低电压治理示范剖析

配网“低电压”治理典型示范前言配网“低电压”是关系千家万户生活质量的民生问题，消除“低电压”是公 司履行社会责任和践行服务宗旨的基本要求，是供电企业迈向精益化管理的重要 标志。2010年以来，公司持续开展配网“低电压”专项治理，配网结构、装备 水平及配网综合管理水平显著提升，用户端供电质量明显改善，已累计解决2307 万户“低电压”问题。据统计，目前公司系统配网“低电压”主要集中在农村地 区，共有847. 6万户。为有效指导各单位开展配网“低电压”治理工作，提升治理成效，公司运检 部选取江苏、浙江、福建、北京、冀北、湖北、湖南、宁夏等单位25个典型案 例，编制配网“低电压”治理典型示范，旨在积累和传承“低电压”治理工作经 验，便于一线工作人员开拓思路，寻找差距，取长补短，为配网“低电压”治理 工作提供示范。配网“低电压”治理典型示范主要内容分为5部分：第一部分是典型运维管 理措施，包括调整配变分接头档位等6个典型案例；第二部分是变电站中压母线 电压治理，包括变电站压控调容无功补偿装置等3个典型案例；第三部分是中压 线路末端低电压治理，包括35kV配电化等5个典型案例；第四部分是配变台区 低电压治理，包括新增配变布点等9个典型案例；第五部分是配网“低电压”监 测，包括智能公变监测系统等3个典型案例。1 .典型运维管理措施11 .1调整电网AVQC系统控制策略12 . 2调整配变分接头档位23 . 3调整配变低压三相负荷44 .4维修导线及接头，降低接触电阻51. 5维修配变中性点接地装置71.6整治违约用电82 .变电站中压母线电压治理91. 1变电站压控调容无功补偿装置92. 2变电站10kV智能投切无功补偿装置123. 3 10kV SVG153 .中压线路末端低电压治理223.1 35kV 配电化223.2 10kV线路单向调压器273.3 10kV线路双向调压器291.4 配电网无功电压三级协调控制311.5 10kV快速开关型串联补偿装置334 .配变台区低电压治理354. 1配变新增布点355. 2在线滤油有载调压配变386. 3单相配电变压器437. 4自动调容调压配电变压器458. 5三相不平衡自动调节装置479. 6低压SVG装置5310. 7低压无功补偿5511. 低压线路动态电压电流调节器5712. 9低压线路改造625 .配网“低电压”监测641. 1电压监测点设置及数据召测645. 2智能公变监测系统656. 3配网业务综合管控平台661.典型运维管理措施1. 1调整电网AVQC系统控制策略1.1.1适用范围适用于安装有自动电压无功控制装置的变电站10千伏母线电压优化控制。1.1. 2具体做法（1）问题描述国网江苏淮安供电公司110kV古桑变20kV塘东2号线、梦兰线、科二线所 供工业用户反映晚上工业电动机无法启动和停机。经现场测量，晚间21点以后 负荷高峰期间，塘东2号线永帝工贸专变用户低压侧线电压346VoHOkV古桑变20kV段母线上有2条20kV线路，线路上有大量夜间工业用 电负荷。HOkV古桑变电所无功调节系统原先按照母线电压上限2L2kV,电压下 限20. 2kV设置进行电容器投切。晚上21点开始，20kV II段母线电压开始降低， 21:25,母线电压降低到19. 5kV左右图IT UOkV古桑变20kVII母电压曲线（治理前）（2）治理措施对llOkV古桑变电站电压无功控制策略进行调整，由原先逆调压（通过电压 上下限进行调压）改为动态调压（综合时间段及电压上下限等参数进行调压）。 白天负荷较轻时，设置电压上限2L2kV,电压下限20. 2kV：晚上21点至早上7 点，设置电压上限2L3kV,电压下限20.4kV,同时对功率因数及负荷变化趋势 参数进行相应调整。（3）治理效果nokv古桑变电站改为动态调压后，20kv II段母线电压波动相对平稳。晚间， 母线电压稳定在20. 4kV以上；20kV【段母线塘东2号线永帝工贸专变用户的低 压电压在395V左右，20kVU段母线科二线苏源矿业专变用户的低压电压在394V 左右。图1-1-2 llOkV古桑变20kVH母电压曲线（治理后）1. 2调整配变分接头档位1.1.1 适用范围适用于配变最大负教率低于100%,低压三相负荷不平衡度低于25%,配变分 接头运行档位不合理，存在配变出口低电压或者同一供电分区多户低电压的情 况。