配电网改造技术分析

配电网改造技术分析（精选11篇）

配电网改造技术分析 篇1

一、改造的目的和目标

城市配电网改造的目的是主要是要改善电网结构, 消除存在的薄弱环节, 解决设备陈旧、供电能力不足、供电质量差、供电可靠性低以及线损大等问题。经过几年的努力, 当前配电网中容载的问题已不再突出, 因而改造的目标是要使配电网能满足/“N-1”准则, 重要用户则要满足/“N-2”准则;配电设备要实现小型化、无油化、绝缘化、智能化、数字化, 采用免维护及节能型产品;供电系统用户供电可靠率99199%, 综合电压合格率99%, 低压用户 (220V) 电压合格率98%, 供电有载调压装置对终端用户覆盖率100%。

二、配电网现状分析

2.1配电网现状

2011年, 某城区最大负荷为38MW, 全社会用电量为1.31亿k Wh。从城区分产业用电量比例来看, 第二产业用电量所占比例最高, 达到了68%, 第一产业、第三产业和居民用电量比例分别为2%、14%和16%, 2011年中心城区的平均负荷密度为3.167MW/km2, 人均用电量为2042k Wh/人。向城区供电的10k V配电公用线路共10回, 线路总长87.78km, 其中:主干线路长51.39km。

2.2存在的主要问题

对城市配电网的薄弱环节进行总结分析, 归纳城市配电网存在的主要问题有以下几个方面:高压配电网网架结构薄弱、电源点缺乏、供电可靠性差。中心城区中压变压器容量小是影响城市电网供电能力的主要瓶颈;中压配电线路主干线路过长、供电半径偏大, 多条线路分支过长, 存在交叉供电现象, 线路供电区域划分不明确, 网架结构不合理;10k V架空主干线和分支线截面普遍偏小, 使中压线路供电能力十分有限, 对负荷增长的适应性不强, 正常运行时线损大, 电压合格率不能达标;线路为单电源放射式供电, 又缺少线路分段开关, 供电可靠率不高;中压配电网结构薄弱、网架结构不合理:中心城区10k V线路均为单辐射线路, 线路故障及检修时不能有效的转供负荷;供电线路负荷分配不均匀, 网架结构不合理;两条10k V线路配变容量超过了15MVA, 存在小截面线路带变压器容量过大的情况, 部分线路所带配电变压器是S7型变压器, 损耗偏大, 运行状况较差, 影响线路的安全供电;中低压无功配置不足, 不能在配电网运行时对电压进行有效的动态调节。低压侧无功补偿容量不足, 造成线路末端电压低、损耗大;线损率高, 综合电压合格率、供电可靠率距国内先进水平还有一定差距。

2.3电力负荷预测

负荷预测是电网规划中的基础工作, 是制定电力发展规划的重要依据, 预测结果准确度的高低直接影响着电网规划结果的科学性、合理性和可靠性。负荷预测工作必须本着科学严谨的态度, 需要大量反映客观规律性的基础数据, 采用适应发展规律的科学方法, 选用符合实际的科学软件, 预测未来负荷水平。

三、城市配电网规划及改造的实例分析

到2013年某市规划区预测总负荷为1705.5MW, 10k V电网供电负荷为1305.1MW。该中压网供电方案包含220 k V高压配电变电站9座, 其中已有7座, 新建2座;66k V高压配电变电站43座, 其中已有33座, 新建10座。10k V主线508回, 其中已有245回, 新建143回, 改造120回。10k V主干线总长度874.49km, 其中已有线路总长度为470.7km, 新建线路总长度为403.8km。新建开闭所102座, 新建环网柜97座, 新建联络开关16个。

3.1规划网架转供能力分析

(1) 线路“N-1”校验。在10k V线路规划过程中, 已经把线路正常运行时的负载率和接线模式按“N-1”准则进行了综合考虑。 (2) 主变压器“N-1”校验。对变电站的校验主要考虑1台主变压器运行的负荷转带情况。 (3) 变电站全停校验。对2013年该规划区66k V高压变电站进行变电站全停校验, 进行了44座变电站全停校验, 其中有6座变电站的10k V侧负荷完全可以通过10 k V联络线路转带, 另外38座变电站中除荒山变电无站间联络线路转带负荷外, 其余变电站均有部分负荷能够转带。

3.2配电网配电设备分析

该规划是根据城区社会经济发展情况、城市总体规划和用电负荷发展预测, 并结合该市中低压电网的现状, 确定了中低压配电网规划建设目标和技术原则。

2007年某市共有10k V出线432条, 2009年共有10k V出线495条, 2010年共有10k V出线523条。各变电所供电区域趋于合理, 对配电网分析如下:a.随着电网的建设改造, 10k V主干线平均长度逐渐减小, 至2013年, 10k V主干线平均长度在2.5km以内, 供电半径趋于合理化。b.至2013年, 除10k V南备线、经电线之外, 所有线路均实现拉手, 并能够全部转移负荷, 供电可靠性得到全面提高。c.配电线路平均停电时间可降低到1.2h, 由于系统影响而造成的平均停电时间可降低到1.4h, 由于突发事故的影响而造成的平均停电时间可降低到0.4h, 配电系统的平均停电时间可降低到3.0h, 相应的供电可靠性可达到99.965%, 达到了预期的目标。d.到2013年某市新建高压变电站26座、10k V线路160条、开闭所250座, 整网的结构趋于合理, 从高压变电站到10k V线路, 再到低压台区, 实现了区域性/块状0供电。e.该次规划共新建架空线路54.605km, 电缆线路382km, 新装柱上开关194台, 新建开闭箱908座, 新建箱变815座。

3.3经济评价

根据规划, 规划区电网将成为一个网架可靠、供电能力强, 联系紧密, 主网符合“N-1”安全准则, 电网容量配置满足容载比要求, 可靠性高、运行灵活、安全经济的现代化电网。在自动化程度、技术经济指标及与城市社会环境协调等主要方面, 基本达到城网的现代化水平。针对电能质量, 通过电网建设与改造, 增加了电网调压手段, 提高了主变压器调压能力和调压范围, 同时变电站内及配电线路低压侧增加无功补偿设备, 提高了供电功率因数, 无功尽量做到就地平衡, 减少了全网无功穿越, 为改善电能质量提供了物质基础。

针对环保效益, 在大幅度提高规划区电网供电能力的同时, 为规划区未来充分利用电力这一洁净能源创造了条件, 这必将减少空气污染;通过规划改造规划区变电站, 将逐步采用室内布置, 中心城区中、低压配网架空导线绝缘化及电缆化, 都将减少城市中心电磁污染、树线矛盾, 为增加绿化、协调环境作出较大贡献。按照规划建设与改造电网, 2013年某市电网可以达到下列指标。a.高压配供电能力满足负荷增长的需要, 电网220k V、66k V容载比达到1.9。b.10 k V以上电网供电可靠性达到“N-1”标准。c.在全市范围内已没有非节能变压器, 超期服役线路全部改造。d.10k V供电半径不超2.5km, 0.4k V新建线路不超过150m、改造线路不超过250 m。e.供电可靠率99.95%。f.电压合格率99.98%。g.配电线路拉手互带率95.2%。h.电网线损率控制在5.7%。i电网设备水平大幅度提高, 高损耗的电网设备全部更换, 、电网开关无油化率达到100%。

四、结束语

通过科学、合理的城市配电网建设改造和规划, 城市配电网将逐步形成供电可靠、经济合理的网络结构, 为供电企业乃至整个社会带来多方面的效益。

摘要：根据现场配电网运行的实际特点, 以《城市电力网规划设计导则》为准则, 完善城市配电网改造项目规划细则, 从而制定配电网改造项目规划方案, 可提高供电可靠性和供电质量。

关键词：配电网改造,电网规划

参考文献

[1]潮辉.城市配电网规划探讨[J].广东电力.2002年04期

[2]陈伟昌.关于城市配电网建设改造与规划设计的思考.《中国高新技术企业》.2012年27期

配电网改造技术分析 篇2

【摘 要】分析了配网通信承载的业务需求，多维度比较了光纤通信、中低压载波、无线专网、无线公网等多种通信技术，提出了各种业务的承载方式，为配电通信网络规划、建设提供参考。

【关键词】配电通信网；光纤通信；工业以太网

0 概述

配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施，而我国配用电网的自动化、智能化程度以及自愈和优化运行水平仍未能达到国际水准。随着我国智能配电网系统建设力度的不断加大，选择合适的通信技术作为智能配电网的支撑是需要关注的重点。需求分析

配电通信网需要承载包括配电自动化、计量自动化、汽车充电设施管理、分布式电源管理、配网生产管理等业务。

配电自动化系统通过配电通信网实现开关站、环网柜、柱上开关、配电变压器等设备的信息采集和控制，对业务实时性要求较高，属于生产控制大区。10kV配电自动化单个终端带宽需求在20kb，按典型变电站汇聚带宽为1Mb左右。

计量自动化系统主要实现用户负荷、电量、电压等重要信息的采集和计量装置在线监测，对业务实时性要求较低，属于管理信息大区。单块电表每天上传数据至集中器，数据量约为几百b，单个集中器每天的数据量在10-100kb，按典型变电站汇聚带宽为1Mb左右。未来计量自动化系统将提高采集频度，并增加电压、电流、事件等多项数据，对通信速率的需求将提高。

