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。
63
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。