2024年20kV配电网规划与改造技术方案

目录TOC\o"1-2"\h\u2040第1章绪论 475901.1概述 4178171.220kV 4154201.320kV 5206191.4小结 78166第2章20kV 8282092.1国内20kV 8273082.2国外20kV 10107122.3国内、外20kV 11200712.4小结 1531412第3章配电网供电负荷预测及特性指标分析 17100653.1概述 17201253.2 17195223.3 19184053.4 20188703.5 20119723.6 2697353.7 27233333.8 281363.9 30168593.10 31108473.11太湖新城20kV 40267613.12小结 423925第4章配电网电压等级序列的选择 45240044.1.1 45138084.1.2 46325604.1.3 476548第5章变电站选址定容 62260305.1 62303375.2 62204365.3 7279105.4算例 77259245.5小结 8026975第6章配电网经济性评价 82167986.1 8232276.2 84276836.3 8863996.4 90187516.5 9121686.6 91157626.7 92240366.8 93138846.9 94227116.10中压20kV 95103496.11小结 989923第7章考虑接线模式的配电网优化规划 99272737.1引言 9934087.2 9970117.3 10330467.4 104123787.5算例 106200877.6小结 10818786第8章20kV 10912750（1） 1098758（2） 10929798（3） 11029262第9章20kV 117161569.1110/20kV 117228619.2 118195489.3 11992099.4 123270589.5 126220279.6 126120069.7 12718729.8 133243419.9小结 13322253第10章20kV 13519293第11章10kV 161353811.110kV 161309311.210kV 161450011.3 1651963211.4 167493511.5 169196911.6小结 170536第12章20kV 1711520312.1引言 1711835012.2 172952512.3 1731756612.4 1751660012.5 1763007112.6经济性（网损率 1772909312.7 1771156512.8 1781223812.9小结 17830706第13章考虑分布式发电接入的配电网规划 180828613.1引言 180454113.2DG 1803024713.3 1823021613.4 1831100313.5考虑DG 1853137713.6 1862353413.7小结 18813609第14章实践与展望 189第1章绪论概述20kV现阶段我国大都采用10k中压配电网作为联系高、低压配电网的中间环节。在配电网中承上启下的10k电压等级的确定、采用和推广，在我国的电网发展过程中起过重要的促进作用。它是在20世纪50年代中期开始到70步改造得来的，是将多种繁复的配电电压（如2.3、3.3、6.6k和13.2k等），统一到当时率的平均水平从11～12降为7～8，平均降低了3.5个百分点，效果显著，同时也统大地促进了国家经济建设，但是当时城市负荷密度普遍不高，因此没有提出20k配电电压等级。可是到20世纪70电量已有很大增长，在这种情况下，10k配电网不能适应形势发展要求的趋势已日渐暴露出来。特别是八五期间，城市负荷增长很快，城市居民用电和工业用电增长率为用一个简单例子说明：一个110k变电站，如果用10k配电电压，站内设三台31.5变压器，可出线约24回，可供容量1准则，容量为63，而如果用20kV配电电压，站内可设三台63主变压器，出线仍为24回，可供容量则为126可增加1倍。由于10k用户可装接容量在颁布的《全国供用电规则》、《电力供应与使用条例》中均未详细规定具体数字，各城市供电部门根据各自电网特点，纷纷指定了适合自己特的装接容量。采用10k的可装接容量广州市为20000k，太原市为10000k，上海市为6300k，长沙市为15000k，深圳市为30000k等，超过装接容量，就要用更高电压35k或110k供电。改革开放以来，城市中高楼大厦像雨后春笋一样建造起来，而用户装接容量均在10 000k以上，有的甚至达到20 000k以上。如果10k供电需2～3路，甚至4个回路。这样对用户主接线、正常运行维护操作和线路走廊都不可避免地出现许多问题，有些问题以至无法解决。 20kV了所有设备试制任务，将其投入了运行，再加上2007年江苏省电力公司决定推广20k电压等级，分别于2007年、2008力行业的归口部门组织研究协调确定，这次20k系列产品的组织开发仅限于江苏省电力点和不同要求，因此尚需加强行业引导，组织开发，以适应市场需求。苏州工业园区20k使用电价，参照1976年原水利电力部文件，20k电价按照35k电价，其原因是当时20k是作为输电电压来处理，比10k电价低0.015元。现20k电压，电价应在10k和35k之间。为了配合20k配网发展，国家发展改革委员会正式以发改办价格20072171号文件批复江苏省增设20k电压等级销售电价有关问题。20k电价按10k和35k电价插入法进行计算：2008年江苏省电网销售电价表见表11。表112008年江苏省电网销售电价表（元小结第2章20kV国内20kV荷密度不断增大，中压配电网电压也随之提高。在苏州地区，20世纪50电压为2.3k，到60年代中期已提高到6k，70年代统一配电电压为10k。在配电网中承上启下的10k电压等级的确定、采用与推广，在我国电网的发展过程中确实起过重要作用。50年代我国各地配电网电压有2.3、3.3、4、5.25、6.6k及13.2k等多种，到60～70与历史时间内起过积极作用，当发展到另一更高阶段的层次就不一定适合。20世纪70新情况下，10k配电网已显出供电能力的不足。海、天津两市经过反复论证，确定高压配电保留35k与110k其中一种（即35k与110k不同时出现）。