针对配变未超我且三相负荷平衡度较好的低电压问题，应首先查看配变分接 头档位是否合理，配变出口三相电压偏低，优先调整配变分接头调档，并对台区 首末端用户进行电压校核，确保其首末端用户电压质量均合格。1.1.2 具体做法（1）问题描述国网江苏连云港供电公司llOkV盐东变10kV东城线470号配变，容量为 400kVA,最大负教率为72%,低压供电半径为2501n，低压主干线截面为JKLYJ-185 绝缘导线，三相负载基本平衡。配变分接头共三档，运行档位设置在I档。该配 变所供多个用户出现低电压问题。现场实测配变出口电压：A相210.5V, B相211.7V, C相209. 6V,某低压用户在负荷高峰期最低电压为197. lVo.，：，,二：图1-2-1东城线470号配变低压接线图图1-2-2东城线470号配变负载率68（2）治理措施将该配变分接头档位进行调整，由I档调整为II档。（3）治理效果调整变压器档位后，配变出口电压稳定在221V；该台区末端用户电压均合格，最高电压为233V,最低电压为213V。图1-2-3东城线470号配变调档后配变出口电压曲线图1-2-4东城线470号配变调档后末端用户电压曲线1. 3调整配变低压三相负荷1. 3. 1适用范围适用于配变最大负教率低于100%,低压三相负荷不平衡度大于25%,某一相 低压线路上存在多个低电压用户的情况。针对三相负荷不平衡导致的低电压问题，应结合用电信息采集系统中的配变 负荷信息，分析三相负荷不平衡特征。负载较轻，但三相负荷不平衡较为严重的 配变，应优先调整配变低压三相负荷。1. 3. 2具体做法（1）问题描述国网江苏无锡供电公司本部民丰变任巷线刘潭（丁）配变，经测量电流值为: A:154A B:136A、C:287A,配变三相电流不平衡，C相负荷较重。该配变下C相 多个用户存在低电压，黄巷街道刘潭一村社区居民委员会（用户编号： 1111934223）,三相电压分别 242V、220V、199Vo图1-3-1刘潭（丁）配变低压接线图（2）治理措施将该配变台区C相3个非居民负荷切割至A、B相。（3）治理效果整改后,现场电压复测值为：配变出口, A相：222V、B相:222V、C相：221V。黄巷街道刘潭一村社区居民委员会:A相:219V、B相:219V、C相:219V。L4维修导线及接头，降低接触电阻1.4.1适用范围适用于因表计接线接触不良、低压线路接头接触不良，接触电阻增高，引起 个别用户出现低电压的情况。通常配变出口电压合格，同一供电台区内其他用户 电压正常。1. 4. 2具体做法（1）问题描述国网江苏无锡供电公司10kV团沆线中星湖滨城14#站1#所变的三相四线制 用户上海中星集团宜兴置业有限公司（用户编号：1113491397） B相电压持续越 下限。图1-4-1中星湖滨城14#站1#所变某用户电压曲线（治理前）该配变出口电压与其余用户电压均正常，用电信息采集系统中同一配变下各 用户电压情况如下:图1-4-2中星湖滨城14#站1#所变台区各用户电压情况（2）治理措施经现场勘查，该用户表计前空气开关B相导线虚接，立即实施整改。（3）治理效果整改后，经用电信息采集系统跟踪监测，该用户三相电压保持在225V左右, 恢复正常。1.5图1-4-3中星湖滨城14#站1#所变某用户电压曲线（治理后）维修配变中性点接地装，IEI1. 5.1适用范适用于因配变中性点接地不良导致配变出口电压偏低的情况。1. 5. 2具体做法（1）问题描述国网江苏常州供电公司10kV兴镇线小河中街配变（台区编号： 0490000017674）出口电压偏低。12月11日，该配变出口电压最小值为198. 6V, 电压曲线如下图：图1-5-1小河中街配变出口电压曲线（治理前）（2）治理措施根据用电信息采集系统数据显示，该配变电压存在长期越下限情况，且三相 电压差异较大。现场实测，该配电变压器出口电压为A相212V, B相223V, C 相232V,与现场表计数据一致，排除表计接线问题。停电后，经测量该变压器中性点接地电阻为24. 7Q,经分析确认为配变中 性点工作接地不良导致配变出口电压偏低。对该变压器接地装置进行维修，重新制作中性点接地线。（3）治理效果变压器接地装置维修后，配变中性点接地电阻为3. 8Q,经测量配电变压器 出口电压恢复正常，用电信息采集系统显示电压波动范围为218V-228V,符合标 准。图1-5-2小河中街配变出口电压曲线（治理后）1.6整治违约用电1.6.1 适用范围适用于因用户超报装容量违约用电引起的低电压问题。