35kV电网本质安全提升研究

贺一博，黄晓勇，郭瑞锋，刘小波，郭 博

(国网陕西省电力有限公司商洛供电公司，陕西 商洛 726000)

0 引言

2021-08-06，国网陕西省电力公司和陕西省地方电力(集团)有限公司融合设立的国网陕西省电力有限公司揭牌成立，陕西电力开启新征程。

两网融合后，35 kV 电网规模迅速扩大，暴露出电网布局不合理、交叉供电、电网冗余、可靠性差等一系列问题。对此，需要全面整合两网资源，充分挖掘电网潜力，提升设备利用效率，减少用户停电时间，提升电网安全水平，强化电网本质安全与运行安全，为更好地构建新型电力系统，助力“碳达峰、碳中和”目标打下基础。

因此，对于如何充分利用两网资源，探索35 kV 电网的发展思路，制定接地气的优化方案，全面系统地回答“两网融合”后35 kV 电网的发展优化等问题，亟需开展专题研究，以便更好地从电网规划源头促进电网本质安全的提升。

1 35 kV 电网调研分析

1.1 调研分析结果

目前，35 kV 电压等级在我国基本是在高压配电网中使用，即通过35 kV/10 kV 变电站降压后对中压配电网供电。根据《配电网规划设计技术导则》的规定，配电网主要电压序列包括以下等级。

(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。

配电网电压序列选择应与输电网电压等级相匹配，市(县)以上规划区域的城市电网、负荷密度较高的县城电网可选择上述电压等级序列1～3，乡村地区可增加电压等级序列4，偏远地区经技术经济比较后也可考虑采用电压等级序列5。

经过对某地区供电公司的调研，对其35 kV 电网提出的发展思路是：城区电网取消35 kV 电压等级；县城电网中以商业、居住为主的地区不再考虑35 kV 电压等级，以工业负荷为主的地区保留35 kV 变压序列，不再新增35 kV 公用变电站；农村区域则保留35 kV 电网，新建110 kV 变电站均配置35 kV 变压序列，适当发展35 kV 电网。

同时调研了三个地市公司，从供电区域来看，建议在A+，A，B 类区域逐步取消35 kV 电压等级，现存35 kV 变电站逐渐升压为110 kV 变电站；在C 类区域仅考虑35 kV 出线，不考虑35 kV 布点；D 类区域以农村、山区为主，保留35 kV 电压等级，考虑适当进行35 kV 变电站布点。

1.2 35 kV 电网面临的问题

目前，35 kV 电网发展面临着诸多不确定因素，尤其是陕西两网融合以后，电网存在以下问题。

(1) 部分变电站布局不合理，高负荷密度区35 kV 变电站供电能力不足。

(2) 局部110 kV 与35 kV 变电站重复布点。

(3) 局部35 kV 变电站电源点来自同一区域供电的110 kV 变电站，导致两座变电站均重载且无法有效转移负荷。

(4) 35 kV 变电站功能定位不清晰，高负荷密度区和低负荷密度区均布点35 kV 变电站。

(5) 35 kV 电网网架薄弱、单线单变突出，设计标准低，设备老旧情况严重，导致电网安全运行压力较大。

2 35 kV 电网技术经济性分析

2.1 35 kV 电网技术能力

目前，农村电网(D 类供电区)电压序列为110 kV/35 kV/10 kV/0.38 kV，根据实际运行情况，供电距离主要受10 kV 中压制约。10 kV 中压配电网主要考虑供电能力和供电质量，因此，以10 kV 中压配电网单环网(手拉手)典型接线方式为例，可根据导线电压降求出负荷矩，从而得出不同线路距离与可输送容量之间的关系。

导线电压降为：

式中：P，Q分别为有功、无功，L为线路长度；R为线路电阻值；X为线路电抗值；R0为单位长度线路电阻值；X0为单位长度线路电抗值；ψ为功率因数角；Un为线路额定电压。

由电压降推出负荷矩为：

根据式(2) 得到10 kV 线路(JKLYJ-240，JKLYJ-150，JKLYJ-120)不同线路距离与可输送容量之间的关系，如图1所示。

图1 10 kV 线路距离与输送容量之间的关系

2.2 35 kV 电网造价水平

山区、农村电网(D 类供电区)负荷呈狭长分散、“树枝”形分布，负荷整体较小，负荷密度较低。以现有供电模式为参考，结合山区、平原等不同地区电网典型造价，提出以下三种典型供电方案。

(1) 用电负荷在距离上级变电站15 km 以内时，根据负荷矩计算，在符合电压降的基础上，优先采用10 kV 线路供电，导线一般采用JKLYJ-150。

(2) 采用35 kV 变电站供电。对于新建或改造35 kV 常规变电站，采用10 kV 出线供电、2×5 MVA 主变、LGJ-150 导线。

(3) 采用110 kV 变电站供电。对于新建或改造110 kV 变电站，采用10 kV 出线供电、2×31.5 MVA 主变、LGJ-300 导线。

采用最小费用法进行比选，比对参数涉及初始投资费用、运维费用、线损费用。计算项目投资采用年费用法。计算初始投资时需进行现值与年值转换；其他费用为逐年发生费用，不用转换。

