降低10 kV配電網(wǎng)損耗及提高供電質(zhì)量措施

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(1.國網(wǎng)重慶市電力公司長壽分公司,重慶 401220；2.重慶大學輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點實驗室，重慶 400030；3.國網(wǎng)重慶南川區(qū)供電有限責任公司,重慶 408400)

0 引 言

現(xiàn)代社會中，電能是一種使用最廣泛的能源。在全球能源日益緊張的今天，各國都充分認識到了提高電能質(zhì)量，降低電能損耗的重要性。

線損率[1]是反映配電網(wǎng)運行的重要指標，經(jīng)常作為對電網(wǎng)企業(yè)的考核或同業(yè)比對指標。衡量電能質(zhì)量的主要指標包括電壓、頻率和波形[2，3]，其中又以電壓質(zhì)量問題最為普遍。對配電網(wǎng)線損的構(gòu)成和電壓質(zhì)量進行分析，制定可行的降損及提高電能質(zhì)量措施，并積極地加以實施就顯得十分必要。目前線損的研究主要集中在理論線損計算方面，以線損為目標的無功優(yōu)化、配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)、補償電容安裝位置的確定等問題。電能質(zhì)量的研究內(nèi)容主要包括電壓偏差、頻率偏差、電壓波動與閃變、三相電壓不平衡等，下面主要對電壓偏差方面進行研究。

對配電網(wǎng)線損產(chǎn)生的原因進行分析，總結(jié)出線損主要由電阻、磁場以及管理三個方面導致；提出降低配電網(wǎng)損耗以及提高電能質(zhì)量的措施。以某35 kV變電站為例，對其10 kV饋線進行了潮流計算，找出A地區(qū)電網(wǎng)存在的問題，并提出相應(yīng)的具體措施。采用一種無功電壓綜合優(yōu)化方法對變電站的多條10 kV饋線進行無功補償計算，驗證了無功規(guī)劃優(yōu)化在降損和提高電壓質(zhì)量上的可行性和有效性。

1 線損產(chǎn)生原因及降損措施

1.1 線損產(chǎn)生原因

電力網(wǎng)中線損的產(chǎn)生原因，歸納起來主要有三個方面的因素，即電阻作用、磁場作用和管理方面[4，5]的因素。

(1)電阻作用

電能在電網(wǎng)傳輸過程中，電流克服電阻的作用引起導體溫升和發(fā)熱，稱為電阻損耗。

(2)磁場作用

由于磁場的作用，在電氣設(shè)備的鐵心中產(chǎn)生磁滯和渦流現(xiàn)象，使鐵心產(chǎn)生溫升和發(fā)熱，稱為勵磁損耗。

(3)管理方面的因素

電力企業(yè)管理水平落后，制度不健全，致使工作中出現(xiàn)的如用戶違章用電和竊電；計量表配備不合理等造成誤差損失。

1.2 降損技術(shù)措施

(1)線路經(jīng)濟運行

1)按經(jīng)濟電流運行，當線路負荷電流達到經(jīng)濟負荷電流Ijj時，線路達到最佳線損率。

經(jīng)濟負荷電流的計算公式[6]為

(1)

其中，ΔP0,i為線路上每臺變壓器的空載損,kW；K為線路負荷曲線形狀系數(shù)[1]；R為線路總等值電阻。

此時的最佳線損率為

(2)

其中，Ue為線路的額定電壓,kV；cosφ為線路負荷功率因素。

2)增加并列線路運行[7]

增加并列線路指由同一電源至同一受電點增加一條或幾條線路并列運行。

①增加等截面、等距離線路并列運行后的降損節(jié)電量計算式為

(3)

其中，ΔA為原來一回線路運行時的損耗電量，kWh；N為并聯(lián)運行線路的回路數(shù)。

②在原導線上增加一條不等截面導線，此時的降損節(jié)電量計算式為

(4)

