丰宁农网综合降损方案研究报告-华北电力大学20090120.doc

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1、丰宁农网综合降损方案研究报告丰宁农网综合降损方案研究报告华北电力大学2008年12月24日45目录第1章前言1第2章丰宁电网基本情况的分析22.110kV及35kV电网代表日数据分析22.210kV及35kV电网的技术要求52.3对丰宁10kV电网的技术评价72.4对丰宁35kV电网的技术评价11第3章丰宁部分线路损耗过高问题的研究123.1负荷波动大问题线路网损分析123.2长线路问题线路网损分析133.3典型线路网损分析结论15第4章丰宁电网综合降损技术方案研究164.1负荷波动大问题164.2长线路问题234.335kV线路降损方案分析31第5章典型问题降损方案效益评估325.1节约电量

2、的计算325.2效益评估方法335.3负荷波动大问题降损方案效益评估结果365.4长线路问题降损方案效益评估结果395.535kV线路降损方案效益评估结果41第6章结论及建议436.1结论436.2建议43参考文献：45第1章 前言本报告旨在为丰宁地区农村电网中35kV及10kV配电线路的降损节能改造提供参考方案。对于10kV配电线路，由于数据调研过程中无法获得有关负荷分布的具体资料，报告中的所有分析以负荷按配电变压器额定容量平均分布为前提，其研究结论仍具有重要参考价值。如有负荷分布特别不均匀的情况，应分别对待，但仍可按本报告中的研究方法进行分析研究。本报告中研究方法的基本思路是，通过对具有典

3、型特点的单条配电线路的不同降损方案实施前后的技术指标比较，得出备选的降损方案；再通过不同备选方案间经济指标的评价，得出有参考意义的降损方案。本报告的技术分析结果通过电力系统仿真分析软件BPA计算得出；经济指标的分析结果通过“农村电网综合降损节能效益评估软件”的效益评估模块计算得出。第2章 丰宁电网基本情况的分析本章以丰宁电网网损代表日为依据，对丰宁10kV及35kV电网的情况进行了分析，目的在于发现丰宁电网运行存在的主要问题。2.1. 10kV及35kV电网代表日数据分析2007年7月25日为华北电网统一线损理论计算代表日，因此，丰宁分公司根据承德供电公司的安排对当日024点全天的电量及设备运

4、行情况进行了记录，并作为依据进行计算和分析。本次计算使用了燕山大学网络版线损理论计算软件，按公司统一设定的边界条件进了行计算。2.1.1. 35kV电网计算结果汇总2007年7月25日全网35kV系统汇总结果为：供电量781.4897MWh，损失电量22.778MWh，线损率2.92%。其中线路损失电量为15.652MWh，占本层总损失电量的68.72%；变压器的铜损2.585MWh，铁损2.021MWh，变损占本层损失电量的23.04%。铜铁损比例为1.28：1，其它损失电量为1.93MWh。与2006年代表日相比，线损率增长了0.76个百分点。详见表 21。表 2135kV线损理论计算结果

5、同比表全 网代表日计算结果供电量（MWh）线损电量（MWh）线损率（%）线路损失占本层总损失（%）线路变压器其它合计其它总线损率结果铜损铁损2007年7月781.48915.6522.5852.0212.5222.7780.322.9268.722006年7月554.3268.7971.5731.6191.90313.8930.342.1663.32同比变化量227.1636.8551.0120.4020.6178.885-0.020.765.4同比（%）40.98 77.92 64.34 24.83 32.42 63.95 -5.88 35.19 8.53 2.1.2. 10kV电网计算结果

6、汇总2007年7月25日全网10kV系统汇总结果为：供电量9234.5MWh，损失电量516.5MWh，线损率5.59%。其中线路损失电量为400MWh，占本层总损失电量的77.44%；变压器的铜损41.7MWh，铁损74.8MWh，变损占本层总损失电量的22.56%，铜铁损比例为0.55：1，其它损失电量为0MWh。与2006年代表日相比，线损率下降0.15个百分点。详见表 22。表 2210kV线损理论计算结果同比表全 网代表日计算结果供电量（MWh）线损电量（MWh）线损率（%）线路损失占本层总损失（%）线路变压器其它合计其它总线损率结果铜损铁损2007年7月1272.8542.84.2

