农网综合降损方案研究报告

1、丰宁农网综合降损方案研究报告1丰宁农网综合降损方案研究报告华北电力大学2008 年 12 月 24 日丰宁农网综合降损方案研究报告2目录第第 1 章章前言前言.1第第 2 章章丰宁电网基本情况的分析丰宁电网基本情况的分析.22.110kv 及 35kv 电网代表日数据分析 .22.210kv 及 35kv 电网的技术要求 .52.3对丰宁 10kv 电网的技术评价.72.4对丰宁 35kv 电网的技术评价.11第第 3 3 章章丰宁部分线路损耗过高问题的研究丰宁部分线路损耗过高问题的研究.123.1负荷波动大问题线路网损分析.123.2长线路问题线路网损分析.133.3典型线路网损分析结论.1

2、5第第 4 4 章章丰宁电网综合降损技术方案研究丰宁电网综合降损技术方案研究.164.1负荷波动大问题.164.2长线路问题.234.335kv 线路降损方案分析.31第第 5 章章典型问题降损方案效益评估典型问题降损方案效益评估.325.1节约电量的计算.325.2效益评估方法.335.3负荷波动大问题降损方案效益评估结果.365.4长线路问题降损方案效益评估结果.395.535kv 线路降损方案效益评估结果.41第第 6 章章结论及建议结论及建议.436.1结论.436.2建议.43参考文献：参考文献：.45丰宁农网综合降损方案研究报告1第 1 章 前言本报告旨在为丰宁地区农村电网中 35

3、kv 及 10kv 配电线路的降损节能改造提供参考方案。对于 10kv 配电线路，由于数据调研过程中无法获得有关负荷分布的具体资料，报告中的所有分析以负荷按配电变压器额定容量平均分布为前提，其研究结论仍具有重要参考价值。如有负荷分布特别不均匀的情况，应分别对待，但仍可按本报告中的研究方法进行分析研究。本报告中研究方法的基本思路是，通过对具有典型特点的单条配电线路的不同降损方案实施前后的技术指标比较，得出备选的降损方案；再通过不同备选方案间经济指标的评价，得出有参考意义的降损方案。本报告的技术分析结果通过电力系统仿真分析软件 bpa 计算得出；经济指标的分析结果通过“农村电网综合降损节能效益评估

4、软件”的效益评估模块计算得出。丰宁农网综合降损方案研究报告2第 2 章 丰宁电网基本情况的分析本章以丰宁电网网损代表日为依据，对丰宁 10kv 及 35kv 电网的情况进行了分析，目的在于发现丰宁电网运行存在的主要问题。3.1.3.1.10kv 及 35kv 电网代表日数据分析2007 年 7 月 25 日为华北电网统一线损理论计算代表日，因此，丰宁分公司根据承德供电公司的安排对当日 024 点全天的电量及设备运行情况进行了记录，并作为依据进行计算和分析。本次计算使用了燕山大学网络版线损理论计算软件，按公司统一设定的边界条件进了行计算。3.1.1. 3 35kv 电网计算结果汇总2007 年

5、7 月 25 日全网 35kv 系统汇总结果为：供电量 781.4897mwh，损失电量22.778mwh，线损率 2.92%。其中线路损失电量为 15.652mwh，占本层总损失电量的68.72%；变压器的铜损 2.585mwh，铁损 2.021mwh，变损占本层损失电量的 23.04%。铜铁损比例为 1.28：1，其它损失电量为 1.93mwh。与 2006 年代表日相比，线损率增长了 0.76 个百分点。详见表 2-1。表表 2 2- -1 135kv35kv 线损理论计算结果同比表线损理论计算结果同比表线损电量（mwh）线损率（%）变压器全 网代表日计算结果供电量（mwh）线路铜损铁损

6、其它合计其它总线损率结果线路损失占本层总损失（%）20072007 年年 7 7 月月781.48915.6522.5852.0212.5222.7780.322.9268.722006 年 7 月554.3268.7971.5731.6191.90313.8930.342.1663.32同比变化量227.1636.8551.0120.4020.6178.885-0.020.765.4同比（%）40.98 77.92 64.34 24.83 32.42 63.95 -5.88 35.19 8.53 3.1.2. 10kv 电网计算结果汇总2007 年 7 月 25 日全网 10kv 系统汇总结

7、果为：供电量 9234.5mwh，损失电量516.5mwh，线损率 5.59%。其中线路损失电量为 400mwh，占本层总损失电量的77.44%；变压器的铜损 41.7mwh，铁损 74.8mwh，变损占本层总损失电量的 22.56%，铜铁损比例为 0.55：1，其它损失电量为 0mwh。与 2006 年代表日相比，线损率下降 0.15个百分点。详见丰宁农网综合降损方案研究报告3表 2-2。表表 2 2- -2 210kv10kv 线损理论计算结果同比表线损理论计算结果同比表线损电量（mwh）线损率（%）变压器全 网代表日计算结果供电量（mwh）线路铜损铁损其它合计其它总线损率结果线路损失占本

