陳 浩（國網(wǎng)黃石供電公司，湖北黃石435000）

35kV配電化規(guī)劃建設(shè)方案研究

陳 浩（國網(wǎng)黃石供電公司，湖北黃石435000）

針對縣域偏遠(yuǎn)山區(qū)配電網(wǎng)因10kV供電半徑過長造成的低電壓和供電能力不足等問題，通過對比研究110kV電網(wǎng)、35kV配電化和10kV中壓配電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃方案的經(jīng)濟(jì)性和技術(shù)可行性，論證偏遠(yuǎn)山區(qū)規(guī)劃建設(shè)35kV配電化的必要性。

配電化；規(guī)劃方案；經(jīng)濟(jì)性；技術(shù)可行性

1 引言

隨著新一輪農(nóng)網(wǎng)升級改造的不斷推進(jìn)，10kV中壓配電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃逐步深入，針對縣域偏遠(yuǎn)山區(qū)配電網(wǎng)，由于供電半徑長、受季節(jié)性負(fù)荷影響，僅對10kV線路進(jìn)行小線徑改造已不能滿足線路末端電壓質(zhì)量要求。若采用110kV電網(wǎng)建設(shè)方案，由于負(fù)荷密度低，經(jīng)濟(jì)性極差，因此，為35kV配電化技術(shù)應(yīng)用于解決偏遠(yuǎn)農(nóng)村地區(qū)的電壓質(zhì)量問題和無電地區(qū)的供電問題提供了條件。

湖北省××市西南部主要有龍×鎮(zhèn)和洋×鎮(zhèn)，地處湖北省東南邊陲，位于鄂贛邊界處。其西南片區(qū)地勢南高北低，境內(nèi)群山環(huán)繞。尤其是兩鎮(zhèn)往來的沿線因江西的朝陽河和洋港桂華河形成為“三山夾兩盆“的地形特點(diǎn)，從而導(dǎo)致村落人口分散，負(fù)荷有集中有分散。根據(jù)國務(wù)院扶貧辦相關(guān)文件知龍×鎮(zhèn)、洋×鎮(zhèn)涉及貧困村17個計181個自然村。

兩鎮(zhèn)主要由110kV變電站供電，由于2座變電站較遠(yuǎn)，山區(qū)迂回供電等原因，導(dǎo)致10kV中壓配電網(wǎng)供電半徑最長達(dá)到17.8km，壓降損耗高，嚴(yán)重影響到該區(qū)域村民生產(chǎn)生活用電。若在該區(qū)選擇新增110kV或35kV常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)變電站，將面臨選址難、造價高，且該區(qū)域主要以農(nóng)業(yè)發(fā)展為主，負(fù)荷增長緩慢，設(shè)備負(fù)載率低，投資效益低。為快速解決山區(qū)電網(wǎng)供電”低電壓“問題，同時獲得效益的最大化，建議在該區(qū)域推廣應(yīng)用35kV配電化技術(shù)，通過新增35kV配電化變電站，徹底解決因10kV中壓配電網(wǎng)供電半徑過長造成的10kV線路末端電壓質(zhì)量問題。

2 35kV配電化建設(shè)模式

35kV配電化內(nèi)容主要包括35kV/10kV配電化變電站、35kV配電化線路和35kV/0.4kV直配臺區(qū)。根據(jù)區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平、負(fù)荷水平、負(fù)荷性質(zhì)、地理條件等，35kV配電化不同建設(shè)模式適應(yīng)不同條件需要，其建設(shè)模式有5種[1]。35kV配電化變電站與35kV配電化線路組成模式1；35kV配電化線路與35kV直配臺區(qū)組成模式2；35kV配電化變電站、35kV配電化線路和35kV直配臺區(qū)組成模式3；35kV配電化變電站為模式4；僅35kV直配臺區(qū)為模式5。

