本发明涉及一种电力系统变电站接线方案优化技术，特别是涉及一种降低系统备用容量的自备电厂企业变电站优化方法。
背景技术：
近几年来，随着我国经济的快速发展，用电负荷急剧上升，导致出现了各地区大范围缺电的现象。根据国家能源局统计，2013年重工业用电量占全社会用电量的60.3％，而这些重工业企业的生产过程通常都是连续的，如钢铁、铝厂、石油、化工等企业，这些企业处理的都是易燃易爆的危险物质，若突然发生停电，很可能会发生突发性爆炸或泄露等事故，造成人员伤亡、环境污染和经济损失，后果十分严重。
为了保证企业用电安全稳定，不影响经济发展和人们正常生活，目前国内各地企业都纷纷开始了自备电厂的建设，采取“缺电网供、余电上网”的方针，截止2010年，我国自备电厂装机容量已经达到了装机总容量的20～35％，从一定程度上缓解了电力系统的供电压力。
为了保证企业的正常生产活动不受影响，自备电厂一般都并网运行，但是，自备电厂产生的电力只能供给配套的企业使用，不能外送到电网系统，而自备电厂需要依赖于电网系统向其提供辅助服务和备用容量，在自备电厂发生故障停机或者减少出力时，电网系统可以立即为企业提供缺额电力，保证企业安全生产。在这种情况下，自备电厂企业出于自身供电安全性，往往在变电站建设时考虑了足够的冗余，即变电站本身需要提供等容量的备用，因此，目前自备电厂企业的变电站为了满足n-1原则(即主变平均负载率不超过50％)，至少为两台主变建设，当负荷比较大时，还可以选用4台主变等，一般主变容量都要大于负荷的二倍。主变是指一个变电站的总降压变压器，其容量一般比较大。而n-1原则是判定电力系统安全性的一种准则。按照这一准则,电力系统的n个元件中的任一独立元件(发电机、输电线路、变压器等)发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电，不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故。
为了保证在自备电厂出力变化时企业能够安全可靠供电，就需要电力企业加大投资、增加备用容量的建设，这无疑提高了建设成本；由于自备电厂企业占用了额外的备用容量及公共资源，造成了电力企业设备利用率低的问题，给电力企业电网建设带来了沉重的负担；随着电力改革的深入，国家出台了相关政策，要求自备电厂企业向与其相连接的电网支付相应的备用容量费用。如此，自备电厂企业需要缴纳高额的备用容量费，给自备电厂企业带来了巨大经济负担。
为了解决上述问题，这就需要对现有的自备电厂企业变电站进行优化设计，达到既可以为企业节省备用容量费用，又可以降低系统备用容量的目的，实现电力企业与自备电厂企业的“双赢”目标。
目前，自备电厂的变电站容量及接线模式一般都是根据国家电网公司印发的q/gdw1738-2012《配电网规划设计技术导则》和中国南方电网公司印发的qcsg10703-2009《110kv及以下配电网设备装备技术导则》来确定。而大型自备电厂企业通常遵循企业的相关规定进行确定，如中国石化根据中石化生[2011]155号文件《中国石化电力系统主网结构技术管理规定》和[2011]155号文件《中国石化电气设备及运行管理规定》。
中国石化根据中石化生[2011]155号文件规定“220kv、110kv中心变电站主接线，一般采用单母线分段方式；相关枢纽变电站或中心变电站联络变压器的容量按n-1原则选取”。单母线分段方式是采用隔离开关或断路器将单母线分段的电气主接线。当进出线回路数较多时，采用单母线接线已经无法满足供电可靠性的要求，为了提高供电可靠性，把故障和检修造成的影响局限在一定的范围内，可采用隔离开关或断路器将单母线分段。