浅析10kV王村港线线损原因

时间：2022-07-19 00:08:59

关键字：配网线损管理因素技术因素

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[导读]摘要:10kV王村港线10kV线损率随着供电量的增长而大幅增加,现通过数据分析,结合改进线损理论计算值、线路运行情况、客户用电特点等系统分析了产生该问题的原因,并提出了降损措施。

110kV王村港线概况

10kV王村港线线路总长度为50.69km,变压器总数108台,装接容量11545kVA,其中专变70台,容量7970kVA,公变38台,容量3575kVA。主干线线径为LGJ-240、LGJ-120及LGJ-95三种规格型号,2013年最大电流307A,线路供电区域为沿海地区,经过台风多,空气咸度高。主干线如图1所示,线路安装两套考核计量装置,分别在#1及#213杆塔。#1至#213很少负荷,可忽略。

210kV王村港线线损分析

2.1数据分析结论

(1)随着供电量增长,王村港线的综合损耗、10kV损耗及#213计量点前损耗呈曲线增长。王村港线供电量越小,损耗越小。任何10kV线路都有一个经济运行区域,那么王村港线经济运行区域是什么?当线路可变损耗与固定损耗接近相等时,线路处于最佳经济运行点。该线路的固定损耗功率为24.37kw,线路等值电阻RL=6.2Q,变压器等值电阻RT=12.6Q,K=0.33。经济电流计算公式如下:

即线路经济电流为63A,供电量为74万kwh时,线路运行是最经济的。

(2)当供电量为189.4×105kwh时,10kV线损率为9.4%,比10kV理论线损率高2.7%,理论损耗与实际运行损耗存在很大差异。是否是管理因素导致王村港线实际运行的10kV线损率比理论值高2.7%?为回答这个问题,吴川局成立了王村港线线损调查小组,主管营销副局长为组长,对该线路展开调查分析。

当供电量为98.256万kwh时,理论线损与实际线损接近:供电量大于100万kwh时,实际线损比理论线损大。调查组开展了以下几项工作:

1)对王村港线路的变压器进行核对,将信息系统的档案资料与现场核对,核对内容:变压器数量/容量、计量二次接线、计量倍率:

2)对所有专变、公变的计量装置进行现场校检:3)对可疑专变用户开展反偷漏排查

3)对抄表情况进行排查。

以上工作均没发现管理存在漏洞,导致线损增长。

从另外一点也可以论证是技术损耗引起线损率大幅增加:#213计量点前线损率随着电量的增长成倍增长(由2.7%增加到6%):因为#213计量点前用户少,很容易排除管理因素影响,线损率成倍增长很容易确定为技术因素引起的。

2.2理论线损计算方法改进

目前,10kV配变均安装了计量数据自动采集终端,对于配变的负荷率、电压、电量、电流能做到实时采集。计算理论线损时,节点的负荷分布按与各节点的电量之和成比例。推导线路的等值电阻时,考虑把各配变的电量参与等值电阻计算。电压值取母线与主干线末端的电压平均值。取配电线路上各节点月有功电量和无功电量,则电能损耗计算公式为:

式中,AP为月线路首端的总有功电量(kwh):A0为月线路首端的总无功电量(kⅤarh):U为母线平均电压(kV):7为计算时段(h),取月小时数:Rel为线路等值电阻(Q)。

忽略各节点电压差,近似相等,配电线路等值电阻计算公式如下:

式中,Rel为等值电阻(Q):APi为通过i段线路供电的配电变压器的月有功电量(kwh):A0i为通过i段线路供电的配电变压器的月无功电量(kⅤarh):Ri为i段线路电阻(Q):AP为线路首端的总有功电量(kwh):A0线路首端的总无功电量(kⅤarh):n为线路上总分段数。

用类似方法,可以求出一条配电线路上的配电变压器等值电阻,计算公式如下:

式中,Ret为配电变压器等值电阻(Q):UN为配电变压器高压侧额定电压(kV):APki为第i台配电变压器额定短路功率损耗(kw):sN.i为第i台配电变压器额定容量(kVA):AP.i为第i台配电变压器的月有功电量(kwh):A0.i为第i台配电变压器的月无功电量(kⅤarh):AP为线路首端的月总有功电量(kwh):A0为线路首端的月总无功电量(kⅤarh):m为线路上配电变压器数量。

配电线路总的等值电阻计算公式如下: