東源配電網(wǎng)優(yōu)化規(guī)劃設計方案

東源配電網(wǎng)優(yōu)化規(guī)劃設計方案前言規(guī)劃編制以河源供電局為主站管理平臺，充分發(fā)揮河源供電局作為領導管理主體的作用，在五年時間內(nèi)全面提升河源供電局企業(yè)管理水平標準化、規(guī)范化、精細化管理，加強電網(wǎng)規(guī)劃與地方規(guī)劃銜接，確保規(guī)劃落地。一是科學制定遠景目標網(wǎng)架，實現(xiàn)由規(guī)劃引領，促進輸配電網(wǎng)、城鄉(xiāng)電網(wǎng)、一次網(wǎng)架設備與二次系統(tǒng)之間協(xié)調(diào)發(fā)展。二是積極配合政府開展電力設施布局規(guī)劃，及時將規(guī)劃成果納入城鄉(xiāng)發(fā)展規(guī)劃和土地利用規(guī)劃，實現(xiàn)配電網(wǎng)與城鄉(xiāng)其它基礎設施同步規(guī)劃、同步建設。三是統(tǒng)籌用戶資源和公共資源，嚴格遵守目標網(wǎng)架規(guī)劃和電力設施布局規(guī)劃，按照典型供電模式規(guī)范電力用戶和分布式電源接入方案設計，實現(xiàn)配電網(wǎng)協(xié)調(diào)有序發(fā)展。四是建立電網(wǎng)建設常態(tài)溝通協(xié)調(diào)機制，電網(wǎng)規(guī)劃及時納入地方總體規(guī)劃，以及土地利用規(guī)劃、控制性詳細規(guī)劃、新型城鎮(zhèn)化規(guī)劃等規(guī)劃，保護變電站站址、線路走廊、地下管線等建設資源，促進電網(wǎng)規(guī)劃有效實施。指導思想緊緊圍繞東源“十三五”全面建成小康社會宏偉目標為指導方針，緊緊圍繞創(chuàng)新驅(qū)動為發(fā)展理念。切實落實穩(wěn)增長、防風險的重大措施，結合當前規(guī)劃區(qū)配電網(wǎng)實際情況，用五年左右時間，進一步加大建設改造力度。以滿足用電需求、提高可靠性、促進智能化為目標，堅持統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標準，統(tǒng)籌城鄉(xiāng)、協(xié)同推進，著力解決城鄉(xiāng)配電網(wǎng)發(fā)展薄弱問題，推動裝備提升與科技創(chuàng)新，加大政策支持，強化監(jiān)督落實，全面加快現(xiàn)代配電網(wǎng)建設，支撐經(jīng)濟發(fā)展和服務社會民生。配電網(wǎng)是國民經(jīng)濟和社會發(fā)展的重要公共基礎設施。近年來，我國配電網(wǎng)建設投入不斷加大，配電網(wǎng)發(fā)展取得顯著成效，但用電水平相對國際先進水平仍有差距，城鄉(xiāng)區(qū)域發(fā)展不平衡，供電質(zhì)量有待改善。建設城鄉(xiāng)統(tǒng)籌、安全可靠、經(jīng)濟高效、技術先進、環(huán)境友好的配電網(wǎng)絡設施和服務體系一舉多得，既能夠保障民生、拉動投資，又能夠帶動制造業(yè)水平提升，為適應能源互聯(lián)、推動“互聯(lián)網(wǎng)+”發(fā)展提供有力支撐，對于穩(wěn)增長、促改革、調(diào)結構、惠民生具有重要意義。發(fā)展思路電網(wǎng)規(guī)劃應堅持與經(jīng)濟、社會、環(huán)境協(xié)調(diào)發(fā)展、適度超前和可持續(xù)發(fā)展的原則；規(guī)劃編制年限一般近期為5年，中期10年，遠期為15年及以上。電網(wǎng)建設應符合“安全可靠、結構合理、技術先進、環(huán)保節(jié)能和規(guī)范統(tǒng)一”的原則。應注重高效節(jié)能，采用新技術、新設備、新工藝、新材料，依靠科技進步，確保用戶安全穩(wěn)定供電。堅持統(tǒng)一規(guī)劃、籌解決城鄉(xiāng)配電網(wǎng)發(fā)展薄弱問題，促進新型城鎮(zhèn)化建設和城鄉(xiāng)均等化發(fā)展。配電網(wǎng)與縣城規(guī)劃相協(xié)調(diào)，在配電網(wǎng)規(guī)劃的基礎上，開展電力設施布局規(guī)劃，將規(guī)劃成果納入城鄉(xiāng)發(fā)展規(guī)劃和土地利用規(guī)劃，實現(xiàn)配電網(wǎng)與城鄉(xiāng)其它基礎設施同步規(guī)劃、同步建設。堅持電網(wǎng)電源統(tǒng)一規(guī)劃，優(yōu)化電源與電網(wǎng)布局，加強規(guī)劃銜接，促進新能源、分布式電源等多元化負荷與配電網(wǎng)協(xié)調(diào)有序發(fā)展。實現(xiàn)輸配電網(wǎng)、一次網(wǎng)架設備與二次系統(tǒng)、公共資源與用戶資源之間相銜接。堅持統(tǒng)一完善健全基礎數(shù)據(jù)標準體系；統(tǒng)一配網(wǎng)系統(tǒng)、GIS系統(tǒng)、營銷系統(tǒng)、調(diào)度系統(tǒng)等基礎數(shù)據(jù)一致性以達到智能配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)自動化、標準化、信息化、互動化、深度融合。堅持統(tǒng)一建設標準、統(tǒng)一物資采購與管理成立縣局物資專責小組以更加有效控制項目投資建設資金預算。堅持自主創(chuàng)新重點突破示范引領；選擇條件成熟、需求迫切集中資源建設智能配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)示范應用，以示范應用單位為載體培育一批專業(yè)技術型管理智能配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)相關應用業(yè)務?；A管理基層供電所自身發(fā)展能力不足、人員素質(zhì)不高、用工形式復雜、電網(wǎng)資產(chǎn)屬性不清晰、配電網(wǎng)后續(xù)投資體制不完善等長期困擾、影響東源供電局發(fā)展及管理提升的突出矛盾和問題尚未得到有效理順。這些問題依靠東源供電局自身難以解決，必須由市局層面統(tǒng)籌考慮、綜合協(xié)調(diào)?；鶎庸╇娝A數(shù)據(jù)管理、臺區(qū)、變電站規(guī)范化建設水平有待提升。一是多數(shù)基礎數(shù)據(jù)管理、臺區(qū)、變電站管理還達不到規(guī)范化要求，規(guī)范化建設工作任務未能實現(xiàn)分解量化管控，規(guī)范化建設的精細化管理水平有待提高；二是供電所、臺區(qū)、變電站規(guī)范化建設與安風體系建設、班組規(guī)范化建設等工作有待進一步融合；三是供電所、臺區(qū)、變電站規(guī)范化建設常態(tài)化管理機制尚未建立，部分基層供電所仍然存在“重應付完成指標考核、輕基礎數(shù)據(jù)修護管理、重電網(wǎng)基礎裝備硬件、輕專業(yè)對口管理和系統(tǒng)軟件應用、”等問題，規(guī)范化建設尚未真正有效融入具體工作崗位和日常工作中?；鶎优潆娋W(wǎng)工程建設管理水平有待提高。一是進度管理粗放，項目建設進度難以按里程碑及一、二、三級進度計劃順利實施，已制定的各級進度計劃普遍存在失控或流于形式的現(xiàn)象。二是在電網(wǎng)建設用地協(xié)調(diào)異常困難的情況下，業(yè)主項目部表現(xiàn)出的處理問題手段不多、方法不靈活、效率低下，未能充分利用屬地供電所的人脈優(yōu)勢，加強與地方政府以及當?shù)卮逦?、農(nóng)民的溝通合作，爭取到地方政府和居民的更多支持，為電力建設提供更為有利的政策和建設環(huán)境。三是對設計、施工、監(jiān)理等承包商管理不對位，沒有充分利用合同、資信評價等管理手段進行管控，影響了項目合法、規(guī)范地實施?；鶎庸╇娝芾碓u價工作有待加強。管理評價工作作為東源供電局規(guī)范化建設的重要支撐手段，其作用尚未得到有效發(fā)揮。一是管理評價指標信息的真實性、準確性有待提高；二是管理評價的深度有待加強，管理評價工作的針對性、有效性、實用性有待提高；三是管理評價成果尚未得到有效利用?；鶎庸╇娝C合統(tǒng)計基礎數(shù)據(jù)信息不夠全面。與各專業(yè)之間的數(shù)據(jù)信息系統(tǒng)未能實現(xiàn)數(shù)據(jù)共享，基層供電所綜合統(tǒng)計基礎數(shù)據(jù)信息分析未能深入開展。范圍和年限1、地理范圍東源縣、規(guī)劃總面積約4070平方公里2、時間范圍近期：2016～2020年中期：2021～2025年遠期：2026～2030年3、電壓等級范圍規(guī)劃電壓等級范圍：10kV/0.38kV/0.22kV涉及電壓等級范圍：10kV、0.4kV、110kV、220kV4、電壓等級選擇電壓等級選擇應符合國家標準《標準電壓》GB156的規(guī)定,南方電網(wǎng)城市配電網(wǎng)電壓等級采用110kV、35kV、10kV和0.38kV。根據(jù)簡化電壓等級、減少變壓層次、優(yōu)化網(wǎng)絡結構的原則。編制依據(jù)下列文件中的條款通過本規(guī)劃的引用而成為本規(guī)劃的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（包括勘誤的內(nèi)容）或修改版均不適用于本規(guī)劃。但鼓勵根據(jù)本規(guī)劃達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規(guī)劃：《中華人民共和國電力法》主席令；《配電網(wǎng)建設改造行動計劃（2015～2020年）》國家能源局；《配電自動化技術導則》DL/T1406-2015；《電力系統(tǒng)技術導則》SDJ131-84；《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》DL/T755-2001；《電力系統(tǒng)自動交換電話網(wǎng)技術規(guī)范》DL/T598-2010；《配電自動化遠方終端》DL/T721-2013；《配電自動化系統(tǒng)技術規(guī)范》DL/T814-2013；《電力系統(tǒng)調(diào)度通信交換網(wǎng)設計技術規(guī)程》DL/T5157-2012；《信息技術設備抗擾度限制和測量方法》GB/T17618-2015；《信息安全技術云計算服務安全能力要求》GB/T31168-2014；《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則（試行）》SD

