20xx年线损理论计算分析报告(贡献稿8.7)111

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xxx供电公司

20xx年线损理论计算分析报告

2013 年 8 月 7 日

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第一章 各地区线损理论计算结果分析

一、xxx(母公司口径)线损理论计算结果分析

代表日xxx线损理论计算结果(含过网电量)和两年代表日计算结果(含过网电量)对比见表4-1和表4-2。

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表4-2 xxx全网计算结果

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此次是自去年来第四次采用山大电力的全网线损理论计算及降损分析决策系统,对公司全网进

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行线损理论计算工作,为正常负荷方式典型代表日计算,上一次为小负荷方式典型代表日计算。通过数据、收集、录入计算,本次全网线损理论值为3.19%,较上次下降1.3,其中35kV线损理论值1.68%,较上次下降0.168,10(6)kV线损理论值1.76%,较上次下降0.48,380V线损理论值8.47%,较上次降低1.1。从各电压等级的损失电量来看,仍然是10kV损失电量最大,为66.49MWh,占全网损失电量的54.86%,较上次升高11.63;从损失电量分类来看,仍然是线路损失电量占有比例最大,为102.78MWh,占全网损失电量的85.09%,较上次升高0.39。通过理论计算结果汇总分析,对比上次计算结果,公司的降损重点仍应放在以下两个方面:一是降低10kV电压等级的损失率,二是努力减少线路损失电量,降低线路损失率。

1.xxx35kV电网线损理论计算结果分析

两年代表日35kV线损理论计算结果见表4-3。

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(1)负荷变化对本层线损率的影响

本次计算为正常负荷时期,因此电量较上次低负荷时期要大,损耗也有所升高,但是各元件损失状况总体结构未变,仍然是线路损耗为主。变压器损耗占比较上次计算有所降低,主要原因是负荷升高后,变压器空载损耗减少。

(2)电网结构和运行方式变化对本层线损率的影响

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自上次计算至本次计算公司电网无重大的变化,电网的运行方式正常,虽然公司新投运两条35kV线路,1座35kV变电站,但是运行方式未调整到位且变电站配出线路并未完全投运,因此,此变化对线损率的波动影响较小,但是随着运行方式的调整及变电站配出线路的完善,将进一步降低损耗。

(3)线路损失对本层线损率的影响

通过35kV电网损失电量分类来看,35kV线路损失电量14.54MWh,占总损失电量的65.45%,损失电量占比最高,主要原因有以下几点:一是线路老旧,线径细,二是供电线路过长,线路损失电量增加,三是负荷增加,线路损失电量上升。这三点主要体现在西南部区域的2座变电站的供电线路上,陈牛线建于80年代,线路老旧冗长,导线为95的导线;史万线虽然是新建线路但是线路较长且所带负荷较重;而万通站为公司负荷最重的变电站。

表4-4 代表日35kV重损线统计

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(4)变压器损失对本层线损率的影响

变压器损失电量为6.81MWh,占总损失电量的30.66%,其中铜损损失电量2.56MWh,铁损损失电量4.25MWh,铁损较高,主要是变电站负荷率较低导致,变压器空载损耗较大。17台主变中无经济运行主变,对35kV线损率有一定的影响。

表4-5 代表日35kV电网变压器运行状态统计

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表4-6 代表日35kV重损变统计

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(5)其它损失对本层线损率的影响

站用变损失电量为0.86MWh,较上次升高0.26MWh.因其主要为自动控制保护、无功补偿等等二次设备,控制室空调等辅助设备提供用电,而此次计算为高负荷下的理论计算,7、8月份天气炎热,雷雨大风等气候条件多变,二次保护动作率及辅助设施运转率较高,站用变耗电量有所增加。

(6)降损改造措施对本层线损率的影响

公司主要开展了电网经济运行、营业管理等方面的降损管理,一是根据负荷变化情况,合理调整运行方式,适当调节主变变分头,结合“两率”提升工作,加强无功管理。二是加强变电站计量设备管理,按时进行电能表现场校验及PT二次压降和CT二次负荷测试等工作,确保了计量准确。三是加强站用电管理,尤其是加强站所合一变电站的管控通过公司降损措施的执行,有效的避免了线损率的波动。

