賀一博，黃曉勇，郭瑞鋒，劉小波，郭 博

(國網(wǎng)陜西省電力有限公司商洛供電公司，陜西 商洛 726000)

0 引言

2021-08-06，國網(wǎng)陜西省電力公司和陜西省地方電力(集團)有限公司融合設立的國網(wǎng)陜西省電力有限公司揭牌成立，陜西電力開啟新征程。

兩網(wǎng)融合后，35 kV 電網(wǎng)規(guī)模迅速擴大，暴露出電網(wǎng)布局不合理、交叉供電、電網(wǎng)冗余、可靠性差等一系列問題。對此，需要全面整合兩網(wǎng)資源，充分挖掘電網(wǎng)潛力，提升設備利用效率，減少用戶停電時間，提升電網(wǎng)安全水平，強化電網(wǎng)本質安全與運行安全，為更好地構建新型電力系統(tǒng)，助力“碳達峰、碳中和”目標打下基礎。

因此，對于如何充分利用兩網(wǎng)資源，探索35 kV 電網(wǎng)的發(fā)展思路，制定接地氣的優(yōu)化方案，全面系統(tǒng)地回答“兩網(wǎng)融合”后35 kV 電網(wǎng)的發(fā)展優(yōu)化等問題，亟需開展專題研究，以便更好地從電網(wǎng)規(guī)劃源頭促進電網(wǎng)本質安全的提升。

1 35 kV 電網(wǎng)調研分析

1.1 調研分析結果

目前，35 kV 電壓等級在我國基本是在高壓配電網(wǎng)中使用，即通過35 kV/10 kV 變電站降壓后對中壓配電網(wǎng)供電。根據(jù)《配電網(wǎng)規(guī)劃設計技術導則》的規(guī)定，配電網(wǎng)主要電壓序列包括以下等級。

(1) 110 kV/10 kV/0.38 kV。

(2) 66 kV/10 kV/0.38 kV。

(3) 35 kV/10 kV/0.38 kV。

(4) 110 kV/35 kV/10 kV/0.38 kV。

(5) 35 kV/0.38 kV。

配電網(wǎng)電壓序列選擇應與輸電網(wǎng)電壓等級相匹配，市(縣)以上規(guī)劃區(qū)域的城市電網(wǎng)、負荷密度較高的縣城電網(wǎng)可選擇上述電壓等級序列1～3，鄉(xiāng)村地區(qū)可增加電壓等級序列4，偏遠地區(qū)經(jīng)技術經(jīng)濟比較后也可考慮采用電壓等級序列5。

經(jīng)過對某地區(qū)供電公司的調研，對其35 kV 電網(wǎng)提出的發(fā)展思路是：城區(qū)電網(wǎng)取消35 kV 電壓等級；縣城電網(wǎng)中以商業(yè)、居住為主的地區(qū)不再考慮35 kV 電壓等級，以工業(yè)負荷為主的地區(qū)保留35 kV 變壓序列，不再新增35 kV 公用變電站；農(nóng)村區(qū)域則保留35 kV 電網(wǎng)，新建110 kV 變電站均配置35 kV 變壓序列，適當發(fā)展35 kV 電網(wǎng)。

同時調研了三個地市公司，從供電區(qū)域來看，建議在A+，A，B 類區(qū)域逐步取消35 kV 電壓等級，現(xiàn)存35 kV 變電站逐漸升壓為110 kV 變電站；在C 類區(qū)域僅考慮35 kV 出線，不考慮35 kV 布點；D 類區(qū)域以農(nóng)村、山區(qū)為主，保留35 kV 電壓等級，考慮適當進行35 kV 變電站布點。

1.2 35 kV 電網(wǎng)面臨的問題

目前，35 kV 電網(wǎng)發(fā)展面臨著諸多不確定因素，尤其是陜西兩網(wǎng)融合以后，電網(wǎng)存在以下問題。

(1) 部分變電站布局不合理，高負荷密度區(qū)35 kV 變電站供電能力不足。

(2) 局部110 kV 與35 kV 變電站重復布點。

(3) 局部35 kV 變電站電源點來自同一區(qū)域供電的110 kV 變電站，導致兩座變電站均重載且無法有效轉移負荷。

(4) 35 kV 變電站功能定位不清晰，高負荷密度區(qū)和低負荷密度區(qū)均布點35 kV 變電站。

(5) 35 kV 電網(wǎng)網(wǎng)架薄弱、單線單變突出，設計標準低，設備老舊情況嚴重，導致電網(wǎng)安全運行壓力較大。

2 35 kV 電網(wǎng)技術經(jīng)濟性分析

2.1 35 kV 電網(wǎng)技術能力

目前，農(nóng)村電網(wǎng)(D 類供電區(qū))電壓序列為110 kV/35 kV/10 kV/0.38 kV，根據(jù)實際運行情況，供電距離主要受10 kV 中壓制約。10 kV 中壓配電網(wǎng)主要考慮供電能力和供電質量，因此，以10 kV 中壓配電網(wǎng)單環(huán)網(wǎng)(手拉手)典型接線方式為例，可根據(jù)導線電壓降求出負荷矩，從而得出不同線路距離與可輸送容量之間的關系。