325-89；《農(nóng)村電力網(wǎng)規(guī)劃設計導則》DL/5118-2010；《發(fā)電設備可靠性評價規(guī)程》DL/T793-2012；《配電系統(tǒng)中性點接地電阻器》DL/T780－2001；《中國南方電網(wǎng)城市配電網(wǎng)技術導則》Q/CSG10012-2005；《中國南方電網(wǎng)公司110kV及以下配電網(wǎng)裝備技術導則》Q/CSG10703-2009；《城市中低壓配電網(wǎng)改造技術原則》DL/T599-2009；《電能質(zhì)量電力系統(tǒng)頻率允許偏差》GB/T15945－2008；《電能質(zhì)量供電電壓允許偏差》GB12325；《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》GB12326；《電能質(zhì)量三相電壓允許不平衡度》GB/T15543－2008；《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》GB/T14549－93；《城市區(qū)域環(huán)境噪聲標準》GB3096；《電磁輻射防護規(guī)定》GB8702；《城市電力網(wǎng)規(guī)劃設計導則》能源電[1993]228號：《供配電系統(tǒng)設計規(guī)范》GB50052-2009；《10kV及以下架空配電線路設計技術規(guī)程》DL/T5220-2005；《高中壓用戶供電可靠性管理標準》Q/CSG21007-2009；《線損理論計算技術標準》Q/CSG11301-2008；《線損四分管理標準》Q/CSG21001-2008；《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范》GB50062-92；范圍和年限1、地理范圍東源縣、規(guī)劃總面積約4070平方公里2、時間范圍近期：2016～2020年中期：2021～2025年遠期：2026～2030年3、電壓等級范圍規(guī)劃電壓等級范圍：10kV/0.38kV/0.22kV涉及電壓等級范圍：0.4kV、10kV、35kV、110kV、220kV4、電壓等級選擇電壓等級選擇應符合GB156的規(guī)定,南方電網(wǎng)城市配電網(wǎng)電壓等級采用110kV、35kV、10kV和0.38kV。根據(jù)簡化電壓等級、減少變壓層次、優(yōu)化網(wǎng)絡結構的原則。術語及定義下列技術標準述語和定義適用于本方案1、配電網(wǎng)1.1為城市送電和配電的各級電壓電力網(wǎng)總稱配電網(wǎng)。配電網(wǎng)包括輸電網(wǎng)及高壓、中壓和低壓配電網(wǎng)。220kV及以上電壓電網(wǎng)為輸電網(wǎng)，110kV及以下為配電網(wǎng)，其中35、66、110kV電壓電網(wǎng)為高壓配電網(wǎng)，6、10、20kV電壓電網(wǎng)為中壓配電網(wǎng)，0.38kV電壓電網(wǎng)為低壓配電網(wǎng)。2、用電負荷密度2.1指單位面積的用電負荷。單位：MW/km2。用電負荷密度反映了某一供電區(qū)域用電的水平。計算用電負荷密度時，用電負荷一般采用某區(qū)域一年當中的最高負荷，供電區(qū)域的面積為與用電負荷相對應的有效面積，統(tǒng)計中應核減高山、戈壁、海域、湖泊、原始森林等無用電負荷的區(qū)域。3、供電可靠性3.1供電系統(tǒng)對用戶持續(xù)供電的能力及可靠程度，供電可靠性應達到下列目標的要求：a）滿足電網(wǎng)供電安全準則的要求。b）滿足用戶用電程度的要求。c）用戶供電可靠率：一般城市不應低于99.9%；省會城市不應低于99.98％。4、電網(wǎng)安全準則4.1高壓配電網(wǎng)的設計應滿足“N-1”的供電安全準則：a）高壓變電站中失去任何一回進線或一臺變壓器時，必須保證向下一級配電網(wǎng)供電。b）高壓配電網(wǎng)中一回架空線、一回電纜或變電站中一臺變壓器發(fā)生故障停運時，要求做到：4.2正常情況，非故障段應不停電，并不得發(fā)生電壓過低、運行設備不得超過事故過負荷的規(guī)定。計劃停運、又發(fā)生故障停運時，允許部分停電，但應在規(guī)定時間內(nèi)恢復供電。4.3中壓配電網(wǎng)應有一定的備用容量，其供電安全應滿足以下要求：a）變電站一段10kV母線檢修時，應能使其饋線所帶負荷通過配電網(wǎng)轉移，繼續(xù)向用戶供電；變電站一段10kV母線故障時，應保證饋線所帶的重要負荷不間斷供電。b）中壓配電網(wǎng)中任何一回線路或一臺變壓器故障停運時，要求做到：4.4正常運行方式時，非故障段經(jīng)操作應在規(guī)定時間內(nèi)恢復正常供電，其它設備不過負荷。計劃停運，又發(fā)生故障停運時，允許局部停電，但應在規(guī)定時間內(nèi)恢復供電。低壓線路發(fā)生故障時，允許局部停電，但應在規(guī)定時間內(nèi)恢復供電。5、供電可靠率5.1指在統(tǒng)計期間內(nèi)，對用戶有效供電時間總小時數(shù)與統(tǒng)計期間小時數(shù)的比值，記作RS－1見式（5－1）。（5－1）5.2此外，用戶供電可靠率按“不計”因素，還包括指標RS－2（不計外部影響）和RS—3（不計系統(tǒng)電源不足限電的影響），本規(guī)劃編制所要求的供電可靠率采用RS－1標準。6、容載比6.1指城網(wǎng)變電容量（kVA）在滿足供電可靠性基礎上與對應的負荷（kW）之比，它是反映電網(wǎng)供電能力的重要技術經(jīng)濟指標之一，是宏觀控制變電總容量和規(guī)劃安排變電容量的依據(jù)。容載比可按式（6－1）估算：（6－1）式中RS——容載比（kVA／kW）；K1——負荷分散系數(shù)；K2——平均功率因數(shù)；K3——變壓器運行率；K4——儲備系數(shù)。7、中性點接地裝置7.1用來連接電力系統(tǒng)中性點與大地的電氣裝置，由電阻、電感、電容元件或復合型式構成。a）110kV系統(tǒng)應采用直接接地或經(jīng)小阻抗接地方式，主變壓器中性點經(jīng)隔離開關接地。b）主要由架空線路構成的配電網(wǎng)，當單相接地故障電容電流35kV不超過10A，10kV不超過20A時，宜采用不接地方式；當超過上述數(shù)值且要求在故障條件下繼續(xù)運行時，宜采用消弧線圈接地方式。c）主要由電纜線路構成的10kV配電網(wǎng)，當單相接地故障電容電流不超過30A時，可采用不接地方式；超過30A時，宜采用低電阻接地或消弧線圈接地方式。當采用低電阻接地方式時，接地電阻的額定發(fā)熱電流宜按150A及以上選取，接地電阻的技術條件應滿足DL/T780－2001的規(guī)定要求。8、短路電流8.1短路電流控制的主要原則：城網(wǎng)最高一級電壓母線的短路容量在不超過規(guī)定限值的基礎上,應維持一定的水平,以減小城網(wǎng)系統(tǒng)的電源阻抗。短路電流控制水平：城市高壓和中壓配電網(wǎng)的短路電流水平，不宜超過下列數(shù)值：110kV：31.5kA35kV：25kA10(20)kV：20kA8.2短路電流控制的主要技術措施：宜采取技術經(jīng)濟合理的措施，有效地控制短路電流，提高電網(wǎng)的經(jīng)濟效益：a）加強主網(wǎng)聯(lián)系、次級電網(wǎng)解環(huán)運行。b）合理選擇高阻抗變壓器。c）合理減少變壓器中性點接地數(shù)量。d）在變壓器低壓側加裝限流電抗器。9、無功補償a）無功補償按照分層、分區(qū)和就地平衡的原則，采用分散就地補償和集中補償相結合、以就地補償為主的方式。配電網(wǎng)主要采用并聯(lián)電容器補償，110kV變電站可根據(jù)電纜進、出線情況，在相關變電站分散配置適當容量的感性無功補償裝置。無功補償裝置應便于投切，宜具有自動投切功能。b）配電站的無功補償宜采用動態(tài)補償裝置，補償過程中不應引起系統(tǒng)諧波明顯放大，并應避免大量無功電力穿越變壓器。電力用戶處應配置適當?shù)臒o功補償裝置，應避免向電網(wǎng)反送無功電力。c）35kV、110kV變電站，其高壓側功率因數(shù)，在主變最大負荷時不應低于0.95，在低谷負荷時不應高于0.95；配電變壓器最大負荷時高壓側功率因數(shù)和用戶處的功率因數(shù)均不應低于0.9。d）接入配電網(wǎng)的各類發(fā)電機的額定功率因數(shù)宜在0.85～0.9中選擇，并具有進相運行的能力。9.1無功補償容量a）35kV、110kV變電站無功補償容量應以補償變壓器無功損耗為主，并適當兼顧負荷側無功補償，宜按主變?nèi)萘康?0％～30％配置；無功補償按主變最終規(guī)模預留安裝位置。b）35kV、110kV變電站補償裝置的單組容量宜分別不大于3Mvar和6Mvar，當110kV變電站的單臺主變壓器容量為31.5MVA及以上時，每臺主變宜配置兩組容性無功補償裝置。c）中低壓配電網(wǎng)，變壓器配置的電容器容量應根據(jù)負荷性質(zhì)確定，宜按變壓器容量的20～40％配置。9.2無功補償設備的安裝位置10kV～110kV變（配）電站無功補償裝置一般安裝在低壓側母線上；當電容器分散安裝在低壓用電設備處、并滿足功率因數(shù)要求時，配電變壓器處可不再安裝電容器。10、電能質(zhì)量要求10.1頻率偏差10.2電網(wǎng)頻率偏差應符合GB/T15945－2008的規(guī)定，額定頻率為50Hz，正常頻率偏差不超過±0.2Hz。