3 規(guī)劃實例介紹

××市西南部位于位于鄂贛邊界處，是典型的山區(qū)丘陵混合地貌，電網(wǎng)分布點(diǎn)多、面廣、負(fù)荷分散且供電半徑長，區(qū)域內(nèi)負(fù)荷主要以居民生活用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電為主。隨著當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)發(fā)展，負(fù)荷迅速增長，特別是春節(jié)期間外出務(wù)工人員返鄉(xiāng)，負(fù)荷激增，導(dǎo)致區(qū)域內(nèi)10kV中壓配電網(wǎng)線路因供電半徑長、末端負(fù)荷重等原因出現(xiàn)大量的低電壓臺區(qū)。附近供電的10kV線路末端的臺區(qū)首端電壓最低達(dá)到150V，低電壓問題較為突出。

兩鎮(zhèn)交界區(qū)域主要由A變電站10kV線路A1、A2和B變電站10kV線路B1、B2供電。區(qū)域內(nèi)4條10kV饋出線平均供電半徑14.7km，2條線路超過15km，不滿足導(dǎo)則標(biāo)準(zhǔn)[2]。4條10kV線路在新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級前的電壓偏移超過7%，不滿足國標(biāo)要求[3]。2016年春節(jié)期間4條10kV線路共出現(xiàn)65個首端低電壓臺區(qū)，涉及用戶數(shù)6871戶。其中線路A1臺區(qū)首端低電壓數(shù)為38個，占××地區(qū)低電壓臺區(qū)數(shù)12.03%。

線路A1、線路A2和線路B1、線路B2供電半徑分布為15.1km、13.6km、17.8km和12.2km；導(dǎo)線型號為LGJ-50、LGJ-95、LGJ-50和 LGJ-50；年度最大負(fù)荷分別為 3.86MW、3.26MW、2.67MW和3.25MW；通過理論電壓降計算，10kV線路末端電壓偏移分別為29.31%、10.34%、23.53%和23.06%。

采用小線徑改造方案，將線路A1、線路A2和線路B1、線路B2導(dǎo)線更換為JKLYJ-240，小線徑改造后電壓偏移分別由原來的29.31%、10.34%、23.53%和23.06%變?yōu)?.78%、5.33%、7.1%和7.04%。線路A1、線路B1和線路B2電壓偏移仍不符合國標(biāo)要求。

按照2016年最大負(fù)荷統(tǒng)計，龍洋交界區(qū)域現(xiàn)狀負(fù)荷為4.83MW。結(jié)合該區(qū)域政府規(guī)劃方向，主要以農(nóng)業(yè)發(fā)展，負(fù)荷按照自然增長率法進(jìn)行預(yù)測，2020年該區(qū)域負(fù)荷為5.61MW。在負(fù)荷形勢下，如按現(xiàn)狀的4條10kV線路供電，線路末端電壓偏移量將更大。

針對該區(qū)域供電問題，采用3種規(guī)劃方案。①規(guī)劃在龍洋交界處新建35kV配電化變電站 （結(jié)合本文實例的負(fù)荷特點(diǎn)，選擇導(dǎo)則中的模式1建設(shè)模式，即35kV配電化變電站與35kV配電化線路組合）；②新建3條JKLYJ-240導(dǎo)線的10kV線路；③新建110kV或35kV常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)變電站。

4 規(guī)劃方案對比研究論證

4.1 35kV配電化建設(shè)規(guī)劃

在龍洋交界處新建35kV配電化變電站，將縮短區(qū)域內(nèi)10kV供電半徑，提高配電網(wǎng)的供電可靠率和電壓合格率。為合理布局線路，避免迂回供電，設(shè)計從距離該區(qū)域最近的B變電站或C變電站新增1條35kV配電化線路，線路長15km，采用LGJX-150/20型鋼芯鋁絞線，線路末端新建35kV河頭屋配電化站，該站配置主變1臺，容量為6300kVA，35kV側(cè)按線路變壓器組接線方式，10kV側(cè)按單母線接線方式，2回10kV出線供給龍洋交界處沿線各配變，出線長度均控制在8km以下。

