基于B类分区的高压配电网发展规划研究

靳慧龙，孙 琦，汪庭浩

(1.国网内蒙古东部电力有限公司，内蒙古 呼和浩特 010020；2.辽宁人防指挥信息保障中心，辽宁 沈阳 110032)

2012年，国家电网公司先后颁布了《配电网规划设计技术导则》(Q/GDW1738—2012)[1](以下简称《导则》)、配电网典型供电模式等技术标准，统一了配电网规划发展主要技术原则。在依据上述技术标准编制配电网规划，开展配电网项目可研及建设改造的过程中，由于地域特点及发展阶段差异，仍存在标准范围较难把握、原则指导范围较粗等问题。为此，针对蒙东地区实际情况及发展需求，国网内蒙古东部电力有限公司编制出台了《蒙东电网发展及技术装备原则(中低压)》[2]，细化了配电网规划应执行的原则及标准。

为进一步梳理中心城区的目标网架，达到投资省、见效快、利息最大化的目标，本文根据中心城区配电网规划的实际需求，主要进行电网现状分析、电力需求预测、高压配电网规划原则等几方面工作，针对性提出规划原则、电网安全性原则、联络线规划、新建工程电网结构及改造工程供电方式等操作细则，具有重要的指导意义及实用价值。

1 中心城区电网现状及负荷预测

1.1 电网现状

蒙东地区由赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔三市一盟构成，共辖41个旗县市区。依据《导则》中相关技术条款要求，蒙东供电区共划分为四类供电区，分别为B、C、D、E。其中，B类供电区共18个，供电面积553.95 km2，占蒙东总供电面积的0.25%；全社会用电量185万kWh，占蒙东地区的44.306%；最大负荷1 265.28 MW，占蒙东地区的26.71%；用户数102.44万户，占蒙东地区的19.44%。

本次以某市中心城区为例，进行分析研究。截止2015年，该市中心城区共有220 kV变电站3座，容量分别为360 MVA、360 MVA、240 MVA。66 kV变电站16座，总容量1 007 MVA，变电站平均容量62.94 MVA；共有66 kV线路41条，总计280.12 km，其中链式结构21条，占比51.21%；双辐射结构18条，占比43.9%；单辐射结构2条，占比4.8%；共有电厂1座，装机容量84 MW，最大送出能力70 MW，主城区2015年底最大供电负荷365 MW。

目前，该城区电网存在的主要问题一是负荷分布不均衡，造成主供旧城区的2座220 kV变电站接近满载；二是部分线路供电压力较大，存在多条小线径导线，输送能力不足。

1.2 负荷预测

参考城市总体规划，依据该城区2015—2030年发展规划，采用空间负荷密度预测方法，针对不同地块的用地性质，逐项测算负荷及负荷密度，进而总计得到该中心城区饱和负荷密度下的用电负荷(计及同时率0.7)。2030年该中心城区负荷达到1 455.6 MW，年均增长率为9.65%。通过负荷增长率推算，预计2020年该中心城区负荷达到615.89 MW。

从电力平衡情况来看，该市66 kV负荷较大而电源容量不足，随着地区负荷的增长，地区电力缺额明显。需要220 kV变电站下送供电容量逐年递增。经计算，2018年后该地区220 kV变电容量不足以支撑负荷供电可靠性要求，且逐年加剧，按照容载比2.0计算，到2020年，220 kV层面将有222 MVA的容量缺额；66 kV层面将有549 MVA的容量缺额，需要新增220 kV布点及合理规划建设66 kV变电站。电力平衡情况如表1所示。

表1 中心城区电网220/66 kV层电力平衡表

2 高压配电网规划原则

2.1 规划原则

依托城区整体规划，以满足现有和新增负荷供电需要为第一要务，合理划分供电范围，保证上级变电站电源充足。以保证电网运行安全性为重要约束条件，优化供电模式，加强10 kV电网建设力度，逐步实现220/66/10 kV“强、简、强”的网架发展思路。

以各220 kV变电站为中心，形成独立、明确的66 kV供电系统。各66 kV供电系统在正常方式下分区(供电区)、分片运行，各系统相对独立运行。各系统间有条件的保留或建设新的备用联络线，具备事故下相互支援的能力。市区重要变电站变电站形成10(20)kV实现手拉手坚强网络，故障后支持上级电网。

受变电站站点分布，进出线走廊和220 kV变电站66 kV出口资源限制，为保证安全充足可靠供电，城区66 kV网架以双回链式和辐射供电方式为主。

对已经形成的链式结构在具备联络能力的情况下尽量保持原有接线，以保证供电可靠性。对已不具备联络功能的联络线，可在10 kV网络足够坚强的前提下采取线路打断措施，实行两侧供电模式达到提高供电能力的目的。

66 kV变电站主接线在满足运行要求的基础上尽量简化，变电站进出线数按实际需要配置。为充分利用通道，城区内高压配电线路应尽量采用同杆双回路架设或多回路架设，必要时可以适当采用电缆进线。

