多因素影響下的輸配網主變容量協同優化配置方法

靳冰潔，高 崇，梁 晨

（1.廣東電網有限責任公司電網規劃研究中心，廣州 510080；2.中國南方電網超高壓輸電公司檢修試驗中心，廣州 510663）

0 引言

主變容量選擇是電網規劃建設中的重要決策問題，對保證電網的安全可靠運行和提高電網的整體經濟性具有重要意義［1－3］。現狀輸配網主變容量配置主要存在以下問題：（1）現有規劃設計原則對變壓器容量選型的規定相對寬泛，實際執行中往往傾向于選擇容量大臺數多的建設模式，導致部分地區變電容量與負荷發展水平不匹配；（2）調度運行要求對主變容量配置產生一定的影響，從風險管控的角度出發，為控制單主變運行風險，通常規劃單主變的工程首期按照2臺主變建設，增加了輸電工程投產初期的地區容載比；（3）工程建設要求對主變容量配置產生一定的影響，為避免因變電工程頻繁擴建而停電帶來的供電能力不足，輸變電工程首期投產規模要求通常考慮滿足未來若干年的負荷發展，在一定程度上將增加輸變電工程投產初期設備的冗余度。

目前國內外關于變電站容量的規劃與優化問題已有很多研究成果［4－11］，其優化對象多為變電站的經濟性，經濟指標多從初始投資和運行費用兩方面考慮。荊朝霞等［4］考慮上級電源容量規劃投資成本，建立了基于全壽命周期成本理論的配電變壓器容量優化模型。黃磊等［5］建立了以規劃年單位負荷供電費用為決策指標的優化模型，并對高負荷密度地區供電方案進行對比。李燕青等［6］以變電站和網絡近似最小投資和年運行費用為目標函數，確定變電站的數量、容量、位置以及變電站的供電范圍，并通過云優化算法對模型求解，屬于通過智能算法解決變電站優化問題的范疇。胡玉生等［7］以變電站個數作為決策變量，以含停電損失費用的年總費用最小為目標函數，采用求極值法對模型求解，屬于通過傳統數學方法解決變電站優化問題的范疇。以上文獻均未考慮負荷增長的動態過程以及不同電壓等級之間構網方案的選擇對變壓器容量經濟選型帶來的影響，也未對電網規劃及運行要求對主變供電能力的影響進行深入分析。馮浩等［11］考慮負荷發展過程，提出一種基于動態負荷特性的變壓器容量階梯型配置方案，但其目的是指導城市變電站的初期規劃，并未形成考慮運行方式、構網模式、電壓層級匹配關系等多因素的系統化主變容量優化配置方法，其經濟分析也較為簡化。

針對以上所述變電站容量配置面臨的問題及已有研究成果尚有待優化的方面，本文提出一種多因素影響下的輸配網主變容量協同優化配置方法。通過梳理供電能力、負荷增長、負荷密度及供電半徑、接線形式等多方面因素對主變容量配置的影響，建立多因素作用的耦合關系；在考慮規劃原則及調度運行要求的前提下，通過對輸配網不同電壓等級接線方式的分層分析及其匹配模式的研究，建立主變容量配置的協同優化模型。該方法從時間角度，考慮了負荷的發展趨勢及資金的時間價值，從空間角度，考慮了多種典型接線方式及其匹配模式，為實際工程應用提供了靈活的處理方法。

1 研究原則

主變容量配置通常在保證電網安全運行和供電可靠的前提下，考慮經濟性最優。在最大負荷利用小時數相同的情況下，單位供電量供電成本最低等效于單位峰值負荷供電成本最低。為簡化計算，突出研究重點，本文以單位負荷供電成本為目標進行研究方案比較，并提出優化配置方案。

參考工程實際及相關準則規范［12－14］要求，相同電壓等級的變壓器容量級別不宜過多，且同一變電站、同一電壓等級主變宜采用相同規格，變電站主變終期臺數一般選擇為3～4臺。其中，220 kV主變選擇220／110／10（kV）電壓等級的三繞組變壓器，單臺容量典型序列選擇為120 MVA、150 MVA、180 MVA、240 MVA，最終規模有3×120 MVA、3×150 MVA、3×180 MVA、3×240 MVA、4×180 MVA、4×240 MVA等6種方案。110 kV主變選擇110 kV／10（kV）電壓等級的雙繞組變壓器，單臺容量典型序列選擇為20 MVA、40 MVA、50 MVA、63 MVA，最終規模有3×20 MVA、3×40 MVA、3×50 MVA、3×63 MVA等4種方案。

