基于B類分區的高壓配電網發展規劃研究

靳慧龍，孫 琦，汪庭浩

(1.國網內蒙古東部電力有限公司，內蒙古 呼和浩特 010020；2.遼寧人防指揮信息保障中心，遼寧 沈陽 110032)

2012年，國家電網公司先后頒布了《配電網規劃設計技術導則》(Q/GDW1738—2012)[1](以下簡稱《導則》)、配電網典型供電模式等技術標準，統一了配電網規劃發展主要技術原則。在依據上述技術標準編制配電網規劃，開展配電網項目可研及建設改造的過程中，由于地域特點及發展階段差異，仍存在標準范圍較難把握、原則指導范圍較粗等問題。為此，針對蒙東地區實際情況及發展需求，國網內蒙古東部電力有限公司編制出臺了《蒙東電網發展及技術裝備原則(中低壓)》[2]，細化了配電網規劃應執行的原則及標準。

為進一步梳理中心城區的目標網架，達到投資省、見效快、利息最大化的目標，本文根據中心城區配電網規劃的實際需求，主要進行電網現狀分析、電力需求預測、高壓配電網規劃原則等幾方面工作，針對性提出規劃原則、電網安全性原則、聯絡線規劃、新建工程電網結構及改造工程供電方式等操作細則，具有重要的指導意義及實用價值。

1 中心城區電網現狀及負荷預測

1.1 電網現狀

蒙東地區由赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾三市一盟構成，共轄41個旗縣市區。依據《導則》中相關技術條款要求，蒙東供電區共劃分為四類供電區，分別為B、C、D、E。其中，B類供電區共18個，供電面積553.95 km2，占蒙東總供電面積的0.25%；全社會用電量185萬kWh，占蒙東地區的44.306%；最大負荷1 265.28 MW，占蒙東地區的26.71%；用戶數102.44萬戶，占蒙東地區的19.44%。

本次以某市中心城區為例，進行分析研究。截止2015年，該市中心城區共有220 kV變電站3座，容量分別為360 MVA、360 MVA、240 MVA。66 kV變電站16座，總容量1 007 MVA，變電站平均容量62.94 MVA；共有66 kV線路41條，總計280.12 km，其中鏈式結構21條，占比51.21%；雙輻射結構18條，占比43.9%；單輻射結構2條，占比4.8%；共有電廠1座，裝機容量84 MW，最大送出能力70 MW，主城區2015年底最大供電負荷365 MW。

目前，該城區電網存在的主要問題一是負荷分布不均衡，造成主供舊城區的2座220 kV變電站接近滿載；二是部分線路供電壓力較大，存在多條小線徑導線，輸送能力不足。

1.2 負荷預測

參考城市總體規劃，依據該城區2015—2030年發展規劃，采用空間負荷密度預測方法，針對不同地塊的用地性質，逐項測算負荷及負荷密度，進而總計得到該中心城區飽和負荷密度下的用電負荷(計及同時率0.7)。2030年該中心城區負荷達到1 455.6 MW，年均增長率為9.65%。通過負荷增長率推算，預計2020年該中心城區負荷達到615.89 MW。

從電力平衡情況來看，該市66 kV負荷較大而電源容量不足，隨著地區負荷的增長，地區電力缺額明顯。需要220 kV變電站下送供電容量逐年遞增。經計算，2018年后該地區220 kV變電容量不足以支撐負荷供電可靠性要求，且逐年加劇，按照容載比2.0計算，到2020年，220 kV層面將有222 MVA的容量缺額；66 kV層面將有549 MVA的容量缺額，需要新增220 kV布點及合理規劃建設66 kV變電站。電力平衡情況如表1所示。

表1 中心城區電網220/66 kV層電力平衡表

2 高壓配電網規劃原則

2.1 規劃原則

依托城區整體規劃，以滿足現有和新增負荷供電需要為第一要務，合理劃分供電范圍，保證上級變電站電源充足。以保證電網運行安全性為重要約束條件，優化供電模式，加強10 kV電網建設力度，逐步實現220/66/10 kV“強、簡、強”的網架發展思路。

以各220 kV變電站為中心，形成獨立、明確的66 kV供電系統。各66 kV供電系統在正常方式下分區(供電區)、分片運行，各系統相對獨立運行。各系統間有條件的保留或建設新的備用聯絡線，具備事故下相互支援的能力。市區重要變電站變電站形成10(20)kV實現手拉手堅強網絡，故障后支持上級電網。

受變電站站點分布，進出線走廊和220 kV變電站66 kV出口資源限制，為保證安全充足可靠供電，城區66 kV網架以雙回鏈式和輻射供電方式為主。

對已經形成的鏈式結構在具備聯絡能力的情況下盡量保持原有接線，以保證供電可靠性。對已不具備聯絡功能的聯絡線，可在10 kV網絡足夠堅強的前提下采取線路打斷措施，實行兩側供電模式達到提高供電能力的目的。

66 kV變電站主接線在滿足運行要求的基礎上盡量簡化，變電站進出線數按實際需要配置。為充分利用通道，城區內高壓配電線路應盡量采用同桿雙回路架設或多回路架設，必要時可以適當采用電纜進線。

