韩国新加坡配网考察.docx

【关闭窗口】 韩国等电力公司配电网的考察报告更新时间：2008-3-18本文介绍考察团了解到的韩国等国及香港中华电力有限公司配电网规划、建设、运行管理以及这些国家与地区进行电力体制改革的一些情况。汇报了对有关电力公司实践配电网自动化和电能质量管理的一些认识和体会。有关国家（地区）电力体制改革及配电网的运行管理（一）韩国配电网考察报告考察团在韩国电力公司（KEPCO）（简称韩电），进行了一天半的考察，用了一天的时间，听取了韩电国际处以及配电部门工作人员的介绍，并用了一个上午的时间，对汉城江东配电所进行了考察。1、电力体制改革情况2001年以前，韩电是一个融发、输、配业务于一体的国家控股电力公司。自2001年起，韩国开始电力体制改革，实行厂网分开。发电资源，从韩电分离出去，形成了六个独立的发电公司，韩电转变成为电网运营商。按照计划，2003年起，将逐步实现输配分开，分为1个输电公司、6个配电公司，结束地区电力垄断的局面，解除对输电网的管制；2009年起，将放开对配电网的管制，实践“顾客感动经营”，允许用户自主选择电力供应商。2、电网基本数据韩国电网共有工业及居民用户数1561万户，2001年装机5086万千瓦，170台机，其中核机16台，占39.3%；火电占38.7%，天然气10.7%，油机10.8%，水电1.5%，完成售电量2577亿度，最大负荷4312万千瓦。规划2015年前新建3264万千瓦。韩国电网电压等级如表一所示。所有154/22.9千伏高压变全部为有载调压，无功补偿度10%。表一输电系统 配电系统 高压侧 低压侧 （765kV），345 kV，154kV，66kV 22.9kV，6.6kV 380kV，220kV注：一条765kV线路2002年投运（建了10年）。汉城与Cheju岛有少部分6.6kV系统。截止到2001年，韩国配电网设备概况及主要运行指标如表二所示。表二项目 数量 配电线路 5884条 配电线路长度 架空线 338，406公里 地下电缆19，921公里 总长358，327公里 配电变压器 个数 1，428，510 容量 65，035MVA 开关个数 76，962注：架空线普遍采用绝缘导线。韩国配电网主要运行指标如表三所示。表三年度 2000年 2001年 平均用户停电时间 计划停电 12分钟 11分钟 故障停电 8分钟 8分钟 总计 20分钟 19分钟 电压合格率 99.9% 99.9% 配网线损 1.78% 1.75%3、减少线损的技术措施上世纪六十年代，韩国输配电网综合线损很高，在10%以上。（1961年29.4%，其中配网损失18.2%；1971年11.4%，其中配网损失5.6%）线损高有电压等级低、设备效率差等技术原因，也有偷电、管理不善等非技术原因。为减少线损，韩电一方面加强对用户用电的监管，对偷电者采取较严厉的惩罚措施；同时，采取了电网升压、提高设备运行效率等技术措施。自1966年起，韩电开始对中压配电网进行升压改造，电压由6.6 kV升至 22.9kV，目前，已有99.6%的中压线路完成了升压改造。自1973年，进行110V升至220V的低压网改造，目前已全部完成。在中压网升压改造时，采用低损耗配变，损耗降低了15%；开发ACSR/AW-OC配网导体，替换常规的ACSR导体，线损降低了2-5%。韩国主要采用柱上单相低损耗与非晶合金型配变，采用标准化设计，单相单台容量有30、50、75、100、150KVA等几种规格，在需要三相电源的场合，使用三个单相变压器组合，并且配变安装点靠近用电点，以减少低压供电半径。这些做法，达到了制造成本低、便于管理、变压器运行效率高、线损小的效果。在进行低压网改造时，更换了电度表、开关、漏电保护器以及荧光灯、镇流器、灯泡、接线端子等；为使用大量110V电器的用户提供降压变压器；并且对部分更换110V电器的用户进行补偿。在采取了这些技术及管理措施后，韩国电网的线损逐年下降，如表四所示。表四 1961 1971 1981 1991 2001 输电网线损（%） 11.18 5.83 3.95 3.24 2.80 配电网线损（%） 18.17 5.59 2.71 2.38 1.75 总线损（%） 29.35 11.42 6.66 5.62 4.504、不停电作业情况自上世纪80年代中期，韩电应用不停电作业技术，减少计划施工及检修停电时间。