如图1所示的某石化企业220kv变电站接线方案，正常运行时，110kv的两段母线分开运行，即1101开关断开，1#主变为110kv的ⅰm提供电源，2#主变为110kv的ⅱm提供电源，每台主变最大负荷率均低于50％；当1#主变故障时，断开1#主变两侧断路器(即断开2202和1103开关)，闭合110kv母联开关(即闭合1101开关)，此时由2#主变为110kv的ⅰm和ⅱm共同提供电源，此时2#主变最大负荷低于100％。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种降低系统备用容量的自备电厂企业变电站优化方法，从自备电厂企业出发，既可以为企业节省备用容量费用，又可以降低系统备用容量，实现电力企业与自备电厂企业的“双赢”目标。
本发明的目的通过如下的技术方案来实现：一种降低系统备用容量的自备电厂企业变电站优化方法，具体包括以下步骤：
步骤1，根据企业用电设备的容量参数，确定待建自备电厂预计最大供电负荷、电机组发电机容量及数量，并对企业进行电量平衡分析，根据电量平衡分析结果确定待建自备电厂建设容量；
步骤2，根据步骤1所获取的待建自备电厂建设容量，确定变电站的主变台数和变电站的接线形式，即初定采用三台主变、三段母线的接线方案，其中两台主变运行，一台主变处于备用状态，三台主变按两台主变的总容量收取基本电费，同时装设在线监测和闭锁装置，只允许两台断路器同时闭合；
步骤3，在n-1运行方式下，计算变电站主变容量，获得电网系统需提供的备用容量；
步骤4，对变电站接线方案进行n-1校验：
在正常运行方式下，满足n-1校验；
在n-1运行方式下，当一台主变故障或检修时，备用主变在四小时内投入运行，满足n-1校验；
步骤5，对变电站接线方案采用总拥有费用法进行投资经济效益分析；
步骤6，确定采用三台主变、三段母线的接线方案。
本发明与采用两台主变的传统变电站方案相比，变压器初始负载率越低，其允许的过载能力越强，系统备用容量降低比例越大，可以为企业每年节省数千万的备用容量费用，而且可以使备用容量最多降低27％，并具有较强的灵活性和适应性，满足企业不同发展阶段的供电需求。因此，本发明可以在具有自备电厂的大型工业企业中广泛应用。本发明在传统两台主变的变电站接线设计基础之上，多建设一台主变，虽然意味着加大投资成本，但该方案又降低了系统备用容量，可以通过减少容量费来节约成本。针对此，本发明在可靠性成本/效益分析的基础上，充分考虑了自备电厂全部负荷情况及正常运行情况、n-1条件下的系统电量平衡分析，可以提高设备利用率，降低设备报装容量，从而降低系统等容量的备用容量，提高系统经济运行水平。
本发明所述的总拥有费用法(totalowningcost，简称toc)，是指初始投资和其在使用期内产生的系统备用容量费之和。总拥有费用包括工程建设成本费用和备用容量费两部分构成，成本费用由建设费用和运行费用构成，备用容量费指按照自备电厂用户报装容量缴纳的费用。
本发明在所述步骤3中，根据变压器额定值负载的限定条件，确定当一台主变故障或检修时，在备用变压器投入运行之前，另一台主变的允许过载能力，而后计算变电站主变容量：
式中：p为最大供电负荷，β为满足n-1的变电站负载率，β取k2/2，cosθ为功率因数。
本发明所述电量平衡分析包括系统正常运行方式和n-1运行方式下的电量平衡分析。
本发明在所述步骤5中，总拥有费用评估公式为：
g＝c+rc+tc公式(5)
式中，g为最小年费用，c为变电站建设最小年费用，rc为变电站年运行费；tc为年备用容量费；
式中：ti为所得税税率，y为年折旧费，a为投产还贷期的等年值；
银行贷款实际年利率i，即：
i＝(1+r/m)m-1公式(7)
式中：i为银行贷款实际年利率，r为名义利率，m为计息周期；
当全部资金都采用银行贷款时，资金预期回报率i为：
i＝i(1-ti)公式(8)
改造设备的年折旧费y，即
