刘进胜，赵俊光，夏勇

(重庆市电力公司江津供电局，重庆市，402260)

0 引言

配电网规划的目标是能够使电网发展满足并适度超前于供电区域内的经济发展要求，并能发挥其对于电网建设、运行和供电保障的先导和决定作用［1-5］。一直以来，由于电网规划基础数据不足、电网规划技术手段缺乏以及城市发展的不确定性等因素使得城市电网规划成为一个复杂、困难的问题。国内外专家学者运用许多优秀的思想方法(如数学优化方法和启发式方法)来解决这一问题，并取得了一些成果。但是怎样更加合理有效地运用现有的基础数据、计算工具和方法，建立起实用的规划体系还有待完善。

本文从工程应用角度出发，根据城市配电网实际情况，总结出一套实用的城市配电网规划方法，为目前城市电网“十二五”规划提供一定的实际参考。

1 城市配电网规划实用方法

本文规划方法以负荷预测为基础。首先，以人工规划及计算机自动选址辅助决策为手段，并结合电网建设边界因素，确定电源点(或变电站)的位置、容量及供电范围;其次，依据规划导则或标准要求，通过所选线路型号估算得到变电站的20/10 kV的出线情况、开关台数，并确定中压网络接线模式;然后，根据电力平衡估算新建和改造的公、专配变台数以及与此容量对应的分层分区中低压无功补偿比例。这种方法的优点是使用的工具直观，可操作性强，可以同规划人员的宝贵经验相结合，并且规划与评估相互校验、修正，具有较强的实用性。

2 负荷预测

负荷预测的准确性对配电网规划有着显著的影响。本文根据城市电网规划的实际情况，给出一种实用的负荷预测方法。首先，从全局和分类2方面对供电总负荷进行预测;其次，进行空间负荷预测得到各小区负荷;最后，多种预测结果相互校验、修正。

2.1 全局预测

全局负荷预测是对全地区总的负荷需求量进行全面宏观预测，了解规划地区总的负荷发展水平，以便确定规划年的输配电系统所需要的设备容量。

全局负荷预测时需要将这个地区的一般负荷和大用户负荷分别进行预测。一般负荷作为自然增长负荷，采用回归分析法预测规划年的电量和负荷的大小。把大用户作为点负荷来处理，通过该地区的国民经济数据得到各大用户的用电量，再考察在规划年大用户是否有扩建或停产等情况。全局负荷预测得到的结果可以采用弹性系数法相互进行校核。全局负荷预测法流程如图1所示。

图1 全局负荷预测流程Fig.1 Flow chart of total load forecasting

2.2 分区负荷预测

分区负荷预测法分别对供电区内每个分块(分区)的用电量和负荷进行局部预测，以便确定变电所的合理分布。在分区的基础上，分区负荷预测采用与全局负荷预测相似的方法，即将一般负荷和大用户负荷分开进行预测。然后，将各个分区的负荷预测结果汇总得到总负荷及电量，以与全局负荷预测得到的结果相互进行校核。图2为分区负荷预测法的流程图。

图2 分区负荷预测流程Fig.2 Flow chart of partition load forecasting

2.3 空间负荷预测

空间负荷预测是城市配电网规划的基础。空间负荷预测的方法有很多种，其中，分类分区法是一种简单实用的方法。其主要思想是:先估算各小区的负荷密度，再结合其面积计算各小区负荷。目前，大多数分类分区法对同类小区采用相同的负荷密度，难以将时间发展因素对小区负荷密度的影响考虑全面。

“供电网计算分析辅助决策软件:规划配网负荷预测子系统”(www.ceesinc.cn)改善了传统的空间负荷预测精度［6］。该软件算法采用基于空区推论的思想把各类小区分为有、无历史负荷数据的老城区和新城区，采用不同的负荷预测思路进行预测。预测结果中各小区负荷密度之间具有时序性和差异性，更具有实际参考价值。

3 变电站布点及容量优化

3.1 概述

变电站规划是配电网规划的关键环节，直接影响未来电网的结构、供电质量、运行经济性和供电可靠性。传统的规划方法很难对其进行全面、准确、科学的规划。随着电力系统的不断发展，进行变电站规划时涉及到的因素也越来越多，因此在规划时要考虑多个目标，而这些目标有时具有不同重要性甚至是相互矛盾的指标，因此需要合理地解决各个目标之间的冲突。在选择变电站站址时，经济性指标最优(投资和损耗费用最低)只是众多优化目标之一，必须同时兼顾变电站站址的环境效益和社会效益等方面因素。

本文从科学、实用角度出发，提出一种基于电网建设边界因素的变电站两阶段规划方法，将计算机辅助自动选址与专家经验规划相结合，以此求得经济性指标和地理环境适应性指标综合最优的组合方案，实现多级电网的整体优化。

