220kV配电网

220kV配电网（共12篇）

220kV配电网 篇1

某电厂设计建设一个F级燃气-蒸汽联合循环供热机组。在对该项工程进行设计之前, 我们将其内部的220KV的配电装置双母线分为两个部分:第一部分也就是“一拖一”机组的2台发电机组接入1组双母线;另一部分也就是“二拖一”机组的3台发电机接入另外1组双母线, 每组双母线2回出线。220KV配电装置采用屋内式布置, 合用1个220KV GIS室受工程场地限制, 无法在燃机房A排外单独区域内布置, 在厂区固定端, 与化学水处理站并排布置, 主变压器至220k V GIS之间的连接均采用220 K V电力电缆。通过上述我们可以了解到, 该电厂的设计严重不合理, 整个电厂的空间利用率受到了限制, 并且各个设备的运行可靠性严重不足, 在很大程度上增加了对其管理与维护的费用, 并且设备在运行过程中耗能大, 对环境造成严重的影响。因此我们必须要对其进行优化设计, 避免上述各种问题的出现。

1 对该工程的特点分析

为了保证工程在优化设计过程中的合理性, 首先我们需要对该工程的特点进行分析, 从分析结果可以看出, 该电厂的自然环境具有以下特点:首先, 该地冬季与夏季的气温相差相对比较大, 夏季最高气温都超过40℃, 而冬季气温非常低;其次, 该地区四季分明, 夏季多雨水, 冬季多冰雪, 并且土壤以冻土为主;再次, 该电厂的东北侧还有一个村落, 在对其设计过程中应向这些因素进行全面考虑。

2 布置优化方案

2.1 拟采取的优化方案

根据该电厂的实际情况, 我们必须要采取有效的优化方案对其进行设计, 其主要做法是: (1) 在对220KV配电装置设计过程中, 设计者应采用分厂运行方式进行优化, 此时要求在全电厂设置两个独立的升压站。 (2) 要求在220KV配电装置直接布置在GIS室内, 并把220KV GIS室、网络保护小室及蓄电池室结合燃机房A排外变压器进行布置, 其中220KV“二拖一”机组部分GIS (称1号220KV GIS室) 布置在1号燃机变压器和2号燃机变压器之间, 220 K V“一拖一”机组部分GIS (称2号220KV GIS室) 布置在35燃机变压器的扩建端侧。 (3) 主变压器、高压厂用变压器及高压备用变压器采用半户内布置方式, 即变压器周边设置外墙, 不设置屋面。 (4) 部分保护屏在220KV GIS内就地布置, 减少网络保护小室面积。 (5) 220KV GIS与1, 2, 3号燃机变压器, 1号高压备用变压器的连接采用分支母线延伸至变压器室后, 经钢芯铝绞线架空连接。 (6) 220KV GIS配电装置采用最小间隔宽度。根据调查, 本工程220KV GIS选用2m间隔, 从设备选择及工程造价控制上是可行的。

2.2 技术分析

在对该工程进行优化设计过程中, 设计者将电厂的使用寿命、管理费用以及环境影响等多方面的因素进行了综合考虑, 使设计达到了合理性, 获得了社会各界人士的一致认可, 实现了该电厂的社会效益与经济效益。 (1) 通过合理的优化设计, 使整个电厂的空间得到了充分地利用在优化设计中, 设计者将220KV GIS室的出现进行了合理的布置, 并对其与变压站的连接方式进行了合理的连接, 这就给厂内节省了大量的空间;通过优化设计, 我们在减小线路出线电缆长度的基础上保证了各个供电设备运行的安全性与可靠性, 降低了设备的维修费用;另外, 我们在优化设计中使主变压器与220KV GIS室紧密联系起来, 这也就扩大了厂内的空间, 达到了优化设计的目的, 满足了人们的要求。 (2) 通过合理的优化设计, 使电厂内各区域的功能得到了充分发挥在对该电厂进行优化设计过程中, 设计者可以将220KV配电装置与比变压器等各个设备装置划分在一个区域当中, 然后安排相应的管理人员对其进行全面管理, 这样也就可以对其进行全面管理, 保证整个系统安全、可靠、稳定的运行。 (3) 通过合理的优化设计, 使电厂内各个设备运行更加安全从当前我国的发展现状来看, 很少有生产厂商生产220KV的电缆附件, 因此设计中选购的材料并不具有可靠性特点。本工程冬季与夏季温差非常大, 如果我们采用这样的附件进行设计与施工, 必然会出现各种问题, 不利于设备的安全运行。因此我们需要通过减少电缆进出线数量来实现优化设计, 只有这样才能够提高整个电厂运行的可靠性与稳定性。 (4) 通过合理的优化设计, 使整个电厂进行灵活地布置。在对本电厂进行优化设计的过程中, 设计者将220KV的配电装置室分成了两个GIS配电装置是, 其中1号配电装置室中包括了9个间隔;而2好配电装置室中包括了7个间隔。通过合理的优化设计使厂内各个设备具有较高的适应能力, 能够根据实际情况进行调整, 具有一定的灵活性特点, 保证整个电厂的安全、稳定运行。 (5) 通过合理的优化设计可以降低工作人员的工作强度, 减少设备维护工作量。通过对220KV GIS配电装置的优化布置, 燃机房A排外设备基木上采用了户内和半户内的布置方式, 其中主变压器、高压厂用变压器及高压备用变压器采用半户内布置方式, 220KV GIS配电装置、网络保护小室及蓄电池室采用户内布置方式。

由于本工程地处较为恶劣的环境之下, 在日常运行中极容易因为污秽附着而产生各种影响, 导致整个电厂的运行不具有安全性与可靠性。因此在实际工作中, 我们必须要提高外绝缘的配置水平, 经常对设备进行清扫, 提高线路的利用率, 但是我们需要清楚的知道, 这中措施同样会给电厂的运行带来一定的影响, 因此我们需要对其进行优化设计。

优化布置后, 减少了220KV高压电缆约1.2 km, 使220KV高压电缆总体的运行维护工作量减小。部分保护屏采用在220KV GIS内就地布置的方式, 不仅减少网络保护小室面积, 也减少了控制电缆的数量, 使电缆构筑物、高压动力电缆和控制电缆的运行维护工作量都人为减少。

2.3 经济分析

由于本扩建工程是在原厂址建设, 不考虑征地等土建费用;土建费用仅对主要的差别部分进行比较;比较中仅为直接投资部分, 不包含运行维护等费用。可以看出采用此优化布置方案后, 考虑到优化布置方案的运行维护工作量小, 事故概率低, 因此在间接投资上也有明显的降低。

3 结论

通过上述, 本文对电厂内各个设备的分布进行了优化设计, 通过优化设计有效的提高了厂内空间的利用率, 使各个设备的使用功能得到了充分发挥。受到了社会各界人士的广泛关注和认可, 使整个电厂运行达到了设计的要求, 不会对生态环境造成严重的污染。

摘要：本文结合某电厂为例。一直以来, 某电厂在生产与运行过程中采用的设备为220KV升压站, 这一设备并不能够承载燃机房的正常运行, 并且超过了能源的标准消耗。因此我们需要对其进行优化设计, 将220KV的升压站与燃机房的变压器进行合理布置, 通过合理的优化可以满足整个电厂的运行条件, 保证了设备安全稳定地运行, 使其功能得到了充分的发挥, 并且还降低了对设备的管理、维护费用, 提高了整个电厂的经济效益与社会效益。

关键词：220KV,配电装置,变压器,优化方案,设计

参考文献

[1]蒋铮鹤, 陈礼仪.基于全寿命周期的变电站设计集成研究[J].工程管理学报, 2010 (3) .

[2]杜伯学, 马宗乐, 霍振星, 王立, 李华春.电力电缆技术的发展与研究动向[J].高压电器, 2010 (7) .

220kV配电网 篇2

本标准规范了昆明10kV配电网调电内容、各单位的职责、技术原则、操作要求和调电管理。本标准适用于昆明供电局官渡、盘龙、西山、五华分局管辖范围内由云南电网公司出资建设的10kV配电网具备安全调电条件的调电工作。2 规范性引用文件

下列标准和文献中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后的所有修改单(不包括勘误的内容）或修订版本均不适应于本标准。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

中国南方电网电力调度管理规程Q/CSG 2 1003-2008 云南电网调度管理规程（云电调[2009]6号）昆明地区电网调度管理规程QB/YWKM104-01-2009 云南电网公司配电网调度操作指令票实施细则QG/YW-SC-29-2009 云南电网公司配电网电气安全工作规程QG/YW-AJ-11-2008 3 术语和定义

3.1 调电：为提高供电可靠性，减小电网危害，满足后期连续供电的运行要求所采取的措施，分为间断调电及不间断（合环）调电两种方式。

3.2 间断调电：采用短时间断供电方式进行的调电操作。

3.3 不间断（合环）调电：采用合环方式进行的不间断供电的调电操作。

3.4 合环：指将线路、变压器、断路器、隔离开关等设备构成的网络闭合运行的操作。3.5 解环：指将线路、变压器、断路器、隔离开关等设备构成的闭合网络开断运行的操作。3.6 合环回路：指合环操作中合环潮流流经的架空、电缆线路、环网、配电站、断路器、变压器、隔离开关、电流互感器等设备构成的回路。

3.7 计划调电：由调度部门提前安排调电时间及调电范围的调电称为计划调电。

3.8 临时调电：由于电网设备发生事故(故障)、设备异常等紧急情况，为保证用户正常供电而进行的调电称为临时调电。

3.9 核相：指用仪表或其它手段检测两电源或环路的相位、相序是否相同的作业。4 职责

4.1 电力调度中心 4.1.1 准。4.1.2 评估管辖范围内10kV配电网调电对电网安全的影响。昆明供电局10kV配电网调电归口管理，组织制定10kV配电网调电的相关技术原则和管理标

I

QB/YWKM-207-08-2010 4.1.3 4.1.4 管辖范围内10kV配电网调电方案编制及运行方式安排。管辖范围内10kV配电网调电的组织、指挥。

II 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.3.1 4.3.2 4.4.1 4.4.2 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.5.6 4.6.1 4.6.2 4.6.3 4.6.4 4.6.5 4.6.6 4.6.7 4.6.8 管辖范围内10kV配电网合环调电潮流计算、分析。管辖范围内10kV配电网合环调电相关保护校核。及时、正确下达管辖范围内10kV配电网调电调度指令。参与制定本标准。

组织对局属变电、配网设备进行改造完善，使设备满足调电要求。督促相关单位及时将影响调电的局属设备信息准确汇报管辖调度机构。参与制定本标准。

全局10kV配电网调电工作的作业安全监督。

督促客户管辖单位检查10kV配电网用户配置满足调电要求设备。

督促客户管辖单位及时将影响调电的用户设备信息准确汇报管辖调度机构。管辖范围内10kV设备的运行维护，保障其性能满足调电操作的安全条件。实时更新管辖范围内10kV配电网相关设备型号参数及图纸等资料。及时将影响调电的管辖设备信息准确汇报管辖调度机构值班调度员。制定并实施10kV合环调电核相方案。

根据调度命令，及时、正确组织执行所辖变电站内10kV配电网调电操作。调电期间相关管辖设备监控。

管辖范围内10kV配电网设备的运行维护，保障其性能满足调电操作的安全条件。实时更新管辖范围内10kV配电网相关设备型号参数及图纸等资料。

及时将影响调电的运行管理设备（包括用户设备）信息及时、准确汇报管辖调度机构值班督促、检查管辖用户配置设备满足调电要求。制定并实施10kV合环调电核相方案。

根据调度命令，及时、正确组织执行管辖范围内10kV配电网调电操作。调电期间相关管辖设备的监控。调电操作影响客户的通知。4.2 生产技术部

4.3 安全监察部

4.4 电力营销部

4.5 东区变运分局、西区变运分局

4.6 官渡、西山、五华、盘龙分局

调度员。调电原则 5.1 基本原则 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5 10kV配电网调电应遵循安全、快速的原则。

值班调度员是调电的指挥者，并对其发布的调度指令正确性负责，有关人员应正确执行调各单位应按调度要求安排人员按时到达指定地点与值班调度员联系操作。操作人员必须严格按照调度指令进行合环操作或配合操作，严禁约时操作。

