10kV配電網結線模式優化的探討

梁冰梅（廣東電網有限責任公司江門供電局，廣東 江門529000）

10kV配電網結線模式優化的探討

梁冰梅（廣東電網有限責任公司江門供電局，廣東 江門529000）

完善配網網架結構是江門供電局配電網規劃與改造工作的重點之一。作為配網網架結構完善與否的基本體現，10kV配電網結線模式是否合理對配網的規劃、建設、運行各環節均具有重要意義。本文在綜合考慮配網的安全運行、節能降損、供電質量、配網自動化建設和投資等方面因素的前提下，對目前江門城區配電網所采用的結線模式現狀進行了分析，尋找出適合本地區不同負荷密度區的最優結線模式。

10kV配電網；結線模式

1 江門城區10kV配網結線模式實例分析

10kV僑樂線等3條農網線路環網結線方式現狀分析及改造建議：

1.1 現狀分析

潮連變電站10kV僑樂線、10kV坦邊線、東升變電站10kV東潮線現有的環網結線方式。10kV僑樂線裝見容量為15435kVA，是JKLGYJ150絕緣架空線路，變電站出線開關的CT為400/5；10kV坦邊線裝見容量為12205kVA，是LGJ150絕緣架空線路；而10kV東潮線裝見容量為0kVA，這種環網結線方式屬環網聯絡點設置不合理的非典型結線模式。

由于潮連變電站10kV僑樂線、10kV坦邊線同由變電站的1段母線供電，當潮連變電站10kV1M預試或故障等原因需要停電時，則該兩條線路的負荷無法全部轉由10kV東潮線供電。

10kV僑樂線裝見容量雖高，但實際用電負荷并不高。裝見容量最大的高級技院用戶自身容量已達9600KVA，剩余的專變容量僅為3590KVA，其他用戶大部分為居民或商業用戶。由于學校和一般住戶實際用電需求較輕，2008年10kV僑樂線最高供電僅為165A。10kV坦邊線公變用戶與專變用戶之比為3：2，居民和商業用戶居多，用電也較輕。2008年10kV坦邊線最高供電為227A。

1.2 改造建議

通過對這三條線路的現狀分析情況來看，可以將10kV僑樂線、10kV坦邊線、10kV東潮線改造成3-1典型結線模式。具體改造建議如下：

（1）將潮連站10kV僑樂線由10kV 1M母線改接入10kV 2M母線供電，并將其變電站出線開關柜的CT比由400/5更換成600/5。

（2）將10kV僑樂線、坦邊線架空線路更換為LGJ-240導線，提高線路供電能力。

（3）在高級技院A開關分支箱至東潮線東潮#02箱之間新增一個10kV開關箱，并將高級技院A開關分支箱去高級技院中心室的10kV電纜改接至新增的10kV開關箱，將部分負荷割接至10kV東潮線，合理分配線路負荷。

（4）從10kV僑樂線#56塔架設LGJ240導線至潮連站10 kV坦邊線#60塔接通，并在新架10kV架空線路中途增加一臺柱上聯絡開關及兩側線路刀閘。

改造后，10kV僑樂線裝見容量為8105kVA，10kV坦邊線裝見容量為10110kVA，10kV東潮線裝見容量為9425kVA。預計10kV坦邊線最高電流為188A，10kV僑樂線最高電流為85A，10kV東潮線最高電流為119A。

1.3 改造需增加的線路和設備的費用情況

將10kV僑樂線等三條線路改造成3-1典型結線模式，需要增加的設備和線路詳見表1，大約需花費397萬元。

表1 10kV僑樂線等三回線路網絡改造新增設備表

2 配網結線模式對線損“四分”及配電自動化的影響分析

2.1 配網結線模式對線損“四分”的影響

線損不僅包括電網傳輸中的電能損耗，也包括由于系統運行方式、計量誤差、偷漏電等造成的一切不明損失，在統計上通常用供電量與售電量的差額來度量，供電企業降損的任何一種努力，都會通過線損率的降低來得到驗證。因此，線損是考核電力網運行部門的一個重要經濟指標，線損率則是供電企業管理水平的綜合反映。不斷降低電能損耗，是企業提高經濟效益的必然要求。

