配电节能技术

1、本门课的特点 n涉及许多电力系统，尤其是配电系统的专 业术语，书中没有解释。 n本书侧重于生产应用，对理论基础论述少， 更适合于配电网管理人员阅读。 n配电网涉及知识点驳杂，配电网优化的理 论基础相对输电网薄弱，本书中许多观点 只是众多观点中的一种。 配电网作用与节能概述 第 1 章 内容提要内容提要 n配电网在电力系统中的地位和 作用 n配电网建设与运行的基本要求 n配电网一次接线方式 n配电网电能损耗计算的方法 n降低配电网电能损耗的措施 电力系统是由发电厂、输电线路、变电站、 配电线路、配电所及电力用户组成的一个 整体系统。 q 电力系统的构成电力系统的构成 电能不可以大量长期储存，其生

2、产、传输 和消费只能在同一瞬间完成 发、供、用同网 产、供、销同步 q 电力系统的特点电力系统的特点 n由高压配电网、中压配电网和低压配 电网组成。 n保证配电网完全经济运行、保证用户 供电的可靠性与电能质量是供用电双 方努力的共同目标和重要责任。 q 配电网的组成配电网的组成 n配电网与输变电设备的分界点：是最后一级 降压变电站的二次侧母线； n与电力用户的分界点：是用户受电电压的进 户线或第一个进线断开点； n对于采用专线供电的电力大用户，其投资的 专用电力线路及其以下的电力设施，均属于 用电设备。 q 配电网的分界点配电网的分界点 n配电网结构和设备选型及运行管理必须满 足： n安全可靠

3、性 n运行灵活性 n经济性 q 配电网的三项基本要求配电网的三项基本要求 低压：0.4 中压：35/20/10 高压：330/220/110 超高压：500/750 q 一、电力系统电压等级的划分一、电力系统电压等级的划分 电力用户的电气设备产生的线损电量由用 户承担； 电力网输电、变电、配电设备和营销过程 中产生的线损由供电企业承担。 电力网线损电量=供电量-售电量，是电 力系统电能损耗的主要组成部分，它具 体反映了电网的规划建设、生产技术和 营销管理水平，是供电企业的综合性技 术经济指标。 q 二、电力网线线损管理二、电力网线线损管理 n配电网是将电源或输电网获得的电能组成 多层次的网络，

4、降至方便运行又适合用户 需要的各种电压向用户供电，达到逐级分 配或就地消费的目的。 n高压配网：110（66）kV、35kV n中压配网：10（20）kV n低压配网：380/220kV q 三、配电网的技术特点三、配电网的技术特点 q 三、配电网的技术特点三、配电网的技术特点 n（一）配电网结构错综复杂 n高压输电网：网状结构，电气环网运行 n配电网以馈线为拓扑单元，同时开关站、换网柜等设备集中 的拓扑单元，也分布在馈线上。 n一般为弱网状结构，开环运行，但在负荷转移时，也会短时 间闭环运行。 n配电网的操作频度和故障率远比输电网多。 n遇有“双电源”或“自发电”用户，排列组合起来的运行方

5、式五花八门。 n配电网节点多，测量点和运行参数严重缺乏，因此采用传统 的分析计算和潮流优化方法，会面临海量数据难以采集处理 和占用存储空间大、速度慢、收敛困难等实际问题。 （二）设备台账日新月异 越高电压等级的设备，由于投资大、规划及建设时间长， 设备资料就越是相对稳定。 配电线路变化频繁，难以做到图纸资料与配电网现场设 备时时、处处相符。 配电设备连接千家万户：架空线路“走街串巷”、电力 电缆“海陆空蔓延”。配变、避雷器、柱上开关、户 外环网柜、电缆分支箱、配电网终端（FTU、TTU）、 通信装置等变电、远动、通信设备运行条件恶劣。 q 三、配电网的技术特点三、配电网的技术特点 n（二）设备

6、台账日新月异 n以RTU为例，除了完成“四遥”功能外，还需 要完成故障电流检测、低频减载、备用电源自 投等功能，有时甚至还需要提供过流保护等原 来属于继电保护的功能 n智能化程度高、实时性高、多数户外运行，要 求抗震、抗雷击、低功耗、耐高温（- 2570）、耐潮湿（湿度95%）等标准高。 q 三、配电网的技术特点三、配电网的技术特点 n（三）管理职能“三线”（调度、生产、用电） 交汇 n尽管配电网的电压等级不高，但是，有调度中 心、集控中心、监控中心和负荷管理中心四个 中心在同时发挥作用。 n配电生产和规划建设管理上缺乏协调统一。 （四）规划建设亟待加强 长期以来，电力部门“重发、轻供、不管用

7、” 对配电网的科学、合理、适度超前的规划和建设问题， 进展迟缓； 在城乡变电站的规划建设中，重输电、轻配电，很少进 行方案编制、分析、比较和论证。 对配网的潮流分析、无功配置、降损措施缺乏系统的规 划和研究。 q 三、配电网的技术特点三、配电网的技术特点 配电网络优化的总体要求 （1）配电网接线简洁、灵活、应变能力强，满足供电 安全N-1原则。 （2）互供容量适度超前，能满足负荷增长的需求。 （3）结构合理、开环接线、闭环运行、分片供电，满 足电压合格率和电能质量的要求。 （4）接线标准化、模块化，继电保护简单可靠，便于 运行、维护和操作。 （5）限制电网短路容量，减少设备投资费用。选用小 型