电动汽车充电设施分为集中式充/换电站和充电桩两类，主要业务包含用电信息采集、运营管理、充电监控等。集中式充/换电站的通信带宽在10Mb左右，充电桩的通信带宽在20kb左右。分布式电源站点主要包括电能质量监测、分布式电源监测终端信息接入、电费计量等业务。10kV分布式电源站点流量在10kb数量级，0.4kV分布式电源站点流量在1k字节数量级。配网生产管理业务包括配电房视频监控、配电房门禁、配电房环境监测、配电设备在线状态监测等。

具体配电通信网需要承载的业务需求如图1所示：技术分析

为满足配电自动化等业务要求，必须对配电网通信技术进行分析，选择合理的通信技术保障配电网通信的可靠性、安全性和有效性。以下对配网通信可采用的主流技术进行逐一分析。

2.1 光纤通信技术

光纤通信的主要特点是传输容量大、传输距离长、抗干扰性强，可应用于配电房、配电线路等高电压强电磁干扰环境，是目前电力通信中广泛应用的通信方式，光纤通信可以分为多种通信技术：

1）SDH/MSTP组网

使用SDH/MSTP设备与光纤组成的光传输网络，是一种将线路传输及交换功能融为一体的综合信息传送网络。SDH/MSTP技术十分成熟，在电力通信网中广泛应用，缺点是设备庞大，无法满足配网通信的空间需求。

2）商用以太网交换机组网

使用商用以太网交换机与光纤组成IP网络，广泛应用于电网企业的调度数据网与综合数据网。在应用于配电网中，商业以太网交换机不具备在高温、潮湿、电磁干扰的工业环境中长时间连续可靠地传送数据的能力，无法满足配网通信的稳定性要求。

3）工业以太网交换机组网

工业以太网交换机组网方式与商用网络交换机组网方式相同，但组网设备采用的是工业以太网交换机。工业以太网交换机具有良好的环境适应性，并且针对工业传输信息长度较短、交换频繁、周期信息较多、非周期信息较少的特点做出了优化。

4）PON光纤通信技术组网

使用PON技术组网的无源光网络包括一个安装于中心控制站的光线路终端（OLT），以及一批安装于用户场所的光网络单元（ONU），在OLT与ONU之间的光配线网（ODN）包含了光纤以及无源分光器或者耦合器。由于配网线路变更比较频繁，采用分光器需跟随变动，且设备性能不稳定，通信可靠性无法得到保证。

基于上述光纤通信组网技术的分析，建议采用工业以太网交换机方式进行组网。

2.2 中低压载波技术

电力线载波通信是电力系统通信的一种方式，其原理是将信号按一定方式调制后，用耦合设备注入输电线，利用现有的输电线传递信息。配电中低压载波通信优点主要有：灵活性大，可以连接任何测控点；成本低，利用输电线作为通信，无需额外架设通信通道。

受限于中压载波技术体制的影响，载波技术并没在在配网通信中大规模的应用，主要的缺点是：可靠性较低，配电载波通道的传输特性较恶劣，速率低可靠性不高；建设较难，中压载波设备主要有注入式和卡接式两种安装方式，前者需要停电、受干扰小、信号好；后者不需要停电，但受干扰大、信号差；运维困难，载波设备在运维管理需要一次专业支持。

2.3 电力无线专网技术

电力无线专网技术是电网公司采用主流无线技术建设的无线专用网络。电力无线宽带专网建设速度快，可很好地覆盖各类终端，实现末端用户的接入。电力无线专用还可以满足电力业务信息安全、实时性以及服务质量的需求，可以作为光纤通信最后一公里的补充。

电力无线专网的主要问题有：站址选择受限，而站点选址不好会导致网络覆盖受限，部分室内或地下室存在无线专网覆盖盲区；无线频率不够理想，且存在一定的不确定性；投资成本较高。

2.4 无线公网技术

无线公网技术是使用运营商提供的GPRS、CDMA 3G和LTE 4G等通信技术来传输配电网的业务。无线公网组网速度快，适合布局在偏远或者零散的终端，应用于对通信速率、时延、中断率、安全性等要求不严格的场景。

无线公网主要缺点是：无线公网技术由于存在资源的竞争性、易受环境因素干扰，一般时延较大；运维困难，电网企业无法监控无线终端、无线链路的运行情况，在运行维护过程中完全依赖运营商，造成故障发现和处理不及时的现象；费用过高，由于配用电终端数量迅速增加，运营商的租赁费用也迅猛增加。

2.5 主要通信技术对比分析

针对以上描述的各种通信技术，图2中进行多维度的简要对比分析：

从表中的分析对比综合得出，光纤通信技术具备传输容量大、传输距离长、抗干扰性强、安全性好、具备保护机制等优势，应以光纤通信技术中的工业以太网交换机组网方式作为配网通信的主用技术，并采用环形拓扑结构形成通道自愈保护环。

对于具体业务，配电自动化智能分布式配电终端与“三遥”终端、大客户负荷管理终端、配变监测终端、低压集抄集中器终端均应优先采用光纤通信方式承载，保证通信可靠接入。配电自动化“一遥”、“二遥”终端、计量自动化终端以无线公网通信为主，已有专网通信覆盖的优先选择专网通信方式。

在光缆无法敷设的区段，配电自动化智能分布式配电终端与“三遥”终端、大客户负荷管理/大客户负荷控制终端、10kV分布式能源站、汽车充电桩管理接入优先采用无线专网方式承载，宜配置一条无线公网通信通道作为备用，不具备专网条件，可采用无线公网通信承载，应配置双网双待无线通信终端。无专网覆盖的配变监测终端、低压集抄集中器终端采用无线公网通信方式，配置一条无线公网通信通道。

不建议大规模电力线载波组网，在光缆、无线通信无法覆盖的业务，可用电力线载波作为补充方式承载业务。已建设无线专网的地区应充分利用无线专网，配网自动化、计量自动化等业务终端逐步调整为无线专网通信方式。结论

配电网防雷技术分析及措施 篇3

【关键词】配电线路；防雷技术；分析及措施

1、杏北配电线路防雷现状及雷击故障机理

1.1线路防雷现状

目前油田配电网采用6kV电压供电，绝缘水平相对较低，线间距离小，一旦遭受直击雷，就很容易跳闸；对配电网的防雷，过去都将重点放在变台及开关上，对配电线路没有引起重视，运行规程也没有具体规定；采取重合闸和消弧线圈能起到雷击后恢复供电的作用，但若雷击后击碎瓷瓶引起多相接地短路或断线就无济于事；一部分防雷设施在20年以上，老化严重；防雷接地装置丢失严重，每年接地装置被盗都在150次以上；受地质条件影响，一些接地装置接地电阻达不到运行标准。

1.2雷击故障机理

1.2.1配电网雷电过电压闪络，亦即大气压或高于大气压中大电流放电，为电弧放电形式。

1.2.2雷电过电压闪络时，瞬间电弧电流很大、但时间很短。当雷电过电压闪络，特别是在两相或三相（不一定是在同一电杆上）之间闪络而形成金属性短路通道，引起数千安培工频续流，电弧能量将骤增，从而击穿电气设备。

2、杏北配电线路基本数据分析

2.1配电线路的绝缘水平，P15绝缘子的冲击绝缘水平为115kV，P20绝缘子冲击绝缘水平为145KV。

2.2雷电过电压的基本数据，直击雷过电压，最高可达4000kV，一般情况下，只要是直击雷，10kV配电绝缘子都会闪络放电。如果在40m之外落雷，即使是较小的雷击电流（20kA）P15绝缘子也会闪络，而雷电流有时可高达100～200kA，所以配电线路常常在感应雷过电压下引起绝缘子击穿或闪络。

2.3故障形式：当感应雷过电压超过配电线路冲击绝缘水平时，如超过不多且其中一相绝缘水平稍低时，可能只发生单相闪络，并保护另外两相不闪络，因为一相闪络后就等于该相接地。

当三相绝缘子水平基本一致，过电压又超出绝缘子冲击水平较多时（如30%以上）则可造成二相或三相同时闪络，如该处离变电站近，短路电流较大，可将导线烧断。

3、油田配电线路防雷措施的有效性分析

配电线路不能套用高压输电线路的防雷措施，还是由于其绝缘水平太低，下面对一些具体措施进行分析。

3.1用避雷针来引开雷击，使配电线路导线免遭雷击的方法也不适应，因为如前所述保证线路在感应雷过电压下不闪络，此类设备必须放在离线路100米外，而100米外又保护不到线路。

3.2使用避雷器（有间隙或无间隙），避雷器放电时可泄放雷电荷，且又很快能恢复绝缘，线路不会跳闸，这当然是很好的，但需要保证泄放顺利，必须保证接地电阻尽可能小，目前无间隙MOA避雷器5KA下残压为50kV，相当于冲击电阻10Ω，若接地装置冲击电阻为5Ω，在5kA下地网电位为25kV，两者相加，则可达75kV，对P15绝缘子不构成闪络威胁，其裕度还不小，所以避雷器接地装置的工频接地电阻不得大于10Ω，尽可能降到5Ω左右为宜，为降低冲击系数，接地装置宜围绕杆（塔）敷设为闭合环形，并设1-2个垂直接地极。