10.3電壓偏差a）電網(wǎng)規(guī)劃設計時應計算網(wǎng)絡電壓水平,用戶受電端電壓允許偏差應滿足GB12325的規(guī)定，系統(tǒng)110kV以下電壓等級母線允許電壓偏差范圍如下:35kV：-3％～+7％10(20)kV：0～+7％b）供電電壓合格率不低于98％。10.4電壓波動與閃變10.5電網(wǎng)公共連接點的電壓變動和閃變及單個波動負荷用戶引起連接點的電壓變動和閃變應符合GB12326的規(guī)定。10.6三相電壓不平衡度10.6.1電網(wǎng)公共連接點的三相電壓不平衡度及單個用戶引起連接點電壓不平衡度應符合GB/T15543－2008的規(guī)定。10.7諧波限制a）公用電網(wǎng)諧波電壓及諧波源用戶向電網(wǎng)注入的諧波電流應符合GB/T14549－93的規(guī)定。b）對集中型大諧波源，應貫徹“誰污染，誰治理”的原則，督促其采取控制措施。c）在電網(wǎng)擴建和改造設計時，應對電容器組進行諧波設計和校驗，合理配置串聯(lián)電抗器的容量，以防止產(chǎn)生諧波諧振或嚴重放大。11、電廠接入系統(tǒng)11.1新能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)，客觀上改變了瞬時平衡的電力系統(tǒng)的電力供應模式，給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了一定的影響。新能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)對電力系統(tǒng)發(fā)電調(diào)節(jié)的手段及能力提出了更高的要求，對電力系統(tǒng)生產(chǎn)計劃編制和調(diào)度運行安排提出了更高的要求，需要加強儲能、調(diào)峰、調(diào)頻以及電力系統(tǒng)智能化建設。接入城市配電網(wǎng)的電廠應符合國家能源政策，遵循分層、分區(qū)和分散的原則，并滿足以下要求：a）單機容量在1MW以上、總裝機容量在8MW以下、以自發(fā)自用為主的可再生和清潔電源，可直接接入中、低壓配電網(wǎng)；單機容量在5MW及以上、100MW以下的機組，可直接接入高壓配電網(wǎng)；單機容量在100MW及以上的機組，宜接入上一級電網(wǎng)。b）適當選擇電廠上網(wǎng)點，應避免電廠接入點過多、上網(wǎng)線路潮流大量迂回和形成多角環(huán)網(wǎng)的現(xiàn)象。c）電廠接入系統(tǒng)的電壓等級不宜超過兩級，當電廠以兩級電壓接入系統(tǒng)時，應避免形成電磁環(huán)網(wǎng)。d）對單機容量在50MW以上、上網(wǎng)線路較短的電廠，宜采用發(fā)電機—變壓器—線路單元接線。12、配電自動化所有配電終端配置應按DL/T721-2013要求、技術規(guī)范應按DL/T814-2013規(guī)定、信息交換應按DL/T5157-2012、計算機應用按GB/T31168-2014要求12.1配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)設計應包括調(diào)度自動化、變電站自動化、配網(wǎng)自動化、負荷管理自動化等。應遵循開放性、標準化設計原則，實現(xiàn)各自動化系統(tǒng)之間的信息共享。自動化系統(tǒng)應與城網(wǎng)一次、二次系統(tǒng)同步規(guī)劃，避免重復建設（自動交換電話網(wǎng)按DL/T598-2010規(guī)范）。12.2調(diào)度自動化12.2.1調(diào)度自動化系統(tǒng)的規(guī)劃設計與建設應面向應用，統(tǒng)一標準，進行數(shù)據(jù)和應用功能整合，提高資源共享程度。12.2.2建立統(tǒng)一的調(diào)度綜合數(shù)據(jù)平臺，實現(xiàn)模型、參數(shù)、交換接口等方面的規(guī)范統(tǒng)一；實現(xiàn)應用系統(tǒng)和功能的整合，實現(xiàn)資源共享，提高應用水平。12.2.3規(guī)劃設計時應考慮并滿足電力二次系統(tǒng)安全防護技術要求。12.2.4在具備電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)通信的站端，應積極采用數(shù)據(jù)網(wǎng)絡傳輸信息。在站端至調(diào)度中心、調(diào)度中心之間充分利用數(shù)據(jù)網(wǎng)絡。已建有調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡的城市應擴大數(shù)據(jù)網(wǎng)絡覆蓋面。調(diào)度自動化信息的遠傳，宜采用數(shù)據(jù)網(wǎng)絡方式，同時保留專線方式互為備用。12.3變電站自動化12.3.1變電站自動化系統(tǒng)宜采用分層、分布式結構。一般分為變電站層與間隔層兩個層次。12.3.2各間隔層設備通過站內(nèi)局域網(wǎng)或現(xiàn)場總線同變電站層的設備進行通信，通信介質(zhì)宜采用同軸電纜、屏蔽雙絞線或光纖。12.3.3變電站自動化設備通信接口與通信規(guī)約應采用相應的電力行業(yè)、國家標準、國際標準的要求。12.3.4變電站自動化設備應具有良好的抗干擾能力。系統(tǒng)宜采用綜合標準時鐘，統(tǒng)一對時。現(xiàn)場數(shù)據(jù)采集宜采用交流方式。12.4配電網(wǎng)自動化12.4.1實施配網(wǎng)自動化是為了提高配電網(wǎng)供電可靠性和配電網(wǎng)的運行管理水平。應根據(jù)城市電網(wǎng)發(fā)展及運行管理需要，按照因地制宜、分層分區(qū)管理的原則制定配電網(wǎng)自動化發(fā)展規(guī)劃。12.4.2配電網(wǎng)自動化的功能應與城網(wǎng)一次系統(tǒng)相協(xié)調(diào)，方案和設備選擇應遵循經(jīng)濟、實用的原則，注重其性能價格比。并在配電網(wǎng)架結構相對穩(wěn)定、設備可靠、一次系統(tǒng)具有一定的支持能力的基礎上實施。12.4.3針對城市中心區(qū)、城區(qū)、郊區(qū)三種區(qū)域的配電網(wǎng)不同的發(fā)展水平及可靠性要求，制定不同的方案。12.5負荷管理自動化12.5.1負荷管理自動化系統(tǒng)是采集客戶端實時用電信息的基礎平臺，其主要功能是數(shù)據(jù)采集、負荷控制、需求側管理與服務支持、電力營銷管理支持等。12.5.2凡是由電網(wǎng)供電的電力用戶，應根據(jù)其受電容量規(guī)模和用電性質(zhì)等條件，安裝負荷管理終端裝置。12.5.3負荷管理自動化系統(tǒng)應按統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一設計、統(tǒng)一建設、分級管理的原則組織實施。12.5.4負荷管理自動化系統(tǒng)要具有穩(wěn)定性、開放性和可擴展性。系統(tǒng)數(shù)據(jù)信息的組織和編碼要統(tǒng)一，并保證與電力營銷其他應用系統(tǒng)間數(shù)據(jù)的一致性。13、配電站13.1中低壓配電網(wǎng)中，用于變換電壓、集中電力和分配電力的供電設施。配電站一般是將6～20kV電壓變換為0.38kV電壓。室內(nèi)配電站指變壓器及其變配電裝置裝設于建筑物內(nèi)的配電站，簡稱室內(nèi)站。13.2箱式變電站指配網(wǎng)中，用于變換電壓、集中電力和分配電力的成套供電設施，簡稱“箱式變”，是預裝箱式變電站、組合式變電站、地埋式箱式變電站的總稱。13.3預裝箱式變電站由高、低壓設備和變壓器連接組成，預裝在一個能夠滿足戶外防護等級要求的箱體內(nèi)。13.4組合式變電站由高、低壓設備連接組成，預裝在一個能夠滿足戶外防護等級要求的箱體內(nèi)，并外接變壓器組合而成。13.5地埋式箱式變電站將變壓器裝入地下，并與高、低壓設備連接組成，預裝在一個能夠滿足戶外防護等級要求的箱體內(nèi)。14、開閉所14.1用于接受并分配電力的供配電設施，高壓電網(wǎng)中也稱為開關站。中壓配電網(wǎng)中的開閉所一般用于10（20）kV電力的接受與分配。15、關口計量15.1發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)以及用電企業(yè)之間進行的電能量結算，稱為關口計量。實施關口計量的計量點，稱為關口計量點。16、電纜分接箱16.1完成配電系統(tǒng)中電纜線路的匯集和分接功能的專用電氣連接設備。常用于城市環(huán)網(wǎng)、輻射供電系統(tǒng)中分配電能及終端供電。17、電磁輻射a）變電站、輸電線的電磁輻射對周圍環(huán)境的影響應符合GB8702的規(guī)定。b）電磁場執(zhí)行如下標準：高頻電磁場（0.1－500MHz）場強限值<5V/m，工頻電磁場（50Hz）場強限值<4V/m，工頻磁場感應強度<0.1mT。（以HJ/T24－1998為參考）c）變電站宜優(yōu)先選用電磁輻射水平低的電氣設備，如有必要可采用屏蔽措施，降低電磁輻射的影響。噪聲控制a）變電站噪聲對周圍環(huán)境的影響應符合GB3096的規(guī)定和要求，其取值不應高于表17.1規(guī)定的數(shù)值。表17.1各類區(qū)域噪聲標準值單位LeqdB（A）類別晝間夜間05040Ⅰ5545Ⅱ6050Ⅲ6555Ⅳ7055注：1、各類標準適用范圍由地方政府劃定。2、0類標準適用于療養(yǎng)區(qū)、高級別墅區(qū)、高級賓館區(qū)等特別需要安靜的區(qū)域；3、Ⅰ類標準適用于居住、文教機關為主的區(qū)域；4、Ⅱ類標準適用于居住、商業(yè)、工業(yè)混雜區(qū)及商業(yè)中心；5、Ⅲ類標準適用于工業(yè)區(qū)；6、Ⅳ類標準適用于交通干線道路兩側區(qū)域。b）變電站噪聲應從聲源上進行控制，宜選用低噪聲設備。c）變電站運行時產(chǎn)生振動的電氣設備、大型通風設備等，宜考慮設置減振技術措施。變電站可利用站內(nèi)設施如建筑物、綠化物等減弱噪聲對環(huán)境的影響，也可采取消聲、隔聲、吸聲等噪聲控制措施。