20kV

20kV（精选8篇）

20kV 篇1

0 前言

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.

[2]姜祥生.苏州工业园区20kV电压等级的实践[J].供用电, 2002, 19 (6) :9-11.

20kV 篇2

【关键词】2 0 k V农网；低电压；用电负荷；调压管理；解决措施

【中图分类号】TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0373-02

近年来，珠海横琴新区农村经济进入了快速发展轨道，农村用电需求大幅增长。而另一方面，整个珠海横琴新区原来只有3个变电站，农村电网基础设施建设速度滞后，特别农村家电下乡政策实施以来，农村地区用电负荷大幅提升，落后的农村电网与高速增长的农村电力需求之间形成了一定的反差，供电能力和电压不足已经成为广大农民反映较为强烈的突出问题。虽然，近几年已逐渐重视农网的建设与改造，在改善电压质量方面做了大量的工作，解决了一部分地区的电压不足问题，但由于客观条件的限制等原因，当前珠海横琴新区农村部分仍然存在电压质量偏低的问题，直接影响到农村电网末端电力用户高效可靠、节能经济用电水平。因此，珠海供电企业结合农村电网实际情况，采取相关技术措施，解决农网线路末端低电压问题，让农村群众“用上电，用好电”。

1 电压质量标准及10kV农网低电压现状

1.1 中低压配电网电压质量标准

根据国家电网农[2003]293号文关于印发《国家电网公司农村电网电压无功和供电可靠率管理办法的通知》中的相关技术要求可知：35kV及以上电压等级供电的，其电压正、负偏差的绝对值之和应不超过标称电压的10%；10kV及以下三相供电的，其电压允许偏差为标称电压的±7%（即：10kV为9. 3kV～10.7kV；380V为353V～407V）；低压220V单相供电的，其电压允许偏差为标称电压的-10%～7%（即：198V～235V）；对于电压质量有特殊指标要求的电力用户，其供电电压允许偏差值应严格按照供用电协议执行。

1.2 10kV农网低电压现状

由于农村10kV电网在技术升级改造前受到产权归属、自动化水平较低、建设理念滞后等因素的制约，加上农村中低压配电网的电压质量管理工作长期得不到供电企业的重视，即便在农网改造后对农村中低压配电网结构有了较大优化改进，但由于没有充分结合农村社会经济发展速率，没有进行详细的用电需求分析，导致农村20kV及以下中低压配电网终端低电压问题依然存在，不能从根本上确保终端用户的供电电压质量水平。

2 农网10kV线路末端低电压原因分析

2.1 农网结构较薄弱

电网结构较为薄弱是农村10kV配电网中面临的主要问题，珠海横琴新区跟全国大多农村一样，也存在变配电台区地址与区域负荷中心不匹配，尤其是部分20kV馈电线路，其距离较远、负荷较重、分支线路较多，加上日常运行维护管理技术措施不到位，导致线路首端电压偏高、终端电压偏低，严重影响供电电压质量水平。

2.2 用电负荷急剧增加

近几年来，珠海横琴新区以及农村社会经济的快速发展，横琴新区工业用电快速发展，所上工业都是几百亿的大项目，而农村日常生产和生活用电负荷急剧增加，春、秋两季进入用电低谷期，系统电压增高；冬、夏两季进入用电高峰期，人均用电量大、用电负荷集中，其人均用电量将比春、秋两季高2～3倍左右，这样势必会导致用电高峰期10kV配电变压器运行存在过负荷甚至超负荷工况，供电导线严重发热，线路过流损耗引起线路压降增大，进而引起线路终端电力客户的供电电压偏低，影响其正常高效用电。

2.3 调压管理工作落实力度较弱

以前旧有的10kV线路、配电变压器、以及配电装置进行技术升级改造后，虽其供电能力得到加强，但由于日常调压管理工作落实不到位、未能根据负荷实际情况实时动态调整配变抽头挡位，导致终端20kV配电变压器抽头挡位与实际负荷不匹配；一些偏远落后的山区，没有按照要求配置无功动态补偿装置，有的虽配置了无功动态补偿装置，但运行监视维护措施未能有效跟上，未能及时对20kV配电网运行工况进行动态跟踪处理；有的变配电台区未按照相关规定设定D类电压监测、监控点，或虽配置D类电压监测设备，但由于运行服役时间较长已出现损坏、数据显示不准确等问题，导致不能准确可靠进行终端电压监测分析和低电压预防控制；20kV变配电台区基础自动化设施不全和自动化水平偏低，导致供电区域出现电压偏低和电压波动较大问题时，供电部门不能及时准确掌握变配电台区监测监控点的实际电压运行状况，导致供电企业不能及时准确采取有效技术措施进行整改处理，结果造成供电区域电压偏低现象长期存在，影响终端电力用户安全可靠用电。

3 解决措施

3.1 提高电网电压等级、提高输配电容量

农村电网110kV及以下高、中、低压配电网线损，约占电力系统线损的60%以上，且10kV及以下中、低压配电网其线损随负荷的增加比重越来越大，由原来的40%上升到55%以上。农村社会经济发展伴随电力负荷急剧增加，已使得10kV农网结构适应不了供电量快速增长需求，导致10kV农网已接近饱和甚至超出输配电容量需求。将横琴新区农网从现有10kV电压等级提高到20kV，具有以下多方面的优势：

（1）可以提高农网输配电能力，减小供电导线截面，提高电网技术升级改造经济性。

（2）可以提高负荷，增加农村电网输送距离，提高终端用户电压水平。

（3）减少电压损耗，提高供电电压合格率。

（4）降低输电电流，减少线损。

将农网电压从10kV提高到20kV，可以有效确保供电电压具有较高质量水平。输电线路电压降与电力负荷有功功率P、无功功率Q、输电距离长度L、单位导线电阻R0、单位导线电抗X0、以及电网标称电压U等均有关，其电压损耗可以表示为：

从上述分析可知，如果将横琴新区电网由10kV升高到20kV电压等级，则在输送同功率电能时，线路电流降低为原来的一半左右，损耗百分比只有原来的25%，这样可以有效降低电能输送过程中的一次能源消耗，降低线路损耗，提高终端供电电压质量水平。此项应用在珠海市横琴新区目前正在实施，整个横琴新区电压等级提高到20KV，得到了良好的节能效果，也符合当下的国家产业政策。以每年横琴新区用电10亿度算，单线损节约也要超过千万，这可不是一笔小数。如果得以在全国推广，将会为我国电力系统降低线损立下汗马功劳。

3.2 提高20kV变配电台区母线电压稳定性

电网电压调控运行水平，取决于系统无功功率实时平衡程度，即电网系统中各种无功功率电源的无功功率出力，应与系统电力负荷和网络损耗相匹配，以确保系统供电电压在允许范围，否则系统电压波动将为增大超过允许偏差值，尤其当无功功率不能满足系统调控需求时，电压就会发生下降，严重时将会引起整个电网电压发生崩溃。要提高20kV农村配电网各点电压的合格率和终端电压质量水平，首先应保证10kV变配电台区母线电压具有较强稳定性。通过在变配电台区安装适当容量的集中无功自动补偿装置（如：SVC、SVG等），根据系统负荷波动情况自动调节系统无功补偿容量，确保系统无功功率始终处于动态平衡运行工况，避免由于无功欠补偿或过补偿引起系统电压不合格问题发生；对于负荷波动较大的20kV农村配电网，在采用无功自动补偿很难满足调压需求时，应优选带有载自动调压分接开关的配电变压器，通过DSP数据处理器运算分析形