1. 6. 2具体做法（1）问题描述国网江苏苏州供电公司10kV化纤线汤浜村西沿头配变低压用户付建福（用 户编号：6495058066：合同容量：50kW）在2014年11月3日H时30分发生电 压越下限，电压为194V。该用户供电距离为215m,且该条分支线没有其它用户， 导线为LGJ-95mm2,接户线为35mm2铜线18m。用户电压、电流曲线图如下：图1-6-1汤浜村西沿头配变某用户电压、电流曲线（2）治理措施经查，该用户有多台塑料造粒设备，设备总负荷达lOOkW,电压越下限时用 户用电容量需求达84kVA,超过合同规定容量，用户超报装容量用电引起电压降 低。对该用户开展违约用电整治，合理限制负荷。（3）治理效果整治后，该用户电压已符合标准。现场实测：A相214. 9V、B、C相均为223V。 用电信息采集系统电压曲线如下：图1-6-2汤浜村西沿头配变某用户电压曲线（治理后）2.变电站中压母线电压治理2. 1变电站压控调容无功补偿装置2.1. 1原理及适用范（1）原理传统无功补偿装置是通过投切电容器来补偿无功，压控调容无功补偿装置是 在电容器前面串一台自耦调压变，在电容器组固定投入的情况下，根据 0=比2原理，通过压控调容装置改变电容器组的端电压，从而改变电容器组 注入电网的无功功率，实现精细的无功补偿目的。假设电容器组的额定容量为 Qm调压器的电压调节范围为0.6UcUc （Uc为电容器组的额定电压），调压器档 位为9档，每档调节电压相差5% 则各档对应的电容器组输出容量如下：表2-1-1压控调容无功补偿装置输出电压与输出容量关系表档位123456789端电压（Uc）0. 6Ucx0. 65Ucn0. 7Ug0. 75Ucx0. 8Ucx0. 85Ucn0. 9Ucx0. 95UcnUg输出容量（Qc）0. 36Qcx0. 42QCX0. 49Qc0. 56Qcx0. 64Qcx0. 72GL0. 81Qcx0. 90QcnQg（2）适用范围单组电容器容量大、投运率低，无功波动大的变电站。2. 1. 2具体做法（1）应用数量压控调容无功补偿装置在全国应用超过300台。（2）影像资料图2-1-1压控调容无功补偿装置2. 1. 3治理效果（1）问题描述国网浙江丽水供电公司城北35kV变电站有两台主变，并列运行，每台容量 10MVA,共装有两组电容器成套装置，其中1#电容器组容量为3600kvar, 2#电容 器组容量为2400kvar。变电站所带负荷主要为农村负荷，还有小水电等分布式电源，季节性强，日 负荷变化大，两组电容器利用率低，投入时过补，退出时欠补，电容器投切频繁, 无功补偿不精细，同时，由于单组电容器容量较大，在投切过程中对电网冲击大, 严重影响10kV母线电压稳定性，导致主变分接开关频繁动作。（2）改造措施在变电站原有的3600kvar电容器前端串联一台调压器，通过改变电容器的 端电压来调整无功输出的大小，调压器调压范围60%100%,另一套2400kvar 集合式并联电容器作为固定补偿，两组电容器通过控制器实现自动控制。当系统无功缺额较小时，投入改造后的3600kvarSVQR设备，控制器根据系 统无功缺额大小分9级进行自动精细调节。当系统无功缺额较大时，控制系统可 根据需要再投入2400kvar的电容器组。该方案原有的电容器、电抗器、隔离开关和放电线圈等一次设备能够继续使 用。（3）改造效果表2-1-2改造前数据采集时间系统电压（kV）系统电流（A）功率因数无功缺额 （Kvar）07-07-03 08:0110.01131.00. 831285. 007-07-03 09:0610. 06102.00. 831068. 007-07-03 10:0210. 13098.20. 86889.007-07-03 11:2510. 15098.20. 85916.007-07-03 12:1310. 20092.20. 86924.007-07-03 13:1910.21090. 10. 88763.007-07-03 14:2810. 23090. 10. 84529.007-07-03 15:3610. 26085.20. 84821.007-07-03 15:3110. 31065.00. 83647.007-07-03 16:1410. 30075. 40. 85529.007-07-03 17:1210. 20070. 10. 84678.007-07-03 18:1010.21070.00. 