農(nóng)村電網(wǎng)節(jié)電技術(shù)規(guī)程

F20備案號：7798—2000PDL/T738—2000農(nóng)村電網(wǎng)節(jié)電技術(shù)規(guī)程

Technicalcodeforenergysavingofruralpowernetwork2000-11-03發(fā)布中華人民共和國國家經(jīng)濟貿(mào)易委員會發(fā)布

前言

本規(guī)程是根據(jù)原電力部綜科教［1998］28號文“關(guān)于下達1997年制定、修訂電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)項目的通知”安排制定的。為了貫徹國家“開發(fā)與節(jié)約并重，近期把節(jié)約放在優(yōu)先地位”的能源方針，進一步落實原能源部頒發(fā)的《全國農(nóng)村節(jié)電實施細則》，進一步促進完善農(nóng)村電網(wǎng)的降損節(jié)電措施，搞好農(nóng)電線損管理，提高供電企業(yè)的經(jīng)濟效益和社會效益，根據(jù)《中華人民共和國節(jié)約能源法》特制定本規(guī)程。電網(wǎng)線損率是供電企業(yè)一項重要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)，供電企業(yè)應(yīng)當(dāng)重視和加強農(nóng)電線損管理工作，實行農(nóng)電線損目標(biāo)管理和分電壓等級、分供電區(qū)、分線路的線損管理；編制好電網(wǎng)建設(shè)、改造計劃和降損計劃，開展農(nóng)村電網(wǎng)降損節(jié)電技術(shù)的研究和推廣，有計劃、有步驟地降低農(nóng)村電網(wǎng)的線損率。本標(biāo)準(zhǔn)的附錄A、附錄B、附錄C、附錄D都是提示的附錄。本標(biāo)準(zhǔn)由電力行業(yè)農(nóng)村電氣化標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會提出并歸口。本標(biāo)準(zhǔn)由中國電力科學(xué)院農(nóng)村電氣化研究所、沈陽農(nóng)業(yè)大學(xué)電氣工程系、河南省電力局地電處等單位起草。本標(biāo)準(zhǔn)主要起草人：樸在林、廖學(xué)琦、徐臘元、黃文輝、孟秀蘭。本標(biāo)準(zhǔn)由電力行業(yè)農(nóng)村電氣化標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會負(fù)責(zé)解釋。

目次

前言1范圍2引用標(biāo)準(zhǔn)3名詞術(shù)語4節(jié)電降損指標(biāo)5變電所節(jié)電6高低壓線路節(jié)電7配電臺區(qū)節(jié)電8無功補償節(jié)電9電動機及弧焊機節(jié)電10儀表節(jié)電11線損理論計算與管理附錄A(提示的附錄)10(6)kV線路線損理論計算的推薦方法附錄B(提示的附錄)0.38kV線路線損理論計算的推薦方法附錄C(提示的附錄)35kV線路線損理論計算的推薦方法附錄D(提示的附錄)110kV線路線損理論計算的推薦方法

1范圍

本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了農(nóng)村電網(wǎng)的線損率指標(biāo)，提出了農(nóng)村電網(wǎng)的節(jié)電技術(shù)措施。本標(biāo)準(zhǔn)適用于農(nóng)村電網(wǎng)降損節(jié)電工作的實施、監(jiān)督、檢查和管理。

2引用標(biāo)準(zhǔn)

下列標(biāo)準(zhǔn)所包含的條文，通過在本標(biāo)準(zhǔn)中引用而構(gòu)成為本標(biāo)準(zhǔn)的條文。本標(biāo)準(zhǔn)出版時，所示版本均為有效。所有標(biāo)準(zhǔn)都會被修訂，使用本標(biāo)準(zhǔn)的各方應(yīng)探討使用下列標(biāo)準(zhǔn)最新版本的可能性?！度珖r(nóng)村節(jié)電實施細則》(試行)原能源部能源農(nóng)電［1989］1039號1990年1月19日。

