发布时间：2023-06-26 16:14:56
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的供电输电配电综述样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
摘要：本文阐述随着我国配电电网的布局更加科学合理，电压稳定，线损下降，取得了明显的经济和社会效益，供电可靠率大幅度提高。但是配电网的安全运行还存在着许多不安全因素，自然灾害的影响和破坏也不容忽视，文章对配网安全运行防范措施进行了分析。
关键词：供电企业;配网;安全运行;存在问题
Abstract: this paper as China's power distribution grid layout more scientific and reasonable, voltage stability, line loss dropped, made the obvious economic and social benefits, power supply increased significantly. But the safety operation of the distribution network has also had many unsafe factors, natural disasters and the influence of destruction also nots allow to ignore, the article to the safe operation of the distribution network, the preventive measures for analysis.
Keywords: power supply enterprise; Distribution network; Safety operation; problems
配网是电力系统的重要组成部分，其安全可靠性将直接影响着国民经济发展和人民生活水平。据不完全统计，我国用户停电故障中的80%是由配电网故障引起的，因此，如何提高配电网供电可靠性水平有着非常重要的实际意义。近年来，随着10 kV电压等级的推广，配网规模也在不断扩大。但由于配网的架构缺陷及多种因素的影响，导致配网安全运行事故不断发生。如何利用有限的大修资金，实施反事故措施，降低配网的故障率，提高供电可靠性，是配网运行的工作重点。
1影响电网安全运行的主要因素
由于经济发展较快，原有的10 kV配电网已经不能满足供电可靠性的要求。首先，原有的10 kV配电网络以架空线为主，接线形式主要为单端电源供电的树枝状放射式，新建的工业开发区和商住小区则通常采用环网供电，电源有的是从就近的架空线上取得。其次，由于在规划网架未完善之前，部分用户急于用电，按规划实施一步到位投资难以落实，因此接线存在一定的临时性。另外，沿主要交通道路的架空线走廊附件，新建筑物施工工地多，直接威胁线路运行安全。总之，城区尤其是老城区的10 kV配电网络单薄，转供电能力差，地形复杂，接线较乱，事故率高，供电可靠性低。另外，随着国民经济的发展，20世纪60、70年代建设的变电站10 kV设备、各路出线的容量及安全性能均已不适应用电负荷和经济发展的需要。其明显的缺陷是：城区变电站大多数是该区域电网中的枢纽站，10 kV系统出线多，负荷大，运行年久，加之周围环境因素，造成设备污染严重，设备绝缘强度下降，引发事故的概率逐年增高。
10 kV配电网的闪路。在运行中，设备的绝缘长期承受工作电压，当绝缘件表面积污后，只要表面污物达到一定的含盐量，遇到潮湿的状况就容易引起闪络。另一方积污还使绝缘的冲击性能大幅度降低，在雷电冲击和内过电压的冲击下，很容易引起闪络。污闪有时发生在一相，也可能多相发生，还可能多处同时发生。当出现污闪后，容易引起单相接地，此时其余两相电压将升高，稳态时为相电压的3倍，暂态时情况下可达成2.5倍相电压。在正常情况下，非故障相电压幅值升高对绝缘并不造成威胁，若运行环境条件恶劣，绝缘件耐受电压下降，在中性点不接地系统非故障相电压副值升高允许运行的2 h内，有可能再出现闪络点。其次，由于污秽使绝缘的冲击特性下降低30%～40%的成本，使单相接地出现零序电压。若变电所内互感器特性较差，将激发铁磁谐振，过电压倍数比较高，还可能发生相绝缘闪络击穿，而触发两相接地短路。
10 kV配电网的过电压。电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用，特别是环境条件恶劣，早期建设的设施，先天不足，爬距不够，给电网的安全运行带来很大威胁。弧光接地过电压是一种幅值很高的过电压，当电网电容电流超过一定值时，若不采取措施，接地电弧难以熄灭，将激发起弧光接地过电压，其幅值高于4倍相电压，这势必对电网的安全运行构成很大威胁。在一些早期建设的10 kV配网中，绝缘靠一个针式瓷瓶，这是电网中绝缘等级较低的环节，它不能承受直击雷，感应过电压也会引起闪络。
2防范措施
2.1缩小配网的故障停电范围，提高配网的转供电能力
对单端电源供电的树枝状放射性接线，沿线挂接大量的分枝线和配电变压器，在长达几公里或十几公里的线路上任意一处发生故障，都会导致全线停电。使用联络开关不但可以大大缩小停电范围，同时也使安排停电范围大大缩小。对于联络开关的选择，当首推柱上式SF6开关。目前，柱上式SF6开关的品种主要有柱上断路器、自动重合闸、自动分断器、重合分断器几种，这些开关具有结构简单、性能优越、寿命长、检修周期长、安装简易、安装工程造价较低等优点。柱上式SF6断路器可以单独安装在支线或干线的中后段，具有自动开断故障电流的功能，能很好地与变电站出线开关配合，自动断开故障段。
自动重合器除了具有上述断路的功能外，还有多次重合的功能，它是一种具有控制和保护功能的智能化开关，另外还具有与自动分断器配合使用的功能。
2.2防雷击事故措施
（1）更换、安装支柱式绝缘子或瓷横担。
（2）安装氧化锌避雷器。宜在空旷的10 kV，及以上架空线路上，安装线路型氧化锌避雷器。新安装的配网设备如配变、柱上开关、电缆头等也必须安装氧化锌避雷器。
（3）选用安普线夹。在线路改造和检修中，要逐步淘汰并沟线夹作导线连接器，并严禁不用线夹而缠绕接线。
（4）检查、整改接地装置。定期检查测量线路上接地装置的接地电阻，不合格的给予整改，保证接地电阻值不大于10Ω。
新安装的10 kV线路，接地装置接地电阻也不宜大于10Ω，与1 kV以下设备共用的接地装置接地电阻不大于4Ω。定期检测接地网，确保接地网的接地阻值合格。
2.3防大风事故措施
（1）对10 kV线路杆塔应定期进行检查，制定完善的检查制度，对不够牢固的杆塔及时加固基础或增加拉线。新立杆塔应严格按设计要求施工。
（2）适当提高最大设计风速，可按30 m/s最大风速设计。
2.4防社会因素造成的事故措施
（1）为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，可以在交通道路边的杆塔上涂上醒目的反光漆，以引起车辆驾驶员的注意。建议采用醇酸反光漆，红白颜色相间，各2道，色带高度为20 cm即可。
