仅连一回的方式组网，使主变在超过90％负载率时仍满足N-1安全校验；

简单规则的适应性：随着站间负荷转移自动化水平的提高，简单规则可使中压配网对上级配网形成了强有力支撑：

i)对于任何主变台数的变电站，较大容量主变N-1的安全负载率可提升至85.7％～88.9％，且不依赖短时过载；

ii)高压配网可以弱化以节省投资，容载比有望下降至1.3～1.5。

进一步，优选的在第六步中，基于组网约束的目标网架涉及分类建设标准如下：

对A+、A、B、C、D和E类等供电分区的各网格，分别提出了规范化的一、二次建设改造的标准和运维管理措施，内容涉及线路接线模式、负荷控制、设备选型、配电自动化建设和运维管理措施等多个方面：

其中(1)T1类建设标准

T1类建设标准规范了可靠性要求较高地区的多种网格构建方案，可依据实际情况灵活选取和组合。其中，子类Ⅰ为典型推荐方案，适用面较广；子类Ⅱ适用于通道紧张地区；子类Ⅲ适用于独立的大容量用户密集区；

(2)T2类建设标准

T2类建设标准规范了架空线为主的城区和郊区，接线以单联络为主，当通道或间隔受限时可适度增加联络提高线路最大允许负载率；

(3)T3类建设标准

T3类建设标准规范了农村地区。

(4)T4类建设标准

T4类建设标准针对非规范化区域，适用于受用户和通道因素影响无法改造的地区，推荐改造方案主要是依据现有电网的局部优化。

4.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：在第七步中，网架的远近协调涉及新区、改造区的过渡方案如下：

过渡年网架应与远景年目标相协调，应充分考虑现有网架，结合市政和变电站建设时序，抓住建设契机，逐步优化：

(1)新区

按目标网架主干线构建，做到“新建一片成型一片”。

①过渡年负荷与远景年接近的地区，可参照远景年组网模式，一次性建成供电网格目标接线方式；

②过渡年负荷未成熟时，可减少网格内主供线路条数，也可多个网格采用串接或并接方式共享电源，待新站投运后通过π入或直接接入；

(2)易改造地区

不宜大规模改造，做到“改造一片完善一片”。

①以变电站新建为契机，成片改造网格并合理过渡到目标网架；

②以中压线路新建为契机，调整主干、切改分支，合理过渡到目标网架；

(3)难改造地区

采取“保持既有格局，局部理清关系”，适当调整主干和分支及其联络方式。

进一步，优选的第七步中，还包括规划管理的权责明确，所述规划管理的权责明确包含基于网格的信息化管理和基于三层组网的权责明确两方面：

(1)基于网格的信息化管理

配网规划管理规范化和信息化方面，将以配网网格为基本单元，结合生产系统、GIS系统、SCADA系统、计量自动化系统、营销系统、项目系统和投资计划系统，配合市政规划和通道资源等，集成配网规划需要的数据，有效掌握每个网格内设备数据、运行指标和负荷发展等重要数据的的历史、现状和未来发展情况，便于管理者开展相关分析。进而以电网资源云平台为工具，以数据挖掘为支撑，以可视化的地理图形展示为载体，构筑基于供电网格的配电网规划信息支撑平台；

(2)基于三层组网的权责明确

基于三层宏观组网的规划方法将管理责任分层分网格落实到人，有效明晰各层级规划人员的职责分工，自上而下传递理念，自下而上提出需求，不易出现管理真空或交叉管理的问题，强化了管理权限的刚性：

市局级领导主导通道组网，把控电网整体布局，通过建立长效的企业政府沟通机制，确保土地资源预留，强化了变电站站间联络通道布局刚性；

区县级领导依据通道组网，主导网格组网和主变组网，用成片组网思路全面优化网格划分和设备利用率，强化了电网联络结构刚性；

基层部门依据三层宏观组网，基于丰富的运维管理经验，发挥熟悉现场实际的优势，细化网格管理职责，编制建设改造项目，确保项目落地，强化了建设项目刚性。

本发明的有益效果在于：

本发明基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法通过空间上的全局统筹，可得到基于设施布局的站间通道组网、基于就近联络优化的网格成片组网和基于设备利用率优化的主变全局组网，并以此为约束强化规划结果的顶层决定性和整体协调性；通过时间上的远近协调强化规划的目标导向和利旧原则；通过管理上的权责明确，提升规划方案的可操作性、科学性和精准性。