3名詞術(shù)語3.1農(nóng)村電網(wǎng)綜合線損率(ruralelectricsynthesizelinelosspowernetwork)農(nóng)村電網(wǎng)供、售電量之差對供電量百分比率。3.2供電半徑(supplyradius)線路首端至末端(或最遠)變電所(或配電臺區(qū))的供電距離。3.3主干線(mainline)在10(6)kV和0.38kV線路中，線路首端到某分界點之間的一段線路。該分界點處線路潮流電流為線路首端電流的25%。3.4逆調(diào)壓法(backregulatingvoltage)在系統(tǒng)高峰負(fù)荷時升高電壓5%，低谷負(fù)荷時降到電網(wǎng)的額定電壓。

4節(jié)電降損指標(biāo)

4.1線損率指標(biāo)4.1.110(6)kV～110(220)kV綜合線損率降到8%及以下。4.1.2低壓線損率降到12%及以下。4.2功率因數(shù)指標(biāo)4.2.1高壓供電的工業(yè)用戶和高壓供電裝有帶負(fù)荷調(diào)整電壓裝置的電力用戶，功率因數(shù)為0.9及以上。4.2.2設(shè)備容量為100kVA及以上電力用戶和大、中型電力排灌站，功率因數(shù)為0.85及以上。4.2.3躉售和農(nóng)業(yè)用戶綜合功率因數(shù)0.8及以上。4.2.435kV～110kV變電所二次側(cè)功率因數(shù)為0.90及以上。4.3電壓允許偏差值指標(biāo)4.3.135kV及以上用戶的電壓變動幅度，應(yīng)不大于系統(tǒng)額定電壓的10%，其電壓允許偏差值應(yīng)在系統(tǒng)額定電壓的90%～110%范圍內(nèi)。4.3.210(6)kV用戶的電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的±7%。4.3.30.38kV動力用戶的電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的±7%。4.3.40.22kV用戶的電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的+7%～－10%。4.4供電半徑指標(biāo)4.4.135kV及以上線路供電半徑一般應(yīng)不超過下列要求：35kV線路為40km；66kV線路為80km；110kV線路為150km(參見《全國農(nóng)村節(jié)電實施細則》)。4.4.210kV線路供電半徑推薦值見表1。

表110kV線路供電半徑推薦值

負(fù)荷密度kW/km2＜55～1010～2020～3030～40＜40供電半徑km2020～1616～1212～1010～8＜8

4.4.30.38kV及0.22kV線路供電半徑宜按電壓允許偏差值確定，但最大允許供電半徑不宜超過0.5km。

5變電所節(jié)電5.1變壓器的臺數(shù)為兩臺及以上時，其運行方式應(yīng)始終遵循電能損耗最小為目標(biāo)，按電能損耗最小曲線改變其運行方式。5.2新建變電所或更新變壓器必須選用低損耗節(jié)能型變壓器，有條件的宜選用低損耗節(jié)能型有載調(diào)壓變壓器。5.3有載調(diào)壓變壓器電壓調(diào)整宜采用逆調(diào)壓法進行。5.4變電所的所用配電變壓器必須選用低損耗節(jié)能型。

6高低壓線路節(jié)電

6.1高低壓線路導(dǎo)線截面積宜按經(jīng)濟電流密度選擇，并以電壓允許偏差值進行校驗。經(jīng)濟電流密度推薦值如表2所示。

表2導(dǎo)線經(jīng)濟電流密度

導(dǎo)線材料A/mm2年最大負(fù)荷利用小時數(shù)h＜30003000～5000＞5000鋁線1.651.150.9銅線3.02.251.75

6.2應(yīng)重視線路的改造，改造的重點是：10(6)kV及以上“瓶頸”線路、迂回線路、瓷件不符合要求的線路及接地電阻不滿足要求的兩線一地線路。6.30.38kV三相四線制線路，三相負(fù)荷均勻分配使零線電流不宜超過首端相線電流的15%。6.40.38kV主干線、分支線、下戶線、進戶線，有條件的宜采用防老化絕緣導(dǎo)線或防老化絕緣集束線。

