配网“低电压”治理典型示范

来源：智榕旅游

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.................................................1

1.11.21.31.41.51.6

调整电网AVQC系统控制策略..........................................................................................1调整配变分接头档位........................................................................................................2调整配变低压三相负荷....................................................................................................4维修导线及接头，降低接触电阻....................................................................................5维修配变中性点接地装置................................................................................................7整治违约用电.....................................................................................................................8

2.变电站中压母线电压治理...........................................9

2.1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............................................................................122.310kVSVG...........................................................................................................................15

3.中压线路末端低电压治理..........................................22

3.13.23.33.43.5

35kV配电化.....................................................................................................................2210kV线路单向调压器.....................................................................................................2710kV线路双向调压器.....................................................................................................29配电网无功电压三级协调控制......................................................................................3110kV快速开关型串联补偿装置.....................................................................................33

4.配变台区低电压治理..............................................36

4.14.24.34.44.54.64.74.84.9

配变新增布点..................................................................................................................36在线滤油有载调压配变..................................................................................................38单相配电变压器..............................................................................................................43三相自动调容调压配变..................................................................................................46三相不平衡自动调节装置..............................................................................................47低压SVG装置..................................................................................................................54低压无功补偿..................................................................................................................56低压线路动态电压电流调节器......................................................................................59低压线路改造..................................................................................................................64

5.配网“低电压”监测..............................................66

5.1电压监测点设置及数据召测..........................................................................................665.2智能公变监测系统..........................................................................................................675.3配网“低电压”监测系统..............................................................................................68

1.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、科二线下工业用户反映晚上工业电动机无法启动和停机。经过现场测量，晚间21点以后负荷高峰期，塘东2号线永帝工贸专变用户低压侧线电压在346V左右。

110kV古桑变20kVⅡ段母线上有2条20kV线路，线路上有大量夜间工业用电负荷。110kV古桑变电所无功调节系统原先按照设置母线电压上下限（设置电压上限21.2kV，电压下限20.2kV）进行电容器投切。晚上21点开始，20kVⅡ段母线电压开始降低，到21:25左右，母线电压降低到19.5kV左右

图1-1-1110kV古桑变20kVII母电压曲线（治理前）

（2）治理措施

对110kV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21.2kV，电压下限20.2kV；晚上21点至早上7点，调整电压上下限为电压上限21.3kV，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

110kV古桑变电站改为动态调压后，20kVⅡ段母线电压波动相对平稳。晚间，母线电压稳定在20.4kV以上；20kVⅡ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，20kVⅡ段母线科二线苏源矿业专变用户的低压电压在394V左右。

图1-1-2110kV古桑变20kVII母电压曲线（治理后）

1.2调整配变分接头档位

1.2.1适用范围

适用于配变最大负载率低于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台区多户低电压的情况。

针对配变未超载且三相负荷平衡度较好的低电压问题，应首先查看配变档位是否合理，配变出口三相电压偏低，优先实施配变调档，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

1.2.2具体做法

（1）问题描述

国网江苏连云港供电公司110kV盐东变10kV东城线470号配变,容量为400kVA，最大负载率为72%，低压供电半径为250m，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197.1V。

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

（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

适用于配变最大负载率低于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配变负荷信息分析三相负荷不平衡特征。配变负载较轻但三相负荷不平衡较为严重应优先调整三相负荷；配变负载较重且同时存在三相负荷不平衡，通过调整三相负荷无法很好解决低电压的问题应考虑配变新增布点。

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、199V。

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。

1.4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团氿线中星湖滨城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相相线压皮虚接，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发现该用户三相电压保持在225V左右，恢复正常。

图1-4-3中星湖滨城14#站1#所变某用户电压曲线（治理后）

1.5维修配变中性点接地装置

1.5.1适用范围

适用于因配变中性点工作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24.7Ω，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3.8Ω，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11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100kW，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原理及适用范围

（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

Qc=ωCU2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QCN，调压器的电压调节范围为0.6UC～UC（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%UC，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

档位端电压（UC）输出容量（QC）

10.6UCN0.36QC

20.65UC

30.7UCN0.49QCN

40.75UC

50.8UCN0.64QC

60.85UC

70.9UCN0.81QC

80.95UC

9UCNQCN

0.42QC0.56QC

0.72QC0.90QC

NNNNNNN

（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。

该方案的实施充分考虑到原有的电容器、电抗器、隔离开关和放电线圈等一次设备继续被利用，使总的投资费用和工程量最小。

（3）改造效果

表2-1-2改造前数据

采集时间07-07-0308:0107-07-0309:0607-07-0310:0207-07-0311:2507-07-0312:1307-07-0313:1907-07-0314:2807-07-0315:3607-07-0315:3107-07-0316:1407-07-0317:1207-07-0318:1007-07-0319:2407-07-0320:2607-07-0321:0907-07-0322:0107-07-0323:11

系统电压（kV）

10.0110.0610.1310.1510.2010.2110.2310.2610.3110.3010.2010.2110.1910.1310.0910.2210.20

系统电流（A）

131.0102.0098.2098.2092.2090.4090.1085.2065.0075.4070.1070.0080.3084.6096.2062.1070.1

表2-1-3改造后数据

采集时间07-09-1002:1907-09-1002:2207-09-1006:2007-09-1006:4607-09-1006:5907-09-1007:25

系统电压（kV）

10.3510.3110.2910.2910.3510.33

系统电流（A）

063.0063.0068.0078.0081.0091.0

功率因数0.830.830.860.850.860.880.840.840.830.850.840.840.880.880.850.900.88

无功缺额（Kvar）1285.01068.0889.0916.0924.0763.0529.0821.0647.0529.0678.0678.0680.0556.0898.0485.0678.0

功率因数0.990.990.990.960.980.97

无功缺额（Kvar）0.060.050.160.370.300.40

07-09-1007:2907-09-1008:1707-09-1008:5507-09-1009:1707-09-1009:2607-09-1009:3207-09-1011:3507-09-1011:5107-09-1011:5507-09-1012:0107-09-1012:0807-09-1012:1207-09-1012:1907-09-1014:0707-09-1014:5207-09-1015:0507-09-1018:24

10.3110.3910.2310.3310.3410.4910.5110.3910.5110.5310.5310.6110.5710.4110.3510.1910.33

106.0113.0088.0111.0084.0113.0100.0100.0090.0085.0080.0076.0073.0096.0086.0098.0095.6

0.980.990.990.990.960.990.990.990.990.990.990.990.990.980.980.990.98

0.390.320.150.330.300.300.010.070.010.070.090.120.080.320.270.200.35

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晶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2-2-1。

ABC

常规断路器（保护用）复合开关智能投切装置复合开关无功补偿装置图2-2-1智能投切装置主接线方案

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110kV岩泉变1#电容器间隔稳定投入运行，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

图2-2-2智能投切装置外观及现场安装图

目前在110kV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。装置每台价格25万左右。

与普通断路器投切电容器比较优缺点见表2-2-1。

表2-2-1变电站10kV无功补偿设备智能投切装置优点产品断路器投切并补智能投切装置并补

功能同时改善功率因数同时改善功率因数

可靠性

电容器开关、电容器易损坏过零投切，稳定良好

2.2.3治理效果

图2-2-3应用前投切电容器的10kV母线电压波形

图2-2-4应用后投切电容器的１０ｋＶ母线电压波形

表2-2-2实施前后效果对比

序号123

实施前

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

功率因数0.9

10kV母线电压合格率99.1%

实施后

到目前为止，电容器、电容器

断路器零缺陷

功率因数提高至0.9510kV母线电压合格率100%

亮点：10kV无功补偿设备智能投切装置”授权实用新型专利和外观专利各一项，发明专利申请中。已在国网浙江丽水供电公司推广，荣获2013年国网公司职工技术创新成果二等奖。

2.310kVSVG

2.3.1原理及适用范围

（1）原理

10kVSVG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：

图2-3-2SVG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，就可以实现补偿负载谐波的目的，其工作原理如下：

图2-3-3SVG谐波抑制工作原理

(2)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1～5：1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

方式1

名称恒无功控制方式电压无功综合控制系统无功控制负荷补偿暂态电压控制

SVG运行方式

说明

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。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。

