芜湖地区10kV线路低电压成因分析及治理措施分析

芜湖地区10kV线路低电压成因分析及治理措施分析摘要依据《GB/T12325-2022电能质量供电电压偏差》，10kV三相供电电压允许偏差为额定电压±7%（9.3kV～10.7kV）。芜湖市域包含城区、城郊结合部、江南丘陵乡村、沿江产业园区，配电网网架特征差异明显。大量10kV架空线路存在供电半径偏大、负荷季节性波动强、分布式光伏大量接入、老旧线路阻抗高等问题，用电高峰期线路中后段频繁出现电压低于9.3kV的低电压现象，造成居民家电启动困难、农业排灌电机出力不足、小微企业设备无法稳定运行，同时增大线路损耗。本文结合芜湖配网地域特点，系统性分析10kV线路低电压成因，分层提出短期应急治理、中期技术改造、长期网架规划相结合的综合治理方案。关键词：10kV配电线路；低电压；电压损耗；无功补偿；SVR馈线调压器；芜湖配网一、芜湖地区10kV线路低电压总体特征结合芜湖县、繁昌、南陵、无为区域配网运行数据，本地低电压呈现典型地域特点：时空分布特征：夏秋季空调负荷、农灌负荷（6—9月）、春节返乡负荷集中爆发，每日18:00—22:00为低电压高发时段；丘陵偏远乡村线路问题最突出，城郊次之，城区核心网架相对较轻。区域差异化南陵、繁昌丘陵农村：10kV架空线路供电半径普遍超过15km，导线多为LGJ-70、LGJ-95小截面导线，末端低电压常态化；无为沿江圩区：农业排灌季节性冲击负荷大，短时负荷激增引发临时性低电压；芜湖城郊产业片区：中小型加工企业集中，感性负荷密集，无功缺额突出；农村区域分布式光伏广泛并网：白天光伏出力抬升电压，夜间负荷高峰电压快速跌落，峰谷电压两极分化。故障特点：多表现为线路前端电压合格、中后段持续压降，属于长距离馈线稳态电压跌落；单一变电站母线电压正常，依靠主变调压无法消除末端低电压。二、芜湖10kV线路低电压成因分析将成因划分为网架结构因素、设备硬件因素、负荷特性因素、运行管理因素、新能源并网影响五大类：（一）网架结构先天薄弱（核心结构性原因）供电半径超标

芜湖大量早期农网10kV放射式架空线路，丘陵村镇受道路、水系、征地限制，电源布点不足，部分馈线总长20～35km，远超规范D类乡村地区15km控制上限。电压损耗与线路长度成正比，长距离线路阻抗累积压降显著。网架结构单一，缺乏联络

乡村10kV线路多为单辐射接线，分段、联络开关配置不足，故障或重载时无法进行负荷转供；负荷集中于线路末端，潮流单向输送，进一步加剧末端压降。负荷中心与电源点不匹配

近年乡村集中居住区、养殖基地、农业产业园异地新建，原有10kV线路路径未同步调整，负荷逐步向线路末端迁移。（二）线路与配电设备参数不满足当前负荷导线截面偏小、老旧线路较多

早期农网大量采用LGJ-70、LGJ-95导线，随着负荷逐年增长，电流增大；部分架空线路运行年限长，导线氧化、接头腐蚀，接触电阻上升，额外增加电压损失。配电变压器配置不合理

沿线配变布点稀疏、容量偏小；部分台区长期过载运行；配变分接头档位设置固化，未根据季节负荷动态调整。无功补偿配置缺失、投运率低

①10kV线路沿线缺少线路集中无功补偿装置；大量农村配变仅装设简易电容器，甚至无补偿；

②已投运补偿装置长期缺乏运维，电容器鼓包、控制器故障，高峰时段无法自动投切；

③沿江加工企业、排灌电机大量感性负荷，就地不装设无功补偿，大量无功远距离输送，增大线路压降。理论机理：ΔU=(PR+QX)/U，有功、无功远距离传输都会产生电压降落，无功输送对电压损耗影响尤为明显。（三）负荷特性带来季节性、时段性冲击（芜湖突出特点）季节性负荷激增

芜湖属于亚热带季风气候，夏季持续高温，空调负荷暴涨；无为、南陵圩区夏季排灌水泵集中启动；春节务工人员返乡，乡村单相负荷短期爆发，形成阶段性重过载。负荷分布不均衡

负荷沿线路不均匀分布，大量负荷集中在线路后半段；下游台区普遍存在低压侧三相负荷不平衡，进一步向上传导，抬高10kV线路等效压降。（四）电网运行调度与运维管理短板调压手段单一

仅依靠变电站主变AVC系统调节母线电压。受母线电压上限约束，无法无限抬高10kV出线电压，无法解决长线末端压降问题。电压监测覆盖面不足

部分偏远线路末端缺少在线电压监测装置，低电压发现滞后，依靠用户报修被动处置，难以提前预判。运维精益化不足

线路通道清理不及时、接头缺陷未能周期性排查；无功补偿装置定期巡检、试验机制不完善。（五）分布式光伏并网带来电压波动叠加效应芜湖农村户用光伏普及率持续提升：

日间光伏大功率发电，潮流反向，末端电压偏高；夜间光伏停机，全部负荷由主网供电，电压快速下跌。电压昼夜波动幅度大，传统固定调压策略难以兼顾白天过电压、夜间低电压两类问题。三、低电压综合治理技术措施遵循\\“先管理优化、再轻型设备改造、重大网架改造远期实施”\\思路，按照投资由小到大、见效由快到慢分层实施，适配芜湖城乡不同场景。（一）运行优化措施（零/低成本，优先落地）优化变电站母线电压控制策略