（2）广泛宣传保护电力设施的重要性，诠释破坏电力设施所带来的严重后果以及肇事者应承担的责任；在醒目位置设置警示牌，增加开挖施工工地巡视的次数。
（3）加大导线与绿化树木的距离，有条件的采取电缆敷设；对种植场的绿化树木，规划线路走廊时，应尽量避开较高树型的植物带，导线可选用绝缘导线。
2.5防配网内在因素造成的事故措施
（1）对于重载配网馈线和公用台区，随时进行负荷监测。对最高负荷电流超过300 A的馈线采取预警制度；公用变压器最高负荷率超过85%的，亦采取预警制度转接负荷，必要时加装低压综合监测仪或多功能电子表进行负荷监测。避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁。
（2）配网设备加大改造力度，对于柱上开关、跌落式熔断器、阀式避雷器、针式绝缘子、高损配变、高低压配电柜、配电柜可选用HXGN15型及以上SF6系列；低压开关柜可选用GGD2以上系列；并沟线夹等早期投运的残旧设备，应选用技术参数高的现行产品。根据运行经验，综合造价因素，柱上开关可选用零气压的VSP5型SF6负荷开关；跌落式熔断器可选用（H）RW11－12型；配变可选用低能耗的S11系列。
2.6采取综合措施，认真解决污闪问题
10 kV配电网安全可靠的关键是解决闪络诱发相间短路及过电压烧毁设备问题，所以，必须采取综合措施，以求得电网的安全可靠运行。对10 kV开关室的支持绝缘子、穿墙套管、刀闸支柱瓷瓶、连杆瓶等，可以加装防污罩。对于母排，可以加装绝缘热缩管，根据部分地区的运行实践证明，这不仅提高了防污能力，而且还防止小动物造成短路。另外，在变电站的10 kV开关室还可以采取一些其他的手段来防止污闪问题。如在10 kV开关室安装吸湿器以降低空气的湿度，破坏污闪的条件；贯彻“逢停必扫、扫必干净”的原则，以最小的投入保证设备的健康运行。
【关键字】隧道，供配电，照明系统，节能技术，综合应用
中图分类号：TE08 文献标识码：A 文章编号：
一．前言
对不同省份的隧道管理部门的随机调查中我们发现，隧道供配电及照明系统所花费的电费已经是公路隧道建设运营管理中最主要的开支。隧道的照明安全是不能忽视的，但是如何在保证隧道供配电及照明系统正常、安全运行的情况下减少电费的花费、降低隧道管理部门的成本投入，同时降低我国的电能消耗，已经成为各个省市隧道管理部门共同面临的难题，也是迫不及待要解决的问题。纵观我国目前的隧道供配电及照明系统技术，多数采用的是高功率因数的供配电和照明工具、合理安排配电房的位置、缩短供电电缆的长度、在隧道的两侧铺设反射率较高的装修材料等等。从这些所有使用的方法来看，虽然有些方法能起到较好的节能效果，但是从整体来看，仍然存在较高的电能浪费的情况。
目前国内隧道供配电及照明技术的发展
我国隧道照明节能技术与国外先进水平相比，存在一定差距，主要表现在以下方面：
1、控制方式智能化水平低，未从不同的工况考虑不同的照明方案；
2、未考虑隧道照明显色性与照度、亮度之间的关系 及光源的等效亮度、中间视觉、司辰视觉等新兴视觉理论应用于照明参数的研究；
3、未考虑照明系统的分期实施；
4、规范存在一定缺陷．现行规范忽略了对中、短隧道照明的论述；
5、随着新型照明技术的迅速发展， 有必要研究其在隧道内的应用性，如LED灯、电磁感应灯；
6、未系统性地考虑照明节能
三．我国隧道供配电及照明系统中节能技术的应用现状
1、隧道供电针对长大隧道供配电技术的专项研究较少，比如公路隧道供配电节能与管线优化配置、中压供电技术在长大和连续公路隧道中的应用、通风与照明供配电综合布线系统、连续隧道变电站的合理布局、适应交通量增长的供配电系统分步实施方法、节能型供电线缆和设备对比。
2、变压器大马拉小车现象突出，大多数投入运营的隧道变压器负载率都在10%—30%左右，造成极大的资源浪费，也造成隧道运营期间费用偏高。
3、低压配电电缆初期投资和运营费用高
隧道内低压配电电缆为长距离供电，设计者一般都按电压降进行电缆截面的选择，由此确定的电缆截面远远超过按经济电流选择的电缆截面。目前，供配电设计人员受隧道内环境污染严重思想的影响， 通常将隧道变电所设置在隧道洞口外，因此造成隧道内低压配电电缆更加长距离供电。随着电缆主要源材料钢材价格不断上涨，电缆价格高居不下，没有从设计上考虑低压电缆工程造价 同时，设计者往往忽略了长距离供电的低压配电电缆有功和无功损耗都是比较大的，造成长期运营的浪费。
4、系统方案差异大
由于设计者对隧道用电负荷的重要程度理解不同， 国内没有相关设计手册， 因此不同设计者的隧道供电系统方案差异很大，不便于隧道运营管理和维护。
四．我国隧道供配电及照明系统中存在的问题
1、现有隧道照明控制营运中节能与安全的矛盾突出
一些地方的营运者为了节省隧道供配电及照明系统所产生的电费，往往在设计的时候都主动的避免采用自动控制，而是较多的采用手动控制的方式进行工作，制定了专门的开关隧道灯的时间，再由人工在规定的时间里进行控制。但是
由于隧道一天里弄内外的亮度变化很大，人工根本无法进行精确的掌控。司机也
很有可能在规定熄灯的时间里通过隧道，所以很有可能造成事故。有过隧道驾驶经验的人都知道，在车子通过隧道的全程中，由于洞内洞外亮度的不一致，在刚进入隧道和要出隧道口的时候，人的视觉会出现短暂的“黑洞效应”，短时间内无法看清楚前方的路况，这时候如果前后方有车辆或者驾驶不当的时候，就非常可能出现事故。这对隧道的照明就提出了非常高的要求。但是如何在提供较好的照明前提下又适当的节省电能，这已经成为一个非常尖锐的矛盾。
2、现有隧道照明控制模式设计，在实际运行中存在很大的电能浪费
目前，隧道照明设计者依据规范通常把隧道分为入口段、过渡段、中间段和出口段等四个段来设计照明，其中过渡段有两个，分别设计在中间段前后。各段的长度和照度是从全年行车安全要求出发，对洞内最大照度的设计是以全年洞外最大亮度和最高行车时速来确定隧道内各段的灯具功率和灯具分布密度。能够实现照明自动控制的非常有限，通常因线路布线回路的限制，只能做到2、3级人工或自动控制，对于如天气、车速、车流量等参数只是在设计阶段给予以最大值考虑，最终各段照明的长度和照度也始终是处于最大值状态。对于天气、车速、车流量等时变参数无法从宏观上对整个隧道的照明进行自适应方式调制。因此，目前这种传统设计与使用的隧道照明系统存在着大量电能浪费问题。
3、隧道供配电系统设计中存在着诸多不合理因素
目前国内隧道普遍采用的供电系统模式为：在隧道洞口设置10／0.4KV变电所，采用0．4KV低压线路向隧道内的用电设施供电。采用这种方式供电的隧道，供电距离有时会达到1000米甚至更远。设计中变压器容量的选择一般参考的是隧道内和隧道洞口所有负荷的容量总和，并考虑一定的预留。隧道尤其是长隧道中具有相当数量的射流风机，但大多数时间这些大功率设备未处于运转状态，隧道的照明灯具出于节电考虑在实际运营中也通常没有全部打开，隧道的用电负荷还包括洞口消防水池的水泵等不常使用的大功率设备。上述变压器的选型原则和实际运营情况的矛盾就造成变压器长期处于低负荷的不经济运行状态之下，造成了大量的变压器铁磁损耗。更有甚者在个别项目中由于变压器容量选取的过大，其损耗的百分比已经接近实际用电的负荷。
4、大量高能耗灯具的使用