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。

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。有三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。该方式用于快速调节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

110kV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。110kV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，但由于负载影响，背景谐波中2~13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，110kV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3～13各次谐波电流，又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

QF1QF2一次电缆连接电抗器SVG ±5MvarFC图2-3-4东山变一次系统接线图

从投资效益角度分析，SVG设备的初期投资一般为普通电容器组的6倍，抑制谐波型电容器组的4倍，晶闸管投切电容器组（TSC）的2倍，SVC的1.5倍，SVG设备是昂贵的，但实际上SVG的使用容量及使用范围是以上设备的许多倍。

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，设备可靠性不高。

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、2-3-3。

表2-3-2改造前东山变母线电能质量测试数据

表2-3-3电压波动情况

从表2-3-2可知，2次、4次、5次、7次谐波电流严重超标，同时电压偏差各项也不合格，东山变谐波对电网的危害严重。

2012年9月20日，浙江电网首套10kV可移动式SVG（容量±5Mvar）在国网浙江丽水供电公司110kV东山变投运后，实测上述各类电能质量指标全部合格，10kV母线电压合格率由原先的96%提升至100%，极大改善工业园区电能质量，有效减低网损，提高缙云电网负荷转供能力，缓解局部区域用电紧张局面。

3.中压线路末端低电压治理

3.135kV配电化

3.1.1原理及适用范围

（1）原理

35/10kV配电化变电站是指按照配电标准进行设计与建设的35kV变电站，主要利用35kV变电站退役的旧变压器，容量4000kVA-6300kVA，10kV出线2-4回，遵循小型化、施工运输方便、低造价免维护或少维护、无人值守原则设计。

（2）适用范围

根据负荷密度和负荷间距进行选择，国网福建安溪供电公司主要在茶乡镇，距离变电站12公里以上的制茶负荷中心进行选择，配电化线路利用原35kV线路进行延伸建设，选择导线型号主要有LGJ-95、LGJ－70，综合考虑35kV配电化线路的电压降落不大于7％，线路有功损耗不超过3.2％。主要解决每年“春”、“暑”、“秋”三个季节制茶期间中压配网线路末端低电压和配电变压器出口低电压问题。

3.1.2具体做法

福建安溪县域面积3057平方公里，下辖24个乡镇，是一个典型的近海山区县，年售电量27.4亿千瓦时。境内现有220千伏变电站3座，110千伏变电站14座，35千伏变电站2座，偏远山区仍存在10kV线路供电半径长和制茶期间低电压的问题。按照国网公司《关于印发35kV配电化建设模式的通知》（农技〔2012〕43号），国网福建安溪供电公司近年来建设了12座35kV配电化变电站，有效解决了制茶高峰用电期间中压配网线路末端和配电变压器出口的低电压问题，下面具体介绍祥华35kV后田变配电化建设情况。

（1）祥华35kV后田变配电化建设基本情况

龙涓乡后田村地处安溪县龙涓乡、祥华乡及漳州市华安县交界，距安溪县城90公里，属于偏远山区，该村共有160户800多人，茶叶年产值1.25亿元。10kV美西线平时用电负荷约为410千瓦左右；制茶期间，用电最高负荷达到7763千

瓦，相差近18.93倍，该村原由110kV祥华变10kV美西线供电，供电半径为16.242公里。10kV美西线供电范围为祥华乡新寨村、龙涓乡后田村两个村落31台配变，容量达9950kVA，平时（非制茶期间4月4日）变电站10kV出口电压为10.14kV，末端电压为10.03kV，配变出口最低电压为213V；而制茶期间（春茶5月4日）变电站10kV出口电压为9.96kV，末端电压仅为7.61kV，配变出口电压只有175V，“低电压”情况严重。

表3-1-1110kV祥华变10kV美西线负荷及电压情况

日期5月4日4月4日

日最高

负荷7763kW410kW

变电站10kV出口电压最低值

9.969kV10.14kV

10kV线路末端电压7.61kV10.03kV

配变出口电压最低值175V213V

备注

制茶时段非制茶时段

（2）10kV美西线负荷情况

2014年5月4日（制茶期），110kV祥华变10kV美西线最高负荷7763kW，4月4日（非制茶期）最高负荷410kW，相差18.93倍。（线路T接有小水电，非制茶期间存在倒送）

图3-1-110kV美西线负荷情况

（3）10kV美西线末端电压情况

在距离110kV祥华变电站11.59公里处，10kV美西线寨片支线#25杆在4月4日（非制茶期）10kV电压保持在10.13kV-10.7kV，在合格范围内。而5月4日（春茶期）10kV电压保持在7.61kV-10.72kV，最低电压仅为7.61kV，波动范围大。

图3-1-210kV美西线末端电压情况

（4）祥华后田村W0446台区负荷情况

后田村W0446台区，配变型号为S11-M-400kVA，2011年8月投运，供电用户共计36户。5月4日（制茶期）最高负荷518kW，4月4日（非制茶期）最高负荷仅为32.5kW，相差15倍。

图3-1-3祥华后田村W0446台区负荷情况

（5）祥华后田村W0446台区出口电压情况

后田村W0446台区出口电压在4月4日（非制茶期）维持在230V-240V左右；在5月4日（春茶期）最低电压仅为175V，电压在175-235V期间波动范围比较大。

图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35kV后田变配电化工程，35kV部分：利旧迁移建设35kV变压器（6300kVA）2台，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。

总投资约为70万元。

图3-1-5祥华35kV后田变配电化现场图

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，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7.61kV-10.72kV，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9.75kV-10.52kV，10kV末端电压提升明显。

图3-1-610kV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。

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。

3.210kV线路单向调压器

3.2.1原理及适用范围

（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，延时动作有载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载自动调压。

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)。

3.2.2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

3.2.3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1.02kV；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2.46kV。

通过该调压器一个月输入及输出电压曲线（如下图），可以看出，安装调压器后输出电压较输入电压提高了1-3kV，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。

kV1012

9-06-24 092009-06-25 082009-06-26 092009-06-27 122009-06-28 092009-06-29 062009-06-30 032009-07-01 002009-07-02 232009-07-04 042009-07-05 042009-07-06 012009-07-06 222009-07-07 192009-07-08 162009-07-09 132009-07-10 102009-07-11 072009-07-12 042009-07-13 012009-07-13 222009-07-14 192009-07-15 162009-07-16 132009-07-17 102009-07-18 072009-07-19 042009-07-20 012009-07-20 222009-07-21 192009-07-22 162009-07-23 133.3.1原理及适用范围

3.310kV线路双向调压器

（1）原理

自耦变压器的变比，实现有载自动调压。

图3-2-3单相调压器输入与输出电压曲线

开关内的电机运转，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

电侧电压超过允许范围时，延时向分接开关发送升档或降档指令，控制有载分接

确定线路双向调压器的受电侧和来电侧，然后检测二次侧电压、电流信号，当来

双向调压器控制装置中增加潮流识别模块，通过采集的线路电压、电流信号，

识别线路潮流方向，同时将潮流方向信息传递给控制器。控制器根据潮流方向，

图3-3-1双向调压器原理图

输入电压输出电压（2）适用范围

电压波动大或压降大的10kV联络线；新能源发电（风能、太阳能、小水电发电等）向电力系统输送电能的多电源输电线路。

3.3.2具体做法

（1）应用数量

双向调压器在全国应用超过200台。（2）影像资料

图1高庄线BSVR图3-3-2双向调压器安装示意图

3.3.3治理效果

（1）问题描述

现场运行照片

某10kV线路，线路全长13.632公里，配变装接总容量2450kVA；线路中后端分布四座水电站，总装机容量1475kW。丰水期，变电站母线电压最高达到11kV，小水电出口电压最高时达到12.4kV左右，严重危及了发电机的安全运行以及周围用户的正常用电；

（2）改造措施

在该线路03#杆处安装双向调压器一台。（3）改造效果

该双向调压器投入运行后，小水电出口电压最高为10.25kV。枯水期时（电能主要由变电站提供）线路出口电压稳定在10.5kV左右，用户电压质量合格；丰水期时，小水电向主网输送电能的门限电压明显降低。

