10kV配电网电力技术

10kV配电网电力技术（共12篇）

10kV配电网电力技术 篇1

0 引言

电力系统由发电、输电和配电三部分组成。配电网是电力系统的三大构成之一, 关系着电能分配的质量与应用成效。配电网电力工程技术对于电力工程质量有着很重要的作用。配网电力工程技术和配网系统可靠性有着和密切的联系, 配网电力工程技术水平高就能够提高配网电力工程的可靠性, 从而提高我国电力的整体质量和水平, 因此, 深入研究配网电力工程技术很有现实意义。

1 10k V配网工程施工技术问题

1) 由于经济发展较快, 原有的10k V配电网已经不能满足供电可靠性的要求。做好电网规划。通过规划使配网形成电源布局合理, 网络互供能力强, 电能质量有保证的一个合理优化的网络。对老配电线路的改造, 尤其是负荷集中、影响较大的重要旧线段, 若不能进行大规模线路更新, 应该采用双电源供电;

2) 电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用, 对于落雷较多的10k V线路, 可以采取多种技术措施来提高其抗雷击的能力;如采用瓷横担代替针式瓷瓶, 针式瓷瓶改用瓷横担后, 雷击次数会明显减少, 只不过瓷横担的机械性能差, 对于大档距、大导线线路不适用;

3) 在运行中, 设备的绝缘长期承受工作电压, 当绝缘件表面积污后, 只要表面污物达到一定的含盐量, 遇到潮湿的状况就容易引起闪络。污闪有时发生在一相, 也可能多相发生, 还可能多处同时发生。当出现污闪后, 容易引起单相接地, 此时其余两相电压将升高, 稳态时为相电压的倍, 暂态时情况下可达成2.5倍相电压。

2 10k V配电网电力工程技术准则

2.1 系统运行及倒闸操作

2.1.1系统运行

1) 值班人员应监视母线电压变化, 380V母线电压变化范围应为370V~410V之间, 经常超出规定范围时, 应调整变压器电压分接, 调整至极限仍经常超出规定范围时, 应上报;

2) 值班人员必须了解与本站有关的系统运行方式。操作与系统有关的开关、保护、自动装置时, 要严格按调度命令或本站《现场运行规程》执行;

3) 上级为同一系统的两个电源, 在10k V系统并列时, 必须做到:相位相同 (新设备投入运行, 如用二次核相时, 必须先用同一电源定相, 然后再进行核相) ;根据调度员的命令或经调度员同意;安装合环保护或其他自动装置。

2.2 倒闸操作

值班人员必须明确本站所有设备的调度划分, 凡属调度范围内的一切倒闸操作, 均应按调度命令进行, 操作完毕应立即向调度员回令。倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成。遥控操作、程序操作的设备应满足有关技术条件;双重调度的设备, 在一次工作中运行人员只接受一个调度单位的调度命令;倒闸操作任务涉及到多个调度单位的调度权限时, 运行人员应分别接受多个调度的命令, 如调度明确由一个调度单位统一下令时亦可执行操作;配电室自行调度的设备或与用户订有停发电联系制度的倒闸操作, 应按有关制度规定执行。

2.3 变压器保护

630k VA及以上干式变压器应装设温度保护, 当过载或故障引起变压器绕组温度过高, 应发出报警信号并开启冷却风机;温度超过安全值时, 应跳闸。

2.4 自投装置及微机保护

装置在投入运行前, 由继电保护班将有关规定记入继电保护日志中, 并编入现场运行规程;自投装置投入运行时:先投交流电源, 后投直流电源;先投合闸压板, 后投掉闸压板。停用时相反;由于系统方式改变或保护装置本身的缺陷, 影响自投装置长期停用, 应将原因详细记录在运行日志中, 并报上级;与自投装置有关的或所内变压器停用或熔断器熔断时, 自投装置应停用, P.T和所内变压器的低电压启动接点如串联使用, 在停其中一组P.T或所内变压器, 值班人员应熟悉防误闭锁装置的性能并掌握操作方法, 正确执行操作程序, 有关规定应列入现场运行规程。

2.5 一次设备运行、异常和事故处理

1) 根据继电保护日志的记录, 正确投入各种保护;

2) 改动变压器无载分头后, 应测量线圈导通, 确认合格后再投入运行。备用变压器分头应同时改变。变压器在过负荷情况下, 不许调压 (或按厂家规定执行) 。切换无载调压变压器的分接开关应在变压器停电后进行, 且需在变压器各侧装设接地线后, 方可进行切换。油浸式变压器切换前, 先打开分接开关的盖罩, 提起定位销子, 再搬动分接开关的把手, 并将把手旋转到所需的分接位置, 然后放下定位销子;干式变压器根据分头位置图切换连接片位置, 在确定切换的连接片接触良好, 测量线圈导通后, 方可将变压器投入运行;

3) 干式变压器应接超温跳闸, 超温跳闸的温度可按变压器厂家说明书的要求;

4) 变压器并列运行应符合下列条件:接线组别相同;电压比相等 (允许误差土0.5%) ;短路电压相等 (误差不大于10%) 。电压比和短路电压不同时, 在任何一台都不会过负荷的情况下, 经本公司总工程师同意, 可以并列运行。

5) 变压器应编号, 标志清楚、明显。

2.6 二次设备运行异常和事故处理

1) 检查直流母线电压是否正常, 母线电压的变化范围应控制在额定电压的±5%范围内, 正常浮充运行时, 在满足蓄电池浮充电压的基础上, 允许略高于额定值, 但不得高于母线额定电压的10%, 对采用电磁机构作为负荷的合闸母线, 允许到115%。对新设计的站, 如果负荷情况允许, 在其它非正常浮充运行方式下, 控制母线和合闸母线电压的变化范围应控制在85%~110%;

2) 整流装置电源不应少于两个交流电源;

3) 蓄电池正常情况下应进行浮充, 每三个月应进行一次均衡充电;具备微机控制功能的充电装置按所整定的时间, 控制充电装置自动进行均衡充电;

4) 每次巡视时应对蓄电池进行普测。两次巡视间隔小于30天时可不再次进行普测;

5) 直流系统不允许在存在接地的情况下长期运行;

6) 浮充运行的蓄电池电压应保持厂家规定值, 无厂家说明书时, 按以下值进行控制:阀控式密封铅酸蓄电池:2.23±0.02V (13.44V-13.68V) 高倍率镉镍蓄电池GNG系列:1.36~1.40V GNY圆柱型镉镍蓄电池:1.36~1.40V;

7) 运行前检查

进行充电设备各种功能的传动试验, 过压、欠压、断相、过流保护、自动状态转换功能等;对绝缘监察进行传动试验, 如果系统采用微机接地自动检测装置, 验收时必须对各路的定值进行校验, 装置必须具有排除对地电容的能力;直流屏的各种表计和开关、熔断器等应具有相应的名称和标识, 字迹清楚、标识完整;检查蓄电池外表应无裂痕, 各种连接端子应无松动, 并普测蓄电池的端电压;检查初充电的记录, 并做好保存;施工中使用过的蓄电池, 投运前应重新进行一次充放电;蓄电池应有编号, 正负极连接应正确, 并有明显标志。

参考文献

[1]刘燕歌.提高配电网供电可靠性的措施分析[J].黑龙江科技信息, 2011 (22) .

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要提高配电网的可靠性，就需要采取一系列的有效措施加强这方面的管理工作，形成一个行之有效的管理体制。首先，要建立一个专门的10kV配电线路运行维护管理机构，全面负责这方面的管理工作，并辅以细致的、可靠的管理制度，把责任细化到具体的个人，与此同时，还要定期组织召开会议商讨，对阶段性的可靠性管理工作进行反思和总结，根据执行的实际状况制定新的计划和安排；其次，加强用人的选择和管理，选择符合岗位要求的员工，重视日常的技能培训，各个部门之间的协调配合性不断加强，对配电的管理、停电的管理、电网的改造等工作环节形成有效的沟通和配合，确保各个环节工作的顺利开展。

3.2保证施工技术管理的科学合理

从实际的10kV电力工程外网配套的施工来看，它的施工涉及到众多的影响因素，对于各种技术的要求各有差别，需要在技术管理上有足够的重视和对策。首先，有压让无压，这一方面主要是针对于排水来说的，其一般是无压力靠重力来实现排水的，会对排水的坡度大小有一定的要求，其他的管网就必须让道先让其通过；其次，内外深浅的原则，就是先内后外、先深后浅，众多的管线埋设在地下，各个管线由于使用功能和技术要求的规范不同，各自的排列顺序和敷设的深度也是不一样的，基于对建筑物的影响程度，最佳的施工顺序就是先进行距离建筑物较近的管线施工、深度要求较高的施工，尽可能地把造成的影响和破坏降到最低。

3.3提高外网管线勘察设计工作的科学性

外网管线的规划设计工作一般是包含单项设计和规划设计两部分内容的，其中外管网配套的施工需要严格地遵循两个原则，即“按位”和“按线”。我们从大量的实际施工中可以总结出外网管线勘察设计工作主要涉及到以下内容：第一，施工建设单位要依据于施工的具体环境，采取一系列行之有效的措施来进一步提高管网规划设计工作的科学性和合理性，常见的做法有：要对住宅小区的设计要求和功能区域有充分的了解掌握；结合城市各个功能区的分布，对市政管线的具体分布状况以及改造计划有一个详细的、明确的了解；对管网的施工现场给予详细的勘察分析，在此基础上掌握施工现场管线的分布情况以及影响因素，进而明确管线的分布状况和特点。第二，由于这一施工过程包含的施工项目较多，涉及到诸多的领域，在进行施工时还需要综合地对这些施工项目进行科学合理的分布规划，确保不会出现冲突问题。热力、自来水、燃气、排水以及电力等的专项设计的单项管网设计工作都需要满足外网规划设计的相关要求，确保施工过程的合理化，其中单项管网的设计工作必须要综合考虑到管网的规划设计以及所属专业的技术要求等的问题，要对可能出现的问题有事前预测，并采取有效的防范措施，尽可能地把风险带来的不利影响降为最低。第三，等到单项设计工作完成之后，还需要对管线进行重新的综合规划，同时结合施工工程的施工现场实际状况，把握各个方面的项目要素，各类管线的管径大小、数量多少、线路距离，各类化粪池以及各种管井和箱变等的位置根据不同的管线类型进行预放线和预摆放，在这一过程中，可以结合实际存在的问题状况对施工工程的勘察设计工作进行相应的调整，减少其与规定的标准出入，尽可能确保其和施工的实际需要相符合。

