35KV配電網發展模式研究

王再旺

摘 ?要 經過多年的電網規劃建設，我國農村電網基本形成以110kV和35kV為主干高壓配電網架，以10kV為主干中壓配電網架的配電網發展模式，農村電網的供電可靠性得到大幅提升、電壓質量得到有效改善。隨著人民經濟生活水平的提高，農村地區電力負荷不斷攀升，以往的配電網設施即將不能滿足用戶用電需求，但偏遠地區農村電網負荷密度低、高壓變電站布點少、中壓線路供電半徑長的現象仍然存在，若直接升壓為110kV電網供電，由于負荷總量偏低，將導致電網投資經濟性較差。為解決偏遠地區10kV供電線路過長導致的電壓質量問題，國家電網公司提出建設35kⅤ配電化設施以提升供電質量。

在農村、山區等負荷密度不高的區域，如何發展35kV電網仍存在爭議，本文主要針對陜西省延安市某區域配電網建設方向進行研究，通過分析陜西省延安市地形地貌、電網分布情況，研究其配電網發展方向。在此基礎上運用經濟比選及多目標決策分析，與現狀35kV配電網形成對比，提出了配電網建設改造建議，從而確定配電網發展方向。

關鍵詞：供電方案;經濟性;配電化;發展模式

緒 ?論

在農村、山區等負荷密度不高的區域，35kV電網如何發展一直爭議不斷。陜西地貌覆蓋黃土高原、秦巴山脈以及關中平原，地形地貌多樣化，35k電網存在一定的保有量，所以研究35kV電網發展方式非常必要。

本文以陜西省延安市某區域為例，根據陜西配電網的發展特點，依據該地區地形地貌、電網建設情況，分析研究區域內35kV電網建設方向，結合經濟比選結果及多目標決策分析，構建35kV電網供電建設方案，明確35kV電網的發展方向。

1. 35kV電網配電化發展

根據國家電網公司發布《35kV配電化建設模式》中規定，35kV配電化變電站主要適用以下范圍：

負荷密度小于l00kW/km2的廣大山區，負荷以生活照明為主要用電的偏遠農村。

距離電源點較遠，或沿線已有35kV電網，但10kV線路供電半徑過長，超過20km的低電壓地區。

緊急臨時用電且現有10kV網絡難以滿足，而輸變電工程又無法在用戶要求時間內建成投產的地區。

受地區環境限制，不會出現大動力工業負荷，根據區域規劃和預測，在未來較長時間內負荷增長較為緩慢。

2. 陜西電網及地形分析

2.1 地形地貌

陜西省位于我國中部黃河中游地區的，地勢特點為南北高，中部低。地勢由西向東傾斜。分為三大自然區域：北部是黃土高原，中部是關中平原，南部是秦巴山區。其中，延安市位于陜北地區，地處黃河中游，黃土高原的中南地區，屬黃土高原丘陵溝壑區。地貌以黃土高原、丘陵為主。受限于黃土高原地貌特征，延安市城市建設呈現“射線狀”分布。

延安市北部寶塔區作為延安市政治經濟中心，路網建設比較發達，負荷分布均沿著公路網沿線展開，且負荷分布較為集中，呈現“射線狀”分布。配電線路沿公路網架設而成，北部地區電網建設和市政建設、地貌分布匹配程度較高，110kV變電站已深入負荷中心，因此北部地區現狀電網多采用330/110/10/0.4kV降壓序列。

南部地區以洛川、黃陵為中心，路網建設較為欠缺，且受地形地貌及經濟發展限制，村莊建設和負荷分布均呈現較為稀疏的“點狀”分布，電網建設與城市建設和地形地貌匹配程度不高，負荷較為分散，且點負荷密度較低，因此建設較多的35kV變電站以滿足南部地區的用電需求，多采用330/110/35/10/0.4kV。

2.2 電網分布

在國網陜西省電力公司直供直管區域內，延安市35kV變電站平均電源線路長度為21.66公里/座。

延安市范圍內配電網變電序列配置具有明顯南北差異，北部僅郊區及農村建設35kV公用變電站。

1）北部電網建設多為110/10kV電壓變電層級，而南部則多為110/35/10kV電壓變電層級。

2）受地形地貌影響，電網線路之間的聯絡較少，35kV電網建設多以單輻射為主，平均每座變電站電源線路超過20公里/座。

3）受城市建設及經濟發展影響，延安市南北電壓層級配置差異較大，北部基本沒有35kV電網建設，南部則建設有大量35kV電網。

4）城市道路建設及負荷分布差異較為明顯，北部負荷集中且路網發達，南部負荷分散且路網建設不完善。

通過上述分析可以得知：延安北部社會經濟發展較快，現有35kV電網即將無法滿足用戶電力負荷需求;南部地區的經濟發展較為緩慢，現有35kV電網可基本滿足用戶電力負荷需求;洛川、黃陵的高原溝壑區，部分區域10kV電力線路架設困難，且不滿足建設35kV常規站的條件，可適當發展35kV配電站。