7配電臺區(qū)節(jié)電7.1按照60、70年代原機械部老標(biāo)準(zhǔn)生產(chǎn)的配電變壓器必須淘汰，更換或新投入的配電變壓器應(yīng)選用低損耗節(jié)能型，有條件的宜選用非晶鐵芯低損耗節(jié)能型配電變壓器。7.2配電變壓器三相負(fù)荷不平衡電流不應(yīng)超過變壓器額定電流的25%。7.3配電變壓器應(yīng)布置在負(fù)荷中心。當(dāng)負(fù)荷密度高供電范圍大時，通過經(jīng)濟技術(shù)比較可采用兩點或多點布置。7.4對于山區(qū)根據(jù)負(fù)荷分散情況宜選用單相配電變壓器。7.5排灌站專用配電變壓器應(yīng)按季節(jié)投切。7.6對于用電季節(jié)性變化大的綜合配電臺區(qū)宜采用調(diào)容配電變壓器。

8無功補償節(jié)電

8.1農(nóng)網(wǎng)的無功補償應(yīng)遵循“全面規(guī)劃、合理布局、分級補償、就地平衡”的原則，采用“集中補償與分散補償相結(jié)合，以分散補償為主；高壓補償與低壓補償相結(jié)合，以低壓補償為主；調(diào)壓與降損相結(jié)合，以降損為主”的補償方式。8.2對110kV及以下變電所，宜按主變壓器容量的10%～15%進行無功補償。8.310(6)kV配電變壓器按容量的5%～10%進行隨器補償；對容量在100kVA及以上的配電變壓器宜采用自動投切方式。8.4當(dāng)10(6)kV線路上采用無功補償時，補償點可設(shè)在線路的無功負(fù)荷中心處。8.5電動機容量在7.5kW及以上時，年運行小時超過450h的，宜采用隨電機補償方式，補償容量按下式確定：Q=(0.9～0.95)3UNI0(kvar)式中：UN——變壓器額定電壓(kV)；I0——電動機空載電流(A)。

9電動機及弧焊機節(jié)電9.1高能耗電動機是指JO(J)系列，凡是7.5kW及以上的高能耗電動機應(yīng)更新或采用“磁性槽泥技術(shù)”進行改造。9.2新裝電動機應(yīng)采用Y系列高效節(jié)能型電動機。9.3電動機負(fù)載率應(yīng)達到40%以上。通風(fēng)機、鼓風(fēng)機效率達不到70%應(yīng)進行更換或改造。9.4容量較大且頻繁起動的電動機宜采用調(diào)速(變頻調(diào)速或變壓調(diào)速)電機。9.5作為控制電動機的交流接觸器宜選用無壓運行方式。9.6交流弧焊機應(yīng)選用節(jié)能型，非節(jié)能型弧焊機應(yīng)加裝空載控制裝置。

10儀表節(jié)電110kV及以下變電所儀表及配電臺區(qū)電能表應(yīng)選用低損耗節(jié)能型。

11線損理論計算與管理11.1農(nóng)村電網(wǎng)線損理論計算的推薦方法(見附錄A、附錄B、附錄C、附錄D)為電量法(即電能表取數(shù)法)，也可采用線路均方根電流法(即代表日負(fù)荷電流法)或結(jié)點功率法等。11.2農(nóng)村電網(wǎng)在進行線損理論計算時，應(yīng)將理論線損率計算出來，以便與實際線損率對比分析；還應(yīng)將固定損耗電量(或可變損耗電量)在總損耗電量中所占的比例計算出來，以便為采取降損措施提供可靠的依據(jù)。