测量点

线路50#杆

线路80#杆

安装前安装后

10.9kV10kV

11.8kV10.45kV

3.4配电网无功电压三级协调控制

3.4.1原理及适用范围

（1）原理

引入全寿命周期管理概念，兼顾平衡高、中、低三层配电网的调压需要，在主网AVC系统基础上，增加对配网无功、调压设备的遥控遥调，变分散调控为集中调控，实现全网无功优化。

（2）适用范围

变电站10kV母线所带出线负荷波动大的出线单元。

3.4.2具体做法

（1）应用数量

浙江地区已经开始应用配网AVC监控系统。（2）价格

系统开发建设费用18万左右，其他费用与覆盖范围及接入设备规模有关。（3）影像资料

图3-4-1配网AVC监控系统监控界面

图3-4-2配网AVC监控系统操作界面

图3-4-3配网AVC监控系统调档操作

3.4.3治理效果

（1）问题描述

配网庞大的规模决定了无法依靠人工调度的方式实施运行期措施。有的地区依靠无功补偿装置的自动投切实现，这是一种分散的调控方法，设备动作次数较多，易发故障，且动作策略是立足于单点运行情况的，无法顾全到对全局的调节效果。而目前主网AVC系统，对系统的母线电压控制还仅仅是停留在确保电压合格的层次，无法对母线电压值进行进一步的优化，没有对配网“低电压”问题采取针对性的调控措施。

（2）改造措施

首先，对配网进行规划改造，改善电网结构，选点安装配变无功补偿和线路

无功补偿，选点将无载调压配变改造有载调压分接头，对供电半径过长的线路可选装可调档的线路调压器。

其次，改善配网信息化基础，并改造电网中的线路调压器、有载调压配变、线路无功补偿和配变无功补偿，使电网具有四遥（三遥）能力。对原有的自动无功补偿装置也要进行改造，变分散调控为集中调控。

最后，建立配网无功电压三级协调控制系统，调试配网AVC对配网设备的遥控遥调，使AVC系统具备全网无功电压控制能力。高压配网通过自动调节主变分接头和电容器，保持变电站母线电压和主变高压侧功率因数合格；中压配网通过调整线路调压器和线路柱上无功补偿器，保持同一馈线下的用户电压和单馈线功率因数合格；低压配网通过调整配变智能无功补偿装置和有载调压分接头，保证台区用户电压和功率因数合格。

（3）改造效果

通过实现配电网无功电压三级协调控制，提高了配电网无功电压自动控制水平，全面改善和提高配电网电压质量，规范了配电网调压设备通信规约，降低了运维成本，提高了工作效率。

优化10kV母线电压的同时兼顾母线所挂接的所有馈线的调压需要，在实现了调压目标的同时还有效降低设备动作次数。

优化投切策略，将动作次数平衡到所有设备上，防止个别设备频繁动作导致损坏，优选动作成本较低的设备，进一步提高配网设备运行可靠性。

根据电网实际对无载调压配变的分接头进行在线优化，定期生成整定方案来减少由于季节性负荷带来的低电压问题，使配变分接头尽可能运行在合理档位。

远期将通过GPRS将小水电、风电、太阳能等分布式新能源纳入控制范围中，实现变压器分接头和无功补偿电容器等离散型调节与具有连续调节能力的分布式电源之间的协调控制。

3.510kV快速开关型串联补偿装置

3.5.1原理及适用范围

（1）原理

快速开关型串联补偿装置，采用基于快速涡流驱动技术开发的快速真空断路

器，代替传统串补装置的可控火花放电间隙和旁路开关，结合短路故障的快速识别技术，在线路发生短路后的15ms内将串联补偿电容器快速短接，从而使氧化锌组件所需的能容量大大减少，大幅度缩短了过电压的持续时间。

10kV快速开关型串联补偿整套装置为三相一体式箱式结构，由安装在箱内的电容器组、氧化锌组、放电开关、旁路开关、采样电阻、取能电源和测控装保护置组成。

①串联补偿电容；②氧化锌组件；③限流电阻；④放电开关；⑤限流电抗；⑥采样电阻。图3-5-110kV快速开关型串补装置原理接线图

（2）适用范围

适用于电力负荷比较分散且波动大，长距离供电的配电线路，尤其适用于解决重负载启停时造成的电压波动问题。

3.5.2具体做法

（1）应用数量

在宁夏地区已经开始正式运行。（2）影像资料

图3-5-210kV快速开关型串联补偿装置安装示意图

3.5.3治理效果

（1）问题描述

国网宁夏固原供电公司南郊变10kV114中河线，在装配电变压器171台，配变总容量为14.874MVA，最大负荷电流272.59A，负荷率为31.74%。重负荷集中在主干线124#杆附近，实测10kV侧只有8.7kV，供电电压偏差达-13%。

（2）改造措施

综合考虑补偿效果、少占耕地和施工等因素，在82#杆和83#杆之间安装10kV快速开关型串联补偿装置一台。

（3）改造效果

10kV114中河线安装10kV快速开关型串联补偿装置，项目投资仅50万元，电压调节效果良好。

在南郊变10kV母线和串补装置安装处各装设一组在线式电能质量检测仪，实测线路电流47A及187A时的补偿效果如下：

表3-5-1负荷电流为47A时补偿效果

测点南郊变串补装置

数据来源实测实测

补偿前10.404kV9.830kV

补偿后10.408kV10.000kV

电压提高0.004kV0.170kV

补偿效果0.038%1.729%

表3-5-2负荷电流为187A时补偿效果

测点南郊变10kV母线

补偿前10.285kV

补偿后10.338kV

电压提高0.053kV

补偿效果0.515%

串补装置安装处82#杆

主干线161#杆主干线385#杆

8.643kV8.050kV7.312kV

9.571kV9.050kV8.406kV

0.928kV1.0kV1.094kV

10.737%12.420%14.962%

4.配变台区低电压治理

4.1配变新增布点

4.1.1原理及适用范围

（1）原理

配变新增布点是针对现有配变布点和低压台区负荷分布不合理等问题，通过增加配变布点，解决由于低压供电半径过长、配变重超载等造成的配网D类用户低电压问题。

（2）适用范围

适用于无法通过配变调档、低压三相负荷调整、投切无功补偿装置等方法解决的D类用户低电压。能有效解决因低压供电半径过长引起的末端用户低电压和配变重、过载引起的配变出口电压偏低等问题。配变新增布点后应同步进行低压台区改造。

4.1.2具体做法

（1）应用数量

自2014年低电压排查治理工作开展以来，国网江苏电力公司共计新增布点配变878台，排查整改配变出口电压偏低台区9405台，排查整改供电半径过长台区5397个。

（2）管理要求

强化低电压风险管控，建立健全配变负载及其出口电压和D类用户电压采集、监测与分析机制。充分利用PMS、GIS、用电信息采集系统及现场实测等多种手段，对配变供电半径、导线线径、配变负荷及电压水平进行全面掌控，以D类用户低电压事件为切入点，系统分析低电压原因，制定整改措施。

一是加强用电信息采集系统D类用户越下限和低电压报修工单分析和整改。二是开展低压供电半径过长（市区大于250m、市郊及城镇大于400m、农村大于500m）和配变出口电压低于额定值5%的台区末端用户实测与整改（在负荷高峰

时段抽取不小于台区用户总数的10%）。三是加强用电信息采集系统中重过载配变台区监测、分析与整改。

4.1.3治理效果

（1）问题描述

国网江苏连云港供电公司110kV北郊变10kV丽景线3508#五里墅公变末端D类用户（用户编号：4600030457）出现低电压，负荷高峰时空调等电器无法启动，现场实测该用户电压为194.5V。用户电压曲线和该台区低压接线图如下：

图4-1-1五里墅公变末端某用户电压曲线（治理前）

图4-1-2五里墅公变低压台区接线图（改造前）

（2）改造措施

丽景线3508#五里墅公变低压供电半径为530m，仅末端用户电压低，配变出口和其他用户电压正常,经分析为供电半径过大所致。

在10kV丽景线3508#五里墅公变南侧新增五里墅2#公变，切割10kV丽景线3508#五里墅公变原有负荷，缩短低压供电半径。

（3）改造效果

配变新增布点后，低压供电半径缩短为250m，负荷高峰期现场实测末端用户电压为227.1V，电压恢复正常。切割后台区低压接线图及用户电压曲线图如下:

