20kV电网

2024-07-10

20kV电网（精选7篇）

20kV电网篇1

台州临海市东部区块是本省第一批20 k V电网试点区域。截止到2012年底, 该区块内共有2座110 k V变电站设置有20 k V母线, 共计有20条出线, 且多为架空线和电缆的混合线路。20 k V配电网络的受电用户多为高新企业, 其对于供电可靠性的要求较高。而目前该地区20 k V电网采用中性点经小电阻接地方式。虽然对于单相接地故障的选线很准确, 但供电连续性较差。

针对上述问题, 本文采用实际的变电站参数, 对20 k V中性点经消弧线圈接地、经小电阻接地以及两者灵活切换方式进行仿真研究。以便于在根据电网的实际发展速度来合理确定20 k V配电网的中性点接地方式, 为升压改造过程中电缆、接地变、消弧线圈等相关设备的选型与投资预算提供参考依据。

1 软件仿真模型建立

根据临海东部区块20 k V配电网的实际参数, 选择变电站A进行仿真研究其20 k V出线含有YJLV22-18/20-3电缆线路长12.61 km, 另有JKLYJ-20/240架空绝缘导线长35.926 km。对应于额定电压下的接地电容电流约为58.86 A。接地变压器参数容量选择为1200 k VA;接地变压器的等值零序阻抗为25.43Ω。采用小电阻接地, 阻值为20Ω;20 k V等值系统的正序阻抗与负序阻抗皆为1.19Ω。利用PSCAD软件进行该配电网仿真模型的搭建, 利用“Three-Phase Voltage Source Model”模型模拟等值系统, 模型选择为中性点不接地, 电源阻抗形式选择为电感。电压幅值选择为21 k V, 频率选择为50 Hz。利用“3-Phase 2-Winding Transformer”模拟接地变压器。模型选择为Y, d11型理想变压器, 短路电压百分数选择为6.9%。线路选择为型等值模型。

2 不同接地方式的对比仿真

接地变压器中性点接入20Ω电阻, 模拟线路出口处发生单相接地故障时, 软件仿真结果故障电流零序分量值为177.87 A。仿真结果说明:在发生单相接地故障时, 流过接地装置的电流值在500~600 A之间, 可保证单相接地保护装置能够迅速动作跳闸。但临海市东部区块以医药、化工、钢铁等企业居多, 对供电可靠性要求比较高, 较长的停电时间将会对经济造成较大的损失。因此, 临海东部区块20 k V配电网目前不宜采用中性点经小电阻接地方式。

根据目前的零序电容电流值最大值, 同时考虑5~10年的发展。选择消弧线圈容量为1000 k VA, 其电流调节范围为25~75 A。根据目前零序电流的情况, 在仿真模型中消弧线圈的电感值为0.63 H, 阻尼电阻值取1.97Ω。该谐振接地系统中发生单相接地故障时, 接地点故障电流零序分量仿真值约为2.1 A, 由仿真结果可知, 该系统发生单相接地故障时, 消弧线圈所产生的感性电流将补偿系统中的容性接地电流, 使接地故障电流被控制在10 A以下, 且为感性电流, 可有效抑制接地电弧。同时, 在该接地方式下系统发生单相故障时, 仍可允许工作2 h, 从而保证了供电的高可靠性和连续性。临海市东部区块20 k V配电网部分线路由10 k V升压改造而来, 根据该变电站零序电流的特点, 宜采用中性点消弧线圈接地方式。但是经消弧线圈接地, 在单相接地故障时易引起工频过电压, 应重视设备绝缘的问题。

3 中性点灵活接地系统

在采用中性点经消弧线圈接地方式的条件下, 为达到准确选出发生接地线路的目的, 可采用消弧线圈并联电阻的灵活接地方式, 即在发生接地故障后的一段时间内, 短时投入并联电阻, 短时增大故障电流以达到选线目的。

软件仿真系统在0.2 s时发生永久性故障, 0.3投入并联的电阻20Ω, 0.4 s断开该电阻。故障电流零序分量分量仿真结果如图3所示, 该值为接地故障电流的1/3。

由图1可以看出, 电网正常运行时, 消弧线圈经中性点与电网相连, 此时小电阻不并入中性点接地回路。当线路发生永久性单相接地故障, 且故障时在一定时间内未被查找出来时, 则可经一定的延时后, 由控制器发出指令, 闭合小电阻并联回路开关, 此时将接地点的故障电流被控制在600 A以下, 这样既可保证故障点电弧能稳定燃烧, 不至于产生谐振过电压, 又可以使馈线继电保护装置或选线装置感受到较大电流, 以保证选线的正确性。

4 结语

经过仿真研究可知, 采用消弧线圈并联电阻的灵活接地方式, 既可满足设备的耐压水平要求, 也能在瞬时性故障下保证临海东部区块工业用电的安全性和连续性。

摘要：根据本地区20 kV配电网网络结构多为架空线和电缆的混合线路的特点, 采用PSCAD软件对于本地区配电网的中性点接地方式进行研究。重点研究中性点经消弧线圈接地、经小电阻接地以及两者灵活切换方式。

关键词：配电网,中性点,接地,灵活,方式

参考文献

[1]要焕年, 曹梅月.电力系统谐振接地[M].北京, 中国电力出版社, 2000.

[2]侯明义, 汲亚飞.江苏20 kV配电网改造的中性点接地方式研究, 2008, 9 (9) :18-20.

