10kV配电网技术高损原因分析及解决方案.pdf

第31卷2023年第8期农村电工农电技术计量与降损NONGCUN DIANGONG主持：朱宁如何有效降低线损率，实现“技术线损合理、管理线损最小”，对电网公司严控成本、实现精益发展而言至关重要。本文分析配电网技术高损原因，总结实际工程应用中3种技术高损解决方案，以潮州饶平10 kV配电网技术高损线路为例，介绍技术降损在项目规划中的应用，给出不同解决方案预期成效比对，并用项目实施效果对预测结论进行验证，供参考。110 kV配电网技术高损解决方案10 kV 配电网技术线损取决于配电网拓扑结构，线路导线型号，各元器件负荷水平，配电变压器型号、数量等因素，可以推断10 kV技术高损的原因主要有2个方面：一是由于配电网供电距离过长、导线截面积偏小、公用变压器型号为S7及以下非节能型配电变压器或装接配电变压器容量过多导致的高阻抗，二是由于负荷水平过高导致的高电流。20182020年潮州市10 kV配电网技术线损计算成果显示，在技术线损率大于1%的线路中，70%以上的线路等线损耗占比超过50%。在实际工程应用中，主要研究如何通过改善配电网拓扑结构、优化导线截面积或降低负荷水平，从而降低配电网技术线损。在具体制定降损方案时，应做好多方案降损成效比对及经济评价，统筹制定最优方案。笔者对潮州市“十三五”以来10 kV配电网技术降损工作实例进行归纳，总结3种常用的技术降损方案，分别如下。1.1割接负荷将高损线路部分负荷转移至其他线路，减少线路运行电流，从而减少运行损耗。该方案适用于负载率较高的配电网线路，图1所示为割接负荷解决方案示意图。1.2缩短供电半径将高损线路末端负荷转移至新建 10 kV 线路，缩短线路供电半径，减少配电等值电阻及运行电流，从而减少运行损耗。该方案适用于供电距离过长的配网线路，缩短供电半径方案示意图如图2所示。1.3换大线径将高损线路存在“卡脖子”问题的主干线或主要分支线线径换大，降低线路等值电阻，从而减少运行损耗。该方案适用于负荷“头轻尾重”的配电网线路，换大线径方案示意图如图3所示。210 kV配电网技术降损方案示例2.1项目背景2020 年 5 月，潮州饶平供电局 10 kV 北山线综合线损率为5.62%，存在线路高损问题。（1）从拓扑结构分析。北山线总长26 km，其中主干线 1 号塔至 78 号塔线径为 120 mm，载流量为 325A，线路长 4.98 km；主干线 78 号塔至 127 号塔线径为70 mm，载流量为220 A，线路长3.61 km。北山线负荷分布“头轻尾重”，全线共装接配电变压器66台，总容量 13 635 kVA，其中主干线 127号塔后端共装接配电变压器 49 台，总容量 10 480 kVA，负荷占全线超过76%。2020年5月北山线最大运行电流为190.4 A，最重损线路A安装联络断路器割给新线路变电站线路A联络断路器新线路变电站变电站图2缩短供电半径方案示意图1010 kVkV 配电网技术高损配电网技术高损原因分析及解决方案原因分析及解决方案（521000）广东电网有限责任公司潮州供电局洪少凌陈瑜重损线路A变电站变电站线路B线路A变电站变电站线路B线路C变电站变电站线路D图1割接负荷解决方案示意图高损线路A240 mm2120 mm270 mm2线径换大变电站线路A240 mm2240 mm2120 mm2线径换大变电站图3换大线径方案示意图49农村电工第31卷2023年第8期农电技术计量与降损主持：朱宁NONGCUN DIANGONG在三相四线计量方式中，当发生电能表一相电流进出线接反的情况时，传统的电量退补方法往往基于三相负载平衡的假设来计算退补电量，在此假设下，电能表实际计量的电量为应计电量的三分之一。而在实际应用中，用户（尤其是非工业用户）的三相负载往往是不平衡的，用理想的假设来计算退补电量会产生较大的误差，不易受到用户的认可。此时，我们可以应用智能电能表中的分相电量记录来准确进行电量的退补，本文以2个用户为例进行说明，供参考。某供电公司在现场检查中发现用户甲 W 相电流进出线接反，电能表正向有功总和反向有功总均有走字。在用电信息采集系统中查询该用户负荷数据及电量数据，用户甲负荷数据如表1所示，用户甲正反向电能数据如表2所示。从表1中我们可以看到该用户W相电流一直为负值，但三相电流大小并不相等。表2则可以看到该用户电能表正向有功总电量和反向有功总电量均有走字，分别为14 668.04 kWh和925.72 kWh。根据智能电能表的计量特性，三相智能电能表具备总有功电量和分相有功电量独立计量的功能。针对用户甲P总=PU+PV-PW当 P总0，即 PU+PVPW时，电能表正向有功总走字，当PU+PVPW，总的瞬时有功功率为正值，此时电能（310000）国网杭州供电公司钟超（315400）国网浙江余姚市供电有限公司宣玉华吴佳峰电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录电能表分相电量记录在 电 量 退 补 中 的 应 用在 电 量 退 补 中 的 应 用高负载率为 58.58%，主干线 78 号塔至 127 号塔长期处于高负荷运行状态。从拓扑结构分析，北山线供电距离过长，主干线78号塔至127号塔存在“卡脖子”问题是造成北山线技术高损的主要原因。（2）从线损结构分析。以2020年5 月为代表月开展技术线损计算，结果显示北山线等值电阻为 3.25，均方根电流为 105 A，技术线损率为 5.11%，其中线路损率为 4.49%，损耗占比 85%。从线损结构分析，10 kV配电网线路等值电阻过高，运行电流较大，造成导线损耗过多，是北山线高损的主要原因，与拓扑结构分析结果一致。2.2方案对比根据上述分析结果，综合考虑北山线网架结构、负荷分布及周边电网资源情况，拟定3种解决方案，运用“等值电阻法”对项目实施成效进行对比评估，评估结果如表1所示。2.3实施成效综合评估项目实施成本及成效，2020年9月潮州饶平供电局采用上述方案1进行立项，从周边110 kV变电站新出 1回 10 kV线路至北山线 127号塔，对 127号塔馈出的一回大分支负荷进行割接，降低北山线负载率，改善其网架结构。该项目于2022年3月竣工投产，2022 年 5 月，北山线综合线损率为 3.44%，同比2020年下降2.18个百分点，与预测结果相符。3结论随着线损管理水平日益提升，管理线损率逐步减小，技术降损潜力有待深入挖掘。通过“等值电阻法”开展10 kV配网技术线损计算，能够有效定位10 kV配电网技术高损原因，从而为配电网规划建设提供依据。割接线路负荷、缩短供电半径和改造换大导线线径是配电网规划常用的3种降损方案，能够降低配电网线路等值电阻及负荷水平，减少线路运行损耗，有效提升配电网经济运行水平。2023-05-15收稿解决方案新出1回10 kV线路割接127号塔后端负荷于负荷中心新建35 kV变电站并新出线割接北山线127号塔后端负荷将主干线78127号塔主干线导线换大规划投资/万元3891 847115导线等值电阻/2.661.092.64均方根电流/A5455105技术线损2.94%1.04%4.18%导线线损2.1%0.4%3.55%降损成效-2.39%-4.09%-0.94%成本回收周期中长较短表1评估结果50