中压配电现状分析主要知识点-2010.pdf
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1、1中压配电网现状分析主要知识点中压配电网现状分析主要知识点1、中压配电网现状分析的必要性、中压配电网现状分析的必要性对于常规意义的中压配电网规划,主要工作内容是由解决现状网存在的问题和解决新增负荷问题构成的,所以首先要掌握一个地区现状网存在的问题才能去更好的完成规划工作。现状分析应该根据规划目的有针对性的确定分析内容,需要了解中压配电网各个内容组成分部对中配配电网整体供电能力和供电质量的影响。2、配电网上级电源分析内容、配电网上级电源分析内容我国现状电压等级分类见表 1表 1 电压等级电压等级分类低压中压高压超高压特高压现状主要电压等级380/220V6kV、10kV、20kV35kV、110
2、kV、220kV330kV、500kV1000kV中压配电网上级电源:是指供中压配电网的高压变电站、直供中压配电网的电厂和直供中压配电网的分布式电源。2.12.1 变电站负载率变电站负载率1、变电站负载率:变压器实际承担的负荷与其容量之比,用于反应变压器的承载情况,变电站负载率=变电站负荷(MW)/变电站总容量(MVA)/功率因数。2、变电站负载率分类:变电站最大负载率、变电站平均负载率和变电站最小负载率。(1)变电站最大负载率=变电站年最大负荷(MW)/变电站总容量(MVA)/功率因数;(2)变电站平均负载率=变电站最大负荷(MW)*负荷率/变电站总容量(MVA)/功率因数(最小负荷率=变电
3、站最小负荷/变电站最大负荷);2(3)变电站最小负载率=变电站最小负荷(MW)/变电站总容量(MVA)/功率因数。2、变电站负载率分析必要性(1)变电站最大负载率分析必要性:中压配电网规划新增 10kV 线路要考虑从哪个变电站新出线,一个变电站能否新出新出线一般由以下几点决定,变电站负载率的高低、变电站是否有剩余(10kV、20kV)出线间隔和是否有出线的走廊,为使规划更具有可操作性,对变电站负载率分析是十分必要的,同时对变电站最大负载率的分析还能对主网提出建议;(2)变电站平均负载率分析必要性:变压器的负载率的大小直接和经济运行情况相关,所以为了更准确的把握变电站运行情况,对变电站的平均负载
4、率分析是十分必要的;3、变电站负载率分析措施:主要分析变电站的负载率是否合理,若变电站的负载率比较低,同时还有剩余出线间隔(10kV、20kV),在规划过程中可以考虑从该变电站新出线路,使得该变电站尽快满足经济运行负载率,如果负载率偏高,在规划中应该通过其它变电站新出或者改造已有 10kV 线路切割该变电站中压出线所带负荷。不同主变构成变电站负载率合理运行范围如下:当 N=2 时,T=5065%;当 N=3 时,T=6787%;当 N=4 时,T=75100%。由于配变经济运行负载率为 65%左右(由损耗和配变年运行费用共同确定算出),所以可以看出当变电站为 3 台主变配置时,经济性最好。2.
5、22.2 变电站中压出线间隔变电站中压出线间隔1、间隔:在电力系统中,每一条线路必须有相应的断路器、隔离开关、电流互感器和电压互感器。这些电气元件都必须按设计要求排列,在一定的地面区域安装、编号,把这个区域形象地称为电气间隔。有几条出线,就必须有几个间隔,在同一电压等级线路,每个间隔除设备编号不同,其它如设备类型、3排列方式,几乎都相同。2、出线间隔的意义:出线间隔,中、低压侧出线间隔及利用情况反映供电能力和供电潜力,备用数多潜力大,反之,供电潜力小;高压侧出线情况则反映电源可扩展及转移的能力。2、剩余出线间隔:剩余出线间隔=变电站总出线间隔-变电站已出线间隔。3、剩余出线间隔分析必要性:剩余
6、出线间隔分析必要性和变电站负载率分析必要性是一样的。4、剩余出线间隔分析措施:分析变电站的剩余间隔是否合理应该结合变电站的负载率进行分析,如果该变电站负载率合理,剩余间隔为 0 属于合理范围;如果变电站负载率偏低、剩余间隔数偏少(小于 3 个),说明该变电站已出线的10kV 线路负载率比较低,属于不合理范围,对于这种情况可以可以采取合并间隔的办法,经过增加该变电站 10kV 出线,提高变电站负载率,使得该变电站尽快满足经济运行负载率;如果变电站负载率偏高、剩余出线间隔偏多,说明该变电站已出线的 10kV 线路负载率比较高,应该通过新增 10kV 线路切割已有线路负荷,使得线路负载率处于合理范围