84678.007-07-03 19:2410. 19080.30. 88680.007-07-03 20:2610. 13084. 60. 88556.007-07-03 21:0910. 09096.20. 85898.007-07-03 22:0110. 22062. 10. 90485.007-07-03 23:1110. 20070. 10. 88678.0表2-1-3改造后数据采集时间系统电压(kV)系统电流(A)功率因数无功缺额 (Kvar)07-09-10 02:1910. 35063.00. 990. 0607-09-10 02:2210.31063.00. 990. 0507-09-10 06:2010. 29068.00. 990. 1607-09-10 06:4610. 29078.00. 960. 3707-09-10 06:5910. 35081.00. 980. 3007-09-10 07:2510. 33091.00. 970. 4007-09-10 07:2910.31106.00. 980. 3907-09-10 08:1710. 39113.00. 990. 3207-09-10 08:5510. 23088.00. 990. 1507-09-10 09:1710. 33111.00. 990. 3307-09-10 09:2610. 34084. 00. 960. 3007-09-10 09:3210. 49113.00. 990. 3007-09-10 11:3510.51100.00. 990.0107-09-10 11:5110. 39100.00. 990. 0707-09-10 11:5510.51090.00. 990.0107-09-10 12:0110. 53085.00. 990. 0707-09-10 12:0810. 53080.00. 990. 0907-09-10 12:1210.61076.00. 990. 1207-09-10 12:1910. 57073.00. 990. 0807-09-10 14:0710.41096.00. 980. 3207-09-10 14:5210. 35086.00. 980. 2707-09-10 15:0510. 19098.00. 990. 2007-09-10 18:2410.33095. 60. 980. 35从改造前后数据对比分析看，无功补偿设备改造后，电容器的利用率提高了， 特别是在系统无功需求较小时.，还能充分发挥无功补偿的作用，功率因数大部分 时间在0.98以上。采用调压器对无功进行调节，调压器档位多，电容器端电压 改变小，单次无功调节量低，对电网电压影响小，避免了主变分接开关的频繁动 作。由于无功补偿调容方式的改变，电容器开关柜投切次数大大减少，电容器合 闸涌流和操作过电压的次数也随之减少，延长了开关柜和电容器成套装置的使用 寿命。电容器长期处于低电压下运行，对电容器的安全运行更加有利。2.2变电站10kV智能投切无功补偿装置2.2.1 原理及适用范围(1)原理变电站10kV智能投切无功补偿装置采用品闸管阀与接触器并联的形式，串联后接入断路器投与并联电容器组之间。利用晶闸管控制电容器投切瞬间暂态过程出现的涌流、过压与拉弧，有效抑制暂态冲击，主接线方案见图ABC智能投常规断路器 (保护用)无功补 偿装置图2-2-1智能投切装置主接线方案开关正常运行时断路器闭合，智能投切装置代替断路器接受VQC或(AVC)命令智 能过零投退电容器，做到在电压过零点投入电容器且在电容器切除时真空交流接 触器不会拉弧的技术特点，限制暂态过程，有效减少暂态冲击电压和电流，减少 频繁的电容器投切导致的电网设备、补偿电容器、变频设备等的故障。(2)适用范围适用于无功波动大，需频繁投切电容器的变电站。2. 2. 2具体做法2012年3月23日在国网浙江丽水供电公司HOkV岩泉变1#电容器间隔投入 运行，实测最大涌流倍数1. 83,平均涌流倍数1. 77,提升10kV母线电压合格率, 投运至今未发生故障，实现电容器及其开关零缺陷，有效抑制了电容器频繁投切 产生的暂态冲击，显著提高了电容器和投切开关的使用寿命”2*装2?外观1&2,强置背面图内部培构关键技术图2-2-2智能投切装置外观及现场安装图目前在llOkV岩泉变、金溪变分别安装投运2组，共4组，运行情况良好,免维护。