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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。
配电自动化复习一．概述1.配电网的组成及特点●组成：馈线（架空线或电缆）、降压变、断路器、各种开关（也包括继保、自动装置、测量、计量仪表、通信、控制设备）。
●配电网特点：1）负荷集中(深入城市、居民点)、传输功率较小、距离较短、用户类型要求变化大；2）中性点不直接接地。
●电压：≥1kV称高压（35kV、6~10kV、3kV）；≤1kV称低压（一般指220V、380V）。
2.配电网的体系结构树状网，辐射网，环状网，网格式连接3.配电自动化的目的、意义意义：●正常时，监视配网运行工况，优化配网运行方式；●故障时，快速发现故障和异常，快速隔离故障区段，恢复非故障区域供电，减少停电时间，减小停电面积；●根据配网电压合理控制无功负荷、电压水平，改善电压质量；●合理控制负荷，提高设备利用率；●自动抄表计费，保证抄表计费及时准确，提高效率；●减少人力，避免大量重复性工作。
目的：提高供电可靠性和供电质量；减少停电时间、面积；使调度员根据监视情况，在控制中心通过遥控、遥调实现明智、必要的操作；降低运行费用；实现配电管理现代化。
4.配电管理系统的组成●配电SCADA系统(SCADA)●地理信息系统(GIS)●需方管理系统(DSM)●网络分析和优化(NA)●工作管理系统(WMS)●调度员培训模拟系统(DTS)5.配电自动化的基本功能三大基本功能：配电网安全监视、控制、保护。
●安全监视功能：通过采集配电网上状态量、模拟量、电度量，实现对配网运行状况监视。
●控制功能：远方控制开关的合闸、跳闸、有载调压设备调节。
●保护功能：检测、判断故障区段，隔离故障区段，恢复正常区域供电。
6.实现配电自动化的难点分析1. 配电自动化较输电自动化复杂，规模大，投资大，同时引起重视程度不够。
2. 要监测、控制的站点多，DSM 主机计算机要求高，设备的可靠性和可维护性要求高；3. 环境（温度、湿度等）恶劣，要考虑防雷、防雨、散热等问题；4. 通信系统复杂，站端设备多，通信规约不一致；5. 控制电源与工作电源难以获取，用蓄电池的方法时间、容量难以满足，充放电难以控制；6. 许多开关需改造（加装互感器、开关操作机构改造），以满足跳闸、控制要求。
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。
中压开关柜的现状和分析摘要：进入21世纪，我国电力工业一直处于快速平稳发展之中，从而极大地激发了国内外企业开发生产中压开关设备的积极性，不但产品更新换代速度明显加快，而且有力地推动了行业的技术进步。
中压开关设备作为电力系统中使用量最大、应用范围最广的控制保护装置之一，其发展动态对整个电网的安全稳定运行有着十分重要的意义。
本文主要对中压开关柜的现状进行探讨，并分析其应用。
关键词：中压开关柜、现状、分析1、前言中压开关设备是配电领域中，使用量大、使用范围广的设备之一。
随着电网结构的日趋复杂，电力负荷的不断增加以及配电技术的快速发展，电力用户对中压开关产品提出了更高的要求。
作为受配电设备主要构成装置的开关柜，不光要具有高可靠性，还要求具有高的安全性、维护/检查省力、与环境协调等。
2、中压开关柜现状目前中压开关设备按柜体结构主要分为金属铠装式、金属封闭间隔式和金属封闭箱式。
2.1铠装式铠装式开关设备是按母线、断路器、外部连接（电缆连接）等功能，由接地的金属隔板和绝缘隔板分成不同功能隔室的开关设备。
由于主回路贯穿金属隔板时用穿墙套管分隔，因此发生内部故障时能迅速恢复。
铠装柜用于保护可靠性要求较高的设备。
由于铠装柜的带电部件被接地金属结构包裹，因此安全性得到了提高。
2.2间隔式间隔式开关设备是按母线、断路器、外部连接（电缆连接）等功能，由接地的金属隔板和绝缘隔板分成不同功能隔室的开关设备。
由于主回路贯穿金属隔板时用穿墙套管分隔，因此发生内部故障时能迅速恢复。
其可靠性和安全性较高，紧次于铠装型开关设备。
2.3箱式箱式开关设备是没有按母线、断路器、外部连接（电缆连接）等功能划分金属箱体的开关设备，其安全性较差。
3、中压开关柜分析据国家电网公司统计，近年来，中压开关设备绝缘事故率占总故障率的50％以上，绝缘事故主要是柜内放电、CT闪络和相间闪络、绝缘尺寸不够（包括爬电距离、空气净距和隔板间距），柜内隔板吸潮等。
现在我国城镇化进程加快，人均土地面积不断缩小，城市土地价格快速上升，高耗电产业快速发展等等，所有这些因素，都对开关设备的防潮、防尘、小型化、少维护和免维护等提出了更高的要求。
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。
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。
某企业中压电网运行方式探析及改进措施随着现代电网建设的不断发展，中压电网在电力传输和分配中的作用越来越重要。
但是，在实际运行中，我们发现目前某企业中压电网存在一些问题，如运行方式不够灵活、过程不够安全稳定等，需要进行改进。
一、现有运行方式探析1.线路运行模式目前该企业的中压电网采用的是单回路供电模式，即只有一条回路连接负荷。
这种模式对于通用负荷的供电比较适合，可以保证供电的稳定性和可靠性。
但是，当负荷较大或区域内设备出现故障时，就需要采用双回路供电模式或三回路供电模式，在短时间内切换并承担起负荷，以保证电网的持续稳定运行。
2.保护系统运行情况现有的中压电网保护系统并没有实现智能化，主要采用传统的电气保护方式。
虽然这种方式可靠性较高，但其维护成本较高，可操作性比较差，需要大量人力、物力投入。
因此，建议应用新的保护策略来提高保护系统的可靠性和智能化程度。
3.供电模式该企业现行的供电模式采用的是集中供电，即通过变电站将电能向各个生产建筑区域集中分配。
这种模式虽然操作简单，但是存在缺点，比如电能损失大、供电质量不稳定等。
建议应转向分散供电系统，即通过建立微电网，将供电线路分散到各个生产建筑区域，以实现更加均匀、有效、稳定的电力供应。
二、改进措施1.变更现有模式为了提高保护系统的可靠性和智能化程度，可采用智能保护装置和数字化保护装置，将传统的电气保护方式进行升级。
这样有助于提高保护装置设备的安全水平和使用效率，同时也能够提高现场操作人员的安全意识和操作效率。
3.建设分散供电系统可以将中压电网改为分散供电系统，建立微电网，并采用递进式分级供电模式。
此种模式下，各个生产建筑区域的电力供应可以相对独立，保证了电能供应的有效性和灵活性，有助于提高电网运行的安全稳定性。
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。
