中压配电现状分析主要知识点-2010
输配电设备行业分析报告2010
输配电设备行业分析报告2010年1月目录一、行业主管部门和监管体制、主要法律法规及政策 (4)1、行业主管部门和监管体制 (4)2、行业主要法律法规及政策 (5)（1）行业法律法规 (5)（2）行业政策 (5)二、行业竞争格局及行业主要企业与市场情况 (6)1、行业竞争格局和主要企业 (6)（1）126kV 及以上电压等级 (7)（2）3.6kV～72.5kV 电压等级 (8)（3）0.4kV 电压等级 (9)2、进入本行业的主要障碍 (10)（1）资质壁垒 (10)（2）技术壁垒 (10)（3）资金壁垒 (11)（4）信誉壁垒 (11)3、市场供求状况及变动原因 (11)4、行业利润水平的变动趋势及变动原因 (12)三、影响行业发展的有利和不利因素 (12)1、有利因素 (12)（1）宏观经济持续增长带动输配电设备行业快速发展 (12)（2）电力工业大发展促进输配电及控制设备制造行业持续高速增长 (13)（3）多项国家重点工程带动输配电设备行业发展 (14)（4）国家振兴装备制造业，鼓励大力发展自主品牌，将大力促进输配电设备行业的发展 (15)2、不利因素 (16)（1）国际知名跨国公司本土化生产对输配电设备行业的影响 (16)（2）输配电设备行业技术研发投入不足 (16)四、行业技术水平、技术特点、经营模式及季节性特征 (17)1、行业技术水平和特点 (17)2、行业经营模式 (18)3、行业季节性特征 (18)五、行业与上下游行业之间的关系 (18)1、行业与上下游行业之间的关联性 (18)2、上游产业发展对行业发展的影响 (19)3、下游产业发展对行业发展的影响 (19)一、行业主管部门和监管体制、主要法律法规及政策1、行业主管部门和监管体制我国输配电设备行业的政府主管部门是国家发展与改革委员会及其各地方分支机构，行业自律组织为中国电力企业联合会、中国电器工业协会及其各分会等行业协会组织，行业的技术监管部门为国家质量监督检验检疫总局，中国国家电力安全监督管理委员会对全国电力履行统一监管。
浅析中压配电线路常见故障及运行维护管理措施
浅析中压配电线路常见故障及运行维护管理措施发布时间：2023-06-15T03:44:33.902Z 来源：《科技潮》2023年10期作者：曹燕忠[导读] 相关部门就需要加大维护检修管理力度，以解决线路中存在的问题。
汕头市潮阳区关埠供电所 515162摘要：中压配电线路是电力系统中承载中等电压的关键部分，将发电站产生的电能输送到各个用户，确保电力供应的可靠性和稳定性。
在中低压配电线路运行中存在较多隐患，短路、过载、漏电现象时有发生，影响着线路运行的安全性。
对此，相关部门就需要加大维护检修管理力度，以解决线路中存在的问题。
关键词：中压配电；故障；运行维护前言中压配电线路能够将高电压的输电线路电能转换为适合终端用户使用的中压电能。
这种适配过程可以通过变电站和变压器实现，确保电能在输送过程中适应不同电压需求。
同时，中压配电线路的布置通常具有一定的灵活性和可扩展性。
它们可以根据需求进行调整和扩建，以适应电力系统的发展和变化，满足新能源接入、城市扩展和产业发展等需求。
可见，中压配电线路的运行维护对于保障电力系统的正常运行、提高系统可靠性、确保安全性和经济性至关重要。
它有助于减少故障和停电时间，提高电力系统的性能和效率，延长线路的使用寿命，并满足法规和安全。
1.中压配电线路常见故障中压配电线路可能会发生多种故障，以下是一些常见的故障类型：（1）短路故障：短路是指电流在线路中发生异常的路径，导致电流绕过正常的负载路径。
短路可能由导线之间的直接接触、绝缘层破损、设备故障等引起，会导致电流过大、设备过载和电网中断。
比如，有一条中压配电线路，连接了变电站和一个工业区的电力供应。
图1 短路故障示意图在该线路上，存在一处导线之间的直接接触导致短路故障。
在正常情况下，电流从变电站流经导线，然后供应给工业区的负载。
然而，由于某种原因（例如导线的绝缘层破损），两条导线之间出现了直接接触。
这导致电流绕过了负载路径，形成了一个新的电流回路。
长顺县级中压配电网薄弱点分析
长顺县级中压配电网薄弱点分析摘要安全稳定是电网运行永恒的主题。
长顺电网有110 kV变电站2座，35 kV变电站6座，主变总容量为168.95 MV A，无功补偿总容量为：29.6 Mvar。
10 kV公用线路36回，10 kV线路全线总长度1167.47公里，其中电缆长度为：0.63 kM，架空线路1166.84 kM；柱上开关78台；专用线路15回。
长顺中压配电网存在着电网结构薄弱、线路老化严重、电压越限、电力外送受限等问题。
文章结合长顺电网现有运行方式。
从完善电网接线、加强设备、无功电压运行维护等措施，提高长顺电网安全稳定运行水平。
关键词中压配培电网；薄弱点；供电线路；负荷1 中压配电网现状分析1.1 网络结构水平主干长度：线路供电距离长短对供电质量有重要影响，在同等导线截面条件下，线路供电半径长则末端压降打，相应线损一般也较大，事故转松能力较低；反之末端压降降小，线损也较小。
根据《技术规定》中对供电半径的相关规定，确认长顺电网内D类供电区主干长度宜控制在6 kM以内，F类供电区主干长度宜控制在15 km以内。
结合长顺电网实际，长顺电网D类供电区域线路长度超过6 km；F类供电区域有6回线路主干线路长度超过15 km，占改供电分区线路总回数的18.75%。
接线模式：长顺电网10 kV公用线路接线模式以辐射型接线为主，共有18回，另有13回线路为单环网接线，5回线路为多分段两联络接线，环网率为50%，具备联络的线路中，有18回线路为站间联络线，占10 kV公用线路总数的50%。
1.2 负荷供应能力线路可专供率情况分析：可专供电线路：有联络关系的线路同时处于最大负荷运行方式下，某回线路的变电站出线开关停运时，其全部负荷可通过不超两次转供电操作，转由其他线路供电，那么该条线路称为可转供电线路。
长顺电网36回10 kV公用线路中有18回为有联络线路，其中18回线路全部满足可转供校验，占10 kV公用线路总数的50%。
高低压配电知识点总结大全
高低压配电知识点总结大全一、高低压配电系统的基本概念1. 高低压配电系统的定义高低压配电系统是指电力系统中将变电站的高压电能转变为低压电能供给用户的系统。
其中，高压通常指110kV及以上的电压，低压通常指10kV及以下的电压。