8、化、自动化、无油化、免（少）维护设备。 （6）配合并服从城乡总体布局及环保要求。 n配电网损耗：电能沿线路传输时产生电压损耗、功率损 耗（有功和无功）和电能损耗。 n电能损耗包括：固定损耗、变动（可变）损耗和其他损 耗（管理损耗）。 n可变损耗指的是消耗在电力线路和电力变压器电阻上的 电量, 该部分损耗与传输功率(或电流) 的平方成正比。 n固定损耗指的是产生在电力线路和变压器的等值并联电 导上的损耗, 对配电网而言主要包括电力变压器的铁损, 电力电缆和电容器的绝缘介质损耗, 绝缘子的泄漏损耗等。 固定损耗和可变损耗可以通过理论计算得出, 故常将其称 为理论线损。 n线损电量的百分数（简称线损

9、率）是供电企业一项主要 技术经济指标。 q 第二节第二节 配电网建设与运行的基本要求配电网建设与运行的基本要求 一、城乡电网的经济运行一、城乡电网的经济运行-供电企业效益的集中体现供电企业效益的集中体现 我国节电潜力巨大 n我国的线损率：8.59% n发达国家线损率：58% n全国110kV及以下的城乡配电网线损约占 总线损电量的60% n城乡配电网建设与规划应将配电网经济运 行作为主要目标之一。 n在满足网络约束条件和辐射状网络结构的 前提下，遥控开关操作以调整网络结构， 改变负荷的供电路径。 n平衡负荷，消除过载，提高供电质量 n降低网损，提高系统经济性 n发生故障时，隔离故障，缩小停电范

10、围， 并在故障后迅速恢复供电。 q配电网重构配电网重构 n供电质量：是电力产品的一项特征量，包括电能 质量、供电可靠率。 n电压质量是电能质量的一项重要指标，主要为供 电电压偏差。 n描述电能的参数：电流、相位角、电压、频率。 其中电流和相位角取决于负荷的大小和性质，电 压和频率取决于电源。频率反映发电机组出力与 用户的有功负荷是否平衡。电压反映发电机组发 出的无功出力与用户无功负荷是否平衡。 q二、供给用户合格优质的电能二、供给用户合格优质的电能-电力商品的质量要求电力商品的质量要求 n（1）提高认识，加强领导，协调管理； n（2）全面提高以用户电压为中心的电压质量管 理，进行城乡电网改造，

11、使电压质量达到全国 供用电规则的要求。 n（3）严格电压质量的监督和考核； n（4）做好无功平衡，加强无功和电压的调整能 力。方法：增装电容器、采用有载调压变压器、 协助生产厂商保证电容器制造质量等。 q提高和改善电能质量的措施提高和改善电能质量的措施 n对照明类负荷的影响 n对电子类设备的影响 n对异步电动机的影响 n对电源的影响 q电压质量对用电设备的影响电压质量对用电设备的影响 n无功负荷：电动机、变压器、线路、电抗器等 n无功电源：发电机、调相机、并联电容器 n当严重无功不足时，可能使电压下降到极限，此 时电压即使是微小的下降，也将使电压继续下降， 出现恶性循环，造成电压崩溃。 n无功

12、严重不足的原因：大容量发电机失磁；长距 离重负荷跳闸；在无功电源不足的电网无功负荷 突然大幅度增加。 电压崩溃 n由电压恶性下降造成的电力系统严重事故。 电力系统正常运行时，电源的无功功率输 出与负荷的无功功率消耗及网络无功损耗 相平衡。若电源或无功功率补偿容量发生 缺额时，负荷端电压被迫降低，当电压降 低到某个临界值后,电压值持续不断地下降 而不能恢复,即为电压崩溃。 防止电压崩溃的措施 n有足够的无功备用容量 n大容量发电机要安装失磁保护 n发电机和调相机要有自动调节励磁和强行 励磁装置 n电网内要配备低电压减载装置 三、当前我国配电网存在的问题 n配电网电源点落后于城乡建设的发展 n供电

13、不可靠性因素增大 n电网结构复杂，自动化程度低 四、与城乡建设相结合-变配电站布置及主接线 n我国配电网的薄弱环节： n供电能力不足，设备过负荷运行，卡脖子 现象严重 n电压质量低 n事故多，停电次数多，供电可靠性不高 n线损率高 电力规划编制的基本要求 n1.以城乡发展规划为依据 n（1）依据城乡规划 n（2）搞好负荷预测 n人均综合用电量指标是衡量一个国家或城乡经济 发达程度的一项重要参数，也是编制城乡电力总 体规划，校核城乡远期用电量预测水平和宏观控 制远期电力发展规模的重要指标 n（3）安全防护 n电气火灾 n（4）统筹安排、综合协调各项设施 n（5）环保与美观要求。 n2.坚持分层分

