110kV配电网

110kV配电网（精选12篇）

110kV配电网 篇1

摘要：配电网的节能降耗工作是一项综合性的系统工程, 同样节能技术措施的提出, 应该结合实际的情况, 需要从技术可行性以及经济合理性2个方面进行综合的论证和评价。结合作者在电力系统工作的多年经验, 从应用技术角度对配电网的节能技术措施进行探讨。

关键词：配电网,节能降耗,措施

0 引言

随着工农业的发展、人民生活水平的日益提高, 社会对电力的需求量越来越大。为了满足日益增大的电力需求量, 必须不断扩大电力系统的规模。由于电力工业的发展需要巨大的投资和一次能源, 而且对国民经济其他部门有巨大的影响, 合理的电力系统规划不仅可以获得巨大的经济效益, 也能获得巨大的社会效益。因此, 对电力规划进行分析研究, 最大限度提高规划质量, 具有重大的意义, 而实现这一目标的第一步就是作好电力负荷预测。

配电网的节能工程是一项非常重要的系统性工程, 根据相关的数据显示, 在整个电力系统的损耗中, 配电网的损耗约占一半。配电网是一个涉及多面、线路复杂的网络系统, 具有巨大的节电潜力和节电空间。

1 配电网节能技术问题分析

1.1 网络布局不合理

网络布局指的是配电网的网络结构, 通过配电线路、配电变压器选址的线径以及相关配电设备构成的网络结构。网络布局由不同的配电线路类型、导线截面的选择、配电变压器的类型和容量选择以及配电变压器运行方式进行系统化规划而得到的网络结构。

在我国新一轮的以投资为主体的经济增长过程中, 随着能耗的增加, 配电网的网络结构越来越复杂化, 在这个过程中造成导线选取不合理、配电变压器的型号选择以及配电选址问题缺乏科学性, 都会导致能耗的损失和增大。因此, 需要从技术层面解决此问题。

1.2 负荷的计算与选择

负荷的准确预测以及计算是配电线路与配电变压器合理配置的基础, 没有准确的负荷预测, 不能产生合理的配电网配置。

1.3 需求侧管理问题

近年来, 随着我国经济的迅速发展, 使得国家对于能源的需求量越来越大, 在过去的10年中, 每过5年中能耗翻倍, 所以能源需求侧的管理是电力用户需求侧管理的非常重要的组成部分。目前来说, 电力用户的传统用电方式以及资源配置是能耗的主要源泉, 也是需求侧能耗目前面临的关键问题之一。

2 配电网节能降耗技术措施

2.1 优化结构的配电网络和配电变压器组

由于配电网的线损主要是由变压器损耗和线路损耗造成, 所以需要使用电网用电改造, 以对配电网中变压器和配电线路进行择优选择和组合优化以形成“安全、经济”用电。因此, 在这个过程中, 需要调整配电网络结构不合理的地方。经过合理的配电网结构设计, 提高配电网的结构和布局, 避免或减少配电线路的现象交错, 重叠和迂回供电, 减少供电半径过大的情况。同时, 安装场所应合理, 经济分配。根据配电变压器的电源应安装在心脏负荷的周围。该行通过低压输出变量的路径数输出, 为了提高电压质量, 降低配电网的线损, 以实现配送方便。此处, 以10 k V电力的负荷中心为研究对象, 在人口密集区施工应尽量采用10 k V电力电缆, 这样可缩短低压配电线路的长度。一般来说, 0.4 k V线路供电半径为250 m, 0.22 k V配电线路供电半径约100 m, 10 k V配电线路供电半径约为5 m。

2.2 优化配电线路和变压器的选择

通过精确的负荷计算, 可以考虑留有一定的余量, 按照线配电线路选择的经济电流密度, 保证在国家经济的配电线路范围内, 根据配电线路截面选择合理的经济电流密度优化。线的选择应根据经济电流密度的优化选择和合理考虑留有一定的冗余, 这不仅可以降低线路损耗, 还可以减少重复投资。如果配电线路导线截面过小、线路阻抗与高能源消耗, 在短期内会造成线路过载和过热, 导致需要更换大截面导线, 影响配电网的正常运行和投资增加。如果导线截面的分布线选择过大, 导致非理性投资, 金融资源和资源浪费。

根据对配电变压器容量的选择原则75%负载率。在75%左右的变压器负载率, 在目前的经济状况。变压器的容量不太大或太小, 太大容量“大马拉小车, 为变压器的损耗占比例高, 能耗高;容量太小, 它的过载和过热, 变压器的运行安全。因此, 在短期内需要较大的配电变压器容量更换, 影响正常的销售网络和增加投资。

2.3 新节能产品的使用

采用干式变压器或者采用一系列其他的的新技术、新工艺或者新材料。这些创新使干式变压器与传统变压器相比具有显著的节能环保效果。

新的干式配电变压器的铁芯及其他一系列新设计的非晶结构, P0空载损耗、负载损耗PK大大降低。例如, 数据显示:100 k VA, 三相非晶合金配电变压器和配电变压器250 k VA老式相比, 空载损耗降低68%, 负载损耗降低约42%。SCB10系列树脂浇注干式配电变压器的空载损耗和负载损耗, 低于国家标准。平均空载损耗低于33%的国家标准, 对平均负载损耗比国家标准低15%。噪声可控制在50 d B的新系列2 500 k VA干式配电变压器, 基本上解决了噪音问题。

2.4 智能节能型干式变压器

智能节能型干式变压器由变压器、传感器、智能变压器终端 (TTU) 、监测和管理系统4部分组成。它可以根据各种模型, 根据工程实际情况分配部门, 功能模块组合成所需的模式选择。

传感器将改变变压器的电流、电压、功率、温度信号的采集和传输控制器能识别, 从而实现自动控制。智能终端 (TTU) 变压器的实时数据采集和控制变压器的运行, 包括电压, 电流, 有功功率、无功功率、功率因数、频率、绕组温度数据、高温报警、基于变压器温度控制风机运。通过网络通信、智能终端 (TTU) 和配电网自动化系统控制中心 (SCADA) 连接, 发送各种实时数据, 控制中心 (SCADA) 管理, 优化分配方案, 提高电压合格率, 降低损耗, 负荷预测。智能节能型干式变压器, 快速反应, 及时优化控制, 理想的节能效果。

2.5 使用大功率电器

高效荧光灯取代白炽灯, 节电70%~80%。采用电子镇流器的荧光灯取代传统的荧光灯和镇流器, 节能20%~30%, 提高了20%的亮度。

在大型工厂, 企业等广泛应用于电机控制, 交流接触器。交流接触器的电磁铁采用交流电源控制系统, 电磁损耗。在中国生产的交流接触器, 电磁系统的有功功率损失数超过100 W。如果交流电磁系统直流电磁系统, 直流电源控制电磁阀。改进后, 磁系统的损失可减少80%以上, 节能效果显著。此外, 大大减少了电磁系统的温升、噪音。

2.6 无功补偿

电力系统的无功功率, 因电源设备容量的占用, 增加线路损耗, 使电网电压严重影响电网的电能质量和经济运行。如果用户侧无功补偿不到位, 必须由电网补偿, 传输无功功率损失率约为20%~30%, 因此无功补偿补偿距离当地投资约1.3倍。不同的无功补偿实质是投资者无功补偿置换, 增加了投资成本。

目前, 电网无功功率消耗75%的用户, 为减少无功功率的功率流, 最好的办法是从用户开始增加无功补偿, 提高负荷的功率因数, 这样可以使无功功率在负载平衡的结束点, 减少发电机的无功功率输出和减少传输, 变配电设备中的无功电力消耗, 从而达到减少损失的目的。

3 结语

配电网节能问题是一个综合系统工程, 节能措施必须要具有技术可行性和经济合理性。本文提出配电网能耗3个方面的技术问题:第一, 网络布局不合理;第二, 负荷的计算与选择;第三, 需求侧管理问题。在此基础上, 提出优化结构的配电网络和配电变压器组;优化配电线路和变压器的选择;新节能产品的使用;智能节能型干式变压器;使用大功率电器;无功补偿的相应技术措施。从本文可以看出, 促进配电网经济运行以降低损耗, 可以实现的节能降耗潜力是巨大的, 并且可以实现很好的经济效益。

参考文献

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[2]韩瑞君, 冯晶, 王云梅.降低配电网中线损的技术措施[J].应用能源技术, 2002 (5) :4-9.

[3]李启浪.配电网的节能途径[J].需求侧管理, 2008 (2) :6-8.

[4]宋进.配电网电能损耗及降损措施[J].德州学院学报, 2005 (4) :19-22.