投資估算和建設(shè)成效：通過初步估算，在龍洋交界處實施35kV配電化建設(shè)，投資總額900萬元左右。該配電站建成投運(yùn)后，10kV平均供電半徑縮短14.7km縮短至7.5km，低電壓問題將徹底解決。

該方案優(yōu)勢：①經(jīng)濟(jì)性較高；②縮短10kV供電半徑；③可徹底解決中壓線路末端低電壓問題；④負(fù)荷緩慢增長區(qū)域內(nèi)負(fù)荷增長適應(yīng)能力強(qiáng)、可擴(kuò)展性高。

該方案劣勢：①增加設(shè)備維護(hù)量；②需進(jìn)行配電站選址征地。

4.2 10kV中壓線路建設(shè)規(guī)劃

通過在A變電站沿線路A1、在B變電站沿線路B2新建10kV線路2條，總計40km左右，用以解決龍洋交界處低電壓問題。

投資估算和建設(shè)成效：通過初步估算，在A變電站新增1條、B變電站新增2條10kV線路，投入資金1000萬元左右。新增10kV線路實施后，10kV線路負(fù)載率低，經(jīng)濟(jì)性差，供電半徑未改變，但可轉(zhuǎn)移原線路末端負(fù)荷以解決低電壓問題。

該方案優(yōu)勢：①維護(hù)量??；②無需進(jìn)行變電站選址征地。

該方案劣勢：①無法從根本上解決低電壓問題；②為滿足長距離送電，線路負(fù)載率低，經(jīng)濟(jì)成本高。

4.3 110kV或35kV常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)變電站建設(shè)規(guī)劃

規(guī)劃在龍洋交界處新建110kV或35kV常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)變電站，將縮短區(qū)域內(nèi)10kV供電半徑，提高該區(qū)域內(nèi)電網(wǎng)的供電可靠性和電壓合格率。擬新增1臺10MWA主變，新建1條15km 110kV或35kV線路。

投資估算和建設(shè)成效：初步估算，在龍洋交界處新增110kV或35kV常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)變電站，投資總額為1850萬元或1400萬元。該方案實施后，不僅能徹底解決電壓質(zhì)量問題，還能對該區(qū)域內(nèi)高壓配電網(wǎng)發(fā)揮一定支撐作用。

該方案優(yōu)勢：①縮短10kV供電半徑；②可徹底解決中壓線路末端低電壓問題；③負(fù)荷增長適應(yīng)能力強(qiáng)；④加強(qiáng)區(qū)域內(nèi)高壓配電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。

該方案劣勢：①投資成本高，經(jīng)濟(jì)性差；②增加設(shè)備維護(hù)量；③需進(jìn)行配電站選址征地。

5 結(jié)論與建議

通過110kV電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃方案、35kV配電化建設(shè)規(guī)劃方案和10kV中壓配電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃方案的技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性對比分析研究，對于10kV供電半徑超過15km，線路負(fù)荷超過200A（50%以上負(fù)荷均集中于線路末端），且負(fù)荷增長較為緩慢地區(qū)，規(guī)劃建設(shè)35kV配電化變電站是可行的。通過本文論證，在龍洋交界處建設(shè)35kV配電化變電站明顯優(yōu)于其他兩種方案，因此，在低負(fù)荷密度、中壓配電網(wǎng)遠(yuǎn)距離供電的區(qū)域，從性價比角度考慮，選擇新建35kV配電化變電站為最佳方案。

[1]國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)：《農(nóng)網(wǎng) 35kV配電化技術(shù)導(dǎo)則》（Q/ GDW 11019-2013）[S].

[2]國家電網(wǎng)公司.配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則[S].北京：中國電力出版社，2012．

[3]《電能質(zhì)量供電電壓允許偏差》（GB/T12325-2003）.

TM76

A

2095-2066（2016）34-0057-02

2016-11-14

陳 浩（1965-），男，國網(wǎng)黃石供電公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究所所長，主要從事電力規(guī)劃工作。