14、区原则 n（1）第一级电压电网应逐步分片运行，避免高、低压电磁环网运行。 n（2）低压网络可采用环路布置、开环运行（或双回路布置、分列运 行）的辐射状运行方式。可采用线路重合闸、备自投装置等。 n（3）低压网络中的中、小供热或自备电厂，以辐射方式接入高压网 络中的一个变电站，应划分供电范围，设置解列点，以保证电网故 障时电厂不受影响而且能不间断地向本厂负荷供电。正常供电时， 以单回或双回辐射式供电 n（4）重要用户由双电源或双回线供电时，在用户侧各级电压皆不应 环并，从用户变电站到各个车间皆保持相对独立的两个电源回路， 当其中一路故障，重合闸不成功时，采用备自投方式 n3合理确定变电容载比 n

15、容载比：是配电网变电容量（kVA）在满足供电 可靠性基础上与对应的负荷（kW）之比值。它 反映了配电网供电能力，是宏观控制变电总容量 的重要技术经济指标，也是规划设计时布点安排 变电容量的依据。 n容载比过大：建设早期投资过大，不经济； n容载比过小：电网适应性差，造成供电卡脖子， 影响供电安全。 n220kV:1.61.9;35110kV:1.82.1;农村 电网的容载比可以适当低一些。 n变电站主变容量和台数确定： n应从电网综合效益和技术条件出发。 n主变单台容量过小-主变数量增多-占地、 投资增大，接线复杂，发生故障时负荷转 移困难 n主变单台容量过大-短路容量大，变电站 出线过多，不

16、易馈出 n4、编制好配网无功规划 n（1）无功规划必须适度超前，具有一定前瞻性（10年） n（2）规划编写必须合情合理，具有一定科学性。应进行无功/电压计算和校 核，计算程序采用国内外通用的电力系统计算分析程序。对特大型城市，在 无功规划中还应包含动态电压稳定分析。 n（3）编写规划必须系统完整、具有一定规范性。包含的内容：1）背景、 目的、意义；2）对城市配电网现状的描述，目前配电网内外部电源及网络 的建设现状 nA)外部电源情况：描述与外部电网的连接情况，与外部电网的无功功率交换 情况；b)内部电源情况：描述地方电源装机情况，包括电厂能源类型、并网 电压、装机容量、功率因数控制范围等；c)

17、主网结构和设备情况。包括：线 路长度、型号、变压器容量、台数、无功补偿容量以及分接头配置情况；给 出主网现状地理接线及潮流图。对主网进行无功电力计算分析，给出各节点 电压无功配置方案。 n3）根据配电网的不同特点，进行分析归类，对城市各供电区域内具有代表 性的每类典型区域进行规划，具体描述各类典型区域无功规划的方法和规划 配置结果，然后估算整个区域配电网的无功补偿总量。 n4）负荷情况。描述城市全网及各供电区域负荷发展情况， 负荷分布特点，给出全市及各供电区域在年最大和最小 方式下的日最大有功负荷、无功负荷或功率因数；给出 年最大和最小方式下城市主网各变电站中、低压侧的日 最大有功负荷、无功负

18、荷或功率因数。 n5）配电网运行指标。叙述当前配电网的电压无功特性。 给出四类（A,B,C,D）电压监测点的供电电压合格率、 各供电区域的主网理论线损率。 n（4）规划编写必须遵循的原则： n1）分层平衡原则：即不同电压层级之间的无功交换应控 制在合理水平，在负荷功率因数满足要求的前提下，发 电厂和无功补偿设备应在不同电压等级网络上合理配置， 减少无功功率在不同电压等级间的流动。 最大运行方式系统在该方式下运行时，具有 最小的短路阻抗值，发生短路后产生的短路电流最大 的一种运行方式。一般根据系统最大运行方式的短路 电流来效验所选用的电气设备的稳定性。 最小运行方式系统在该方式下运行时，具有 最

19、大的短路阻抗，发生短路后产生的短路电流最小的 一种运行方式。一般根据系统最小运行方式的短路电 流值来效验继电保护装置的灵敏度。 n2）分区平衡原则：及不同供电区域间的无功交换应控制在合理水平，应使本地 无功需求和发电厂及无功补偿设备无功出力之间相平衡，减少区域间的无功交换。 结合配电网规划，根据无功平衡总量估算值给出各节点无功配置的初步方案，按 照不同的运行方式分别进行计算，若存在电压越限节点，则对正常方式的无功补 偿配置方案进行调整，再进行N-1校验，直至满足N-1要求为止。 n3）无功不倒送。小负荷方式下应避免低压电网通过变压器向高压电网倒送无功 电力，如有必要可考虑适当投入低压电抗器。电

