桐鄉配電網20 kV升級改造的實踐

（桐鄉市供電局，浙江桐鄉314500）

桐鄉配電網20 kV升級改造的實踐

曾建梁

（桐鄉市供電局，浙江桐鄉314500）

桐鄉配電網從2010年開始進行20 kV的升級改造，至今20 kV配電網已經初具規模。對桐鄉20 kV配電網升級改造的主要技術原則進行闡述，同時對20 kV配電網2011年運行情況進行分析，從而提出了后續升級改造的相應改進措施。

20 kV；配電網；改造

0 引言

隨著社會經濟的快速發展，配電網的建設規模也在不斷擴大，城市配電網供電能力不足與空間資源緊張的矛盾也日益嚴重，成為制約配電網發展的主要因素。為適應國家節能減排的戰略要求，提升配電網的供電能力與適應性，降低電網損耗和供電成本，減少電力設施占地資源，經國家電網公司批準，桐鄉電網從2010年開始進行全境20 kV建設與改造試點工作。目前已建成洲泉鎮域、桐鄉開發區部分區域的20 kV供區，20 kV負荷達16萬kW，占桐鄉電網中壓負荷的19%，20 kV中壓配電網已初具規模。

在對20 kV配電網運行進行分析的基礎上，探討桐鄉20 kV配電網升級改造的相關技術原則，可為后續升級改造以及其他地區的推廣應用提供參考。

1 20kV配電網建設的必要性

20 kV配電網的建設是桐鄉電網和地方經濟發展的需要，其必要性主要有以下幾個方面：

（1）土地空間資源限制的必然結果。2010年桐鄉最大負荷960 MW，預測2030年最大負荷可達到2 790 MW。按照以往的發展模式，桐鄉電網到2030年將規劃220 kV變電站8座、110 kV變電站43座，即在目前基礎上增加1倍以上的變電站和近2倍的高壓線路走廊。這對于桐鄉這個平原地區來講，以這樣的電網建設模式，難度很大，對當地的國民經濟發展影響也很大。

（2）提高供電可靠率和電壓合格率。2009年桐鄉城鎮供電可靠性99.987%、戶均停電1.14 h、電壓合格率99.87%；農村供電可靠性99.786%、戶均停電18.78 h、電壓合格率99.43%。而2004年中壓采用20 kV并全部實現了配電自動化（DAS）的韓國，2004年供電可靠性99.9964%、戶均停電18.9 min、電壓合格率99.9%。

（3）優化中壓配電網網架。桐鄉原有10 kV配電網絕緣化率低（僅23%）、環網率低（僅71%）、每條線分段數低（平均1.32段/條）。如果不進行20 kV升級改造，10 kV配電網也需要優化。因此通過20 kV改造，同步進行網架優化，按照要求增加分段開關（按配網自動化選型），提高環網率和絕緣化率。

（4）新形勢下客戶供電的需要。桐鄉近年來新增客戶用電平均報裝容量逐年提高，10 kV供電容量超過8 000 kVA一般需要考慮35 kV或110 kV供電，不僅企業投入成本高，而且企業接入電網的高壓走廊也將影響城市的發展。

2 20kV配電網改造的技術原則

桐鄉在20 kV配電網升壓改造過程中，盡可能利用原有10 kV存量資產。根據國家相關的技術要求和浙江省電力公司《10 kV配電網升壓至20 kV改造技術原則（試行）》，結合對設備改造的研究，現有主要10 kV設備利用情況如下：

（1）10 kV桿塔可在20 kV線路中使用（12 m以下桿塔除外）；規劃的干線按照絕緣線改造（原10 kV絕緣線不更換），支線導線保留（截面不足除外）；更換絕緣子、避雷器及原有10 kV電氣設備。

（2）按照浙江省電力公司相關技術原則，20 kV系統采用中性點有效接地系統。根據測算[1]，約有90%以上10 kV線路可以升壓至20 kV正常運行，10 kV電纜經評估和試驗合格后即可升壓；所有的電纜頭、中間接頭等電纜附件應相應更換為20 kV電壓等級；10 kV全絕緣電纜分支箱、電纜對接箱基本滿足20 kV電壓等級要求。

（3）10 kV開關柜通過增加絕緣板等方式增強絕緣水平，同時更換電流互感器（TA）、電壓互感器（TV）等設備后，可以實現升壓改造。開關柜改造后經權威機構試驗合格，改造費用僅為購買新柜的1/4左右。

（4）通過更換線圈、采用新型絕緣材料等方式，已經實現10 kV油浸式配電變壓器（簡稱配變）的改造，并通過權威機構的試驗，改造費用為現有變壓器價格30%左右。但對S7系列及以下高損耗油浸式配變、運行時間超過15年以上油浸式配變、干式配變采取直接更換方式。