成对应调控决策，改变配电变压器的分接开关档位，确保20kV母线电压具有较高合格率和较强稳定性。

3.3 加大无功补偿量，提高功率因数

按照一流供电企业电网的综合电压合格率要求达到96%以上，必须加大无功补偿量、补偿位置、补偿方式等方面的研究。功率因数的考核要严格按时段进行，高峰用电负荷时段其功率因数值应达到0.96～1.0之间，合格率要达到95%以上；低谷用电负荷时段其功率因数值应达到0.93～0.96之间，电压合格率要大于85%以上。增加对20kV配电网无功容量的优化配置，且优化配置时应严格按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”等原则执行，同时认真分析供电区域用电负荷波动和用电增长率情况，逐年提高系统电容器容量所占无功补偿容量比，并结合先进在线自动化监测监控装置，根据系统实时运行工况智能自动生产调控决策，以利更有效地控制系统功率因数的总体质量水平。要严格执行《功率因数调整收电费》等相关文件，通过各种奖惩激励机制让用户主动参与到无功调节工程中，及时装好无功补偿电容器，通过分布就地平衡提高系统无功补偿能力，确保20kV农村配电网安全可靠、节能高效稳定的运行发展。

3.4 采用馈线自动调压器稳定终端用户电压

馈线自动调压器是农村配电网终端用户提高电压的一种先进电力设备，其可以自动跟踪20kV配电网输入电压变化值并自动调节确保输出电压恒定在优质电压水平。馈线自动调压器实际就是三相自耦式配电变压器，其可以在±30%电压波动范围内对输入电压进行自动调节以满足用户端电压需求，其具体安装示意如图1所示。

通过在长距离20kV线路的中末端安装馈线自动调压器，当线路前端负荷处于空载运行工况时，线路后端电压会出现偏高甚至过高问题，自耦调压器可以自动跟踪电压水平并进行自动降压调节；在线路前端负荷较重时，终端电压会出现偏低甚至过低问题，自耦调压器可以自动跟踪系统电压水平并进行自动升压，以确保馈线后端线路负荷点的电压具有较高质量水平，提高20kV农村配电网电压合格率。

3.5 依靠先进的计算机技术，加强系统电压管理

结合计算机技术、电力通信技术、传感器技术等，利用SCADA数据采集监控系统、调度自动化系统等，实现对20kV变配电台区的电力负荷、有功无功功率、功率因数、以及20kV母线电压进行动态监测，并经DSP数据处理单元、PLC控制器等自动完成电压合格率的计算分析、存储打印等功能。20kV农村配电网调度值班人员可以根据这些实时数据信息，更加科学合理地进行配电网调度，使配电网运行方式的改变、主变压器分接头档位调整、无功补偿电容器组投切时段等更加及时可靠、准确合理。

4 结束语

综上所述，农网结构较薄弱、用电负荷急剧增加、调压管理工作落实力度较弱等，是引起20kV农网末端电压偏低的主要原因。通过提高系统电压等级、提高系统20kV母线电压合格率和稳定性、加大无功补偿提高功率因素、采用馈线自动调压器、加强电压调控管理等技术管理措施，可有效提高20kV农网末端电压，为农村用户提供优质经济的电能资源。

参考文献

[1] 黄芷定；邹玲玲.如何解决农村配电网低电压问题的探讨[J].中国西部科技，2010年24期

20kV配电网规划 篇3

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.

20kV 篇4

随着国内电力负荷密度、总容量的逐年增加和城镇土地资源的日益紧缺,目前我国所采用的10 k V配网逐渐暴露出在供电距离和供电能力上的不足,现有的10 k V配网已不能适应当前经济快速发展的需要。同时国家标准GB15—1993《标准电压》也已正式将20 k V列入中压电压等级,中压配电网电压等级从10 k V升高至20 k V已是大势所趋。

但是运行电压的升高将导致电网中大量设备需要更新,由此产生的昂贵的设备更新费用将阻碍配电网升压改造的顺利进行。所以在升压改造过程中,应尽量充分利用原有的10 k V配电设备,从而降低升压改造的成本。

目前10 k V配网中所使用的电力设备按照工作位置可分为2类:站内设备和线路设备,站内的电力设备主要指变压器和开关设备。其中,开关设备的主要功能是负责实现对电能的集中控制、保护与测量,是配网的重要组成部分,因此开关设备的升压改造也是10 k V配网升压改造的重点。

目前我国所使用的12 k V开关柜种类繁多,型式差异也较大。本文对当前国内10 k V配网中主流的3类开关设备(金属封闭移开式开关柜(简称移开式开关柜)、金属封闭固定式开关柜(简称固定式开关柜)和环网柜)的升压改造方法进行了探讨,希望能为配网升压中开关设备的升压改造提供参考。本文提出采用内部结构优化改造的手段,在现有柜体基础上通过采取绝缘加强、结构调整、部分元件更换等具体措施,实现柜体的安全升压,以达到减少设备改造成本的目的。

1 开关设备升压改造的主要问题

开关设备的升压改造主要需要解决开关开断和柜体绝缘2个方面的问题,而在柜体的导电、机械和控制方面改造难度不大。

开断方面,12 k V柜体在升压后,需保证其原先的断路器、负荷开关等元件的开断能力满足20 k V运行的要求,否则必须更换这些元件。

绝缘方面,由于内部结构优化改造不改变开关柜的整体尺寸,在电压等级升高后,柜体内部的绝缘必将面临更苛刻的考验。对此,可以使用内部结构优化改造手段,通过采用绝缘包覆、更换绝缘材料和调整绝缘距离等措施,在原有柜体基础上实现安全升压。然而,并不是所有型式的柜体都能采用这种改造方式,部分柜体由于空间距离不足或关键元件无法升压等原因,无法采用内部结构优化改造的手段,只能整体替换,即购买新的24 k V柜体。

2 移开式开关柜改造

移开式开关柜是当前10 k V配网中比较流行的柜体类型。目前12 k V电压等级比较常用的移开式开关柜型号有KYN28、KYN31、PIX12、8BK20等。

移开式开关柜的结构大致可分为断路器室、母线室、电缆室和继电器仪表室4个单元隔间。其中继电器和仪表设备的改造困难不大,所以以下主要以移开式开关柜的典型产品KYN28为例,详细分析断路器室、母线室和电缆室3个单元隔间的升压改造措施。

