中压配电网现状分析
1、线路过载原因以及提出解决措施建议
线路过载原因：（1）负荷自然增长（2）新增负荷接入（3）客户超报装容量违规用电（4）系统数据异常（5）其它原因
2、线路重载原因以及提出解决措施建议
线路重载原因：（1）负荷自然增长（2）新增负荷接入（3）客户超报装容量违规用电（4）系统数据异常（5）其它原因
解决措施：
（1）若相邻线路允许接入负荷：优先考虑将重、过载线路分接负荷至相邻线路进行负荷调整，同时结合线路负荷增长情况考虑相邻线路在分接负荷前后，预测将来是否出现重过载情况。
（2）考虑附近已有变电站或新建变电站布点，新出线路分接原有线路负荷。尽量穿越负荷中心，近期远期相结合，同时兼顾解决其他线路重过载、地区新增负荷、其他线路转供环网等问题，还要考虑线行通道和投资效益问题。
（3）线路主干线“卡脖子”限制载流量：优先考虑解决主干线“卡脖子”问题，更换加大导线截面。
（4）分支线截面过小：更换分支线截面，注意电缆与架空线导线截面匹配问题。
（5）提高线路联络率
（6）核对线路装接配变容量及用电性质，剔除故障数据，提高数据准确性。
（7）供电局自行调整，改造残旧设备线路，新增出线改接部分负荷。
具体例子举例：
（1）2013年阳江市城郊所地区，白沙站津朗线年最高负载率106,84%线路已经过载。看回2012年相同线路，年最高负载率是91.24%，已经是重载，由于银岭工业园属政府开发工业园区，产业转移用户多及比较集中，如大型污水处理厂、大型商贸城、华科国际商贸城等，预计2013年负荷增长为7000KVA，所以导致津朗线过载的原因是新增的负荷接入，需变电站新出线解决新增负荷。
（2）、三井甲线安全电流为475A，年最大电流为309.54A，最大负荷时刻电流为227.69A，最大负载率为77.39%，线路装变容量12090KVA，线路年供电量1756.294万KWh，线路最大容量用户为4500KVA。三井乙线安全电流为475A，年最大电流为320.46A，最大负荷时刻电流为268.08A，最大负载率为80.12%，线路装变容量7390KVA，线路年供电量1643.8609万KWh，线路最大容量用户为2130KVA。三井甲乙线出线电缆为240mm2，线路重载运行，后段线路为LGJ-240导线，形成卡脖子；三井甲线沿线装设的电缆分线箱不带开关，造成新增用户和故障要全城停电，影响供电可靠性。更换三井甲乙线10kV出线电缆YJV3*300mm2，解决线路重载、卡脖子问题；在三井甲乙线旧供电局背加装一个带开关的电缆分线箱，优化供电方式。
3、线路末端电压不合格的原因以及提出解决措施建议
线路末端电压不合格的原因：（1）线路负载过重，末端压降大（2）小水电大发导致末端电压偏高（3）线路截面过小，末端压降大（4）负荷集中在末端，末端压降大（5）供电半径过长，末端压降大（6）其他
解决措施：
（1）因中压线路负荷过重造成末端电压不合格：将某部分负荷或末端负荷转移至邻近轻载线路或增加线路无功补偿容量，结合解决线路重过载项目进行改造。
（2）因中压线路过长造成末端电压不合格：缩小供电半径，方法1：变电站新增出线或者临近线路新增出线转接部分负荷，减小供电半径，但是应尽量减少以新出线路方法解决末端线路不合格问题，以避免新出线路投资过大。方法2：可结合线路负荷调整或网架完善项目对过长线路进行改造如临近线路新增出线转接部分负荷，新增出线改接部分负荷；
（3）线路截面过小，损耗高，及时更换适合的线路降低损耗。
（4）调高用户变压器分接头，增加小水电并网长度；