20kV电网篇2

陕西城市电网目前主要采用330/110/10/0.4 kV四级变电层次,农村电网主要采用330/1 10/35/10/0.4 kV五级变电层次,这些变电层次在很长一段时间为电力供应提供了有力的保障。但是,随着我国工业化进程的加快以及人民生活水平的快速提高,在一些城市中心区、高新技术开发区和经济开发区,电力需求旺盛、负荷增长迅速且分布相对集中,导致负荷密度很高,变电和配电设施较多,在一定范围和程度上出现了与周边环境不协调的现象,并暴露出采用10 kV配电电压等级的局限性。主要表现为:1)导致110 kV变电站供电半径越来越小,布点密度越来越大,加剧了电网建设用地与城市建设用地的矛盾;2)由于城市负荷密集和10 kV线路可输送容量小,出线回路数较多,导致稀缺的线路走廊容量资源被大量占用,建设费用增加;3)造成配电网结构越来越复杂,给运行管理带来了很大难度。

2007年以来,20 kV电压等级升温很快,江苏省率先在省内13个城市推广20 kV电压等级试点配电项目,东北等地也迅速开展了20 kV配电工作。早在1996年,苏州工业园中新合作区在中国第一个采用20 kV配电,迄今已十余年,运行情况良好,并积累了一定的建设和运行管理经验。目前,20 kV配电现有运行技术和配套设备生产技术十分成熟,电气设备全部实现国产化。

1983年20 kV电压等级被列入国际电工委员会标准(IEC 38—1983),目前已被数十个国家和地区采用,我国也于1993年将20 kV配电电压列入GB156—1993标准中。中国电机工程学会年会多次将20 kV电压等级作为专题进行研讨,国家电网公司2008年也组织有关人员对20 kV电压等级配电进行调研。

1 20 kV配电电压等级的技术、经济性

与传统的10 kV配电电压等级相比,20 kV配电电压等级具有显著的社会效益和经济效益,完全符合国家电网公司提出的“两型”电网建设思路。主要优点表现在以下几个方面:

(1)节约电力设施占用土地。1)可以减少110 kV变电站布点,减少变电站建设和征地费用。在实现20 kV配电以后,由于同容量主变低压侧电流较10 kV配电减少一半,可以适当增加变电站主变容量,扩大变电站供电区域,缓解部分城市出现的变电站征地布点困难的问题。2)供电能力提高后,原来由多回线路供电的区域可以由单回线路供电,降低杆塔、沟道的建设标准和占地面积,减少配电线路走廊用地,提高了线路走廊的利用率[1]。

(2)节约投资。减少变电站布点,直接效果就是减少了变电站建设投资,另外在线路上,据测算,输送同等功率,20 kV供电线路的有色金属消耗量较10 kV可减少50%,特别是近年来有色金属价格飞涨,有色金属消耗占工程造价的比例大幅度提高。当然配电电压的提高,必然会导致配电线路和配电变压器以及其他设施由于绝缘增加引起的投资增加。根据现行的工程造价,单位长度20 kV线路投资比10 kV增加约20%,配电设备的价格增加也不大。开关柜以ABB Safe系列充气环网柜为例,进出线柜价格相同均为每间隔6万元,计量柜价格20 kV每间隔约增加30%,配电变压器以ABB S-11M型为例,参考价格见表1。3种配电变压器平均参考价格增加28%,比较单位综合造价,20 kV配电网投资较10 kV节约30%以上,同时由于减少了配电单元、电缆长度、变电站数量等,采用20 kV配电还可进一步减少电网运行费用。

(3)减少电能损耗。经过计算,单位长度同等导线截面和架设方式下,20 kV配电损耗较10 kV可降低75%,因此采用20 kV配电可大幅降低配电网技术线损,增加经济效益。

(4)提高电压质量。经过计算可知,在同样输送功率条件、同等导线截面和架设方式下,20 kV电压损耗较10 kV减少一半,可保证更好的配电网电压质量。

(5)提高供电能力,增加供电半径。经过简单计算可知,在同等导线截面和架设方式下,20 kV配电供电能力较10 kV提高1倍;其次在同等容量情况下,供电半径可扩大一倍。

(6)简化配电网结构,便于运行管理。由于城市配电网负荷密度高,要满足高密度负荷区域电力供应,必然要采用多回路大截面供电技术,根据用户用电容量划分建立一个立体的、多层次的供电系统。陕西城市配电网目前有大量的用户专线(西安地区装见容量为2 500 kV·A及以上)、开闭所电缆供电网(西安地区装见容量为800 kV·A及以上)、正在建设的电缆公网和架空公网(装见容量为800 kV·A及以下的中压用户和低压用户),这些错综复杂的配电网为日常运行管理增加了难度,同时也给配电网的安全运行和检修带来了一定的威胁。采用20 kV配电网后,由于供电能力提高1倍,一方面可以提高用户建设专线的最低容量标准,减少专线用户占用间隔的数量;另一方面,可以将开闭所电缆供电网、电缆公网和架空公网三网合一,简化电网结构,方便运行管理。

综上所述,中压配电电压等级引入20 kV,从城市电网发展及负荷增长角度看,具有一定的必要性。从提高中压配电网容量,降低线路电压损失,增大中压配电网供电半径,降低线损和落实“两型”电网建设等方面分析,必要性很大。在一些负荷密度较大的地区,有些专家甚至提出20 kV配电势在必行,是城市配电网将来发展的唯一出路。

2 陕西配电网过渡到20 kV电压等级的主要限制因素

配电电压等级的选用涉及面非常广,受本地区电网历史发展的影响很大,同时也受配电网现有运行维护技术和管理人员思路等方面的限制,受到的制约因素很多。

(1)由于中压配电网起着承上启下的桥梁作用,因此在负荷密集区引入20 kV电压肯定要对110 kV变电站主变和中压配电室进行更换改造,要对中压配电网进行全面改造。但是在高密度负荷中心区,如此规模的改造在经济上是不可行的,在技术上做好过渡方案也是难以保证的。

(2)配电网是电网的末端环节,要过渡到20 kV电压等级,用电客户的设备资产改造势在必行,让客户自身投资进行改造难度太大,因此20 kV电压等级推行单位可能要出台相关政策或由电力公司投资对客户设备进行改造。

(3)由于陕西省内无20 kV电压等级建设运行经验,因此无这方面的技术人员,虽然20 kV电压配电技术成熟,但仍有一些基础性的技术问题如变电站中性点运行方式、配电变压器的接线方式等需要进行应用研究。

陕西电网大规模过渡到20 kV电压是一件极为困难的事,即使现在下决心推广也可能需要比较漫长的时间才能实现过渡,过渡过程只能是由小区域逐步扩大供电面积。

3 陕西配电网试行20 kV配电电压等级的有关建议

由于20 kV电压等级具有非常优越的经济、技术性能,借鉴国内外相关地区的经验,从推动电网技术发展、解决现有配电网矛盾、落实“两型”电网建设思路和培养人才方面考虑,建议陕西电网进行20 kV配电电压等级试点工作。

