桐乡配电网20 kV升级改造的实践

（桐乡市供电局，浙江桐乡314500）

桐乡配电网20 kV升级改造的实践

曾建梁

（桐乡市供电局，浙江桐乡314500）

桐乡配电网从2010年开始进行20 kV的升级改造，至今20 kV配电网已经初具规模。对桐乡20 kV配电网升级改造的主要技术原则进行阐述，同时对20 kV配电网2011年运行情况进行分析，从而提出了后续升级改造的相应改进措施。

20 kV；配电网；改造

0 引言

随着社会经济的快速发展，配电网的建设规模也在不断扩大，城市配电网供电能力不足与空间资源紧张的矛盾也日益严重，成为制约配电网发展的主要因素。为适应国家节能减排的战略要求，提升配电网的供电能力与适应性，降低电网损耗和供电成本，减少电力设施占地资源，经国家电网公司批准，桐乡电网从2010年开始进行全境20 kV建设与改造试点工作。目前已建成洲泉镇域、桐乡开发区部分区域的20 kV供区，20 kV负荷达16万kW，占桐乡电网中压负荷的19%，20 kV中压配电网已初具规模。

在对20 kV配电网运行进行分析的基础上，探讨桐乡20 kV配电网升级改造的相关技术原则，可为后续升级改造以及其他地区的推广应用提供参考。

1 20kV配电网建设的必要性

20 kV配电网的建设是桐乡电网和地方经济发展的需要，其必要性主要有以下几个方面：

（1）土地空间资源限制的必然结果。2010年桐乡最大负荷960 MW，预测2030年最大负荷可达到2 790 MW。按照以往的发展模式，桐乡电网到2030年将规划220 kV变电站8座、110 kV变电站43座，即在目前基础上增加1倍以上的变电站和近2倍的高压线路走廊。这对于桐乡这个平原地区来讲，以这样的电网建设模式，难度很大，对当地的国民经济发展影响也很大。

（2）提高供电可靠率和电压合格率。2009年桐乡城镇供电可靠性99.987%、户均停电1.14 h、电压合格率99.87%；农村供电可靠性99.786%、户均停电18.78 h、电压合格率99.43%。而2004年中压采用20 kV并全部实现了配电自动化（DAS）的韩国，2004年供电可靠性99.9964%、户均停电18.9 min、电压合格率99.9%。

（3）优化中压配电网网架。桐乡原有10 kV配电网绝缘化率低（仅23%）、环网率低（仅71%）、每条线分段数低（平均1.32段/条）。如果不进行20 kV升级改造，10 kV配电网也需要优化。因此通过20 kV改造，同步进行网架优化，按照要求增加分段开关（按配网自动化选型），提高环网率和绝缘化率。

（4）新形势下客户供电的需要。桐乡近年来新增客户用电平均报装容量逐年提高，10 kV供电容量超过8 000 kVA一般需要考虑35 kV或110 kV供电，不仅企业投入成本高，而且企业接入电网的高压走廊也将影响城市的发展。

2 20kV配电网改造的技术原则

桐乡在20 kV配电网升压改造过程中，尽可能利用原有10 kV存量资产。根据国家相关的技术要求和浙江省电力公司《10 kV配电网升压至20 kV改造技术原则（试行）》，结合对设备改造的研究，现有主要10 kV设备利用情况如下：

（1）10 kV杆塔可在20 kV线路中使用（12 m以下杆塔除外）；规划的干线按照绝缘线改造（原10 kV绝缘线不更换），支线导线保留（截面不足除外）；更换绝缘子、避雷器及原有10 kV电气设备。

（2）按照浙江省电力公司相关技术原则，20 kV系统采用中性点有效接地系统。根据测算[1]，约有90%以上10 kV线路可以升压至20 kV正常运行，10 kV电缆经评估和试验合格后即可升压；所有的电缆头、中间接头等电缆附件应相应更换为20 kV电压等级；10 kV全绝缘电缆分支箱、电缆对接箱基本满足20 kV电压等级要求。

（3）10 kV开关柜通过增加绝缘板等方式增强绝缘水平，同时更换电流互感器（TA）、电压互感器（TV）等设备后，可以实现升压改造。开关柜改造后经权威机构试验合格，改造费用仅为购买新柜的1/4左右。

（4）通过更换线圈、采用新型绝缘材料等方式，已经实现10 kV油浸式配电变压器（简称配变）的改造，并通过权威机构的试验，改造费用为现有变压器价格30%左右。但对S7系列及以下高损耗油浸式配变、运行时间超过15年以上油浸式配变、干式配变采取直接更换方式。