安排设备检修和负荷转移时，在满足安全、稳定条件下，应尽量采用合环调电，以减少间度命令，服从统一指挥。

断调电对用户的影响。

QB/YWKM-207-08-2010 5.1.6 5.2.1 不满足合环调电技术原则要求及合环调电操作条件的10kV配电网调电采取间断调电方式。调电必须具备的条件： 5.2 技术原则

5.2.1.1调电设备必须相序、相位一致。5.2.1.2调电回路中的设备不过载。5.2.1.3继电保护满足要求。

5.2.1.4调电回路中的电气设备无影响调电的缺陷。5.2.2 合环调电除满足5.2.1条所列条件外，还须满足以下要求：

5.2.2.1合环回路设备要求

1）回路中的电流互感器变比为500/5及以上。2）回路中架空线路导线截面为185 mm及以上。3）回路中的电缆截面为300mm及以上。

4）回路中的断路器、隔离开关、负荷开关的额定电流大于500A。

5.2.2.2经计算合环、解环时的电网潮流不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额，满足并列运行条件。

5.2.2.3经计算、校验合环、解环操作过程中，发生故障跳闸时，合环回路设备满足短路电流冲击的动稳定和热稳定要求。

5.2.2.4继电保护和安全自动装置应适应合环运行方式。

5.2.2.5进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。

5.2.2.6

进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站断路器保护投入正常。5.2.2.7

合环点两侧对应变电站的10kV母线电压差不超过0.5kV。5.2.2.8

合环点两侧相角差在25度以内。5.3 合环点选择原则 5.3.1 由架空线路、电缆、开关站等配网设备任意组合或单独构成的10kV线路，合环点原则上应选择一次核相正确的杆上断路器或负荷开关。如果无杆上断路器或负荷开关的，合环点选择在核相正确的联络断路器或负荷开关。5.3.2 5.3.3 两个或多个变电站间的10kV联络线路，线路中间无分段点的，合环点选择在对应10kV断路双电源或多电源供电的配电设备，合环点选择在核相正确的电源断路器或分段断路器处。器处于冷备用的变电站侧。

226 调电操作管理 6.1 一般要求 6.1.1 配电网设备运行管理单位应尽可能维持稳定的10kV配电网设备运行方式。任何可能导致10kV配电网设备相序、相位变动的工作，工作结束后，项目管理单位和设备运行管理单位必须督促施工单位进行核相。设备具备一次核相条件的，必须采用一次核相。无法进行一次核相的，可以采用二次核相。无论是采用一次核相还是二次核相，必须确保联络点相位、相序相同。6.1.2 6.1.3 10kV配电网设备因基建、改造或相关主网设备变更、运行方式调整，对保护整定参数构成以下情况禁止进行调电操作 影响时，调度机构按管辖范围对配电网设备保护定值进行重新校核。

QB/YWKM-207-08-2010 6.1.3.1调电相关电气设备发生异常或故障。

6.1.3.2雷、雨、雪、五级以上的大风或其他任何威胁到工作人员安全的情况。6.1.4 位。6.1.5 6.1.6 6.1.7 10kV配电网调电操作前，值班调度员提前采用电话、传真、OA或网络信息等形式通知相关一个调电操作涉及两个及以上设备运行管理单位配合操作时，各单位应按管辖调度机构要由同一个变电站供电的多条10kV线路调电操作，如果只分别涉及1个变电和1个线路设备运设备运行管理单位。

求安排人员按时到达调度指定地点与值班调度员联系操作。

行管理单位，则这两个单位应按管辖调度机构值班调度员要求的时间和顺序，适当安排工作人员，根据调度指令，依次进行调电操作。6.1.8 6.1.9 各单位须严格按照技术原则进行调电操作，并按职责和管辖范围做好风险评估，采取措施调电过程中，值班调度员、变电运行人员须密切监视相关负荷变化情况；现场操作人员须确保人身、设备和电网安全。

密切监视设备变化情况，发生异常或故障时及时处理。6.2 间断调电操作管理 6.2.1 6.2.2 间断调电操作顺序：先断开原供电电源侧设备，再合上联络设备。操作过程中应防止造成为尽量减少间断调电对用户的影响，10kV配电网间断调电操作，相关设备运行管理单位须10kV配电网合环运行。

安排人员，按时到达值班调度员通知的调电地点。值班调度员需待配合调电的人员均到达指定调电地点，并做好操作准备工作后，才能下令进行调电操作。原则上转供电操作造成的客户停电时间应控制在15分钟以内。6.3 合环调电操作管理 6.3.1 除6.1.3条所列情况外，以下情况禁止进行合环调电操作：

6.3.1.1有小电源上网的10kV配电网设备。

6.3.1.2进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站未按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 合环调电中的合环与解环操作必须用断路器或负荷开关操作，严禁使用隔离开关、跌落熔为降低运行风险，原则上不采取调整10kV母线或上级电网运行方式等手段以满足10kV配电为减轻合环潮流，合环调电操作原则上安排在白天负荷低谷时段进行。合环、解环操作应合环操作时，具备遥控条件的应优先安排遥控操作；不具备遥控条件的，现场必须做好保其他要求

合环调电操作前，设备管辖调度机构值班调度员负责： 断器进行合环、解环操作。网合环。

正确、快速，尽量缩短合环时间。证操作安全的措施。事故处理或其他需要紧急调电的情况，由值班调度员根据调电原则安排调电。同时值班调度员必须将调电情况通报方式人员，并采用电话、传真、OA或网络信息等形式通知相关用户管辖单6.3.7.1 核实合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。

QB/YWKM-207-08-2010 6.3.7.2 核实合环点两侧对应变电站的10kV母线电压差在0.5kV以内。若超过05kV，通知变运分局配合将对应变电站的10kV母线电压差调整到0.5kV以内。

6.3.7.3 判断合环点两侧相角差是否在25度以内。

6.3.8 合环操作前，各设备(含客户设备)运行管理单位负责：

6.3.8.1 核实现场电气设备有无影响合环调电操作的异常或故障。

6.3.8.2 核实现场是否出现雷、雨、雪、五级以上的大风或其他任何威胁到工作人员安全的情况。6.3.8.3 测量合环点两侧相角差，并立即将测量结果汇报管辖调度机构值班调度员。

6.3.8.4 发现不满足合环调电操作要求或合环调电操作原则的情况时，立即汇报管辖调度机构值班调度员。6.3.9 当10kV配电网不满足合环调电操作要求，但满足间断调电操作要求时，由管辖调度机构值班调度员安排，相关单位配合，立即进行间断调电。间断调电操作造成客户停电时间须小于15分钟。6.3.10 合环后，发现合环不正常或因故无法解环时，由设备管辖调度机构值班调度员下令，设备运行管理单位操作，断开合环设备。7 检查与考核

7.1 10kV配电网联络点相位、相序不正确，导致调电操作无法进行，从而影响检修工作开展的，每发生一次，考核导致联络点相位、相序不正确的相关工作项目管理单位和设备运行管理单位责任人各500元。项目管理单位和设备运行管理单位为同一个单位的，考核责任人500元。

7.2 各营配分局、变运分局应按可靠性管理有关要求积极开展10kV配电网调电工作，保证完成相关可靠性指标，不能完成可靠性指标要求的，按可靠性相关规定进行考核。

220kV配电网 篇3

关键词：220 kV变电站；接地网；设计施工；电阻

中图分类号：TM645 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）33-0199-02

改革开放以来我国国民经济产生了较大的变化，经济快速发展的背景下，电力供应的稳定性也引起了政府部门和供电企业的注意。为了保证供电的稳定性，以及工作人员的人身安全，变电站接地网必须进行严格的设计和标准的施工。笔者针对220 kV变电站接地网的设计与施工，进行简要的剖析，以盼能为我国220 kV变电站接地网的设计施工提供参考。

1 220 kV变电站

一般情况为了保证电能的低损耗，以及针对距离较远地区的供应。电能经发电厂生产，之后通过输电电路进入变电站。通过变电站将电压升高，之后再次通过输电线路进行电能的传输。电力传输至用电户区域范围内，再通过变电站将电压降低。之后进入配电站再进入用电户内，进行电力的使用。220 kV变电站指其内部进行电力输出或输入的电压为220 kV，220 kV变电站为我国电网运行中的中间变电环节，其对于整体电网的稳定运行影响重大。

2 变电站接地网

变电站在运行的过程中，由于自身的电压较大。因此为了保证变电站的安全运行，以及操作人员的人身安全，一般情况下在进行变电站施工的过程中，通常会进行接地网的施工。其中由多条接地线路进行连接，并形成的网络称之为接地网。

接地网一般情况下为直接与地面进行接触的金属类导体。接地网在运行的过程中，与单条接地线路相比，其具有电阻小、接地性能稳定等特性。

在当前的实践发展中，适用于绝大多数的电气设备以及相关电力场所的接地设计，例如变电站、地铁站等场所中，一般都采用接地网形式的接地。

3 当前220 kV变电站接地网设计与施工中存在的 问题

当前220 kV变电站接地网设计与施工的整体的发展态势较为稳定，其施工与设计大多数都能起到良好的接地效果。但在部分变电站的接地设计施工中，也出现了较多的问题。此类问题的出现，也引起了较为严重的后果。针对此类现状笔者分析案例，将问题总结如下例如：接地网施工工艺引起的问题、施工地土壤电阻较大、接地网设计中的腐蚀因素。针对此类问题，笔者进行简要的分析研究。

3.1 接地网施工工艺引起的问题

220 kV变电站接地网的主要作用为释放雷击造成的电流冲击，以及设备故障或短路现象出现的电流。因此接地网对于变电站以及电器设备的安全稳定运行影响重大，当前在接地网设计施工中，主要出现的问题为：接地网施工工艺引起的问题。具体的表现方式为：施工工艺标准不符合变电站要求，接地体埋深过浅，接地体连接部位搭界面不符合要求，回填材料过于随意，导致地网断开，并在此后雷电气候出现时，发生了较为严重的事故，接地网不能完全释放雷击现象造成的巨大电流，随后引发了较为严重的爆炸火灾事件，并伴随着较为严重的人员伤亡事件。

3.2 施工地土壤电阻较大

电阻的计算公式为：

R=ρL/S。

其中电阻为：R；

横截面积：S；

长度：L；

电阻率为：ρ。

一般情况下为了保证接地网能够起到应有的效果，其在设计施工的过程中，都会对施工地点的电阻进行测量。一般情况下施工地电阻较低，施工过程中面临的问题较少，施工过程也较为简单。当前220 kV变电站接地网在设计与施工过程中，主要面临的问题为：变电站一般位于山地或者利用价值不高的土地，此类施工地电阻率较高，增加了接地网的施工难度，同时增加了接地网的施工要求。当前关于变电站接地网的施工标准中，要求接地网电阻不得大于0.5 Ω。

3.3 接地网设计中的腐蚀因素

220 kV变电站接地网工程，一般情况下使用时间较长。因此关于土壤自然变化中的腐蚀情况，也为影响变电站接地网的重要因素之一。

腐蚀因素对于变电站接地网设计与施工过程中，主要产生影响的为施工材料以及施工技术。当前在多数出现问题的案例中，220 kV变电站接地网施工作业中，使用的接地网材料随着时间的过渡产生了腐蚀现象。

随着腐蚀现象的出现接地网电阻增加，接地体材料有效截面变小，更有甚者，出现接地材料断开，因此在出现雷击事件或设备故障短路时，无法有效的保障设备的安全性。接地网的可靠性也随之下降，对于变电站工作人员的人身安全也产生了威胁。

4 220 kV变电站接地网设计与施工中存在问题的改 善对策

当前220 kV变电站接地网设计与施工整体的发展较为稳定，但在部分变电站接地网的施工中，也出现了较多的问题，应引起设计、施工、运行人员的重视。针对此类问题笔者分析案例，提出了以下的改善对策。例如：针对施工地进行降阻作业、采用成熟度较好施工工艺、施工中针对施工材料进行防腐处理。针对此类改善对策，笔者进行简要的剖析介绍。

4.1 针对施工地进行降阻作业

某220 kV变电站在进行接地网设计施工中，由于施工地点电阻较大。设计人员经过研究讨论后，为了保证后期工程施工的成功性，以及考虑变电站当地的施工环境。最终确定施工方案为：深井接地方式。并且在施工的过程中，加入化学降阻剂，同时对施工地电阻进行降低。