8、层总损失（%）20072007 年年 7 7 月月1272.8542.84.2199.64927.584.1682.16 6.613 50.85 2006 年 7 月903.71933.4463.6557.519.78864.3892.19 7.125 51.94 同比变化量369.1319.3540.5642.1497.71219.7790.0 -0.5 -1.1 同比（%）40.85 27.97 15.43 28.65 38.97 30.72 -1.33 -7.19 -2.10 3.1.3. 10kv35kv 重损线路电量损失情况表表表 2 2- -3 3代表日代表日 35kv35kv 高

9、损电量线路统计表高损电量线路统计表2007 年 7 月 25 日序号线路名称输送电量(mwh)总损失电量(mwh)线损率(%)1胡 凤-312131.9576.8585.202胡 石-313170.0336.6573.92表表 2 2- -4 4代表日代表日 10kv10kv 高损电量线路统计表高损电量线路统计表2007 年 7 月 25 日序号线路名称输送电量(mwh)总损失电量(mwh)线损率(%)1城 东-51427.2262.2718.32城 东-51526.6344.11315.43城 东-51632.8036.44219.64凤 山-51220.463.17915.45凤 山-51

10、4 12.5101.59612.86凤 山-51516.2961.5159.37胡麻营-519109.43210.6859.83.1.4. 10kv35kv 变压器线损率分布表表表 2 2- -5 510kv10kv 配电变压器线损率分布情况表配电变压器线损率分布情况表铜损是铁损二倍以上的重载变铁损是铜损二倍以上的轻载变铁损等于铜损经济变其它变压器代表日台数占比%台数占比%台数占比%台数占比%变压器总数2007-7-2500183870.18471.7973428.032619丰宁农网综合降损方案研究报告4表表 2 2- -6 635kv35kv 配电变压器线损率分布情况表配电变压器线损率分布

11、情况表铜损是铁损二倍以上的重载变铁损是铜损二倍以上的轻载变铁损等于铜损经济变其它变压器代表日台数占比%台数占比%台数占比%台数占比%变压器总数2007-7-25410.261333.33410.261846.1539表表 2 2- -7 710kv10kv 配变高损率损失结构表配变高损率损失结构表变电站名称开关号有功电量(kwh）铜损率(%)铁损率(%)线路损失率(%)高压损失率(%)综合损失率(%)高压占总损失比(%)丰 宁5135.5110.361.243.978.5615.1456.54南新营51427.2261.170.656.518.3413.4162.18长 阁51526.6340

12、.960.5513.9315.4419.5079.20五道营51632.8031.040.5918.0119.6424.0781.60凤 山51220.6460.472.1212.8115.4019.8077.77凤 山51412.510.632.509.6312.7618.6568.41凤 山51516.2960.402.806.099.3014.3364.86胡麻营519109.4320.470.139.179.7611.1487.68黄 旗5155.8760.435.307.0112.7318.3269.50北湾子5121.0370.5011.180.5912.2619.3463.43四

13、岔口5150.3660.2018.950.1019.2524.7577.79四岔口5170.8170.309.900.4510.6417.8359.69四岔口5213.4230.528.627.0416.1823.4369.04(备注：综合线损率含低压线损)表表 2 2- -8 835kv35kv 配变高损率损失结构表配变高损率损失结构表变电站名称开关号有功电量(kwh）铜损率(%) 铁损率(%)线路损失率(%)高压损失率(%)综合损失率(%)高压占总损失比(%)胡麻营胡凤-312131.9570.40.184.625.25.2100胡麻营胡石-313170.0330.380.213.323.

14、923.921003.1.5. 10kv35kv 重损线路结构表表 2 2- -9 9重损线路供电结构状况表重损线路供电结构状况表2007 年 7 月 25 日序号线路名称供电量损失电量供电半径线路总长度导线截面1城 东-51427.2262.2711258lgj-50-35-252城 东-51526.6344.1131356lgj-50-35-253城 东-51632.8036.44247105lgj-50-35-25丰宁农网综合降损方案研究报告52007 年 7 月 25 日序号线路名称供电量损失电量供电半径线路总长度导线截面4凤 山-51220.463.17930118lgj-70-35

15、-255凤 山-51412.5101.59640108lgj-35-256凤 山-51516.2961.51540114lgj-70-35-257胡麻营-519109.43210.6853373lgj-120-50-35-258胡 凤-31227.2266.85830.11630.116lgj-959胡 石-31326.6346.65712.21112.211lgj-703.2.3.2.10kv 及 35kv 电网的技术要求国标 dl/t5131-2001农村电网建设与改造技术导则(以下简称导则) 对10kv 及 35kv 农网的网损、电压、功率因素等技术指标的要求如下：3.2.1. 技术原则

