中压配电现状分析主要知识点-2010.pdf

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、110kV、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。2.22.2 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。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,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。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）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：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 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，能够在室外运行的 10kV 电压等级以下的开关柜组合。112、开关站进出线间隔分析必要性：对于运行工况差的开关站，在规划过程需要对其进行改造，但是由于开关站的改造工程投资比较大，同时随着新增变电站的不断增加，对于已有的开关站可能会出现位于新增变电站附近，这样就会出现是否选择通过环网供电取代原有开关站供电方式，所以对现有开关站出线回数的分析将会为开关站的改造工作提供参照，对于出线回数少的开关站在改造过程可以考虑采用环网供电取代原有开关站供电模式。3.43.4 环网柜环网柜环网柜：就是每个配电支路设一台 开关柜（出线开关柜），这台开关柜的母线同时就是环形干线的一部分。就是说，环形干线是由每台出线柜的母线连接起来共同组成的。每台出线柜就叫“环网柜”。3.4.13.4.1 环网柜介绍：环网柜介绍：环网柜一般分为空气绝缘和 SF6 绝缘两种，用于分合负荷电流，开断短路电流及变压器空载电流，一定距离架空线路、电缆线路的充电电流，起控制和保护作用，是环网供电和终端供电的重要开关设备。柜体中，配空气绝缘的负荷开关主要有产气式、压气式、真空式，配 SF6 绝缘的负荷开关为 SF6 式，由于 SF6 气体封闭在壳体内，它形成的隔断断口不可见。环网柜中的负荷开关，一般要求三工位，即切断负荷，隔离电路、可行靠接地。产气式、压气式和SF6 式负荷开关易实现三工位，而真空灭弧室只能开断，不能隔离，所以一般真空负荷环网开关柜在负荷开关前再加上一个隔离开关，以形成隔离断口。3.4.13.4.1 环网柜面数环网柜面数1、环网柜面数分析必要性：环网柜作为中压线路分段和联络设备，环网柜是否存在剩余出线柜决定规划中环网柜是否可以作为新的联络点，对环网规划的可操行有很大的影响。2、环网柜面数分析措施：分析现有环网柜是否存在剩余出线柜（进线柜）。123.4.23.4.2 环网型号环网型号常用的主要有 HK-10、MKH-10、8DH-10、XGN-15 和 SM6 系列3.4.33.4.3 环网柜运行年限：环网柜运行年限：1、环网柜运行年限分析：任何设备都有自己的运行年限，运行年限过长的设备故障率将会增大，运行工况差，维护量大，供电可靠性和供电经济性差，因此对于环网柜运行年限分析是十分必要的。2、环网柜运行年限分析：统计环网柜运行年限，找出运行年限过长的环网柜，在规划中进行改造。3.53.5 开关开关3.5.13.5.1开关分类开关分类1、开关按照功能分为隔离开关、负荷开关和断路器，负荷开关只能隔离负荷电流，不能隔离短路电流，断路器可以隔离短路电流。按照构成可以分为油开关、真空开关和 SF6 开关，其中常用的为真空开关和 SF6 开关，油开关由于故障率高所以在规划中应对其进行更换。2、开关分析必要性：由于开关和供电可靠性是密不可分的，因此从供电可靠性角度来看，对开关的分析是十分必要的。3、开关类别措施：对开关类别分析，找出油开关，油开关供电可靠性差，维护量大，因此在规划中应对油开关进行更换。3.5.23.5.2 开关运行年限开关运行年限开关运行年限分析的必要性和措施同环网柜。3.63.6 分接箱分接箱1、分接箱：是用于电缆线路输送容量分配的设备，与环网柜不同点在于分接箱无开关，不能实现故障隔离操作，一般和环网柜配合使用，属于环网间隔的扩展。2、分接箱分析措施：由于分接箱不带开关，不能实现故障隔离，因此在主13环网中不使用分接箱，在规划中找出主干线路分接箱更换为环网柜，提高供电可靠性。