20、力用户和公用配电变压器装设的 各种无功补偿设备应能按照无功需求及时调整无功出力，防止向系统倒送无功电 力。 n4）功率因数满足要求。110、220kV变压器高压母线侧功率因数=0.95； 10kV配电变压器低压侧功率因数应为0.981。用户侧装设可投切电容器后， 低压母线功率因数不低于0.95。根据各电压等级规划变电站的负荷功率因数及 规划的最大负载率与功率因数目标值，初步估算各规划年电压等级需要新补偿的 无功总量。 n5）电压偏差满足要求。对正常方式及特殊方式进行无功规划计算，给出各种运 行方式下各电压等级节点的电压情况，给出无功规划推荐方案，分析推荐方案在 各种运行方式下的适应性。采取无功

21、补偿措施后，各节点电压应控制在限值范围 内。 n6）各电压等级电网理论线损应适当降低。采取无功补偿措施后，各电压等级电 网理论线损应适当降低。 n见菏泽电网2010年度运行方式50份.doc （三）变电站合理布点 n各电压等级变电站选址原则： n（1）接近负荷中心，以降低送出馈线的工程投资，同时降低线路损 耗。 n（2）站址符合城乡建设规划，具有进出线走廊位置，地理条件（标 高、排水、地质条件等）符合设计要求。 n（3）交通方便，水源可靠，通信条件好，便于设备运输、检修等， 并兼顾值班保卫工作。 n（4）对周围环境影响小，尽可能远离通信线路、军事用地、危险品 仓库等设施。 n（5）土地征用、拆

22、迁等各项费用合理，能够承受。总投资节省，不 突破预算。 n变电站布点应依据N-1原则，特别是变电站之间的联络线，应有足够 的互供容量。 （四）架空线与电缆线路的选用 n1.裸导线：分为单股铝线（L）、多股铝线 （LJ）、钢芯铝绞线（LGJ）、单股铜线（T）、 多股铜线（TJ）、钢绞线（GJ）等。 n2.绝缘导线：以高密度聚乙烯（HDPE）及交联 聚乙烯（XLPE）绝缘为主。在线路断电时，仅 在断头处有电，减轻了对外界的危害。常用于 10kV线路。 n3.电力电缆：城区采用电力电缆，郊区采用绝缘 架空线。中低压电力电缆常采用塑料绝缘电缆、 橡胶绝缘电缆、油绝缘电缆和交联聚乙烯绝缘电 缆。应优先选

23、用交联聚乙烯绝缘电缆。 n导线载流量是电力线路计算传输容量的重要参数， 它表示在允许使用温度下，导线长期连续可以通 过的电流。导线载流量太高，导线发热就严重， 导线的机械强度损失加大，导线使用寿命会降低； 导线载流量太小，导线资源得不到有效利用，造 成资源的浪费和运营成本提高。 n如何选择导线和电缆截面：满足工作电压要求， 还应根据长期允许载流量、短路时热稳定性、经 济电流密度、机械强度和允许电压降几项条件进 行计算，各项均能满足的即为所选截面。 经济电流密度就是使输电导线在运行中，电 能损耗、维护费用和建设投资等各方面都是 最经济的。根据不同的年最大负荷利用小时 数，选用不同的材质和每平方毫

24、米通过的安 全电流值。 经济电流密度 n按年最大负荷利用时间/h电缆 ： n3000以内的 铝1.92A/mm 铜2.5A/mm, 30005000 铝1.73A/mm 铜 2.25A/mm, 5000以上 铝1.54A/mm 铜2.00A/mm,架空线路：3000以内的 铝 1.65A/mm 铜3.00A/mm, 30005000 铝1.15A/mm 铜 2.50A/mm, 5000以上 铝0.90A/mm 铜1.75A/mm, n高压线路：按经济电流密度选择截面，再验算其 发热条件和允许电压损耗及机械强度等要求。 n对电压质量要求较高的低压照明等线路：先按允 许电压损耗条件选取截面，再验算

25、其发热条件和 机械强度。 n对低压动力线路：因其负荷电流大，一般先按发 热条件来选择截面，再验算其电压损耗和机械强 度等要求。 第三节 配电网一次接线方式 n一、配电网系统的接线方式 n辐射式、环网式、网格式 n（一）辐射式 n优点：接线简单、节省路径、投资少、建设周期短 n缺点：供电可靠性低，故障率 n一般主干线上装设分段断路器，分支线上装设分支断路 器或高压熔断器，首末端的供电可靠性不是同等地位。 n可作为专线，供给用电负荷大又较为特殊的用户。 （二）手拉手及环网供电方案 n将辐射状线路分段并通过联络断路器接成 双电源互供联络线路。 n缺点：断路器和线路都需要考虑线路全部 负荷互供，线径较

26、粗，投资较大，线路利 用率低。 n优点：结构简单，布置形式灵活，设备都 集中在户外式安装，受环境影响大。 （三）网格状配电网接线 n网格状配电线路可靠性最高 n运行方式非常灵活，必须有配电管理自动 化系统（DMS）协助值班员甚至代替操作。 n造价高，目前极少。 二、配电系统的一次设备 n（一）配电开关站 n1.配电开关的功能 n配电开关站又称开闭所。目的是为了解决“用户数量多，需对用户 进行负荷分配，或重要用户有双电源供电需求，但变电站出线受限” 的具体问题，开闭所能够起到扩展变电站10kV出线数目的作用。 n2.开关站的主接线 n正常运行时：开环运行，起负荷分配的作用 n事故等异常情况下：能