18、繼電保護18.1中低壓配電網(wǎng)繼電保護和自動裝置應執(zhí)行GB50062－92的規(guī)定，配電變壓器和配電線路保護裝置宜按表18.1配置。表18.1配電變壓器和配電線路保護裝置配置名稱保護配置10/0.38kV配電變壓器油式＜800kVA干式＜1000kVA高壓側采用熔斷器式負荷開關環(huán)網(wǎng)柜，用限流熔斷器作為速斷和過流、過負荷保護。油式≥800kVA干式≥1000kVA高壓側采用斷路器柜，配置速斷、過流、過負荷、溫度、瓦斯（油浸式）保護。低壓配電線路配置短路、過負荷、接地保護，各級保護應具有選擇性。空氣斷路器或熔斷器的長延時動作電流應大于線路的計算負荷電流，小于工作環(huán)境下配電線路的長期允許載流量。19、計量互感器接線要求a）Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類計量裝置應配置計量專用電壓、電流互感器或者專用二次繞組；專用電壓、電流互感器或?qū)Ｓ枚位芈凡坏媒尤肱c電能計量無關的設備。b）Ⅰ、Ⅱ類計量裝置中電壓互感器二次回路電壓降不應大于其額定二次電壓的0.2%；其它計量裝置中電壓互感器二次回路電壓降不應大于其額定二次電壓的0.5%。c）計量用電流互感器的一次正常通過電流宜達到額定值的60％左右，至少不應小于其額定電流的30%，否則應減小變比并選用滿足動熱穩(wěn)定要求的電流互感器。d）互感器二次回路的連接導線應采用銅質(zhì)單芯絕緣線，電流二次回路連接導線截面按互感器額定二次負荷計算確定，不應小于4mm2。電壓二次回路連接導線截面按允許電壓降計算確定，不應小于2.5mm2。e）互感器實際二次負載應在其25％～100％額定二次負荷范圍內(nèi)。f）35kV以上關口電能計量裝置中電壓互感器二次回路，不應經(jīng)過隔離開關輔助接點，但可裝設專用低阻空氣開關或熔斷器。35kV及以下關口電能計量裝置中電壓互感器二次回路，不應經(jīng)過隔離開關輔助接點和熔斷器等保護電器。20、電能表選型a）110kV及以上中性點有效接地系統(tǒng)和10kV、35kV中性點非絕緣系統(tǒng)應采用三相四線制電能表；10kV、35kV中性點絕緣系統(tǒng)應采用三相三線制電能表。b）全電子式多功能電能表應為有功多費率、雙向計量、8個時段以上，配有RS485或232串行通信口、具有數(shù)據(jù)采集、遠傳功能、失壓計時和四象限無功電能。c）關口電能表標定電流不應超過電流互感器額定電流的30％，其最大電流應為電流互感器額定電流的120％左右。21、計量裝置的一般要求21.1電能計量裝置分類及準確度選擇21.2電能計量裝置分類及準確度選擇應滿足表21.2要求：表21.2電能計量裝置分類及準確度選擇電能計量裝置類別月平均用電量*1（kWh）準確度等級有功電能表無功電能表電壓互感器電流互感器Ⅰ≥500萬0.2S或0.5S2.00.20.2S或0.2*2Ⅱ≥100萬0.5S或0.52.00.20.2S或0.2*2Ⅲ≥10萬1.02.00.50.5SⅣ<315kVA2.03.00.50.5SⅤ低壓單相供電2.0————0.5S＊1、除按月平均用電量區(qū)分計量裝置類別外，還有用計費用戶的變壓器容量、發(fā)電機的單機容量、以及其他特有的規(guī)定，詳見DL/T448-2000《電能計量裝置技術管理規(guī)程》的規(guī)定要求。2、0.2級電流互感器僅用于發(fā)電機出口計量裝置。22、防雷接地22.110kV及以下配電網(wǎng)的防雷保護裝置應采用帶脫扣器的金屬氧化鋅避雷器，避雷器的裝設地點和接地電阻應符合以下要求：a）與10kV架空線路相連的電纜，當電纜長度大于50m時，應在其兩端裝設避雷器；當電纜長度小于50m時可在線路變換處一端裝設。避雷器接地端應與電纜的金屬外皮連接，避雷器安裝點接地網(wǎng)接地電阻不應大于10Ω。b）配電站和開閉所的10kV母線、變壓器的高低壓側、線路分段開關的電源側以及線路聯(lián)絡開關的兩側均應裝設避雷器，避雷器安裝點接地網(wǎng)接地電阻不應大于10Ω。c）10kV架空絕緣線路應采取安裝防雷金具、防雷線夾等必要的防止雷擊斷線措施。架空線路桿塔保護接地的接地電阻不宜大于表22.1的數(shù)值。表22.1桿塔保護接地電阻限值土壤電阻率（Ω.m）≤100100～500500～10001000～2000≥2000接地電阻（Ω）1015202530說明1、城區(qū)內(nèi)，人口密集地區(qū)，接地電阻宜小于4Ω。

2、當桿塔自然接地電阻小于規(guī)定值時，可不設人工接地裝置。

3、人工接地體宜采用Φ12鍍鋅圓鋼，埋深0.5～0.8左右。

4、土壤電阻率大于1000Ω.m時，可采用降阻劑或置換土壤，以降低土壤電阻率。22.2配電站（室內(nèi)站、箱式變及柱上變）高低壓電氣裝置宜公用接地裝置，其接地電阻不應大于4Ω低壓配電網(wǎng)絡中的PE線或PEN線的每一個重復接地裝置的接地電阻不應大于10Ω。23、電能計量自動采集系統(tǒng)23.1變電站和大容量用戶的電量自動采集系統(tǒng)應滿足下列要求：a）110kV、35kV和10kV變配電站及裝變?nèi)萘繛?15kVA及以上的大容量用戶宜設置電量自動采集系統(tǒng)。b）電量自動采集系統(tǒng)的功能為：數(shù)據(jù)自動采集、電力負荷控制、供電質(zhì)量監(jiān)測、計量裝置監(jiān)測、電力電量數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析等；電量自動采集系統(tǒng)的基本技術要求：可靠性、安全性、準確性、能通過RS－485接口采集電表全部數(shù)據(jù)，支持IEC1107、DL/T645－1997以及各省級范圍內(nèi)使用的電表規(guī)約；終端能同時支持不少于兩種規(guī)約的電表接入，支持主站遠程升級終端電表規(guī)約庫。c）終端應具有遠程在線升級終端應用程序功能。23.2數(shù)據(jù)采集通信網(wǎng)絡宜采用成熟的、可靠的光纖數(shù)據(jù)網(wǎng)、專線電話及GPRS／CDM無線公網(wǎng)實現(xiàn)，并支持TCP／IP、ISDN、GSM撥號及短信息等通信方式；規(guī)劃技術原則引言供電可靠性管理是電力系統(tǒng)和設備的全面質(zhì)量管理和全過程的安全管理，是適合現(xiàn)代化電力行業(yè)特點的科學管理方法之一，是電力工業(yè)現(xiàn)代化管理的一個重要的組成部分。隨著新型城鎮(zhèn)化改革發(fā)展的深入，配電網(wǎng)在分配電能中的作用更加顯著，其關系著整個電力系統(tǒng)的運行效率。城市中壓配電網(wǎng)對整個社會供電發(fā)揮了無可替代的作用，電網(wǎng)網(wǎng)架結構的正確與否直接關系著線路電網(wǎng)供電性能的發(fā)揮。不同結構的城市電網(wǎng)的負荷密度、變配電站和主站的保護方式、配電網(wǎng)中性點的接地方式等都是不同的，因此配電網(wǎng)網(wǎng)架結構要因地制宜并具備當?shù)靥攸c。配電網(wǎng)的發(fā)展，體現(xiàn)在電壓等級的配置水平，它不僅決定了配電網(wǎng)的整體適應性，還決定變電站的電網(wǎng)結構。合理配置電壓等級有利于從整體上提高配電網(wǎng)架供電能力，有利于壓縮工程成本，提高供電能力，方便后續(xù)維護，還有利于提高企業(yè)的經(jīng)濟效益，為后期的電網(wǎng)建設提供良好的基礎。落實規(guī)劃區(qū)配網(wǎng)設備實物與現(xiàn)場一致性核查，對配網(wǎng)現(xiàn)狀結構、環(huán)網(wǎng)關系、接線方式、影響供電可靠性、線損控制因素進行分析與研究。對供電區(qū)進行全面統(tǒng)籌規(guī)劃建設配電自動化系統(tǒng)工作，為確保進一步提高供電能力運行指標上的供電可靠性、線損控制目標的有效性可以達到規(guī)劃效果，為后期的電網(wǎng)建設提供良好的基礎，穩(wěn)步推進公司智能電網(wǎng)中長期發(fā)展戰(zhàn)略的規(guī)劃建設工作。提高供電的安全、可靠、經(jīng)濟性，建設好配電主干網(wǎng)絡。重點是優(yōu)化配網(wǎng)結構，梳理配網(wǎng)通道，加強配網(wǎng)架基礎。配電網(wǎng)的建設，應注重整體布局，通道選取，優(yōu)化網(wǎng)絡結構，同步規(guī)劃配電網(wǎng)自動化建設項目確保供電能力，提高供電可靠性，有效控制線損提高電網(wǎng)的經(jīng)濟效益。優(yōu)化目的 隨著東源地區(qū)社會用電需求量的增多，配電網(wǎng)在分配電能中的作用更加顯著，其關系著整個電力系統(tǒng)的運行效率。城市中壓配電網(wǎng)對整個社會供電發(fā)揮了無可替代的作用，電網(wǎng)網(wǎng)架結構的正確與否直接關系著線路電網(wǎng)供電性能的發(fā)揮。不同結構的城市電網(wǎng)的負荷密度、變配電站和主站的保護方式、配電網(wǎng)中性點的接地方式等都是不同的，因此配電網(wǎng)網(wǎng)架結構要因地制宜并具備當?shù)靥攸c。對于日趨復雜的配電網(wǎng)，如何通過更為先進的手段，使之更安全、可靠、經(jīng)濟地運行；如何迅速、準確地處理配電網(wǎng)的事故，使配電網(wǎng)和用戶的損失最小，進一步提高供電可靠性，應是我們網(wǎng)架優(yōu)化規(guī)劃研究中應著重關注的問題和研究方向。配電網(wǎng)網(wǎng)架結構的優(yōu)化原則：可靠原則與穩(wěn)定原則是前提與基礎，適應原則是另一需要考慮的?？煽吭瓌t是指當電力需求提高時，保證用戶正常作業(yè)用電，當線路出現(xiàn)故障時，保證應急線路快速正常供電；穩(wěn)定原則是指當線路的負載增加時，合理配置線路電流分配，增加線路使用率；穩(wěn)定原則是根據(jù)不同地區(qū)的不同供電需求，設計不同供電系統(tǒng)，設計適宜發(fā)展模式，除保證滿足供電需求的同時提高配電網(wǎng)的使用率，增強供電能力，適應不同需求。在過去中壓配電網(wǎng)絡的結線基礎上，為確保對電力系統(tǒng)的保護、提高供電可靠性和有效控制線損率。