具体实施方式

本发明一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其步骤如下：

第一步，配电网现状分析。

在调查和梳理规划区域数据资料基础上，从“网架”、“运行”、“设备”三个方面开展配网现状，技术指标和效果类指标进行梳理、统计和分析工作，采用导则中的供电安全标准进行现状摸底与分析评估，深入分析现状配网网络结构水平、设备利用率、负荷供应能力和装备技术水平要素，挖掘薄弱环节，为编制规划区域的后续规划建设改造方案提供依据；

所述的技术指标是指线路联络率、“N-1”通过率、线路分段、负载率、老旧设备比例，所述的效果类指标是指供电可靠率、综合电压合格率、线损率；

第二步，电力需求预测。

基于规划区域的历史数据资料，分析电量负荷发展特征，负荷特性，即结合规划区域国民经济增长，采用年均增长率法或大用户加自然增长率法、回归模型预测法、电力弹性系数法预测负荷总量；

采用负荷密度法对规划区域进行空间负荷分布预测，把握负荷空间布局特征，将空间负荷分布预测与总量预测值相互校验。对于差值较大的情况，分析偏差原因，并再次梳理相关的关键基础数据(如饱和负荷密度、区块面积、需用系数等)，合理调整预测模型；若多种方法预测结果差值在允许范围之内，则推荐最终预测方案。

第三步，规划区域供区分类划分。

结合规划区域饱和年负荷密度、行政划分、社会经济情况，依据《DL/T 5729-2016配电网规划设计技术导则》相关规定，确定规划区域的A+类、A类、B类、C类、D类和E类供区。

第四步、规划区域变电站规划优化。

在负荷分布已知的情况下，以变电站带负荷能力和供电半径为约束条件，以变电站和中压线路投资费用和运行费用最小为目标，确定变电站的位置、容量。

结合规划区域地形地貌、地质条件和环境状况，形成最终的变电站规划方案，所述形成最终的变电站规划方案包括变电站的站址、变电站的站容、变电站的供电范围，并计算变电站的容载比和负载率，所述变电站的容载比是通过规划区域的所有变电站的总容量除以总负荷得到，规划区域的供电站供电范围内的总负荷除以变电站容量得到负载率；

第五步，规划区域的三层概念网架规划。

所述三层宏观组网包括通道组网、网格组网和主变组网，体现了全局组网的顶层决定性和网架的整体关联性。

(1)、通道组网

依据规划区域现状线路及通道、规划路网、负荷分布和变电站站址因素，在规划区域地图上描绘规划区域变电站的站址和主要通道走向；

(2)、网格组网

网格组网基于就近联络和负荷聚类原则，在全局范围内优化网格划分，形成以变电站为枢纽的网孔型分区组网结构。

(3)、主变组网

主变组网基于全局设备利用率提升和接线简洁的权衡，优化各主变间的联络馈线条数或联络结构。

第六步，基于组网约束的目标网架。

基于三层宏观组网约束和分类建设标准，本文将复杂的全局目标网架的构建从全局范围转化为各相互独立的网格分区范围，最终形成全局中压配网目标网架。

第七步，网架的远近协调。

过渡年网架应与远景年目标相协调，应充分考虑现有网架，结合市政和变电站建设时序，抓住建设契机，逐步优化。

第八步，方案评估。

分类、分年度统计规划区域的规划项目建设规模和投资估算，编制规划项目库；对规划区域开展高压电网潮流计算、短路电流计算、供电安全性定量分析校核工作；选取典型区域进行可靠性计算分析、理论线损计算。

所述典型区域是指对电网结构、供电可靠性和电能质量要求较为典型的区域，或者按照供电分区可选若干A+类、A类等区域，或按照开发功能或发展成熟度选取工业园、经开区、新城区或老城区。

第九步，投资精准决策。

从电网技术性能指标、负荷供应能力、网架结构水平、现状问题解决程度和社会经济效益评估方面进行评估，得出规划方案是否合理、有效和经济。

为实现精细化配网规划和权责明确，上述实施例中，优选地：所述第五步包括通道组网、网格组网和主变组网等步骤。

(1)通道组网

依据现状线路及通道、规划路网、负荷分布、远景变电站布点和变电站供电半径等因素，明确全局的站址及其联络通道布局，确保土地资源预留，规避建设风险。根据实际规划区情况，通道组网可能会由多个简化结构组合而成。