3.4施工组织模式的统一有序

要从施工的总体出发，形成统一的指挥调度，由施工总监理负责人进行施工现场的统一协调规划，站在施工的全过程角度之上确定合理有序的施工组织方案，确保各个环节的有效衔接，可以对可能出现的安全隐患有事前的防范措施。除此之外，还要编制一套符合施工工程实际状况和施工要求的施工组织方案，在此基础上对施工工程的施工顺序进行明确管理，同时就工程可能存在的潜在风险制定相应的预防应急方案，防范于未然。对于施工工程的队伍组织来说，在进行施工作业时要严格地按照施工的组织纪律开展工作，遵守施工的各项规章制度，特别是关键细节点的施工上更要如此，这样可以大大减少不必要的施工问题，绝对不能出现任何随意更改工程的施工方案或者是不服从监理部门协调指挥的行为，不能存在有较大的主观性，要立足于施工工程的实际来思考问题，对于违反规定的人员要进行严厉的处罚，以起到警示的作用，杜绝此类事件的再次发生，从而保证施工的顺利开展。

4结语

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关键词：10 kV配电网线路;变配电安装技术;措施;运行效果;变压器

中图分类号：TM64    文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）26-0110-02

当前人们生产生活中对于电力的应用程度较高，对于电力的要求也在逐渐的提升。保证电力运行安全，提高供电质量，是电力运行过程中的重要工作目标。10 kV配电网线路在日常的使用当中，直接面向众多客户，为人们提供了最为直接的服务。10 kV配电网线路变配电安装技术，能够有效保护电力，保障电力运行安全，是电力系统良好运行的重要基础，对于人们正常使用电力进行生产生活具有重要意义。想要保证10 kV配电网络的运行安全，需要有效安装10 kV配电网线路变配电技术。

1  变压器的安装

变压器是10 kV配电网线路中的重要设备，对于配电网线路的正常运行具有十分重要的意义，它的安装将会直接影响到10 kV配电网线路的实际使用效果。根据变压器的容量选择不同的安装方法，在进行具体安装的过程中，需要先进行分析，针对一些容量较小的可以进行整体安装，而如果是容量较大的变压器则需要进行相应的解体，将其置于施工现场之后再重新安装。

1.1 变压器的运输

在对变压器进行安装时，需要注意到一定的问题，主要是变压器的搬运。在搬运变压器时，需要将对搬运路径进行全面了解，并对运输车厢进行处理。

搬运变压器的过程中，需要对变压器进行起吊，在起吊时，需要对变压器的油箱顶部进行控制，用绳索套住油箱壁的吊耳，在将其吊起来一部分之后，还需要暂停一会，确定不会有损害情况发生之后，在继续进行起吊工作。在运输车厢之中设立相应的枕木，并用绳索进行固定，从而能够有效避免颠簸。控制车速，减少变压器的滑动情况[1]。

1.2  具体的安装措施

变压器的安装需要遵循一定的顺序，严格按照相关的程序和标准进行。明确变压器各个设备的安装位置，将变压器的入室方向进行确定，将三步塔和吊链，设置出良好的临时轨道，并在吊链的作用下，将变压器推送到当前的变压室内，进行下一步的具体操作。

在室内进行变压器的调度是较为困难的，因而需要事先确定好具体的安装位置，按照安装图纸进行变压器的推进，变压器和墙体的距离。变压器的推进需要按照一定的顺序，宽面推进保证低压侧在外，而窄面推进时则需要油枕侧朝外。选择合适的地下材料，是有效减少地线被腐蚀问题发生的良好前提。变压器的顶部施工，需要使用梯子，当安装工作完成之后，还需要进行相应的调试工作，主要是针对变压器的引线、接地线、油浸变压器和变压器油系统的油门进行全面检查，保证这些部位都能够正常运行。变压器的安装图，如图1所示。

2  配电柜的安装

在10 kV配电网线路系统中发挥重要作用的另一设备就是配电柜。配电柜按照规格进行区分，通常有高压配电柜和低压配电柜两种，高压配电柜是实际运用过程中的常用设备，能够有效的接收和分配电能。配电柜的安装措施主要有以下方面。

2.1  基础型钢的埋设

配电柜在进行整体安装工作之前，需要进行一定的准备工作，主要是埋设基础型钢。确定型钢中心线，是埋设型钢的核心工作之一。明确型钢中心线之后，按照设计图纸的要求进行安装。设计图纸中对基础型钢的埋设有详细规定，按照标准进行安装，能够保证安装的高度符合要求，同时还能够继续进行下一步的标记工作，并且做好固定施工[2]。

2.2  配电柜的搬运和检测

与变压器相似，配电柜同样需要进行搬运，在搬运配电柜的过程中，需要选择一个良好的天气，避免在阴雨天进行搬运施工，这样能够有效避免配电柜遭到潮湿等问题的影响。同时因为配电柜的中心部位较高，在进行搬运的过程中，一定要秉承着平稳的原则。

如果运输条件较为简陋，可以对一些重要且易受损害的部件进行拆卸，单独进行装运。配电柜运输到现场之后，还需要进行检查，主要针对配电柜的型号和规格。配电柜的附属设施和文件都需要保持良好的完整性[3]。

2.3  安装过程中的具体步骤

配电柜在进行安装之前，需保证型钢混凝土的浇筑工作已经完成。配电柜的安装需要按照图纸要求进行，针对其中出现的和实际状况不一致的问题，要及时进行对照，找到合适的解决办法。

将第一个配电柜的位置作为标准，进行后续的安装，如果后期配电柜的安装位置不够合适，可以进行相应的微调，直到达到整齐排列、均匀适中的效果。配电柜需要使用螺栓进行固定，如果现场环境不适合使用螺栓的时候，则采用焊接的方法[4]。

3  附属设备的安装

10 kV配电网线路变配电安装技术涉及到多个机械设备的安装，除却变压器和配电柜等基础设施以外，还有一些附属设备的安装需要给予充分重视。

10 kV配电网线路的安装中，主要的附属设备主要包括吸湿器、接地装置、避雷以及一些导线。接地装置在配电网线路的安装中需要引起注意，重点是需要保证底线系统、配电网的外壳、变压器的低压侧接地电以及高压侧的避雷装置之间进行有效的连接，从而有效保证10 kV配电网线路设备的正常安装。

吸湿器能够有效过滤空气，为变压器的储油柜之中提供大量的控制，在进行吸湿器的安装时，需要使用橡胶垫，但是在实际的运作过程中，则需要将橡胶垫进行去除[5]。避雷装置是保证配电网线路顺利发挥功能的重要措施，能够将变压器遭受雷击的概率进行有效降低，需严格按照相关规范进行安装。

避雷装置的安装，需要保证在进行低落保险之后，同时还需要使用和变压器同步投切的方法。导线在进行安装的时候，接线柱通常使用的都是铝制和铜制的螺杆螺帽，因而铜铝相接的情况容易发生，由此在安装过程中，需要避免螺杆和螺母直接相连的情况发生。过渡板和铜铝线夹在进行导线安装时也能够发挥良好的作用[6]。

4  结  语

10 kV配电网线路变配电安装技术在实际应用当中，主要包括变压器的安装、配电柜的安装以及一些其他附属设备的安装。变压器和配电柜在进行安装的过程中，需要将搬运工作做好，保证这两项重要设备在进行安装之前具有良好的完整性。

配电网线路在日常的生产生活中占据重要地位，对人们的日常生活具有十分重要的影响，保证10 kV配电网线路变配电安装技术的安装效果，能够有效促进该项技术充分发挥良好作用。

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

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[3] 黄爱华.10kV配电网线路变配电安装技术探讨[J].技术与市场，2013

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[4] 肖红波.10kv配电网线路变配电安装技术[J].科技创业家，2013（9）：115

[5] 李东伦.10kV配电网线路变配电安装技术和实践问题探索[J].通讯世   界，2014（1）：109-110

[6] 许平.论变配电安装技术在10kV配电网线路中的运用[J].通讯世界，

10kV配电网电力技术 篇4

关键词：10kv,配电网,配电柜,变压器

变压器和配电柜是10 k V配电网线路中的重要设备, 采取正确的方法安装变压器和配电柜, 对提高设备的使用寿命和保证配电网的供电质量具有十分重要的意义, 应引起配电安装技术人员的重视。

1 10 k V配电网线路变配电安装技术

1.1 配电柜安装技术

1.1.1 埋设基础型钢

在埋设基础型钢的过程中, 应先根据施工图纸确定型钢安装的位置和高度, 然后确定型钢的中心线, 做好安装标记。做好安装标记后, 将基础型钢吊运至标注好的位置, 并调整到水平位置后进行固定。在固定的过程中, 应在基础型钢的底部铺垫一些钢筋, 将基础型钢和钢筋牢固地焊接在一起。在焊接牢固后浇筑混凝土, 这样可以有效地避免由于压力过大或其他原因造成的基础型钢下沉。

1.1.2 搬运配电柜

在搬运配电柜时, 尽量避开下雨天气, 防止设备被雨淋。在搬运配电柜之前, 应采取一定的措施固定配电柜, 这样可以防止由于配电柜设备中心不平衡导致的倾倒。如果有特殊要求, 可以采用分拆运输的方式, 在搬运的过程中尽可能避免配电柜设备的损坏。

1.1.3 检测配电柜

配电柜被运送至安装现场后, 应该有专业的技术人员对其进行开箱检测。检测的内容包括配电柜的型号、规格是否符合设计规定, 配电柜是否有损坏。如果发现配电柜有损坏应及时处理, 以免在之后的运行过程中造成不必要的安全事故。此外, 在检测配电柜时, 应小心谨慎, 防止人为原因对设备造成损坏。

1.1.4 安装配电柜

基础型钢上浇筑的混凝土凝固后开始安装配电柜。在安装过程中应根据设计图纸进行安装, 在不妨碍其他设备安装的前提下, 将配电柜放置在相应的位置, 然后进行微调, 保证所有配电柜的间距均匀、适中, 排列整齐。之后根据相关规定进行固定。配电柜的固定通常需要采用螺栓, 如果遇到特殊状况, 也可以采用电焊的方式进行固定。在焊接过程中, 应该保证每个配电柜至少要焊接四处, 且焊缝位于配电柜的内侧。应该注意的是, 自动装置盘、机电保护盘和主控柜不能采用焊接的方式进行固定。

1.2 变压器安装技术

变压器是10 k V配电网线中的重要组成部分之一。变压器的安装技术对整个配电网的运行十分重要, 也是10 k V配电网线路变配电安装技术的主要研究对象之一。

1.2.1 安装前的检查

在安装变压器之前, 应该由专业的技术人员对图纸资料中的各项内容进行研究, 在了解了相关的施工方法和技术指标后, 才能进行安装, 这样便于做好技术交底工作。在安装变压器设备之前, 应该认真检查变压器设备是否有生产许可证、产品合格证书、检验报告等, 必要时也应对变压器内的各种绝缘构件进行检查。如果发现有裂纹、缺陷、缺损等问题, 则立刻停止安装。在检查变压器油箱时, 应该采用合理的检查方法, 检查变压器的油路是否畅通, 变压器的油箱是否存在渗油、漏油的问题。同时, 还应该认真检查变压器设备的所有螺栓是否加固良好, 尽可能避免因变压器在运行的过程中出现松动而造成安全事故。

