聶仕軍，易先松，廖華西，高立兵，詹 利，林 喆

（國網(wǎng)湖南長沙供電公司，湖南 長沙410000）

湖南農(nóng)村地區(qū)以居民用電為主，部分地區(qū)有少量加工負(fù)荷，總體負(fù)荷密度低，夏冬季、春節(jié)等節(jié)假日階段性用電特征突出。供電電源主要來自于110kV變電站和35kV變電站，而35kV變電站在山區(qū)應(yīng)用較為廣泛，其中部分變電站僅由一條35kV輸電線路單電源供電，其10kV配電線路供電半徑相對較長。負(fù)荷密度低導(dǎo)致山區(qū)變電站布點少，供電電源點分布較為稀疏，因此農(nóng)村地區(qū)配電線路互聯(lián)率、N-1率不高，負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力偏弱。自2020年以來，國網(wǎng)湖南供電公司啟動“向配網(wǎng)開戰(zhàn)”攻堅工程，全力提高供電可靠性，管理相對薄弱的35kV輸變電設(shè)備得到前所未有的重視和關(guān)注，技改大修、租賃、基建等項目資金大量投入35kV輸變電設(shè)備改造，35kV變電站計劃檢修周期由9年縮短至6年，35kV變電站整站、整段停電需求大，像10kV開關(guān)柜改造停電時間可能長達(dá)1個月[1]。因此，如何將35kV變電站負(fù)荷全部轉(zhuǎn)出配合輸電線路和變電站改造關(guān)系到項目實施和農(nóng)村居民供電可靠性。

1 農(nóng)村35kV變電站負(fù)荷特點

以湖南瀏陽為例，東北部是典型的農(nóng)村地區(qū)，特別是110kV紫薇變電站供電區(qū)，農(nóng)村占絕對比例。因瀏陽東北部位于連云山脈，大圍山鎮(zhèn)、張坊鎮(zhèn)、達(dá)滸鎮(zhèn)有較多小型水電站，豐水季節(jié)發(fā)電量大，35kV張坊變電站、東門變電站為純負(fù)荷送出。因35kV張坊變電站、東門變電站、七寶山變電站有技改、租賃和基建項目需實施，又是典型的農(nóng)村變電站，因此選擇上述三者進(jìn)行分析。

35kV張坊變電站由35kV紫張線單電源供電，站內(nèi)主變2臺，分別為10MW和5MW，站內(nèi)兩段10kV母線供帶有7條配電線路，其中上洪線、金鐘皂線、人溪線帶有一定小水電負(fù)荷，白石橋線、人溪線與其他變電站線路互聯(lián)，最大送入負(fù)荷3～4MW。

35kV東門變電站由35kV紫張線、官東線雙電源供電，站內(nèi)主變2臺，分別為8MW和5MW，站內(nèi)兩段10kV母線供帶有6條配電線路，其中大圍線、源豐線、白沙線有較多小水電負(fù)荷，中岳線、公園線與其他變電站線路互聯(lián)，最大送入負(fù)荷4～5MW。

35kV七寶山變電站由35kV永七Ⅰ、Ⅱ回供電，站內(nèi)主變2臺，分別為6.3MW和5MW，站內(nèi)兩段10kV母線供電有7條配電線路，其中農(nóng)莊線、博?、?、Ⅱ回為用戶專線，蔣埠線中有一個大用戶用電占比超過80%，石佳線、升平線與其他變電站線路互聯(lián)，最大送入負(fù)荷4～5MW。

3個變電站因單電源和35或10kV單母線問題，施工中經(jīng)常面臨全站停電。上述3個變電站2020年各月負(fù)荷數(shù)據(jù)詳如表1所示。

表1 張坊變電站、東門變電站、七寶山變電站2020年全年負(fù)荷 MW

35kV張坊變電站全站負(fù)荷較大主要發(fā)生在5—7月、11—12月，1—4月、8—10月負(fù)荷較低；35kV東門變電站全站負(fù)荷較大主要發(fā)生在5—6月、9—10月，1—4月、7—8月、11—12月負(fù)荷較低；35kV七寶山變電站全站負(fù)荷較大主要發(fā)生在2—3月，其余月負(fù)荷較低，該變電站約有5MW專變負(fù)荷。