附錄A(提示的附錄)

10(6)kV線路線損理論計算的推薦方法

A1根據(jù)有關(guān)技術(shù)規(guī)定，10(6)kV線路首端應(yīng)裝設(shè)有功電能表、無功電能表、電壓表等表計，此時，線損理論計算用“電量法”(即電能表取數(shù)法)較為方便、精確、快捷。A1.1理論線損電量的計算：線路導(dǎo)線線損：線路上變壓器的負(fù)載損耗：線路的可變損耗：ΔAkb=ΔA1+ΔAb或線路的固定損耗：線路的總損耗：式中：Ap·g、AQ·g——線路有功供電量(kW·h)、無功供電量(kvar·h)；K——線路負(fù)荷曲線形狀系數(shù)；Rd·d、Rd·b——線路導(dǎo)線等值電阻、變壓器繞組等值電阻(Ω)；——線路總等值電阻，=Rd·d+Rd·b(Ω)；Uav——線路平均運行電壓(kV)；t1、tb——線路運行時間、變壓器平均運行時間(h)；——線路和變壓器的綜合運行時間(h)；ΔP0、i——線路上投運的第i臺變壓器的空載損耗(kW)；m——線路上投運的配電變壓器臺數(shù)。A1.2式中有關(guān)參數(shù)的計算確定：1)線路導(dǎo)線等值電阻計算。在計算之前，首先按照導(dǎo)線型號、長度、輸送負(fù)荷均相同者為一線段的原則，從線路末端到首端，從分支線到主干線(即按負(fù)荷遞增方式)的次序，將計算線段(或支路)劃分出來，編上序號，然后按線段逐一進行計算：Rj=r0j·Lj(Ω)式中：Abi——線路上第i臺變壓器二次側(cè)總表的實抄電量(kW·h)；——由第j段線路供電的所有變壓器實抄見電量之和(kW·h)；Rj、Lj——任意線段的電阻(Ω)、長度(km)；r0j——任意線段導(dǎo)線單位長度電阻值(Ω/km)；m——線路上變壓器的臺數(shù)；n——線路分段的總數(shù)(線路上電流相同的部分為一段)。2)線路上變壓器繞組等值電阻的計算。在計算之前，將線路上投運的變壓器按臺(或臺區(qū))編上序號，然后按序號逐一進行計算：(Ω)(Ω)式中：Ri——變壓器歸算到一次側(cè)的電阻(Ω)；U1N——變壓器一次側(cè)額定電壓(kV)；SN·i、ΔPk·i——每臺變壓器的額定容量(kVA)、短路損耗(W)。3)t1、tb、tΣ的計算確定：t1=24×天數(shù)—停電時間(h)(h)式中：ti——每臺變壓器裝設(shè)的計時鐘的記錄時間。4)線路負(fù)荷曲線形狀系數(shù)K值的計算確定。一般K≥1，首先計算出對應(yīng)于線路供用電高峰月份，有較大有功供電量的較小的負(fù)荷形狀系數(shù)Kx值，以及對應(yīng)于線路供用電低谷月份，較小有功供電量的較大的負(fù)荷曲線形狀系數(shù)Kd值，Kx值和Kd值均可按下式計算確定：式中：Ii——第i小時或電流相同的時段內(nèi)的電流(A)；Ijf、Iav——均方根電流、平均負(fù)荷電流；24——一天的小時數(shù)；n——一天內(nèi)電流相同時段的數(shù)目。然后繪制出線路的K=f(Ap·g)曲線坐標(biāo)圖，其他月份的K值可根據(jù)其有功供電量從圖中直接查取，不必每月都計算一次，(參見圖1)。Ap·i—某月有功供電量；Ki—某月查取的K值圖1某線路的K=f(Ap·g)坐標(biāo)圖