3.1 做好可行性研究

引入新的电压等级是一个地区电网发展的重大决策,因此各有关单位应认真调查研究、结合本地区实际,充分论证,得出本区域是否适宜推广20 kV配电的结论。如适宜试点,应尽早调整本地区电源规划和完成20 kV配电试点规划。规划要统筹兼顾,尽量减少电网建设投资。

3.2 试点区域的选择原则

(1)城市地区。20 kV配电在城市负荷密集区优势较大,但是在建成区难以进行升压改造,因此应优先在一些城市新兴区域进行选点,特别是规划为高新技术开发区或经济开发区的地区,现有电网比较薄弱,将来负荷密度较大。结合陕西实际,西安可考虑在“四区两基地”中起步较晚地区选址,榆林可考虑在各类经济开发区综合选址,其他地区可根据本地区实际情况进行研究选点和经济性、可行性分析,陕西省电力公司可择优给予相关支持。另外,可考虑对10 kV配网容量严重不足且线路受地理条件限制较大,走径难以增加的地区进行选点。

(2)农村地区。目前,陕西省农村采用330/110/35/10/0.4 kV五级变电层次进行供电,农网保留35 kV电压等级的主要原因是农村负荷密度低,线路供电半径大,采用10 kV供电难以满足电压质量,因此农村和县城地区建设有相当数量的35 kV变电站。但是随着社会经济的快速发展,城镇化进程不断加快,如果继续沿用此种思路发展电网,将导致35 kV变电站布点不断增加,当负荷发展到一定水平时,35 kV变电站又需要升压改造,这样必然会增加电网建设投资,降低投资效益。如果采用20 kV配电,参考330/110/20/0.4 kV四级变电序列,少量增加110 kV变电站布点,增加电网建设的弹性,可以较好地提高农村高压配电网建设的投资效益,具有一定的现实意义[2]。

(3)为了充分发挥20 kV供电的优越性,试点区的供电范围不宜太小,试点区规划新建的110 kV变电站不宜少于2座,以便实现20 kV互联,保证用户供电可靠性不降低。

4 结语

20 kV配电具有非常优越的经济性、技术性,是配电网发展趋势之一,虽然新增加一个电压等级的制约因素很多,但近年来国民经济的快速发展和电力负荷的迅猛增长,各地区各类型开发区的不断建设以及国家电网公司电网建设投资规模的加大,20 kV配电设备的小型化等为20 kV电压等级的应用提供了历史机遇[3]。因此建议陕西电网考虑在一定范围内进行20 kV配电电压等级试点工作,试点范围的选择优先在将来负荷密度较大的城市新兴区域,特别是目前电网较薄弱且已规划为高新技术或经济开发区的区域,也可在局部农网进行试点,范围不宜太小,以免影响区域内客户的供电可靠性。

摘要：介绍了发展20 kV城市配电网的背景，通过对20 kV电压等级技术经济指标的分析，阐述了建设20 kV配电网的必要性。结合陕西电网现状，对发展20 kV配电电压等级的主要限制因素进行了分析，最后提出了目前宜在陕西省一定范围内进行20 kV电压配电试点，并就试点区域的选择原则提出了建议。

关键词：电网,20 kV,技术,经济,试点,建议

参考文献

[1]王世阁，崔广富，鲍利，等．20 kV供电系统在电网改造中的应用[J]．电力设备，2004，5(9)：47-49．

[2]钱宜均．对城市中压配电网选用20 kV等级的讨论[J]．贵州电力技术，2006，9(11)：71-72．

20kV电网篇3

6k V～35kV电网一般没有避雷线保护且线路绝缘水平较低，再加上有如蜘蛛网状的网络结构，不但直击雷能造成雷害事故，而且感应雷也能造成较大危害。据对电网的运行调查，在6kV～35kV电网中，雷击跳闸率占其总故障率的80%以上，且经常有柱上开关、刀闸、避雷器、变压器和套管等设备在雷电活动时损坏，有些变电所在雷电活动强烈时，所有6kV～10kV线路全部跳闸，极大地影响了供电可靠性和电网安全性。

雷害事故的原因主要有：

(1)线路缺乏保护。

在6kV～10kV电网线路中没有装设避雷线，主要靠安装在线路上的避雷器进行保护，而这些避雷器一般安装在变电所的出线侧或配电变压器的高压侧，线路中间缺少保护，如果线路遭受雷击，即使这些避雷器动作，线路绝缘子在较高的雷电过电压作用下也会击穿或闪络。目前6kV～10kV电网所用的避雷器类型较多，既有新型的金属氧化物避雷器，又有老式的碳化硅避雷器;既有带间隙的，又有不带间隙的，其额定电压，动作电压及动作后的残压有较大的差异。而6kV～10kV电网又特别容易发生孤光接地过电压和铁磁谐振过电压。特别是在雷电活动时，往往由于雷电过电压造成绝缘子的击穿。雷电流过后的工频续流，即单相接地电容电流较大，如果这个电流在10A～300A的范围之内，就不能可靠熄孤而形成间歇性的电弧接地。由于电网是由电感和电容元件组成的网络，电弧的间歇性熄灭与重燃会引起网络电磁能的强烈振荡，产生较高的过渡过程过电压弧光接地过电压，该过电压可达315kV，且持续时间长，遍及全网，会引起避雷器爆炸。另外雷电过电压，作为一种扰动，还会激发电磁式电压互感器产生铁磁谐振过电压，铁磁谐振过电压可达310kV，也会对避雷器的运行产生不利影响。

