低压配网补偿

2024-05-09

低压配网补偿（通用5篇）

低压配网补偿篇1

线损率是衡量电能损耗高低的指标, 它综合反映和体现了电力系统规划设计、生产运行和经营管理的水平, 是电网经营企业的一项经济技术指标。搞好线损管理是提高供电企业经营收入、实现多供少损和节能降耗的重要手段。充分调动全体员工节能降损的积极性, 增强节能意识, 努力降低线损, 是供电企业提高自身管理水平和经济效益的内在要求。

产生线损的原因主要分为技术线损和管理线损, 其中技术线损是电网中各元件电能损耗的总和, 包括固定损耗和可变损耗。可变损耗与电网元件中所通过的功率或电流的平方成正比, 例如变压器绕组电阻和导线电阻中所损失的电量;固定损耗主要与电力网元件上所加的运行电压有关, 例如变压器铁芯、电缆和电容器的绝缘介质中所损失的电量以及电晕损耗电量 (即空载损耗) 等。而造成管理线损的主要原因则是线路不规范安装、电能计量装置存在误差、日常的维护管理不善、线路发生窃电等。

1 低压线损管理的重要意义

线损是供电企业一项重要的技术经济指标, 线损管理工作的效果直接影响着供电企业的经济效益, 供电企业应成为建设节约型社会的先行者, 大力开展节能降损工作, 规范和加强线损管理工作。同时, 线损管理涉及面广、跨度较大, 又是一项政策性、业务性、技术性很强的综合性工作。作为供电企业, 线损管理水平的高低、特别是低压线损率指标的水平直接关系到企业的经营业绩, 甚至在一定程度上影响和决定供电企业的生存与发展, 应予以高度重视。

低压线损的管理是一项复杂的系统工程, 涉及到企业的方方面面, 要做好这项工作, 必须规范管理, 制定和完善相应的配套制度, 逐步形成“条块结合、分级负责、指标落实、分工明确”的常态管理机制, 依靠一整套完整机制的约束, 方能使低压线损的管理更加科学、严谨, 成为企业增加效益的一个主要渠道。

2 低压线损管理现状及原因

2.1 负荷分布不合理, 设备利用率低

部分农村供电区域、台区存在低压配网结构规划不合理, 如负荷中心设置不合理, 供电半径长等的问题。增设台变以实现密布点的改造方案受村民阻扰影响大, 容易遇到选址拿地难的问题。电网大部分为居民生活用电, 负荷量不大, 存在用电时间段过于集中, 季节性强的特点。特别是集中在夏季几个月和春节用电, 为保证高峰期用电, 变压器容量不得不按最大容量设置, 使得在高峰用电时, 电网线路几乎满载;低谷用电时, 线路几乎空载, 这在用电较多的综合台区尤为严重, 变压器轻载或空载运行时间长, 损耗大。

2.2 网架结构不合理, 供电质量低

由于历史原因, 低压配电网线路导线截面小, 长期过负荷运行或轻负荷运行, 接户线过长, 过细, 低压线路过长, 末端电压过低致损耗相应增加。台区变压器布局不合理, 供电半径大, 存在大量迂回供电, 应该采用由电源点向周围辐射式的接线方式进行配网架设。随着一、二期电网改造工程的实施, 基本改变了结构相对落后的局面, 但未改造的低压台区使用年限久远, 供电设施老化落后、旧的电网结构已不能适应对电量需求日益增长的需要。用电高峰时变压器、绝缘子、导线等供电设施因频繁超负荷而烧毁。特别是夏季由于高温持续时间长, 大功率家用电器全部启用, 未改造低压台区不堪重负。各供电所面对过负载的低压台区只能临阵抱佛脚, 东拼西凑, 造成经常性停电, 低压线损也很大。如长乐地区地处沿海, 配电线路及杆上设备易腐蚀, 特别是污染型的沿海工业区, 配网设备腐蚀严重, 投入改造的线路台区经济运行的周期短。

2.3 无功补偿运用不合理

在电力系统中, 电网无功容量不足, 会导致电流增大, 使设备及线路损耗增加及电网电压降低。由于电网的分散性无功补偿费用较高, 因而无功补偿的运用并不普遍。随着居民用电结构的变化, 对无功需求较大的日光灯、空调、电风扇和彩电的大量使用, 使得电网功率因数非常低。对无功功率的消耗增大。这些无功功率如不能及时得到补偿, 会对电网安全、稳定、经济运行产生不利影响。

2.4 农村供电所台区管理传统方式不合理

农村电工工作量较大, 抄表人员估抄、漏抄现象较为严重, 窃电现象时有发生并且不能及时发现。不进行负荷和电压实测工作, 低压线路三相负荷不平衡得不到有效的调整, 电能表未能按检定周期进行检定, 计量设备安装不合规范, 忽视计量设备运行管理, 不坚持计划检修和清扫树障, 造成泄漏增加。另外, 低压线损管理逐步走向系统管理, 农村供电所人员对营销业务应用系统线损模块系统功能的不熟练, 制约了低压线损系统管理的使用效率。