對配電網(wǎng)網(wǎng)架結構的優(yōu)化包括三項分析，分別是對線路構成的分析、對主干線路長寬的分析以及使用年限的分析。具體來說，線路構成分析是指對不同地區(qū)的線路進行線路構成(空裸導線、絕緣導線、電纜)分析，考察不同地區(qū)電力供應的需求，保證電力線路處于恰當?shù)氖褂弥校恢鞲删€路長寬分析是指對不同區(qū)域的主干線路進行長度與寬度的記錄對比分析，因為該參數(shù)直接影響供電的末端電壓，間接影響配電的可靠性以及線路的使用率；年限的分析是指要嚴格考慮配電網(wǎng)線路的年限問題，因為其直接關系到供電穩(wěn)定性。隨著我國供電需求的日益變化，需要認真考慮能否對后期的電力發(fā)展提供保障，因為如果過載嚴重，不能及時分流的話，將會對社會造成巨大的隱患。電網(wǎng)互聯(lián)的重要指導思想就決定了配電網(wǎng)優(yōu)化建設的安全性與必然性。技術原則對于日趨復雜的配電網(wǎng)，希望通過更為先進的手段，使之更安全、可靠、經(jīng)濟地運行；如何迅速、準確地處理配電網(wǎng)的事故，使配電網(wǎng)和用戶的損失最小，進一步提高供電可靠性。根據(jù)實現(xiàn)本技術方案發(fā)展目標的緊迫需求、智能電網(wǎng)技術應用的發(fā)展趨勢和認清現(xiàn)狀實際、提高供電可靠性、提高降線能力。綜合電網(wǎng)線損分析技術層面存在的問題，結合最新的電能應用發(fā)展以及電能傳輸規(guī)律，制定的技術措施有以下幾點。1、規(guī)劃重點落實配網(wǎng)設備與現(xiàn)場一致性核查，通過實地測量供電距離、用電負載以及周圍環(huán)境，運用科學的規(guī)劃體系，鋪設合理的供電線路。力爭達到供電站、變電站、用電地方的距離最短，避免迂回電路、供電半徑過長等規(guī)劃缺陷。2、優(yōu)化配電網(wǎng)結構配電網(wǎng)是指有多條供電線路構成的網(wǎng)狀供電線路網(wǎng)，是大規(guī)模的供電線路。優(yōu)化配電網(wǎng)經(jīng)濟運行是指合理調(diào)整供電電網(wǎng)的負荷電流和運行電壓，使電網(wǎng)供電端變壓器的負載達到最低，電網(wǎng)線損達到最低，以此降低整個供電線路的總損耗。通過有效的負荷預測，按照用電地方的實際電能需求，合理地調(diào)試供電端變壓器的工作電壓、電流，達到降低線損的目的。3、做好設備維護做好設備維護，避免設備老化，主要是對變壓器的維護。變壓器是供電設備中使用效率最高的設備之一，一般配電系統(tǒng)中都置有多臺變壓器，總容量很大，但是系統(tǒng)配電負載卻很低，造成一部分變壓器電能損耗，約占配電系統(tǒng)總損耗的30%～60%。因此，做好變壓器的維護，采用新的供電技術，讓多余的變壓器在低負載時停止運行，高負載時再打開運行，降低變壓器的電能損耗，從而降低線損。4、配套設備根據(jù)電網(wǎng)的實際需求數(shù)據(jù)，配置匹配的設備，避免出現(xiàn)“大馬拉小車”和“小馬拉大車”的現(xiàn)象。另外，要合理計算互感器角度以及穿線數(shù)目，力求高精度、高標準，避免額外線損。5、控制供電線路間電壓平衡由于供電線路三相不平衡，可以導致多種能耗問題，像增加線路電能損耗、增加配電變壓器電能損耗、配變發(fā)熱以及零序電流，極大的浪費了電能，甚至造成設備的損毀。因此，應當全面調(diào)查用電地方分布，將其零散接在不同的供電站上，避免用電負荷過于集中。同時使用交叉換相等辦法使各個用電負荷合理地分配到各相上。小結隨著東源地區(qū)新型城鎮(zhèn)化改革發(fā)展的深入，考慮到現(xiàn)行管理體制，供電區(qū)劃分基本依據(jù)行政區(qū)劃分，但不等同于行政區(qū)劃分。對于城鄉(xiāng)結合的供電區(qū)的配電網(wǎng)網(wǎng)架安全運行方式和接線安全準則會有進一步的要求和標準。配電網(wǎng)網(wǎng)架結構的優(yōu)化原則：可靠原則與穩(wěn)定原則是前提與基礎，適應原則是另一需要考慮的。由于社會用電需求大大增加，中國南方電網(wǎng)建設力度的不斷加大，規(guī)劃區(qū)過去的配電方法越來越不適應新時代，配電網(wǎng)網(wǎng)架結構亟待優(yōu)化。優(yōu)化的核心思想是“隨機應變”，隨時根據(jù)用電負荷的不斷變化而調(diào)整相應的配電網(wǎng)絡規(guī)劃。優(yōu)化的目標是節(jié)約成本，減少整個配電網(wǎng)絡規(guī)劃的投入，更加合理地配置網(wǎng)架結構，最終使配電網(wǎng)在滿足供電需求和發(fā)展需的同時，使資源達到最合理的利用。網(wǎng)架優(yōu)化是一項系統(tǒng)的工程，優(yōu)化的目標性以及階段性很強，需要多種方式、多種手段共同作用才能真正實現(xiàn)網(wǎng)架結構的優(yōu)化。以減少客戶停電時間為目的，突出抓好基礎管理、電網(wǎng)規(guī)劃、電網(wǎng)建設、運行管理、技術進步等重點領域工作，大力提高供電可靠率指標，全面提升公司系統(tǒng)在規(guī)劃建設、運行技術、管理理念等各方面水平。規(guī)劃區(qū)配網(wǎng)優(yōu)化分析引言配網(wǎng)現(xiàn)狀結構的分析為配電系統(tǒng)三大計算提供理論基礎：1、潮流計算：2、短路計算：3、穩(wěn)定計算。提高供電的安全、可靠、經(jīng)濟性，建設好配電主干網(wǎng)絡。重點是優(yōu)化配網(wǎng)結構，梳理配網(wǎng)通道，加強配網(wǎng)架基礎。配電網(wǎng)的建設，應注重整體布局，通道選取，優(yōu)化網(wǎng)絡結構，同步規(guī)劃配電網(wǎng)自動化建設項目確保供電能力，提高供電可靠性，有效控制線損提高電網(wǎng)的經(jīng)濟效益。在過去中壓配電網(wǎng)絡的結線基礎上，為確保對電力系統(tǒng)的保護、提高供電可靠性和有效控制線損率。對配電網(wǎng)的優(yōu)化包括三項分析，分別是對線路構成的分析、對主干線路長寬的分析以及使用年限的分析。具體來說，線路構成分析是指對不同地區(qū)的線路進行線路構成（空裸導線、絕緣導線、電纜）分析，考察不同地區(qū)電力供應的需求，保證電力線路處于恰當?shù)氖褂弥校恢鞲删€路長寬分析是指對不同區(qū)域的主干線路進行長度與寬度的記錄對比分析，因為該參數(shù)直接影響供電的末端電壓，間接影響配電的可靠性以及線路的使用率；年限的分析是指要嚴格考慮配電網(wǎng)線路的年限問題，因為其直接關系到供電穩(wěn)定性。隨著我國供電需求的日益變化，需要認真考慮能否對后期的電力發(fā)展提供保障，因為如果過載嚴重，不能及時分流的話，將會對社會造成巨大的隱患。電網(wǎng)互聯(lián)的重要指導思想就決定了配電網(wǎng)接線模式的安全性與必然性。見表1。變電站電壓等級（kV）主變?nèi)萘浚∕VA）10kV側最高負荷（MW）10kV負載率（%）總間隔已出線間隔河源變電站220510305.559.9%2017東城變電站11010025.225.2%2417仙塘變電站1108027.133.9%1919熱水變電站22036037.210.3%2011駱湖變電站1108051.664.5%1111燈塔變電站1101002525.0%219船塘變電站110408.721.8%129藍口變電站11071.541.558.0%1212義合變電站110406.416.0%119柳城變電站1106311.518.3%1210新塘變電站1109065.572.8%1818順天變電站3512.63.326.2%65康禾變電站356.30.914.3%65葉吉變電站3512.62.217.5%74茅嶺變電站356.30.0%22（注：以上數(shù)據(jù)基準為2014年）合環(huán)結構分析配電網(wǎng)是一個錯綜復雜的網(wǎng)絡，它不像輸電網(wǎng)互聯(lián)互通，每一個配電網(wǎng)網(wǎng)架單元就是一個互通互聯(lián)的網(wǎng)絡，網(wǎng)架單元下負荷點數(shù)目分層級分配，從主干線到分支線到配變呈放射狀分布，隨著地區(qū)配電網(wǎng)的日益發(fā)展，配電線路主干線路間采用“手拉手”、“N-1”以及“N供一備”等環(huán)網(wǎng)接線結構為保證系統(tǒng)短路阻抗可控一般采取線路間獨立的運行方式。配電網(wǎng)不停電轉電是指兩個變電站或者開關站的10kV饋線之間通過分段及聯(lián)絡開關進行負荷轉移的過程。正常運行時運行線路間的環(huán)網(wǎng)開關處于斷開的狀態(tài)，兩條10kV饋線各自供供電范圍的負荷；當其中某條10kV饋線的負荷由于檢修以及網(wǎng)絡受限等原因需要轉移，通過合上線路間的聯(lián)絡開關斷開分段開關的方式進行操作。傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)調(diào)度規(guī)程，合環(huán)操作一般有如下基本操作原則：轉供電線路電源來自同一220kV變電站，穩(wěn)態(tài)運行時線路的總電流不大于供電線路的額定載流量；相應的保護裝置投退及定值更改已按方式單要求完成，確認母線電壓差小于5%。如果母線電壓差大于5％，聯(lián)系監(jiān)控調(diào)整母線電壓差至5%以內(nèi)。以保證合環(huán)潮流不會引起繼電保護動作等。