27、迅速隔离故障区段，转移负荷，对非故障段 用户恢复供电。 n主接线分为单和双方式，每个都是单母线分段接线，每一段之 间设联络断路器。 n为保证供电可靠性，开关站电源通常是双电源进线，两回电源来自 不同的两个变电站或者是同一变电站的不同的两端10kV母线。 n3.开关站的规模与配置 n（1）10kV出线回路数，应按照配电网的规划确定，留 有一定余地，同一开闭所出线回路数不宜过多。 n（2）配电开关的容量不宜过大，一般控制在 800010000kVA。 n（3）配电开关站可以同时设有配电变压器，向邻近低压 用户供电，或与用户配电房合建。 n（4）为节省空间，开闭所的高压设备宜选用小型化、免 维护、智

28、能型的设备，为发展遥控操作、配电网自动化 的余地。 n（5）进出线开关的选型，应根据其功能要求选择断路器 或负荷开关。断路器不宜过多。 （二）欧式箱式变电站 n1.特点与用途 n组合灵活、扩展性强，检修空间大 nYB-10系列组合式变电站：高压开关设备、电力变压器 （额定容量502500kVA）、低压开关设备三部分组合 构成。 n2.箱内结构 n（1）高压室:环网柜开关、负荷开关、熔断器、接地开 关、避雷器、互感器、带电显示器及仪表、电能表等 n（2）变压器室：干式或油浸式变压器、温控排风扇、可 观察油浸式变压器油位； n（3）低压室：计量柜、总开关、出线柜、电容柜、联络 柜，具有低压成套开关

29、设备的总体功能。电容器柜的无 功补偿容量一般为变压器容量的15%20%。 1、高压室 2、高压环网柜 3、负荷开关-熔断器-接地开关组合电器 4、 变压器室 5、高压母线 6、电力变压器 7、低压母线 8、低压室 9、 低压开关柜 10、低压馈线断路器 11、起吊装置 12、接地母线 三、中性点接地方式 n中性点接地方式牵涉到供电可靠性、设备绝缘与 选型、操作或故障时过电压、对通信系统的影响 等多方面的问题，是我国配电网系统研究的一个 特殊课题，也是一个不断探索的难题。 n目前我国电力系统中性点接地方式有：220kV、 110kV及380/220V系统均为中性点直接接地； n35kV采用经消弧

30、线圈接地（当架空线路长度大 于80km时） n10kV采用中性点不接地（电容电流=10A）、 经消弧线圈接地、经电阻（用于全电缆系统）或 电抗器接地等多种方式。 基本概念1 n谐振接地 n一般将中性点经消弧线圈接地称为中性点谐振接地。虽然调谐电感 只在一个不大的范围内变动，但系统的零序阻抗却接近无限大。在 一般情况下，运行中的消弧线圈和自动跟踪补偿装置多采用略微偏 离谐振点的过补偿运行方式，由于“谐振接地”这一技术术语比较 符合中性点经消弧线圈接地系统的实际情况，因此中性点经消弧线 圈接地的电力系统通常称之为谐振接地系统。 n电力系统的中性点接地方式主要有两大类： 凡是单相接地电弧能够瞬间自行

31、熄灭者，属于小电流接地方式。 主要有中性点谐振（经消弧线圈）接地方式、中性点不接地方式和 中性点经高电阻接地方式等。 凡是需要断路器遮断单相接地故障者，属于大电流接地方式。 主要有中性点直接接地方式、中性点经低电抗、中电阻和低电阻接 地方式等。 基本概念2 n中性点经消弧线圈接地的优点 总结国内外几十年来消弧线圈的应用，可以看出中 性点经消弧线圈接地有以下优点：瞬间单相接地故障可 经消弧线圈动作消除，保证系统不断电；永久单相接地 故障时消弧线圈动作可维持系统运行一定时间，可以使 运行部门有足够的时间启动备用电源或转移负荷，不至 于造成被动；系统单相接地时消弧线圈动作可有效避免 电弧接地过电压，

32、对全网电力设备起保护作用；由于接 地电弧的时间缩短，使其危害受到限制，因此也减少维 修工作量；由于瞬时接地故障等可由消弧线圈自动消除， 因此减少了保护错误动作的概率；系统中性点经消弧线 圈接地可有效抑制单相接地电流，因此可降低变电所和 线路接地装置的要求，且可以减少人员伤亡，对电磁兼 容性也有好处。 基本概念3 n电容电流：是指电源通过电容构成回路的 电流 比如说 在中性点不接地系统中 正常 运行时 三相对地有相同的电容Co 在相电 压的作用下 每相都有超前于相电压90的 电容电流流入地中 但只是这个电容电流比 较小。 n我国过去主要使用的是手动调节的消弧线圈，这 种方法调节很不方便，一般需要