（5）環網柜設備中，如北京ABB的SAFE型柜等原按24 kV標準設計，設備可以進行局部升壓改造（僅更換原10 kV的TA等設備）。

（6）箱式變壓器箱內的配變型式若為普通油浸式配變的，可以升壓改造；若為干式變、非晶合金變、卷鐵芯油變之一的，不能作等容量升壓改造，應更換為新的20 kV電壓等級的配變，配變尺寸應和原箱體尺寸相協調。高壓環網柜若是按20 kV設計制造的，可以進行升壓，否則需要更換。

3 20kV配電網運行分析

到2011年9月底，已投運110/20 kV變電站10座，主變壓器（簡稱主變）容量100萬kVA；投運20 kV線路62條，長度400 km；專用變壓器（簡稱專變）280臺容量137 305 kVA；公用變壓器（簡稱公變）210臺共5 600 kVA。20 kV配電網設備占中壓配電網的15%左右，通過2011年9個月的運行，20 kV配電網在提高供電能力、優化網架等方面效益顯著，但也發現了不少問題，分析如下：

（1）20 kV配電網跳閘次數較10 kV明顯增多。2009年、2010年中壓配電網跳閘次數分別為165次、234次，2011年前9個月10 kV配電網共跳閘98次、20 kV配電網共跳閘166次。2011年雷季時間相對較短，但前9個月中壓配電網已跳閘274次，比前2年跳閘次數多，其中占中壓配電網設備比重15%的20 kV配電網跳閘次數卻占了61%。

（2）20 kV配電網系統中性點小電阻接地方式下，零序跳閘次數比例大。2011年前9個月，20 kV零序跳閘共計135次，占全部20kV跳閘次數的81%，主要原因是20 kV系統中性點小電阻接地方式（大電流接地系統）下，單相故障造成的弧光無法自熄，必須通過保護跳閘，20 kV配電網跳閘次數統計見圖1。

圖1 2011年桐鄉20 kV配電網跳閘分月統計

（3）20 kV配電網跳閘季節性強。1月、2月、6月、7月、8月和9月跳閘次數最多，其中8月達52次；其他月份相對較少，其中4月僅1次。2011年前9個月中，10 kV配電網跳閘主要原因是雷擊，共48次占比49%。20 kV配電網跳閘中，原因不明的共75次，占比45%；鳥害原因共53次，占比32%；雷擊原因共34次，占比僅20%。通過故障錄波器的分析，故障巡線原因不明的故障相基本為下側導線，經過現場查看，結合鳥類習性（桐鄉地區較大型的鳥類主要是喜鵲，1—3月為喜鵲做窩期，6—8月為小喜鵲長大期），基本判斷為鳥害。

（4）20 kV配電網跳閘巡線無異常的比例大。有占45%的20 kV零序跳閘巡線后無異常，這主要是因為在中性點小電阻方式下，單相接地動作時間短且故障電流較相間故障小。從保護記錄上查到，一般20 kV零序跳閘動作電流為2.6 A（二次值），而20 kV三相短路保護動作值為40～50 A（二次值），因此零序跳閘對設備的損害比相間短路要小，也不太容易留下痕跡。

（5）20 kV配電網短路容量較10 kV大，造成相間故障時短時電壓升降影響面大。根據規劃設計導則要求，10 kV，20 kV的短路電流分別按16 kA，20（25）kA控制。因此嘉興地區110/10 kV的主變，4萬kVA和5萬kVA的主變阻抗電壓分別取14%，17%；而110/20 kV的主變，8萬kVA的主變阻抗電壓取12%。20 kV相間故障，導致非故障線路及與供區不同110 kV變電所中壓出線用戶電壓升降。事實上，10 kV相間故障也會造成短時電壓升降，但影響沒有20 kV大。以桐鄉220 kV百桃變電站供電的110 kV新區變電站（1號主變為110/10 kV的4萬kVA主變，2號主變為110/20 kV的8萬kVA主變）為例，分別以1號、2號主變低壓側母線三相故障為計算條件，結果表明：20 kV側相間故障對百桃變電站110 kV母線電壓升降的影響，要比10 kV側大一倍。

4 20kV配電網后續建設的展望

結合20 kV配電網的運行分析以及國外20 kV配電網的建設情況，對20 kV配電網后續建設技術原則探討如下：

（1）中性點接地方式。在20 kV配電網中，3種中性點接地方式即中性點不接地方式、中性點經小電阻接地方式和中性點經消弧線圈接地方式，按照電容電流的計算結果選取任1種方式，技術上均為可行[2]。浙江電網對20 kV中性點要求為經小電阻接地方式，主要是考慮到對10 kV設備的利用，但是這也犧牲了用戶尤其是農村用戶的供電可靠性。因此，在近期可以按中性點靈活接地方式建設，即所有保護均按中性點小電阻方式配置，在正常方式下中性點為消弧線圈接地，在單相故障后3 s后（根據實際可調整）自動投切小電阻（并聯），通過零序保護切除故障，8 s后小電阻退出。通過靈活接地方式，既可以避免大部分零序跳閘（非永久故障），又可以利用大部分10 kV設備。但是由于存在短時（3 s加零序動作時間）過電壓，對于用戶側的開關柜不建議采用10 kV升壓的方式改造。