目前，我国国内的隧道供配电及照明系统中主要以高压钠灯作为光源，它的特点是配置了电感型镇流器，它对电压的要求比较高，使用寿命短，功耗高，并且色性较差，灯具本身无法对光强进行控制。所以，为了保证隧道的照明，一般要配置多条照明回路，导致了电缆数量的增加，提高了故障率，增加了施工过程的难度和施工时间。
解决高能耗问题的几种方法
1、优化变压器的配置方案。
变压器运行损耗的大小很大程度上取决于容量及同样负荷容量下变压器个数的选择。在供配电的设计中应当将各种负荷按照其运行的时间规律来进行分类，并为不同的负荷单独配备压器
2、采用新型的节能型灯具。
研发能替代高压钠灯的绿色节能型灯具是目前隧道节能的一个突破口。
电磁感应灯：
白光LED灯：L印光源具有节约能源、污染少、光指向性好、寿命长(约为8万小时)、低电压、反应快的特点，在隧道诱导系统方面的应用有很大研讨空间。
电磁感应灯：它是一种全新的照明光源，具有高光效、高显色、环保、长寿命、节能、安全、性能稳定的特点和优势，一般用在景观照明灯、室内照明，尤其当被照物有较高的显色要求时，能充分发挥它的优势。同时，它的光不刺眼、无污染、无眩光，这对隧道供配电及照明系统有着重要的意义。
3、优化灯具布设的设计
在隧道供配电及照明系统的设计中，我们一般设计的时候，会在隧道的两头安装较多的灯具，中间段的灯具安装的较为少一些，但是由于不同隧道的长度和情况对照明的要求是不一样的，我们在设计的时候就不能片面的按照我们的常规设计来，要具体的情况具体对待，充分考虑到车速、车流量、隧道长度、隧道亮度、洞外亮度等情况，优化灯具布设的设计。
4、改进供配电系统的设计，更合理的进行设备选型。
中压供电模式在长隧道和隧道群中应用的推广。改变以往在长隧道两端洞口设置10／0．4KV变电所的设计模式，而采用10KV中压进洞的供电方式。中压供电是国外已广泛应用于道路机场、隧道等长距离照明供电的一项技术成熟、设备先进、系统配套的专用型供电设施。
结束语
对于隧道运营节能， 国内业界还任重而道远，无论是相关政府机构、高速公路建设业主、管理部门，还是相关科研设计从业结构与从业人员，都需要从人力、物力、财力各方面加大投入，在保证交通安全的前提下，为建设节约型社会作出应有的贡献。
参考文献：
[1]高远望 隧道供配电及照明系统中节能技术综合应用的探索 [会议论文]2006 - 第八届中国高速公路信息化管理及技术研讨会
[2]朱斌 中压电能传输技术在公路隧道中的应用 [学位论文] 2007 - 长安大学：交通信息工程及控制
关键词：配电网自动化；故障区段定位技术；模式；特征；研究进展
一、当前配电自动化系统中故障区段定位的主要模式
在配电自动化系统中，故障区段定位是核心内容。其主要作用是：当线路发生故障时，在最短时间内自动判断并切除故障所在的区段，恢复对非故障区段的供电，从而尽量减少故障影响的停电范围和停电时间。选择科学合理的故障区段定位模式，大大提高配电自动化系统的性能价格比及对供电可靠性的改善程度。当前的配电自动化故障区段定位手段主要是有信道模式、无信道模式以及两者相结合的混合模式三种。
（一）有信道的故障区段定位模式
有信道的故障区段定位模式是指在故障发生后，依靠各分段开关处具有通信功能的柱上开关控制器FTU（Feeder Terminal Unit，馈线终端单元）之间或FTU同配电主/子站之间通过通信设备交换故障信息，判断故障区段位置。这种模式包括基于主/子站监控的集中（远方）判断方式和基于馈线差动保护原理的分散（就地）判断模式。基于主/子站的集中判断方式是以配电自动化监控主站/子站为核心，依靠通信实现整个监控区域内的数据采集与控制。基于馈线差动保护原理的分散判断方式是当故障发生时，各保护开关上的FTU利用高速通信网络同相邻开关上的FTU交换是否过流的信息，从而实现故障的自动判断与隔离。
（二）无信道的故障区段定位模式
无信道的故障区段定位模式是通过线路始端的重合器同线路上的分段开关的配合，就地自主完成故障定位和隔离功能，它包括重合器同过流脉冲计数型分段开关配合、重合器同电压时间型分段开关配合以及重合器间配合等实现方式。重合器同过流脉冲计数型分段开关配合的方式：过流脉冲计数型分段器不能开断短路电流，但能够在一定时间内记忆重合器备开断故障电流动作次数。重合器同电压时间型分段开关配合的方式：故障时线路出口处的重合器跳闸，随后沿线分段器因失压分闸，经延时后重合器第一次重合，沿线分段器依次顺序自动加压合闸，当合闸到故障点所在区段时，引起重合器和分段器第二轮跳闸，并将与故障区段相连的分段器闭锁在分闸位置，再经延时后重合器及其余分段器第二次重合就可以恢复健全区段供电的目的。重合器配合的方式：重合器方式延续了配电网电流保护的原理，自线路末端至线路始端逐级增加启动电流和延时的整定值，实现逐级保护的功能。
（三）有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式
有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式是结合前面两种模式的特点，对于以环网为主的城市配电网，当系统通信正常时，以集中判断方式为主，当通信异常时，可以在配电终端就地控制；对于农电县级配电网，一次网络既有环网供电，更多的是辐射型供电方式，因此放射形网络的故障定位选用无信道的就地判断方式，环路网络采用集中判断方式。
二、目前配电自动化中故障区段定位手段的特征比较
基于有信道故障区段定位模式的配电自动化系统由于采用先进的计算机技术和通信技术，正常情况下可以实时监控馈线运行情况，实现遥信、遥测、遥控功能及平衡负荷；故障情况下可以综合全局信息，快速完成故障的志别、隔离、负荷转移和网络重构，避免了出线开关多次重合对系统的影响，适用于配电网络结构复杂、负荷密集地区的配电管理系统。但它的缺点是故障的判断和隔离完全依赖通信手段，对通信速率和可靠性要求高，需投入资金较多；通信设备或主站任何一个环节出现问题都有可能导致故障紧急处理的全面瘫痪。
无信道的故障区段定位模式将故障处理下放到设备层自动完成，根本上消除了通信设备可靠性环节对定位功能的影响，具有原理简单，功能独立，封装性好的特点，并且投资比有信道的方式少。重合器同分段开关配合方式的缺陷在于判断故障所需的重合闸次数较多，故障产生的位置距离电源越远，重合闸次数和故障判断时间很长，难以达到馈线保护功能对故障处理快速性的要求；重合器配合的方式通过各开关动作参数整定配合判断并切除故障，无需出线重合器的多次重合闸，但由于配电网存在线路短，故障电流差别不大的特点，容易引起故障时的越级跳闸；并且越靠近出线侧的重合器故障后延时分闸时间很长，不符合故障处理快速性的要求。
有信道和无信道混合模式结合了两者的优点，可以根据地区配电网的时间情况进行有效组合；但它的缺点是存在着控制实现困难、结构复杂的问题，并且不经济。配电自动化系统中，无信道的故障区段定位模式由于减少了通信环节，在故障处理的可靠性和经济性方面都要优于有信道的模式；但故障区段定位过程需要多次投切开关的缺点限制了它进一步提高供电可靠性的能力。
三、基于暂态保护的配电网故障区段定位方法研究进展