本文按照飽和負荷選擇主變壓器最終規模，并考慮供電區域負荷由初期發展至飽和水平的過渡過程。此外，考慮變電站實際供電范圍多受道路及地形限制，且為便于分析計算，本文選取正方形或其他多邊形供電區域進行研究。

2 多因素影響分析

本文主要考慮供電能力、負荷增長、負荷密度及供電半徑、接線形式等因素對主變容量配置的影響。

2.1 變電站供電能力計算

按照本文所述原則及邊界條件，計算N－1原則下變電站終期供電能力公式如下：

式中：C0為N－1原則下變電站終期供電能力；k為主變過載能力系數，依前文所述取值為1.3；N為變電站終期規模主變臺數，依前文所述取值為3～4；T為單臺主變容量，依前文所述每個電壓等級單臺主變容量序列各取4個值，如表1所示。

表1 220 kV及110 kV變電站供電能力計算結果

考慮正方形供電區域下與相鄰最近的4座變電站之間互為備用，預留站間互備容量比例取值為25%，則變電站終期供電能力計算如下：

本文考慮變電站從初期發展到終期規模的動態過程，并對變電站初期供電能力按照N－1原則和容載比原則兩種方式計算，其中N－1原則下計算方法與終期規模相同，容載比原則下計算如下：

式中：Ci為變電站初期供電能力；ni為變電站初期規模主變臺數，考慮調度運行風險管控，取值為2；r為容載比，220 kV時取1.9，110 kV時取2.2。

本文考慮6種220 kV變電站典型建設模式和4種110 kV變電站典型建設模式，其供電能力計算結果如表1所示。

2.2 負荷增長及變電站擴建分析

考慮運行風險管控，負荷發展初期建設兩臺主變的情況較多，隨著負荷增長逐步擴建至終期規模。初期按照容載比考慮變電站的供電能力留有一定裕度，當負荷增長至主變N－1造成剩余主變超過載能力運行時，進行主變擴建直至最終規模。當地區高速發展、負荷增長較快時，變電站從初期規模發展到終期規模的時間往往很短，為避免因變電工程頻繁擴建而停電，對于負荷高速增長的地區建議一次建成終期規模。

變電站從初期至終期規模發展年限計算如下：

式中：Cn為N－1原則下初期規模變電站的供電能力；x為負荷平均增長率。

為簡化計算，終期4臺主變規模的變電站按直接擴建至終期規模計算。不同電壓等級變電站從初期規模至終期規模發展年限計算結果如表2所示。

表2 變電站從初期規模至終期規模發展年限

2.3 負荷密度及供電半徑分析

根據負荷密度高低，將供電區域大致分為城市中心區（負荷密度大于15 MW／km2）、市區或城鎮中心區（負荷密度介于6 MW／km2和15 MW／km2之間）、城鎮及縣區（負荷密度介于1 MW／km2和6 MW／km2之間）、鄉村（負荷密度介于0.1 MW／km2和1 MW／km2之間）以及偏遠地區（負荷密度小于0.1 MW／km2）［12］。按照方形供電區域來考慮，供電半徑計算如下：

式中：ρ為負荷密度；cosφ為功率因數，取值為0.98。

不同負荷密度下，220 kV變電站的供電半徑計算結果如表3所示。由表可知，對于偏遠地區，4×240 MVA、4×180 MVA、3×240 MVA的建設規模下，220 kV變電站供電半徑過長，不作為推薦方案考慮。

表3 220 kV變電站的供電半徑計算結果km

2.4 接線形式分析

目前220 kV電網在功能上逐步由輸電向配電轉化，部分地區已逐步實現以500 kV變電站為中心，分片供電的模式。正常方式下各分區相對獨立，相互之間具備線路檢修或方式調整情況下的支援能力。220 kV電網一般采用雙回路鏈式結構或雙回路環網結構供電，每一鏈或每一回路中220 kV變電站數量不宜超過4座。本文以雙回路鏈式結構為研究對象，同一鏈中的220 kV變電站由來自兩座500 kV變電站的電源供電。

考慮單座220 kV變電站供電4～8座110 kV變電站，通過拓撲分析，提出圖1所示110 kV布點方案。本文研究環網、鏈式、T接、π接4種110 kV電網典型接線形式。在上述所提布點方案下，通過拓撲結構分析及站點組合供電方案優化，提出不同布點方案下110 kV電網典型接線圖，如圖2所示。