实际情况是，虽然对35k电压等级采取了限制措施，但当用户装接容量达不到110k供电和10k需要多条情况下，也出现了许多35k用户变电站，如苏州新区采用了220110100.4k制，但后来由于用户需求，第二座220kV变电站，不得不采用220/110/35kV电压等级，35kV根据当时负荷情况和专家意见，1980年3月电力部就以（80）电技字第14号文对B156—1980《额定电压》（草案）的意见提出了目前东北、华北、华东地区大城市高密用电区，希望能采用20k配电电压，这样就能使设备小型化，投资比较经济。如条件允许建议可将20k级电压列入草案，因此在随后发布的电压等级国家标准B 针对10k配电网的不适应形势的情况日渐严重，1984年中国电机工程学会农电分专委会首先提出并讨论了20k的使用问题。当时的郑州工学院等单位在理论上做了大量论证，经过了数年努力，基本上得出了11020k电压制为农网电压等级的优化组合方案发出了必须减少变电层次，简化电压等级，确立20k为配电电压并列为国家标准等时隔3年终于在1993年国家技术监督局的技监国标（93）147号公布了 在1993年GB156—1993中正式将20kV电压等级列入，以及苏州工业园区和南芬1997年，原华北电管局老年科技工作协会编制了《关于京津两市采用20k配电电压可行性报告》，并于当年12专家参加了讨论会，会后形成了会议纪要，其中会议纪要中的第三点报告提出以技术经别是新开发区，成片改造选择20k配电电压问题，在技术经济论证基础上抉择是合理2003年，浙江新建江东工业区，面积为105k2，负荷密度达30k2，由杭州市电报告中对三个方案进行了比较，方案电压层次为220110（35）10k，大用户采用35k，特大用户采用110k，一般用户用10k；方案电压层次为22011020k，220kV变电站以110k出线为主，一般用户采用20k，特大用户用110k；方案电压层次为22011020k，一般用户20k为主，110k供特大用户，弱化110k。比较结果以方案3为最佳，当年8月组织审查，但最后没有实施。国外20kV构，国外20k中压配电电压等级不但适合于向负荷密度高的城市中心供电，也适合于向负荷密度较低，供电距离较远的农村电网供电。现有统计资料表明，已有14个亚洲国家和地区采用20k作一次配电电压。20世纪70年代的亚洲四小龙已有三个，即新加坡、韩国和我国台湾的城市电网陆续把20k电压选作中压配电电压，其中新加坡和韩国始于20世纪70年代初，我国台湾则开始于70期。韩国早在20世纪60扩建输配电网络，加强用电管理，缉查盗用电力等措施，经过3～5从29下降到11.5左右，直到1985年线损率下降到5.9的低水平，他们经过20多年的努力，全国大中城市已于1995年底将一次配电电压升压至22.9k改造问题宣告完成。在改造过程中6.6k和22.9k两种一次配电电压并存不悖，各得其国际上早期实现工业化的国家和地区和向工业化迈进的国家和地区，只要采用20kV一次配电电压作为主要内容的城市电网改造，都是成功的，而且在长达40功的。可以说是早改造早受益，多改造多受益。国内、外20kV中新合作区70k2规划起点高，除220k线路按照规定走廊架空建设外，110k全部用电缆，到2007年底有4座220k变电站，容量1440，7座110k变电站，容量945，20k配电网出线145条，计671.56k，架空线（区外试点）3条，计9.7k。区内现有221座公用配电站，配电变压器528台总容量433，用户669个，总容量为2366.8，最大用户为74，用3条20k电缆供电，迄今未出现110k用户变电站。大连长兴岛位于辽东半岛，陆域面积252.5k2业基地，预测负荷达到2万～3万kk2，经论证，采用10k时，需6610k变电站40座和10k开关站或用户变电站340座，而采用20k，需建设6620k变电站25座和20k开关压配电系统比采用10kV供电节省总体电网投资20%。现在区域内已建成一座66/20kV的试新城规划由上海交通大学和无锡供电公司联合编写。对采用20k配电电压三个方案比较，即：11020k、63主变压器和11010k、63，11010k、50主变压表2110（20）kV电缆长年投资费用、综合等年运行费用如表22所示表22方案费用表（万元大巴黎（含郊区）面积 1946年法国电网国有化之前，全国中压电网采用电压等级从1k到36k有25种之多。国有化之后，按地区统一到五种电压等级，即5.5、10、15、20、30k。1961年F小等因素，根据全国当时中压电网实际状况和从1946～1961年的运行总结认为20k电压等级技术上是可行的，经济上是合理的，于是将20k作为中压电网唯一的标准电压。新加坡是国家、首都、城市、岛屿的统一体，土地面积为240km2，人口600万，是东20k配电网采用闭式网络闭式运行，开关站均设断路器、纵差保护，因此对用户可与另一网络也有联络，形成像花瓣式的网络。国内外主要城市电压等级序列见表23和表24表23国外部分城市的电压等级序表242004年国内31个重点城市电网的主要电压等级序列 括号内为局部地区采用的电压等级小结第3章配电网供电负荷预测及特性指标分析概述经济因素。例如，供电区域人口、工业生产水平、电器设备数量变化及饱和水平特性、政策发展趋势变化以及更为重要的经济趋势对电网负荷增长下降趋势的影响。根据这些因素对负荷预测值进行相应的修正是十分重要的。图31电力负荷年间增长曲不同的负荷预测有各自的过程，但基本步骤却相近，可以分为8经济模型预测法所需数据的形式如表31所示表31经济模型预测法所需数据的形足ti-1＜ti＜ti+1），得到一组数x1，x2，…，xn一阶自回归自回归与移动平均表32时间序列负荷预测方法所需的数据形图32负荷增长曲表33S曲线方法所需的数据形要得到饱和年的数据，所需的数据是饱和年的以下值，如表34所示表34S曲线方法所需饱和年数人工神经网络（）是人们模拟人脑信息处理、储存的检索机制而构造的，是由得各种不同的人工神经网络模型，目前比较有代表性的模型有：多层前馈神经网络（即模型）、opd模型、ohonn模型等。在电力负荷预测中应用较多的人工神经网络模型是ohonn模型、模型。分产业产值（产量）国民生产总值的增长率后，可以按照式（319）计算得到对应年份的电力需求增长式中：A0为预测起始年份的用电量；Am地理分布存在着较大的偏差。