3 技术线损的降损措施

电网的经济运行是降低供电成本的有效途径。合理选择降低线损的措施, 是一项极为重要的工作。电网降损管理人员除了采取各种切实可行的措施外, 还需要根据电网实际需要, 选择适合本地电网的降损措施, 以取得更高的社会效益和经济效益。

1) 做好电网中、长期规划和近期实施计划, 抓住电网改造机遇, 加强电网的建设, 优化供电方式, 改造迂回线路, 主干线要接近负荷中心, 尽量减少空载变压器;

2) 合理调整电力网的运行电压水平, 电力网运行电压一般可在额定电压附近允许的范围内变化, 亦即运行电压可以高于或低于额定电压, 当系统电压升高时, 电力网的固定损耗增大, 变动损耗减小。而当系统运行电压降低时, 电力网的固定损耗减小, 变动损耗增大。对于10k V及以下的配电网络, 变压器的空载损耗约占总损耗的40%~80%, 甚至更高, 因为小容量变压器空载电流较大, 同时它的负荷又较低。所以这类电网适当降低运行电压可以降低线损;

3) 科学选择变压器容量和确定变压器的布点, 缩短低压线路半径, 保证电压质量, 减少线损。对10k V高压用户受电端电压允许偏差值为额定电压的-7%~+7% (9.3k V~10.7k V) , 线路半径不大于15km;在供电半径过长或经济发达地区宜增加变电站的布点, 以缩短供电半径。负荷密度小的地区, 在保证电压质量和适度控制线损的前提下, 线路供电半径可适当延长;

4) 根据电网中无功负荷及分布情况, 合理选择无功设备和确定补偿容量, 降低电网损耗, 条件允许的情况下尽可能采用在负荷末端分散补偿的方式, 把电能损耗降低到最低限度。一般的工厂采用自动投入的电容器补偿装置, 对于居民用电性质, 由于负荷分散, 使用带自动无功补偿的组合箱变最为理想。一般无功补偿量选变压器容量的1/3~1/4较为合理, 经这样补偿后无功电流不再经变压器流回电源侧, 减少了负荷电流, 提高了变压器的负荷率。当无功功率越少, 视在功率越接近有功功率, 当无功功率等于零的时候变压器的损耗最低。但是线路和变压器也是电感和电阻的组合, 其产生的无功在变电所10k V母线安排集中补偿较为合理;

5) 搞好三相负荷平衡, 配电变压器低压出口电流的不平衡度不超10%, 低压干线及主干支线始端的电流不平衡度不超过20%。坚决更换国家淘汰的单、三相老型号的电能表, 推广使用全电子式电能表。优先采用新型节能变压器和高效电动机。

4 管理线损的降损措施

1) 加强组织领导, 建立线损管理领导小组, 由分管营销的副总经理任组长, 设立专 (兼) 职线损管理员, 形成完整的线损管理体系;

2) 实事求是地开展理论线损计算, 合理制定线损指标。开展线损理论计算, 使我们能找出管理和技术上的问题, 为降损工作提供理论和技术依据, 并能有效地抓住降损工作的重点, 提高降损工作的准确性。为此, 我们根据现有供电设备及负荷情况, 进行理论线损计算, 从而为合理制定线损考核指标提供理论数据, 使线损考核指标更加合理化, 使线损管理有一个明确的目标, 并通过不断收集整理理论线损计算资料对计算结果的分析, 为制定以后的降损方案提供可靠依据, 为规范线损管理打好基础;

3) 做好线损分析, 制定降损措施。每月由公司分管副经理主持开展线损分析会, 及时掌握上月线损完成情况, 并分台区、干线进行线损分析, 重点对线损较大的台区进行分析, 及时发现薄弱环节和管理方面存在的问题, 制定相应的对策, 确定降损方向, 以不断提高线损管理水平, 使降损工作有的放矢;

4) 严格抄、核、收工作制度。加强抄表人员的工作责任心, 提高抄表人员的业务素质, 实行配电变压器总表与变电站关日表同步, 且达到高压、低压计量表同步抄表, 防止估抄、漏抄、错抄现象, 减少内部责任差错, 防止人为因素造成的损耗发生;

5) 加强计量管理, 完善计量管理制度。合理选用计量装置, 根据负荷变化, 适时调整输配电变压器的台数和容量, 以提高计量要与负荷匹配, 注意对大用户的计量表计加强管理, 优先采用新型电子式电能表, 不但计量更准确, 自身损耗也低。同时要考虑表计精度问题, 对电能表进行定期校验。供电公司应设专人负责管理计量装置的运行事项, 实行表计和表箱集中管理, 计量柜采取防窃电措施, 杜绝人为的作弊现象;

6) 建立线损管理台区档案, 实现线损包保与有关数据配套化、一体化、规范化。为使线损包保管理真正落到实处, 必须配备必要的核算和考核资料, 使线损理论计算、线损实测、考核兑现、日常管理、综合分析五项重点工作均有充分可靠的依据, 基础工作适应管理需要, 形成一个比较严密的管理体系。

