配网“低电压”治理典型示范.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除配网“低电压”治理典型示范此文档仅供学习与交流前 言配网“低电压”是关系千家万户生活质量的民生问题，消除“低电压”是公司履行社会责任和践行服务宗旨的基本要求，是供电企业迈向精益化管理的重要标志。2010年以来，公司持续开展配网“低电压”专项治理，配网结构、装备水平及配网综合管理水平显著提升，用户端供电质量明显改善，已累计解决2307万户“低电压”问题。据统计，目前公司系统配网“低电压”主要集中在农村地区，共有847.6万户。为有效指导各单位开展配网“低电压”治理工作，提升治理成效，公司运检部选取江苏、浙江、福建、北京、冀北、湖北、湖南、宁夏等单位25个典型案例，编制配网“低电压”治理典型示范，旨在积累和传承“低电压”治理工作经验，便于一线工作人员开拓思路，寻找差距，取长补短，为配网“低电压”治理工作提供示范。配网“低电压”治理典型示范主要内容分为5部分：第一部分是典型运维管理措施，包括调整配变分接头档位等6个典型案例；第二部分是变电站中压母线电压治理，包括变电站压控调容无功补偿装置等3个典型案例；第三部分是中压线路末端低电压治理，包括35kV配电化等5个典型案例；第四部分是配变台区低电压治理，包括新增配变布点等9个典型案例；第五部分是配网“低电压”监测，包括智能公变监测系统等3个典型案例。目 录1. 典型运维管理措施11.1 调整电网AVQC系统控制策略11.2 调整配变分接头档位21.3 调整配变低压三相负荷41.4 维修导线及接头，降低接触电阻51.5 维修配变中性点接地装置71.6 整治违约用电82. 变电站中压母线电压治理92.1 变电站压控调容无功补偿装置92.2 变电站10kV智能投切无功补偿装置122.3 10kV SVG153. 中压线路末端低电压治理223.1 35kV配电化223.2 10kV线路单向调压器273.3 10kV线路双向调压器293.4 配电网无功电压三级协调控制313.5 10kV快速开关型串联补偿装置334. 配变台区低电压治理354.1 配变新增布点354.2 在线滤油有载调压配变384.3 单相配电变压器434.4 自动调容调压配电变压器454.5 三相不平衡自动调节装置474.6 低压SVG装置534.7 低压无功补偿554.8 低压线路动态电压电流调节器574.9 低压线路改造625. 配网“低电压”监测645.1 电压监测点设置及数据召测645.2 智能公变监测系统655.3 配网业务综合管控平台661. 典型运维管理措施1.1 调整电网AVQC系统控制策略1.1.1 适用范围适用于安装有自动电压无功控制装置的变电站10千伏母线电压优化控制。1.1.2 具体做法（1）问题描述国网江苏淮安供电公司110kV古桑变20kV塘东2号线、梦兰线、科二线所供工业用户反映晚上工业电动机无法启动和停机。经现场测量，晚间21点以后负荷高峰期间，塘东2号线永帝工贸专变用户低压侧线电压346V。110kV古桑变20kV段母线上有2条20kV线路，线路上有大量夜间工业用电负荷。110kV古桑变电所无功调节系统原先按照母线电压上限21.2kV，电压下限20.2kV设置进行电容器投切。晚上21点开始，20kV段母线电压开始降低，21:25，母线电压降低到19.5kV左右图1-1-1 110kV古桑变20kVII母电压曲线（治理前）（2）治理措施对110kV古桑变电站电压无功控制策略进行调整，由原先逆调压（通过电压上下限进行调压）改为动态调压（综合时间段及电压上下限等参数进行调压）。白天负荷较轻时，设置电压上限21.2kV，电压下限20.2kV；晚上21点至早上7点，设置电压上限21.3kV，电压下限20.4kV，同时对功率因数及负荷变化趋势参数进行相应调整。（3）治理效果110kV古桑变电站改为动态调压后，20kV段母线电压波动相对平稳。晚间，母线电压稳定在20.4kV以上；20kV段母线塘东2号线永帝工贸专变用户的低压电压在395V左右，20kV段母线科二线苏源矿业专变用户的低压电压在394V左右。图1-1-2 110kV古桑变20kVII母电压曲线（治理后）1.2 调整配变分接头档位1.2.1 适用范围适用于配变最大负载率低于100%，低压三相负荷不平衡度低于25%，配变分接头运行档位不合理，存在配变出口低电压或者同一供电台区多户低电压的情况。针对配变未超载且三相负荷平衡度较好的低电压问题，应首先查看配变分接头档位是否合理，配变出口三相电压偏低，优先调整配变分接头调档，并对台区首末端用户进行电压校核，确保其首末端用户电压质量均合格。1.2.2 具体做法（1）问题描述国网江苏连云港供电公司110kV盐东变10kV东城线470号配变,容量为400kVA，最大负载率为72%，低压供电半径为250m，低压主干线截面为JKLYJ-185绝缘导线，三相负载基本平衡。