施工的过程中针对整体接地网进行平均分布，对其区域范围内利用钻探机进行打眼，共计打眼10孔。打孔的过程中要求孔洞直径应为14 ～20 cm。孔洞之间的距离应根据接地网实际大小平均分配，打孔结束之后利用镀铜扁钢材料打入孔洞内，以此作为深井接地材料。并在回填的过程中，利用电阻较低土壤进行回填。

施工结束之后，经比对施工地点施工前期电阻为5 Ω，进行深井接地，并加入化学降阻剂后。最终测试施工地点电阻R<0.5欧姆，电阻符合施工要求。

4.2 根据工地情况选择接地网施工工艺

我国地域面积较大，因此各220 kV变电站所在地地质情况也有所不同。变电站接地网在施工的过程中，对于施工地电阻情况要求较高。因此针对各地的情况的不同，设计施工人员应进行考察之后，选择符合当地情况的施工工艺。

当前关于220 kV变电站接地网的设计要求和施工原则为：电阻R<0.5 Ω、接地网尽可能与建筑物体金属材料进行连接、尽可能使用施工地现场条件进行接地网施工。

4.3 施工中针对施工材料进行防腐处理

220 kV变电站接地网设计与施工的过程中，为了保证接地网的长效使用，以此整体接地网的有效性。变电站接地网必须针对接地网材料，进行防腐处理。当前关于220 kV变电站接地网的施工中，主要应用的施工材料为镀铜扁钢。此类材料本身具备较好的抗腐蚀性和抗氧化性，在施工中焊接结束之后，应针对材料涂刷防腐油漆，特别是焊接部位。根据腐蚀现状以及进行计算腐蚀速率，以此计算接地材料的最小厚度和宽度，并留有一定的裕度。并在此后在使用的过程中，定期对地网进行开挖检查，加强对整体接地网的维护作业。针对接地网材料出现的腐蚀状况，应及时进行分析原因，并采取有效的措施迟缓腐蚀的速度。以此延长接地网的使用年限，并保证接地网的使用效应。

5 结 语

当前关于220 kV变电站接地网的设计与施工，整体的发展较为稳定。但在部分变电站的施工中，也出现了较多的问题。例如：接地网施工工艺问题、施工地土壤电阻较大、接地网设计中的腐蚀因素。针对此类问题，笔者分析案例提出了以下的改善对策，例如：针对施工地进行降阻作业、采用成熟度较好施工工艺、选择使用新材料、施工中针对施工材料进行防腐处理，同时考虑绿色因素。以此改善220 kV变电站接地网设计与施工中存在的问题，并提升220 kV变电站接地网的实际效应，提升接地网的可靠性，增强220 kV变电站在运行中的安全稳定性。

参考文献：

[1] 周咪.试述220 kV变电站接地网的设计与施工[J].赤子，2013，（8）：192-

192.

[2] 谢若锋，郑再添.220 kV景湖变电站接地网设计分析[J].中国高新技术 企业（中旬刊），2015，（3）：142-143.

[3] 郭治锋，丁莉，强芸等.220 kV全户内变电站接地网优化研究[A].中国电 机工程学会电磁干扰专业委员会第十三届学术会议论文集[C].2013：

1-5.

[4] 张强，吴一峰，王宁等.220 kV变电站接地网的设计研究[A].第25届全国 电磁兼容学术会议论文集[C].2015：4-7.

220kV配电网 篇4

配电装置是变电站的重要组成部分。配电装置的型式选择, 必须结合变电站所在地区的地理情况及环境条件, 并考虑运行及检修和安装的要求, 因地制宜, 节约用地, 通过技术经济比较确定。

本站站址处所处位置属II级污秽区, 地震烈度为6度, 根据规程, 本站为户外AIS变电站, 本文将对220屋外配电装置的布置方式进行优化论证。

1 20k V屋外配电装置间隔宽度的优化

参照国家电网公司输变电工程通用设计“220k V变电站分册”的管母方案, 目前国内220k V配电装置间隔宽度大多为13m。布置如图A、图B

1.1 导线相间及相地距离的优化

间隔宽度由导线相间距离和跳线或引下线对地距离来确定。首先对导线的风偏进行了核算, 本工程设计风速为30m/s, 经计算在此风速下, 跨线弧垂和跳线弧垂分别取1.8米和2.0米时, 在大气过电压、风偏条件;内部过电压、风偏条件;最大工作电压、短路摇摆、风偏条件下, 导线相间距离及边相跳线至门型构架柱子中心线间的距离分别取3.5米和2.75米时能满足带电距离的要求。

1.2 设备相间及相地距离的优化

本工程设备相间距取3.1m, 边相设备至门型构架柱子中心线间的距离取3.2米, 两间隔边相设备之间中心距离为5.2m。经对断路器、CT、PT、避雷器等设备外形进行核算, 设备间的带电距离均能满足要求;而隔离开关的情况较特殊, 下面对4种隔离开关进行比较:

经比较可知, GW4-252水平开启式隔离开关不能满足间隔宽度12米的需要, 不予选用。而GW7-252型刀较GW16-252及GW17-252便宜, 在都可满足间隔宽度12米的情况下, 本工程推荐采用GW7-252三柱水平旋转式隔离开关。

综上所述, 本工程采用间隔宽度12米, 两个间隔共24米的联合构架型式。间隔宽度优化后尺寸如图C、图D:

2 纵向长度的优化

本工程220k V三相短路电流为21.3k A, 经过管母机械应力计算及挠度校验, 管母相间距取3m, 同时采用GW7型三柱水平旋转式隔离开关, 在此基础上进行纵向长度的尺寸优化。以出线及主变断面为例:

出线侧:

经过压缩断路器与出线侧3m相间道路之间尺寸, 使得IIM管母支架中心与出线侧3m的相间道路中心距由原来的12m压缩至11.65m.经过压缩电流互感器与出线侧3m相间道路之间、出线隔离开关与电流互感器之间尺寸, 使得出线侧3m的相间道路中心与出线构架中心距由原来的12m压缩至11.1m.

主变侧:

(1) 经过压缩断路器与主变侧3m相间道路之间、电流互感器与主变侧3m相间道路之间、进线隔离开关与电流互感器之间、避雷器与主变进线构架中心尺寸, 使得IIM联络门架与220k V主变进线构架中心距由原来的22.8m压缩至21.25m.。

(2) 主变进线构架与220k V配电装置与主变间的4.5m宽的道路中心距在满足设备运输要求的B1≥2.55m的条件下由原来的6m压缩至5m.。

3 优化布置后对生产安全及运行维护方面的影响分析

优化方案对生产安全及运行维护方面造成影响, 本工程分两个部分进行论证分析。

3.1 生产安全方面

经过优化后, 其安全净距均满足规程要求, 故对生产安全方面没有影响。

3.2 运行维护方面

220k V构架间隔宽度由13米压缩为12米, 采用两个间隔共24米的联合构架型式, 导线相地距离由常规的3m减小为2.75m, 若设置爬梯, 经校核, 带电距离满足要求。为了节省投资, 本工程按每两个24米间隔设置爬梯。通过对运行部门的了解, 爬梯的设置主要用于耐张绝缘子串的清扫维护, 由于本工程采用合成绝缘子串占多数, 合成绝缘子串的耐污性能较好;采用瓷绝缘子串占少数, 据对运行部门了解, 既便采用瓷绝缘子串, 也多在外层涂覆RTV涂料, 故本工程耐张绝缘子串清扫维护工作量少, 一年甚至几年才一次, 由于清扫的概率较低, 可以认为此设计对运行维护方面几乎没有什么影响。

由于压缩了部分设备间的距离, 使得纵向长度尺寸得以优化, 但是否会对设备的运行维护带来不便, 对此问题进行以下论证分析。

3.2.1 隔离开关与电流互感器之间

本工程隔离开关与电流互感器之间尺寸为4.5m, 国网A-3典设方案两者之间尺寸为5m, 压缩了0.5m, 由于本工程采用电子式电流互感器, 其头部尺寸比常规的电流互感器小0.6m左右, 且GW7型三柱水平旋转式隔离开关也比GW17型水平伸缩式隔离开关小, 由于两个设备的外形均比典设中所采用的设备小, 其差值基本可以与压缩的尺寸持平, 即二者之间的净尺寸实际上是不变的, 故不会对电流互感器的搬运造成不便。

3.2.2 断路器与道路之间

本工程断路器与道路之间尺寸为4.65m, 国网A-3典设方案两者之间尺寸为5m, 在实际运行的工程中, 两者之间的尺寸为4.9m, 且在两者之间靠近断路器侧设置一条宽1m的电缆沟。本工程将此尺寸压缩了0.25m, 由于本工程采用了数字化变电站, 其控制电缆的数量大大减少, 经过核算, 二者之间的电缆槽宽度为0.6m, 电缆槽宽度方向的缩小与压缩的尺寸持平, 不会影响到断路器搭检修架所需距离, 故不会对断路器的检修造成任何不便。

4 结论

根据本文的论证和分析, 得出以下结论:220k V间隔宽度采用12米, 两个间隔共24米的联合构架型式;跨线弧垂和跳线弧垂分别取1.8m和2.0米。

摘要：本文结合工程具体条件, 在保证满足配电装置设计要求的前提下, 对220kV屋外配电装置的布置进行进一步的优化设计, 从而减少变电站占地面积, 经济效益显著。

关键词：屋外敞开式管母双列布置,屋外配电装置的优化,纵向长度的优化

参考文献

[1]电力规划设计总院.DL/T 5218-2012《220kV~750kV变电所设计技术规程》[M].北京:中国计划出版社.

220kV配电网 篇5

郓城县供电公司 发展策划部QC 小组

一、小组概况

1、小组介绍

制表： 王 猛 2011.3

2、活动概况

制表： 张 帅 2011.3

二、选题理由

理由一：国家节能政策要求

节能是国家目前一项十分重要的基本国策。作为电力企业来说，节能管理主要是降损。降低输变电线路及售电过程中的电能损耗是供电企业节能工作的重点内容。

理由二：全年经济技术指标要求

2011年与市公司签订的业绩考核责任书中要求高低压综合线损率2011年完成5.85%以下，比2010年考核指标下降0.15个百分点。为保证2011年全年指标能够顺利完成，要求降低各电压等级线损。

6.005.95

5.905.855.805.75

制图： 吴 玮 2011.03 理由三：10kV 线损在各电压等级线损中所占比重最大

2010年全年线损电量比重中，10kV 线损所占比重达到46.24%，在各电压等级线损电量中所占比例是最大的。因此降损工作的重点是10kV 线损管理。

2010年各电压等级线损电量所占比重统计

32.88% 15.63%

制图： 王 猛 2011.03 理由四：供电企业经济效益的需要

线损作为供电企业最重要的经济技术指标之一。它和供电企业的经济效益息息相关，密不可分。降低线损就等于直接提高供电企业的经济效益。因而选择降低10kV 配电网线路损耗作为课题，这是十分重要的原因。

理由五：提高管理水平的要求

国家电网公司和省集团公司在县级供电企业之间开展同业对标、创建一流企业等工作，这就要求各县级供电企业努力提高综合实力和管理水平。而10kV 线损管理是县级供电企业各项管理工作中的一项重点内容。因而选择降低10kV 配电网线路损耗，提高管理水平作为课题研究的主要内容。

基于以上五条理由，我们最后选定本次QC 活动的课题为：降低10kV 配电网线路损耗。

三、现状调查

1、现状调查一：

郓城县处于经济欠发达地区，基础设施相对薄弱，经济发展相对滞后于全省水平。目前公司拥有23个供电所、所辖10kV 线路138条，共计2107公里，10kV 配变5000余台。近年来，我们坚持以提高企业的经济效益和社会效益为中心，始终把降损节能工作摆在企业经营管理的重要位置上而坚持常抓不懈，不断强化降损节能措施，加大管理力度，线损率逐年下降。10kV 线损率的管理水平逐年提升。

近几年10kV 线损率完成情况统计表

制表： 王 猛 2011.04 制图： 王 猛 2011.04

通过以上表格和图示可以很直观的看到，2007年至2010年10kV 线损呈现逐年下降的趋势。但是同样可以看出，我公司的10kV 线损指标完成情况还比较靠后，与先进单位还有一定的差距。

