20kV配电电压等级的应用与节能减排

20kV配电电压等级的应用与节能减排摘要：节能降耗是国家“十一五”规划纲要的目标之一，应积极将节能的新科技、新措施利用到实际中去。20kV配电电压等级已在一些国家得到应用，实践证明20kV配电网络能够有效减少线损率，节能效果明显。本文从电网远景建设规模、可靠性、电压质量、经济性和节能方面对浙江某规划区采用10kV配网模式和20kV配电模式进行规划比较，并对采用20kV提出相关的建议。关键词：节能减排20kV节约型电网1前言国家“十一五”规划纲要明确提出，到2010年全国单位GDP能耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20％和10％。这是贯彻科学发展观和建设和谐社会的重大举措，也是加快建设资源节约型、环境友好型社会的迫切需要。因此，贯彻落实科学发展、节约发展的工作思路，扎实做好节能降耗工作，是义不容辞的社会责任。目前，加强线损管理，落实降损措施，已经成为供电企业经营管理的重要内容之一。现阶段，国际上许多国家采用了20kV等级的配电网络，理论和实践均证明在一定负荷密度的条件下，以采用相同导线输送相同功率电能，20kV供电线路的有色金属耗量可减少50％，节约建设投资约40％，降低电能损耗50%以上，可为用电容量数百kV安到几万kV安的客户提供灵活、经济的接入方案，供电能力和供电可靠性得到提高，有效改善客户端的电压质量。2007年，根据国家电网“关于推广20kV电压等级的通知”的精神，江苏省率先在省内13个市推广2OkV电压等级试点供电项目。近几年，其他省份也在积极开展20kV的相关工作。与传统的10kV配电网相比，20kV配电网电压不但可以增加供电能力，有效减少变电站和线路布点密度，方便客户接入，大用户效益突出等优点，而且节能降损效益可观，环保效益突出。据测算，输送同等功率，2OkV供电线路的有色金属耗量可减少50％，节约建设投资约40％等。然而，针对于20kV配电电压等级的优越性来说，目前国内20kV电气设备生产能力并不完善，存在建设成本相对较高、运行经验少、与其他区域电网配合困难等问题，因此还未得到广泛应用。但是在发展快速、负荷密度定位高，而且存在很多新区和准新区的开发区域，局部采用20kV是存在可能的，应积极进行论证分析。在此情况下，选定浙江某城市区块，根据该区块发展的阶段和负荷水平，开展了20kV和10kV规划比较研究。2规划比较思路为了寻求中压10kV和20kV配电网的规划比较，对不同方案进行技术经济分析比较，主要从电网远景建设规模、可靠性、电压质量、经济性和节能方面进行比较。电网远景建设规模主要比较远景变电站建设规模、占地面积、高中压线路出线规模。可靠性分析对各个不同方案计算平均用电有效度指标（ASAI）、系统平均断电频率指标（SAIFI）和系统平均断电持续时间指标（SAIDI），用这些指标来比较不同方案的可靠性高低。电压质量分析根据中压配网线路负荷情况，通过理论潮流计算得到中压线路的最低电压。经济性分析是将变电站和高压线路的综合投资、中压线路和配变的投资按等年值法折算到年值，再加上运行费用，计算得出年最小单位负荷总费用，然后比较不同方案的投资大小。310kV和20kV规划比较3.1比较方案确定为了使规划方案具有可比性，考虑到规划区域未来为城市高档中心区域，假设高中压均采用电缆线路，变电站布点已在布局规划中确定，通道走廊也已有初步设计，确定对以下四个方案进行对比分析：方案一：变比220/110/10kV，主变容量3×50MVA，电缆网；方案二：变比220/110/20kV，主变容量4×80MVA，电缆网；方案三：变比220/110/20kV，主变容量3×63MVA，电缆网；方案四：变比220/110/20kV和220/110/10kV，主变容量选取3×50MVA、3×63MVA、3×80MVA，电缆网的混供方案。3.2规划区域现状简介该区域目前公用网络电压等级构成为220/110/10kV。至2007年底，共有4座110kV变电站向规划区电网提供电源，主变共8台，主变容量总计286MVA；10kV配电线路23条，线路总长度179.48km。3.3电网远景建设规模比较有关该区域远景110kV变电站建设规模见表3-1。由表中可以看出，方案一为220/110/10kV电网方案，新建6座110/10kV变电站，数量最多；方案二、方案三均为220//110/20kV电网方案，区别在于方案二选取了4×80MVA的大容量变电站，故变电站数量最少；方案四为10kV和20kV混合电网方案，变电站数量与方案三相同。结合四个方案变电站数量及占地情况进行变电站占地估算，见表3-2。从表3-2的统计结果可知，和20kV相关的二、三、四方案的变电站占地均小于10kV方案一的占地规模。表3-1远景各方案变电站建设规模方案电压等级变电站最终规模变电站新建个数变电站总容量（MVA）方案一110/103×506900方案二110/204×803960方案三110/203×634756方案四110/10、110/203×80、3×63、3×504729表3-2110kV变电站用地规模方案变电站建设情况变电站单位占地面积（m2）合计占地面积（m2）最终规模座数4×80（MVA）3×63（MVA）3×50（MVA）方案一3×506----600036000方案二4×8039000----27000方案三3×6347700--30800方案四3×80、3×63、3×50490007700600028700对于110kV线路远景建设规模见表3-3。从表中可以看出，方案二新建高压线路6条，线路长度34.72km，均比其它三个方案少，主要由于方案二采用大容量变电站，站点最少，故所需高压线路最少。表3-3远景各方案110kV线路规模方案电压等级变电站最终规模线路条数线路长度（km）方案一110/103×50849.59方案二110/204×80634.72方案三110/203×63846.33方案四110/10、110/203×80、3×63、3×50847.45中压线路远景建设规模见表3-4。