5 长乐电网低压线损治理经验

5.1 建立科学完善的绩效指标评价体系

建立由线损率指标和线损管理小指标, 主要是10k V及以下线损率、分线线损率、分台区线损率;以及由居民客户端电压合格率、计量故障差错率、电能表实抄率、电量差错率、配电变压器三相负荷不平衡率等线损管理小指标构成的线损指标体系。根据各供电所辖区网架情况、农村台变占比情况以及往年完成的线损率指标, 分解下达供电所分线、分台区线损率指标任务书, 并以供电所为考核单位, 制定《10k V及以下线损专项奖励办法》, 对各供电所的每月合格台区所占比率和低压线损率两个线损专项指标进行奖励兑现;重点关注台区线损管理及高损台区的专项整治工作。

5.2 加强营销管理, 促进降损工作

1) 加强基础资料管理。以开展全面营业普查核对工作为契机, 逐步理清各供电所辖区内10k V及以下分线分台区基础档案、隶属关系, 特别是排除户变关系对应不清造成的台区异常因素;

2) 加强抄表管理。减少抄表差错及不同步抄表对线损的影响。将抄表差错列入月度公司绩效考核;

3) 进一步加强营配异动管理。配电GPMS与营销SG186系统接口上线后, 利用系统流程相关节点及时跟踪, 最大限度降低异动流程滞后对线损的影响;

4) 全面加强计量管理。积极实施低压防窃电改造、台变设备标准化改造, 检验率、合格率均达100%。加快用电信息采集系统的建设;

5) 加大用电检查管理力度。

5.3 夯实分台区分台区线损精细化管理

1) 积极推进台区达标改造工作。根据高损台区实际情况以及年度核准资金中所列高损台区达标专项改造资金, 针对存在供电半径长、线径小、低压线接户线和表箱陈旧等技术因素的台区, 逐台落实达标改造。以投入降损量关键绩效指标为抓手, 优化投资结构, 按台区达标工作要求, 大力推广运用节能设备, 精心组织, 切实加大高损耗、高电量、高故障率“三高”台区的改造力度;及时对改造台区进行跟踪, 确保改造一台, 达标一台, 实现有效降损, 每月通报各供电所台区达标改造进度;

2) 落实分线分台区管理责任制, 加强过程监督和结果考核。充分重视线损精益化管理工作, 进一步明确各供电所、个人的线损管理职责和工作要求, 确保人员配备合理并相对稳定。编制或进一步完善分线分台区管理实施细则, 落实分线分台区管理责任制, 明确营配部门分工原则、线路和台区责任人 (所属班组) 、考核项目、考核标准, 并抓好逐月考核工作。分线分台区指标考核充分考虑理论线损计算结果、同类型线路台区指标、实测值等, 科学下达考核指标。

5.4 加强高损台区达标改造

1) 成立营销台区达标领导小组, 由公司营销部负责达标工作的检查监督、总结考核, 对年度下达的高损台区改造任务, 分月跟踪, 切实做好统计、分析、督促整改工作, 公司分管营销的副总经理亲自带队, 对疑难顽固高损台区进行现场检查, 对异常情况和存在的问题现场分析、现场部署、指导, 确保了高损台区整治工作扎实有效的开展;

2) 开展2010年高损改造台区普查专项行动, 抽调公司技术骨干, 展开对高损台区进行全面的统一抄表和普查工作。通过专项行动, 对供电所台区管理工作进行一次摸底, 客观地掌握了高损台区的现场第一手资料, 针对每个台区的具体情况进行个性分析, 量身打造改造方案, 以做到“检查一台, 分析一台, 消灭一台”。

5.5 围绕降损工作扎实推进配网建设管理

加大配网建设力度, 完成配网项目投资计划。配网运行管理上, 收集配电台区标示牌、电杆防撞条需求, 进行整理并投入招标, 配合国网新标准开始新一轮的标识悬挂工作;开展台区标准化建设工作, 编制了《配电台区标准化建设规范》, 认真开展农网示范线路、台区建设工作, 从现场到资料都进行标准化建设、管理。

6 结论

线损率是体现电力系统规划设计水平和经营管理水平的一项综合性技术经济指标, 它一方面反映了电网结构和经营管理的质量, 同时也是电力部门分析线损、制定降损措施的有力工具。

节能降损工作, 在电力行业管理中占有十分重要的位置, 是提高电力企业经济效益的重要途径和手段。只有从建立健全节能降损的管理体系、技术体系、保证体系等三大体系出发, 以建设一流工作为主线, 依靠严格管理和技术进步, 不断加大电网建设力度, 才能使节能降损管理水平不断提高。

参考文献

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[2]张利生.电能损耗管理及降损技术[M].北京:中国电力出版社, 2005.

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[5]杨骥, 吴杰.配网实时线损计算系统[J].电力需求侧管理, 2005, 7.