[5]刘光明.配电网降损增效措施的探讨[J].江西电力职业技术学院学报, 2007 (1) :26-30.

110kV配电网 篇2

电力系统方向课程设计任务书和指导书

题目： 110kV变电站电气主接线及配电装置平面布置图的设计

指导教师：江静

电气主接线及配电装置平面布置图课程设计任务书 题目： 110kV变电站电气主接线及配电装置

平面布置图的设计

一、课程设计的目的要求

使学生巩固和应用所学知识，初步掌握部分工程设计基本方法及基本技能。

二、题目：

110kV变电所电气主接线设计

三、已知资料

为满足经济发展的需要，根据有关单位的决定新建1座降压变电气。原始资料： 1变电所的建设规模 ⑴类型：降压变电气

⑵最终容量和台数：2×31500kVA：年利用小时数：4000h。2电力系统与本所连接情况

⑴该变电所在电力系统中的地位和作用：一般性终端变电所；

⑵该变电所联入系统的电压等级为110kV，出线回路数2回，分别为18公里与电力系统相连;25公里与装机容量为100MW的水电站相连。⑶电力系统出口短路容量：2800 MVA；

3、电力负荷水平

⑴高压10 kV负荷24回出线，最大输送2MW，COSΦ＝0.8，各回出线的最小负荷按最大负荷的70％计算，负荷同时率取0.8，COSΦ＝0.85，Tmax＝4200小时/年； ⑵24回中含预留2回备用； ⑶所用电率1％

4、环境条件

该所位于某乡镇，有公路可达，海拔高度为86米，土壤电阻系数Р＝2.5×104Ω.cm，土壤地下0.8米处温度20℃；该地区年最高温度40℃，年最低温度－10℃，最热月7月份其最高气温月平均34.0℃，最冷月1月份，其最低气温月平均值为1℃；年雷暴日数为58.2天。

四、设计内容

1、设计主接线方案

⑴确定主变台数、容量和型式

⑵接线方案的技术、经济比较，确定最佳方案 ⑶确定所用变台数及其备用方式。

2、计算短路电流

3、选择电气设备

4、绘制主接线图

5、绘制屋内配电装置图

6、绘制屋外配电装置平断面图

五、设计成果要求

1、设计说明书1份 编写任务及原始资料 ⑴编写任务及原始资料

⑵确定主变压器台数、容量和型式 ⑶确定主接线方案（列表比较）

⑷计算短路电流（包括计算条件、计算过程、计算成果）⑸选择高压电气设备（包括初选和校验，并列出设备清单）。

2、变电站电气主接线图1份

采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。接线按单线图绘制，仅在局部设备配置不对称处绘制三线图，零线绘成虚线。在主母线位置上注明配电装置的额定电压等级，在相应的方框图上标明设备的型号、规范。

3、屋内10kV配电装置图1份

采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。该图应能显示开关柜的排列顺序、各柜的接线方案编号、柜内的一次设备内容（数量的规格）及其连接，设备在柜内的大致部位，以及走廊的大致走向等。

4、屋外110kV配电装置平断面图1份

采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。该图应能显示各主要设备的布置位置及走廊的大致走向等。

5、编制设计说明书及计算书 六、日程安排

第一天：布置任务、介绍电气设备选择 第二天：电气主接线最佳方案的确定 第三天：短路电流计算

第四、五天：电气设备选择 第六天：绘制电气主接线图

第七天：绘制10kV配电装置订货图

第八天：绘制110kV配电装置平面布置图 第九天：绘制110kV户外配电装置断面图 第十天：整理设计说明书、考核 电气主接线及配电装置平面布置图课程设计指导书

第一节

一、主接线方案设计所需原始资料

设计主接线方案时，首先需要了解原始资料：

（一）水能资料

包括水电站的装机台数和容量，年装机利用小时数、调节性能、开发 形式等。

（二）电力系统资料

1．水电站在电力系统中的地位和作用； 2．电力系统的情况和参数； 3．与电力系统的耦合方式；

4．负荷的性质、重要程度、供电容量和输电距离； 5．厂用电的情况；

（三）气象情况

包括选择电气设备所需的各种温度等大气条件等

（四）其它有关资料

包括配电装置型式，各主要设备的保护方式等。

二、主变压器型式、台数和容量的确定

三、电气主接线方案的确定

（一）电气主接线的基本形式

（二）电气主接线方案的技术比较

根据任务书所列的已知资料，先拟出几个可能的电气主接线方案，先进行粗略的技术比较，筛选出2~3个满足供电可靠性和电能质量等要求的接线方案。最后进一步进行较详细的技术比较，确定出最佳方案。

技术比较一般从以下几个方面论证，分析其优缺点：

1．技术上的选择与灵活性； 2．供电的可靠性； 3．运行的安全性；

4．维护、检修方便以及布置的合理性；

5．继电保护的简化、适应运行人员的技术水平；

6．电气设备的制造问题、就地取材问题、占地面积问题等。

四、厂用电器

（一）厂用变压器的台数和容量

1．台数：有地区外来电源作备用或装机容量较小时，可采用一台，否则骨干电站应考虑两台；

2．备用方式：采用暗备用方式，若采用油浸式变压器，每台容量按70%

电气主接线方案设计 计算容量选择；若采用干式变压器，则每台容量按100%计算容量选择。

（二）厂用电源的引接原则

1．有母线的电气主接线，从电压等级较低的母线上引接厂用电源； 2．无母线的电气主接线，可从发电机——变压器之间分支上引接厂用电源。

（三）厂用电母线的接线方式

按厂用变台数进行分段或不分段，但必须装设备用电源自动投入装置（BZT）。

第二节

短路电流计算及电气设备选择

一、电气设备的配置：

（一）开关电器的配置原则

每一回路须有操作电器、保护和隔离电器。

根据设计任务书的要求及已知资料，在选定的电气主接线方案草图上配置开关电器时应考虑以下问题：

1．35KV屋外配电装置管理开关带接地刀闸问题

根据不同电气主接线具体情况需要，从检修、试验的安全角度出发，在隔离开关，在隔离开关的一侧或双侧装设接地刀闸。

2．接在主母线上的阀型避雷器与电压互感器合用一组隔离开关。3．厂用变压器高压侧一般采用熔断器作为操作、保护电器。

（二）互感器的配置

互感器的配置应充分满足保护及自动装置、测量、同期以及绝缘监察的 需要。

（三）其它

1．设备之间的连接方式

一般采用母线连接，当布置有困难时采用电力电缆连接。2．防雷保护即侵入波过电压的保护 3．通讯问题

二、短路计算条件

在短路电流计算之前，应先确定短路计算条件，包括以下内容： 1．计算电路图的确定

（1）系统容量及电抗的确定（已知系统部分参数时）；（2）最大运行方式的确定；（3）短路计算点的确定。2．短路计算时间的确定

三、短路电流的计算

1．根据电气设备选择的需要，短路电流应计算下列参数：

I‘’、Izt、Izt/

2、ich和 Ich

。2．短路电流计算步骤：

（1）选取基准Sj，Uj=Up，计算各元件电抗标么值，并绘制等值电路图

（2）网络化简，求各电源到短路点的综合电抗（3）短路电流计算

四、电气设备选择

主要选择下列设备：各电压级汇流主母线、断路器、隔离开关、熔断器、互感器、电力电缆、回路载流导体及绝缘子等。并对所选设备进行校验。

第三节

安装接线图

安装接线图是二次接线的主要施工图，也是提供厂家制造屏和柜的图纸。施工图经过施工和运行检修并修正后，就成为对二次回路进行维护、试验和检修的基本图纸。

安装接线图一般包括屏面布置图、端子排图、屏背面接线图三种。本设计是要求根据已知的二次原理展开图及所选用的设备，设计相应的屏内设备的屏面布置图，然后再由原理展开图及屏面布置图，设计出端子排图。最后根据以上三种图纸设计屏背面接线图。

一、屏面布置图

屏面布置图是加工、制造屏、台、盘和安装屏、台、盘上设备的依据。屏、台、盘上各设备的排列、布置系根据运行操作的合理性并适当考虑到维护和施工的方便而决定的，必须按照设备尺寸和设备之间的距离及一定的比例进行绘制。

二、端子排图

端子排图是表示屏、台、盘内需要装设端子排的数目、型式、排列顺序、位置，以及它与屏台排上设备和屏、台、盘外设备连接情况的图纸。

端子排土实际是屏背面接线图的一个组成部分，它主要是表示屏内设备与屏外设备的连接（电缆）情况。

三、屏背面接线图

屏背面接线图是以屏面接线图为基础，并以原理接线图为依据而绘制的接线图，它标明了屏上各个设备引出端子之间的连接情况，以及设备与端子之间的连接情况，它是一种指导屏上配线的图纸。