近年来韩电用户平均计划停电时间及采用不停电作业技术的情况如图一所示。图一5、配电自动化实施情况韩国从1987年开始研究配电自动化问题，直到1993年才确定初始方案，1994年在汉城的江东供电局投入试运行，4年后才开始推广，其间技术方案不断升级更新。从1998年到2001年底，已有175个供电局（支店，下同）实施了配电自动化工程改造，配电开关的遥控程度接近20%。 馈线自动化原理接线如下图。主干线平均每条3.5分段，3联络。图2韩国对配电自动化的定义是遥控、远方监测、实时操作系统元件，基本功能包括自动抄表、负荷控制、线路故障的自动检测和处理，以及远方整定重合器的定值。对配电自动化的期望是，快速检测和隔离故障，快速完成负荷转供，以实现最大售电量，并最大限度减少线损，另外，也推迟增加新配电线路的建设。韩国的配电自动化分为简易方案和全自动化方案，前者用于开关数量少于200台的农村和小城市配电网，目前已经在172个供电局投运；后者用于开关数量多于200台的大中城市配电网，预计到2002年底投运的供电局达到12个。简易方案的基本功能是开关遥控、远方数据采集和开关状态监视，主站采用PC机，谋求投资少的经济解决办法；全自动化方案除了基本功能外，还包括计算机自动实施的故障隔离和负荷转供，并考虑线损最小化，增加遥测的内容，快速通讯方式等，主站采用客户/服务器（C/S）结构，双服务器都采用工作站型计算机。通讯目前以双绞线和无线为主，光纤并不多，主要因为早期用的是双绞线，以后又采用无线。今后的策略将是重点发展光纤，仅在不便于光纤施工的场合采用无线。根据韩国多次现场实际数据的统计，实施配电自动化后，每次检测和隔离线路故障的时间，由原来的平均73分钟，减少到6分钟（个别供电局减少到3分钟），平均减少67分钟。过去一般线路故障处理至少40-50分钟，实现自动化功能后，故障区自动隔离；1分钟，处理恢复供电，3分钟。6、电价韩国平均电价是每度77.6韩元，折合人民币约0.53元；工业电价实行两部制，电度电费66.56韩元/度，容量电价4200韩元/KW.月。（二）新加坡配电网考察报告考察团对新加坡电网进行了为期一天半的考察，听取了新加坡电网公司规划处、电能质量管理处的情况介绍，考察了新加坡能源管理中心、配电网控制及服务中心，并参观了胜科公共事业公司所属的电与冷气联产发电厂。1、电力体制改革1998年10月开始改革，1998年4月1日成立交易中心。2000年3月划分为发电（竞争性）和电网（非竞争）。2001年前，新加坡电力公司（Singapore Power）负责经营全国的供电业务，同时拥有部分发电资源，并且还经营天然气业务。2001年，实行厂网分开，电网仍然由新加坡电力公司的电网公司（Power Grid）（简称新电），独立经营，而发电资源从分离出去。国家成立能源管理局（EMAEnergy Market Authority）负责电力市场监管工作。目前，新加坡共有9个独立的发电公司，一个电网公司以及7个供电商。供电商可以直接向发电商买电。为保证电网的安全及市场公平竞争秩序，66 kV及以上高压电网的调度由能源管理局EMA负责，新电负责配电网的控制与调度。66kV及以上电网建设由电网公司策划，提出计划，交能源管理局组织审查、批准后执行。2、配电网基本情况新加坡2002年5月，电厂装机505.2万千瓦，近年增长率约7-8%。新电用户有一百多万，2001年售电量294亿多度，最大负荷505万千瓦。新加坡电压等级如表五所示。表五输电系统 配电系统 高压侧 低压侧 400kV，230kV，66kV 22kV，6.6kV 400/230kV新加坡国土面积小，土地资源十分宝贵，为节约土地，包括400kV输电线路在内，电网采用全地下电缆化。新加坡电网可靠性标准规定是：93%的用户在3小时以内恢复送电，98%的用户在24小时内恢复送电，每1000个用户月平均非计划停电次数不多于0.2次，电网系统年平均非计划停电时间不超过5分钟，用户年平均非计划停电时间不超过1.2小时。2001年运行结果是：98%以上的用户在停电3小时内恢复送电，100%的用户在停电24内恢复送电，输配电系统平均停电时间1分钟，平均用户停电时间1小时3分钟（计及所有因素）。3、配网规划建设新电配电网规划突出的特点是高可靠性以及采用标准化配置。对于负荷密度比较高的商业用户，采用22KV直接供电方式。