1.2.2 变压器的搬运

在搬运变压器时, 应该注意以下几方面: (1) 在搬运变压器之前, 应该设计好搬运路线, 必要时采取一定的应急措施, 防止突发状况的发生。 (2) 在起吊变压器装置时, 为了保证设备能够平衡起吊, 应该把绳索套在变压器设备的吊耳上, 避免偏移。 (3) 变压器设备起吊至一定高度后暂时停止, 由专业的技术人员对起吊状态进行检查, 确认准确无误后再继续起吊。 (4) 将变压器吊运至车辆上时, 应该选择容量较大的车辆。为了防止在运输过程中由于车辆颠簸造成的设备损坏, 应该用绳索对变压器设备进行固定。 (5) 在运输过程中, 车辆尽量避免剧烈的冲击, 保持匀速行驶, 保证设备的安全。 (6) 进行二次搬运时, 应该与电工配合, 注意控制好变压器的受力点, 保证其符合相关的规定。

1.2.3 变压器的安装

安装变压器, 应该注意以下几方面: (1) 安装设备之前, 应该先检查变压器设备是否存在损坏, 然后选择合适的方向进行变压器设备的入位。 (2) 确定好变压器的进入方向后, 选择正确的安装工具, 用吊链将变压器设备吊运至合适的安装位置。 (3) 变压器入位时, 应该注意两条轨道之间的距离。比如对部分拥有气体继电器的变压器, 应该根据变压器的气流方向, 控制变压器的高度, 这样能够有效降低变压器发生故障的概率。 (4) 通常情况下, 应该将变压器尺寸安装的距离误差控制在2.5 cm左右。如果安装图纸没有特殊的规定和说明, 变压器的安装距离应该控制在80 cm以上, 两个同门之间的距离通常应控制在1 m左右。

1.2.4 变压器的检测

在安装完成之后, 为了保证变压器能够正常运行, 应该对其进行检测。在检测变压器时, 应该检测变压器运行保护装置的安装状况、事故排油装置的安装状况、消防设备的安装状况和引线的安装位置。此外, 在变压器正式使用之前, 应该对其进行4~6次的全压冲击合闸试验, 经检测正常后, 才能将变压器投入运行。

2 10 k V配电网线路变配电安装注意事项

在10 k V配电网线路变配电安装的过程中, 应该注意以下几个方面: (1) 做好接地工作。安装接地装置是保证变压器和配电柜的必要措施, 接地装置高压侧避雷装置接地点、低压侧接地点、配电柜的外壳都应该和地线系统进行连接。 (2) 安装吸湿器。吸湿器是保证变压器正常运行的重要装置, 其作用是进行呼吸和过滤, 为变压器的储油柜提供优质的空气。在安装吸湿器时, 应在变压器使用前将密封垫拆下, 保证吸湿器能够正常工作。 (3) 安装避雷装置。避雷设备能够有效降低变压器和配电柜被雷、电击中的概率, 是保证10 k V配电网正常运行的重要装置。避雷器应该安装在跌落保险之后, 且与变压器保持同步投切的方式, 不能把避雷器安装在跌落保险之前。

3 结束语

1 0 k V配电网线路变配电设备的安装是一项系统性非常强的工作, 因此, 在安装过程中, 各环节工作人员应该各司其职, 严格按照规定安装变配电设备, 保证10 k V配电网的安全运行。

参考文献

[1]罗庆想.浅谈10 kV配电网变配电设备安装技术[J].商品与质量·建筑与发展, 2013 (11) :629.

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[3]肖红波.10 kV配电网线路变配电安装技术[J].科技创业家, 2013 (17) :115.

10kV配电网电力技术 篇5

摘 要：供电系统起着可靠传输、分配电能的重要作用。配电网的供电可靠性，不仅是用户的需求，也是供电企业自身发展的需要。文章总结了影响10kV配电网供电可靠性的主要因素，分析了改善的技术措施，提出了改善配网供电的技术措施和管理办法。

关键词：10kV配电网；供电；可靠性；检修

供电系统的核心任务就是输送稳定可靠的电能满足人民群众生活、生产使用。作为整个电力输送系统中的重要组成部分，10kV系统承担着举足轻重的作用。配电系统可靠性，就是指直接向用户供给电能和分配电能的配电系统本身及其对用户供电能力的可靠性，供电可靠性就是对用户负责。影响配电网供电可靠性的主要因素有：线路故障率、故障修复时间、作业停运率、作业停运时间、用户密度及分布等。在市场经济条件下，提高供电可靠性，是电力企业发展的需要，也是市场经济发展的必然要求。提高供电可靠性，是电力企业的一项重要的生产技术工作和综合性很强的管理工作。供电可靠性的内涵

供电可靠性是考核供电系统电能质量的重要指标，反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，已经成为衡量一个国家经济发达程度的标准之一。供电可靠性的高低不仅直接关系到供电企业的经济效益，更代表着供电企业的服务水平。所以电力企业加强供电可靠性管理的到位与否、供电可靠性的高低，是衡量企业内部管理水平高低的重要标准。

供电系统用户供电可靠性统计评价指标，按不同电压等级分别计算，并分为主要指标和参考指标两类。供电可靠性是采用用户供电可靠率进行考核，即是在统计时间内对用户的有效供电时间的总小时数与统计期间的小时数比值。其中：统计期间时间是指处于统计时段内的日历小时数。

提高供电可靠性就是尽量缩短用户平均停电时间，它与发、供电和线路可靠性、电网结构和变电站主接线可靠性，继电保护及安全自动装置配置、电力系统备用容量和运行方式等密切相关。供电可靠性的因素分析

2.1 故障停电

（1）放电（瓷瓶等）。在配电线路上常会配有瓷瓶部件，这个部件长时间的裸露在环境外面，所以经常会受到空气、雨水的破坏和侵蚀，所以长时间下瓷瓶会出现质量上的损坏，降低了绝缘能力，一旦发生阴雨天气，就会产生放电、闪络的情况。（2）线路非全相运行。由于线路中的某一项部件出现超负荷现状，或者三相开关中有没有闭合的，会造成断线的情况出现，从而造成线路的一个缺相运行。（3）断线。由于环境气候的不可控制或者是施工时的不恰当，使得我们的线路长时间的负荷和接触外界环境而造成的断线现象。（4）倒杆。这一方面我们经常也会看见，由于大风大雨、交通事故等相关因素的出现，我们的电线杆经常会倾斜、倒地。（5）植物生长。由于植物的生长得不到及时的砍伐，使得植物枝杈接触到了电线，造成与导线安全距离的消失，使得线路接地功能的缺失，造成线路闭合跳闸。（6）接地。由于倒杆、断线的出现，从而造成了导线掉落到地面、树枝上，而造成接地现象的出现。（7）开关故障。在电力系统中存在着一个油开关，当这个油开关工作时，由于操作的不当，造成合不上和分不开闸，从而产生开关的故障。（8）熔断器。由于人员施工不恰当或者设备质量本身的问题，使得在供电之中，由于负荷电力太大或者因为接触不好，而造成了烧毁接点的出现。（9）变压器故障。作为配网设备的常用设备，变压器起着重要作用，其中油浸式变压器容易漏油，引起故障，直接导致停电。

2.2 非故障停电

如设备的例行检修，这个因素是不可避免的，对于设备的检修计划，是提高配电网供电可靠性的重要依据，在施工之前，都会先对设备进行一个例行检查，对于停电面积大和工作量大的项目和设备，我们应该采取临时供电的方案。

2.3 人员因素

人员操作不当、过失都会影响配电网的供电可靠性。人员因素主要也分为两个部分：第一，由于外部人员对于供电部门的线路电缆或者是电线杆的破坏，造成了配电网供电可靠性的影响；第二，是由内部人员的具体操作不当，或者是维修设备时引发了一些意外，从而影响了配电网的供电可靠性。改进供电可靠性的措施

由于我国历史的原因，造成了我国许多地方出现了配电网的网络结构不统一，无法达到国家要求的标准。一旦系统受到故障的影响时，我们不能够立刻及时的处理故障，保持系统的运作正常，从而影响了整个电力系统的供电能力，对于供电用户来说造成了很大的影响。

国家对于配电网结构的最低要求，是在发生故障时，我们能够采取相关措施，及时的处理好故障，保证系统的稳定性。但是要想大力发展供电的可靠性，重点就应放在配电网的网络结构上，在对网络结构改造的基础上，提高线路的绝缘效果，增加分段开关和电源点，减少故障的发生率，实现整个配电网的网络结构循环。虽然我们现在正进行着网络结构的改变，但是由于我们历史的原因，在短时间内，完成一个庞大的工程不现实。所以，应该在现有的基础之上，一方面采取一系列实际可行的技术措施来降低故障率，另一方面加快配电网的网络结构，进行构架的增强补缺，这样才能防止由于用电量过大而造成的事故扩大。提高供电可靠性的有效保证

4.1 加强配电网的网络构造

通过对于变电站直接的联络加强，实行更换导线和分段控制，从而提高供电能力，实现由于中途停电而造成的配电网可靠性的影响抑制。

4.2 增建扩建补强配电架构，优化配电网络

10kV开关站是分合环网线路，为10kV用户提供可靠电源的主要配电网设施。在环网开闭所中普遍使用真空断路器和SF6断路器，既解决了系统容量大问题，又可延长了检修周期，提高了供电可靠性，并在开关站建设时，预留了自动化设备的安置场地，为实现配网自动化作好准备。

4.3 加强配电网络保护自动化工作，合理配置继电保护装置

包括高低压用电设备熔丝保护及保护速整定值，实现将故障区段隔离，诊断及恢复网络的过负荷监测，实时调整和变更电网运行方式和负荷的转移等来减少停电频率。

4.4 改革检修制度

对于设备的检修计划，是提高配电网供电可靠性的重要依据，在施工之前，都会先对设备进行一个例行检查，这也是影响用户断电的重要因素。因此，我们有必要对这一制度进行科学管理的规划，对于停电面积大和工作量大的项目和设备，应该采取临时供电的方案。在对设备进行检查时，我们应该让人员提前到场就位，做好各项准备的工作，等候设备停电时，立刻协调各部门进行检查、维护，尽快恢复用电。虽然说，检修部分是不可避免的影响因素，但是我们可以通过科学的管理方法，来尽量的减少这方面的影响。比如，每对于单一的计划检修变成根据具体的设备实际情况来做出相应的变化尝试，这应该说是一种由传统向科学的管理方法的转变。

参考文献

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关键词：10 kV配电网；工程施工；管理建议

中图分类号：F426.6 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0105-02

1 工程管理的意义

10 kV配电网是关系到我国经济建设的重要工程，也是我国加大电网建设力度的重要内容。但是由于其工程性质特殊，在施工过程中，涉及到许多的专业技术，因此，为了提高工程质量，就必须重视施工技术的合理应用。工程管理包括很多方面的内容，对工程的进度和质量产生的影响都是十分深远的，因此，要确保工程质量达标，确保电力供应的平稳和安全，就必须不断完善施工管理的各项措施。