为了配线工作及识图的方便，在这种接线图中，对各设备和端子排一般都增加了一种采用“相对编号法”进行的编号，用以说明这些设备相互连接的关系。例如，甲接线柱上标了乙接线柱的编号，乙接线柱上标上甲接线柱的编号，这表明甲和乙两接线柱之间应连接起来。

第四节

配电装置布置图

配电装置是电气一次接线的工程实施，是发电厂及变电站的重要组成部分。它是按电气主接线的要求，由开关电器、载流导体和必要的辅助设备所组成的电工建筑物，在正常情况下用来接受和分配电能；发生事故时能迅速切断故障部分，以恢复非故障部分的正常工作。

一、绘制屋内配电装置订货图

屋内配电装置订货图是厂家根图形进设计、订货、安装的重要资料，厂家将根据订货图进行具体的配料。

二、屋内配电装置布置图

将屋内配电装置如成套开关柜合理地布置的屋内。

三、屋外配电装置平、断面图

将屋外配电装置布置合理在屋外的场地进行布置，即应满足对安全距离的要求，又应节约用地。

第五节

设计成果

一、绘制水电站电气主接线图

1．采用75×50cm方格纸，图形符号必须按国家新标准符号绘制，并有图框和标题栏，字体应采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。2．接线按单线图绘制，仅在局部设备配置不对称处绘制三线图，零线绘成虚线。

3．在主母线位置上注明配电装置的额定电压等级，在相应的方框图上表明设备的型号、规格。

二、绘制屋内配电装置配置图

1．采用50×375cm方格纸绘制。

2．设备的型号、规格和数量采用列表的形式。

三、绘制35kV屋外配电装置平断面图

1．两张图分别采用75×50cm和75×50cm图纸绘制。

2．屋外配电装置布置图应按与实际尺寸成比例画出，要求布置协调对称、美观。各元件的型号规格必须列在设备表中。

四、绘制设计说明书

1．任务及原始资料。

2．主变台数、容量及型式的确定（需论证）。3．主接线方案的确定（列表比较）。

4．短路电流计算（包括计算条件即计算电路图确定说明，计算过程和结果表）。

5．电气设备的选择。6．主要一次设备清单（包括设备名称、型号、规格、单位和数量等）。

110kV配电网 篇3

关键词110kV变电站;接地系统;施工工艺

中图分类号TM645文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)081-0147-01

变电站接地网的可靠性直接影响着工作人员的人身和设备安全,如果处理不好将会造成人员伤亡事故。由于110kV变电站具有接地短路电流增大、所址面积小、微机装置多等特点,在设计过程中应该充分考虑其特点。

1变电站接地的各种形式和接地方法

接地种类及其施工方法:

1.1防雷接地

防雷接地在进行接地过程中需要坚持就地原则,与电气设备的距离尽量远一点。防雷接地是将避雷针、避雷线、避雷带、避雷器等防雷电保护装置向大地泄放雷电流直接雷装置的一种接地方法。对于户内变电站而言,往往采用的是在房屋顶部进行避雷、防雷的措施,由于场地空间的原因,避雷带引下线会与其他接地体以及建筑中金属体相碰,这是无法避免的。因此只能采用等电位的方法,将每层楼面和墙体的金属件连接到一起,成为整体。

1.2工作接地

工作按地是一种为了满足电气装置在运行过程中所需要的接地,其在现实的施工过程中运用相对比较广泛,例如.直流绝缘监测接地、交流中性点接地、电压互感器一次接地、通信电源正极接地等,这类接地可就近直接接于主接地网,也可以在经过一定阻抗后进行接地。

1.3保护接地

1)高压系统设备接地:一个设备或一组连在一起的设备利用一根引下线独立接地是高压系统设备接地的原则。有时需要用两根接地线进行分别接地,特别是对于具有二次元件的一次设备。采取这类措施对于一些不良现象有着很好的预防作用,如:高压电穿入二次回路、一根接地线断裂、出现二次设备毁坏等。2)低压系统设备接地:TN2S系统、TN2C2S系统、TN2C系统、TT系统、IT系统是低压系统设备接地的五种形式。其中,变电站中运用TT系统最为科学,这是因为TT系统的PE线属于直接接地,变电站基本都保留着完整的接地网,给PE线与接地网的连接带来了方便。另外,装置的外露导电部分也能与至PE线直接接地,而电源零线与PE线隔离后对触电保护器的准确动作有着较大的保护意义。

1.4屏蔽接地

目的将电气干扰源引人大地,抑制外来电磁干扰对弱电设备的影响,减少弱电设备产生的干扰,以免影响其他弱电设备。屏蔽接地可分三种:建筑屏蔽接地;弱电设备的外壳上和屏、柜、箱的屏蔽接地;低压电缆屏蔽层接地。其中,低压电缆屏蔽层不能承受较大的电流,因为流入接地网的短路电流如果出现分流,将导致电缆损坏且影响电子设备的使用。因此低压电缆屏蔽层只能一端接地。笔者认为大量控制电缆来自干高压配电装置,如果由于故障而将高压电传人控制电缆,必定危及二次设备,故控制电缆的屏蔽层应接于二次设备室的环形接地网,自动化通信的电缆则接于保护屏上接地铜排处。在二次设备间的电缆人口处将外屏蔽的接地,可将强电干扰信号阻挡在二次设备间外。为使屏蔽更有效,在配电装置处,尽可能地穿钢管埋地敷设。

1.5逻辑信号接地

逻辑信号接地作为微机系统的参考电位,还能称为信号接地及数据线接地。3V、5V工作电压就可满足微机系统的需要,时钟数字脉冲的频率从几MHz至几GHz。在设备外的数据线与远距离的外围设备通信时,在数据线上的不同电位将为装置间提供了一个低阻抗,引起高频电噪声和瞬时电噪声。逻辑信号接地不能乱接,低噪声或电压可能引起数据中断,高瞬间电压将破坏芯片,阻碍了微机系统的正常运行。设零电位母线是处理强、弱电接地混接问题的有效途径,在实际的操作中应该多方面优化:

1)母线接地点与强电接地保持较大的距离。由于大量设备接地时都提倡就近原则。但母线接地点需与强电接地保持足够大的距离,为避免强电对弱电的影响,弱电系统的接地必须与远离防雷接地。2)耐压不得低于弱电设备的耐压值。非接地部分必需与大地和主接地网绝缘,这是由于此母线属于专用的接地装置。采用热塑套绝缘,保持耐压不得低于弱电设备的耐压值。3)接地母线禁止出现一、二次设备的接地。若将二次保护接地与此相连将击穿互感器一、二次绕组,扩大了该母线的电位,对弱电设备构成威胁,因而该接地母线禁止出现一、二次设备的工作接地。4)接地母线长度需合理。接地母线长度需要根据具体情况进行研究,接地母线不能太长主要是为了减小一次电流所产生的感应电势,对于较长的通信线路应采用光缆,对于距离较长的开关室可分片设置接地母线。

2主接地网的具体施工操作

根据《交流电气装置的接地》(CD/T621—1997)中的要求,需要按照各变电站的地质情况决定主接地网的实际埋设深度,通常深度大小在0.6m以上。变电站经过填高处理后能防止外水倒灌和洪水带来的破坏,而废渣作为当填土材料能节省经济开支。这是因为土壤电阻率比达到了400Q·m,不适合进行接地电阻。需要把主接地网两敷设于原土层;填土层过高将带来施工敷设、运行查找的困难,造成接地引下线长度过大,扩大了引下线的电阻。把填土层控制在lm内可使主接地网敷设于原土层0.2m以下,深度控制在1.2m,这种设置方式对于施工以及检查工作很有帮助。若填土层大于lm后,主接地网敷设深度要保持在填土层0.8m以下。

3户内接地网具体施工方法

将环形接地网、接地干线、均压带设置在设备区四周,能够有效地确保户内设备接地,达到户内设置接地网的条件,给各个电气设备实现就近原则带来方便。环形接地网的方式为点与户外接地网相连,距离相隔5m~8m。水平接地体在户内、外接地网的连接中发挥了较好的保护作用,避免建筑施工过程中出现不同的问题。常常是因为接地施工的隐蔽性隐藏了漏接,当水平接地体的间距在5m以上时,水平接地体可进入户内。铁附件最多采用的是8mm或l0mm槽钢,土建预埋铁附件截面能够达到短路电流的热稳定需要。需要强调的是接地过程应将～块l00mm长的接地扁钢在此复焊眯起,其目的是保持槽钢接头处的顺畅。

