35kV配电化规划建设方案研究

陈 浩（国网黄石供电公司，湖北黄石435000）

35kV配电化规划建设方案研究

陈 浩（国网黄石供电公司，湖北黄石435000）

针对县域偏远山区配电网因10kV供电半径过长造成的低电压和供电能力不足等问题，通过对比研究110kV电网、35kV配电化和10kV中压配电网建设规划方案的经济性和技术可行性，论证偏远山区规划建设35kV配电化的必要性。

配电化；规划方案；经济性；技术可行性

1 引言

随着新一轮农网升级改造的不断推进，10kV中压配电网建设规划逐步深入，针对县域偏远山区配电网，由于供电半径长、受季节性负荷影响，仅对10kV线路进行小线径改造已不能满足线路末端电压质量要求。若采用110kV电网建设方案，由于负荷密度低，经济性极差，因此，为35kV配电化技术应用于解决偏远农村地区的电压质量问题和无电地区的供电问题提供了条件。

湖北省××市西南部主要有龙×镇和洋×镇，地处湖北省东南边陲，位于鄂赣边界处。其西南片区地势南高北低，境内群山环绕。尤其是两镇往来的沿线因江西的朝阳河和洋港桂华河形成为“三山夹两盆“的地形特点，从而导致村落人口分散，负荷有集中有分散。根据国务院扶贫办相关文件知龙×镇、洋×镇涉及贫困村17个计181个自然村。

两镇主要由110kV变电站供电，由于2座变电站较远，山区迂回供电等原因，导致10kV中压配电网供电半径最长达到17.8km，压降损耗高，严重影响到该区域村民生产生活用电。若在该区选择新增110kV或35kV常规标准变电站，将面临选址难、造价高，且该区域主要以农业发展为主，负荷增长缓慢，设备负载率低，投资效益低。为快速解决山区电网供电”低电压“问题，同时获得效益的最大化，建议在该区域推广应用35kV配电化技术，通过新增35kV配电化变电站，彻底解决因10kV中压配电网供电半径过长造成的10kV线路末端电压质量问题。

2 35kV配电化建设模式

35kV配电化内容主要包括35kV/10kV配电化变电站、35kV配电化线路和35kV/0.4kV直配台区。根据区域经济发展水平、负荷水平、负荷性质、地理条件等，35kV配电化不同建设模式适应不同条件需要，其建设模式有5种[1]。35kV配电化变电站与35kV配电化线路组成模式1；35kV配电化线路与35kV直配台区组成模式2；35kV配电化变电站、35kV配电化线路和35kV直配台区组成模式3；35kV配电化变电站为模式4；仅35kV直配台区为模式5。

3 规划实例介绍

××市西南部位于位于鄂赣边界处，是典型的山区丘陵混合地貌，电网分布点多、面广、负荷分散且供电半径长，区域内负荷主要以居民生活用电、农业生产用电为主。随着当地经济发展，负荷迅速增长，特别是春节期间外出务工人员返乡，负荷激增，导致区域内10kV中压配电网线路因供电半径长、末端负荷重等原因出现大量的低电压台区。附近供电的10kV线路末端的台区首端电压最低达到150V，低电压问题较为突出。

两镇交界区域主要由A变电站10kV线路A1、A2和B变电站10kV线路B1、B2供电。区域内4条10kV馈出线平均供电半径14.7km，2条线路超过15km，不满足导则标准[2]。4条10kV线路在新一轮农网改造升级前的电压偏移超过7%，不满足国标要求[3]。2016年春节期间4条10kV线路共出现65个首端低电压台区，涉及用户数6871户。其中线路A1台区首端低电压数为38个，占××地区低电压台区数12.03%。

线路A1、线路A2和线路B1、线路B2供电半径分布为15.1km、13.6km、17.8km和12.2km；导线型号为LGJ-50、LGJ-95、LGJ-50和 LGJ-50；年度最大负荷分别为 3.86MW、3.26MW、2.67MW和3.25MW；通过理论电压降计算，10kV线路末端电压偏移分别为29.31%、10.34%、23.53%和23.06%。

采用小线径改造方案，将线路A1、线路A2和线路B1、线路B2导线更换为JKLYJ-240，小线径改造后电压偏移分别由原来的29.31%、10.34%、23.53%和23.06%变为8.78%、5.33%、7.1%和7.04%。线路A1、线路B1和线路B2电压偏移仍不符合国标要求。

