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时间:2018-10-24
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1、浅谈如何加强县级供电企业线损管理 摘要:文章结合灵山县实际情况,根据从事线损管理工作以来的经验,从技术、管理两方面指出了县级供电企业在线损管理方面存在的一些问题,并有针对性的从技术、管理两方面论述了降低线损的措施。 关键词:县级供电企业;线损;技术;管理;措施 线损率是综合反映供电企业电网规划设计、生产运行和经营管理水平的主要经济技术指标,是衡量供电企业管理水平和经济效益的重要标志。努力降低线损率,就能提高电能的利用率,向客户提供更多的优质电力能源,促进社会经济建设的发展。所以,做好线损管理工作也是供电企业深化优质服务的一项重要举措。线损管理包括技术措施和管理措施,下面结
2、合灵山县的实际谈谈如何加强县级供电企业的线损管理。 灵山县是一个农业大县,人口大县,下辖18个镇,389个村委,面积3558平方公里,人口160多万人。目前县域内220千伏变电站1座,110千伏变电站3座,35千伏变电站27座,35千伏线路约400公里;10千伏线路约3000公里,配电变压器约4000台,低压线路超过10000公里。 目前灵山供电公司直抄用户约35万户,其中城镇居民生活用电6万户,农民生活用电28万户,居民生活用电占了一半的比重以上。 1灵山县近几年线损情况分析 从近几年的线损走向趋势来看,我县的线损率有逐年增长趋势,售电结构逐步变差,高压部分电量逐年减
3、少,低压部分电量占比逐渐增多(接近60%),低压及公用变的损耗占比较大,合计超过总线损的60%。加强线损管理,降低损耗迫在眉睫。 2目前灵山县线损管理方面存在的问题 2.1技术方面 2.1.1电网网架结构不合理 (1)110kV部分:分别位于灵山东面、西面的石塘、沙坪110kV变电站未能按时投入使用,造成电网改造时倒供电过多,距离过长,电压质量差。 (2)35kV部分:35kV变电站如太平、沙坪、新圩变电站主变容量过大,负荷率低。部分35kV线路线径小,供电半径大(超过40公里)。 (3)10kV部分:10kV线路在一、二期网改中多数只改了主干线,分支线大部分未改,
4、线径小,供电半径大,如110kV陆屋变909广隆线、35kV伯劳变905邓阳线、35kV旧州变904?等供电半径都达到30公里以上。 (4)配变、400V及以下部分:自一、二期网改以来已有十几年未进行有效改造,特别是一期网改时由于资金限制,本着以有限资金尽量多改的原则,同时由于当时对负荷增长预测不足,导致配电变压器容量配置不足,导线截面过小,造成卡脖子供电现象多,尤其是单相供电现象普遍存在;另一方面由于农村原村中心人员大量往外迁移建房形成空心村,造成电源点偏离负荷中心,电网布局和结构不合理,供电半径长,迂回供电、配电线路上点多、分散;随着经济社会的高速发展,人民生活水平的提高
5、,家电下乡的普及,一、二期农网建设与改造的标准已大不适合时代发展。相当部分镇10千伏及以下配电变压器已超负荷运行,变压器烧坏、低压线路烧断、烧焦的情况时有发生,供电可靠性低,安全性差,供电能力已不能满足农村经济发展的需求;农村用电季节性变化较大,高峰时不够用,低谷时用不完,造成大马拉小车,小马拉大车现象突出,变压器变损电量占了线损的一个多百分点。 2.1.2电压质量较差:农村电网电压质量较差,相当部分不能控制在允许波动范围内,低谷时偏高、高峰时偏低的现象较普遍;“低电压”问题比较突出。 2.1.3无功补偿不足:对无功补偿不够重视,无功补偿装置严重不足,10kV线路补偿较少(
6、91条线路只有13条装有无功补偿且已烧坏4台),公变补偿基本没有;对无功补偿装置管理不到位,维护不到位,不能正常投入使用(客户功率因数合格率低,只达到39%)。 2.1.4计量装置非常落后:全县36万多户表约90%是机械表,由于历史遗留、客户资产、公司人力设备欠缺等综合原因自一、二期网改以来一直没有及时轮换(一年轮校10000只左右),大部分偏慢、表损高,轮校损坏率超过20%;考核计量装置不全,线损分析不够全面准确。 2.1.5新技术、新材料、新工艺、新设备运用较少:目前全县在用的负荷终端只有120台,且上线不够稳定;远程集抄用户不到5000户;部分变电站关口计量还未能实现
7、远程集抄;未能采用现代化手段对线损进行实时统计、计算、分析、监测。 2.1.6未能系统开展理论线损计算。 2.2管理方面 2.2.1线损指标考核制度不够健全,以及农电工薪酬体制问题,造成线损管理人员积极性不高。 2.2.2日常管理不够到位:一是低压三相不平衡现象突出;二是线路设备巡视维护不够到位,竹木碰线现象多,线路跳闸率高;三是三线交叉跨越现象比较严重;四是抄核收差错较多。 2.2.3计量装置大部分属机械表且已超过轮换期限,自网改后一直未能进行大规模轮换,大部分属于窄量程、容量小
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