5)線路平均運行電壓的確定。由于線路平均運行電壓的確定較為麻煩，為簡單方便起見，并考慮運行電壓對可變損耗和固定損耗影響的互補性，一般可?。篣av≈UN(kV)。6)線路負(fù)荷功率因數(shù)的計算：A1.3對比分析所需的參數(shù)計算(即終結(jié)計算)：線路理論線損率：式中：ΔAΣ——線路的總損耗(kW·h)；ΔAp·g——線路有功供電量(kW·h)；ΔAk·b——線路的可變損耗(kW·h)；ΔAg·d——線路的固定損耗(kW·h)。線路中固定損耗所占比重：線路最佳理論線損率(或稱經(jīng)濟運行線損率)：式中：ΔP0·i——線路上投運的第i臺變壓器的空載損耗(kW)；K——線路負(fù)荷曲線形狀系數(shù)；——線路總等值電阻(Ω)；m——線路上投運的配電變壓器臺數(shù)；UN——線路額定電壓(kV)。線路經(jīng)濟負(fù)荷電流：(A)

附錄B(提示的附錄)

0.38kV線路線損理論計算的推薦方法

B1理論線損電量的計算：(kW·h)式中：N——配電變壓器低壓出口電網(wǎng)結(jié)構(gòu)常數(shù)，三相三線制取N=3；三相四線制取N=3.5；單相兩線制取N=2；Iav——線路首端平均負(fù)荷電流(A)；K——線路負(fù)荷曲線形狀系數(shù)(取值方法同10kV線路)；Rdz——低壓線路等值電阻(Ω)；t——配電變壓器向低壓線路供電的時間，即低壓線路的運行時間(h)。B2線路首端平均負(fù)荷電流的計算。對于100kVA及以上的配電變壓器，其二次側(cè)應(yīng)裝設(shè)有功電能表和無功電能表，此時則有：(A)式中：Ap·g——線路有功供電量(kW·h)；AQ·g——線路無功供電量(kvar)；Uav——低壓線路平均運行電壓，可取Uav≈UN≈0.38kV；t——計算時段的時間(h)。對于100kVA及以下的配電變壓器，其二次側(cè)可裝設(shè)有功電能表和功率因數(shù)表，此時則有：(A)B3低壓線路等值電阻的計算。同10kV線路線損計算一樣，計算前將低壓線路的計算線段劃分出來，此時則有：(Ω)式中：Ai——第i個計380/220V用戶電能表的實抄電量(kW·h)；——第i個計算線段供電的所有低壓用戶電能表抄見電量之和(kW·h)；Nj——第i個計算線段線路結(jié)構(gòu)常數(shù)，取值方法與N相同(見B1)；Rj——第i個計算線段導(dǎo)線電阻Rj=r0jLj(Ω)；n——計算線路段數(shù)；r0j——計算線段導(dǎo)線的單位長度電阻(Ω/km)；Lj——計算線段長度(km)。B4低壓線路的理論線損率：式中：ΔA——低壓線路理論線損電量(kW·h)；Ap·g——低壓線路供電量(kW·h)。

附錄C(提示的附錄)

35kV線路線損理論計算的推薦方法

C135kV線路的線損的計算宜分：線路導(dǎo)線中的電阻損耗、變壓器的空載損耗、變壓器的負(fù)載損耗等三部分分別進行。C1.1線路導(dǎo)線中的電阻損耗：式中符號含義和取值方法與10kV線路相同，此處省略。C1.2變壓器的空載損耗：

(kW·h)或(kW·h)t0+tf=tb≤t1式中：t0、tf、tb——變壓器空載運行時間、帶負(fù)荷運行時間、總運行時間(h)；t1——線路運行時間。C1.3變壓器的負(fù)載損耗：或(kW·h)或(kW·h)式中：——變壓器負(fù)載率；Ijf、Iav——通過變壓器繞組的均方根電流、平均負(fù)荷電流(A)；IN——變壓器一次側(cè)額定電