为了适应实际的需要，20世纪80年代初WillisHL提出了空间负荷预测理论（SpatialLoadForecastingTheory），该方法不仅能够预测未来负荷量的通过向政府规划部门收集各预测小区未来的土地规划方案，并输入到系统史值也可以从系统中得到。进行负荷预测时只是搜集市政规划的方案，而不是去做市政规划。（323）计表35分类用户进入负荷增长饱和期的年表36中心城区分类用户远景负荷密度估测结表37中心城区分类用户年最大日峰谷差率统计结表38中心城区分类用户年平均日负荷率统计结季不均衡系数等于全年12表39中心城区分类用户季不均衡系数统计结计最大负荷利用小时数，见表310。可知：中心城区各类用电的最大负荷利用小时数普遍很低；最低的是市政公共设施中的泵站（仅89h），最高的是医院（3871h）；馆、商办楼、学校、影剧院、体育场馆等用户类型的最大负荷利用小时数都没有超过2000h。表310中心城区分类用户最大负荷利用小时数统计结图33举例说明了各类用户四季的典型日标幺负荷曲线图33中心城区各类用户的四季典型日标幺负荷曲线（一（f）图书馆；（g）学校；（h）图33中心城区各类用户的四季典型日标幺负荷曲线（二各类用户的夏季制冷负荷、冬季采暖负荷如表311所示。该表计算的是极端情况，其中：泵站和公共绿地的夏季和春季负荷差异主要由于夏季雨水量多，而非制冷采暖空调用电所致，故不予计算分析；宾馆常年使用空调，故难以通过夏春、冬秋季节负荷比荷，普遍超过30%，极端情况（高校）甚至超过60；冬季采暖负荷相对较小，大多为10%～20，但医院和科研设计院的冬季制冷负荷同样高达50%以上。表311中心城区各类用户夏季制冷负荷和冬季采暖负荷比重分太湖新城20kV与大多数新建和应用20k作为中压配电网的区域一样，太湖新城还处于规划阶段，要用于对“负荷密度法得到的负荷预测值进行校验，其中由于太湖新城地区绿地及道路广方案负荷密度指标值进行类比。上述类比法的计算结果以表312给出表312类比地区负荷密度比较划》，确定了七大功能区域的负荷密度值和负荷指标，具体参见表313表313太湖新城负荷密度及负荷指小结面的准备工作，为以后的负荷预测和规划工作打下坚实的基础。表314总结了各种负荷预测方法的优缺点、所需数据和结果比较。表314各种负荷预测方法的优缺点、所需数据和结果比第4章配电网电压等级序列的选择标称电压应符合GB156—1993。原则上，输电电压为220kV及以上，高压配电电压为各级电压等级差不宜过小，一般为2～3整理式（43）比较式（42）、式（44）可图41电压等级序由式（48）所以由式（47）和式（48）得电压等级选择的一般流程如图42所示图42给出了城市配电网电压等级合理配置的详细步骤和流程图42配电网电压等级合理配置的流程变电站选址定容的具体内容请参照第5图43电压等级选择的经济性评估体图44电压等级选择的技术性评估体系统的最大短路电流计算如式（4式中：IM为系统最大短路电流；SM为系统短路容量；UNAverageInterruptionDurationIndex）是指每个由系统供电的用户在一年中所遭受的平均停系统平均供电可用率指标ASAI。系统平均供电可用率指标ASAI（AverageServiceAvailabilityIndex）是指一年中用户经受的不停电时间总数与用户要求的总供电时间之图45110/10kV和110/20kV方案的年电力损耗比110/20kV（3×63MVA）方案的等年投资费用比较如图46所示图46110/10kV和110/20kV方案的等年投资费用比用为48567万元，110/10kV方案采用3×50MVA主变压器容量时综合等年费用为56744万元；110/20kV方案采用3×63MVA主变压器容量时综合等年费用为41185万元。图47110/10kV和110/20kV方案的综合等年费用比根据具体计算，可得技术指标比较的数据如表41～表43所示表41110/10kV和110/20kV方案的可靠性指标比表42110/10kV和110/20kV方案线路最大电压降落比表43110/10kV和110/20kV方案最大短路电流比表44负荷波动对方案综合等年费用的影响（万元由图48可见，当负荷密度由中方案增长到高方案水平时，110/20kV（3×63MVA）图48负荷波动对方案综合等年费用的影表45变电站本体造价波动对方案综合等年费用的影响（万元图49变电站本体造价波动对方案综合等年费用的影由图49可见，当变电站本体造价波动范围为-10%～+15%时，表46电缆线路造价波动对方案综合等年费用的影响（万元图410电缆造价波动对方案综合等年费用的影由图410可见，当电缆造价波动范围为-10%～+15%时，110/20kV（3×63MVA）方表47电网单位投资的电费年收 图41120kV电价波动对方案经济性的影在中压线路的最大电压降方面，11020k方案虽然减少了110k变电站个数，低。图412苏州工业园中新区总建设费用与负荷密度曲图413苏州工业园中新区年运行费用与负荷密度曲图414苏州工业园中新区年损耗费用与负荷密度曲表48苏州工业园110/10kV和110/20kV配电方案的经济性比 小结目前我国有两套电压序列，即西北电网的330k序列和除西北电网外的500k序列。对500k序列，有一点是肯定的，那就是220k（含某些地区110k）已获得广泛发展，提高以及城市高层建筑的建设，负荷密度越来越大。以10k作为基本配电电压已经或即说存在实际供电距离较长，需要输送容量大等问题。而20k作为配电电压不仅输送容量大，而且在负荷密度达35kk2时其经济供电半径可达18～20k，负荷密度越大越显示出其优越性。在输送同等功率下其线损比10k降低70左右。供电半径在10～30k范围内，以20k配电比10k、3k配电都经济。现在重提20k列为国家标准电压等级是很有意义的。因此，当10k难以满足要求时可将35k与10k合并简化为20k。在肯定了220k和20k电压等级之后，依据前面论述的规律和原则，其中间就应发展60k电压等级，形成如下电压序列：5002206020k显然这一电压序列是经济的、合理的。前面已论述电压等级的形成与发展受客观因素的影响很大。我国已基本形成了5002201103510k序列，只有东北电网采用了5002206010k。对于东北电网这一序列来说虽不完全合乎“几何均值规律，但却很好地遵循了舍二求三”原则。在今后的改造中只要适时地将10k升压为20k就可达到完全优化的目的。