城市电网规划方法研究论文

1、前言县城电网是县城范围内为县城供电各级电压等级电网的总称，它包括高压送电网、高压配电网、中压配电网和低压配电网。县城电网具有负荷密度大、用电量集中、供电可靠性要求高等特点，是电力系统的重要组成部分，也是现代化城市建设的重要基础设施之一。近几年，随着县城建设和城市化进程的加快，县城面积迅速扩展，但由于电网建设资金不足、管理体制不顺等原因，县城电网发展较为缓慢，明显落后于城市建设和地方经济的发展。按照国家电网公司的整体部署，今后几年将加大县城电网建设改造力度，扩大县城电网供电能力，以适应城市建设和地方经济发展的需要。2、县城电网急需解决的主要问题随着城镇居民生活水平提高和城市化进程加快，各县（市）城镇用电量迅速增长，根据国家电网公司最近颁布的《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》和国电安运[1998]418号《关于加快城市电网建设改造的若干意见》的要求，目前县城电网急需解决以下几方面问题：（1）地方经济高速发展，城市化进程不断加快，县城电网供电能力存在严重不足。随着地方经济高速增长，城市化进程步伐的加快，对县城电网供电要求越来越高，由于电网建设资金紧张、管理体制不顺等原因，县城电网发展较为缓慢。据统计，2002年全局县城110kV系统容载比约为，10kV配变容量与110kV主变容量比约为，明显低于城市规划设计导则的要求。"十五"计划期间我国将进入全面建设小康社会阶段，城乡居民生活水平将大幅度提高，县城电网将成为我国今后5～10年主要电量增长点，预计我局各县（市）"十五"计划后3年县城电量年均增长率将达19%，县城电网供需矛盾将十分突出。（2）县城高、中压配电网络结构薄弱，多为辐射网，供电可靠性较低。目前县城电网110kV高压配电网络仍比较薄弱，单主变、单回路供电较多，变电所之间转供电能力差，保护配置复杂，安全水平较低等。如2002年全局有14座110kV变电所为单主变或单电源供电，占全局变电所30%.目前中压配电网络多为辐射网，环网供电方式极少，负荷转移能力差，事故、检修停电范围大。据统计，2002年我局各县（市）县城供电可靠率为～，但实际情况略低于统计值。（3）县城电网电能质量低，线损率居高不下，企业供电效益较差。由于县城用电负荷高速增长，现有中压配电网因导线细、回路数少，配变布点不足、无功补偿容量欠缺等原因，县城电网电压合格率普遍较低。如2002年全局各县（市）县城10kV配网电压合格率为～，而低压电网电压合格率更低。同时，因10kV网架不完善，县城中压配电网线损率居高不下，2002年全局10kV配网线损率为.（4）县城电网技术落后，设备陈旧，自动化水平低下。目前县城电网技术、设备普遍落后，虽然近几年引进并使用了一些新技术、新设备，但与国内外先进城市相比差距很大，设备档次普遍较低，自动化水平不高。如2002年全局县城10kV配网电缆化率只有，绝缘化率为（含电缆）。县城配网自动化还处于规划阶段。3、县城电网建设改造问题的探讨建设改造目标根据原水电部和建设部颁布的《城市电网规划设计导则》和国家电网公司最近颁布的《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》要求，结合本地区县城电网实际情况，建设改造目标为：（1）加强县城电网建设，提高电网整体供电能力，根除供电"卡脖子"现象。（2）优化网络结构，提高县城电网安全运行水平，增强抗御自然灾害和事故能力，县城电网供电可靠率达以上。（3）提高电能质量，降低电能损耗，县城电网电压合格率达95%以上，10kV综合线损率6%以下，低压线损率9%以下。（4）提高县城电网配网自动化水平，县城电网设备选择应注重小型化、无油化、自动化、免维护、少维修。建设改造问题的探讨根据本地区各县（市）城镇电网现状及用电水平，县城电网在建设与改造过程中应正确处理好以下几方面技术问题：（1）简化110kV电网，减少电压等级，优化高压配电网络结构。随着220kV系统网络的发展与完善，其供电可靠性有了很大提高，特别是近几年，新技术、新产品在电力系统中的广泛应用（如SF6断路器、全封闭组合电器及微机保护等），以及网络结构、网络布局日趋合理，增强了供电区域之间互为备用能力，减轻了对单个变电所可靠性的依赖，为简化110kV高压配电网提供了有利条件。根据《城市电力网规划设计导则》，结合本地区高压配电网结构，110kV城（镇）变电所一般按终端变设计，一次接入系统以线路变压器组或"双T"内桥接线为主，单台主变容量选用40～50MVA，最终主变规模2～3台，按n-1电网供电安全准则配置。简化电压等级，减少电压层次，减少重复降压，有利于县城电网的管理和经济运行，根据本地区县城电网负荷密度（4000～000kW/km2），高压配电网将逐步取消35kV电压等级，原则选用220/110/10kV电压等级。（2）强化10kV配电网建设，中压配电网尽量做到环网接线、开环运行，提高配电网络供电可靠性。中压配电网承担着向千家万户直接供电的任务，是县城电网最重要的组成部分，近几年，由于投资体制等原因，中压配电网的建设明显落后于高压电网的发展，强化10kV配电网建设已迫在眉睫。