(2)避雷器的接地存在问题。

据调查，6kV～10kV电网中避雷器的接地存在的问题主要表现在两个方面: (1) 6kV～10kV配电型避雷器接地由于受其场所的限制，有相当部分接地电阻超标。据某县供电局统计，大约有30%的配电避雷器接地电阻超标，有的高达上百欧姆。 (2) 运行部门往往只注意按期对避雷器进行试验校核，而对避雷器的接地重视不够。一些避雷器的接地引下线采用了带绝缘外皮的铅线，这种接地引下线内部如果折断不易被发现，且两边的连接头容易锈蚀;还有些避雷器的接地引下线在埋入土中与接地体连接处由于腐蚀电位差不同易发生电化腐蚀，有的甚至断裂。据调查，这类问题相当严重。避雷器只有通过良好的接地才能发挥作用。如果接地不良，避雷器等防雷设备则形同虚设。如河南某变电所曾多次发生雷害事故，经检查是该变电所的母线避雷器与变电所地网腐蚀断裂，没有发挥作用所致。

(3)柱上开关和刀闸防雷保护缺陷。

为了电网运行方面的需要，在6kV～10kV电网上安装了一定数量的柱上开关和刀闸，这对保证电网运行方式的灵活性，提高供电的可靠性起了很大的作用。但仔细检查发现，在这些柱上开关和刀闸的防雷保护上存在严重的缺陷，即在柱上开关和刀闸处有些没有安装避雷器保护，或者仅在开关侧装避雷器保护。这样，当开关或刀闸断开时，线路遭受雷击，雷电波沿线路传播，到开关或刀闸开断处，将发生雷电波的全反射。反射后雷电压将升高一倍，会使开关内部或外部绝缘发生击穿或闪络，危及开关或刀闸的绝缘。

(4)多回路同杆架设距离问题。

为了节约线路走廊，减少占地，节约投资，往往采用多回路同杆架设，有的甚至达到6～8回线路同杆架设。但这样带来的问题：一旦线路遭受雷击，引起线路绝缘子对地击穿，工频续流较大，则持续的接地电弧将使空气发生热游离和光游离，由于同杆架设的各回路之间距离较小，那么电弧的游离会波及到其他回路，引起同杆架设的各回线路同时发生接地短路事故。如某冶金厂为保证供电的可靠性，有四回10kV线路向其供电，但这四回线路中有一段同杆架设，结果在每年都发生四回线路因雷击而跳闸的事故，有时甚至还发生倒杆断线事故，造成了很大损失。

(5)配电变压器雷害事故。

目前大多数配电变压器的防雷保护只是在变压器的高压侧安装有一组避雷器，低压侧不装，这在北方少雷区是可行的，但是在南方多雷区和山区就经常发生配电变压器雷击损坏的事故，这主要由逆变换过电压和正变换过电压造成。据调查，曾有一个县供电局一年内就有30多台10kV配电变压器被雷击坏，变压器损坏的同时还造成了线路接地短路引起线路跳闸，影响了电网的安全和供电的可靠性。

(6) 35kV网络备用线路防雷问题。

35kV线路由于在变电所有1～2km的进线段保护，且线路的绝缘水平较高，因此雷击跳闸故障较少，雷害事故也比6kV～10kV少。但35kV网络的备用线路的防雷问题，即那些开关断开而线路刀闸在合闸状态的热备用线路，一旦遭受雷击，雷电波沿线路向变电所传播到开关断开处，会发生全反射，形成2倍的过电压，造成开关损坏事故。

(7)运行维护问题。

6kV～10kV电网担负着直接向用户供电的任务。由于大多数用户是单电源供电，缺少备用电源，因此造成线路长期无法正常检修，绝缘弱点得不到及时消除，防雷设备得不到正常的维护，使线路耐雷水平下降。

(8)自动重合闸投运率低。

因为雷电过电压造成的击穿大都是瞬时性故障，所以绝缘子放电后一般都能自行恢复绝缘，自动重合闸是减少雷害事故保证供电可靠性的主要手段。可是，由于种种原因，在6kV～10kV电网自动重合闸的投运率并不高，这也是6kV～35kV电网雷害事故偏高的主要原因。

2. 改进及完善的措施

(1)加强完善避雷器保护。

因6kV～35kV电网的主要防雷措施是避雷器，那么规范、完善避雷器的保护就非常重要。根据6kV～35kV中压电网的现状，在避雷器的保护上可在如下方面进行治理。 (1) 选用保护性能好的金属氧化物避雷器，逐步淘汰碳化硅避雷器。为了保证避雷器适应6kV～35kV电网的内过电压状况，可适当提高金属氧化物避雷器的额定电压和荷电率。 (2) 在柱上开关和刀闸两侧装避雷器保护，以防止线路遭雷时的开路反射击坏开关和刀闸。 (3) 在35kV进线终端杆加线路避雷器保护，用以防止线路备用时沿线路侵入的雷电波开路反射击坏开关设备，此避雷器在线路正常运行时，可用来限制沿线路侵入到变电所的雷电波。 (4) 在配电变压器的高、低压侧同时安装合适的避雷器，防止正变换过电压和逆变换过电压造成配电变压器的损坏。 (5) 加强避雷器的运行维护和试验，防止避雷器因自身故障而造成的电网接地短路事故。 (6) 在雷电活动频繁地区，或者容易遭受雷击的线路杆塔上加装线路避雷器。根据经验，为了减少维护工作量，可以安装复合外套金属氧化物避雷器。

(2)改善6kV～35kV电网杆塔和防雷装置的接地。

(1) 35kV进线段架空地线杆塔的接地电阻不应大于108，终端杆接地电阻不应大于48。 (2) 避雷器和配电变压器的接地电阻不应大于108，重要变压器和避雷器的接地电阻不应大于48。 (3) 避雷器等防雷设备的接地引下线要用圆钢或扁钢，要有防止连接处锈蚀和地下部分因锈蚀开路的措施。

(3)加装避雷针或架设避雷线。

对35kV线路容易遭受雷击的杆塔，可在杆顶加装避雷针，或在若干基杆塔上架设避雷线以防止直击雷。

(4)安装自动跟踪补偿消弧装置。

对电容电流超过10A的电网，安装自动跟踪补偿消弧装置进行补偿，这是有效降低线路建弧率提高供电可靠性的有效措施。因为雷电过电压虽然幅值很高，但作用时间很短，绝缘子发生的热破坏大都是由于雷电流过后的工频续流引起的。而工频续流实际就是电网的电容电流，而某些型号的自动跟踪补偿消弧装置能把补偿后的残流控制在5A以下，这就为雷电流过后的可靠熄弧创造了条件。同时，6kV～35kV电网加装自动跟踪补偿消弧装置后还能有效地防止弧光接地过电压和铁磁谐振过电压。