2 10 kV配电网工程概述

2.1 10 kV配电网组成部分及功能

10 kV配电网属于我国电网的基础构成，也就是通常所说的中压配电网。10 kV配电网主要包括架空线路和变压器、电缆等几个部分，每个构件对于配电网功能的正常发挥都会产生影响。10 kV配电网的主要功能是电能分配，对正常供电具有十分重要的意义。

2.2 10 kV配电网施工

10 kV配电网工程的施工质量对于电网正常功能的发挥有着深刻的影响，因此，在施工过程中，必须重视线路和结构的优化设计，保障电网的质量。网架建设的过程中，首先必须进行合理设计，健全支撑体系。

在进行10 kV配电网建设的时候，施工过程比较复杂，以下几个环节需要格外重视：柱开关最好选择无油化类型，确保开关的安全性和可靠性，其安装位置应在杆上离地距离足够远的部分，这就导致施工难度的加大，在排除故障的时候，还会对正常供电产生影响；配网设备的选用原则是在尽量延长电网使用期限的基础上，兼顾节能性；确保设备的质量，尽量减低检修和维护的工作量；将配电网的建设方式作为依据，合理选择相关设备，尽量降低故障发生几率。

2.3 重视施工人员的安全教育

另外，为了保障施工安全，就必须重视施工人员的安全教育。同时，在建设的过程中，必须重视配网设备和开关的状态，确保安全操作。在项目建设中，必须对于可能对供电质量产生影响的各方面因素进行综合的科学分析，特别是对于线路和功率有着重要影响的因素，一定要重视分析和应对。总的来讲，就是在施工过程中重视降低风险，确保施工质量和安全。

3 影响10 kV配电网施工的因素

3.1 施工材料

施工材料是影响工程质量的重要决定性因素，也是进行施工作业的最基本的物质基础，理应得到施工单位的足够重视。但是在现实中，施工材料质量有问题影响工程质量的情况是十分常见的，对电网安全构成了严重威胁。所以，为防止这种情况的出现，在施工过程中，必须重视施工材料的严格把关，严厉禁止在工程中使用不合格材料。在施工中必须重视材料质量验收，确保使用材料不存在安全隐患。其次，对于施工过程中需要的临时材料，也不能忽视质量管理。同时，为了保障施工进度，就必须确保所需材料的充足供应。另外，为了降低成本，提高工程效益，就必须重视资源的有效利用，避免过于浪费，材料用量必须进行严格的控制，既要保障工程质量，也要兼顾资源的合理利用。

3.2 人为因素

施工人员是施工质量的重要决定因素之一，为数不少的意外事故发生都是由于人为因素导致的，施工过程中必须重视加强人为因素的合理控制，加强人员管理和培训，采用有效的监督和激励措施，提高施工人员的安全意识和职责意识，自觉规范操作行为。

3.3 设备和环境因素

施工设备对于工程建设的效率和质量有着十分重要的影响，在施工的过程中必须引起重视。由于10 kV配电网工程性质较为特殊，在施工中必须重视机械设备的合理选用，同时保证施工操作人员具有熟练的操作技能，另外，还要重视设备的养护和检修。其次，对于影响施工的环境要素，应依据工程的实际情况，提前做好防护措施，避免发生安全事故。

4 10 kV配电网工程施工管理要点

4.1 重视工程招投标监管

由于10 kV配电网工程项目对于国民经济的发展具有十分重要的影响意义，因此，项目开始施工之前，必须依据相关的法律法规进行规范的招投标。为了防止违法行为，提高工程招标的规范性，就必须由审查人员对于招标的过程实行严格的监督。对于参与招标的单位，必须确保其具有法定资质和施工建设的实际能力。

4.2 加强合同管理

10 kV配电网工程在经过招标环节之后，应由建设单位和最终确定单位签订有效合同。合同的签订必须忠实于招标结果，内容和形式必须符合法律规定，具有法律效力。同时，必须指定相关的设计和监理单位，明确施工规划，合同中必须对于工程责任进行合理划分。监理单位必须充分认识自身的职责和发挥的重要作用，在施工的过程中，做好质量监管。

最终签订的合同金额必须保持与中标文件的一致性，依据合同中的责任划分，明确施工管理责任，各个管理部门要充分发挥自身职责，落实各项管理工作，确保工程施工能够有序展开。施工方案的拟定不能违背项目合同规定，必须落实合同中的各项条款，确保10 kV配电网工程能够如期竣工，并保障工程质量。

4.3 树立质量意识

在施工过程中必须牢固树立质量意识。在保障施工质量达标的前提下，尽可能的降低工程花费，是施工单位提高工程效益的必然要求。因此，为了确保工程能够如期竣工，就必须重视进度管理，在施工的过程中，制定详细的项目规划。建设单位应充分发挥其重要功能，督促施工单位做好施工管理工作。

10 kV配电网施工管理中，安全管理是非常重要的内容。为了尽量防止意外事故的发生，必须确保严格按照施工图纸进行施工作业，只有在不得已的情况下，才能进行方案变动，但是必须经过监理和相关部门的批准。项目管理者应明确自身的重要责任，在施工过程中检查和抽查方式并举，确保施工过程严格按照要求标准进行。最后，在项目施工完毕时，必须进行工程验收，确保工程质量达到要求。

5 结 语

10 kV配电网工程对于我国经济和社会发展有着极其重要的影响，因此，必须重视工程质量的提高。在项目建设过程中，必须重视招投标过程的监管，以保障招标过程的有效性；在施工过程中，加强合同管理，有助于责任、义务的履行，确保施工过程的规范化；在施工过程中，始终坚持质量原则，树立牢固的质量和效率意识，有助于不断改进施工技术，保障电网的正常运行。

参考文献：

[1] 韦锦超.10 kV配电网工程项目质量管理与控制研究[J].中小企业管理与科技，2014，（35）.

10kV配电网电力技术 篇7

1 10k V配电网出现线损的主要原因

1.1 10k V配电网线路和电阻产生的线损

10k V配电网线路会有一定的功率消耗, 其计算公式为:△P=I2R, 电线接头处的接触电阻较一般线路电阻更大, 会损耗电量。

1.2 电力企业人员技术能力和管理漏洞对线损的影响

电力企业的部门繁多, 各个部门负责的项目也不尽相同, 各种技术人才的水平参差不齐。进行配电网络建设时, 计量设施测量各项数值是存在误差的。工作人员的工作态度不端正、操作方法不正确、电网装置有漏电状况、核算用电度数时计算错误等, 都会造成电力的不明消耗。

1.3 电力用户不法行为产生的配电网线损

一些电力用户存在着对10k V配电网私自改造和调整, 这些行为不但不符合国家相关法律和规范, 而且会对10k V配电网结构、功能和安全造成隐患, 导致10k V配电网线损的提升, 加重了电力运行的成本, 给电力企业带来沉重的负担。此外, 更有一些不良分子出现窃电行为, 这种行为隐蔽, 不宜被发觉, 给电力企业带来不明的损失, 而且容易形成重大的安全事故, 是电力网络管理中要予以高度关注的问题。

2 降低10k V配电网线损的技术措施

2.1 加速10k V配电网变压器的改造进程

应该根据10k V配电网覆盖地区的环境、气候特点调整变压器的工作方式。推行不同类型的节能型变压器应用, 降低10k V配电网的空载线损。可以使用先进的节能型变压器, 这对于传统变压器中短路消耗和空载消耗过大等问题, 都有突破性改善。

2.2 确保10k V配电网三相间电流的平衡和稳定

要把握10k V配电网设计环节, 同时对电网实际电流展开电流检测, 全面掌握三相电流的状况, 实现三相间电流的及时调整, 降低相间线损, 确保10k V配电网的稳定运行。在变电站中, 调度员发挥着重要的作用, 要使变压器能够“因地制宜”, 根据季节气候的变化以及负荷的大小来调整变压器的运行方式。负荷大则用容量大的变压器, 负荷小则用容量小的变压器, 而且变压器的负载率一般要维持在额定容量的70%左右。避免负荷过小或者过大造成固有线损, 使变压器经济合理运行。在配电过程中, 有些相电流比较小, 有些又超出额定电流, 三相负载的不平衡会威胁到变压器的安全运行, 影响供电的质量, 使线路损失更为严重。我们应该把降低三相负载的不平衡作为指标, 列入考核, 增加对其的重视度, 掌握好三相负载的不平衡情况并及时调整。

2.3 加强电力企业管理工作和技术工作

电力企业应以加强技术应用为中心, 强化管理方面的工作。在人员抄表、计量设施的调试上, 应加强责任制, 制定可行的规章制度及考核机制, 详细记录抄表日期、度数、区域等, 管理部门不定期核查抄表情况。各个部门人员应经过相关专业技能培训, 提高其责任心及业务水平, 减少操作过程中的失误, 降低在管理过程中出现人为的不明显线损。在线损管理上, 建立配电网络自动化管理平台, 在供电线路发生故障时, 及时判断和迅速排查。信息公开, 及时联络区域管理部门进行检修, 控制线损情况。供电企业是根据电量的计量表核算电费、收取电费的。因此, 要提高计量装置对电量核收的准确性, 这对降低线损也有着重要意义。

3 结语

当前10k V配电网在生产和生活中应用的范围和层次越来越广、越来越深, 是电力企业最为重要的电力网络。线路、电气、电阻等内部因素影响, 配电网工作人员素质、能力、管理和电力用户行为等外部因素制约, 会使10k V配电网线损增大, 严重影响10k V配电网的运行和电力企业的经济效益。电力企业应该从10k V配电网的设计和技术工作入手, 优化配电网线路、改造变压器、加强技术管理、做好线损相关宣传, 使10k V配电网线损降低, 更好地为用户提供高品质的电能资源, 进而提高电力企业的综合效益。

参考文献

[1]曹丽琼, 赵冬梅, 于东明.电力网理论线损计算方法及案例分析[J].中国电力教育, 2010, (S1) :21-23.

[2]饶敏敏, 饶贤斌.试论改善无功功率分布降低农网线损的技术措施[J].科技信息, 2008, (30) :2-4.

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[4]焦桐梅.刍议加强电网线损管理的诸项措施[J].黑龙江科技信息, 2008, (01) :16-18.