（5）更换残旧设备或线路。
具体例子举例：
（1）阳江市江城区10kV线路有2回线路末端电压不合格，主要原因是供电线路半径过长，大部分符合在线路末端，且符合不断增长，临近线路新增出线，减小供电半径，能提高电压质量及供电可靠性。
（2）阳东县共3回10kV线路末端电压不合格，分别为赤潭站北津线、雅韶线、大沟站新洲线，造成低压电的主要原因是负荷分布不均匀，导致线路供电半径过长，且北津线（单辐射）、新洲线负载率均高于70%，造成末端电压不合格，建议在规划年加强线路的联络关系，对线路的末端负荷进行合理的负荷转移，保证线路的电压合格率；赤潭站雅韶线则因负荷集中在末端，末端压降大，造成末端电压偏低，建议在规划年于此线路负荷重区域，增加无功补偿点，保证线路的电压合格率。
4、线路报装受限的原因以及提出解决措施建议
线路报装受限的原因：（1）供电线路重过载,配变重过载（2）低压线路重过载（3）中压用户附近无中压公用线路（4）低压用户附近无公用配变（5）其他
解决措施：
（1）如果是由于供电线路重过载,配变重过载，可结合解决线路重过载如新增出线解决重过载或解决配变重过载的方法进行解决。
（2）如果是由于低压线路重过载导致的线路报装受限可以考虑增大低压线路导线截面，或者通过临近线路进行分割负荷。
（3）如果是由于用户附近无公用线路，供电地区处于偏远地区，公用线路供电半径不能到达，可考虑新出线路，解决报装受限。
（4）如果是由于低压用户附近没有公用配变，可以考虑新增布点，新增配变。
5、线路不可转供电的原因以及提出解决措施建议
线路不可转供原因有两个：
（1）单辐射线路，并没有联络线路，导致线路不可转供。
（2）联络线路裕度不够。联络线路出线重过载情况，导致不可转供，同时说明，该线路供电负载过大。
解决措施：
（1）单辐射接线模式出线故障会导致大范围的停电，及时对单辐射线路改造，形成环网或联络，保证供电可靠性。
（2）线路供电负载过大，需新出线路转接负荷，解决重过载情况，确保联络线路裕度。
具体例子举例：
（1）阳江市阳西县禾塘线为单辐射线路，存在线路不可转供电情况，解决措施为通过110kV圩河站新出禾塘乙线转接35kV新圩站禾塘线负荷工程形成联络，解决线路不可转供电。
（2）阳江市阳西县溪头站双水线与双鱼站的河北线为联络关系，但是由于双水线为重载线路，河北线的裕度不足，所以存在线路不可转供电情况，解决措施为通过35kV溪头站新出10kV友文村线转10kV双水线负荷工程，装接双水线负荷，解决线路不可转供电。
6、线路存在支线卡脖子的原因以及提出解决措施建议
线路存在支线卡脖子的原因：（1)电网中有时候因为电力变压器容量太小，而低压侧用电量大，导致电压偏低，此时就造成电网的“卡脖子”现象。(2)线路残旧或者线径过小
解决措施建议：(1)对变压器进行更换或新增变压器。(2)对卡脖子线路进行改造。
具体例子举例：
多年来，浮梁县城电网一直沿用着上世纪90年代建设，其设计标准较低，网架布局不很合理，部分线路设备陈旧老化，供电半径偏长，导线口径偏小，部分线路末端电压偏低，在迎峰度夏、度冬期间还会出现导线被烧断等现象，供电难以满足广大城区居民日益增长的生产生活用电需求。为了打造出一个坚强的浮梁县城电网，不断提高城区配网电压合格率和供电可靠性，满足城区居民的用电需求，去年10月以来，浮梁县供电公司千方百计积极争取到农网改造升级工程资金，对城区电网实施了全面整治和改造。