目前配电自动化系统所采用的故障区段定位方法延续了电力系统继电保护中电流保护的核心理念，其构成原理建立在检测故障前后工频或接近工频的稳态电压、电流、功率方向、阻抗等电气量的基础上，此领域的研究工作也是围绕着如何提高这种原理的性能展开的。实际上，由于输电线路具有分布参数的特性，当电网发生短路故障时，线路在故障的初始时刻一般都伴随着大量的暂态信号，故障后的初始电弧以及在电弧最终熄灭前的反复短暂熄灭和重燃会在线路上产生较宽频带的高频暂态信号；行波由色散产生的频率较集中的高频信号发生偏移和频率分散，会产生频带较宽的高频信号。这些在故障过程中产生的暂态高频电流电压信号含有比工频信号更丰富的故障信息，如故障发生的时刻、地点、方向、类型、程度等。但由于故障暂态信号具有频带宽，信号幅度较工频微弱，且持续时间短的特点，受信号提取和分析手段的限制，在传统的保护方法里被当做高频噪声滤除掉。但是，随着信号提取及分析技术的快速发展，基于暂态保护原理的故障处理技术越来越受到人们的重视。
参考文献
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为了能够满足社会用电需求，提升供电质量和安全，应用电力电子技术是必然选择。通过在配电网中大力推广和应用电力电子技术，可以有效提升电网运行稳定性，提升输电能力和输电质量，为国民经济持续增长提供更为坚实的支持和保障。文章就电力电子技术在配电网中的应用进行分析，从多种角度把握技术要点，提出合理的应对措施。
关键词：
电力电子技术；配电网；应用；输电能力；灵活交流输电技术
在电力市场竞争愈加激烈的背景下，电力企业提升输电质量和稳定性显得十分关键，直接关乎企业的长远生存和发展。尤其是在当前信息时代背景下，越来越多先进信息技术、网络技术、通信技术和自动化技术应用其中，在此基础上，电力电子技术以其独特的优势被广泛应用在配电网中，在提升电网输电能力和系统稳定性的同时，可以为用户提供更加优质的供电服务，创造更大的经济效益和社会效益。由此看来，加强电力电子技术在配电网中的应用研究十分关键，有助于推动我国电网朝着智能化、自动化和信息化方向发展，为国民经济持续增长打下坚实的基础和保障。
1电力电子技术的发展分析
在社会进步和发展下，城市现代化建设进程逐渐加快，对于新时期的电网建设提出了更高的要求。电能作为社会生产生活有序开展的基础保障，电力电子技术以其独特的优势被广泛应用在配电网中，可以有效提升电网运行稳定性和输电性能。尤其是在当前市场发展中，6kV/6kA的门级可关断元件进入到人们视野，元件在具体施工中，功率可以高达10MW，在一定程度上促进了电力电子技术在配电网中的广泛应用和推广，意义十分深远[1]。电力电子技术在电子芯片中的应用，可以有效提升电力集成技术水平，同时还可以有效减少配电网功率开关，提升电力信号信息检测准确度和效率，促使系统具备自我诊断和保护功能，更为充分地发挥电力电子技术优势，提升配电网输电能力。现阶段，电力电子技术在实际运行中，具有可靠性、稳定性的特点，在满足电网建设和发展需要的同时，为社会生产生活提供更为坚实的保障和支持。电力电子技术在电力系统中应用。现实性较强，电力电子的开关元件自身具有触电点性能和高速开端特点，可以有效延长设备使用寿命，为人们带来更加便捷和优质的服务[2]。同时，可以代替传统机电保护装置，有效提升系统的可靠性和稳定性，改善电力系统运行中存在的问题。更为关键的是，电力电子技术在实际应用中，可以在不影响现代网络的基础上，进一步和配电网整合在一起，加强对现代信息技术的控制，根据实际情况动态调整电力系统线路、功率和电压，在提升配电网输电能力的同时，尽可能降低电能的损耗，促使电力系统可以安全、稳定运行，为国民经济持续增长做出更大的贡献，意义十分深远。
2电力电子技术在配电网系统中应用
电力电子技术在配电网中应用，主要是为了应对用户不断增长的电能需求，在用电过程中可以实现连续供电，降低电压波动，促使用户在用电过程中可以有效避免干扰，如果电压不稳定，可能会对用户生活带来十分深远的影响。
2.1补偿器
2.1.1串联补偿器
串联装置在实际应用中，可以有效降低系统运行负荷，是一种面向负荷的补偿方式，可以有效改善电压波动和不平衡高次谐波等问题对系统带来的运行负荷。串联装置更多的是应用在特定负荷方面提供补偿，负荷容量直接决定串联装置容量。配电系统中串联同步补偿器在实际应用中，最为典型的就是动态电压恢复器。核心装置为同步电压源逆变器，通过对逆变器的控制可以产生同电网同步的三相交流电压[3]。如果线路测电压出现异常变化，逆变器输出电压可能出现不同程度上的变化，用于补偿电压差异，确保电压敏感设备的电压变化在可接受范围内，设备可以安全稳定运行。与此同时，如果供电中断，储能装置可以为补偿器提供能量支持，持续为负荷输送电力。Siemens公司将此种产品投入到实践运作中，可以有效消除电压突降对于工厂生产带来的影响，短期内即可回收投资成本。所以说，DVR技术在实际应用中效果较为可观，值得广泛推广和应用。
2.1.2并联补偿器
在并联补偿器中，作为一种面向系统的补偿方式，并联装置容量除了由系统运行负荷决定以外，系统的容量同样对其产生影响。在实践中，更多的是用于降低负荷。其中最为典型的即是DSVC装置，具体可以分为TCR和TSC两种，其中TCR通过控制晶闸管开通可以有效改善流过电抗器电流性能，改变无功功率大小。TSC则是通过晶闸管开通和关断来动态控制系统无功功率大小。DSVC反应能力和自适应能力较为突出，配电网中应用DSVC可以有效降低用户冲击性负荷，实现无功快速补偿，尽可能降低电网电压突降影响到设备的安全稳定运行。与此同时，在电气化铁路中运用，主要是为了解决不对称负载带来的问题，降低负序电流对系统正常运行带来的影响，还可以控制电压波动问题，切实提升配电网输电能力和输电质量[4]。
2.1.3串并联补偿器
为了能够充分发挥串联补偿器和并联补偿器的优势，可以将两种补偿器混合使用，充分发挥各自优势，在面向系统的同时，面向负荷，确保系统的稳定运行。
2.2有源滤波器
在配电网系统中，一般情况下，电力系统的电压总谐波畸变率大概在2%～3%，在特殊情况下方会达到16%。有源滤波器则是借助电力电子技术抑制谐波的设备，经过不断完善和创新，为APF在工业生产证广泛应用提供了良好的条件。通过对电路将非线性负载电流进一步划分为两个部分，即谐波分量和基波分量两种。输入和负载谐波分量大小一致的补偿电流，以此来有效改善非线性负载对于配电网正常运行带来的影响[5]。较之无源滤波器而言，APF技术优势十分突出，但是由于成本较高，所以尚未能在实践中全面推广和应用。当前较为常见的方法就是将有源滤波器与低次谐波的无源滤波器混合搭配使用，这样不仅可以满足降低非线性负载对于配电网稳定运行带来的影响，还可以获得更加可观的性价比。伴随着电力电子技术的不断创新和发展，器件价格逐渐降低，相信在未来电力系统中必然可以广泛应用APF，为电网建设和发展做出更大的贡献。
2.3固态开关技术
固态开关技术主要是借助晶闸管自身切换速度快和无触点优势，实现快速开关切换的无电弧投切。同时还可以降低器件发热和操作过电压，避免系统出现故障。
3结语
综上所述，在配电网建设和发展中，应用电力电子技术，可以有效提升电力系统运行效率和输电能力，降低系统故障概率，推动电网信息化、自动化和智能化发展。
[参考文献]
[1]吴俊勇.“智能电网综述”技术讲座—第四讲：电力电子技术在智能电网中的应用[J].电力电子，2014（4）：67-70.