4接地材料的选择

选择接地材料时需要综合考虑,钢材是最为常见的接地材料。短路电流过大时,变电所需降低施工难度,此时可选择铜接地。腐蚀方面应该根据土壤的具体环境决定材料。从部分投运时间长达l0a的接地网来看,部分钢材完好如初,只是在焊接处和距空气接近处出现了锈蚀;少数锈蚀较为严重。这就提醒设计者在设计时需考虑到腐蚀情况,根据当地实际的腐蚀数据进行材料设计。笔者认为地方相关部门需要对材料生产进行调查研究,总结出科学实际的资料提供给施工单位的设计者,以做好抗腐蚀预防工作。笔者总结出下列几点:

1)加大截面:不适合运用与腐蚀严重的地区不,这是因为截面过大会给施工带来阻碍。2)镀锌:主要用于腐蚀一般的地区。不适合在重盐碱地区使用,例如:沿海地区、化工厂等。3)防腐涂料:施工过程工艺简单,且材料价格不高。但是防腐材料作用的持续时问较短,使用寿命周期短。因而,使用效果不是很理想。4)铜材料接地:当前分为铜包钢,将一层lmm厚的铜复在接地钢材外;还有全铜线,全铜线材料运用与于接地装置,包括:铜绞线、扁铜。铜接地的连接工艺的主要方式是火泥熔焊;该方法结合化学反应时形成的超高热对接头进行内铜、钢互相融合,以此实现熔接法。这种方式将分子结合作为连接点,其优点为时间的推移不会出现松弛或老化。但此工艺应配用特制的模具和药粉,且材料价格昂贵。相反,使用铜绞线时由于以成捆出货,可大大减少接头数。防腐涂料、铜包钢是当前主要的新型接地材料。

5结语

总之,110KV变电站接地系统设计与施工一定要从各类接地特点着手,杜绝强、弱电接地混乱局面,采取等电位、均压措施,合理组成接地网。

参考文献

[1]孟庆波,何金良.降低接地装置接地电阻的新方法[J].高电压技术,1996.

110kV配电网 篇4

关键词：110kV配电网,功能特征,非中心城区

一个地区的电网,选择技术经济合理的电压等级,对地区电网本身的发展以及对地区经济的发展都具有重要现实意义。根据上海市电力公司关于《上海电网若干技术原则的规定》的要求,对中心城区以外的地区,如远景负荷密度较大,可适度发展110 kV电网。目前,上海市南地区高压配电仍以35 kV电网为主,110 kV电网也承担了部分高压配电任务,但市南地区110 kV电网在利用上级电源的110 kV仓位和容量解决区域负荷需求的同时,也产生了诸如110 kV通道难以实施、近期主变压器负载率低等一系列问题。本文结合上海市南地区城市规划、负荷、电源、现状电网、通道走廊等特征,探讨非中心城区110 kV电网的发展。

1 国内及上海市高压配电电压等级现状及发展趋势

1.1 国内高压配电网电压等级现状及发展趋势

国内电网的电压等级通常以750、500、330、220 kV为输电电压等级;以110、35 kV为高压配电电压等级;以20、10 kV为中压配电电压等级;以0.4 kV为低压配电电压等级。目前,除上海市、天津市、青岛市城市高压配电网主要采用35 kV电压等级外,其他大部分城市高压配电网都采用110 kV电压等级。

随着城市的建设和发展,用电负荷在不断增长,城市高压配电呈现以下发展趋势。

1) 配电电压等级将逐步提高。

2) 为满足不断增长的用电负荷需求,配电变电站的主变压器容量将不断增大。

3) 负荷密度的增长和土地资源的紧缺成为改变城市高压配电变电站供电电压等级和主变压器容量的重要因素。

1.2 上海市高压配电电压等级现状及发展趋势

目前,上海市电网电压等级序列为500、220、35、(或110)、10、0.4 kV,其中高压配电网以35 kV电压等级为主、110 kV电压等级为辅。另外,110 kV变电站的变电电压等级为110/35 kV或110/35/10 kV,其兼顾了输电网和配电网两方面的作用。

近年来,随着上海城市发展和经济增长,地区负荷增长迅速,负荷密度逐步提高,这给上海电网建设带来机遇的同时,也引发了以下问题。

1) 随着土地资源日益紧张,电网建设过程中变电站站址和线路通道在落实、征地拆迁上问题突出,已经成为影响电网发展的瓶颈。采用大容量110/10 kV变电站,并配合110 kV大容量输电线路以充分利用土地、通道资源,已势在必行。

2) 作为110 kV和35 kV电网的上级电源,220 kV终端变电站目前已深入负荷中心区。同样因土地资源紧张,220 kV变电站均提高了容量,由以前一般为3×180 MVA(220/35 kV)主变压器提高至3×240 MVA或3×300 MVA(220/110/35 kV主变压器),这便要求有与其匹配的110 kV高压配电网。

3) 随着设备制造技术的逐步提升,小型化气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)、变电站以及大截面电缆已经在实际工程中应用,这使得在有限的变电站用地面积和目前电缆排管敷设条件下,建设110 kV高压配电网成为可能。

由此可见,今后上海地区高压配电网将形成110 kV和35 kV两种电压等级共同发展的局面。

2 上海市南地区110 kV电网现状与发展趋势

1) 目前,上海市南地区高压配电网仍以35kV电网为主,截至2008年底,35 kV变电站有210座;110 kV变电站仅有20座,总容量为2 169 MVA,其中3座变电电压为110/35 kV,8座为110/35/10 kV,单台主变压器容量均为63 MVA;近期新建成9座变电站的变电电压为110/10 kV,单台主变压器容量为40 MVA。因此,该地区220 kV变电站的35 kV仓位总体利用率较高,而110 kV仓位有所盈余,110 kV侧所供负荷也普遍低于35 kV侧负荷。

目前,上海市南地区110 kV电网接线模式以同电源不同母线辐射接线为主(采用此接线变电站占75%),以双电源辐射接线为辅(采用此接线变电站占25%)。

从市南地区110 kV电网发展进程看,较早建成的110 kV变电站采用110/35/10 kV或110/35 kV变电电压,主要起输电网作用或作为220 kV变电站间的联络,而新建的110 kV变电站采用110/10 kV变电电压。由此可见,市南地区110 kV电网起的作用正在从输电网逐步向配电网方向发展,目前正处于两者之间的过渡阶段。

2) 目前,上海市南地区110 kV电网的发展存在以下问题:

(1) 大部分地区缺少110kV电源,而新规划220 kV变电站的建设进度跟不上需求,造成近期大部分地区受电源条件制约,无法大规模发展110 kV电网。

(2) 由于架空线入地政策的颁布,使得争取建设新110kV架空线路的难度加大,110 kV架空线路通道将更难获得,而110 kV电缆则受到投资较高的制约。

3 影响上海市南地区110 kV电网发展因素的分析

影响110 kV电网发展的因素很多,结合上海市南地区的区域特点,分析得出以下4方面条件影响到市南地区110 kV电网的发展:

3.1 电源条件因素

220 kV电源设置的位置、数量、容量以及仓位情况会直接影响到110 kV电网的建设。调研结果表明,目前市南地区220 kV变电站的110 kV仓位利用率不高,而局部地区的35 kV仓位出现紧张的情况。为了充分利用110 kV仓位资源,就有必要发展110 kV电网。另外,新建变电站均采用220/110/35 kV三绕组变压器,也需要发展110 kV电网来承接其110 kV仓位的容量。

3.2 负荷条件因素

负荷条件主要包括负荷密度、高压用户负荷占比和负荷分布3个方面。对于负荷密度较大的城区,变电站站址资源往往较为紧张,10 kV线路供电半径又不能过大,因此需适时发展110 kV电网,以充分发挥其主变压器容量大的优势;当高压用户负荷占比很大时,对35 kV仓位需求也较多,为平衡220 kV变电站的110 kV仓位与35 kV仓位利用率,则需要发展110 kV电网;对于负荷集中的区域,负荷的增长较快,比较适合采用110 kV大容量主变压器供电,也需要发展110 kV电网。

3.3 资源条件因素

资源条件包括线路通道走廊条件和变电站站址条件。若采用电缆,110 kV电缆为单芯电缆,一回线路需占用3个电缆孔位,比35 kV电缆(只占一个电缆孔位)占用通道资源较多;若采用架空线路,110 kV架空线路走廊安全距离较35 kV架空线路要宽,对城市景观的影响相对较大。这些是对110 kV电网发展的限制因素。但对于同一负荷水平的需求,建设110 kV变电站相对35 kV变电站所需站点要少,可以节约一定的土地资源。

