王再旺

摘 ?要 經(jīng)過多年的電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)，我國農(nóng)村電網(wǎng)基本形成以110kV和35kV為主干高壓配電網(wǎng)架，以10kV為主干中壓配電網(wǎng)架的配電網(wǎng)發(fā)展模式，農(nóng)村電網(wǎng)的供電可靠性得到大幅提升、電壓質(zhì)量得到有效改善。隨著人民經(jīng)濟生活水平的提高，農(nóng)村地區(qū)電力負(fù)荷不斷攀升，以往的配電網(wǎng)設(shè)施即將不能滿足用戶用電需求，但偏遠(yuǎn)地區(qū)農(nóng)村電網(wǎng)負(fù)荷密度低、高壓變電站布點少、中壓線路供電半徑長的現(xiàn)象仍然存在，若直接升壓為110kV電網(wǎng)供電，由于負(fù)荷總量偏低，將導(dǎo)致電網(wǎng)投資經(jīng)濟性較差。為解決偏遠(yuǎn)地區(qū)10kV供電線路過長導(dǎo)致的電壓質(zhì)量問題，國家電網(wǎng)公司提出建設(shè)35kⅤ配電化設(shè)施以提升供電質(zhì)量。

在農(nóng)村、山區(qū)等負(fù)荷密度不高的區(qū)域，如何發(fā)展35kV電網(wǎng)仍存在爭議，本文主要針對陜西省延安市某區(qū)域配電網(wǎng)建設(shè)方向進行研究，通過分析陜西省延安市地形地貌、電網(wǎng)分布情況，研究其配電網(wǎng)發(fā)展方向。在此基礎(chǔ)上運用經(jīng)濟比選及多目標(biāo)決策分析，與現(xiàn)狀35kV配電網(wǎng)形成對比，提出了配電網(wǎng)建設(shè)改造建議，從而確定配電網(wǎng)發(fā)展方向。

關(guān)鍵詞：供電方案;經(jīng)濟性;配電化;發(fā)展模式

緒 ?論

在農(nóng)村、山區(qū)等負(fù)荷密度不高的區(qū)域，35kV電網(wǎng)如何發(fā)展一直爭議不斷。陜西地貌覆蓋黃土高原、秦巴山脈以及關(guān)中平原，地形地貌多樣化，35k電網(wǎng)存在一定的保有量，所以研究35kV電網(wǎng)發(fā)展方式非常必要。

本文以陜西省延安市某區(qū)域為例，根據(jù)陜西配電網(wǎng)的發(fā)展特點，依據(jù)該地區(qū)地形地貌、電網(wǎng)建設(shè)情況，分析研究區(qū)域內(nèi)35kV電網(wǎng)建設(shè)方向，結(jié)合經(jīng)濟比選結(jié)果及多目標(biāo)決策分析，構(gòu)建35kV電網(wǎng)供電建設(shè)方案，明確35kV電網(wǎng)的發(fā)展方向。

1. 35kV電網(wǎng)配電化發(fā)展

根據(jù)國家電網(wǎng)公司發(fā)布《35kV配電化建設(shè)模式》中規(guī)定，35kV配電化變電站主要適用以下范圍：

負(fù)荷密度小于l00kW/km2的廣大山區(qū)，負(fù)荷以生活照明為主要用電的偏遠(yuǎn)農(nóng)村。

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

緊急臨時用電且現(xiàn)有10kV網(wǎng)絡(luò)難以滿足，而輸變電工程又無法在用戶要求時間內(nèi)建成投產(chǎn)的地區(qū)。

受地區(qū)環(huán)境限制，不會出現(xiàn)大動力工業(yè)負(fù)荷，根據(jù)區(qū)域規(guī)劃和預(yù)測，在未來較長時間內(nèi)負(fù)荷增長較為緩慢。

2. 陜西電網(wǎng)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(qū)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(qū)域：北部是黃土高原，中部是關(guān)中平原，南部是秦巴山區(qū)。其中，延安市位于陜北地區(qū)，地處黃河中游，黃土高原的中南地區(qū)，屬黃土高原丘陵溝壑區(qū)。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(shè)呈現(xiàn)“射線狀”分布。

延安市北部寶塔區(qū)作為延安市政治經(jīng)濟中心，路網(wǎng)建設(shè)比較發(fā)達(dá)，負(fù)荷分布均沿著公路網(wǎng)沿線展開，且負(fù)荷分布較為集中，呈現(xiàn)“射線狀”分布。配電線路沿公路網(wǎng)架設(shè)而成，北部地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)和市政建設(shè)、地貌分布匹配程度較高，110kV變電站已深入負(fù)荷中心，因此北部地區(qū)現(xiàn)狀電網(wǎng)多采用330/110/10/0.4kV降壓序列。

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

2.2 電網(wǎng)分布

在國網(wǎng)陜西省電力公司直供直管區(qū)域內(nèi)，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(nèi)配電網(wǎng)變電序列配置具有明顯南北差異，北部僅郊區(qū)及農(nóng)村建設(shè)35kV公用變電站。

1）北部電網(wǎng)建設(shè)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(wǎng)線路之間的聯(lián)絡(luò)較少，35kV電網(wǎng)建設(shè)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(shè)及經(jīng)濟發(fā)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(wǎng)建設(shè)，南部則建設(shè)有大量35kV電網(wǎng)。