现在的问题是：避雷器的保护范围有多远？避雷器的保护范围实际上不好确定，因为它与雷电波的陡度，导线的波阻抗等参数有关，有关专家称只能保护相邻的两基（共三基），即300m左右，再远就保护不了，那么配电线路避雷器如果按感应雷过电压考虑，因其波头较缓，范围可大一些，今年加大架空配电线路防雷改造工作，对雷击频繁动作的线路进行改造，在10条线路上安装了20组线路避雷器，还对变台开关等加装500组接地装置，确保接地电阻值小于10Ω。

随着氧化锌阀片的技术性能提高，氧化锌避雷器优良的保护性能已被人们接受，近年来广泛地应用于电气设备过电压保护。

缺点：（1）保护范围较小：只能够保护附近的电气设备免受雷害。

（2）长期承受运行电压：加速了电阻片的劣化而损坏。

（3）在消弧线圈接地系统中，如果发生避雷器击穿，将会造成接地

3.3采用放电间隙，同时配合重合闸和消弧线圈，其泄放作用与避雷器一样，只是熄灭续流的能力差，需依靠消弧线圈的合理运行来熄灭单相间隙的电弧。如多相放电引起短路跳闸，则可依靠重合闸来保证连续供电。

3.4加强绝缘方案，加强配电线路的绝缘对6kV线路防雷过电压作用不大，因为绝缘加强是有限的，在直击雷时无效，对感应雷只在小雷电流且雷击点较远时可以减少闪络，但在多回同杆架设时，对重要线路加强绝缘，也可以减少重要线路的雷击故障，例如同杆架设的两条线路，一条采用绝缘导线，而另一条采用裸导线，都用同样的支持绝缘子时，往往雷击闪络只发生在裸导线线路上，应当指出的是：如果绝缘导线是单回架设，一旦遭受雷击，往往伴随着断线，因为绝缘导线雷击往往是一处放电，能量集中，容易断线，所以绝缘导线的及雷不能放松，更应加强，最好不要在空旷地带采用，可以将绝缘导线架设在多回路中的下方。

局部加强绝缘提高线路绝缘水平，将配电线路中的瓷绝缘子更换成为硅橡胶绝缘子或采用绝缘护套，全线提高线路绝缘水平，雷电引发的工频续流因爬距大而无法建弧。

近几年，我厂把绝缘级别较低的白色针式绝缘子全部更换成级别较高的柱式绝缘子，共更换30000只，防雷效果非常明显，绝缘子击穿故障明显降低。

3.5其他措施：

经常发生雷击事故的区段，可以采用综合治理措施，这些措施包括：

3.5.1降低6kV系统中的短路电流，以减少雷击断线故障，两段母线能分开运行的，尽量分开运行，并配以备自投装置。

3.5.2缩短线路保护的动作时间，尽快切除故障，减少短路断线故障。

3.5.3变电站出口近区一公里内的导线要保证截面，即使负荷不大的用户专线，也应要求导线截面不小于90mm2。

3.5.4采用多回供电，为重要用户提供双电源，采用联络开关，故障时倒电源，减少停电损失。

3.5.5保证安装质量和通道安全，减少雷击时导线绞线和对树木放电。

4、6kV线路防雷取得的效果

通过近几年来在防雷措施方面的实践，线路雷击跳闸率、设备击穿得到了明显降低，取得了良好的效果，提高了供电可靠性。

5、结论

配电线路防雷应当引起重视，最好的办法是：

1、采用避雷器，既泄放了雷电荷，又不引起跳闸，其它的方法可根据实际情况选择，对减少雷击故障，减少故障引起的损失具有重要的作用。

2、为提高配电网防直击雷水平，要从提高线路的耐雷水平入手，采用高一级的绝缘子。

3、在在最上方导线的绝缘子上，每隔一定距离装设一个接地的保护间隙。防感应雷，针对配电线路的绝缘弱点，如特别高的杆塔、个别铁横担、带拉线的杆塔和终端杆，应装设避雷器进行保护。

4、对配电线路上的所有电气设备，如配电变压器、断路器和隔离开关等，应根据其重要性分别采用不同的保护设备，如避雷器或保护间隙，力求做到台台设备有防雷保护，不存在遗漏点。

配电网改造技术分析 篇4

外部环境的变化, 电流、电压和机械应力对线路设备的作用, 都能促使线路本体、电杆、电线、绝缘子等部件机电性能的衰退。当这种衰退超出了某一限度, 架空线路传送电能的作用便会丧失。为了保证线路的各项基本性能, 就必须经常地、定期地对线路进行检修。

2检修方式及特点

目前的检修方式有两种:一种是停电检修, 另一种是状态检修。停电检修是将待检修的线路全部停电, 按照检修标准无论线路有无缺陷都要逐基电杆登杆进行检修, 使配电线路能够可靠运行;状态检修是在线路不停电的情况下对线路巡视, 将发现的缺陷汇总后制定状态检修工作方案, 进行停电处理。但在巡视中未能及时发现隐蔽缺陷, 不能及时处理致使线路发生故障, 影响线路的可靠运行。

我厂线路检修采取停电检修的方式。停电检修存在停电范围广、时间长, 劳动强度大、影响原油产量多的不利因素。究其原因, 是因为要对线路中占电杆总数的70%的大量直线杆进行检修。对直线杆检修需做以下工作:检查绝缘子有无裂纹、脱釉、闪络痕迹;擦拭、清洁、紧固绝缘子;检查绝缘子铁脚有无弯曲, 螺栓有无松动及严重锈蚀;检查绝缘子固定导线用的绑线有无松动、开断;检查横担与金具有无严重锈蚀、变形、起皮、麻点, 锈蚀面积超过1/2时应予以更换或修复;紧固螺栓, 修补缺帽;修复横担上下倾斜, 左右偏差大于横担长度的2%的缺陷。正是由于要对数量庞大、检修项目多的直线杆进行检修, 才会导致停电时间长的不利局面。

3直线杆改造的必要性及意义

6-10KV配电线路直线瓶上导线固定, 常规采用铝线绑扎办法, 此方法一直在国内外直线瓶上使用至今, 但是对于绑线的截面积选择、绑扎强度在规程中或实际操作中都没有作出明确规范。经过我厂20多年的实践使用发现它存在许多缺陷和不足, 铝导线与绑线、绝缘子之间产生的径向移动, 导致绑线磨断、导线磨损严重, 影响供电安全, 每年的电力检修主要任务就是检查更换绑线和被磨损的导线。另外6-10KV配电线路绝缘强度低, 对鸟害及恶劣天气的抵抗能力弱, 鸟落在横担或杆头做抬头、展翅等动作都可导致线路接地、跳闸等事故;遇有雷暴日、暴风雪天气由于雷击或横担上聚集冰雪常常造成短路故障。针对此种弊端, 目前通过查找资料、网上查询国内外都没有很好的解决办法。

4直线杆改造方案

4.1加强绝缘子固定

绝缘子是用来支持导线并使之与电杆绝缘的, 容易受导线的振动而产生螺丝松动现象, 轻则绝缘子发生倾斜现象, 重则螺丝脱落, 绝缘子受导线拉力脱离横担或杆顶抱箍掉落在杆头或横担上, 烧断导线造成接地故障。为杜绝此类现象发生, 应在螺丝处加装弹簧垫片、备用螺母, 起到防振作用, 避免螺丝脱落。

4.2改进导线绑扎方法

导线是由铝绑线固定在绝缘子上的, 应绑扎牢固, 否则由于绑扎不牢造成绑线受摩擦断开, 致使导线脱离绝缘子掉落在横担或杆头上发生接地故障。但是绑线绑扎因人而异水平参差不齐, 与责任心也有关系。为杜绝此类现象发生, 应该进绑线绑扎方法, 采用扣压式或缠绕式方法固定导线。此举能杜绝人为因素的影响, 并节约材料, 降低成本, 一劳永逸, 长时间内不需检查更换。

4.3提高线路绝缘水平

不论各地, 鸟害、恶劣天气对线路的影响都很大。总结事故经验以直线杆为例, 鸟落在横担或杆头做抬头、展翅等动作都可导致线路接地、跳闸等事故;遇有雷暴日、暴风雪天气由于雷击或横担上聚集冰雪常常造成短路故障。而鸟害、恶劣天气在根本上杜绝不了那只能在线路绝缘上下功夫, 即以绝缘子为中心向两侧各延伸50公分范围内加装35kv绝缘护套, 提高线路绝缘水平, 降低鸟害、恶劣天气对线路的影响。

4.4绝缘子击穿后示警

浅谈配电网线路改造工程管理 篇5

关键词：配电网;线路改造;工程管理

一、引言

近年来，我国经济日新月异，电能需求与日剧增。用电量的增加使得原有的供电网络不堪负重，且线路的老化、残旧，会降低其绝缘程度、过电流和负荷能力，严重影响到线路的安全与经济运行;经济的发展也导致了用电性质和用电特点的变化，原有配电网络不再满足新经济条件下的供电质量、线损管理等要求。因此，必须对线路进行改造。

二、配电网线路改造工程管理

1.设计管理

设计管理即对配电网改造项目进行总体规划，设计单位要按照相关的质量技术标准，结合当地发展规划、配电网规划、地理特征、用电特点等要求，合理选择变压器的容量、数量、安放地点;合理选择布线方式、导线型号、优化线路走向等。业主方需要对相关设计进行合理性、适用性审查。