y＝c(1-y％)/nz公式(9)
式中：nz为直线折旧法的折旧期，y％为设备残值，配电设备采用直线法折旧，即n年后保留残值，其余折旧费用在n年均摊；
a为还贷时投资的本利和减去设备帐面价值在投产还贷期的等年值，即
式中：cu为需要在投产还贷期内分摊的资金费用，nd为银行的贷款年限，nj为工程建设期；
在投产还贷期内分摊的资金费用cu，即
投产还贷期的等年值，即
cu＝f-d公式(11)
式中：f为资金c在贷款期末的终值：
d为固定资产在投产还贷期末的帐面价值：
d＝c-(nd-nj)y公式(13)
与现有技术相比，本发明具有如下显著的效果：
⑴本发明与采用两台主变的传统变电站方案相比，变压器初始负载率越低，其允许的过载能力越强，系统备用容量降低比例越大，可以为企业每年节省数千万的备用容量费用，而且可以使备用容量最多降低27％，并具有较强的灵活性和适应性，满足企业不同发展阶段的供电需求。因此，可以在具有自备电厂的大型工业企业中广泛应用。
⑵本发明在传统两台主变的变电站接线设计基础之上，多建设一台主变，虽然加大了投资成本，但该方案又降低了系统备用容量，可以通过减少容量费来节约成本。
⑶本发明在可靠性成本/效益分析的基础上，充分考虑了自备电厂全部负荷情况及正常运行情况、n-1条件下的系统电量平衡分析，可以提高设备利用率，降低设备报装容量，从而降低系统等容量的备用容量，提高系统经济运行水平。
附图说明
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。
图1是现有企业220kv变电站接线图；
图2是220kv变电站两台主变供电方案接线示意图；
图3是本发明220kv变电站三台主变、三段母线的接线方案示意图；
图4是变压器正常寿命损失下的负荷条件分析曲线图；
图5是可靠性成本/效益分析曲线图；
图6是总拥有费用构成框图。
具体实施方式
如图1～6所示，是本发明一种降低系统备用容量的自备电厂企业变电站优化方法，具体包括以下步骤：
步骤1，根据企业用电设备的容量参数，确定待建电厂预计最大供电负荷、电机组发电机容量及数量，并对企业进行电量平衡分析，包括系统正常运行方式及n-1运行方式下的电量平衡分析，再根据电量平衡分析结果确定待建自备电厂建设容量，待建自备电厂建设容量包括电厂容量、发电机最大出力和主变容量。在本实施例中，待建电厂预计最大供电负荷为480mw，该企业已经核准建设6台发电机，发电机出力均为60mw，计划建设220kv变电站1座。
该电厂的电量平衡情况如下表所示：
(表1)
正常运行方式是指自备电厂一台发电机备用，出力合计为300mw时的运行方式；n-1运行方式是指自备电厂一台发电机备用、一台发电机停运，出力合计为240mw时的运行方式。该企业在正常运行方式下，发电机最大出力300mw，需电网系统供电负荷170mw；在n-1运行方式下，发电机最大出力240mw，需电网系统供电负荷220mw。从而确定待建自备电厂建设容量：电厂容量360mw、发电机最大出力240mw、主变容量540mw。
步骤2，根据步骤1所获取的待建自备电厂建设容量，确定变电站的主变台数和变电站的接线形式，即初定采用三台主变、三段母线的接线方案，其中两台主变运行，一台主变处于备用状态，当一台主变故障或检修时，备用主变在四小时内投入运行，三台主变按两台主变的总容量收取基本电费，同时装设在线监测和闭锁装置，这样可保证企业系统总容量不增加，不会增加供电局的基本电费，只允许两台断路器同时闭合。如图3所示是本发明220kv变电站三台主变、三段母线的接线方案示意图，正常运行时，1101母联开关断开，ⅰ母线与ⅱ母线分裂运行；1105开关断开，3#主变为备用变压器，正常情况下不运行。1103、1104、1105三台开关的状态上传电气监控系统监测不允许同时合闸，将三个开关的辅助触点引入西门子plc组态实现闭锁第三台开关合闸功能。