与普通断路器投切电容器比较优缺点见表2-2-lo表2-2-1变电站10kV无功补偿设备智能投切装置优点产品功能可靠性断路器投切并补同时改善功率因数电容器开关、电容器易损坏智能投切装置并补同时改善功率因数过零投切，稳定良好2. 2. 3治理效果time(ms)图2-2-3应用前投切电容器的10kV母线电压波形100015002000250030003500time(ms) 图2-2-4应用后投切电容器的1 0 kV母线电压波形表2-2-2实施前后效果对比序号实施前实施后1电容器、电容器断路器缺陷频发，平均 每年每组电容器间隔缺陷3起到目前为止，电容器、电容器 断路器零缺陷2功率因数0.9功率因数提高至0. 95310kV母线电压合格率99.通10kV母线电压合格率100%2. 3 lOkV SVG2. 3.1原理及适用范围（1）原理10kV SVG属于电力系统电能质量和大功率电力电子技术领域。装置以链式H 桥大功率电压逆变器为核心，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值的关系来 确定输出功率的性质与容量，并具有如下特点：1）实现感性无功和容性无功的连续平滑双向快速调节。2）链式结构可以降低功率器件的开关频率，大大降低开关损耗，运行损耗 小。3）大功率部分采用IGBT核心器件和分相瞬时电流控制方法，装置响应速度 快；可以有效治理闪变和防止电压跌落。4）采用模块化结构设计，安装、调试工作量小，免维护。5）主回路采用H桥级联，装置产生谐波电流小。主电路图如下：图2-3-1链式SVG主电路结构图SVG通过调节输出电压幅值和相位与系统电压幅值和相位的关系来确定输 出无功功率的性质与容量，当其幅值（和相位）大于系统侧电压幅值（和相位） 时输出容性无功，反之，输出感性无功，其无功控制原理如下：Xuf/ ：容性运行模式Ui Us超前的电流25SVG发出连续可控无功图2-3-2 SVG无功补偿工作原理示意图SVG装置是将VSC通过电抗器或连接变压器并联接入电网，根据控制目标的 要求和指标，适当地调节VSC交流侧输出电压的幅值、相位或者直接控制其交流 侧电流就可以使SVG连续可调输出100%超前或100%滞后无功，从而促使系统电 压稳定、功率因数提高。SVG控制器通过指令电流运算电路（也称之为谐波和无功电流检测电路）检 测出补偿对象电流中的谐波电流分量，然后，补偿电流发生电路根据指令电流运 算电路得出的补偿电流的指令信号，产生实际的补偿电流，补偿电流与负载电流 中要补偿的谐波电流抵消，最终得到期望的电源电流。SVG谐波补偿时可看成一 个高阻抗高次谐波电流源，它的接入对系统阻抗没有影响，能自行适应被补偿线 路所需补偿谐波电流的需要，不存在过补偿和过负荷的问题；同时.,还能防止系 统与电容器组之间可能发生的并联谐振。当SVG补偿谐波时，只需要在补偿电流的指令信号中增加与负载电流的谐波 分量反极性的成分，就可以实现补偿负教谐波的目的，其工作原理如下：系统电流负载电流QNSVG图2-3-3 SVG谐波抑制工作原理适用范围适用于变电站背景谐波大，电容器无法投运以及电缆出现多，无功潮流变化 大，需增设并联电抗器的变电站。SVG装置主要实现以下功能：1）以功率因数控制为目标，能提供连续的感性到容性的无功补偿；2）提供恒电压控制功能，抑制系统过电压，改善系统电压稳定性；3）在负荷侧，抑制电压闪变、补偿负荷不平衡、提高功率因数、改善电能 质量、补偿负荷谐波；SVG装置提供五种运行方式，见表2-3-1,设定范围为15： 1恒无功控制;2电压无功综合控制；3系统无功控制；4负荷补偿；5暂态电压控制。表2-3-1 SVG运行方式方式名称说明1恒无功控 制方式该方式用于控制装置输出无功，控制目标为装置输出恒定大小的无功。 通过这种方式可以测量装置跟踪无功的准确性和阶跃响应速度。2电压无功 综合控制将考核点电压稳定在一定水平的场合。装置通过调节其无功输出优先 使考核点电压稳定在用户设定电压目标值或设定范围内：电压合格后 再控制考核点的无功或功率因数。3系统无功 控制该方式用于控制系统侧无功，控制目标为考核点的无功或功率因数的 目标或范围。4负荷补偿该方式下，装置通过检测负荷或系统侧电流自动调节装置电流输出， 以提高系统或负荷电流的电能质量。有二个配置项可任意选择：补基 波无功、补负序和补谐波，补谐波可选择相应谐波次数的补偿功能。5暂态电压 控制该方式用于快速调行系统故障引起的母线电压跌落或突升。