1、1配网线路相关问题及措施的论述【摘 要】随着我国经济的发展和人们水平的提高，对于配电网的要求也越来越高，从而使得城市配电网正日益面临着提高供电可靠性的迫切要求。本文主要论述了电压质量，电网线路监测、控制等方面及提高供电可靠性措施等，以供参考。 【关键词】电压质量；危害；电压监测；供电可靠性 中图分类号：TM726 文献标识码： A 1 影响电网电压质量的主要原因 1）由于电网运行方式的改变，引起功率分布和电网阻抗的改变，使电压升高或降低。 2）电力负荷随季节、昼夜及用户生产流程而变动。在低负荷时段电压偏高，在电网用电负荷高峰时段电压偏低。 3）供电距离超过合理的供电半径、供电导线截面选择不当；
2、用电功率因数过低，无功电流大等，都会加大电压损失。 4）冲击性负荷、非对称性负荷的影响；调压措施缺乏或使用不当。 5）用电单位安装的无功补偿电容器采用了“死补” ，即 24 小时内不论本单位需用无功量多少，都固定供给一定量的无功，造成高峰负荷时间向电网吸收无功而低谷负荷时间大量向系统反送无功，造成电压变动幅度的增加。 2 电压偏差超标所带来的危害 22.1 照明负荷。电压低时，发光效率下降，影响照度，如电压降低5，亮度要降低 1520，电压降低 10，亮度降低 32。反之，电压升高 5 时，电灯使用寿命减少一半，当电压升高 10 时，只能维持原寿命的1/3。 2.2 整流器、电热、电弧炉等负荷
3、其有功功率与电压平方成正比。当电压降低 1 时，有功功率降低 2，从而降低了用电设备的出力。反之，电压升高时，则有功功率增加。 2.3 感应电动机及其他电机类负荷，因感应电机的转矩与电压的平方成正比，滑差率与电压的平方成反比，因而，电压下降时经常会使电动机过负荷而烧毁，同时也会使电动机的启动十分困难，反之，长期高电压运行，会对电机的绝缘造成危害。 2.4 电压偏低会降低发、供、用电设备的出力，增加供电线路及电气设备中的电能损失。 2.5 电压偏低常常会引起低电压保护装置动作，电磁开关、空气开关跳闸，影响生产的正常进行。反之，电压偏高也将引起过电压保护装置动作，以及使电气设备的电压线圈烧坏等。
4、2.6 电压偏低或偏高都会影响到通信、广播电视等音像的质量。影响家用电器设备的正常工作。 2.7 如果电网的无功功率严重匮乏，将导致电压崩溃，系统振荡，电网瓦解，严重危及供用电的安全运行。 3 选好电压监测点，优化无功电源配置，搞好功率因数监督 3.1 在配网线路建设中，对于电压质量调控工作的最终目的，就是3保证用户受电端的电压在规定允许的偏差范围以内。在实际工作中，我们不可能对每一用户的电压质量都进行监视，所以有必要选择一些有代表性的发电厂、变电所作为电压监视的中枢点，如果这些点的电压质量符合要求，电网中其他各点的质量也能基本满足要求。电压中枢点确定以后，电网的电压调整主要就是中枢点的电压调
5、整问题了。 3.2 电网中电压损失最大的一点及电压损失最小的一点通常是中枢点电压允许偏移范围的确定。中枢点的最低电压等于县级负荷最大时，电压最低一点的用户电压下限加上到中枢点间的电压损失；中枢点的最高电压等于县级负荷最小时，电压最高一点的用户电压上限加上到中枢点间的电压损失。 3.3 电压监测点的选择应能真实反映绝大多数受电端用户的电压质量偏移水平。 电力系统电压和无功电力管理条例规定：所有变电所和带县级供电负荷发电厂 10（6）kV 母线是中压配电网的电压监测点，并应选定一批有代表性的用户作为电压质量考核点；低压用户至少每百台配电变压器设一个电压监测点。电压监测应使用具体连续监测和统计功能的