2. 配电系统的组成配电系统由变电站、高压配电线路、配电变压器、低压配电线路、配电开关设备和用户负载等组成。
3. 配电系统的功能配电系统的主要功能是将变电站的高压电能通过变压器转变为用户可用的低压电能，并将之输送到用户的用电设备上。
4. 配电系统的类型根据电压等级的不同，配电系统可分为高压配电系统和低压配电系统。
依据用途和規模不同还有市内配电系统、农村配电系统、工矿企业配电系统等。
二、高低压配电系统的关键设备及原理1. 高压变压器高压变压器用于将变电站输入的高压电能转变为低压电能供给用户。
其工作原理是利用互感器原理和电磁感应原理，通过变压器的磁场将低压电压传递到用户侧。
2. 高低压配电线路高低压配电线路是将变电站产生的电能输送到各个用户的主要通道，通常需要在长距离范围内输送电能。
3. 配电开关设备配电开关设备用于控制和保护配电系统的安全运行。
包括断路器、隔离开关、负荷开关等。
其中，断路器用于隔离和开断电路，保护设备和线路安全。
4. 配电系统的保护装置配电系统的保护装置包括过流保护、短路保护、接地保护等，用于保护设备和线路在故障情况下的安全运行。
5. 配电系统的自动化控制装置配电系统的自动化控制装置通常包括SCADA系统、远动系统、自动调压系统等，用于实现对配电系统的远程监控、自动控制和调节。
6. 配电系统的电能计量装置配电系统的电能计量装置用于测量用户的用电量，通常包括电能表、互感器和采集设备等，用于按量计费和监测用电情况。
三、高低压配电系统的运行特点1. 配电系统的电能损耗配电系统的电能损耗主要包括线路损耗、变压器损耗、设备损耗等，其中主要来自线路阻抗和设备的内部电阻。
2. 配电系统的电压调节配电系统需要对电压进行稳定调节，一般通过变压器的调压机构和自动调压系统来实现，在电网的不同负载条件下能够稳定输出合适的电压。
中压配电网现状分析
现状网分析应注意的问题
——主干线确定的方法——
根据用户提供的数据台帐和单线图 根据线路的截面来确定 根据线路的联络关系来确定 最长供 Nhomakorabea距离的确定
现状网分析应注意的问题
主干线的确定方法（例1）
现状网分析应注意的问题
——接线模式的确定——
线路接线模式应根据用户提供的单线图和地理接线图来确定。在统计时应注 意以下几点： 单线图和地理接线图的时效性
单项评估指标计算
原始数据收集和数据校验与修复工作 通过分类、统计、拓扑识别、潮流计算、 “N-1” 分析等方法对数据进行处理即得到单 项指标数据
现状分析的方法
发现电网问题
网络结构薄弱，存在单辐射线路； 主干线供电距离偏长； 主干线线径偏小； 主干线线路绝缘化率偏低； 线路配变容量过大； 线路负载过重，不满足“N-1”要求； 线路电压偏低；
变 电 站 A
线路a， 负荷为m
线路b，能 转带负荷n
变 电 站 B
变电站全停时： 1）如果变电站A出线中存在单辐射线路，线路所带负荷无法被转带，则变 电站无法通过变电站全停校验。 2）如果变电站A出线中，存在以下情形，当线路a所带负荷m，联络线路b 所带负荷n，若m>n，变电站A失电，无法通过全停校验。
马坳站、宏图站、盘古石站、坪山站、骏康站），总容量为4200MVA； 葵涌站、新百站、屯州站为2台主变运行、平湖站4台主变运行外， 110kV变电站36座，总容量为5234MVA。 其它变电站均为3台主变运行。
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深圳市龙岗区中压配电网详细规划
负载率
冲
不满足负载率控制要求： 5座双主变变电站，其中葵冲站负载率达89.95%。 15座三主变变电站，其中大芬站，雪岗站负载率达99%以上。 1座四主变（平湖站），负载率为81.67%。
中压配电网供电方案经济性分析
万方数据 万方数据 万方数据第１期熊振东等：中压配电网供电方案经济性分析・１５３・（２）最小年费用模型为ＮＦ，一下ｍｉｎＣ（２）式中，ｒａｉｎＣ为配电网年费用Ｃ中的最小值，配电网年费用Ｃ的计算模型为Ｃ＝ＳＺＵ＋ＬＺＵ（３）其中，ＳＺＵ为高压变电站年总费用，且有ｓｚｕ—ｓｚ［高等等＋ＳＵ（４）ＬＺＵ为中压配电线路年总费用，且有删一Ｌｚ［带等告］＋Ｌｕ㈣式中：ｒｏ为电力工业投资回收率（一般取０．１％）；ｍｓ为变电站的折旧年限（取２５年）；ｍｌ为线路的折旧年限（其中，架空线路取３０年，电缆线路取４０年）；ＳＺ、ＳＵ分别为高压变电站综合投资费用和运行费用；ＬＺ、ＬＵ分别为中压配电线路综合投资费用和运行费用。
２．３敏感性分析敏感性分析是通过分析项目的主要因素发生某种变化时对经济评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度大小。
在整个项目生命期内，会有许多不确定性的因素对项目的经济效益产生影响，但影响程度各不相同。
有些因素微小的变化也会引起经济评价指标产生较大的变化，影响到原来的规划决策，这些因素称为敏感因素‘１５，１６］。
对电网规划项目来说，敏感性分析对象一般为变电站综合投资、线路投资、电价、负荷密度等。
３算例分析３．１算例及方案说明以我国南方地区的一个省会城市Ｆ市为例进行分析。
Ｆ市总供电面积为３８４８．４９ｋｍ２，目前市区供电面积１５３．６９ｋｍ２；至２００６年底，该城市共有３５ｋＶ及以上变电所１０７座，输电线路２４８８．０９ｋｍ，总供电量达到２０８．６５亿ｋＷ・ｈ。
假定变电站的供电区域为圆形，随着负荷密度（１、５、１０、２０、４０、６０ＭＷ／ｋｍ２）和变电站容量的改变而调整供电区域的供电半径，在供电范围内考虑各种接线模式的供电方案，并且利用单位负荷年费用一负荷密度曲线图和单位负荷年费用一变电站容量柱形图对供电方案的经济性进行分析，最后给出了算例的敏感性分析结果。
３．２供电方案经济性分析供电方案经济性分析结果如下。
中国电网现状(超高压)
特高压电压发展现状及相关知识电网输电电压划分“特高压电网”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。
输电电压一般分高压、超高压和特高压。
国际上，高压(HV)通常指35~220kV的电压；超高压(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压(UHV)指1000kV 及以上的电压。