(2)网格组网

网格组网在全局范围内优化网格的划分，强化了网格划分的科学性和唯一性。

①网格定义和编码

定义网格为以变电站为枢纽的负荷大小适中的网孔型分区，分区内部主供和联络变电站(不分主备)相同或负荷位置相对集中，各分区间相对独立(原则上不相互联络)。

②网格组网方法

网格组网是在全局范围内优化和协调网格的供电范围划分。

1)确定各负荷主供站

由变电站优化规划获得的供电范围，确定每个负荷或地块的主供变电站。

2)确定各负荷备供站

在考虑供电半径约束条件下，就近确定各负荷可能存在的备供站(即联络变电站)，有条件时应综合考虑主干道路、山川、河流和供电分区等地理因素对供电路径远近的影响。

3)先将主供站和备供站都相同的负荷划分为一个供区，再将主供站和备供站相反的两个供区划分为一个站间联络网格。

4)对于两个供区负荷大小不匹配的站间联络网格，在负荷较大供区内逐一删除部分负荷直至两供区负荷大小相近。负荷删除按与主供站和备供站两距离之和从大到小顺序进行，并将删除负荷与现有备供站之间的距离设置为无穷大(即不再考虑由现有备供站提供联络)。

5)对于还不能归入站间联络网格的负荷，依次重复步骤2)、3)和4)，直至所有负荷再也找不到联络变电站。

6)对于那些不能归入站间联络网格的负荷，分别在每个变电站供电范围内，采用负荷聚类方法形成站内联络(或辐射型接线)网格。

7)网格细分

对于网格过大的情况，为了避免形成过多线路相互联络的复杂网络，网格应结合各标准接线的典型供电能力，例如单环网8MW，双环网16-20MW、三供一备为24MW，进一步细分，以期各网格最终负荷接近推荐值32MW，其中其上限为48MW，下限为8MW，视具体情况略有不同。

需要指出的是，网格过小，例如相互联络的两回线，会限制采用具有较大供电能力的多分段多联络和主备馈线等接线模式，不适合通道资源紧张或电网改造较为困难的地区。

③组网链图

网格组网可由网格链图表示，图中需明确变电站站址、联络链及其线路回路数，以及网格的供电范围(或边界)。

④网格组网优势

1)全局最优

基于负荷就近联络和负荷聚类原则，网格组网或划分方法科学规范，结果趋于全局最优：经济、可靠、唯一、差异和精准。

2)供电可靠

尽量实现网格内部多电源、互倒互供，保证供电可靠性。

3)网架简洁

网格间相对独立，避免形成过多线路相互联络的复杂网络，即为蜘蛛网。

(3)主变组网

基于成片组网原则，间隔调配优化各主变间的联络馈线条数或联络结构，在兼顾接线简洁的基础上实现设备利用率的全面优化。

①优化依据

基于导则中主变安全负载率，其中两主变为65％，三主变为87％，四主变为100％，以及单主变最大负载率按80％为重载考虑，并依据导则推荐的导线选型及其载流量，可计算得到不同线路的允许的最大负载率。

与主变安全负载率对应的线路负载率近似为40％左右的经济负载率；因此在走廊通道资源充足的前提下，宜尽量推广结构简单、运维便捷和改造便利的架空单联络、电缆单环网或双环网接线；对于通道资源紧张的特殊地区，或电网改造较为困难的地区，可依据实际需要选择多分段多联络和主备馈线等结构较为复杂的接线模式，以提升线路的利用率。

②安全负载率分析

两主变间联络线路条数越少，主变N-1时正常主变增供线路条数也就越少，主变最大安全负载率越高；同时安全负载率也随出线规模的增加而提高。

特别要注意的是，当两主变间联络线路数为1时，变电站负载率可提升至85.7％～94.2％，其中较大容量主变(40、50、63MVA)可达92.3％～94.2％；当两主变间联络线路回数为2时，变电站负载率可提升至75％～88.9％，其中较大容量主变可达85.7％～88.9％。