2、现状调查二：

线损管理是县供电企业重要的专业管理工作。得到了县供电企业的重视。“两改一同价”以后，农网结构得到优化，管理不断规范，队伍素质有所提高，为线损管理工作打下了基础。但是，还存在着不少亟需解决的问题。

当前存在问题：

（1）部分人员对降损节能的重要性和复杂性缺乏足够的认识。（2）指标管理不科学，措施不到位，管理粗放。

（3）电网结构不合理，技术含量低，运行不经济等。

通过调查发现10kV 线损管理还有许多不合理、不完善的地方。通过改进和完善后，相信10kV 线损管理水平可以有一个比较大的提升。

四、活动目标及可行性分析

1、活动目标

我们的具体目标是：通过本次QC 活动，2011年全年10kV 线损率在2010年完成2.74%的基础上下降到2.46%以下。

2、可行性分析

预计2011年全年购网电量完成18亿千瓦时左右，其中10kV 供电量预计达到16.5亿千瓦时。10kV 线损要完成2.46%以下，也就是10kV 年线损电量需要控制在4060万千瓦时以内。经过10kV 线损理论计算加上10kV 管理线损的考虑，我们认为有潜力，同时也有信心使10kV 线损下降到2.46%以下。

五、分析原因

我们从人为、计量、设备、供电网络、环境和方法六个方面对10kV 线损管理工作进行分析。

1、人为因素

（1）部分人员的对降损工作缺乏足够的认识。（2）10kV 线损指标制定不科学，管理粗放。（3）存在个别偷窃电现象。（4）公司自用电电量偏高。

2、计量因素

（1）部分线路计量变比不合理。（2）出口计量精度低。（3）电表轮校计划执行不力。

3、设备因素

（1）仍存在少量高耗变。（2）10kV 无功补偿不足。

（3）部分变压器不能在经济运行区运行，存在“大马拉小车”和“小马拉大车”的现象。

4、环境因素

（1）存在计量表箱封堵不严的现象。（2）季节性用电突出。

5、网络因素

（1）部分10kV 线路供电半径过大。（2）配电线路存在迂回供电的现象。（3）部分线路线径偏小。

6、方法因素（1）抄表差错。（2）大客户管理不到位。

六、确定主要原因

影响线损高低的原因比较多，经分析主要原因如下表：

七、制定、实施对策

1、从技术上降损（1）制定完善的节电降损措施并实施。结合城网建设改造工程，依靠技术进步，加大电网投 入和设备更新的力度，完善电网结构，缩短供电半径，合理选择导线截面和变压器规格、容量，努 力降低网络损耗。新建 110kV 随官屯变电站一座，主变 2 台，容量 2×63MVA，110kV

进线线路 2 条，同塔架设，采用 LGJ-300 导线。对 35kV 唐庙变电站进行改造，改为开关进线；将 10kV 室外 设备全部改造成室内设备。新上综合自动化系统及交、直流系统、无功自动补偿。对 10kV 南环西 线、西环南线、蒋庙线等城区线路进行负荷调整；根据计算和实际需要，对存在无功缺口的配电线 路装设无功自动补偿装置；此举大大增加了供电可靠性，提高了电压质量，大幅度降低了线损。（2）科学合理配置无功补偿设备，提高无功补偿设备的运行水平，做到无功分层、分区就地平衡，改善电压质量，提高功率因数，降低电能损耗，达到节约电能和提高供电质量的目的。坚持 以 “集中补偿和分散补偿相结合，以分散补偿为主，高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主” 的原则，健全完善变电所集中补偿、10kV 线路补偿、随器补偿、随机补偿四级补偿网络。目前我 公司 10kV 配电线路整体达到了 0.92 左右。从下表可以看出提高线路功率因数的节能降损效果： 0.8 0.85 0.90 功率因数由右列数值提高到 0.9 21 11 0 可变损失降低（%）0.8 0.85 0.90 0.95 功率因数由右列数值提高到 0.95 29 20 10 0 可变损失降低（%）

2、从管理上降损（1）建立健全节能降损组织和指标体系，积极推行现代化管理。为了使线损管理工作有组织 有领导地进行，公司成立了以经理为组长的降损节能领导小组，建立健全了公司、科室、车间、班 组降损节能网络体系。成立了线损管理 QC 小组，根据“PDCA”循环原理，按照计划、执行，检 查、落实、总结的管理方法，善始善终将降损节能工作落到实处。（2）根据市公司下达的年度计划指标和既定的发展目标，结合理论计算结果和本公司实际情 况，并考虑电量增长等因素，对年度线损指标按部门、年、季、月进行分压、分线、分台区层层分 解，分级承包和考核，做到责任具体、压力到位。完善和重视线损小指标的管理，堵塞漏洞，重点 做好母线电量平衡、变电站进线力率、电容器可用率、电容器投运率、月末抄见电量比重、所用电 量等小指标的统计、计算、分析和考核。（3）强化计量监督手段，提高计量管理水平。近几年来我公司对 10 千伏出口表逐步调换安装 新型的威胜多功能表，它能正确地锁定各个时间段的电量读数，为实行同步抄表，按点抄表核算电 量，计算线损等打下良好的基础；明确统一抄表时间及有关规定，杜绝抄表不同步、漏抄、估抄或 不抄现象，并同公司经济责任制考核挂钩。抄表中要求抄表人员仔细查看计量装置的完好情况，是 否有表计、CT 烧毁、接线错误等计量

故障或窃电、违章用电现象的发生，一旦发现及时处理解决。最大限度地从技术上和管理上对计量设备进行改造，堵塞了计量漏洞。（4）应用微机进行线损管理。在线损管理中，我们使用了微机对线损进行了辅助管理，采用 微机抄表，应用线损管理软件，利用计算机开展理论线损和线损分析，提高了线损管理质量，快速 准确地为线损分析、考核提供了大量的数据，为线损管理奠定了良好的基础。（5）加强线损分析工作。在线损分析中重点抓了电能的平衡分析、理论线损与实际线损的对 比分析、现在与历史同期的分析、与先进水平比较。这样通过上述几种对比分析，针对线损异常的 线路、配变、电量突升突降用户进行检查，及时掌握情况，解决线损管理中存在的问题，以便及时 发现由抄表、计量、用电性质变化和窃电等引起线损波动的问题。进一步重点抓了基层供电所的经济活动分析工作。供电所是供电企业生产经营的重点环节，增 6 供扩销、安全生产、降低线损、电费回收、成本控制等各项经济技术指标都要通过供电所来实现。我们经常下去参加基层供电所的经济活动分析会议，对其经济活动分析进行督导，帮助其对各项指 标进行深入分析，一方面总结经验，推广交流，另一方面发现问题，寻找措施，明确下一阶段的工 作重点和具体要求。通过卓有成效的线损分析，促进公司降损节能工作上了一个台阶，经济效益逐 步攀升。由于采取了以上措施，在 P、D、C、A 的第一个循环中，收到了预期效果

八、效果检查 效果一:各级线损下降明显 月份 1 月份 2 月份 3 月份 4 月份 5 月份 6 月份 7 月份 8 月份 9 月份 10 月份 截止 10 月份累计 2009 年完成情况 线损降幅 综合线损率 4.45 4.79 4.52 4.45 4.48 4.49 4.54 4.50 4.44 4.53 4.51 4.89 0.38 高压线损率 2.80 1.65 2.90 2.73 3.25 3.09 3.05 2.78 3.02 2.89 2.87 3.12 0.25 10kV 线损 1.66 1.12 2.08 1.96 2.47 2.35 2.31 2.10 2.29 2.24 2.11 2.53 0.42 低压线损率 8.83 8.77 8.86 8.78 8.82 8.66 8.64 8.62 8.59 8.61 8.72 8.84 0.12 效果二:为公司创效明显（1-10 月份）全公司综合线损降低:4.89%-4.51%=0.38%，预计 2010 年供电量完成:168000 万千瓦时，节约电量：168000×0.38%=638 万千瓦时, 为公司创效益：638×0.54=344 万元。效果三:小组成员的降损节能意识提高明显 大家在实际工作中，针对出现的问题，能充分运用全面质量管理的方法解决，确保工作的顺利 完成。此次活动时间虽短，但切实解决了我们在线损管理中出现的问题，为全面完成各项线损指标 打

下坚实基础。

九、制定巩固措施

1、改变以往线损指标考核模式。

2、增强竞争意识，提高降损工作积极性。

3、创新线损分析会方式。

4、改进反窃电措施，规范用电秩序。

5、鼓励技术创新和管理创新。

十、存在问题 7 存 在 问 题 对 策

1、部分线路线径细，供电半径大

2、仍存在高耗能配变 改造网络，更换设备。

3、配电线路老化迂回

4、用户计量轮校计划执行不力 加强电能表轮校计划管理。通过 P、D、C、A 循环，把降损增效工作不断引向深入。

十一、总结和下一步打算

1、找主要矛盾，解决主要问题。从人为、测量、设备、网络、环境和方法等六个方面的鱼翅 图表明，影响线损的因素诸多，但主要的原因是配电线路、无功补偿和计量中存在不足。只有抓住 这些主要矛盾，解决主要问题，才能起到事半功倍的效果

2、遵循科学规律，采用先进技术。科学技术是第一生产力，降低线损的途径、方法必须遵循 其规律，并采用先进技术，找到解决问题的途径，才能行之有效，收到明显的效果。

3、TQC 是降损增效的好方法。降损增效的方法固然很多，采用质量管理的方法进行降损,不失 为行之有效的途径。因为质量管理是一门科学，它是现代化管理的重要手段之一。在市场经济条件 下，以质量求生存，以效益求发展是电力企业的必由之路。供电企业的效益，说穿了就是电能在生 产和销售的环节上“多供少损”，TQC 是解决降损增效问题的金钥匙。

220kV配电网 篇6

【摘要】在我国配电网系统中，10KV配电网占据的比例很大，其运行合理与否直接关系到工农业生产与人民的日常生活水平，因此这里我们有必要对对10KV配电网线路变配电安装技术要点进行分析，以期为业界同仁工作提供技术资料参考。

【关键词】配电网；安装；变配电；变压器

10KV配電网线路是当今电力系统中不可忽视的组成部分，它的正常运行不仅为工农业生产、居民生活提供充足电力资源，还是改善居民生活条件、提高生活质量的重要举措。变配电设备作为配电网线路中的重要内容，随着社会的发展，其作用也不断增大，时至今日，变配电设备已经不再局限于对电能和电压的转换，而且对整个线路运行安全和稳定有着积极保证作用。面对如此发展背景，做好变配电安装技术势在必行，这里我们也有必要对其工作重点进行探讨。

一、变配电设备安装技术要点

在当今电力系统中，变配电安装技术伴随电网改革力度而不断推进，它在我国10KV配电网线路中作用十分突出，为城乡经济发展与社会繁荣稳定做出了积极贡献。目前的10KV配电网线路中常见的变配电设备主要包含了变压器、配电柜和架空线路三方面，下面我们就这三种设备的安装技术要点做了简单分析。

1、变压器安装技术

随着我国电网改革力度的不断深入，10kV配电网线路获得了空前发展，已成为我国电力系统中不可忽视的一部分。变压器作为电力系统的核心设备，在10kV配电网线路中的作用也越来越明显。但实际工作中变压器安装技术还存在一定的问题，造成变压器在正常运行中经常出现各种质量隐患，给居民生活和工农业生产构成威胁。为此，做好变压器安装技术十分关键。在目前的变压器安装中，具体的安装技术要点包含以下方面。

1.1变压器搬运

在过去10kV配电网线路变压器设备的安装中，搬运环节一直被忽视，这使得变压器在安装之前便产生了一定的质量问题，如内部线圈松动等现象十分常见，由此引发了严重的变压器运行故障。基于此，在目前10kV配电网线路变压器安装中，搬运环节非常关键，可谓对变压器安装质量有着指导作用。在具体安装中安装要点如下。