16、1在保证电网安全、经济、可靠运行的前提下，农网建设与改造应因地制宜地采用新技术、新设备、新材料、新工艺。2变电所、配电变压器应设在负荷中心。110kv 线路长度不超过 120km，66kv 线路长度不 80km,35kv 线路长度不超过 40km。中低压配电线路供电半径宜满足下列要求：10kv 不超过 15km，380/220v 不超过0.5km；在保证电压质量的前提下，负荷或用电量较小的地区，供电半径可适当延长。3线路的导线截面应按经济电流密度选择，并按电压损耗校验。4农网各电压等级的线损率应符合下列要求：1)高中压配电网综合线损率（含配电变压器损耗）不大于 10%；2)低压配电网线损不大于

17、 12%。5农网的功率因数应达到：1)变电所 10kv 侧不低于 0.95；2)变压器容量为 100kva 以上的电力用户不低于 0.9；3)农村公用变压器不低于 0.85。6供电电压：1)电压允许偏差值应符合 gb12325 的要求，即：220v 为+7%-10%；380v 为+7%-7%；10kv 为+7%-7%；35kv 为正负偏差绝对值之和小于 10%；110kv 为正负偏差绝对值之和小于 10%。2)供电电压合格率符合 dl407 的要求，不应低于 90%。丰宁农网综合降损方案研究报告67容载比宜达到下列要求：1)35kv110kv 变电所取 1.82.5(以农村照明和排灌负荷为主的

18、变电所应取下限值)；2)农村配电变压器取 1.52.0。3.2.2. 高压配电网8高压配电网宜采用环网接线、开环运行方式，根据实际情况也可采用单辐射接线形式。9工程设计一般应满足 10 年负荷发展需要。10.新建和改建变电所主变压器应采用节能型有载调压变压器。主变压器应按两台容量设计，或采用不同容量的组合方案，可根据负荷增长需要分期实施。11.35kv 和 66kv 变电所应按“户外化、小型化、低造价、安全可靠、技术先进”原则建设。高压侧可选用熔断器作为变压器主保护，10kv 出线侧保护宜采用自动生命器。12线路导线应选用钢芯铝绞线，一般 110kv 导线截面不小于 1202，66kv 导线截

19、面不小于 702，35kv 导线截面不小于 702。3.2.3. 中压配电网13农村配电变压器台区应按“小容量、密布点、短半径”的原则建设与改造，配电变压器应选用节能型。14变压器容量选择以现有负荷为基础，适当留有裕度。15城镇 10kv 配电网宜采用环网接线，开环运行；农村 10kv 配电网以单辐射式为主，较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备。应推广使用自动重合器和自动分段器，并留有配电自动化的发展余地。16导线的选择应满足 dl/t601，sdj206 的要求，选用钢芯铝绞线，10kv 导线的主干线截面不小于 352，在城镇可特殊地段可采用绝缘导线。17负荷密度小的地区可采用单相变

20、压器或单相、三相混合供电方式。3.2.4. 无功补偿18农网无功补偿，坚持“全面规划、合理布局，分级补偿，就地平衡”及“集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主”的原则。19变电所应安装并联补偿电容器，补偿容量宜按主变压器容量的 10%15%配置。20积极采用性能可靠，技术先进的集合式、自愈式电容器，适当采用微机监测和自动投切无功补偿装置。丰宁农网综合降损方案研究报告721配电变压器的无功补偿，可按配电变压器容量的 10%配置。容量在 100kva 及以上的配电变压器宜采用无功自动补偿装置。3.3.3.3.对丰宁 10kv

21、 电网的技术评价通过丰宁供电公司 2007 年代表日的 35kv 及 10kv 配电网损耗统计数据与导则相关条款比较，可以说明丰宁供电公司对于网损的管理是规范合格的。比如，2007 年7 月代表日 35kv 和 10kv 配电网综合损耗率分别为 2.92%和 6.61%，(如表 2-1 和表 2-2 所示)则高中压配电网综合损耗率为 9.53%；而 2006 年 7 月代表日 35kv 和10kv 配电网综合损耗率分别为 2.16%和 7.13%，则高中压配电网综合损耗率为 9.29%，都满足导则中“高中压配电网综合损耗率(含配电变压器损耗)不大于 10%”的要求。3.3.1. 但丰宁电网中也

22、确实存在着部分高损线路,比如：64 条 10kv 线路中，重损线路就有 7 条，占 1/9 强；14 条 35kv 线路中，重损线损有 2 条，占1/7(如表 2 2- -9 9所示)。这些重损线损制约着公司生产效率的提高。为了进一步提升网损管理水平，就需要查找高损耗线路的高损原因，并采用适当的降损方案给予解决。通过相关统计数据及实测数据的分析，我们对 10kv 配电网中引起高损耗的原因进行了归类，具体分析如下：3.3.2. 长线路问题长线路问题是指 10kv 配电线路的供电半径超过合格供电半径。农网配电线路通常采用“逆调压”方式进行电压调节。供电半径长时，为保证线路末端电压水平，就要升高线路