高压直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流输电电压，士600 kV以上的电压称为特高压直流(UHVDC)。
我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。
特高压输电指的是正在开发的1000 kV交流电压和1 800kV直流电压输电工程和技术。
特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。
近期，国家电网“十二五”特高压投资规划出台。
国家电网在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。
据了解，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元。
这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。
有分析人士据此指出，我国电网将迈入特高压时代。
这对于发电设备公司来说，无疑是一个令人振奋的消息。
那么，在这场2700亿特高压投资盛宴中，发电设备公司究竟能分得几杯羹呢？电网建设迈入特高压时代国家电网8月12日还宣布，世界上运行电压最高的1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。
此前，我国的特高压电网建设也正在逐步推进。
2009年1月16日，国内首条特高压示范工程――晋东南-荆门1000千伏特高压交流输电示范工程正式投运，至今已成功运行1年7个月。
浅谈10kv中压用户供电可靠性的管理
浅谈10kv中压用户供电可靠性的管理摘要：10kV在我国电网中属于中电压等级，主要面向用户侧。
目前我国正处于发展的机遇期和挑战期，优质、可靠的电能供应是必要的，也十分关键。
高供电可靠性一直是电力企业所追求的目标，但目前国内面临较大的困难，技术实力、管理水平方面在总体上落后国外，要追赶还需走很长的路，但不可否认随着智能电网试点，新技术、新设备涌现，10kV中压用户供电可靠率将稳步提升，并改善相关的管理工作。
关键词：10kV中压；供电可靠性；管理10kV电压等级的配电网属于中压配电网，主要肩负向用户端输送电能的任务，在我国拥有庞大的规模，当前我国电力行业正在积极筹备推动智能电网建设，现阶段正处于着力解决配网自动化的关键时期，实施配网自动化旨在提高供电可靠性、保证供电质量、提高服务质量。
在供电系统电能质量考核当中供电可靠性是十分重要的指标，对于电力企业来说，围绕用户，提高供电可靠性是永恒的主题。
一、关于供电可靠性（一）供电可靠性的内涵所谓供电可靠性，揭示的是供电系统在持续供应电能方面的能力，是一项重要的考核指标，直接反应国民经济在电能需求上电力供应的满足程度。
它以供电可靠率、用户平均停电时间、平均停电次数以及平均故障停电次数作为衡量指标，其中最核心的就是供电可靠率。
当其从99.9%上升到99.99%则用户年均停电时间缩短90%。
如果达到99.99999%区域内用户年均停电时间大概在3秒以内。
（二）现状分析《2016年度全国电力可靠性同业对标及趋势分析报告》（以下简称报告）中指出截至2016年底，全国用户平均供电可靠率为99.805%，相比2015年下降了0.075%，平均停电时间达到17.11h/户，同比增长了6.61h/户。
以南方电网来说，配电网用户侧有7900万以上的用户，拥有80万km的线路长度。
中压用户平均停电时间在2016年有16.71h，供电可靠率达到99.8092%。
这得益于南方电网公司提出的两精两优、国际一流的发展战略和185611发展目标。
城市中压配电网升压为20千伏的探究
城市中压配电网升压为20千伏的探究摘要：随着我国经济的快速发展，城市化进程的日益加快，我国城市电力需求迅速增长，城区电力负荷密度不断增大，供电范围不断扩大，10 kV配电网已越来越不能适应高负荷密度区域的发展需求。
在中压配网中，相比于10kV配电网，发展20kV电压等级供电具有明显的技术和经济优势。
本文主要是对10kV电压配电网存在的问题、20kV电网的优势及改造方案进行分析论述。
关键词：配电网；20kV；10kV一、10kV电压配电网存在的问题1.网架结构薄弱，供电能力受限据相关数据可知，10kV线路供电半径，在负荷密度为20-30 kW／km2时为10-12km；40-70 kW／km2时不足8 km。
以南方某城市中心区为例，2010年总负荷为170万千瓦。
全区用电量85亿千瓦时；2010年110kV变电站容载比为1.67，220kV变电站容载比为2.37；2010年人均电量9660千瓦时，负荷密度2.19万kW／km2。
每2、3km2就得建1个降压变电站，从投资、管理、占地、节能和环境等方面来看，都存在成本过高，效益低下的问题。
再以浙东某副省级市的农村地区为例，2007年至2010年，农业用电量增长76.44%，农村用电负荷密度由每平方公里65千瓦增至122千瓦。
用l0 kV线路供电时，由于受供电半径的限制，将需要建设35 kV变电所10余座，除花费大量投资及占地外，每年仅主变压器损耗就有百万千瓦时之多。
从上可见，10 kV配电网络网架结构十分薄弱，倘若遇到不确定的负荷变化或者自然影响，对国民经济会造成巨大的影响。
2.网损比较大，电能质量差长期以来，我国电网的线损率偏高，2007年我国电网线损率为6.97%，虽比我国1977年的10.19%下降 3.22个百分点，节约将近0.468亿吨标煤，但仍与发达国家的水平有差距。
全国城市电网110kV及以下高、中、低压配网线损电量约占总线损电量的60％，而l0kV及以下中、低压网络线损占城网线损的比重在不断上升，有些城市由45％左右上升到50％-56％。
分析中压配电线路跳闸的原因与对策
分析中压配电线路跳闸的原因与对策摘要：随着配电网运行管理水平全面提升。
中压线路作为电网的重要组成部分，起着十分重要的作用。
由于多处于野外环境，受各种因素影响，线路跳闸事故时有发生，给供电企业开展电网管理带来了更多挑战。
调查线路跳闸原因，并采取有效措施，不但可以树立良好的企业形象，更能够提高线路的可靠性，为群众提供优质的供电服务。
关键词：中压配电线路；跳闸；原因；对策引言电力线路配电网络受地理环境、运行方式、设备隐患等因素制约，频繁发生电力线路故障跳闸，不仅影响用户正常生活、生产和用电，也给供电企业和客户带来经济损失。