③主变间最佳联络数

兼顾接线简洁和设备利用率，本文推荐主变间成片组网的简单规则：异站主变间以仅连2回为主的方式组网，对于因通道紧张而出线困难的情况，也可连1回来提高主变设备利用率。对于某变电站与周边六座、四座、三座和两座变电站发生联络的典型情况，主变间成片组网或联络方式)。

要注意的是：主变最大负载率一般是指：首先仅在站内转移负荷的情况下，主变负载率不超过130％；然后，在短时(2小时)内将主变过载负荷进行站间转移或切除。该导则存在的问题是：没有提出进行短时过载负荷站间转移的具体方案；对于最大负载率100％的四主变站，难于接纳相邻变电站短时过载的负荷，影响系统整体N-1。

推荐的简单规则既能兼容和完善现有导则，又能适应电网的发展：

首先，是简单规则的兼容性：较大容量主变(即40、50和63MVA)的安全负载率可提升至85.7％～88.9％，满足现有导则两主变65％和三主变87％的要求。

然后，是简单规则对现有导则完善：i)提供了如何进行短时过载负荷站间转移的优化解决方案；ii)对于新增落点困难的负荷集中区或4主变站，也可考虑采用两主变间仅连一回的方式组网，使主变在超过90％负载率时仍满足N-1安全校验。

最后，是简单规则的适应性，随着站间负荷转移自动化水平的提高，简单规则可使中压配网对上级配网形成了强有力支撑：i)对于任何主变台数的变电站，较大容量主变N-1的安全负载率可提升至85.7％～88.9％，且不依赖短时过载；ii)高压配网可以弱化以节省投资，容载比有望下降至1.3～1.5。

所述第六步-基于组网约束的目标网架涉及分类建设标准。

对A+、A、B、C、D和E类等供电分区的各网格，分别提出了规范化的一、二次建设改造的标准和运维管理措施，内容涉及线路接线模式、负荷控制、设备选型、配电自动化建设和运维管理措施等多个方面。

(1)T1类建设标准

T1类建设标准规范了可靠性要求较高地区的多种网格构建方案，可依据实际情况灵活选取和组合。其中，子类Ⅰ为典型推荐方案，适用面较广；子类Ⅱ适用于通道紧张地区；子类Ⅲ适用于独立的大容量用户密集区。

(2)T2类建设标准

T2类建设标准规范了架空线为主的城区和郊区，接线以单联络为主，当通道或间隔受限时可适度增加联络提高线路最大允许负载率。

(3)T3类建设标准

T3类建设标准规范了农村地区。

(4)T4类建设标准

T4类建设标准针对非规范化区域，适用于受用户和通道等因素影响无法改造的地区，推荐改造方案主要是依据现有电网的局部优化。

所述第七步-网架的远近协调涉及新区、改造区的过渡方案。

1)新区

按目标网架主干线构建，做到“新建一片成型一片”。

①过渡年负荷与远景年接近的地区，可参照远景年组网模式，一次性建成供电网格目标接线方式。

②过渡年负荷未成熟时，可减少网格内主供线路条数，也可多个网格采用串接或并接方式共享电源，待新站投运后通过π入或直接接入。

(2)易改造地区

不宜大规模改造，做到“改造一片完善一片”。

①以变电站新建为契机，成片改造网格并合理过渡到目标网架。

③以中压线路新建为契机，调整主干、切改分支，合理过渡到目标网架。

(3)难改造地区

采取“保持既有格局，局部理清关系”，适当调整主干和分支及其联络方式。

所述规划管理的权责明确包含基于网格的信息化管理和基于三层组网的权责明确两方面。

(1)基于网格的信息化管理

配网规划管理规范化和信息化方面，将以配网网格为基本单元，结合生产系统、GIS系统、SCADA系统、计量自动化系统、营销系统、项目系统和投资计划系统，配合市政规划和通道资源等，集成配网规划需要的数据，有效掌握每个网格内设备数据、运行指标和负荷发展等重要数据的的历史、现状和未来发展情况，便于管理者开展相关分析。进而以电网资源云平台为工具，以数据挖掘为支撑，以可视化的地理图形展示为载体，构筑基于供电网格的配电网规划信息支撑平台。

