雷山县配电网中期规划方案经济技术评估

　　摘要：随着经济的发展，人们生活水平的不断提高，人们对电力负荷的需求量是越来越大，之前的配电网也显现出了很多的问题，例如：变压器或者线路老化，线路容量小以及可靠性不高等问题，我们需要在经济高速发展的时代设计出符合XXX需求的配电网，并且对新的配电网规划方案进行经济与技术评估。

　　贵州省雷山县处在贵州省的东南部，配电网设备普遍老化、线路容量小以及供电可靠性低等问题，导致了雷山县的配电网网架结构单薄和电能损耗太大等问题。本次毕业设计研究将结合雷山县配电网的现状以及对未来的需求，对已有的配电网中期规划方案进行分析，使用etap软件对规划方案进行建模，最后对规划方案进行经济与技术评估。最终，经过评估，雷山县配电网中期改造方案符合要求，可以实施。

　　关键词：配电网；电网规划；经济评估；技术评估

　　随着国民经济和城市建设的发展，人民生活水平的逐年提高和改善，这些都离不开电力的支持，而配电网建设作为电力建设的重要组成部分，成为了制约经济发展的重要因素。因为规划和建设科学合理的配电网是为经济与社会发展提供可靠供电的基础，配电网合理科学建设的前提是配电网的合理科学的规划，合理科学的规划就要提到规划方案的评估。

　　最近几年，雷山县经济快速发展，负荷也不断攀升，配电网建设与改造刻不容缓。如何既能解决配电网的问题，又可以更好的为人民、为经济发展服务，取得更高的效益，已经成为了现在雷山县配电网规划的重要课题。目前，雷山县配电网主要存在以下问题：首先是配电网基础差，雷山县地处山区，经济不发达，这就造成了之前没有足够的资金对配电网进行建设，使配电网设备质量不高，很多设备过寿命使用，配电网设备老旧问题非常严重，网架结构单薄，一旦故障就会大面积停电，正常工作时供电能力也有待提高；其次是配电线路的问题，当地私拉电线、乱拉电线现象严重，这不仅非常危险，而且不利于配电线路的运行维护以及配电网的健康发展；再次是配电网的发展速度赶不上城市经济发展的速度，城市经济快速发展不仅导致负荷也快速增大，也使地区用电结构发生了变化，旅游业的快速发展以及居民生活用电负荷快速增长造成电网的容量不足，在用电高峰时段出现了过负荷的现象，制约了城市经济的发展；最后是市政规划的落后使得配电网用地及空间资源与其他基础设施的建设存在矛盾，城市里可以改造的范围太小，施工不仅影响居民的正常生活，新电缆等设备也不好架设，扩建极其不方便。因此，针对雷山县配电网中期规划遇到的各种问题，如何科学合理的规划配电网，合理的利用现有资源，避免投资上的浪费，就成为了规划工作的重点。

　　最后，根据雷山县配电网的现状，制定科学合理的规划方案。为了科学评估电网规划方案当中存在的一系列问题，需要采用科学的综合评估方法，我们引入技术评估以及经济评估的评估参数。为了确定规划方案，除了分析该方案在技术上是否先进，可靠和适用外，还需要分析该方案在经济上是否合理，能否取得一定的经济效益。通过经济评估与技术评估的综合评估方法，最终确定适合贵州省雷山县的配电网规划方案。

　　1.2.1研究的目的

　　停电事故会给当地的经济发展和社会的安定甚至是国家的形象造成非常恶劣的影响，例如“3·7委内瑞拉大停电事件”，给当地居民的生活造成了非常大的影响。我国电力行业很早之前就已经发现了这个问题，并且开始给全国大部分配电网进行升级改造。然而，我国的电力建设依然存在问题，电网发展缺乏统一性规划，导致局部电网比较落后的问题。

　　贵州省雷山县地处云贵高原，气候为中亚热带季风气候，全年的降水量较高，雷击灾害也比较频繁，配电网普遍老化，这些因素导致雷山县配电网故障多发，配电网的改造刻不容缓，本文研究方向是雷山县配电网中期规划方案的技术经济评估，对现有的规划方案进行评估，提出规划问题与整改建议，最终拿出一份令人满意的中期规划方案。

　　1.2.2研究的意义

　　配电网规划方案评估的意义在于判断规划方案能否真正优化电网结构，能否保障电网的安全稳定运行。我国目前也有一些衡量电网规划的指标例如容载比、线损率等，但目前还没有一整套合理的规划评估办法。因此，在经济高速发展的今天，找到一套合理的、符合我国国情的电网规划评价体系非常重要。

　　本文对贵州省雷山县中期规划进行经济技术评估，对规划中存在的问题进行研究，进一步推进配电网规划的经济技术指标的提高，同时确保贵州省雷山县配电网安全可靠运行，适应经济快速发展的需求，为国家电力企业的发展打好坚实的基础。

　　电网规划的评估是电力工程前期工作的重要组成部分，它可以确保规划方案的合理性以及可操作性。上世纪八十年代开始，我国的城市电网以及农村电网都进入了快速发展时期，每个地区都在之前电网的基础上进行改造与创新，都在研究在经济高速发展的时代，如何使电网满足需求的问题。为了解决经济高速增长所带来的电网压力，大部分地区都需要设计一个中期改造方案，既可以保证电网的安全性和可靠性又可以提高电网的经济性。

　　贵州省雷山县配电网基础差，配电网设备质量不高，很多设备过寿命使用，配电网设备老旧问题非常严重，网架结构单薄，一旦故障就会大面积停电。面临这些问题，制定中期改造方案非常急迫。本文中采用2009年雷山县提出的配电网中期改造方案来进行评估，评估此方案是否可以改善雷山县配电系统的诸多问题。