按照表1結合源城供電局、東源供電局高壓配電網(wǎng)絡變電站10kV饋線之間的合環(huán)實際情況，從拓撲結構上對10kV合環(huán)方式進行了分類，主要包括以下8種；方式1、相對獨立的220kV電網(wǎng)，220kV主變10kV饋線與110kV主變10kV饋線之間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-1方式2、相同110kV電源，不同線變組供電的10kV饋線間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-2方式3、相同110kV線路，不同主變之間的10kV饋線間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-3方式4、相對獨立的220kV電網(wǎng)之間跨110kV主變的10kV饋線間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-4方式5、相同主變，不同10kV饋線間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-5方式6、相同饋線，不同支線之間存在環(huán)網(wǎng)關系（線路自環(huán)）；圖3-6方式7、相同的220kV電源，220kV主變10kV饋線與跨110kV主變10kV饋線之間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-7方式8、相對獨立的220kV電網(wǎng)之間的10kV饋線間存在環(huán)網(wǎng)關系；圖3-8合環(huán)因素分析在實際的不停電轉電操作中，除了上述網(wǎng)絡結構分析的原則調(diào)度人員掌握的技術分析手段有限。主網(wǎng)的運行方式由于網(wǎng)絡互聯(lián)互通的特點，靈活多變，兩條10kV饋線在主網(wǎng)方式調(diào)整前屬同一片區(qū)，在主網(wǎng)方式調(diào)整后可能就不滿足合環(huán)條件了。變電站及開關站母線負荷每日不同時段都是連續(xù)變化的，母線的電壓和相位會受負荷的影響。合環(huán)轉電操作如果不按照方式單安排有計劃進行可能存在較大的操作風險，設備過載、繼電保護誤動、短路電流超標這些情況都可能因合環(huán)潮流過大而出現(xiàn)合環(huán)過程中短時的電磁環(huán)網(wǎng)引起主網(wǎng)的保護誤動等，合環(huán)轉電失敗不僅會影響電網(wǎng)和設備的安全穩(wěn)定運行，而且會波及更多的客戶供電受到影響，傳統(tǒng)的做法是采用“先停后轉”的方式進行負荷轉移，雖然損失了部分可靠性，以保證電網(wǎng)的安全和客戶的有計劃供電。本節(jié)環(huán)網(wǎng)影響因素分析闡述配電系統(tǒng)的三大計算：潮流計算、短路計算、穩(wěn)定計算提供數(shù)據(jù)，為配電操作人員對轉供電的風險作評估。從以上配電網(wǎng)環(huán)網(wǎng)點的結線方式的分類來看，其影響因素主要包括兩類：1）以環(huán)網(wǎng)點兩側10kV母線為參照點，上一級電網(wǎng)的的運行方式；2）10kV饋線的運行參數(shù)。合環(huán)網(wǎng)絡等值在不停電轉電合環(huán)操作前，保留環(huán)網(wǎng)開關兩側節(jié)點i和j，利用網(wǎng)孔等值方法對外網(wǎng)作等值，等值后的電路如圖3-9所示，由2個節(jié)點和三條支路組成，包括兩條對地支路Zi0，Zj0分別串聯(lián)等值電源和一條節(jié)點i、j之間串聯(lián)的支路Zij，由于配電網(wǎng)中10kV母線電壓通過數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制(SCADA)系統(tǒng)獲得、相角可以通過調(diào)度員潮流間接估算，因此，無需計算等值電動勢。其中Zij即為影響端口i、j之間的戴維南等效電路的等值阻抗，假設其值為，對合環(huán)方式1，；對合環(huán)方式2至5，方式7、8，；對合環(huán)方式6，。根據(jù)理論分析，一般，即可用代替，但對于低阻變，應根據(jù)10kV母線的最大短路電流折算其。圖3-9合環(huán)點等值電路在電網(wǎng)實際運行過程中，由于變壓器、線路等電氣元件參數(shù)匹配不合理，會在合環(huán)形成的環(huán)網(wǎng)內(nèi)產(chǎn)生功率環(huán)流，可采用疊加定理分析這一循環(huán)功率。如圖3-10所示，合環(huán)前相當于一個無窮大等值電阻并聯(lián)于節(jié)點i、j之間，合環(huán)時，相當于一個并聯(lián)小電阻增加在節(jié)點i、j之間圖3-10利用疊加定理的合環(huán)等值電路根據(jù)疊加定理，合環(huán)后的線路潮流由兩部分疊加而成：一部分為合環(huán)前線路的初始潮流，另一部分由合環(huán)開關兩側電壓向量差引起的均衡潮流。當合環(huán)前兩側線路潮流為零時，節(jié)點i、j之間的潮流即為純粹的均衡潮流。圖3-11中的端口戴維南等值阻抗即為圖3-10中的，故環(huán)路的總阻抗，以為參考向量，為合環(huán)開關兩側的電壓相角差，均衡潮流，可以推導出：（3-1）（3-2）穩(wěn)態(tài)計算模型在配電網(wǎng)中，10kV母線電壓通過數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制（SCADA）系統(tǒng)獲得、相角可以通過調(diào)度員潮流間接估算，而在實際的合環(huán)操作中很難直接獲得環(huán)網(wǎng)點開關兩側的電壓幅值，需根據(jù)10kV母線電壓以及饋線電流引起電壓降落來計算環(huán)網(wǎng)點的兩側的電壓。為了分析10kV配網(wǎng)合環(huán)轉電合環(huán)操作時線路潮流，將10kV配網(wǎng)合環(huán)轉電各種方式歸納等值電路如圖3-11所示。圖3-11等值網(wǎng)絡已知以下參數(shù)：A側相關的參數(shù)：主變等值阻抗（可由地區(qū)電網(wǎng)繼電保護整定方案提供），母線電壓，A站第一、二、三段10kV饋線阻抗分別為、、、、、10kV饋線阻抗：線路初始電流，功率因素；B側相關的參數(shù)：主變等值阻抗，母線電壓，B站第一、二、三段10kV饋線阻抗分別為、、、、、、線路初始電流A，功率因素。由上述參數(shù)可知饋線1初始電流：（3-3）饋線2初始電流：（3-4）根據(jù)電路原理可知：（3-5）（3-6）合環(huán)兩側電壓差異引起的環(huán)流：（3-7）合環(huán)后流經(jīng)饋線1出線開關的電流：（3-8）合環(huán)后流經(jīng)饋線2出線開關的電流：（3-9）沖擊電流在配電網(wǎng)不停電轉電操作時，我們不僅需要分析合環(huán)過程穩(wěn)態(tài)潮流對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的影響，而且需要考慮環(huán)網(wǎng)點開關閉合的瞬間沖擊電流對電網(wǎng)和設備運行的影響。環(huán)網(wǎng)點開關閉合的瞬間電流最大可能的瞬時值稱為合環(huán)沖擊電流，沖擊電流通常幅值較高而持續(xù)時間較短。計算合環(huán)暫態(tài)沖擊電流單相等值電路如圖3-12所示。圖3-12沖擊電流單相等值電路A相激勵電壓，電路的非齊次微分方程為，合環(huán)電流完全表達式為（3-10）從式（3-10）可知，合環(huán)電流由周期分量和非周期分量兩部分疊加組成。當已知時，合環(huán)電流周期分量的幅值隨電路參數(shù)變化而變，呈指數(shù)規(guī)律單調(diào)衰減的直流即為非周期分量。當環(huán)網(wǎng)點開關閉合的瞬間非周期分量剛好為零時，即環(huán)網(wǎng)點開關閉合的瞬間在零沖擊電流的情況下立即進入穩(wěn)態(tài)；通過合環(huán)沖擊電流的最大瞬時值與非周期分量的初始值及其衰減速度的關系，以及非周期分量的初始值與合環(huán)時等值電動勢的初相角的內(nèi)在聯(lián)系，可以推斷出沖擊電流的衰減速度則與電路中電阻和電抗比值有關。因此，合環(huán)沖擊電流的最大瞬時值是由合環(huán)時等值電勢的初相角和電路中電阻和電抗比值共同決定。潮流計算簡單配電網(wǎng)的潮流計算根據(jù)基礎數(shù)據(jù)管理分析結果表明，各項統(tǒng)計數(shù)據(jù)表的負荷(功率）及電源電壓計算出其它節(jié)點的電壓和元件上的功率分布。用不同電壓等組的開式網(wǎng)計算方法，電力網(wǎng)絡的功率損耗由各元件等值電路中不接地支路阻抗損耗和接地支路導納損耗構成。（一）功率損耗計算公式以相電壓形式導出的如圖3-13所示，也適用于線電壓。圖3-13計算形式其中z＝R+jX，Y＝G+jB是每相阻抗和導納，U為相電壓，S為單相功率，已知條件：末端電壓U2，末端功率S2=P2+jQ2，求解線路中的功率損耗和始端電壓和功率。解過程1：從末端向始端推導。1、阻抗支路末端功率：S2=P2+jQ2阻抗支路中損耗的功率：阻抗支路始端功率：始端導納支路的功率：始端功率：（二）電壓降落如圖3-13所示：其幅值為：相角(功率角)為：電壓相量圖3-14：解過程2：從始端向末端推導。已知始端電壓U1，始端功率S1=P1+jQ1，以及線路參數(shù)。求解的是線路中的功率損耗和末端電壓和功率。圖3-15電壓質(zhì)量指標：電壓降落：指線路始末兩端電壓的相量差為相量。電壓損耗：指線路始末兩端電壓的有效值之差常以百分值表示。電壓偏移：指線路始端或末端電壓與線路額定電壓的數(shù)值差。為數(shù)值。標量以百分值表示：電壓調(diào)整：指線路末端空載與負載時電壓的數(shù)值差。為數(shù)值。標量以百分值表示：輸電效率：指線路末端輸出有功功率與線路始端輸入有功功率的比值，以百分數(shù)表示：線損率或網(wǎng)損率：線路上損耗的電能與線路始端輸入的電能的比值：簡單輻射形網(wǎng)絡的潮流計算簡化等值電路為兩端供電網(wǎng)的基本功率分布簡化等值電路假設則有其中為功率的自然分布,為強制功率環(huán)式網(wǎng)絡中的功率分布設1，2，3節(jié)點電壓相等同理，由負荷矩公式可得：設忽略網(wǎng)絡中的功率損耗：等值兩端供電網(wǎng)絡的等值電路為：潮流分布基本解題思路—－兩步計算：（1）設全網(wǎng)為額定電壓,不考慮功率損耗,求網(wǎng)絡的基本功率分布：（2）依基本功率分布,在功率分點將閉式網(wǎng)打開,分別按開式網(wǎng)計算：一、兩端供電網(wǎng)的基本功率分布如圖3-16所示：兩端供電接線圖3-16簡化等值電路：UU4SaZ3114?Z23Z12SbSLD2SLD3IaU123假設：則有：其中：為功率的自然分布,為強制功率二、環(huán)式網(wǎng)絡中的功率分布如圖3-17所示：環(huán)式網(wǎng)絡中的功率分布如圖3-17設1，2，3節(jié)點電壓相等：同理，由負荷矩公式可得：設忽略網(wǎng)絡中的功率損耗：等值兩端供電網(wǎng)絡的等值電路為：SSa12Z12SLD231'Z23SbSLD1網(wǎng)絡潮流的調(diào)整控制各線段導線單位長度參數(shù)相同時各線段導線單位長度參數(shù)不相同時這時的網(wǎng)絡損耗為可求得有功功率損耗最小時的功率分布：潮流調(diào)控的措施1、串聯(lián)電容作用：以其容抗抵償線路感抗。