(2)基于三层组网的权责明确

基于三层宏观组网的规划方法将管理责任分层分网格落实到人，有效明晰各层级规划人员的职责分工，自上而下传递理念，自下而上提出需求，不易出现管理真空或交叉管理的问题，强化了管理权限的刚性。

市局级领导主导通道组网，把控电网整体布局，通过建立长效的企业政府沟通机制，确保土地资源预留，强化了变电站站间联络通道布局刚性。

区县级领导依据通道组网，主导网格组网和主变组网，用成片组网思路全面优化网格划分和设备利用率，强化了电网联络结构刚性。

基层部门依据三层宏观组网，基于丰富的运维管理经验，发挥熟悉现场实际的优势，细化网格管理职责，编制建设改造项目，确保项目落地，强化了建设项目刚性。

本发明所述步骤是按照配电网规划环节给出：现状分析，发现当前的存量问题；负荷预测，预测未来的增量需求；结合存量问题和增量需求，依据建设目标、技术原则，进行变电站布点和容量规划，以及电力线路的规划，即配电网规划，给出解决存量问题和满足增量需求的具体方案；在此基础上，进行配电自动化规划，按照相关导则标准、方案的接线模式、区域的可靠性要求，配置配电自动化设备，如FTU、DTU，三遥开关(遥测、遥信、遥控)、二遥开关(遥测、遥信)；通过本发明精准规划方法，能够成片组网、接线简洁、高可靠性配网和节省投资。

最后说明的是，以上优选实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过上述优选实施例已经对本发明进行了详细的描述，但本领域技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离本发明权利要求书所限定的范围。

Claims (6)

1.一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于，其步骤如下：

第一步，配电网精准诊断

在调查和梳理规划区域数据资料基础上，从“网架”、“运行”、“设备”三个方面开展配网现状，对技术指标和效果类指标进行梳理、统计和分析工作，采用供电安全标准进行现状摸底与分析评估，深入分析现状配网网络结构水平、设备利用率、负荷供应能力和装备技术水平要素，挖掘薄弱环节，为编制规划区域的后续规划建设改造方案提供依据；

其中技术指标包括线路联络率、“N-1”通过率、线路分段、负载率和老旧设备比例，其中效果类指标包括供电可靠率、综合电压合格率和综合线损率；

第二步，负荷精准预测

基于规划区域的历史数据资料，分析电量负荷发展特征，负荷特性，即结合规划区域国民经济增长，采用年均增长率法或大用户加自然增长率法、回归模型预测法、电力弹性系数法预测负荷总量；

采用饱和负荷密度法对规划区域进行空间负荷分布预测，把握负荷空间布局特征，并将空间负荷分布预测与总量预测值进行相互校验；对于差值较大的情况，分析偏差原因，并再次梳理相关的关键基础数据，合理调整预测模型；如果多种方法预测结果差值均在允许范围之内，则推荐最终预测方案；

第三步，规划区域供区分类划分

结合规划区域饱和年负荷密度、行政划分、社会经济情况，依据配电网规划相关规定，确定规划区域的A+类、A类、B类、C类、D类和E类供区；

第四步、规划区域变电站优化规划

在负荷分布已知的情况下，以变电站带负荷能力和供电半径为约束条件，以变电站和中压线路投资费用和运行费用最小为目标，确定变电站的位置、容量和供电范围。

结合规划区域地形地貌、地质条件和环境状况，软件辅助与专家干预，形成最终的变电站规划方案，其中形成最终的变电站规划方案包括变电站的站址、变电站的站容和变电站的供电范围，并计算变电站的容载比和负载率，其中变电站的容载比是通过规划区域的所有变电站的总容量除以总负荷得到，规划区域的供电站供电范围内的总负荷除以变电站容量得到负载率；