　　现如今，配电网规划的评估并没有一套具体的评估方法，这是现在需要改善的问题。本文中的评估主要以两部分来说，一是技术评估，它包括模型的搭建，潮流计算以及分析线路输送容量、线损率、短路电流、容载比、可靠性以及抗灾等参数；二是经济评估，它主要包括成本核算等因素。这样的评估方法虽然可以有效的解决大部分电网规划中的问题，但是还是有一些问题不能完全解决，例如如何选取好的地形来建设电网，这些在评估内容中并没有，但是现实中问题依旧存在。这些问题需要专家学者进一步的研究。

　　本文中主要探讨配电网规划以及配电网规划评估的内容，通过查阅配电网规划的国内外文献，深入学习配电网规划的方法以及配电网规划评估的理论知识。在实际算例中，采用贵州省雷山县2009年提出的配电网中期规划方案，并进行经济技术评估，分析其是否合理。最后，本文主要为理论论述，并对雷山县配电网规划提出一些自己的看法，针对雷山县配电网规划中体现的问题，提出一些有用的措施建议。

　　具体的工作内容如下：首先是查阅有关配电网规划的国内外文献资料，深入学习与了解配电网规划以及配电网规划评估的理论知识；其次是考察雷山县的情况，了解雷山县配电网的现状并分析，找到雷山县配电网的问题，提出自己的规划方案；再次是通过etap软件进行仿真，对规划方案进行技术评估，之后在通过计算成本等经济学知识对规划方案进行经济评估；最后将已成的规划方案以及评估报告进行整理，撰写论文。

　　本文围绕贵州省雷山县当前的配电网情况（2015年完成改造之后），结合专家学者提出的经济技术评估方法，对已有的雷山县配电网中期改造方案进行评估。论文的整体结构安排如下：

　　第一章为绪论；

　　第二章为电网规划的基本原理以及电网规划评估的基本原理；

　　第三章为贵州省雷山县配电网中期规划的内容与分析；

　　第四章为雷山县配电网中期规划方案的经济技术评估；

　　第五章为总结这次研究成果，得出结论。

　　2.1.1电网规划的要求

　　城市的电网是整个城市最重要的基础设施之一，也是经济的发展最基础的设施。因此，电网的规划对于整个城市的经济发展来说有着非常重要的作用，电网规划也是城市总体规划的重要组成部分，应当和城市的总体发展规划相互配合，做到与城市规划相协调。更重要的，电网的规划一定要做到稳定与安全，只有稳定与安全的电网才可以给经济发展最强有力的保障。

　　电网规划应当有明确的目标，并且在完成电网建设之后必须要达到的要求，例如：首先是必须具有满足城市发展需要的供电能力，能够适应城市社会经济高速发展的需要，能够满足城市经济发展对于负荷增长的需要；其次是较强的网架结构，具有较好的抗灾能力；再次是注重有功容量和无功容量的协调，控制各级母线短路电流水平在合理的范围之内；最后是规划方案设计的技术经济指标必须要符合标准，让电网与环境和谐发展。

　　2.1.2电网规划的主要流程

　　规划的主要流程如下：首先是对电网目前状态进行分析，例如电网能否满足负荷的需求，能否适应随着经济增长导致的负荷增长，电网可靠性能否满足城市对电网的需求，电网的电压水平能否符合负荷的规定，线路损耗是不是满足现有以及未来一段时间的标准，现有的网架结构有没有必要改造等；其次是对城市电网进行负荷预测；再次就是开始规划设计，其中有很多需要注意的例如规划过程中一定要使有功负荷与无功负荷平衡等；最后根据规划年限，确定是进行近期规划或者是中期规划还是远期规划。

　　2.1.3电网规划的主要内容

　　在对电网目前状态进行分析以及负荷预测之后，根据负荷预测得到的结果，初步确定需要重新规划的目标以及电网重新规划的布局，包括以下几项：

　　1.确定新建变电站的容量以及位置，根据负荷预测的情况确定现有的变电站是不是需要增加容量；

　　2.确定新规划建造变电站要向哪些区域进行供电；

　　3.确定高压架空线路的路径以及线路的结构；

　　4.确定规划需要的电源容量以及在何处布局。

　　在确定规划内容之后，从目前已有的电网切入，按照预测负荷的结果，对电网进行建模分析。分析包括对电网进行潮流计算、短路电流分析、可靠性分析以及线损率等，从这些数据分析中得到电网的进一步规划改进方案。电网规划就是像这样一步步推进，以新的规划内容为新的基础，并在此基础上对电网进行下一轮的规划与完善，以满足不断增加的电网负荷需求，提高电网的供电可靠性。

　　2.2.1建模使用的软件

　　本篇论文使用etap软件对贵州省雷山县电网进行建模仿真分析。

　　etap软件是电力系统分析以及电力管理综合分析软件系统的简称。etap软件是用于发电、输电和配电以及电力系统的综合全面的电力系统分析计算软件，能够为电力系统规划、设计、分析、计算、操作以及模拟提供分析平台和电力系统出现问题的解决方案。

　　本次设计内容主要使用etap软件中的电力网络分析模块。使用etap软件来搭建贵州省雷山县配电网规划后的模型，然后通过软件内置的电力网络分析模块，计算贵州省雷山县规划后配电网的潮流、电压降落、母线短路电流、电力系统有功损耗以及无功损耗等各项参数。

　　2.2.2经济评估

　　本文在对配电网评估的过程中，主要从两个角度评估，一个是技术评估，另一个就是经济评估。

　　经济评估是配电网规划方案评估的一个重要组成部分。为了确定配电网的规划方案,必须要分析该方案在经济上是否合理。配电网规划方案的经济评估就是计算各种成本，利用经济学知识对配电网的规划方案进行经济评估，做到投入与产出合理。

　　在配电网规划的经济评估中，目前大部分研究方法采用的是熵权法。按照信息论基本原理的解释，信息是系统有序程度的一个度量，熵是系统无序程度的一个度量；如果指标的信息熵越小，该指标提供的信息量越大，在综合评价中所起作用理当越大，权重就应该越高。因此，可利用信息熵这个工具，计算出各个指标的权重，为多指标综合评价提供依据。通过熵权法，可以合理的为配电网的规划提供经济评估参考。