2.1 断路器室改造

移开式开关柜的断路器安装在可移动的小车上,通过小车的前后移动实现断路器工作状态的转换,并且能方便地实现对断路器的维修和更换。

断路器是开关柜行使电能控制功能的核心元件,也是价格最昂贵的元件。断路器室的升压改造应当尽量对原有的断路器加以利用,否则将会导致整个开关柜的改造费用大幅增加。因此,断路器能否通过改造达到升压运行要求,是影响开关柜改造成本和升压改造可行性的关键因素。

KYN28开关柜配备的典型12 k V断路器为VS1型真空断路器,如图1所示。VS1型断路器的导电部分主要由灭弧室和触头臂内的导体2个部分组成,分别封装在绝缘筒与触头臂绝缘套内[1]。导电部分与断路器的操动机构共同置于小车上,工作时被推入断路器室以使断路器的动触头与静触头盒内的静触头(见图2)连通形成回路。

2.1.1 断路器改造的主要问题

升压运行后,断路器主要存在的问题是绝缘水平的不足。KYN28开关柜断路器的升压改造具体包括以下几个问题:

a.触头臂绝缘套厚度不足,运行电压升高后,触头臂内的带电导体与静触头盒之间,可能发生直接放电击穿现象;

b.电压升高导致爬距增大,而触头盒深度不变,因此可能发生静触头沿着静触头盒内壁的绝缘材料,对断路器金属活门挡板或柜体的放电现象;

c.在触头臂的末端(即触头臂绝缘套与灭弧室绝缘筒的连接处)绝缘不密封,存在升压后内部导体穿过缝隙对柜体放电的可能;

d.升压后VS1型断路器的灭弧室断口两端电压上升,必须增大开距以增加触头间的耐压能力,这将导致断路器电流开断能力下降。

针对上述几个问题,下文将对断路器室的改造按照导电回路的组成分为断路器触头臂、静触头盒和断路器灭弧室3个部分进行详细论述。

2.1.2 断路器触头臂

断路器的上、下2个触头臂是连接静触头与灭弧室的通道,升压后首先要注意的是触头臂绝缘套的耐压问题。从图1和图2中可以看出,断路器处于工作状态(即触头臂插入静触头盒内部)时,触头臂内部的带电导体与静触头盒金属部分之间的绝缘,主要由包裹断路器触头臂的绝缘套(见图1)和静触头盒内壁绝缘材料(见图2)2个部分组成。

为防止升压后触头臂内导体附近的高场强击穿绝缘套,发生对静触头盒的放电现象,必须增加绝缘套或静触头盒内壁绝缘材料的绝缘厚度。但是静触头盒内壁的绝缘材料厚度由于孔径的限制(图2)无法随意增加,而触头臂的绝缘套与内部带电导体之间还有较大的空间距离,能满足绝缘材料厚度增加的空间要求。因此,为提高触头臂内的带电导体与静触头盒之间的绝缘性能,升压后必须增加断路器触头臂绝缘套的厚度。例如在实际中,12 k V的VS1型断路器升压改造为24 k V电压等级时,需将触头臂绝缘套的厚度从3 mm左右加厚到4~5 mm,以保证升压后具有足够的绝缘性能。

其次要注意的是,升压后在绝缘套与灭弧室的绝缘筒连接处(见图1)存在漏电隐患。由于VS1型断路器触头臂的绝缘套并不是固定在其灭弧室的绝缘筒上的,在两者的连接处存在可漏电的缝隙,故升压后可能发生断路器内带电导体穿过缝隙对外部柜体放电的情况。因此,为封堵放电路径,可在VS1型断路器的三相共6个触头臂的绝缘套与灭弧室绝缘筒的连接处各添加一圈封闭橡胶,同时起到固定触头臂绝缘套管的作用。

2.1.3 静触头盒

爬电比距不变的情况下,运行电压从10 k V提高至20 k V后,开关柜内部各绝缘部件表面的爬电距离将增加一倍。因此开关柜升压后,必须注意避免绝缘表面发生爬电事故。

KYN28开关柜爬电距离不足的问题主要出现在其静触头盒(见图2)的内壁绝缘材料上。升压运行后,静触头可能发生沿着绝缘表面对金属活门或柜体爬电的现象,因此必须采取适当措施来增加爬电距离。通常采用的增加绝缘件表面爬电距离的方法主要有:增加材料的结构长度或增加绝缘材料的褶皱深度。

对于第1种方法,由于静触头盒的长度要与断路器触头臂的长度相匹配,故在不更换断路器的情况下一般难以增加静触头盒的长度。所以触头盒内壁绝缘材料受到触头盒结构的限制,其长度通常也难以增加,故通过增加材料的结构长度来增加爬电距离的方法不可行。因此,升压后主要通过第2种方法,即重新设计静触头盒内壁的绝缘材料结构,增加材料的褶皱深度以实现绝缘材料表面爬电距离的增加[2]。

2.1.4 断路器灭弧室

灭弧室是断路器实现电路开合的主要部件,灭弧室的升压改造主要针对外部绝缘和内部绝缘2个方面。

对于外部绝缘,由于VS1型断路器的灭弧室绝缘筒(见图1)的材料厚度通常要比触头臂绝缘套的厚度大得多,可以满足24 k V的绝缘需要,所以升压后不需要再增加灭弧室的外绝缘厚度。但是部分早期VS1断路器灭弧室的绝缘筒由于顶部没有密封,在电压升高后可能发生绝缘筒内部金属部件对断路器室顶部的直接放电,所以在升压后,对此类断路器应增加绝缘封盖。

内部绝缘方面,由于国外设计的断路器通常兼顾了10 k V和20 k V 2个电压等级的要求,所以其使用的灭弧室在一般情况下也是可通用的[3,4,5,6]。但是12 k V断路器升压后,通常需要增加灭弧室的触头开距,这是因为电压等级越高的断路器,其灭弧室一般需要更大的触头开距以承受较高的断口电压[7]。例如12 k V真空断路器的开距通常在8~12 mm之间,而24 k V真空断路器的则在10~16 mm之间。因此,升压后必须增加原来12 k V灭弧室的触头开距以提高其耐压水平。但是开距也不能选得过大,否则既会使真空灭弧室的寿命下降,也会影响断路器的分断能力,故在设计中一般要求在满足运行耐压的前提下尽量把开距选得小一些。在升压改造中,要根据实际情况适当增加原VS1型断路器的灭弧室触头开距,具体参数应根据柜体的运行条件而定。

与此同时,开距增大将会降低触头间有效纵向磁场的强度,从而导致断路器的短路开断能力下降。灭弧室的电流开断能力与触头直径和触头开距近似有如下关系[8]:

其中,D为触头直径;d为触头开距。

从式(1)可以看出,灭弧室触头开距增加后将必然导致其开断能力有所下降。所以,为保证断路器在20 k V电压等级条件下的运行安全,确保能够可靠开断短路电流,升压改造后的断路器在触头开距增大的前提下,其开断能力应降低一档[9]。

开断能力试验表明,对于KYN28开关柜的VS1型断路器,通过适当增大灭弧室的触头开距,可使其在降低开断能力的前提下满足升压运行的要求。对于其他型号的断路器,由于各制造厂家开关柜所使用的断路器设计条件不尽相同,因此其能否升压要通过实验加以具体论证。