10kV配电网电力技术 篇8

随着我国经济与科学技术的发展, 社会对电力需求不断增加, 对电力供应的可靠性和质量也有了更高的要求。电力系统中, 输送有功功率和无功功率。据我国电力部门近年来的统计, 10 kV配电网的网损占60%左右, 因此, 在10 kV配电网中进行无功补偿, 降低网损有着重要意义。

1 无功补偿的原理

在电路中, 电感电流与电容电流方向相反, 相位相差180°, 把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接入同一电路, 使两者的电流相互抵消, 可使电流与电压相量之间的夹角缩小, 提高电能做功的能力, 这就是无功补偿的基本原理。电力系统中, 不但有功功率平衡, 无功功率也要平衡。有功功率、无功功率和视在功率之间关系, 如图1所示, 其中S为视在功率 (kvA) ;Q为无功功率 (kVar) ;P为有功功率 (kW) 。

由图:undefined

φ角——功率因数角

cosφ——功率因数

由式 (1) 可以看出, 在有功功率P一定的情况下, 用电设备的功率因数cos越小, 则系统的无功功率Q越大, 必然消耗电力系统的无功功率, 变压器和供电线路的导线的容量随之增大, 因此, 对无功功率进行补偿以提高功率因数、节约电能、提高运行质量具有非常重要的意义。

2 低压配电网的无功补偿

配电网无功补偿的原则:全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡。按照变电站集中补偿, 用户就地分散补偿和配电线路分散补偿相结合的原则, 实现无功功率的分级平衡。低压配网无功补偿通常采用的方法主要有:①随器补偿;②低压随机补偿;③变压器低压母线补偿。

2.1 随器补偿

随器补偿是指将低压电容器通过低压熔断器安装在配电变压器二次侧, 与变压器同投同切, 以补偿配电变压器空载无功损耗的补偿方式, 补偿电量按下述方法得到:

Qc=I0%Se×10-2 (2)

Qc——变压器空载励磁无功功率

I0%——变压器空载电流百分数

Se——变压器额定容量;随器补偿时, 电容器补偿无功一般选取Qc= (0.95～0.98) Q0

优点:与自动投切装置配套, 自动追踪无功负荷的变化, 能有效地补偿配变空载无功, 限制配网无功负荷, 具有很高的经济价值, 但配电变压器数量多, 安装地点较为分散, 补偿设备的利用率较低, 造成无功补偿投资较大, 对配电网的运行维护工作量增多。

2.2 低压随机补偿

低压随机补偿是将低压电容器组与电动机并接, 通过刀开关和一套保护装置与电机同时投切, 属于静态补偿。

在低压配电网中, 与电动机并联的电容器组中可采用三角形接线方式, 如图2。

为防止电机退出运行时产生自激过电压, 补偿无功一般应不大于电机的空载无功, 即:

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通常取undefined

式 (3) 中, Ue——电机额定电压

I0——电机空载电流

QC——补偿电容器容量

优点:用电设备和无功补偿同时投入或退出, 不需频繁调整补偿容量, 便于维护管理;配置灵活、安装容易、维护方便、事故率低等, 但通常按配电变压器低压侧最大无功功率需求来确定安装容量, 而各配电变压器低压负荷波动不同时, 可能造成大量电容器在较轻载时闲置, 设备利用率不高。

2.3 变压器低压母线补偿

变压器低压母线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0.4 kV母线上的补偿方式, 多数属于动态补偿。

优点:运行方式灵活, 运行维护工作量小, 寿命相对前两种补偿方式延长, 运行更可靠。但控制保护装置复杂, 首期投资较大, 只能补偿线路无功负荷的基荷部分, 如果补偿容量过大, 在负荷低谷时无功将倒送, 增加网损并使电压升高, 影响电容器和其他设备正常运行。

3 无功补偿容量的确定

补偿容量的选择, 要根据变压器的负载率和容量以及线路的负荷决定。原则是:轻负荷时不能向系统倒送无功。轻负荷时, 不同配变所需补偿容量不同, 当补偿容量等于低压侧平均无功负荷时, 节能效益最大。我们根据实际情况取0.9～ (0.9～1.0) Pmax时的各项数据进行计算, 目前有两种通用的计算方法。

3.1 补偿系数法

根据电网结构及供电的实际情况, 确定补偿度。从目前城乡电网的实际需要来看, 补偿度应以0.65 kvar/kW为最低限度更为合适。

3.2 综合K值法

K=∑Q/∑P (4)

由式 (4) 知, 在电网有功负荷一定的条件下必须拥有必不可少的相应的无功电源, 才能满足电网安全经济运行的需要。K值的大小与电网负荷构成的关系极大, 针对城乡电网特点, 我们一般取K值在1.3～1.4之间, 这样就可根据最大无功负荷及无功设备容量的差额来增设补偿设备。

4 补偿工作中应注意的问题

合理的无功补偿对于配电网的经济运行能够起到积极的作用, 但在实践过程中也暴露了一些问题。

4.1 谐波问题

电容器具有一定的抗谐波能力, 但谐波含量过大时会造成电容器的损耗或过早损坏, 另外, 电容器对谐波有放大作用, 进而使系统的谐波干扰更严重.对于谐波源的治理按“谁干扰, 谁污染, 谁治理”的原则, 在较大谐波干扰地点应增加滤波装置, 进行谐波源当地治理;同时通过改变部分运行、接线方式, 减小谐波的危害。

4.2 补偿方式问题

目前很多部门无功补偿只注意补偿用户的功率因数, 而不是立足于降低电力网的损耗。如果既要提高功率因数, 也要实现有效降低配电网的损耗, 无功补偿时避免向系统倒送无功等问题, 须加强配电网无功潮流计算和理论线损计算, 为合理规划无功补偿和设置补偿点提供理论依据。

4.3 无功倒送问题

无功倒送会增加线路和变压器损耗, 加重线路负担。如果采用固定电容器无功补偿用户, 在负荷低谷或补偿部分容量过大时, 也可能造成无功倒送。

4.4 补偿设备带来的问题

有些无功补偿设备无功投切量的确定是以电压为依据的, 而线路的电压水平是由系统情况决定的, 这就可能出现无功过补或欠补。10 kV配电网低压侧的无功补偿工作不应因电压等级低、补偿容量小而忽视补偿设备对系统侧的影响。针对电压调节方式给补偿设备带来的问题, 应对系统电压进行严密监视, 并加装电容器自动投切装置以控制系统电压。

5 无功补偿的效益

加装无功补偿设备, 不仅可使功率消耗减小, 功率因数提高, 还可以充分挖掘设备输送功率的潜力。配电网加装无功补偿后的效益分析, 主要集中在以下几个方面。

5.1 改善电压质量

电网中无功补偿设备的合理配置可以改善电压质量。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简化计算如下:

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U——线路额定电压

从公式可以看出, 减少线路无功输送, 可以减少线路电压降。

5.2 降低损耗

补偿前后降低的功率损耗百分比为

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ΔP%——有功功率损耗降低的百分比

cosφ1、cosφ2——补偿前后的功率因数

补偿效果如图3, 当cosφ=1时, 线路是完全补偿的, 有功功率损耗降低的百分比达到最大值。由零补偿到完全补偿的过程中, 曲线的斜率越来越小, 降损效果不显著, 即设备功率因数越低, 经过补偿后的降损效果越明显。如果过补偿, 则增加损耗。一般情况下, 补偿度控制在功率因数为0.9～0.95之间最为合适。

5.3 减少用户费用支出

1) 避免功率因数低于规定值而受到罚款。

2) 减少用户内部传输和分配无功功率造成的有功功率损耗, 相应可以减少电费的支出。

6 结语

对配电网进行无功补偿, 提高功率因数和保持无功功率平衡, 是一项建设性的降损技术措施。笔者集中探讨城乡10 kV配网无功补偿的原理, 无功补偿的方法, 容量的选择和无功补偿所带来的效益;介绍了无功补偿过程中存在的常见问题及一定的解决措施。

参考文献

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[3]周国威, 李欣.配电网无功补偿及补偿效益分析[J].电力电容器, 2005 (1) .

10kV配电网电力技术 篇9

随着南海地区配网自动化建设规模的不断扩大, 进网运行的配网自动化设备日益增多, 各类型、各厂家的保护装置在原理和技术参数上有所差异, 为配网安全生产运行遗留了一定的隐患, 同时为保证入网的配电自动化设备满足南海地区配网自动化主站的通信协议, 需要对10 k V微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面提出和规范相应的技术要求。

1 功能技术要求

1.1 使用条件

环境温度范围:-25~+55℃。

环境温度最大变化率:0.5℃/min。

湿度:5%~100%。

最大绝对湿度:35 g/m3。

大气压力:70~106 k Pa。

1.2 技术指标

(1) 交流二次电压:

相电压:;线电压:100 V。

开口三角电压:100 V。

交流二次电流:5 A。

频率:50 Hz。

直流电压:DC 220 V/DC 110 V/DC 48 V (根据现场直流系统电压等级进行配置) , 允许偏差+15%、-20%。

每套保护 (装置) 交流电压回路功耗≤1 VA/相。

每套保护 (装置) 交流电流回路功耗≤1 VA/相 (In=5 A) 。

直流回路功耗:正常≤20 W;保护跳闸≤30 W。

最大允许电流:1.2In, 连续工作;10In, 10 s;20In, 1 s。

最大允许交流电压:连续工作, ≥1.2倍额定值。

输出接点容量:用于跳合闸回路, 触点闭合连续运行电流5 A, 触点开断容量50 W (直流有感回路磁通量密度=5×10-3T) ;用于信号回路, 触点闭合连续运行电流3 A, 触点开断容量30 W (直流有感回路磁通量密度=5×10-3T) 。

(2) 设备工频耐压:

交流回路对地:2 k V/min。

直流回路对地:1.5 k V/min。

交流回路对直流回路:2 k V/min。

浪涌电压冲击试验:5 k V, 1.2/50μs。

1.3 微机保护测控装置

1.3.1 工作原理及安装

与断路器开关间隔本体配套, 具备保护测控及重合闸功能。所在开关柜柜体设置远方/就地转换开关、手分/手合转换开关 (电动) , 设置保护投退、重合闸投退硬压板, 设置跳闸出口、合闸出口硬压板 (压板采用普通分立式, 压板开口端在上方) , 跳闸出口、合闸出口硬压板能够实现遥控出口的试验功能。安装于开关柜柜体上部, 其定值设定、分合闸控制操作与开关手动操作处于同一操作面, 便于观测与维护微机保护测控装置。

1.3.2 结构型式

(1) 线路板采取嵌入式结构, 并用三防处理。 (2) 微机保护测控装置为金属外壳, 材料厚度不小于1.5 mm, 表面作喷涂处理, 颜色与开关柜本体协调。 (3) 设置专用接地引线安装螺栓及接地标志。