低压配网架设设计要点分析篇2

关键词：低压电网；线路；规划设计

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

农村低压网络主要是10kV及以下配电线路构成的以农村生活照明、农副产品加工、农田灌溉、乡镇工业等用电形式的配电网络。这种网络往往受当地气候、地形、用电负荷等条件的影响，勘测和规划设计比较复杂，规划设计的合理与否，直接影响当地经济的发展和该网络的安全运行及日常维护，这就要求勘测设计人员要全方位多领域广角度的进行勘测分析。所以，农网低压网络的规划设计，必须严格按照相关标准慎重进行。

一、路径的选择

在选择路径时要充分考虑河流改道、山洪冲刷、山体滑坡、土质松软、地基塌陷等自然灾害对线路构成的威胁和损毁，如果采用地埋线进行地下敷设时，还要考虑鼠害、地下水、地下空洞、冻土厚度及地下其它电缆、管道和设施对线路的影响和破坏，同时也要考虑当地经济发展和村组建设的规划等情况，尽量减少不必要的迂回或卡脖子现象，尽量减少跨越和档距过大、转角过多、线路过长等不利于运行和维护的因素，尽量减少增加农牧民负担的现象，从而科学、合理的选择线路走径。

二、网络的选择

为了使配电变压器能够三相负载平衡安全运行和在线路出现故障或检修时减少停电面积，配电变压器应尽量安装在网络负荷的中心位置，按照“小容量，密布点”原则分装，尽量把供电半径控制在500m以内。在规划线路出线时，可将低压线路从配电变压器出线口引出至少2条三线四线制回路（视现场具体情况分别选择），实行分区分片和动力用户专线供电，在线路发生故障或日常检修时可减少停电面积，但要避免线路迂回现象。无论怎样选择出线回数，都要在保证变压器三相负载平衡运行的前提条件下，根据现场的具体情况合理选择。在有农业排灌、迎峰度夏、迎峰度冬等季节性用电负荷较大的村组，尽量考虑设置一大一小可并联的母子配电变压器或可调容的变压器。根据用电的季节和时间，视负荷大小来选择投用大容量配变或小容量配变，在负荷超过大容量配变单台供电能力的情况下，可将两台配电变压器并列运行。在用电淡季可以退出容量较大的一台变压器以降低铜损和铁损。这样，就会避免一些村组配电变压器存在的“大马拉小车”或变压器长期过载运行的不良局面。

三、勘测定位

电杆坑、拉线坑及地埋沟、户表集装台及配电变压器的勘测定位，是工程网络规划设计中关键的一个环节，它是决定该网络布局设计是否合理的重要一环。无论新建工程还是改造工程，在勘测定位时，一定要遵循以配电变压器为中心，三点一线、忌低好高、重前轻后、侧深拒浅的原则进行。尤其是沿街道架设线路时，要注意档距尽量控制在40m，郊区尽量控制在50m，如遇特殊地段确需加大档距时，应考虑电杆、导线、横档及相关配套材料的机械强度而确定。

四、配电变压器的选择

配电变压器是一个低压网络的核心，就如同人的心脏一样非常重要。变压器选择得过大，会形成“大马拉小车”的现象，这样不仅增加了铜损和铁损，而且还造成设备的浪费和不合理使用的现象；选择得小又会使其长期过载运行或负荷稍微增大而烧毁变压器，造成更大的经济损失。

五、电杆、导线、横担等材料的选择

（一）电杆的选择。选择电杆时要根据现场具体情况，因地制宜进行勘测选择。主要考虑导线架设后对地和建筑物的安全距离是否足够，横担对相邻建筑物或其它设施的安全距离是否合格。当同杆塔架设线路时，应考虑上下两层导线间的距离及下层导线对地的安全距离是否符合标准，一般上下两层线路的横担直线杆不小于0.6m，转角、分支杆不小于0.3m，同层导线弧垂应一致。当高低压同杆架设时，横担间的垂直距离直线杆不应小于1.2m；分支和转角杆不应小于1.2m，如遇跨越其它弱电线路及房屋、树木和草垛时，要考虑导线对其安全距离。如确实无法保持与其的安全距离时，要尽量加高电杆或采取穿绝缘护套管等措施

（二）导线的选择。首先应掌握该网络下用电负荷的发展情况，主要考虑过去5-10年负荷的增减和现有负荷情况，结合当地经济发展规划，正确预测和估算未来负荷发展空间。还考虑电压损失、环境温度、导线发热和未知机械损伤等因素，综合各种情况后合理、经济的选择导线截面。值得注意的是，中性线采用小截面导线时，一般不应小于相线截面的50%，但纯照明线路的中性线截面应与相线一致，对于进入比较密集的村镇和沿街道架设低压线路时，应尽量采用JKLV型集束导线或其它绝缘导线。在任何低压网络中禁止使用破股线或单股线。