(5)提高自动重合闸投运率。

提高自动重合闸的投运率并加强6kV～35kV电网的运行维护，及时排除绝缘缺陷，提高电网的耐雷水平，是减少雷击跳闸率，提高供电可靠性，保证电网安全的有效措施。

3. 结束语

在雷电活动频繁地区，雷害事故经常发生，极大地影响了6kV～35kV电网的供电可靠性，影响了电网的安全稳定运行。因此，必须认真分析和研究6kV～35kV中压网络的防雷现状，找出雷害事故频发的原因并采取改进和完善措施。

摘要：文章探讨了当前6kV～35kV电网的防雷现状及存在问题, 并提出相应的解决措施。

关键词：电网,6kV,35kV,防雷措施,技术改进

参考文献

[1]李东.实用电力接地技术[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]陈天优.农村电网35kV、10kV输配电线路防雷措施的探讨[J].建材与装饰, 2007 (2) .

20kV电网篇4

本文以南京丰盛科技园为例, 比较10kV, 20kV配电方案, 然后对两种电压等级的配电网造价进行估算、分析和比选, 最后得出20kV配电网相比10kV配电网具有一定的经济性优势, 并初略分析了20kV电价对供电用户的影响。

1 项目概况

1.1 项目情况简介

南京丰盛科技园项目总建筑面积 (地上及地下) 17.08万m2。其中1～5栋办公楼建筑面积为9.31万m2;酒店建筑面积为4.8万m2;商业建筑面积为2.98万m2。该项目拟分三期开发建设完成, 一期先开发建设1～5栋办公楼, 二期和三期分别开发建设酒店及商业建筑。

1.2 设计依据

1) 业主提供的丰盛科技园区地块规划技术资料及先后开发顺序。

2) 江苏省电力公司城市配网自动化规划建设导则。

3) 南京市电力公司关于中低压配电网建设与改造技术规定。

4) 江苏省建设厅发布的35kV及以下客户端变电所建设标准。

1.3 线路装机容量统计表

园区线路装机容量见表1。

该园区为二路电源进线, 进线电源由供电部门考虑, 并由电缆引入。供电方式采用:前置环网柜—用户中心变电站—子变电站方式供电。在一期地下室拟建2进8出带母联中心变电站1座, 中心站内新上2台1600kVA干式变压器, 提供一期1～5栋建筑及负一、负二层用电。二期酒店及三期商业建筑均分别单独采用子变电站供电。该园区共新上中心站一座 (配置2台1600kVA干变) , 子站2座 (分别配置2台1000kVA和2台800kVA干变) 。

2 方案比较

2.1 比较思路

比较10kV, 20kV 配电网的经济性, 主要得从设备综合投资和年运行费用这两大项进行综合比较。设备的综合投资包括线路、中压配电部分及低压配电部分的投资。其中线路和中压配电部分是主要指标, 而两种电压等级配电网络中的低压配电部分可近似相等, 其投资估算也可近似认为相等。因此在进行两种电压等级配电网的经济性分析与比选时, 主要考虑的是线路和中压配电部分这两个部分。

a) 比较流程:两电压等级配电网经济性分析与比选的具体流程, 如图1所示。

b) 具体步骤:

1) 方案的提出。根据规划区的负荷大小、负荷分布情况以及所设定的外部条件, 分别提出两种电压等级的规划方案。

2) 工程量的估算。路线按高压配电线路的地理走线接线图进行估算;中压配电网络工程量通过对设备数量及其进出线的长度进行估算。由于10kV 电压等级在国内已比较成熟, 其配电网的估算相对比较容易, 因此本文中的20kV 配电网的估算均建立在 10kV 配电网估算的基础上。

3) 经济性分析。分别计算两个方案的设备综合投资、线损、年运行费用、单位负荷年运行费用。

4) 综合比较两个方案。根据3) 步骤经济性分析数据, 得出结论。

2.2 线路经济计算比较 (数据由设计院提供) 工程设计线路总长5.6km (含外线和内部子站) 。

1) 电缆预算:10kV (3×95) 224万元;

20kV (3×50) 173万元。

2) 线路损耗: 10kVP=11.9kVA;

20kVP=2.6kVA。

10kV15年损耗费:

11.9kVA×10h×365×15×0.599元/kWh=39万元。

20kV15年损耗费:

2.6kVA×10h×365×15×0.584元/kWh=8.3万元。

上述1) 、2) 二项, 20kV比10kV合计可节约81.7万元

2.3 设备费用

10kV20kV

变压器6台 124万元 161万元

环网柜2台 46万元 62万元

高压柜16台 157万元 214万元

合计 327万元 437万元

20kV比10kV设备费用增加:

437-327=110万元

2.4 工程费用

20kV比10kV预估增加约43万元。

2.5 运行费用

10kV供电电费0.599元/kWh;20kV供电电费0.584元/kWh。

按全部负荷6800kW, 15年、全年365天、每天10h计算, 则:

10kV运行费用=6800×10×365×15×0.599

=22300.7万元

20kV运行费用=6800×10×365×15×0.584

=21742.3万元

2.6 综合分析比选

按15年运行计算整体运行费用:

20kV:173+8.3+437+43+21742.3=22403.6万元

10kV:224+39+327+22300.7=22890.7万元

即:一次性投资20kV配电系统, 按15年总体投资运行费用比10kV配电系统要节约487.1万元。

随着经济的快速增长, 特别在经济发达地区, 现有的10kV配电系统容量小、损耗大等问题已日益突出, 很难承受急剧增长的用电负荷要求。由前面计算数据可知, 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, 降低75%的电力损耗, 还具有显著的环保效益和社会及经济效益。据测算, 输送同等功率, 20kV供电线路的有色金属耗量可减少约50%, 长期运行成本的降低将十分显著。