7、199.64927.584.1682.16 6.613 50.85 2006年7月903.71933.4463.6557.519.78864.3892.19 7.125 51.94 同比变化量369.1319.3540.5642.1497.71219.7790.0 -0.5 -1.1 同比（%）40.85 27.97 15.43 28.65 38.97 30.72 -1.33 -7.19 -2.10 2.1.3. 10kV35kV重损线路电量损失情况表表 23代表日35kV高损电量线路统计表2007年7月25日序号线路名称输送电量(MWh)总损失电量(MWh)线损率(%)1胡 凤-312131

8、.9576.8585.202胡 石-313170.0336.6573.92表 24代表日10kV 高损电量线路统计表2007年7月25日序号线路名称输送电量(MWh)总损失电量(MWh)线损率(%)1城 东-51427.2262.2718.32城 东-51526.6344.11315.43城 东-51632.8036.44219.64凤 山-51220.463.17915.45凤 山-514 12.5101.59612.86凤 山-51516.2961.5159.37胡麻营-519109.43210.6859.82.1.4. 10kV35kV变压器线损率分布表表 2510kV配电变压器线损率分

9、布情况表代表日铜损是铁损二倍以上的重载变铁损是铜损二倍以上的轻载变铁损等于铜损经济变其它变压器变压器总数台数占比%台数占比%台数占比%台数占比%2007-7-2500183870.18471.7973428.032619表 2635kV配电变压器线损率分布情况表代表日铜损是铁损二倍以上的重载变铁损是铜损二倍以上的轻载变铁损等于铜损经济变其它变压器变压器总数台数占比%台数占比%台数占比%台数占比%2007-7-25410.261333.33410.261846.1539表 2710kV配变高损率损失结构表变电站名称开关号有功电量(kWh）铜损率(%)铁损率(%)线路损失率(%)高压损失率(%)综

10、合损失率(%)高压占总损失比(%)丰 宁5135.5110.361.243.978.5615.1456.54南新营51427.2261.170.656.518.3413.4162.18长 阁51526.6340.960.5513.9315.4419.5079.20五道营51632.8031.040.5918.0119.6424.0781.60凤 山51220.6460.472.1212.8115.4019.8077.77凤 山51412.510.632.509.6312.7618.6568.41凤 山51516.2960.402.806.099.3014.3364.86胡麻营519109.43

11、20.470.139.179.7611.1487.68黄 旗5155.8760.435.307.0112.7318.3269.50北湾子5121.0370.5011.180.5912.2619.3463.43四岔口5150.3660.2018.950.1019.2524.7577.79四岔口5170.8170.309.900.4510.6417.8359.69四岔口5213.4230.528.627.0416.1823.4369.04(备注：综合线损率含低压线损)表 2835kV配变高损率损失结构表变电站名称开关号有功电量(kWh）铜损率(%)铁损率(%)线路损失率(%)高压损失率(%)综合损

12、失率(%)高压占总损失比(%)胡麻营胡凤-312131.9570.40.184.625.25.2100胡麻营胡石-313170.0330.380.213.323.923.921002.1.5. 10kV35kV重损线路结构表 29重损线路供电结构状况表2007年7月25日序号线路名称供电量损失电量供电半径线路总长度导线截面1城 东-51427.2262.2711258LGJ-50-35-252城 东-51526.6344.1131356LGJ-50-35-253城 东-51632.8036.44247105LGJ-50-35-254凤 山-51220.463.17930118LGJ-70-35

13、-255凤 山-51412.5101.59640108LGJ-35-256凤 山-51516.2961.51540114LGJ-70-35-257胡麻营-519109.43210.6853373LGJ-120-50-35-258胡 凤-31227.2266.85830.11630.116LGJ-959胡 石-31326.6346.65712.21112.211LGJ-702.2. 10kV及35kV电网的技术要求国标DL/T5131-2001农村电网建设与改造技术导则(以下简称导则) 对10kV及35kV农网的网损、电压、功率因素等技术指标的要求如下：2.2.1. 技术原则1在保证电网安全、经