（三）横担的选择。横担的选择也比较重要，一般要考虑架设导线的根数，导线的粗细、架设档距的大小和现场具体条件等情况分别选择。选择的过大，就会造成材料的浪费，选择的太小又会留下潜在的隐患，也不符合相关标准。我们常常习惯在三相四线制线路中使用∠50×5×1500型横担，单相线路习惯用∠50×5×800或∠50×5×500型横担，其实在选择横担时，既要考虑架设导线的根数，还要考虑导线截面、档距和气候条件等因素。一般导线在50mm2以下，档距在标准范围之内且气候条件正常的情况下，应该选择如上三种型号的横担；但导线截面在50mm2及以上或档距过大，档距远远超出标准范围，气候条件恶劣，风沙扬尘天气和雨雪天气较多等情况下，就应该根据导线架设根数选用∠63×6型横担。在选择横担的同时，还要考虑所选择的横担如架设裸铝导线时，还应满足档距在50m时，相间距离不应小于0.4m；档距在70m及以下时，相间距离不应小于0.5m；靠近电杆两导线水平距离不小于0.5m。当架设绝缘电线时，档距在40m及以下时，相间距离不低于0.3m；档距在50m及以下时，相间距离不低于0.35m；靠近電杆的两导线间距离为0.4m。

六、其他须注意的几个问题

在采用地埋形式敷设线路要充分考虑气候条件、土质及导线散热等情况，。地埋线在地下需要接头或T接时，最好引到地面进行并修建接线墩。夏天气温过高，冬天气温太低，白昼温差较大的地区不宜采用架空集束导线和绝缘电缆。架空裸铝导线的连接最好使用压接管，T接或引线最好使用并沟线夹；配变高压侧的连接部分尽量使用设备线夹，低压侧的连接则要根据连接部位的金属分别使用铜鼻子或铜铝过渡鼻子。拉线中必须使用拉线绝缘子，户表集装箱内必须安装合适的漏电保护器。

参考文献：

低压配网载波通信的探讨篇3

关键词：OFDM,电力线载波通信,信号带宽,噪声

前言

截至目前, 电力线载波通信 (Power Line Communication PLC) 技术已经成为通信系统中新的研究热点, 是比较节约成本的现场设备总线通信技术。但是, 载波通信有时变性、频率选择性等特点, 使其在应用中还存在很多问题, 不能很好的推广使用。

多年来, 电力线载波通信一直是电力系统通信的重要基础。随着光纤技术的发展和普及, 电力线载波已经慢慢转变为辅助的电力通信方式。但是, 由于我国电力通信发展水平不平衡以及电力线载波技术发展带来的新的功能致使电力线载波在我国仍有巨大的市场需求。[1]高压电力线载波通信技术已经长时间应用于电网通信中, 且形成了相应的国际国家标准。而在低压配电网中, 低压载波无法直接依靠物理层信号的调制实现, 所有载波节点的通信必须借助中继等手段。

1 低压电力线载波通信特点

1.1 信道的频率选择性

由于低压配电网中负荷情况复杂, 负载变化大、随机性强、噪声强度大等特点, 容易造成信号的反射、谐振、驻波等现象, 导致了信号的衰减。因此, 电力载波通信信道具有很强的频率选择性。[2]

1.2 信道的时变性

载波信号在低压电力线上分布不均匀, 加上多种电力负载在低压配电网中任意位置随机的投入和断开, 使信道表现出很强的时变性。

1.3 噪声干扰强

影响电力线载波通信的噪声有3种:分布在整个通信频带的背景噪声;由脉冲干扰所引起的周期性噪声;由用电设备的随机接入或断开而产生的突发性噪声。

2 低压电力线通信技术

2.1 电力线载波通信技术分类

电力线载波根据带宽可分为两类, 分为宽带电力线载波通信和窄带电力线载波通信。宽带电力线通信的带宽为2～30MHz, 速率为1Mbit/s以上, 而窄带电力线的带宽限制为3～500kHz、通信速率小于1Mbit/s。

根据频带传输技术将电力线载波通信可划分为传统的频带传输和扩频传输。目前, 主要的扩频技术有:直接序列扩频 (Direct Sequence Spread Spectrum, DSSS) , 正交频分复用 (Orthogonal Frequency Division Multiplexing, OFDM) 以及调频等。[3]

2.2 低压电力线载波通信技术难点

低压电力线载波通信由于线路衰减和线路阻抗以及时变性, 需要我们增强模拟前端技术, 如自适应滤波、自适应均衡等的研究。另外, 低压载波通信在变压器跨相和穿越变压器方面的技术也需进一步研究, 在多路供电的现场需解决电源切换时的通信中断问题。

3 低压电力线载波通信组网方式

由于低压电力线网复杂的网络拓扑结构、物理结构以及由此所造成的未知性和时变性使得低压电力线组网存在着很大的困难。本文试图通过一种方法找到网络逻辑拓扑结构, 以解决在低压抄表系统中由于电网时变性和突发噪声所造成的抄表“盲区”问题。在网络扑结构中需要注意的是“孤点”问题, 此节点无法通过任何中继手段同其他节点相连, 应该置于整个拓扑结构之外。