受降雨量影響，小水電發(fā)電負(fù)荷不同年份可能存在差異，加之生產(chǎn)企業(yè)經(jīng)營狀況變化，可能會造成整站負(fù)荷不同年份相同月有一些差異。

2 負(fù)荷轉(zhuǎn)供通道建立策略

短距離小成本配電線路互聯(lián)。雖然農(nóng)村線路單輻射較多，但村與村距離較近，給短距離互聯(lián)創(chuàng)造了條件。雖然支線線徑多為直徑35～70mm2，但農(nóng)村地區(qū)在春秋季檢修時期負(fù)荷低至度夏度冬負(fù)荷的1/3，可以把支線互聯(lián)作為計劃檢修的轉(zhuǎn)供通道。為解決35kV張坊變電站配網(wǎng)負(fù)荷轉(zhuǎn)供通道難題，2020年瀏陽供電公司在35kV張坊變電站白石橋線中塘支線（線徑直徑70mm2）#30桿與35kV東門變電站公園線花門支線（線徑直徑50mm2）#65桿之間架設(shè)1.7km互聯(lián)線路，如圖1所示，線路采用JKLYJ-10-50鋼芯絕緣導(dǎo)線，載流量200A，為單電源變電站——張坊變電站建立了第一條配網(wǎng)轉(zhuǎn)供通道，張坊變電站配網(wǎng)負(fù)荷轉(zhuǎn)供提供了可能。短距離小成本配電線路互聯(lián)主要針對新架設(shè)線路長度小于1km的情況，以減少投資，合理利用運維資金。另外，相鄰環(huán)網(wǎng)柜電纜互聯(lián)、架空線利用電纜下火與臨近環(huán)網(wǎng)柜互聯(lián)兩種類型成本較為低廉，可解決部分城鎮(zhèn)地區(qū)線路互聯(lián)難題。

圖1 35kV張坊變電站白石橋線與公園線互聯(lián)圖

站外裝設(shè)環(huán)網(wǎng)柜形成10kV“旁母”。35kV變電站典型設(shè)計每臺主變配置4個10kV饋線間隔，即兩臺主變的35kV變電站最多可以有8回出線。常用的環(huán)網(wǎng)柜為“兩進(jìn)四出”，即6個間隔。因不同線路之間有一些聯(lián)絡(luò)通道，因此6個間隔環(huán)網(wǎng)柜基本滿足35kV變電站整站負(fù)荷轉(zhuǎn)供需要。聯(lián)絡(luò)方法是在變電站10kV架空出線#1桿安裝隔離開關(guān)，使用電纜在#1桿隔離開關(guān)靠線路側(cè)下火接入環(huán)網(wǎng)柜，即有6條線路接入環(huán)網(wǎng)柜，核相正確后即可進(jìn)行合環(huán)轉(zhuǎn)供，轉(zhuǎn)供過程無需停電。通過上述方法，在變電站圍墻外形成了10kV“旁母”，此模式與移動變電站[2]有一定相似。

上述用配網(wǎng)互聯(lián)解決變電站整站負(fù)荷轉(zhuǎn)供的方式，投資小，成效好，有利于在主網(wǎng)投資有限情況下顯著提高配網(wǎng)供電可靠性[3-4]。