3.4 政策条件因素

政策条件主要指线路入地政策,即高压配电线路采用电缆还是架空线,这会极大影响到高压配电网的经济性。

4 上海市南地区110 kV电网发展设想

4.1 地区区域产业特点

上海市南地区为上海市非中心城区,供电面积达到2 700多km2,供电区域产业多样,包括商贸区、房产区、工业区、现代农业园、农村等。

4.2 地区电网规划概况

1) 规划的220kV变电站原则上均选用220/110/35 kV三绕组变压器。

2) 预测远景负荷总量约为23 000MW,整体负荷密度相对较低,约为8.5 MW/km2,但分布不均匀,总体上呈点状分布,主要集中在工业区、新城、中心镇等地区,这些区域的负荷密度较高,可能达到35～40 MW/km2。

3) 大部分220kV及以上变电站及线路规划区域的编制已完成,目前已落实的部分110 kV线路可适当利用其部分通道。

4.3 按负荷分布情况的区域类型划分

根据区域中220 kV变电站的位置、区域的特点、负荷的分布情况,可将市南地区所属各功能块区域划分为以下3种类型。

1) A类区域。

为城市、城镇中心负荷分布较均匀的区域,区域中220 kV变电站基本位于负荷中心。

2) B类区域。

为受地形或通道走廊限制呈狭长型的区域,区域中220 kV变电站位于区域边缘,单侧供电。

3) C类区域。

为某些周边城镇区域,区域面积较大,整体负荷分布较分散,负荷主要集中在一些开发区(可以看作点负荷)。

4.4 市南地区110 kV电网发展建议

上海市南地区共有62个功能区域,结合各个功能区域的相关特征,特别是远景负荷密度,综合考虑110 kV电网建设的难度、经济性、接线模式的特点,提出不同类型功能区域110 kV电网发展的建议,具体见表1所示。

表中,“为辅”是指发展110 kV配电网以利用上级变电站的110 kV仓位和容量为目的;“为主”是指110 kV电网作为主配电网,35 kV配电网作为补充。

针对各个具体功能区域,还要综合考虑区域中是否有架空走廊、是否有上级110 kV电源、220 kV通道资源是否可以利用、是否存在三绕组220 kV变压器、现状有无110 kV电网资源或110 kV用户线路资源等等,最终确定是否发展110 kV电网,具体结果见表2所示。

5 结语

合理的高压配电电压等级对地区电网及地区经济发展都有重要意义。本文根据上海市南地区的区域特征、负荷以及电网特征,探讨了城市非中心城区各个不同功能区域是否发展110 kV配电网的问题,为该地区110 kV电网的规划和建设提供了依据。同时,对其他大中城市类同地区的发展也有一定参考意义。

当然,今后还需根据上海市电力公司关于上海市110 kV高压配电网新的发展思路,结合上海市市南地区的具体情况,对该110 kV配电网的发展规划作进一步优化,并细化110 kV高压配电网网架结构,以使各级电网能够协调发展,最终满足该地区经济发展对安全、稳定、优质电能的需要。

参考文献

[1]董京,姜雪梅.沧州市渤海新区优化电压等级研究[J].电力设备,2008,9(9).

[2]贾巍,李小宇.天津滨海新区配电电压等级研究[J].供用电,2008,5(1).

[3]刘玉方,俞晓荣,孙蓉.电网规划中电压等级的选择与确定[J].江苏电机工程,2006,25(2).

[4]顾洁.配电网接线模式研究[J].电力自动化设备,2002,22(7).

[5]程一鸣,赵志辉,王天华.城市110kV高压配电网接线方式研究[J].电网技术,2008,32(2).

110kV配电网 篇5

随着电力体制改革的不断深入和电网规模的不断扩大，用户对供电可靠性提出了更高的要求。因此，我们必须要做好10kV配电网工程项目的质量管理工作，以保障10kV配电网的正常供电，最大限度地满足用户的需求。基于此，就10kV配电网工程项目的质量管理进行了探析。

110kV配网工程项目质量管理中存在的问题

1.1设计质量不过关

10kV配网工程通常穿梭在居民社区之间，地上楼房等构筑物多，地下污水、燃气等管线交叉多。由于设计人员对施工区域的勘察、勘测不够全面、详细，特别是地下管线的铺设埋深情况，只凭经验或套图设计出图纸，造成设计图纸与实际施工存在很大的偏差，增加了项目设计变更量和项目的成本。

1.2施工质量不过关

施工单位水平参差不齐，电建施工单位人员变动频繁，大多数施工单位采用合同工、劳务工和农民工等临时工，而新人员的经验不足，技术、施工工艺水平低下，施工时易出现质量问题。在配网工程建设过程中，一般为施工单位垫资施工，完工后才能结算拿钱，导致项目极易缺少资金，项目质量管理资金投入减少，项目质量管理人员很难开展项目质量控制活动。

2设计环节的质量管理措施

一般情况下，工程设计依据工作进程和深度的不同分为两个方面，分别是初步设计和施工图纸设计。10kV配网工程所涉及的面广，施工环境复杂，既要考虑自然条件，又要考虑施工沿线的社区居民生活环境。因此，加强对配网工程设计环节的质量管理是实现配网工程项目整体质量管理的重要措施之一。在设计环节，要加强对工程施工区域的调查、勘察、勘测，详细了解施工区域周边的建筑物和绿化情况以及施工区域内地下管线的铺设情况，避免在电缆管线敷设或架空导线架设时出现交叉碰头的现象。10kV配网工程的设计要充分考虑这些因素，仔细斟酌线路通道、施工方案等，并对施工区域进行实地勘察，定点划线后再确定最终的施工图纸。

3施工环节的质量管理措施

相对于整个10kV配网工程的建设而言，施工环节的质量管理最为关键。施工环节的质量管理主要是为了保障10kV配网工程项目的质量，建立一整套保证优质施工的质量管理体系。

3.1施工准备阶段的质量管理措施

3.1.1组织准备

公司任命项目经理，组建施工项目经理部，实行项目经理责任制；建立项目部质量管理体系，使质量管理权责明确到个人。

3.1.2人员准备

人员准备主要是合理分配人员，其中包括工程管理技术人员和一线操作人员。对于工程管理技术人员，要经过严格的筛选、考核后确定，要求工程管理技术人员不仅应该有较高的技术水平、优秀的沟通协调能力，熟悉整个10kV配网工程项目的运作流程，还应该有良好的职业道德；对于一线操作工人，要加强对他们基本操作技能、操作规范和工艺水平的考核与培训，使他们能够按照规范、技能要求操作，满足施工质量要求。

3.1.3技术准备

项目技术负责人（总工）召集技术、质量、安全等相关人员，审核设计图纸，现场实地勘查供电路径，形成审图和查勘记录。如果发现设计图纸有误或供电路径不合理等问题，应及时将问题以书面形式提交给监理、设计单位或建设单位，请其尽快就存在的问题给予书面答复。

3.1.4物资准备

各类原材料、成品、半成品必须具有质量合格证明资料，并经检验合格或见证取样送检检验合格。施工机具（械）设备根据施工进度组织进场，机具（械）设备性能和对应操作人员的资格需符合要求。

3.1.5交底准备

书面技术交底：单位工程、分部工程和分项工程开工前，项目技术负责人对全体人员（包括项目部人员和分包单位的人员）进行书面技术交底，使施工人员详细了解工程的特点、技术质量要求、施工方法与安全措施等，以便科学地组织施工活动，避免技术质量等事故的发生。现场技术交底：每天工程开工前，由施工（队）班长或施工工作负责人对全体施工人员进行现场技术交底，使施工人员清楚工作任务、技术要点、质量安全要求等。

3.2施工阶段的质量管理措施

3.2.1按图施工

施工单位要对10kV配网工程的施工质量负责。施工单位必须按照工程设计图纸、施工技术标准和相关操作规程施工，不得偷工减料或更改设计，野蛮施工。工程设计的修改由原设计单位负责，施工单位不得擅自修改工程设计。

3.2.2样板制度

工程施工实行样板示范制度，即在重要的分项工程开工前，按施工图纸的要求预先做出样板，经过多次尝试确定最终的施工示范样板。例如电缆沟压顶混凝土示范样板，需经过多次适配确定混凝土最优的水灰比、塌落度、水泥用量等技术参数，最终浇筑出质量优良的压顶混凝土实体。实体样板示范做出后，后续的分项工程施工就要严格参照实体样板的施工工序进行，这样才能确保工程质量。

