新型電力系統下配電網網絡結構研究

龔俊祥，徐有琳，張 菁，許春華

（國網山東省電力公司威海供電公司，山東 威海 264200）

0 引言

構建新型電力系統，全面支撐實現雙碳目標，是能源電力行業的一場全局性革命性改革。作為電力系統重要組成部分的配電網，在促進能源生產清潔化、能源消費電氣化上將發揮重大作用［1-2］。隨著分布式新能源、電儲能等電源型用戶和電動汽車、綜合能源等新型負荷終端出現，電力用戶在數量上將呈現巨大增長，在類型上將由單一用電型用戶逐步向“源荷儲”多元化用戶轉變，配電網將成為滿足各類電力用戶復雜化、互動化服務需求的平臺［3-5］。

高滲透率接入的分布式電源和新型負荷將使配電網呈現高比例新能源與高比例電力電子特性，對配電網可靠供電、安全穩定和經濟運行帶來新的挑戰。供電可靠性方面，電力用戶對供電可靠性的要求會越來越高，供電企業踐行不停電就是最好的服務，“停電零感知”用電將成為電網運行重要衡量指標，電網設備故障需要無延時快速切除并將停電范圍控制在最小區域，非故障區域“源荷儲”各類用戶電力設備通過低電壓穿越能力躲過速動保護動作切除故障產生的電網擾動，實現零感知式的不停電。安全穩定運行方面，配電網由無源變有源，“源網荷儲”充分互動，產輸用一體，不允許新能源、電力電子等電壓敏感類電力用戶大規模脫網狀況發生，電壓等級越高要求越是如此，現配電網已無法滿足要求，亟須研究應用環網式的網絡結構和實現速動主保護配置全覆蓋［6-8］。經濟運行方面，配電網應具有平臺特性的調節和適應能力，各類電力用戶即插即用，電力電量應分層分級分群平衡，避免分布式新能源長電氣距離輸送，實現分布式新能源先10 kV 線路、再110 kV 變電站、后220 kV 變電站供電區域逐級就地消納［9-10］?，F有配電網受限于短路電流水平控制和繼電保護功能配置，采用“閉環設計、開環運行”模式，即220 kV、110 kV 變電站主變壓器分列運行，高壓配電網鏈式結構，中壓配電網環式結構。變電站不能形成清晰的供電區域，電力電量難以就地分電壓等級和區域平衡，主變壓器或線路故障，依靠安全自動裝置，數秒鐘投入備用電源，期間所有用戶停電、新能源等脫網，電壓敏感用戶更需要人為干預送電。

針對新型電力系統下配電網的發展需求，致力打造更加堅強、更高彈性的配電網，提出構建分層分級式并列環網平臺型的高中壓配電網，按照電壓等級自上到下和每級網絡構成方式的原則，依次從110 kV 高壓配電網網絡結構、220 kV 變電站（上級電源點）、110 kV 變電站、10 kV 中壓配電網網絡結構4 個方面制定方案并進行探討和闡述，提出新的配電網網絡結構，提高配電網供電可靠性和安全穩定運行水平，促進新能源就地消納。

1 110 kV高壓配電網網絡結構

1.1 “212”型雙側電源鏈式結構

每座110 kV 變電站設置兩回來自同一個220 kV變電站（上級電源點）的線路，閉環設計，環網運行。2（3）座110 kV 變電站之間設置一回聯絡線，正常熱備用。具體連接方式如圖1 所示。導線截面與1 座變電站遠景飽和負荷或最大上送新能源出力匹配，按安全電流裕度選擇。每個電網設備元件均配置速動主保護。正常運行狀況下，兩回線路并列運行，每回線路接帶導線長期允許載流量的一半，處于經濟載荷。當一回線路發生故障，速動主保護無延時切除故障線路，另一回線路無中斷接帶100% 變電站負荷或上送新能源出力。發生嚴重故障（兩回并列運行線路同時故障、上級電源變電站全停等故障），安全自動裝置動作，通過聯絡線路短時限切換至另一220 kV 上級電源變電站供電。

圖1 “212”型雙側電源鏈式結構Fig.1 "212"type double-side power chain structure

“212”型雙側電源鏈式結構將使高壓配電網結構簡潔清晰，在確保高供電安全性的同時，比常規網絡結構降低線路投資，并可形成以220 kV 變電站為中心的分片供電模式。隨著電網發展，在空間布局上可呈現以220 kV 變電站、110 kV 變電站為節點的易模塊化拓展、結構堅固、抗沖擊能力強的蜂巢狀的高壓配電網形態，如圖2 所示。