其中，R1為原線路導線電阻，Ω；R2為增加線路導線電阻，Ω。

(2)變壓器經(jīng)濟運行[7-10]

1)單臺變壓器的經(jīng)濟運行

單臺變壓器運行時，當空載損耗和負載損耗相等時，此時運行效率最高，最經(jīng)濟，此時的負載系數(shù)為

(5)

此時變壓器的經(jīng)濟負荷為

S=KF×SN

(6)

其中，ΔP0為變壓器的空載損耗,kW；ΔPk為變壓器的負載損耗,kW；SN為變壓器的額定容量,kVA。

2)多臺變壓器的經(jīng)濟運行

①多臺同容量

當變電站有多臺相同型號的雙繞組變壓器并列運行時，應(yīng)分別計算變壓器的臨界負荷，確定不同負荷情況下應(yīng)當投運的變壓器臺數(shù)。

臨界負荷計算式如下。

(7)

其中，n為并列運行的變壓器臺數(shù)；F為變電站總負荷的損失因數(shù)。

若變電站的總負荷為Smax，當Smax>SC時，n臺并列運行最經(jīng)濟；反之，則n-1臺運行最經(jīng)濟。

②多臺不同容量

當變電站有多臺不同型號的雙繞組變壓器時，計算列出各種組合方式下的臨界負荷表，然后再根據(jù)變電站的負荷選擇最經(jīng)濟的組合方式。

每兩種組合方式的臨界負荷可按式(8)計算。

(8)

其中，Δ∑P0i、Δ∑P0j為第i種及第j種組合方式并列變壓器組的總空載損耗,kW；∑Pki、∑Pkj為第i種和第j種組合方式并列變壓器組的總額定短路損耗,kW；∑SNi、∑SNj為第i種和第j種組合方式并列變壓器組的總額定容量,kVA。

(3)網(wǎng)絡(luò)改造

更換配電網(wǎng)中殘舊線路、小截面線路可以降低線路損耗；更換高損耗配電變壓器降低配電變壓器損耗。

(4)增加電源點

隨著經(jīng)濟的發(fā)展和用電負荷的不斷增長，原有10 kV配電網(wǎng)的負荷越來越重，如果維持這種較低電壓等級的電網(wǎng)長距離供電的狀態(tài)，不但電壓質(zhì)量很難保證，線損電量也會很大。在負荷較重，供電線路過長的地方考慮增加電源布點，能縮短線路供電半徑，有效地降低線損。

(5)無功補償降損

電力系統(tǒng)中由于動態(tài)變化的非線性負荷的存在，引起系統(tǒng)有功和無功的快速變化導致系統(tǒng)電壓波動和閃變以及供電電壓波形的畸變。如果無功儲備不足將會導致電網(wǎng)電壓水平降低，這就需要對電網(wǎng)或用戶進行無功補償以提高電壓質(zhì)量，降低系統(tǒng)的損耗。此外，無功補償也有益于電壓質(zhì)量的提高。

1.3 降損管理措施

(1)加強電能計量管理

配備合理的計量裝置，以使用戶或出線用電負荷較小時也能準確計量。

(2)加強用電營業(yè)管理

一要加強防竊電管理；二要加強抄表核收工作的質(zhì)量管理和工作責任心，建立健全抄表核收工作制度。

(3)開展線損理論計算工作

通過對配電網(wǎng)線損的定期計算，對每個元件的功率損失和電能損耗加以掌握，并與實際統(tǒng)計所得的線損值比較分析，從而明確損耗的構(gòu)成情況，積極地采取措施，將線損降至合理水平。

(4)完善線損管理考核機制

在原有分線分臺區(qū)線損考核的基礎(chǔ)上，結(jié)合目前線損發(fā)展的新形勢，進一步理順基礎(chǔ)資料，強化抄表管理，使分線分臺區(qū)線損統(tǒng)計更加準確。