从表中可以看出，无论从中压线路数量和长度比较，方案二和方案三均优于方案一和方案四，对于20kV电网方案，随着变电站容量的增大，变电站的供电范围加大，中压线路的总长基本上也随之逐渐增大，从而导致了中压线路投资和网损也逐渐增大，这是采用大容量变电站的一个不利之处。表3-4远景各方案中压线路规模方案电压等级导线型号线路条数线路长度（km）方案一110/10YJV22-3×400190205.41方案二110/20YJV22-3×40078164.47方案三110/20YJV22-3×40080136.35方案四110/10、110/20YJV22-3×400101176.93对四个方案的高、中压配网线路通道规模进行统计，分别见表3-5和表3-6。从表中可知，选用20kV供电的方案二、三、四所需的高中压电缆通道资源均小于10kV供电的方案一。其中高压通道中后三个方案的平均电缆通道长度为42.83km，方案一通道长度为49.59km；中压通道后三个方案的平均电缆通道长度为38.62km，比方案一的43.65km减少5.03km。表3-5110kV电缆的通道选择及规模统计方案电压等级(kV)变电站座数高压线路总长度(km)电缆通道总长度(km)2×110kV3×110kV4×110kV方案一110/10649.5920.1711.557.121.50方案二110/20334.7216.8416.84----方案三110/20446.3320.1717.101.581.50方案四110/10、110/20447.4520.1715.473.201.50表3-610kV电缆的通道选择及规模统计方案电压等级(kV)电缆通道总长(km)缆沟6孔排管8孔排管12孔排管24孔排管条数长度(km)条数长度(km)条数长度(km)条数长度(km)条数长度(km)方案一110/1043.6565.8011.75510.49515.8749.75方案二110/2037.1333.46610.4734.16619.04----方案三110/2039.2743.80712.8023.35619.32----方案四110/10、110/2039.4765.2859.5746.59618.03----综上分析，采用20kV配电电压等级，对于相同区块的规划，远景规模可以有效减少变电站和线路布点密度，大大节约土地资源占用。针对于目前我国城市化水平的快速提高，土地资源日益紧张，电网建设与城市土地资源之间的矛盾日趋突出，变电站站址和线路走廊的获得非常困难，拆迁等政策处理困难而言，20kV的应用能够在一定程度上缓解这些矛盾。3.4供电可靠性和电压水平比较对各个不同方案考虑每个元件出现的平均年故障率及其故障时受影响的用户数和平均修复时间，同时考虑到某些方案可以转移负荷的情况，然后算出平均用电有效度指标（ASAI）、系统平均断电频率指标（SAIFI）和系统平均断电持续时间指标（SAIDI），计算结果如表3-7所示。从供电可靠性指标可以看出，各方案的可靠性指标均可达到99.995%以上，其中方案二优于方案三、方案一和方案四。表3-7远景四个方案在正常运行方式下系统可靠性指标分类单位方案一方案二方案三方案四平均断电频率指标:（SAIPI）（次/年）0.5300.5210.5240.529平均断电持续时间（SAIDI）（小时/年）3.0963.0323.0453.072用户平均断电持续时间（CAIDI）（小时/次）5.9785.0475.4815.702平均用电有效度指标（ASAI）--0.9999540.9999640.9999620.999957平均用电无效度指标（ASUI）--0.0000460.0000360.0000380.000043在中压配网的最低电压计算中，假设变电站母线电压为10.5kV或21kV，结合中压线路负荷情况，通过理论潮流计算得到中压线路的最低电压。分析中，针对不同长度（1.0，2.0，2.5，3.0，3.5，4.0，5.0km）线路下，按照全网线路平均所带负荷来计算各方案的电压偏差，结果见表3-8。从供电电压水平来看，均能满足要求。表3-8中压线路最低电压及电压偏差分类1km2km2.5km3km3.5km4km5km方案一110/10kV10.4810.4610.4410.4110.3810.3310.26(50MVA)0.190.380.570.861.141.622.29方案二110/20kV20.9620.9420.9220.8920.8820.8320.74(63MVA)0.190.290.380.520.570.811.24方案三110/20kV20.9420.9220.920.8620.8420.7820.55(80MVA)0.290.380.480.670.761.052.14方案四110/10kV（110/20kV）20.9520.9320.9220.8820.8720.8120.64(80MVA)0.240.330.380.570.620.901.71通过对供电可靠性和电压水平的比较分析可知，20kV和10kV的方案均能满足供电的需求，但采用20kV电压水平要优于10kV电压水平。3.5动态经济分析远景该区块各方案动态投资结果如表3-9所示。由表可见，从综合投资、年运行费用、最小年费用、最小单位负荷年费用四个方面来看，均是方案二最优，方案一最差，介于二者中间的方案三略优于方案四。表3-9远景各方案动态投资比较结果单位：万元，万元/MW分类变电站高压线路中压线路配变综合投资年运行费用最小年费用最小单位负荷年费用综合投资运行费用综合投资运行费用综合投资运行费用综合投资运行费用方案一30000300013886109532865863185767749532757321623437.00方案二25500255097231003296058412167275986499515