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。