4）城市道路建設(shè)及負(fù)荷分布差異較為明顯，北部負(fù)荷集中且路網(wǎng)發(fā)達(dá)，南部負(fù)荷分散且路網(wǎng)建設(shè)不完善。

通過上述分析可以得知：延安北部社會經(jīng)濟發(fā)展較快，現(xiàn)有35kV電網(wǎng)即將無法滿足用戶電力負(fù)荷需求;南部地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展較為緩慢，現(xiàn)有35kV電網(wǎng)可基本滿足用戶電力負(fù)荷需求;洛川、黃陵的高原溝壑區(qū)，部分區(qū)域10kV電力線路架設(shè)困難，且不滿足建設(shè)35kV常規(guī)站的條件，可適當(dāng)發(fā)展35kV配電站。

3. 供電方案經(jīng)濟性比選分析

本文采用經(jīng)濟技術(shù)優(yōu)化比選模型分別比選110kV變電站、35kV常規(guī)站兩種供電方案，并結(jié)合相關(guān)規(guī)范導(dǎo)則給出定性結(jié)論。

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

以中壓線路負(fù)荷矩計算為基礎(chǔ)，設(shè)定負(fù)荷初始值為3.2MW，在此基礎(chǔ)之上給出不同負(fù)荷增長率，計算至2030年之間的負(fù)荷值，并依據(jù)負(fù)荷發(fā)展周期負(fù)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(jié)合具體建設(shè)方案核算出綜合投資，針對不同建設(shè)方案進行經(jīng)濟性比較分析。

3.1 供電方案模型

1、110kV電網(wǎng)供電方案

3.2 供電方案比選

負(fù)荷初始值為3.2MW，在此基礎(chǔ)之上設(shè)定不同負(fù)荷增長率，計算至2030年之間的負(fù)荷值，設(shè)定35kV線路導(dǎo)線截面為LGJ-150，110kV線路導(dǎo)線截面為LGJ-300，并選取供電半徑在15km、20km、25km、30km范圍內(nèi)變化，依據(jù)負(fù)荷發(fā)展期中其變化量，擬定出相應(yīng)供電方案，再計算出不同供電距離下的年均投資。

經(jīng)計算，在不同負(fù)荷、不同供電半徑下得出35kV常規(guī)站、110kV變電站兩種供電方案的選用結(jié)果如下表。

在負(fù)荷滿足負(fù)荷矩要求且供電半徑小于15km時，選用10kV線路供電。在負(fù)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(fù)荷大于3.2MW且增長率低于7%時，可選用35kV常規(guī)站供電。在負(fù)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(wǎng)發(fā)展模式分析

首先，考慮D類供區(qū)負(fù)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(jù)多目標(biāo)決策分析指標(biāo)體系均方根偏差計算方法，對比各個方案加權(quán)總均方根偏差值，取加權(quán)總均方根偏差最小的方案為推薦方案，再以負(fù)載率進行校驗，綜合考慮取最優(yōu)建設(shè)方案。

4.1 案例分析

本區(qū)域路網(wǎng)建設(shè)相對發(fā)達(dá)，負(fù)荷分布集中。變電站平均負(fù)荷為4.51MW，預(yù)測增長率在11.3%，預(yù)測2030年35kV單座變電站供電區(qū)域預(yù)測負(fù)荷為18.14MW，供電線路長度8km。計算結(jié)果如下表所示。

經(jīng)分析，本區(qū)域初始負(fù)荷為4.51MW，平均供電線路長度為8公里，負(fù)荷矩超過25.98MW·km，則需要采用35kV或110kV變電站供電。根據(jù)負(fù)荷發(fā)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(shè)需求。

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

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

因此選取兩種建設(shè)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(jù)不同建設(shè)方案年費用計算方法，對兩種建設(shè)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(shè)方案年費用，推薦第二種建設(shè)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(jié)

通過對延安市某區(qū)域35kV配電網(wǎng)供電區(qū)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(qū)域目標(biāo)供電方案。并根據(jù)目標(biāo)方案與現(xiàn)狀35kV配電網(wǎng)形成對比分析，制定出與本區(qū)域相適應(yīng)的電網(wǎng)建設(shè)方案，為區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)提供指導(dǎo)方向。

通過方案比較及經(jīng)濟性比選分析，取消了本區(qū)域原有35kV變電站，升壓改造為110kV變電站承擔(dān)供電任務(wù)，以滿足負(fù)荷快速發(fā)展區(qū)域的供電需求。

5. 結(jié) ?論

通過對陜西省延安市某區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃方案經(jīng)濟性的對比分析，確定了延安市35kV配電網(wǎng)的發(fā)展模式。城郊區(qū)域采用35kV電網(wǎng)升壓改造發(fā)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(fù)荷中心;遠(yuǎn)郊區(qū)和農(nóng)村區(qū)域采用35kV常規(guī)化建設(shè)發(fā)展模式，保留現(xiàn)有35kV電網(wǎng)建設(shè)規(guī)模，不再新建35kV公用變電站，充分釋放原有電網(wǎng)的供電能力;邊遠(yuǎn)山區(qū)可適當(dāng)發(fā)展35kV配電化發(fā)展模式，山區(qū)以10kV線路作為主要供電設(shè)備，偏遠(yuǎn)區(qū)域適當(dāng)發(fā)展建設(shè)35kV配電化站，以保證居民用戶的用電需求和供電質(zhì)量。

參考文獻(xiàn)

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