目前存在的主要问题是, 供电部门的20kV网络建设和普及没有跟上, 用户投资20kV设备后, 还只能用10kV电源, 所配变压器需要增加10kV抽头已备过渡时期使用, 这在一定程度上增加了投资成本, 阻碍了20kV电网的推广。

3 结论

通过对10kV中压配电网和20kV中压配电网经济性的定量比较分析, 可以得出下面结论:

a) 20kV配电网相比10kV配电网有着明显的经济性优势, 前者有着明显节省电网的建设费用及降低年运行费用的优点。

b) 由于20kV配电网相比10kV配电网存在着明显的经济性优势, 建议我国城市中压配电网逐渐取代10kV电压等级, 大力推广20kV中压配电网。

c) 电力部门必须加快20kV电源网络建设速度和普及率, 这样才能真正促进20kV配电网的推广和应用。

摘要：以南京丰盛科技园为例, 比较10 kV, 20 kV城市中压配电网的经济性, 得出20 kV城市配电网比10 kV中压配电网在经济上的优越性, 并分析了20 kV电压等级电价对供电用户的影响。建议我国城市中压配电网推广20 kV电压等级, 以逐步取代10 kV电压等级。

关键词：配电网,经济性,电价

参考文献

[1]张磊.对城镇配电网采用20kV电压等级的探讨[J].农村电气化, 2004 (2) :18-19.

20kV电网篇5

经过多年的电网建设和技术改造, 现代电网主要呈现以下5个方面的特征:

(1) 电网规模较为庞大, 区域内变电站和输电线路较为密集, 并向高电压方向发展。

(2) 一次设备可靠性提高, 电网一次断路器、电流互感器等设备以SF6气体为主绝缘材料, 主变向大型和自冷型方向发展, 设备整体趋于紧凑小型化, GIS、COMPSS设备大量装备。

(3) 保护、自动化、通信设备先进。随着微电子技术、光传输技术和网络技术的大量应用, 保障一次电网安全稳定运行的二次、自动化、通信技术具备微机化、数字化的特点, 并向智能化的方向发展。

(4) 管理信息化水平较高, 伴随着信息网络的完善和企业信息化的建设, 借助信息化手段提升作业效率, 规范业务流程, 并提升企业资源整合能力是现代电网的一项重要特征。

(5) 配套的社会资源能有效支持, 如公路交通、移动通信等社会资源在电力生产中发挥重要作用。

由上可见, 随着变电所数量的迅速增加, 对如何变革变电运行管理模式, 通过优化资源配置, 释放资源效能方面提出了挑战。电网装备水平和生产管理理念的提升, 也给变电运行管理模式的优化变革创造了条件。

2变电所无人值班管理模式分析

变电运行工作的实质就是“对电网所辖变电所实施有效的监视、控制、巡视、维护, 按照调度命令正确地改变设备运行方式, 对现场工作安全状况予以有效控制”。多年来, 供电企业就变电运行模式进行了多方面的探索和尝试。主要的变电运行管理模式见表l。

表1中4种模式各有利弊, 但在不同的电网规模、地域环境、装备水平、技术条件下, 某种模式与相关条件相匹配, 该模式的优点成为影响的主要因素时, 这种模式也实现了效益最大化;与有人值班变电所相比, 无人值班变电所在事故应急情况下的响应速度相对较慢, 运行人员对现场的熟悉程度有所下降, 但从国内外电网建设、发展的方向来看, 对区域电网内的变电所实施集约化无人管理是必然趋势, 只是不同的阶段实施集约管理的范围不同。

“集中监控, 分点操作”的运行管理模式能较大范围地释放人力资源效能, 尤其对变电运行监控人员的集约化方面效益显著, 同时在一定程度上对电网迅速扩张有较好的适应性, 该模式正逐步成为国内电网运行管理的主要发展模式。

3“集中监控, 分点操作”模式应用分析

3.1不同电压等级变电所的值班方式

由于变电所在电网中的重要性、技术水平、设备状况等因素不同, 变电所实施无人值班的条件不同, 在采用“集中监控, 分点操作”模式时, 其现场具体的值班方式也有所不同。不同电压等级变电所值班方式分析见表2。

分析可见, 500k V变电所和220k V及以下变电所的无人值班方式有较大的区别, 因此500kV变电所宜建设单独的监控中心, 实施“集中监控, 变电所少人值班, 集控运行”的管理方式, 220k V及以下变电所可建设区域性的监控中心, 实施“集中监控, 变电所无人值班, 分点操作”的管理方式。

3.2无人值班变电所调度发令方式分析

无论何种运行模式, 由于调度命令在电网安全运行中很重要, 宜尽量减少调度命令传输过程中的环节, 确保命令传递的准确、便捷、安全。调度正令在电网运行过程中流经的环节, 必然成为确保安全生产的重要环节, 而该环节的安全性与调度正令的流量成反比, 因此必须强化相关业务环节。若仍使用“转发令”方式, 必然导致监控中心的安全责任加大, 其管辖幅度受限, 从而削弱了实施“集中监控, 分点操作”模式的效益, 因此, 对于500k V变电所, 实施集控站管理后, 由于对一次设备进行远方遥控操作, 其实际操作的“现场”就在500 k V集控站, 所以“正、预令均到集控站”是最佳方式。而对于220k V及以下变电所, 由于目前尚不具备完全遥控操作的设备条件, 其主要操作任务也必须到现场操作, 所以笔者认为“预令到监控中心, 正令到现场”是较为妥当的方式。

4遥控操作功能的建设与应用分析

变电所实施无人值班管理后, 产生了运行人员与变电所现场设备的时空距离, 而采取遥控操作, 一定程度上是弥补时空距离、减少运行人员路途奔波的有效手段。根据技术条件和操作任务的不同, 在保证安全的条件下实施遥控功能的建设和应用, 是提高“集中监控, 分点操作”运行模式效率的重要手段, 而自动化技术和电动设备的装备, 为一次设备的遥控操作创造了条件, 保护自动化一体化和保护与自动化的通讯联网, 为二次设备的遥控操作创造了条件。

4.1监控中心 (集控站) 遥控操作

根据监控中心的职责分工, 操作任务主要是正常运行中对电网经济运行方式的调整性操作, 如:

(1) 为控制电压合格率和功率因数, 对电容器、主变分接开关进行的遥控操作。

(2) 为控制负荷平衡进行的拉、送负荷操作。

(3) 为控制系统零序阻抗, 根据调度命令进行的单一主变中性点接地开关的拉合操作。

因此, 监控中心的遥控功能是变电所实施无人值班的必备技术条件, 从目前的技术条件和南方电网无人值班工作实际运行情况来看, 监控中心遥控操作完全具备技术条件和管理条件, 有关资料显示, 部分单位也有超过10年的运行经验。随着区域无功综控功能的建设, 监控中心遥控操作的智能化水平也有了较大幅度的提高。

4.2 500 kV监控中心遥控操作

500kV监控中心的遥控操作方式, 必须紧密结合500kV监控中心的组建方式和实际装备情况, 充分发挥设备自动化程度高的优势, 把原来分布在主控室和设备现场的3名运行人员, 通过遥控技术的应用, 改变成分布在集控站和设备现场, 500 kV变电所的操作任务采用“转发令”方式:调度“正、预令”均发至监控中心, 由监控中心根据任务类型进行分解。

(1) 对一次设备操作任务 (主要为线路、断路器、母线设备) , 通过遥控操作的方式实施, 而配套的电源开关、二次空开等操作由现场少人值守运行人员操作, 或将二次设备操作放在工作票的安全措施中执行。

(2) 对二次设备的操作任务, 由集控站转发至变电所现场, 由现场2名留守运行人员操作。

(3) 对主变等设备一、二次设备穿插操作、现场有大型工作任务的操作, 则由监控中心派出操作人员在变电所现场进行操作。

4.3调度端直接遥控操作

当电网实施“集中监控, 分点操作”的运行管理模式后, 特殊情况下的应急能力是必须研究解决的问题。而调度遥控操作, 就是由调度员在调度台直接对变电所现场设备进行遥控操作。由于这种操作方式是将“调度发令”和“运行操作”2项任务进行整合, 从而具有最快的执行速度。具体应用调度遥控操作应考虑以下几个方面:

(1) 紧急处理电网事故和异常时, 响应速度显得尤为重要。由于调度遥控操作具有最快的执行速度, 此时可采用调度遥控操作的方法。

(2) 正常运行方式下, 考虑到调度运行与变电运行的专业性和对电网的关注面不同等因素, 不宜大规模采用调度遥控操作的方式。

(3) 考虑到云南电网地处山区, 遭受恶劣天气的情况较为突出, 在电网建设时应考虑调度台对110 kV及以上电压等级断路器设备遥控功能的建设。

结语

通过分析可见, 实施“集中监控, 分点操作, 变电所根据情况实施无人 (少人) 值班”是较为科学、合理的变电运行管理模式。但在实施中要根据变电所在电网中的重要程度、装备水平和管理要求, 对变电所值班方式、调度发令方式和遥控操作方式等方面采取具体的应对措施, 才能更好地适应现代电网的发展和管理运行的要求。

参考文献

[1]变电站运行导则 (DL/T969-2005)

[2]220kV～500kV变电站电气技术导则 (Q/CSG10011-2005)

20kV电网篇6

一、电网无功电压运行统计

无功潮流是关系电力系统运行质量的关键环节, 对整个电力系统的运行起着关键性的影响, 关系着其运行的安全性和经济性, 因此需要对无功潮流分布进行合理的分配。由于受到重视有功忽视无功思想的影响, 电网在无功分析方面存在着不足, 进而引发了一系列的问题, 阻碍了整个电力系统的健康运行。就该片区而言, 最高统调负荷达到61873MW, 并且呈现逐年增长的趋势, 到去年年底, 电网统调机组容量达到5283.7MW, 拥有220kV变电站54座, 220kV主变83台, 110kV变电站168座, 110kV主变268台, 且该片区的220kV电网分布呈现出五纵六横的格局。

为了更好的了解该片区的电网电压水平, 需要借助一定的统计方法, 对220k V、110kV电压的数据进行采集和分析。在电网的运行中, 各个片区的监控点的电压存在着一致性, 因此可以根据这一原理, 计算出各枢纽220kV、110kV变电站的电压最大值和最小值的平均值。可以将电压的最大值和最小值进行列表分析, 进而了解到各个分片区整体的电压水平, 并及时的发现各个片区出现的电压异常的现象, 并采取有针对性的措施。

在对数据进行采集和分析的时候, 需要保证数据的典型性和代表性, 进而提高参考的可行性和科学性。通过对该片区的十个典型片区的电压情况进行分析, 发现了电压普遍较高的片区和较低的片区, 并对整个片区的电压情况形成一个清晰的认识。通过对电压情况的分析, 得出了该片区经济发展和装机容量的问题, 进而及时发现电网格局不平衡的问题。

二、电网的功率因数水平分析

就电网的主力电厂而言, 根据各时刻点的有功、无功负荷数据, 可以得到各个点的功率因数, 在此基础上, 画出相应的功率因数时间序列图。通过对序列图的观察和分析, 可以得出电网运行的电压规律。

对该片区而言, 主力电厂的功率因数较大, 在0.9以上, 但是不同的季节会导致不同的功率因数, 因为夏季的负荷较大, 而冬季的负荷较小, 进而导致夏季的功率因数小于冬季的功率因数, 并且冬季的功率因数只有在晚间出现负荷高峰期时会出现一定程度的下调。与此同时, 各个厂的功率因数的调节步伐是一致的。

该片区220kV、110kV变电站的夏季负荷高峰出现时, 中部、南部、西部变电站的功率因数会达到0.95以上, 东部变电站功率因数广泛在0.88-0.93, 这就充分的说明了该片区东部电网存在着无功不足的问题, 为了满足整个电网运行的需求, 需要降低各个发电机的功率因数, 再加上母线电压的限制, 致使电网的动态无功备用的水平较低。而东部片区的部分变电站功率因数在负荷高峰期时仅为0.86, 可见该片区没有较大的无功潜力进行挖掘。