1.3.3 微机保护测控装置操作及参数设置面板

(1) 在微机保护测控装置面板上设置电源指示灯、微机保护测控装置运行指示灯、装置自检 (异常告警) 指示灯、故障跳闸指示灯、重合闸指示灯, 所在开关柜柜体设置储能指示灯、开关分/合位指示灯。“运行”灯为绿色, 装置正常运行时点亮;“告警”灯为黄色, 当发生告警时点亮;“跳闸”灯为红色, 当保护跳闸时点亮, 在信号复归后熄灭;“重合闸”灯为红色, 当保护合闸时点亮, 在信号复归后熄灭;“跳位”灯为绿色, 当开关在分位时点亮;“合位”灯为红色, 当开关在合位时点亮。 (2) 设置故障指示灯复归按钮。 (3) 微机保护测控装置人机界面友好, 不需要辅助软硬件可直接读取保护参数、开入量、采样值、整定值、自检告警、保护跳闸事件记录等信息;除数值、时间、单位等信息以数字或英文字母显示, 其余信息内容应以中文字符显示, 不以代码显示, 便于信息内容解读。 (4) 保护装置定值应简化, 宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值;保护装置定值应采用二次值, 并输入电流互感器和电压互感器的变比等必要的参数;定值整定项目应包括相间动作电流定值、相间动作延时时间、零序动作电流定值、零序动作延时时间、重合闸延时时间, 可由用户自行整定;控制字采用二进制方式显示, 遵循功能投退灵活的原则设置。 (5) 微机保护测控装置在方便阅读的位置标示保护参数表及其整定指南。 (6) 所有设备 (包括继电器、控制开关、控制回路的开关及其他独立设备) 都应有标签框, 以便清楚地识别。所有标志应固定牢固、耐候。 (7) 在微机保护测控装置面板上, 不应设置断路器合闸、分闸按钮, “复位”键等可引起保护失电重启的按键需有防误触碰的保护措施, 如加装按键防护罩或用红色标示等。

1.3.4 技术要求

1.3.4. 1 额定参数

二次相电流额定值:5 A;二次零序电流额定值:1 A。保护动作+开关固有分闸时间≤90 ms, 确保断路器快速切除后端故障, 不发生越级跳闸。具体参数如表1所示。

1.3.4. 2 功能要求

(1) 单相接地保护:单相接地保护算法和定值整定范围适应电网中性点不接地系统、经消弧线圈接地系统和经小电阻接地系统, 技术要求如表2所示。

(2) 相间保护:整定范围与技术要求如表3所示。

(3) 重合闸:要求具备一次重合闸和二次重合闸功能, 整定范围与技术要求如表4所示。

重合闸功能要求:1) 具有保护启动和断路器位置不对应启动重合闸功能。2) 具有外部开入闭锁重合闸功能, 任何时候收到该信号重合闸即放电。3) 重合闸启动前, 收到弹簧未储能闭锁重合闸信号, 经延时后重合闸放电;重合闸启动后, 收到弹簧未储能闭锁重合闸信号, 重合闸不放电。4) 三相二次重合闸功能要求说明如下:当馈线故障时, 保护跳闸, 经T1 (一次重合闸时间) 延时后, 第一次重合, 重合后如在T2 (二次重合闸闭锁时间) 时间内再跳, 则闭锁重合闸, 不再进行二次重合。如在大于T2小于T4 (重合闸充电时间) 时间内再跳, 则经T3 (二次重合闸时间) 延时后, 第二次重合。如第二次重合成功, 经T4时间开关未跳闸, 则重合闸整组复归, 可以进行新一轮的动作。第二次重合后, 如在T4时间内再跳, 则闭锁重合闸, 不再重合。断路器合闸回路中串联的弹簧储能接点不应影响二次重合闸功能的实现, 逻辑设置应避免合闸涌流闭锁二次重合闸。

(4) 非电量保护:配电变压器间隔宜适当配置非电量保护, 包括重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、超温报警或跳闸、压力释放告警或跳闸等。

(5) 操作插件设计要求:1) 操作插件的防跳功能应方便取消, 跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于断开, 端子按合闸回路与跳闸位置监视依次排列;跳闸回路与合闸位置监视应固定连接, 端子按跳闸回路与合闸位置监视依次排列。2) 操作插件中的断路器跳、合闸压力闭锁功能应方便取消。3) 保护装置先上电而操作回路后上电时, 不应误分合开关。

(6) 自诊断:装置在正常运行时定时自检, 自检的对象包括定值区、开出回路、采样通道、E2PROM等各部分。自检异常时, 发出告警报告, 点亮告警指示灯, 并且闭锁分、合闸回路, 从而避免误动作。

(7) 动作指示:故障指示灯在故障后闪烁 (延时48 h自动复归或手动按钮复位;或者故障处理完毕、开关合闸后, 故障告警复归) , 以方便查找故障;动作指示灯安装在微机保护测控装置操作面板上。

1.3.5 自动化功能

1.3.5. 1 遥信要求

遥信量采集包括:断路器位置、远方/就地转换把手位置、保护 (包括速断、过流、接地) 动作、重合闸动作、装置故障 (终端异常或故障) 、弹簧未储能、控制回路断线、PT断线、CT断线、遥测越限告警信号等信息, 并向配电自动化主站发送, 状态变位优先传送。至少预留两个遥信量, 用于直流系统相关异常信号 (如电池低压告警、电池欠压切除) 转发主站。遥信输入回路采用光电隔离, 并具有软硬件滤波措施, 防止输入接点抖动或强电磁场干扰误动。具备事件顺序记录功能, 记录装置变位遥信、事故遥信、开关事故分合次数统计、事件SOE、故障电量等, 并可根据遥信点表要求上送配电自动化主站, 供事故追忆。通信中断时未发送的事件顺序记录SOE应在通信恢复时补发, 且不重发多发。支持单点、双点遥信上送主站。遥信采集仅考虑无源空触点接入方式, 遥信采集容量可根据需要单独选择配置。

1.3.5. 2 遥测要求

可采集电压 (Ua、Ub、Uc、3U0) 、电流 (Ia、Ib、Ic、3I0) , 实现有功功率、无功功率、功率因数的计算。采集一次设备故障时的短路电流、零序电流或零序电压, 采集直流系统电压等直流量。遥测采集死区与上送死区应独立, 每个遥测上送死区可独立设置。能根据功率正负反映潮流的方向。

1.3.5. 3 遥控要求

接收并执行配电自动化主站遥控命令。遥控应严格按照预置、返校、执行的顺序进行, 预置返校后, 在设定时间内, 由于通信中断或执行命令未下达, 应自动取消本次遥控命令。具备遥控防误动措施, 保证控制操作的可靠性。具备遥控异常自诊断功能, 遥控过程中通信中断遥控自动取消。同一遥控点不能同时接收两个不同主站的遥控命令。区分主站和当地遥控记录并保存, 保存最近至少10次动作指令。遥控输出接点应采用干接点输出, 遥控接点输出的展宽时间可独立设置。

1.3.5. 4 通信接口及规约

控制器配置通信模块, 支持光纤、载波、无线等通信方式。无线通信方式要求天线接收引出至柜外, 能预留接入信号放大器的接口或外接信号放大天线的接口, 在通信信号微弱地点 (地下室等) 应将天线接收引出至室外, 保证通信质量。无线通信方式下, 支持GPRS、CDMA、4G TD-LTE (电力无线专网) 等无线业务, 通信模块选厂范围为通过相关认证的企业。通信规约遵循《南方电网DL/T634.5101—2002远动协议实施细则》。通信模块配置以太网口, 能与交换机相连通过调度数据网与主站通信。网络通信遵循《广东电网DL/T634.5104—2002实施细则》。为防止终端频繁上送遥测数据, 特设定遥测上送死区。遥测上送死区设置为:终端采集到变化值超过上送死区值时, 终端主动将遥测值上送, 即最新采集到的值与上一次上送的数值相比超过了设置的死区值时, 终端主动上送主站;小于死区值时, 不主动上送, 由主站总召。由主站总召时, 无论总召时遥测值与前次上送值之差有多少, 也应上送开关当前所有遥测的即时值。每个遥测的死区可独立设置。为便于管理, 要求终端所有遥测数据应同时支持归一化值和短浮点值两种方式上送, 采用短浮点数方式时, 应按一次侧值上送主站。在不具备外部时钟源的情况下, 终端能响应主站规约对时, 实现时钟校对。

1.3.5. 5 数据处理

历史数据应至少保存:最新的256条事件顺序记录和256条遥信变位, 最新10条故障电流信息, 最新的10次遥控操作指令, 失电或通信中断后数据可保存6个月以上。故障跳闸信息与装置自检告警信息应分开存储, 避免装置自检频繁告警冲刷故障跳闸信息。

1.3.5. 6 装置守时能力

当失去主站对时或其他对时源对时后, 装置具有守时能力, 每24 h误差不大于1 s。当装置断电或重启时, 时钟应能保持继续走时, 且守时能力应与装置带电时要求一致。

1.3.6 远程维护

(1) 终端厂家提供用于本厂配电终端远程维护与升级的系统软件, 用以对本厂配电终端进行远程参数维护和程序升级。 (2) 在远程维护与升级的过程中, 有能核对本厂设备与版本的特征码, 保证维护与升级数据的正确性。不允许与另一厂家或本厂另一版本设备发生误操作。 (3) 在远程维护与升级的过程中, 当出现异常时, 能保证终端可以自动恢复到原来的运行版本及正常运行状态, 并可预备再次接受远程维护与升级。 (4) 若是出现网络阻塞或断开, 应在网络恢复正常后续传数据, 完成最终的维护与升级。 (5) 能通过远程维护与升级系统查看配电终端的当前运行软件的版本信息。 (6) 在使用远程维护功能对配电终端进行维护时, 不能影响其他配电终端与主站的正常通信。 (7) 远程维护软件的通信端口应在0~10 000范围内, 且不应占用正常通信端口及已有固定定义的通信端口。

2 试验要求

2.1 型式试验

开关微机保护测控装置 (含装置电源、通讯模块) :震动试验、冲击试验、碰撞试验、IP防护等级试验、冲击电压、绝缘电阻试验、绝缘强度试验、交流工频输入量基本误差试验、状态量 (遥信) 输入试验、遥控试验、SOE分辨率试验、影响量测试 (频率变化、波形畸变、功率因数变化、不平衡电流、超量限等) 、高/低温及恒温湿热试验、电磁干扰试验 (高频干扰、静电放电、工频磁场、阻尼振荡磁场、电压跌落、浪涌、电快速瞬变试验、辐射电磁场抗扰度) 、交流工频输入量通用要求试验、脉冲输入试验、信息响应时间试验、与主站通信正确性试验。

2.2 出厂试验

开关微机保护测控装置 (含装置电源、通信模块) :交流工频输入量基本误差试验、状态量 (遥信) 输入试验、遥控试验、通信功能试验、电源模块功能试验、无线通信功能试验、控制单元逻辑功能试验。

3 结论

(1) 对进入南海地区配电网运行的10 k V微机保护测控装置, 在功能设计、结构、性能、安装和试验等方面仅探讨以上最低限度的技术要求。

(2) 南海配电网自动化终端以无线通信方式为主, 所以对设备必须在保护、测控功能基础上提出无线通信软硬件技术要求, 以便于设备安装调试的顺利开展和设备投运后的正常通信。

(3) 配电网10 k V保护测控装置的技术要求需考虑10 k V断路器柜类型、电房直流电源配置等情况。

摘要：根据南海地区配网自动化建设10kV线路故障分级处理的技术原则, 结合配网自动化自身特点, 对常用10 k V微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面提出相应技术要求, 一方面保证与配网常规10 k V断路器柜、直流电源等设备类型相匹配, 另一方面达到满足配网自动化多种通信方式的要求。

关键词：配网自动化,10kV微机保护测控装置,保护定值,遥信要求,装置守时能力

参考文献

[1]H.Lee Willis.配电系统规划参考手册 (上、中、下) [M].2版.范明天, 刘健, 张毅威, 等译.北京:中国电力出版社, 2013.