3.2 计算机优化阶段:变电站初始方案自动确定

变电站规划问题可描述为: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，以投资费用和运行费用最小为目标，确定变电站的位置、容量。

变电站规划优化数学模型可表示为:

式中:N为已有和新建变电站的个数;Ji为由变电站i供电的负荷集合;Wj为负荷点j的有功负荷;Si为变电站i的容量;e为经济负载率;cosθ为功率因数;lij为第i个变电站到第j个负荷之间线路的长度;L为变电站允许的最大供电半径;C1为折算到每年的变电站投资及运行费用;C2为折算到每年的馈线投资费用;C3为馈线年网损费用。

C1，C2和C3可表示为:

式中:m为预计变电站的使用年限;r0为年利率;dfix为变电站的固定投资系数;dvar为变电站的可变投资系数;dop为变电站运行费用折算系数;dij为单位长度线路的投资费用;c为电价;r为线路单位长度的电阻;τmax为最大负荷利用小时数;Pij，Qij分别为每段线路最大负荷时通过的有功功率和无功功率;UN为额定电压。

根据上述模型开发的“供电网计算分析辅助决策软件:变电站规划优化子系统”可实现变电站自动选址功能［7］。在选址优化中只需知道现有变电站情况、规划年各小区的预测负荷以及变电站、线路等费用参数，便可自动获得各规划年包含新建变电站个数、站址和容量的初步规划优化方案。

该规划辅助软件直观、人性化，可操作性强，在规划中可与人工经验有机结合，提高规划的效率。

3.3 专家干预阶段:候选站址综合边界因素评估

采用自动选址功能对变电站进行布点规划很多时候忽略了地理环境及施工环境等外部因素。这些外部因素中包含了用地性质、交通状况、施工条件、地质地形等各种数据信息，这些信息对变电站选址起到了决定性的作用。从工程实践来看，这种未考虑站址综合外部因素的方法所选出的站址很可能坐落在不适宜建站的区域(如小区附近、街道、繁华区等)，进而影响整体方案的可行性。本文考虑了这一情况，在此基础上由有关专家对初始站址方案附近的地理信息进行分析，进行如下关键调整:

(1)在初始规划方案基础上，针对每个不适宜建站的站址，分析其周边环境，给出几个可行的调整位置。

(2)由熟悉规划区域地理状况的专家对各个候选站址的地理属性进行评分，在此基础上，利用层次分析法(analytic hierarchy process，AHP)获得各个站址的地理属性综合得分值，作为评价站址适应性的指标。

在本文变电站规划中，综合边界因素主要考虑6个方面，分别为用地性质(A)、交通状况(B)、防洪排水(D)、施工条件(E)、地形地质(F)、负荷发展(G)。对每个经一次规划得到的候选站址给定1个可建站分值向量如下:

式中:Ai、Bi、Di、Ei、Fi、Gi分别为第 i个候选地点在 6个因素的得分。

这样综合所有候选地点的分值，就可以得到1个分值矩阵如下:

对于所有的候选地点，定义1个统一的各个因素的权重向量β如下:

式中:a、b、d、e、f、g 分别是6 个因素的权重。

最后将分值矩阵Λ和权重向量β相乘就得到一个衡量每个候选地点的可建站指数向量Φ:

比较可建站指数向量中的每个元素，取其最大者对应的候选地点即是寻求的建站可行地点。

4 城市配电网规划中的估算方法

4.1 10 kV线路出线估算

城市各片区的20/10 kV线路新建条数n可通过计算目标年所需新增的线路极限输送容量总和与新建线路的极限输送容量之比求得，即

式中:So为各区现有线路的极限输送总容量，可通过统计现有线路的条数及对应导线型号查表得到;ΔSc为目标年导线改造后增加的极限输送总容量;Sn为目标年该片区所需的线路极限输送总容量;Sl为新建线路选择的典型导线对应的极限输送容量。其中，Sn可表示为

式中:P为空间负荷预测目标年各片区负荷大小;e1为目标年中压线路平均负载率。在城市电网中，为了实现线路间负荷完全转带能力及满足经济负载率要求，e1通常为30% ～50%。

4.2 配变台数估算

配变分为公用配变和专用配变，第i分区第j规划年新增公用配变台数nij可表示为

式中:Pij为第i分区第j规划年扣除专线负荷后的负荷，kW;Pi，j－1为第 i分区第 j－1 规划年扣除专线负荷后的负荷，kW;e1为配变经济负载率;SK为配变平均容量，MVA;cosθ为配电网功率因数;ni0为现状年第i分区的配变总数。