　　本文中采用的经济评估模型为全生命周期效益净现值模型。净现值简称NPV，指在项目的计算周期中，按照行业的基准收益率或决策者指定的折现率，将计算周期内的每年的净现金流折算到项目建设期初的代数和。净现值法目的是对一投资方案进行量化评价，所用的方法简单来说就是对投资所产生的未来的现金流的折算值与项目投资成本做差，如果差值得到正数就证明这个投资方案可以执行，如果差值得到的是负数就说明这个方案不能实施。虽然净现值是负数不代表这个项目不挣钱，但是净现值是负数代表这个项目达不到设计者期望的收益率水平。净现值的计算公式为

　　NPV(i)=∑_(t=0)^n▒(CI-CO)_t〖(1+i)〗^(-t)(2-1)

　　其中NPV代表净现值，表达项目计算周期内纯收益情况；i表示折现率；n为项目的计算周期，（CI-CO）为第t年的净现金流；〖（1+i）〗^(-t)为折算系数。

　　净现值体现了资金时间的价值，比简单的资金入与资金流出进行代数差得到的结果准确很多，也体现了动态收益分析原则，还考虑了投资的风险，因为折现率i的大小与风险大小有很大关系。计算净现值，根据净现值的大小来判断项目是否可行，这样可以有效的降低项目建设的投资风险。

　　但是净现值法还有一定的缺陷，比如净现值法计算相较其他方法比较麻烦，会消耗较大的时间与资源；其次是现在还没有一个确定的标准来告诉我们得到的折现率是否合适，只能靠专家的经验来判断，不一定每一次都准确；最后是净现值法体现的不是这个项目实际能挣的钱，非常不直观。

　　净现值法在经济效益评估中也经常以比率型指标的方式体现。净现值率简称NPVR，简单来说就是净现值与最开始投资金额的比值，这个方法通过判断得到的净现值率大小，来决定使用哪套方案，净现值率数值越大，对应的方案的投资回报就越大。净现值率的具体计算公式简单表示如下：

　　NPVR=NPV/I(2-2)

　　其中，NPVR为净现值率，NPV为净现值，I为项目最开始的投资金额。

　　总的来说，净现值法还是一个比较常用的方法，本文也将采用这个方法来进行配电网的经济评估。

　　2.2.3技术评估

　　技术评估是配电网规划的另一重要部分，配电网的规划不能只看经济效益，更重要的是它可用、技术上先进、可靠。本文将通过etap软件对配电网规划进行合理的技术评估。

　　技术评估包括通过潮流计算进行线路输送容量分析、线损率分析、不同电压等级下母线短路电流分析、容载比评估、可靠性评估以及抗灾评估。其中最先进行的就是通过潮流计算进行线路输送容量分析，在etap软件中使用潮流计算，可以得到每条线路的有功功率和无功功率，通过公式S=√(P^2+Q^2)，计算得到线路输送容量，用计算得到的线路输送容量与规定的线路最大输送容量相比，如果每条线路的输送容量都小于线路的最大输送容量，那就证明本项目评估合格，若有的线路输送容量大于规定的线路最大输送容量，那就证明这次评估不合格，需要进一步改善配电网规划。下表为各型号架空线的极限可输送容量：

　

率评估。在配电过程中，配电网中各个元件都会产生功率损失、电能损失等损耗，将这些统称为线路损失，简称线损。线损电量占供电量的百分比称为线路损失率，简称线损率。使用etap软件进行模拟仿真试验，得到线路损耗数据，将得到的线损数据中的有功部分叠加，得到线路损耗总量，将线路损耗总量与电源总容量相比得到综合线损率，综合线损率越小越好。

　　技术评估第三项为不同电压等级下母线短路电流分析，使用etap软件将所有各电压等级的母线进行模拟短路试验，得到了三相短路的电流数据，若所有110kv母线的短路电流均小于规定的标准31.5kA，所有35kv母线的短路电流均小于规定的标准25kA；所有10kv母线的短路电流均小于规定的标准16kA，则证明本次规划的短路电流评估合格。

　　技术评估的第四项为容载比评估。容载比即电网内同一电压等级的变电设备总容量与电压等级下最大预测负荷之比。在现实的工程里，我们可以使用公式R_s=(∑▒S_ei)/P_max来计算容载比，其中R_s为容载比；P_max为该电压等级下的最大预测负荷；S_ei为该电压等级的变电站的主变容量。35kv以及110kv的电网容载比一般为1.8到2.1。

　　技术评估的第五项为可靠性评估。配电网供电可靠性评估主要采用N-1准则来判断，详细标准如下：

　　（1）当变电站失去一回进线或者失去一台降压变压器时，能够做到不损失负荷；

　　（2）当高压配电网中的一条电缆或者架空线，或者一台降压变压器发生故障而导致停运时，可以不失去负载或造成部分停电但能够在规定的时间内恢复供电；

　　（3）当中压配电网中的一条电缆或者架空线，或者配电室中的一台配电变压器发生故障而导致停运时，能够做到除故障部分外不停电或者允许部分停电但能够在规定时间内尽快恢复供电；