图4-1-3新增五里墅2#公变后低压接线图

图4-1-4五里墅公变末端某用户电压曲线（治理后）

4.2在线滤油有载调压配变

4.2.1原理及适用范围

（1）原理

在线滤油有载调压配电变压器可在带负荷条件下切换分接头，改变变压器的变比，起到调整电压、降低损耗的作用。

普通有载分接开关在动作过程中因电弧会产生游离碳，污染绝缘油而降低绝缘强度，每两年或动作5000次需更换绝缘油并对变压器进行试验。与之相比，FL系列有载开关具有在线独立滤油功能，开关切换后能自动过滤开关油室里的绝缘油，使绝缘油保持较高清洁度，保证了开关使用寿命和安全运行，理论上运行5

至6年不需要进行维护。

在线滤油有载调压配电变压器同时还装设了电压调节及无功综合自动控制装置（简称配变VQC）。电压无功综合自动控制装置可以根据电压及功率因数变化，判断并发出指令自动调节有载分接开关档位或投切电容器组。

配变电压、电流状态升/降档CPU处理器开关量输出电容器组状态投/切电容器有载开关状态图4-2-1配变VQC自动控制装置原理图

（2）适用范围

适用于因低压负荷波动造成低压线路首末端电压降变化大的台区；因10千伏线路末端电压变化造成配变出口电压波动大的台区；无功补偿装置容量不足或补偿方案不合理的台区。

4.2.2具体做法

（1）应用数量

在线滤油有载变压器已在浙江省应用超过700台。（2）价格

价格与设备容量相关。国网浙江奉化供电公司普通变压器（1800千伏安以内）改造成有载自动调压配变的投资成本如下：

表4-2-1投资成本表

序号1234

材料名称

FL带在线滤油开关（Y接）VQC-2009电压无功控制装置合计金额

备注：采用FL带在线滤油（△接）开关另增2000元

单位台只

数量11

价格（元）16000700023000

（3）管理要求

有载自动调压变压器的安装跟普通配变安装基本没有区别。若需要对电容器进行综合控制，有载自动调压变压器安装上台架后，须按配变容量大小20%-30%装配相应的电容器组。

每月（特别是冬、夏负荷高峰期）对有载自动调压变压器的运行情况进行巡视，对本月调档动作次数、电容器投切次数、分接开关滤油机动作次数等重要数据进行记录，发现缺陷时及时安排检修。

有载自动调压变压器分接开关投入运行经过6万次切换后（经测算，一年投切的次数一般在4000次左右），应对滤油滤芯进行更换，可结合变压器大修对开关进行吊芯检修。检修时，开关芯子从油中取出暴露在空气中的时间最长不得超过10小时，空气相对湿度应不大于65%，否则应重新进行干燥处理。

（3）影像资料

图4-2-2现场安装效果图

4.2.3治理效果

（1）问题描述

国网浙江奉化供电公司1#河头公变为普通无载变压器，由于早晚用电负荷差异较大，造成低压侧首末端电压超上限，电压合格率偏低。

改造前，8月12日的首端电压监测情况：

改造前，8月12日的末端电压监测情况：

图4-2-3河头1＃变改造前首末端电压曲线图

（2）改造措施

将原有5档无载变压器改造成5档有载调压变压器，有载开关内安装在线滤油装置，省去了有载开关的维护保养，当10kV电压在9500V～10500V波动时，或负荷变化引起低压侧电压波动，自动调压控制器就驱动开关切换分接头位置，改变变压器的变比，使低压侧电压首端始终保持在220V～235V之间。末端由于压降相应会再低一些，具体视线路的线径、距离、负荷大小而定。

（3）改造效果

改造后配变首末端电压监测曲线如下：

改造后，8月18日的首端电压监测情况：1#变有载调压配电变压器经过无载改河头河头1#1#变有载调压配电变压器经过无载改2009年8月17日安装完成。有载后于有载后于20092009年17日安装完成。

改造后，8月18日的末端电压监测情况：1#变通过改造前从以上河头从以上河头1#1#变通过改造前

后首端和末端的电压跟踪记录来

24小时内电看，改造后，首末端看，改造后，首末端2424小时内电

压均在+7和－10允许电压合格规压均在+7+7和－和－1010允许电压合格规定范围内。

图4-2-4河头1＃变改造后首末端电压曲线图

从改造前后的数据对比分析来看，无载变压器改造后，电压合格率达到100%，还可以采用9档、精度为2.5%的有载调压开关，当10kV线路电压在9000V～11000V之间波动时，变压器的二次输出电压可以稳定在220V±2.5%，即使线路

电压低至8000V，变压器输出首端也能达到205.8V。改变无载变压器调压需停电的现状，做到不限时间、不限次数，自动调节电压。

综合利用调节分接开关对电容器进行自动投切功能，还可弥补系统无功的不足，改变网络中的无功分布，达到更好的治理效果。

4.3单相配电变压器

4.3.1原理及适用范围

（1）原理

单相配电方式，指配电变压器采用单相配电变压器，低压侧供电制式采用单相二线或单相三线的供电方式。低压侧采用单相二线供电制式的单相配电方式称为单相二线配电方式，低压侧采用单相三线供电制式的单相配电方式称为单相三线配电方式。

单相配电方式主要在三个方面与三相配电方式存在差异，一是10kV部分，二是配电变压器部分，三是低压线路部分。与传统的三相配电方式相比，其特征为：①采用了单相配电变压器。②单相配电变压器低压供电制式采用单相二线制或单相三线制。③中压供电线路可采用三相或单相二线。

单相配电方式的主要特点是中压分散配电，靠近居民用户供电。单相配电变压器是单相配电方式的核心，与同容量三相配电变压器相比，具有空载损耗低、工艺简单、重量轻、体积小、噪声小、安装方便、运输费用低等优势。单相供电模式的应用需要一定的条件才能达到预期的效果，总的来说，单相配电方式具有以下优点：

1）降低金属消耗，有利资源节约。

单相配电变压器比同容量的三相配电变压器轻20%左右；在负荷较小的地区，单相配电的低压线路导线用量相比三相配电可节约50%以上，有效降低了金属消耗，有助于资源节约。

2）降低低压线损，有助于电网降损节能。

工程实践表明，单相配电变压器的合理应用，可以有效降低低压线损。3）单相配电变压器的合理应用可降低电网投资。

同容量单相配电变压器投资低于三相配电变压器；负荷较小时，同负荷、同导线型号的单相低压线路投资也低于三相四线低压线路。综合来看，单相配电变

压器的合理应用可降低投资。如果一台三相配电变压器置换为二台及以上单相变压器，变压器总投资将增加，但综合投资是否增加需视具体情况确定。

4）单相配电变压器应用方便、灵活，为解决用电需求提供了新的手段。单相变压器体积小，重量轻，便于安装且占地面积少，易于深入负荷中心，利于满足电网拓展和狭窄区域用电需要，灵活方便。

5）单相配电变压器的合理应用可以提高供电可靠性、改善电压质量。低压线路故障通常较多（乱接、乱拉、窃电等情况），单相变取消或缩减了低压线路，因而降低了低压故障的几率,提高了可靠性，同时提高了电压质量。

（2）适用范围

单相配电方式的合理应用，有助于提高供电系统技术经济水平，可以在没有三相负荷的供电区有条件的推广应用。以下区域可采用单相配电方式：

1）纯单相负荷的农村居住区；

2）城镇低压供电系统需改造的老旧居住区；

3）农村分散或团簇式居住区，地域狭长、狭窄居住区；4）单相供电的公共设施负荷，如路灯；5）纯单相负荷的临时、过渡性用电；6）其它一些具有特别条件的区域。

4.3.2具体做法

（1）应用数量

北京地区已投运685台单杆组立单相变压器。（2）价格

按照现有施工工艺，新装一台单相变压器整体费用约为10万元左右，新装一台315kVA三相变压器（紧凑型）整体费用约为15万元左右，整体造价降低33%左右；另外，由于低压供电半径和低压线路导线截面的缩小，降低了低压线路的改造费用。