（1）变压器搬运之前必须要提前设定搬运计划，对变压器的搬运路径、搬运中容易产生的质量问题提前分析并提出应对意见。

（2）在变压器起吊工作中，要注意不能直接在变压器油箱上进行起吊操作，而应当采用钢丝吊绳在变压器下方进行固定，然后方可起吊。

（3）在变压器起吊工作实施之后，将变压器吊至一定的高度，然后又专业技术人员对变压器做全方位检查，观察变压器外部是否存在损伤、内部元件安装是否牢固，在检查完成之后方可继续操作。

（4）在变压器运输之中必须要提前在车厢内部设置枕木，以方便变压器的置放，并且还要采用牢固绳索将变压器牢固到运输车内部，避免因为运输颠簸而造成变压器质量问题。

1.2安装的环节

除了一些特殊情况之外，变压器一般在输送到施工场地之后便可直接进行安装。但是在实际安装工作中往往变压器安装基台都要高出地面，因此实现应当采取科学的基础平台进行置放，并且利用这一基础平台将变压器慢慢转移到安装箱内，从而方便了施工操作。

1.3检测的环节

对于变压器安装工作而言，它的安装并不是最后一道工序，而是在安装结束之后应当及时开展监测工作，观察变压器的安装效果和运行情况，判断变压器运行是否能满足行业标准。与此同时还要对各部件的质量隐患给予深入研究，确保各种故障都能得到有效解决，给将来变压器运行的稳定与安全提供一个可靠的基础保证。

2、配电柜

10kV配电网线路中配电柜是继变压器之后的又一重要设备，它在具体安装中按照不同型号要求可以分为低压配电柜和高压配电柜两种。但是在实际安装工作中往往都是以高压配电柜为主的，是用于完成电能分配、转换工作的一种现代化配电装置。这一设备的安装技术要点如下。

2.1基础施工

基础施工是配电柜安装施工的核心内容，它在施工中是主要以基础型钢埋设为主，通过把握型钢埋设的位置来控制安装质量，而且在工作中还要参照设计图纸、施工标准来进行安装。自会有做到这些要求，才能将由于基础施工引起的配电柜运行问题提前加以预防和处理。

2.2搬运和检测

在配电柜搬运中一定要提前对天气情况进行检查，最好选择晴天或者没有雨的阴天进行搬运。同时，为了让设备更好的避免雨水、潮湿等因素的影响。在配电柜安装中还应当提前设置一定的防潮装置，并且要确保装运的平稳，避免因为搬运碰撞造成的质量问题发生。在一些特殊条件下，我们甚至可以拆除那些已经出现质量问题的部件，在配电柜运输到安装现场之后要对配电柜的外观进行严格检查，确保配电柜型号、规格能与配电网设计规格相符。在检查工作中需要高度注意检查的细致性，避免因为柜体检查而造成的机械伤害。

2.3安装工作

在在型钢浇筑结束之后，等到钢筋混凝土的硬度达到施工安装要求之后方可实施配电柜安装。在安装中安装指标要严格按照设计标准和施工图纸进行。且在安装结束之后不能对配电柜进行大范围移动，只能采用一些辅助设备微微调整，且以第一个配电柜安装标准为参考来实施位置调整，以此达到控制间隙均匀的安装目的。

2.4架空线路

对于架空线路的架设方面，要注意线路的路径与杆位的选择。不应该跨越建筑物或横穿规划好的地块，而是要避开比如低洼或容易被冲撞碰撞的地方。另外对于导线的选择，应该使用多股绞合导线，不可使用单股线，破股线或者铁线。

二、变配电在安装过程中需要重视的问题

第一，必须注意变压器与配电柜导体的连接性，注意规避2种设备间的铜制或者铝制的螺母与螺杆间产生铜铝连接现象。而且要稳妥解决好铜铝表面氧化的问题，不然将给设备使用的性能带来不良影响，严重的甚至可能导致设备产生毁损。

第二，进行避雷器与吸湿器的安装和设置时，避雷器的设置安装要可保障配电网得以正常的运行，保证相关设备可以避免受到雷击损害。

三、小结

总之，进行具体安装的时候，必须保证参与安装的全部工作人员均需要各负其责，将责任一定要分工明确，并责任到人，各责任相关单位互相间均需进行密切配合与协调，以确保安装科学性与可靠性，为电力事业的更好发展做贡献。

参考文献

[1]袁慧梅，贾胜海，郭喜庆.基于负荷测试仪计算线损的电流分配系数法[J].首都师范大学学报（自然科学版），2003（04）

[2]陈道龙，朱永飞，杨璐，张宇娇.基于仿真计算的10kV母线内部结构设计[J].农村电气化，2015（04）

220kV配电网 篇7

1 220KVHGIS配电装置的工程适应性分析

根据开关设备进行分类, 220KV配电装置分为空气绝缘开关、HGIS型、气体绝缘型以及罐式断路器型。将断路器和电流互感器进行一体化整合是罐式断路器型的主要工作特点, 所以空气绝缘开关和罐式断路器型均为敞开型。将配电装置各电器中的部件进行一体化整合是GIS和HGIS型的工作特点。由于气体绝缘开关型与HGIS型差别较小, 所以均为紧凑型。

性价比较高是敞开式配电装置设备的特点, 所以对于零部件的更换比较方便。由于设备的各种部件在安装时并不合理, 大多数都暴露在空气中, 长期以往, 自然环境中的不利因素会对其产生极大的影响, 导致部件严重损坏, 从而引发多种问题, 增加了维修及更换的负担。由于敞开式配电装置自身的特性, 其会消耗许多的土地资源, 从而对环境也会造成一定的影响。

设备布置高度集成且外形较小是紧凑型配电装置的特点, 所以技术人员可以将其与电缆出线相结合, 布置于户外, 不仅能够节约土地资源, 还不会对环境造成较大的影响。由于紧凑型配电装置自身的特性, 技术人员在对其进行扩建或者耐压试验时, 会造成较大的影响, 而且其对工作人员的技术要求较高, 从而对远景扩建造成了不便。

HGIS配电装置既有着较高的性价比, 而且还能有效节约土地资源, 既有较高的质量, 还不会对环境造成严重的影响, 所以对于配电装置来说, HGIS配电装置的使用价值较高。由于500KV智能变电站220KV大都采用架空出线, 所以为了更好地适应其特性, 技术人员可以选用HGIS配电装置, 其具有较好的实际效果。

2 220KVHGIS间隔设备整合与布置优化

2.1 母线分段间隔设备与母线设备间隔整合。

AIS设备由于价格较实惠, 并且质量较好, 通常被用作HGIS配电装置母线设备间隔, 与AIS设备相比, GIS电压传感器以及避雷器的价格要远高于AIS设备, 所以在实际工作中, 技术人员往往会选择AIS设备。在220KV HGIS配电装置中, 技术人员必须在各进出线间隔安装避雷器, 确保其安全性。技术人员在对母线设备间隔进行处理时, 须安装电子式互感器, 在安装套管时也必须选择专用的套管。当技术人员对HGIS配电装置进行整合后, 与AIS母线设备间隔造价相比, HGIS配电装置有效地节约了成本, 提高了整体效益。

2.2 母线检修接地闸刀与间隔单元设备整合。

当技术人员在对母线进行检修时, 由于敞开式配电装置的母线有两组, 所以当其中一组母线被检修时, 另外一组母线如果继续运行, 将会产生危害技术人员身体的电压, 从而造成更大的影响, 所以技术人员在对母线进行检修时, 必须安装检修接地开关, 由于通过对AIS独立式接地闸刀和HGIS母线接地闸刀相对比, AIS独立式接地闸刀更具有经济性, 所以一般选用AIS独立式接地闸刀。

技术人员通过将母线检修接地闸刀与间隔单元设备相整合, 不仅保证了安全性, 还可以更好地降低成本, 从而提高了综合效益。

2.3 电子式互感器与间隔单元设备整合。

由于合并单元在电子式电流互感器中的配置, 所以大大降低了传感单元的安装。在220KV出线间隔中, 一般的电磁式电流互感器只有配置多个二次绕组才能正常运行, 而电子式互感器却不需要配置这么多, 从而大大节约了空间, 使得技术人员可以将HGIS进行更大的压缩。

3 新型220KV HGIS配电装置设计方案

首先采用局部双层出线, 对配电装置总体布局进行优化。为了更好优化220KV HGIS配电装置的设计, 技术人员可以采用局部双层出线的方法, 合理利用跨构架, 这样不仅可以让整个配电设备更好地适应配置场地, 节约土地资源, 还不会对环境造成较大影响。其次采用大跨度母线梁构架, 对配电装置尺寸进行优化, 一般的方案中, 施工人员无法在母线架中间构架柱和HGIS间设置道路, 所以给220KV HSIS配电装置的良好配置带来了许多问题。所以, 技术人员可以采用双母线大跨度横梁, 将铝管母线用作出现间隔HGIS与正母线之间连接的导管, 这不仅可以将出现排架和母线架整合成联合构架, 还优化了配电装置的纵向尺寸。

技术人员还可以采用双层出线引线上翻解决方案, 由于220KV采用了双层出线和联合构架的方案, 所以尺寸较小, 为了解决高层出线引线上翻的问题, 技术人员可以采用绝缘子串串联技术, 并配合复合棒式绝缘子斜称手段, 这不仅节约了成本, 还防止了构架梁悬挑的问题出现。

技术人员也可以采用220KV联合构架设计方案, 技术人员在对220KV联合构架进行设计时, 可以用500KV HGIS联合构架做参照, 技术人员可以通过对分段间隔布置的合理分析, 采取有效的设置, 从而对构架温度区段进行缩减, 从而降低了温度对其的影响, 并且可以节约资源, 降低成本。技术人员可以采用垂直单杆柱方式来设置出线侧构架, 并且清除联合构架联系梁的设置, 技术人员还必须设置斜杆, 在高架柱处与母线良好连接, 从而确保其稳定性与安全性。

4 技术经济对比

与一般配置方案相比, 220KV构架通过对500KV HGIS的参照, 采用了联合构架的形式, 不仅优化了整个场地的布置, 还节约了土地资源, 减少了道路检修的面积, 降低了各项成本。由于其采用了局部双层出线的方式, 所以对整个配电装置的布置起到了良好的优化效果, 而且方便技术人员对于配电装置的合理配置。大跨度母线梁构架的设置方法的采用, 大大缩减了配电装置的纵向尺寸, 节约了大量的空间。技术人员采用绝缘子串串联的方式良好的解决了双层出线引线上翻的问题, 对空间距离进行了合理的利用, 从而节约了成本。一系列设计方式的优化, 不仅能够让技术人员对500KV智能变电站220KV HGIS配电装置进行更好地配置, 对于整个变电站的正常运行, 都有着重大的意义。

参考文献

220kV配电网 篇8

该文结合冀北地区某500 k V变电站的建设,针对该站的地理位置和出线规模等具体情况,研究该站220 k VGIS配电装置的布局优化,对常规出线型式、双飞蜓出线型式以及风帆出线型式做经济技术对比分析,结合运行、安装、维修、电气距离等各方面要求,探讨适用于该站的最优布置方案,并推荐在该站的实际工程中尝试应用。

注:征地价格:20万元/亩,220 k V主母线价格:3万元/m220 k V分支母线价格:1.8万元/m,钢材:1万元/t。

1 常规出线方案

以冀北地区某500 k V变电站为例,按照220 k V终期出线16回,全部出线均从变电站东侧出线再经站外转角塔分8回向南、8回向北考虑,常规出线门架宽24 m,宽度总计需192 m。而220 k V GIS设备间隔宽度仅3 m,考虑16(出线)+2(母联)+2(母设)+4(主变)共24间隔宽72 m,加上母分间隔宽约6.5 m,总宽度约78.5 m,为了和出线门架位置对应,还需要约113.5 m的220 k VGIS母线筒连接,造价较高。同时还需要考虑在站外东侧布置8基双回转角塔的投资。所以这种常规出线方式虽然采用了GIS设备,但节约占地的优势未能充分体现,依然需要较大的征地面积和工程投资。

2 双飞蜓出线方案

双飞蜓式出线方案将出线构架简化为一根独立钢管杆,把两相GIS出线的GIL管线进行延伸,并向一侧弯曲,使三相套管能够按一字型排列,并垂直于主母线纵向。三相导线连接到同一根独立钢管杆的横担上,挂点呈上、中、下3层布置,形成同杆双回垂直出线结构。如按照避雷器内置考虑,4回出线共占用24 m间隔宽度,单间隔宽度平均为6 m。