將其串聯(lián)在環(huán)式網(wǎng)絡中阻抗相對過大的線段上，起轉移其他重載線路上流通功率的作用。2、串聯(lián)電抗作用：主要在限流。串聯(lián)在重載線路上可避免該線路過載。3、附加串聯(lián)加壓器作用：產(chǎn)生一環(huán)流或強制循環(huán)功率，使強制循環(huán)功率與自然分布功率的疊加可達到理想值。4、借靈活交流輸電裝置控制潮流目前，隨著電力電子技術的迅速發(fā)展，為潮流控制提供了新的可供選擇的方案。所謂靈活交流輸電系統(tǒng)，是指以晶閘管（即可控硅）置換傳統(tǒng)交流輸電系統(tǒng)中各種機械式調(diào)節(jié)器和開關后所呈現(xiàn)的新系統(tǒng)。廣泛采用的潮流調(diào)控措施有：1、可控串聯(lián)電容2、可控移相器3、綜合潮流控制器線損四分管理異常認定公變臺區(qū)計量考核采用三相供電的終端，CT變比按南網(wǎng)標準的100/5。功率消耗：在非通信狀態(tài)下，采用單相供電的終端，有功功耗應不大于7W，視在功耗應不大于15VA；采用三相供電的終端，每相有功功耗應不大于5W，視在功耗不大于10VA。電流輸入回路功率消耗不大于0.25VA（單相）；電壓輸入回路功率消耗不大于0.5VA（單相）。而用戶用電量少或是單相用電，所以此現(xiàn)象會出現(xiàn)大馬拉小車的情況，因此導致計量有誤差。分壓異常：以母線電量不平衡率（絕對值）判斷，220kV及以上電壓等級大于1%，10kV～110kV電壓等級大于2%；波動幅度超過同期值或計劃指標的20%；分區(qū)異常：分區(qū)線損率波動幅度超過同期值或計劃指標的20%；分線異常：城網(wǎng)10（6）kV有損線損率（含變損）大于5%，農(nóng)網(wǎng)10（6）kV有損線損率（含變損）大于7%，波動幅度超過同期值或計劃指標的20%；分臺區(qū)異常：城網(wǎng)低壓臺區(qū)線損率大于8%，農(nóng)網(wǎng)低壓臺區(qū)線損率大于11%；波動幅度超過同期值或計劃指標的20%。小結本節(jié)配網(wǎng)優(yōu)化分析合環(huán)安全評估和潮流計算目的：電壓（包括幅值和相角）和功率（包括有功功率和無功功率）是表征電力系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行的主要物理量。這就需要采用一定的方法確定系統(tǒng)中各處的電壓和功率分布（實為功率流，俗稱潮流）。潮流計算目的是分析和評價電網(wǎng)的安全經(jīng)濟和質(zhì)量，服務于規(guī)劃和運行：（1）為配網(wǎng)規(guī)劃提供分析基礎：（2）確定電力系統(tǒng)的運行方式；（3）檢查系統(tǒng)中的各元件是否過壓或過載；（4）為繼電保護的整定提供依據(jù)；（5）為穩(wěn)定計算提供初值；（6）事故預想分析；（7）為經(jīng)濟運行提供分析基礎；（8）電力市場下制定交易計劃，阻塞管理的依據(jù)潮流分布：正常運行情況下，電力系統(tǒng)的電壓和功率分布稱為電力系統(tǒng)的潮流分布；潮流計算：正常運行情況下，電力系統(tǒng)電壓和功率分布的計算稱為潮流計算；潮流計算的變量是電壓和功率：電路計算的變量是電壓和電流；本節(jié)闡述的是電力系統(tǒng)正常運行狀況的分析與計算，重點在電壓、電流、功率的分布，即潮流分布，本節(jié)主要闡述兩個問題：一是配電線路和變壓器的運行狀況的計算和分析：二是簡單配電網(wǎng)絡的潮流分布和控制。優(yōu)化配網(wǎng)接線技術分析引言配電網(wǎng)絡接線指的是電力系統(tǒng)中二次降壓變電站低壓端直接或者降壓后向用戶供電的網(wǎng)絡。它的構成要素包括架空線或是電纜配電線路、配電所或者降壓變壓器等。通過配電網(wǎng)絡，可以將電能安全地分配到相應的用電場所，滿足配電的可靠性、高效性以及合理性。隨著我國新型城鎮(zhèn)化改革發(fā)展的深入，社會用電需求大大增加，電網(wǎng)投資建設力度的不斷加大，過去的配電方法越來越不適合新時代，配電網(wǎng)網(wǎng)架結構亟待優(yōu)化。優(yōu)化的核心思想是“隨機應變”，隨時根據(jù)用電負荷的不斷變化而調(diào)整相應的配電網(wǎng)絡規(guī)劃。優(yōu)化的目標是節(jié)約成本，減少整個配電網(wǎng)絡規(guī)劃的投入，更加合理地配置網(wǎng)架結構，最終使配電網(wǎng)在滿足供電需求和發(fā)展需求的同時，使資源達到最合理的利用。網(wǎng)架優(yōu)化是一項系統(tǒng)的工程，優(yōu)化的目標性以及階段性很強，需要多種方式、多種手段共同作用才能真正實現(xiàn)網(wǎng)架結構的優(yōu)化。架空線路單電源線輻射接線模式如下圖4-1所示：圖4-1這種模式適用于城市非重要負荷架空線和郊區(qū)季節(jié)性用戶。干線可以分段，其原則是：一般主干線分為2-3段，負荷較密集地區(qū)1km分1段，遠郊區(qū)和農(nóng)村地區(qū)按所接配電變壓器容量每2-3MVA分1段，以縮小事故和檢修停電范圍。單電源線輻射接線的優(yōu)點就是比較經(jīng)濟，配電線路和高壓開關柜數(shù)量少、投資小，新增負荷也比較方便。但其缺點也很明顯，主要是故障影響范圍較大，供電可靠性較差。當線路故障時，部分線路段或全線將停電；當電源故障時，將導致整條線路停電。對于這種簡單的接線模式，由于不存在線路故障后的負荷轉移，可以不考慮線路的備用容量，即每條出線（主干線）均可以滿載運行。不同母線出線的環(huán)式接線模式如下圖4-2所示：圖4-2不同母線的環(huán)式接線模式（單聯(lián)絡）有兩個電源（可以取自同一變電所的不同母線段或不同變電所）。它適用于負荷密度較大且供電可靠率要求高的城區(qū)供電，運行方式一般采用開環(huán)。這種接線的最大優(yōu)點是可靠性比單電源線輻射接線模式大大提高，接線清晰、運行比較靈活。線路故障或電源故障時，在線路負荷允許的條件下，通過切換操作可以使非故障段恢復供電。但由于考慮了線路的備用容量，線路投資將比單電源線輻射接線有所增加。在這種接線模式中，線路的備用容量為50%，即正常運行時，每條線路最大負荷只能達到該架空線允許載流量的1/2。若系統(tǒng)中一條線路的電源出現(xiàn)故障時，可將聯(lián)絡開關閉合，從另一條線路送電，使相應供電線路達到滿載運行。不同母線三回饋線的環(huán)式接線模式如下圖4-3所示：圖4-3網(wǎng)絡中有三個電源（可以取自同一變電所的2段母線和不同變電所）。正常運行時聯(lián)絡開關都是打開的，當線路1出現(xiàn)故障時，聯(lián)絡開關1閉合，由線路2送電；當線路2出現(xiàn)故障時，或聯(lián)絡開關1閉合由線路1送電，或聯(lián)絡開關2閉合由線路3送電；當線路3出現(xiàn)故障時，聯(lián)絡開關2閉合，由線路2送電。可見，在正常運行時，每條線路均應留有50%的裕量。所以，單從經(jīng)濟角度分析時，這種接線模式和不同母線出線的環(huán)式接線一樣。分段聯(lián)絡接線模式如下圖4-4所示：圖4-4這種接線模式，通過在干線上加裝分段斷路器把每條線路分段，并且每一分段都有聯(lián)絡線與其他線路相連接，當任何一段出現(xiàn)故障時，均不影響另一段正常供電，這樣使每條線路的故障范圍縮小，提高可靠性。這種接線每條線路應留有1/3或1/4的備用容量。與不同母線出線的環(huán)式接線模式和不同母線三回饋線的環(huán)式接線模式相比，兩分段兩聯(lián)絡的接線模式提高了架空線的利用率（由1/2到2/3），但由于需要在線路間建立聯(lián)絡線，加大了線路投資。這種接線模式可應用于城網(wǎng)大部分地區(qū)，聯(lián)絡線可以就近引接，但須注意要不同變電站配出線或同一變電站的不同母線出線間建立聯(lián)絡。電纜線路在研究供電區(qū)域內(nèi)的電纜線路的接線模式時，考慮到實際可行性，研究了若干類具有代表性的接線模式，如單電源線輻射接線、不同母線出線的環(huán)式接線、不同母線出線連接開閉所接線、不同母線環(huán)網(wǎng)接線（三座開閉所）和主備接線模式。單電源線輻射接線模式如下圖4-5所示：圖4-5和架空線的單電源線輻射接線一樣，電纜線路的單電源線輻射接線的優(yōu)點就是比較經(jīng)濟，配電線路較短，投資小，新增負荷時連接也比較方便。缺點也很明顯，主要是電纜故障多為永久性故障，故障影響時間長、范圍較大，供電可靠性較差。當線路故障時會導致全線停電；當電源故障時也將導致全線癱瘓。對于這種簡單的接線模式，不考慮線路的備用容量，即每條出線（主干線）均是滿載運行。不同母線出線的環(huán)式接線模式如下圖4-6所示：圖4-6與架空線的不同母線的環(huán)式接線一樣，電纜線路的這一接線形式中有兩個電源（可以取自同一變電所的2段母線或不同變電所），正常情況下，一般采用開環(huán)運行方式，其供電可靠性較高，運行比較靈活。在實際應用中，正常運行時，每條線路均留有50%的裕量。在供電可靠性要求較高的地區(qū)均可采用.可以在雙電源用戶較多的地區(qū)采用雙環(huán)網(wǎng)提高供電可靠性。雙電源雙輻射接線（電纜）如下圖4-7所示：圖4-7特點：適于向?qū)╇娍煽啃杂休^高要求的用戶供電。