圖2 “212”型蜂巢狀高壓配電網形態Fig.2 “212”type honeycomb high-voltage distribution network

1.2 “323”型三側電源鏈式結構

3 座220 kV 變電站（上級電源點）各配出兩回線路環入環出3 座110 kV 變電站，接帶每座變電站的1 臺主變壓器，線路閉環設計，環網運行，如圖3 所示。導線截面與3 臺主變壓器遠景飽和負荷或最大上送新能源出力匹配，按安全電流裕度選擇，為平衡兩條線路正常運行時負荷分配，電源點至負荷點的電氣距離盡可能保持一致。每個電網設備元件均配置速動主保護。正常運行狀況下，兩回來自同一個220 kV 變電站的線路環網運行，任一段線路發生故障，速動主保護無延時切除故障段線路，不影響任一臺主變壓器負荷或上送新能源出力。發生嚴重故障（兩回環網運行線路同時故障、上級電源變電站全停等），110 kV 變電站10 kV 側安全自動裝置動作將失電變壓器負荷切換至另兩臺由其他電源點供電的主變壓器。

圖3 “323”型三側電源鏈式結構Fig.3 “323”type three-side power chain structure

“323”型三側電源鏈式結構使高壓配電網變電站實現極高的供電安全性。隨著電網發展，在空間布局上呈現以220 kV、110 kV 變電站為節點的蜂巢狀的高壓配電網形態，如圖4 所示。

圖4 “323”型蜂巢狀高壓配電網形態Fig.4 “323”type honeycomb high-voltage distribution network

2 220 kV變電站（上級電源點）

主變壓器按3 臺配置。建議電壓組合選擇220/110/35 kV，其中110 kV 電壓等級主要用于接入高壓配電網公用變電站，35 kV 電壓等級用于接入供電區域內報裝容量為10～40 MVA 的用戶和接入無功補償。220 kV 電氣主接線采用雙母線或雙母線單分段接線，短路電流控制水平50 kA，設備短路電流水平50 kA；110 kV 電氣主接線采用雙母線或單母線分段環形接線，短路電流控制水平40 kA，設備短路電流水平40 kA；35 kV 電氣主接線采用單母線分段接線，短路電流控制水平31.5 kA，設備短路電流水平31.5 kA。

以3 臺容量180 MVA，高中、高低側短路阻抗分別為14%、24%主變壓器為例，220 kV 系統短路電流為50 kA 時，當主變壓器110 kV 中壓側并列運行時，110 kV 短路電流不大于16.3 kA，滿足110 kV 高壓配電裝置短路穩定和斷路器開斷電流要求。當2 臺主變壓器35 kV 低壓側并列運行時，35 kV 短路電流不大于27.0 kA，滿足35 kV 高壓配電裝置短路穩定和斷路器開斷電流要求。

220 kV 變電站主要下送降壓負荷，正常負載率可控制在66.7%，主變壓器N-1，運行的2 臺主變壓器滿容量接帶100%全站負荷；主變壓器N-1-1，運行的1 臺主變壓器接帶50% 全站負荷，其余50%負荷轉至鄰近220 kV 變電站。若變電站全停，由于高壓配電網布局呈蜂巢狀，變電站全部負荷可分成3 部分轉移至蜂巢內對應的鄰近節點220 kV 變電站。

3 采用“212”型雙側電源鏈式結構的110 kV變電站

主變壓器按3 臺配置。選用分裂式變壓器［11-12］，電壓組合選擇110/10 kV，低壓側2 個分裂繞組。110 kV 電氣主接線采用單母線分段環形接線，并列運行，每段可預留備用間隔接入新能源廠站；10 kV 電氣主接線采用單母線分段接線的母線組，不同主變壓器的低壓側繞組兩兩接入一組母線組的兩段母線，并列運行，短路電流控制水平25 kA，設備短路電流水平31.5 kA。為加強母線組聯絡，使之具備互聯互通能力、平衡母線組間負荷并促進新能源出力在變電站低壓母線就地消納，10 kV 母線組之間可配置三端口智能軟開關（soft open point，SOP），主接線如圖5 所示。

圖5 110 kV變電站接線Fig.5 110 kV substation wiring

以3 臺容量63/40/40 MVA、分裂系數Kf=4 的分裂式變壓器為例，進行相關計算分析與選擇。

3.1 供電安全水平校驗

變電站10 kV 每組母線可接帶負荷40 MW，變電站正常負載率可控制在63.5%。主變壓器N-1，運行的2 臺主變壓器可接帶100%全站負荷。主變壓器N-1-1，運行的1 臺主變壓器滿容量接帶52.5%全站負荷，其余負荷通過10 kV 中壓配電網轉至鄰近110 kV 變電站。變電站全停，由于蜂巢狀的配電網布局，變電站全部負荷可分成4 部分轉移至蜂巢內相應的4 個鄰近節點，即4 個110 kV 變電站。

