太原南郊电网存在的问题及改进措施

周静敏

（太原南郊供电支公司，山西 太原 030032）

1 南郊电网现状

南郊电网是太原电网的重要组成部分，南郊电网位于太原电网的中部，是太原电网联系北部、南部和东部电网的枢纽，是太原电网的负荷中心，供电区域总面积663 km2。南郊电网周围已形成以小店220 kV，索村、南畔两座110 kV站为支撑点的双环网，是太原电网主网网架的重要组成部分。正常情况下，南郊电网经110 kV晋索、索清双回线从西北部太原电网受电，110 kV薛吴1#、薛吴2#线从东北部太原电网受电，35 kV下庄1#线、下庄2#线从东部太原电网受电，形成穿越南郊电网向东、向南供电的格局。

南郊电网所辖变电站5座，主变10台，总容量217 MVA，其中，110 kV变电站1座；35 kV变电站4座，10 kV开闭所3座，变电站全部实现了N-1的供电模式，从该意义上，保证了对用户供电的可靠性。且全部实现无人值班，35 kV输电线路49.3 kM/7条；10 kV配电线路659 kM/54条。

1.1 网架概况

南郊电网中110 kV南畔变电站电源进线从220 kV小店变电站至110 kV大吴变电站110 kV薛吴线双T接进南畔变电站，主变容量为50 000 kVA/2台；110 kVGIS为六氟化硫全封闭组合电器；10 kV共16回出线，最终出线24回；为无人值班变电站，五防采用珠海优特生产UT2000三屏合一五防屏，实现了“四遥”功能；主供富士康、33所等企业的生产及生活用电，为小店经济技术开发区招商引资和地方经济的快速发展提供了强有力的保障。

35 kV下庄变电站位于太原市小店城东南，主供太原市经济技术开发区、小店城镇及周边农村用电负荷，现有主变20 000+16 000 kVA/2台，35 kV进线2回，开关4台，10 kV出线9回，电容器2组，容量2*2 400 kV，月供电量700 kW/h时，最大负荷19 400 kW，为无人值班变电站。

35 kV刘家堡变电站位于太原市小店区刘家堡村西北，距小店城镇17 km，站内有主变2台，总容量10 000+8 000 kVA，35 kV进出线2回；10 kV出线6条，电容器2组，容量1 200+600 kV，主供刘家堡乡工农业生产和居民生活用电。最大负荷达10000kV，月供电量360万kW/h，为无人值班变电站。

35 kV北格变电站位于太原市小店区北格镇东北，距小店镇15 km。现在站内有主变10 000+16 000 kVA/2台，35 kV进出线2回，10 kV出线6回，10 kV无功补偿装置2组，共1 200 kV。主供北格镇工农业生产和居民生活用电，月供电量430万kW/h，最大负荷10 400 kV，为无人值班变电站。

35 kV黄陵变电站位于太原市小店区黄陵乡黄陵村西，距小店城镇4 km。主变容量为35 000 kVA/2台，35 kV进线2回，出线2回，10 kV出线10回，增加了母线备自投，保证了供电可靠性。为小店区招商引资和地方经济的快速发展提供了强有力的保障。主供黄陵乡、开发区工农业生产和居民生活用电，平均负荷达18 000 kV。

南郊电网中110 kV南畔站由薛吴1#、2#线双供，35 kV刘家堡、北格、下庄、黄陵变电站分别由110 kV索村站的35 kV索刘线及220 kV小店变电站的35 kV北格线、下庄1#、2#线、黄陵1#、2#供电。其中，刘家堡站和北格站由35 kV刘北线环带，确保了南郊电网所属5座变电站从电源上满足了N－1的原则，从该意义上，保证了对用户供电的可靠性。

2 南郊电网存在的主要问题

2.1 南郊电网负荷情况

随着太原经济发展的西进南移，南郊电网用电负荷逐年增长，电力需求旺盛，用电负荷持续增长，电网发展与经济发展对电力的需求之间还存在着相当大的差距，出现主变满载或超载现象，制约经济发展。

表1 2009年各变电站容载比（负荷与容量之比）

（1）根据表1数据可见，最大负荷与容量之比较大的变电站有南畔、黄陵、下庄站、北格；平均负荷与容量之比接近50%的变电站有南畔、黄陵、下庄，这些站正常情况下很难安排一台主变检修，否则必须进行拉闸限电。小店、黄陵地区应尽快增设电源点，从而缓解下庄站、黄陵站主变满载局面；东蒲站应尽快建成，以缓解北格站、刘家堡站的进线线路过负荷问题。