第五步，三层宏观组网约束

所述三层宏观组网包括通道组网、网格组网和主变组网，体现了全局组网的顶层决定性和网架的整体关联性：

(1)通道组网

依据规划区域现状线路及通道、规划路网、负荷分布和变电站站址因素，在规划区域地图上描绘规划区域变电站的站址和主要通道走向；

(2)网格组网

网格组网基于就近联络和负荷聚类原则，在全局范围内优化网格划分，形成以变电站为枢纽的网孔型分区组网结构；

(3)主变组网

主变组网基于全局设备利用率提升和接线简洁的权衡，优化各主变间的联络馈线条数或联络结构；

第六步，基于组网约束的目标网架

基于三层宏观组网约束和分类建设标准，将复杂的全局目标网架的构建从全局范围转化为各相互独立的网格分区范围，最终形成全局中压配网目标网架；

第七步，网架的远近协调

目标网架和过渡网架应基于三层宏观组网进行协调规划；为了减少规划的盲目性、重复性和投资浪费，电网建设改造应以远景年的理想网架为目标，并充分利用现有设备，尽量延长设备生命周期；应充分考虑现有网架，结合市政和变电站建设时序，抓住建设契机，逐步优化。

2.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：在第五步中，对于通道组网、网格组网和主变组网细分步骤如下：

(1)通道组网

根据实际规划区情况，通道组网由多个简化结构组合而成，简化结构依据现状线路及通道、规划路网、负荷分布、远景变电站布点和变电站供电半径为标准，明确全局的站址及其联络通道布局，确保土地资源预留，规避建设风险；

(2)网格组网

网格组网在全局范围内优化网格的划分：

①网格定义和编码

定义网格为以变电站为枢纽的负荷大小适中的网孔型分区，分区内部主供和联络变电站相同或负荷位置相对集中，各分区间相对独立；

②网格组网方法

网格组网是在全局范围内优化和协调网格的供电范围划分；

1)确定各负荷主供站

由变电站优化规划获得的供电范围，确定每个负荷或地块的主供变电站；

2)确定各负荷备供站

在考虑供电半径约束条件下，就近确定各负荷可能存在的备供站，有条件时应综合考虑主干道路、山川、河流和供电分区等地理因素对供电路径远近的影响；

3)先将主供站和备供站都相同的负荷划分为一个供区，再将主供站和备供站相反的两个供区划分为一个站间联络网格；

4)对于两个供区负荷大小不匹配的站间联络网格，在负荷较大供区内逐一删除部分负荷直至两供区负荷大小相近，负荷删除按与主供站和备供站两距离之和从大到小顺序进行，并将删除负荷与现有备供站之间的距离设置为无穷大；

5)对于还不能归入站间联络网格的负荷，依次重复步骤2)、3)和4)，直至所有负荷再也找不到联络变电站；

6)对于那些不能归入站间联络网格的负荷，分别在每个变电站供电范围内，采用负荷聚类方法形成站内联络网格或辐射型接线网格；

7)网格细分

对于网格过大的情况，为了避免形成过多线路相互联络的复杂网络，网格应结合各标准接线的典型供电能力进一步细分，以期各网格最终负荷接近推荐值；

③组网链图

网格组网可由网格链图表示，图中需明确变电站站址、联络链及其线路回路数，以及网格的供电范围；

(3)主变组网

基于成片组网原则，间隔调配优化各主变间的联络馈线条数或联络结构，在兼顾接线简洁的基础上实现设备利用率的全面优化；

①优化依据

基于导则中主变安全负载率，以及单主变最大负载率按80％为重载考虑，并依据导则推荐的导线选型及其载流量，可计算得到不同线路的允许的最大负载率；

②安全负载率分析

两主变间联络线路条数越少，主变N-1时正常主变增供线路条数也就越少，主变最大安全负载率越高；同时安全负载率也随出线规模的增加而提高；

③主变间最佳联络数

兼顾接线简洁和设备利用率，采用主变间成片组网的简单规则：

简单规则的兼容性：能够使较大容量主变的安全负载率可提升至85.7％～88.9％；

简单规则的完善性：

i)提供了如何进行短时过载负荷站间转移的优化解决方案；

ii)对于新增落点困难的负荷集中区或4主变站，也可考虑采用两主变间仅连一回的方式组网，使主变在超过90％负载率时仍满足N-1安全校验；

简单规则的适应性：随着站间负荷转移自动化水平的提高，简单规则可使中压配网对上级配网形成了强有力支撑：

i)对于任何主变台数的变电站，较大容量主变N-1的安全负载率可提升至85.7％～88.9％，且不依赖短时过载；

ii)高压配网可以弱化以节省投资，容载比有望下降至1.3～1.5。

3.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：在第六步中，基于组网约束的目标网架涉及分类建设标准如下：