对该企业220kv变电站分别采取现有的两台主变供电方案(如图2所示)和本发明三台主变供电方案(如图3所示)从主变容量选择、供电安全性、投资经济性三个角度对比分析，确定最优的变电站优化方案。
步骤3，计算变电站主变容量，获得电网系统需提供的备用容量。具体是根据《油浸式电力变压器负载导则》中规定的油浸式电力变压器超铭牌额定值负载的限定条件，确定当一台主变故障或检修时，在备用变压器投入运行之前，另一台主变的允许过载能力，而后计算主变容量。
选取on中型和大型电压变压器，在气温为20度时，对该变压器正常寿命损失下的负荷条件进行分析，如图4所示，图中：k1为变压器初始负荷系数(负荷系数为负载电流/额定电流)，k2为峰值负荷系数，θa为环境温度，t为时间。从图4可以看出，自备电厂企业变压器初始负载率越低，其短期急救负载下变压器允许的过载能力越强。当变压器初始负载率为20％时，变压器运行4小时的短期急救负载率最大，可以达到138％。
本发明给出变压器容量计算方法，以及在变压器最大负载不变的情况下，对传统的两台主变供电方案(以下称方案一)与本发明采取三台主变、三段母线供电方案(以下称方案二)进行对比，并确定采取方案二后系统备用容量降低的比例。
变电站建设情况如下表：
(表2)
降低系统备用容量等同于降低自备电厂企业变电站报装容量。变电站报装容量降低比例如下所示：
式中：r为系统备用容量降低比率，sa为方案一的变电站主变容量，sb为方案二的变电站主变容量。
考虑变压器主变n-1需求，即一台主变检修或故障时，不造成其他主变过负荷，因此，变电站主变容量为：
式中：p为最大供电负荷；β为满足n-1的变电站负载率；cosθ为功率因数。
方案一，β取50％；方案二，由于允许短时过负荷4小时，β取k2/2，k2为峰值负荷系数，则：
sa＝k2sb公式(3)
将公式(3)代入公式(1)得到系统备用容量降低比率为：
因此，自备电厂企业变压器初始负载率越低，系统备用容量降低比例越大。若变压器初始负载率为50％，与方案一相比，系统的备用容量将会降低24％；若变压器初始负载率为20％，与方案一相比，系统的备用容量将会降低27％。结合步骤2中自备电厂变电站接线方案计算如下：
⑴220kv变电站规划方案(使用方案一)
按照发电机影响最严重的n-1方式计算变电站主变容量。此时需电网系统供电负荷p为220mw，功率因数取0.95，β取50％，代入公式(2)得到s为463mva，因此选取2×240mva的变电站。此时需要电网系统提供480mva的备用容量。
⑵220kv变电站规划方案(使用方案二)
按照发电机影响最严重的n-1方式计算变电站主变容量。此时需电网系统供电负荷p为220mw，功率因数取0.95，β取k2/2，代入公式(2)得到s为463/k2mva。
如图4所示，k1小于0.7时k2在1.3～1.38之间，则s的取值范围在336～356mva之间。因此选取3×180mva的变电站，其中两台主变运行，运行容量为360mw，一台主变(3#主变)长期处于备用状态，不参与用户报装，当1#或2#主变故障或检修时3#主变在四小时内投入运行。此时需要电网系统提供360mva的备用容量。
由公式(1)可得，方案二与方案一比较降低企业25％的备用容量需求。
步骤4，对变电站接线方案进行n-1校核；
该企业最大供电负荷为480mw，在正常运行方式和n-1运行方式下分别需要系统供电负荷为170mw和220mw。按照方案一规划，系统报装容量为480mva；按照方案二规划，系统报装容量为360mva。
两种方案变电站n-1校验结果如下表所示：
(表3)
从上表可以得出，方案一能够通过主变n-1校验。但是，在正常运行方式下，主变负载率为37.28％，设备利用率偏低。