這種接線模式可以使客戶同時得到兩個方向的電源，滿足從上一級10kV線路到客戶側10kV配電變壓器的整個網(wǎng)絡的N-1要求，供電可靠性很高。適用場合：適用于對供電可靠性要求很高的供電區(qū)域，如城市核心區(qū)，重要負荷密集區(qū)域等。兩聯(lián)絡雙∏接線模式（電纜）如下圖4-8所示：圖4-8特點：類似于架空線路的分段聯(lián)絡接線模式，當其中一條線路故障時，整條線路可以劃分為若干部分被其余線路轉供，供電可靠性較高，運行較為靈活。適用場合：它適用于城市核心區(qū)、繁華地區(qū)，負荷密度發(fā)展到相對較高水平的區(qū)域。不同母線出線連接開閉所接線模式如下圖4-9所示：圖4-9這種接線模式實際上就是從同一變電所的不同母線或不同變電所引出主干線連接至開閉所，再從開閉所引出電纜線路帶負荷（一般從開閉所出線的電纜型號比主干線電纜型號小一些）。在這里每個開閉所具有兩回進線，開閉所出線采用輻射狀接線方式供電。開閉所出線間也可以形成小環(huán)網(wǎng)，進一步提高可靠性。為了滿足N－1準則，當開閉所兩回進線中的一回進線出現(xiàn)故障時，另一回進線應能帶起全部負荷，這樣正常運行時，每回進線應有50%的備用容量。開閉所的容量可按一回進線的安全允許容量來選擇。在開閉所出線為放射狀時，開閉所的出線均可滿載運行。用于負荷中心距電源較遠，或出線倉位、線路走廊困難時。不同母線環(huán)網(wǎng)接線（三座開閉所）模式如下圖4-10所示：圖4-10這種接線形式是指來自同一變電所不同母線或不同變電所的三條主干線，分別連接三個開閉所，每個開閉所之間均設有聯(lián)絡線。正常運行時，開閉所的母聯(lián)均斷開運行。為了提高可靠性，每條主干線留有1/3的備用容量。當一條主干線出現(xiàn)故障時，將其所供開閉所的兩個母聯(lián)都閉合，使故障線路所帶的負荷平均分配到另外兩條主干線。易知開閉所的容量為每條主干線容量的2/3。開閉所出線可采用輻射狀接線或環(huán)網(wǎng)接線方式。“N-1”主備接線模式所謂“N-1”主備接線模式，就是指N條電纜線路連成電纜環(huán)網(wǎng)，其中有1條線路作為公共的備用線路正常時空載運行，其它線路都可以滿載運行，若有某1條運行線路出現(xiàn)故障，則可以通過線路切換把備用線路投入運行?！?-1”主備接線模式如下圖4-11所示：圖4-11“4-1”主備接線模式如下圖4-12所示：圖4-12該種模式隨著“N”值的不同，其接線的運行靈活性、可靠性和線路的平均負載率均有所不同，一般以“3-1”和“4-1”模式比較理想，總的線路利用率分別為67%和75%，“5-1”以上的模式接線比較復雜，操作也比較繁瑣，同時聯(lián)絡線的長度較長，投資較大，線路載流量的利用率提高已不明顯。“N-1”主備接線模式的優(yōu)點是供電可靠性較高，線路的理論利用率也較高。該方式適用于負荷發(fā)展已經(jīng)飽和、網(wǎng)絡按最終規(guī)模一次規(guī)劃建成的地區(qū)。末端環(huán)網(wǎng)“3-1”環(huán)網(wǎng)接線模式如下圖4-13所示：圖4-13此種接線模式正常運行時每條線路各承擔2/3線路負荷，并將3條線路中的1條（如線路B）按負荷均勻地分為甲、乙兩段，并與其余2條線路在末端進行環(huán)網(wǎng)，在各聯(lián)絡開關房分別設立環(huán)網(wǎng)開環(huán)點。本接線的特點在于通過合理調(diào)整環(huán)網(wǎng)網(wǎng)架，每條線路都無需走回頭路進行環(huán)網(wǎng)，而改在不同電源線路間進行末端環(huán)網(wǎng)，從而避免了較長的專用聯(lián)絡電纜。另外，該方式避免了兩條線路滿載而一條線路空載的運行情況。該模式的缺點是故障時線路之間的負荷轉移較復雜，并且只適合于“3-1”主備模式，若條件具備，不失為一種較好的電纜配網(wǎng)接線模式?；閭溆玫闹鱾浣泳€模式如下圖4-14所示：圖4-14在該模式中，每一條饋線都在線路中間以及末端裝設開關互相連接。正常情況下，每條饋線的最高負荷可以控制在該電纜安全載流量的67%。該模式相當于電纜線路的分段聯(lián)絡接線模式，比較適合于架空線路逐漸發(fā)展成電纜網(wǎng)的情況。配電自動化網(wǎng)架自愈結構分析從輻射形架空線路取得單側電源圖5-1a從輻射形電纜線路取得單側電源圖5-1b在單側電源供電的配電網(wǎng)絡中，10kV終端變壓器只能夠由上級某一個高壓配電變電站供電，而且路徑也是唯一的，所以用戶也只能由一個方向電源供電。圖5-1a和圖5-1b分別給出了架空線路和電纜線路的單側電源供電的典型方式。這種供電模式的線路簡單、負載率可以較高，比較經(jīng)濟，但供電可靠性比較低，配電網(wǎng)絡無法滿足N-1原則實際運行中，無論是用戶到上一級變電站的10kV線路任一段發(fā)生故障，還是10kV終端變壓器故障都會影響到用戶的正常用電。用戶的停電時間是故障的處理時間。在適當加裝了分段開關和分支開關的情況下，故障段到電源的分段可以在找到故障點并拉開相應分段開關或分支開關后恢復供電，這部分用戶的停電時間是故障查找和隔離故障時間；故障段以后的分段和分支上用戶的停電時間是故障處理時間（從發(fā)生故障到修復完成，恢復用戶供電的時間）。利用架空或電纜專線取得單側電源圖5-1c這種專線供電形式雖然就用戶來講依然是單側電源供電，但是由于無其他用戶共用，線路簡單，在很大程度上降低了故障發(fā)生的可能性，所以可以具有較前兩種接線更高的供電可靠性。配變多臺并列接線圖5-1d以上三種接線，在用戶側均可以采取裝設多臺變壓器的方式，進一步提高供電可靠性。圖5-1d為兩臺配變的接線示意圖，在正常情況下，兩臺變壓器都運行，共同承擔總負荷；一臺變壓器故障或檢修時，其余變壓器的備用容量可以保證用戶重要負荷或全部負荷的供電。而在前述的10kV線路故障時，用戶停電還是難以避免的，用戶的停電時間同前面的分析相同。單側電源環(huán)網(wǎng)自愈方式從架空單環(huán)網(wǎng)線路取得單側電源圖5-2a單側電源環(huán)網(wǎng)接線方式相對于單側電源的接線方式，可以滿足用戶對供電可靠性的更高要求。從架空單環(huán)網(wǎng)線路取得單側電源接線模式，兩條架空主干線路分別來自不同的高壓變電站（或同一高壓變電站的不同母線），通過聯(lián)絡開關站相互聯(lián)絡，兩條主干線路按照負荷情況通常分為2~3段，正常方式下開環(huán)運行。當兩條線路的任何位置發(fā)生故障時，都可以通過開關的切換，將發(fā)生故障的線路段隔離開，其他非故障段的用戶可以通過聯(lián)絡開關向鄰近段線路轉移，恢復供電。故障段用戶的停電時間是故障處理時間，非故障段用戶的停電時間是故障查找和隔離故障時間。該模式簡單清晰，且能夠保證10kV主干網(wǎng)絡滿足導則規(guī)定的N-1要求，但是從用戶的角度來講，用戶所在的分段或分支線路以及10kV終端變壓器（單臺配置）故障還是無法隔離，需要忍受較長時間的停電（故障處理時間）。對于重要用戶采用圖2所示的多臺變壓器并列接線方式供電，可以在變壓器故障或檢修時互為備用，提高供電可靠性。正常運行時，這種模式中各條主干線路負載率應在50%左右，可以滿足整條線路互倒負荷的要求，所以如果完全按照這種接線模式建設的10kV網(wǎng)絡，能夠保證上一級高壓配電變電站全停情況下的用戶供電。從不同母線的多條線路相互聯(lián)絡模式取得單側電源圖5-2b該接線模式是對手拉手接線模式的簡單擴展，當一根主干線故障時，可有多條線路作為備用，但并沒有提高正常運行時線路的負載率。從多分段多聯(lián)絡接線模式取得單側電源圖5-2c這種接線可以將線路的不同分段上的用戶負荷，同時由不同的聯(lián)絡方向轉供，這樣可以提高正常運行時線路的負載率（可達67%），充分利用線路的負載能力。不同母線的多條線路相互聯(lián)絡接線模式和多分段多聯(lián)絡接線模式，雖然形式各異，但是從N-1的角度來講，與單線手拉手模式所能夠達到的程度是一樣的，都能夠保證導則要求的配電線路N-1。而從用戶的角度講，用戶所在的主干線路段或分支以及10kV終端變壓器（單臺配置）故障時，用戶還是會停電，停電的時間是故障處理時間。從電纜線路單環(huán)接線模式取得單側電源圖5-2d從電纜線路單環(huán)接線模式取得單側電源，是較為典型的電纜接線方式，與手拉手的架空線路相比較，具有明顯的優(yōu)勢。由于各個環(huán)網(wǎng)點都有兩個負荷開關（或斷路器），可以隔離任意一段線路的故障，并通過開關操作恢復所有用戶的供電。這種接線方式在線路發(fā)生故障時，線路上所有用戶的停電時間都是故障的查找和隔離的時間。只有在終端變壓器（單臺配置）故障的時候，用戶的停電時間是故障的處理時間。配變多臺并列接線圖5-2e如果在用戶側采用圖5-2e所示的多臺變壓器并聯(lián)供電的方式，那么整個是中壓配電網(wǎng)以及配變都可以滿足N-1的要求，為用戶用電提供較高的可靠性保證。從主備供電模式取得單側電源圖5-2f“3-1”主備模式與圖5-3d單環(huán)模式比較，線路的利用率相對較高（達到67%），正常方式下，兩根運行線路可以滿負荷工作。從用戶供電可靠性方面來說則跟單環(huán)模式一樣，可以做到線路中任意一段發(fā)生故障，都可以把故障隔離開，用戶的停電時間是故障的查找和隔離的時間。雙側電源接線自愈方式用戶的雙側電源接線方式，使用戶可以同時得到兩個方向的電源，即正常方式下，雙側電源同時為用戶供電，在用戶側，再配合多臺配變同時運行，保證用戶得到真正的雙電源。在這種供電模式下，可以滿足從上一級高壓配變到中壓配變的整個網(wǎng)絡的N-1要求，供電可靠性很高，兩條線路上任一段發(fā)生故障，都可以通過自動或人工的開關操作而保證用戶的供電。以雙T型接線模式分別從兩條架空線路取得電源圖5-3a利用雙放射專線取得雙電源圖5-3b從兩個電纜環(huán)網(wǎng)取得雙電源圖5-3c雙側電源配變接線方式圖5-a、圖5-b、圖5-c圖5-5a、圖5-5b和圖5-5c給出了用戶側配電房的不同接線模式，幾種模式都能夠滿足變壓器等級的N-1要求。三種接線模式當中，圖5-5a和圖5-5b所示的接線模式，在一條線路或變壓器發(fā)生故障時，可以通過低壓的聯(lián)絡線或分段母線提供備用。圖5-5c所示的接線模式，