　　（4）当低压配电网中的一台变压器或者低压线路发生故障时，允许部分停电，但能够在故障修复后恢复供电。

　　技术评估的最后一项为抗灾评估。配电网的抗灾评估主要包括：建造配电网地区的地形、气候、降水等因素，要求配电网建设要绕山而建以及尽量避开雷区。

　　技术评估与经济评估在配电网评估中缺一不可。只有通过经济技术的综合比较,才能确定最佳方案

　　最近几年，雷山县经济快速发展，电力负荷也不断攀升，配电网建设与改造刻不容缓。如何既能解决配电网的问题，又可以更好的为人民、为经济发展服务，取得更高的效益，已经成为了现在雷山县配电网中期规划的重要课题。目前，雷山县配电网主要存在以下问题：首先是配电网基础差，雷山县地处山区，经济不发达，这就造成了之前没有足够的资金对配电网进行建设，使配电网设备质量不高，很多设备过寿命使用，配电网设备老旧问题非常严重，网架结构过于单薄，一旦故障就会大面积停电，正常工作时供电能力也有待提高；其次是配电线路的问题，当地私拉电线、乱拉电线现象严重，这不仅非常危险，而且不利于配电线路的运行维护以及配电网的健康发展；再次是配电网的发展速度赶不上城市经济发展的速度，城市经济快速发展不仅导致用电负荷也快速增大，也使地区用电结构发生了变化，旅游业的快速发展以及居民生活用电负荷快速增长造成电网的容量不足，在用电高峰时段出现了过负荷的现象，制约了城市经济的发展；最后是市政规划的落后使得配电网用地及空间资源与其他基础设施的建设存在矛盾，城市里可以改造的范围太小，施工不仅影响居民的正常生活，新电缆等设备也不好架设，扩建极其不方便。

　　3.2.1110kv部分

　　雷山县配电网中期规划的110kv部分主要包括：110kv固鲁变新建工程、110kv西江变新建工程、110kv公统变扩建工程、110kv雷山变增容工程、110kv统雷线Π接入110kv固鲁变工程和110kv永乐变扩容工程。

　　首先说110kv固鲁变新建工程，新建的固鲁变电站位于雷山县中心地区北部，考虑到雷山县县城内只有110kv雷山变，运行时间也已超过15年，作为该地区的核心级变电站，已承受不了经济发展带来的负荷大量增加。同时，110kv雷山变与110kv公统变俩个区域大变电站之间距离有些远，新建的110kv固鲁变正好在雷山变与公统变的中间地带，可以有效降低电能传输途中的损耗。新建的110kv固鲁变电站，共有三路进线供电，三路进线供电源分别是110kv公统变电站、220kv开怀变电站和110kv雷山变电站，满足N-1原则。变电站内有一台主变压器，容量为40MVA。110kv固鲁变新建工程还包括110kv怀固线的建设。新建的110kv固鲁变需要220kv开怀变对其供电，所以要新建110kv怀固线。怀固线由220kv开怀变出发，到110kv固鲁变结束，全长共20千米，导线型号选用LGJ-240。

　　其次是110kv西江变新建工程，西江变位于雷山县东北方向的西江镇，原是一个35kv变电站。由于西江变的所在地西江镇是贵州省著名的旅游区之一，国家大力开发西江镇旅游风景区，这让西江镇的地区建设以及社会上的知名度越来越大，这也导致西江镇的电力负荷飞速增长，现有的35kv变电站已经不能满足现在以及未来负荷发展的需要。考虑到西江变距离110kv雷山变路程较远，继续采用35kv电压水平的输电会产生非常大的线路损耗，所以对现有35kv西江变进行升压增容改造。新建的110kv西江变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是220kv九寨变电站和110kv三棵树变电站，满足N-1原则。变电站内有一台主变压器，容量为31.5MVA。原有的35kv西江变停止使用。西江变升压增容后，为了提高供电的可靠性，新建110kv寨西线。110kv寨西线起点为220kv九寨变，终点为110kv西江变，全长20千米，导线型号选用LGJ-240。

　　然后为110kv公统变扩建工程，110kv公统变位于雷山县西北部，负载一直较高，在2009年时负载率已经达到78.08%这一较高水平。为了解决这个问题，现将110kv公统变扩建，增加一台容量为50MVA的主变压器。新建的110kv公统变电站共有三路进线供电，三路进线供电源分别是220kv翁郎变电站、220kv开怀变电站和110kv固鲁变电站，满足N-1原则。变电站内有两台主变压器，容量为2*50MVA。考虑到110kv怀统线途径山区，经常遭受雷击，供电可靠性低，为了增强配电网的网架强度，提高配电网的供电可靠性，新建110kv翁统线，起点为220kv翁郎变电站，终点为110kv公统变电站，全长2千米，导线型号选用LGJ-185。

　　之后是110kv雷山变增容工程，作为区域大供的110kv雷山变电站，运行时间已经超过15年，变电站容量仅为2*10MVA，从2009年的数据来看，110kv雷山变的最大负荷为17.61MW，负载率为88.05%，在经济高速发展的今天，雷山变已经不能满足经济发展带来的负荷增长，所以对110kv雷山变进行增容改造，增加一台40MVA的主变压器。这样可以有效的改善现在雷山变负载率太高的问题。新建的110kv雷山变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是110kv固鲁变电站和110kv永乐变电站，变电站内有两台主变压器，满足N-1原则。

　　110kv统雷线Π接入110kv固鲁变工程也属于雷山县配电网中期规划110kv部分工程。将已有的110kv统雷线Π接入110kv固鲁变电站，新接出来的110kv统固线起点为110kv公统变，终点为110kv固鲁变，导线型号选用LGJ-240；另一部分为110kv雷固线，起点为110kv固鲁变电站，终点是110kv雷山变电站，导线型号选用LGJ-240。新建的Π接部分线路长度共计5.8千米。

　　最后的110kv部分工程为110kv永乐变扩容工程。110kv永乐变位于雷山县城南部，在桃江乡与达地水族乡之间，负荷以及负载率相对雷山县县城地区较低，负载率为53.92%，接近60%，考虑到每年的负荷增长率大概为17%，现有的主变压器容量为7.5MVA，也无法满足未来负荷的高速增长，所以提出扩容110kv永乐变。给110kv永乐变主变压器增加容量，将容量由原有的7.5MVA提升到10MVA。改造后的110kv永乐变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是110kv雷山变电站和220kv车江变电站，满足N-1原则。变电站内有一台主变压器，容量为10MVA。