如何降低电力线路故障跳闸率，提高供电可靠性，是供电企业面临的一项重要而艰巨的任务。
1中压配电线路跳闸的原因分析1.1恶劣天气导致跳闸故障大风、雷电、暴雨、冰冻等恶劣天气是导致中压配电故障跳闸的常见因素。
农村配电线路以架空线为主，且大部分线路是裸导线，恶劣天气易发生悬挂异物、倒杆断线、雷击过流、金具击穿等现象，从而导致线路故障跳闸。
1.2设备故障频繁的设备故障也是线路跳闸的重要原因。
线路投产时间较长，避雷器、隔离开关等设备残旧，容易因老化、质量差而出现故障。
如果变压器型号老，线路空载损耗和负载损耗都高。
随着人们生活水平提升，用电负荷迅速增加，原本配电变压器容量已经无法满足用户用电需求，容易出现过载烧坏等情况，同时开关、刀闸等设备也会因锈蚀、卡涩等因素引发线路跳闸。
1.3外力破坏工作管控问题近年来，地方政府乡村振兴的配套项目急剧增加，经济园区及市政项目的工地很多。
同时由于用户砍伐树木和竹子，修建道路和房屋，车辆撞断电线杆或触碰电线，线路跳闸时有发生。
同时，在部分区域，由于线路邻近树木未及时清理导致线路跳闸也时有发生。
2中压配电线路跳闸的对策2.1加强中压配电综合治理加强项目建设，夯实网络基础。
加强项目储备，积极推进中压配电改造，全面控制工程建设质量，不断提高电网设备本质质量。
深化频繁跳闸线路的综合治理。
县区供电局中压配电线路故障分析与对策
县区供电局中压配电线路故障分析与对策摘要：中压配电网故障率是决定供电可靠性的关键环节。
本文对辖区内10kV中压网络电缆及架空线路故障进行了分析，并提出了解决方案。
力求减少故障的发生，或者在故障发生后，正确判断，发现故障，缩短停电维护的时间。
提高配电网供电可靠性。
关键词：中压配电网；线路故障；故障分析1引言配电网络涉及面广、影响大，是重要的公用基础设施，它直接关系到工农业生产、市政建设及广大人民的正常生活。
提高配电线路的供电可靠性，是南方电网实现供电服务承诺的重要一环。
2压配配电电缆的故障原因与查找方法2.1电缆故障的主要原因分析（1）设备和安装工艺不良。
包括：电力电缆的安装敷设不符合工艺技术和质量的要求，电缆的附件质量不过关或电缆头制作工艺不良，密封性能差。
（2）敷设方式和环境不理想。
由于地下杂散电流的电化腐蚀或中性土壤化学腐蚀，从而使地埋电缆产生腐蚀。
（3）人为破坏。
如电力电缆在敷设后遭人削皮、盗窃铠装、铜屏蔽等，而造成电缆绝缘层的破坏。
（4）运行条件不良。
包括长期过负荷运行或散热不良造成电缆过热或接头过热。
2.2电缆故障点的查找方法电力电缆由于敷设于地下，故障后的定位和维修耗时长，工程量大。
电缆故障的准确定位是辖区内供电局缩短故障检修时间，提高供电可靠性的重要措施。
目前，辖区内供电局在电缆故障定位中采用的主要设备是电缆故障仪。
当开关K在“脉冲”位时，低压脉冲发生器输出脉冲信号，加在被测电缆及输入电路，脉冲测试波形通过内部信号数据处理电路显示到屏幕上，并同时显示出电缆介质和传播速度、采样频率、故障点距离等内容。
当开关K在“闪络”位时，高压测试系统提供加到被测电缆的高压，使故障点闪络放电，形成单次高速闪络波形输入仪器。
仪器的后续工作过程与低压脉冲测量时相同。
3压配架空线路的常见故障及原因3.1外力因素根据统计，导致架空线路破坏的外因主要有以下几项：（1）公寓、出租房的高空坠物碰触10kV架空线路，引起线路单相接地或相间短路，相间短路的后果就是该线路的断路器速切动作，跳闸。
中压配电线路常见故障及运行维护管理
创新管理科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald122DOI:10.16660/ki.1674-098X.2009-5640-5491中压配电线路常见故障及运行维护管理①李格安 包晨熠 单振宁(国网东阳供电有限公司 浙江东阳 322100)摘 要：配电线路是电力系统至关重要的部分，属于电力传输终端，其在运行过程中容易受到内部因素和外部环境影响而出现故障。
本文通过分析中压配电线路故障原因，围绕设备管理、线路改造等方面探究中压配电线路常见故障及运行维护管理措施，实现稳定安全供电。
保证供电线路中断路器分布合理性，提高配电线路运行的可靠性，减少跳闸故障次数，缩小故障影响范围,减少配电线路故障发生率，优化电力传输质量。
关键词：中压配电线路 线路故障 运行维护 电力系统中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2020)12(a)-0122-03Common Faults and Operation and Maintenance Management ofMedium Voltage Distribution LinesLI Ge'an BAO Chenyi SHAN Zhenning(State Grid Dongyang Power Supply Co.,Ltd., Dongyang, Zhejiang Province, 322100 China)Abstract: Distribution line is a very important part of power system and belongs to power transmission terminal. It is easy to be affected by internal factors and external environment during operation. This paper analyzes the causes of the faults of the medium voltage distribution lines, probes into the common faults and operation and maintenance management measures of the medium voltage distribution lines around the aspects of equipment management and line transformation, ensure the distribution rationality of circuit breaker in power supply line,improve