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摘 要 安全稳定是电网运行永恒的主题。长顺电网有110 kV变电站2座，35 kV变电站6座，主变总容量为168.95 MVA，无功补偿总容量为：29.6 Mvar。10 kV公用线路36回，10 kV线路全线总长度1167.47公里，其中电缆长度为：0.63 kM，架空线路1166.84 kM；柱上开关78台；专用线路15回。长顺中压配电网存在着电网结构薄弱、线路老化严重、电压越限、电力外送受限等问题。文章结合长顺电网现有运行方式。从完善电网接线、加强设备、无功电压运行维护等措施，提高长顺电网安全稳定运行水平。
关键词 中压配培电网；薄弱点；供电线路；负荷
中图分类号 R123 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）011-0223-01
1 中压配电网现状分析
1.1 网络结构水平
主干长度：
线路供电距离长短对供电质量有重要影响，在同等导线截面条件下，线路供电半径长则末端压降打，相应线损一般也较大，事故转松能力较低；反之末端压降降小，线损也较小。根据《技术规定》中对供电半径的相关规定，确认长顺电网内D类供电区主干长度宜控制在6 kM以内，F类供电区主干长度宜控制在15 km以内。
结合长顺电网实际，长顺电网D类供电区域线路长度超过6 km；F类供电区域有6回线路主干线路长度超过15 km，占改供电分区线路总回数的18.75%。
接线模式：
长顺电网10 kV公用线路接线模式以辐射型接线为主，共有18回，另有13回线路为单环网接线，5回线路为多分段两联络接线，环网率为50%，具备联络的线路中，有18回线路为站间联络线，占10 kV公用线路总数的50%。
1.2 负荷供应能力
线路可专供率情况分析：
可专供电线路：有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下，某回线路的变电站出线开关停运时，其全部负荷可通过不超两次转供电操作，转由其他线路供电，那么该条线路称为可转供电线路。长顺电网36回10 kV公用线路中有18回为有联络线路，其中18回线路全部满足可转供校验，占10 kV公用线路总数的50%。通过线路接线模式分析可知辐射型线路不具备故障转带能力，若计入18回辐射型线路，则长顺电网不满足转供电校验
10 kV公用线路为18回。长顺地区所有有联络线路均能满足可转供电校验。
配变负荷情况：
现状长顺电网重载10 kV公用配变有73台，容量为2710 kVA，占公变总数的7.83%，占公变总容量的5.13%；过载10 kV公用配变有19台，总量为840 kVA，占公变总台数的2.04%，占公变总容量的1.59%。配变重、过载使故障率提高，影响供电可靠性。随着负荷的发展，各供电区应对重、过载配变进行改造或新增配变，以满足今后负荷发展需求，同时，应加强对配变负荷的监控，以利于电网的安全、经济运行。
电压质量分析：
长顺电网36回10 kV公用线路中，有20回最低偏差电压低于额定电压7%以上，主要原因为主干线路过长、供电范围较大所致。应视线路的具体情况，选择性的采用接入其他变电站缩短供电半径、增加无功补偿装置、串联调压器等方式，提高线路电压
质量。
1.3 装备技术水平
配电线路：
主干截面：长顺电网中压配电网主干导线截面以电缆120 mm2和架空线150 mm2、120 mm2为主。长顺电网总体来看，架空截面基本符合导则规定，33回架空线中30回不满足要求，其中D类供电区截面在150 mm2及以下的4回，F类供电区在95 mm2及以下的26回。电缆线路导线截面符合导则规定。
绝缘化率及电缆化率：长顺电网10 kV公用线路以架空裸导线为主，主干架空线路绝缘化率为9.77%，电缆化率为0.17%；全线架空绝缘化率为5.13%，电缆化率为0.05%。
无功补偿设备装设情况：
长顺电网中压线路中有6回线路配置无功补偿，无功容量为0.7 Mvar。
2 现状存在的主要问题
2.1 网络结构水平
对于主干长度过长单线路负载率不高、线路供电区域负荷增长缓慢、通过建设变电站布点缩短供电半径代价太大的线路，可通过在线路上增加无功补偿装置、串联调压器等方式提高线路末端电压水平。
长顺电网10 kV线路已实现网络接线标准化率100%，环网化率50%。其中D、F类供电区存在辐射型线路18回，占线路总数的50%。规划中应视具体情况进行环网化改造，对于附近无其他电源点、形成环网接线需长距离架设线路而不经济、对供电可靠性要求不高的线路暂不进行环网化改造。
2.2 负荷供应能力
长顺电网36回10 kV线路中有18回线路为有联络线路，其中18回线路全部满足可转供电校验，占长顺电网线路总数的50%，若计入18回辐射型线路，则长顺电网不满足转供电校验10 kV公用线路为18回，占长顺电网线路总数的50%。