3. 供電方案經濟性比選分析

本文采用經濟技術優化比選模型分別比選110kV變電站、35kV常規站兩種供電方案，并結合相關規范導則給出定性結論。

由于負荷差異，變電站與其電源線路的建設成本也隨之不同。因此，以電力負荷增長率為變量，計算同一負荷發展期中不同負荷增長率對應的供電方案，再計算出各方案的成本。

以中壓線路負荷矩計算為基礎，設定負荷初始值為3.2MW，在此基礎之上給出不同負荷增長率，計算至2030年之間的負荷值，并依據負荷發展周期負荷的變化量擬定供電方案。

計算不同供電方案的年平均投資，得出不同供電距離各供電方案的年平均投資。最終結合具體建設方案核算出綜合投資，針對不同建設方案進行經濟性比較分析。

3.1 供電方案模型

1、110kV電網供電方案

3.2 供電方案比選

負荷初始值為3.2MW，在此基礎之上設定不同負荷增長率，計算至2030年之間的負荷值，設定35kV線路導線截面為LGJ-150，110kV線路導線截面為LGJ-300，并選取供電半徑在15km、20km、25km、30km范圍內變化，依據負荷發展期中其變化量，擬定出相應供電方案，再計算出不同供電距離下的年均投資。

經計算，在不同負荷、不同供電半徑下得出35kV常規站、110kV變電站兩種供電方案的選用結果如下表。

在負荷滿足負荷矩要求且供電半徑小于15km時，選用10kV線路供電。在負荷小于3.2MW且供電半徑在15km～30km之間時，可選用35kV配電站供電。在負荷大于3.2MW且增長率低于7%時，可選用35kV常規站供電。在負荷大于3.2MW且增長率大于7%時，可選用110kV變電站供電。

4. 35kV配電網發展模式分析

首先，考慮D類供區負荷密度較小，停電損失也較小，且精確計算難度又很大，本次比選考慮初始投資費用、運維費用、線損費用。

其次，根據多目標決策分析指標體系均方根偏差計算方法，對比各個方案加權總均方根偏差值，取加權總均方根偏差最小的方案為推薦方案，再以負載率進行校驗，綜合考慮取最優建設方案。

4.1 案例分析

本區域路網建設相對發達，負荷分布集中。變電站平均負荷為4.51MW，預測增長率在11.3%，預測2030年35kV單座變電站供電區域預測負荷為18.14MW，供電線路長度8km。計算結果如下表所示。

經分析，本區域初始負荷為4.51MW，平均供電線路長度為8公里，負荷矩超過25.98MW·km，則需要采用35kV或110kV變電站供電。根據負荷發展需求考慮，平均線路長度8公里可滿足以下各方案的建設需求。

依據均方根偏差對比，供電方案4（1×31.5MVA）偏差最小，方案4的負載率為57.59%，負載率處于合理范圍，所以推薦方案4作為最終建設方案。

方案4作為110kV供電方案，因此建議將本區域內35kV變電站升壓改造為110kV變電站。遠景年本區域負荷為18.14MW，根據各方案的負荷范圍界定，2025年以前35kV變電站可滿足此區域的供電需求，2025年以后110kV變電站可滿足此區域的供電需求。

因此選取兩種建設方案：1、直接升壓改造為方案4（1×31.5MVA）進行供電;2、前期增容改造為方案5（2×10MVA）進行供電，后期升壓改造為方案4（1×31.5MVA）。

根據不同建設方案年費用計算方法，對兩種建設方案的年費用進行計算，第一種年費：463.72萬元，第二種年費：459.68萬元。對比兩種建設方案年費用，推薦第二種建設方案，即2025年之前依然采用35kV變電站供電，2025年之后升壓改造成110kV變電站進行供電。

4.2 方案總結

通過對延安市某區域35kV配電網供電區域的供電方案對比，選取其中偏差度最小的供電方案作為本區域目標供電方案。并根據目標方案與現狀35kV配電網形成對比分析，制定出與本區域相適應的電網建設方案，為區域電網建設提供指導方向。

通過方案比較及經濟性比選分析，取消了本區域原有35kV變電站，升壓改造為110kV變電站承擔供電任務，以滿足負荷快速發展區域的供電需求。

5. 結 ?論

通過對陜西省延安市某區域電網建設規劃方案經濟性的對比分析，確定了延安市35kV配電網的發展模式。城郊區域采用35kV電網升壓改造發展模式，逐漸消除35kV公用變電站供電模式，采用110kV變電站深入負荷中心;遠郊區和農村區域采用35kV常規化建設發展模式，保留現有35kV電網建設規模，不再新建35kV公用變電站，充分釋放原有電網的供電能力;邊遠山區可適當發展35kV配電化發展模式，山區以10kV線路作為主要供電設備，偏遠區域適當發展建設35kV配電化站，以保證居民用戶的用電需求和供電質量。

參考文獻

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