（3）管理要求

合理选取占地面积大，居民分散居住的村庄，对于存在重过载现象的柱上变压器，细致分析其所带低压负荷特点、低压线路和现场周边运行环境等因素，组织运行单位、施工单位现场查活，评估分装单相变可行性。

方案须充分发挥单相变压器“小容量、多布点、短半径”的优点，使配变深入负荷中心，缩短低压供电半径，以降低线路损耗，提高电压质量和供电可靠性。

（4）影像资料

图4-3-1单相配电变压器现场安装效果图

4.3.3治理效果

（1）问题描述

北京东、西城煤改电地区，其特点为地区道路狭窄、人口稠密，负荷密度大，冬季夜间高峰时段用电同时率高，地区供电设备普遍采用大容量三相变压器。因为道路空间狭小，变压器施工安装难度大，且居民常以变压器噪音、辐射、与房屋距离等为由阻碍施工，以投诉的形式提出不合理的配迁要求，严重影响了供电设备的覆盖范围及台区末端的供电电压质量。

北京农村地区，其低压电网的特点是普遍采用大容量三相变压器、实行三相四线制供电方式，以低压架空线路供电为主。国网北京电力公司2000年左右组织实施的农网工程设计标准较低，部分农村电网存在供电半径长、低压线损和变压器损耗偏大等问题，导致电力设备利用率低，浪费能源，低压供电可靠性较差，末端低电压报修情况高发。

（2）改造措施

对于具备安装单相变条件的区域，每户最大负荷可按照6-9kW考虑，现场勘查选取单相变安装位置，制定分装单相变方案，将居民照明用电与三相动力用电

分开。单相变按50kVA、100kVA两种容量考虑，安装时将电杆更换为15米L级（检验弯矩61.25kN·m）梢径φ190mm普通环形混凝土内嵌接地线电杆。

单相变高位安装在电杆上，变压器底部距离地面6.5米，无需永久占地，工程实施时便于开展前期协调，同时降低变压器噪音，有利于化解设备与居民房屋之间的矛盾。

（3）改造效果

低压线损下降明显，电压合格率显著提高，用户供电可靠率得到提高。单相配电变压器的供电半径仅为10～15m,与目前在运的三相柱上变压器相比，供电半径大大缩短，低压线损和电压降明显降低，末端用户电压合格率显著提升。1台100kVA单相配电变压器仅向10～20户居民供电，当单相配变故障时，受影响的居民户数大幅减少，尤其是度夏、度冬、春节大负荷期间，可大大降低低压投诉概率，提升公司优质服务水平。

4.4三相自动调容调压配变

4.4.1原理及适用范围

（1）原理

自动调容调压配电变压器调容调压开关由永磁机构和盘形开关组成。将先进的自动监测和控制技术与永磁机构开关技术结合，并成功应用到配电变压器，从而使单台配电变压器同时具有远程控制、自动调压、自动调容功能。

当综合监测控制器根据监测结果判断需调压时，发送调压指令给永磁机构，永磁机构动作推动盘形开关动作进行触点转换，从而实现根据需要调整电压，降低损耗的目的。

（2）适用范围

适用于10kV线路压降造成末端用户电压低；负荷增大,变压器出口电压降低、线路压降增大，造成用电设备端低电压的情况。

4.4.2具体做法

（1）应用数量

自动调容调压式变压器自2011年推向市场以来，已在北京、河南、河北、山东、山西等21个省（直辖市）运行5000余台。

（2）问题描述

河南省周口市经常接用户反映低电压情况严重，家用电器不能正常使用。选取周口市某一台区，截取2014年2月1日一天的A相电压波形，上午6时至10时，下午13时至22时低电压情况较为严重,低压电压频繁越限(低于198V)。

图4-4-1周口市示范台区A相电压波形（治理前）

（3）治理措施

1.选用自动调容调压配电变压器，可实时自动调压，完全解决电压越限问题。2.采用自动调容调压配电变压器不但保证供电电压质量，还可以在80%的轻载的时间内，降低变压器本身损耗。

（4）治理效果

采用自动调容调压配电变压器后，河南省周口市示范台区，电压越限问题得以解决，低压电压保持在200V-230V之间，并且节电效果明显，得到用户的好评。

图4-4-2周口市示范台区A相电压波形（治理后）

4.5三相不平衡自动调节装置

4.5.1原理及适用范围

（1）原理

对于任何的三相不平衡负荷，通过适当的并联无功补偿都可以使三相系统的

线电流成为三相完全对称的纯有功电流。以较极端的情况进行简化说明：设三相三线系统中只有a、b相间接入纯电阻负载，电阻为Rab，其电导为Gab=1/Rab，而b、c及c、a相间没有负载，如图4-4-1(a)所示。假定系统三相电压完全对&=U&ej120°=U&e−j120°Uabc称，即，a、b、c三相线电流分别为：

&−U&)*G=⎧I&a=(Uabab⎪⎪&&ej30°*G⎨Ib=−3Uaab⎪&

I=0⎪⎩c&ej30°*G3Uaab如果分别在b、c和c、a相间并联电容Cbc和电感Lab，满足如下条件：

GabGab⎧

C=(即并联电纳B=ωC=,ω1为基波角频率bcbc1⎪3ω3⎪1⎨

3−1G⎪L=(即并联电纳Bca==−ab)ca⎪Gabω1ω1L3⎩

)

则a、b、c三相的线电流分别为：

&=3U&ej30°*G−(U&−U&)/(jωL)=U&G⎧Iaaabca1aab⎪⎪&&ej30°*G+(U&−U&)*(jωC)=U&e−j120°*G=U&G⎨Ib=−3Uaabbc1aabbab⎪&&−U&)/(jωL)−(U&−U&)*(jωC)=U&ej120°*G=U&GIc=(Uca1bc1aabcab⎪⎩

可见此时系统三相线电流完全对称而且为纯有功电流。接线图及相量图如图4-4-1(b)、4-4-1(c)所示。

&Uc&Ub&Uc&Ua&Ub&Uc&Ic&Ua&Ubc&Ic&&IcaUca&Ib&Ub&=I&Iabc&Uab（c）

&Iab&Ua&Ibb&Icc&Iaa&CbccI&caIb&IbcLca&IaGab（a）

bGabI&aba（b）

图4-5-1接线图及相量图

如果上述相间负荷不是纯电阻负荷，为不失一般性，采用导纳表示为：

Yab=Gab+jBab则首先在ab相间并联补偿无功功率其等效电纳为-jBab，使ab相间变成纯

电导Gab，然后按上面的方法在b、c和c、a相间进行适当的无功补偿，也可以使三相系统线电流为纯有功电流。同样，根据三相电路的旋转对称性，如果该导纳接在b、c相间或c、a相间，通过并联无功功率补偿也可以使三相系统线电流为纯有功电流。

如果三相系统所接负载为任意值，用导纳表示为：a、b相间导纳Yab=Gab+jBab，b、c相间导纳Ybc=Gbc+jBbc，c、a相间导纳Yca=Gca+jBca。由于三相系统电压完全对称，根据迭加原理，可以将上述三相负荷等效为三种情况的迭加，即：a、b相间接导纳Yab，b、c相和c、a相间不接导纳；b、c相间接导纳Ybc，a、b相和c、a相间不接导纳；c、a相间接导纳Yca，b、c相和a、b相间不接导纳三种情形迭加。按照上面的分析，上述三种情况都可以通过并联无功补偿使三相系统线电流成为平衡的纯有功电流，因此如果将三种并联补偿措施合而为一，则可以将该任意负载进行并联补偿，而使系统三相线电流成为平衡的纯有功电流。

（2）适用范围

三相不平衡自动调节装置可自动调节、平衡三相负荷，改善配变出口电压，并实时补偿无功损耗，适用三相负荷不平衡度在25%-85%之间，且三相负荷无法通过人工调节的低电压台区。