在目前國家大力貫徹落實“節能減排”重大方針的時期，搞好線損管理，對于緩解能源緊張，推進節能環保政策具有深遠的意義。在此形勢下，南方電網有限責任公司大力推行線損“四分”管理，即線損分壓、分區、分線、分臺區管理。以江門城區10kV配電網為例，目前，江門城區10kV配電網已基本實現了分壓、分區的管理模式。但10kV及以下電壓等級配電網線損管理較為薄弱，特別是分線、分臺區管理工作難度較大。而電網結構不盡合理，10kV配網結線模式不規范是重要原因之一。10kV配電網結線模式是否規范直接導致電網結構的優劣，而電網結構的優劣是影響線損能否降低的直接因素，在降損管理中起到舉足輕重的作用。一個設計理想、結構優化、布局合理的10kV配電網絡，必須是在能向電力客戶提供合格電能的同時，也能使電網本身有能夠長期處于低損、高效、經濟的運行方式下。

10kV配網結線模式對線損“四分”管理中的“分線”影響最大。10kV配網所采用的結線模式決定了10kV配網潮流的分布，也就決定了10kV配網各元件上的功率損耗。為提高供電可靠性，配網通常采用多分段多聯絡的結線方式。這類結線方式雖然能在一定程度上提高電網的轉供電能力，并進一步提高供電可靠性，但其必然也會同時造成電網結構繁瑣，配線中的潮流分布復雜，很難精確確定各配網中的潮流構成，這就對于要求細分到臺區和線路統計的線損“分線”管理帶來較大難度，在一定程度上不利于“分臺區”、“分線”管理的開展。要解決這個矛盾，除進一步優化電網結構外，還需大力提高10kV配網管理的自動化程度，即，加強10kV配電自動化系統的建設，為線損“四分”管理提供技術保障手段。

2.2 配網結線模式對配電自動化的影響

隨著國民經濟持續多年的高速發展，城市用電負荷成倍增長，配網網絡規模急劇膨脹。不僅10kV配電網的建設和管理需要現代化手段支持，更重要的是配網的運行管理中，幾十年來平時靠經驗、事故跑現場、查故障要巡線的原始管理方法，已經無法應付現代配電網的運行管理和用戶需求，難以管理好眾多的運行設備，加之對各種復雜的倒閘操作和快速進行事故處理，更需要自動化才能得以有效解決。因此，配電自動化的實施是國民經濟發展的需要，也是電網發展、管理和運行維護現代化的必然選擇，是提高配網供電可靠性，為廣大用戶提供優質電能服務的重要手段。目前，配電網的自動化程度已是體現供電企業管理效益和競爭實力的重要指標之一。

眾所周知，實施配電自動化的重要作用就是提高配網供電可靠性。有機構對配電系統事故處理所需時間進行了統計，統計表明，配電變電所變壓器組事故時，從事故停電至開始其他變壓器組供電，自動操作需要5min，人工操作需要30min（縮短了25min，約83%）；改由其他變壓器組和變電所恢復送電操作由自動化系統完成需15min，而采用人工操作則需要120min（縮短105min，約88%）；變電所發生全所停電時，由自動化系統完成全部配電線路負荷轉移需15min，采用人工就地操作則需要150min（縮短了135min，約90%）。以上數據均是在配網設備運行正常的情況下統計的。需要注意的是，在配網一次網架結構穩定、系統設備運行穩定可靠性的前提下，自動化系統產生的效益才能充分發揮出來。否則，若因配電網絡本身結構不合理，結線模式不規范，或是配網改造、設備檢修等原因引起的停電次數、停電時間所占比重遠遠高于故障引起的停電次數和停電時間時，則采用自動化手段對提高供電可靠性所產生的影響也就相對較小。因此，配電自動化是依托配電網的一次設備和網絡結構來實現的，它要求配電網應具有合理的網架結構，其饋線應至少具備與另一條饋線的，從這個意義上來說，多分段多聯絡的電網結構是實施配電自動化的理想結線模式。

在分段數過多時，系統停電損失費用下降不大，而分段開關等設備的投資反而增加很多，從而造成總費用隨分段數的增加而增加，經濟性顯著下降，因此，當分段數超過最優分段數時，實施配電自動化所帶來的供電可靠性提高的效益將變得非常有限，而其投資費用急劇增加，經濟效益惡化，容易造成“得不償失”的后果。

3 結論

實施配電自動化不能盲目地多分段多聯絡改造電網結構，必須從當前電網的實際情況出發，因地制宜地對配網結線模式予以規范，這樣才能最大程度的提高配電自動化的效益。

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TM76

A

2095-2066（2016）22-0079-02

2016-7-10

梁冰梅（1970-），女，工程師，本科，主要從事電力生產管理工作。