2 提高電壓質(zhì)量措施

(1)適當?shù)恼{(diào)壓

常用的調(diào)壓方法有：利用發(fā)電機調(diào)壓；改變變壓器變比調(diào)壓；并聯(lián)補償無功設(shè)備調(diào)壓；串聯(lián)電容器調(diào)壓[11-13]；SVR饋線自動調(diào)壓。根據(jù)電網(wǎng)實際情況，選擇合理的調(diào)壓措施，保證電壓質(zhì)量。

(2)增加電源點

適當增加電源點，優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。新建變電站的新出線路可轉(zhuǎn)移現(xiàn)有線路的部分負荷，不僅降低損耗，還能保證電壓質(zhì)量。

(3)加強電壓質(zhì)量管理

一要加強對電壓質(zhì)量的監(jiān)測管理。實現(xiàn)電壓質(zhì)量系統(tǒng)分析，為提升電壓管理和提高電壓合格率奠定堅實基礎(chǔ)。二要加強線路設(shè)備巡視。做到對線路設(shè)備異常情況及時掌握。三要開展電壓指標分析，推動配電網(wǎng)低電壓臺區(qū)改造。

3 無功電壓綜合優(yōu)化措施

配電網(wǎng)的無功優(yōu)化可分為規(guī)劃優(yōu)化和運行優(yōu)化。

1)配電網(wǎng)的無功規(guī)劃優(yōu)化，是指在滿足系統(tǒng)各種約束(包括功率平衡、電壓質(zhì)量等)的前提下，調(diào)節(jié)分布式無功電源的功率以及變壓器的分接頭和變壓器分接頭等，確定無功補償裝置的最佳裝設(shè)地點和最優(yōu)補償容量，降低網(wǎng)絡(luò)損耗，改善電壓質(zhì)量。

2)配電網(wǎng)的無功運行優(yōu)化，是指在現(xiàn)有無功補償設(shè)備的基礎(chǔ)上，根據(jù)負荷的變化，通過調(diào)節(jié)分布式無功電源的出力、電容器組運行投切和變壓器分接頭等，降低網(wǎng)絡(luò)損耗并提高電壓合格率。無功運行優(yōu)化需要配電網(wǎng)的自動化配合，通過監(jiān)測本地的電壓以及有功功率、無功功率等來調(diào)節(jié)變壓器的檔位以及電容器的開關(guān)，從而使電壓以及無功功率處于合理的范圍內(nèi)。

這里采用一種無功電壓綜合優(yōu)化措施，保證電壓質(zhì)量的同時降低損耗。其基本無功優(yōu)化程序基于遺傳算法、節(jié)點優(yōu)化編號和輻射狀配電網(wǎng)特點，采用一種將確定性方法和隨機性方法進行有機組合的配電網(wǎng)無功規(guī)劃優(yōu)化混合算法。該算法通過綜合考慮經(jīng)濟效益和電壓約束，提出一種動態(tài)確定節(jié)點補償容量上限的有效方法[14]，將其用于初始種群的生成，可自動確定補償節(jié)點總數(shù)及各補償節(jié)點補償組數(shù)的上限值。

4 配電網(wǎng)線路分析及潮流計算

4.1 線路分析

A地區(qū)有110 kV變電站2座，35 kV變電站9座，10 kV線路46條，配電變壓器1 746臺，總?cè)萘繛?88.85 MVA。

1)供電半徑

46條10 kV公用線路主干長度超過15 km的有14條，主干超過10 km的有27條，大部分線路供電半徑過長。

2)配電變壓器數(shù)量

A地區(qū)10 kV公用線路裝接配電變壓器容量主要集中在8 MVA以內(nèi)；共有4條線路裝接配電變壓器容量超過了15 MVA，均為城區(qū)線路，負荷較重，所帶配電變壓器容量大。其余線路裝接配電變壓器容量較低的主要原因是農(nóng)村供電線路負荷以居民為主，住戶較少，供電區(qū)域分散，負荷密度較小，并且現(xiàn)有10 kV線路導線截面以50、70為主，限制了線路的配電變壓器裝接容量。