暂态控制 使能后，当监测到系统发生PCC或系统电压跌落、突升时，系统将立即发出满容性或满感性无功来支撑或降低电压，以维持暂态电压的相 对稳定.2. 3. 2具体做法（1）背景liokv东山变电站位于浙江丽水缙云县新碧工业区，已有1台变比为 110kV/35kV/10kV,容量为50MVA的主变压器。35kV母线含东碧线、新航线、欧 铺线、备用线共4回出线，后期考虑接入龙蒲3154线；10kV母线含金宏线、光 鹰线、备用线等共16回出线。llOkV东山变供区为工业园区，负荷以电弧炉、 中频炉、玻璃熔炼炉等高能耗冲击性负荷为主，且多为非线型负载，导致系统谐 波污染严重；同时，实施了峰谷电价后，部分企业集中在低谷时段用电，造成了 电网日电压波动大，对电网的冲击和电能质量污染也日趋严重。为改善电能质量，提高变电所功率因数，节能降耗，东山变#1主变压器的 10kV母线上原先配置了 2组补偿容量为4. 2Mvar串联6%电抗器的电容器组，但 由于负教影响，背景谐波中213各次谐波尤其是2、4、5、7次谐波含量严重超 标，一直未能投运，极大地影响了片区的供电质量，此外，规划2013年龙蒲3154 线接入东山变电站,但测试计算分析其3、5、7、14、16、18、20、21、22、24 次谐波含量也严重超标，用户也采取了一系列电能质量治理，但效果不理想。谐 波危及系统安全，易引起电容器谐振，严重的谐波过电压及过电流将导致电气设 备的损坏、增加变压器损耗和网损，并且谐波易引发继电保护误整定事故。综上 分析，针对东山变电站的负荷特性，决定进行集中动态无功补偿及谐波治理。考虑综合性价比、稳定性、安全及可行性，llOkV东山变电站采取在主变10kV 侧增加一套动态无功补偿及谐波治理装置（SVG）,并对原有电容器组进行合理改 造，二者配合，既能动态跟踪抑制系统313各次谐波电流，乂能动态补偿系统 无功，从而实现变电站电能质量综合治理。（2）东山变10kV母线电能质量综合治理方案设计东山主变10kV侧，增设一套5Mvar的SVG,与原有的电容器配合使用，改 造后的补偿装置一次系统接线图如图下：10kV母线图2-3-4东山变一次系统接线图从设备可靠性角度分析，正常情况下SVG设备投入后就不退出运行，不会出 现电容器组频繁投切，对配套的10kV开关的要求很低，不需要配备特殊的电容 器开关，且其自身和开关的故障率非常低，基本是免维护的。普通电容器组不仅 需定制特殊的防止电弧重燃开关，还需维护熔丝、空抗、电容器等，设备可靠性 不同。SVG设备的兼容性好。SVG设备占地与普通电容器组基本相同，无论是与原 来的电容器组配合，还是外来的谐波源参数或系统参数变化，都不会影响其正常 运行。控制方式也很灵活，可以自己控制，也可交由调度AVC控制，甚至直接控 制其他无功设备；通过模块化设计，后期的改造及升级也很方便；在需要增设并 抗的变电站，更能体现其优越性。SVG工程布置图及现场照片如下：图2-3-5东山变SVG布局图图2-3-6东山变SVG工程现场图2. 3. 3治理效果改造前东山变母线电能质量测试数据情况见表2-3-2. 2-3-3o表2-3-2改造前东山变母线电能质量测试数据电能质12统计报表（电流）】原,南龙殳葭泄力队15:0:0 5 20D3-4-23 15:0:0笈/MB713154电袖35 KVFTi而 000|C7i1120.00.150.00 n工余个理修容生，智q.co ru2.M ra供电我或，40. CO WCX工品A相B相c势由侬1A)ICT. J?4-iVb1M.22i IB143. 589sMi g 210. 00ptjfg 0. 000.00团4值 0.003 qIC7.C0+XVE?IM.56或彳 149.57IM.圻2S区 00st. ag51.QI5&七达0. 000, d)0,000.0)R格SP.3T$& 91645gS&95，工格1.11J2. l1.320.C1L830. 000. 000.000.00针桁J.790.700. HL391.匕1.06. 35I&221&Q61&952.H62G.5621.08ic n24.40. 000. 000.000.00士格2A6419.99U. 302工31XX1.1C61.701.030.M1.410.000. oo0.00O.CD合相2.311.010.161.63不宫格1,刎16-9E4.701.B1LG20. 000. 