配变分接头共三档，运行档位设置在I档。该配变所供多个用户出现低电压问题。现场实测配变出口电压：A相210.5V，B相211.7V，C相209.6V,某低压用户在负荷高峰期最低电压为197.1V。图1-2-1 东城线470号配变低压接线图图1-2-2 东城线470号配变负载率（2）治理措施将该配变分接头档位进行调整，由I档调整为II档。（3）治理效果调整变压器档位后，配变出口电压稳定在221V；该台区末端用户电压均合格，最高电压为233V，最低电压为213V。图1-2-3 东城线470号配变调档后配变出口电压曲线图1-2-4 东城线470号配变调档后末端用户电压曲线1.3 调整配变低压三相负荷1.3.1 适用范围适用于配变最大负载率低于100%，低压三相负荷不平衡度大于25%，某一相低压线路上存在多个低电压用户的情况。针对三相负荷不平衡导致的低电压问题，应结合用电信息采集系统中的配变负荷信息，分析三相负荷不平衡特征。负载较轻，但三相负荷不平衡较为严重的配变，应优先调整配变低压三相负荷。1.3.2 具体做法（1）问题描述国网江苏无锡供电公司本部民丰变任巷线刘潭（丁）配变，经测量电流值为：A:154A、B:136A、C:287A，配变三相电流不平衡，C相负荷较重。该配变下C相多个用户存在低电压，黄巷街道刘潭一村社区居民委员会（用户编号：1111934223），三相电压分别242V、220V、199V。图1-3-1 刘潭（丁）配变低压接线图（2）治理措施将该配变台区C相3个非居民负荷切割至A、B相。（3）治理效果整改后，现场电压复测值为：配变出口，A相:222V、B相:222V、C相:221V。黄巷街道刘潭一村社区居民委员会：A相:219V、B相:219V、C相:219V。1.4 维修导线及接头，降低接触电阻1.4.1 适用范围适用于因表计接线接触不良、低压线路接头接触不良，接触电阻增高，引起个别用户出现低电压的情况。通常配变出口电压合格，同一供电台区内其他用户电压正常。1.4.2 具体做法（1）问题描述国网江苏无锡供电公司10kV团氿线中星湖滨城14#站1#所变的三相四线制用户上海中星集团宜兴置业有限公司（用户编号：1113491397）B相电压持续越下限。图1-4-1中星湖滨城14#站1#所变某用户电压曲线（治理前）该配变出口电压与其余用户电压均正常，用电信息采集系统中同一配变下各用户电压情况如下：图1-4-2中星湖滨城14#站1#所变台区各用户电压情况（2）治理措施经现场勘查，该用户表计前空气开关B相导线虚接，立即实施整改。（3）治理效果整改后，经用电信息采集系统跟踪监测，该用户三相电压保持在225V左右，恢复正常。图1-4-3中星湖滨城14#站1#所变某用户电压曲线（治理后）1.5 维修配变中性点接地装置1.5.1 适用范围适用于因配变中性点接地不良导致配变出口电压偏低的情况。1.5.2 具体做法（1）问题描述国网江苏常州供电公司10kV兴镇线小河中街配变(台区编号：0490000017674）出口电压偏低。12月11日，该配变出口电压最小值为198.6V，电压曲线如下图：图1-5-1小河中街配变出口电压曲线（治理前）（2）治理措施根据用电信息采集系统数据显示，该配变电压存在长期越下限情况，且三相电压差异较大。现场实测，该配电变压器出口电压为A相212V，B相223V，C相232V，与现场表计数据一致，排除表计接线问题。停电后，经测量该变压器中性点接地电阻为24.7，经分析确认为配变中性点工作接地不良导致配变出口电压偏低。对该变压器接地装置进行维修，重新制作中性点接地线。（3）治理效果变压器接地装置维修后，配变中性点接地电阻为3.8，经测量配电变压器出口电压恢复正常，用电信息采集系统显示电压波动范围为218V-228V，符合标准。图1-5-2小河中街配变出口电压曲线（治理后）1.6 整治违约用电1.6.1 适用范围适用于因用户超报装容量违约用电引起的低电压问题。1.6.2 具体做法（1）问题描述国网江苏苏州供电公司10kV化纤线汤浜村西沿头配变低压用户付建福(用户编号：6495058066；合同容量：50kW)在2014年11月3日11时30分发生电压越下限，电压为194V。该用户供电距离为215m，且该条分支线没有其它用户，导线为LGJ-95mm2，接户线为35mm2铜线18m。用户电压、电流曲线图如下：图1-6-1汤浜村西沿头配变某用户电压、电流曲线（2）治理措施经查，该用户有多台塑料造粒设备，设备总负荷达100kW，电压越下限时用户用电容量需求达84kVA,超过合同规定容量，用户超报装容量用电引起电压降低。对该用户开展违约用电整治，合理限制负荷。（3）治理效果整治后，该用户电压已符合标准。现场实测：A相214.9V、B、C相均为223V。用电信息采集系统电压曲线如下：图1-6-2 汤浜村西沿头配变某用户电压曲线（治理后）2. 