按照2016年最大负荷统计，龙洋交界区域现状负荷为4.83MW。结合该区域政府规划方向，主要以农业发展，负荷按照自然增长率法进行预测，2020年该区域负荷为5.61MW。在负荷形势下，如按现状的4条10kV线路供电，线路末端电压偏移量将更大。

针对该区域供电问题，采用3种规划方案。①规划在龙洋交界处新建35kV配电化变电站 （结合本文实例的负荷特点，选择导则中的模式1建设模式，即35kV配电化变电站与35kV配电化线路组合）；②新建3条JKLYJ-240导线的10kV线路；③新建110kV或35kV常规标准变电站。

4 规划方案对比研究论证

4.1 35kV配电化建设规划

在龙洋交界处新建35kV配电化变电站，将缩短区域内10kV供电半径，提高配电网的供电可靠率和电压合格率。为合理布局线路，避免迂回供电，设计从距离该区域最近的B变电站或C变电站新增1条35kV配电化线路，线路长15km，采用LGJX-150/20型钢芯铝绞线，线路末端新建35kV河头屋配电化站，该站配置主变1台，容量为6300kVA，35kV侧按线路变压器组接线方式，10kV侧按单母线接线方式，2回10kV出线供给龙洋交界处沿线各配变，出线长度均控制在8km以下。

投资估算和建设成效：通过初步估算，在龙洋交界处实施35kV配电化建设，投资总额900万元左右。该配电站建成投运后，10kV平均供电半径缩短14.7km缩短至7.5km，低电压问题将彻底解决。

该方案优势：①经济性较高；②缩短10kV供电半径；③可彻底解决中压线路末端低电压问题；④负荷缓慢增长区域内负荷增长适应能力强、可扩展性高。

该方案劣势：①增加设备维护量；②需进行配电站选址征地。

4.2 10kV中压线路建设规划

通过在A变电站沿线路A1、在B变电站沿线路B2新建10kV线路2条，总计40km左右，用以解决龙洋交界处低电压问题。

投资估算和建设成效：通过初步估算，在A变电站新增1条、B变电站新增2条10kV线路，投入资金1000万元左右。新增10kV线路实施后，10kV线路负载率低，经济性差，供电半径未改变，但可转移原线路末端负荷以解决低电压问题。

该方案优势：①维护量小；②无需进行变电站选址征地。

该方案劣势：①无法从根本上解决低电压问题；②为满足长距离送电，线路负载率低，经济成本高。

4.3 110kV或35kV常规标准变电站建设规划

规划在龙洋交界处新建110kV或35kV常规标准变电站，将缩短区域内10kV供电半径，提高该区域内电网的供电可靠性和电压合格率。拟新增1台10MWA主变，新建1条15km 110kV或35kV线路。

投资估算和建设成效：初步估算，在龙洋交界处新增110kV或35kV常规标准变电站，投资总额为1850万元或1400万元。该方案实施后，不仅能彻底解决电压质量问题，还能对该区域内高压配电网发挥一定支撑作用。

该方案优势：①缩短10kV供电半径；②可彻底解决中压线路末端低电压问题；③负荷增长适应能力强；④加强区域内高压配电网的网架结构。

该方案劣势：①投资成本高，经济性差；②增加设备维护量；③需进行配电站选址征地。

5 结论与建议

通过110kV电网建设规划方案、35kV配电化建设规划方案和10kV中压配电网建设规划方案的技术性和经济性对比分析研究，对于10kV供电半径超过15km，线路负荷超过200A（50%以上负荷均集中于线路末端），且负荷增长较为缓慢地区，规划建设35kV配电化变电站是可行的。通过本文论证，在龙洋交界处建设35kV配电化变电站明显优于其他两种方案，因此，在低负荷密度、中压配电网远距离供电的区域，从性价比角度考虑，选择新建35kV配电化变电站为最佳方案。

[1]国家电网公司企业标准：《农网 35kV配电化技术导则》（Q/ GDW 11019-2013）[S].

[2]国家电网公司.配电网规划设计技术导则[S].北京：中国电力出版社，2012．

[3]《电能质量供电电压允许偏差》（GB/T12325-2003）.

TM76

A

2095-2066（2016）34-0057-02

2016-11-14

陈 浩（1965-），男，国网黄石供电公司经济技术研究所所长，主要从事电力规划工作。