00o.oa0.006格9.73Z.B1B.29一.塔1.138XIT2622.09X01不百楮0.00o. ooO.W0.00合格区262551.73X10Thhf4M90.68(1300.11(L48分80. 000. 000.000.3竹恪0.450.21(loi0.35台&1.12101.431.01& 661.24不忘格0. M0. M0,000.00畲桁1.15(1611,06不台精D.36I!2321.290.101.960. 000. 000.000.3母格1.911.00o. n1.88逆1.321?(14。& 25&14831计的0f no0. 00O.njO.no代桁&.J65 110,06& 23底的D.7IL31.390.310.010.560.W0.000.00O.W甘格1.11&63a 30961.2CK 51a 23CU613台&0. 0. CQO.noo.no代桁0,480,21&ITU31方希加60150.714280.090.390. W0.000.000.00它格5528反。&38寸将(U916D.E10.15o.aeD.2B底曾0. 000. 000.000.00*看0.430. H0.09Q.2B油0.52L?(LQO0-U0.08a 2,匕珞0.Wo.w0.000.00匕格O-as0-110-060.30srU0.99IAJU0.20D.OB0.05D. 10片酸0. 000. 000.000.00曾格a. io0.010.06D.OB意救0.47190.22a toa os(L 180. (00, (i)o.coO.CO匕格0.260.13(LOT(L 190.33200. 10.010.060.09百桁0. 000. 000.000.00言桁o. u0.010.06D.OB6折0.4121a 35(LOTa 05(L 09台杉0. (1)0. (I)0.0)O.CCa i5(LOTa 06a 09台杨0.4$220.3?0.060.05D.OB士格0. 000. 000.000.00士格0. H0.010.00D.0&士格0. 3323a t60.08a 05di2台咎0.000. oo0.00O.CD合相a. 24a. io0.06(LI5台&0.74240.090.060.050.06台珞0. 000. 000.000.00frIS0. DD.010.060.07才珞0.16为a io(i (ITnn or斤/0, ftn, mo.noBE6精a io。nia耐n ns书ft.nP表2-3-3电压波动情况电能质呈统计报表（功率）II盾校|战出砾2008-4-22 15:0:0 荃 2005-4-23 15:0:0检渊线路1龙藩31g蝇等热35职FTt350.001120.00260. oo m融小理3s容贯：214.0。WA2 I7A供电依芬容出：40. co m琢爹彼8?尢0平均佰笳小一95%ffi国防值aru瓣也J50.0560.0149.9550.030.2合格三电电区不平常皮（）0.500.2&W0.1?0.402.00合格叁时间砥 A相0.560.020.000.200.90白梏D相0.570.020.000.190.90合格C电0.500.020.000.190冷合格A相0.290.020.00.?：0.70食格B甫0.220.020.000.210.70合格C电0.260.020.000.210.70合格A 相B 相C 相坦标值财伯ai电站怆廷保Tfeffi审上名结论结论5 (%)9055.60皎6.w8573.50不白枪9256. TO$027.310750.20不自610035.009193.54$490.co不含名10下微差（%）0.000.00.00不创60.000.000.00不合格0.000.00O.CO不合卷10上保专1届一相）（%）9429.0091gL 538922.SO不创3见 56sS S C i/ s S C S 66PkPPFbPPFP寸寸寸PFPPFFPFb寸 1rsl EPS9r*86OI7EPS9N86OIZ m0。0。000。1111111111rrsi2014-05-04 A 相电压2014-04-04 A 相电压11 3-1-4祥华后田村W0446台区出口电压情况(6)祥华35kV后田变配电化工程新建35 kV后田变配电化工程，35kV部分：利旧迁移建设35kV变压器 (6300kVA) 2分，新增2组隔离开关；2组35KV避雷器，2台真空开关，避雷 针1根，接地1套：35kV线路利用35kV郑芦线路走廊延伸建设单回线路0.3公 里，导线型号LGJ-95/20,避雷线为单地线，型号GJ-35。