此方法的基本思想是从主载波节点开始, 遍历此网络中的所有从载波节点, 找出孤点, 从而确定网络逻辑拓扑结构。假设此网络中1个主载波节点, a个从载波节点, 确定此网络的逻辑拓扑结构步骤如下:[4]

首先, 由1个主载波节点向其余a个从载波节点发送测试轮询包。假设有b (b≤a) 个从载波节点接收到轮询包并回复, 则找到第一层可以直接和主载波节点通信的从载波节点。若a=b, 则此轮询过程结束。然后, 从第一层载波节点1到b依次向剩余 (a-b) 个从载波节点发送测试轮询包。假设有c[c≤ (a-b) ]个主从载波节点接收到并回复, 则找到第二层可以和第一层中继相连接的从载波节点。若c=0, 则表明剩下的节点既不能直接与主载波节点相连, 也不能与第一层从载波节点中继相连, 则其为孤点, 轮询结束。若c= (a-b) , 则表明所有的从载波节点都可以直接或间接与主载波节点相连, 轮询结束。若 (0<c< (a-b) , 则按照此方法继续第二层发送测试测试轮询包, 直到轮询结束, 根据轮询结果确定网络逻辑拓扑结构。图1为逻辑拓扑结构的建立流程图。

图2为根据此算法得出的一组网络节点的逻辑拓扑结构。通过此图我们可以看出逻辑拓扑结构和物理拓扑结构之间的不同。逻辑拓扑结构虽然也是采用树的结构, 但其所描述的不是一种确定的拓扑结构, 而是一种中继策略。它并不代表一种唯一的通信路径。如图中的方法, 但它不同于物理拓扑结构, 图中1、2节点, 4、5节点, 6、8节点在物理拓扑结构中属于不同层, 但在“逻辑拓扑结构”属于同一层。

4 仿真实验与结果分析

为了验证本文所提出的逻辑拓扑结构算法的可行性和有效性, 通过在实验室利用载波机搭建测试网络, 人为改变节点总数、网络层数、中继节点、子节点位置等, 统计出各种不同情况下轮询的次数以及建立完成逻辑拓扑结构所花费的时间。所选用载波机完成一次点对点轮询所需的时间为0.5s。[5]实验结果如表1所示。

实验结果表明, 采用本文所提出来的算法建立逻辑拓扑结构, 对耗时影响最大的是需要中继子节点的位置。对于具有40个子节点的网络来说, 最长耗时为164.8s, 对于实时性要求不高的低压载波通信来说, 是可以接受的。具有10个子载波节点的网络其节点数和中继数与一般的中压电力线相当, 可以在中压载波组网中借鉴这一方法。

5 结束语

电力线载波技术成本低廉、方便快捷、分布广泛、接入方便, 其关键技术OFDM的发展方兴未艾, 为电力线载波通信的发展奠定了技术基础。自动集抄系统通道的载波应用目前已能自动组网, 但仍存在抄表盲区的的问题, 而低压电力电力线载波正好能解决这个问题。但这些场合的网络往往比较复杂, 很难找到物理上的“网络拓扑结构”。本文提出了基于逻辑拓扑结构的组网方法, 并通过仿真实验计算其组网时间, 其延时时间可以被目前的低压载波通信接受

参考文献

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[2]刘晓胜, 胡永军, 张胜友.低压配电网电力线载波通信与新技术[J].电气应用, 2006, 25, (2) .

[3]李瑞, 柯熙政.电力载波扩频通信技术研究进展[J].自动化博览, 2003, (9) .

[4]李胜利, 焦邵华.中低压电力线载波通信方案的研究[J].电测与仪表, 2002, 39 (443) :29-33.

浅析中压配网无功智能补偿技术篇4

[关键词]配电自动化；智能；无功补偿技术

一、加强电网无功补偿的重要意义

随着国民经济的高速发展和人民生活水平的提高，人们对电力的需求日益增长，同时对供电的可靠性和供电质量提出了更高的要求。由于电网负荷的不断变化，会造成系统的无功分布不合理，甚至可能出现局部地区无功不足、电压偏低的情况。电力系统无功分布是否合理，不仅关系到电力系统向用户提供电能质量的优劣，而且还直接影响电网自身运行的安全性和经济性。

电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分层和分区的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，从整体上考虑无功补偿装置在各电压等级变电站、10kV及以下配电网和用户侧配置比例的协调关系，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足电网安全、经济运行的需要。

二、智能无功补偿的基本原则

1.线路补偿点的选择

在10kV线路上进行并联电容器补偿，如果补一组，一般安装在线路长度的2/3处，如果补二组，一般安装在线路长度的2/5和4/5处，如果补三组，一般安装在线路长度的2/7、4/7、6/7处，具体安装地点可视线路正常运行情况下无功潮流而定。由于本文讨论实現自动控制，因此多组安装效果好于单组安装。建议有条件的按照二至三组进行配置，一般不宜大于三组。