7、。2.32.3 变电站低压母线变电站低压母线“N-1”“N-1”校验。校验。1、变电站低压母线“N-1”校验:变电站低压母线“N-1”校验是指在变电站一段低压母线故障或者检修的情况下,对变电站进行的校验。2、变电站低压母线“N-1”校验的必要性:在变电站低压母线故障的情况下,对高压变电站做“N-1”只考虑中压线路联络线路的转带能力,变电站低压母线“N-1”校验校验的结果将直接反映该地区中压配电网网架能力,可以通过变电站低压母线“N-1”校验结果,看出每个片区的中压配电网网架的转供能力薄弱情况。更有利于对规划构网的把握。2.42.4 无功补偿无功补偿1、无功补偿:交流电在通过纯电阻性负载的时候,
8、电能都转成了热能,而在通过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功。也就是说没有消耗电能,即为无4功功率。当然实际负载,不可能为纯容性负载或者纯感性负载,一般都是混合性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电能不做功,就是无功功率,此时的功率因数小于 1,为了提高电能的利用率,就要进行无功补偿。2、无功补偿装置:同步调相机,静电电容器,静电电抗器,静止无功补偿设备。3、无功补偿装置的优缺点:(1)同步调相机:同步调相机适于集中使用,因为它的容量越低,每单位无功补偿花费越大,而且它反应慢,过时。它的好处是能发出也能吸收无功,而且所补偿的无功是连续的,同时还能调相。(2)静电电容器现行分两种,多为微
9、机控制的分组投切电容器,可能还存在非分组投切式的静电电容器。它的好处是便宜,现行到处都用它,它坏处是:1、容易坏,2、静态或伪动态,3、只能调节无功而对谐波等非正常电压不具备调节能力,4,它只能发出无功,不能吸收无功(感性),5 电压越低,越需要补偿时它的效率就越低。(3)静电电抗器,可以认为是反了相的静电电容器,它只吸收无功而不发出无功。主要用在无功过高的场合。(4)静止无功补偿设备属于高新技术设备。说新也不新,其中的静止无功补偿器(SVC)从 70 年代来已经在国外得到了较多的应用,近年国内有些地方也开始用它。而静止无功发生器(SVG)则更为高新。静止无功补偿设备中的静止两个字指的是没有运
10、动部件。好处:又能吸无功又能补无功,响应快,动态补偿,一些设备对谐波、畸变电压有调节能力,功率损耗小。现行的我国电网内,电容器和电抗器构成了我国电网的主体。4、无功补偿方式:按无功的作用特点我将它区分为 3 种:动态、静态、伪动态。(1)动态无功补偿指的是使用高技术的静止无功补偿器,当然,同步调相机也是动态无功补偿,不过它属于该淘汰的设备,所以尽量避免使用。(2)静态,特指静电电容器和电抗器。即它只能补一定量的无功,投了就5是投了,切掉就是切掉,属于阶跃性的,容易造成过补偿,无功倒送等等,特别是负荷低时,投了过补偿,不投无功又不足,形成资源浪费还没效果的局面。(3)伪动态,应该是现行的主流形态
11、。即把电容器分组由微机控制自动投切。负荷小,投一组,负荷高,全投,因此需要负荷的小方式来确定它一组的容量,负荷的大方式计算总容量。这种伪动态不能根本地解决问题,不过能把问题细微化当然作为电容器的根本问题它是解决不了的。5、无功补偿的作用:无功补偿能使设备的可利用空间腾出来,线路中无功传输的少了,变相地增加了线路的传输容量;发电机发出的无功少了,就能发出更多的有功来满足负荷需求。同时,冲击负荷、畸变负荷对电能质量的影响在静止无功补偿器的作用下都能得到缓解。6、无功补偿安装点及其容量:(1)330kV 及以上的变电站,在线路上一般配置高压并联电抗器(简称高抗),变压器低压侧配置并联电抗器(简称低抗
12、)和电容器。高抗和低抗的容量可根据限制工频过电压和消纳系统过剩无功功率的需求进行配置;电容器容量主要补偿变压器无功损耗,也兼顾系统调压。(2)220kV 变电站可在变压器专用中压测或低压侧配置并联电容器(电抗器),使高峰负荷时变压器 220kV 侧功率因数达到 0.95 以上。电抗器容量应经计算确定,一般可取主变的 15%30%。电容器宜分组,且单组容量不宜过大,便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。(3)对于高压长距离架空或电缆线路,若电容电流大于一定数值,应考虑装设并联电抗器以补偿由线路电容产生的无功功率和限制工频过电压,并联电抗器容量应经计算确定。(4)35110kV 变电站一