在负荷密度比较大的居民、工业区以及负荷密度较低的商业区，建设22kV/LV变电站；在负荷密度较低的居民、工业区，建设6.6kV/LV变电站。典型的22KV网络如图二所示。66/22 kV变电站主接线采用单母线分段方式，两条进线，两台变压器容量分别是75MVA，两段母线的最大负荷不超过一台变压器的容量（75MVA）。66/22 kV每条母线的出线不超过8条，与本站另一条母线构成环，并且通过联络开关与另一变电站的供电环相连，如图三所示。每一22 kV供电环上供电开关点不超过10个，最大负荷不超过15MVA。线路开关具有开断故障电流的能力，系统短路水平不超过25KA，短路切除时间不大于3秒。供电环正常情况下闭环运行，两个开关点之间，采用纵联差动保护，在故障时快速切除故障区段，保证非故障线路的正常供电。66/22 kV变电站以及所有22 kV开关，都实现远方遥控。图三图四图五4、配电控制和服务中心新电控制及服务中心包括配电调度控制中心以及客户服务中心两个单位。1988年，投资六千万新元（约合人民币4亿元）建成。配电调度控制中心装备有配电网数据采集与监控/配电管理系统（SCADA/DMS），监控范围是66kV以下配电网络。系统实现了对2900个66kV变电站和300个6.6kV变电站的遥控，在电网发生故障时，能够及时地定位故障点，恢复非故障线路的供电。1995年新电开始建设基于SMALL WORLD的AM/FM/GIS系统，该系统每天与SCADA/DA系统进行一次数据交换。配调每天平均操作200多次，有10个人值班，早上3人，下午、晚上各2人。客户服务中心24小时运行，在客户停电或路灯故障时，提供紧急抢修服务。电话中心（Call Centre）设有6个接线员席位，正常有4人值班，接听用户电话，客户在任何时候，可打免费电话1800 7786666进行事故申告。中心有检修人员40名，配备装有GPS定位系统的检修车8部，除控制中心外，还在新加坡东部及西部地区分别设有两个检修站。（三）马来西亚电力公司考察报告在CIRED KL2002会议期间，马来西亚电力公司（TNB）的官员，在会议上介绍了马来西亚电力体制改革的情况以及TNB的有关情况。会后，考察团访问了TNB公司总部，用一个上午的时间，听取了配电部工作人员关于电价以及电能质量管理方面的情况介绍。1、电力体制改革情况TNB官员认为，西方发达国家激进的电力体制改革，给电力工业带来了不确定性，出现了象美国加利福尼亚电力危机、新西兰奥克兰大停电等事故。象马来西亚这样的发展中国家，当务之急是满足日益增长的电力消费需求，不能照搬发达国家电力体制改革模式，要保证电力市场的相对稳定。马来西亚采取了比较稳健的电力体制改革做法，在继续允许电力企业经营从发电、输电到供电的纵向综合业务的同时，划出一定比例的电量，开放市场，由独立发电企业供应。目前，马来西亚有三个经营电力供应的企业，TNB主要负责马来西亚半岛（西马）地区的电力供应业务；Sabah电力公司负责东马的Sabah（沙巴）、Labuan(拉邦)省的电力供应；Sarawak电力公司负责东马的Sarawak（沙捞越）省的电力供应，这三个公司都拥有发电资源。除此之外，还有十多个独立发电商以及电力、冷气联产供应商。根据马来西亚1990颁布的电力法，马来西亚能源、通信及多媒体部负责电力市场的监管。该部设有能源委员会，具体负责电力市场的监管。2、TNB简介TNB公司成立于1990年，1992年在吉隆坡股票交易市场上市。TNB是马来西亚最大的电力公司，负责经营马来西亚半岛（西马）电力供应业务，供电量的60%来自于公司拥有的发电厂。TNB的发电、输电及配电业务，分别由其所属的发电公司、输电公司及配电公司经营。据年报，马来西亚2001年GDP增长8.5%，全国装机1477万千瓦，发电量711亿千瓦时，用电量619.7亿千瓦时，其中居民用电占18%，工业53%，商业28%，人均用电2660千瓦时。西马平均售电价23.5 Sen/kWh（约合0.54元/kWh人民币）。2000年TNB装机7147MW，其中水电1891 MW，天然气3202 MW，煤电564 MW，油电1426 MW。送电网规模：500千伏715公里，275千伏5425公里，132千伏8420公里，66千伏316公里。输变电站366座，容量48973兆伏安。配电电压33千伏、10千伏及380/220伏。