2.补偿容量的确定

各条10kV线路状况千差万别，补偿容量应根据各线路特性单独制定，而不应该简单的按照线路安装变压器容量确定。可以调用调度自动化系统中的无功曲线进行分析，以补偿到无功曲线基本平直为准，不应出现无功到送。以此确定补偿的总容量，然后根据曲线的具体情况和线路的无功分布情况，确定分几组，以实现在时间段和线路分段上的就地平衡。如线路无功平均分布，则补偿容量平均分配；线路无功以某段为多，则重点补某段。尽量做到靠近无功负荷中心，实现就地平衡。如无功曲线出现明显的台阶，则容量参考台阶确定，以实现不同时段的完美补偿，比如峰谷时段的巨大差距。

三、智能无功补偿的硬件选择与组装形式

本智能无功补偿系统拟采用的主要线路设备为跌落式熔断器、避雷器、晶闸管投切电路、电容器。

保护从简配置，采用跌落式熔断器和避雷器作为过电流和过电压保护，按照常规选择即可。此处重点讨论晶闸管作为电容器投切开关的好处。当使用断路器将电容器投入电网时，一方面有可能产生拉弧等现象，这种拉弧会减少断路器的动作次数，不能频繁投切；另一方面由于机械断路器触头动作时间的分散性，难以实现同步，不可避免地产生过渡过程，会造成系统振荡，特别是频繁投切断路器会使系统不稳定。使用晶闸管作为开关，与机械投切电容器相比，晶闸管开关是无触点的，它的操作寿命几乎是无限的，而且晶闸管的投切时刻可以精确控制，能够快速无冲击地将电容器接入电网，大大减小了投切时的冲击涌流和操作困难，所以从开关角度来看，晶闸管比传统断路器投切具有明显优势。通过对电容器组进行分相投切，实现了补偿效果快速、准确、无冲击、无过电压和避免无功倒送等功能，做到快速跟踪检测负荷变化和进行分相补偿。另外，晶闸管控制不需要机械开关开合所需的大控制电流，便于精简控制电源储能蓄电池容量。

补偿装置的组装形式可采用杆上式和落地式，架空线路采用杆上式安装，跌落式熔断器和避雷器直接装在杆子上，晶闸管投切电路和电容器组箱，单杆或双杆安装。控制电路、通讯电路、操作控制电源、蓄电池等另外组箱，安装在电杆较低处，便于检修操作。电缆线路使用的补偿装置采用落地式安装，可单独安装，也可与开闭所共室。分断设备可采用负荷开关加熔断器组合，其余部分与杆上式相同。

四、智能无功补偿的软件和通讯系统

智能无功补偿系统是以一条10kV线路为单元进行工作，他的服务对象就是一条10kV线路。将多条线路的控制功能做成一个系统，本系统可单独存在，也可集成在配网自动化系统或调度自动化系统中。本系统需采集的数据只有调度自动化系统里的各条线路的无功功率，经计算后，发出指令控制晶闸管的导通脉冲，实现无功补偿精确控制。对有多组补偿装置的线路，还需针对性的设定各组的投切顺序，这需要根据线路运行经验。电缆线路则可按照配网自动化系统反馈的开闭所潮流数据，精确实现各点补偿，从而减少配电线路上的无功流量。本系通讯依托已建成配网自动化系统，无上行数据，仅有少量下行数据。如尚未建成配网自动化系统，则可租用无线公网，接受下行指令，简单实现单系统运行。

五、结束语

电网无功补偿是一项建设性的技术措施，对电网安全、优质、经济运行有重要作用。随着科技的快速发展进步，智能电网全面建设，各种新技术、新设备在电力系统中的应用越来越广泛，未来的无功补偿技术将会更加经济有效。因此要更加重视无功补偿与新技术新设备的结合，提高电网经济运行能力。

参考文献：

[1]梁安邦，王刚.新形势下如何装表接电[J].农村电气化，2002（10）：38.

[2]张巨辉.窃电与反窃电[J].湘电培训与教学，2006（2）：36.

关于低压无功补偿问题的探讨篇5

【关键词】无功功率;无功补偿

0.引言

无功功率在交流配电线路中，由电源供给负载的电功率有两种；一种是有功功率，一种是无功功率。有功功率是保持用电设备正常运行所需的电功率，也就是将电能转换为其他形式能量（机械能、光能、热能）的电功率。无功功率不对外作功，而是转变为其他形式的能量。对供、用电产生一定的不良影响，加重电网的负担，使电网损耗增加，因此需要对其进行就近和就地补偿。根据国家有关规定，高压用户功率因数应达到0.9以上，低压功率因数应达到0.85以上。

从电网无功功率消耗的基本状况可以看出，各级网络和输配电设备都要消耗一定数量的无功功率，尤其是以低压配电网所占比重最大。为了最大限度的减少无功功率的传输损耗，提高输配电设备的效率，无功补偿设备的配置，应按照“分级补偿，就地平衡”的原则，合理布局。