3.2.3“三检制”

工程施工过程执行施工质量的三级检查制度，简称“三检制”，即自检、互检和专检相结合的检验制度。自检：班组施工人员对自己已完成的施工作业或分项工程进行自我检验，实施自我控制、自我把关，及时消除异常因素，以防不合格产品进入下道工序。互检：也称交接检，是指同组施工人员之间互相检查所完成的作业或分项工程，或本班组的质量检查员抽检，或下道工序作业人员对上道工序作业的交接检验。互检是对自检的复核和确认。专检：项目专职质量检验人员对分部、分项工程进行检验，用以弥补自检和互检的不足。

3.2.4“WHS”

工程施工过程执行施工关键质量控制点验收制度，简称“WHS”验收制度，即见证点（W）、停工待检点（H）、旁站点（S）。W点：见证点，建设单位、监理单位、施工单位等对关键过程（工序）进行现场见证的控制点。H点：停工待检点，建设单位、监理单位、施工单位等对关键过程（工序）施工前必须经过停工检查，检查合格后方可开始后续施工的控制点。S点：旁站点，对关键过程（工序）进行全过程连续监控的控制点。

3.2.5关键工序的控制

对关键工序施工过程的控制还应编制专项作业指导书，设置地基处理、桩基础施工、防水施工、电缆敷设、电缆头制作、设备安装、接地装置等关键工序的质量控制要点，并从开工准备到工程结束验收依次列出施工步骤，逐项确定每一步骤所必须遵循的控制要点、检查方法、受检量应达到的质量目标及验收标准。

3.3施工验收阶段的质量管理措施

3.3.1分项、分部、单位工程验收

分项、分部、单位工程的质量验收应按照所划分的分项工程、分部工程、单位工程依次进行。在施工单位自行质量检验合格的基础上，由参与工程项目建设的有关单位，包括建设单位、监理单位、设计单位、勘察单位、施工单位等共同对工程施工质量进行抽样复检，对质量合格与否作出书面确认。

3.3.2隐蔽工程验收

隐蔽工程验收是指在配网工程施工过程中，对将被下一工序所封闭的分部、分项工程进行检查验收，一般包括地下结构工程、给排水工程、地下管线工程、防水工程等。由于隐蔽工程在隐蔽后，其施工质量就很难检验和认定，如果发生质量问题，还要返工，会造成非常大的损失，所以必须做好隐蔽工程的验收工作。

3.3.3成品保护制度

项目部要实行严格的成品保护制度，总体把控，全局考虑，合理安排施工工序，减少工序的交叉作业，以减少交叉作业造成的成品损坏；做好实体成品的保护工作，可采用覆盖、包裹、木板加盖等方式将实体成品与破坏源隔离开来；明确各工序人员对成品保护的责任，转序应做好成品保护的责任移交记录。

4施工质量管理措施的持续改进

项目部应定期召开工程质量分析会，探讨工程施工和质量管理过程中存在的问题、潜在的危险，并及时采取应对措施。质量管理应坚持“质量第一，预防为主”的方针，实施标准的“计划、执行、检查、处理”（PDCA）循环工作方法，持续改进过程控制。例如项目部开展的质量管理（QC）小组活动，鼓励员工积极参与质量创新和持续改进活动，调动和发挥员工参与质量管理的积极性和创造性，提高施工质量管理水平和工程建设质量水平。

5结束语

综上所述，作为我国供电系统的重要组成部分，10kV配电网一直都是电力企业非常重视的工程建设项目。因此，我们必须要认真分析工程建设施工管理中存在的问题，并采取有效的措施做好质量管理的工作，以提高10kV配网工程项目施工的质量和安全性。

作者:钟建伟 单位:广东南海电力设计院工程有限公司

参考文献

110kV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）

110kV配电网 篇7

1 多回路杆塔的特点

(1)多回路杆塔,就是在同一根杆塔上安装多组横担,架设多回线路的一种杆塔型,它充分利用了有限的空间,达到多供电的目的。

(2)多回路杆塔,可以同时架设和运行同一个或多个电压等级的线路。

(3)多回路杆塔的杆塔身具有很大的承受力,能承受各个不同方向的弯矩,一般为大拔销杆,钢管杆,窄基自立塔。

(4)多回路杆塔尺寸结构比较紧凑,重量较大。

(5)不同电压等级的多回路杆塔,上下导线的悬挂一般为高压在上方,或者高低电压左右两侧悬挂。

(6)同一个电压等级的多回路杆塔一般横担的长短、数量、左右对称,而不同电压等级的多回路杆塔的横担长短、数量、左右不一定对称。

2 典型的35 kV和110 kV四回路杆塔的介绍

由于供电要求的不同,根据上述四回路杆塔的特点,设计各种不同塔头结构的杆塔,使其更具有使用价值,但不管如何变化,掌握了它的特点和实质,并灵活应用,都能达到最好的效果,下面介绍2种不同排列的四回路杆塔。

2.1 四回路垂直排列杆塔(如图1所示)

该杆塔导地线分布在杆身两侧,每侧两回路,导线呈垂直,对称排列,其特点是:杆塔较高,呈瘦长型,最高层的地线横担与最下层的横担之间距离拉得很大,杆塔呼称高较低,适用于较窄的线路走廊。图1(a)适用于导线截面较大,电压等级较高的情况;图1(b)适用于导线截面小,电压等级较低的线路;图1(c)适用于上层为电压等级较高,下方电压等级较低的线路;图1(d)适用于一侧电压等级较高,另一侧电压等级较低的线路。

2.2 四回路三角型排列杆塔(如图2所示)

该杆塔导地线分布在杆身两侧,对称排列,每回路分上下横担并且呈三角型,共分成四层横担,有长短之分,短横担分别挂一根导线,长横担分别挂两根导线,并根据需要加装撑杆或吊杆:图2(a)适应于导线截面较大,电压等级较高的情况;图2(b)适应于电压等级较小,导线截面较小的情况;图2(c)适应于上层电压高,下层电压低的情况;图2(d)适应于一侧电压高另一侧电压低的情况。

图2适用于较大的线路走廊空间,杆塔呼称高较大,可以适当的加大挡距。

3 如何正确选择杆塔型

目前广西许多城市和工业园区都使用了很多多回路铁塔,一般的杆塔型均套用一些有运行经验的定型产品,但对于有特别要求的杆塔型是根据现场条件和供电要求来确定回路数和塔头尺寸。因此,厂家是根据用户提出的要求及设计图来加工的,又由于多回路杆塔具有上述所说的六个特点,对于设计者来说,正确选择多回路杆塔,不仅要考虑经济适用性,更要注重安全性,因此选择时应按以下几个方面考虑。

3.1 空间的考虑

(1)当线路的走廊空间较大时,可以选择挡距使用较大,塔头宽的杆塔型,如图2中(a)、(b)、(c)所示,尽可能利用杆塔的呼称高。

(2)当线路的走廊一侧电压较高,另一侧电压较低时,可以选择如图1(d)、图2(d)所示的杆塔型。

(3)当线路的走廊空间两侧都受限,挡距较小时,可以选择如图1中(a)、(b)、(c)所示的杆塔型。

3.2 塔身受力条件的考虑

(1)当杆塔承受的荷载回路数较多时,可以选择强度较大的钢管塔或窄基自立塔。

(2)当杆塔承受的荷载和回路数较少,导线截面较小时,可以选择大拔销杆。

3.3 按施工条件考虑

(1)有施工条件,大型起重设备能够到达的,一般选择能整体组装的钢管塔和大拔销杆,以便提高工作效率。

(2)施工条件差,大型起重设备无法到达的,选择分散组装的窄基自立塔。

3.4 杆塔按气象条件考虑

(1)无冰区可以选导线垂直排列或三角排列杆塔型。

(2)有冰覆的地区应选导线呈三角排列的杆塔型。

(3)有冰覆的地区,但线路走廊宽度不能满足要求时,可以考虑导线采取垂直排列的塔型,但上下导线必须按规定,当覆冰厚度小于10 mm时,上下导线的偏移为:35 kV偏移0.2m,110 kV偏移0.5 m;覆冰厚度为5 mm的地区,可以根据运行经验偏移量适当减少。