变电站中压母线电压治理2.1 变电站压控调容无功补偿装置2.1.1 原理及适用范围（1）原理传统无功补偿装置是通过投切电容器来补偿无功，压控调容无功补偿装置是在电容器前面串一台自耦调压变，在电容器组固定投入的情况下，根据原理，通过压控调容装置改变电容器组的端电压，从而改变电容器组注入电网的无功功率，实现精细的无功补偿目的。假设电容器组的额定容量为QCN，调压器的电压调节范围为0.6UCUC（UC为电容器组的额定电压），调压器档位为9档，每档调节电压相差5% UC，则各档对应的电容器组输出容量如下： 表2-1-1 压控调容无功补偿装置输出电压与输出容量关系表档位123456789端电压（UC）0.6UCN0.65UCN0.7UCN0.75UCN0.8UCN0.85UCN0.9UCN0.95UCNUCN输出容量（QC）0.36QCN0.42QCN0.49QCN0.56QCN0.64QCN0.72QCN0.81QCN0.90QCNQCN（2）适用范围单组电容器容量大、投运率低，无功波动大的变电站。2.1.2 具体做法（1）应用数量压控调容无功补偿装置在全国应用超过300台。（2）影像资料图2-1-1 压控调容无功补偿装置2.1.3 治理效果（1）问题描述国网浙江丽水供电公司城北35kV变电站有两台主变，并列运行，每台容量10MVA，共装有两组电容器成套装置，其中1#电容器组容量为3600kvar，2#电容器组容量为2400kvar。变电站所带负荷主要为农村负荷，还有小水电等分布式电源，季节性强，日负荷变化大，两组电容器利用率低，投入时过补，退出时欠补，电容器投切频繁，无功补偿不精细，同时，由于单组电容器容量较大，在投切过程中对电网冲击大，严重影响10kV母线电压稳定性，导致主变分接开关频繁动作。（2）改造措施在变电站原有的3600kvar电容器前端串联一台调压器，通过改变电容器的端电压来调整无功输出的大小，调压器调压范围60%100%，另一套2400kvar集合式并联电容器作为固定补偿，两组电容器通过控制器实现自动控制。当系统无功缺额较小时，投入改造后的3600kvar SVQR设备，控制器根据系统无功缺额大小分9级进行自动精细调节。当系统无功缺额较大时，控制系统可根据需要再投入2400kvar的电容器组。该方案原有的电容器、电抗器、隔离开关和放电线圈等一次设备能够继续使用。（3）改造效果表2-1-2 改造前数据采集时间系统电压（kV）系统电流（A）功率因数无功缺额（Kvar）07-07-03 08:0110.01131.00.831285.007-07-03 09:0610.06102.00.831068.007-07-03 10:0210.13098.20.86889.007-07-03 11:2510.15098.20.85916.007-07-03 12:1310.20092.20.86924.007-07-03 13:1910.21090.40.88763.007-07-03 14:2810.23090.10.84529.007-07-03 15:3610.26085.20.84821.007-07-03 15:3110.31065.00.83647.007-07-03 16:1410.30075.40.85529.007-07-03 17:1210.20070.10.84678.007-07-03 18:1010.21070.00.84678.007-07-03 19:2410.19080.30.88680.007-07-03 20:2610.13084.60.88556.007-07-03 21:0910.09096.20.85898.007-07-03 22:0110.22062.10.90485.007-07-03 23:1110.20070.10.88678.0表2-1-3 改造后数据采集时间系统电压（kV）系统电流（A）功率因数无功缺额（Kvar）07-09-10 02:1910.35063.00.990.0607-09-10 02:2210.31063.00.990.0507-09-10 06:2010.29068.00.990.1607-09-10 06:4610.29078.00.960.3707-09-10 06:5910.35081.00.980.3007-09-10 07:2510.33091.00.970.4007-09-10 07:2910.31106.00.980.3907-09-10 08:1710.39113.00.990.3207-09-10 08:5510.23088.00.990.1507-09-10 09:1710.33111.00.990.3307-09-10 09:2610.34084.00.960.3007-09-10 09:3210.49113.00.990.3007-09-10 