23、首端电压，造成变压器空载损耗增大；如果末端电压低，照明和动力负荷都受影响，特别是恒功率负荷，其电流的增大会使线损和变压器的铜损升高。3.3.3.表 2 2- -9 9中 7 条 10kv 重损线路中，供电半径超过 15km 的就有 5 条，且都在 30km 以上，其中最长的供电半径为 47km, 见城东-516 线路。而且，调研中发现，丰宁 10kv配电线路中，单条最长线路供电长度达 150km,主干线长度为 47.8km。可以说 10kv 重损线路的主要问题在于供电半径过长，因为 10kv 配网中的导线总损耗电量为 400mwh,占本层损失电量的 77.44%。另外从导线截面分析，上述重损线

24、路导线的干线截面虽然满足导则中规定的“不小于 352”的要求，但这一要求是依据目前使用的经济电流密度表（表 2-10）提出丰宁农网综合降损方案研究报告8表表 2 2- -1010 现行导线经济电流密度表现行导线经济电流密度表j最大负荷利用小时数a/mm2导线材料3000 以下3000-50005000 以上铝1.65 1.15 0.90 架空线路铜3.00 2.25 1.75 铝1.92 1.73 1.54 电缆线路铜2.50 2.25 2.00 的。该表是国家 20 世纪 50 年代公布的标准,几十年来, 导体的材料价格、电能单价等发生了巨大的变化, 标准中经济电流密度经济性指标已经不合乎实

25、际需要。为此, 江苏省南京市电力试验研究院有限公司的田漪、孙志明等研究人员通过对导体经济截面和经济电流密度的研究, 得到经济电流密度的推荐值1,如表 2-11 所示。它适应了目前情况, 具有较好的经济效益。表表 2 2- -1111推荐导线经济电流密度表推荐导线经济电流密度表j最大负荷利用小时数a/mm2导线材料3000 以下3000-50005000 以上铝0.63 0.46 0.33 架空线路铜1.89 1.38 1.00 铝1.92 1.73 1.54 电缆线路铜2.50 2.25 2.00 通过表 2-10 与表 2-11 中架空线路铝导线的经济电流密度对比可知，如果最大负荷利用小时数

26、在 3000 以下，则经济电流密度只有原来的 0.38 倍，即经济导线截面应为原来的 2.6 倍，因此导线的经济截面应为 902。现有的 10kv 最小干线导线截面为352 的标准是明显偏小的。导线截面偏小也是造成线损比重大的原因之一。而且，导线截面小，相应的阻抗参数就大，电压降落也大，造成配电线路电压合格率下降。3.3.4. 负荷波动大问题在 10kv 配电线路中，除供电半径过长这一典型问题外，还存在着负荷波动大问题。丰宁农网部分地区农业排灌和季节性旅游等负荷波动大，导致配电线路、变压器等设备的利用率过低，且电压波动大，网损大，电网投资的经济效益低。负荷波动大在网损方面主要表现为变压器铁损起

27、主要作用，在丰宁地区以大滩512，大滩 514 两条线路最为典型。以丰宁供电公司提供的实测数据为例，大滩 512 线路 2008 年 7 月代表日的总铁损为 338kwh,占总损耗的 32.47%，而变压器铜损为 64kwh,丰宁农网综合降损方案研究报告9占总损耗的 6.16%。可见该线路变压器的全天平均负荷率非常低，只有 18.36%(大滩512 线路 10kv 配变的额定铜损总量为 79.1kw,)。再看 2008 年 7 月 25 日大滩 512 线路首端实测功率。其最大有功负荷为2158.68kw，时间是中午 12：15，最小负荷只有 48.83kw，时间是 16：00，最小有功负荷为

28、最大有功负荷的 2.26%；最大电流为 133.67a,时间是 11：00，最小电流为3.49a，时间为 15：30，最小电流为电大电流的 2.61%。而且最小有功负荷时间持续了近 75 分钟。详见图 2-1。2008-7-25负荷曲线050010001500200025000:002:004:006:008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:00tp（kw） q(kvar)pq图图 2 2- -1 1 大滩大滩-512-512 代表日整点时刻功率曲线代表日整点时刻功率曲线2008-7-25功率因数0.750.80.850.90.950:002:004:00