第5章变电站选址定容（河流、道路）表51各电压等级城网容载比选择范表52单台变压器容～10这样，建立的最终计算模型见式（5式（56）中，AW（AnnualWorth）表示年度等值费用。各部分计算见式（5净现值费用PWk（i）由式（58）计线路电压降落可近似由式（513）所得电压降落纵分量代取式（513）和式（514）中较小值为该电压等级的供电半径。以10kV和20kV的供若设功率因数同为0.9图51三站手拉手接线示意由图52可知，由于圆的特殊性，三站手拉手时的线路总长依然为K（2L+4r）不变。类似地，四站手拉手接线示意如图53所示图52L与r相差不大时三站手拉手接线方式示意图53四站手拉手接线方式示意由图53知，四站手拉手接线平均进线长度根据基本假设条件，用年费用法建立静态模型见式（5根据式（518）～式（524）高压进线建设投资费用式中：Nk为所需开关站的个数；Fk式（532）为全年中压线路损失费将以上各式代入式（525）中求解式（534），获得其最优解后，可再利用公站址所在村（组）将选址报告及相关文件内容形成档案资料后，随电网规划（建设）图54V图及其对应D三角图55V图的空圆特性及新增变电站的位以现有变电站的位置为，三角网的顶点（图5中的黑点）以图实现供电区域的划分（实线多边形）。根据图的性质，图中的结点均为其对应的三角网的外接圆的圆心，即新增变电站的备选位置q。uny三角网是图的几何对偶图形。有公共边的多边形为相邻的V多边形连接所有相邻的多边形的顶点所形成的三角网称为uny三角网，如图54的实线所示。与其他三角网相比，三角网具有如下性质：对现有结点集q算例图5620kV双环网接线方对单座变电站，若配备台主变压器，为了满足1准则的要求，即任意一台主变压器退出运行，仍保证持续供电。这样，主变压器负载率。若主变压器允许过载30%运行2h，则还可提高。这样，正常运行时，主变压器传输容量为（为主变压器额定容量）。对配电线路，为了满足1准则的要求，在双侧电源手具有中介点的放射状接线模式下，电源侧一端出线应能承受两座11020k图57110/20kV高压变电站主变压器容量和110kV配电网接线模式组合下的系统年度等值费由图57可以看出，在“太湖新城地区，不论110k配电网采用上面提到的哪种接线方式，11020k变电站主变压器容量都推荐采用80，以取得最小的系统年度等值费降低了经济性。对于某些型号的电缆和架空线，由于考虑到“太湖新城110k电网的远景目标是双侧电源三三站式手拉手接线模式，靠近220k变电站低压侧的出线电缆应满足另一侧电源全部断电时能保证三个11020k变电站持续供电，这样，当110k变电站主 若110k配电网采用双侧电源手拉手接线方式，则11020k变电站主变压器容量推荐采用80，两端220k变电站出线均采用210002电缆，中间11020kV进线采用10002电缆，如图8所示。若110k配电网采用具有中介点的放射状接线方式，则11020k变电站主变压器容量推荐采用80，220k变电站出线采用1000 2电缆，11020k终端变电站线采用4002电缆，如图9所示。若110k配电网采用全放射接线方式，则11020k变电站主变压器容量推荐采用80，电缆截面或者架空线截面采用4002电缆或者2402架空线，如图510示。图58110kV线路采用双侧电源手拉手接线方式时设备选图59110kV线路采用带中结点放射状接线方式时设备选图510110kV线路采用全放射接线方式时设备选11图511220kV变电站及110kV变电站供电区小结度出发，论证了本章所提出方法的可行性和优越性。在5.3节的分析中，详细列举了变电站布点的一般原则。在此基础上，给出了应用图和三角网的布点法。在实际的变电站第6章配电网经济性评价不确定性的评价方法将在6.9表61本利和计以式（64）减式（63），【例61】某城市配电网建设工程投资80亿元，施工期为10年，每年投资分摊为8亿式中：为偿还基金系数【例62】为了在第20年末购买一台设备，预计当时的价格为2亿元，若银行的年【例63】设某工程投产后每年净收益3亿元，希望在10年内连本带利把投资全部收由现值P求等年值A的计算叫做资金收回计算。由式（67）可式中：（，n）现值（发生在第一年初）和n个等年值（发生在第1，2，…，n年末）之间的等效关系。【例64】某公司目前借款建设20座总投资2亿元的20kV变电站，该款应在20年中等费用现值比较法（简称现值比较法在实际工作中，也有按式（611）演化为终值费用或工程建成年计算费用进行比较的。终值费用法只需将式（611）中的折现系数改为终值系数即可（折现系数与终值系数互为倒数）。工程建成年费用是将建设期的投资及运营费等按终值费用法折算到建成单。电力系统规划中，如参加比较的方案计算期不同（如水、火电源方案比较），简单地按式（611）计算不同方案的现值费用。一般可按各方案中计算期最短的计算，其表达式为式中：为资金回收系数；其余符号的含义同式（611）将式（615）展开后的全面计算式图61投资及运营流程对比式（614）和式（616）可知，式（614）是将全部支出费用折算至现值后再折算为年费用，而且考虑了固定资产余值和流动资金的回收。式（616）是将全部支出处理。净现值法又分经济净现值法和财务净现值法，计算项目不尽相同，二者比较见表2表62经济净现值法与财务净现值法计算项目的比式中各符号含义同式（617）。内部收益率采用试差法求得差额投资内部收益率法是由式（619）演化得来，其表达式式（621）亦可演化成式（622）用于计算，该方法称为静态差额投资收益率将式（622）按不等式计算，其表达式式（623）还可以变换式中：（′0）为第年可用作还款的收益额；d为固定资产投资借款本金与利息之和；d为借款偿还期（从建设开始年算起，若从投产年算起应注明）；总额；′为年可用作偿还借款的折旧；0为年可用作偿还借款的其他收益；为还款期间企业留利。中压20kV对于10、20k配电网的经济性比较，主要进行设备投资的综合比较。本体设备综合投资的范围包括110k变电站本体、开闭所和各级输电线路投资。两种电压等级配电网的合等年费用，通过比较综合等年费用的大小，得出配电网供电方案的经济优越性。