结合负荷峰谷特性，对长线馈线所属主变AVC策略分时段整定：晚高峰适度抬高10kV母线目标电压，负荷低谷下调，避免全天单一电压定值；同一变电站多条长线错峰优化。合理调整配电变压器分接头

每年夏冬负荷高峰前，普查沿线配变档位，根据长期监测电压数据统一调整；建立季节性分接头调整台账。负荷均衡与三相不平衡治理

督促台区运维人员调整低压单相负荷分配；对沿江加工厂、养殖用户开展用电检查，引导大功率负荷错峰使用，削减晚间尖峰负荷。强化无功补偿装置运维

全面排查所有配变低压电容器，修复故障控制器、更换失效电容；制定月度投运率考核，保障用电高峰可正常投切。（二）加装调压、补偿装置（中期改造，适合长距离架空线路）10kV线路串联自动调压器（SVR馈线调压器）【芜湖丘陵长线首选方案】

在10kV线路中后段、低电压起始节点装设SVR有载调压器。优势：无需新建线路、施工周期短、投资适中，实时自动抬升后端电压。适用于南陵、繁昌供电半径超15km的乡村放射式线路。适用场景：线路导线尚可满足载流量，仅末端压降超标，暂时不具备全线增容条件。增设10kV线路并联无功补偿（线路电容器/SVG）

在线路负荷集中区段安装集中式无功补偿装置，实现无功就地平衡，减少QX引起的电压降落。针对沿江工业园区、排灌负荷集中线路优先配置；对光伏高渗透台区可选用SVG动态无功补偿，兼顾白天过压、夜间低压双向调节。末端分布式储能装置试点

对于极偏远、改造通道极其困难的零星线路，在线路末端配置小型储能系统；用电高峰放电支撑电压，夜间/光伏高峰充电，实现削峰调压。（三）网架升级改造方案（长期根治措施，根治结构性缺陷）缩短供电半径，优化电源布点

结合芜湖配网十四五、十五五规划，在负荷集中的丘陵乡镇规划新增35kV/110kV变电站，新增10kV出线，拆分超长馈线，从源头缩短供电距离。导线升级改造

对LGJ-70、LGJ-95老旧重载线路分段更换为LGJ-150、LGJ-185大截面导线，降低线路电阻R，减小有功压降；同步更换锈蚀金具、处理发热接头。优化网架拓扑，增加联络与分段

为单辐射线路增设分段开关、联络开关；具备条件的线路形成环网结构，重载时段实施负荷转供，均衡多条馈线负载。线路负荷切割与新出分支线

将线路末端重载负荷通过新建分支线路割接至邻近供电裕度充足的10kV线路，快速缓解原线路压力，广泛应用于城郊结合部改造。（四）需求侧协同治理措施引导工商业用户自备无功补偿装置

对沿江铸造、农产品加工企业开展功率因数考核，督促安装就地补偿装置，减少无功远距离传输。分布式光伏协同管控

优化光伏逆变器电压保护定值，推广具备无功调节能力的智能逆变器；利用光伏可调无功资源参与夜间电压支撑。开展用电宣传

引导农业排灌、大功率用户错峰用电，降低18:00—22:00尖峰负荷。四、差异化治理方案建议（适配芜湖不同区域）南陵、繁昌丘陵农村超长10kV架空线路

短期：投运现有无功设备+调整主变电压；中期：线路中段加装SVR馈线调压器；远期：新建变电站、拆分长线、导线增容。无为沿江圩区季节性农灌负荷线路

优先配置可投切线路无功补偿，排灌季节临时投入；推动排灌泵站加装就地补偿；试点负荷错峰管控。芜湖城郊产业园区线路

重点治理用户侧无功，加装SVG动态补偿；优化网架，推进负荷转供，防范持续重过载。光伏高渗透率乡村线路

选用动态无功补偿SVG，避免固定电容器造成白天电压进一步抬高；协同光伏参与调压。五、管理保障措施搭建全域电压监测网络

在所有低电压投诉线路末端加装10kV在线电压采集终端，依托配电自动化系统实现低电压自动告警，由被动抢修转向主动预判治理。建立低电压台账闭环管理

逐条建档，记录低电压发生时段、最低电压、负荷数据，“一线路一方案”，治理完成后持续跟踪电压合格率，评估改造成效。强化规划源头管控

新增乡村负荷布点规划时严格控制10kV供电半径；新建线路直接选用大截面导线，避免重复改造。常态化线路隐患治理

每年迎峰度夏前开展线路接头红外测温，消除接触电阻过大造成的附加电压损失。六、结论芜湖地区10kV线路低电压是网架结构、设备条件、季节性负荷、新能源并网多重因素叠加的结果。对于超长放射式乡村