F20備案號：7798—2000PDL/T738—2000農村電網節電技術規程

Technicalcodeforenergysavingofruralpowernetwork2000-11-03發布中華人民共和國國家經濟貿易委員會發布

前言

本規程是根據原電力部綜科教［1998］28號文“關于下達1997年制定、修訂電力行業標準項目的通知”安排制定的。為了貫徹國家“開發與節約并重，近期把節約放在優先地位”的能源方針，進一步落實原能源部頒發的《全國農村節電實施細則》，進一步促進完善農村電網的降損節電措施，搞好農電線損管理，提高供電企業的經濟效益和社會效益，根據《中華人民共和國節約能源法》特制定本規程。電網線損率是供電企業一項重要技術經濟指標，供電企業應當重視和加強農電線損管理工作，實行農電線損目標管理和分電壓等級、分供電區、分線路的線損管理；編制好電網建設、改造計劃和降損計劃，開展農村電網降損節電技術的研究和推廣，有計劃、有步驟地降低農村電網的線損率。本標準的附錄A、附錄B、附錄C、附錄D都是提示的附錄。本標準由電力行業農村電氣化標準化技術委員會提出并歸口。本標準由中國電力科學院農村電氣化研究所、沈陽農業大學電氣工程系、河南省電力局地電處等單位起草。本標準主要起草人：樸在林、廖學琦、徐臘元、黃文輝、孟秀蘭。本標準由電力行業農村電氣化標準化技術委員會負責解釋。

目次

前言1范圍2引用標準3名詞術語4節電降損指標5變電所節電6高低壓線路節電7配電臺區節電8無功補償節電9電動機及弧焊機節電10儀表節電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

本標準規定了農村電網的線損率指標，提出了農村電網的節電技術措施。本標準適用于農村電網降損節電工作的實施、監督、檢查和管理。

2引用標準

下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構成為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。《全國農村節電實施細則》(試行)原能源部能源農電［1989］1039號1990年1月19日。

3名詞術語3.1農村電網綜合線損率(ruralelectricsynthesizelinelosspowernetwork)農村電網供、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)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逆調壓法(backregulatingvoltage)在系統高峰負荷時升高電壓5%，低谷負荷時降到電網的額定電壓。

4節電降損指標

4.1線損率指標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功率因數指標4.2.1高壓供電的工業用戶和高壓供電裝有帶負荷調整電壓裝置的電力用戶，功率因數為0.9及以上。4.2.2設備容量為100kVA及以上電力用戶和大、中型電力排灌站，功率因數為0.85及以上。4.2.3躉售和農業用戶綜合功率因數0.8及以上。4.2.435kV～110kV變電所二次側功率因數為0.90及以上。4.3電壓允許偏差值指標4.3.135kV及以上用戶的電壓變動幅度，應不大于系統額定電壓的10%，其電壓允許偏差值應在系統額定電壓的90%～110%范圍內。4.3.210(6)kV用戶的電壓允許偏差值，為系統額定電壓的±7%。4.3.30.38kV動力用戶的電壓允許偏差值，為系統額定電壓的±7%。4.3.40.22kV用戶的電壓允許偏差值，為系統額定電壓的+7%～－10%。4.4供電半徑指標4.4.135kV及以上線路供電半徑一般應不超過下列要求：35kV線路為40km；66kV線路為80km；110kV線路為150km(參見《全國農村節電實施細則》)。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變電所節電5.1變壓器的臺數為兩臺及以上時，其運行方式應始終遵循電能損耗最小為目標，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能型變壓器，有條件的宜選用低損耗節能型有載調壓變壓器。5.3有載調壓變壓器電壓調整宜采用逆調壓法進行。5.4變電所的所用配電變壓器必須選用低損耗節能型。

