紅旗供電所線損分析及降損措施研究

李志杰

（廣東電網有限責任公司珠海金灣供電局，廣東珠海，519000）

1 紅旗供電所線損分析

1.1 珠海紅旗地區配電網概況

現紅旗所運行管理范圍內有220kV變電站一座和110kV變電站一座，變電站10kV出線25條（包括用戶專線7條），其中有18條線路已實現聯絡負荷互供。總運行10kV線路達到251.012km（包括架空線路172.697公里，公用電纜線路78.315公里）,公變198臺（總容量67805kVA），公用低壓無功補償容量23310kvar，全年配網實現供電可靠率99.9159%，全年統計線損實現0.4KV累計線損為2.88%，10kV累計線損為1.15%。

1.2 理論線損計算結果分析

本次分析的理論線損計算結果數據是在2010年10月份開展的以代表日理論線損計算工作中得出的結果：珠海紅旗供電所10kV配電網的理論線損率為1.31%；低壓配網理論線損率為2.25%。

1.2.1 10kV配電網線損分析

2010年10月27日紅旗供電所10kV配網理論線損率為1.31%。截至2010年10月，紅旗供電所管理的變電站10kV饋線共25條（參與本次計算的有23條），配網運行線路總長為251.012km。2010年代表日參與計算的公用變壓器198臺。其中10kV配變（公變）損耗占10kV配電網網損的20.021%。

1.2.2 低壓網線損分析

2010年代表月紅旗供電所0.4kV低壓網理論計算損失率為2.25%。個別臺區的線損較高是由于近年經濟發展迅速，外來人口增多，當地居民新起房屋較多，而且均為五六層的套房用于出租，由于電源接線不合理導致三相負荷分配不平衡，線路偏長、線路殘舊、導線選擇不合理，造成首末端電壓差偏高，線損較高。

1.2.3 紅旗供電所線損分析結論

線損計算代表日的各電壓等級理論線損與電網實際結構符合，反映了紅旗供電所管理線損與技術線損均處于合理水平。通過線損計算結果的分析并結合現場配電網運行的狀態，發現紅旗地區配電網線損方面存在以下問題：（1）配電網布局和結構不合理；（2）部分供電設備陳舊老化；（3）配電變壓器的負荷不平衡，部分公變處于輕載運行；（4）部分公變無功補償不足。下一步我們將根據理論計算分析結果，提出對目前配電網存在的問題改進的措施。

2 降低配電網線損的技術措施

對理論線損計算的結果進行詳細客觀的分析，就是要以科學理論為指導，以經濟效益為目標，制定降損措施，提高供電可靠性，改善電能質量，降低電能損耗。現結合珠海紅旗地區配電網線損現狀分析和配電網運行情況以及珠海供電局配電網改造技術提出紅旗所配電網節能降損的措施。

根據電力網元件（線路或變壓器）中的功率損耗的關系式：

式中，I為通過各元件的電流，R為元件的電阻，P、Q分別是通過各元件的有功功率、無功功率，U為加在元件上的電力網的電壓。

可以看出，降低電力網的線損有兩種途徑：減小流過元件中的電流和減少元件的電阻因此，要降低網絡的損耗，可采取以下措施。

2.1 采取負荷中心供電，降低損耗

紅旗鎮社會供電量年增長都在20%左右，原有的配電網特別是配電網的改造顯得十分迫切，10kV線路高負荷運行、迂回供電、低壓線路超過正常允許供電半徑范圍供電等因素致使線損增加。我們采用深入負荷中心進行供電的辦法，從規劃改造入手調整不合理的供電區域，改善由上述不利因素造成的影響。

（1）將110kV變電站深入到中心負荷高密集區（聯港工業區），直接向10kV專變的工業用戶供電，這既提高了供電能力，保證了電壓質量和供電可靠性，也大大降低了線損。在負荷中心的110kV變電站縮短了部分架空線供電半徑，并減緩了其他線路高負荷運行問題，使紅旗工業區供電網絡更為合理、高效、可靠。（2）推廣住宅小區供電，新建公用電房，改造公用低壓臺區供電網絡，縮小供電半徑，從變壓器的低壓出線到各用戶，盡量以變壓器為中心向外輻射。在2010年紅旗供電所就立項改造低壓線路50km，有效降低了損耗。對公用配電變壓器供電半徑要求是不超過300m(繁華市區不超過200m)，郊區和分散居民區要求不超過500m。今后須加強低壓網絡規劃，統籌建設，改造布局不合理、線路過長、負荷密集的配電臺區，將大容量配電變壓器大范圍供電臺區拆分為若干小容量小范圍供電的配電臺區，降低配電損失。