方案二在正常运行方式下能够通过主变n-1校验，但是，在自备电厂n-1运行方式下无法通过主变n-1校验，负载率达到了128.65％。变压器初始负载率为49.71％时，变压器运行4小时短期急救负载率可以达到132％，因此，在4个小时内3#主变投入运行能够满足n-1校验。该方案在正常运行方式下主变负载率为49.71％，较方案一设备利用率有所提高。
步骤5，对变电站接线方案进行投资经济效益分析，确定采用三台主变、三段母线的接线方案。
对于自备电厂企业来说是以盈利为目标的，按照方案二则多建设一台主变，意味着加大投资成本，但该方案又降低了系统备用容量，可以通过减少容量费来节约成本。
如何协调解决该矛盾需要通过成本/收益进行分析，确定在何种效益下才能按照三台主变的方式进行变电站建设，主变容量选取多大？如图5所示，当变电站投资成本与效益边际曲线形成的总成本最低时(图5中的点tm)，变电站建设方案最佳。
总拥有费用法(totalowningcost，简称toc)，是指初始投资和其在使用期内产生的系统备用容量费之和。按照总拥有费用最低来确定变电站优化方案。
总拥有费用包括工程建设成本费用和备用容量费两部分构成，成本费用由建设费用和运行费用构成，备用容量费指按照自备电厂用户报装容量缴纳的费用，如图6所示。
总拥有费用评估公式为：
g＝c+rc+tc公式(5)
式中，g为最小年费用(总拥有费用)；c为变电站建设最小年费用；rc为变电站年运行费；tc为年备用容量费。
式中：ti为所得税税率；y为年折旧费；a为投产还贷期的等年值。
银行贷款实际年利率i，即：
i＝(1+r/m)m-1公式(7)
式中：i为银行贷款实际年利率；r为名义利率；m为计息周期(次/年)。
当全部资金都采用银行贷款时，资金预期回报率i为：
i＝i(1-ti)公式(8)
改造设备的年折旧费y，即
y＝c(1-y％)/nz公式(9)
式中：nz为直线折旧法的折旧期；y％为设备残值。配电设备采用直线法折旧，即n年后保留残值，其余折旧费用在n年均摊。
a为还贷时投资的本利和减去设备帐面价值在投产还贷期的等年值，即
式中：cu为需要在投产还贷期内分摊的资金费用；nd为银行的贷款年限；nj为工程建设期。
在投产还贷期内分摊的资金费用cu，即
投产还贷期的等年值，即
cu＝f-d公式(11)
式中：f为资金c在贷款期末的终值：
d为固定资产在投产还贷期末的帐面价值：
d＝c-(nd-nj)y公式(13)
⑴经济性分析条件
变电站综合建设费(包括土建、设备购置费等综合费用)按560元/kw计算；
变电站的年运行费用按综合投资的10％计算。
备用容量费按23元/kw月计算。
名义年利率r为6.21％；计息周期m，为按季度记息(每年4次)；银行的贷款年限nd为10年；工程建设期nj为1年；设备残值y％为设备固定资产金额取3％；所得税税率ti为33％；固定资产年维修费rc，为占总投资额的0.2％；固定资产年保险费ic，为占总投资额的0.13％；折旧期nz为20年。
⑵经济效益分析结果
由公式(5)～(13)计算得到方案一和方案二经济效益评估结果。如下表所示：
(表4)
从表4可以看出，方案一变电站建设最小年费用和年运行费用都低于方案二，但综合考虑年备用容量费，方案二的最小年费用低于方案一。经计算：
1、当备用容量费＜4.88元/kw月时，方案一最优其最小年费用低于方案二；
2、方案二变电站建设费用比方案一多3360万元，变电站运行费用每年多336万元；但方案二备用容量费每年将节省3312万元。因此，采取方案二两年就可以收回多投资的成本。
本发明的实施方式不限于此，根据本发明的上述内容，按照本领域的普通技术知识和惯用手段，在不脱离本发明上述基本技术思想前提下，本发明还可以做出其它多种形式的修改、替换或变更，均落在本发明权利保护范围之内。