the reliability of distribution line operation, reduce the number of trip failures, reduce the scope of fault inf luence, so as to ensure stable and safe power supply. Reduce the incidence of distribution line failures and optimize the quality of power transmission.Key Words: Medium voltage distribution line; Line fault; Operation and maintenance; Power system①作者简介：李格安（1995—），男，汉族，浙江东阳人，本科，助理工程师，研究方向为中压配网运维管理。
10（20）kV中压配电网故障分析及提高供电可靠性对策
10 （ 20 ） kV 中压配电网故障分析及提高供电可靠性对策摘要：本文以配电网运行维护研究视角，结合实际，对10（20）kV配电网故障进行归纳分类和原因分析，并有针对性研究降低故障率，提高供电可靠性的方法和对策，供从事相关专业的同行交流借鉴。
关键词：配电网、故障率、配电设备引言：随着经济社会快速发展，构建全面小康社会对供电可靠性要求愈加强烈，但配电网络始终处在有载运行状态，因各种因素的影响，会出现各类故障，为进一步提高供电服务水平，必须要降低配电网故障发生机率。
因此，供电企业需要明确配电网故障的基本类型和诱因，积极转变传统管理理念，引进新技术、新设备，强化运维管理工作，提高供电服务水平。
1 配电网主要故障及原因分析1.1 故障分类故障分类从变电所开关保护状态分类，一般分为重合成功和重合不成功。
重合成功主要为故障原因不明，或故障点引起瞬时大电流，故障点击穿后故障消失，由于故障点不显著，故障排查起来比较困难，未造成配网长时间停运，所以一般情况下运行人员开展巡视如果发现某一个配电设备击穿，利用计划停电或开展带电作业进行更换或维修，如果巡视未发现明显问题，将该线路作为重点消缺线路利用计划停电对线路上配电设备进行细致检查，对存在可疑的设备进行更换。
重合不成功是指变电所开关保护延迟后自动重合仍不成功的问题，包括接地，这类故障就不得不进行认真开展线路设备巡视，找到故障点并排除故障点，这样的故障一般比较明显，分为自然原因、设备本体故障、外力破坏、用户原因、树线矛盾等。
以某地 2019 年为例，重合不成功共计131起，其中用户原因40起占比30%；设备本体31起占比24%；自然原因25起占比19%；外力破坏22起占比17%；树线矛盾7起占比5%；原因不明6起占比5%。
图1：图1：1.2原因分析1.2.1用户设备管理维护不到位，配电网缺失故障隔离措施引发故障跳闸。
见图2。
用户原因造成线路故障40起，占到重合不成功和接地故障总数的30%，列居第一，究其原因：一是用户设备质量参差不齐，未定期进行预防性试验，部分设备长期带“病”运行，随时对电网安全运行造成威胁；其中用户设备线路自身故障老化损坏16起占到用户产权范围故障原因40%；二图2：二是因产权原因用户线路通道范围内存在树线矛盾，用户清理力度不够，其中因树线矛盾引起故障2起占到用户产权范围故障原因5%；三是用户对自有资产监管不到位，电缆走向标识缺失，市政施工时极易造成外破，外力破坏引起故障19起占到用户产权范围故障原因48%；三是用户资产因自然灾害引起故障跳闸3起占到用户产权范围故障原因7%，相当一部分用户引起故障跳闸均与设备与公共线路产权分界点未加装分界开关有关，或加装分界开关但保护未投入，失去对电网的保护作用。
中压配电网可靠性因素分析及提高措施
中压配电网可靠性因素分析及提高措施中压配电网是连接主网和负荷用户的重要桥梁，它的可靠性分析直接关系到电力公司的经济价值和社会价值。
本文重点分析了影响中压配电网可靠性的因素，并提出了相应的改善措施。
实践证明，这些措施提高中压配电网可靠性具有重要的实践指导意义。
关键词中压配电网；可靠性；因素分析；提高措施一、引言中压配电网主要是指电网中的6～10kV电压等级的电力网络（本文以10kV 为例），主要包括配电架空线路（电缆）、开闭所、环网柜、负荷开关等设备。
由于以往，对发输电投入较大，而配电网投入相对不足，再加上配电网接线复杂，线多且广，运行环境恶劣，导致供电质量较差，可靠性水平较低。
而现在随着我国经济的飞速发展和人民生活水平的提高，人们对于配电网的供电能力和可靠性水平的要求越来越高，提高供电可靠性成为用户和电力企业的共同目标。
因此，对影响配电网可靠性的因素进行深入分析和研究，并结合实际情况提出相应的改善措施，是保证配电网安全和稳定运行的迫切要求。
二、中压配电网可靠性因素分析2.1、中压配电网可靠性指标本文认为中压配电网可靠性指标按照评估对象的不同，应该分成负荷点指标和系统指标两类。
以往的中压配电网可靠性指标统计中只计及了负荷点可靠性指标，比如《供电系统用户供电可靠性评价规程》中规定的用户平均停电时间和用户平均停电次数等，而忽略了系统的可靠性指标。
系统可靠性指标是表示整个中压配电系统的可靠性程度，一般可用负荷点指标计算得到，比如系统平均停电次数、系统平均停电时间、系统平均缺少电量等。
可靠性指标的具体分类如下图1所示。
图1中压配电可靠性指标2.2、中压配电网可靠性影响因素影响中压配电网可靠性的因素按照发生的原因可以大致分为两类，故障因素和预安排因素。
其中故障因素又包括两类10kV配电网和10kV以上电网，而后者主要是由于上级电网引起，因此就不过多分析。
10kV配电网因素根据故障原因又分为设备因素、外力因素、自然因素、网架结构、其它因素等。
探析中压配电线路跳闸的原因与防范措施运用
探析中压配电线路跳闸的原因与防范措施运用摘要：随着科学技术的不断进步和快速发展，很多新型技术被广泛应用到电力行业当中，促使配电线路的相关设备和技术手段都在进行着不断的更新和优化。
但是在其中仍然存在很多问题，本文针对中压配电线路出现跳闸的根本原因进行分析，并且提出有针对性的防范措施，为配电线路的正常安全稳定运行提供有效保障。
关键词：中压配电；配电线路；线路跳闸；原因分析；防范措施整个电力系统中，大量配电线路，分布范围广，所处环境复杂等特点，在没有有效的监督和监控条件下，会受到各方面的不良影响，而且出现故障跳闸，造成供电中断，对用电人员的生产，生活和工作造成不利影响。