（5）环网柜设备中，如北京ABB的SAFE型柜等原按24 kV标准设计，设备可以进行局部升压改造（仅更换原10 kV的TA等设备）。

（6）箱式变压器箱内的配变型式若为普通油浸式配变的，可以升压改造；若为干式变、非晶合金变、卷铁芯油变之一的，不能作等容量升压改造，应更换为新的20 kV电压等级的配变，配变尺寸应和原箱体尺寸相协调。高压环网柜若是按20 kV设计制造的，可以进行升压，否则需要更换。

3 20kV配电网运行分析

到2011年9月底，已投运110/20 kV变电站10座，主变压器（简称主变）容量100万kVA；投运20 kV线路62条，长度400 km；专用变压器（简称专变）280台容量137 305 kVA；公用变压器（简称公变）210台共5 600 kVA。20 kV配电网设备占中压配电网的15%左右，通过2011年9个月的运行，20 kV配电网在提高供电能力、优化网架等方面效益显著，但也发现了不少问题，分析如下：

（1）20 kV配电网跳闸次数较10 kV明显增多。2009年、2010年中压配电网跳闸次数分别为165次、234次，2011年前9个月10 kV配电网共跳闸98次、20 kV配电网共跳闸166次。2011年雷季时间相对较短，但前9个月中压配电网已跳闸274次，比前2年跳闸次数多，其中占中压配电网设备比重15%的20 kV配电网跳闸次数却占了61%。

（2）20 kV配电网系统中性点小电阻接地方式下，零序跳闸次数比例大。2011年前9个月，20 kV零序跳闸共计135次，占全部20kV跳闸次数的81%，主要原因是20 kV系统中性点小电阻接地方式（大电流接地系统）下，单相故障造成的弧光无法自熄，必须通过保护跳闸，20 kV配电网跳闸次数统计见图1。

图1 2011年桐乡20 kV配电网跳闸分月统计

（3）20 kV配电网跳闸季节性强。1月、2月、6月、7月、8月和9月跳闸次数最多，其中8月达52次；其他月份相对较少，其中4月仅1次。2011年前9个月中，10 kV配电网跳闸主要原因是雷击，共48次占比49%。20 kV配电网跳闸中，原因不明的共75次，占比45%；鸟害原因共53次，占比32%；雷击原因共34次，占比仅20%。通过故障录波器的分析，故障巡线原因不明的故障相基本为下侧导线，经过现场查看，结合鸟类习性（桐乡地区较大型的鸟类主要是喜鹊，1—3月为喜鹊做窝期，6—8月为小喜鹊长大期），基本判断为鸟害。

（4）20 kV配电网跳闸巡线无异常的比例大。有占45%的20 kV零序跳闸巡线后无异常，这主要是因为在中性点小电阻方式下，单相接地动作时间短且故障电流较相间故障小。从保护记录上查到，一般20 kV零序跳闸动作电流为2.6 A（二次值），而20 kV三相短路保护动作值为40～50 A（二次值），因此零序跳闸对设备的损害比相间短路要小，也不太容易留下痕迹。

（5）20 kV配电网短路容量较10 kV大，造成相间故障时短时电压升降影响面大。根据规划设计导则要求，10 kV，20 kV的短路电流分别按16 kA，20（25）kA控制。因此嘉兴地区110/10 kV的主变，4万kVA和5万kVA的主变阻抗电压分别取14%，17%；而110/20 kV的主变，8万kVA的主变阻抗电压取12%。20 kV相间故障，导致非故障线路及与供区不同110 kV变电所中压出线用户电压升降。事实上，10 kV相间故障也会造成短时电压升降，但影响没有20 kV大。以桐乡220 kV百桃变电站供电的110 kV新区变电站（1号主变为110/10 kV的4万kVA主变，2号主变为110/20 kV的8万kVA主变）为例，分别以1号、2号主变低压侧母线三相故障为计算条件，结果表明：20 kV侧相间故障对百桃变电站110 kV母线电压升降的影响，要比10 kV侧大一倍。