[2]逯志刚.浅谈网络化技术在配电网电力电子装备互联中的应用[J].中外企业家，2016（30）：95.
[3]张祥龙，周晖，肖智宏，等.电力电子变压器在有源配电网无功优化中的应用[J].电力系统保护与控制，2017（4）：80-85.
[4]李军.浅谈电力自动化系统技术在配电网运行管理中的应用[J].河南科技，2013（15）：77.
关键词: 建筑电气，节能设计，能源消耗
中图分类号：TU855文献标识码： A 文章编号：
建筑电气节能设计包含照明部分的电气节能设计，供配电系统及线路的设计，变压器节能设计和降低电路自身损耗设计。充分考虑以上方面的电能损耗，以适用性、实际性、节能性为基本原则，充分利用相关学科研究分析实际建筑工程中能够实现电气节能的方面。科学合理地选用建筑设备及输电线路的类型，减少消除不必要的电能损耗。
1 照明部分节能设计
建筑工程中的照明设备使用面积大、分布广泛是建筑能耗的主要组成部分。有关资料显示，照明设备在建筑工程的能耗比重达到0.15 ～0.25之间，因此，我们应当充分考虑建筑照明在技术方面的改进，在照明光源上的选择，在对照明设备的控制方法的选用，对自然光在建筑中的使用等方面。对照明部分的节能设计能够减少大量不必要的电能损耗。
在满足照明部分对作业的视觉需求和建筑功能的前提下，尽可能地减少电能在照明系统输电线导线上的损耗和不必要的光源浪费。采用符合相关技术要求的照度标准，减少不必要的光源浪费。使用优质高效节能的光源，传统的白炽灯光质差、发光效率低、电能损耗大，已经逐渐被社会淘汰; 而 LED 节能灯、荧光灯以其光质高、电能损耗小、经济节能等优点已经广泛应用于建筑照明系统。科学合理地选择照明线路，供电方式和输电线路导线截面积都是影响照明线路电能损耗的主要因素。经过实际检验和科学论证，在照明线路中选用三相四线式供电可以使得输电线路的损耗最小。在建筑照明系统中大量使用三相四线制供电方式可以大大降低输电线路的损耗。
自然光是最经济环保的光源，所以在建筑照明部分中应当充分考虑自然光的利用率。通过各种科学合理的建筑设计，将自然光更多更好地引进建筑中，可以有效地减少照明系统中电能的消耗。可以在建筑中大量使用透光性较好的玻璃; 也可以使用光电传感器控制建筑中的电能消耗型光源，在光线达到正常视力需求的情况下自动切断照明输电线路，使用自然光为建筑提供照明。在建筑装修中也可以使用光反射高的材料进行装修，提高整体建筑内的照度。对人员流动较少的走廊和其他室内场所可以采用声控开关、光线感应开关，进而降低不必要的电能光源浪费。
2 合理设计供配电系统及线路
对供配电系统及线路科学合理地设计是建筑电气节能设计必不可少的环节。在实际情况中，应当根据建筑设备的类型和设备对电能的要求合理分析研究，选择简单可靠易操作的供配电系统。建筑用电设备的负荷容量、用电设备自身特点对电能品质的要求都是要考虑的因素，应根据实际建筑工程用电的实际需求选择合适的变压器是电气节能设计的保障。瞬流抑制专用快速开关元件组合是建筑电气节能的多种手段之一，经实践和科学理论证明，这种手段可以有效地滤除输电线路中产生的瞬流浪涌，确保末端设备无损无影响地运行，最终达到降低建筑用电设备的电能损耗，提高相关设备的运行效率，减少维护中的经济投入和延长设备使用周期。这种电气节能手段不仅可以达到节约电能的目的，还能同时做到保护建筑电气设备正常高效经济地运行。
3 变压器节能设计
变压器的损耗包括有功损耗和无功损耗，在变压器的节能设计上只考虑有功损耗，空载损耗与负载损耗是有功损耗的两个主要组成部分。空载损耗又称为铁损即功率传输的损耗，主要包括变压器铁芯漏磁和涡流损耗，它们的大小取决于变压器自身的结构参数，与外部条件无关，可以看作不变量。因此在变压器的选型上应选择干式变压器或者油侵变压器等节能型变压器。负载损耗与变压器的负荷率有关，经验证当负荷率为 0.5 时变压器的能耗最小，但是在考虑经济条件的情况下负荷率控制在0.75 ～ 0.85 间是最为合适的选择。在实际变压器的选型中变压器的容量应根据具体情况而定，变压器容量过低不能满足用电设备的正常需求，如果容量过高会引起铁损增加，因此，合理科学地选用变压器的容量和台数是变压器节能设计的关键。
4 降低线路电能损耗
建筑工程中输电线路分布广泛走线复杂，有效地减少线路上的电能损耗是建筑电气节能设计中不可缺少的重要部分。影响导线电能损耗的是导线自身的电阻，导线电阻与导线长度和电阻率成正比，与导线截面积成反比。因为经济成本的因素限制导线的截面积不可能做的很大，在现实中主要依据线路所要求的机械强度、线路发热条件、电压损失来计算选择导线截面积。采用科学合理的电路设计有效地减少建筑工程中输电线路的长度; 选用铜芯导线等电阻率较小的金属材质作输电线路的导线，都可以很好地降低线路导线自身总电阻，减少电能在线路中的损耗。此外，还可以限制连接在电网中的电动机和电焊机的空载运转，正确选用设计变流装置，采用功率因数比较高的相同容量的同步电机取换异步电机来提高系统的功率因数，也可以较好地降低线路上的电能损耗。总之，应当依据现实条件科学合理地选择、结合不同的方法减少线路上的电能损耗。
5 结语
建筑电气节能设计成为现代建筑工程发展的主题之一。目前建筑上的电气节能空间还很大，在建筑电气设备的选用上，在了解其基本原理、性质、特点和相关技术指标后依据具体经济基础进行充分的比较研究，选用新技术下的节能电气设备; 在建筑电气节能设计上，应当在了解建筑工程整体功能要求的前提下，科学合理地选用新的设计理念和控制方法，提高电气设备的使用效率，减少电气设备的电能损耗。