（1）规划变压器容量及其安放地点 。首先，根据供电区域未来十年的发展规划来确定变压器的总容量，考虑该供电区户分布特点和用电的特点，如易受天气影响、经济发展速度等，初步确定变压器的数量，做到不轻载、不过载。 其次，根据供电地区的整体用电情况确定变压器的安放地点，主要考虑以下几个方面： ①规划合理供电范围，综合考虑变压器容量和用户增长因素，设计适合的供电半径，减少因供电线路过长引起的线路损耗。 ②对供电面积相对较大，用户相对分散、用电负荷分布不均匀的地区，可以按用户分布密度划分为小供电区域，使用小容量变压器分区供电。 ③优化安放地点，尽可能使变压器处于用户负荷的中心区域，呈放射形供电。 ④选择布线方便且不易受到自然环境影响的区域，如树木生长影响、动物破坏等。

（2）规划配电线路。首先，根据供电区域的地理环境选择布线方式。城镇内一般选择地下电缆，城郊可以选择架空线路。如果为地下电缆，应按工程环境特点、电缆类型及数量等选择合理的电缆敷设方式， 即要满足线路运行可靠、又要便于维护。如直埋敷设投资小，适用于非城市主干线、非公共通道上的小规模电缆支线敷设;排管敷设适用于电力负荷增长较慢且地下障碍物较多地区;电缆沟敷设适用于电力负荷增长快、负荷重、地下障碍物较少的区域如新建城区。如果为架空线路，应按实际地况地貌选择杆塔的样式和构造等。如预应力混凝土杆适用于便于施工、运输的丘陵、平原地区;铁杆适用于竖直档距宽、施工条件不好的山区等地方。 其次、按供电区域的电能总负荷，综合考虑未来十年线路负荷的增加量，选择导线型号、截面大小。同时考虑线路发热、线路电能损失、线路密度以及线路机械强度等要求。此外架空线路与地下电缆因其所处环境不同，其选择也是不同的。 再次，供电线路路径走向必须与当地的经济发展相结合，少转弯、少跨越，便于施工。 最后，为保证供电安全，需要对线路进行短路保护、防雷保护、剩余电流动作保护等，避免因气候原因造成变压器短路、雷击、中性点偏移等产生过流和漏电，保证用电负荷不受影响。

2.施工管理

施工管理一般由施工单位组成工程的管理机构，负责工程的施工管理、监督与协调。按照国家相关法律法规和政策及合同条款执行各项管理工作，有效控制施工项目进度，确保工程质量和安全生产。设立项目工程师，负责项目的技术管理和技术培训。业主方应设立专业的项目管理组，总体把握，重点做到质量和进度上的把控，落实“三检”制，擅于使用并用好监理，作好以下管理。

（1）施工前管理 。業主方在施工前应会审施工方案、施工图，结合现场资料;重点关注施工的关键问题和难点，特别是涉及新材料、新结构、新技术、新工艺等方面;督促施工单位及时组织物料资源供应、合理配备技术力量，在施工前落实解决关键问题的计划和措施。

（2） 施工管理。业主方在施工管理过程中主要依靠监理做到对施工单位的监管，通过监理日志、旁站记录、监理周报、监理月报等资料掌握施工进展情况。在条件允许的情况下，亲临现场，掌握第一手资料。 ①物资管理。严格控制设备材料的质量，购置的原材料要符合国家、行业相关标准、规程、技术条件;合格证、检验证、化验证齐全。监督施工方做好进场物资的仓储管理。 ②质量管理。首先，对所有设备、材料在施工前要进行外观检查，保证质量符合施工要求。 其次，在技术上为工程的顺利施工做好充分准备，对参加工程的员工进行总体技术培训和分阶段技术培训，确保每个工程施工人员对整体及阶段的施工方法和质量目标有全部的了解和认识。再次，重视测量和复测工作。测量结果的准确性直接影响工程质量和工程进度。在基础测量时，按图纸的设计要求结合实际的地理、地质环境进行综合性考虑，并对测量结果进行审核分析。最后，注重细节管理，深入的分析各阶段施工中影响质量的各个细节，确保细节合理，保证工程的顺利开展。 ③进度管理。首先，将工程分解为单项工程，编制工程进度表，绘制施工横道图，找出施工的关键路径和起止里程碑，合理安排工期。强化工期的严肃性，保证不延误各工序的工程进度。 其次，施工进度细化，可按年度、季度、月度、周等对施工进度计划分解，尽可能细化施工进度，便于控制。 再次，综合平衡任务，强调不同专业、不同工种任务间的衔接配合，确定相互交接的日期并严格按计划完成。 最后，重视过程管理，施工进度计划的控制是一个动态控制过程，采用PDCA（Plan计划、Do执行、Check检查和Action处理）循环管理方法，分析现状，发现问题，找出主要原因，调整计划，采取措施，进入下一个PDCA循环。 ④安全管理。安全是生命线，必要坚持“安全第一、预防为主”的安全方针，认真落实安全组织管理制度，严格执行安全工作“三项机制”，责任到人。做好安全教育和安全技术交底工作，确保施工人员了解其工作的所有安全措施和危险点。保质保量配备安全工器具。严格执行工作票制度和“十个规定动作”。监护人必须从始至终人员到位、责任到位。

此外，施工中要作好环保措施，作到文明施工。在制订施工计划时要充分考虑停电的影响，尽可能减少停电次数、停电时间，减小停电的影响范围。

三、结语

业主方应根据配电网线路改造的特点及工程管理要求，组成专业的工程项目管理机构或管理组，组织富有经验的管理人员统一指挥，做好设计、施工中的质量、安全、文明等管理工作，同时积极做好资源人员的调配、后勤服务及各项保障工作。施工前确定施工重点难点、选择最优施工方案、组织优质资源，配备精尖技术力量，在施工过程中采取有效的质量、进度控制措施，确保施工顺利进行。

参考文献：

[1]关冠瑜.10kV配网线路改造工程施工及管理措施[Z].企业技术开发，第32卷第16期.

配电网改造技术分析 篇6

1 城市智能配电网规划的重要性

在城市用电需求不断提高的背景下, 传统配电网规划形式已经无法满足实际用电需求, 所以必须将智能配电网技术应用于城市配电网规划中。通过规划、建设城市智能电网, 可以加强对城市配电网负载的预测, 提高配电网负载预测的精准性, 为制定配电网规划方案提供可靠依据。同时, 还可以实现配电网运行结构的最优化, 提高城市配电网运行水平及经济效益, 为人们日常生活以及各项建设事业提供高质量用电。并且, 还可以提高电网企业的服务水平, 为电网企业发展指明新的道路, 帮助电网企业做出正确决策, 增强电网企业的综合实力, 为促进电网的企业的健康发展提供重要保障。

2 智能配电网的关键技术

2.1 分布式发电技术

对于分布式发电技术, 在《分布式电源接入配电网设计规范》中有着较为详细的介绍, 其基本含义是以用户所在地为中心, 在其周围设置能够自发自用运行的发电设施, 或者能够将其他能量转化为电能的装置, 保证发电设施能够根据用户实际需求自主调节电能供应量, 实现自给自足的供电效果。太阳能、风能、地热能、天然气等清洁无污染能源发电都属于分布式发电技术, 能够利用电机或者变流器等装置, 将这些能源所生产的电能与城市配电网连接成一个整体, 如图1所示。

分布式发电技术较之传统发电技术, 有着众多优点, 在保护生态环境的同时, 可以降低电能的无功损耗, 具有较高的环保效益和经济效益, 同时, 还具有较强的灵活性。但是分布式发电技术也存在技术成本高、随机性大等缺点, 所以还需要不断进行技术改进, 制定规范、统一的技术标准[1]。

2.2 自动化配电技术

自动化配电技术是智能配电网中的一项重要技术, 可以有效提高配电网的整体运行水平及经济效益。在利用自动化配电技术的时候, 应该以满足地区实际用电需求为首要原则, 以提高配电网服务质量为根本目的, 结合配电网结构特点以及运行管理方式, 将自动化技术与配电网科学结合[2]。

在制定配电自动化规划方案的时候, 首先要按照配电网结构组成, 以城市为单位将其划分为多个区域, 在一个区域内设立一个配电自动化主站, 以主站为核心设立多个分站, 以网络位平台支撑, 以通信技术和网络计算机技术为技术支持, 结合GIS技术, 形成配电网通信终端, 构建规范化、系统化、整体化的配电网系统结构。在主站、分站以及通信终端的分工合作下, 完成配电网的自动化运行。

2.3 电动汽车充换电技术

基于可持续发展理念以及节能减排生活模式的提出, 就需要大力推广电动汽车, 以此来减少汽车尾气排放量, 降低汽车尾气对城市大气环境的影响, 保证城市空气清新, 为人们提供更加健康、环保的城市环境。为了满足电动汽车的充换电需求, 就需要在配电网规划中应用电动汽车充换电技术, 调整配电网规划结构。在城市电动汽车数量持续增加的背景下, 利用电动汽车充换电技术, 可以满足电动汽车移动储能需求, 实现削峰填谷, 平滑电网负荷的效果, 同时, 还能实现充换电过滤设备的就地安装, 避免电力电子开关降低电能质量。其中电动汽车充换电站如图2所示。

3 基于智能配电网关键技术的城市配电网规划要点

3.1 配电网负荷预测

对配电网负荷进行准确预测, 可以保证配电网规划方案的科学性及可行性, 为配电网的正常运行提供保障。

首先, 对该地区长期规划图的使用性质来设置相应的密度负荷指数, 并且采取目的指标的方法来对电网中的电力负荷进行有效的预测, 从而得出未来该城市用电量以及负荷的总数[3]。