11:3510.51100.00.990.0107-09-10 11:5110.39100.00.990.0707-09-10 11:5510.51090.00.990.0107-09-10 12:0110.53085.00.990.0707-09-10 12:0810.53080.00.990.0907-09-10 12:1210.61076.00.990.1207-09-10 12:1910.57073.00.990.0807-09-10 14:0710.41096.00.980.3207-09-10 14:5210.35086.00.980.2707-09-10 15:0510.19098.00.990.2007-09-10 18:2410.33095.60.980.35从改造前后数据对比分析看，无功补偿设备改造后，电容器的利用率提高了，特别是在系统无功需求较小时，还能充分发挥无功补偿的作用，功率因数大部分时间在0.98以上。采用调压器对无功进行调节，调压器档位多，电容器端电压改变小，单次无功调节量低，对电网电压影响小，避免了主变分接开关的频繁动作。由于无功补偿调容方式的改变，电容器开关柜投切次数大大减少，电容器合闸涌流和操作过电压的次数也随之减少，延长了开关柜和电容器成套装置的使用寿命。电容器长期处于低电压下运行，对电容器的安全运行更加有利。2.2 变电站10kV智能投切无功补偿装置2.2.1 原理及适用范围（1）原理变电站10kV智能投切无功补偿装置采用晶闸管阀与接触器并联的形式，串联后接入断路器投与并联电容器组之间。利用晶闸管控制电容器投切瞬间暂态过程出现的涌流、过压与拉弧，有效抑制暂态冲击，主接线方案见图2-2-1。图2-2-1 智能投切装置主接线方案正常运行时断路器闭合，智能投切装置代替断路器接受VQC或(AVC)命令智能过零投退电容器，做到在电压过零点投入电容器且在电容器切除时真空交流接触器不会拉弧的技术特点，限制暂态过程，有效减少暂态冲击电压和电流，减少频繁的电容器投切导致的电网设备、补偿电容器、变频设备等的故障。(2)适用范围适用于无功波动大，需频繁投切电容器的变电站。2.2.2 具体做法2012年3月23日在国网浙江丽水供电公司110kV岩泉变1#电容器间隔投入运行，实测最大涌流倍数1.83，平均涌流倍数1.77，提升10kV母线电压合格率，投运至今未发生故障，实现电容器及其开关零缺陷，有效抑制了电容器频繁投切产生的暂态冲击，显著提高了电容器和投切开关的使用寿命图2-2-2 智能投切装置外观及现场安装图目前在110kV岩泉变、金溪变分别安装投运2组，共4组，运行情况良好，免维护。与普通断路器投切电容器比较优缺点见表2-2-1。表2-2-1变电站10kV无功补偿设备智能投切装置优点产品功能可靠性断路器投切并补同时改善功率因数电容器开关、电容器易损坏智能投切装置并补同时改善功率因数过零投切，稳定良好2.2.3 治理效果图2-2-3 应用前投切电容器的10kV母线电压波形图2-2-4 应用后投切电容器的母线电压波形表2-2-2实施前后效果对比序号实施前实施后1电容器、电容器断路器缺陷频发，平均每年每组电容器间隔缺陷3起到目前为止，电容器、电容器断路器零缺陷2功率因数0.9功率因数提高至0.95310kV母线电压合格率99.1%10kV母线电压合格率100%2.3 10kV SVG2.3.1 原理及适用范围（1）原理10kV SVG属于电力系统电能质量和大功率电力电子技术领域。装置以链式H桥大功率电压逆变器为核心，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值的关系来确定输出功率的性质与容量，并具有如下特点：1）实现感性无功和容性无功的连续平滑双向快速调节。2）链式结构可以降低功率器件的开关频率，大大降低开关损耗，运行损耗小。3）大功率部分采用IGBT核心器件和分相瞬时电流控制方法，装置响应速度快；可以有效治理闪变和防止电压跌落。4）采用模块化结构设计，安装、调试工作量小，免维护。5）主回路采用H桥级联，装置产生谐波电流小。主电路图如下： 图2-3-1 链式SVG主电路结构图SVG通过调节输出电压幅值和相位与系统电压幅值和相位的关系来确定输出无功功率的性质与容量，当其幅值（和相位）大于系统侧电压幅值（和相位）时输出容性无功，反之，输出感性无功，其无功控制原理如下：图2-3-2 SVG无功补偿工作原理示意图SVG装置是将VSC通过电抗器或连接变压器并联接入电网，根据控制目标的要求和指标，适当地调节VSC交流侧输出电压的幅值、相位或者直接控制其交流侧电流就可以使SVG连续可调输出100%超前或100%滞后无功，从而促使系统电压稳定、功率因数提高。SVG控制器通过指令电流运算电路（也称之为谐波和无功电流检测电路）检测出补偿对象电流中的谐波电流分量，然后，补偿电流发生电路根据指令电流运算电路得出的补偿电流的指令信号，产生实际的补偿电流，补偿电流与负载电流中要补偿的谐波电流抵消，最终得到期望的电源电流。