導線電壓降為：

式中：P，Q分別為有功、無功，L為線路長度；R為線路電阻值；X為線路電抗值；R0為單位長度線路電阻值；X0為單位長度線路電抗值；ψ為功率因數(shù)角；Un為線路額定電壓。

由電壓降推出負荷矩為：

根據(jù)式(2) 得到10 kV 線路(JKLYJ-240，JKLYJ-150，JKLYJ-120)不同線路距離與可輸送容量之間的關系，如圖1所示。

圖1 10 kV 線路距離與輸送容量之間的關系

2.2 35 kV 電網(wǎng)造價水平

山區(qū)、農(nóng)村電網(wǎng)(D 類供電區(qū))負荷呈狹長分散、“樹枝”形分布，負荷整體較小，負荷密度較低。以現(xiàn)有供電模式為參考，結合山區(qū)、平原等不同地區(qū)電網(wǎng)典型造價，提出以下三種典型供電方案。

(1) 用電負荷在距離上級變電站15 km 以內時，根據(jù)負荷矩計算，在符合電壓降的基礎上，優(yōu)先采用10 kV 線路供電，導線一般采用JKLYJ-150。

(2) 采用35 kV 變電站供電。對于新建或改造35 kV 常規(guī)變電站，采用10 kV 出線供電、2×5 MVA 主變、LGJ-150 導線。

(3) 采用110 kV 變電站供電。對于新建或改造110 kV 變電站，采用10 kV 出線供電、2×31.5 MVA 主變、LGJ-300 導線。

采用最小費用法進行比選，比對參數(shù)涉及初始投資費用、運維費用、線損費用。計算項目投資采用年費用法。計算初始投資時需進行現(xiàn)值與年值轉換；其他費用為逐年發(fā)生費用，不用轉換。

(1) 初始投資費用。初始投資費用計算公式為：

式中：Cf(A)為初始投資的年值；Cf(P)為初始投資的現(xiàn)值；n為經(jīng)濟使用壽命，取20年；a為折現(xiàn)率，取10 %。

(2) 運維費用。35 kV 常規(guī)變電站及線路、110 kV 變電站及線路年運維費用均取初始投資的6 %。

(3) 線損費用。線損費用計算公式為：

式中：I為線路最大電流，r為線路導線電阻率，L為線路長度，τmax為最大負荷損耗小時數(shù)。

經(jīng)過測算，110 kV 和35 kV 供電方案造價情況見表1。

表1 110 kV 和35 kV 供電方案對比

2.3 35 kV 電網(wǎng)典型應用場景

為便于分析35 kV 電網(wǎng)，選取S 縣作為典型場景。S 縣地處某山區(qū)東段南麓，境內既有川道、塬區(qū)和山區(qū)，人口、面積、用電負荷和電網(wǎng)資源均處于全市中游水平，主要存在偏遠山區(qū)低電壓、局部設備重載、局部單電源等問題。

對于低電壓地區(qū)可考慮采用方案1、方案2 或方案3，比對結果見表2；對于設備重載地區(qū)可考慮采用方案2 和方案3，比對結果見表3。

表2 低電壓地區(qū)方案

表3 重過載地區(qū)方案

由表2，3 分析可看出，對于距離上級電源點遠、長期存在低電壓的地區(qū)，10 kV 供電距離太長，供電質量不能滿足要求，而新建110 kV 變電站投資較大，且選址困難，新建35 kV 變電站則可解決供電要求，且經(jīng)濟性較好；對于設備重載問題，針對35 kV 變電站能滿足遠期用電需求的地區(qū)，可對35 kV 變電站實施增容改造、擴建，該策略適宜農(nóng)村地區(qū)，可解決農(nóng)村地區(qū)用電負荷增長問題。

3 35 kV 電網(wǎng)優(yōu)化思路

3.1 35 kV 電網(wǎng)發(fā)展適應性

110 kV 變電站側重于為城市、縣城城區(qū)、下級電網(wǎng)提供支撐，兼顧供電距離內10 kV 負荷，在負荷較大、10 kV 出線回路較多的地區(qū)，可采用110 kV 供電；35 kV 變電站側重于為農(nóng)村地區(qū)提供電源，縮短10 kV 供電距離，為偏遠山區(qū)提供電力支持；在負荷增速較慢、10 kV 回路出線需求數(shù)不多的地區(qū)，可采用35 kV 供電。