　　3.2.235kv部分

　　雷山县配电网中期规划的35kv部分主要包括：35kv朗德输变电工程、35kv达地变新建工程、35kv方祥变增容工程、110kv永乐变至35kv桃江变35kv永桃线新建工程、110kv鸭塘变至110kv公统变35kv鸭统线改造工程、望丰变扩容工程、110kv四格变至35kv达地变35kv四达线新建工程以及35kv南宫变至35kv方祥变35kv南方线新建工程。

　　首先说35kv朗德输变电工程。朗德镇位于雷山县县城北部，镇内暂时无电源布点。在朗德镇新建35kv朗德镇变电站可以有效解决镇内无电源布点的问题，满足朗德镇负荷提高的要求。同时，雷山县整个县内主要由220kv开怀变电站供电，而雷山变与开怀变之间距离太远，线路损耗大，输电效率低，若在开怀变与雷山县城区之间的朗德镇新建一35kv变电站，可以有效减少线路损耗，增加输电效率。此外，新建35kv朗德变可以增加雷山县配电网一路进线，从配电网可靠性的角度想，这样可以提高雷山县配电网的可靠性，改善配电的质量。新建35kv朗德变电站，站内有一台主变压器，主变压器容量为3.15MVA。新建后的35kv朗德变电站有一路进线供电，一路进线供电电源为110kv固鲁变电站，不符合N-1原则，但因这里负荷不大，未来也可以在这里增加进线，也基本满足可靠性需求。除了要新建朗德变电站，还要将朗德变电站的进线建好。新建35kv固朗线，起点为110kv固鲁变电站，终点为35kv朗德变电站，线路全长11千米，导线型号选择LGJ-150。

　　其次是35kv达地变新建工程。达地水族乡位于雷山县城区东南部，乡内没有独立的变电站对整个达地水族乡供电，在之前的规划中，达地水族乡地区都由外部供电。为解决乡内无独立供电的问题，提出新建35kv达地变电站的方案。考虑到220kv车江变距离新建的35kv达地变太远，所以选择从临近的110kv四格变引入进线来为达地变供电。新建的35kv达地变电站拥有1台主变压器，容量为3.15MVA。变电站中有两路进线供电，两路进线供电电源分别为110kv永乐变电站和110kv四格变电站，符合N-1原则。

　　然后为35kv方祥变增容工程。35kv方祥变位于雷山县城区东北部，现有的方祥变电站的主变压器虽然可以满足现在的负荷需求，但是未来经济发展带来的大幅负荷增长可能使现在的主变压器不能满足需求，所以还是需要给方祥变增加容量，增容后，可以应对未来的负荷增加以及提高了供电的可靠性。35kv方祥变电站增容后有一台主变压器，容量为3.15MVA。为方祥变增加一路备用电源线路，从110kv南宫变电站引入。增容后的35kv方祥变电站，有两路进线供电，两路进线供电电源分别为110kv雷山变电站和110kv南宫变电站，符合N-1原则。

　　110kv永乐变至35kv桃江变35kv永桃线新建工程，起点为110kv永乐变电站，终点为35kv桃江变电站，线路全长18公里，导线型号选用LGJ-120。

　　110kv鸭塘变至110kv公统变35kv鸭统线改造工程，起点为110kv鸭塘变电站，终点为110kv公统变电站，线路全长2公里，之前规划的线路极限可输送容量为9.48MVA，而历史最大输送容量为9.78MVA，所以线路需要更换为可以输送更多容量的线路。因此本次规划中将鸭统线的线路型号选为LGJ-150来代替之前的线路。

　　之后说35kv望丰变扩容工程，35kv望丰变位于雷山县城区西北部，处在110kv雷山变与110kv公统变之间。作为110kv雷山变与110kv公统变两大区域变电站的中间变电站，它的存在可以降低110kv雷山变与110kv公统变之间距离太长导致的线路损耗。中期规划以前，35kv望丰变电站只有一台主变压器，容量为3.15MVA。在2009年统计的数据中，望丰变电站最大负荷为1.662MW，负载率为52.76%，虽然暂时可以满足负荷要求，但是考虑到17%的年负荷增长率，以及经济发展带来的负荷大幅度增长，还是需要给望丰变电站增加容量。增加35kv望丰变主变压器一台，增加的主变压器容量为3.15MVA。增容后的35kv望丰变电站有两台主变压器，容量为2*3.15MVA。改造后的35kv望丰变电站有两路进线供电，作为110kv雷山变电站和110kv公统变电站的中间变电站，符合N-1原则。

　　110kv四格变至35kv达地变35kv四达线新建工程，由于110kv车雷统T线作为雷山县配电网的备用进线，由200公里以外的110kv车江变供电，这样导致距离太远，供电半径太长，为了改善这种供电半径太长的问题，所以新建一条35kv四达线，起点为110kv四格变电站，终点为35kv达地变电站，线路全长21公里，线路型号选用LGJ-150。

　　最后的35kv部分工程为35kv南宫变至35kv方祥变35kv南方线新建工程，起点为35kv南宫变电站，终点为35kv方祥变电站，线路全长20公里，线路型号选用LGJ-150。

　　3.2.3贵州省雷山县配电网中期规划图

　　贵州省雷山县配电网中期规划最终网架图如下：

　

　　总结上一章的内容，雷山县配电网中期规划主要包含以下的方面：

　　（1）110kv雷山变电站增容：增容110kv雷山变电站主变压器一台，将已有的10MVA增加到40MVA，将原有的10MVA主变压器移至永乐变电站，以增加永乐变电站的容量。