其次就是通过采取数学的模式, 并且根据长期电力以及负荷作为目标, 同时对历史电脑了以及负荷中间相结合进行预测。

最后就是根据预测的结果以及负荷的总数, 通过采取远大近小的原则, 来预测出近期比较准确的电力以及负荷量。与此同时, 通过对这一期间的土地实用性来对负荷分布的情况近小预测。

3.2 配电网规划方式

配电网规划方式会对配电网运行效率及稳定性造成很大影响, 所以在规划城市配电网的时候, 可以利用智能配电网技术对配电网的规划方式进行改进。传统配电网规划方式, 大多是规划人员根据以往工作经验, 对多个规划方案进行比较, 选择最为合适的一种, 这种规划方式缺乏客观判断, 无法保证配电网规划的科学性及可行性。

利用智能配电网技术进行城市配电网规划时, 可以采用数学优化模型的方法来满足电力系统的而要求, 同时也能够选定最佳的规划方案。理清规划过程中的决策变量、目标函数以及运行变量之间的关系, 从而结合整个电力系统的运行性能的指标, 进而科学的选择线路, 并且得出相关的结论。

3.3 配电网经济性评估

对配电网经济性进行评估, 是城市配地网规划中的一项重要工作。通过对配电网经济性进行科学评估, 可以对多个规划方案进行比较, 从中选择经济效益最高的一种, 实现配电网规划建设价值的最大化。将智能配电网技术应用于城市配电网规划中, 可以以冲盈利的能力、财务生产的能力以及偿债能力等, 作为配电网经济性评估标准, 对配电网所带来的经济收益进行正确预算, 并对项目偿还贷款的能力以及投资回收的能力进行判断, 同时, 还需要对配电网规划项目中的可用流动资金进行考虑, 保证资金链条的完整性, 为城市配电网的正常运行提供保障。从这些方便对配电网的经济性进行评估, 可以有效提高配电网规划水平和规划质量。

4 结语

基于城市用电需求的提高以及科学技术的迅速发展, 智能配电网已经成为城市配电网规划建设的必然发展趋势, 所以就需要应用新型技术对原有配电网规划结构及规划方式进行改进、优化。通过将智能配电网技术中的分布式发电技术、自动化配电技术、电动汽车充换电技术应用与城市配电网规划中, 从配电网负荷预测、规划方式、经济性评估等方面进行综合考虑, 可以实现对电力能源产业结构的调整, 协调城市配电网建设与生态环境之间的关系, 提高城市配电网规划水平和经济效益。

参考文献

[1]韩文源.基于智能配电网关键技术的城市配电网规划[J].工程技术:文摘版, 2016, (7) :00196-00196.

[2]白峪豪.基于智能配电网关键技术的城市配电网规划[J].电网与清洁能源, 2015, (3) :79-83.

配电网技术线损分析 篇7

2008年某地区供电公司110 kV线损率为0.58%,而10 kV及以下的线损率为3.74%。由此可见,在电力网的实际运行中,配电网的损耗占整个电力网电能损耗相当大的一部分,它是提高电网运行经济性的重要制约因素之一。因此,在理论线损计算的基础上,从线损技术管理角度进行深入分析,对降低线损的各种技术措施方案进行技术经济比较并考察其实际效果十分重要。

在搞好线损管理的基础上,采取行之有效的技术措施是降低电力网电能损耗的重要途径[1]。主要包括以下技术措施:提高配电网络功率因数;提高配电变压器的运行水平;合理优化网络运行方式;合理确定输电线路经济截面积;提高配电网负荷率;合理确定配电网的经济负荷运行区域等。

1 配电网部分因素的经济性分析

1.1 变压器的经济性分析

根据最小费用法来确定变压器的技术经济负载率[2]。

变压器使用年限内的年投资费用:

初投资的年均值:C1=c/n=αSN/n,其中,c为变压器的投资总费用;α为变压器容量与费用的比例系数;SN为变压器的容量;n为抵偿年限,通常取8。

负荷电量购入费:C2=ASNcosϕβTmax,其中A为电价;β为变压器负载率;cosϕ为变压器的功率因数;Tmax为年最大负荷小时数。

空载损耗费用:C3=AP0 Tmax=AP0′SN Tmax,P0为变压器空载损耗;P0′为空载损耗系数。

负载损耗费用:C4=Aβ2PKNTmax,PKN为额定电流短路损耗,且PKN=PK′NSN(P′KN为短路损耗系数)。

变压器维护费用:K(常数)。

由于,P为变压器二次侧功率。代入,则平均费用:

当时,CT最小,求得:

在上式中,综合考虑了购置、损耗等费用,得出最经济运行状态时的负载率和变压器技术参数的关系,从而比较精确地计算出变压器的最经济运行状态。

1.2 配电线路经济截面的选择

线路年费用C由两项组成[3,4]:把线路一次投资转化为每年的平均投资C1和线路设计方案的年运行费C2,则线路年费用:

C1=αSL/n:α为单位长度、单位截面积导线购置费用,取60元/km⋅mm2;S为导线截面积,mm2;L为导线长度,km;n为抵偿年限。

C2=f1+f2,1f为每年所需的折旧维修管理费;f2为线损费用。

f1=KC1,K为维护、折旧费系数,取为7%;

,Imax为线路上的最大电流(A);ρ为电阻率;A为电价。

当,S为最经济截面:

1.3 配电网经济运行区域的确定

依据负荷变化情况,适时调整负荷分布和配变运行方式,可以减少不必要的空载损耗[5]。变压器运行在技术经济负载率时最经济,但负荷不断变化,让变压器在一个点上运行不实际,使得技术经济负载率失去现实意义。故给出变压器的经济运行区域具有真正的现实意义[6]。

线路的总损耗为:

其中:∑ΔP0t为配电变压器的铁损之和(kW);t为配电网运行时间(h);K为系数,其值为均方根负荷与平均负荷之比,取1.1;P为计算期内平均运行负荷(kW);Req为配电网的等值电阻,包括线路与变压器2部分;U为配电网的额定电压(kV);cosϕ为功率因数。

配电网的网损率是指网损电量与供电电量之比,将式(3)两边同除以供电量A(A=Pt),可得网损率的计算公式:

当时,网损率最小,为:

对应的配电网经济运行负荷为:

式(5)的意义是,当配电网的运行负荷等于经济运行负荷Pec时,整个配电网的网损率最低,经济效果最佳。

经济运行区域取网损率为最小网损率的α(α取1.2)倍时所对应的运行负荷区域,推导可得:

当配电网的运行负荷在区域[P]ec内运行时,整个配电网的网损率可控制在α⋅ΔAmin%以内。

等值电阻Req的求解可参考文献[7]。

经济运行区域划分对网损管理的指导意义:

(1)在P<[P]ecmin区域,配电网处于轻载状态。这时,电网改造的重点是降低配变铁损,可采取的措施如:加快高能耗配变的更新改造、更换“大马拉小车”配变、提高配电网的运行负荷等。

(2)在P⊆[P]ec区域,配电网处于经济运行状态,此时电网设备和负荷是匹配的,无需进行调整和改造。

(3)在P>[P]ecmax区域,配电网处于重载状态。这时负荷较重,应考虑更换大容量变压器或转移负荷。

2 算例分析

以某地区实际运行的某线路为例进行分析,电压为10 kV,功率因数取0.85。线路结构如图1所示。线路24点负荷电流如表1。

由此可得:24点平均电流Iav=71.7 A;24点平均功率

根据理论线损计算软件可以得到如下结果(有功供电量=25 337 kWh),如表2。

2.1 变压器的经济性计算与分析

取电价为0.65元/kWh,Tmax为4 000 h。根据各型号变压器市场参考价格,由式(1)可以计算出线路变压器的负载率,结果如表3。

其中,因功率按变压器容量分配,所以变压器实际负载率相同,为

计算结果表明,线路的变压器的实际负载率远小于经济负载率,造成变压器容量的浪费,影响电网的经济运行。为提高负载率,保证电网运行的经济性,须根据实际合理调整变压器容量、负载等因素。例如,假设变压器S5容量为315 kVA时能够满足实际负荷要求,更换变压器后线损率由1.9%降为1.72%,降损效果明显。

2.2 输电线路截面积的经济性计算与分析

根据式(2)和理论线损计算的各线路最大电流,可以求出经济导线截面积结果如表4。

由以上数据可以看出,所选导线截面积和计算经济截面积相差不多,因此实际线路的导线选择是较合理的。但考虑到以后线路负荷的增加等因素,所以导线截面积的选择可以比实际计算值大一些。这样还能一定程度上减少线路损失。现依据计算出的经济截面积更换导线,线损率可由原来的1.9%降为1.78%。

2.3 配电网负荷率的计算与分析

根据负荷率计算公式:

负荷率越接近于1,电气设备的利用率越高,电网运行的经济性越高。本例中,线路的负荷率为0.75还有一定的提升空间。若负荷率在0.7以下时,降损效果会非常明显。本例中若24点按平均负荷运行,线损率可由原来的1.9%降为1.88%。

为降低线损,提高设备的利用率,须认真分析网络运行状态,通过合理调整负荷,对用户负荷进行管理,削峰填谷等手段提高其负荷率。

2.4 当前网络结构下最佳负荷运行区域的确定

本文采用等值电阻法对两条线路求取最佳负荷运行区域。在此线路的计算中,为了求取线路运行的最经济状态,功率因数取为1,经济运行区域取网损率为最小网损率的±120%时所对应的运行负荷区域。线路计算结果如表5。

