案例分析｜上海配电网安全可靠性提升策略-第3页-北极星输配电网

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2.3线路切改与负荷转移

目前上海存在新建110kV变电站与原有的35kV变电站负荷分布不均的问题。35kV电网规模庞大，发展成熟，变电站利用率较高，但重载现象也较多。110kV电网则是近年发展重点，但投运初期负载率不高。由于线路切改工作量大，通道情况复杂，需进一步将负荷从35kV电网转移至110kV电网，提升110kV电网利用率，降低35kV电网的供电压力。

2.4外部建设条件日益趋紧

上海地区由于资源稀缺、市民环保意识强，变配电设施落地困难。而开发商多要求变电设施采用地下布置、线路均采用电缆出线，同时政府部门也划定了大面积的架空线入地范围。近年，由于地下管网资源大量消耗，通道建设更是成为了中心城区电网建设的瓶颈。上述问题均极大地增加了电网企业投资成本，多个项目因为站址及通道问题受阻。

3上海配电网安全可靠性提升总体策略

3.1原技术原则需进一步提升

1）城市定位升级，供电可靠性要求与国际一流水平仍有差距。

上海定位于具有全球资源配置能力、较强国际竞争力和影响力的全球城市。而上海电网的供电可靠性虽然在国内暂时领先，但距离国际一流水平仍有较大差距。随着城市的不断发展进步，上海电网对安全可靠供电的要求还将日益提高。因此，有必要充分借鉴国内外先进经验，提升上海电网的安全可靠性建设标准。

2）中心城区负荷密度大、重要用户聚集，可靠性要求更为特殊。中心城区负荷密度大、重要用户聚集，一旦停电影响十分恶劣。原技术导则未提出检修方式N-1不失负荷的要求，对于不同区域也没有提出差异化标准。根据国外先进城市地区配电网规划成果，针对不同区域实施差异化的标准是电网成熟发展的必然趋势，中心城区应实施更高的安全可靠性标准。

3）原标准不具备承受计划检修方式N-1等严重故障的能力。

原技术导则根据不同区域的供电可靠性要求对变电站的上级电源的方向、通道选择及接线方式等提出了差异化要求。但按照原技术标准建设，中心城区电网很难承受检修方式N-1等严重故障。

3.2上海超大型城市配电网安全可靠性提升总体策略

基于发展现状分析及超大型城市配电网可靠性要求，提出上海配电网安全可靠性提升总体策略如下：

充分利用110kV和35kV各自优势，因地制宜，互补发展。积极发展110kV公共电网，以双侧电源链式结构为目标网架，近期结合地区重要程度，合理选择辐射、单链、双链等电网接线方式；初期电网接线宜达到双侧电源，确有困难时应保证下级电网一定的转供能力。因地制宜，建设35kV公共电网，对于负荷接近饱和、供电能力严重不足、供电可靠性要求较高的中心城区，可以扩建、增容35kV变电站；对于远景城市规划负荷密度低、且无110kV电源点的地区，可考虑新建35kV变电站；同时加大35kV配电网升级改造力度。

10kV电缆网以开关站为核心节点，形成单环网、双环网接线结构。除少量负荷较高的直供用户、电缆环网及规定应由变电站直供的重要用户外，变电站10kV电缆出线采用供开关站后转供环网站、用户的接线模式，同时根据不同区域可靠性要求采用中心开关站供终端开关站或中心开关站站间的链式接线模式，最大程度释放110kV大容量主变压器供电能力。10kV架空网架应形成环网布置开环运行的架空配电网，按多分段三联络接线模式规划建设，宜分3个供电单元，每个供电单元宜由3个及以下分段组成，每段接入节点数根据不同分区控制在6个或9个以下，电源由变电站直供。

4配电网安全可靠性标准提升措施

4.1可靠性标准应用现状

1）国内强制性标准。主网和配电网的考核标准主要以N-1标准为主，其中，主网除需满足N-1标准外，还需满足检修方式N-1标准；新颁布的《城市电网供电安全标准》（DL/T256—2012）根据不同的负荷组大小对检修方式N-1后的恢复时间和恢复容量作了规定，但对小于600MW的负荷组（对应配电网）基本不作检修方式N-1后快速恢复供电的要求。

2）国内先进省市地方标准。北京电网的标准相对较高，A+、A类地区要求检修方式N-1停运不损失负荷。浙江电网A+、A类地区、广东电网A+、A、B类地区的高压配电网在达到目标网架后需满足检修方式N-1。苏州电网对于大于100MW的负荷组检修方式N-1后提出了即刻恢复30%负荷的要求。

3）国外先进城市和地区标准。伦敦对于大于300MW的负荷组，检修方式N-1故障后立即恢复2/3负荷；北美东北部和西部电网要求检修方式N-1故障后不影响整个系统安全稳定，但局部网络允许计划断电或采取负荷控制措施，失稳或过载均不会危及整个系统安全稳定的子系统，无需满足该准则。

4.2提升可靠性标准的具体措施

1）提升检修方式N-1标准。立足于打造高可靠性的国际一流城市电网，同时考虑重要地区对电网安全可靠供电的特殊要求，明确提出检修方式N-1标准：35kV及以上变电站的主变压器、进线，应按满足正常方式N-1标准规划设计，外环以内中心城区、区县政府所在地及重要地区（如迪士尼、自贸区、临港等）电网，应按春秋季检修方式N-1不失负荷进行规划设计。春秋季计划检修负荷水平，按照最高负荷的70%进行控制。过渡阶段应根据不同电压等级负荷组的大小和故障的影响程度，分阶段逐步满足检修方式N-1不失负荷。

2）提升变电站双侧电源标准。双侧电源是指电源直接来自两个变电站或电厂，并能追溯至不同的上级电源（变电站或电厂）的供电方式，仅有两路电源线的不采用同杆双回线路供电。双侧电源是实现检修方式N-1标准的重要手段。上海地区35kV及以上变电站最终均应达到双侧电源标准，过渡阶段在外环以内中心城区、区县政府所在地及重要地区应根据不同电压等级负荷组的大小和故障的影响程度，分阶段逐步满足检修方式N-1不失负荷。新建变电站初期宜达到双侧电源标准。如因上级电源点建设滞后或通道落实受阻等原因，初期无法达到双侧电源标准的，应明确提出双侧电源完善时间和下级电网不少于50%负荷的转供能力控制目标。

3）明确高压配电网目标网架结构。为实现供电可靠性要求，各区域110kV远景接线均按110kV双侧三链实施，35kV网络远景接线均按双侧电源实施，近期可根据地区重要程度，合理选择辐射、单链、双链等电网接线方式。同时根据不同供电区域差异化要求，A+、A类区域初期宜按较高标准实施，B、C类供电区域初期可按次高标准实施。新建项目严格按照标准网络接线模式实施，而原有不满足标准的现状接线宜结合基建、业扩等项目创造条件逐步向标准接线优化，高可靠性区域优先改造优化。

4）新增链式接线“自愈”系统。通常，链式接线下的110kV线路故障时，故障线路所供110kV主变压器失电，变电站通过10kV母线自切转移负荷。为恢复正常运行，调度人员根据故障情况安排运行方式，运行人员至现场进行控制，恢复时间为小时级。而通过自愈系统子站采集信息至主站，主站通过协同控制策略决策并下发执行指令，恢复时间缩短至自动控制的秒级，大大缩短了故障情况下恢复正常运行方式供电的时间，提升了供电可靠性和电网运行效率。2015年4月3日，松江公司陈春B串自愈系统动作，2s即恢复故障变电站供电。综合此类使用情况表明，该系统稳定可靠，效果良好。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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