33、先将消弧线圈与 电网断开之后再调节；另外，手动方式适应线路 变化性也较差。近年来，我国的一些高等院校和 科研单位利用各种原理开发了多种电网电容电流 自动补偿装置，其中一些取得了较好的效果。 n陈柏超. 新型可控饱和电抗器理论及应用M. 武汉：武汉水利水电大学出版社，1999 四、电力系统单相接地故障 n1、中性点不接地方式 n对电容电流小于10A的10kV系统采用中性点不接地方式。 n优点：可靠性高，单相故障时，由于接地故障电流很小 电弧瞬间自行熄灭，且允许2h内带故障运行，避免了过 多跳闸现象； n接地故障电流小，使人跨步电压和接触电压都较低，人 身伤亡低。 n对通信干扰少。 n缺点：在电缆

34、线路中，单相接地的电容电流可能会高达 数百安，造成接地电弧不易熄灭而引起过电压 n非故障相对地电位升高到线电压，对电信线路和通信设 备产生电磁感应干扰和危险影响。 n2中性点直接接地 n优点：减小中性点对地电位的位移，减少整个电网因过 电压而损坏的机会，减少额外的电网绝缘水平投资；发 生故障接地时能迅速切除故障，提高安全性；简化继电 保护，快速检测接地故障线路，隔离故障。 n缺点：单相接地时，故障相产生较大的故障电流，较大 的接地故障电流将会对电气设备造成严重的损坏，对邻 近电信线路和通信设备产生危险的电磁感应影响。电压 可能降为0，而非故障相由于中性点漂移对地电压将升高， 在接地装置上产生高

35、电位，经过地下的直接传导，导致 对地低压设备及电信设备高电位危险运行。另外，在架 空线上，如工作人员误登杆、误碰带电导体，生存希望 极小。 资料-严禁井下配电变压器中性点直接接地， 严禁由地面中性点直接接地的变压器或发电 机直接向井下供电 n井下配电变压器中性点直接接地的危害主要有三个方面：一是由于 井下供电电缆的敷设受井巷条件限制，一般高度均较低，人体可以 直接触摸，一旦发生人体触电时，其触电电流相对于中性点不接地 系统来讲大许多倍，对人员生命构成威胁；二是单相接地时形成单 相短路，单相短路的电流很大，可引起变压器、供电设备及线路损 坏事故或爆炸着火事故，同时接地点产生很大的电弧，有可能引起

36、 瓦斯煤尘爆炸；三是接地点的高电位、大地中的大电流有可能引发 电雷管超前引爆。这些事故的后果都是极为严重的。对于中性点直 接接地的连接方式，一旦发生系统中一相接地而出现除中性点外的 另一个接地点，则会发生严重的短路。此时接地故障相电流很大， 容易损坏设备，危害人身安全。对于矿井而言，大短路电流可能会 产生电火花，易导致井下易爆气体爆炸。因此井下变压器中性点不 能直接接地。 -煤矿安全规程 例如，当人体触及一相带电体时，跨接于人体的是电源的相电压，受 井下潮湿空气影响，人身电阻按1000计算。按欧姆定律计算，当电 源电压为127V时，流经人体的电流为73mA；当电源电压为380V时， 流经人体的

37、电流为220mA；而当电源电压为600V时，流经人体的电流 则高达380Ma。此时电流路径为：电源a相人身大地接地体电 源中性点。 研究资料表明，当人体通过5mA电流时，就有触电感觉；通过30mA 电流时，就有危险；通过50mA可以致死；通过100mA绝对致死。中 性点直接接地时，即使是127V电路，通过人体的电流也高达73mA， 足以致人于死亡。在设计漏电保护时，假定人身电阻为1000，通过 人体的触电电流以不超过30mA为安全电流。 在矿山供电系统中，由于都是采用电缆线路供电，系统中 性点采用不接地方式运行。电缆对地相当于一个电容器， 当系统发生故障时，电流必然有一个回流路径，这个电流 就

38、是我们所说的电容对地电流，当这个电流超过一定值时， 可能会造成系统电缆放炮，进而引发其他故障，严重时可 能会造成矿井瓦斯和粉尘爆炸，所以原来煤炭部有个煤炭 供电安全规程，上面明文规定当电容电流超过20A时必须 采取措施，限制这个电流，这是国家明文规定限制的，所 以当电流超过这个数值时，往往在中性点采取消弧线圈接 地，用于补偿电容电流，以达到安全供电目的。 n中性点经低电阻接地 n在单相接地时，可降低配电网单相弧光接地过电压，抑 制各种谐振过电压，避免使单相接地发展为相间故障。 对电缆为主的系统还具有降低绝缘水平，节约投资的优 点。 n对架空线路为主的系统，由于单相接地的故障率较高， 从而造成供

39、电可靠性降低。 n这种方式适用于以电缆线路为主，电容电流大，电网结 构可靠性高的配电网。 n但此种方式接地电位升高，对电气设备、电信线路和通 信设备的影响与中性点直接接地的方式类似。 n单相接地故障约占配电网故障总数的70%左右。 n从配电网自动化的角度看，如果10kV采用中性 点不接地方式，单相接地时，不能启动馈线自动 化系统来隔离故障恢复供电； n如果采用中性点直接接地或经小电阻接地方式， 则配电网自动化判断单相接地的情况将大大改善。 n所以，我国10kV配电系统的接地方式是值得进 一步研究的课题。 第四节 配电网电能损耗计算的方法 n一、电压损耗的计算 n配电网在进行功率传输时，电流将在