两电压等级配电网经济性分析的具体流程如图62所示，其具体步骤为图62方案经济性比较流程根据步骤（3）在对规划区域负荷预测的基础上，区域所需的110kV变电站个数NS由式（632）确按变电站供电容量和区域负荷密度计算变电站供电半径计算用式（512）按线路最大电压降计算最长输送距离计算用式（513）～式（516）变电站的平均进线长度计算用式（517）～式（521）式中：为电力设备的折旧费用，电力设备折旧率取决于设备经济使用年限，由电力公司行业内部规定；h为110k电价；为10（20）k电价；h为110k线路有功损耗，为10（20）k线路有功损耗，均由潮流计算结果获得；x数，对两种方案可取相同的经验数值。一般采用“等年费用法”进行动态经济比较。其中等年投资费用用式（636）进行项目综合等年费用由式（637）计小结第7章考虑接线模式的配电网优化规划引言图71网络接线模式的分式相对比较简单，规划时只需考虑电源变电站、辐射线路的投资及运行费用；而、多分段多联络等系列的配电网接线都是具有联络线的配电网接线模式，此类接线模式的配电网正常情况时为开环运行，从而规划中除电源变电站、正常辐射运行线路L的投资及运行费用外，还需考虑联络线路的投资及维护费用，但联络线的损耗费用则不必计入；辐射式系列中的中介点放射状接线模式（带开闭所接线模式）站、开闭所及其进出线等的投资及运行费用。这些设备年投资费用可采用等额支付资金回收公式计算，具体见式（7式中：Rmin系统平均供电可用率指标RASAI例如：规划区域中，若在原各种辐射状接线方案的基础上考虑主干线路之间的单联络，则可形成各种手拉手接线方案（多分段单联络接线）。所有的手拉手接线方案则构成了一个手拉手接线、带开闭所接线、接线、46接线等多种接线模式下各自的模式空间。间；但图72（a）所示配电网方案因为有3个结构元，所以该配电网方案与图72（b）、图72接线模式示意电源节点；负荷节点；导线；联络开为改善稀疏矩阵太浪费存储空间的情况，可对稀疏矩阵在ul6.0中进行压缩封装，定义为压缩矩阵类。在类内部采用十字链表对稀疏矩阵进行存储。对十字链表的读取、赋值等操作以成员函数的形式封装在压缩矩阵类中，如：成员函数（，，x）用于将x值写入对应矩阵行列位置的十字链表结点处；若行列元素原来为0，则该函数将自动调用另一成员函数n（pod）将pod作为行列元素对应的结点插入到十字链表；若要将一个非零元素置零，则调用成员函数（，）将行列元素在十字链表中对应的结点删除。成员函数d（，）则用于读取行列元素在十字链表中所对应结点的值，若该元素结点不存在（为零元素），时，使得对十字链表的访问非常方便，几近于对二维数组的访问。图73架空线两分段两联络结构除了接线模式样本结构元的邻接矩阵以外，还需要给定样本结构元中电源节点的个数、对样本结构元中相同电源站内的不同电源节点分组信息（结构元中两个电源点在同一变电站内）、样本结构元中各线路段的编号（包括联络线）各线路段首末端节点号、各线路段正常运行时负载率（路的负载率是，其中为联络数）、正常运行时电源点负载率等。此处所说的线路段是指两节点之间（负荷节点之间或负荷节点与电源点之间）种群了。式中：、b和为大于1的正值常数，且＜b＜，也就是说，变电站出线仓位及容量算例环网（手拉手）用户进线采用YJV3×240电缆，电缆总长56.61km，线路损耗64.5kW。此规划方案的 图74环网（手拉手）接线模式电气接线3分段2采用V3240电缆，电缆总长67.62k，线路损耗66.8k。此方案年投资及运行总费用为2710.64万元年，可靠性指标为99.990625。规划方案局部电气接线图如图5所示。其中负荷点b030、b016、b014所在线路与b015、b021、b024所在线路构成一组手拉手联络接线，并在负荷点b016线路也类似地构成此种接线。用户进线采用V3240电缆，开关站电源进线采用双拼V3400电缆，所用V3400电缆总长为7.84k、3240电缆总长为47.2k，线路总损耗48.49k。此方案年投资及运行总费用为2866.44万元年，可靠性指标为99.992476电气接线图如图76所示。图753分段2联络接线模式电气接线图76中介点接线模式下电气接线小结第8章20kV20kV表8120kV配电网的供电半径20kV主干线用分段断路器分为若干段，接线模式如图83所示图81辐射式接线方式示意图82不同母线出线的环式接线方图83手拉手接线方式示意差。当线路故障或电源故障时将导致全线瘫痪，接线模式如图84所示。图84单电源线辐射接线方图85不同母线出线的环式接线方图86单环形接线方设，而每一个配电变压器可以从两回电缆上取得电源，接线方式如图88所示。图87双环形接线方图88双电源双“T”形接线方20kV20kV单回路供电用户：用户装接容量160kVA～16行供电模式。当用户容量大于30000kVA时，结合现状，经计算和论证可采用20kV多路20kV辐射型终端线路：单一用户线路装接容量不超过16000kVA；多用户线路装接容量不超过24000kVA。多用户线路当线路负载率超过75%时，无论装接容量是否超过，均 线路装接容量原则上不超过16000kVA，且每一分段的装接容量均需控制在6000kVA线路临时过渡装接容量控制到20000kVA以内，在线路总装机控制的基础上，其中分段的网格式（四电源#字型单一用户线路装接容量原则上不超过16000kVA；多用户线路装接容量原则上不超过24000kVA。多用户线路当线路负载率超过75%时，无论装接容量多少均需划供负荷。应用供1备形式的区域，每一环网回路的主环网节点一般不超过6器装接容量控制在3000～4000k左右。环网主节点原则上应为大用户或公用环网开关柜。用户申请容量在30000kVA及以下者，宜采用20kV电压等级供电。在正常运行下，线路的载流量按安全电流控制（即按调度下达的线路限额电流控制）；3）在规划的20k供电区域配电网建成前，对新增客户的变电所设备应按20k级设计，先期降压运行（开关、电流互感器设备按20k选择，配电变压器选用双电压变压器，以适应10k或20k供电）。小结第9章20kV110/20kV（六）表91变压器短路电流表110/20kV63MVA主变压器尺寸为7100×5600×5500mm而110/10kV40MVA主变压器尺变电站平均造价见表92表92110kV变电站平均造价比 采用有效接地，当主变铁芯采用三相三柱时，若变压器绕组为全星形接法（yy）时，为滤除谐波，需要加一个△绕组。另一种绕组接法为yd或d，这种接法可以有效地减弱谐波对系统影响，为了增加一个中性点，应当在20k侧增加一台接地变压器引出中性点，另外接地变压器的容量与电容电流有关，电容电流增加时，接地变压器容量也应相应增加。