（2）北格、刘家堡变电站由于环保治理造成部分企业停产，主变负荷较轻，保电期过后可考虑安排一台主变运行，另一台主变热备。

2.2 网架及运行分析

（1）网架结构不合理。110 kV南畔站、35 kV黄陵站、35 kV下庄站的两回电源进线，35 kV北格站、10 kV小店开闭所一回电源进线出自同一变电站（只有北格站负荷可以转移），当上级变电站出现故障时，容易造成变电站全停事故。建议：十一五规划中南浦变电站尽快安排建设，以解决网架不合理问题

（2）黄陵站变压器负载率已达110.4%以上，无备用容量，更无法适应当地负荷变化及运行方式的变化。建议：①1#主变更换为20 MVA变压器，重新进行负荷分配。②安排110kV东太堡变电站附近线路倒接，如（太堡线、南郊1#线、修造线）。③客服中心控制新增负荷增长。

（3）下庄站1#、2#变压器负载率已达102.53%，该地区负荷增长迅速，建议增设电源点，以满足迅速增长的负荷需求。建议：110 kV杨庄站、恒大站加快建设进度，提前送电。

（4）35 kV北格线、35 kV索刘线（LGJ-120导线）在系统运行方式变更时会出现过载，北格、刘家堡站附近需要增设电源点，对35 kV变电站进线电源进行改造，解决停电倒方式问题，同时应加大导线的输送功率，提高供电可靠性。

（5）南郊区域电网现35 kV变电站已全部实现无人值班，35 kV黄陵变电站仍有1台主变无法实现有载调压，还有北格站、刘家堡站综自装置无法实现有载调压，建议更换有载调压变压器和进行装置改造。

（6）个别10 kV出线满负荷或过负荷运行，特别是10 kV电子线最大载流量为500 A，实际最大负荷可以达到598.04 A。10 kV大马线最大电流达到650 A（额定电流600 A），严重威胁设备安全运行并制约地方经济发展，建议进行分线改造。

（7）老旧设备给运行带来安全隐患。①下庄站、北格站、刘家堡站的10 kV高压开关柜仍为GGA型。②黄陵站、刘家堡站的1#主变均已超过15年运行，且为铝绕组、薄绝缘、无载调压。

（8）运行人员短缺、年龄结构老化。随着新设备及新技术的不断投入使用，运行人员年龄结构问题日趋明显，掌握新技术、操作新设备、运用新管理的培训时间长，接受速度慢。目前，操作队管辖1个110 kV变电站、4座35 kV变电站、1座10 kV开闭所，运行人员只有9人，随着新建变电站的投运，人员将更加短缺。

（9）备品备件严重短缺，特别是通信、自动化、保护装置，基本上没有配件，给系统安全运行造成很大隐患。试验仪器仪表陈旧，跟不上设备的更新换代，至使一些设备的必要试验无法进行，给系统安全运行造成一定隐患。

（10）由于系统接地时，拉路选检接地影响供电可靠性，建议变电站装设自动选检接地装置。

（11）10 kV双塔1#线、太堡线、南郊1#线、修造线等线路归属权混杂，协调配合困难。

（12）同一地区内同一电压等级线路存在交叉或平行架设，容易引发由于用户的私拉乱接引发倒送电。（如高新区内）

2.3 应急措施及预案

针对电网存在的一些主要问题，制定了南郊电网预防大面积停电措施、防止误调度措施、安全风险防范和控制措施及各站事故应急处理预案（详见南郊地区电网事故应急处理预案）。

3 南郊电网建设与改造思路与目标

（1）建议更换黄陵1、2#主变或对1、2#主变增容，结合新投产的110 kV及以上变电站布点，改善辖区35 kV变电站的电源点问题，确保双电源供电可靠性。

（2）建议新分配人员或岗位招聘人员充实变电运行岗位，弥补运行人员的短缺。

（3）加强人员的专业培训，有针对性地进行现场学习和新知识培训。

（4）加快新建变电站的投产速度，解决线路供电半径大，末端电压低的问题，提高供电可靠性。同时争取110 kV北营站的尽快建设，以满足黄陵地区负荷增长需求。

（5）更换10 kVGGA型老旧高压开关柜。

（6）配置必要的通信、自动化、保护专业的备品备件。

（7）对于线路归属混乱可按就近属地管理原则分配线路管理限；而对于线路存在平行架设或交叉跨越问题建议客服中心，计划处在安排供电时尽量不要采取交叉、跨越。