10kV配电网升压至20kV改造技术原则.doc

10kV配电网升压至20kV改造技术原则（试行）1 总则1.1 为适应10kV配电网升压至20kV的改造需要，保证10kV配电网升压改造过程中配电网的安全、可靠、经济运行，并符合环保和节能方面的要求，特制定本原则。1.2 现有10kV配电网逐步升压改造过渡至20kV，是一个复杂的系统工程，应制定长期性和战略性的规划目标，在省公司统一领导下有序开展升压改造工作。1.3 本原则依据国家有关法律法规标准、规程和规范，国家和行业标准以及国家电网公司、浙江省电力公司有关规定，并结合10kV配电网升压改造的实际情况制定。1.4 本原则对浙江省20kV配电网规划建设过程中，10kV配电网升压改造方面的技术原则进行了规定。在10kV升压改造工程中，应遵循本原则。本原则适用于浙江省所属地市电力公司10kV配电网的升压改造。2 引用标准本标准引用了下列标准的有关条文，当这些标准修订后，使用本标准者应引用下列标准最新版本的有关条文。GB 3804 3.6 kV40.5 kV高压交流负荷开关GB1985 高压交流隔离开关和接地开关GB 16926 交流高压负荷开关熔断器组合电器GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB 50052 供配电系统设计规范GB 50053 10kV及以下变电所设计规范GB 50054 低压配电设计规范GB 3906 3.6 kV40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB/T 762 标准电流GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求DL/T 402 交流高压断路器订货技术条件DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 615 交流高压断路器参数选用导则DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求Q/GDW 156 城市电力网规划设计导则3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 20/10kV联络变压器 20/10kV Interconnecting Transformer 实现20kV和10kV网络之间联络和转供功能的变压器。3.2 20/10kV双电压配电变压器 20/10kV Dual-Voltage Distribution Transformer 高压侧绕组具有双抽头，可用于20kV和10kV两种电压等级的配电变压器。4 10kV配电网升压改造的一般原则 10kV配电网升压至20kV改造过程应遵循下列一般原则：4.1 10kV配电网升压改造工作，应根据本地区20kV配电网的规划建设的要求平稳有序地开展。4.2 升压改造前应对需要改造的设备和网络进行技术经济论证和安全可靠性评估，确定改造时机和改造策略。4.3 根据现有10kV设备存量规模、逐年投资力度、升压改造技术难度以及电力设备的寿命周期，确定整个升压改造过程的时间跨度。4.4 升压改造过程中，应最大限度地利用原有10kV存量资产。4.5 宜分阶段分区域进行升压改造，一般不宜短时间内进行大面积升压。4.6 升压改造过程中，应协调20kV电源点的建设和用户的供电需求。4.7 升压改造过程中，一般20kV和10kV网络宜各自独立运行。如对供电可靠性有特殊要求，可通过20/10kV联络变压器进行联络和转供。4.8 浙江省各地市局10kV配电网升压改造工作应制定相应的改造可行性研究报告，经省公司批准后实施。4.9 升压改造过程中应加强宣传力度，争取政府政策性支持，取得社会各方理解。5 10kV配电网升压改造原则和策略5.1 改造时机选择的一般原则5.1.1 升压改造前，应对升压改造可行性、改造技术难度等问题进行研究和论证，并对存量资产的基本情况进行评价和估算。5.1.2 根据20kV电源点的规划建设进度和用户的供电需求，以及投资力度，选择合理的升压改造时机。5.1.3 原有10kV供电能力不足，供电区域内负荷增长迅速，配电网存在大量使用年限较长设备的供电区域，应首先进行升压改造。5.1.4 供电区域内存在一定的负荷增长，配电网设备较新，供电能力暂时能够满足需求，则应暂缓升压改造。5.1.5 10kV供电能力充足，供电区域内负荷增长缓慢，可等待改造后期再对其进行升压改造。5.2 分阶段升压改造原则和策略5.2.1 根据20kV配电网规划建设进度，将改造阶段划分为初期、中期和末期3个改造阶段。5.2.2 改造初期，时间跨度一般从改造起始点至完成升压改造总工程量的25%。这个阶段，着重对供电能力不足且尚有一定负荷增长、设备运行年限接近到期的区域先行实施升压改造。