2.2 改造線路，合理選擇導線截面

配電線路的導線類型，導線大小直接影響到線路導線的電阻，所以在農網的改造中應該結合經濟條件方面的因素，合理選擇導線的類型與型號。紅旗地區農網改造中，新架設的架空線路的正常運行負荷電流宜控制在允許最大電流的70%以內，同時要注意實時環境溫度的因素影響。架空導線截面選擇應規格化，架空主干線的導線截面應為為150mm2或185mm2，支線導線截面不小于70mm2。10kV架空線路的供電半徑不宜過大，末端電壓損失不得超過7%；市區一般控制在5km以內，郊區一般情況不超過15km。

2.3 合理采用新型節能變壓器，開展配電變壓器的經濟運行

在10kV配電網規劃、改造中應逐步淘汰老舊變壓器，更換和采用低損耗節能變壓器，如S11型油浸變壓器，SC9系列型干式變壓器，以及非晶合金鐵心配電變壓器等低損耗產品。實踐證明，10kV配變負荷在額定容量40%-80%時較為經濟。所以，在選擇配變容量時要切合實際，避免“大馬拉小車”或“小馬拉大車”的情況。在開展配電變壓器的經濟運行工作中，為降低空載損耗,可采取下列措施：（1）提高功率因數；（2）合理配置配變容量；（3）根據負荷情況，決定并聯變壓器的投退。

2.4 合理調整配電變壓器的三相負荷，減少三相負荷的不平衡度

目前低壓配電網采用三相四線制接線方式，且配電變壓器為Y,yn0接線，存在很多的單相負載，因此配電變壓器的三相不平衡運行是不可避免的。配電變壓器三相不平衡運行時三相繞組的總損耗（單位為kW）可計算為：

式中Ia、Ib、Ic為三相負荷電流；R1為變壓器二次側繞組電阻。

三相平衡時每相繞組電流為：(Ia+Ib+Ic)/3；

三相繞組總損耗為：Pf2=3[(Ia+Ib+Ic)/3]2R1×10-3；

三相不平衡時帶來的附加損耗為：

從上式可知配電變壓器三相不平衡電流的增加會引起變壓器損耗的增加，我們必須合理調整配電變壓器的三相負荷。

珠海地區配電網一般采用的配電變壓器為Y,yn0接線方式,中性點直接接地。由于低壓用戶負荷變化較大，三相負荷不平衡將產生不平衡電壓，加大電壓偏移，增大中性線電流，從而增大線路損耗。實踐證明，一般情況下三相負荷不平衡可引起線損率升高2%－10%，三相負荷不平衡度若超過10%，則線損顯著增加。一般要求配電變壓器低壓出口電流不平衡度不超過10%，低壓干線及主要支線始端的電流不平衡度不超過20%，超過此限則應進行遷移調整負荷工作，使不平衡度降下來。

紅旗供電所在3月份的配電變壓器負荷測量中發現有部分配變三相不平衡率達30.5%，所以在城網改造中，應重新調整部分低壓臺區負荷，將用戶負載均衡地接在A、B、C三相上，使三相負荷趨于平衡，減少中性線電流；在日常運行中，要加強進行公用配電變壓器的三相負荷測定，并根據低壓負荷季節性變化較大的特點，在換季和負荷高峰期嚴密監測，對三相不平衡線路及時進行調整和轉移負荷工作。

3 結束語

在電網的規劃、運行、維護過程中采取合理的降損措施降低配電網線損，既能提高配網整體供電能力，又能實現降低配電網線損增加企業經濟效益，使整個配電網，在電網安全、經濟運行、電壓質量、供電可靠性、線損降低等方面都取得非常明顯的效果。

[1]周瑜菲.配電網降損措施分析[J].中小企業管理與科技.2009.11.

[2]廖學琦.農網線損計算分析與降損措施[M].北京:中國水利水電出版社.2003.