根据计算结果,并比较实际数据,可知:该线路在24 h的运行中,负荷在经济负荷区域内,满足了线路负荷的经济性分布。但该线路并没有运行在最佳负荷点上,而是比最佳运行负荷略大。下面细微调节负荷,对应的线损率如表6(导线为更换经济截面积后的导线)。

从上面数据和图可以看出,由公式(5)计算得到的最佳经济负荷是实际运行负荷的0.8倍,比实际运行负荷略低。通过软件计算得到0.9倍实际负荷运行时,线损率最低。由于计算中存在一定误差,说明本算法具有实际的可操作性。若线路负荷不在经济运行区域,可以适当调节或转移负荷以使线损率降低。

3 结束语

通过配电网理论线损计算和技术线损分析,找出薄弱环节,及时加以整改。实践证明,通过开展配电网技术线损分析和理论线损计算,用理论指导实际,能有效降低技术线损。目前配电网节能需根据不同配网实际情况,选择适合本地配网降损的综合方案,以取得更高的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]黄义群.降低农村电网线损的措施[J].科技经济市场,2008,(5):26-27.HUANG Yi-qun.Measures of Reducing the Rural Power Loss[J].Science Economy Market,2008,(5):26-27.

[2]卢志刚,李爽,韩彦玲,等.配电网技术经济运行区域的研究及应用.高电压技术,2007,33(6):156-159.LU Zhi-gang,LI Shuang,HAN Yan-ling,et al.Study on Technical Economic Operation Area of the Distribution Network High Voltage Engineering,2007,33(6):156-159.

[3]赵子寒.导线经济截面与经济电流密度分析[J].农业机械化与电气化,2005,(5):53-54.ZHAO Zi-han.Analysis of Lead Economic Diameter and Current Density[J].Agriculture Mechanization and Electrification,2005,(5):53-54.

[4]李朝国,叶伯颖.如何从经济性方面综合考虑10kV电缆截面积选择[J].科技咨询导报,2007,(12):94.LI Chao-guo,YE Bo-ying.How to Choose10kV Cable Diameter Considering the Economic Aspects[J].Science and Technology Consulting Herald,2007,(12):94.

[5]余卫国,熊幼京,周新风,等.电力网技术线损分析及降损对策[J].电网技术,2006,30(18):54-57.YU Wei-guo,XIONG You-jing,ZHOU Xin-feng,et al.Analysis on Technical Line Losses of Power Grids and Countermeasures to Reduce Line Losses[J].Power System Technology,2006,30(18):54-57.

[6]杨欣.配电网运行区域的划类分析[J].现代电子技术,2005,(12):80-84.YANG Xin.Analysis of Distribution Network Movement Region Delimitation[J].Modern Electronic Technique,2005,(12):80-84.

配电网改造技术分析 篇8

关键词：配电网线路,变配电,安装技术,质量控制

随着时代的进步和科学技术的发展, 各种新的电气设备不断涌现, 在为人们的生活和社会生产提供便利的同时, 对于电力行业也提出了更高的要求。作为电力系统的重要组成部分, 配网线路中的变配电设备对于电力系统的稳定运行时非常重要的, 直接关系着人们生产和生活的正常进行。因此, 做好配电网线路变配电设备的安装, 确保其安装质量, 是当前电力工作人员需要重点关注的问题。

1 变压器的安装与质量控制

变压器是利用电磁感应原理对交流电压进行改变的装置, 简单来说, 就是可以实现电压的升降。在10k V配电网线路中, 变压器的重要性是不言而喻的, 其安装质量直接影响着整个配电网线路的运营质量, 需要电力工作人员的充分重视。

(1) 变压器选择:当前市场上变压器的种类是多种多样的, 不同变压器的容量特性存在着一定的差异, 因此, 安装人员需要结合线路的实际情况, 以变压器的容量特性为依据, 对其进行合理选择, 确保变压器设备能够有效满足线路的需求。

(2) 变压器检查:在进行安装前, 需要对变压器相关设备进行全面检查, 检查内容包括合格证、使用说明、出场证明等, 保证变压器的质量, 同时, 要对设备的外观、绝缘构件等进行细致查看, 如果发现有缺损或者裂纹现行, 应该及时对变压器进行更换, 消除质量隐患。

(3) 变压器运输:首先, 在运输前, 需要做好相应的准备工作, 了解运输的途径及相关信息;其次, 需要结合变压器的体积, 对车辆进行合理选择, 在资金允许的情况下, 选择体积相对较大的车辆, 同时使用绳索等对变压器进行固定, 避免运输途中对于变压器设备的损坏;然后, 车辆在行驶过程中应该尽可能保持匀速, 如果路面状况较差, 则应该放缓车速。

(4) 变压器安装:在对变压器进行安装时, 需要结合工程图纸, 明确变压器以及附属设备的安装位置, 之后确定变压器入室方向, 利用三步塔和吊链, 将设备吊放到临时轨道, 避免变压器设备的磕碰。当变压器安装到预定位置后, 需要调整变压器的方位和角度, 确保其与墙体之间的距离可以满足设计要求。变压器安装完成后, 为了保证运行安全, 还需要安装相应的地线, 保证有效接地。

(5) 质量控制:在变压器安装过程中, 需要在现场安排相应的管理人员, 对变压器安装的质量进行严格控制, 确保其能够完全按照设计图纸进行。同时, 要对变压器的运行状况进行检测, 确保其引线位置正确、接地线绝缘性能良好, 如果使用的是油浸变压器, 则还需要检查其油门是否打开, 指示是否正常, 带电后是否会出现漏油现象, 及时发现安装中存在的质量隐患, 并做好相应的调试工作, 保证变压器的安装质量。

2 配电柜的安装与质量控制

配电柜可以分为高压和电压两种, 是配网线路中的重要设备, 一般情况下, 变电站使用的多是高压配电柜。

(1) 基础处理:基础型钢的埋设是配电柜安装的重要环节之一, 直接影响着配电柜安装的质量, 需要安装人员的重视。在对基础型钢进行预埋时, 需要做好测量放样, 掌握型钢的中心线, 同时参考安装图纸的设计要求进行安装, 对于安装高度、固定形式等需要充分重视。

(2) 设备运输:配电柜设备的运输应该选择晴朗天气, 避免出现受潮现象。在运输过程中, 应该保持设备的平稳, 尽量避免设备的倾斜, 以免给设备的安装和使用带来不便。对于一些容易损坏的元件, 可以拆卸下来单独进行运输, 确保其安全和完整。

(3) 设备检测:配电柜在运到安装现场后, 需要进行相应的检测工作, 明确配电柜的型号、规格等参数, 确保其与设计相符合。需要注意的是, 在检测过程中, 应该严格按照相关规范进行操作, 避免对设备造成损伤。

(4) 设备安装:对于配电柜的安装应该严格依照施工图纸的要求, 在不影响其他设备的前提下, 自内向外安装。要保证配电柜排列整齐, 间距适中, 在调整好配电柜的位置后, 应该进行加固。如果采用螺栓固定, 则需要调整好螺栓位置, 避免对设备的影响, 如果采用焊接固定, 则应该讲焊接缝留在配电柜内侧, 以免影响配电柜的美观性。

三、附属设备的安装与质量控制

对于10k V配电网线路的变配电安装而言, 附属设备主要包括接地装置、避雷设备及导线等, 这里对其进行分别分析。

(1) 接地装置:接地装置的作用是保证变配电设备的安全运行, 在安装过程中, 应该保证地线系统与配电网高压侧避雷设备、变压器低压侧接地线以及配电柜外壳进行有效连接。

(2) 避雷设备:通常来讲, 避雷器一般安装在变压器高压侧, 同时采用与变压器同步投切的方法, 以确保其作用的有效发挥。

(3) 导线:在变压器和配电柜安装时, 接线柱通常会采用铝质或者铜质的螺杆螺帽, 在连接时可能会出现铜铝相接, 为了避免连接点出现氧化现象, 应该使用铜铝线夹以及过渡板进行导线的安装。

结语

总而言之, 在配电网运行中, 做好变配电设备的安装工作, 保证其安装质量, 可以有效提高配电网的运行质量, 将安全隐患消灭在萌芽之中。因此, 在对线路变配电设备进行安装时, 应该选择经验丰富、专业技能熟练的安装人员, 同时做好现场质量控制, 及时发现和处理安装中存在的质量隐患, 确保配电网线路变配电安装的顺利进行。

参考文献

[1]林超.10kV配电网线路变配电安装技术探析[J].企业技术开发, 2014, 33 (23) :99-100.

[2]肖红波.10kV配电网线路变配电安装技术[J].科技创业家, 2013 (09) :115.