SVG谐波补偿时可看成一个高阻抗高次谐波电流源，它的接入对系统阻抗没有影响，能自行适应被补偿线路所需补偿谐波电流的需要，不存在过补偿和过负荷的问题；同时，还能防止系统与电容器组之间可能发生的并联谐振。当SVG补偿谐波时，只需要在补偿电流的指令信号中增加与负载电流的谐波分量反极性的成分，就可以实现补偿负载谐波的目的，其工作原理如下：图2-3-3 SVG谐波抑制工作原理 (2)适用范围适用于变电站背景谐波大，电容器无法投运以及电缆出现多，无功潮流变化大，需增设并联电抗器的变电站。SVG装置主要实现以下功能：1）以功率因数控制为目标，能提供连续的感性到容性的无功补偿；2）提供恒电压控制功能，抑制系统过电压，改善系统电压稳定性；3）在负荷侧，抑制电压闪变、补偿负荷不平衡、提高功率因数、改善电能质量、补偿负荷谐波；SVG装置提供五种运行方式，见表2-3-1，设定范围为15：1恒无功控制；2电压无功综合控制；3系统无功控制；4负荷补偿；5暂态电压控制。表2-3-1 SVG运行方式方式名称说明1恒无功控制方式该方式用于控制装置输出无功，控制目标为装置输出恒定大小的无功。通过这种方式可以测量装置跟踪无功的准确性和阶跃响应速度。2电压无功综合控制将考核点电压稳定在一定水平的场合。装置通过调节其无功输出优先使考核点电压稳定在用户设定电压目标值或设定范围内；电压合格后再控制考核点的无功或功率因数。3系统无功控制该方式用于控制系统侧无功，控制目标为考核点的无功或功率因数的目标或范围。4负荷补偿该方式下，装置通过检测负荷或系统侧电流自动调节装置电流输出，以提高系统或负荷电流的电能质量。有三个配置项可任意选择：补基波无功、补负序和补谐波，补谐波可选择相应谐波次数的补偿功能。5暂态电压控制该方式用于快速调节系统故障引起的母线电压跌落或突升。暂态控制使能后，当监测到系统发生PCC或系统电压跌落、突升时，系统将立即发出满容性或满感性无功来支撑或降低电压，以维持暂态电压的相对稳定。2.3.2 具体做法（1）背景110kV东山变电站位于浙江丽水缙云县新碧工业区，已有1台变比为110kV/35kV/10kV，容量为50MVA的主变压器。35kV母线含东碧线、新航线、欧铺线、备用线共4回出线，后期考虑接入龙蒲3154线；10kV母线含金宏线、光鹰线、备用线等共16回出线。110kV东山变供区为工业园区，负荷以电弧炉、中频炉、玻璃熔炼炉等高能耗冲击性负荷为主，且多为非线型负载，导致系统谐波污染严重；同时，实施了峰谷电价后，部分企业集中在低谷时段用电，造成了电网日电压波动大，对电网的冲击和电能质量污染也日趋严重。为改善电能质量，提高变电所功率因数，节能降耗，东山变#1主变压器的10kV母线上原先配置了2组补偿容量为4.2Mvar串联6%电抗器的电容器组，但由于负载影响，背景谐波中213各次谐波尤其是2、4、5、7次谐波含量严重超标，一直未能投运，极大地影响了片区的供电质量，此外，规划2013年龙蒲3154线接入东山变电站，但测试计算分析其3、5、7、14、16、18、20、21、22、24次谐波含量也严重超标，用户也采取了一系列电能质量治理，但效果不理想。谐波危及系统安全，易引起电容器谐振，严重的谐波过电压及过电流将导致电气设备的损坏、增加变压器损耗和网损，并且谐波易引发继电保护误整定事故。综上分析，针对东山变电站的负荷特性，决定进行集中动态无功补偿及谐波治理。考虑综合性价比、稳定性、安全及可行性，110kV东山变电站采取在主变10kV侧增加一套动态无功补偿及谐波治理装置(SVG)，并对原有电容器组进行合理改造，二者配合，既能动态跟踪抑制系统313各次谐波电流，又能动态补偿系统无功，从而实现变电站电能质量综合治理。（2）东山变10kV母线电能质量综合治理方案设计东山主变10kV侧，增设一套5Mvar的SVG，与原有的电容器配合使用，改造后的补偿装置一次系统接线图如图下：图2-3-4 东山变一次系统接线图从设备可靠性角度分析，正常情况下SVG设备投入后就不退出运行，不会出现电容器组频繁投切，对配套的10kV开关的要求很低，不需要配备特殊的电容器开关，且其自身和开关的故障率非常低，基本是免维护的。普通电容器组不仅需定制特殊的防止电弧重燃开关，还需维护熔丝、空抗、电容器等，设备可靠性不高。 SVG设备的兼容性好。SVG设备占地与普通电容器组基本相同，无论是与原来的电容器组配合，还是外来的谐波源参数或系统参数变化，都不会影响其正常运行。控制方式也很灵活，可以自己控制，也可交由调度AVC控制，甚至直接控制其他无功设备；通过模块化设计，后期的改造及升级也很方便；在需要增设并抗的变电站，更能体现其优越性。SVG工程布置图及现场照片如下：图2-3-5东山变SVG布局图图2-3-6东山变SVG工程现场图2.3.3 治理效果改造前东山变母线电能质量测试数据情况见表2-3-2、2-3-3。