中压配电线路故障跳闸造成大范围停电影响配电网可靠性率的重要因素，随着中压配电线路电缆率和架空线路绝缘率的提高以及新配电设备的应用，故障跳闸配电线路逐年减少，配电网供电可靠性提高，但跳闸事故数量仍然超标，进一步影响配电网供电的可靠性。
为了减少配电线路跳闸的发生，有必要深入的分析以及总结配电线路发生跳闸故障的原因，并且提出科学的解决方案，控制故障发生的概率，提高配电线路的运行水平。
提高配电线路供电服务质量。
随着电力技术的进步，配电线路设备和技术得到了发展和更新。
但配电线路故障的问题仍时有发，影响配电线路正常，安全，稳定运行，影响供电质量，这就要求分析配电线路故障原因，采取科学的解决问题。
1中压配电线路故障跳闸原因分析中压配电线路由于所处环境较为复杂，容易受到多方面因素影响，从而引发故障跳闸问题，影响其正常运转，结合以往经验，中压配电线路故障跳闸原因体现在以下方面：1.1配电线路设备自身问题配电线路与设备由于长期受到各种外界因素的不良影响，导致电缆绝缘体材料受潮、受损，绝缘性能受到不良影响，甚至出现绝缘子爆裂、无法正常工作等问题，或者由于电缆长时间工作，自身出现老化、破损问题，容易受侵蚀发生腐蚀问题，以及电缆中间头与终端头缺乏精准计算，导致其无法被正常制作与装配，进而造成配电线路出现故障跳闸问题。
第2讲 中压系统基础知识
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2.3 中压开关柜种类及特点
2.3.1断路器柜 2.3.1.2断路器柜特点
可靠分断短路电流
可配置完善的继电保护
带五防措施使用安全
配置灵活可适应各种要求
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2.3 中压开关柜种类及特点
2.3.1断路器柜
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2.4 中压系统主要一次设备
2.4.8 电压互感器PT
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2.4 中压系统主要一次设备
2.4.8 电压互感器PT
abcdef-g
a：J代表电压互感器
b：D代表单相油浸式（无c项），S代表三相 c：Z代表环氧树脂浇注（全浇注和半浇注），G代表干式（用于 低压电压互感器380/100） d：X代表有剩余电压线圈，W代表五铁芯柱 f：数字代表设计系列号（6、7、8、9、10） g：电压等级 供计量和继电保护用的二次输出为100V，供弹簧储能操作机构的 二次输出为110V和220V，容量从通常不超过1000VA。单相二 次侧线圈禁止短路。
d:冷却循环方式，自然循环不标，P代表强迫循环。
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2.6 变压器基本知识
2.6.1 型号定义
e:绕组数，双绕组不标，S代表三绕组，F代表双分裂绕组。
f:导线材质，铜线不标，L代表铝线。
g:调压方式，无励磁调压不标，Z代表有载调压。 h:设计序号，1、2、3......。 i:额定容量，多少KVA。 j:高压绕组额定电压等级，多少KV。
10千伏中压配电线路的运行维护分析
10千伏中压配电线路的运行维护分析摘要：在经济迅速发展的情况下，人们的生活和生产对于配电间线路的要求也越来越高。
10kv中压配电线路发挥着非常重要的作用，需要保证供电的稳定性。
因此，企业需要重视这一线路的日常维护。
本文针对10kv中压配电线路的运行维护要点进行分析，探究在日常维护中的具体注意事项，从而为具体业务的开展提供理论参考。
关键词： 10千伏配电线维护引言在供电网络中，10kv中压配电线路是非常重要的组成部分，其铺设的范围越来越大，需要进行日常巡查以及维护。
为了确保10kv中压配电线路的良好维护，需要对于设备以及线路的实际情况进行时常巡查。
作为工作人员需要详细地检查线路当中多种设备的状况，并了解其中存在的安全隐患，结合当地环境的变化来发现其中所存在的问题，并及时地进行消除。
因此，本文针对10kv中压配电线路的运行维护要点进行分析，并提出维护的要点以及日常预防的措施。
1. 10千伏中压配电线路维护的途径第一，加强日常巡视。
针对实现10kv中压配电线路所在的环境需要制定合理的方案，并由相应的巡视人员来进行定期巡查，掌握该线路日常运行的情况。
在实际巡视时不仅要针对多种设备的运行状况进行了解，更需要注重环境所产生的变化，只有在清楚了解环境变化同时才能够更加深入地分析这一线路所处的状况。
第二，加强用电高峰期的巡视。
在用电高峰期时，配电线路的负荷量大大增加，导致线路以及设备的接触点内容易出现过热的情况，甚至在绝缘子表面也会出现闪络现象，只有及时地进行巡视，才能够发现线路当中所存在的问题，并排除安全隐患。
由此来提升整个线路运行的稳定性[1]。
第三，加强特殊情况下的巡视。
在特殊条件下，必须要针对10kv中压线路的设备进行巡视检查。
尤其是在受到外力破坏或天气突变的情况下，设备的实际运行状态更需要得到重视。
如果在发生火灾或地震其他自然灾害之后，则需要进行线路的维修工作，由此来确保人民生命财产安全。
除此之外，其他的巡视工作包括夜间巡视、监察性巡视工作也是十分必要的。
对10kV中压配电线路的运行与维护探究
对10kV中压配电线路的运行与维护探究摘要：电力资源在人们的日常生活工作中起到极为重要的作用，同时对电力供应系统的正常运作进行有力保障。
电网包括多个部分，配电线路便是其中之一，借助10kV配电线路连接起用户和电网。
但是这种连接多数处于露天环境下，因此极容易出现故障。
为了消除这些安全隐患及故障需要针对性的进行处理，工作人员必须重视配电设备运行状况。
为更好地实现供电质量，应以中压配电设备配置为主，对其运行特点、维护情况进行分析与探究，以期为中压配电设备的稳定运行提供便利。
关键词：10kV中压配电线路;运行;维护;由于近年来社会与经济的不断发展促进供电量一直处于持续上升的状态，增大的供电量就意味着对配电网的安全性、稳定性有着更高的要求。
由于10kV配电线路的工作场所常处于面积较广的露天环境的环境中，环境因素的影响会导致工作中容易不安全的问题或故障，一旦10kV配电线路或配电设备出现故障，将会对供电企业或企业单位经济产生一定的损失。