(7)无损电量对本层线损率的影响

公司35kV无损电量主要是接带油田用户,因是其备用电源,具有不确定性。此次理论计算期间其用电量较小,因此无损电量对整体35kV网损率影响较小。

(8)其它原因对本层线损率的影响 无

2.xxx10(6/20)kV电网线损理论计算结果分析

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两年代表日10(6/20)kV线损理论计算结果见表4-14。

4-14 xxx10(6/20)kV电网代表日计算结果

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(1)负荷变化和负荷率大小对本层线损率的影响

受接管原市公司西城供电部影响,公司整体10kV负荷大幅提高。由于本次为正常负荷状态下计算,电量较上次大幅上升,负荷加大,因此线路损耗占比升高。

(2)功率因数和无功补偿对本层线损率的影响

结合“两率”提升工作,公司加强了无功管理,及时投切电容器,无功损耗,开展客户侧无功补偿装臵检查,加强力调电费的收取,通过经济手段督促客户及时加装和投运无功补偿设备,提高功率因数,通过以上措施,客户侧功率因数完成较好,对10kV线损率无较大影响;但是油田油井由于无功补偿不到位,接带油井客户较多的线路功率因数偏低,导致线损较高,影响线路损失率上升。

(3)线路损失对本层线损率的影响

10kV线路损失电量66.09MWh,占总损失电量的84.58%,损失电量占比仍比较大,较上次计算升高了2.05。造成线路损失较高的原因仍为以下几点:一是农村地区线路迂回供电,线路冗长,运行方式不经济,造成线路损失较大,如生产线、油郭线、现河线等线路,现河线的主要负荷集中在线路末端,造成末端电压质量下降,电流上升,影响线路损失电量大幅上升;二是城乡结合部因环境复杂,线路老旧,改造难度大且存在较严重的偷窃电问题。

(4)配变损失对本层线损率的影响

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变压器损失电量为10.25MWh,占总损失电量的15.42%,较上次降低了2.05。其中铜损损失电量5.57MWh,铁损损失电量4.68 MWh,铜铁损比0.19。变压器未处于经济运行状态,主要是农网改造过的村居及城市中的新建小区建设改造标准较高,为将来预留了一定容量,变压器选型较高,导致变压器利用率较低,影响线损率上升,但是随着用电负荷的增长这一情况将会得到改善。

(5)降损改造措施对本层线损率的影响

公司主要工作一是结合农网升级改造工程进一步优化电网结构,缩短农网线路的供电半径,提高线路建设标准。二是加强计量管理,严格按周期进行校验和轮换,及时消除异常,确保计量准确。三是积极开展营业普查工作,打击偷窃电,加强抄表工作管理,提高集抄率,杜绝估抄、漏抄、错抄现象。

(6)其它原因对本层线损率的影响

5.xxx380V电网线损理论计算结果分析

两年代表日地区380V线损率见表4-15。

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公司380V电网线损理论计算整体情况较差,线损理论值为8.47%,较上次减低1.1;损失电量占总损失的26.80%,占有比例较上次有所降低。主要是因为本次为正常负荷时期计算,各电压等级电量出现了升高,但是其损失电量下降不大,均有所升高,此次低压线损率较上次降低,仅仅是相对来看。总的来看,在一段时期内低压线损率仍将维持较高水平。

农网区域随着近几年农网升级改造工程的改造,低压台区的线损管理得到了较大改善。但是西 7

城区域低压台区线损管理较差,主要原因一是西城为老城区,大多数低压台区设备老化严重,而由于产权问题和资金问题得到升级改造的较少。二是老城区及城乡结合部外来人口较多,偷窃电情况较为严重。这些问题绝不是短时间可以改变的,在一定时期内将导致整个公司低压线损理论值偏高。