参考文献:
[关键词] 配电网故障定位 阻抗法
中图分类号：TM711 文献标识码：A
在电力系统运行中，输配电线路担负着电能输送分配的重任，很容易发生故障，而用人工查找故障点又非常困难。故障定位技术可以根据线路故障时的故障特征迅速准确地进行故障定位，不仅有利于线路及时修复，保证可靠供电，大大减轻人工巡线的艰辛劳动，而且对电力系统的安全稳定和经济运行都有十分重要的作用。由于高压输电线路和中低压配电网本身线路网络结构的不同，所以，适应于各自的故障定位方法也有所区别。本文分别就高压输电线路和中低压配电网的各种故障定位方法研究现状作出总结概括。
配电网中的故障一般分为两类： 瞬时性故障和永久性故障。对于瞬时性故障，通过变电站出口断路器的一次重合闸可予以消除。对于永久性故障，重合闸失败，必须进行配电网故障处理，而故障处理的第一步就是故障的定位。
目前，配电网的故障定位方法主要有基于故障投诉电话的配电网故障定位、基于阻抗法故障定位，以及行波法及S 注入法故障定位等。 本文主要通过对这些故障定位算法的研究，分析目前定位算法中存在的主要问题，并对未来配电网故障定位技术的研究进行展望。
1.基于故障投诉电话的配电网故障定位
基于故障投诉电话进行配电网故障定位的基本原理是根据用户电话号码或用户代码搜索到与终端配电变压器连接的资料，大致确定故障的位置。
1.1上游追溯法
上游追溯法是故障投诉电话中应用最广泛的基本原理，它依据配电网都为辐射网的结构特点和网络设备间的拓扑连接关系，接到投诉电话后层层向上追溯，认为最后的投诉电话所属的区段为故障区段。该方法的主要缺点是对投诉电话中的不确定性因素无法正确处理。
1.2模糊集理论法
基于模糊集理论的方法[1]，利用了用户电话号码与配变之间的连接关系，以及配变与开关等设备之间的拓扑关系。接到投诉电话以后，由配变向上游追溯，找到其上游所有可能开断的设备（如熔丝、开关等），并将它们组成一个模糊子集，给这个集合中所有元素（设备）赋予一个隶属度，表示其故障的可能性，隶属度最大的区段被认为是故障区段。模糊理论有利于处理投诉电话中的不确定信息，但在隶属度函数及模糊算子的选择上还有待研究。
1.3GIS定位法
将配电网投诉电话看作模式分类问题，并与地理信息系统（Geographic InformationSystem，GIS）结合，神经网络的输入为投诉电话在GIS内的坐标位置，输出为失电设备。该方法不需要知道网络的拓扑连接就可完成，快速有效。其主要缺点是，由于网络的复杂性导致难以保证训练样本的完整性。目前在我国城市中，家庭电话拥有率逐步升高。 另外，供电局的营业管理系统中保存有用户的有关信息，如电话号码、用户代码与终端配变连接的资料，可以方便地得到故障信息。但实际上电话的更改及是否拨打投诉电话都会形成不确定性。所以该方法虽然简单，但定位结果不精确，目前运用的也较少。该方法一般用于没有安装FTU的非测控区域。
2.阻抗法
阻抗法基本原理如下（图1）：
在离母线M处L公里的F点发生接地故障，故障点的接地电阻为Rf，在母线M处测得的电流和电压之间的关系为：
M端测量阻抗为：
其中基于阻抗法实现的测距方法有代数法和微分方程法。代数法是利用故障时工频电压电流量，通过分析计算求出故障点的距离，因为在系统运行方式确定和线路参数已知条件下，定位装置测得的电压电流是故障距离的函数。微分方程法根据三相输电线路的微分方程，利用线路两端电流电压量进行故障定位。
阻抗法按算法分可分为利用单端数据和双端数据两类。单端数据的测距算法是根据单端（本端）测得的电压和电流及必要的系统参数，计算出故障距离。现有的单端测距算法，主要还存在以下问题：①故障过渡电阻或对端系统阻抗变化对测距精度的影响；②输电线路及双端系统阻抗的不对称性对测距的影响；③测距方程的伪根问题。造成测距误差的根本原因是存在故障过渡电阻。要减小其影响，就要引入对端系统的阻抗，那必然要受到对端系统阻抗变化的影响，这是单端测距法长期没有解决的难题。
随着电力系统自动化水平的提高和通信技术的发展，相继提出了双端或多端故障测距方法。双端测距方法不存在原理误差，而且测距在实现时间方面的要求也比保护宽松得多，因此，采用精确的分布参数模型的两端测距算法不仅为准确测距奠定了基础，且对高阻类型故障测距也是必需的。但两端测距算法在数据同步和伪根判别等方面有待进一步改进。采用准确线路模型及不要求数据同步的两端（或多端）测距算法在原理上具有更大优越性，值得进一步深入研究。
3.配电网故障定位技术发展趋向
随着分布式电源的加入[2]，配电网的结构将发生变化，网络拓扑将变得复杂，那么传统的定位方法有可能不再适用。分布式电源的接入会影响到系统保护的定值及定位判据[3]，需要建立相应的保护方案及定位策略，国内外已开始了相关的研究。结合目前配电网故障定位技术各方法的优缺点及对未来配电网故障定位技术的新要求，针对不同的情形需要应用不同的故障定位技术。例如，对于没有安装FTU的非测控区域采用故障投诉电话来进行故障定位；当采集到的FTU故障信息准确而且配网较简单时，则可以采用矩阵定位算法；当采集的FTU故障信息易发生畸变时，则应当采用容错性高的基于人工智能的定位算法.
[1]王海斌，邱家驹.基于模糊集理论的配电网故障定位的研究[J].浙江电力，2009（4）：56-58.