中压配电网一般按辐射网和环网2种形式设计，在县城电网建设改造过程中尽可能按环网方式考虑，一般以单环网设计，对市中心区或负荷密度较高的供电区域以双环网为主。中压环网线路应设置若干个分段点（负荷开关或开闭所），一般以3～4段为宜，每段10kV线路装接的配变容量控制在2500～3000kVA以内，如10kV线路装接总容量超过10000kVA应首先采取分流措施，以满足中压配电网n-1安全准则要求。（3）提高县城电网线路电缆化、绝缘化率，是县城电网建设与发展的方向。随着城市的建设与发展，负荷密度的提高，在架空线路通道受限制情况下，解决高负荷密度地区（市中心区）供电的途径不能只靠增加导线截面，此时唯一办法是实现线路电缆化。由于电缆化建设投资大、涉及面广，在建设资金严重短缺情况下，应以县城电网发展规划为指导，分步实施，量力而行，对高负荷密度的市中心区、商业密集区应结合老城改造逐步实行电缆化建设，在老城改造过程中应尽可能敷设好电缆管线，条件不允许的，应留有足够的电缆线路通道。（4）科学规划环网点，合理选择环网设备，努力实现配电网n-1安全准则。架空配电网以柱上分段断路器作为环网设备，柱上断路器应优先选用体积小、容量大、可靠性高、维护工作量少、操作简单的新型设备，如SF6负荷开关、真空负荷开关等，并留有配网自动化接口。电缆配电网环网设备形式多样，有10kV开闭所环网柜、高压电缆分接箱、高压配电室环网设备等。当配电网发生故障时，高压环网设备能快速、有效地将故障点隔离，确保非故障段正常供电，实现配电网络n-1的要求。（5）缩短供电半径，提高功率因数，努力降低低压电网线损率。在县城电网建设改造过程中，应优先选用S9及以上新型低损耗变压器，315kVA及以上变压器要试点采用非晶合金配变。同时，应根据县城电网负荷密度，合理布点、科学配置10kV配变容量，尽可能缩短低压供电半径，确保低压供电半径不超过350m（不含接户线）。同时应注重低压无功补偿设备的配置，无功补偿宜采用分散设置，分级补偿，做到无功就地平衡。低压无功补偿容量一般按配变容量的5%～10%设计，对特殊用户应根据实际功率因数大小、无功的分布情况，采用线路、配变相结合的补偿办法，使补偿后配变负荷功率因数达～.随着城乡电网"同网同价"的实施，低压电网线损电量将占总线损电量30%～35%，加强低压电网管理，努力降低低压电网线损率，将成为电网管理的重点之一。（6）积极稳妥推进电压时间型10kV线路馈线自动化建设，尽可能减少中压配电网故障停电时间。电压时间型10kV线路馈线自动化只需对现有的柱上断路器进行改造，就可以就地完成故障隔离、恢复送电，不依赖通讯和主站系统，其方式投资少、可靠性高、运行方便、见效快，是目前提高架空配电网供电可靠性的有效途径。经我局对两条手拉手的10kV线路进行试点表明，该系统设备运行可靠、效益明显。为此，在县城电网建设改造中应积极推广使用。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：

浅析变电站综合自动化系统 摘 要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化基本概念，并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析 关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能 一、 概述 电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。 二、 系统结构 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构： １．分布式系统结构 按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。 ２．集中式系统结构 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足： （1） 前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。 （2） 软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。 （3） 组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。 ３．分层分布式结构 按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。 这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点： （1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。 （2） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。 （3） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。 