2.2 母线室改造

对于开关柜母线室的改造,需要重点注意的是主母线和分支母线的空气绝缘距离问题。由于10 k V和20 k V在空气绝缘距离的要求上有较大差距(见表1)[10,11],并且母线室的空间有限,一般难以通过位置调整使母线室的空气绝缘距离达到升压要求,所以必须采取其他措施来避免升压后发生母线的相间或相地闪络。对KYN28开关柜的母线室,可以通过采用复合绝缘技术的方法来提高主母线和分支母线的绝缘性能,以满足升压后24 k V的绝缘要求。

母线室采用复合绝缘的方法,是指对各母线和分支母线采用热缩套管包裹[12],并且在连接转角处也使用绝缘接头盒包裹,从而使整个三相母线的导电部分处于完整的绝缘包覆下。母线实际上采用了空气和热收缩套管的复合绝缘,以提高母线相间及相地的绝缘强度,从而可以在原有空间距离不变的前提下保证在24 k V下的正常运行。

通过采用复合绝缘防护,使得KYN28母线室较原本的裸母线型式单纯的空气绝缘增加了绝缘裕度,同时减少了由于环境或异物进入而引起的短路事故,可以使KYN28母线室的绝缘水平达到升压运行的要求。

2.3 电缆室改造

KYN28开关柜的电缆室是电缆进线后通过接地开关和电流互感器连接至断路器静触头的单元隔间。该室的升压改造主要针对母排、接地开关、电流互感器和避雷器,按照改造方式分为2类:首先是对母排和接地开关的相间和相地绝缘进行加强;其次是更换接地开关、互感器和避雷器等元件。

2.3.1 绝缘加强

如表1所示,运行电压的升高对电缆室内各相间和相地之间的空气绝缘距离提出了更高的要求。但是由于KYN28电缆室的三相横向布置,使得柜体的宽度限制了母排和接地开关的相间和相地空气绝缘距离,无法满足升压的要求。

例如,KYN28一般出线柜的柜宽为800 mm,所以在考虑引线铜排宽度为80 mm的条件下,柜宽能够满足12 k V电压等级规定的125 mm空气净距离的要求(80 mm×3+125 mm×4=740 mm<800 mm)。但是在升压后相间空气净距离要求提高为180 mm,相对地提高为200 mm,从而导致24 k V电压等级总的柜宽要求超过800 mm(80 mm×3+180 mm×2+200 mm×2=1 000 mm)。所以升压后电缆室内导体的空气净距离将不能满足安全运行的条件,因此必须采取其他措施增强KYN28电缆室内的缘绝。

图3所示为800 mm KYN28开关柜电缆室的绝缘改造方法。其中,210 mm为KYN28母排和接地开关的三相中轴间距。为了使原有的12 k V柜体电缆室能够满足24 k V运行要求,母排和接地开关应考虑采用复合绝缘的方法来提高其绝缘强度,主要是对母排用热收缩套管包覆,同时在母排和接地开关的各相之间和相地之间增设SMC绝缘隔板[13,14]。SMC材料具有优越的阻燃性、耐电弧性、耐漏电性,可以极大提高相间和相地的绝缘性能;并且具有很好的耐水性,能在潮湿环境中长期工作。但在安装时要注意保证绝缘隔板两侧空气间隙不小于30 mm。

通过采用复合绝缘改造方法,可以使KYN28开关柜电缆室内的母线和接地开关的相地和相间绝缘达到24 k V运行要求。

2.3.2 元件更换

升压后除了对接地开关进行相间绝缘加强外,还需要将原来的12 k V接地开关更换为24 k V设备,但要注意保证相间距离前后一致。同样,电缆室内的12 k V避雷器和电流互感器升压后也无法继续使用,需要替换为相应的24 k V避雷器和电流互感器。虽然24 k V避雷器的长度比12 k V避雷器几乎增加一倍,24 k V电流互感器在尺寸上也要比12 k V电流互感器增加几十毫米,但实际设计的KYN28电缆室内部空间比较充裕,可以满足在安全距离足够的条件下对电流互感器和避雷器进行更换的要求。

2.4 内部结构优化改造小结

总体而言,KYN28移开式开关柜20 k V升压改造主要包含以下几个方面。

a.对裸露的金属导电材料(主母线、分支母线、母排)进行绝缘包覆,主要是使用热收缩套管来提高绝缘性能。对开关柜内部原本相间和相地的空气净距离不足的部分(图4中H和L),通过采用复合绝缘的方式来保证安全运行条件。

b.使用绝缘隔板分隔电缆室的母排和接地开关,以进一步提高绝缘性能。

c.增加静触头盒内绝缘材料的褶皱深度,在静触头深度(图4中C)不变的条件下增加爬电距离。

d.断路器出线端连接处加密封橡胶,防止对断路器活门或柜体放电。

e.加大断路器灭弧室触头开距,稍降低运行时的开断能力。

f.更换电流互感器、接地开关和避雷器。

除以上几个主要改造方面以外,对于KYN28开关柜的继电器仪表室内部的仪表、指示灯等元件可根据需要进行更换,改造难度不大。此外,开关柜柜体的操动机构也不需要变化。

从成本上来讲,改造一台KYN28移开式开关柜大致需2.5万元(主要为接地开关、电流互感器、避雷器的更换费用),相比重新购置一台新柜体所需要的8万元,仅为1/3左右。这表明,相比更换新的24 k V柜体,对移开式开关柜采取内部结构优化改造的方式来进行升压具有显著的经济优势。

3 固定式开关柜改造

以GG-1A为代表的固定式开关柜是我国较早使用并且应用范围较广的一类开关柜。现在使用最多的XGN系列固定式开关柜是在半封闭的GG-1A基础上,实现全封闭的一类箱型固定式室内开关柜,其12 k V的典型产品有XGN2、XGN28B、XGN36、XGN68等。

固定式开关柜与移开式开关柜最明显的不同在于前者的断路器无法移动,并且在断路器室里增加了上、下2个隔离开关以保证在检修时检修元件与带电部分隔离。除此以外,固定式开关柜与移开式开关柜在母线室和电缆室的结构上没有太大差别,可以使用类似的方法对固定式开关柜的母线室和电缆室进行改造,但对于断路器室来说升压改造方式有所不同。

3.1 母线室和电缆室改造的方法

固定式开关柜的母线室和电缆室由于在结构上与移开式开关柜相似,所以母线室和电缆室的改造可参照移开式开关柜进行,例如使用热缩套管对裸露导体进行绝缘包覆和使用绝缘隔板分隔母排等。并且固定柜的尺寸一般相对较大,与移开式开关柜相比在改造所需的空间距离上具有更大优势,改造施工更为方便。

例如12 k V固定式开关柜典型产品XGN2的柜宽达1100 mm。根据前文分析,即使不使用复合绝缘技术,其电缆室的柜宽也能使母排的相间和相地绝缘距离满足24 k V电压等级的要求。