则第i分区第j规划年新增公用配变数nij，1可表示为

式中k为城市公用配变台数与专用配变台数的比例，与当地的用电性质相关。

5 多方案技术经济比较

规划网络接线模式对电网供电可靠性及经济性有显著影响。首先由规划人员根据经验导则，利用规划软件提出若干网架方案，然后对各规划方案进行经济技术与可靠性分析，最后经综合分析后提出推荐方案。

5.1 规划方案技术比较及电气计算

首先对电网规划方案进行潮流计算和短路计算［8-10］。

潮流计算的目的是为了评价网络方案，选择导线和变电所主设备规格，为选用调压装置、无功补偿及其配置提供依据，并为其他电力系统计算分析(如短路计算)提供原始数据。在进行潮流计算时，规划人员要综合考虑电网的各种运行方式，如高峰负荷和低谷负荷方式，丰水期、平水期和枯水期方式，事故运行方式和各种特殊运行方式。在大负荷方式下计算时，假定各用户均工作在最大负荷条件下，网络运行方式按正常开环运行(使每1个环上分段的负荷尽可能分配均匀)。对于双放射线路而言，为了保证在N－1的条件下线路不过负荷，正常运行方式下的线路负荷率应小于0.5。通过计算得出正常运行方式下的线路负荷水平情况及不同规划方案的网损情况。

短路计算的目的是为了选用有足够热稳定度和动稳定度的电气设备及载流导体，确定限制短路电流的措施。在电力系统中合理地配置各种继电保护并整定其参数，还可为电网接线和电厂、变电所电气主接线提供比选依据，并为确定送电线路对附近通信线的影响提供计算资料等。规划设计中，短路计算时一般计算今后若干年最大运行方式时三相短路和单相接地短路的零秒短路电流。

5.2 N －1 校验原则

为了校验各方案是否满足N－1原则，对各方案全部进行可能的N－1校核分析。对于规划的可行方案应满足N－1原则，即系统中任何1条线路故障或高压变电站1台主变停运时，通过倒闸操作能够实现负荷转移，及时恢复供电。经过N－1状态的计算，线路的负荷率不能超过100%，而且线路的电压损失不能超过3%［11］。

5.3 投资效益分析比较

投资效益分析可从静态与动态2方面进行。静态投资效益分析忽略了资金的时间价值，主要是通过比较各方案的总投资来确定项目的经济性优劣。其缺点在于可能导致项目建设初期经济性占优，但在以后逐年运行中出现电网运行费用过高，使得在项目整个寿命期内经济性不佳的情形。

动态投资效益分析法有效考虑了时间价值，引入了动态回收期、净现值、内部收益率等经济指标，使得项目间的经济分析更加准确、有效、合理［12］。

5.4 规划流程

通过对各方案进行以上多方面指标的比较分析，最终确定一种技术上可行、经济上占优的电网规划方案。

基于综合边界条件的电网规划新方法具体流程如图3所示。

图3 基于综合边界条件的电网规划方法流程Fig.3 Flow chart of network planning method based on boundary conditions

6 算例验证

以某市开发城区新建1座2×50 MVA的110/10 kV户外型直供变电站为例说明本文城市配电网规划方法的实际应用。220 kV变电站在距离该开发城区20 km左右。待求解方案如图4所示。

采用本文所述的变电站两阶段规划方法进行如下操作。

步骤1:变电站初始方案自动确定。

图4 待求解方案示意图Fig.4 Diagram of the program to be solved

首先通过计算机辅助决策进行自动选址，得到在仅考虑电网经济性及运行安全性的前提下，该110 kV变电站的初始站址确定在坐标(x，y)为(1.58，2.42)。

步骤2:专家组确定可行的候选站址。

由开发区的用地性质得知，该110 kV变电站的初始站址不适宜新建变电站，站址需要调整。根据城区实际情况，相关专家选定3个候选站址，分别为站址Ⅰ、站址Ⅱ、站址Ⅲ。采用AHP法对候选站址的地理信息进行权重排序，得到最终3个候选地点的可建站指数向量 Φ 为(0.6573，0.8433，0.4982)。

因此本算例将站址Ⅱ作为调整后的变电站可行性站址，其坐标(x，y)为(1.70，1.65)。规划结果如图5所示。

图5 规划结果示意图Fig.5 Diagram of planning result

从规划结果可见，该规划方案合理，能够满足电网发展的需要，全面考虑了电网规划的诸多不确定边界因素，使得规划结果更加实用可行。

7 结语

本文总结出1套实用的城市配电网规划方法。规划方法中多个方面均可由软件完成，实现了计算机辅助决策和人工干预相结合的规划理念。在城市配电网“十二五”规划应用中表明，该方法具有较强实用性。

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