5.2.3 改造中期，时间跨度一般从改造初期完成至完成升压改造总工程量的50%。这个阶段，宜重点对现有10kV网络已经较为成熟的城市区域全面开展升压改造工作。5.2.4 改造末期，时间跨度一般从改造中期完成至升压改造全部完成。这个阶段，重点针对尚未实现升压的区域开展全面升压工作。5.2.5 升压改造初期阶段有如下改造策略：5.2.5.1 对运行年限接近寿命期的设备实施升压改造，新设备统一按照20kV选型。周边20kV电源尚未建成时，宜暂时降压运行，待后期逐步升压至20kV运行。5.2.5.2 对于现有10kV设备使用年限较短的区域，宜继续挖掘10kV网络供电潜力，暂时维持10kV供电，待接近设备寿命期时再根据所处区域供电能力的裕度确定是否进行升压改造。5.2.5.3 实施升压改造的同时，宜加快周边20kV电源点的建设与改造，为即将在中、末期实施的升压改造创造必要的电源基础。5.2.5.4 对农村等低负荷密度地区，如果供电能力和电能质量能够满足要求，暂不考虑进行升压改造。5.2.6 升压改造中期阶段有如下改造策略：5.2.6.1 对于设备运行年限未达到规定年限的区域，暂时维持10kV供电，待后期逐步进行升压改造。5.2.6.2 加大20kV电源点的建设与改造力度，构筑坚强的20kV电源网架，为末期的升压改造准备必要的条件。5.2.6.3 对于农村等低负荷密度地区，若负荷没有较大增长趋势，应维持现有供电模式不变，待周边的20kV网架已经较为成熟之后，再实施升压改造。5.2.7 升压改造末期阶段有如下改造策略：5.2.7.1 在城市地区遗留的尚未升压区域，实施升压改造，最终在整个供电区域内建立20kV目标网架。5.2.7.2 对农村等低负荷密度地区全面实施升压改造。5.3 电源点的改造原则5.3.1根据规划要求、负荷情况、以及有无增容要求，确定系统电源点的改造方案，新建电源点或在原有电源点进行改造。5.3.2 主变更换方案的确定过程，需要进行经济技术论证。5.3.3原有电源点的改造，在变电站内应预留20/10kV联络变压器位置或主变同时有20kV和10kV绕组。5.4 改造过渡时期20kV与10kV系统联络5.4.1 改造过渡时期可以采用110/20/10kV三圈变压器和20/10kV联络变压器进行20kV和10kV系统联络。5.4.2 采用110/20/10kV三圈变压器应遵循如下原则：5.4.2.1 在暂时需要保留相当容量10kV电源的供电区域，新建变电站时可采用提供10kV和20kV供电的110/20/10kV三圈变压器。5.4.2.2 110/20/10kV三圈变压器的容量比例可定为1/1/0.5，初期10kV容量可为原有10kV供电负荷提供电源。5.4.2.3 110/20/10kV三圈变压器接线示意图如图5-1所示。图5-1 110/20/10kV变压器的连接示意图5.4.3 采用20/10kV联络变压器应遵循如下原则：5.4.3.1 20/10kV联络变压器仅作为升压改造过渡期使用，在改造过渡过程中应进行轮换使用。5.4.3.2 20/10kV联络变压器的功能：（1） 在改造过程中，原则上新建20kV线路不宜与原有10kV线路进行联络，但在特殊情况下用于做线路联络，相当于提高馈线可靠性的联络开关；（2） 用于原10kV用户的供电，在过渡区域内为未升压改造的用户提供10kV电源。5.4.3.3 容量序列划分原则（1） 联络变压器的容量宜大于单个用户的用电容量，小于等于1条10kV线路的供电容量，容量系列宜在2000-8000kVA之间，在系统紧急负荷转移需求，能够保证提供10000kVA转供容量。（2） 配电站（某侧进线）内，联络变容量选为5000kVA；10kV供电的联络变，安装在高压变电站20kV出线侧，容量选为8000kVA；（3） 对于容量较小的10kV用户，若其外围已经形成20kV供电网络，也可将联络变安装在用户侧的配电室内，容量选为2000-3000kVA。5.4.3.4 20/10kV联络变的分接范围：22.5%。5.4.3.5 为10kV供电的仅有一侧电源的20/10kV联络变，宜使用自耦变压器。5.4.3.6 系统联络功能的联络变，联络变压器的接线组别应分别和20kV与10kV侧的变压器接线组别一致。5.4.3.7 若20kV和10kV连接组别有差别，应使用双绕组变压器。5.5 用户侧的升压改造原则5.5.1 对于新增用户，应遵循以下原则：（1）若新增用户的供电区域内已有20kV电源点，则新增用户直接采用20kV电压等级供电。（2）若新增用户的供电区域内暂时还没有20kV电源点，则新增用户可采用20kV等级编制供电方案，采用20kV和10kV双抽头配电变压器等措施，暂时以10kV进行过渡供电。5.5.2 对于原有用户，应遵循以下原则： （1）若原有用户的供电区域内暂时没有20kV电源点，则原有用户可保持10kV供电方式。 （2）若原有用户的供电区域内已有20kV电源点，则可在20kV变电站（开闭锁）或用户侧设置20/10kV变压器，为原有10kV用户供电。 （3）原有用户需要增容，则采用20kV供电。 （4）若原有用户设备寿命到期，则应更换为20kV设备；若存在20kV电源点，则采用20kV供电，否则暂时降为10kV运行。6 10kV配电网升压改造工程实施技术原则6.1 中性点接地方式选取原则6.1.1 10kV配电线路升压至20kV，应对系统电容电流进行重新估算，以根据电容电流的大小，并结合网络状况选择中性点接地方式。6.1.2采用不接地或消弧线圈接地方式的原有10kV架空线路和混合线路，考虑绝缘水平相对较低，升压至20kV应按不同中性点接地方式进行供电可靠性、经济性和运行安全性的综合评估。6.1.3 10kV架空线路或混合线路，升压20kV运行后，系统不应带故障长时间运行。6.1.4 10kV纯电缆线路系统升压后，宜选择中性点低电阻接地方式。 6.2 通道资源利用原则6.2.1 10kV架空线路走廊的利用宜遵守以下原则：6.2.1.1 升压改造过程中，现有10kV架空线路通道在满足20kV运行要求的前提下，其通道资源应充分进行利用。6.2.1.2 多回路同杆架设的10kV架空线路升压后应重新确定不同回路间的距离。6.2.2 10kV电缆通道的利用宜遵守以下原则：6.2.2.1 升压改造实施过程中，若原有10kV电缆线路不能满足升压要求而需要更换为20kV电缆时，应利用现有10kV电缆沟道进行敷设，尽量避免重新开挖道路，造成投资浪费。6.2.2.2 若现有电缆通道不能满足升压敷设要求，需要新建或改建电缆通道。6.2.3 必须新建的架空线路走廊和电缆通道，应与市政建设相结合，力求二者同步实施，将由于建设电力通道造成的影响降至最低。7 10kV配电网主要设备升压技术原则7.1 10kV可再利用设备7.1.1 升压改造前应对各类设备进行升压可行性论证和升压试验，并对设备使用年限进行调研统计，对设备使用环境进行考察，确定可再利用设备种类和数量。7.1.2 10kV架空裸导线以及水泥杆塔等线路附属设备应考虑直接升压至20kV。7.1.3 10 kV电缆和绝缘导线，需经过统计和试验，并考虑周围运行环境和运行条件，确定可升压至20kV运行的电缆、绝缘导线及其附属设备。7.1.4 对于其它10kV配电设备升压后的再利用，应经过充分的论证和试验研究，以确定设备再利用的可行性。7.2 架空裸导线线路升压改造技术原则7.2.1 对于不满足要求的针式绝缘子和支柱绝缘子应予更换，耐张绝缘子串应增加1片或直接更换为合成绝缘子。7.2.2 对于中性点小电流接地系统：一般污秽地区（D级及以下）支柱绝缘子爬电距离参考Q/GDW 152 电力系统污区分级与外绝缘选择标准，耐张绝缘子串应选用4片绝缘子或合成绝缘子；严重污秽地区（E级），支柱绝缘子和耐张绝缘子串应考虑使用合成绝缘子，爬电距离参考Q/GDW 152。7.2.3 耐张绝缘子串长度增加后应对线路弧垂进行调整，并按20kV线路要求对电气距离进行校核。7.2.4 升压前应按表7-1对水平线间距离进行校核。档距超过120m时，按66kV及以下架空送电线路设计技术规范计算。若需更换横担，应对杆塔荷载进行校核。表7-1 20kV架空裸导线线间距离（m）档距/m40及以下5060708090100线间距离/m0.600.650.700.750.850.901.07.2.5 裸导线升压后，在最大计算弧垂和最大计算风偏情况下，对地距离和交叉跨越应满足表7-2要求。表7-2 20kV架空裸导线安全距离限值（m）线路经过地区最小垂直距离/m最小水平距离/m地面人口密集地区7.0/人口稀少地区6.0/交通困难地区5.0/水面通航河流6.5/非通航河流6.0/建筑物3.52.0公园、绿化区、防护林带的树木3.03.0果树、经济作物或城市绿化灌木2.0/街道行道树木2.02.57.2.6 裸导线升压后，每相的过引线、引下线与邻相的过引线、引下线、导线之间的净空距离不应低于0.4m，导线与拉线、电杆或构件的净空距离不应低于0.35m。7.2.7 与35kV线路同杆架设时，两导线之间的垂直距离不小于2.0m；与110千伏线路同杆架设时，两导线之间的垂直距离不小于3.5m。7.2.8 对于中性点低电阻接地系统，应对单相接地短路电流进行核算，必要时增加防护措施，保证跨步电压和接触电势在安全范围内。7.3 架空绝缘线路升压改造技术原则7.3.1 针式绝缘子应更换为支柱绝缘子。支柱绝缘子应按照20kV标准进行雷电冲击和湿工频耐压试验，不符合要求时应予更换。更换后的支柱绝缘子爬电距离参考Q/GDW 152 电力系统污区分级与外绝缘选择标准。7.3.2 耐张绝缘子串应增加1片或直接更换为合成绝缘子。7.3.3 耐张绝缘子串长度增加后应对线路弧垂进行调整，不满足要求时应重新压接耐张金具，并按表7-3中20kV线路要