6高低壓線路節電

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

表2導線經濟電流密度

導線材料A/mm2年最大負荷利用小時數h＜30003000～5000＞5000鋁線1.651.150.9銅線3.02.251.75

6.2應重視線路的改造，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線或防老化絕緣集束線。

7配電臺區節電7.1按照60、70年代原機械部老標準生產的配電變壓器必須淘汰，更換或新投入的配電變壓器應選用低損耗節能型，有條件的宜選用非晶鐵芯低損耗節能型配電變壓器。7.2配電變壓器三相負荷不平衡電流不應超過變壓器額定電流的25%。7.3配電變壓器應布置在負荷中心。當負荷密度高供電范圍大時，通過經濟技術比較可采用兩點或多點布置。7.4對于山區根據負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按季節投切。7.6對于用電季節性變化大的綜合配電臺區宜采用調容配電變壓器。

8無功補償節電

8.1農網的無功補償應遵循“全面規劃、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合，以分散補償為主；高壓補償與低壓補償相結合，以低壓補償為主；調壓與降損相結合，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10(6)kV線路上采用無功補償時，補償點可設在線路的無功負荷中心處。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更新或采用“磁性槽泥技術”進行改造。9.2新裝電動機應采用Y系列高效節能型電動機。9.3電動機負載率應達到40%以上。通風機、鼓風機效率達不到70%應進行更換或改造。9.4容量較大且頻繁起動的電動機宜采用調速(變頻調速或變壓調速)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交流弧焊機應選用節能型，非節能型弧焊機應加裝空載控制裝置。

10儀表節電110kV及以下變電所儀表及配電臺區電能表應選用低損耗節能型。

11線損理論計算與管理11.1農村電網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(即電能表取數法)，也可采用線路均方根電流法(即代表日負荷電流法)或結點功率法等。11.2農村電網在進行線損理論計算時，應將理論線損率計算出來，以便與實際線損率對比分析；還應將固定損耗電量(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。

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根據有關技術規定，10(6)kV線路首端應裝設有功電能表、無功電能表、電壓表等表計，此時，線損理論計算用“電量法”(即電能表取數法)較為方便、精確、快捷。A1.1理論線損電量的計算：線路導線線損：線路上變壓器的負載損耗：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——線路負荷曲線形狀系數；Rd·d、Rd·b——線路導線等值電阻、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。A1.2式中有關參數的計算確定：1)線路導線等值電阻計算。在計算之前，首先按照導線型號、長度、輸送負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——任意線段導線單位長度電阻值(Ω/km)；m——線路上變壓器的臺數；n——線路分段的總數(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)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的電阻(Ω)；U1N——變壓器一次側額定電壓(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—停電時間(h)(h)式中：ti——每臺變壓器裝設的計時鐘的記錄時間。4)線路負荷曲線形狀系數K值的計算確定。一般K≥1，首先計算出對應于線路供用電高峰月份，有較大有功供電量的較小的負荷形狀系數Kx值，以及對應于線路供用電低谷月份，較小有功供電量的較大的負荷曲線形狀系數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的電流(A)；Ijf、Iav——均方根電流、平均負荷電流；24——一天的小時數；n——一天內電流相同時段的數目。然后繪制出線路的K=f(Ap·g)曲線坐標圖，其他月份的K值可根據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，一般可取：Uav≈UN(kV)。6)線路負荷功率因數的計算：A1.3對比分析所需的參數計算(即終結計算)：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——線路負荷曲線形狀系數；——線路總等值電阻(Ω)；m——線路上投運的配電變壓器臺數；UN——線路額定電壓(kV)。線路經濟負荷電流：(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結構常數，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——線路首端平均負荷電流(A)；K——線路負荷曲線形狀系數(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線路首端平均負荷電流的計算。對于100kVA及以上的配電變壓器，其二次側應裝設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，其二次側可裝設有功電能表和功率因數表，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個計算線段線路結構常數，取值方法與N相同(見B1)；Rj——第i個計算線段導線電阻Rj=r0jLj(Ω)；n——計算線路段數；r0j——計算線段導線的單位長度電阻(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：線路導線中的電阻損耗、變壓器的空載損耗、變壓器的負載損耗等三部分分別進行。C1.1線路導線中的電阻損耗：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變壓器的負載損耗：或(kW·h)或(kW·h)式中：——變壓器負載率；Ijf、Iav——通過變壓器繞組的均方根電流、平均負荷電流(A)；IN——變壓器一次側額定電