　　（2）110kv永乐变电站增容：将雷山变电站原有的10MVA主变压器移至永乐变电站，来增加永乐变电站的容量。

　　（3）110kv公统变电站增容：增加一台容量为50MVA主变压器，使公统变电站总容量增加到2*50MVA。

　　（4）35kv西江变电站升压及增容：增加一台容量为31.5MVA的110kv主变压器，将原有的35kv主变压器停用。

　　（5）35kv望丰变电站增容：增加一台容量为3.15MVA的35kv主变压器，使望丰变电站总容量增加到2*3.15MVA。

　　（6）35kv方祥变电站增容：增加一台容量为3.15MVA的35kv主变压器，将原有的35kv主变压器停用。

　　（7）新建110kv固鲁变电站：新建一台40MVA的110kv主变压器。

　　（8）新建35kv朗德变电站：新建一台3.15MVA的35kv主变压器。

　　（9）新建35kv达地变电站：新建一台3.15MVA的35kv主变压器。

　　（10）新建110kv怀固线。

　　（11）110kv统雷线Π接入110kv固鲁变电站。

　　（12）新建110kv翁统线。

　　（13）110kv车雷统T线改造。

　　（14）35kv统城线改造。

　　（15）35kv统鸭线改造。

　　（16）新建110kv寨西线。

　　（17）新建35kv西三线。

　　（18）新建35kv固朗线。

　　雷山县配电网中期规划网架图如下：

　

　　4.3.1网架构建

　　根据中期规划的内容，用etap软件将雷山县配电网进行模型搭建，结果如下图所示：

　　4.3.2潮流分析

　　下图为用etap软件模拟出来的潮流示意图：

　

　　以下主要分析线路的输送容量。线路的极限输送容量是指线路在正常工作时，允许传输的最大功率。不同型号的架空线有着不一样的极限可输送容量，下表为各型号架空线的极限可输送容量。

　　根据etap潮流计算得到的结果，对不同电压等级的线路进行输送容量计算，来判断线路是否越线。

　　110kv线路：

　　 翁统线：通过潮流结果可得，翁统线的负载为45.906+20.723jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，翁统线负载的总容量为50.367MVA，110kv翁统线导线型号为LGJ-185，查表4-1得，极限可输送容量为82.5MVA，所以110kv翁统线未越线。

　　 怀统线：通过潮流结果可得，怀统线的负载为20.302+10.585jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，怀统线负载的总容量为22.896MVA，110kv怀统线导线型号为LGJ-240，查表4-1得，极限可输送容量为102.5MVA，所以110kv怀统线未越线。

　　 统固线：通过潮流结果可得，统固线的负载为8.852+3.013jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，统固线负载的总容量为9.351MVA，110kv统固线导线型号为LGJ-240，查表4-1得，极限可输送容量为102.5MVA，所以110kv统固线未越线。

　　 怀固线：通过潮流结果可得，怀固线的负载为31.748+15.403jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，怀固线负载的总容量为35.287MVA，110kv怀固线导线型号为LGJ-240，查表4-1得，极限可输送容量为102.5MVA，所以110kv怀固线未越线。

　　 固雷线：通过潮流结果可得，固雷线的负载为13.616+4.560jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，固雷线负载的总容量为14.359MVA，110kv固雷线导线型号为LGJ-240，查表4-1得，极限可输送容量为102.5MVA，所以110kv固雷线未越线。

　　 雷永线：通过潮流结果可得，雷永线的负载为9.728+3.661jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，雷永线负载的总容量为10.394MVA，110kv雷永线导线型号为LGJ-185，查表4-1得，极限可输送容量为82.5MVA，所以110kv雷永线未越线。

　　 车永线：通过潮流结果可得，车永线的负载为17.508+6.986jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，车永线负载的总容量为18.850MVA，110kv车永线导线型号为LGJ-185，查表4-1得，极限可输送容量为82.5MVA，所以110kv车永线未越线。

　　 寨西线：通过潮流结果可得，寨西线的负载为17.219+5.308jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，寨西线负载的总容量为18.019MVA，110kv寨西线导线型号为LGJ-240，查表4-1得，极限可输送容量为102.5MVA，所以110kv寨西线未越线。

　　35kv线路：

　　 统望线：通过潮流结果可得，统望线的负载为3.204+0.931jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，统望线负载的总容量为3.337MVA，110kv统望线导线型号为LGJ-150，查表4-1得，极限可输送容量为23.7MVA，所以110kv统望线未越线。

　　 望城线：通过潮流结果可得，望城线的负载为0.385-0.192jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，望城线负载的总容量为0.430MVA，110kv望城线导线型号为LGJ-150，查表4-1得，极限可输送容量为23.7MVA，所以110kv望城线未越线。

　　 雷城线：通过潮流结果可得，雷城线的负载为0.385-0.193jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，雷城线负载的总容量为0.430MVA，110kv雷城线导线型号为LGJ-120，查表4-1得，极限可输送容量为11.9MVA，所以110kv雷城线未越线。

　　 固朗线：通过潮流结果可得，固朗线的负载为1.935+0.992jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，固朗线负载的总容量为2.174MVA，110kv固朗线导线型号为LGJ-150，查表4-1得，极限可输送容量为23.7MVA，所以110kv固朗线未越线。

　　 雷方线：通过潮流结果可得，雷方线的负载为0.664+0.018jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，雷方线负载的总容量为0.664MVA，110kv雷方线导线型号为LGJ-120，查表4-1得，极限可输送容量为11.9MVA，所以110kv雷方线未越线。

　　 雷桃线：通过潮流结果可得，雷桃线的负载为2.513+0.694jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，雷桃线负载的总容量为2.607MVA，110kv雷桃线导线型号为LGJ-120，查表4-1得，极限可输送容量为11.9MVA，所以110kv雷桃线未越线

　　 永桃线：通过潮流结果可得，永桃线的负载为0.189-0.663jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，永桃线负载的总容量为0.661MVA，110kv永桃线导线型号为LGJ-120，查表4-1得，极限可输送容量为11.9MVA，所以110kv永桃线未越线。

　　 永达线：通过潮流结果可得，永达线的负载为1.864+0.949jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，永达线负载的总容量为2.092MVA，110kv永达线导线型号为LGJ-150，查表4-1得，极限可输送容量为23.7MVA，所以110kv永达线未越线。