3.2 主變壓器穿越阻抗選擇

變電站等效電路如圖6 所示。忽略系統阻抗，暫不考慮新能源發電對短路電流的影響，已知10 kV母線的短路電流控制水平為25 kA，主變壓器穿越阻抗X1-2的計算如式（1）所示。

圖6 變電站等效電路Fig.6 Equivalent circuit for substation

式中：Se為主變壓器額定容量，取63 MVA；Ue為主變壓器低壓側額定電壓，取10.5 kV；Iz為短路電流，取25 kA；為主變壓器等值阻抗，此處為27.7%；X1-2為主變壓器穿越阻抗，經計算，為13.9%。

因此主變壓器可選擇分裂系數Kf=4、穿越阻抗X1-2=15%的分裂式變壓器。

3.3 主變壓器低壓繞組容性無功補償容量

按主變壓器一低壓繞組流過滿容量負荷時所消耗的無功，計算需補償的最大容性無功量，如式（2）所示。

式中：Sed為低壓繞組流過滿容量負荷，取40 MVA；Ud為主變壓器短路電壓百分值，取30%；Q為主變壓器需補償容性無功量，經計算，為7.6 Mvar。

每臺主變壓器在兩個低壓繞組所接母線各配置7.6 Mvar 容性無功補償裝置。

3.4 10 kV母線組之間最大壓差校驗

按主變壓器一低壓繞組流過滿容量負荷、功率因數0.95，另一低壓繞組空載的情況計算兩段母線之間最大壓差，如式（3）所示。校驗不超過標稱電壓的7%，確保分裂式主變壓器可通過高壓側有載調壓同時保證兩段10 kV 母線電壓質量。

式中：Qed為低壓繞組滿容量負荷的無功分量，取12.49 Mvar；ΔU為電壓偏差百分數，經計算，為5.9%。由此校驗結果可知，電壓質量滿足要求。

4 采用“323”型三側電源鏈式結構的110 kV變電站

主變壓器按3 臺配置。選用常規兩圈變壓器［13-15］，電壓組合選擇110/10 kV。110 kV 電氣主接線采用環入環出單元接線，可預留備用間隔接入新能源廠站。10 kV 電氣主接線采用單母線分段接線的母線組，主變壓器低壓側兩個分支接入一組母線組的兩段母線，并列運行，短路電流控制水平25 kA，設備短路電流水平31.5 kA。母線組之間配置帶旁路功能的SOP。主接線如圖7 所示。

圖7 110 kV變電站主接線Fig.7 Main wiring of 110 kV substation

以3 臺容量63/63 MVA、短路阻抗17%變壓器為例，進行相關計算分析與選擇。

4.1 供電安全水平校驗

變電站正常負載率可控制在66.7%，主變壓器N-1，運行的2 臺主變壓器滿容量接帶100%全站負荷；主變壓器N-1-1，運行的一臺主變壓器接帶50%全站負荷，其余50%負荷通過10 kV 中壓配電網轉至鄰近110 kV 變電站。若變電站全停，由于配電網布局呈蜂巢狀，變電站全部負荷可分成4 部分轉移至蜂巢內相應的4 個鄰近節點，即4 個110 kV 變電站。

4.2 短路電流控制水平校驗

忽略系統阻抗，暫不考慮新能源發電對短路電流的影響，母線組之間SOP 不提供短路電流。10 kV母線發生三相短路故障時短路電流計算如式（4）所示。

式中：Ie為主變壓器低壓側額定電流；Ud此處取值17%；經計算，IZ為20.37 kA。

由此校驗結果可知，滿足10 kV 母線短路電流控制水平25 kA 要求。

4.3 SOP作用及容量選擇

SOP 用于控制10 kV 母線組間潮流，平衡主變壓器負荷，促進新能源出力在變電站低壓母線就地消納，提供容性感性無功功率補償，在故障發生時，SOP 裝置能夠在極短時間內（遠快于傳統配電網保護動作時間）快速閉鎖，實現兩側配電系統之間的故障隔離，有效阻止故障穿越，保持原有配電系統的短路容量。在1 臺主變壓器或其高壓母線故障造成主變壓器停運時，由于變電站剩余兩路環進環出電源保持穩定，低壓母線組兩側SOP 可開啟虛擬旋轉發電機功能，提供電壓、頻率支撐，保護出口接點起動快速備自投裝置，事故切換投入1 臺SOP 的旁路開關，實現母線組與正常運行配電系統直連，保障供電不間斷和該母線組原有電力系統特性。SOP 提供直流儲能接口和直流出線配出開關，使變電站轉向變儲多站合一的能源場并具備直流系統組網條件。