3)線型分析

A地區(qū)架空線路截面主要為50(mm)2和70(mm)2。

《農(nóng)網(wǎng)建設(shè)與改造技術(shù)導則》規(guī)定[15]：縣城、城鄉(xiāng)結(jié)合部和集鎮(zhèn)供電區(qū)新建與改造10 kV線路主干線線徑統(tǒng)一為240(mm)2，農(nóng)村區(qū)域10 kV線路主干線路線徑不小于95(mm)2。A地區(qū)城區(qū)現(xiàn)有10 kV公用線路主干導線截面小于《導則》要求的共有6條，農(nóng)村地區(qū)現(xiàn)有10 kV公用線路主干導線截面小于95(mm)2有30條，普遍導線截面過小。

4.2 潮流計算

以A地區(qū)某35 kV變電站為算例，對其10 kV饋線進行潮流分析。該變電站有6條10 kV饋線，其基本信息如表1所示。

表1 饋線基本信息

采用美國加州WLSL星能電氣有限公司和重慶星能電氣有限公司開發(fā)的《CEES供電網(wǎng)計算分析輔助決策軟件——潮流計算子系統(tǒng)》進行建模和潮流計算，得出各饋線最大負荷電流運行方式下的電壓損耗及線損情況，如表2和表3所示。

表2 饋線電壓損耗情況

表3 饋線系統(tǒng)損耗情況

由表2可知，線路4、線路3、線路6電壓損失較嚴重，電壓損失百分比分別為29.60%、14.74%、12.49%。其中，線路4電壓損失最為嚴重，末端電壓僅為7.42 kV。線路4、線路3、線路6、線路5有功損耗分別達到24.4%、12.91%、11.07%、10.38%。

5 存在問題及解決措施

經(jīng)過對A地區(qū)電網(wǎng)的46條公用線路進行潮流計算，找出存在的線損和電壓問題，同時結(jié)合A地區(qū)實際，提出了降損和提高電能質(zhì)量的綜合措施。

5.1 存在主要問題

A地區(qū)配電網(wǎng)主要存在兩個問題，一是無功補償不足。目前A地區(qū)配電網(wǎng)的無功補償主要是采用變電站集中補償方式，配電線出口的功率因數(shù)一般能滿足要求，但10 kV線路的功率因數(shù)卻較低。為此在當前的情況下，應(yīng)加強對客戶無功補償裝置的管理，使客戶無功補償裝置切實發(fā)揮作用。二是線路供電半徑長，導線截面過小。一、二期農(nóng)網(wǎng)改造時，因投入改造資金少，為了擴大改造面，導致電網(wǎng)改造的標準低，供電半徑長，導線型號小，變壓器容量小，變壓器布置不合理，供電質(zhì)量和供電可靠性低，線損高，現(xiàn)已遠遠不能滿足居民用電負荷發(fā)展的需要。

5.2 解決措施

(1)加強無功補償

A地區(qū)配電網(wǎng)的無功補償主要是采用變電站集中補償方式，這對降低配電網(wǎng)線損的效果不明顯，應(yīng)加強低壓的無功補償。通過潮流計算，適當增加低壓無功補償能有效降低線損，提高電壓質(zhì)量和功率因素。

(2)更換導線、高耗能變壓器，降低電阻，降低損耗

部分線路已經(jīng)超過經(jīng)濟電流密度運行，需要進行改造換線工程，降低損耗。補償前線損率超過10%的4條線補償后仍然有1條線線損率高于10%，即線路4，其線型為LGJ-70，導線截面過小，應(yīng)將主干線路更換為LGJ-95線型。

(3)改造不合理臺區(qū)，降低配電損失

該變電站部分10 kV線路的負荷較大，所帶配電變壓器過多。在個別地區(qū)，低壓線路過長且布局不合理。因此，改造不合理的配電變壓器臺區(qū)是很有必要的。同時，注意解決配電變壓器過載問題。