4.5.2具体做法

（1）应用数量

该装置目前已在国网湖南湘潭供电公司应用两台，累计运行时间超过1年，运行状态良好，期间未发生装置故障、调节失败等问题。

（2）价格

装置应用价格根据不同配变容量和补偿电流大小决定。（3）管理要求

通过用电信息采集系统采集数据，监控、分析台区负荷不平衡情况，对三相不平衡情况进行分类统计，并按轻重缓急确定三相不平衡装置安装选点。

单相最大负载率≤30%时，不计算三相不平衡度，仅统计累计时间；单相最大负载率＞30%时，计算三相不平衡度，并按三相不平衡度<15%、50%>三相不平衡度≥15%、三相不平衡度≥50%进行分类，并统计各阶段累计时间；同时基于累

计数据分析，得出配变选定时段内最大不平衡度。

a、对于三相动力负荷占比较高、电能质量要求高的台区，可优先选用三相不平衡自动调节装置。

b、建议自动调节装置重点解决三相负荷无法通过人工调节，且三相不平衡度低于85%（考虑SVG补偿容量和经济性的影响）的台区。

c、对于谐波污染严重的台区应加装谐波抑制装置后，方可使用自动调节装置，否则中性线电流将无法补偿。

d、自动调节装置可取代现有无功补偿装置，在设计选型时，可节约该部分投资。

（4）影像资料

基于SVG技术调节配变三相不平衡电流装置的结构图如图4-4-2所示，实物图如图4-4-3所示。其中：信号检测电路用于检测电网侧电压过零信号Us、负载电流IL、输出电流Ic和直流母线电容电压Uc；DSP为主控制器件，其功能为完成系统电压、电流信号采集分析、PDI控制、输出电流基准正弦信号、PWM控制信号的产生等。CPLD信号接口单元主要用于接口信号转换，集中处理IGBT保护信号、过热保护、风机控制、PWM信号输出等。

uS电网进线电抗器非线性负载iSiCLriLiFuSiLiS电流电压过零信号检测DSP-×＋CPLD*iCPWM驱动电路IGBTCSVG装置图4-5-2基于SVG技术调节配变三相不平衡电流装置的结构图

图4-5-3实物图

4.5.3治理效果

（1）问题描述

三相系统线电流非平衡的纯有功电流，造成三相负荷不平衡，进而造成低电压问题。

（2）改造措施

安装三相不平衡自动调节装置，使三相系统的线电流成为三相完全对称的纯有功电流。

（3）改造效果

该装置目前已在国网湖南湘潭供电公司湘乡供电分公司山枣村供电所下辖的粮桔村石家冲台区（容量160kVA）和飞莲村太平桥台区（容量80kVA）进行应用试点，台区基本情况见表4-5-1。

表4-5-1三相不平衡自动调节装置试点台区基本情况表

供电所(运检所）台区名称名称山枣村供粮桔村石电所家冲台区山枣村供电所飞莲村太平桥台区配变容量（kVA）16080额定电流（A）230115全天最大不平衡时负荷电流（A）A相22.218B相5146C相28.8860相34.252.4不平衡率（%）56.47%79.07%从表中可见，该两个台区在高峰负荷期间三相不平衡率分别达到了56.47%和79.07%，均大幅超过了规程允许值（15%），现场台区电气一次接线图如图4-5-4所示，现场安装图如图4-5-5所示。

AB电源CNS1S2S1S2S1S2ABCN负载A B C N PESVG自动调节装置AA-NBB-NCC-NCT接线端子图4-5-4台区电气一次接线图

图4-5-5三相不平衡自动调节装置现场安装图

三相不平衡自动调节装置于2013年11月安装到位，截止目前累计运行时间7920个小时，装置运行良好，未发生自动调节失败、装置故障等问题。安装前后两个台区负荷电流数据见图4-5-6至4-5-9所示。

三相电流/A三相不平衡度/%三相电流/A102030405060000:0002:0003:3005:0007:0008:3010:00时间/h12:0013:3015:0017:0018:3020:0022:0023:30装置启动100908070605040302010010.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%0.00%00:0000:0002:0003:3005:0007:0008:3010:0012:00最大56.47%02:0003:3005:0007:0008:3010:0012:00时间/h时间/h13:3013:30图4-5-6粮桔村石家冲台区三相电流曲线

图4-5-7粮桔村石家冲台区三相电流不平衡度曲线

图4-5-8飞莲村太平桥台区三相电流曲线

15:0015:0017:00装置启动装置启动17:0018:3018:3020:0022:0023:30最大6.90%20:0022:0023:3090.00%80.00%三相不平衡度/70.00%60.00%50.00%40.00%30.00%20.00%10.00%0.00%00:0002:0003:3005:0007:0008:3010:00最大79.07%装置启动最大5.17%18:3020:0022:0023:3012:0013:3015:00时间/h图4-5-9飞莲村太平桥台区三相电流不平衡度曲线

从上图可见，两个台区三相不平衡问题在调节装置启动后均得到了有效的改善，其中粮桔村石家冲台区最大三相不平衡度由56.47%下降至6.90%、飞莲村太平桥台区的最大三相不平衡度由79.07%下降至5.17%，装置的应用效果明显，调整后的三相不平衡度均小于15%，预期目标顺利实现。

4.6低压SVG装置

4.6.1原理及适用范围

（1）原理

动态无功补偿装置（QNSVG）是在电网电压发生波动时，根据电压波动的方向，输出容性无功电流抬高电压或输出感性无功电流拉低电压，维持电压幅值在合格范围之内（+7%~-10%，标准值220V/380V）。

其原理如下所示：

假设系统源端供电电压与负荷侧电压分别为

和

，系统阻抗为

，为系统电流，为负荷电流，系统等效电路图如下所示：

SVG图4-6-1配电系统等效电路图

安装SVG后，压降如下式所示：

17:00由上式可知，调整补偿电流可以利用其在系统阻抗上产生的正向或反向压降来抵消电网电压的变动的幅值。

（2）适用范围

35kV/10kV变400V低压配电台区（包含户内型变电所和户外柱上变）低压背景谐波超标、低压侧电压波动频繁的台区。

4.6.2具体做法

（1）应用数量

目前，浙江、安徽等地区已经有SVG装置投入实际运行。（2）影像资料

图4-6-2浙江椒江低压SVG装置运行现场

图4-6-3安徽六安柱上低压SVG装置现场图

4.6.3治理效果

（1）问题描述

国网浙江台州供电公司一些公用配变接有大量小型纺织厂用户，其主要负荷是电脑横织机等，采用直流电机供电。一方面低压背景系统超标，另一方面电压波动超标，导致普通低压电容器装置频繁动作或损坏、或闭锁，起不到就地无功补偿作用，造成配变低压出口低电压。

（2）改造措施

在配变低压侧加装SVG装置。（3）改造效果

方案实施后效果良好，配变出口低电压现象消失,滤波效果非常明显。

表4-6-1浙江椒江治理前后谐波电流畸变率对比

谐波次数571113

总谐波电流畸变率

治理前（%）11.13.72.91.712.3

治理后（%）0.80.33.01.44.3

4.7低压无功补偿4.7.1原理及适用范围

(1)原理

在配电台区就地合理配置低压无功补偿装置，可以补偿配电台区无功需求，确保配电台区功率因数满足供电用户要求，达到最佳补偿效果，有效地降低线路、变压器的有功/无功损耗，改善负荷末端电压偏低的问题。目前在配电台区应用的低压无功补偿装置主要有低压动态无功补偿装置和低压并联电容器。

1）低压动态无功补偿装置

低压动态无功补偿装置可以实现检测电网和无功补偿装置的基本电物理量和零过渡过程条件，自动跟踪、分析电网和无功补偿装置的运行状态和系统无功缺额，在电容器无需放电的情况下，选择系统零过渡过程时刻动态投切相应的电

容器组，使电网的动态电流和电压的非周期衰减分量接近零，从而实现零过渡过程动态无功补偿。该装置从物理上解决电容器组投切无功补偿过程中剩余电荷产生过电流和过电压的问题。低压动态无功补偿装置的系统接线如图4-7-1所示。