3.2 断路器室改造的困难

固定式开关柜升压改造的主要困难在于断路器和隔离开关的绝缘子长度。

固定式开关柜通常使用体积较大的敞开式断路器,这种类型的断路器在结构上与VS1型断路器有所不同。两者最显著的差别是VS1型断路器没有绝缘子,而敞开式的断路器通常是使用绝缘子将灭弧室固定在构架上的。图5所示为XGN2固定柜使用的ZN28A-12断路器[15],它的真空灭弧室和绝缘子暴露在外界环境中。

从10 k V升压到20 k V后,必须增加ZN28A-12断路器的绝缘子长度以满足耐压升高的要求。但是从图5中可以看出,ZN28A-12断路器每相绝缘子的两端都固定在构架上,其长度受到结构的限制,难以在原来的构架上更换为更长的绝缘子。故绝缘子长度不足的问题使得此类敞开式的断路器不能改造,只能更换整个断路器。

另外,断路器室内的隔离开关也是固定在绝缘子上的,同样存在升压后绝缘子长度不足的问题,故隔离开关也需要更换。

3.3 改造成本分析

从改造成本上来说,由于固定柜必须更换断路器和隔离开关,改造费用将因此大幅升高,导致内部结构优化的升压改造方式在经济性上变得不可行。例如,改造一台GG-1A的成本为6万元,其中断路器的更换费用就达2万元,而一台新GG-1A固定柜的购买价格只有7~8万元。可见改造与购买新柜体相比经济优势已不明显,考虑到改造后柜体使用寿命等因素,故一般不推荐采用内部结构优化改造的方式来进行升压。

然而,也有一部分固定式开关柜使用类似VS1型的封闭或半封闭断路器。这类断路器没有绝缘子,故不存在绝缘子长度不足的问题,升压时就不需要更换断路器,故能节约大量改造成本。因此这类固定式开关柜可以采用内部结构优化的方式来进行升压改造。

4 环网柜改造

环网柜是近年来为适应因对供电可靠性要求的提高而采用的环网供电方式的新柜型[16]。在10 k V配网中,国内使用较多的环网柜型号有SM6、M24、Uni Switch、Safe系列、HXGN及XGN系列环网柜。按照其设计制造厂家的不同,可以将环网柜的升压改造分为国内和国外2类进行讨论。

首先,对例如SM6、M24、Uni Switch、Safe系列等国外厂家生产的12 k V环网柜而言,由于其绝大多数都是按照24 k V电压等级设计的,其开关的开断能力和元件的绝缘距离都达到24 k V的技术要求,不需要改造。所以这些国外厂家生产的环网柜一般可直接升压使用,不需对主要的一次元件进行绝缘加强,但需要更换部分12 k V电压等级元件。环网柜主要元件的利用情况见表2。

其次,对于HXGN系列和XGN系列等国内厂家生产的环网柜,由于开关柜本身按照12 k V电压等级设计制造,其开关的开断性能和绝缘距离都达不到24 k V电压等级的使用要求,故无法直接升压。同时,由于环网柜结构往往比较紧凑,很难进行升压改造,因此在电网升压中这些国内生产的12 k V环网柜无法通过改造利用,建议选择合适的24 k V开关产品进行整体替换。

综上,现有10 k V配电网中的12 k V环网柜,如果是按照24 k V电压等级标准设计的,一般只需要更换部分元件就可以升压使用,而按照12 k V电压等级设计的柜体则无法升压使用,需要整体更换。

5 中性点接地方式的影响

需要说明的是,以上讨论的对开关设备进行内部结构优化升压的前提是系统采用中性点经小电阻接地方式。

当20 k V系统采用中性点不接地或经消弧线圈接地运行方式时,柜内的工频电压峰值及雷电过电压峰值都要高于直接接地或经电阻接地的方式,此时复合绝缘的改造方法已经不足以弥补柜体在绝缘性能上的不足[17,18]。

此外,在中性点非小电阻接地方式下所需要的断路器耐压水平也较高。对比12 k V和24 k V的断路器参数可知,原本12 k V的断路器勉强满足24 k V电压等级中性点经小电阻接地系统的运行要求,但在中性点不接地或经消弧线圈接地方式下,存在断口耐压和灭弧能力不足等问题,故难以通过改造的方式继续使用。而若要更换断路器,则意味着内部结构优化升压的改造方法相比重新购买新的24 k V开关柜不再具有经济上的优势。所以在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中,推荐对开关设备进行整体替换来实现升压,而不建议采用内部结构优化改造的方法。

6 结论

本文总结了国内3类典型12 k V开关设备(移开式开关柜、固定式开关柜和环网柜)的20 k V升压措施,概括如下。

a.对于目前10 k V电网中使用比较普遍的移开式开关柜,一般都可以采取内部结构优化的改造方法来实现升压,具体措施主要包括以下3种。

措施1对柜体内部(主要是母线室和电缆室)裸露的金属导电部分,如主母线、分支母线、母排,使用热缩套管进行绝缘包覆,加强绝缘。

措施2电缆室:柜宽不足时,采用复合绝缘的方法,使用SMC绝缘隔板分隔电缆室的母排和接地开关;对接地开关、避雷器和电流互感器进行更换。

措施3断路器室:增加灭弧室开距,降低开断能力,在绝缘薄弱处(如触头臂的绝缘套)增加绝缘强度;尽量增加静触头盒内的爬电距离,防止静触头对断路器活门或柜体放电;其次,对断路器触头臂和绝缘筒的连接处进行绝缘封堵,避免升压后在断路器的缝隙处发生漏电现象。

b.对于固定式开关柜,改造方式根据其使用的断路器类别,分2种情况进行讨论:对于使用开放式断路器的固定柜,由于其断路器的绝缘子长度不足而难以改造,所以必须更换断路器,故从改造成本考虑不建议对此类柜体进行内部结构优化改造,而进行整体替换;对于另一部分使用封闭或半封闭型断路器的固定柜,由于不需要更换断路器,可以采用内部结构优化改造的方式进行升压。

c.对于环网柜的改造,根据其本身的设计等级分2种情况讨论:国产环网柜一般按照12 k V电压等级设计,各方面都难以达到24 k V电压等级升压要求,并且因为环网柜柜体一般空间狭小,所以很难进行升压改造,只能进行整体替换;而国外厂家生产的12 k V环网柜大多数按照24 k V电压等级设计,所以升压改造不存在技术困难,只需更换电流/电压互感器、熔丝、带电显示器、电压表、电缆头及避雷器等元件。

相比更换整面柜体,内部结构优化的升压改造方式通过利用原有的设备,能够明显降低改造成本。同时由于改造在原有结构基础上进行,柜体的尺寸不变,因此不需要调整一、二次电缆进线位置,进而避免了对土建基础进行再施工的麻烦。所以在条件允许的情况下,推荐尽可能采取内部结构优化的改造方式对开关柜进行升压。

20kV电压等级的应用分析 篇5

1.1符合国家标准电压

在《标准电压 (GB/T 156―2007) 》中, 20 k V电压等级已被我国纳入标准电压系列。早在20世纪, 国际电工委员会 (IEC) 就认为20 k V电压配电是一种必然的发展趋势, 并将其作为中压配电网的一个标准电压。国外经过几十年的建设和运行实践, 已具备非常成熟的经验。