两种接线方式组别比较见表93表93主变压器不同接线组别的比表9410、20kV和400、1000kVA技术参数对 表95变压器材料表9620kV比10kV材料增加幅比较表2008年底参考价格为：S11400/10为5.69万元，S11400/20为7.11万元，20kV10kV的1.25倍，S111000/10为12.32万元，S111000/20为14.78万元，20kV价格为的1.2表9710、20kV干式变压器技术参数表9810、20kV油浸式S11配变技术参数表99耐压标准从表99可见，我国国家标准与国际标准是一致的，电力部门行业标准对雷电冲击耐因是，国外20k电网与国内一样，也有小电阻，大电阻，消弧线圈接地方式，但不论采用何种接地方式，都是采用速断保护，而我国不接地或经消弧线圈接地，可持续运行2h一般国外设计的断路器（含操动机构）已兼顾了10k和20k电压等级电网系统要求，断路器使用的灭弧室一般情况下通用的，尽管20k短路开断的恢复电压参数要比10k表910避雷器参数由表910可以看出，由于方波通流容量的要求相同，因此外径区别不大，而由于额加1倍。同样国内也有生产熔断器厂家，根据保护对象不同，分为电压互感器和变压器，10表911电压互感器和变压器参数为了达到20k绝缘水平要求，国外引进的产品都利用均匀电场来满足绝缘水平。例场分布均匀。同10k一样，保护熔断特性，应满足可靠性、选择性和灵敏性要求，应保证前后两性要求。表912是交联聚乙烯绝缘标称厚度表912交联聚乙烯的厚度表91320kV电缆出厂试验表（1）20k送电距离、电压损失、允许载流量、经济电流密度、机械强度等方面综合考虑，经过技术、经济比较后确定。为5.5、6、6.5、7、7.5mm5表914各档距的水平间距离表表915用计算的最大值与《配电线路设计》规程中规定的10kV值比较考虑带电作业方式（作业人员视为等电位）表91620kV线间距离推荐值表917绝缘导线间距表至于大于120m档距，可采用式（91）的方法计算线间距离单（双）图91一般档距采用的杆表91820kV建议同杆架设耐张、转角杆：DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中 内过电 运行电 10k架空绝缘线路经过前段时间雷击的验证，已安装过电压保护器的线路未发生断线故障，初步起到了雷击断线的效果，因此拟在20k线路上也应安装，具体型号为图92过电压保护器的结表919XHQ5—25.4/72主要技术参表92020kV安全距离工频耐压、雷击冲击耐压同其他配电设备是一样的。即对地工频：50（65）k断口间64（79）k，雷电：对地95（125）k断口间110（145）k。括号内数字为非有效接地。但外绝缘比距30k，空气净距相对地30，相间30，达不到要求可加外绝缘。表921变压器熔丝配置小结20k设备的生产和制造，早在1991年，武汉高压研究所在科学技术报告《国标〈电压标准〉内增加20k电压等级可行性论证中》中就提出根据我国现有制造水平，20k级变配电设备可望在3”。当时因国标中尚无20k这项标准，10k配电网还能满足一段时间的需要等因素，直接制约了20k设备和20k配电网的发展。1993年20k列入国标后，特别是我国率先在苏州工业园区采用20k中压配电网后，各制造厂商表示了浓厚兴趣，纷纷提出制造2k设备的要求。1996年，20k变配电设备2007年以后，江苏省电力公司决定大力推广20k电压等级后，生产厂商猛增。如上海华通开关厂有限公司生产的20k开关柜出开关柜则分别出口孟加拉国、印度尼西亚，此外还有众多开关厂家如上海西门熟，价格方面比10k贵10～40%，但目前10k产品生产数量还是大大高于20k产品，随着20k批量逐渐增大，如果批量生产与10k批量持平的话，则价格方面也有可能与10k持平。第10章20kV的出现，中压开始推广应用20k电压等级，接地方式的配置与选择也将相应变化。如何正确处理中压电网的中性点接地方式问题，对提高电网的规划运行水平至关重要。不接地或经消弧线圈接地（均属非有效接地）——直接接地或经中、小电阻接地（均属有效接地）——德国在世界上首先使用了消弧线圈，自1916的30k电网中，共有电缆1400k，其电容电流高达4k，也采用了消弧线圈接地方式。但在20世纪50～80年代前西德却不再全部选用经消弧线圈接地方式。从1989年下半年以来已经在两个变电站安装了新的保护装置，并进行了试验。这补偿以后，一个变电所可以得到电阻性接地故障电流约为35，另一个变电所可以得到5、15或25。在试验性运行中，90的接地故障电弧能自行熄灭（电网主要由架空线组成），故障点电弧持续时间一般小于20，也观察到电弧重燃现象，因此要求继电保护装置整定0.6延时跳闸。投运数年来未发生特殊问题。新中国成立初期至20世纪80年代，我国完全参照了前苏联的模式，对3～66k电网中性点主要采用不接地或经消弧线圈接地两种方式。20世纪80年代中期，我国城市10k配在困难，当发生单相接地时间过长，往往发展成为两相短路。程；天津电缆网比较多，过去以消弧线圈接地为主，现在对35k电缆网试行小电阻接地方式，运行情况正常；苏州工业园区配电网采用20k供电，全部为电缆线路，中性点也采用小电阻接地的运行方式，自1996年正式投运至今，运行正常。上海在20世纪90针对上述情况，原国家电力部对原SDJ7—1979《电力设备过电压保护设计技术规程》进行了修订，在颁布的新规程即国家电力行业标准DL/T620—1997《交流电气装置的中性点不接地系统发生单相接地短路时的等值电路如图101所示图101配电网单相接地等值电图102单相接地网在故障点k处的三相电压可用对称分量法分别求式中：Z1、Z2、Z0设，则式（104）可表示显然 值 有关。若略 ，非故障相上电压的变化与有密切关系，参照文献5，不同值下，式（101）和式（102）求得的非故障相电压分别如图103和图104所示。非故障相电压的升高与的关系如图105所示，图中曲线上的数字表示非故障相电压升高的倍数（比额定相电压），升高1.4倍即等于0.8倍线电压，升高1.73倍即等于线电压。