第二章 存在的问题及措施建议

一、存在的问题

1、35kV主变负载率较低,多数主变未处于经济运行状态,影响损失率增加。

2、西南部区域老旧35kV输电线路亟需改造。

3、农网区域老旧线路及供电迂回,线路过长,负荷在线路末端等问题较为突出。

4、本次计算在正常负荷时期进行,因重损线路标准发生更改,导致重损线路较上次增多,共有69条。其中10kV西范、现河、油郭线是由于农村线路线路迂回冗长,且负荷分配不合理导致。10kV华耿乙、油井、嘉扬Ⅰ线、嘉扬ⅠⅠ线为城乡结合部线路,设备状况,管理状况均较差导致线损偏高,10kV光伏Ⅰ线、辛天线为抄表时间导致的管理性偏高。

二、技术降损措施建议

1、加强营销管理,关口计量管理,降低管理线损。一是加强表计管理,完善公用变低压侧表计,加快推进台区低压表计集抄系统普及工作;做好变电站新上及改扩建工程的计量点设臵。二是通过现场调试,提高终端的采集能力、实时监测能力,及时发现异常并处理;进一步强化计量基础管理工作,做好关口计量点、变电站及Ⅰ、Ⅱ类大客户电能表现场试验、PT二次压降测试工作;三是结合客户信息核对工作,对线损模型及时更新维护,并实时统计分析线损数据,提高线损治理的针对性和实效性;加强电费核算管理,确保电量、电费计算正确无误。四是通过开展专项检查、营业普查工作,减少窃电现象,检查过程中同步做好计量装臵的密封工作,确保检查一户、治理一户、完善一户,杜绝重复窃电。

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2、加强电网建设,调整优化电网运行方式,做好电网经经济运行工作。一是加快电网输配电项目建设,优化网络结构,提高电网输送能力;二是充分利用调度自动化系统,及时调整主变经济运行方式,保证变压器的经济运行;三是尽量避免线路长距离、大负荷供电,合理调整输配电线路运行方式,保证线路经济运行。

3、进一步加强无功和力率管理,做好技术降损工作。一是加强系统电压和无功管理,提高补偿电容器运行率,及时合理调整电网无功出力和电容器投停,努力做到无功分区平衡,有效控制输电系统损耗;二是缩短电容器缺陷消除时间,保证无功补偿设备健康运行;三是认真执行客户功率因数调整电费办法,定期开展客户无功补偿装臵检查,督促力率不合格客户加装并及时投运无功补偿设备.

附件 低压典型台区线损率实测报告

一、低压典型台区线损率实测的开展情况

根据市公司通知要求,我公司开展了低压典型台区线损率实测工作。分别抽取了3个城区台区、3个城乡结合部台区及3个农村台区进行了实测。

二、低压典型台区实测结果及边界条件的确定

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城区,选择三个居民小区进行实测;城乡结合部选择三个城市周边的生活照明台区进行实测;农村选择三个农业台区进行实测。

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注:表中“平均值”为三个台区线损率相加除以3。

三、低压典型台区实测存在的问题

1、城区台区:选取三个居民小区作为典型台区进行实测。城镇居民小区,由于xxx老旧小区较多,电网设备老化严重,线损偏高,小区内线路全部为暗线敷设,线损治理难度较大。另外,从实测角度分析,小区内用电高峰主要集中于早、中、晚三个时间段,此间负荷有所波动,对实测数据的准确性有所影响。

2、城乡结合部台区:xxx城乡结合部村居较多,由于该部分台区内租住户较多,人口流动性大,给用电管理带来极大不便。虽然经过近几年网改,台区内0.4千伏低压线路全部更换,但是由于下户线距离较远,用电负荷不稳定,三相不平衡等因素,造成低压线损偏高。

3、农村台区:多年以来,公司加大农村低压电网投入,先后改造电气化村130多个,农村低压电网质量大大改善,计量表全部更换为电子表,因此,农村低压线损较以往下降较多。