（2）網架建設和分支開關選取。20 kV配電網遠景按照《浙江省配電網規劃設計導則》進行規劃，其中架空線路主要以多分段多聯絡方式組建，電纜網主要以雙環網方式組建。架空線路的建設中，線路分段結合用戶戶數、裝機容量大小和線路長度等因素設置，一般按每3 000～4 000 kVA容量設置一個分段；對于城網線路，一般每段用戶數不宜超過8戶。同時為減少支線故障對干線的影響，容量超過3 000 kVA的一級支線采用重合器的方式，其余分支采用跌落式熔斷器。對于現有10 kV線路的改造，參照上述原則進行優化。

（3）導線絕緣化。20 kV中性點小電阻接地方式下，必須提高絕緣化率降低單相接地的發生。線路有部分故障是由單相轉化為相間短路，也有部分故障3 s內弧光無法自行熄滅的，需要通過零序跳閘切除。因此，對于新建20 kV線路要求采用絕緣導線；10 kV線路升級改造時，考慮盡可能利用原導線的原則，以及通過對20 kV網架的優化，僅對主干線要求必須按照絕緣線改造。

（4）線路及線路設備的絕緣化處理。通過對20 kV跳閘的分析，大部分的故障均由于線路絕緣化不到位引起的，如前期10 kV線路升級后導線仍為裸線、部分跳線為裸線、負荷開關相間距離不滿足要求等原因。線路設備的絕緣不到位，極易引起鳥害（鳥窩和小鳥嬉戲）的發生。因此要求對于裸線在絕緣子處安裝絕緣護套；引線采用絕緣線；對線路設備接頭處作絕緣包覆；部分無法絕緣包覆的設備，必須調整安裝方式并安裝驅鳥器以減輕鳥害影響。

（5）20 kV配電網的防雷。在桐鄉20 kV配電網改造的初期，確定的防雷方式為防雷絕緣子或防雷金具、耦合地線、避雷器（帶間隙）3種。從9個月的運行情況來看，防雷絕緣子由于存在裸露的放電間隙，不利于防鳥害，不建議采用。

（6）用戶建設原則。為減少跳閘對用戶的損失，對于20 kV接入用戶，按照GB 50052-95《供配電系統設計規范》的要求，“對允許中斷供電時間為毫秒級的供電，選用蓄電池靜止型不間斷供電裝置”。同時對用戶的低壓總開關按照延時脫扣器（延時5 s）的方式配置。

（7）同步建設20 kV配電網自動化。同步建設分段開關，按照配電網自動化要求建設和運行，減少線路跳閘故障處理的停電時間。

5 結語

桐鄉電網在快速發展過程中，面臨四大“難以為繼”：土地空間資源難以為繼、友好電網建設難以為繼、社會責任要求難以為繼、投資和人力成本難以為繼。而20 kV配電網升級改造在提高電網供電能力、節省電網資源（站址和通道）、降低投資和網損、節能環保等方面均具有優勢。因此在桐鄉地區推廣20 kV電壓等級的配電網，是可持續發展的必然選擇。

桐鄉20 kV配電網建設與改造是國家電網公司的試點，由于是在原有10 kV的基礎上進行的升級改造，因此該試點項目的成功對于國內大部分地區均具有推廣價值。雖然目前投運的20 kV設備占中壓比重僅15%，但是主要供區集中在桐鄉負荷密集區和雷害、鳥害密集區，進一步解決20 kV配電網運行中的問題，將更有利于其他區域的升級改造。

[1]馬蘇龍，許志龍，許揚，等.10 kV電纜升壓至20 kV運行的可行性研究[J].中國電力，2009，42（1）∶49-52.

[2]孫可，董朝武，周浩，等.20 kV配電網的中性點接地方式研究[J].能源工程，2010（6）∶1-9.

（本文編輯：楊勇）

Practice of 20 kV Upgrade In Tongxiang Distribution Network

ZENG Jian-liang
（Tongxiang Power Supply Bureau，Tongxiang Zhejiang 314500，China）

The upgrade of 20 kV Tongxiang distribution network began from 2010 And the 20 kV distribution network is taking shape now.This paper describes the main technical principles of the upgrade and analyzes its operation condition in 2011.In addition，the improvement measures on subsequent upgrade are proposed.

20 kV；distribution network；upgrade

TM762

：B

：1007-1881（2012）09-0017-03

2012-01-28

曾建梁（1972-），男，浙江嘉興人，高級工程師，主要從事電網規劃、配網自動化等方面的研究。