4 20kV配电网后续建设的展望

结合20 kV配电网的运行分析以及国外20 kV配电网的建设情况，对20 kV配电网后续建设技术原则探讨如下：

（1）中性点接地方式。在20 kV配电网中，3种中性点接地方式即中性点不接地方式、中性点经小电阻接地方式和中性点经消弧线圈接地方式，按照电容电流的计算结果选取任1种方式，技术上均为可行[2]。浙江电网对20 kV中性点要求为经小电阻接地方式，主要是考虑到对10 kV设备的利用，但是这也牺牲了用户尤其是农村用户的供电可靠性。因此，在近期可以按中性点灵活接地方式建设，即所有保护均按中性点小电阻方式配置，在正常方式下中性点为消弧线圈接地，在单相故障后3 s后（根据实际可调整）自动投切小电阻（并联），通过零序保护切除故障，8 s后小电阻退出。通过灵活接地方式，既可以避免大部分零序跳闸（非永久故障），又可以利用大部分10 kV设备。但是由于存在短时（3 s加零序动作时间）过电压，对于用户侧的开关柜不建议采用10 kV升压的方式改造。

（2）网架建设和分支开关选取。20 kV配电网远景按照《浙江省配电网规划设计导则》进行规划，其中架空线路主要以多分段多联络方式组建，电缆网主要以双环网方式组建。架空线路的建设中，线路分段结合用户户数、装机容量大小和线路长度等因素设置，一般按每3 000～4 000 kVA容量设置一个分段；对于城网线路，一般每段用户数不宜超过8户。同时为减少支线故障对干线的影响，容量超过3 000 kVA的一级支线采用重合器的方式，其余分支采用跌落式熔断器。对于现有10 kV线路的改造，参照上述原则进行优化。

（3）导线绝缘化。20 kV中性点小电阻接地方式下，必须提高绝缘化率降低单相接地的发生。线路有部分故障是由单相转化为相间短路，也有部分故障3 s内弧光无法自行熄灭的，需要通过零序跳闸切除。因此，对于新建20 kV线路要求采用绝缘导线；10 kV线路升级改造时，考虑尽可能利用原导线的原则，以及通过对20 kV网架的优化，仅对主干线要求必须按照绝缘线改造。

（4）线路及线路设备的绝缘化处理。通过对20 kV跳闸的分析，大部分的故障均由于线路绝缘化不到位引起的，如前期10 kV线路升级后导线仍为裸线、部分跳线为裸线、负荷开关相间距离不满足要求等原因。线路设备的绝缘不到位，极易引起鸟害（鸟窝和小鸟嬉戏）的发生。因此要求对于裸线在绝缘子处安装绝缘护套；引线采用绝缘线；对线路设备接头处作绝缘包覆；部分无法绝缘包覆的设备，必须调整安装方式并安装驱鸟器以减轻鸟害影响。

（5）20 kV配电网的防雷。在桐乡20 kV配电网改造的初期，确定的防雷方式为防雷绝缘子或防雷金具、耦合地线、避雷器（带间隙）3种。从9个月的运行情况来看，防雷绝缘子由于存在裸露的放电间隙，不利于防鸟害，不建议采用。

（6）用户建设原则。为减少跳闸对用户的损失，对于20 kV接入用户，按照GB 50052-95《供配电系统设计规范》的要求，“对允许中断供电时间为毫秒级的供电，选用蓄电池静止型不间断供电装置”。同时对用户的低压总开关按照延时脱扣器（延时5 s）的方式配置。

（7）同步建设20 kV配电网自动化。同步建设分段开关，按照配电网自动化要求建设和运行，减少线路跳闸故障处理的停电时间。

5 结语

桐乡电网在快速发展过程中，面临四大“难以为继”：土地空间资源难以为继、友好电网建设难以为继、社会责任要求难以为继、投资和人力成本难以为继。而20 kV配电网升级改造在提高电网供电能力、节省电网资源（站址和通道）、降低投资和网损、节能环保等方面均具有优势。因此在桐乡地区推广20 kV电压等级的配电网，是可持续发展的必然选择。

桐乡20 kV配电网建设与改造是国家电网公司的试点，由于是在原有10 kV的基础上进行的升级改造，因此该试点项目的成功对于国内大部分地区均具有推广价值。虽然目前投运的20 kV设备占中压比重仅15%，但是主要供区集中在桐乡负荷密集区和雷害、鸟害密集区，进一步解决20 kV配电网运行中的问题，将更有利于其他区域的升级改造。

[1]马苏龙，许志龙，许扬，等.10 kV电缆升压至20 kV运行的可行性研究[J].中国电力，2009，42（1）∶49-52.

[2]孙可，董朝武，周浩，等.20 kV配电网的中性点接地方式研究[J].能源工程，2010（6）∶1-9.

（本文编辑：杨勇）

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，浙江嘉兴人，高级工程师，主要从事电网规划、配网自动化等方面的研究。