2.2 電網安全性原則

特別重要變電站(一類負荷與特殊負荷)失去任1回進線或1臺變壓器時，必須保證向下一級配電網供電，不損失負荷。

重要變電站1回進線或變電站中1臺變壓器發生故障停運時，能通過66 kV或10 kV線路帶出重要負荷。

一般重要變電站1回進線或變電站中1臺變壓器發生故障停運時，可以在一定時段內損失負荷，但是應在規定時間內恢復供電。

2.3 聯絡線規劃

在220 kV網架尚未發展到足夠堅強的情況下，就近的220 kV變電站之間建立必要的、容量較充裕的66 kV聯絡線。城區內220 kV變電站一般具有1～2回聯絡線通道；市郊供電區至少有1回聯絡線通道。聯絡線應具備足夠的事故轉帶能力。

不設專用聯絡線，市區220 kV變電站之間的66 kV聯絡線一般T(π)接2座66 kV變電站，市郊66 kV聯絡線根據容量可T(π)接3座及以下66 kV變電站。

市區220 kV變電站之間的66 kV聯絡線規模采用雙回線路，由兩側220 kV變電站各帶一條線路運行(或一側帶負荷一側備用)，避免電磁環網，帶有重要負荷變電站10 kV側應滿足負荷互帶要求。

隨著220 kV電網的加強以及220 kV變電站布點和主變壓器臺數的增加，66 kV聯絡線的功能定位適時調整。在不影響安全可靠、運行靈活的情況下，通過分析計算，對現已運行的、備用容量不足、并對經濟運行影響較大的拉手線路進行打斷運行。對經濟運行影響不明顯、無T接及一個T接點的拉手線路，以拉手線路所帶變電站供電可靠性和運行靈活性為主，維持拉手線路運行。

隨著負荷發展，若某條聯絡線已不具備聯絡功能，可采取解列聯絡線兩側帶變電站負荷措施來提高輸送能力，但須同時加強該線路上原變電站間的10 kV聯絡能力。針對主接線為線變組的變電站，10 kV側采用分段開關加裝備自投的方式，同時加強相鄰變電站之間的10 kV拉手，在變電站故障情況下能通過10 kV轉帶全部一、二類負荷。

2.4 新建工程電網結構

66 kV電網新建工程根據發展階段、地域特性，推薦采用雙回路放射狀、雙電源聯絡線和雙環網3種主要的供電方式，個別負荷密度特別高的區域可考慮采取三線三變方式供電。

目前，主推雙電源聯絡線供電方式(見圖1)：兩側220 kV變電站各帶1條線路，66 kV變電站接受來自2個不同系統的電源，母線一般采用線變組接線，特別重要的變電站或樞紐變電站采用單母線分段接線方式。雙電源聯絡線一般具有2回聯絡線，串帶變電站一般不超過2座，容量較小的變電站不宜超過3座。

圖1 雙電源聯絡線供電方式

2.5 電網改造工程供電方式

弱化樞紐變電站的功能和作用。對系統中已形成的具有多回進出線的66 kV樞紐變電站(66 kV母線為雙母線或單母線接線)，在條件具備時減少其66 kV進出線，削弱其樞紐變電站地位和作用，逐步過渡為配送負荷的一般變電站。

根據電網實際需要，將部分重要變電站66 kV由T接方式改為π接方式，但要嚴格控制改造數量。

加強單端輻射供電系統的供電可靠性。對由1條66 kV線路輻射供電的接線方式，可根據電網結構采取如下措施提高其供電可靠性，用于城區周邊對供電可靠性有一定要求的變電站。

a. 形成兩端電源單線路供電方式(見圖2)。將分別由不同220 kV變電站供電的2條66 kV線路輻射供電系統在合適的位置對接，同時將具備條件的部分T接變電站改為π接。

b. 形成雙電源放射型供電方式。對66 kV線路線徑細，T接負荷重且無法形成以上2種接線的單端輻射供電系統，考慮建設第2條66 kV線路，形成雙電源放射型供電方式。

圖2 兩端電源單線路供電方式

部分變電站現接線方式為單母線或單母線帶旁路接線，無法實現分列供電。在制訂改造方案時應先考慮增加分段開關，若由于場地、運行安全原因確實無法實現，需要加強其10 kV“手拉手”建設。

3 結束語

通過對典型B類分區城市的高壓配電網研究，提出了具有針對性、精細化及實用化的高壓配電網規劃原則。結合地區特點，綜合考慮可靠性及經濟型，明確指出現階段宜采用220/66/10 kV“強、簡、強”、“雙電源聯絡線供電、66 kV變電站線變組接線T接”的規劃原則，對配電網規劃落地具有現實的指導意義。

依據該研究成果，進一步明晰B類分區配電網網架推薦結構、變電站和線路建設標準、變電站主接線方式、聯絡線建設標準及運行方式，進而確定了該城區未來配電網總體建設規模，優化了建設項目及時序安排。同時有效促進簡化電網結構、降低損耗，提高供電能力，對地區電網的發展和建設具有指導作用。