为了更好的适应整个电网系统的发展, 各个机组会根据电网的电压情况实行进相运行, 这样就会使母线的电压上升至235k V, 在这一情况下, 高电压会发挥较大的作用, 因此需要对相应的机组进行有效的控制, 进而减轻片区的无功倒送的现象。

三、220kV、110kV电网的无功平衡分析

在该片区的电网运行中, 片区的无功补偿系数的确定是依据电厂的满发且功率因数为0.93的运行环境。就2012年该片区东部电网运行参数而言, 部分220kV变电站无功总配置系数为1.24-1.3, 而国家要求的无功技术系数为1.32-1.5, 可见未能够满足技术规定的系数要求。当该片区东部电网处于运行最大负荷时, 会出现严重的无功补偿不足的现象, 并且无功补偿的分布很不均衡。除东部片区外, 部分变电站无功配置系数较高, 超过了平均的配置范围, 并且该片区的无功功率在整个电网的无功配置系数中占有较大的比例, 出现了一定的无功过剩的问题。其他片区的无功配置系数相对较为合理。

可见, 该片区处于供电紧张的情形中, 但是大部分的电网都是按照功率因数在0.9以上进行运行的, 但是缺乏动态无功备用的电厂。如果以2012年的最大负荷日电厂出力进行估算, 就会发现该片区局部电网的无功补偿配置系数较低。

通过分析不难发现, 该片区的电网受到电源和负荷分布不均衡的影响, 各个片区在无功电压方面的表现也不尽相同, 呈现出不同的特点。特别是中部片区是该的电网首端, 线路较多, 加上充电功率较大和电厂较多, 进而导致无功多但是补偿容量严重不足以及负荷相对较轻的现象, 进一步引起了电网无功过剩且电压过高。而东部片区是该片区电网的末端, 也是经济发展较快的片区, 负荷较重且经常出现用电的高峰期, 加上无功配置不足, 进而引起了无功不足且电压偏低的现象。其次, 220kV电网与110kV电网之间的交换较小, 这就导致了在负荷高峰期会出现无功补偿容量不足且投运不足的现象, 进而导致功率因数不合格。就其各个片区的无功分区平衡而言, 该片区做的较好, 并且联络关口的功率因数也较低, 较好的保证了电网的安全稳定运行。但是由于节假日是用电的高峰期, 会出现用电量以及负荷最大的情况, 这时就对电网的运行提出了更高的要求, 这就需要对其实施进相运行, 进而缓解该片区的在用电高峰期电压过高的矛盾。

另外, 由于部分220kV线路较长, 线路充电功率较大, 在变电站负荷较轻时, 及时将该变电站及所供下级变电站所有电容器退出的情况下, 该变电站无功仍过剩并导致电压升高。

四、该片区220kV、110kV电网无功电压方面的问题以及建议

通过对该片区的无功电压分析, 可以发现在电网的运行中存在着诸多问题, 严重的制约了电网的健康运行, 并且影响了供电的质量和效率。一般而言, 主要包括以下几个方面的问题:

(一) 对电容器的管理和逆调压方面的缺陷

在该片区的电网运行中, 对于负荷增长较快的片区而言, 存在着电容器管理不当以及缺乏对逆调压的认识, 这就需要以负荷增长为参考, 进行合理的无功补偿, 同时加强对现有的电容器的管理, 并提高对逆调压的重视, 合理的对现有的无功装置进行设计和安装。除此之外, 要配置一定数量的低压减负荷装置和投切负荷装置, 在电压较低时, 要提高电压的稳定性, 进而避免破坏性事故的发生。

(二) 电压转移难以满足电网系统的需求

在该片区的用电负荷发生转移时, 对变电站的主变分接头的档位进行合理的设置, 如果处理不当, 就会引发主变的低压侧电压偏高, 这样就难以满足系统运行的需求, 以致无法投入电容器补偿无功。为了解决这一问题, 需要对变压器进行一定的技术改造, 调整变比, 进而有效的降低中压侧电压。

(三) 缺乏对用户电容器的整体把握

在该片区, 用户的电容器的数量占到片区电网的电容器的三分之一左右, 由于数量大分布复杂, 导致电网企业对用户的电容器的投运情况的了解不够全面, 导致在对用户功率因数的考核制定标准的过程中出现与输电网的功率因数的参考标准之间的矛盾。为了解决这一问题, 需要提高电力部门的监控力度, 加强管理, 不断研究和完善对用户功率因数的考核办法和执行力度。

(四) 无功补偿形式单一

在该片区的电网运行中, 应用的无功补偿设备主要是并联电容器, 形式过于单一, 难以满足电网运行的需求。建议在存在较长供电线路且变电站在负荷轻时段出现无功过剩的变电站增设并联电抗器以吸收过多的无功功率。

(五) 对小水电的无功出力考核不合理

在电网的运行中, 缺乏对中小水电的无功出力考核的科学性和合理性, 因此需要加强对电网的功率考核因数的重视, 并且顺应市场经济的要求, 激励大的电厂配合调压管理和研究电压功率因数考核的办法, 为电网的正常运行创造有利的条件。

此外, 还需要注意以下几个环节的重视, 保证电网的正常运行:为了解决一些站点的主变无功穿越量较大的问题, 加强其所在的220kV分区电网无功配置, 优化合理增加电容器配置。对于电压偏低或者是无功过大的现象, 应检查现有无功补偿设备的可用情况和投切策略, 保证能及时投入这些补偿设备, 进而保证整个电网的高效稳定运行, 最大限度的提高电网运行的安全性、经济性和科学性。

摘要：本文以四川某片区的电网发展为例, 对电网的无功电压进行了统计, 并指出了无功电压中存在的主要问题, 重点探讨了相应的解决方案和措施, 目的是为片区的电网运行提供指导和借鉴, 进而实现无功电压的优化和科学管理, 最终实现电网的可持续发展。

关键词：电网,无功电压,数据,平衡分析,数据采集监控系统

参考文献

[1]李海峰, 王小英, 杨志新.江苏电网无功电压现状分析[J].江苏电机工程, 2011 (01) .

[2]汪卫华, 曹新频.无功电压自动控制装置定值整定及其运行问题[J].供用电, 2009 (05) .