3 风帆出线方案

风帆式出线构架由三层出线梁连成1个整体,2个间隔共用1跨,端部采用联合端撑,整体构架受力合理。构架柱采用420 mm截面的Q345钢管杆即可满足受力要求,因此构架柱至GIS套管的距离可较“双飞蜓式”垂直出线进一步减小。通过出线构架横向尺寸优化,横向尺寸可由192 m优化至88 m,节省母线筒和土地宽度104 m,压缩幅度达54%。通过配电装置纵向尺寸优化,优化后线路间隔纵向尺寸仅为19.5 m,较常规布置的纵向距离26 m减少了6.5 m。通过将GIS中断路器与套管置于GIS母线两侧,可将主变处间隔宽度压缩至12 m。

4 技术经济比较

对以上3种配电装置作比较,终期16回出线皆为东侧出线下,考虑220 k VGIS配电装置间隔尺寸、出线排列形式、间隔占地面积、连接母线筒长度等因素。连接母线筒长度指由于GIS设备与出线排架宽度不一致时,需要额外铺设的母线筒长度。母线筒造价按2.5万元/m计算,征地费用按20万/亩(即300/m2)计算,常规出线由于水平排列方式,致使单间隔宽度无法压缩。而双飞蜓出线、和风帆式出线均采用了三相导线垂直排列的形式,在确保符合电气安全距离的要求下,将单间隔宽度压缩至最小5.5 m,达到节省土地占用,缩短母线筒长度,节约投资的目的。

结合该站的具体情况,最终采取常规门型构架双L型出线与风帆式分段跨线相结合的方案。如表1可以看出,即使不考虑出站转角塔由8基缩减至4基的情况下,采用常规门型构架双L型出线与风帆式分段跨线相结合的方案后,占地面积节省了2 095.5m2,220 k V配电装置区造价节省了312.4万元。节约工程造价和土地使用效果显著,在具体工程项目中适用性良好。

参考文献

[1]高美金,高亚栋,陈飞,等.户外GIS设备架空垂直出线方式的研究与应用[J].浙江电力,2014(11):58-61.

[2]国家电网公司基建部.国家电网公司输变电工程通用设计110(66)~750 k V智能变电站部分(2011年版)[M].北京:中国电力出版社,2011.

[3]国家电网公司基建部.国家电网公司输变电工程通用设计110(66)~500 k V变电站分册(2011年版)[M].北京:中国电力出版社,2011.

[4]肖劲鹏.户外GIS立式出线及双层出线间隔优化分析[J].现代制造,2011(24):24-25.

[5]张瑞永,陶青松,窦飞等.220k V变电站双层架构典型出线方式研究[J].电力科学与工程,2012,28(5):6-11.

[6]刘耀锋,周昊.220k V室外配电装置的设计优化[J].电力自动化设备,2005,25(7):88-89.

20kV配电网规划 篇9

关键词：20kV,配电网,电压质量,电网规划

1 随着经济发快速发展, 电力负荷大幅增加, 负荷密度越来越高, 供电范围不断扩大, 增加配电网容量是目前电网突出的问题。

在一些人口密集、经济发达的中心城区和新开发区, 随着电网的快速发展, 负荷及负荷密度增加更加突出, 但配电网的站点和线路走廊资源却越来越紧张, 这将严重制约着配电网的发展, 现有以10k V为主的中压配电网已经开始显现出弊端。

2 20kV配电与现行10kV配电网优劣分析

2.1 线路的输送容量

S=UNI

上式中:S-视在功率, UN-线路始端额定电压, I-线路电流。

由上式可以看出, 在线路载流量不变的情况下, 输电线路额定电压从10kV升至20kV后, 线路输送容量可增加一倍。相反, 对于一个高负荷密度区域来说, 输送相同的容量, 电压从10kV升至20kV后, 其出线线路条数为原来的一半, 可以节省大量线路走廊。

2.2 电压水平

ΔU%= (PR+QX) /UN2×100%

上式中, ΔU%-电压降, UN-额定电压, P-有功功率, Q-无功功率, R-线路电阻, X-线路阻抗。

由上式可知, 当线路所带容量一定时, 20k V线路电压损失仅为10k V电压损失的25%, 20k V线路有利于提高线路末端电压合格率。

将电阻与电抗用线路长度表示, 带入上式, 经转换得

上式中, L-线路长度, r-单位线路长度电阻, x-单位线路长度电抗。

国网导则规定, 20k V、10k V三相供电电压允许偏差为额定电压的7%, 所以由上式可见, 在相同电压允许偏差下, 20k V电压等级供电半径为10k V电压等级供电半径的2倍。

2.3 降低线损

ΔP=N×I2R

N为负荷分布系数, I为线路电流, R为线路电阻。

在输送相同功率下, 20kV线路电流为10kV线路电流的50%, 20kV线路线损率为10kV线路线损率的1/4。

3 电网规划中20k V配电网规划思路

3.1 规划范围

明确电网规划范围及规划年限, 供电区分类及城农网划分。

3.2 规划区域分析

对所规划区域的经济发展情况, 产业结构进行分析, 结合城市定位, 城市发展思路及目标, 重点发展产业及重点建设项目, 让电力发展与城市建设协调发展。

3.3 现状分析

对当地电网进行现状分析, 掌握当地的网络构成、设备情况及运行情况, 查找出现状电网存在的薄弱环节。分析变电站情况 (重过载主变、间隔利用情况、N-1、是否可扩展容量等) ;分析中压配电网网架结构水平情况 (环网率、站间联络率、线路平均分段数、线路可转供电率、网络接线标准化率、线路末端电压不合格比例) , 负荷供应能力 (线路平均负载率、重过载线路、重过载配变) , 装备技术水平 (中压线路绝缘化率、中压线路电缆化率、高损耗配变台数及比例) ;低压台区电网规模和设备水平;设备运行年限、规划区线损、供电可靠性等。针对现状分析结果, 进行有针对性的规划实施。

3.4 负荷预测及电力平衡

负荷预测是规划设计的基础, 包括电量需求和电力需求预测两部分内容。负荷预测在长期调查的基础上, 收集和积累本地区用电量和用电负荷的历史数据以及城市建设及各行业发展的信息, 充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系。预测结果可适当参考国内外同类型地区的资料进行比较, 使之具有较高的合理性和准确性。负荷预测分近期、中期和远期 (年限与规划年限一致) 。远期着重考虑规划区域饱和密度和饱和负荷的预测, 确定最终负荷规模。根据负荷预测水平和分布情况, 对电网进行分电压等级电力平衡, 根据电力平衡结果及电网容载比规定对电源容量及变电站位置进行布点。

3.5 技术原则

根据规划区域社会经济发展水平和建设规模、负荷增长速度、规划负荷密度、环境保护等要求, 以及各地的实际情况, 合理选择和具体确定电压等级序列、供电可靠性、容载比、接线模式、中性点运行方式、无功补偿和电压调整、短路水平、电压损失及其分配、节能环保、通信干扰等确定技术原则。确定110kV/20kV和220kV/20kV的电压等级, 取消35kV电压等级。20kV布点少时可采用站内联络, 随着站点的增多, 逐步改为站间联络。

3.6 配电网规划

根据现状电网分析及负荷预测的结果, 以技术原则为指导, 对20k V配电网进行规划。

配电网规划要从远景至近景进行规划。

远期规划, 时间界限一般为16年-20年, 远期规划主要考虑城网的长远发展目标以及电力市场的建立和发展, 进行饱和负荷水平的预测研究, 根据负荷预测及电力平衡结果, 结合城市实际情况, 确定10kV网架是否还能满足城市发展, 若不能满足, 则考虑建立20kV网架, 若满足, 则需结合周边电网环境综合考虑是否采用20kV网架结构, 达到合理效果, 制定电源布局和目标网架, 目标网架确定后, 在中期规划和近期规划中安排合理的年份来实现20kV的改造。

近期规划应着重解决电网当前存在的主要问题, 依据近期规划编制年度计划, 提出逐年改造和新建的项目, 逐步满足负荷需要, 提高供电质量和可靠性, 改造中要结合目标网架满足远期发展需要。中期规划应与近期规划相衔接, 预留变电站站址和通道。逐步将现有电网结构有步骤的过渡到目标网络, 并对大型项目可进可行性研究, 做好前期工作。

针对不同类型区域20kV方案。

新区规划, 这类主要包括新建技术开发区、工业园区、新建住宅区等。区内10kV中压网络空白或较为薄弱, 能够很快为新的中压配电电压网络所取代, 这类区域统一采用20kV供电。对于饱和负荷密度较高的新建小区, 建议采用220/20kV供电序列;对于负荷密度相对较低的新建小区, 建议采用220/110/20kV供电序列。

负荷增长较快的已有城区, 现有10kV中压网络将进行升压改造。现有10kV中压配电网将与20kV中压配电网长期共存。城市10kV与20kV混合供电区域, 10kV供电线路与20kV供电线路应各自独立运行, 如对供电可靠性有特殊要求, 宜经联络变压器进行联络。混合供电区域, 应采用逐步蚕食的技术政策, 逐步扩大20kV的供电范围, 实现平稳过渡。对于新增的配电设备, 全部按照20kV电压等级进行设计选型, 在升压改造初期先降压为10kV运行, 待具备升压条件后直接升至20kV运行。新增变电站低压侧应采用20kV电压等级, 逐步扩大20kV供电区域提供, 完成10kV向20kV的过渡。

负荷增长缓慢的已有城区改造, 通常指那些负荷增长相对平稳的原10kV供电区。可较长期保留10kV中压供电。在城市平稳过渡供电区域内, 对于负荷增长相对平稳, 且供电能力充足的原有10kV供电区域, 原则上宜暂时保留10kV供电方式, 但应积极创造升压改造条件。在原有10kV供电区域外, 应不断加强20kV的供电能力, 以便为原有10kV供电区域逐步改为20kV供电创造外围电源条件, 使20kV供电区域有能力不断对原有10kV供电区域进行逐步蚕食, 针对区内站与站之间联络关系不紧密的变电站, 宜结合变电站改造升至20kV配电网。

农网地区, 通常指那些负荷密度较低的偏远农村、山区以及城镇和近郊地区。这类地区供电面积大, 线路距离长, 末端电压不合格地区主要集中在这些地区, 线损率偏高。根据现状调查, 这些区域现有变电站以35kV为主, 联络关系不紧密。对于农网地区, 应结合现有设备运行年限以变电站为单位对农网进行改造。若设备年限未达到规定使用年限且满足供电需求的, 暂时维持现有10kV供电模式不变。对于设备达到运行年限或容量不满足供电需求的, 则以远景年电网网架为目标, 统一以变电站为单位进行20kV升压改造, 取消原来35kV变电等级, 采用220/110/20kV和110/20kV变电等级。改造过程中未达到运行年限的10kV设备, 移给10kV供电区进行二次利用, 以节约投资。

改造中应注意的问题:

同一城市负荷分布不均衡的不同区域, 需区别对待, 先期改造供电能力不足区域电网。

被改造的线路与其他区域的线路间有联络关系时, 在改造时宜在两侧同步实施升压改造, 以保证两侧运行电压等级的一致性和供电的可靠性, 同时也缩短了整个地区的升压改造周期。

选择负荷的供电可靠性要求低的区域实施升压改造;选择互联较少的区域实施升压改造;选择施工造成的停电影响较小的区域实施升压改造。

对于上级电源点暂时不具备改造条件的, 在原上级电源点的10kV侧加装10/20kV联络变压器的方式为划定的20kV供电区域供电。

结合目标网架, 结合投资综合考虑, 一次到位, 避免二次改造。

3.7 投资估算

根据现有20kV配电网运行经验, 110/20kv变电站单位容量造价比110/10kv低20%以上, 实施20kv配电网相比10kv配电网设备规模降低约40%, 20kv设备单价约为10kv设备的1.1~1.2倍, 综合计算, 20kv配电网的经济性要明显优于10kv。对项目进行投资估算, 科学合理安排各年份投资, 并进行经济评价, 得出各项经济评价指标。

3.8 规划评估

对规划年内的存在问题解决情况、技术原则落实情况、供电可靠性、线损率及投资效益进行评估, 反应电网规划效果是否能达到预期目标。

4 结论

20kv配电网, 与10kv配电网相比, 在解决土地资源紧张情况及满足高负荷密度区域供电有着突出的优势, 同时, 20kv可以提高供电质量、降低网损、提高配电网运行的经济性。在我国可根据现有20kv配电网运行经验, 扩大20kv配电网范围。由于各地区的经济和社会发展情况差异很大, 电网结构也有所不同, 所以20kv配网建设和推广要根据城市规划发展趋势和电力需求, 并结合区域内负荷增长趋势和现状电网结构等因素综合考虑, 科学编制配电网长期规划, 指导20kv配电网的实施, 是做好20kv配电网必不可缺的部分。

参考文献

[1]马晓东, 姜祥生.苏州电网20kv配电电压的应用与发展[J].电力设备, 2008, 9 (9) :1-5.[1]马晓东, 姜祥生.苏州电网20kv配电电压的应用与发展[J].电力设备, 2008, 9 (9) :1-5.