【关键词】 电力系统 发展方向 智能电网
1 电力系统的现状
电是全世界最通用的能源形式。今天的电网主要是由大型发电厂、输电线路和配电系统组成的，输电线路连接大型发电厂并为配电系统供电。因此，电网的总体结构仍然与过去相同，即潮流是单向的，由发电厂通过输电线路和配电系统到达终端用户。现代经济的运行体制告诉我们，工作要巧干，苦干往往导致事倍功半的效果。一般来说，花一些时间和精力分析我们的工作方式，比只增加工作强度的效果更好。对于个人来讲是如此，对于大型系统亦是如此。目前我国电网，也同样面临如何最好地应对这些变化的问题。我国的电力工业起步很早，几乎与世界同步。近年来，我国电力行业发展迅猛，火电水平不断提高，水电逐渐增大其开发强度，电源结构不断的调整，日益增强电网的建设水平，环保方面的成绩日益突出，电力装备技术不断提高。截止2013年底，我国在继电网规模、发电量世界第一之后，我国发电装机容量已超越美国位居世界第一、达到12.47亿千瓦。随着我国电力系统及其自动化水平逐年提升，我国的电力系统供给能力逐步增强，电力供给结构明显改善。
由图1-1可以看出，我国的总装机容量逐年递增。电力是保证经济发展的重要物质基础，经济发展是电力发展的内在动力。随着我国经济水平的不断提高，对供电量的要求也与日俱增。由图1-2可以看出我国近年来发电量与用电量基本持平。但是近来三年的用电量略大于发电量，说明我国的电力系统供给能力仍需加强。
由图1-3可看出，到目前为止，煤炭等化石能源仍旧是中国发电所用的的主要能源。而对于这种非清洁性能源的过度依赖，需要付出巨大的代价，因此政府计划加大力度利用核能、水电和天然气等清洁的能源，以实现能源供应的多样化。尽管我国拥有丰富的能源生产所需的资源，但我国的资源存储区域大多位于西北部地区，而能源主要的消耗中心则位于华北华中华东地区，相距甚远。随着我国经济的进一步发展，要求对发电和输配电的基础设施进行大量的投资改造。于此同时并网风电以及并网太阳能发电发展迅速。未来将有更多的可再生能源电力并入电网，我国在可再生能源发电领域很大发展空间与潜力。且目前来看我国的电力供给结构已经明显改善。
2 电力系统发展方向
现如今，一场针对于电网功能的根本性的变革正在发生。电能已成为全球最重要的能源之一，放眼全球，已经开始逐渐形成了以电为中心的能源的开发利用格局，并且这已经成为全球能源发展的战略方向。变革的一大原因是由于风能、太阳能等可再生能源使用量的增加。一方面由于我国国民经济的持续高速发展，但是能源供应基地和主要的用电负荷中心均距离很远，并且这些主要的能源供应地大量位于西北部地区，当地的原有电网基础设施十分落后，对于新增输电量无力承担；另一方面由于风能、太阳能这些能源的供应的不连续性以及难以预测性，因此大家都希望能够实现远距离输电。综合以上几点，故我国将以特高压电网为骨干网架、各电压等级电网协调发展的坚强电网建设作为发展智能电网的物理基础[1]。
在未来20年内，用户将可能看到电力系统的一些特性：概率几乎为零的大面积停电；非常少的本地区域电力供应中断，以及在电力中断下的快速电力恢复；优质的电能质量；用户能根据价格信息和其他经济刺激方式（比如需求相应）来多方面选择买电和用电服务，或通过DER进行储能；增强的低成本电能输送能力；高效的电网运行能力；控制系统、电力电子以及分布式电源的即插即用；提升的对外部物理攻击或者自然灾害的抵御能力；更加环保。这种未来的电力系统称为“智能电网”。
3 坚强智能电网的建设
电网是现代社会的关键基础设施。对电力系统基础设施进行换代的传统做法主要是兴建新的发电厂，架设新的输电线路，建造新的变电站，添加其他相关设备等。但现在从取得授权到选择路径到建设新线路的每一步都已变得极其困难、昂贵和费时。许多电网正在老化，并受到各种运行方案的困扰，几十年前建设这些电网时还从未考虑到这些挑战。从根本上说，智能电网是一种输配电系统，其本质就是能源代替和兼容利用。
我国所发展的智能电网的理念，是坚强智能电网。其具有网架坚强、广泛互联、高度智能、开放互动等显著特点。现代电网所提炼的智能电网主要有以下7个主要特征：自愈、互动、坚强、优质电能供应、兼容各种发电和储能系统、活跃市场、优化资产和高效运行[2]。
智能电网的发展和实现对现有技术提出了一系列新的要求。主要涉及四个关键的技术领域。下面进行浅略分析。
3.1 集成通信
集成通信建立智能电网的基础。随着通信技术的发展，配电自动化也在一定程度上发展起来了，低速的SCADA系统以及EMS的应用已经成功集成了区域输电组织、发电厂等部分，但是这些应用还是缺少全面的系统集成，高速的通信体系才是智能电网所需要的。电力载波技术已经使用很多年了。电力宽频通信技术目前也已经发展起来并成功得到应用。同时，无线技术也被应用到不同领域。但是这些技术在电网通信体系中并未得到很好应用，在用户侧得也未得到充分的应用。
3.2 传感与测量
参数测量对用户、公共事业包括保护系统的推进应用主要表现在用户所在地设备和电力服务商之间的通信；高级计量；分时电价、实时电价；负荷控制；基于网页的计量信息和能源分析；停电检测和通知；多个地点或设备的计量集合；用户发电装置的集成；远程电能质量监测和服务；远程设备信息诊断；窃电控制；建立能量管理系统；基于实时电价的自动负荷控制；总电能消耗监测等方面。我国已有的电力监视系统，部分已经商业化，部分目前正在研究中。在目前发展的传感和测量技术中，广域测量系统（WAMS）可能是最有潜力增强电网稳定的技术。
3.3 高级电力设施
电网的耳目股肱莫过于是高级电力设施，最前沿的研究成果如超导、储能和电力电子等技术均将会在下一代的电力设备中应用，这将使电网的更大输电量，更稳定的系统，更好的电能能力，更高效的电力效率和实时的系统诊断这些目标得以实现。将高级电力设施连接在一起，便可以构成复杂系统，例如微网。高级电力设施都是基于电力电子学技术的，柔流输电系统（FACTS，包括UPFC，DVAR，SVC等）就是很好的例子。高级电力设施主要分以下几类：有电力电子装置、超导装置、分布式发电、复杂系统、复合导线以及电网友好型装置[3]。
3.4 高级控制方法和决策支持
智能电网不仅仅要实现数据的收集，更重要的是需要对收集的信息进行分析与决策。智能电网一方面要满足个人终端用户与电网系统的交互需求，另一方面也要满足电网控制系统供电稳定的要求。电力系统的稳定性分为静态稳定和暂态稳定两种类型。通过智能电表获取到用户用电数据后，进行静态和动态预想事故分析。智能电网能对用户用电行为进行预测和建议。还可以通过对电力系统的进行数据分析，保证智能电网的决策具有科学性和实践性。
4 结语
本文在对电网现状进行分析之后，阐述了现在电网发展所遇到的挑战以及今后的发展方向，最后对电网未来的发展方向――坚强智能电网进行了浅略介绍。总而言之，一个现代化的坚强智能电网将为电力系统带来以下变革：降低高峰负荷和发电设备容量；消除用于新建输配电基础设施和电厂的投资费用；降低输配电线路损耗，并同时降低运行和维护费用；改变负载模式，调整潮流方向，改善电压水平和系统稳定性[4]；允许负载侧的能量储存系统和分布式发电参与系统的调度和运行；通过广域监视系统、通信系统和运行反馈控制，进行实时的预想故障分析；为电力公司提供先进的可视化手段，以提升其监视整个系统的能力。
参考文献：
[1]关敬东.智能电网与低碳经济的认识与思考.供电企业管理，2010.
[2]赵巍.基于数字化通信技术的智能电网应用前瞻.科技信息，2012.