图103A相单相接地时，（对正常相电压的比值）与电网参数的关图104A相单相接地时 （对正常相电压的比值）与电网参数的关图105单相金属性接地时，非故障相电压升高的倍数与电网参数的关作为粗略的工程估算，电网的单相接地电容电流可用式（1012）估式中：称为电网的不对称度；Uph为相电压图106经消弧线圈接地电图107消弧线圈补偿电网正常运行和单相接地时的等效电为补偿电网的脱谐度；，称为补偿电网的阻尼率。流过故障点的电流当时，ν＜0，IL＞IgC，称为过补偿；式中：图108不同脱谐度下的恢复电压包络根据DL/T620—1997中规定：6～35kV主要由电缆线路构成的送配电系统，单相接地图109中性点直接接地电网单相接地时的各相对地电。而三相短路电流等于，单相接地短路电流将超过三相短路电流50%一般66k及以下均可采用小电流接地方式。优点就是发生单相接地时故障点只流过较小的系统电容电流，不破坏线电压的对称性，可以继续运行（一般不得运行超过2h），可靠性高。综合比较各种接地方式，可得表101表101三种接地方式综合比20kV配电网中性点接地方式的选择问题是20k配电网改造过程中所面临的关键技术问题中性点接地方式的选择直接影响20k配电网改造过程中相关设备的选型和投资预算。在对于电缆线路，电容电流可由简化式（1020）求表102不同截面20kV电缆线路的电容电 1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》，3种接地方式下的电容电流范围如表3表10320kV配电网不同接地方式的电容电流范不同中性点接地方式的绝缘水平要求根据T620—1997护和绝缘配合》有关条文，不同中性点接地方式下，20k配电网设备和线路的绝缘水平要求如表104所示。表10420kV配电网不同接地方式的设备和线路绝缘水根据GB/T11022—1999《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》和DL/T在20k配电网中，采用中性点非有效接地（包括不接地和消弧线圈接地方式）对开关设备的工频耐压水平高于小电阻接地方式。因此，对于20k配电网涉及的开关设备，其工频耐压水平应符合电力行业所规定的高工频耐压水平。T 12706—2002《额定压1k到35k挤包绝缘电力电缆及附件》规定了类、类和类这三类电缆的额定工频受电压的限值。其中、类额定工频耐受电压为42k，类额定工频耐受电压为63k。目前，苏州市新区220k狮山变电站10k段和41和63，装设了2台72.9的消弧线圈。1999年11月1日实测电容电流时发现10k段消弧线圈电流为72.9时，中性点电位升高，不得不使段消弧线圈处于欠补偿状态运行，但当发生单相接地时单相接地故障电容电流仍较大。110k何山变电站10k段母线单相接地故障电容电流为45，10k段、段母线（为2号变压器所供）单相接地故障电容电流为31（均不包括用户电缆的电容电流），都没有消弧线圈。如果运行方式改变，由1号主变压器带Ⅰ段、段母线或任何一台主变压器带所有10k线路时单相接地故障电容电流都大大超过规定的电流值。1999年10月7日，狮山变的乐园线相接地（系用户启动电抗器对地放电），引起商城线相永久性接地，经查为电缆相对地击穿。万一线路上单相接地引起过电压致使变电站母线故障，将扩大停电范围（上海、北京都发生过类似事故）在中性点经电阻接地时，线路将跳闸。但是狮山变和何山变的10k出线分别为66.6k和41k，其中电缆分别为41.4k和31.2k，架空线为25.2k（绝缘导线22.4k，裸导线2.8k）和9.8k（绝缘导线8.3k，裸导线1.5k），裸导线线路只占4.25和3.67%，发生非永久性单相接地故障的概率是很低的。据现有资料统计，自1998年1月1网自动化来保证。显降低，区庄变在接地电阻为10时弧光接地过电压只有最高工作相电压峰值的1.52～1.89倍。在中性点不接地系统中，由于电磁式电压互感器（配电系统中都采用此种互感器）的励磁电感和线路的对地电容形成非线性谐振回络，在特定情况下引起分频、工频或高频铁磁谐振过电压。在中性点串电阻、二次开口三角绕组接入消谐器等的效果并不显著，仍经常发生熔丝熔断、过热烧毁等。在中性点经电阻接地后谐振无法产继电保护。中性点不接地或经消弧线圈接地的配电系统，发生单相接地时继电保护装置只发预告音响，靠试拉线路确定故障线路，在发生2条线路同相2序电流互感器并增加零序保护。狮山变和何山变的10k出线均为电缆，加装零序电流互感器有可能，零序保护一般为两阶段式——保护定值不宜太大。10k母线零序电流保护，只能用三相电流互感器的零序过滤器或零确保人身安全。无论配电系统是中性点不接地或经消弧线圈接地还是中性点经如广州市在10k改为中性点经电阻接地后，1990年1月20日区庄变下塘支线12.1～13号C电源，避免了发生行人触电事故。1991年3月19日一建筑工人将水管碰及三元里变10k线路，线路跳闸重合后又跳闸，该人仅感麻电，未发生伤害。同样在广州市10k中性点不接地系统，1987年9月4日也曾发生过建筑工人将水管碰及中山医院三院附近的10k线路，由于未能及时脱离电源，因而发生死5人伤1绝缘子或在地面2处以下加装护套；对安装在电杆上的接地引下线等裸露金属部分在地面2处以下加装护套；在倒闸操作时，操作人员戴绝缘手套和穿绝缘靴，以避免接触电压和跨步电压的威胁。但是，中性点经电阻接地系统在配电变压器内部或配电所发生10k单相接地故障时，接地电流通过接地装置产生故障电压。若配电变压器低压侧的中性点与配变外壳、配电柜的柜架共同使用一个总的接地体时，该故障电压会沿着线或线传到采用保护接零的用户，低压用电设备外壳可能产生接触电压危及人身安全。公地点应在距该配电变压器的适当地点设置专用接地装置，其接地电阻不宜超过4；供电的保护接地装置电阻符合2000的要求，且建筑物内采用（含建筑物钢筋）总等电位联结时，低压系统电源接地点可与该变压器保护接地共用接地装置。狮山变和何山变10k出线中电缆分别占到62.18和76.13，裸导线只占4.25和3.67，加上狮山变和何山变的10k配网自动化已起步，中性点经消弧线圈改为经电阻接地，对供间、抑制弧光接地过电压、消除铁磁谐振过电压、可防止大部分的断线谐振过电压，工业园区20k全电缆配电系统采用中性点经电阻接地已有3年历史，积累了一定的经验。因此，狮山变和何山变的10k系统采用中性点经电阻接地是适宜的，特别是何山变的10k单相接地故障电容电流已超过规程要求又没有消弧线圈，可直接采用中性点经电阻接地。