架空线6371公里，地下电缆175762公里，配变45948台，共35083兆伏安。2000年TNB售电量542.5亿千瓦时。2001年TNB配电公司在西马地区的售电量是574亿度，最大负荷1300多万千瓦，用户平均停电时间249分钟。3、电价管理TNB电费目录：从1997.5.1起实行。（1RM=100Ssen，1马币=100马币分=3.7美圆）类别 费（Sen） 单位 1、A类居民电费 每月用电200千瓦时以内 21.8 Sen/kWh 每月用电201-800千瓦时，按每千瓦时 25.8 Sen/kWh 每月用电超过800千瓦时，按每千瓦时 27.8 Sen/kWh 最小每月收费是2.50RM 2、B类低压商业电费 每千瓦时 28.8 Sen/kWh 最小每月收费6.0RM 3、C1类中压普通商业电费 每月最大需求量，每千瓦 17.3 RM/kW 每千瓦时 20.8 Sen/kWh 最小每月收费500RM 4、C2类中压商业峰/谷电费 高峰时每月最大用电需求量，每千瓦 25.7 RM/Kw 峰期每千瓦时 20.8 Sen/kWh 非峰期（谷）（晚10:00-早8:00）每千瓦时 12.8 Sen/kWh 最小每月收费500RM 5、D类低压工业电费 每千瓦时 25.8 Sen/kWh 对具有资格的特殊用户，每千瓦时 23.8 Sen/kWh 最小每月收费6.0RM 6、E1类中压普通工业电费 每月最大用电需求量，每千瓦 17.3 RM/Kw 每千瓦时 19.8 Sen/kWh 对具有资格的特殊用户： 每月最大用电的每千瓦 13.2 RM/Kw 每千瓦时 18.8 Sen/kWh 最小每月收费500RM 7、E2类中压峰/谷工业电价 峰期每月最大用电需求量，每千瓦 21.7 RM/Kw 峰期电价，每千瓦时 20.8 Sen/kWh 非峰期（谷），每千瓦时 12.8 Sen/kWh 对有资格的特殊用户： 峰期每月最大用电需求量，每千瓦 18.4 RM/Kw 峰期电价，每千瓦时 18.8 Sen/kWh 非峰期，每千瓦时 10.8 Sen/kWh 最小每月收费500RM 8、E3类高压峰/谷工业电费 峰期每月最大用电需求量，每千瓦 20.8 RM/Kw 峰期电价，每千瓦时 19.8 Sen/kWh 非峰期电价，每千瓦时 11.8 Sen/kWh 对有资格的特殊用户： 峰期每月最大用电需求量，每千瓦 16.2 RM/Kw 非峰期电价，每千瓦时 17.8 Sen/kWh 非峰期电价，每千瓦时 19.8 Sen/kWh 最小每月收费500RM 9、F类低压采矿电价 每千瓦时 21.8 Sen/kWh 最小每月收费100RM 10、F1类中压普通采矿电价 每月最大用电需求量，每千瓦 12.0 RM/Kw 每千瓦时 17.8 Sen/kWh 最小每月收费100RM 11、F2类中压峰/谷采矿电价 峰期每月最大用电需求量，每千瓦 17.0 RM/Kw 峰期电价，每千瓦时 17.8 Sen/kWh 非峰期电价，每千瓦时 9.8 Sen/kWh 最下每月收费100RM （四）香港中华电力有限公司考察报告考察团用了一个上午的时间，听取了香港中华电力有限公司（CLP），简称中电，配电部工作人员关于电价管理以及电能质量管理方面的情况。中电公司是中华电力控股公司的一个子公司，经营从发电、输电到供电点的纵向综合业务，其在港的业务受与香港特别行政区政府签订的管制法和有关协议的监督。（按规定直至2008年有效）中电的电力主要来自青山发电有限公司，该公司是中电与埃克森能源有限公司的合资厂，分别持有四成与六成的股份。1、电网概况2000年装机8263MW，系统最高负荷5598MW，雇员数3590人，售电量27488GWh。中电供电范围包括九龙、新界以及大大屿山等地区，用户2百多万（其中大用户5000多户，住宅用户170万户），供电人口占香港总人口的80%，拥有160个变电站，20，000个配电变压器，输配电线路11多万公里。供电可靠性达到99.998%以上。2、配网自动化为提高供电质量与管理水平，中电1995起着手建设配电网（11KV）自动化系统，1998年正式开始实施，2000年主站投入运行，安装RTU/FTU 2000多套，整个工程将于2003年全部完工，共需安装RTU/FTU 近6000套。通信结构上，共有120套高压变电站终端（PRTU），有近20个通信口，每一通信口可分别与选定的主站或10