[2]李子韵, 姜宁.20kv电压等级在南京中压配电网的推广应用[J].电力系统自动化, 2008, 32 (20) :104-107.[2]李子韵, 姜宁.20kv电压等级在南京中压配电网的推广应用[J].电力系统自动化, 2008, 32 (20) :104-107.

[3]黄茜.浅谈10kv配电网络短路电流实用计算及应用[J].Value en-gineering, 2011, 165.[3]黄茜.浅谈10kv配电网络短路电流实用计算及应用[J].Value en-gineering, 2011, 165.

[4]许颖.我国城市配电网技术改造浅析[J].电网技术, 1998, 22 (12) :11-14.[4]许颖.我国城市配电网技术改造浅析[J].电网技术, 1998, 22 (12) :11-14.

220kV配电网 篇10

关键词：10kv,配电网,配电柜,变压器

变压器和配电柜是10 k V配电网线路中的重要设备, 采取正确的方法安装变压器和配电柜, 对提高设备的使用寿命和保证配电网的供电质量具有十分重要的意义, 应引起配电安装技术人员的重视。

1 10 k V配电网线路变配电安装技术

1.1 配电柜安装技术

1.1.1 埋设基础型钢

在埋设基础型钢的过程中, 应先根据施工图纸确定型钢安装的位置和高度, 然后确定型钢的中心线, 做好安装标记。做好安装标记后, 将基础型钢吊运至标注好的位置, 并调整到水平位置后进行固定。在固定的过程中, 应在基础型钢的底部铺垫一些钢筋, 将基础型钢和钢筋牢固地焊接在一起。在焊接牢固后浇筑混凝土, 这样可以有效地避免由于压力过大或其他原因造成的基础型钢下沉。

1.1.2 搬运配电柜

在搬运配电柜时, 尽量避开下雨天气, 防止设备被雨淋。在搬运配电柜之前, 应采取一定的措施固定配电柜, 这样可以防止由于配电柜设备中心不平衡导致的倾倒。如果有特殊要求, 可以采用分拆运输的方式, 在搬运的过程中尽可能避免配电柜设备的损坏。

1.1.3 检测配电柜

配电柜被运送至安装现场后, 应该有专业的技术人员对其进行开箱检测。检测的内容包括配电柜的型号、规格是否符合设计规定, 配电柜是否有损坏。如果发现配电柜有损坏应及时处理, 以免在之后的运行过程中造成不必要的安全事故。此外, 在检测配电柜时, 应小心谨慎, 防止人为原因对设备造成损坏。

1.1.4 安装配电柜

基础型钢上浇筑的混凝土凝固后开始安装配电柜。在安装过程中应根据设计图纸进行安装, 在不妨碍其他设备安装的前提下, 将配电柜放置在相应的位置, 然后进行微调, 保证所有配电柜的间距均匀、适中, 排列整齐。之后根据相关规定进行固定。配电柜的固定通常需要采用螺栓, 如果遇到特殊状况, 也可以采用电焊的方式进行固定。在焊接过程中, 应该保证每个配电柜至少要焊接四处, 且焊缝位于配电柜的内侧。应该注意的是, 自动装置盘、机电保护盘和主控柜不能采用焊接的方式进行固定。

1.2 变压器安装技术

变压器是10 k V配电网线中的重要组成部分之一。变压器的安装技术对整个配电网的运行十分重要, 也是10 k V配电网线路变配电安装技术的主要研究对象之一。

1.2.1 安装前的检查

在安装变压器之前, 应该由专业的技术人员对图纸资料中的各项内容进行研究, 在了解了相关的施工方法和技术指标后, 才能进行安装, 这样便于做好技术交底工作。在安装变压器设备之前, 应该认真检查变压器设备是否有生产许可证、产品合格证书、检验报告等, 必要时也应对变压器内的各种绝缘构件进行检查。如果发现有裂纹、缺陷、缺损等问题, 则立刻停止安装。在检查变压器油箱时, 应该采用合理的检查方法, 检查变压器的油路是否畅通, 变压器的油箱是否存在渗油、漏油的问题。同时, 还应该认真检查变压器设备的所有螺栓是否加固良好, 尽可能避免因变压器在运行的过程中出现松动而造成安全事故。

1.2.2 变压器的搬运

在搬运变压器时, 应该注意以下几方面: (1) 在搬运变压器之前, 应该设计好搬运路线, 必要时采取一定的应急措施, 防止突发状况的发生。 (2) 在起吊变压器装置时, 为了保证设备能够平衡起吊, 应该把绳索套在变压器设备的吊耳上, 避免偏移。 (3) 变压器设备起吊至一定高度后暂时停止, 由专业的技术人员对起吊状态进行检查, 确认准确无误后再继续起吊。 (4) 将变压器吊运至车辆上时, 应该选择容量较大的车辆。为了防止在运输过程中由于车辆颠簸造成的设备损坏, 应该用绳索对变压器设备进行固定。 (5) 在运输过程中, 车辆尽量避免剧烈的冲击, 保持匀速行驶, 保证设备的安全。 (6) 进行二次搬运时, 应该与电工配合, 注意控制好变压器的受力点, 保证其符合相关的规定。

1.2.3 变压器的安装

安装变压器, 应该注意以下几方面: (1) 安装设备之前, 应该先检查变压器设备是否存在损坏, 然后选择合适的方向进行变压器设备的入位。 (2) 确定好变压器的进入方向后, 选择正确的安装工具, 用吊链将变压器设备吊运至合适的安装位置。 (3) 变压器入位时, 应该注意两条轨道之间的距离。比如对部分拥有气体继电器的变压器, 应该根据变压器的气流方向, 控制变压器的高度, 这样能够有效降低变压器发生故障的概率。 (4) 通常情况下, 应该将变压器尺寸安装的距离误差控制在2.5 cm左右。如果安装图纸没有特殊的规定和说明, 变压器的安装距离应该控制在80 cm以上, 两个同门之间的距离通常应控制在1 m左右。

1.2.4 变压器的检测

在安装完成之后, 为了保证变压器能够正常运行, 应该对其进行检测。在检测变压器时, 应该检测变压器运行保护装置的安装状况、事故排油装置的安装状况、消防设备的安装状况和引线的安装位置。此外, 在变压器正式使用之前, 应该对其进行4~6次的全压冲击合闸试验, 经检测正常后, 才能将变压器投入运行。

2 10 k V配电网线路变配电安装注意事项

在10 k V配电网线路变配电安装的过程中, 应该注意以下几个方面: (1) 做好接地工作。安装接地装置是保证变压器和配电柜的必要措施, 接地装置高压侧避雷装置接地点、低压侧接地点、配电柜的外壳都应该和地线系统进行连接。 (2) 安装吸湿器。吸湿器是保证变压器正常运行的重要装置, 其作用是进行呼吸和过滤, 为变压器的储油柜提供优质的空气。在安装吸湿器时, 应在变压器使用前将密封垫拆下, 保证吸湿器能够正常工作。 (3) 安装避雷装置。避雷设备能够有效降低变压器和配电柜被雷、电击中的概率, 是保证10 k V配电网正常运行的重要装置。避雷器应该安装在跌落保险之后, 且与变压器保持同步投切的方式, 不能把避雷器安装在跌落保险之前。

3 结束语

1 0 k V配电网线路变配电设备的安装是一项系统性非常强的工作, 因此, 在安装过程中, 各环节工作人员应该各司其职, 严格按照规定安装变配电设备, 保证10 k V配电网的安全运行。

参考文献

[1]罗庆想.浅谈10 kV配电网变配电设备安装技术[J].商品与质量·建筑与发展, 2013 (11) :629.

[2]袁毅华.浅谈10 kV配电网线路变配电安装技术[J].华章, 2012 (30) :330.

[3]肖红波.10 kV配电网线路变配电安装技术[J].科技创业家, 2013 (17) :115.

10kV城市配电网规划发展综述 篇11

关键词：城市配电网；10kV；电网规划

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0111-02

随着我国经济的快速发展，城市化建设也在日益完善，而城市中10kV配电网的规划也显得越来越重要。10kV城市配电系统与人们的日常生活息息相关，那么应该如何合理规划10kV配电促进用电安全，就是本文将要研究的

问题。

1 国内外10kV城市配电网的发展现状

1.1 我国10kV城市配电网的发展现状

我国城市配电网由于起步晚，发展水平比较低，所以配电网络存在规划和建设方面的不足和缺陷，城市配电网的自动化水平和配电网发展状况相对薄弱，主要表现在以下三个方面：

1.1.1 结构性问题。目前，我国10kV城市配电网整体结构比较薄弱，城市配电网的整体技术水平还比较落后，自动化网络建设还有待提高，线路损耗比较严重，线路绝缘水平依然比较低，尤其是城市配电网的整体结构性还比较脆弱，不够健全。在城市电网设计中，依然有大量线路交叉供电，接线复杂等结构性问题，这就为城市网络建设的自动化改造带来了不便，且加大了线路维护的难度。

1.1.2 基础设施比较薄弱。过去城市配电网建设由于缺乏经验，没有考虑整体电力供应以及未来发展规划，影响到我国目前配电网的布局规划。如果配电网的建设想要更加合理，就必须加强对基础性电网的全面更新改造，对城市配电网进行新型布局规划。

1.1.3 城市供电故障性问题。由于我国城市配电网自身的不足及其缺陷，这就严重影响到我国城市供电的整体质量和供电可靠性，目前还有部分城市仍采用架空线供电的方式，而这种供电方式比较容易因外部因素导致线路故障，而且抢修维护比较麻烦。

1.2 国外10kV城市配电网的发展状况

西方发达国家，工业起步早，城市化水平高，所以城市配电网的发展比较完善，供电设施比较高端，自动化水平也较高，主要表现在以下两个方面：

1.2.1 基础设施比较完善。城市10kV配电网的发展模式比较健全和完善，形成了一种规范化的发展模式，在基本电网发展的基础上研究出来一些与社会经济发展相符合的供电模式。另外西方国家的城市规划比较健全，这就在一定程度上促进了城市电网的合理化和规范化发展。

1.2.2 很多西方国家采取智能化电网发展和规划，促进了城市电网配电发展。根据美国电网设施规划可知，目前其国家电网运用的可靠率基本达到99.97%，智能电网的建设和规划主要是致力于基本设施比较老，可靠健全并且成本较低的基础上，在很大程度上适应了城市用电的发展。

2 10kV配网规划方法分析

10kV配网应该建立在建筑密度、建筑性质、规划配电地区的用地性质等因素清晰明了的状况下，进行专项电力规划。对于城市配电网规划方法的应用，需要符合城市经济以及建筑发展状况，在保证不影响其基本设施建设和发展的状况下，促进配网供电的安全可靠性。具体城市10kV配电网规划的方法有如下四点：

2.1 负荷预测

进行城市电网规划和设计首先需要做好城市负荷预测，负荷预测的预见性以及正确性与城市基本电网规划有很大的影响，所以做好城市电网规划的负荷预测非常

重要。

2.1.1 城市电网的总负荷预测。一般情况下，对城市电网预测采用的是确定性电网预测方法，也就是把城市电力负荷和电量通过方程式来表述，把它们之间的关系用数学表达式表述出来，通过基本关系的推测促进城市配电规划的发展。