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[3]国家电力公司发输电运营部.电力工业技术监督标准汇编 (继电保护监督) [M].北京:中国电力出版社, 2009.

[4]厉吉文, 李红梅, 张连宏, 等.配电系统自动化实施过程中的几点建议[J].电网技术, 1999, 23 (10) :68-70.

10kV配电网电力技术 篇10

10 kV配电网可靠性的高低对供电企业的供电能力起着非常重要的作用, 它是电力系统中重要的组成部分, 该标准的配电网不仅仅在向城乡供电方面有重要职能, 还影响着国家的经济发展。因为配电网要长期在露天的环境中工作, 一般配电网比较长, 结点较多, 接线方式也很复杂, 这些特点将会导致配电网容易出现多种故障, 影响供电的可靠性。经国内外研究与实践证明, 20 kV这一等级的电压比较适合于电力负荷密度较高的工业化阶段, 也十分适宜于我国现阶段发展的需要。20 kV电压级在中压配电网中进行势在必行。为了节省电网建设的投资费用, 20 kV电压级配电方式多数是由10 kV电压级配电方式升压改造的。本文就10 kV配电网升压改造的策略和技术措施进行相关的分析与介绍。

1 10 kV配电网升压改造的技术原则

1.1 绝缘线路升压改造技术原则

将支柱绝缘子替换为针式绝缘子, 将耐张绝缘子串增加1片或者用合成绝缘子来替换。对于支柱绝缘子要根据20 kV标准进行试验, 若试验不理想就对其更换。对于耐张绝缘子串的长度增加后还要调整线路弧垂, 并要求核对电线间距离。其核对标准如表1所示:

(m)

如果10 kV架空绝缘线路是比较紧凑型的, 在进行升压改造前要根据20 kV线路的要求对线与线之间的距离进行重新校对。

1.2 电缆线路升压改造技术原则

首先对要升压改造的10 kV电缆线路进行可行性的评估, 依据评估结果来决定是否进行升压改造。评估后对于要升压改造的电缆进行介质损耗测量以及主绝缘交流耐压试验。

通过评估、试验确定真正可以升压的电缆线路, 升压前要把所有的10 kV电缆的附件都更换掉, 新更换的附件要与原来的设备能够安全可靠的联接。对于整体要改造的电缆线路, 应当按照20 kV线路的标准进行实施。把10 kV电缆线路升压改造完之后, 还要进行外护套绝缘试验, 局部放电试验, 主绝缘交流耐压试验及绝缘电阻测量等, 当这一切都符合要求时, 方可进行投入运行。投入运行后还要做好日常的维护工作, 加强防水以及外力破坏等工作, 同时避免升压改造的线路过负荷运行。

1.3 架空裸导线线路升压改造技术原则

在升压改造前, 要对水平线之间的距离进行校核, 导线之间的标准距离如表2所示。如果档距超过120 m时, 就要根据《66 kV及以下架空送电线路设计技术规范》进行计算。

当裸导线升压改造后, 在最大计算弧垂风偏的条件下, 与地之间的距离及交叉跨越应满足表3的要求。

(m)

2 10 kV配电网升压改造的策略和技术措施

2.1 改造的思路

对10 kV配电网升压改造的原则要充分将“设备全寿命周期”和“问题设备改造”等统筹考虑, 从而达到投入10 kV系统的资产不浪费, 新改进的20 kV系统具有较高的科技含量的目的。要达到这种效果, 应该从以下几方面做起:

(1) 把“农村包围城市”的思想用在构建220/110 (66) /22/0.4 kV环状区域, 这些区域主要在大城市的外围城乡, 因为该区域的配电设备固定资产投入比较低, 很容易改造创建, 因此将该区域划分为20 kV的供电区域。

(2) 在城区构建时可以采用“插话”的形式或改造110/20kV二次变压, 提供20 kV电压等级, 如果一些地区的负荷超过了8～10 MW/km2, 且存在着增长的趋势, 网络损坏率较高, 布局不合理等急需要改造的地区, 则改为20 kV供电, 此时将该区域分为两者的混合供应区。

(3) 根据“配电设备的全生命周期”利用较长的时间将10kV网全部改造成20 kV网, 在此过程中可以把20/10 kV的变压器当作是过渡, 然后将此区域划分为10 kV供电区域。

(4) 对改造地区要确定20 kV电压等级的设计原则, 还要明确一些新增加的用户接入时应该遵循哪些设计原则, 强力抵制10 kV新装用户的发展, 并分担20 kV网络的改造费用等。对于各级电压等级和变压器之间的变化要有明确的了解。

此外, 20 kV电网正在向着智能网架的结构充分改造, 并引用了美国和加拿大比较成熟的“4×6网络”专利技术。“十二五”规划中提到了将发展智能电网作为重要的内容将其融入“三网融合”, 并开始制定方案列入试点项目之中。

2.2 改造的技术手段

(1) 改造架空线路:首先将10 kV线路改造成20 kV电压等级, 这两种线路与地之间的距离是相同的, 只是线与线之间的距离以及导线对横担和杆塔间距会有所不同。在具体的升压改造实践过程中, 要把瓷瓶和横担更换掉, 对原杆塔不必处理, 将导线间的距离由原来的0.9 m调整至1.15 m, 而对于原绝缘线可维持在0.9 m的距离。

(2) 电缆线路:首先可以开展升压改造实验, 这样能使得10kV升压将原有的资源设备等充分利用起来。具体的实现步骤:选取电缆 (YJV-8.7/10-3×400) , 长0.81 m, 可以不更换原有的电缆附件, 可以人为的在电缆之间增加几个10 kV的接头。在电缆升压时按照20 kV电压等级的试验要求采用变频谐振法, 进行测量绝缘电阻以及现场的介质损耗, 并做现场的耐压交流实验。待检测都合格后, 即可进行升压运行。

(3) 配电变压器及开关设备:改造配电变压器的数量是比较大的, 所需要投资的资金也最多, 技术性也最强。因此, 可以采用新换和利旧相结合的方式, 对10 kV配电变压器的改造, 可以利用原变压器的外壳和铁芯, 改制绕组。开关设备的改制也是一项资金较大的投入, 其改造方法可以对原来的10 kV开关进行20 kV电压等级的试验, 根据试验的结果再确定改造的方法。

(4) 主变压器:对于66/10 kV的主变压器, 可以通过改变接线方式进行改造, 也可以通过重新绕制低压绕组的方式进行改造, 将其升压为66/20 kV, 当66 kV系统同期改为110 kV系统, 那么就要改造为110 kV/20 kV。

3 20 kV配电网的供电优势

现在使用的10 kV配电网存在着一些不足, 不能够较好的在供电网络中使用。而20 kV配电网可以弥补10 kV的不足, 还可以降低消耗的能量, 减少开支等优势。20 kV配电网可以解决目前中压配电网供电的不足, 其具体的优势如下:

(1) 不仅能减少电能的损耗, 还可以实现高可靠性和多回路, 与10 kV电压配电网相比, 在输送相同的功率时, 可以减少大量的变电站和线路布点。

(2) 采用20 kV的配电网, 针对容量较大的用户可以减少大量的投资, 节约土地资源, 并且还能够以最优化的方式给用户供电。

(3) 通过实践表明, 与10 kV的配电网线路相比, 在导线材料一样, 送电距离相同的条件下, 20 kV配电网线路的送电能力是10 kV线路的2倍, 供电范围是10 kV供电范围的2.5倍, 很明显, 节约了投资, 降低了能耗。

(4) 如果向一些经济落后的偏远的农村地区供电, 若使用10 kV的配电网线路, 不仅存在着较大的损耗, 还会有电压降过大的问题。20 kV供电有着这样一个优点, 即在低负荷密度区可以进行长距离的输送, 这样就弥补了10 kV配电网的不足。

5结语

对10 kV配电网的建设与升级改造, 不仅增强了配电网网络的结构, 降低了线路的损失;同时还提高了供电电压的质量与可靠性, 使得升压改造后的线路更能强有力地抵御自然灾害, 为居民用电提供了可靠的保障。

摘要：首先介绍了10 kV配电网升压改造所遵循的一些技术原则, 详细地讲解了10 kV配电网升压改造的策略和技术措施, 以及改造后的20 kV配电网的供电优势。

关键词：电网改造,10kV电网,20kV电网

参考文献

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[3]李静.谈提高10 kV配电网供电可靠性的措施[J].农村电工, 2008, (1) .

10 kV配电网防雷保护的研究 篇11

关键词 配电网；防雷保护；保护措施

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)021-0097-01

1 10 kV配电网防雷现状

10 kV配电网无避雷线保护、绝缘水平低，易受直击雷和感应雷的危害，调查发现贵州、云南、四川等地配电网总故障率中雷击跳闸率>70%，尤其是在多雷、土壤电阻率高、地形复杂的地区。每一次雷击闪络，就有可能造成柱上开关、刀闸、避雷器、变压器、套管等设备损坏，线路停运。甚至有些变电所10 kV线路在雷电活动强烈时全部跳闸，极大地影响了供电可靠性和经济损失。

2 10 kV配电网防雷措施

2.1 10 kV线路防雷措施

当前，我局10 kV配电网防雷保护措施主要放在配电网线路的防雷方面，通常采用的措施有以下7种：①控制杆塔接地电阻；②进线段加装避雷线保护；③安装线路避雷器；④安装线路避雷针；⑤提高线路的绝缘水平；⑥部分线路安装耦合接地线；⑦部分杆塔加装过电压保护器。

在我局的配电网中，架空裸导线在配电网使用最多。因此，对架空裸导线的防雷保护对于我局的配电网的安全稳定运行是至关重要的，针对上述情况我局提出以下一些预防架空导线的防雷保护措施。

1）降低杆塔接地电阻。这一措施可提高线路耐雷水平，减少线路雷击跳闸率的主要措施。降低杆塔接地电阻是通过降低杆塔的冲击接地电阻来提高输电线路反击耐雷水平的一种防雷技术。其原理是：当杆塔接地电阻降低时，雷击塔顶时，塔顶电位升高的程度降低，绝缘子所承受的过电压程度也降低，从而使线路的反击耐雷水平提高，从而有效的降低线路的雷击跳闸率。降低杆塔接地电阻的方法主要分物理降阻和化学降阻：物理降阻包括延长接地体、深埋接地体、使用符合接地体等；化学降阻主要是指在接地体周围敷设降阻剂，通过降低土壤电阻率来达到降低接地电阻的目的。