29、6:008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:00tcosdt512cos图图 2 2- -2 2大滩大滩-512-512 代表日整点时刻功率因数曲线代表日整点时刻功率因数曲线3.3.5. 无功补偿容量不足问题丰宁农网综合降损方案研究报告10丰宁地区农网无功补偿容量不足的问题更为突出。在丰宁地区所有运行的 64 条10kv 配电线路中，装设有无功补偿装置的线路只有 14 条。补偿装置的具体情况如表 2-12 所示。而且其中还有 3 条线路的无功补偿装置已经运行了 25 年，接近正常寿命期的下限。对于没有安装无功补偿装置的线路，其功率因数一般不能满足导则中“配

30、电所 10kv 侧功率因数不低于 0.95”的要求。仍以大滩 512 线路的 10kv 线路首端实测功率因数为例，如图 2-2 所示，其功率因数最低达 0.808，最高只有 0.901。而凤山 512线路首端的实测功率因数最大值为 0.94，最小值为 0.63。这与农网的自然功率因数偏低也有一定关系。由此分析，丰宁地区的无功补偿容量缺额较大。表表 2 2- -121210kv10kv 线路无功补偿情况统计表线路无功补偿情况统计表序号线路名称安装杆号电容器组号额定电压kv投运日期投切方式单台容量kvar电容台数总容量kvar1长阁 5151582102007.7自动40014002刘营 5122

31、131112007.7.1自动30013003刘营 5122132112007.7.1自动10011004西北川 5152033112007.7.1自动30013005西北川 5152034112007.7.1自动10011006东北川 5145112008.7.15自动30013007东北川 5146112008.7.15自动10011008东北川 5147112008.7.15自动10011009天桥 518526.31983.1手动1.9335.7910姜营 5191836.31983.1手动1.9335.7911西两间房 5159316.31983.1手动1.9335.7912西两间房

32、 5151072102007.7自动100/300240013山嘴 515171102007.1自动400140014窟窿山72005.8手动50/50/5031503.3.6. 变压器技术性能落后问题变压器技术性能落后是指其型号老旧，相同容量的变压器的额定铁损与铜损偏大。近几年，丰宁地区农网负荷增长较快，而部分 10kv 配电变压器仍为 s7 或 sj 系列产品，其空载损耗和负载损耗都较高。更换这些高耗能、技术性能落后的变压器，是农村电网面临的重要问题。仍以大滩 512 线路和凤山 512 线路的配变情况为例，其 s7 及 sj 系列变压器分别占总配变台数的 35%和 38%，如图 2-3

33、所示。丰宁农网综合降损方案研究报告11凤山512线路配变构成，共118台108%6959%3126%87%s11s9s7sj 大滩512配变构成 共80台45%4860%2734%11%s11s9s7sj图图 2 2- -3 3 凤山凤山 512512 与大滩与大滩 512512 线路配变构成对比线路配变构成对比3.4.3.4.对丰宁 35kv 电网的技术评价丰宁地区 35kv 线路的基本情况如表 5-2 所示，从表中数据可以看出：最长导线四大 312 线路长度为 38.66km，满足导则中“35kv 线路不超过 40km”的规定；导线最小截面为 702，满足导则中“35kv 线路导线截面不小

34、于 702”的规定；线路最大负荷矩为 142810kwkm，满足导则中“35kv 线路最大负荷矩不大于160000kwkm”的规定。总体而言，丰宁地区的 35kv 供电线路的结构是合理的。但参考现行的经济电流密度表(如表 2-10)，按最大负荷利用小时数小于 3000 小时的指标计算，部分 35kv 导线的截面已经不满足经济截面的要求。这些线路包括四大312、四大 313、丰城 314、胡凤 312、胡石 313、胡窄 315 等线路。而其中的丰城314、胡凤 312、胡石 313 等线路正是丰宁地区的高损线路。因此，对于高损的 35kv 线路，其合理的降损方案就是：按经济电流密度计算合理的导

35、线截面，并选择相应型号的导线，对原导线进行更换。丰宁农网综合降损方案研究报告12第 3 章 丰宁部分线路损耗过高问题的研究本章利用 bpa 仿真软件，在实测数据为基础上对丰宁部分线路损耗过高问题进行分析，目的在于明确问题线路的网损情况，为评估降损方案的降损效果提供数学依据。3.1.3.1.负荷波动大问题线路网损分析负荷波动大问题以大滩 512 和大滩 514 两条 10kv 配电线路最为典型。本报告以大滩 512 线路 24 个整点时刻的运行数据以依据，利用 bpa 仿真软件分别计算各个时刻的变压器铁损、铜损、线路损耗及电压合格率等数据。其中电压合格的界定以导则中“10kv 电压为+7%-7%

36、”为依据。具体数据详见表 3-1。表表 3 3- -1 1 大滩大滩 512512 线路线路 2424 整点时刻运行数据分析整点时刻运行数据分析kwkwkwkwkw配变首端电压序号运行时刻首端电压铁损铜损线损网损有功功率损耗率合格数合格率0最大负荷10.21712.37 23.96 193.00 229.33 2158.68 10.62%2430.00%10:00 10.42314.83 6.59 51.00 72.43 1114.53 6.50%80100.00%21:00 10.35714.84 6.59 51.00 72.42 1088.68 6.65%80100.00%32:00 10