13、般在变压器低压侧配置并联电容器,使高峰负荷时变压器高压侧的功率因数达到 0.95 及以上。电容器容量应经计算确定,一般取主变容量 10%30%。电容器宜分组,且单组容量不宜过大,便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。6(5)在 20kV 或 10kV 配电室中安装无功补偿装置时,应安装在低压侧母线上,电容器应使高峰负荷时配变低压侧功率因数达到 0.95 以上,并应注意不应在低谷负荷时向系统倒送无功;当电容器分散安装在用户的用电设备上时,配电室中也可不装设电容器。(6)在供电距离远、功率因数低的 20kV 或 10kV 架空线路上也可适当安装电容器,其容量(包括用户)一般可按线路上配电
14、变压器总容量的 710%计算,但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。(7)中压用户的功率因数应保证达到 0.95 及以上。其安装的电容器可以集中安装,亦可分散安装,前者必须能按容量自动投切,后者安装于所补偿的设备旁,与设备同时投切,二者中以分散安装的方法较好。(8)提倡低压用户提高功率因数。3、配电网设备及结构分析、配电网设备及结构分析配电网设备及结构分析主要包括对中压线路、配变、开关、环网柜、开关站等基础数据的分析。3.13.1 中压线路中压线路3.1.13.1.1 主干长度主干长度1、主干长度的确定方法:1)根据用户提供的数据台帐和单线图(有编号的单线图)2)根据线路的截面来确定3)根据线路的
15、联络关系来确定4)最长供电距离的确定2、主干长度分析必要性:线路主干长度影响线路的电压质量和线路的供电可靠性,解决主干线路偏长是规划中解决现状存在问题的一部分,造成主干长度过长主要有以下几个原因,变电站都位于城市边缘,有些线路向外区供电;另外有些线路所在地区负荷比较分散,变电站布点少,或者属于过渡阶段。3、主干长度分析措施:一部分在*电网规划设计技术原则或地方电网7规划设计技术原则中有规定的数值,另一部分需要根据长期运行、规划经验确定,需要与地方电力部门协商确定。某地区确定的中压电网主干线路、最长路径长度要求如表 2 所示。表 2 某地区中压电网主干线路、最长路径长度要求分类注释判据判据来源主
16、干线路城网中主干线路长度偏长是指主干线路长度超过 5km 的线路。主干线路长度大于5km*电力网规划设计导则最长路径是指主干线路带分支的线路。最长路径长度大于8km*电力网规划设计导则最长路径最长路径是指主干线路带分支的线路。最长路径长度大于20km*电力网规划设计导则3.1.23.1.2 主干截面主干截面1、主干截面:主干截面是指组成主干线路的所有导线截面。2、主干截面分析必要性:主干截面和线路供电能力是密不可分的,由于变电站出线间隔是一定的,所以小的导线截面供电能力较弱,不能够很好的输出变电容量,所以在规划中应尽量采用大的导线截面,其次,线路主干导线截面应尽量统一,防止出现卡脖子现象,造成
17、大截面导线的浪分,所以从供电经济性分析对主干截面的分析是十分必要的。3、主干截面分析措施:分析主干导线截面首先应考虑对于变电站容量输送情况的影响分析,因此先确定一些主干截面偏小的导线,其确定的方法主要参考导则,其次,由于一个地区网架的发展是需要一个过程的,在这些主干截面偏小的导线中,应该对其进行排序,因此可以根据线路负载率对其进行排序,先改造主干截面偏小线路负载率偏高的线路。3.1.33.1.3 电缆化率电缆化率1、电缆化率:线路电缆化率=线路电缆长度/线路总长度。2、主干线路电缆化率:主干线路电缆化率=主干线路电缆长度/主干线路总长度。3、主干线路电缆化率分析必要性:首先导线类型是影响供电可
18、靠性的重要因素,由于线路本身故障率的不同的,所以采用不同的导线类型构成的中压配8电网供电可靠性是不同的,其次,电缆线路的对市容市貌的影响很大,不同的城市定位应该对应不同的线路类型,所以对主干线路电缆化率的分析是必要的。3.1.43.1.4 绝缘化率绝缘化率1、绝缘化率:绝缘化率=绝缘线路长度/线路总长度。2、绝缘化率分析必要性:绝缘线路和裸导线相比,线路自身故障率有了很大的降低,选用绝缘导线能够提高供电可靠性,因此进行绝缘化率分析是十分必要的。3.1.53.1.5 线路运行年限线路运行年限1、线路运行年限分析必要性:线路故障率会随着线路运行年限的增加而增加,运行年限过长的线路故障率比较高,供电
