35kV配電化規劃建設方案研究

陳 浩（國網黃石供電公司，湖北黃石435000）

35kV配電化規劃建設方案研究

陳 浩（國網黃石供電公司，湖北黃石435000）

針對縣域偏遠山區配電網因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、35kV配電化和10kV中壓配電網建設規劃方案的經濟性和技術可行性，論證偏遠山區規劃建設35kV配電化的必要性。

配電化；規劃方案；經濟性；技術可行性

1 引言

隨著新一輪農網升級改造的不斷推進，10kV中壓配電網建設規劃逐步深入，針對縣域偏遠山區配電網，由于供電半徑長、受季節性負荷影響，僅對10kV線路進行小線徑改造已不能滿足線路末端電壓質量要求。若采用110kV電網建設方案，由于負荷密度低，經濟性極差，因此，為35kV配電化技術應用于解決偏遠農村地區的電壓質量問題和無電地區的供電問題提供了條件。

湖北省××市西南部主要有龍×鎮和洋×鎮，地處湖北省東南邊陲，位于鄂贛邊界處。其西南片區地勢南高北低，境內群山環繞。尤其是兩鎮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，從而導致村落人口分散，負荷有集中有分散。根據國務院扶貧辦相關文件知龍×鎮、洋×鎮涉及貧困村17個計181個自然村。

兩鎮主要由110kV變電站供電，由于2座變電站較遠，山區迂回供電等原因，導致10kV中壓配電網供電半徑最長達到17.8km，壓降損耗高，嚴重影響到該區域村民生產生活用電。若在該區選擇新增110kV或35kV常規標準變電站，將面臨選址難、造價高，且該區域主要以農業發展為主，負荷增長緩慢，設備負載率低，投資效益低。為快速解決山區電網供電”低電壓“問題，同時獲得效益的最大化，建議在該區域推廣應用35kV配電化技術，通過新增35kV配電化變電站，徹底解決因10kV中壓配電網供電半徑過長造成的10kV線路末端電壓質量問題。

2 35kV配電化建設模式

35kV配電化內容主要包括35kV/10kV配電化變電站、35kV配電化線路和35kV/0.4kV直配臺區。根據區域經濟發展水平、負荷水平、負荷性質、地理條件等，35kV配電化不同建設模式適應不同條件需要，其建設模式有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直配臺區組成模式2；35kV配電化變電站、35kV配電化線路和35kV直配臺區組成模式3；35kV配電化變電站為模式4；僅35kV直配臺區為模式5。

3 規劃實例介紹

××市西南部位于位于鄂贛邊界處，是典型的山區丘陵混合地貌，電網分布點多、面廣、負荷分散且供電半徑長，區域內負荷主要以居民生活用電、農業生產用電為主。隨著當地經濟發展，負荷迅速增長，特別是春節期間外出務工人員返鄉，負荷激增，導致區域內10kV中壓配電網線路因供電半徑長、末端負荷重等原因出現大量的低電壓臺區。附近供電的10kV線路末端的臺區首端電壓最低達到150V，低電壓問題較為突出。

兩鎮交界區域主要由A變電站10kV線路A1、A2和B變電站10kV線路B1、B2供電。區域內4條10kV饋出線平均供電半徑14.7km，2條線路超過15km，不滿足導則標準[2]。4條10kV線路在新一輪農網改造升級前的電壓偏移超過7%，不滿足國標要求[3]。2016年春節期間4條10kV線路共出現65個首端低電壓臺區，涉及用戶數6871戶。其中線路A1臺區首端低電壓數為38個，占××地區低電壓臺區數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；導線型號為LGJ-50、LGJ-95、LGJ-50和 LGJ-50；年度最大負荷分別為 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%變為8.78%、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要求。

按照2016年最大負荷統計，龍洋交界區域現狀負荷為4.83MW。結合該區域政府規劃方向，主要以農業發展，負荷按照自然增長率法進行預測，2020年該區域負荷為5.61MW。在負荷形勢下，如按現狀的4條10kV線路供電，線路末端電壓偏移量將更大。

針對該區域供電問題，采用3種規劃方案。①規劃在龍洋交界處新建35kV配電化變電站 （結合本文實例的負荷特點，選擇導則中的模式1建設模式，即35kV配電化變電站與35kV配電化線路組合）；②新建3條JKLYJ-240導線的10kV線路；③新建110kV或35kV常規標準變電站。

4 規劃方案對比研究論證

4.1 35kV配電化建設規劃

在龍洋交界處新建35kV配電化變電站，將縮短區域內10kV供電半徑，提高配電網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，設計從距離該區域最近的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側按線路變壓器組接線方式，10kV側按單母線接線方式，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。

投資估算和建設成效：通過初步估算，在龍洋交界處實施35kV配電化建設，投資總額900萬元左右。該配電站建成投運后，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。

該方案優勢：①經濟性較高；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負荷緩慢增長區域內負荷增長適應能力強、可擴展性高。

該方案劣勢：①增加設備維護量；②需進行配電站選址征地。

4.2 10kV中壓線路建設規劃

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線路負載率低，經濟性差，供電半徑未改變，但可轉移原線路末端負荷以解決低電壓問題。

該方案優勢：①維護量小；②無需進行變電站選址征地。

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，線路負載率低，經濟成本高。

4.3 110kV或35kV常規標準變電站建設規劃

規劃在龍洋交界處新建110kV或35kV常規標準變電站，將縮短區域內10kV供電半徑，提高該區域內電網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。

投資估算和建設成效：初步估算，在龍洋交界處新增110kV或35kV常規標準變電站，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量問題，還能對該區域內高壓配電網發揮一定支撐作用。

該方案優勢：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負荷增長適應能力強；④加強區域內高壓配電網的網架結構。

該方案劣勢：①投資成本高，經濟性差；②增加設備維護量；③需進行配電站選址征地。

5 結論與建議

通過110kV電網建設規劃方案、35kV配電化建設規劃方案和10kV中壓配電網建設規劃方案的技術性和經濟性對比分析研究，對于10kV供電半徑超過15km，線路負荷超過200A（50%以上負荷均集中于線路末端），且負荷增長較為緩慢地區，規劃建設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35kV配電化變電站明顯優于其他兩種方案，因此，在低負荷密度、中壓配電網遠距離供電的區域，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]國家電網公司企業標準：《農網 35kV配電化技術導則》（Q/ GDW 11019-2013）[S].

[2]國家電網公司.配電網規劃設計技術導則[S].北京：中國電力出版社，2012．

[3]《電能質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，國網黃石供電公司經濟技術研究所所長，主要從事電力規劃工作。