圖1 單座220 kV變電站供4～8座110 kV變電站布點方案

圖2 4～8布點方案下110 kV電網典型接線（部分）

3 輸配網主變容量協同優化配置方法

前文已對多種影響因素進行梳理，在此基礎上，對220 kV及110 kV電壓等級變電站及線路的容量匹配關系進行分析，進而計算各電壓等級輸變電建設規模，結合變電站從初期規模至終期規模發展年限及設備的建設和運行費用，計算造價等年值，最終得到單位負荷供電成本，作為優化輸配網主變容量的參考指標。本文所提方法框架結構如圖3所示。

圖3 多因素影響下的輸配網主變容量協同優化配置方法框架結構

3.1 220 kV及110 kV變電站容量匹配關系分析

對220 kV及110 kV變電站容量進行匹配，考慮每座220 kV變電站負載一部分10 kV直供負荷，則220 kV與110 kV變電容量匹配關系如下：

式中：Mnum表示與220 kV變電站匹配的110 kV變電站個數；C220為220 kV變電站的供電能力；C110為110 kV變電站的供電能力；d為220 kV變電站10 kV直供負荷比例，本文取10%。

220 kV與110 kV變電容量匹配關系計算結果如表4所示。

表4 220 kV與110 kV變電容量匹配關系

考慮一座220 kV變電站帶4～8座110 kV變電站為宜。如表4中，3×63配置的110 kV變電站不宜與3×240、3×180、3×150、3×120配置的220 kV變電站匹配，110 kV站點匹配個數過小。3×20配置的110 kV變電站不宜與4×240、4×180、3×240配置的220 kV變電站匹配，110 kV站點匹配個數過大。此外，4×240配置的220 kV變電站與3×50配置的110 kV變電站相匹配的個數介于6和7之間，從表4可以看出，該配置的吻合度相較其與3×63和3×40配置的110 kV變電站配合而言較差。綜上，本文選擇11種匹配模式進行分析，如表4中括號數字所示。

3.2 220 kV及110 kV線路容量匹配關系分析

本文考慮220 kV電網按照雙鏈式結構構網，每回鏈式結構串供4個220 kV站點，220 kV電網解環運行，每一回線路需至少能夠負載兩個220 kV變電站的負荷，以此計算220 kV線路容量。

不同110 kV電網接線形式對110 kV線路的載流能力要求不同，本文重點研究環網、鏈式、T接、π接4種可靠性較高的典型接線形式，其推薦接線方案如圖2所示。根據圖2分析，環網和鏈式結構均有串供2～3個站的可能性，同時考慮滿足線路N－1不過載的運行要求，經過網絡結構分析，得出110 kV線路容量匹配關系如表5所示。

表5 110 kV線路容量匹配關系

3.3 220 kV及110 kV建設規模計算

建設規模包括變電站規模和線路規模。其中，220 kV變電站規模根據總負荷及220 kV變電站供電能力計算，110 kV變電站規模根據表4及220 kV變電站規模計算。

對于220 kV線路規模，考慮220 kV變電站至其供電正方形區域頂點的距離為供電半徑，則鏈式結構下平均每個220 kV變電站供電區域內所需220 kV線路長度為，計及一定的曲折系數得到實際線路長度估值。

對于110 kV線路規模，不同接線形式有所區別，但均為供電半徑的倍數。設定為110 kV線路規模估算系數，則110 kV線路規模計算如下：

式中：c為線路曲折系數。

根據圖1～2進行拓撲計算，得到不同布點?及接線形式下110 kV線路規模估算系數如表6所示。

表6 110 kV線路規模估算系數

220 kV變電站的110 kV出線規模一般控制在12～14回，由于7～8個布點的雙電源三T接線以及8個布點的π式三T接線所需出線間隔數量較多，本文不作考慮。

3.4 單位負荷供電成本計算

本文以單位負荷供電成本作為優化輸配網主變容量的參考指標，其計算如下：

式中：Eu為單位負荷供電成本；E*to為總投資等年值；Eop為年運行損耗費用；S為供電區域面積。

其中，E*to根據等效于期初的總投資費用按照等年值法確定：

式中：y為電力工業年投資回報率；a為設備的使用年限。

其中，Eto包括等效于期初的變電總投資費用和線路總投資費用，即：

式中：Eso和Eto分別為變電和線路初期投資；Ele和Ele分別為變電和線路擴建投資；h為變電站從初期規模至終期規模發展年限。

變電和線路投資根據建設規模及單價確定，變電和線路建設規模根據前文所述220 kV及110 kV容量匹配關系分析與建設規模計算方法確定。不考慮運行維護費用，年運行損耗費用Eop包含主變運行損耗費用和線路運行損耗費用，參考電力系統設計手冊［15］計算主變和線路的功率損耗，并由最大負荷利用小時數及功率因數估算最大負荷損耗小時數，進而計算全年電能損耗，結合電價因素，得到主變和線路的年運行損耗費用。