对A+、A、B、C、D和E类等供电分区的各网格，分别提出了规范化的一、二次建设改造的标准和运维管理措施，内容涉及线路接线模式、负荷控制、设备选型、配电自动化建设和运维管理措施等多个方面：

其中(1)T1类建设标准

T1类建设标准规范了可靠性要求较高地区的多种网格构建方案，可依据实际情况灵活选取和组合。其中，子类Ⅰ为典型推荐方案，适用面较广；子类Ⅱ适用于通道紧张地区；子类Ⅲ适用于独立的大容量用户密集区；

(2)T2类建设标准

T2类建设标准规范了架空线为主的城区和郊区，接线以单联络为主，当通道或间隔受限时可适度增加联络提高线路最大允许负载率；

(3)T3类建设标准

T3类建设标准规范了农村地区。

(4)T4类建设标准

T4类建设标准针对非规范化区域，适用于受用户和通道因素影响无法改造的地区，推荐改造方案主要是依据现有电网的局部优化。

4.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：在第七步中，网架的远近协调涉及新区、改造区的过渡方案如下：

过渡年网架应与远景年目标相协调，应充分考虑现有网架，结合市政和变电站建设时序，抓住建设契机，逐步优化：

(1)新区

按目标网架主干线构建，做到“新建一片成型一片”。

①过渡年负荷与远景年接近的地区，可参照远景年组网模式，一次性建成供电网格目标接线方式；

②过渡年负荷未成熟时，可减少网格内主供线路条数，也可多个网格采用串接或并接方式共享电源，待新站投运后通过π入或直接接入；

(2)易改造地区

不宜大规模改造，做到“改造一片完善一片”。

①以变电站新建为契机，成片改造网格并合理过渡到目标网架；

②以中压线路新建为契机，调整主干、切改分支，合理过渡到目标网架；

(3)难改造地区

采取“保持既有格局，局部理清关系”，适当调整主干和分支及其联络方式。

5.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：第七步中，还包括规划管理的权责明确，所述规划管理的权责明确包含基于网格的信息化管理和基于三层组网的权责明确两方面：

(1)基于网格的信息化管理

配网规划管理规范化和信息化方面，将以配网网格为基本单元，结合生产系统、GIS系统、SCADA系统、计量自动化系统、营销系统、项目系统和投资计划系统，配合市政规划和通道资源等，集成配网规划需要的数据，有效掌握每个网格内设备数据、运行指标和负荷发展等重要数据的的历史、现状和未来发展情况，便于管理者开展相关分析。进而以电网资源云平台为工具，以数据挖掘为支撑，以可视化的地理图形展示为载体，构筑基于供电网格的配电网规划信息支撑平台；

(2)基于三层组网的权责明确

基于三层宏观组网的规划方法将管理责任分层分网格落实到人，有效明晰各层级规划人员的职责分工，自上而下传递理念，自下而上提出需求，不易出现管理真空或交叉管理的问题，强化了管理权限的刚性：

市局级领导主导通道组网，把控电网整体布局，通过建立长效的企业政府沟通机制，确保土地资源预留，强化了变电站站间联络通道布局刚性；

区县级领导依据通道组网，主导网格组网和主变组网，用成片组网思路全面优化网格划分和设备利用率，强化了电网联络结构刚性；

基层部门依据三层宏观组网，基于丰富的运维管理经验，发挥熟悉现场实际的优势，细化网格管理职责，编制建设改造项目，确保项目落地，强化了建设项目刚性。

6.根据权利要求1所述的基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，其特征在于：还包括第八步和第九步，

第八步，方案评估

分类、分年度统计规划区域的规划项目建设规模和投资估算，编制规划项目库；对规划区域开展高压电网潮流计算、短路电流计算、供电安全性定量分析校核工作；选取典型区域进行可靠性计算分析、理论线损计算；

其中典型区域是指对电网结构、供电可靠性和电能质量要求较为典型的区域，或者按照供电分区可选若干A+类、A类等区域，或按照开发功能或发展成熟度选取工业园、经开区、新城区或老城区；

第九步，投资精准决策

从电网技术性能指标、负荷供应能力、网架结构水平、现状问题解决程度和社会经济效益评估方面进行评估，得出规划方案是否合理、有效和经济。