1.2符合电网经济运行条件

电网要经济运行, 显然电压等级不宜过多, 并在同一供电区域中尽量简化电压等级, 避免重复降压, 减少变电重复容量。如使用20 k V作为配电电压, 220/20k V比220/110/10 k V的供电方式可减少一个环节的电压损耗, 110/10 k V或110/20 k V同样比110/35/10 k V更为优越。

1.3符合标准电压选择“几何平均值”的规律

在国内外标准电压中, 在某两个非相临的标准电压 (如U1, U2) 之间, 存在着另一个电压等级U0, 其值也基本在标准电压值之间, 即因此我们可以认为, 如果配电网中负荷需要10 k V和35 k V两种电压供电, 那么直接采取20 k V供电, 符合标准电压的选取, 也符合相关的规律。

2 20 k V电压等级的选择分析

2.1可大幅提高线路的供电能力

在导线截面积相同和输送功率因数相同时, 20 k V的传输能力是10 k V的4倍 (也可认为, 在保证电压质量的条件下, 输送距离可以远1倍, 即供电范围是原来的4倍) , 这个结论有以下几个方面的主要应用。

(1) 有效减少线路走廊。在配电走廊日益稀缺的供电区域, 这对于供电企业、用户, 以及地区规划都是一个好消息。如:香港地区负荷高的地区, 负荷密度在100—250 MW/km2, 虽然大量采用电缆供电, 但其线路走廊基本用完, 为了避免热效应产生故障, 还不得不进行限流。为了可靠性要求, 有的电网还必须改为环网结构, 其电缆负载率又将下降, 还得再敷设更多的电缆来满足要求。为此, 香港地区从2002年开始决定引入22k V供电, 目前已经取得比较好的效果。

(2) 提高供电可靠性。20 k V配电网可大大改善10 k V配电网事故情况下互带或转移负荷的能力, 有效提高供电可靠性, 并且可显著提高供电负荷密度低的偏远山区的电压质量。

(3) 更好地适应微电网发展的需要。随着清洁能源的日益广泛应用, 20 k V配电网可更方便接入各类型分布式电源, 特别是能轻松解决较大负荷用户接入配电网承受能力不足的问题。

2.2可有效降低线路综合损耗

在输送功率相同的条件下, 线路损耗与运行电压的平方成反比, 也就是说, 从10 k V升到20 k V后, 损耗可降低75%。相同容量的配电变压器, 电压越高, 负载损耗和空载损耗就会越大, 但20 k V与10 k V配电变压器相比上升幅度很小, 总体来说, 10 k V升压至20k V后, 降损还是很可观的。如:韩国通过简化统一中压配电电压措施, 将原有的3.3 k V和6.6 k V配电电压升高到22.9 k V, 线损率从11%降到5.9%;日本将中压升至20 k V和33 k V, 低压线路采用单相三线制供电, 线损率降到5.7%。

2.3可显著提高电压质量

在输送功率和线路参数相同条件下, 电压降与电压的平方成反比, 因此由10 k V升压至20 k V后, 线路电压降可减少75%, 线路末端电压将得到显著提高, 即可以从根本上改变供电负荷密度低的偏远山区用户电压低的现状。

2.4可更加灵活进行负荷配置, 提高设备利用率

当变压器容量和阻抗电压不变时, 低压侧短路电流与低压侧电压成反比, 即在保持开断相同短路电流的条件下, 采用20 k V电压比10 k V电压可扩大变电站的容量1倍。

(1) 同一地区需要变电站的数量将减少一半, 为电力建设发展腾出一定的空间。

(2) 220 k V三绕组变压器, 其10 k V侧的容量一般在30%—50%, 但由于考虑到限制短路电流对变压器及开关设备的冲击, 一般所带负荷都远低于30%, 有的甚至不敢带上10 k V负荷。也就是相当于要再建1座110 k V变电站来满足周边用户的供电需要。如果采用20 k V供电, 其短路电流将减小一半, 上述问题将很容易得到解决, 甚至负荷密度比较高的地区, 就可直接采用220/20 k V供电。

3发展20 k V配电网的紧迫性和升压改造原则

虽然我国在很早以前就有提出发展20 k V电压等级的要求 (从20世纪80年代提出, 90年代在苏州等地区先后都有应用) , 但由于从政策上和相关制度上缺乏支持和推进, 而一个新电压等级不是说谁想用就可使用的, 因此, 现在我国已经发展出了一个规模相当庞大的10 k V配电网。但是20 k V配电网的确有许多优越性, 其基本符合电网的发展规律, 值得从各方面有条件的地方积极发展并优先扶持。

3.1发展20 k V配电网的主要途径

一是新建开发区电网时直接采用20 k V建设;二是对10 k V电网进行升压改造;三是对35 k V电网进行降压改造;四是可采用10/20 k V变压器联络型供电。其中10 k V电网升压改造将是最主要任务。

3.2 10 k V电网升压改造的基本原则

(1) 分阶段、分区域升压改造。根据我国各地区供电特点, 基本不适宜在整个区域内大面积开展升压改造, 因此需根据经济发展的预测和区域结构特点, 对配电网进行全面性和长期性的规划, 实施分阶段、分区域升压改造。分阶段可分短期、中期、长期3个阶段。短期, 一般为0—5年;中期, 一般为6—10年;长期, 一般为11—20年。分区域方面, 可分为城市新建区、城市混供区、城市平稳区、农村低密度区等。

(2) 依照区域特点合理选择升压时机。当确定整体规划目标后, 再合理选择时机进行升压。 (1) 对于新建的供电区域, 应尽量采用20 k V供电, 原则上不再扩建新的10 k V供电区域, 以保证在该区域内最终实现20k V的供电方式。 (2) 对于已经出现10 k V供电能力不足的区域, 可对该区域内的新增负荷实行主动升压的原则, 但这样与原来的供电模式不能同步, 可讨论采用10/20 k V联络变的方式, 也可采取20 k V建设降压运行的方式。 (3) 对于10 k V供电的低负荷密度、低电压, 只能通过新建35 k V变电站才能得到解决的偏远山区, 宜通过采用10/20 k V联络变的方式, 通过20 k V对区域供电, 其综合效益仍优于新建35 k V变电站。

(3) 升压过程要保证供电安全、可靠, 并兼顾各方利益。在升压改造过程中, 应通过多分段、多联络、转供等方式确保供电安全可靠。供电企业在升压改造过程中, 应充分考虑其设备的正常使用周期, 更重要是, 要通过政府等相关管理部门制定出相关制度来保护所涉及到的用户的利益。

4结束语

20kV 篇6

随着国内经济发展,电力负荷密度、容量也越来越大,原来的10 k V配网已不能适应发展需要,因此各供电部门纷纷提出需提高配电电压。各大专院校、科研单位作了大量研究工作,提出了使用20 k V作为配电电压的意见,国家标准GB 156—1993《标准电压》正式将20 k V作为电压等级列入。国内首先使用20 k V的是苏州工业园区,紧接着辽宁本溪供电公司南芬地区和大连长兴岛等也分别采用了20 k V作为配电电压。