此次县城改造工程将在全县新增11台变压器，新建、改造10KV线路7条，全长15.364KM，新建、改造400KV电缆线路10.428KM。截至目前，该项工程已完成工作量的82.3%，架设线路3条共6.53KM，安装变压器8台，先后完成了民福路、朝阳大道两侧电杆及导线更换等任务，整项工程预计将在今年4月下旬全面完成。此次城网改造，将进一步优化浮梁城区电网结构，有效解决线路“卡脖子”等突出问题，进一步改善电压质量，大大提高供电可靠性，为县域社会经济发展提供了坚强的电力保障。
7、分析存在安全隐患线路的原因及提出解决措施建议
存在安全隐患线路的原因：（1）铁塔基础受损。（2）电杆及铁塔基础冻胀。（3）电杆裂纹、钢圈锈蚀、倾斜超标。（4）导线弧垂、对地距离、交叉跨越距离超标未落实运行规程中关于导线弧垂、对地距离、交叉跨越距离的测量规定：（5）由于施工或维修质量不良，导致压接式接续金具未压接牢固、滑移或出口处断股；（6）未按规定的周期检测绝缘子。（7）输电线路本体上的防雷设施(绝缘子、避雷线、放电间隙、接地引下线、接地体等)损坏。（8）接地电阻超标，接地体和接地线锈蚀。
措施：（1）修补混凝土基础保护层。
（2）严格执行运行规程，对投运后1年未测过弧垂、对地距离、交叉跨越距离的线路，在高温和大负荷季节进行1次测量，做好记录，并建立相关档案，发现问题，及时处理。
（3）认真执行运行规程)中的规定，购置测温仪器，定期对导线连接器和线夹温度进行测试，发现异常时，及时分析处理。
（4）加强施工、检修质量管理。
（5）定期检测绝缘子
（6）对输电线路本体上的防雷设施应按周期认真仔细地进行巡视和检查，记录(包括摄像、照相)各种设施的损坏情况；对损坏的部件及时进。行修复或更换。
（7）优先解决涉及人身安全问题，根据存在问题，有针对性逐一解决，如迁移线路、杆塔加装防撞墩、分拆专公用设备、更换绝缘导线、加装柜门等。
（8）结合解决线路重过载工程与网架完善工程对残旧设备或线路进行更换和改造
具体例子举例：
（1）现状：110kV长兴站打银山线石桥铺小区跨325国道低压架空线路主干线径为BLVV-70mm2导线，绝大部份支线为单相BLVV-25mm2导线，单相供电且线径偏小，电杆残旧，因负荷急剧增长，目前线径已经不能满足用户用电要求。
1)低压线路载流量不足，电压降过大；
2)低压导线不满足受力要求；
3)低压架空线路存在安全隐患，安全距离不足；
4)低压线路TN-C低压接地系统重复接地；
5)低压架空线路负荷调整；
6)低压架空线路档距过大；
7)电杆强度不符合要求（维修后固定资产原值不变）。
解决措施：换大低压线路截面导线线径，更换残旧电杆，金具等。
"35kV溪头站10kV丰头线鹅渚支线已投运了20年，运行时间长，导线型号为LGJ-70mm2，路径长为0.9km；变电站至鹅渚支线处供电半径约为4.8km,前段为LGJ-150导线，后段为LGJ-120导线，主线年最高负载率为16.79%，10kV丰头线鹅渚支线供电范围2个村委会共9台变压器，负荷890KVA。全线有4基电杆已开裂、6基电杆倾斜、地拉因阻碍耕种已基本被农民折除，架空导线 残旧，线径小；改线路途经山地，部分电杆不够高，存在树木障碍；且该地区位于沿海地区，风速达35m/s，原线路已不能满足安全可靠运行需求。该线路后段近期需要增加1200kVA以上的负荷，今后该线路定为次干线。解决措施：35kV溪头站10kV丰头线鹅渚支线全线进行改建，更换原有电杆残旧线路与电杆，转角不能打拉线采用大弯距电杆，增强线路的抗风能力，全部改为电杆改为12米电杆，提高线路的安全距离及线路供电可靠性。