表2-3-2改造前东山变母线电能质量测试数据表2-3-3 电压波动情况从表2-3-2可知，2次、4次、5次、7次谐波电流严重超标，同时电压偏差各项也不合格，东山变谐波对电网的危害严重。2012年9月20日，浙江电网首套10kV可移动式SVG（容量5Mvar）在国网浙江丽水供电公司110kV东山变投运后，实测上述各类电能质量指标全部合格，10kV母线电压合格率由原先的96%提升至100%，极大改善工业园区电能质量，有效减低网损，提高缙云电网负荷转供能力，缓解局部区域用电紧张局面。3. 中压线路末端低电压治理3.1 35kV配电化3.1.1 原理及适用范围（1）原理35/10kV配电化变电站是指按照配电标准进行设计与建设的35kV变电站，主要利用35kV变电站退役的旧变压器，容量4000kVA-6300 kVA，10kV出线2-4回，遵循小型化、施工运输方便、低造价免维护或少维护、无人值守原则设计。 （2）适用范围根据负荷密度和负荷间距进行选择。国网福建安溪供电公司主要在茶乡镇，距离变电站12公里的制茶负荷中心进行选择，配电化线路利用原35kV线路进行延伸建设，选择导线型号主要为LGJ-95、LGJ70，综合考虑 35kV配电化线路的电压降落不大于7%，线路有功损耗不超过3.2%。主要解决每年“春”、“暑”、“秋”三季制茶期间中压配网线路末端低电压和配电变压器出口低电压问题。3.1.2 具体做法福建安溪县域面积3057平方公里，下辖24个乡镇，是一个典型的近海山区县，年售电量27.4亿千瓦时。境内现有220千伏变电站3座，110千伏变电站14座，35千伏变电站2座，偏远山区仍存在10kV线路供电半径长和制茶期间低电压的问题。按照国网公司关于印发35kV配电化建设模式的通知（农技201243号），国网福建安溪供电公司近年来建设了12座35kV配电化变电站，有效解决了制茶高峰用电期间，中压配网线路末端和配电变压器出口的低电压问题，下面具体介绍祥华35kV后田变配电化建设情况。（1）祥华35kV后田变配电化建设基本情况龙涓乡后田村地处安溪县龙涓乡、祥华乡及漳州市华安县交界，距安溪县城90公里，属于偏远山区，该村共有160户800多人，茶叶年产值1.25亿元。10kV美西线平时用电负荷约为410千瓦左右；制茶期间，用电最高负荷达到7763千瓦，相差近18.93倍，该村原由110kV祥华变10kV美西线供电，供电半径为16.242公里。10kV美西线供电范围为祥华乡新寨村、龙涓乡后田村两个村落31台配变，容量达9950kVA，平时（非制茶期间4月4日）变电站10kV出口电压为10.14kV，末端电压为10.03kV，配变出口最低电压为213V；而制茶期间（春茶5月4日）变电站10kV出口电压为9.96kV，末端电压仅为7.61kV，配变出口电压只有175V，“低电压”情况严重。表3-1-1 110 kV祥华变10kV美西线负荷及电压情况日期日最高负荷变电站10kV出口电压最低值10kV线路末端电压配变出口电压最低值备注5月4日7763kW9.969kV7.61kV175V制茶时段4月4日410kW10.14kV10.03kV213V非制茶时段（2）10kV美西线负荷情况 2014年5月4日（制茶期），110kV祥华变10kV美西线最高负荷7763kW，4月4日（非制茶期）最高负荷410kW，相差18.93倍。（线路T接有小水电，非制茶期间存在倒送）图3-1-1 10kV美西线负荷情况（3）10kV美西线末端电压情况在距离110kV祥华变电站11.59公里处，10kV美西线寨片支线#25杆在4月4日（非制茶期）10kV电压保持在10.13 kV -10.7 kV，在合格范围内。而5月4日（春茶期）10kV电压保持在7.61 kV -10.72 kV，最低电压仅为7.61 kV，波动范围大。图3-1-2 10kV美西线末端电压情况（4）祥华后田村W0446台区负荷情况后田村W0446台区，配变型号为S11-M-400kVA，2011年8月投运，供电用户共计36户。5月4日（制茶期）最高负荷518kW，4月4日（非制茶期）最高负荷仅为32.5kW，相差15倍。图3-1-3 祥华后田村W0446台区负荷情况（5）祥华后田村W0446台区出口电压情况后田村W0446台区出口电压在4月4日（非制茶期）维持在230V-240V左右；在5月4日（春茶期）最低电压仅为175V，电压在175-235V期间波动范围比较大。图3-1-4 祥华后田村W0446台区出口电压情况（6）祥华35kV后田变配电化工程新建35 kV后田变配电化工程，35kV部分：利旧迁移建设35kV变压器（6300kVA）2台，新增2组隔离开关；2组35KV避雷器，2台真空开关，避雷针1根，接地1套：35kV线路利用35kV郑芦线路走廊延伸建设单回线路0.3公里，导线型号LGJ-95/20，避雷线为单地线，型号GJ-35。