配电网改造技术分析 篇9

配电网是电网的重要组成部分, 直接面向电力用户, 是改善民生的重要基础设施。苏州城市配电网建设改造与管理提升实施方案采用网架完善、设备改造、技术手段和管理措施等多种管理方案, 实现区域内“N-1”率、配电自动化覆盖率、配网状态检修覆盖率达100%, 用户故障平均停电时间降至5 min以内, 供电可靠率达到99.999%以上。

1 建设改造核心区域配电网现状分析

1.1 核心区域网架结构分析

核心区内20 k V线路均实现了联络, 联络比例100%。其中, 单联络线路12回 (占比19%) , 多联络线路52回 (占比81%) , 少部分线路联络过多, 4条线路有5条及以上不同的联络线路, 网架结构复杂;站内同一母线间联络6回, 不同母线间联络52回, 站间联络56回。

1.2 核心区域供电半径

20 k V线路供电半径对线路挂接配变容量、末端用户供电质量以及供电可靠性都有一定的影响。通过统计分析, 核心区域20 k V线路平均供电半径为3.21 km, 供电半径分布如图1所示。

1.3 核心区域导线截面

核心区域20 k V线路主干线截面以铜芯电缆400 mm2为主, 部分出口端电缆为铜芯500 mm2, 只有狮王1#线、2#线2回线路还有部分主干线路采用的铜芯240 mm2。

1.4 核心区域线路负载率

核心区内64回20 k V线路最大负载率都在70%以内, 最大负载率在30%以内的线路共计29条, 核心区域20 k V线路负载率分布情况如图2所示。

1.5 核心区域线路“N-1”水平

根据线路联络、最大负荷电流、最大允许电流等参数, 对核心区内64回20 k V公用线路进行“N-1”校验, 有44条线路通过校验, 17条线路未通过校验, 部分未通过的20 k V线路校验结果如表1所示。

1.6 核心区域负荷转供能力分析

对核心区内的变电站主变按照“N-1”方式来进行校核, 核心区内220 kV星港变20 k V侧最大负荷8.7万k W, 110 k V园区变最大负荷10.08万k W, 以上两个变电站均为3台主变;110 k V湖滨变、公园变、玲珑变及湖东变均为两台主变, 最大负荷分别为7.43、0.98、4.73、5.2万k W。通过校核, 6座变电站均能满足“N-1”要求。

1.7 核心区域用户平均故障停电时间分析

2 0 1 2年 , 核心区内 供电可靠 性 ( R S 3 ) 为99.994 3%, 用户平均停电时间每户为0.499 3 h, 用户平均停电次数为0.21次/户, 用户平均故障停电时间为13.44 min。

核心区域内的供电可靠性存在以下问题:

(1) 电缆故障查找难度较大。

(2) 部分主设备进入故障高发期。

(3) 预安排停电影响时户数偏高。

2 建设改造区域实施方案

2.1 网架完善

中压配电网电缆网架结构宜简洁, 并尽量减少结构种类, 以利于配电网自动化的实施。按照网络接线要求, 本次建设改造区域内计划对16回线路和1座配电室进行改造。具体方案如下:

(1) 中压电缆区域根据负荷密度、供电可靠性要求、采用单环为主, 远景逐步过渡到双环网接线模式供电。

(2) 中压架空线区域应首先实现双电源单联络接线, 根据区域内供电可靠性以及负荷发展的要求, 最终向网格式 (四电源井字网架) 或N供一备方式过渡。

2.2 设备改造

核心区内部分中压设备投运年限较长, 共有经发环网室等19台环网负荷开关柜设备陈旧, 园区变出线电流互感器CT为400/5, 影响线路供电能力, 都华苑配电室2台630 k VA主变重载, 计划进行更换改造。

2.3 技术手段

2.3.1 完善配网状态检修工作

在核心区内全面开展超声波、地电波、红外测温、电缆振荡局放测试系统 (OWTS) 电缆局放试验等状态监测工作, 有效提高了设备的健康运行水平, 并充分利用配网状态检修辅助决策系统, 开展配网设备的状态评价、检修策略制定、检修计划编制工作, 将试点区域内配网状态检修覆盖率由70%提高到100%, 明显提升设备运行状况的管控水平。

2.3.2 持续开展不停电作业项目应用

制定不停电作业工作方案、现场标准化作业流程和不停电作业月度指标。增加架空线路和电缆线路不停电作业的项目和数量, 全面开展第三、第四类架空线路不停电作业项目, 并将不停电作业次数和不停电作业化率纳入绩效考核。综合不停电作业法更换箱式变电站、环网柜、配变等4个试点项目, 积累经验, 培养技术骨干, 为今后的推广工作奠定基础。

苏州供电公司经过十五年来不断的发展, 目前已能开展10 k V不停电作业项目16项, 截至2012年底, 该单位所辖10 k V城市配网开展不停电作业共计3 877次, 增加供电量289.994万k W·h, 不停电作业化率100%。

2.3.3 持续推进配电自动化建设

2013年至2014年, 苏州配电自动化二期项目计划完成古城区护城河内片区范围, 总面积约14 km2, 该区域内所有配电线路均采用全三遥的方案进行建设。

2015年计划完成姑苏区内其他区域的自动化建设, 总面积约72 km2, 采用两遥结合三遥方案进行建设, 部分区域线路采用全三遥方式改造, 剩余区域采用两遥方式改造。

提高供电能力, 建设一个具有先进性、完备性、创新性的自动化配电网。具体包括:

(1) 新建配电自动化主站系统:实现遥信、遥测和遥控及配电线路、设备数据的采集和监测, 并实现完整的配电SCADA (数据采集与监视控制系统) 功能和集中型馈线自动化功能。

(2) 实现故障快速处理:采用配电自动化技术迅速判断出故障区域, 将故障隔离在最小范围内并最大限度地恢复受故障影响的健全区域供电, 缩短停电时间, 减小停电面积, 提高供电可靠性。

(3) 实现配网优化运行:利用配电自动化系统监测配电网的负荷分布, 对配电网进行分析和优化计算, 并通过一定的控制策略实现配电网络重构, 实现配网优化运行。

(4) 实现相关系统的集成:建设遵循IEC 61968标准/IEC 61970标准的信息交互总线, 并且采取规范的接口方式, 实现与调度自动化、生产管理、营销管理等系统的互联, 提高配电自动化系统运行管理的智能化水平, 为其他系统提供必要的数据支撑和服务。

(5) 采用开放分布式体系结构系统:系统功能分布配置, 主要设备采用冗余配置, 包括HP6600小机4台, HP8600小机2台, 数据库通过HA双机部署, 实现热备, 截止2012年底数据容量20 GB (系统初始化数据量) , 每年递增约120 GB。

3 经济与社会效益综合分析

3.1 经济效益

配电网建设改造与管理提升项目的实施, 以及通过对配电网的综合管理水平的提升, 最终使供电可靠性得到一定提升, 使计划停电时间和范围得到进一步缩小, 依靠区域内线路全网格供电及开环运行的运行方式, 在正常预安排工作中通过合解环操作, 可以将停电范围控制在一个较小的范围之内, 联络电缆上的工作基本能做到对外不停电, 而在线路发生故障时, 通过配电自动化系统的馈线故障处理, 可以迅速定位故障点, 隔离非故障区域, 从而有效控制故障范围和停电时间。

3.2 社会效益

保障地区经济建设快速发展, 为地方经济保驾护航。提高供电可靠性, 改善电能质量, 缓解电力需求矛盾是构筑和谐社会的重要内容之一, 通过配电网建设改造与管理提升工程的系统建设, 可以减少电量损失, 减少设备损坏, 减少维修费用, 节约国家紧缺资源。

4 结语

配电网改造技术分析 篇10

关键词：配电网自动化；继电保护技术；应用

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0024-01

随着人们生活水平的提高，用电量也随之得到了大幅度的增长，这在一定程度上促进了电力的发展，促使电力设备相关的系统的不断更新与不断扩大的配电网规模相适应。在电力发展的过程中，只有保证继电保护装置的正常运转，才能为电力系统的平稳运行提供一定的保障。另外，配电网自动化继电保护装置的正常运用，对变电站的平稳安全运行有着直接的影响。由此可以看出，配电网自动化继电保护奇技术的应用在电力的运行和发展中占有极为重要的地位。

1 配电网自动化继电保护技术在应用中的常见故障

就我国电力目前的状况分析，由于我国继电保护装置的相关调度人员在调度能力以及专业技能上有着一定的差别，所有继电保护装置在实际运行中所发挥的作用也有着一些差异。而且，继电保护装置相关的技术人员以及设备在各个地域中的配置也不尽相同，这就造成了我国继电保护设施所产生的故障也有一定的差别，给国家带来不同程度的财产损失、经济损失以及生命损失。其中，结合我国目前的实际情况，本文对现如今配电网自动化继电保护技术在运用的过程中依旧存在的问题，从配置的科学性、继电保护配置调度人员对突发事件应对能力以及技术人员配置的合理性等几个方面进行了简要分析。

1.1 继电保护配置科学性不高

在我国的各个地域中，不同地区的气候环境都存在着一定的差异，民俗文化也不尽相同，这就导致了我国继电保护装置在正常工作的过程中不同故障的产生。随着我国经济水平的不断进步和提高，电子技术以及信息技术在我国点电力行业中也逐渐得到了较为广泛的运用。但是在其运行的过程中，一些由于偏远的地区对计算机控制继电保护设备安全稳定运行的条件不能满足，以及相关工作人员专业素质不高，导致继电保护设备无法安全运行等相关问题也随之出现。

1.2 调度人员对突发事件应对能力不强

就电力发展中由于一些调度人员对突发事件应对能力不强，现场指挥能力缺乏，从而导致相关故障发生时得不到及时的处理解决。在继电保护装置在正常使用的过程中，相关的调度人员需要具备相对较高的专业素质，才能为继电保护工作的安全运转提高一定的技术保障。另外，在继电保护设备运行的过程中，其相关的事故大多属于突发的状况，如果现场的调度员的专业素质不够强硬，就会导致这些故障得不到及时有效的处理，从而使继电保护装置无法使用的情况出现。