2）架设耦合地线。这一方法适用于雷害事故多发地区，具体措施是：在导线下方加设一条接地线，以提高线路的反击耐雷水平，降低反击跳闸率。架设耦合地线提高线路反击耐雷水平的原理是：耦合地线可以增加分流作用，可以使雷电流易于通过邻近杆塔的接地散流，从而降低塔顶电位。架设耦合地线根据架设的位置不同分两类：直挂耦合地线，直接增设在线路导线下方的耦合地线；侧面耦合地线，平行架设在线路两侧的耦合地线。

3）采用新型绝缘子。这一方法是用新型绝缘子代替以往使用瓷质绝缘子。当出现零值时无明显特征反映，不易发现，导致绝缘子串耐压水平降低，雷击时易发生闪络。把原来的瓷绝缘子换成玻璃绝缘子后，线路绝缘水平有所提高，闪络事故得到了改善，因为玻璃钢绝缘子失效表现为零值自破，玻璃钢绝缘子的失效检出率比瓷绝缘子的高很多，从而消除了零值绝缘子和劣质绝缘子，消除了线路的绝缘弱点，大大提高了线路绝缘水平，降低了绝缘子的雷击闪络概率。

4）安装线路避雷器。这一方法是在线路杆塔上安装避雷器装置，将其与线路绝缘子串并联，提高安装处线路的绕击和反击耐雷水平，并有效保护绝缘子不闪络，降低雷击跳闸率。避雷器提高耐雷水平原理是：线路安装避雷器后，当雷电绕击线路，绝缘子串两端产生过电压超过避雷器动作电压时，避雷器动作，利用阀片的非线性伏安特性，限制避雷器残压低于线路绝缘子串的闪络电压。雷电流经过避雷器泄放后，通过避雷器的工频电流很低，工频电弧在第一次过零时熄灭，线路两端断路器不会跳闸，系统恢复正常状态。

2.2 配电变压器防雷措施

我局配电网中配电变压器雷击事故主要是避雷器安装不规范所致。在某些城乡结合部的配电变压器仅高压侧安装避雷器且其连接线过长，有的变压器虽然高低压侧均安装避雷器，但其接地端与低压绕组中性点及变压器的外壳未连接在一起后再接地。这一做法在南方多雷区和山区不适用，可造成配电变压器常遭雷击损坏（这主要由逆变换、正变换过电压所致），造成线路接地短路并跳闸。

2.3 其他配电设施防雷措施

当雷电波在开关断开处的全反射使电压将上升一倍，造成绝缘击穿，且开关两侧线路都有可能遭受雷击。同样10 kV开闭所/环网柜/箱式变的进出线为电缆加架空线路时，在电缆与架空线路的连接处雷电波折反射产生的过电压危及电缆绝缘和开关（断开位置时）安全。对应的措施为：①线路上的开关两侧均安装避雷器，而用户进户开关只需在进线侧安装；②10 kV开闭所/环网柜/箱式变的进出线采用电缆加架空线路方式时，如电缆线路<50 m，电缆两侧均安装避雷器。

3 完善配电网防雷保护的措施

10 kV配电网可采用如以下改进措施。

1）改善中压电网杆塔和防雷装置的接地。避雷器和配电变压器的接地电阻不应大于10 Ω。

2）对电容电流超过10 A的电网安装自动跟踪补偿消弧装置进行补偿。

3）将针式瓷瓶更换为合成绝缘子，提高线路的冲击耐压水平。

4）根据当前10 kV配电网的现状，在避雷器的保护上采取的治理方法：①在避雷器的选型上应选用保护性能好的氧化锌避雷器，逐步淘汰碳化硅避雷器，为了保证避雷器适应中压电网的内过电压状况，不在内过电压下动作损坏，可适当提高氧化锌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在配电网变压器的高、低压侧同时装合适的避雷器进行保护，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；④加强避雷器的运行维护和试验，防止因避雷器自身故障而造成的电网接地短路事故；⑤在雷电活动频繁地区，或者容易遭受雷击的线路杆塔加装线路避雷器进行保护，根据经验，为了减少维护工作量，可以安装复合绝缘的氧化锌线路避雷器进行保护。

4 小结

雷击是影响电网安全稳定运行的重要因素之一。长期以来雷击引起的输电线路跳闸事件频繁发生，对电网安全稳定运行构成了极大的威胁。因此，对10 kV配电网的防雷现状进行认真的分析和研究，找出雷害事故频发的原因，寻求改进和完善防雷措施是非常有必要的。

参考文献

[1]陈维江,孙昭英,李国富,等.110 kV和220 kV架空线路并联间隙防雷保护研究[J].电网技术,2006,30(13):70-75.

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[3]李静.提高10 kV配网供电可靠率的措施[J].电力安全技术,2007,02.

10kV配电网电力技术 篇12

1电力工程建设中的10k V配电设计节能问题分析

近年来, 我国对电能的需求量越来越大, 但是我国的电能建设却存在很多缺陷, 由于电能的利用率偏低, 导致我国部分地区出现了电荒现象。针对电能资源浪费较为严重的情况, 电力工程建设单位需要制定出加强资源的利用率的有效措施才能提升我国的国民经济, 除此之外还应该设计制定出能够节约电能的方法解决电荒问题。产业结构以及能源结构能够拉动我国经济的增长、提升GDP, 构建合理的产业结构, 促进能源结构的平衡, 才能保证经济、高效、稳定以及安全能源。所以, 对国民经济的发展状况以及能源消耗做出合理安排, 对配电网的节能设计是十分重要的。

2电力工程10k V配电设计中节能措施

2.1综合节能措施

2.1.1变压器的选择

(1) 传统的变压器设备在其正常运行的过程中, 与现今社会使用的科技含量比较高、各项功能更加齐全的变压器相比其节能效果相对较差, 电能损耗比较大的缺点。因此10k V配电网在建设设计时, 要根据建设地区的实际情况选择新型的节能变压器, 比如, 现在在我国经济发展较好的地区应用相对广泛的SH型非晶合金变压器, 其节能效果远比传统变压器的节能效果明显的多。

(2) 变压器运行产生的负荷能够直接影响到配电网的损耗, 因此变压器的数量以及容量的选择要更加的科学合理。比如, 在人口稠密的地区, 用电量大, 因此在这些地区应该多设置一些容量较大的变压器, 而用电量相对较小的地区则可以将变压器的数量减少一些, 相应的也要减小变压器的容量。

2.1.2三相负荷的平衡

在降低10k V配电网的能耗时, 将三相负荷合理平衡也是一种非常有效的手段。按照以往的情况来说, 讲三相负荷合理平衡的难度相对较大, 利用简单的措施调节三相负荷的平衡, 最后呈现的减轻损耗的效果不明显, 这一项工作应该结合用电区10k V配电网的实际运行负荷情况和配电的规律来调整三相负荷, 使其达到平衡的状态。

2.2配电网节能措施

2.2.1线路结构的优化

针对当前个别部分地区10k V配电网的结构设计不合理的情况, 解决措施包括:

(1) 在用电负荷的中心设置供电电源, 电路呈辐射状设计;

(2) 电流通过电路就会产生损耗, 供电线路越长就会造成越大的损耗, 因此供电区域的电路设置应该按照该地区的及时用电量进行设置, 正常电路半径一般控制在15米以内为最佳。

2.2.2线路截面的选择

电路截面与线路损耗成反比, 既电路截面大, 则线路电阻小, 损耗减小。因此, 电路截面的选择应该根据用电地区的具体用电量和及时经济发展情况进行科学的选择。

2.3配电网工作人员方面的节能措施

2.3.1加大计量工作力度

配电网的电能计量工作和配电网的损耗之间具有密切的关联, 电能计量工作中的计量数据失真, 就会导致配电网的真实能耗显示不够准确, 因此加大计量工作的管理力度, 保证电能的计量方法的科学性, 计量设备的先进性, 以此为准确的、真实的配电网能耗数据提供保障。

2.3.2维护配电网

配电网的相关管理人员、技术人员应该明确自己的责任, 加强节能意识的培养, 对10k V配电网要进行定期检查和维修工作。在发现10k V配电网的设置中、运行中出现加大其能耗的问题, 应及时上报并采取有效措施进行解决, 还要加强巡查工作, 避免出现有不法分子偷电的情况。

3采用无功补偿技术实现节能降耗

保证降低配电网电能消耗的关键点就是, 提升功率因数以及实现无功就地平衡, 以上两点的完全实现会为10k V配电网带来明显的经济效益以及社会效益, 通过无功补偿是有效降低配电网能耗的重要途径。在中低压的配电系统中进行无功补偿, 能够使谐波产生的污染和影响得到有效的抑制, 降低因为电流的无功流动带来的配电网能耗, 以此提升高压电的质量以及电网系统的安全运行水平, 实现真正的节能。

3.1就地平衡补偿

就地平衡补偿一般有两种方式,

(1) 在0.4k V的母线侧方安装并联电容器, 设置电容补偿柜, 并安装相关的动态调节装置, 使用户低压端的无功补偿装置能够依据用户的无功负荷变换而自动调节补偿电容装置, 实现动态控制, 该方法不仅不需要向配电网中的高压线路返送无功电能, 还能将无功电流降至最小, 有效减小有功功率的损耗;

(2) 在10k V的母线侧方安装并联电容器, 这种方法是以补偿10k V配电网中线路自身以及相应的配电变压器产生的无功损耗为主, 以此达到降低能耗的目的, 并且还能提升电网线路的末端电压。无功补偿的容量应该根据其负荷的性质、变压器的容量以及功率因数相结合进行计算。

一些企业中备有三相用电设备, 因此可以采用三相电容的自动补偿措施。民用建筑中一般使用的是单向负荷, 照明用电、电器用电的负荷变化具有相当大的随机性, 从而导致三相负荷出现不平衡现象, 在调节补偿无功功率中的采样信号中任意选取收三相中的一组, 都会造成未被选取的两相出现过度补偿或者是欠缺补偿的情况, 严重危害到配电网的安全运行, 因此三相不平衡状态需要利用分相电容补偿的措施进行补偿。

3.2单独就地补偿

该补偿方式更加适用那些经常投入运行, 并且负荷量稳定, 电能容量比较大的大型用电设备中。比如, 大型的感应电动机、高频炉等用电设备, 使用时需要在该设备意义单独安装一个就地补偿装置, 保证达到最好的补偿效果, 降低配电网的能耗。

4结语

10k V配电网设计中的节能措施的应用是一项非常重要的工作, 实现节能措施, 有效的降低配电网的能耗不仅会为供电企业带来经济效益, 还会提升其对社会的服务质量, 配电网的节能设计是供电企业当前急需解决的问题, 同时也是国家对供电企业提出的严格要求。有效减少10k V配电网的能耗不仅能够节约电能资源, 增加供电企业的经济效益, 还能提升供电的质量, 保证用户用电的安全可靠, 进而推动供电企业以及我国电力行业的良好发展。

参考文献