4、网络结构分析、网络结构分析4.14.1 接线模式接线模式1、接线模式分类：电缆线路接线模式分类：单辐射、单环网、“#”字型接线、两联络、主备接线模式等。架空线路接线模式分类：单辐射、手拉手、分段联络、主备接线模式和“#”字型接线模式等。开关站接线模式：单电源辐射供电模式、双电源供电模式、不同母线环网接线。2、接线模式分析必要性：不同接线模式的供电可靠性和经济性是不同的，为了提高供电可靠性和经济性，需要对现有网架结构进行分析。3、接线模式分析措施：对于接线模式的分析，主要从供电能、供电可靠性、适用情况、过渡能力和运行维护来分析。14表 3 10kV 配电网典型接线模式对比分析理论分析导线类型中压网络接线模式供电能力供电可靠性线路负载适用情况分析过渡能力分析运行维护情况分析经济性分析架空母线线路（单辐射）可以达到单条线路的最大供电容量。线路故障将导致部分或全部线路停电，供电可靠性差。可以达到单条线路的最大供电容量。适用于郊县或农村地区，负荷密度低，路网结构不清晰的地区。随着电网结构完善，易于向手拉手或分段联络方向过渡。线路结构简单，易于调度和运行管理。线路和设备数量少、投资小。架空线路1线路2母线2母线1（手拉手）整个供电单元可以达到单条线路的最大供电容量。一条线路故障时可闭合联络开关，从另一条线路转带负荷。供电可靠性较高。每条线路可以达到单条线路最大供电容量的50%。适用于负荷发展迅速地区，是一种过渡接线模式。可以发展为分段联络接线，随着架空线入地改造，也可向电缆单环网接线过渡。网架结构清晰，运行比较灵活，易于调度管理。由于考虑线路备用容量，线路利用率只有 50，所以投资比其它接线模式大。架空线路联络2母线联络1（三分段两联络）整个供电单元可以达到两条线路的最大供电容量。线路故障时可通过联络开关操作，缩小故障范围。供电可靠性较高。每条线路可以达到单条线路最大供电容量的75%。适用于城区，负荷密度较大，供电可靠性要求较高，路网结构清晰且架空线路路径充足的地区。随着架空线入地改造，可向电缆三分段两联络接线过渡。网架结构较为清晰，运行灵活性较好。相比于手拉手接线，线路利用率提高，所以线路投资比手拉手要低。架空联络3线路母线联络1联络2整个供电单元可以达到三条线路的最大供电容量。线路故障时可通过联络开关操作，缩小故障范围。供电可靠性较高。每条线路可以达到单条线路最大供电容量的75%。适用于城区，负荷密度较大，供电可靠性要求较高，路网结构清晰且架空线路路径充足的地随着架空线入地改造，可向电缆互为备用接线模式过渡。线路联络较多导致网架结构较为复杂。相比于手拉手接线，线路利用率提高，所以投资比手拉手少。15导线类型中压网络接线模式理论分析适用情况分析过渡能力分析运行维护情况分析经济性分析供电能力供电可靠性线路负载（三分段三联络）区。电缆线路母线（单辐射）可以达到单条线路的最大供电容量。线路故障将导致部分或全部线路停电，供电可靠性差。可以达到单条线路的最大供电容量。常作为电网初期建设的过渡模式，一般情况下较少使用。可以向各种电缆线路的接线模式过渡。线路结构简单，易于调度和运行管理。线路和设备数量少、投资小。电缆母线1母线2线路2线路1（单环网）整个供电单元可以达到单条线路的最大供电容量。具有良好的负荷转带能力，供电可靠性较高。每条线路可以达到单条线路最大供电容量的50%。适用于城区，负荷发展迅速地区，作为一种过渡接线模式。可以向电缆线路分段两联络等接线模式过渡。网架结构清晰，运行比较灵活，易于调度管理。由于考虑线路备用容量，线路利用率只有 50，所有比其它接线模式投资大。电缆线路1线路2母线1母线2母线3母线4线路3线路4（三分段两联络）整个供电单元可以达到 2.67 条线路的最大供电容量。具有很强的负荷转带能力，供电可靠性高。每条线路可以达到单条线路最大供电容量的75%。适用于城区，负荷密度较大，可靠性要求很高，双电源用户较多，路网结构清晰且电缆路由充足的地区。三分段两联络可以作为电缆网架的一种最终模式。网架结构较为复杂，在一定程度上增加了调度管理的工作。由于负载率为75，所以投资要比单环网小。16导线类型中压网络接线模式理论分析适用情况分析过渡能力分析运行维护情况分析经济性分析供电能力供电可靠性线路负载电缆主供线路1母线1母线2备用线路母线3主供线路2母线4主供线路3（N 供一备接线）整个供电单元共有 N+1 条线路，可以达到 N 条线路的最大供电容量。一条线路故障时，通过线路投切把备用线路投入运行，供电可靠性较高。N 条主供线路可以满载运行，1条线路公共备用线路空载运行。适用于负荷发展已经饱和、网络按一次规划建成，电缆路由充足的地区。