长顺电网内重载10 kV公用配变有73台，占公变总台数的7.83%，容量2710 kVA；过载10 kV公用配变有19台，占公变总台数的2.04%，容量840 kVA。
长顺电网内36回10 kV公用线路中，有20回最低偏差电压低于额定电压7%以上，主要原因是主干线路过长、供电范围较大所致。电网建设中应视线路的具体情况，选择性的采用接入其他变电站缩短供电半径、增加无功补偿装置、串联调压器等方式，提高线路电压质量。
2.3 装备技术水平
导线截面普遍低于导线导则规定。现状长顺10 kV电网中，架空线路截面大部分低于导则规定，33回架空线中30回不满足要求，其中D类供电区截面在150 mm2及以下4回，F类供电区在95 mm2及以下的26回。电缆线路导线截面负荷导则规定。
结合线路的负载率、运行工况、对负载率过高或者影响运行安全的小截面线路进行改造。
长顺电网以架空裸导线为主，主干架空线路绝缘化率为9.77%，电缆化率为0.17%；全线架空绝缘化率为5.13%，电缆化率为0.05%。长顺电网线路绝缘化和电缆化程度总体较低。
3 解决方案
3.1 网架结构方面
单幅射线路：通过环网化建设，现状存在的单幅射线路逐年减少。现状存在的单幅射线路逐年减少。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的单辐射线路由18回减少至9回，解决率为50%。未解决的9条线路主要供长顺农村地区负荷，负荷较小且分散，同时因线路途经大山、大河等地域，受地形限制不具备环网条件。
3.2 负荷供应能力方面
重过载配变：通过对重过载配变进行增容改造和新建配变转供重过载配变的负荷，配变的重过载问题得到了有效的解决。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的73台重载配变和19台过载配变全部实现经济运行，较大提高了中低压配电网的负荷供应能力，满足了负荷增长需求，降低了配电网的供电损耗。
3.3 装表技术水平
电压质量不合格线路：通过改造老旧及线路截面偏小的线路，优化线路供电范围，线路的供电能力和供电质量得到了较大提高。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的8回电压质量不合格线路得到了有效的解决。
高损耗配变：到2013年，现状存在的26台高损耗变压器全部得到了更换，提高了配电网运行的经济性。
电压偏低台区：通过新建台区转带现状重过载台区负荷，优化配变布点，装设低压台区无功补偿装置，提高了低压配电网的供电能力和供电质量。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的51个台区电压偏低的问题得到了有效的解决。
参考文献
[1]何仰赞，温增银.电力系统分析[M].武汉：华中科技大学出版社，2002.
[2]王新学.电力网及电力系统[M].北京：水力电力出版社，2006.
关键词 中压配培电网；薄弱点；供电线路；负荷
中图分类号 R123 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）011-0223-01
1 中压配电网现状分析
1.1 网络结构水平
主干长度：
线路供电距离长短对供电质量有重要影响，在同等导线截面条件下，线路供电半径长则末端压降打，相应线损一般也较大，事故转松能力较低；反之末端压降降小，线损也较小。根据《技术规定》中对供电半径的相关规定，确认长顺电网内D类供电区主干长度宜控制在6 kM以内，F类供电区主干长度宜控制在15 km以内。
结合长顺电网实际，长顺电网D类供电区域线路长度超过6 km；F类供电区域有6回线路主干线路长度超过15 km，占改供电分区线路总回数的18.75%。
接线模式：
长顺电网10 kV公用线路接线模式以辐射型接线为主，共有18回，另有13回线路为单环网接线，5回线路为多分段两联络接线，环网率为50%，具备联络的线路中，有18回线路为站间联络线，占10 kV公用线路总数的50%。
1.2 负荷供应能力
线路可专供率情况分析：
可专供电线路：有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下，某回线路的变电站出线开关停运时，其全部负荷可通过不超两次转供电操作，转由其他线路供电，那么该条线路称为可转供电线路。长顺电网36回10 kV公用线路中有18回为有联络线路，其中18回线路全部满足可转供校验，占10 kV公用线路总数的50%。通过线路接线模式分析可知辐射型线路不具备故障转带能力，若计入18回辐射型线路，则长顺电网不满足转供电校验
10 kV公用线路为18回。长顺地区所有有联络线路均能满足可转供电校验。
配变负荷情况：
现状长顺电网重载10 kV公用配变有73台，容量为2710 kVA，占公变总数的7.83%，占公变总容量的5.13%；过载10 kV公用配变有19台，总量为840 kVA，占公变总台数的2.04%，占公变总容量的1.59%。配变重、过载使故障率提高，影响供电可靠性。随着负荷的发展，各供电区应对重、过载配变进行改造或新增配变，以满足今后负荷发展需求，同时，应加强对配变负荷的监控，以利于电网的安全、经济运行。