10kV部分：新建2回10kV间隔出线2.3公里，新增真空开关3台、刀闸8组、避雷器4组。现场效果见图3-1-5。图3-1-5 祥华35kV后田变配电化现场图3.1.3 治理效果2014年9月25日，35kV后田变配电化建设投运后，新投运2回10kV线路分割10kV美西线负荷。原后田村10kV线路供电半径由16.242公里缩短为6公里，同时10kV美西线供电半径也缩短为7.6公里。10月份“秋茶”制作期间，新寨村、后田村22台配变816户用户的“低电压”问题得到彻底解决。（1）10kV线路末端电压情况5月4日，春茶制作期间在10kV美西线11.59公里处的寨片支线#25杆10kV电压为7.61kV；当天10kV维持在7.61 kV -10.72 kV，电压波动范围大。35kV配电化建设后，该处供电半径为3.1公里。10月8日“秋茶”期间该处最低电压为9.75kV，10kV电压维持在9.75 kV -10.52 kV，10kV末端电压提升明显。图3-1-6 10kV线路末端电压情况（2）后田村W0446台区春、秋茶期间出口电压情况35kV配电化建设后，10月8日“秋茶”制作期间配变出口最低电压达到228V，较5月4日“春茶”最低电压175V提高30%；全天电压位置在228V-240V期间，电压合格，未再出现低电压情况。图3-1-7 后田村W0446台区春、秋茶期间出口电压情况（4）国网福建安溪供电公司目前建有12座35kV配电化站，35kV变压器34台，10kV出线40回，大大缩短了10kV线路供电半径，累计解决了765台配变约1.35万户用户制茶期间的低电压问题。2014年，国网福建安溪供电公司共有598台配变（其中244台配变出口低电压）和 5027户电压低于190V；65%的低电压为制茶期间负荷高峰引起。通过35kV配电化建设，新建仙景和后田2座35kV配电化站，新投运18回10kV线路80.2公里，新建及改造低电压台区147台，用户3281户。3.2 10kV线路单向调压器3.2.1 原理及适用范围（1）原理10kV线路单向调压器通过检测调压器输出端电压，与基准电压进行比较，当调压器输出端电压高于（或低于）基准值时，延时动作有载分接开关内的电动机运转，带动分接开关从一个分接头切换至另一个分接头，从而改变自耦变压器的变比以实现有载自动调压。图3-2-1 单向调压器原理图（2）适用范围电压波动大或压降大的10kV单向辐射型线路；主变不具备调压能力的变电站(调压器串联安装在主变出线侧)。3.2.2 具体做法（1）应用数量调压器在全国应用超过2000台。（2）影像资料图3-2-2 单相调压器安装示意图3.2.3治理效果（1）问题描述某10kV单向辐射型线路，线路供电半径较大，每年6月至9月用电负荷高峰期，主干线末端用户380V侧电压仅260V左右。（2）改造措施在该线路适当位置安装10kV线路单向调压器一台。（3）改造效果线路负荷较低时（线路电流为53A），调压器输入端电压为9.3kV，输出端电压为10.32kV，调压器处于3档，经调压后线路电压上升了1.02kV；负荷较重时（线路电流为151A），调压器输入端电压为7.58kV，输出端电压为10.04kV，调压器运行在6档，经调压后线路电压上升了2.46kV。通过该调压器一个月输入及输出电压曲线（如图3-2-3），可以看出，安装调压器后输出电压较输入电压提高了1-3kV，输出端电压基本维持在10kV左右。季节性负荷波动造成的“低电压”问题基本得到解决。图3-2-3 单相调压器输入与输出电压曲线3.3 10kV线路双向调压器3.3.1 原理及适用范围（1）原理双向调压器控制装置中增加潮流识别模块，通过采集的线路电压、电流信号，识别线路潮流方向，同时将潮流方向信息传递给控制器。控制器根据潮流方向，确定线路双向调压器的受电侧和来电侧，然后检测二次侧电压、电流信号，当来电侧电压超过允许范围时，延时向分接开关发送升档或降档指令，控制有载分接开关内的电机运转，带动分接开关从一个分接头切换至另一个分接头，从而改变自耦变压器的变比，实现有载自动调压。图3-3-1 双向调压器原理图（2）适用范围电压波动大或压降大的10kV联络线；新能源发电（风能、太阳能、小水电发电等）向电力系统输送电能的多电源输电线路。3.3.2 具体做法（1）应用数量双向调压器在全国应用超过200台。（2）影像资料图1 高庄线BSVR现场运行照片图3-3-2 双向调压器安装示意图3.3.3 治理效果（1）问题描述某10kV线路，线路全长13.632公里，配变装接总容量2450kVA；线路中后端分布四座水电站，总装机容量1475kW。丰水期，变电站母线电压最高达到11kV，小水电出口电压最高时达到12.4kV左右，严重危及了发电机的安全运行以及周围用户的正常用电；（2）改造措施在该线路03#杆处安装双向调压器一台。