40、线路等 阻抗上产生电压损耗 ，假如始端电压为 U1，末端电压为U2，则电压损耗计算公式为： U 12 ()/ n UUUPRQXU 该公式为经验公式，精确计算参见：（美） 米勒，电力系统无功功率控制，胡国根 译，水利电力出版社, 1990 参考资料：电压损失计算原理 n可见：经验公式仅是VR，只 是由于现实中，VX通常较小， 可以采用近似计算。 n若保持有功功率恒定，而R和X为定值，无功功 率Q越小，则电压损失越小，电压质量就越高。 n当线路末端安装容量为QC的并联电容器补偿后， 线路的电压损失为： 12 ()/ cn UUUPRQQ XU 因此，采用无功补偿后，线路传输的无功功 率变小，相应

41、地减少了线路电压的损耗，提 高了配电网的电压质量。 二、配电线路电量损耗计算 n配网中的无功功率不仅影响系统的电压质量， 而且导致了配电网供电线损的增加。 n配电网中线路的年电能损耗为： )kWh)(cos/(1010103 22323 max 32 max URPPRIA 22222 max 33/ ( 3cos )/ (cos)IPUPU 公式最后一步的原因： 其中，P为三相总功率，U为线电压 这里测量到P 232322 31010/ (cos)(kW)PRIP RU 将功率因数从cos1提高到cos2时，线路中的功率损耗降 低为： 2 12 %1(cos/ cos) 100%P 原理：根

42、据电能损耗公式，除去时间因素即为功率损耗： 在有功功率P和线路阻抗不变，补偿前后电压U变化不大的 情况下，其减少的功率损耗为： 23222322 1212 2322 11 22 12 10/ (cos)10/ (cos) 10/ (cos) 1cos/ cos PPP RUP RU PP RU 该公式也为近似公式 n根据以上公式可知：将功率因数由0.7提高 到0.9时，线路中的功率损耗可减少 39.5%。 三、无功功率补偿容量计算 n（一）固定补偿，用平均有功功率进行计算 n无功功率自动补偿装置检测瞬时功率因数，自动投切电容器， 保证功率因数在设定的范围内。补偿容量若按固定补偿，用平 均有功功

43、率进行计算，将在最大负荷时出现补偿容量不足的问 题，因此，补偿容量必须用最大负荷，即按照有功负荷进行计 算，并采用低压集中自动补偿，其补偿容量为： )tan(tan 222 cc PQ P Q 电容器实际安装容量按不小于补偿容量计算值选择电容器型号规 格数量，即： cnCc QNQQ n（二）补偿后功率因数 n补偿电容器安装处的功率因数为： 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 )( cos c cc ccc c P QQ QQP P 变电站高压侧功率因数应计及变压器的功率损耗，为： 12 1 22222 1122 2 2 1 cos ()() 1 cct ccctcct cct ct

44、PPP PQPPQQQ QQQ PP 2 cos 1 cos 11cc PjQ 22cc PjQ c Q tt Pj Q 四、无功补偿效益计算示例 n例1-1 某用户10/0.4kV变电站低压侧有功计算负荷766kW，无功计算负 荷564kvar，确定自动补偿容量及补偿前后功率因数。计算补偿容量和补 偿前、后变压器一、二次侧的功率因数，安装补偿容量336kvar，见表1-6 项目 变压器二次侧变压器损耗变压器一次侧 Pc2(kW)Qc2(kvar)Qc(kvar)cos2PtQtPc1(kW)Qc1(kvar)cos1 补偿前76656400.80511.457.1777.4621.10.78

45、1 补偿后7665643360.9589.648775.62760.942 n例1-2 某配变额定容量为315kVA，日最大负荷为285kW，日平均负荷为200kW， 补偿前自然功率因数为0.75，平均线损率为8.5%（含变压器铜损）、使用自动补偿 装置补偿后功率因数提高到0.95，其受益情况如下： n（1）提高变压器的负荷能力。当发生过负荷时，一定情况下不必扩容也能照常运行， 节省一笔增容费；显著减少线损，这不仅是电网运行所必须的技术措施，用户也是受 益者，一般在一年内能够收回设备投资；减少电压损失，提高电压稳定性，对用户设 备的安全运行和企业经济效益都有明显的效果。 n（2）综合线损下降，

46、节电效果显著。综合线损包括了线路损失与变压器铜损。 n1)补偿器线损：P1=200*8.5%=17(kW) n2)补偿后线损： P2=0.62*17=10.5(kW) n3)补偿后前线损比: 10.5/17=0.62 -课本有误 n4)节约线损: P1=17-10.5=6.5 n全年平均节约电量（300天计）：6.5*24*300=46800(kWh);全年平均节约电费 （0.5元/kWh）2.34万元 n（3）减少电压损失，有效提高电压水平。兼有过电压切除电容器及高压闭锁等功能。 第五节 降低配电网电能损耗的措施 n降损节电是电力系统的重点工作之一。 n通过线损分析，从“技术降损”和管理降