SOP 容量主要考慮穿越功率及向兩側提供無功功率。計算條件考慮變電站負載率66.7%，主變壓器N-1，運行的2 臺主變壓器滿容量接帶100%全站負荷。投入旁路開關的SOP 流向停運主變壓器母線組的有功功率為主變壓器容量裕度負荷的1.5 倍，另2 臺SOP 智能軟開關穿越有功功率為主變壓器容量裕度負荷的一半，一側無功功率為主變壓器流過額定容量負荷需補償的最大容性無功量的一半。計算如式（5）所示。

式中：β為主變壓器負載率，取值0.667；Ud此處取值17%；Psop為智能軟開關穿越有功功率，經計算，可得10.5 MW；Qsop為智能軟開關提供無功功率，經計算，可得5.36 Mvar；Ssop為智能軟開關視在功率，經計算，可得11.79 MVA。

SOP 智能軟開關容量可選擇15 MVA。當一臺SOP 智能軟開關同時停運時，需要由10 kV 線路配置的SOP 智能軟開關向相鄰變電站轉出10.5 MW 的負荷。

5 10 kV中壓配電網網絡結構

10 kV 中壓配電網采用“212”型雙側電源環式結構，如圖8 所示。110 kV 變電站同一母線組配出兩回10 kV 線路，閉環設計，環網運行，與異站配出的兩回環網線路之間設置一回聯絡線，配置帶旁路功能的SOP 智能軟開關，組成一組基本的結構單元。預留與其他結構單元聯絡設備。一個供電單元區域可由若干基本結構單元進行供電［16-17］。

圖8 “212”型雙側電源環式結構Fig.8 "212"type double-side power ring structure

環網運行線路主干線任一元件（線路、環網柜）均配置速動主保護，故障時速動主保護無延時切除故障元件，實現其他元件不間斷供電。在提高供電安全性的同時，也實現兩條10 kV 線路間負荷平衡分配，新能源優先線路內就地消納。

10 kV 電纜（銅芯）線路導線截面選擇400 mm2，排管敷設長期允許載流量控制在480 A，兩條環網運行線路接帶負荷或上送新能源出力控制在8.3 MW，當其載流量并非100% 恒定最大，而呈周期性變化時，應根據日負載率適當增大長期允許載流量。10 kV 開閉所（環網柜）每段母線接帶負荷不宜超過2 MW。

基本結構單元中SOP 設置，加強了異站間中壓配電網間的聯系，突破了傳統的受短路電流限制中壓配電網以變電站主變壓器進行電氣劃分的開環運行方式，使中壓配電網在空間布局上更趨于一個整體。正常運行時SOP 可使兩側4 條10 kV 線路間負荷平衡分配并促進新能源就地消納；發生嚴重故障時，通過SOP 旁路功能，可由一側2 條環網運行線路接帶另一側2 條線路的全部負荷。在中壓配電網規劃中，采用供電區域內各類用戶發用電耦合后整體特性曲線規劃中壓配電網基本結構單元即可。

采用“212”型雙側電源環式結構將使中壓配電網結構簡潔清晰，極大提高中壓配電網安全運行韌性。隨著電網發展，在空間布局上可呈現以110 kV變電站和10 kV 等效點負荷為節點的蜂巢狀的中壓配電網形態，如圖9 所示。

圖9 蜂巢狀中壓配電網形態Fig.9 Honeycomb medium-voltage distribution network

6 結束語

針對新型電力系統下配電網的發展需求，提出一種分層分級式并列環網平臺型的高中壓配電網結構。110 kV 高壓配電網通過220 kV 變電站110 kV電氣主接線采用雙母線或單母線分段環形接線，網絡結構采用“212”型雙側電源或“323”型三側電源鏈式結構，形成以220 kV 變電站為供電中心、110 kV變電設備并列運行、配出線路環網運行的新型高壓配電網；10 kV 中壓配電網通過110 kV 變電站10 kV電氣主接線采用單母線分段+SOP 環形接線，網絡結構采用“212”型雙側電源環式結構，形成以110 kV變電站為供電中心、10 kV 變電設備并列運行、配出線路環網運行的新型中壓配電網；整體上構建了220 kV 變電站為核心的分層分級式并列環網型高中壓配電網。

新型并列環網配電網的各組成部分上下級聯系更加緊密，各電網元件至少兩端供電，具備強聯絡的堅固結構，配電網的平臺屬性得以凸顯，電網安全運行、優質服務的抗擾動能力及冗余度得到加強，能夠助力分布式新能源逐級就地消納，也為配電網源網荷儲協同互動系統等高級應用、多元化服務需求搭建了物質基礎平臺。并列環網式的網絡結構和速動主保護配置的全覆蓋，確保故障元件快速隔離，電網其余部分不間斷供電，提高供電可靠性和安全穩定運行水平。220 kV 變電站供電區域之間高中壓聯絡線的配置，進一步提高了供電的安全裕度。蜂巢狀的新型配電網可呈現出更堅強、高彈性的特征。