37、.44314.95 5.38 41.00 61.33 973.78 6.30%80100.00%43:00 10.49815.28 5.39 41.00 61.67 963.72 6.40%80100.00%54:00 10.48415.28 5.36 41.00 61.65 953.67 6.46%80100.00%65:00 10.14913.71 8.32 65.00 87.03 1213.63 7.17%2025.00%76:009.40411.20 16.03 128.00 155.24 1670.36 9.29%22.50%87:009.19810.36 20.48 165.00

38、195.84 1826.91 10.72%00.00%98:00 10.01212.83 14.96 118.00 145.79 1595.67 9.14%2328.75%109:009.98512.80 15.54 124.00 152.34 1693.34 9.00%2328.75%1110:00 10.08812.58 18.20 145.00 175.77 1792.44 9.81%2227.50%1211:00 10.08112.37 22.67 182.00 217.04 2063.89 10.52%2227.50%1312:00 10.28612.37 22.63 181.00

39、216.00 2049.53 10.54%2227.50%1413:00 10.55914.24 18.63 148.00 180.87 1931.75 9.36%7391.25%1514:00 10.40913.62 19.66 157.00 190.29 1961.92 9.70%5062.50%1615:00 10.14212.48 18.79 150.00 181.27 1890.10 9.59%2328.75%1716:00 10.36815.61 0.60 4.00 20.21 48.83 41.38%80100.00%1817:00 10.25915.00 0.00 0.00 1

40、5.00 57.45 26.11%80100.00%1918:009.45111.41 13.61 108.00 133.02 1469.28 9.05%33.75%2019:00 10.19714.30 5.35 41.00 60.64 975.21 6.22%80100.00%2120:00 10.14214.91 5.42 42.00 62.33 972.34 6.41%80100.00%2221:00 10.62115.83 3.88 29.00 48.70 817.23 5.96%7593.75%2322:00 10.72415.77 6.40 49.00 71.17 1123.15

41、 6.34%6783.75%2423:00 10.55914.70 10.01 77.00 101.71 1383.11 7.35%7897.50%合计331.27 270.48 2138.00 2739.75 31630.49 8.66%丰宁农网综合降损方案研究报告13比例12.09%9.87%78.04%负荷28890.74负损率9.48%由于数据调研过程中无法获得有关负荷特性的具体资料，在网损分析过程中，假设负荷按配电变压器额定容量平均分布，且认为负荷类型均为恒功率型。大滩 512 线路的最大有功负荷时间发生在 12：15，10kv 配线首端的电压为10.217kv,有功功率为 2158

42、.68kw。此时，由于干线电流大，沿线压降也大，特别是干线后 2/3 部分，电压普遍低于 9.3kv,因此电压合格率偏低；铁损(12.37kw)也偏低，而铜损(23.96kw)和线损(193kw)都是最高的；网损率为 10.62%。最小有功负荷发生于 16：00，10kv 配线首端电压为 10.368kv,有功功率为48.83kw。此时，由于干线电流很小，沿线压降很小，干线最末端节点电压仍为10.18kv,电压合格率为 100%。铁损达 15.61kw,占整个网损的 77.2%；而损耗率(41.38%)最高。因此，对于负荷波动大的线路，如能在轻载时适当降低线路首端 35kv 有载调压变压器低压

43、侧的电压，可降低铁损，节省电能。线路首端最低电压(9.198kv)发生在 7:00,此时的首端有功功率为 1826.91kw。由于假设负荷为恒功率型，电压低则线路电流可能较实际负荷情况下的电流偏大；此时，线路损耗(165kw)，占总网损的 84.2%，因此，10.72%的损耗率可能较实际情况偏高。因为首端电压已经低于 9.3kv，所有节点电压都不在合格范围内，干线末端电压只有8.77kv。以此类推，其它几个时刻，如 6：00、8：00、9：00 和 18：00，也存在损耗率较实际偏高的情况。假设任一时刻到下一整点时刻，运行工况不发生变化，可得出一小时内的损耗电量；再对全天 24 小时的各种损耗

44、电量相加，得出全天总损耗电量为 2739.75kwh，综合损耗率为 8.66%。其中铁损 331.27kwh，占总损耗的 12.09%，铜损 270.48kwh，占总损耗的 9.87%，线损为 2138kwh，占总损耗的 78.04%。因此，对于大滩 512 线路，基于实测运行数据的分析结果表明，降损的重点在于线损，而不是变压器损耗。此时的实际有功负荷量为 28890.74kwh，负损率(损耗功率与实际负荷功率之比)为 9.48%，与损耗率 8.66%仅相差 0.82 个百分点。3.2.3.2.长线路问题线路网损分析长线路问题以凤山 512 线路为例进行分析。以凤山 512 线路 24 个整点