4 算例分析

選擇100 km×100 km的地塊為研究對象，應用本文所提協同優化配置方法進行主變容量優化，并得出一些趨勢性結論。設備參數選取參考油浸式電力變壓器技術參數和要求［16］，設備造價估算參考文獻［17］。輸電線路按照架空線進行計算，220 kV和110 kV線路曲折系數分別取1.3和1.2。設備生命周期取30年，電力工業年投資回報率取8%。最大負荷利用小時數取5 500 h，功率因數取0.98。平均電價取0.7元／（kW·h）。

圖4所示為年均負荷增長水平為3%時，π接、T接、環網、鏈式4種典型110 kV接線形式下，不同容量配置方案單位負荷供電成本隨負荷密度的變化情況（圖例中括號外數字代表220 kV主變容量，括號內數字代表110 kV主變容量，下同）。由圖可以看出，不同接線方式下，相同負荷密度及容量配置方案的經濟指標有所區別，其主要原因在于接線方式不同導致線路規模（包括線路長度和輸送容量需求）的差異。因此，考慮接線方式對區域主變容量配置的影響具有實際意義。此外，在負荷密度較低的地區，供電半徑較大，輸電線路的建設和運行成本都大幅上升，導致單位負荷供電成本居高不下，隨著負荷密度的增加，單位負荷供電成本逐漸下降。

圖4 4種典型接線形式下不同容量配置方案 單位負荷供電成本計算結果

圖5 所示為4種典型接線形式下，考慮年均負荷增長水平3%與不考慮負荷增長情況下單位負荷供電成本對比結果。由圖可看出，考慮負荷增長情況下，資金的時間價值對單位負荷供電成本產生影響，使其低于不考慮負荷增長的情況。這對優化配置結果也帶來一些變化，如對于鄉村地區，當采用T接接線方式時，若不考慮負荷增長，則推薦3×240（3×40）和3×240（3×50）配置方案，若考慮3%的年均負荷增長率，則推薦3×180（3×40）和3×240（3×50）配置方案。

圖5 考慮負荷增長與不考慮負荷增長情況 下單位負荷供電成本對比結果

表7所示為考慮年均負荷增長水平3%時不同接線方式下220 kV及110 kV主變容量配置推薦結果。由表7可以看出，對于負荷密度大的地區，如城市中心區、市區或城鎮中心區，集約效益顯著，即大容量主變配置模式在相同可靠性要求下經濟性更優。因此，在大多數接線方式下，4×240（3×63）配置模式在高負荷密度地區做為推薦方案。在本文推薦的布點和接線方案下，單環網和不完全環網接線方式受限于110 kV線路極限輸送容量，選擇3×240（3×50）和3×240（3×40）配置模式做為高負荷密度地區的推薦方案。對于低密度城鎮及縣區和鄉村地區，3×240（3×50）、3×240（3×40）和3×180（3×40）配置模式多作為推薦方案。對于負荷密度極低的偏遠地區，小容量配置模式在相同可靠性要求下經濟性更優，且受限于供電半徑，更推薦3×120（3×20）等小容量配置模式做為最優方案。

表7 220 kV及110 kV主變容量配置推薦結果MVA

綜上，從經濟性考慮，高負荷密度區域宜配置大容量變電站的趨勢相同，但主變容量配置與接線方式、負荷增速等因素相關，具體應用時應結合實際情況綜合考慮各種影響因素，協同優化輸配網主變容量配置，提出安全、可靠、經濟的配置方案。

5 結束語

本文提出一種多因素影響下的輸配網主變容量協同優化配置方法。該方法既考慮了負荷的發展趨勢及資金的時間價值，又考慮了多種典型接線方式及其匹配模式，為實際工程應用提供了靈活的處理方法。通過算例分析，對比了幾種典型110 kV構網模式下不同容量配置方案的經濟性以及是否考慮負荷發展動態過程帶來的差異，進一步闡明相關因素對容量配置帶來的影響，同時給出了不同情況下主變容量配置推薦方案，驗證了本文模型的合理性及適用性。