2 轉(zhuǎn)供可行性分析與負(fù)荷調(diào)節(jié)方法

通過配網(wǎng)方式轉(zhuǎn)供35kV整站負(fù)荷，往往面臨一條線路供電2～3條甚至更多的情況，配電網(wǎng)運行風(fēng)險較大，因此避免在雷暴雨天氣下進(jìn)行。除運行風(fēng)險外，配網(wǎng)轉(zhuǎn)供因供電線路增長造成末端用戶存在低電壓，用電質(zhì)量下降。為了保障供電可靠性與供電質(zhì)量，在配網(wǎng)網(wǎng)架水平允許的條件下，盡量避免每條線路供帶的用戶過多。但因農(nóng)村地區(qū)10kV配電線路互聯(lián)少，轉(zhuǎn)供通道缺乏，因此在廣大農(nóng)村地區(qū)特別是山區(qū)在主網(wǎng)檢修時配電線路“一帶多”難以避免。控制用電負(fù)荷小于“轉(zhuǎn)供送入+內(nèi)部發(fā)電”負(fù)荷是整站負(fù)荷轉(zhuǎn)供的必要條件，因此制定轉(zhuǎn)供對策前首要是分析整站用電負(fù)荷與轉(zhuǎn)供送入負(fù)荷的大小，其次是采用小水電、中壓發(fā)電車等手段在10∶00—12∶00、16∶00—20∶00進(jìn)行頂峰發(fā)電，再者是通過控制專變用戶錯峰、避峰生產(chǎn)，避免與普通居民用戶“搶電”[5]。下面以張坊變電站2021年9月3日停電為例進(jìn)行負(fù)荷分析，如圖2、表2所示。

表2 張坊變電站9月3日負(fù)荷預(yù)測與轉(zhuǎn)供分析 MW

圖2 35kV張坊變電站線路互聯(lián)與負(fù)荷轉(zhuǎn)供圖

停電前，國網(wǎng)湖南長沙供電公司根據(jù)天氣、近期降雨量、專變生產(chǎn)情況對張坊變電站負(fù)荷進(jìn)行預(yù)測，預(yù)計最高負(fù)荷出現(xiàn)在午高峰或晚高峰，最大負(fù)荷5.4MW左右。其中可控制的專變負(fù)荷約0.8MW，可組織頂峰的小水電負(fù)荷約0.6MW，在兩個配電互聯(lián)通道送入3.5MW的情況下，預(yù)計負(fù)荷缺口0.5MW，因此，需要啟動10kV中壓發(fā)電車在午高峰、晚高峰進(jìn)行發(fā)電頂峰。目前長沙供電公司裝備有1000kW中壓發(fā)電車2臺，可通過帶電作業(yè)的方式進(jìn)行搭頭[6]，實現(xiàn)不停電并網(wǎng)發(fā)電頂峰。

在非高峰用電時間，在控制專變生產(chǎn)負(fù)荷的情況下，轉(zhuǎn)供送入負(fù)荷滿足使用張坊變電站供電區(qū)使用需要，無需組織發(fā)電。

3 應(yīng)用案例

3.1 35kV東門變電站整站負(fù)荷轉(zhuǎn)出

因35kV東門變電站站內(nèi)10kV出線柱上開關(guān)和隔離開關(guān)需技術(shù)改造，需對每段10kV母線停電3～4天施工，其中10kV母聯(lián)3001刀閘改造需對兩段母線同時停電1天。為解決此問題，2019年通過農(nóng)網(wǎng)改造項目將35kV東門變電站10kV中岳線與110kV紫薇變電站10kV達(dá)鎮(zhèn)線互聯(lián)，形成關(guān)鍵轉(zhuǎn)供通道。兩站距離約30km，供電半徑雖大，但在小水電密集區(qū)并不罕見[7]。

東門變電站轄區(qū)小水電豐富，負(fù)荷低谷期需外送發(fā)電負(fù)荷；負(fù)荷高峰時段，通過組織小水電站集中發(fā)電頂峰，外送通道可滿足負(fù)荷送入要求。為保障末端電壓，將110kV紫薇變電站10kV母線電壓調(diào)整至10.5～10.7kV，同時將35kV東門變電站電容器保持在投入狀態(tài)，轉(zhuǎn)供期間東門變電站電壓處于10.1～10.7kV之間，可以滿足居民用電要求。2020年9月3日東門變電站站內(nèi)停電，所有東門變電站負(fù)荷轉(zhuǎn)移至環(huán)網(wǎng)柜供電，整個工程改造期間減少停電11000h·戶以上如圖3、表3所示。