四、 低压典型台区实测的总体评

从典型台区的实测情况,可以看出,生活照明等用电量较平均的台区,计算值与统计值比较接近。季节性用电较强、用电负荷不均匀的台区,计算值与统计值差距较大。

近些年,由于进行新农村电气化建设、农网升级改造等,农村网架状况和设备健康水平有了很大改善,电压质量有了很大提高,淘汰高耗机械表,进行合理的负荷分配,降低三相不平衡率,这一切都为降低线损提供了有效的硬件基础。

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20xx年,xxx公司通过重新调整电网布局,进一步优化供电半径,采用分路供电,提高电压质量,为全面降低低压线损打下坚实的基础。同时积极推进低压台区无功补偿技术,对于低压动力户较多无功损耗较大的台区实施无功就地补偿措施,提高设备的利用效率,减少配电线路的有功损耗。

在今后的低压线损工作中,我们将结合农村电气化建设、农网升级改造等,进一步提升农村网架状况和设备健康水平,提高电压质量,进行合理的负荷分配,降低三相不平衡率;在城区积极开展老旧小区改造、全面进行新型电能表换装,切实将低压线损工作管理落到实处。

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第二篇:110KV线路线损理论计算 1100字

第九讲 输电线路的残损理论计算

第一节 35kV输电线路的线损理论计算

35kV输电线路的线损计算分:线路导线中的电阻损耗、变压器的空载损耗、变压器的负载损耗等三部分进行。

1. 线路导线中的电阻损耗

110KV线路线损理论计算

2.变压器的空载损耗

110KV线路线损理论计算

3.变压器的负载损耗

110KV线路线损理论计算

第二节 110kV输电线路的线损理论计算

110kV输电线路的电能损耗包括:线路导线中的电阻损耗、变压器的空载损耗及其负载损耗。这些损耗的计算方法和35kV输电线路基本相同,只要把110kV输电线路中相应的结构参数和运行参数代入相应的计算公式中就可以了。除此之外,110kV输电线路还有电晕损耗和绝缘子的泄漏损耗。因此,110kV输电线路的电能总损耗是上述五种损耗之和。

下面就电晕损耗和泄漏损耗的计算方法介绍如下:

1.110kV输电线路的电晕损耗

110kV输电线路的电晕损耗与下列因素有关:(1)导线表面的电场强度;

(2)沿线路地区的天气情况;(3)线路通过地区的海拉高度的影响等。由此可见,影响电晕损耗的因素是很多的,故欲准确计算是相当复杂的。为此,通常都是根据由实验数据所导出的近似计算法进行估算。

这就是,110kV架空输电线路当采用截面积为70~185mm2的导线时,年均电晕损耗电量对电阻损耗电量([3I2·R·τ] 5000h)百分比为:4.7~0.3%。τ=

我们即根据此比值进行估算。但是,当进行月线损计算时,如果此月份的好天不多,则电晕损耗电量对电阻损耗电量之比值将增大;此时,应根据冰雪天、雨天、雾天天数的增加比例及其对电晕损耗的影响程度进行上调计算。对220kV架空输电线路的电晕损耗亦按此方法进行估算。

2.110kV输电线路的绝缘子泄漏损耗

110kV输电线路的绝缘子泄漏损耗与绝缘子的型式、沿线路地区大气的污染程度及其空气的湿度等因素有关。历年积累的调查统计资料表明,对于110kV及以上的架空输电线路的绝缘子泄潜心损耗,约为线路电阻耗电量[3I2·R·t×10-3]的l%,因此,这些线路的绝缘子损耗电量即按此比例进行估算。

第三节输电线路理论线损实例计算

【例】某35kV架空输电线路,有导线LGJ-185为5.7km,LGJ-150为2.6km,LGJ-120为3.4km,有35/10kV电力变压器 SJ7-5000×2kVA,SL7-31500×

2kVA,某月运行675h,有功供电量4269947kW·h,无功供电量2596128kvar·h测算得负荷曲线形状系数为1.05,其它参数及线路结构图如附图所示。试将该输电线路的当月理论线损率和线路导线、变压器铁芯、变压器绕组中的损耗所占比重计算出来。

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