（3）改造效果该双向调压器投入运行后，小水电出口电压最高为10.25kV。枯水期时（电能主要由变电站提供）线路出口电压稳定在10.5kV左右，用户电压质量合格；丰水期时，小水电向主网输送电能的门限电压明显降低。测量点线路50#杆线路80#杆安装前10.9kV11.8kV安装后10kV10.45kV3.4 配电网无功电压三级协调控制3.4.1 原理及适用范围（1）原理引入全寿命周期管理概念，兼顾平衡高、中、低三层配电网的调压需要，在主网AVC系统基础上，增加对配网无功、调压设备的遥控遥调，变分散调控为集中调控，实现全网无功优化。（2）适用范围变电站10kV母线所带出线负荷波动大的出线单元。3.4.2 具体做法（1）应用数量浙江地区已经开始应用配网AVC监控系统。（2）影像资料图3-4-1 配网AVC监控系统操作界面图3-4-2 配网AVC监控系统调档操作3.4.3 治理效果（1）问题描述配网庞大的规模决定了无法依靠人工调度的方式实施运行期措施。有的地区依靠无功补偿装置的自动投切实现，这是一种分散的调控方法，设备动作次数较多，易发故障，且动作策略是立足于单点运行情况的，无法顾全到对全局的调节效果。而目前主网AVC系统，对系统的母线电压控制还仅仅是停留在确保电压合格的层次，无法对母线电压值进行进一步的优化，没有对配网“低电压”问题采取针对性的调控措施。（2）改造措施首先，对配网进行规划改造，改善电网结构，选点安装配变无功补偿和线路无功补偿，选点将无载调压配变改造有载调压分接头，对供电半径过长的线路可选装可调档的线路调压器。其次，改善配网信息化基础，并改造电网中的线路调压器、有载调压配变、线路无功补偿和配变无功补偿，使电网具有四遥（三遥）能力。对原有的自动无功补偿装置也要进行改造，变分散调控为集中调控。最后，建立配网无功电压三级协调控制系统，调试配网AVC对配网设备的遥控遥调，使AVC系统具备全网无功电压控制能力。高压配网通过自动调节主变分接头和电容器，保持变电站母线电压和主变高压侧功率因数合格；中压配网通过调整线路调压器和线路柱上无功补偿器，保持同一馈线下的用户电压和单馈线功率因数合格；低压配网通过调整配变智能无功补偿装置和有载调压分接头，保证台区用户电压和功率因数合格。（3）改造效果通过实现配电网无功电压三级协调控制，提高了配电网无功电压自动控制水平，全面改善和提高配电网电压质量，规范了配电网调压设备通信规约，降低了运维成本，提高了工作效率。 优化10kV母线电压的同时兼顾母线所挂接的所有馈线的调压需要，在实现了调压目标的同时还有效降低设备动作次数。优化投切策略，将动作次数平衡到所有设备上，防止个别设备频繁动作导致损坏，优选动作成本较低的设备，进一步提高配网设备运行可靠性。根据电网实际对无载调压配变的分接头进行在线优化，定期生成整定方案来减少由于季节性负荷带来的低电压问题，使配变分接头尽可能运行在合理档位。远期将通过GPRS将小水电、风电、太阳能等分布式新能源纳入控制范围中，实现变压器分接头和无功补偿电容器等离散型调节与具有连续调节能力的分布式电源之间的协调控制。3.5 10kV快速开关型串联补偿装置3.5.1 原理及适用范围（1）原理快速开关型串联补偿装置，采用快速真空断路器，代替传统串补装置的可控火花放电间隙和旁路开关，结合短路故障的快速识别技术，在线路发生短路后的15ms内将串联补偿电容器快速短接，从而使氧化锌组件所需的能容量大大减少，大幅度缩短了过电压的持续时间。10kV快速开关型串联补偿整套装置为三相一体式箱式结构，由安装在箱内的串联补偿电容、氧化锌组件、限流电阻、放电开关、限流电抗和采样电阻组成。串联补偿电容；氧化锌组件；限流电阻； 放电开关；限流电抗； 采样电阻。图 3-5-1 10kV快速开关型串补装置原理接线图（2）适用范围适用于电力负荷比较分散且波动大，长距离供电的配电线路，尤其适用于解决重负载启停时造成的电压波动问题。3.5.2 具体做法（1）应用数量在宁夏地区已经开始正式运行。（2）影像资料图3-5-2 10kV快速开关型串联补偿装置安装示意图3.5.3 治理效果（1）问题描述国网宁夏固原供电公司南郊变10kV 114中河线，在装配变171台，配变总容量为14.874MVA，最大负荷电流272.59A，负荷率为31.74%。重负荷集中在主干线124#杆附近，实测10kV侧只有8.7kV，供电电压偏差达-13%。（2）改造措施综合考虑补偿效果、少占耕地和施工等因素，在82#杆和83#杆之间安装10kV快速开关型串联补偿装置一台。（3）改造效果10kV 114中河线安装10kV快速开关型串联补偿装置在南郊变10kV母线和串补装置安装处各装设一组在线式电能质量检测仪，实测线路电流47A及187A时的补偿效果见表3-5-1、3-5-2，电压调节效果良好。表3-5-1负荷电流为47A时补偿效果测 点数据来源补偿前补偿后电压提