10kV部分：新建2回10kV间隔出线2. 3公里，新增真空开关3台、刀闸8 组、避雷器4组。现场效果见图3-1-5。图3-1-5祥华35kV后用变配电化现场图3. 1. 3治理效果2014年9月25日，35kV后田变配电化建设投运后，新投运2回10kV线路 分割10kV美西线负荷。原后田村10kV线路供电半径由16. 242公里缩短为6公 里，同时10kV美西线供电半径也缩短为7. 6公里。10月份“秋茶”制作期间，68新寨村、后田村22台配变816户用户的“低电压”问题得到彻底解决。(1) 10kV线路末端电压情况5月4日，春茶制作期间在10kV美西线11. 59公里处的寨片支线#25杆10kV 电压为7.61kV；当天10kV维持在7. 61 kV -10. 72 kV,电压波动范围大。35kV配电化建设后，该处供电半径为3.1公里。10月8日“秋茶”期间该 处最低电压为9. 75kV, 10kV电压维持在9. 75 kV -10. 52 kV, 10kV末端电压提 升明显。巴由 吊77 段17 。二 7 WO7 吊61S一 81 吊91 遹 0愚 曷 。昌 XI丁 。虑I S图 00 S# 0-20X。 ooeo SLSO 。30 d sg3 吊10 sbo。 000015059585 110.19,&7.1 3-1-6 10kV线路末端电压情况(2)后田村W0446台区春、秋茶期间出口电压情况35kV配电化建设后，10月8日“秋茶”制作期间配变出口最低电压达到228V, 较5月4日“春茶”最低电压175V提高30%；全天电压位置在228V-240V期间, 电压合格，未再出现低电压情况。段S 发TZ 笠5 发61 T笠S :毁匚 T发91 T一1 一段2 -一迨二 T)笠二 TSPOI T笠6。 T.060 r,.SDNO T毁90 W笠8 -e WS 迨3T段Z0 干M 或S 或0。O 55月4日A相电压 10月8日A相电压图3-1-7后田村W0446台区春、秋茶期间出口电压情况（4）国网福建安溪供电公司目前建有12座35kV配电化站，35kV变压器34 台，10kV出线40回，大大缩短了 10kV线路供电半径，累计解决了 765台配变 约1. 35万户用户制茶期间的低电压问题。2014年，国网福建安溪供电公司共有598台配变（其中244台配变出口低 电压）和5027户电压低于190V； 65%的低电压为制茶期间负荷高峰引起。通过 35kV配电化建设，新建仙景和后田2座35kV配电化站，新投运18回10kV线路 80. 2公里，新建及改造低电压台区147台，用户3281户。3.2 10kV线路单向调压器3. 2.1原理及适用范（1）原理10kV线路单向调压器通过检测调压器输出端电压，与基准电压进行比较， 当调压器输出端电压高于（或低于）基准值时，延时动作有教分接开关内的电动 机运转，带动分接开关从一个分接头切换至另一个分接头，从而改变自耦变压器 的变比以实现有教自动调压。图3-2-1单向调压器原理图（2）适用范围电压波动大或压降大的10kV单向辐射型线路；主变不具备调压能力的变电 站（调压器串联安装在主变出线侧）o3. 2. 2具体做法（1）应用数量调压器在全国应用超过2000台。（2）影像资料图3-2-2单相调压器安装示意图4. 2. 3治理效果（1）问题描述某10kV单向辐射型线路，线路供电半径较大，每年6月至9月用电负荷高 峰期，主干线末端用户380V侧电压仅260V左右。（2）改造措施在该线路适当位置安装10kV线路单向调压器一台。（3）改造效果线路负荷较低时（线路电流为53A）,调压器输入端电压为9. 3kV,输出端电 压为10.32kV,调压器处于3档，经调压后线路电压上升了 L02kV；负荷较重时 （线路电流为151A）,调压器输入端电压为7.58kV,输出端电压为10.04kV,调 压器运行在6档，经调压后线路电压上升了 2. 46kVo通过该调压器一个月输入及输出电压曲线（如图3-2-3）,可以看出，安装 调压器后输出电压较输入电压提高了 l-3kV,输出端电压基本维持在10kV左右。 季节性负荷波动造成的“低电压”问题基本得到解决。一切人电儿一输出电乐二 CEO 9 二 E0 6二1Q