　　 雷西线：通过潮流结果可得，雷西线的负载为2.717+0.985jMW，由S=√(P^2+Q^2)得，雷西线负载的总容量为2.890MVA，110kv雷西线导线型号为LGJ-120，查表4-1得，极限可输送容量为11.9MVA，所以110kv雷西线未越线。

　　综上所述，所有线路的输送容量都没有越线。

　　4.3.3线损

　　在配电过程中，配电网中各个元件都会产生功率损失、电能损失等损耗，将这些统称为线路损失，简称线损。线损电量占供电量的百分比称为线路损失率，简称线损率。使用etap软件进行模拟仿真试验，得到线路损耗数据，如图4-4所示：

　　

　　由仿真可知，有功损耗总计为2099.3kw。综合线损率等于损耗与电源总容量相比，最后算得的综合线损率为1.58%，处于比较低的水平。

　　4.3.4短路电流分析

　　使用etap软件将所有110kv、35kv以及10kv母线进行模拟短路试验，得到了三相短路的电流数据，结果如下图所示：

　

　　由图4-5以及表4-2可知，110kv母线的短路电流均小于规定的标准31.5kA，35kv母线的短路电流均小于规定的标准25kA；10kv母线的短路电流均小于规定的标准16kA，所以，雷山县配电网中期规划方案的短路电流模拟试验符合相关规定。

　　4.3.5容载比评估

　　容载比即电网内同一电压等级的变电设备总容量与电压等级下最大预测负荷之比。在现实的工程里，我们可以使用公式R_s=(∑▒S_ei)/P_max来计算容载比，其中R_s为容载比；P_max为该电压等级下的最大预测负荷；S_ei为该电压等级的变电站的主变容量。35kv以及110kv的电网容载比一般为1.8到2.1。

　　110kv电压等级下最大预测负荷为121.778MVA，变电站主变压器容量为231.5MVA，所以容载比为1.9，符合要求。

　　35kv电压等级下最大预测负荷为9.535MVA，变电站主变压器容量为18.9MVA，所以容载比为1.98，符合要求。

　　4.3.6可靠性评估

　　配电网供电可靠性评判采用N-1准则，详细标准如下：

　　1.当变电站失去一回进线或者失去一台降压变压器时，能够做到不损失负荷；

　　2.当高压配电网中的一条电缆或者架空线，或者一台降压变压器发生故障而导致停运时，可以不失去负载或造成部分停电但能够在规定的时间内恢复供电；

　　3.当中压配电网中的一条电缆或者架空线，或者配电室中的一台配电变压器发生故障而导致停运时，能够做到除故障部分外不停电或者允许部分停电但能够在规定时间内恢复供电；

　　4.当低压配电网中的一台变压器或者低压线路发生故障时，允许部分停电，但能够在故障修复后恢复供电。

　　110kv公统变电站共有三路进线供电，三路进线供电源分别是220kv翁郎变电站、220kv开怀变电站和110kv固鲁变电站，变电站内有两台主变压器，满足N-1原则。

　　110kv固鲁变电站共有三路进线供电，三路进线供电源分别是110kv公统变电站、220kv开怀变电站和110kv雷山变电站，变电站内有一台主变压器，满足N-1原则。

　　110kv雷山变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是110kv固鲁变电站和110kv永乐变电站，变电站内有两台主变压器，满足N-1原则。

　　110kv永乐变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是110kv雷山变电站和220kv车江变电站，变电站内有一台主变压器，满足N-1原则。

　　110kv西江变电站共有两路进线供电，两路进线供电源分别是220kv九寨变电站和110kv三棵树变电站，变电站内有一台主变压器，满足N-1原则。

　　35kv望丰变电站有两路进线供电，作为110kv雷山变电站和110kv公统变电站的中间变电站，变电站内有两台主变压器，符合N-1原则。

　　35kv方祥变电站有两路进线供电，两路进线供电电源分别为110kv雷山变电站和110kv南宫变电站，变电站内有一台主变压器，符合N-1原则。

　　35kv桃江变电站有两路进线供电，两路进线供电电源分别为110kv雷山变电站和110kv永乐变电站，变电站内有一台主变压器，符合N-1原则。

　　35kv达地变电站有两路进线供电，两路进线供电电源分别为110kv永乐变电站和110kv四格变电站，变电站内有一台主变压器，符合N-1原则。

　　35kv朗德变电站有一路进线供电，一路进线供电电源为110kv固鲁变电站，变电站内有一台主变压器，不符合N-1原则。

　　综上所述，整个雷山县配电系统，110kv变电站全都符合N-1原则，35kv变电站也只有朗德变电站不符合N-1原则，所以雷山县配电系统规划方案非常可靠。

　　4.3.7抗灾评估

　　贵州省雷山县位于高原地区，属于山区，降雨较多，也是雷击多发地区，雷山县电网经过改造之后，变电容量增大，加强了多回路供电，线路绕开了山区，这样避免了雷击事故，减小了电力损耗，增加了雷山县配电网的抗灾能力。

　　4.4.1配电网投资成本核算

　　首先是进行投资成本核算，各类设备的造价表如下表所示：

　

　　（1）固鲁变新建工程共计花费3400.42万元，其中新建110kv固鲁变电站主变压器需要花费2000万元，新建的无功补偿需要4200元，新建220kv开怀变至110kv固鲁变的110kv线路需要1400万元。

　　（2）西江变新建工程共计花费3300.42万元，其中新建110kv西江变电站主变压器需要花费1900万元，新建无功补偿需要4200元，新建220kv九寨变至110kv西江变的110kv线路需要1400万元。

　　（3）公统变扩建工程共计花费1255.42万元，其中110kv公统变扩容工程需花费1050万元，新建无功补偿需要4200元，新建220kv翁郎变至110kv公统变110kv线路需花费110万元，扩建间隔需花费95万元。