2.1.2 城市分区电力负荷的预测。对城市进行分区负荷预测的主要目的是促进城市电压变电站更合理的利用，并保证其建立的位置位于负荷中心。将目前城市中的10kV电压供电的范围作为依据，进行城市区域电网规划的划分，以使每一个区域电网规划与城市地理分布向负荷，并最终确定电网总负荷的基本分配比例。然后通过对城市发展的规划性分析，确定较大负荷比例以及重点区域的位置，进行分配比例的提高，最后相互综合分析形成预测

结果。

2.2 站点规划

站点规划主要包括电网配电的变压器选址、开关站、供电线路半径、供电基本范围划分等，要想做好上述工作，必须要紧密结合城市的基本发展规划，不单单要以城市的用地规划以及经济发展状况等进行负荷预测、供电范围预测、供电区域预测、开关站预测等，还要促使供电规划和城市基本建设相配合，保证变压器、开关站、线路等位置的正确。

2.3 网架规划

城市配网规范化和可靠性最关键的就是要有一个可靠并且灵活的网架。在进行网架规划的时候，要符合城市结构要求，基本上达到主次分明、层次区域清晰的要求。一般情况下，在进行电网规划的时候，城市电网供电方式为环网供电，且开环的运行方式满足“N-1”安全原则，也就是说，不相同的变电站之间应该运用联络性开关相互链接。采用这种方式有助于在线路出现故障或计划停电时能保障线路转供电率，保证供电的可靠性。

2.4 开关站设置的原则

促进城市配电规划需要合理安排各方面的事项，保证各项设施建设与城市发展的基本状况相符合。在进行开关站选择的时候要遵守以下原则：第一，接线要尽可能地做到简化，有利于故障维修以及线路管理。第二，留有一定的发展余地，能满足未来5～10年城市负荷增长。第三，靠近负荷中心，更好地利用开关站。第四，节约投资，避免电缆线路迂回供电等。第五，有利于管理和维护。

3 针对10kV配网规划方法优劣情况的看法

10kV配网规划方法只是一种对配网建设的规划分析，通过规划合理分析城市配网的基本模式，在分析的过程中也会存在一定的问题，例如与城市实际情况结合不紧密，基本规划中某一细节性问题与考虑不健全等。这就要求在进行城市配网规划的同时注重考虑城市的实际状况，做好各方面的管理工作。

配网规划方法的劣势：第一，就目前情况来看，我国电网的基本设施状况比较落后，那么就要针对配网的基本拓扑结构进行优化，例如进行配网环网化、馈线分段化等，促使其更加符合配网自动化的需求。第二，上述规划虽然是对整体形配网的考虑，但是仍然存在一定的细节问题，要通过城市基本实际状况的分析，提供与现实情况相符合的措施。

依据上述10kV配网规划方法可以看得出来，基本规划具有一定的优势：不仅要进行负荷预测、站点规划、网架规划等，还需进行一系列的电气设备位置选择分析，通过对开关站、环网柜设置选择以及其他电气设备位置的选择，更有利于配电网实施和维护。

城市10kV配电对城市发展来说有很重要的作用，所以要把其放在首要考虑的位置，不仅要考虑基本设施问题，保证供电的质量和可靠性；还要考虑施工的经济性问题，在用户供电可靠性和投资经济性之间寻找促进供电合理的平衡点。

4 结语

就目前状况来看，10kV城市配电网自动化发展是经济和社会发展的必然结果，智能电器的发展和研究、新时期互感器的健全和完善、通信网络技术的发展等都为城市配电自动化发展提供了基础。总之，我国10kV城市配电规划中还存在一系列问题，想要日益完善和健全我国城市配电网络，就要不断优化我国城市电网的结构，健全完善我国城市电网基础设施，推进我国城市化配电网智能化的发展和运用；只有这样，才能将负荷预测、站点规划、网架规划、开关站设置等10kV配网规划方法的优势运用到具体的城市配电规划之中，才能不断健全我国城市配电网络，推动我国10kV配电网自动化发展结构的完善。

参考文献

[1] 孙翀也，祝洪博.城市10kV配电网规划软件的开发与研究[J].黑龙江电力，2011，33（2）：102-106.

[2] 袁娟，赵尧麟.城市配电网接线常见模式及其可靠性分析[J].中国科技博览，2009，（17）：1.

[3] 曾晓林，张健.加强沧州10kV城市配电网管理的系统措施[J].河北工程技术高等专科学校学报，2010，（1）：34-37.

[4] 张金华，艾芊.10kV开关站在城市配电网中的应用

[J].电世界，2010，（8）：14-16.

[5] 赵国庆，朱华锋.关于10kV城市配电网建设与电气设计[J].建材发展导向，2010，8（2S）：105-106.

[6] 王鹏.对10kV配电线路故障与对策的分析[J].大科技：科技天地，2011，（23）：161-162.

作者简介：刘涛（1984—），湖南人，供职于深圳供电局有限公司，硕士，研究方向：配网规划、建设、运

10kV配电网状态检修探析 篇12

电网状态检修工作的开展已经历了很长时间, 但是浙江省电力公司将其实际应用在10kV配电网中只是近几年的事, 因此其工作的开展仍然存在较多待探讨的地方。

1配电网状态检修的概念

根据浙江省电力公司相关文件解释, 配电网状态检修可简单描述为:建立在完整且准确的配电网设备台账基础上, 利用先进的配网设备运行状态监测系统, 结合可靠性评价以及设备周期性寿命管理等手段, 对配网设备的实际运行状况作出准确的判断, 并根据分析结果对有需要的设备合理安排检修, 从而有效减少冗余检修以及提高设备利用率, 以保证配网的供电可靠性, 提升供电服务质量。

2当前开展配网状态检修的必要性

2.1配电网的特点

当前电力需求日益增长, 作为与电力用户关系最为密切的配电网压力最为明显, 因此现在配电网在运行以及检修中有着以下特点:

(1) 结构复杂且网架相对薄弱。根据供电原则一般配电网均采用辐射型网络结构, 尽管通过线路“手拉手”等手段增强了配网环通率以及负荷转供能力, 但仍然不能避免每一次计划检修或设备故障造成大范围的停电。

(2) 配网设备分散加大维护难度。相较于输变电设备, 配电网设备分散在全网络各处, 使得设备的维护难度加大, 同时运检效率较低。

2.2配电网传统检修存在的不足

因为对配电网设备没有全面的评价, 不能准确反映设备的实际工作状况, 所以只能采用定期检修方式。如此的检修极容易出现需修不修、无需维修反强制维修的现象, 既不合理也存在较大的盲目性, 造成运维力量的浪费以及运维成本的提高, 而且很可能频繁停电检修却没有全面修复设备。

为全力配合地方市政规划以及节约土地资源, 同时满足不断增大的电能需求, 很多线路采取多回路同杆共架的方式来提高线路走廊的利用率。这样对其中某一设备进行维修, 势必需要相应范围内的线路配停, 这时如果没有重点进行检修, 会造成电量的白白损失, 不利于供电企业经济效益的提升, 更会降低企业社会供电服务形象。

2.3配电网状态检修的优势和意义

从配电网络的特点以及传统检修方式的分析, 不难得出传统定期检修模式存在较大的不足, 已经无法适应越来越高的电能质量供应需要。通过配电网状态检修概念可以看出其通过准确地判断配电网设备的实际运行状况, 及时发现和识别配网设备潜在的隐患, 同时根据其分布情况、重要程度以及发展趋势作出合理的分析诊断, 有针对性地提醒设备运维单位对需要维修的设备进行处理, 最大限度地减少了盲目维修以及漏修的现象, 提高了配网运维效率和供电可靠性。可以预见, 配电网状态检修必将逐步取代定期检修而成为配网设备的主要检修模式。

3配电网状态检修相关理解误区释疑

3.1配电网状态检修不属于计划检修

任何形式的检修都必须依托计划, 这对于供电企业来说是至关重要的。因此状态检修也属于计划检修, 只是不同于传统的定期检修。

3.2配电网状态检修等同于不检修

配电网状态检修是利用一系列先进手段对配网设备运行状况准确评价, 并分析诊断后科学指导检修工作的方式, 其先进在于“预防为主, 排除冗修, 应修必修, 修必修好”, 而不是不检修。

3.3配电网状态检修等同于不停电检修

配电网状态检修最重要的目标是减少停电, 提高供电可靠性, 而不停电检修 (包括带电检修) 也能达到这个目的。但是配电网状态检修核心理念为状态监测、工厂化设备轮换以及带电检修, 促使从配电网规划开始一直到配电网运维应朝着利于配电网带电作业开展的方向发展, 这在一定程度上会出现更多不停电检修作业, 但不代表仅有不停电检修。

4配电网状态检修的基础保障

4.1完善配电网设备基础数据

开展配电网状态检修的首要条件是具有完整准确的配电网设备数据台账。公司不断完善配电GIS系统数据的完整性和准确性, 为分析配电网设备的运行状况提供了良好的数据保障;另一方面, 营配贯通工作的开展进一步提升了配电网设备基础数据的质量, 为进一步开展好配电网设备状态检修打下了坚实的基础。

4.2提升在线监测水平

掌握了配电网设备的初始状况后, 在线监测对于配电网状态检修的开展起着决定性的作用, 主要通过设备接头、导线接头红外测温、接地电阻测试、配变负荷监测、超声波局部放电等了解设备运行状况。只有利用全面先进的在线监测技术, 才能够对各类潜在隐患进行科学准确的检测, 从而达到对设备故障及时处理的目的。但是目前配电网在线监测水平相对较低, 仍需要大量人工的检测干预, 有待进一步提升监测水平。

4.3提升故障诊断水平

对应于在线监测, 状态检修目前对于各类监测信号的处理仍停留在简单的统计, 同时故障诊断模型以及判断标准不健全, 只能作出简单的诊断。需要通过积累状态检修经验对状态检修模型加以充实, 不断提升检测信号处理深度, 从而提升故障诊断水平。

4.4加强配电网运维人员技术培训

由于种种因素, 目前配电网运维人员技术水平参差不齐, 总体素质低于配电网状态检修发展趋势的要求, 而优秀的配电网运维人员是状态检修工作顺利开展的一项重要保障。因此, 需要对配电网运维人员做好理论宣贯和技术培训, 使之了解配电网状态检修的意义以及工作开展中需要掌握的技能等。同时组织形式多样的技能培训, 使配电网运维人员能够更快地掌握先进技术, 了解新型配网设备原理的应用。

4.5不断提高配电网不停电检修能力

根据配电网状态检修的本质要求, 需要不断提高不停电检修能力。停电检修不仅需要提前7天通过报纸等媒体向社会公布计划, 而且作业时的程序也较复杂。相对采用不停电检修不受时间约束且省时省力。另外, 无论是从供电企业的经济效益、社会供电形象, 还是从电网、人身安全考虑, 提升配电网不停电检修能力都是十分必要的。

4.6制定完善配电网状态检修开展规范

配电网状态检修工作涉及运维人员的安排、设备基础数据的维护、在线监测、故障诊断分析、检修计划的制定及执行等多个方面, 因此, 为了有序高效地开展配电网状态检修工作, 需要制定完善的管理制度、专业的技术实施细则以及详细的工作流程等规范。

4.7建立配电网状态检修团队

配电网状态检修各环节之间需要良好的协调和沟通, 才能够保障工作的顺利开展, 这离不开一支分工明确、团结一致的团队。

5结语

综上所述, 配电网状态检修工作虽然已经开展了一段时间, 但由于目前受在线监测和故障诊断等诸多因素所限, 配电网状态检修工作的开展依旧有着较多需要克服的困难, 其仍然属于有待进一步深入研究的新课题。随着科学技术的迅速发展, 实施配电网状态检修的条件日益成熟, 结合状态检修的核心理念的科学性和合理性, 其必将逐步取代传统的定期检修成为主流的配电网检修模式。希望本文能够为其他供电企业开展配电网状态检修工作提供借鉴。

参考文献

[1]朱增锋.10kV配电线路状态检测与检修技术探讨[J].科技创业家, 2013 (3)

[2]陈天伍.剖析配电线路状态检修认识误区与应对措施[J].科技与企业, 2012 (11)

[3]曾印平.浅析配网检修[J].企业技术开发, 2012 (11)