圖3 35kV東門變電站線路互聯(lián)與負(fù)荷轉(zhuǎn)供圖

表3 東門變電站9月3日負(fù)荷預(yù)測與轉(zhuǎn)供分析 MW

3.2 35kV七寶山變電站整站負(fù)荷轉(zhuǎn)出

因35kV七寶山變電站需進(jìn)行整站綜自改造和10kV開關(guān)柜整體更換，涉及配電室電纜溝重做施工周期45天，整站停電2～3次，負(fù)荷轉(zhuǎn)供不可避免。35kV七寶山變電站10kV石佳線與110kV永鎮(zhèn)線互聯(lián)，35kV七寶山變電站10kV升平線與35kV張坊變電站10kV人溪線互聯(lián)，最大送入負(fù)荷4～5MW。第一次停電安排在2021年9月24日，因此公司利用退役舊環(huán)網(wǎng)柜及電纜完成站外互聯(lián)，建立站外“旁母”通道。環(huán)網(wǎng)柜301間隔用于博隆礦業(yè)專線—博隆I回供電，僅用于變電站停電期間礦井內(nèi)抽水、井梯等保安用電。

因該站位于礦區(qū)，用電大戶為兩家礦產(chǎn)開發(fā)企業(yè)，因此停電期間組織兩家企業(yè)停產(chǎn)，僅使用保安用電，預(yù)計可壓降負(fù)荷5MW。該站居民負(fù)荷2.5MW轉(zhuǎn)供通道可以滿足使用要求。9月24日七寶山變電站進(jìn)行停電電纜過渡施工，該站所有居民負(fù)荷全部通過站外環(huán)網(wǎng)柜（石佳線供電）、人溪線轉(zhuǎn)供，減少停電3200h·戶以上，如圖4、表4所示。

表4 七寶山變電站9月24日負(fù)荷預(yù)測與轉(zhuǎn)供分析 MW

圖4 35kV七寶山變電站線路互聯(lián)與負(fù)荷轉(zhuǎn)供圖

4 結(jié)束語

農(nóng)村地區(qū)因負(fù)荷密度小，變電站布點相對較少，輸配線路供電半徑長，加之歷年來35kV變電站運維及技改投資相對不足、配電線路運維環(huán)境不良，造成農(nóng)村地區(qū)供電可靠性較城市地區(qū)有較大差距。近年來大量改造項目的投入，造成35kV變電站及供電線路面臨長時間、多次停電，為了解決此問題，本文提出利用短距離小成本配網(wǎng)互聯(lián)、站外裝設(shè)環(huán)網(wǎng)柜“旁母”的方式解決35kV變電站轉(zhuǎn)供手段欠缺的困境，并按居民負(fù)荷、專變生產(chǎn)負(fù)荷、小水電負(fù)荷3種類型分析用電負(fù)荷特性，綜合運用負(fù)荷轉(zhuǎn)供送入、生產(chǎn)企業(yè)停電“讓電”、小水電站和中壓發(fā)電車頂峰等手段，實現(xiàn)35kV變電站停電期間的負(fù)荷全轉(zhuǎn)出，減少居民用戶停電時長和次數(shù)。上述方法在長沙供電公司張坊變電站、東門變電站、七寶山變電站3個農(nóng)村變電站得到實際應(yīng)用并發(fā)揮預(yù)期效果，大幅度減少或避免了主網(wǎng)改造停電對配電網(wǎng)的影響，較大幅度提高農(nóng)村地區(qū)供電可靠性。此方法將配電線路互聯(lián)與負(fù)荷調(diào)節(jié)控制有機(jī)結(jié)合運用，在廣東、湖南、福建、四川、貴州等南方小水電密集且負(fù)荷密度低的農(nóng)村地區(qū)可廣泛推廣使用，減少計劃停電對社會經(jīng)濟(jì)造成的損失。