45、时刻的运行数据以依据，利用 bpa 仿真软件分别计算各个时刻的变压器铁损、铜损、线路损耗及电压合格率等数据。其中电压合格的界定以导则中“10kv 电压为+7%-7%”为依据。具体数据详见表 3-1。表表 3 3- -2 2 凤山凤山 512512 线路线路 2424 整点时刻运行数据分析整点时刻运行数据分析序运行首端kwkwkwkwkw配变首端电压号时刻电压铁损铜损线损网损有功功率损耗率合格数合格率0最大负荷10.28623.03 3.20 118.00 144.00 1163.36112.38%32 26.67%10:0010.49826.13 0.54 54.00 81.00 361.93

46、422.38%120 100.00%丰宁农网综合降损方案研究报告1421:0010.52525.50 0.47 53.00 80.00 324.59224.65%120 100.00%32:0010.55926.64 0.44 53.00 81.00 310.2325.79%120 100.00%43:0010.53225.35 0.81 53.00 80.00 323.15624.76%120 100.00%54:0010.622.11 1.87 54.00 81.00 330.33724.52%120 100.00%65:0010.44325.35 0.81 55.00 81.00 399

47、.27720.29%120 100.00%76:0010.03322.11 1.87 82.00 106.00 812.91613.04%24 20.00%87:0010.14922.52 1.89 83.00 107.00 797.11813.42%27 22.50%98:0010.33422.44 1.94 75.00 100.00 696.5814.36%63 52.50%109:0010.10822.44 1.94 84.00 109.00 812.91613.41%27 22.50%1110:0010.0621.51 3.20 117.00 142.00 1062.82313.36%

48、23 19.17%1211:009.93720.09 2.77 111.00 135.00 1091.54812.37%11 9.17%1312:0010.51220.89 2.99 107.00 131.00 1028.35412.74%13 10.83%1413:0010.53924.62 1.75 82.00 109.00 827.27913.18%110 91.67%1514:0010.4524.68 1.65 79.00 106.00 799.9913.25%119 99.17%1615:0010.25223.31 2.16 90.00 116.00 900.52712.88%44

49、36.67%1716:0010.28623.11 2.57 99.00 124.00 922.07113.45%34 28.33%1817:0010.23822.92 1.91 84.00 109.00 822.9713.24%36 30.00%1918:0010.12222.34 2.22 92.00 117.00 929.25212.59%26 21.67%2019:0010.31324.25 1.41 68.00 93.00 673.613.81%84 70.00%2120:0010.36824.89 1.34 64.00 90.00 621.89514.47%120 100.00%22

50、21:0010.04622.75 1.45 68.00 92.00 695.14413.23%29 24.17%2322:0010.05323.66 0.86 56.00 81.00 532.84815.20%71 59.17%2423:0010.44325.63 0.38 51.00 77.00 360.49821.36%120 100.00%合计587.46 42.45 1931.00 2571.00 17601.22 14.61%比例22.85%1.65%75.11%负荷15387.28负损率16.71%凤山 512 线路的最大有功负荷时间发生在 11：45，10kv 配线首端的电压为1

51、0.286kv,有功功率为 1163.361kw。此时，电压合格率偏低；铁损(23.03kw)、铜损(3.20kw)也偏低，而线损(118kw)则最高；网损率为 12.38%。最小有功负荷发生于 2：00，10kv 配线首端电压为 10.559kv,有功功率为310.23kw。此时，干线压降很小，电压合格率为 100%。线损（52kw）最低，而损耗率(25.79%)最高。线路首端最低电压(9.937kv)发生在 11:00,此时的首端有功功率为 1091.548kw。在前面的分析中已提到，此时的损耗率 12.37%较实际值偏高。在估算全天电量时，假设任一时刻到下一整点时刻，运行工况不发生变化，

52、可得出一小时内的损耗电量；再对全天 24 小时的各种损耗电量相加，得出全天总损耗电量为 2472 kwh，综合损耗率为 15.15%。其中铁损 595.12kwh，占总损耗的 24.07%，铜损37.72kwh，占总损耗的 1.53%，线损为 1842kwh，占总损耗的 74.5%。数据说明，凤山512 线路变压器大多运行在轻载状态，故而铁损远大于铜损。而线损所占损耗比例较高，因此，降损的重点在于线损。丰宁农网综合降损方案研究报告153.3.3.3.典型线路网损分析结论结论 1：对于负荷波动大问题线路的典型代表大滩 512 线路，基于实测运行数据的分析结果表明：负荷小时，配变铁损升高，负荷大时