3.5 按专业设计部门提供的使用条件考虑

结构设计师在设计杆塔身时,充分考虑计算线路的运行情况,断线情况及安装情况的荷载,并在使用条件范围作了明确规定,选用时应从以下几个方面考虑。

(1)不允许超出气象条件的限制。

(2)不允许超出导线截面的限制。

(3)不允许杆塔使用水平挡距、垂直挡距的限制。

上述在考虑选择杆塔型时,还应该视具体情况而定,才能选出最合适使用的杆塔型。

4 电气安全距离的校验

设计者拟定的杆塔型经过实地情况定位后,还要根据杆塔的转角情况、挡距和周边的建筑物情况进行校验,电气校验是指当导线架设后,因风雪、结冰等恶劣天气引起导线摆动对邻挡导线和周边建筑物产生最小安全距离的校验。

4.1 导线线间距离的校验

规程中规定:对于1 000 m以下的挡距,水平线间距离一般按下式计算。

式(1)中:D指导线水平间距(m),Lk指悬垂绝缘子串长度(m),U指线路电压,f指导线最大弧垂。

根据上述公式,我们很快计算出在一定的挡距和弧垂时,最小的导线水平间距控制值D,但对于转角大的耐张杆塔,如90°转角耐张杆塔,必须要考虑导线的悬挂点与实际的导线间距高出很大的情况(如图3所示)。

由此可见,导线间的距离D=x·sin45°x=0.707x(x指横担悬挂点宽度),说明不能单凭横担悬挂点的宽度去理解为线间距离(直线塔和直线耐张塔除外)。

同样,导线垂直排列的垂直间距离D取式(1)的结果的75%,但必须要注意,当垂直排列的终端塔导线引入龙门架时,如档距短、高差大时,也会出现线间距离过小的情况(如图4所示)。

垂直间距D=χ·sinθ,因此θ角度不宜过小。

在城区的多回路线路,一般挡距较小,弧垂值不大,充分应用公式(1)找出导线应力、挡距与弧垂三者的关系,检验各种不同电压时,导线间的距离D就可以把握住所选的杆塔型是否合理和安全。

4.2 边导线与建筑物安全距离的校验

根据设计规程规定,线路边导线与建筑物之间的距离在最大风偏情况下,应不小于下表1所列数值。

如何校验导线对建筑物的距离(如图5所示)。

从图5中可以很清楚地看出边导线受风的影响产生摆动引起对建筑物距离靠近,其中有3个控制条件,一是导线弧垂f导大小;二是导线风压Wχ的大小;三是导线重量G的大小。

(1)根据弧垂计算公式,计算导线弧度f导的大小。

式(2)中:g1指导线的比载,l指挡距,σ指导线的应力。

根据弧垂公式得知,控制弧垂大小的重要条件有2个,应力σ和挡距l,当应力小,挡距大时,f导就变大;反而应力大,挡距小,f导就变小。

(2)根据风压计算公式,计算导线风压Wx的大小。

式(3)中:Wχ指垂直线路方向的风荷载(kg),α指风速不均匀系数,c指风载体型系数(当线径<17 mm,取1.2,线径>17 mm,取1.1,覆冰不论线径大小,取1.2),d指导线覆冰的计算外径(m),Lp指挡距(m),v指设计风速(m/s),θ指风向与线路方向夹角(度)。

根据上式很容易计算出在某一挡距导线所受风压的大小。决定风压大小的主要因素是风速、导线的外径和挡距的大小,由此可见,挡距越大,风力越大,导线外径越大,风压就越大。反之,就越小。

(3)根据导线的物理特性,计算出某一种外径在某一挡距导线的重量。

G=l×g1×A (4)

式(4)中,A指导线截面面积。由此可见,导线截面越大,挡距越大,某一挡距的导线重量就越大。

再根据图5分析,影响风摆角θ大小的是Wχ和G,影响摆弧x'大小的是风偏角θ和弧垂f,对于直线杆塔还要考虑直线绝缘子串的长度Lk,所以我们在拟定导线型号和挡距后,可以先根据挡距和风力的大小计算风偏角θ,即θ=tg,然后再根据设计的挡距和应力σ计算出该挡距的弧垂f,即f=;根据风偏角θ和弧垂fχ,计算出导线受风力产生摆动的水平距离,即χ'=sinθ·fχ。

当线路走廊固定时,即建筑物与杆塔的中心线固定时,我们就可以通过计算导线的最大允许摆动。χ'来校验拟定的杆塔型是否符合要求,即χ"-(χ'+χ)≥安全距离(m)。

即当电压等级为35 kV时,χ"-(χ'+χ)≥3,即χ'≤χ"-(3+χ)。

当电压等级为110 kV时,χ"-(χ'+χ)≥4,即χ'≤χ"-(4+x)。

5 结论

城市配电线路改造杆塔的选型和使用,校验这一环节是设计的关键点,选择的合理性能影响整个设计的科学性、安全性、经济性。在面临城市电网增容改造阶段,要因地制宜,设计规划好城市电网改造线路,正确选择好杆塔型,有效解决老城区高压配电线路增容难、供电难的问题,对现阶段电力电网的发展有着重要意义。

摘要：城市老城区随着旧房改造和用电设备的增加,用电量不断增加,而原来供电线路的供电能力有限,因此经常出现线路过载造成开关跳闸和导线过热造成断线等故障。近年来,一些城市对老城区的旧线路和供电方式进行更新改造,但由于历史原因和客观条件的限制,无法采用电缆直埋的方式进行改造,需用架空明线的方式进行供电改造。

20kV配电网规划 篇8

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.

110kV配电网 篇9

发、变电站的接地系统是保障电力系统安全可靠运行的必要措施。因接地不良引起的电力系统安全事故屡见不鲜。随着电力系统电压等级的不断提高和系统容量的不断增大,系统接地故障电流也不断增大,为保证电力系统的安全可靠运行,要求变电站主接地网的接地电阻值也越来越小[1]。安康地区地处秦巴山区,地质条件较差,由于国家对耕地的保护政策,很多变电站要建在砂石或岩石地区,如何合理地进行地网设计和铺设,使变电站的接地电阻和地表电位分布达到规程要求,是目前山区新建变电站接地网设计和铺设所面临的主要难题。

本文针对安康地区某变电站接地电阻偏高、不能满足规程要求的问题,通过对该变电站接地网的电场和电路仿真计算,提出了减小接地电阻的方法和建议,并对接地网结构进行了优化,使得该接地网的各项技术指标满足规程要求。

1 变电站土壤模型和接地电阻计算

1.1 土壤电阻率的确定

为了得到该地区的土壤分层情况,采用Wenner四极法[2]对土壤视在电阻率进行测量,将测量极间距为a时的视在电阻率用ρa表示,测量时改变a可以得到用电流电压法测得的电压Ua与电流Ia数值,并根据测量结果,利用式(1)计算得到相应的视在电阻率:

通过对测量数据的计算和分析,该地区土壤可以分为上下两层,上层土壤厚度约4 m,土壤电阻率为34Ω·m,下层土壤电阻率为14Ω·m。图1显示了测量的视在电阻率和拟合的视在电阻率与极间距的曲线,可见计算数据和实测数据比较吻合。

1.2 某变电站接地电阻的要求

跨步电势和接触电压的大小一方面取决于接地网的设计,另一方面还取决于地表的最高电势。地表最高电势和故障电流的大小是成正比的,而且一般出现在故障电流的入地点。在接地网结构一定的情况下,该点电压越高,跨步电势和接触电压也会越高。为了说明接地网设计对跨步电势和接触电压的影响,采用跨步电势、接触电压和地表最高电势之间的比值作为衡量地网设计优劣的参数。故以下分析中跨步电势和接触电压均以百分比的形式出现,即占地表最高电势的百分数。

若按最严重的情况考虑,需要考虑季节系数对土壤电阻率的影响。根据安康地区地质条件和气象环境分析,选取季节系数为2.0。这样,上下两层的土壤电阻率分别为68Ω·m和28Ω·m。按照现有的地网设计,仿真所得接地电阻为0.35Ω,接触电压为48.17%,跨步电势为11.16%。而按照该变电站的远期规划,单相接地最大入地电流将达到9.4 kA。按照电力行业标准《交流电气装置的接地》规程[3]要求:

式中:R为考虑到季节变化的最大接地电阻,Ω;I为计算用的流经接地装置的入地短路电流,A。

如果不考虑避雷线的分流作用,该变电站的设计接地电阻应该小于0.2Ω。

1.3 接地网接地电阻计算

要计算整个接地网的电阻,就必须知道在一定短路电流注入接地网情况下的电势。这可以通过建立接地网的电路模型联立方程进行求解[4,5,6]。将接地网按照网孔划分为很多个导体,导体两端连接处为节点,这样如果知道每段导体的自阻和任意两根导体间的互阻,那么就可以建立接地网的电路矩阵,进而计算接地网的电势分布。基于电磁场原理和电路理论中的节点电压法相结合的思想,以点匹配矩量法和经典镜像法为基础,计算出接地网的接地电阻。本文开发了计算接地电阻的软件,该软件可以快速而准确地计算均匀土壤和双层土壤中接地网的接地电阻。该变电站接地网的实际工程布置如图2所示。