3.2 35 kV 電網(wǎng)優(yōu)化策略

35 kV 變電站主要功能為農(nóng)村地區(qū)(D 類區(qū)域)提供電力支持，解決礦產(chǎn)負荷接入、局部低電壓等問題，避免110 kV 造價高、占地大的缺點，縮短10 kV 供電距離，有效體現(xiàn)電網(wǎng)效率效益，其分區(qū)發(fā)展思路詳見表4。

表4 35 kV 電網(wǎng)分區(qū)發(fā)展思路

35 kV 變電站發(fā)展策略。按“升、退、留、改、新”思路優(yōu)化35 kV 電網(wǎng)。

(1) 對在運且具備升壓條件的35 kV 變電站進行就地或異地升壓。

(2) 對重復布點區(qū)域進行退役。

(3) 對處于負荷發(fā)展中期、負載率高的單變變電站進行增容改造或者擴建。

(4) 對末端低電壓地區(qū)，優(yōu)先采用10 kV 解決，適當新增35 kV 變電站布點。

(5) 滿足用電需求、負荷增速較慢的偏遠地區(qū)變電站予以保留，后期視負荷發(fā)展情況進行優(yōu)化。

(6) 充分考慮分布式電源、大負荷的接入需求，保留相應的35 kV 電壓等級，做好分布式新能源和儲能項目的接入、送出工作，實現(xiàn)源、網(wǎng)、荷、儲的協(xié)調發(fā)展。

4 35 kV 電網(wǎng)優(yōu)化規(guī)劃方案

4.1 35 kV 電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀

陜西省某縣電網(wǎng)融合后，存在5 座110 kV 變電站、17 座35 kV 變電站，其中一座為用戶變。該縣電網(wǎng)存在局部低電壓、串供變電站、單線單變、布局不合理、局部可靠性較低等問題，可能會引發(fā)電網(wǎng)五級、六級事件，電網(wǎng)安全水平較差。

4.2 35 kV 規(guī)劃方案

根據(jù)對該縣所有變電站進行經(jīng)過逐一論證分析，并結合該地區(qū)電網(wǎng)運行現(xiàn)狀，制定了35 kV 變電站發(fā)展思路(見表5)。

表5 某縣35 kV 電網(wǎng)發(fā)展思路

通過實施35 kV 發(fā)展策略，該地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架結構將趨于合理化，其電網(wǎng)結構前后對比情況如圖2，3所示。

圖2 陜西某縣電網(wǎng)分布

圖3 陜西某縣電網(wǎng)終期網(wǎng)架規(guī)劃

(1) 通過35 kV q 變布點，可解決局部低電壓問題。

(2) 通過CC 變T 改π 線路工程，可形成CC變—d 變—c 變—AA 變和CC 變—e 變—b 變—AA 變標準單鏈結構。

(3) 通過i 變增容改造和g 變擴建工程，可形成CC 變—h 變—i 變—EE 變單鏈結構和CC 變—g 變—f 變—CC 變單環(huán)結構，解決單線單變問題。

(4) 通過DD 變送出工程，可形成DD 變—k變—l 變—EE 變單鏈結構，解決變電站串供問題。

(5) 通過p 變(距離BB 變不足500 m)退役，提升BB 變帶負荷能力，解決電網(wǎng)冗余問題。

(6) 通過nn 變升壓工程，可解決m 變、n 變、j 變布局不合理，以及供電可靠性不高的問題，進一步提升電網(wǎng)安全水平。

4.3 35 kV 發(fā)展成效

規(guī)劃期間共退役35 kV 變電站1 座，增容變電站2 座，加強35 kV 網(wǎng)架結構5 項，新增35 kV變電站1 項，主變N-1 通過率由2021年65.82 %提高到2025年83.35 % (含用戶變)，線路N-1 由2021年41.18 %提高到95.83 % (含用戶變)，供電可靠性得到了極大提升。隨著線路N-1 的提升，減少了全站停電的風險，減少了電網(wǎng)五、六級事件的發(fā)生概率，為電網(wǎng)運行安全和本質安全打下了基礎，進一步提升了電網(wǎng)安全水平。

5 結束語

兩網(wǎng)深度融合后，35 kV 電網(wǎng)應制定接地氣、符合實際的發(fā)展策略，以“升、退、留、改、新”思路優(yōu)化35 kV 電網(wǎng)，根據(jù)不同的供電分區(qū)和負荷發(fā)展階段制定相應的策略，不斷優(yōu)化電網(wǎng)網(wǎng)架，從規(guī)劃源頭促進電網(wǎng)本質安全以及電網(wǎng)運行安全水平的提升。