因此，要想提高10kV配电线路的安全与稳定性，要加强对配电线路的运行维护。
一、10kV配电线路运行维护管理中存在的问题1.10kV配电线路运行管理存在不足在10kV配电线路设计环节，由于配电所存在设备老虎以及电缆资源不足等方面问题，难以保证设计方案的合理性，给配电线路运行质量带来极其不利的影响，特别是有的偏远地区经常性发生自然灾害，加上10kV配电线路长期暴露在外面，导致线路经常性出现各类安全故障。
此外，由于用电用户设备保护意识不足，忽视对10kV配电线路的保护，导致线路会出现多种问题，常见的有分界点开关失灵以及高压保险垄断等，影响了10kV配电线路运行管理质量与效率。
2.外力因素对10kV配电线路运行的影响外力因素对10kV配电线路有着重要的影响，加强对10kV配电线路运行环境的保护是非常有必要的，具体包括了以下几个方面内容：首先，10kV配电线路规划设计环节中缺乏对外力因素的考虑，在道路两边设置线路，而来往的车辆很大程度上会造成对线路的冲击，导致10kV配电线路发生中断;其次，在社会经济快速发展的背景下，我国城市化建设进程日益加快，而由于缺乏对施工过程的管理与控制，造成对10kV配电线路的损坏，导致难以充分发挥出10kV配电线路效能;再次，10kV配电线路长时间暴露在外面，极容易受到暴雨、雷电、地震等自然灾害影响，导致10kV配电线路无法安全、稳定的运行;最后，树木是干扰10kV配电线路的重要因素，导致无法保证线路的有效性，甚至会引发火灾等安全事故，所造成的影响极为恶劣。
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中压配电网现状分析主要知识点1、中压配电网现状分析的必要性对于常规意义的中压配电网规划，主要工作内容是由解决现状网存在的问题和解决新增负荷问题构成的，所以首先要掌握一个地区现状网存在的问题才能去更好的完成规划工作。
现状分析应该根据规划目的有针对性的确定分析内容，需要了解中压配电网各个内容组成分部对中配配电网整体供电能力和供电质量的影响。
2、配电网上级电源分析内容我国现状电压等级分类见表1表1 电压等级中压配电网上级电源：是指供中压配电网的高压变电站、直供中压配电网的电厂和直供中压配电网的分布式电源。
2.1 变电站负载率1、变电站负载率：变压器实际承担的负荷与其容量之比，用于反应变压器的承载情况，变电站负载率=变电站负荷（MW）/变电站总容量（MV A）/功率因数。
2、变电站负载率分类：变电站最大负载率、变电站平均负载率和变电站最小负载率。
（1）变电站最大负载率=变电站年最大负荷（MW）/变电站总容量（MV A）/功率因数；（2）变电站平均负载率=变电站最大负荷（MW）*负荷率/变电站总容量（MV A）/功率因数（最小负荷率=变电站最小负荷/变电站最大负荷）；（3）变电站最小负载率=变电站最小负荷（MW）/变电站总容量（MV A）/功率因数。
2、变电站负载率分析必要性（1）变电站最大负载率分析必要性：中压配电网规划新增10kV线路要考虑从哪个变电站新出线，一个变电站能否新出新出线一般由以下几点决定，变电站负载率的高低、变电站是否有剩余（10kV、20kV）出线间隔和是否有出线的走廊，为使规划更具有可操作性，对变电站负载率分析是十分必要的，同时对变电站最大负载率的分析还能对主网提出建议；（2）变电站平均负载率分析必要性：变压器的负载率的大小直接和经济运行情况相关，所以为了更准确的把握变电站运行情况，对变电站的平均负载率分析是十分必要的；3、变电站负载率分析措施：主要分析变电站的负载率是否合理，若变电站的负载率比较低，同时还有剩余出线间隔（10kV、20kV），在规划过程中可以考虑从该变电站新出线路，使得该变电站尽快满足经济运行负载率，如果负载率偏高，在规划中应该通过其它变电站新出或者改造已有10kV线路切割该变电站中压出线所带负荷。
不同主变构成变电站负载率合理运行范围如下：当N = 2 时，T = 50~65%；当N = 3 时，T = 67~87%；当N = 4 时，T = 75~100%。
由于配变经济运行负载率为65%左右（由损耗和配变年运行费用共同确定算出），所以可以看出当变电站为3台主变配置时，经济性最好。
2.2 变电站中压出线间隔1、间隔：在电力系统中，每一条线路必须有相应的断路器、隔离开关、电流互感器和电压互感器。
这些电气元件都必须按设计要求排列，在一定的地面区域安装、编号，把这个区域形象地称为电气间隔。
有几条出线，就必须有几个间隔，在同一电压等级线路，每个间隔除设备编号不同，其它如设备类型、排列方式，几乎都相同。
2、出线间隔的意义：出线间隔，中、低压侧出线间隔及利用情况反映供电能力和供电潜力，备用数多潜力大，反之，供电潜力小；高压侧出线情况则反映电源可扩展及转移的能力。
2、剩余出线间隔：剩余出线间隔=变电站总出线间隔-变电站已出线间隔。
3、剩余出线间隔分析必要性：剩余出线间隔分析必要性和变电站负载率分析必要性是一样的。
4、剩余出线间隔分析措施：分析变电站的剩余间隔是否合理应该结合变电站的负载率进行分析，如果该变电站负载率合理，剩余间隔为0属于合理范围；如果变电站负载率偏低、剩余间隔数偏少（小于3个），说明该变电站已出线的10kV线路负载率比较低，属于不合理范围，对于这种情况可以可以采取合并间隔的办法，经过增加该变电站10kV出线，提高变电站负载率，使得该变电站尽快满足经济运行负载率；如果变电站负载率偏高、剩余出线间隔偏多，说明该变电站已出线的10kV线路负载率比较高，应该通过新增10kV线路切割已有线路负荷，使得线路负载率处于合理范围。
2.3 变电站低压母线“N-1”校验。
1、变电站低压母线“N-1”校验：变电站低压母线“N-1”校验是指在变电站一段低压母线故障或者检修的情况下，对变电站进行的校验。
2、变电站低压母线“N-1”校验的必要性：在变电站低压母线故障的情况下，对高压变电站做“N-1”只考虑中压线路联络线路的转带能力，变电站低压母线“N-1”校验校验的结果将直接反映该地区中压配电网网架能力，可以通过变电站低压母线“N-1”校验结果，看出每个片区的中压配电网网架的转供能力薄弱情况。
更有利于对规划构网的把握。
2.4 无功补偿1、无功补偿：交流电在通过纯电阻性负载的时候,电能都转成了热能，而在通过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功。