47、损两方面入手，建立有效的降损节电工作 的常态运行机制。 一、技术降损措施 n电网升压改造、简化电压等级、缩短供电半径、 减少迂回供电、换粗导线截面、更换高能耗设备、 合理配置无功补偿设备、推广新技术、选用新设 备等。 n（一）电力网升压改造 n指因用电负荷增长、线路输送能力受限或电能损 耗大幅上升，而采取的简化电压等级、减少变电 层次，淘汰非标准电压等所采取的技术措施。 n当输送负荷不变时，电力网升压改造的降损节 电效果按式（1-10）计算： 2 3 2 10 N S PR U 23 101S R 令 1 2 1 1 N P U 升压改造前： 2 2 2 1 N P U 升压改造后： 222

48、122 2 1 2 1 11 (%)100(1) 100 1 NNN N N UUU P U U 升压改造后降低负 载损耗的百分率： 2 2 2 1 ()()(1) N N U AA U 升压改造后的降损 节电量： 升压前额定电压 （kV） 升压后额定电压 （kV） 升压后负载损耗降低 百分率（%） 22033055.43 11022075.11 63 110 67.22 3589.87 22 35 60.39 1091.84 6 10 64.28 391 0.3899.8 n（二）换粗导线 n换粗导线具有投资小、见效快的优点，所 以在线路技术条件容许的情况下，优先采 用换粗导线截面的方法，以

49、减少线路电阻， 达到降损节电的目的。 n对于配电线路，因为导线用电负荷沿线路 长度而减少，所以一般只需将变电站出线 端的一段导线换粗，以节约投资。 n换线前功率损耗： 23 11 310PI R n换线后功率损耗： 23 12 310PI R n换线后降低损耗百分率： 2 1212 2 11 122 11 3() (%)100100 3 100(1) 100 PPIRR P PI R RRR RR 2 1 ()(1) R AA R n（三）更换高损耗变压器 n据统计，变压器产生的电能损耗约占电网总损耗 的25%30% n变压器的电能损耗由空载损耗（铁损）和负载损 耗（铜损）组成。空载损耗也称固

50、定损耗，是变 压器铁损、电晕损耗、绝缘中的介质损耗以及仪 表和保护装置中的损耗，这部分损耗一般与运行 电压有关。 n变压器负载损耗也称为可变损耗，它随负荷变化 而变化，与流过的电流平方成正比。 n（四）增加配电变压器布点 n增加配电变压器的合理布点，尽量使配电变压器靠近负荷中心位 置，既能提高经济效益，也能提高安全性，同时还能有效提高用 户端电压的合格率和电能质量。 n例如，根据电压与线损率的理论关系，一条线路的电压合格率从 80%提高到90%或95%，可利用降低线损的公式进行计算： 2 (%)1 1/1(90%80%)/100 10017.35%P 其中a为电压合格率提高的百分数 a提高到9

51、0%时 2 (%)1 1/ (1/100) 100Pa a提高到95%时 2 (%)1 1/1(95%80%) /100 10024.38%P 若该线路原线损率为7%，则分别可降低7*17.35=1.2个百分点和 7*24.38%=1.7个百分点，降损效果相当显著。 n（五）合理配置无功补偿功率 n通常用 来表示电网传输无功功率的情况， cos 2222 333 2222 101010 cos PQSP PRRR UUU 当功率因数=0.7时，电网中负荷引起的电能损耗有一半是由无功功率 引起的。所以应合理配置无功补偿补偿设备，减少无功功率在电网中 的流动，实现分层、分区就地平衡。 无功补偿的方

52、式：分散补偿和随机补偿 随机补偿：直接将补偿装置安装在用户电机或变压器附近，容量按 25%30%考虑。该补偿方式投切及时，接线简单，便于管理。 分散补偿：在10kV线路上安装电容器组，可以补偿配电网及配电变 压器的无功负担，显著降低线损，提高电压。 n分散电容器组一般安装在线路分支上，置于线路全长的 1/31/2之间（距首端），安装点的电压水平应不超过 电容器额定电压的1.05倍。要安装避雷器作为过电压保 护。 n根据电力系统无功补偿配置技术原则，对于需要集 中补偿的按无功经济当量来选择补偿点和补偿容量；对 于提高输变电力率的，按经济功率因数进行补偿；对于 一个电网无功补偿分配是否合理，电能损耗是否最小， 按等网损微增率进行无功补偿；对于提高用户受电力率 的，按规定的功率因数进行无功补偿；对于电压电网可 按电压、力率、损耗等综合因素进行无功补偿。 n（六）加快配电网技术改造的综合措施 n1.增容：充分利用现有的线路通道资源和站址资源，通过改造增加 线路的输送容量和变电站的降压容量，从而达到节约通道、节约土 地的目的。 n（1）线路增容：增加单位通道的输送容量，将单回线路整体改造成 双