为确保继电保护的灵敏度和选择性，以及配电网运行的灵活性，在太湖新城改要在现有10k网络改造中考虑同时性”，或者在站内各主变压器间适当进行负荷割接，平稳地过渡到全网小电阻接地，最终形成一个坚强的以小电阻接地为主的全电缆网络。“太湖新城主干线电缆与分支线电缆平均比例以1∶2缆总长度大于9k时，配电网接地电容电流大于150；当电缆总长度小于9k时，配电网接地电容电流小于150。考虑到太湖新城1102变电站20k侧每台主变压器按10回出线规划，若电缆馈线达到3回及以上，20k接地电容电流极有可能超过150，此时，建议20k网络中性点采用小电阻接地方式；若电缆馈线仅1～2回，并且在电缆主干线总长不超过9k的情况下，20k网络中性点可采用中性点经消弧线圈接地方式。小结本章分析了中性点不接地、消弧线圈接地和小电阻接地3种中性点接地方式的各自特点和适用范围；给出了电容电流的工程计算方法；并给出了20k配电网纯架空线路、纯电缆线路和混合线路3种线路类型的中性点接地方式的选择方案；分析了20k配电网3种性比较，采用中性点不接地和消弧线圈接地方式，20k的开关和电缆设备改造投资费用比小电阻接地方式下投资费用增加10%左右。20k接地系统除了考虑上述各种情况外，还应考虑目前量大面广的10k设备如何升压为20k。如采用中性点接地系统，则10k电缆大部分能够直接升压为20k，开关柜也比较容易解决；而改用中性点不接地系统，则难度很大；因此，必须综合考虑后，才能决定采用何种接线方式。第11章10kV10kV10kV能否升压至20k的一个较重要的关键点。因此如能充分利用原有设备进行升压，就有可能用最低的费用及最小的工作量，达到供电能力的成倍增长。表111线间距离要档距超过100m时按GB50061—1997《66kV及以下架空送电线路设计规范》中公式计表112在最大计算弧垂和最大计算风偏情况下，最小垂直距离和最小水平距耐张杆塔绝缘子串应增加一片，若增加1为合成绝缘子。耐张绝缘子长度增加后应对线路弧垂进行调整，并按20k线路要求对电气距离进行校核。苏州供电公司对准备升压的10k电缆做了交流耐压试验，结果表明，10k电缆绝大部分能通过30k5n的耐压试验，如果试验电压提高到45k5n时，将有相当部分电一般在5.0～5.2，实际与20k中性点有效接地厚度相差不多，而与非有效接地系统绝缘厚度8相差较大。图111电缆线路升压工作流程改造。现使用较多的11038.510.5k变压器，可将原来接线方式，y，d改为，d，d，即将中压38.5k电压等级改为22.2k，这样则电压等级为11022.211k。改接工艺简单，费用约为变压器本体价格5左右。一般来讲，整个过程可在1天之内完成。但由于分接电绝缘问题，按照标准，额定电压为24k的开关柜（系统标称电压为20k），绝缘水平应该比10k开关柜高。如果是中性点非有效接地系统，工频耐压为65k。如果中性点有效接地，工频耐压为50k（冲击耐压水平相应为12595k），而现有的10k开关柜工频耐压为42k，对隔离断口进行耐压试验时，可以经受48k；如果在原有基础上做些加强，例如增加固体绝缘，绝缘水平也许能满足50k要求。但要达到65k水平，可能难度很大，带电体对地距离只有125，按规定20k等级应该为180，在125基础上采件来补救。断路器问题，考虑正常运行电压，20k系统相电压为11.54k，如果按最高电压计算，相电压达到13.86k，考虑中性点有效接地系统，对于三相短路故障，首开相系数最小应取1.3，则首开相工作恢复电压为1.313.86k（为18k），已超过现用10k真空断路器的试验数据，如用于非有效接地系统差距应更大。可以估计12k真空断路器在开断方面还有裕度，但必须进行试验来认证，或取得制造厂认可。如更换断路器，相间距离和上下接插头间尺寸有变化，也需认证。同样，充气绝缘环网柜，对升压为20k有效接地系统时，只须稍作调整后，就可使非有效接地系统也是在数秒钟之内跳闸。变电站内10、20、35k安全净距见表13：表113变电站10、20、35kV安全净距 以上数据摘自GB50060—1992《3～110kV高压配电装置设计规范》表11410kV电网主要情 表115唯亭变电站造表116胜浦变电站造 130万元表117唯亭、胜浦两地区配套费上述两项相加得出两方案总投资见表11表118唯亭、胜浦两地区总投2.系统，仅需更换终端头和中间头，费用仅在2万元k，如要更换电力电缆，那么仍利用原有通道，原有电力电缆要回收，估算价4002，导线截面25万元k，1502截面万元k，952截面12.5万元k。大，平均每座25根据上述升压费用估算出，唯亭地区费用为2192.4万元，胜浦地区为1488.653.上述两地区，已建两座11020k步地升压为20k，原来11010k变电站负荷也逐步在减小，最后会淘汰取消。因此升压费用含其所有出线，实际上有部分就不再利用了，如该变电站出线段电缆等。中性点经电阻接地在配电变压器内部或配电所发生10k单相接地故障时，接地电流同使用一个总的接地体时，该故障电压会沿着线或线传到采用保护接零的用户，用电器均采用外壳接地保护，在发生上述故障时是不会产生接触电压的。在旧标准下设计的用户35k变电站现改为20k供电，由于20k设备比35k价格便宜，占地面积小等优点，有的原设计要二次降压，现可以20k直接供电，同时节约了线损。据统计由35k改为20k供电，每座可节约投资150万元左右。还是直接更换新设备。对于现有10k网络下计划性更换（或计划性大修）的电气设备，考虑延长设备使用年限（或大修时间），把设备更换时间（或大修时间）完成之后，从而实现设备在最佳时间更换。中新区另外一个边缘地区——高等教育区，已通过两项升压工程，分别在2008第一项是在2008年8长度为2×659m，电缆截面为3×400mm2，升压前进行了评估，并通过耐压试验后投运，为1424m，电缆截面为3×400mm2，更换了电缆中间和终端头，评估并进行耐压试验后升苏州大学宿舍环网柜除了更换熔丝外，其他基本上不作变动，升压费用为3.4小结第12章20kV引言国家电网公司在2005见》（国家电网办20052号）和有关文件，并发布了创一流同业对标指标体系，旨在为客观评价我国不同地区的电力企业提供依据。国家电网公司的对标体系虽然有重要的借鉴意义，但20k中压配电网规划方案的考标，而本章提出的指标体系则针对20k中压配电网的特点。为此，本章在构建中压配电网量化考核体系时，将遵循如下一些基本思想：鉴于本章研究范围是220（1