也就是说没有消耗电能,即为无功功率。
当然实际负载，不可能为纯容性负载或者纯感性负载，一般都是混合性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电能不做功，就是无功功率，此时的功率因数小于1，为了提高电能的利用率,就要进行无功补偿。
2、无功补偿装置：同步调相机，静电电容器，静电电抗器，静止无功补偿设备。
3、无功补偿装置的优缺点：（1）同步调相机：同步调相机适于集中使用，因为它的容量越低，每单位无功补偿花费越大，而且它反应慢，过时。
它的好处是能发出也能吸收无功，而且所补偿的无功是连续的，同时还能调相。
（2）静电电容器现行分两种，多为微机控制的分组投切电容器，可能还存在非分组投切式的静电电容器。
它的好处是便宜，现行到处都用它，它坏处是：1、容易坏，2、静态或伪动态，3、只能调节无功而对谐波等非正常电压不具备调节能力，4，它只能发出无功，不能吸收无功（感性），5电压越低，越需要补偿时它的效率就越低。
（3）静电电抗器，可以认为是反了相的静电电容器，它只吸收无功而不发出无功。
主要用在无功过高的场合。
（4）静止无功补偿设备属于高新技术设备。
说新也不新，其中的静止无功补偿器（SVC）从70年代来已经在国外得到了较多的应用，近年国内有些地方也开始用它。
而静止无功发生器（SVG）则更为高新。
静止无功补偿设备中的静止两个字指的是没有运动部件。
好处：又能吸无功又能补无功，响应快，动态补偿，一些设备对谐波、畸变电压有调节能力，功率损耗小。
现行的我国电网内，电容器和电抗器构成了我国电网的主体。
4、无功补偿方式：按无功的作用特点我将它区分为3种：动态、静态、伪动态。
（1）动态无功补偿指的是使用高技术的静止无功补偿器，当然，同步调相机也是动态无功补偿，不过它属于该淘汰的设备，所以尽量避免使用。
（2）静态，特指静电电容器和电抗器。
即它只能补一定量的无功，投了就是投了，切掉就是切掉，属于阶跃性的，容易造成过补偿，无功倒送等等，特别是负荷低时，投了过补偿，不投无功又不足，形成资源浪费还没效果的局面。
（3）伪动态，应该是现行的主流形态。
即把电容器分组由微机控制自动投切。
负荷小，投一组，负荷高，全投，因此需要负荷的小方式来确定它一组的容量，负荷的大方式计算总容量。
这种伪动态不能根本地解决问题，不过能把问题细微化——当然作为电容器的根本问题它是解决不了的。
5、无功补偿的作用：无功补偿能使设备的可利用空间腾出来，线路中无功传输的少了，变相地增加了线路的传输容量；发电机发出的无功少了，就能发出更多的有功来满足负荷需求。
同时，冲击负荷、畸变负荷对电能质量的影响在静止无功补偿器的作用下都能得到缓解。
6、无功补偿安装点及其容量：（1）330kV及以上的变电站，在线路上一般配置高压并联电抗器（简称高抗），变压器低压侧配置并联电抗器（简称低抗）和电容器。
高抗和低抗的容量可根据限制工频过电压和消纳系统过剩无功功率的需求进行配置；电容器容量主要补偿变压器无功损耗，也兼顾系统调压。
（2）220kV变电站可在变压器专用中压测或低压侧配置并联电容器（电抗器），使高峰负荷时变压器220kV侧功率因数达到0.95以上。
电抗器容量应经计算确定，一般可取主变的15%~30%。
电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。
（3）对于高压长距离架空或电缆线路，若电容电流大于一定数值，应考虑装设并联电抗器以补偿由线路电容产生的无功功率和限制工频过电压，并联电抗器容量应经计算确定。
（4）35~110kV变电站一般在变压器低压侧配置并联电容器，使高峰负荷时变压器高压侧的功率因数达到0.95及以上。
电容器容量应经计算确定，一般取主变容量10%~30%。
电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。
（5）在20kV或10kV配电室中安装无功补偿装置时，应安装在低压侧母线上，电容器应使高峰负荷时配变低压侧功率因数达到0.95以上，并应注意不应在低谷负荷时向系统倒送无功；当电容器分散安装在用户的用电设备上时，配电室中也可不装设电容器。
（6）在供电距离远、功率因数低的20kV或10kV架空线路上也可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般可按线路上配电变压器总容量的7~10%计算，但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。
（7）中压用户的功率因数应保证达到0.95及以上。
其安装的电容器可以集中安装，亦可分散安装，前者必须能按容量自动投切，后者安装于所补偿的设备旁，与设备同时投切，二者中以分散安装的方法较好。
（8）提倡低压用户提高功率因数。
3、配电网设备及结构分析配电网设备及结构分析主要包括对中压线路、配变、开关、环网柜、开关站等基础数据的分析。
3.1 中压线路3.1.1 主干长度1、主干长度的确定方法：1）根据用户提供的数据台帐和单线图（有编号的单线图）2）根据线路的截面来确定3）根据线路的联络关系来确定4）最长供电距离的确定2、主干长度分析必要性：线路主干长度影响线路的电压质量和线路的供电可靠性，解决主干线路偏长是规划中解决现状存在问题的一部分，造成主干长度过长主要有以下几个原因，变电站都位于城市边缘，有些线路向外区供电；另外有些线路所在地区负荷比较分散，变电站布点少，或者属于过渡阶段。
3、主干长度分析措施：一部分在《**电网规划设计技术原则》或地方电网规划设计技术原则中有规定的数值，另一部分需要根据长期运行、规划经验确定，需要与地方电力部门协商确定。
某地区确定的中压电网主干线路、最长路径长度要求如表2所示。
表2 某地区中压电网主干线路、最长路径长度要求3.1.2 主干截面1、主干截面：主干截面是指组成主干线路的所有导线截面。
2、主干截面分析必要性：主干截面和线路供电能力是密不可分的，由于变电站出线间隔是一定的，所以小的导线截面供电能力较弱，不能够很好的输出变电容量，所以在规划中应尽量采用大的导线截面，其次，线路主干导线截面应尽量统一，防止出现卡脖子现象，造成大截面导线的浪分，所以从供电经济性分析对主干截面的分析是十分必要的。