1.3 技术人员配置的合理性不足

由于继电保护工作在专业性的要求上相对较高，要求工作人员具有较高的职业素养，具有极强的专业技能可以满足实际的工作需要。但是，就我国目前的情况来看，拥有素质以及高技能的继电保护人员相对较为稀少，从而导致他们实际配置的过程中合理性不高，使一些突发的故障在产生的时候无法得到相对及时有效的解决，使继电保护工作的进一步开展受到一定的阻碍。

2 配电网自动化继电保护技术故障的应对措施

2.1 参照法

参照法是在对正常设备以及非正常设备相关的技术参数进行对比的情况下，结合技术参数之间存在的差别，对设备中存在的故障进行查找以及修复。其中，参照法大多在定值校检时的预想值以及测试值差别较大又找不出原因，以及接线错误等情况下运用。另外，在对设备更新以及回来改造的时候，如果出现二次接线不能恢复的情况，也可以对参照法进行采用完成同类设备的接线工作。在继电器定值校检的时候，如果其中一些测试值与整体定值出现太大的差异，也可以根据其他同类继电器进行参照，找出故障的原因。

2.2 直观法

在对配电网自动化继电保护技术故障进行检修的过程中，对一些需要用仪器进行测试的故障进行处理的时候，如果相关插件有故障发生而又没有可以进行及时替换的原件时，就可以对配电网中继电保护装置进行相应的操作。在实际操作的过程中，如果在合闸后，出现相关的跳闸线圈以及接触器还可以继续运作的情况，就表示其相关的电气回路状况正常，故障发生在内部。但是，如果看到继电器有发黄或是某个元器件有焦味传出，就必须对相关故障进行迅速确认，对元件进行及时更换。

2.3 短接法

在对配电网自动化继电保护技术故障进行探查的时候，可以结合实际情况，将回路中的某一部分进行短接，这样就可以查探故障是否存在于短接线的范围内，从而使故障查找的范围在一定程度上缩小。其中，短接法主要在继电保护的切换继电器不工作、判断控制开关的结点检查、继电保护的电磁锁失控以及继电保护的电流回路开路等情况中适用。

2.4 替换法

在对配电网自动化继电保护技术故障进行处理的时候，可以通过对可能存在故障的元件进行替换，从而对元件中是否存在故障进行迅速判断，这种处理方法是自动化继电保护装置在进行故障处理的时候常用的方式。其中，如果在继电保护装置中的内部会理单元继电器或是小元件故障等相关故障发生的时候，相关工作人员可以用暂时检修或是备用的继电器进行替换。

3 结 语

综上所述，随着我国电力发展的脚步不断加快，电网结构逐渐复杂化，对相关的配电网自动化继电保护技术的要求也随之提高。就我国目前的情况而言，配电网自动化继电保护技术在运用的过程中还存在着相关配置科学性不高、继电保护配置调度人员对突发事件应对能力不强以及技术人员配置的合理性不足等问题，想要促使电力的不断前进和发展，就需要对这些问题进行及时合理的解决。另外，在对配电网自动化继电保护技术故障进行检修的过程中，可以根据实际情况，对直观法、替换法、短接法以及参照法进行合理采用，从而使我国配电网自动化继电保护技术得到更好的发展。

参考文献：

[1] 钟毓铭.配电网自动化继电保护技术应用研究[J].科技与企业，2013，26（15）.

[2] 姚朝贤.电力系统继电保护技术应用现状的探讨[J].科技致富向导，2012，20（10）.

[3] 袁贵中.有关10 kV配电网继电保护技术应用初探[J].中国新技术新产品，2012，25（12）.

[4] 赵超阳，王惠敏，陈进.智能配电网建设中的继电保护技术应用分析[J].电源技术应用，2013，15（1）.

配电网改造技术分析 篇11

1 配电网运行存在的问题

配电线路与其他高压配电线路一样具有复杂性, 并且存在一定特点。一方面是在结构上较为复杂, 很多都是用户专线, 接入用户只有一个或者两个, 与输电线路相似的是都呈放射状, 同一条线路上分布着几百台变压器, 这些变压器T接在各个分支上, 其次是负荷率较低, 配电网具有非常显著的季节性特征, 平均负荷率也很低, 造成因数功率降低。由此, 加强配电网安全管理要从线路、运行故障、外力、技术、管理上入手[1]。

(1) 雷电危害。雷电是一种非常常见的自然现象, 对线路造成的危害非常大, 并且这种雷击事故经常发生在地表, 配电线路周围出现雷电侵袭时, 电力设施或者设备将产生非常多的电磁、辐射以及静电, 这些静电量、辐射量突然升高将产生非常强烈的电磁反应, 在配电网局部线路附近出现强烈电压, 造成严重的线路危害。

(2) 电线线路。电线问题主要是指电缆构造问题。鉴于配电线路长期裸露在外界环境中, 呈点、线、面式的分布特点。由此, 当受到严重外力破坏时, 外部电线或者电缆将经常出现故障, 致使电力系统安全稳定运行受到影响。不同季节因为温度变化强烈经常出现热胀冷缩, 当温度升高时, 电缆会迅速膨胀增加下垂幅度, 进而引发短路或者接地故障, 还会产生非常严重的交叉放电事故;当温度降低时, 电缆线路会萎缩, 如果拉力增大将造成电缆断裂诱发停电事故。恶劣天气还容易造成短路或者接地故障。

(3) 运行故障。配电网运行时也会产生很多故障, 一旦出现运行故障不仅对运行带来阻碍还容易造成线路接头位置处理不良使电阻增大、氧化, 出现断电或者电线烧损事故;引线与设备端子接触不良, 将容易造成引线将设备端子烧断在接线柱位置发生损坏。如果安装地点或者容量不符合标准将造成变压器偏相运行严重, 引发运行事故;鉴于电压等级不够将非常容易出现绝缘闪络或者爆碎等问题, 致使绝缘被击穿事故加剧;跌落熔断器开关与触头接触不良也会引发各种电力事故;设备在安装时不能按照规定指标与规范进行造成导体与带电体间隙不足, 引发间歇性、金属性、相间接地, 还容易发生相间短路问题;鉴于绝缘瓷件经常出现老化或者故障造成绝缘性能降低, 发生短路事故;预防性试验的开展程序错误或者维护不良也会使设备运行发生偏差[2]。

(4) 外力破坏严重。线路经常暴露在外界环境中运行, 并且很多电线布设在人群密集地方, 不仅容易遭到外力破坏, 更容易遭到人为损毁。比如, 随着城市化进程的推进, 配电线路施工频繁, 设备相互碰撞会损伤线路;铁塔材料或者电缆被盗用致使铁塔偏移或者中断。

2 配电网运行安全管理对策

(1) 做好配电线防雷保护。首先, 对绝缘导线加厚处理, 确保放电能沿着绝缘皮后部穿行, 进而将线路抗电压冲击能力增强。具体见图1 所示。

其次, 可以安装避雷针器进行保护, 即使线路避雷器具有较好的防雷效果, 但无间隙的避雷器依然长期受到工频电压的影响, 间歇性承受雷电与工频续电流使线路变得老化防雷作用消失。由此, 配电网线路可以加装避雷器设备, 对容易受到雷击的段位加强防护。最后, 可以在绝缘两端并联一个放电间隙, 目的是防止绝缘层被击穿。具体见图2 所示。

(2) 加大对线路巡视检修力度。线路运行维护是确保线路安全、稳定运行的关键, 做好巡视与检修工作成为运行维护人员非常重要的日常工作, 需定期对设备巡视、检查, 检修设备包括电阻器、变压器等, 需要对这些设施进行常规检测, 遵循“状态巡视检修法”。结合输电线路运行状态以及在线检测信息, 加强对沉降区、不良采空区线路铁塔状态的监测, 还要对微象环境下的输电线路进行状态巡视与监测, 及时判断配电线路是否存在异常情况, 使检修更加及时、可靠[3]。

(3) 增强运行事故处理能力。要定期清扫或者检修电力设施, 将设备存在的安全事故隐患消除, 如果是多股绞线需使用线夹或接线鼻子与设备连接。高低压设备容量要控制在规范标准内, 确保设备安装更加科学、规范。要想使跌落式熔断器更好的与电瓷绝缘相配合, 可以加装一个X-3.5C槽型瓷绝缘子瓶, 确保瓷绝缘子与熔断器套管间留有一定空气流通空间。确保在带电导体 (设备) 间、带电体对地以及构件之间保留出一定空隙, 将铁脚镶入式电瓷构件淘汰, 将老化、更换易损的绝缘电瓷器件, 定期开展绝缘试验将检修质量提高。

3 结束语

综上所述, 配电网作为电力系统中涉及面广、规模大、安全规范标准较多的重要组成, 是否安全运行将决定生产与生活质量。本文对配电网运行安全管理方法进行了探究, 提出了几点合理化管理对策从而保障电网安全、稳定运行。

参考文献

[1]张洪林.刍议电力自动化系统技术在配电网运行管理中的运用[J].科技与创新, 2014 (13) :107-107, 108.

[2]李军.浅谈电力自动化系统技术在配电网运行管理中的应用[J].河南科技, 2013 (15) :77.