如图2所示,该变电站整个接地网长53.7 m,宽60 m,在一些节点上连接有长为3 m的垂直接地体。根据工程图纸和相关数据,可将此接地网看作6 m×7 m的一个规则接地网以方便仿真计算,生成的接地网计算模型如图3所示。

通过软件计算出此接地网的接地电阻为0.35Ω,接触电压与地表最高电势之间的比值为48.17%,跨步电势与地表最高电势之间的比值为11.16%,显然接地电阻大于所要求的0.2Ω,接触电压也较大,因此,需要采用有效措施进行降阻,并在降阻后采取措施降低其接触电压。

2 降阻设计

该变电站土壤情况大致为双层水平分层,下层土壤电阻率要小于上层土壤电阻率。这种土壤条件下加装垂直接地体可以有效降低接地网的接地电阻。本文建议采用增设并增长垂直接地体长度的方法来减小接地电阻。除必须加设的垂直接地体外,可以给接地网四周每个节点均加设垂直接地体,并将长度由原来的3 m增加到6 m,其示意图见图4。

降阻后接地网的其它接地参数不变,计算出接地电阻为0.28Ω,比未采取降阻措施前的0.35Ω减小了不少,但距离要求的0.2Ω还有一定的差距,但是由于接地网面积已定,增加垂直接地体的数目不会对降低接地电阻有实质性的作用。而如果将垂直接地体的长度增加到10 m,接地电阻可降至0.23Ω,增加到12 m,接地电阻可降至0.21Ω,基本符合要求。但是工程费用会随之增加,具体数据如表1所示。

上述分析均是在不考虑避雷线分流作用的情况下提出的,若考虑到避雷线的分流作用,则垂直接地体增加到一定长度后可以使接地网的接地电阻达到合格标准。

当发电厂、变电站内发生接地短路时,流经接地装置的电流可按下式取最大值计算:

或者写成:

令

即避雷线的分流系数为:

将式(5)代入式(3)即有:

式中:I为流经发电厂、变电站接地装置的入地短路电流,A;Imax为接地短路时的最大接地短路电流,A;In为流经发电厂、变电站接地中性点的接地短路电流,A;Ke1为发电厂、变电站内短路时,避雷线的分流系数,Ω;Ik为流经避雷线的故障电流,A。

由式(6)可以看出,变电站内接地短路时最大接地短路电流Imax由变电站变压器接地中性点分走的电流In、避雷线分走的故障电流Ik和流经变电站接地网的入地短路电流I3部分组成。其中,避雷线分走的电流Ik是从短路变电站出来,并经短路变电站至对侧变电站之间的线路所经各级杆塔逐塔入地的,最后由对侧变电站的地网入地。每经过一级杆塔,Ik将减小一部分,即随着杆塔级数的增加,Ik将逐渐减小。一般站内短路,避雷线的分流系数可以取0.5,站外短路,分流系数大约0.1[2]。

由于该变电站远期规划的最大接地故障电流达到9.4 kA,通过上述降低接地电阻的方式很难达到要求的0.2Ω,所以可以考虑充分利用避雷线和进线电缆外护套的工频分流作用,减小接地故障时接地网的入地电流。

在考虑避雷线分流作用的情况下,若发生站内短路故障,则避雷线的分流系数为0.5,同时忽略流经发电厂、变电站接地中性点的接地短路电流In,这样,由式(1)和式(2)可知,只要该变电站的接地电阻低于0.4Ω即可,显然该变电站的接地电阻是符合要求的;若发生站外短路故障,则避雷线的分流系数为0.1,同样忽略流经发电厂、变电站接地中性点的接地短路电流In,由式(1)和式(2)可知,只要该变电站的接地电阻低于0.22Ω即可,而前文已经提到增加垂直接地体长度到12 m可以将该变电站的接地电阻值降到0.21Ω,完全符合要求。

3 接触电压和跨步电势

3.1 接触电压和跨步电势的影响因素

接地网的接触电压是指电站内工作人员所站立的地面与工作人员所接触到的电器设备外壳之间的电位差。跨步电势是指地面上人的两脚在一个跨距(约0.8 m)之间的电位差[2]。影响接触电压和跨步电势的因素主要有:土壤电阻率,接地网敷设深度,接地网的面积,接地网的网孔数,接地导体半径,电流入地点和垂直接地体的根数与长度以及导体材料,其中网格数对接地网接触电压的影响最大,接地网敷设深度对跨步电势的影响最大。

3.2 减小接触电压和跨步电势的方法

增加接地网网格数和敷设深度都可以有效地减小接触电压和跨步电势,但这样会使工程费用成倍增加,很不经济。本文结合相关文献,编制了确定最优压缩比的程序来优化接地网结构,以减小变电站的接触电压和跨步电势。

确定最优压缩比,就是使接地网导体间距从边缘到中心按指数规律逐渐增加,改善接地网的散流电流密度分布,使接地网中心的接地体得到更充分的利用[7,8]。按指数规律布置接地网导体如图5所示。

若导体间距按指数规律分布,则距离中心网孔为n级的网孔间距为[9]:

式中:C为压缩比。

那么在长度为L的水平导体上不等间距排列N根导体时,可得到中心网孔间距为:

由上可知,当给定接地网边长L和导体根数N时,只要确定压缩比C便可得到接地网的布置方案。对于方形接地网,只需确定一个最优压缩比,对于矩形接地网,需确定长和宽两个方向的最优压缩比,即可确定接地网不同导体之间的距离,达到接地网优化布置的目的。

3.3 接触电压和跨步电势的优化

该变电站接地网降阻后的接触电压为39.41%,跨步电势为8.87%,虽然相对于降阻前接触电压和跨步电势都有所减小,但其接触电压仍然较大,需要降低接触电压,采用上述方法进行仿真得到的接地网示意图如图6所示。

其中横向压缩比为0.662 6,中心网孔间距为12.78 m;纵向压缩比为0.662 0,中心网孔间距为15.87 m。这样,由式(8)可算出其它的网孔间距,从而确定接地网结构。仿真后接触电压减小为34.52%,跨步电势减小为5.88%。接触电压和跨步电势都有所减小,若要进一步减小接触电压,可以在接地网铺设后在设备下铺设一层高土壤电阻率的砾石,并且在地表铺一层厚度为3～10 cm的沥青混凝土路面,另外如果采用了避雷线分流的功能,接地网入地电流可以大为降低,接地网的接触电压和跨步电势也都会减小。这样就可以有效减小接触电压,保证接地网的各个参数都符合要求。优化前后接地网的最大网格间距、接触电压、跨步电压的数据比较见表2,可见通过对接地网结构的进一步优化,接地电阻也有进一步的下降。

4 结语

合理设计变电站接地网结构,采用经济有效的方法对高土壤电阻率地区变电站的接地网进行降阻,在目前是一个受诸多因素影响,并且非常复杂的问题。不同的变电站因其地质条件不同,接地网的降阻方法也不同。本文结合安康某110 kV变电站的实际情况,提出了较为合理的降阻措施,并针对其接触电压偏高的情况,提出了以最优压缩比的布置方法优化地网结构以降低其接触电压。仿真数据证明该方法切实可行而且较为经济。

摘要：针对安康地区某110 kV变电站工频接地电阻偏高的问题,建立土壤模型,利用计算接地网接地电阻、接触电压和跨步电压的分析软件,分析了影响该接地网参数的主要因素,提出了降低变电站接地电阻的措施。在此基础上,又对变电站接触电压过高的问题,提出了采用最优压缩比优化接地网结构的措施,进一步降低了接地网的接地电阻、接触电压和跨步电压,满足了该变电站接地网的设计要求。

关键词：变电站,接地网,接地电阻,接触电压,跨步电压

参考文献

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[7]张丽萍,袁建生,李中新.变电站接地网不等电位模型数值计算[J].中国电机工程学报,2000,20(1):1-3.

[8]石巍,贺文涛.变电站接地网的优化设计[J].中国农村水利水电,2002,(7):51-54.

[9]高延庆,何金良,曾嵘,等.非均匀土壤中变电站接地网优化设计[J].清华大学学报,2002,42(3):345-348.

110kV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

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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)