1.低压配电网无功补偿的方法

随机补偿：随机补偿就是将低压电容器组与电动机并接，通过控制、保护装置与电机，同时投切。

随器补偿：随器补偿是指将低压电容器通过低压接在配电变压器二次侧，以补偿配电变压器空载无功的补偿方式。

跟踪补偿：跟踪补偿是指以无功补偿投切装置作为控制保护装置，将低压电容器组补偿在大用户0.4kv母线上的补偿方式。适用于100kVA以上的专用配变用户，可以替代随机、随器两种补偿方式，补偿效果好。

2.无功功率补偿容量的选择方法

无功补偿容量以提高功率因数为主要目的时，补偿容量的选择分两大类讨论，即单负荷就地补偿容量的选择（主要指电动机）和多负荷补偿容量的选择（指集中和局部分组补偿）。

2.1单负荷就地补偿容量的选择的几种方法

（1）美国：Qc=（1/3）Pe

（2）日本：Qc=（1/4～1/2）Pe

（3）瑞典：Qc≤√3UeIo×10-3(kvar)Io-空载电流=2Ie(1-COSφe)

若电动机带额定负载运行，即负载率β=1,则：Qo根据电机学知识可知，对于Io/Ie较低的电动机（少极、大功率电动机），在较高的负载率β时吸收的无功功率Qβ与激励容量Qo的比值较高，即两者相差较大，在考虑导线较长，无功当量较高的大功率电动机以较高的负载率运行方式下，此式来选取是合理的。

（4）按电动机额定数据计算：

Q=k(1-cos2φe )3UeIe×10-3(kvar)

K为与电动机极数有关的一个系数

极数：246810

K值：0.70.750.80.850.9

考虑负载率及极对数等因素，按式（4）选取的补偿容量，在任何负载情况下都不会出现过补偿，而且功率因数可以补偿到0.90以上。此法在节能技术上广泛应用，特别适用于Io/Ie比值较高的电动机和负载率较低的电动机。但是对于Io/Ie较低的电动机额定负载运行状态下，其补偿效果较差。

2.2多负荷补偿容量的选择

多负荷补偿容量的选择是根据补偿前后的功率因数来确定。

（1）对已生产企业欲提高功率因数，其补偿容量Qc按下式选择：

Qc=KmKj(tgφ1-tgφ2)/Tm

式中：Km为最大负荷月时有功功率消耗量，由有功电能表读得；Kj为补偿容量计算系数，可取0.8～0.9;Tm为企业的月工作小时数；tgφ1、tgφ2是指负载阻抗角的正切，tgφ1=Q1/P，tgφ2。

（2）对处于设计阶段的企业，无功补偿容量Qc按下式选择：

Qc=KnPn(tgφ1-tgφ2)

式中Kn为年平均有功负荷系数，一般取0.7～0.75;Pn为企业有功功率之和；tgφ1、tgφ2意义同前。tgφ1可根据企业负荷性质查手册近似取值，也可用加权平均功率因数求得cosφ1。

多负荷的集中补偿电容器安装简单，运行可靠、利用率较高。

3.无功补偿的效益

在现代用电企业中，在数量众多、容量大小不等的感性设备连接于系统中，以致电网传输功率除有功功率外，还需无功功率。如自然平均功率因数在0.70～0.85之间。企业消耗电网的无功功率约占消耗有功功率的60%～90%,如果把功率因数提高到0.95左右，则无功消耗只占有功消耗的30%左右。减少了电网无功功率的输入，会给用电企业带来效益。

3.1节省企业电费开支

提高功率因数对企业的直接效益是明显的，因为国家电价制度中，从合理利用有限电能出发，对不同企业的功率因数规定了要求达到的不同数值，低于规定的数值，需要多收电费，高于规定数值，可相应地减少电费。使用无功补偿不但减少初次费用，而且减少了运行后的基本电费。

3.2降低系统的能耗

补偿前后线路传送的有功功率不变，P=IUCOSφ，由于COSφ提高，补偿后的电压U2稍大于补偿前电压U1,为分析问题方便，可认为U2≈U1从而导出I1COSφ1=I2COSφ2。即I1/I2=COSφ2/COSφ1,这样线损 P减少的百分数为：

ΔP%=(1-I2/I1)×100%=（1-COSφ1/COSφ2）×100%

当功率因数从0.70～0.85提高到0.95时，由上式可求得有功损耗将降低20%～45%。

3.3改善电压质量

以线路末端只有一个集中负荷为例，假设线路电阻和电抗为R、X,有功和无功为P、Q,则电压损失ΔU为：

△U=（PR+QX）/Ue×10-3(KV) 两部分损失：PR/Ue→输送有功负荷P产生的；QX/Ue→输送无功负荷Q产生的。

配电线路：X=（2～4）R，△U大部分为输送无功负荷Q产生的。

变压器：X=（5～10）R QX/Ue=(5～10) PR/Ue 变压器△U几乎全为输送无功负荷Q产生的。

可以看出，若减少无功功率Q,则有利于线路末端电压的稳定，有利于大电动机的起动。