关键词：火力发电厂；电气主接线；高压电气设备选择；短路电流计算
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）09-0127-04
1 电气主接线
1.1 电气主接线综述
发电厂、变电站的电气主接线是电力系统接线的重要组成部分，是由发电机、变压器、断路器、隔离开关、电抗器、互感器、避雷器等高压电气设备以及将它们联系在一起的高压电缆和母线组成。设计一个科学合理的电气主接线，不仅与电力系统整体及变电站本身运行的可靠性、灵活性密切相关，而且对发电厂、变电站的电气设备选型、配电装置、继电保护配置和控制方式都有重大意义。
1.1.1 电气主接线的基本要求。
（1）保证必要的供电可靠性。供电可靠性是电力系统生产和分配电能的首要任务，电气主接线应满足这一要求。衡量电气主接线可靠性的标志包括：断路器检修时能否不影响供电；断路器或母线故障及检修时，尽量减少停运回路数和停运时间，并保证对重要用户的供电；尽量避免发电厂、变电所全部停运的可能性；大机组、超高压电气主接线应满足可靠性的特殊要求。
（2）保证电能质量：电压、频率和波形是表征电能质量的基本指标。电气主接线设计是否合理对电压、频率有着重要的影响。
（3）具有一定的灵活性和方便性：电气主接线应能灵活地投入和切除某些机组、变压器及线路，从而达到调配电源和负荷的目的；并能满足电力系统在事故运行方式、检修方式和特殊运行方式下的调度要求。
（4）具有一定的经济型：电气主接线力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器及避雷器等一次设备的投资，要尽可能简化继电保护和二次回路，以节省二次设备和控制电缆。
1.1.2 基本接线方式。电气主接线的基本接线形式一般包括单母线接线、单母线分段接线、单母分段带旁路母线接线、双母线接线、双母分段接线、双母线带旁路母线接线、一台半断路器接线、变压器-母线组接线、桥型接线、多角型接线、单元接线。
1.2 电气主接线的基本设计
1.2.1 设计原则。电气主接线的基本设计原则是以设计任务书为依据，以相关的政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方面，尽可能地节省投资，就地取材，力争设备元件和设计的先进性和可靠性。还要根据国家电力负荷增长规划，给出所设计发电厂的容量、机组台数、电压等级、出线回路数、主要负荷要求、电力系统参数等。
1.2.2 设计步骤。电气主接线的设计经历可行性研究阶段、初步设计阶段、技术设计阶段和施工设计阶段。具体步骤如下：
（1）对原始资料进行分析。包括工程情况、电力系统情况、负荷情况、环境条件和设备供货情况。工程情况包括发电厂类型、设计规划容量、单机台数、最大负荷利用小时数及可能的运行方式等；电力系统情况包括近期及远景规划等，发电厂或变电站所在电力系统中的位置和作用；负荷情况包括负荷的性质及其地理位置、输电电压等级、出线回路数及输送容量。
（2）主接线方案的选择。根据任务书的要求，结合原始资料分析，对电源和出现回路数、电压等级、变压器台数、容量及母线结构等综合考虑，进行可靠性计算，淘汰不合理方案，确定最终方案。
（3）短路电流计算和主要电气设备选择。对选定的电气主接线进行短路电流计算，选择出合理的电气设备。
（4）绘制电气主接线图。
（5）编制工程概算。
2 火电厂150kV电气主接线
2.1 火电厂电气主接线
本电厂为2×350MW燃煤发电机组，内设150kV配电装置，出4回线路接入150kV系统。采用3/2断路器接线方式，2台发电机组经主变压器升压接入150kV母线。全厂设置1台启动/备用变压器，作为电厂机组起动和备用电源；设置1台150/20kV城市供电变压器（TFT），分别由150kV母线引接。厂用电系统采用6.3kV和400/230V两级电压等级。
2.2 电气主接线图
电气主接线图如图1所示。
3 继电保护和短路电流计算
3.1 短路电流计算综述
3.1.1 短路电流计算的目的。
（1）为确保所选设备在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作，需要进行全面的短路电流计算。
（2）在设计屋外高压配电装置时，需校验软导线的相间和相相对地的安全距离。
图1
（3）在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。
（4）接地装置的设计，需用短路电流。
3.1.2 短路电流计算的规定。
（1）电力系统中所有电源均在额定负载下运行。
（2）短路发生在短路电流为最大值的瞬间。
（3）应考虑对短路电流值有影响的所有元件。
（4）选取可能发生最大短路电流的正常接线方式。
（5）应按工程设计容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划。
（6）短路点选取通过电器设备短路电流为最大的地点。
3.1.3 计算步骤。
（1）选取不同的短路点进行短路电流计算。
（2）绘制相应的短路电流计算阻抗图。
（3）计算各元件的正、负及零序阻抗（电抗）。
（4）计算短路电流冲击值。
（5）计算全电流最大有效值。
（6）计算短路容量。
（7）绘制短路电流计算结果表。
3.2 短路电流计算
3.2.1 原始数据（表1）。
3.2.2 取基准值 基准容量Sj（MVA） 1000 基准电压 Uj（kV） 6.3 20 157.5
3.2.3 短路电流计算接线图（图2）。
3.2.4 计算结果（表2）。
4 导线及电气设备选择
4.1 150kV导线
4.1.1 150kV主母线选用耐热铝合金导线2×NRLH60GJ-
1440/120，分裂间距为200mm。
4.1.2 主变进线为2×LGKK-600，分裂间距为200mm。
4.1.3 过渡母线及设备连接导线为2×LGJQT-1400，分裂间距为200mm。
4.1.4 起备变和城镇变出线为LGJ-400/25。
图2
4.2 主变压器
4.2.1 额定容量：420 MVA
4.2.2 型式：三相
4.2.3 变比：157.5±2±2.5% / 20 kV
4.2.4 阻抗：14%
4.2.5 冷却方式：OFAF
4.2.6 接线组别：YN，d11
4.3 150kV SF6断路器
4.3.1 型号：LTB170D1/B
4.3.2 型式：瓷柱式
4.3.3 额定电压：170kV
4.3.4 额定电流：3150A
4.3.5 额定短路开断电流：40kA
4.3.6 3s短时耐受电流：40kA
4.3.7 额定峰值耐受电流：100kA
4.4 150kV隔离开关
4.4.1 型号：GW4-252 / GW10-252
4.4.2 型式：双柱式
4.4.3 额定电压：220kV
4.4.4 额定电流：3150A
4.4.5 3s短时耐受电流：50kA
4.4.6 额定峰值耐受电流：125kA
4.5 150kV电流互感器
4.5.1 型号：LB7-170WTH
4.5.2 型式：户外、油浸
4.5.3 额定电压：170kV
4.5.4 额定一次电流：2×1250A
4.5.5 额定二次电流：1A
4.5.6 准确等级：0.2S/0.2S /5P30/5P30/5P30/5P30/5P30
4.6 150kV电压互感器
4.6.1 型号：TYD150/√3-0.01（0.005）H
4.6.2 型式：户外、电容式
4.6.3 额定电压：150kV
4.6.4 电压比：单相
4.7 150kV避雷器
4.7.1 型号：Y10W1-140/360W
4.7.2 型式：金属氧化物避雷器
4.7.3 额定电压：140kV（有效值）
4.7.4 标称冲击电流残压：360kV（峰值）
参考文献
[1]刘宝贵，杨志辉，马仕海.发电厂变电所电气部分（第
二版）[M].北京：中国电力出版社，2012.
[2]周浩，王慧芳，杨莉，孙可.电力工程[M].杭州：浙
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[3]熊信银，朱永利.发电厂电气部分（第四版）[M].北
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[5]唐志平，杨胡萍，郭晓丽，邹一琴.供配电技术（第二
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