N 供一备接线可以作为配电网架的一种最终模式。网架结构较为复杂，在一定程度上增加了调度管理的工作。由于线路利用率较高，所以投资比单环网小。4.2 分段数分段数1、线路分段数：线路分段数=主干线路开关数+1。2、线路分段数分析必要性：由于线路分段数直接影响线路供电可靠性，合理的分段数能够缩小停电范围，节约故障查询时间。3、线路分段数分析措施：对于线路分段数电缆线路应该控制在 3 分段，架空线路应该控制在 34 分段。5、运行情况、运行情况175.1 线路装接配变线路装接配变1、线路装接配变容量：线路装接配变容量=线路公变容量+线路专变容量。2、线路装接配变容量分析必要性：线路供电能力在线路接线模式和线路导线型号确定的情况下是一定的，为了能够合理的利用导线资源，对线路装接配变容量的分析是十分必要的。3、线路装接配变容量分析措施：线路装接配变容量=线路供电能力/0.65，由于线路装接配变直接存在同时率，因此线路装接配变容量可以适度放大，按照导则规定，线路装接配变容量应在 800012000kVA 之间。如果装接配变容量过少，会造成线路供电能力浪费或者配变负载率偏高；如果装接配变容量过大，会造成线路过载或者配变轻载运行，所以从经济考虑应该杜绝线路装接配变容量不合理。造成线路装接配变容量过大的主要原因？电源点偏少，10kV 线路供电范围较大；城区外围，由于 10kV 线路少，新增配变就近取电源线路。造成线路装接配变容量过低的因素？新建线路目前所带配变容量偏少，随着新区建设线路所带配变容量会逐步增加；线路处于城乡结合部，所供区域负荷发展水平低，该类线路所供电区域随着生活水平提高，线路配变容量会逐步增加；大用户关停，导致线路装接配变容量降低。5.2 线路负载率线路负载率5.2.15.2.1 线路负载率线路负载率1、线路负载率：线路的最大电流与安全电流的比值，反映线路运行情况。2、线路负载率分析必要性：为了满足供电可靠性安全需求，不同接线模式18对负载率的控制有着不同的要求，因此，分析现有线路负载率是否合理是十分必要的。3、线路负载率分析措施：对线路负载率的分析应该结合接线模式对其分析，按照不同接线模式的负载率控制范围找出负载率不合理的线路，对负载率不合理的线路进行分析，找出造成线路负载率不合理的因素，在规划给予解决。各种接线模式模式对应负载率控制范围：单辐射线路过负荷运行；单联络线路负载率控制在 50及以下；两联络线路负载控制在 67及以下；多联络线路负载率控制在 75及以下，主备接线模式主供线路负载率应控制在 100%及以下，备用线路正常情况下不带负荷。5.2.15.2.1 线路平均负载率线路平均负载率1、线路平均负载率：线路平均负载率指中压线路总负荷/总的极限容量之和/功率因数，即线路负载率线路负荷电流/线路允许电流。（计算时注意线路载流量的选取，同时应注意线路的类型，不同线路的类型应考虑不同的载流量；线路负荷电流的选取应注意线路的运行方式是否异常，异常应选用正常方式下的数据进行计算）2、线路平均负载率分析必要性：线路平均负载率能够从宏观上反映中压线路供电容量和供电负荷之间的平衡关系，对更好的掌握中压配电网是十分重要的。3、线路平均负载率分析措施：按照线路平均负载率计算方法算出地区电网线路平均负载率，如果计算结果偏高说明该地区中压线路供电容量偏低，今后规划中应考虑新增中压线路、更换大截面导线或者提高配电电压等级；如果计算结果偏低，说明现有中压线路供电容量比较充裕能够满足负荷发展需求，随着负荷的自然增长，线路负载率会自然达到合理范围。195.3 配变负载率配变负载率5.3.15.3.1 配变平均负载率配变平均负载率1、配变平均负载率：配变平均负载率=配变总负荷/配变总容量/功率因数。2、配变平均负载率分析必要性：配变平均负载率是反映现有电网配变容量和负荷的平衡关系，为规划中新增配变容量提供了有力依据。5.3.25.3.2 线路装接配变平均负载率线路装接配变平均负载率1、线路装接配变平均负载率：指的是线路最大负荷/线路装接配变容量总和/功率因数。2、线路装接配变平均负载率分析必要性：线路装接配变平均负载率能够反映线路装接配变容量和线路负荷的平衡关系，对规划中线路工程改造项目的一部分。3、线路装接配变平均负载率分析措施：线路装接配变平均负载率的分析一般结合线路负载率进行分析，对于配变负载率和线路负载率偏高的线路，总和分析总共有以下 3 个方面。1）线路和配变负载率均较高，表明此类线路所带负荷过大，应考虑新建线路转带其负荷；2）配变负载率高而线路负载率低，说明线路所带配变容量小，造成线路的浪费，建议在适当的时候对这些线路增加配变容量；3）线路负载率高而配变负载率低，说明线路所带配变容量过高，造成配变容量浪费，配变负载率一旦上升，很可能造成线路过载，根据需要新建线路转带负荷或增加线路输送能力，提高配变利用率。