19、可靠性差,在规划中应对其及时更换,因此线路运行年限的分析是十分必要的。2、线路运行年限分析措施:架空线路一般情况下比电缆线路经济运行年限要长,架空线路一般为 20 年,电缆线路为 10 年。3.23.2 配电变压器配电变压器3.2.13.2.1 配电变压器分类配电变压器分类1、按冷却方式分类:有自然冷式、风冷式、水冷式、强迫油循环风(水)冷方式、及水内冷式等。2、按防潮方式分类:开放式变压器、灌封式变压器、密封式变压器。3、按铁芯或线圈结构分类:芯式变压器(插片铁芯、C 型铁芯、铁氧体铁芯)、壳式变压器(插片铁芯、C 型铁芯、铁氧体铁芯)、环型变压器、金属箔变压器、辐射式变压器等。4、按电源相
20、数分类:单相变压器、三相变压器、多相变压器。5、按用途分类:有电力变压器、特种变压器(电炉变、整流变、工频试验变压器、调压器、矿用变、音频变压器、中频变压器、高频变压器、冲击变压9器、仪用变压器、电子变压器、电抗器、互感器等)。6、按冷却介质分类:有干式变压器、液(油)浸变压器及充气变压器等。7、按线圈数量分类:有自耦变压器、双绕组、三绕组、多绕组变压器等。8、按导电材质分类:有铜线变压器、铝线变压器及半铜半铝、超导等变压器。9、按调压方式分类:可分为无励磁调压变压器、有载调压变压器。10、按中性点绝缘水平分类:有全绝缘变压器、半绝缘(分级绝缘)变压器。3.2.23.2.2 配变接地方式分类:
21、配变接地方式分类:配电系统和电气设备的接地组合来分,一般分为 TN、TT、IT 系统等,上述字母表示的含义:第一个字母表示电源接地点对地的关系。其中 T 表示直接接地;I 表示不接地或通过阻抗接地。第二个字母表示电气设备的外露可导电部分与地关系。其中 T 表示与电源接地点无连接的单独直接接地;N 表示直接与电源系统接地点或与该点引出的导体连接。根据中性线与保护线是否合并的情况,TN 系统又分为 TN-C、TNS 及TNCS 系统。TNC 系统:保护线与中性线合并为 PEN 线。TN-S 系统:保护线与中性线分开。TN-CS 系统:在靠近电源侧一段的保护线和中性线合并为 PEN 线,从某点以后分
22、为保护线和中性线。1、TN 一 C 系统该系统中保护线与中性线合并为 PEN 线,具有简单、经济的优点。当发生接地短路故障时,故障电流大,可使电流保护装置动作,切断电源。该系统对于单相负荷及三相不平衡负荷的线路,PEN 线总有电流流过,其产生的压降,将会呈现在电气设备的金属外壳上,对敏感性电子设备不利。此外,PEN 线上微弱的电流在危险的环境中可能引起爆炸。所以有爆炸危险环境不能使用 TN-C 系统。10 2、TN-S 系统该系统中保护线和中性线分开,系统造价略贵。除具有 TN-C 系统的优点外,由于正常时 PE 线不通过负荷电流,故与 PE 线相连的电气设备金属外壳在正常运行时不带电,所以适
23、用于数据处理和精密电子仪器设备的供电,也可用于爆炸危险环境中。在民用建筑内部、家用电器等都有单独接地触点的插头。采用 TN-S 供电既方便又安全。3、TN-C 一 S 系统该系统 PEN 线自 A 点起分开为保护线(PE)和中性线(N)。分开以后 N线应对地绝缘。为防止 PE 线与 N 线混淆,应分别给 PE 线和 PEN 线涂上黄绿相间的色标,N 线涂以浅蓝色色标。此外,自分开后,PE 线不能再与 N 线再合并。3.2.33.2.3 配电变压器运行年限配电变压器运行年限1、配变运行年限分析必要性:配变运行年限分析必要性和线路运行年限分析必要性一样。2、配变运行年限分析措施:配变运行年限超过
24、20 年的定义为运行年限过长,在规划中应对其进行更换。3.2.43.2.4 配电变压器型号、容量分布配电变压器型号、容量分布1、配电变压器型号、容量分布分析必要性:由于配电变压器型号繁多,因此给备品备件造成了很大的麻烦,为了提高供电可靠性,在规划新建和改造配电变压器过程中,应尽量统一配变型号,因此对现状网配变型号、容量分布分析为今后规划工作中新建和改造变电变压器选型提供了参考。2、配电变压器型号、容量分布分析措施:对于现状配变型号和容量进行统计,得出现状网主要采用的配变型号、容量。3.33.3 开关站开关站1、开关站:中压配电网中的开闭站一般用于 10kV 电力的接收与分配;是全金属密闭,能够
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