53、，配变铁损降低；但线损为2138kwh，占总损耗的 78.04%。因此，针对该线路，降损方案的重点在于降低线损，而不是变压器损耗。结论 2：对于长线路问题线路的典型代表凤山 512 线路，基于实测运行数据的分析结果表明：由于线路供电半径过长，该线路的变压器大多运行在轻载状态，铁损在变损中所占比例较高，线损为主要损耗。因此，针对该线路，降损的重点在于降低线路损耗。丰宁农网综合降损方案研究报告16第 4 章 丰宁电网综合降损技术方案研究3.1.3.1.负荷波动大问题降损方案研究负荷波动大是引起 10kv 配电线路高损耗的典型问题之一，本项目组通过对丰宁地区电网情况的调研，认为大滩 512、大滩 5

54、14 两条 10kv 配电线路是存在该问题线路的代表。为得出负荷波动大问题的可行解决方案，项目组以大滩 512 线路为例，针对其2008 年 7 月 25 日的全天 24 小时整点时刻运行数据进行了研究分析。大滩 512 线路主干线全长共 17050 米，其中 lgj-50 型导线 6400 米，lgj-35 型导线 10650 米；最长分支线全长 5700 米，全部为 lgj-25 型导线，位于主干线距首端7800 米处；另有其它较短支线 6 条，导线型号基本为 lgj-25，长度从 1295 米到 3450米不等；整个线路基本为 t 字型结构。线路共有 10kv 配电变压器 80 台，总容

55、量 4530kva。其中最小单台容量为10kva，s7 型 2 台，s9 型 6 台；最大单台容量为 315kva,皆为 s9 型；另有 sj20/10一台，s9-160/10 一台；其余容量还有 20、30、50、80kva 等。所有配电变压器中 s7型共 27 台，占总台数的 34%，s9 型 33 台，占总台数的 41.3%，sj 型 1 台，s11 型 4 台。可见，技术性能相对落后的 s7、sj 型，仍占该线路配变的相当比例。大滩 512 线路没有无功补偿装置。由第 3 章基于实际运行数据的分析结论知，降损方案的重点在于降低线路损耗；根据导则中“调压与降损相结合，以降损为主”的原则，

56、保证电压合格率的问题，降损方案做次要考虑。下面分别对各种降损方案的降损节能技术效果进行分析。3.1.1. 单项技术降损方案分析表 3-1 中大滩 512 线路 2008 年全网代表日的损耗计算结果表明，线损占整个线路损耗的 78%，因此降低线损是降损方案的重点。在单一技术降损方案中，重点分析了无功补偿和更换导线两种方案。3.1.1.1.最优无功补偿方案分析为得到最优的无功补偿方案，通过补偿容量和补偿位置的组合，共建立了 5 种补偿方式。其中补偿容量恒定为 400kvar，根据导则中“变电所功率因数不低于0.95”的规定及线路首端平均有功功率 1383.10kw 计算得出。各种补偿方式进行比较的

57、技术指标包括损耗率和电压合格率，具体计算结果详见表 4-1丰宁农网综合降损方案研究报告17表表 4 4- -1 1不同无功补偿方案的技术指标对比不同无功补偿方案的技术指标对比方案名称改造前情况c(g)-1/3-400c(g)-2/3-400c(g)-1/4-400c(g)-1/5-400c(fs)-100-300负荷情况最大最小平均最大最小平均最大最小平均最大最小平均最大最小平均最大最小平均u(kv)10.210.210.310.210.210.310.2 10.210.310.210.210.310.210.210.310.210.210.3p(kw)2159 975 1383 2130 9

58、60 1370 2140 960 1380 2130 960 1380 2130 960 1370 2130 960 1370 q(kvar)1047 567 784 660 180 410 640 170 400 670 180 410 660 180 410 660 180 410 线损(kw)199 42 86 169 34 68 177 34 72 170 36 69 169 34 68 168 33 67 铁损13 14 14 13 15 14 13 15 14 13 15 14 13 15 14 13 15 14 铜损24 5 11 23 5 10 23 5 10 23 5 10

59、13 5 10 23 5 10 变损(kw)34 18 23 33 19 23 33 18 23 33 19 23 33 19 23 33 19 23 总损耗(kw)232 61 108 202 53 91 210 53 94 203 55 92 203 53 91 201 51 89 首端功率(kw)2159 975 1383 2130 960 1370 2140 960 1380 2130 960 1380 2130 960 1370 2130 960 1370 损耗率10.75%6.26%7.81%9.48%5.52%6.64%9.81%5.52%6.81%9.53%5.73%6.67%

60、9.53%5.52%6.64%9.44%5.31%6.50%电压合格率28.75%100%89% 28.75%100%100% 28.75% 100%100% 28.75%100%100% 28.75%100%100% 28.75%100%100%主支线首节9.119.79.589.249.829.719.229.89.699.239.829.79.249.829.719.249.829.71干线末节点8.659.489.288.829.669.468.769.599.398.879.719.518.829.669.468.829.669.46支线末节点8.999.649.519.129.76