在国外已大量采用20 k V作为配网运行电压,已有较长时间的运行经验,并有一套成熟的标准及相应的电器设备。但在国内,20 k V配电网建设尚在起步阶段,一些电网公司根据系统运行方式的不同,提出自已的技术规范,10 k V和20 k V设备还将并存很长时间,虽然目前江苏省推广力度很大,但10 k V设备制造批量仍是远远大于20 k V,因此20 k V设备价格降不下来。如果若干年以后,20 k V生产批量能与10 k V相差不多,那么20 k V设备价格会迅速接近10 k V设备,甚至于可以持平。

1 技术参数

法国电力公司220 k V一次主接线采用线路变压器组,苏州工业园区110 k V也采用线路变压器组,主变容量法国城市用70 MVA,农村用36 MVA,苏州工业园区用63 MVA,现发展到100 MVA,因此短路容量都不会超过25 k A,对于额定电流,输送同样容量的电能,20 k V系统将比10 k V系统的额定电流成比例降低。根据上述容量,一般主变开关额定电流不会超过2 500 A,出线一般在1 250 A以下,因此江苏省电力公司指定企业标准为:短路耐受电流25 k A/31.5 k A 4 s,额定电流630 A/1 250 A/2 500 A/3 150 A,从导电角度来讲,20 k V设备比10 k V容易解决。

20 k V的绝缘水平要求在国际标准、国家标准、国家电力行业标准、江苏省电力公司企业标准中均有规定,20 k V开关设备技术要求见表1。

从表1可见,国家标准与国际标准是一致的,电力部门行业标准对雷电冲击耐压的要求也与国家标准一致,但在工频耐压值,此值明显高于国际标准和国家标准。其原因是国外20 k V电网与国内一样,也有小电阻、大电阻、消弧线圈接地方式,但不论何种接地方式,都是采用速断保护,而我国不接地或经消弧线圈接地,按照电力规程可持续运行2 h。

由于国内外20 k V电网运行方式不同而引起工频耐压值不同,因此国外制造商均是采用工频耐压值50 k V,而国内制造商是采用了65 k V。为了满足国内需求,国外制造厂也有了工频耐压65 k V的产品。接地与不接地之间,二者成本相差10%左右。

除此之外,随着电压升高,在爬电比距不变的条件下,其爬电距离将显著增大,空气净距也从125 mm(10 k V)提高到180 mm(20 k V),这些都将对开关柜的设计提出新的要求。

2 元器件的选型

2.1 断路器

一般国外设计的断路器(含操动机构)已兼顾了10 k V和20 k V电压等级电网系统要求,断路器使用的灭弧室一般情况下是通用的,尽管20 k V短路开断的恢复电压参数要比10 k V高,但对于真空灭弧室是能承受的。只是对开断电流参数有可能会降低一挡,这对24 k V电网系统是可以接受的。

目前开关柜基本上采用手车柜较多,断路器安装在移动式的小车上,因此如果10 k V等级和20 k V等级开关柜的宽度相同,则10 k V断路器与20 k V断路器在宽度和相间距离上一般也是相同的,但在绝缘及爬电距离上20 k V要比10 k V要求高一些,会采取增加断路器触头臂的深度以及增加爬电距离等措施。

2.2 电流互感器

国内已有几家互感器厂生产20 k V的电流互感器,其电流比从20 A/5 A~2 500 A/5 A不等,外形尺寸根据额定电流不同,可分为20~1 250 A和1 500~2 500 A两种。

20~1250A电流互感器外形尺寸一般为180mm×(350~470)mm×300 mm(宽×长×高),1 500~2 500 A电流互感器外形尺寸一般为220 mm×(350~470)mm×300mm,它与10 k V互感器主要差别:在相同额定电流下,宽度大,高度高,尤其是1 500~2 500 A电流互感器,20 k V比10 k V的宽度增加了约45 mm,高度增加了约60 mm。

2.3 电压互感器

国内也有几家互感器厂生产20 k V的电压互感器,根据电压互感器高压端接线的形式不同,分为星形接线(型号为JDZX)和V型接线(型号为JDZ),其电压比为20 k V/0.1 k V,准确级有0.2P,0.5P,3P或6P等,额定二次容量根据次级数量的不同(二次或三次)有些差异。

两种型号的电压互感器外形尺寸有所差异,JDZX一般为225 mm×370 mm×320 mm(宽×长×高),JDZ一般为240 mm×370 mm×320 mm。它比10 k V电压的宽度大,高度高,宽度增加了55~65 mm,高度增加了60~70 mm。

2.4 避雷器

国内也有生产避雷器的厂家,10 k V与20 k V等级避雷器主要参数见表2。

由表2可以看出,由于方波通流容量的要求相同,因此外径区别不大,而由于额定电压和雷电冲击残压升高,因此外绝缘及内部放电间隙的增加,导致避雷器高度几乎增加了一倍。

2.5 熔断器

同样国内也有生产熔断器的厂家,根据保护对象不同,分为电压互感器和变压器,10 k V和20 k V熔断器主要参数如表3所示。

由上表可知,由于熔断器电压升高,为保证熔断器开断性能,因此在长度上20 k V比10 k V增加了150~160 mm。

2.6 绝缘子和高压传感器

20 k V等级的绝缘子和高压传感器国内生产厂商较多,20 k V高压传感器主要是电容芯与10 k V不同,由于额定电压升高,高压端对地的分布电容不同,因此要求电容芯的电容量随之改变,一般10 k V等级的电容量为100 p F,而20 k V等级的电容量为80 p F。

另外20 k V等级的绝缘子和高压传感器比10 k V在绝缘水平及爬电距离上有明显增加,使得其高度也相应增加了约70 mm,一般10 k V等级绝缘子和高压传感器高度为140 mm左右,而20 k V约210 mm。

3 开关柜设计

3.1 柜体结构

20 k V开关柜功能小室与10 k V开关柜相同,由母线室、断路器室、电缆室和低压室组成。虽然20 k V开关柜在绝缘水平、电气距离等方面要比10 k V开关柜大,但国外设计的20 k V开关柜为了达到10 k V开关柜的系列化、标准化,因此在基本结构上要与10 k V开关柜一致,例如各种功能联锁、门的结构、帘门和在耐受内部电弧故障能力的设计上等等。

在国外20kV开关柜与10kV开关柜额定电流小于1000A时,柜宽为800 mm,大于1000A的为1000mm,只是在柜深和柜高上有所增加。国内生产的20kV开关柜的宽度一般都为1000mm,柜深和柜高都比10kV开关柜有所增加。

国内外一般常用开关柜尺寸:20 k V为1 000 mm×2 200 mm×2 330 mm(宽×深×高),10 k V为800 mm×1 405 mm×2 130 mm。

3.2 绝缘水平

为了达到20 k V绝缘水平要求,国外引进的产品都利用均匀电场来满足绝缘水平。例如母线边缘都采用圆角过渡,并且在母线室的母线搭接部位安装圆弧形母线均压件,使电场分体均匀。