5.4 线路线路“N-1”校验校验1、线路“N-1”校验：当某条线路发生故障时，若线路负荷能够被其联络线路全部转带，则该线路能够通过线路“N-1”校验。2、线路“N-1”校验必要性：线路“N-1”是检验网架在故障情况下，负荷20的转带能力，是衡量一个地区配电网结构强弱的重要指标，能够很好的知道规划工作，因此线路“N-1”是十分必要的。3、线路“N-1”校验措施：线路“N-1”校验要结合接线模式，首先，排除不能通过线路“N-1”校验的单辐射线路和无分段线路的联络线路；其次，对联络线路进行环网单元分组，并计算每回线路裕度，如果联络线路裕度大于校验线路负荷，则说明能够满足线路“N-1”校验，反之则不能通过。（注：由于开展的城网规划较多，经计算对于 6km 内的中压线路电压合格率是满足要求的，因此通常线路“N-1”不考虑电压合格率情况，同时，线路“N-1”校验所用负荷应该是同一时刻最大负荷，线路“N-1”校验对于分段联络线路其实是应该考虑每段所带负荷情况进行校验的，由于实际中很难得到数据，因此不做考虑）。5.5 技术经济指标技术经济指标5.5.15.5.1 电压水平电压水平根据城市电力网规划设计导则要求，中压线路电压允许偏差为-7%7%。电压合格率（）电压监测总时间电压超限时间1001A 类电压合格率是指地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）10（6）kV母线电压的合格率。35（66）kV 专线供电和 110kV 及以上供电的用户端电压的合格率。35（66）kV 非专线供电的和 10（6）kV 供电的用户端电压合格率。每10MW 负荷至少应设一个电压质量监测点。380/220V 低压网络和用户端的电压的合格率，每百台配电变压器至少设 2个电压质量监测点，监测点应设在有代表性的低压配电网首末两端和部分重要用户。提高电压质量的综合措施1）无功功率就地平衡；2）具有足够的调压手段。调节电压的主要手段211）主要有发电厂和调相机调压；2）变电站调压；a各电压等级变电站在中压或低压侧母线上装设无功补偿装置；b变压器配置有载调压开关。用户至少经过一级有载调压变压器；3）线路调压：必要时加装线路调压器、改变配电变压器分接头、缩短供电半径及平衡三相负荷。5.5.25.5.2 供电可靠性供电可靠性RS1：分析限电情况下电网供电可靠性RS2：分析不计外部影响情况下电网供电可靠性RS3：分析不限电情况下电网供电可靠性供电可靠率计算：RS-1在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，记作 RS-1。供电可靠率；统计期间时间用户平均停电时间1001RS-2若不计外部影响时，则记作 RS-2。供电可靠率（不计外部影响）；统计期间时间电时间用户平均受外部影响停用户平均停电时间1001RS-3若不计系统电源不足限电时，则记作 RS-3。供电可靠率（不计系统电源不足限电）统计期间时间用户平均限电停电时间用户平均停电时间1001针对整个变电站或整个供电工区：供电可靠率配电线条数年(季、月)日历时间配电线停电时间总计/配电线条数年（季、月）日历时间。通过下面方面可提高供电可靠率：供电可靠性是衡量供电企业供电水平的重要标准，随着网架结构日趋合理，电网建设力度较强，计划停电较多，设备的更新，带电作业的深入推广等都可22使电网的供电可靠性提高。5.5.35.5.3 经济性经济性统计线损率：线损率=（线损电量/供电量）100=（供电量-售电量）/供电量100=（1售电量/供电量）100线路结构不合理，线路供电距离过长，线路负荷过重都可能增大线损；所以要结构优化，缩短其供电半径，提高运行效率。造成统计线损下降的主要原因：1）电网结构的合理化改造；2）高质量低损耗设备的使用；3）电网管理体制的完善。计算线损：对于计算出的线损应检查分析，对于线损较大的线路应核实，核实线路负荷是否较重，系统录入时是否录错了数据；同样适用于线损较小的线路。5.5.45.5.4 短路水平短路水平短路危害：短路电流的弧光高温直接烧坏电气设备；短路电流造成的大电动力破坏其它设备，造成连续的短路发生；电压太低影响用户的正常供电；短路持续时间太长会造成发电设备的损坏；不对称短路会对通信、铁路、邮电产生干扰，危及通信部门人身设备安全。短路电流：分析中压线路短路电流是否合理。10kV 电压等级的短路电流值：10kV：16kA、20kA（特殊地区）