(4)適當增加電源布點，縮短線路供電半徑

目前，該變電站有4條線的線路長度都超過了《農(nóng)網(wǎng)建設(shè)與改造導則》要求的15 km。如10 kV線路4供電半徑達20 km，總長度達80.94 km?？梢钥紤]在該變電站附近增加電源布點，縮短供電半徑，降低線路損耗，提高電壓質(zhì)量。

(5)加強線損管理和理論線損計算

一要加強抄表的管理，確保實際反應(yīng)線損；二要定期召開各級線損分析會，對線損率突升、損失電量突增的異常事件進行分析，查明原因，落實降損措施和責任單位；三要做好理論線損計算，認真梳理電網(wǎng)基本資料，分析電網(wǎng)各類元件的損耗情況，根據(jù)理論分析結(jié)果制定節(jié)能降損的技術(shù)措施計劃。

6 無功規(guī)劃算例

采用《CEES供電網(wǎng)計算分析輔助決策軟件——無功補償子系統(tǒng)》進行無功規(guī)劃優(yōu)化，確定的部分無功補償裝置的裝設(shè)地點和補償容量如表4所示。

表4 無功補償安裝地點和容量

補償前后的線損及饋線功率因素如表5所示。

表5 補償前后線損和功率因素對比

圖1 補償前后的線損率對比

此次無功補償多在配電變壓器低壓側(cè)補償，且大部分在大容量配電變壓器的低壓處補償。補償后電壓較低的線路4、線路3、線路6的末端電壓分別提高到9.4 kV、9.66 kV和9.59 kV。補償前線損率超過20%有1條，即線路4，線損率達到23.73%，補償后線損率降低到18.81%。線損率在10%～20%之間的有3條，分別為線路3、線路6、線路5，線損率分別達到11.57%、11.07%、10.38%，補償后線損率分別降低到8.46%、7.4%、6.82%，4條線的年總降損收益為26.44萬元，節(jié)能效果顯著。驗證了無功補償規(guī)劃優(yōu)化的可行性和有效性，降低了線損，保證了電壓質(zhì)量。

7 結(jié)論與展望

(1)線損方面，措施分為降損技術(shù)措施和降損管理措施。技術(shù)措施包括線路經(jīng)濟運行、變壓器經(jīng)濟運行、網(wǎng)絡(luò)改造、增加電源點、無功補償降損；管理措施包括加強電能計量管理、加強用電營業(yè)管理、開展線損理論計算工作、完善線損管理考核機制。

(2)電壓質(zhì)量方面，措施有適當調(diào)壓(包括SVR調(diào)壓)，增加電源點，無功補償，加強電壓的監(jiān)測及指標分析，加強線路設(shè)備巡視。

(3)無功電壓綜合措施，結(jié)合無功規(guī)劃優(yōu)化和運行優(yōu)化，自動確定無功補償裝置的最佳裝設(shè)地點和最優(yōu)補償容量，自動調(diào)節(jié)有載調(diào)壓變壓器分接頭和控制電容器投切，降低網(wǎng)絡(luò)損耗，改善電壓質(zhì)量。

(4)計算結(jié)果都是基于A地區(qū)現(xiàn)狀電網(wǎng)計算得到，若適當增加電源點、縮短線路的供電半徑和更換小截面導線，降損效果更佳。如線路5導線型號為LGJ-50，若將其更換為LGJ-95的導線，損耗將在此基礎(chǔ)上再減少50%，而且電壓質(zhì)量也能得到進一步提高。

(5)實際算列驗證了無功電壓規(guī)劃優(yōu)化對降損及提高電壓質(zhì)量的有效性。在不久的將來，隨著配電網(wǎng)自動化控制的不斷推進，通過在配電網(wǎng)全網(wǎng)實現(xiàn)無功電壓控制，有利于進一步提高全網(wǎng)電壓的合格率，降低電網(wǎng)的損耗。

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