除了上述方法外,为了加强绝缘,还采用了主母线和分支母线都用热缩套管包敷,或采用环氧树脂喷敷在母排上即母线硫化。

为了保持安全净距,还采用了导体对地和相间安装SMC绝缘隔板等。

4 性价比

综上所述,20 k V开关柜的外形尺寸、所用元器件都要比10 k V开关柜略大,这主要原因为电器绝缘水平的要求;10 k V开关柜工频耐压为42 k V,20 k V开关柜工频耐压为50 k V。对于中性点不接地系统,20 k V开关柜工频耐压要求提高至65 k V。因此制造成本也会相应增大。对于相同规格额定电流的开关柜,对工频耐压50 k V的,其制造成本要比10 k V高25%~30%,对工频耐压要求65 k V时,其制造成本会增加到30%~40%。如果批量增加,则相应增加值也会减少。

20kV 篇7

为解决电网发展与负荷快速增长的矛盾,提升配电网的供电能力和适应性,降低配电网损耗和供电成本,南京地区确定在中压配电中推广应用20kV电压等级。

在20kV电压等级推广应用过程中,为最大程度地节约投资,应对现存的10kV配电线路升压改造至20kV的可行性进行深入研究。

1 10kV线路升压至20kV的可行性

线路主要分为架空线和电缆,其中架空导线又分为裸导线和绝缘导线两大类,主要包括杆塔、导线、绝缘子和金具、瓷瓶和横担等相关设备[3]。

1.1 架空线路

(1)线路杆塔和档距。

根据表1和表2,10kV、20kV杆塔的高度、埋深及设计安全系数等技术参数基本一致,线路档距、电杆接地电阻也基本一致。因此,10kV电杆可直接作为20kV电杆使用。

(2)架空线、金具、绝缘子等相关设备。

因不涉及绝缘、耐压等问题,只要线路载流量满足要求,10kV架空裸导线可以直接用在20kV系统中。

根据表3,20kV绝缘导线的屏蔽层比10kV约厚0.1～0.2mm,绝缘层厚1.9～3mm。10kV、20kV导线金具的技术参数则基本一致。由此可见,10kV绝缘导线须经耐压试验合格方能用于20kV系统。10kV与20kV导线金具的安全系数一致,10kV导线金具在校验合格后可直接用于20kV系统,也可根据实际情况进行更换。

根据表4,10kV、20kV针式、悬式绝缘子的爬距基本在一个范围内,而20kV柱式绝缘子的爬距比10kV约大220～230mm。由此可见10kV绝缘子须经校验、调整爬距并经耐压试验合格后方可用于20kV系统。

(3)导线水平、垂直间距要求。

根据表5,线路同杆多回路交叉时,20kV之间的垂直间距比10kV之间的垂直间距大0.2m。根据表6、表7,20kV对地垂直距离参数相同,而对建筑物、树木的距离要求比10kV略大0.5～1m。由此可见,10kV线路升压改造至20kV时适当调整横担间距即可满足运行要求。

1.2 电缆

根据表8,10kV电缆的最高运行电压值、工频耐压值比20kV电缆分别低6.5kV、8.5kV,其绝缘厚度相差0.5mm。由此可见,10kV电缆须经耐压试验检验合格后方可用于20kV系统[4]。

1.3 结论

综上,10kV架空线路、电缆升压至20kV电压等级在技术上是可行的。其中架空线需要对绝缘导线的耐压水平进行试验,并对金具、绝缘子等附属设备进行改造后方可用于20kV系统;10kV电缆须经相关耐压试验检测合格后方可用于20kV系统。

2 10kV线路升压改造至20kV的应用实例

为验证10kV线路升压改造至20kV的可行性,选取南京某工业园区内的一条10kV线路做升压试验[5][6]。

2.1 线路基本情况

选定升压的一段10kV线路投运时间为2004年9月,总长度为1444km,其中架空线556km(JKLYJ-150导线200m、LGJ-150导线356m),电缆888km(型号为YJV22-3X 400)。线路上有柱上开关1台,10kV杆上变压器3台(容量分别为100、200、315kVA),10kV箱式变压器2台(容量均为315kVA),高压分支箱1台。

2.2 升压主要技术方案

(1)首先对该段线路上的电力设备进行常规检查,确定设备运行状况良好,无明显缺陷。

(2)升压期间该段线路所供负荷(约1245kVA)改由附近10kV线路供电,新建10kVLGJ-150架空线50m。升压期间临时负荷转移方案如图1所示。10kV线路升压改造方案如图2所示。

(3)校验架空线横担安全距离,将原横担间距适当调大至20kV电压等级距离要求。

(4)对绝缘子带电测零,结果显示绝缘子电压分布正常,设备状况良好。

(5)对绝缘子、横担做耐压实验,实验结果显示设备耐压水平满足20kV电压等级要求,但因之前缺乏升压运行经验,为确保安全可靠性,悬式绝缘瓷瓶在原来基础上增加了1片绝缘子。

(6)在合适的位置加设10/20kV升压变1台,容量为630kVA,采用△/Y型接线(中性点经20Ω电阻接地),在升压变两侧各装一组隔离开关,并各配脱扣式氧化锌避雷器一组。对升压变进行耐压、短路阻抗、变比、绝缘电阻、油色谱分析等试验,试验报告显示产品合格。

(7)从附近110/10kV变电站10kV出线间隔新出一段10kV电缆约50m,接人新设的10/20kV升压变。

(8)在升压变20kV侧新出20kV电缆约20m,与待升压的10kV电缆相接。

(9)对待升压的电缆做耐压(交流)、绝缘电阻、介质损耗等实验,实验结果显示电缆的耐压、绝缘电阻水平均满足20kV电压等级要求,但电缆三相介质损耗值与标准值有较小的偏差。经分析,不影响该段电缆的升压。

(10)将沿线10kV柱上开关、变压器更换为20kV并在线路上新加设2台20kV柱上开关。

(11)将电缆和改造后的线路直接接入升压变。联络变容量定为630kVA,参数由设计部门确认。

(12)在升压变20kV侧中性点安装零序TA,信号接至一次侧10kV出线开关保护,从而对20kV系统进行保护。

该升压线路改造于2008年3月投入运行,目前运行状况良好。

3 结束语

在10kV中压配电网面临发展瓶颈的关键时刻,南京地区提出了中压配电网推广应用20kV电压等级的战略规划,尽可能地利用现有10kV配电网资产,避免大规模更换带来的投资浪费。

参考文献

[1]Graham W.Ault,Coin E.T.Foote,James R.McDonald. Distribution system Planning in Focus.IEEE Power Engineering Review,2002,01:60-63

[2]孙西骅,郝兴国.关于简化配电电压等级推行20kV配电的建议[J].电网技术,1994,6(18):53-54

[3]徐博文.关于20kV电压等级的应用问题.电网技术, 1995,19(4)

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

[5]姜祥生,汪洪业,姚国平.苏州工业园区20kV电压等级的实践.供用电,2002,19(6):9-11

20kV 篇8

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.