　　（4）雷山变增容工程共计花费1000.42万元，其中雷山变主变压器增容需花费1000万元，新建无功补偿需要4200元。

　　（5）110kv统雷线Π接入110kv固鲁变工程共计花费501万元，其中线路建造需要花费406万元，扩建间隔需花费95万元。

　　（6）永乐变扩容工程共计花费0.21万元，永乐变的新主变压器由雷山变原有的10MVA变压器迁移过来，故没有设备成本，但是新建无功补偿需要2100元。

　　（7）朗德变输变电工程共计花费1046.0315万元，其中新建110kv固鲁变至35kv朗德变35kv线路需要花费396万元，新建朗德变电站主变压器需要花费650万元，新建无功补偿需要315元。

　　（8）方祥变增容工程共计花费250.0315万元，其中增加主变压器容量需要250万元，新建无功补偿需要315元。

　　（9）新建永乐变至桃江变35kv线路共计花费575万元，其中新建线路需要540万元，扩建间隔要35万元。

　　（10）新建鸭塘变至公统变35kv线路需要花费72万元。

　　（11望丰变扩容工程共计花费250.0315万元，其中增加一台主变压器需要花费250万元，新建无功补偿需要315元。

　　（12）新建四格变至达地变35kv线路共计花费791万元，其中新建线路需要花费756万元，扩建间隔需要35万元。

　　（13）新建南宫变至方祥变35kv线路共计花费755万元，其中新建线路需要花费720万元，扩建间隔需要花费35万元。

　　综上所述，雷山县配电网中期规划工程共计投资13196.9845万元。

　　4.4.2贵州省雷山县配电网中期规划后10年的收益

　　雷山县配电网中期规划之后，直接的收益来源就为售电量的大幅度增加带来的经济效益，雷山县配电网从2010年开始建设，至2015年基本完成，大部分设备可以持续使用10年，所以在经济评估中，收益计算从2016年开始，到2025年结束。

　　首先要进行的是负荷与售电量的预测，已知2015年的供电负荷总共为132.953MW，售电量为4.67亿kWh，经过查阅资料，售电量的年均增长率大概为5%。对2016～2025年的售电量与负荷预测

　　经过查阅资料，我国的居民用电的价格一般为0.56到0.62元每千瓦时，这里取中间值0.58元每千瓦时来计算。而雷山县配电网的购电价格大概在0.43元每千瓦时，故每售出一度电，可以挣到0.15元。用每度电挣的0.15元这十年每年的售电量，就得到雷山县配电网中期规划后10年每年的收益。将每年的收益折算到基准年2015年，折算系数〖（1+i）〗^(-t)大概为〖1.08〗^(-t)。最终得到雷山县配电网中期规划后10年的总收益。2016年到2025年每年折算后收益

折算后收益相加，得到雷山县配电网中期规划后10年的总收益大概为60200万元。

　　4.4.3贵州省雷山县配电网中期建设净现值法分析

　　在上述的分析中，雷山县配电网的建设成本都记为2015年投入，故不需要进行折算；而收益已经折算到2015年。所以净现值的求取为：总收益-总成本=60200-13196.9845=47003.0155万元≈4.7亿元。净现值大于零，说明此方案的经济投入至雷山县配电网建设可以实现资金增值，为雷山县供电公司得到经济效益，故此方案具有可行性。

　　计算净现值率：

　　NPVR=NPV/I=60200/13196.9845=4.56

　　一般认为，如果净现值率大于零或等于零，则说明此项目具备在经济方面的可行性。雷山县配电网中期规划项目的净现值率为4.56，大于零，说明此项目净收益为正值，处于盈利状态，此方案可行。

　　在本次毕业设计研究中，针对贵州省雷山县配电网当前存在的种种问题，以及现有的中期配电网改造方案，我提出了一些自己的看法，并且对已有的中期改造方案进行了经济与技术评估。评估的结果说明，新的规划方案可以有效的解决雷山县配电网之前遇到的电网基础差、设备老旧、网架结构单薄、供电半径太长、配电能力有限、抗灾能力不足与供电可靠性低等问题。

　　这次对于雷山县配电网的规划与评估，涉及了很多内容，例如：变电站的新建、改造或者扩建的选择，线路路径与型号的选择、配电网的经济评估和技术评估等等。首先谈雷山县配电网的规划，由于雷山县配电网的中期规划已经完成，本文只是对已经规划好的部分进行分析加以自己的解读，主要考虑的是随着经济的发展，负荷高速的增长对雷山县配电网的影响，以及一些线路路径的选择例如如何绕开雷区以增加配电网的可靠性；再来说说对规划好的雷山县配电网进行评估，本文主要进行的是经济评估以及技术评估，其中经济评估主要采用的是净现值法，而技术评估主要是先用etap软件对雷山县配电网进行建模，然后进行配电网的潮流分析（判断线路的输送容量）、计算线损率、分析短路电流、每个电压等级的容载比评估、可靠性评估以及抗灾评估。通过这些经济技术评估，证明了雷山县配电网中期规划方案具有可行性。可以解决雷山县配电网之前存在的各种问题。

　　这次毕业设计研究的数据基础主要来源于2009年和2015年的雷山县配电网的数据以及个别贵州省其他地区的数据。近些年来，贵州省雷山县的负荷增长非常快，根据之前的老数据来对未来的负荷增长以及售电量的预测不知是否合理，这部分可能有提高的部分，值得进一步探讨。

　　其次是本次毕业设计研究对中期规划后的雷山县配电网使用etap软件进行建模过程中，由于有些路段并不会像设计图中那样运行，比如有些地方需要开环运行，但是建模中只能闭环架设，所以在软件中制作的的模型并不一定可以完全代替现实中的配电网，做出来的技术评估也不一定准确，肯定还需要别的方法来进行评估，如何规避这方面的评估缺陷，是之后需要探讨的课题。

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