6、仪器或仪表，对于无人值守的变电所，其母线的电压应能为调度端的调度员所监视及调控。 3.4 改善、提高电压质量，必须紧紧抓住无功平衡和无功补偿这项基础工作。这就涉及到网架建设、电网结构及无功电源配置问题，因为这是实施电压调控的最基本的条件。要求电力用户同步配置并投运相应的无功补偿装置，并对电力用户无功补偿设备提出安全运行要求。为此，既要防止低功率因数运行，又要防止在低谷负荷时向电网反送无功电力。4对于带有冲击负荷或负荷波动，而负荷不平衡严重的工业企业，则要求其配置静止补偿器。电压调控经验表明：“集中调压”并不能保证电网所有结点的电压质量，对一些单电源的长辐射线路或对电压要求较严的用户变电所，采用
7、就地补偿才能满足对电压质量的要求。 4 实现配电线路自动化，提高供电可靠性的措施 配电线路自动化是指对配电线路的故障进行快速诊断、自动隔离，以减少故障停电范围，恢复非故障段供电，提高供电可靠性。配电线路自动化的开发是一个高投入、高技术、高难度、长周期、多方位的系统工程。 4.1 以配电线路远方监控自动化为主攻方向，制定开发计划。 发达国家的配电线路自动化经历了三个阶段，分别是柱上开关设备自动化、运方监控自动化和计算机配电自动化。第一阶段是柱上开关设备自动化，由柱上重合器、分段器等自具检测与控制操作能力的设备组成，能自动隔离故障点，较快恢复无故障部分的供电，无需通讯手段。国外已有半个世纪的使用历
8、史，但由于设备自身的局限性，柱上开关设备自动化存在着明显的缺陷：一是可能多次重合到永久故障点，多次短路电流对系统冲击较大，对于市区尤为突出。二是电压时间型重合式分段器在故障后按时限顺序送电，使无故障线段恢复供电时间延长。三是过流脉冲计数型分析器的下级整定次数比上一级少了一次，减少了对瞬时故障的重合次数，降低了供电可靠性。这些缺点决定了第一阶段被第二个阶段取代的必然性，也是我们不选择第一阶段为主攻方向的原因；第二个阶段是远方监控自动化。将柱上开关加装远方终端装置（RTU）及5操作电源，即使在停电情况下，也能通过载波或通讯线或无线电与中央控制总站保持通讯，传送数据，摇控负荷开关进行合或分操作。第二
9、阶段比第一阶段的最大优点是不会再次重合到故障电流上，可以更短的时间内恢复供电。 我们在二十世纪末期开发配电线路自动化就不应重复发达国家几十年前的模式，避免走弯路，要有起点高、技术尽快赶上的决心。供电系统已在负荷控制管理和变电站综合自动化方面积累了多年的开发经验，成绩斐然。因此，选择第二阶段即远方监控自动化作为配电线路自动化开发的主攻方向是实事求是的、恰如其分的；第三个阶段是计算机配电自动化，是在第二阶段的基础上将远动控制主机与调度和变电所计算机自动化系统在线连接，实现配电系统的以“四遥”为特征的计算机实时监控。我们应充分发挥计算机软件人员素质的优势，把第三个阶段作为配电线路自动化开发的远期目标
10、，统筹规划，连续发展。 4.2 推进灭弧介质的无油化进程，采用免维护开关设备，以提高供电可靠性。 灭弧介质的无油化程度是衡量配电系统现代化的重要标志之一。用油作绝缘和灭弧介质，时刻潜伏着火灾和爆炸危险，且检修维护工作量大，不适应故障自动检测和负荷调整中的频繁操作。配电运行规程中规定柱上油开关的外部检查与清扫应每年进行一次，绝缘电阻试验应二年一次，油开关大修应五年一次，这已成为导致供电可靠性水平低下的关键问题。真空或 SF6 作灭弧介质的断路器，因其电寿命长，免维护等优点已成为配电网取代油断路器的主导产品，这是实现配电自动化，提高6供电可靠性的必然趋势。 5 结束语 综上所述，在未来的工作中，我们要不断的提高配网线路的电压质量和供电可靠性，为人们造福，从而也提高了我国经济的发展。 参考文献1刘健.配电网自动化新技术.北京：中国水利水电出版社，2003 年