台区……10kV系统10kV配网Qi≥Qdyh.lmt……Qj＜Qdyh.lmt……零过渡动态补偿安装点

图4-7-1动态无功补偿装置系统接线图

2）低压并联电容器

柱上配变数量多、地域分布广，且大为季节性、时差性负荷，尤其是在农村地区配变，变压器负荷率低的台区的系统无功不平衡和负荷不平衡引起的电压不合格、功率因数不达标和线损居高不下等问题突出。可以在柱上配变集中配置低压并联电容器，补偿配电台区无功需求，实现治理低压线路末端“低电压”的目的。

(2)适用范围

低压动态无功补偿装置和低压并联电容器适用于低压线路末端低电压治理。

4.7.2具体做法

（1）应用数量

低压动态无功补偿装置和并联电容器在湖北电网有较多应用。国网湖北武汉供电公司在三阳路、万松园等64个社区配电室按装零过渡动态无功补偿装置114套；国网湖北电力公司在鄂州、黄冈、荆州等农村地区安装了5420台并联电容器集中无功补偿装置。

（2）价格

按补偿容量计算，每kVAR为500元左右。

（4）影像资料

（b）

（a）

（c）

图4-7-2低压动态无功补偿装置

图4-7-3柱上配变无功补偿装置

4.7.3治理效果

采用零过渡串电抗动态调压无功补偿技术，可以使得400V线路的用户端电压从原来的0.75额定电压提升到1.05额定电压，功率因数从原来的0.65提升到0.98；采用并联电容器集中无功补偿装置治理农村低电压，用户节电、减少电费支出:5.75-75.75%，减少变压器和线路的有功功率损耗和电压损耗,线损率减少不低于33-87%。在集中治理区域内未再次出现低电压投诉工单。

4.8低压线路动态电压电流调节器4.8.1原理及适用范围

(1)原理

低压线路动态电压电流调节器串联在低压供电线路中，其输入电压Ui为线路电压，其输出电压Uo为叠加了补偿电压ΔU之后的较高电压，ΔU经调压器动态调节产生，使调压器的输出电压合格，一般可满足10～30户居民的用电需求。

低压线路动态电压电流调节器

KM1UUU= U+ΔU至：用户负荷低压供电线路TAΔUKM2TU输出自动控制器输入负荷电流采样输入电压采样输出电压采样CK图4-8-1低压线路动态电压电流调节器原理图

低压线路动态电压电流调节器的调压器件为电压补偿变压器T。当控制器K监测到线路电压Ui偏低时，自动发出相应的调压指令Uk，以产生适当的补偿电压ΔU，将调压器输出电压动态调节为Uo＝Ui＋ΔU，使末端用户电压提升，满足正常用电要求。低压线路动态电压电流调节器的自动投切电容器C（配置在HWDUI型调压器中），用于无功自动补偿，实现无功功率就地平衡，以降低供电线路中的无功电流分量，从而降低了线路阻抗压降和线路无功损耗，达到稳压和降损的双重效果。低压线路动态电压电流调节器的交流接触器KM1、KM2为一次开关器件，用于调压器工作模式的转换（旁路运行／调压运行）。低压线路动态电压电流调节器的电流互感器TA用于检测调压器的运行电流，实现电流指示和保护功

能。

低压线路动态电压电流调节器具有如下特点：①可以实现不停电自动调节输出电压，有效解决10～30户居民用电电压偏低的问题；②三相调压器为三相四线制，采用三相电压分别独立调节方式，可有效解决三相电压不平衡问题；③可以自动实现无功功率就地平衡，有效降低线路有功损耗和线路阻抗压降（HWDUI型）；④可有效抑制调压器输入端的电压跌落（HWDUI型）；⑤具有多重保护和旁路供电功能，运行安全可靠，确保不断电运行；⑥通过旋钮等操控器件，可实现调压器的“手动运行/自动运行”的切换，便于调试和维护；⑦投资小、见效快、安装方便，在不进行大规模电网改造的前提下，可有效解决各种因素引起的“低电压”问题。

(2)适用范围

适用于农村微型户，供电半径很长，传统改造需延伸10KV线路，新增布点代价比较大的配变台区。这类台区因供电半径较长造成后端用户不能正常用电,在用电高峰期时，后端用户电压可能低至180V以下，不能保证用户的基本用电需求，如照明、电视、启动抽水机等。可将补偿装置的安装点选择在电压为170～190V（高峰期电压）处，经补偿装置的升压后，可以将输出电压提高到200～230V，线路后端电压也能提高到200V左右。

4.8.2具体做法

(1)应用数量

目前已在冀北承德市丰宁、承德县、兴隆试点使用。(2)设备价格

价格与设备容量相关。例如：单相20KVA含8kvar无功补偿价格15800元，三相30KVA含10Kvar无功补偿价格19800元。

(3)管理要求

目前使用的低压调压装置具有自动调压功能，为防止电压提升后末端负荷增长造成安装位置前端电压的下降，造成新的低电压点位。一是要选择合适的安装位置，以前端附近区域负荷较少地点为宜；二是应该将调压启动整定值整定在205V以上，这样可以兼顾更长的末端的用户和前段用户；三是安装后，随着电压的提升，负荷可能会大幅增加，应充分考虑低压线径载流能力。

在运行管理上，一是该调压装置应该具备保护旁路功能，在故障或过载下，应能自动切到旁路运行而不是跳闸，不增加运行工作量；二是应结合安装位置和运行情况，对调压启动整定值进行调整；三是加强运行维护，对接地情况、箱门密封情况应定期检查。

(4)影像资料

图4-8-2低压线路动态电压电流调节器安装效果图

4.8.3治理效果

针对供电半径长，特别是山区架设10KV延长线路费用高、难度大的情况下，采用低压线路动态电压电流调节器解决低电压问题，是对传统方式（换杆、换线、增容、新增布点）的很好补充，降低了治理成本，提高了治理效益。低压线路动态电压电流调节器处于旁路运行，当负荷增加以及居民用电高峰期时，电压明显跌落，严重影响正常的生活生产需求，经调压器升压后，输出电压稳定在合格电压范围内，完全能够保证居民正常用电。

目前，公司系统国网冀北、天津和辽宁等电力公司均有开展应用低压线路动态电压电流调节器进行低压线路末端“低电压”治理工作。其中国网冀北电力公

司分别选取承德市丰宁县凤山镇（型号为HWDUI-0.22-20，带智能补偿电容器）和承德县三沟镇（型号为HWDUI-0.4-30，带智能补偿电容器）进行了低压线路动态电压电流调节器试点应用，并对实际运行数据进行分析,低压线路动态电压电流调节器绝大部分都处于动作状态，起到了极为显著的抬升低压线路末端电压的作用。

（a）2014/12/1600:00:00～12:00:00

（b）2014/12/1612:00:00～24:00:00

图4-8-3承德县三沟镇镇低压线路调压器的实际运行数据曲线图

(a)2014/1/3017:00:00～2014/1/3100:00:00

（b）2014/1/3117:00:00～2014/2/100:00:00

（c）2014/2/417:00:00～2014/2/421:00:00图4-8-4丰宁凤山镇低压线路调压器的实际运行数据曲线图

4.9低压线路改造4.9.1原理及适用范围

（1）原理

通过更换大截面导线等措施，减小低压线路的电压降，从而解决用户端低电压问题。

（2）适用范围

适用配变最大负载率低于100%、配变出口电压质量合格、配变低压供电半径合理、存在低压线路“卡脖子”现象，导致同一供电台区多户出现低电压的情况。能有效解决因低压导线线径过小、低压线路接头接触不良等原因引起的低电压问题。