三、常见通讯方式 目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有： 1） 双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。 2） 单以太网，双/单监控机模式。 3） 双LON网，双监控机模式。 4） 单LON网，双/单监控机模式。 四、变电站自动化系统应能实现的功能 １. 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： １）故障记录浅析变电站综合自动化系统 ２）存储多套定值 ３）显示和当地修改定值 ４）与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。 ２.数据采集及处理功能 包括状态数据，模拟数据和脉冲数据 １）状态量采集 状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。 ２）模拟量采集 常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。馈线电流，电压和有功、无功功率值。 ３.事件记录和故障录波测距 事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。 变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。 ４.控制和操作功能 操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。 ５.防误闭锁功能 ６.系统的自诊断功能 系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。 7.数据处理和记录 历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有： １）断路器动作次数； ２）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数； ３）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间； ４）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间； ５）控制操作及修改整定值的记录。 根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。 ８. 人机联系系统的自诊断功能 系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。 9. 本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。 五、结语 通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。■

配电网络规划 配电网络的规划是供电企业的一项重要工作，为了获取最大的经济效益，电网规划既要保证电网安全可靠，又要保证电网经济运行，所以配电网络规划的主要任务是，在可行技术的条件下，为满足负荷发展的需求，制定可行的电网发展方案。 1 负荷预测 网络规划设计最终目的是为满足负荷需求服务的，负荷的发展状况足以影响网络发展的每个环节。网络规划的发展步骤要以负荷发展状况为依据，使用各馈线负荷数据可以掌握负荷发展情况，将过去的负荷进行分析，掌握负荷的发展规律。要对负荷进行分析，确定最高用电负荷时间和负荷率，得出最高用电负荷时间和负荷值，这些数据是预测未来负荷的基本资料。配电网络规划可以使用两种常用的预测方法。外推法就是基于用电区域的历史数据，假设负荷发展率是连续变化的，根据原来的负荷发展率推移以后各时期的发展状况。在一个用电区域里，初期负荷发展比较快，但土地资源逐步使用，用电负荷逐步趋于稳定，负荷发展率从大到小变化，最终负荷达到饱和或稳步发展状态。但对于经济发展迅速的地区，负荷发展率并不是连续变化的，而是呈现跳跃式的增长，用外推法显得有一定的误差。而仿真法与外推法有互补的作用，仿真法是以用电区域每年的用电量为依据的，通过调查每个用电负荷类型和每个类型用户的数量来计算负荷预测值。任何负荷预测方法都不可能完全准确，当掌握更新的负荷发展数据后，就必须对原有的负荷预测值进行修正。 2 确定网络的系统模型 确定网络的系统模型，包括确定网络是采用架空线路还是电缆供电，确定导线截面大小，网络接线方式，负荷转移方案，网络中有关设备的选型，网络在运行期间遇到不适应要求时应如何进行改造，系统保护功能，配网自动化规划等。 (1)在负荷分散或发展缓慢地区应使用架空线供电。在负荷密度比较大、发展迅速或基于城市环境美化建设考虑，应使用电缆供电。 (2)导线截面大小的选择确定了导线的输送容量，要选择足够大的导线保证线路满足网络规划的要求，例如：负荷发展时期，不应经常更换导线截面。在线路故障时，可以将故障线路的负荷转由临近馈线供电，而不会过负荷运行。另外，导线截面的选择要保证线路末端电压降处于合格的范围内。