(1) 初始投资费用。初始投资费用计算公式为：

式中：Cf(A)为初始投资的年值；Cf(P)为初始投资的现值；n为经济使用寿命，取20年；a为折现率，取10 %。

(2) 运维费用。35 kV 常规变电站及线路、110 kV 变电站及线路年运维费用均取初始投资的6 %。

(3) 线损费用。线损费用计算公式为：

式中：I为线路最大电流，r为线路导线电阻率，L为线路长度，τmax为最大负荷损耗小时数。

经过测算，110 kV 和35 kV 供电方案造价情况见表1。

表1 110 kV 和35 kV 供电方案对比

2.3 35 kV 电网典型应用场景

为便于分析35 kV 电网，选取S 县作为典型场景。S 县地处某山区东段南麓，境内既有川道、塬区和山区，人口、面积、用电负荷和电网资源均处于全市中游水平，主要存在偏远山区低电压、局部设备重载、局部单电源等问题。

对于低电压地区可考虑采用方案1、方案2 或方案3，比对结果见表2；对于设备重载地区可考虑采用方案2 和方案3，比对结果见表3。

表2 低电压地区方案

表3 重过载地区方案

由表2，3 分析可看出，对于距离上级电源点远、长期存在低电压的地区，10 kV 供电距离太长，供电质量不能满足要求，而新建110 kV 变电站投资较大，且选址困难，新建35 kV 变电站则可解决供电要求，且经济性较好；对于设备重载问题，针对35 kV 变电站能满足远期用电需求的地区，可对35 kV 变电站实施增容改造、扩建，该策略适宜农村地区，可解决农村地区用电负荷增长问题。

3 35 kV 电网优化思路

3.1 35 kV 电网发展适应性

110 kV 变电站侧重于为城市、县城城区、下级电网提供支撑，兼顾供电距离内10 kV 负荷，在负荷较大、10 kV 出线回路较多的地区，可采用110 kV 供电；35 kV 变电站侧重于为农村地区提供电源，缩短10 kV 供电距离，为偏远山区提供电力支持；在负荷增速较慢、10 kV 回路出线需求数不多的地区，可采用35 kV 供电。

3.2 35 kV 电网优化策略

35 kV 变电站主要功能为农村地区(D 类区域)提供电力支持，解决矿产负荷接入、局部低电压等问题，避免110 kV 造价高、占地大的缺点，缩短10 kV 供电距离，有效体现电网效率效益，其分区发展思路详见表4。

表4 35 kV 电网分区发展思路

35 kV 变电站发展策略。按“升、退、留、改、新”思路优化35 kV 电网。

(1) 对在运且具备升压条件的35 kV 变电站进行就地或异地升压。

(2) 对重复布点区域进行退役。

(3) 对处于负荷发展中期、负载率高的单变变电站进行增容改造或者扩建。

(4) 对末端低电压地区，优先采用10 kV 解决，适当新增35 kV 变电站布点。

(5) 满足用电需求、负荷增速较慢的偏远地区变电站予以保留，后期视负荷发展情况进行优化。

(6) 充分考虑分布式电源、大负荷的接入需求，保留相应的35 kV 电压等级，做好分布式新能源和储能项目的接入、送出工作，实现源、网、荷、储的协调发展。

4 35 kV 电网优化规划方案

4.1 35 kV 电网发展现状

陕西省某县电网融合后，存在5 座110 kV 变电站、17 座35 kV 变电站，其中一座为用户变。该县电网存在局部低电压、串供变电站、单线单变、布局不合理、局部可靠性较低等问题，可能会引发电网五级、六级事件，电网安全水平较差。

4.2 35 kV 规划方案

根据对该县所有变电站进行经过逐一论证分析，并结合该地区电网运行现状，制定了35 kV 变电站发展思路(见表5)。

表5 某县35 kV 电网发展思路

通过实施35 kV 发展策略，该地区电网网架结构将趋于合理化，其电网结构前后对比情况如图2，3所示。

图2 陕西某县电网分布

图3 陕西某县电网终期网架规划

(1) 通过35 kV q 变布点，可解决局部低电压问题。

(2) 通过CC 变T 改π 线路工程，可形成CC变—d 变—c 变—AA 变和CC 变—e 变—b 变—AA 变标准单链结构。

(3) 通过i 变增容改造和g 变扩建工程，可形成CC 变—h 变—i 变—EE 变单链结构和CC 变—g 变—f 变—CC 变单环结构，解决单线单变问题。

(4) 通过DD 变送出工程，可形成DD 变—k变—l 变—EE 变单链结构，解决变电站串供问题。

(5) 通过p 变(距离BB 变不足500 m)退役，提升BB 变带负荷能力，解决电网冗余问题。

(6) 通过nn 变升压工程，可解决m 变、n 变、j 变布局不合理，以及供电可靠性不高的问题，进一步提升电网安全水平。

4.3 35 kV 发展成效

规划期间共退役35 kV 变电站1 座，增容变电站2 座，加强35 kV 网架结构5 项，新增35 kV变电站1 项，主变N-1 通过率由2021年65.82 %提高到2025年83.35 % (含用户变)，线路N-1 由2021年41.18 %提高到95.83 % (含用户变)，供电可靠性得到了极大提升。随着线路N-1 的提升，减少了全站停电的风险，减少了电网五、六级事件的发生概率，为电网运行安全和本质安全打下了基础，进一步提升了电网安全水平。

5 结束语

两网深度融合后，35 kV 电网应制定接地气、符合实际的发展策略，以“升、退、留、改、新”思路优化35 kV 电网，根据不同的供电分区和负荷发展阶段制定相应的策略，不断优化电网网架，从规划源头促进电网本质安全以及电网运行安全水平的提升。