2.2 电网安全性原则

特别重要变电站(一类负荷与特殊负荷)失去任1回进线或1台变压器时，必须保证向下一级配电网供电，不损失负荷。

重要变电站1回进线或变电站中1台变压器发生故障停运时，能通过66 kV或10 kV线路带出重要负荷。

一般重要变电站1回进线或变电站中1台变压器发生故障停运时，可以在一定时段内损失负荷，但是应在规定时间内恢复供电。

2.3 联络线规划

在220 kV网架尚未发展到足够坚强的情况下，就近的220 kV变电站之间建立必要的、容量较充裕的66 kV联络线。城区内220 kV变电站一般具有1～2回联络线通道；市郊供电区至少有1回联络线通道。联络线应具备足够的事故转带能力。

不设专用联络线，市区220 kV变电站之间的66 kV联络线一般T(π)接2座66 kV变电站，市郊66 kV联络线根据容量可T(π)接3座及以下66 kV变电站。

市区220 kV变电站之间的66 kV联络线规模采用双回线路，由两侧220 kV变电站各带一条线路运行(或一侧带负荷一侧备用)，避免电磁环网，带有重要负荷变电站10 kV侧应满足负荷互带要求。

随着220 kV电网的加强以及220 kV变电站布点和主变压器台数的增加，66 kV联络线的功能定位适时调整。在不影响安全可靠、运行灵活的情况下，通过分析计算，对现已运行的、备用容量不足、并对经济运行影响较大的拉手线路进行打断运行。对经济运行影响不明显、无T接及一个T接点的拉手线路，以拉手线路所带变电站供电可靠性和运行灵活性为主，维持拉手线路运行。

随着负荷发展，若某条联络线已不具备联络功能，可采取解列联络线两侧带变电站负荷措施来提高输送能力，但须同时加强该线路上原变电站间的10 kV联络能力。针对主接线为线变组的变电站，10 kV侧采用分段开关加装备自投的方式，同时加强相邻变电站之间的10 kV拉手，在变电站故障情况下能通过10 kV转带全部一、二类负荷。

2.4 新建工程电网结构

66 kV电网新建工程根据发展阶段、地域特性，推荐采用双回路放射状、双电源联络线和双环网3种主要的供电方式，个别负荷密度特别高的区域可考虑采取三线三变方式供电。

目前，主推双电源联络线供电方式(见图1)：两侧220 kV变电站各带1条线路，66 kV变电站接受来自2个不同系统的电源，母线一般采用线变组接线，特别重要的变电站或枢纽变电站采用单母线分段接线方式。双电源联络线一般具有2回联络线，串带变电站一般不超过2座，容量较小的变电站不宜超过3座。

图1 双电源联络线供电方式

2.5 电网改造工程供电方式

弱化枢纽变电站的功能和作用。对系统中已形成的具有多回进出线的66 kV枢纽变电站(66 kV母线为双母线或单母线接线)，在条件具备时减少其66 kV进出线，削弱其枢纽变电站地位和作用，逐步过渡为配送负荷的一般变电站。

根据电网实际需要，将部分重要变电站66 kV由T接方式改为π接方式，但要严格控制改造数量。

加强单端辐射供电系统的供电可靠性。对由1条66 kV线路辐射供电的接线方式，可根据电网结构采取如下措施提高其供电可靠性，用于城区周边对供电可靠性有一定要求的变电站。

a. 形成两端电源单线路供电方式(见图2)。将分别由不同220 kV变电站供电的2条66 kV线路辐射供电系统在合适的位置对接，同时将具备条件的部分T接变电站改为π接。

b. 形成双电源放射型供电方式。对66 kV线路线径细，T接负荷重且无法形成以上2种接线的单端辐射供电系统，考虑建设第2条66 kV线路，形成双电源放射型供电方式。

图2 两端电源单线路供电方式

部分变电站现接线方式为单母线或单母线带旁路接线，无法实现分列供电。在制订改造方案时应先考虑增加分段开关，若由于场地、运行安全原因确实无法实现，需要加强其10 kV“手拉手”建设。

3 结束语

通过对典型B类分区城市的高压配电网研究，提出了具有针对性、精细化及实用化的高压配电网规划原则。结合地区特点，综合考虑可靠性及经济型，明确指出现阶段宜采用220/66/10 kV“强、简、强”、“双电源联络线供电、66 kV变电站线变组接线T接”的规划原则，对配电网规划落地具有现实的指导意义。

依据该研究成果，进一步明晰B类分区配电网网架推荐结构、变电站和线路建设标准、变电站主接线方式、联络线建设标准及运行方式，进而确定了该城区未来配电网总体建设规模，优化了建设项目及时序安排。同时有效促进简化电网结构、降低损耗，提高供电能力，对地区电网的发展和建设具有指导作用。