在线路发生短路故障时也能承受故障电流。所以导线截面要比最大负荷电流所需的截面大，但同时截面的选择要符合经济原则，在导线输送容量与工程投资之间作比较。 (3)具有灵活接线方式的规划，可以使供电网络最大地发挥功能。对于架空线网络，最有效的方式，是将馈线与邻近变电所或同一个变电所的不同母线段的出线在线路末端联网，两回馈线也分别装上分段负荷开关和隔离刀闸。在其中一回馈线出现故障时，可通过分段开关将故障段隔离出来，对于电缆网络接线方式可以采用两回馈线组成互为备用网络，或采用三回馈线相互联络组成一个供电区域，其中两回带负荷，一回空载，作为两回负荷线的备用线。馈线之间可以组成大环网，一条馈线的负荷之间也可以组成小环网，形成大环套小环的形式。在负荷密集地区还可以建设开关站，变电所与开关站通过电源线连接，再由开关站向附近负荷供电，其作用是将变电所母线延长至用电负荷附近。 (4)制定负荷转移方案的原则是减少停电范围，尽量减少停电时间。在发现回馈线发生故障时，必须尽快查找到故障点，并将故障点前后的负荷转由邻近馈线供电，以使故障点的负荷隔离出去。 (5)国内外对各种电气设备都制定了详细标准，为设备选型提供了可靠依据。作为配网规划应选用运行效益好，损耗低，可靠性高，免维护的设备。对于开关设备应选用具备配网自动化功能，在设备中先安装配网自动化设备或者为以后发展预留空间。有些新型设备的购置费用虽然高，但运行可靠性高，故障率低，维护费用少，总体经济效益是相当理想的。 (6)配电网络规划在实施过程中随着负荷的发展状况稳定，在馈线负荷超出安全电流或没有足够的备用容量时，应该增加馈线，对用电区域的馈线正常供电范围进行调整。同时，配网规划内容也应作相应修改。 (7)为确保电网正常运行，必须建立健全的保护系统，在系统出现故障时，通过最少的操作次数将故障点隔离，保证非故障点尽早恢复用电。现在常用的系统保护方法有： ①用熔断器或过电流继电器实现过流保护，熔断器在超过熔断电流时自动熔断，迅速切断电流、保护用电设备，熔断器主要用于变压器保护。过电流继电器用于线路保护。 ②接地故障保护用于消除接地故障，对直接接地或通过不可调阻抗接地的系统，可以把电流互感器二次绕组接到接地故障继电器上，或者把过流继电器与接地故障继电器集中使用。对于中性点不接地系统或通过消弧线圈接地的系统，由于接地故障会造成系统电压和电流不对称，继电器可根据基本判据来确定是否控制相应的断路器动作断开。 ③单元保护，用于对系统中一个单元的保护，根据正常运行两侧电压相同的电路，流入的电流和流出的电流是相同的，通过比较两侧电流大小可以判断是否出现故障。但是单元保护要使用通讯线路，在保护线路太长的地方，很难将数据完整地集中起来进行比较。使用距离保护法可以打破这种局限性，在距离保护方案中，根据故障距离与故障阻抗成正比的原理，采用线路的电压和电流来计算故障距离。 ④自动重合闸装置的方法是利用继电器控制断路器去执行不同的跳闸与闭合顺序。线路中有大部分故障是可以自动消除或暂时性的，使用自动重合闸装置可以自动恢复供电。⑤电力系统中，有时出现运行电压远远超过额定电压值的情况，例如：开关操作瞬间或系统受雷击时，都会产生过电压现象。加强各设备绝缘强度和绝缘水平，或在网络中安装过电压保护设备，可以使过电压降低到安全水平，例如使用空气间隙保护或安装避雷器作保护。 (8)配电网络自动化管理系统是利用计算机网络，将自动控制系统和管理信息系统结合起来，建立系统控制和数据采集系统，为全面管理网络安全和经济运行提供依据。配网自动化系统的主要功能可以分成四个组成部分，第一是电网运行监控和管理功能，包括电网运行监视，电网运行的控制，故障诊断分析与恢复供电，运行数据统计及报告。第二是运行计划模拟和优化功能，包括配网运行模拟，倒闸操作计划的编制，各关口电量分配计划和优化。第三是运行分析和维护管理功能，包括对电网故障和供电质量反馈的信息进行分析，确定系统薄弱环节安排维修计划。第四是用户负荷监控和报障功能，包括用户端负荷和电能质量的遥测，用户端计量设备的控制，用户故障报修处理系统。 3 效益评估 配网规划经济效益评估，包括电网投资与增加用电量所产生收益的比较，以及为了使电网供电可靠性，线损率，电压合格率达到一定指标与所需投入费用之间的比较，采用投资与收益的研究可以确定使用那一种供电方式。 加快电力建设为地区经济发展提供了有利条件，但是电网投资与增加的用电量作比较，以此确定这些投资是否值得。所以电网投资要以分地区分时期发展，用电量发展快的地方相应电网投资也大，用电量发展慢的地方，相应电网投资也少一些。 对于用户来说，供电可靠性越高越好，但相应电网的投资也会大大增加。对于大用电量或重要用户，为确保有更高的可靠性，可以加大电网投资，因为减少停电时间可以同时减少用户和供电企业的损失。线损率是用来反映电能在电网输送过程中的损耗程度，公共电网中的损耗是由供电企业来承担的，通过对电网设备的技术改造，可以让供电企业直接得到经济效益。为了使供用电设备和生产系统正常运行，国家对供电电压质量制定了标准，对电压的频率、幅值、波形和三相对称性的波动范围作了规定。稳定的电压质量可以使供用电设备免受损害，让用户能正常生产，相比之下用户得到的好处会更多。