电压质量分析：
长顺电网36回10 kV公用线路中，有20回最低偏差电压低于额定电压7%以上，主要原因为主干线路过长、供电范围较大所致。应视线路的具体情况，选择性的采用接入其他变电站缩短供电半径、增加无功补偿装置、串联调压器等方式，提高线路电压
质量。
1.3 装备技术水平
配电线路：
主干截面：长顺电网中压配电网主干导线截面以电缆120 mm2和架空线150 mm2、120 mm2为主。长顺电网总体来看，架空截面基本符合导则规定，33回架空线中30回不满足要求，其中D类供电区截面在150 mm2及以下的4回，F类供电区在95 mm2及以下的26回。电缆线路导线截面符合导则规定。
绝缘化率及电缆化率：长顺电网10 kV公用线路以架空裸导线为主，主干架空线路绝缘化率为9.77%，电缆化率为0.17%；全线架空绝缘化率为5.13%，电缆化率为0.05%。
无功补偿设备装设情况：
长顺电网中压线路中有6回线路配置无功补偿，无功容量为0.7 Mvar。
2 现状存在的主要问题
2.1 网络结构水平
对于主干长度过长单线路负载率不高、线路供电区域负荷增长缓慢、通过建设变电站布点缩短供电半径代价太大的线路，可通过在线路上增加无功补偿装置、串联调压器等方式提高线路末端电压水平。
长顺电网10 kV线路已实现网络接线标准化率100%，环网化率50%。其中D、F类供电区存在辐射型线路18回，占线路总数的50%。规划中应视具体情况进行环网化改造，对于附近无其他电源点、形成环网接线需长距离架设线路而不经济、对供电可靠性要求不高的线路暂不进行环网化改造。
2.2 负荷供应能力
长顺电网36回10 kV线路中有18回线路为有联络线路，其中18回线路全部满足可转供电校验，占长顺电网线路总数的50%，若计入18回辐射型线路，则长顺电网不满足转供电校验10 kV公用线路为18回，占长顺电网线路总数的50%。
长顺电网内重载10 kV公用配变有73台，占公变总台数的7.83%，容量2710 kVA；过载10 kV公用配变有19台，占公变总台数的2.04%，容量840 kVA。
长顺电网内36回10 kV公用线路中，有20回最低偏差电压低于额定电压7%以上，主要原因是主干线路过长、供电范围较大所致。电网建设中应视线路的具体情况，选择性的采用接入其他变电站缩短供电半径、增加无功补偿装置、串联调压器等方式，提高线路电压质量。
2.3 装备技术水平
导线截面普遍低于导线导则规定。现状长顺10 kV电网中，架空线路截面大部分低于导则规定，33回架空线中30回不满足要求，其中D类供电区截面在150 mm2及以下4回，F类供电区在95 mm2及以下的26回。电缆线路导线截面负荷导则规定。
结合线路的负载率、运行工况、对负载率过高或者影响运行安全的小截面线路进行改造。
长顺电网以架空裸导线为主，主干架空线路绝缘化率为9.77%，电缆化率为0.17%；全线架空绝缘化率为5.13%，电缆化率为0.05%。长顺电网线路绝缘化和电缆化程度总体较低。
3 解决方案
3.1 网架结构方面
单幅射线路：通过环网化建设，现状存在的单幅射线路逐年减少。现状存在的单幅射线路逐年减少。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的单辐射线路由18回减少至9回，解决率为50%。未解决的9条线路主要供长顺农村地区负荷，负荷较小且分散，同时因线路途经大山、大河等地域，受地形限制不具备环网条件。
3.2 负荷供应能力方面
重过载配变：通过对重过载配变进行增容改造和新建配变转供重过载配变的负荷，配变的重过载问题得到了有效的解决。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的73台重载配变和19台过载配变全部实现经济运行，较大提高了中低压配电网的负荷供应能力，满足了负荷增长需求，降低了配电网的供电损耗。
3.3 装表技术水平
电压质量不合格线路：通过改造老旧及线路截面偏小的线路，优化线路供电范围，线路的供电能力和供电质量得到了较大提高。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的8回电压质量不合格线路得到了有效的解决。
高损耗配变：到2013年，现状存在的26台高损耗变压器全部得到了更换，提高了配电网运行的经济性。
电压偏低台区：通过新建台区转带现状重过载台区负荷，优化配变布点，装设低压台区无功补偿装置，提高了低压配电网的供电能力和供电质量。通过电网建设，到十二五末期，现状存在的51个台区电压偏低的问题得到了有效的解决。
参考文献
[1]何仰赞，温增银.电力系统分析[M].武汉：华中科技大学出版社，2002.
[2]王新学.电力网及电力系统[M].北京：水力电力出版社，2006.