4.9.2具体做法

（1）应用数量

低压线路改造是治理低电压问题的常见做法，在各地的低电压治理工作中有长期广泛的应用。

（2）管理要求

建立健全配变负载及其出口电压和D类用户电压采集、监测与分析机制。充分利用PMS、GIS、用电信息采集系统及现场实测等多种手段，对配变供电半径、

导线线径、配变负荷及电压水平进行全面掌控，以D类用户低电压事件为切入点，系统分析低电压原因，针对性制定整改措施。

4.9.3治理效果

（1）问题描述

南通公司城中线#2016055杆建新路#5公变，配变出口实测电压均在正常范围，供电半径200m，配变未出现重载，台区内末端用户出现低电压

经排查，低压主干线、用户接户线线径过小，且绝缘老化严重，运行状况较差，导致配变出口至用户端电压降较大引起末端低电压。

图4-9-1建新路#5公变所属低压用户电压曲线

图4-9-2建新路#5公变出口电压曲线

（2）改造措施

对该配变低压线、接户线进行改造，增大导线截面，同时对低压主干线三相负荷进行平衡。

（3）改造效果

配变低压导线改造后，消除了低压线路“卡脖子”现象，提高了末端电压，用户电压恢复正常。

图4-9-3建新路#5公变所属低压用户电压曲线（治理后）

5.配网“低电压”监测

5.1电压监测点设置及数据召测

为充分反映配电台区电压质量情况，国网福建电力公司制定了配变台区典型电压监测点设置和用户端电压召测原则，选定所有公变台区具有代表性的监测点，利用用户端电能表进行监测点电压监测，全面掌握配网“低电压”基本情况。

（1）配变台区典型电压监测点设置原则

考虑到采集系统的承载力，国网福建电力公司要求各单位每个台区设置10个监测点，监测点选取的用户应包含但并不限于如下用户：①台区三相供电的最远端用户；②台区两相供电的最远端用户；③台区最小线径分支线的最远端用户；④表后线超40米或老化、破损严重用户；⑤单相供电超100米的用户；⑥老化及接头多的低压线路末端用户；⑦低压线路迂回供电用户；⑧月最大负荷超8kW的单相表用户；⑨受理的低电压咨询、投诉工单用户；⑩季节性生产用电（如烤烟、制茶等）的用户（户数根据台区用户情况选定，一般选线路较远端用户）。

（2）配电台区用户端电压数据召测原则

考虑实际应用情况，配电台区用户端电压数据召测原则如下：①各供电公司依托采集系统，对设置的监测点滚动进行低压用户电能表电压数据召测，召测时段为每日8点至20点，每30分钟召测一个电压值，每周完成一次所有低压用

户监测点的轮测。②各供电公司依托采集系统，每日进行公用配变低压侧出口电压数据召测，每15分钟召测一个电压值。③电压监测采取日监测周管控，采集系统每日对监测的电压数据发送到GPMS。④各供电公司电压质量管理专(兼)责每周完成GPMS系统低电压数据的审核及发布。

目前国网福建电力公司对10.3万台公变共设置了98.7万个典型电压监测点，每周进行低压用户电能表的电压召测，可以全面掌握所辖单位所有低电压用户点的基本情况，各单位据此开展低电压成因分析，为下一步采取针对性整改措施提供了依据，“低电压”治理效果显著。

5.2智能公变监测系统

配网“低电压”现象是一个动态的过程,受季节性负荷变化（如迎峰度夏、迎峰度冬），大规模人口流动（如春节期间），大用户负荷增长迅速，三相负荷的不平衡等原因动态产生。建立预警普查机制，动态掌握“低电压”情况现状，是“低电压”常态治理的关键。国网浙江电力公司2010年开始组建智能公变监测系统，至2012年全面建成，主站基于用电信息采集系统建设，实现全省集中采集与数据处理，制定《国网浙江电力公司智能配变终端技术标准》，配变终端增加了电压监测、负荷监测、谐波监测、三相不平衡监测及停电信息报送、无功补偿自动投切等功能，实时监测和管理配电变压器的运行情况，提供准确可靠的公用配电变压器运行数据，每日通过短信发布当日全省配变低电压，超载过载，三相不平衡等运行异常信息，是“低电压”常态化治理的重要手段。

国网浙江电力公司配变监测系统包括主站、现场终端和通信系统3方面组成。系统实现的功能有：①负荷监视，实现对配变的负荷进行监视，根据负荷水平分为超载、过载、重载、轻载等不同阶段；②负荷分析，实现配变负荷的查询、统计对比及特性分析等；③电能量分析，分供电单位、电压等级、自定义群组等统计日、月、年电能量数据，并支持对比查询，按照时间进行同比和环比查询；④供电可靠性分析，通过监控公变终端停电情况，实现对供电质量、保障能力存在异常的供电单位、线路、台区进行监控，查找异常原因，采取措施，提高供电可靠性；⑤电压越限统计，实现电压合格率统计分析，电压特性统计，低电压分析等；⑥三相不平衡分析，实现三相不平衡度统计查询和越限告警；⑦台区监测分析，实现变压器利用率、负荷率的统计分析等；⑧无功补偿分析，实现功率因

数，无功等统计分析。

图5-2-1智能配变终端

智能配变终端是配变监测系统的关键组成部分，智能配变终端安装在配变低压侧，每台配变配置一台终端，其采购单价约1500元。目前国网浙江电力公司实现了全部24.7万台公变全覆盖。智能配变终端每15分钟采集一次数据，通过无线公网上传至主站，由主站根据预设定的限值时间判断是否低电压，例如电压低于198伏，连续两小时判断为台区“低电压”，发出预警信息，各级运检部门按照预警信息，组织运维人员有针对性开展现场实测，动态开展治理工作。

为有效推进配变监测系统建设，国网浙江电力公司制定了《智能公变监测系统技术方案》、《智能公变监测系统改造方案》、《智能公变监测系统应用规范》《智能公用配变终端运行维护及统计分析管理办法》、《智能配变终端安装维护管理规范》等技术、应用规范，明确了智能公变监测系统的业务应用及流程、技术架构和应用管控。实现了配变“低电压”的在线监测，各级运检部门能及时掌握“低电压”动态，快速启动治理工作，在未发生大规模引起“低电压”影响时，及时处置，有效避免集中出现“低电压”投诉。

5.3配网“低电压”监测系统

配网“低电压”成因复杂，为确保“低电压”排查治理的全面、高效，需要转变原有的电压抽样管理及被动处置的局面，充分利用信息化手段，全面获取配

变出口以及D类用户电压实时数据。通过预设定的逻辑规则，对低电压数据进行筛选，并综合利用PMS、GIS、营配贯通、配变负载等数据进行分析，智能排查低电压成因，并生成预警工单，为制定切实有效的“低电压”整改措施提供有力的信息化支撑，实现低电压主动防控的目标。

国网江苏电力公司建立了配网“低电压”监测系统，实现了配变出口电压和D类用户电压采集、监测与分析，综合PMS、GIS、营配贯通、配变负载等系统数据，建立多维度“低电压”排查治理机制。国网江苏电力公司配网“低电压”监测系统功能如下：

（1）电压数据采集

实现了配变关口和D类用户电压全面采集，建立覆盖所有配变关口及D类用户电压采集数据的分析系统，并逐条记录低电压事件。

图5-3-1电压数据采集

（2）系统智能分析

集成PMS、GIS、营配贯通、配变负载等系统数据，自动进行比对分析，智能分析低电压事件涉及的配变负载、档位、供电半径、导线截面、低压用户等因素。

（3）系统自动预警

实现低电压事件逐条预警以及低电压成因智能分析结果，并可快速调阅每日电压数据、历史电压曲线、设备台账、运行记录等数据。

图5-3-2系统自动预警

（4）低电压预警工单自动生成

国网江苏电力公司配网“低电压”监测系统可以实现自动生成低电压预警工单，由市公司运检部初步分析低电压预警事件产生原因，按照管理界面选择低电压处置部门，逐条派发低电压处理工单。营销部、配电室、农电公司、县公司等部门（单位）收到低电压处理工单，在2个工作日内完成现场勘察，并制定治理方案；在7个工作日落实治理措施。现场治理完毕后，低电压处理部门（单位）在低电压治理工单中填写治理完成情况，返回市公司运检部专职审核，最终经市公司运检部主任确认后，预警流程结束，实现低电压治理的闭环管理。

2014年，国网江苏电力公司率先实现电压管理从“监测点抽样管理”到“全部终端用户管理”的转变，“低电压”治理从被动报修到主动管控的跨越，通过信息化手段穿透至江苏电力公司3483万低压终端用户。自“低电压”排查治理工作开展以来，江苏电力公司利用配网业务综合管控平台，主动发现并及时处置了5161起低电压预警事件，将低电压用户占比控制在万分之一以内。

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