红旗供电所线损分析及降损措施研究

2018-01-25李志杰

电子测试 2017年24期

李志杰

（广东电网有限责任公司珠海金湾供电局，广东珠海，519000）

1 红旗供电所线损分析

1.1 珠海红旗地区配电网概况

现红旗所运行管理范围内有220kV变电站一座和110kV变电站一座，变电站10kV出线25条（包括用户专线7条），其中有18条线路已实现联络负荷互供。总运行10kV线路达到251.012km（包括架空线路172.697公里，公用电缆线路78.315公里）,公变198台（总容量67805kVA），公用低压无功补偿容量23310kvar，全年配网实现供电可靠率99.9159%，全年统计线损实现0.4KV累计线损为2.88%，10kV累计线损为1.15%。

1.2 理论线损计算结果分析

本次分析的理论线损计算结果数据是在2010年10月份开展的以代表日理论线损计算工作中得出的结果：珠海红旗供电所10kV配电网的理论线损率为1.31%；低压配网理论线损率为2.25%。

1.2.1 10kV配电网线损分析

2010年10月27日红旗供电所10kV配网理论线损率为1.31%。截至2010年10月，红旗供电所管理的变电站10kV馈线共25条（参与本次计算的有23条），配网运行线路总长为251.012km。2010年代表日参与计算的公用变压器198台。其中10kV配变（公变）损耗占10kV配电网网损的20.021%。

1.2.2 低压网线损分析

2010年代表月红旗供电所0.4kV低压网理论计算损失率为2.25%。个别台区的线损较高是由于近年经济发展迅速，外来人口增多，当地居民新起房屋较多，而且均为五六层的套房用于出租，由于电源接线不合理导致三相负荷分配不平衡，线路偏长、线路残旧、导线选择不合理，造成首末端电压差偏高，线损较高。

1.2.3 红旗供电所线损分析结论

线损计算代表日的各电压等级理论线损与电网实际结构符合，反映了红旗供电所管理线损与技术线损均处于合理水平。通过线损计算结果的分析并结合现场配电网运行的状态，发现红旗地区配电网线损方面存在以下问题：（1）配电网布局和结构不合理；（2）部分供电设备陈旧老化；（3）配电变压器的负荷不平衡，部分公变处于轻载运行；（4）部分公变无功补偿不足。下一步我们将根据理论计算分析结果，提出对目前配电网存在的问题改进的措施。

2 降低配电网线损的技术措施

对理论线损计算的结果进行详细客观的分析，就是要以科学理论为指导，以经济效益为目标，制定降损措施，提高供电可靠性，改善电能质量，降低电能损耗。现结合珠海红旗地区配电网线损现状分析和配电网运行情况以及珠海供电局配电网改造技术提出红旗所配电网节能降损的措施。

根据电力网元件（线路或变压器）中的功率损耗的关系式：

式中，I为通过各元件的电流，R为元件的电阻，P、Q分别是通过各元件的有功功率、无功功率，U为加在元件上的电力网的电压。

可以看出，降低电力网的线损有两种途径：减小流过元件中的电流和减少元件的电阻因此，要降低网络的损耗，可采取以下措施。

2.1 采取负荷中心供电，降低损耗

红旗镇社会供电量年增长都在20%左右，原有的配电网特别是配电网的改造显得十分迫切，10kV线路高负荷运行、迂回供电、低压线路超过正常允许供电半径范围供电等因素致使线损增加。我们采用深入负荷中心进行供电的办法，从规划改造入手调整不合理的供电区域，改善由上述不利因素造成的影响。

（1）将110kV变电站深入到中心负荷高密集区（联港工业区），直接向10kV专变的工业用户供电，这既提高了供电能力，保证了电压质量和供电可靠性，也大大降低了线损。在负荷中心的110kV变电站缩短了部分架空线供电半径，并减缓了其他线路高负荷运行问题，使红旗工业区供电网络更为合理、高效、可靠。（2）推广住宅小区供电，新建公用电房，改造公用低压台区供电网络，缩小供电半径，从变压器的低压出线到各用户，尽量以变压器为中心向外辐射。在2010年红旗供电所就立项改造低压线路50km，有效降低了损耗。对公用配电变压器供电半径要求是不超过300m(繁华市区不超过200m)，郊区和分散居民区要求不超过500m。今后须加强低压网络规划，统筹建设，改造布局不合理、线路过长、负荷密集的配电台区，将大容量配电变压器大范围供电台区拆分为若干小容量小范围供电的配电台区，降低配电损失。

2.2 改造线路，合理选择导线截面

配电线路的导线类型，导线大小直接影响到线路导线的电阻，所以在农网的改造中应该结合经济条件方面的因素，合理选择导线的类型与型号。红旗地区农网改造中，新架设的架空线路的正常运行负荷电流宜控制在允许最大电流的70%以内，同时要注意实时环境温度的因素影响。架空导线截面选择应规格化，架空主干线的导线截面应为为150mm2或185mm2，支线导线截面不小于70mm2。10kV架空线路的供电半径不宜过大，末端电压损失不得超过7%；市区一般控制在5km以内，郊区一般情况不超过15km。

2.3 合理采用新型节能变压器，开展配电变压器的经济运行

在10kV配电网规划、改造中应逐步淘汰老旧变压器，更换和采用低损耗节能变压器，如S11型油浸变压器，SC9系列型干式变压器，以及非晶合金铁心配电变压器等低损耗产品。实践证明，10kV配变负荷在额定容量40%-80%时较为经济。所以，在选择配变容量时要切合实际，避免“大马拉小车”或“小马拉大车”的情况。在开展配电变压器的经济运行工作中，为降低空载损耗,可采取下列措施：（1）提高功率因数；（2）合理配置配变容量；（3）根据负荷情况，决定并联变压器的投退。

2.4 合理调整配电变压器的三相负荷，减少三相负荷的不平衡度

目前低压配电网采用三相四线制接线方式，且配电变压器为Y,yn0接线，存在很多的单相负载，因此配电变压器的三相不平衡运行是不可避免的。配电变压器三相不平衡运行时三相绕组的总损耗（单位为kW）可计算为：

式中Ia、Ib、Ic为三相负荷电流；R1为变压器二次侧绕组电阻。

三相平衡时每相绕组电流为：(Ia+Ib+Ic)/3；

三相绕组总损耗为：Pf2=3[(Ia+Ib+Ic)/3]2R1×10-3；

三相不平衡时带来的附加损耗为：

从上式可知配电变压器三相不平衡电流的增加会引起变压器损耗的增加，我们必须合理调整配电变压器的三相负荷。

珠海地区配电网一般采用的配电变压器为Y,yn0接线方式,中性点直接接地。由于低压用户负荷变化较大，三相负荷不平衡将产生不平衡电压，加大电压偏移，增大中性线电流，从而增大线路损耗。实践证明，一般情况下三相负荷不平衡可引起线损率升高2%－10%，三相负荷不平衡度若超过10%，则线损显著增加。一般要求配电变压器低压出口电流不平衡度不超过10%，低压干线及主要支线始端的电流不平衡度不超过20%，超过此限则应进行迁移调整负荷工作，使不平衡度降下来。

红旗供电所在3月份的配电变压器负荷测量中发现有部分配变三相不平衡率达30.5%，所以在城网改造中，应重新调整部分低压台区负荷，将用户负载均衡地接在A、B、C三相上，使三相负荷趋于平衡，减少中性线电流；在日常运行中，要加强进行公用配电变压器的三相负荷测定，并根据低压负荷季节性变化较大的特点，在换季和负荷高峰期严密监测，对三相不平衡线路及时进行调整和转移负荷工作。