14、济、可靠运行的前提下，农网建设与改造应因地制宜地采用新技术、新设备、新材料、新工艺。2变电所、配电变压器应设在负荷中心。110kV线路长度不超过120km，66kV线路长度不80km,35kV线路长度不超过40km。中低压配电线路供电半径宜满足下列要求：10kV不超过15km，380/220V不超过0.5km；在保证电压质量的前提下，负荷或用电量较小的地区，供电半径可适当延长。3线路的导线截面应按经济电流密度选择，并按电压损耗校验。4农网各电压等级的线损率应符合下列要求：1)高中压配电网综合线损率（含配电变压器损耗）不大于10%；2)低压配电网线损不大于12%。5农网的功率因数应达到：1)变电

15、所10kV侧不低于0.95；2)变压器容量为100kVA以上的电力用户不低于0.9；3)农村公用变压器不低于0.85。6供电电压：1)电压允许偏差值应符合GB12325的要求，即：220V为+7%-10%；380V为+7%-7%；10kV为+7%-7%；35kV为正负偏差绝对值之和小于10%；110kV为正负偏差绝对值之和小于10%。2)供电电压合格率符合DL407的要求，不应低于90%。7容载比宜达到下列要求：1)35kV110kV变电所取1.82.5(以农村照明和排灌负荷为主的变电所应取下限值)；2)农村配电变压器取1.52.0。2.2.2. 高压配电网8高压配电网宜采用环网接线、开环运行

16、方式，根据实际情况也可采用单辐射接线形式。9工程设计一般应满足10年负荷发展需要。10.新建和改建变电所主变压器应采用节能型有载调压变压器。主变压器应按两台容量设计，或采用不同容量的组合方案，可根据负荷增长需要分期实施。11.35kV和66kV变电所应按“户外化、小型化、低造价、安全可靠、技术先进”原则建设。高压侧可选用熔断器作为变压器主保护，10kV出线侧保护宜采用自动生命器。12线路导线应选用钢芯铝绞线，一般110kV导线截面不小于1202，66kV导线截面不小于702，35kV导线截面不小于702。2.2.3. 中压配电网13农村配电变压器台区应按“小容量、密布点、短半径”的原则建设与改

17、造，配电变压器应选用节能型。14变压器容量选择以现有负荷为基础，适当留有裕度。15城镇10kV配电网宜采用环网接线，开环运行；农村10kV配电网以单辐射式为主，较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备。应推广使用自动重合器和自动分段器，并留有配电自动化的发展余地。16导线的选择应满足DL/T601，SDJ206的要求，选用钢芯铝绞线，10kV导线的主干线截面不小于352，在城镇可特殊地段可采用绝缘导线。17负荷密度小的地区可采用单相变压器或单相、三相混合供电方式。2.2.4. 无功补偿18农网无功补偿，坚持“全面规划、合理布局，分级补偿，就地平衡”及“集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为

18、主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主”的原则。19变电所应安装并联补偿电容器，补偿容量宜按主变压器容量的10%15%配置。20积极采用性能可靠，技术先进的集合式、自愈式电容器，适当采用微机监测和自动投切无功补偿装置。21配电变压器的无功补偿，可按配电变压器容量的10%配置。容量在100kVA及以上的配电变压器宜采用无功自动补偿装置。2.3. 对丰宁10kV电网的技术评价通过丰宁供电公司2007年代表日的35kV及10kV配电网损耗统计数据与导则相关条款比较，可以说明丰宁供电公司对于网损的管理是规范合格的。比如，2007年7月代表日35kV和10kV配电网综

19、合损耗率分别为2.92%和6.61%，(如表 21和表 22所示)则高中压配电网综合损耗率为9.53%；而2006年7月代表日35kV和10kV配电网综合损耗率分别为2.16%和7.13%，则高中压配电网综合损耗率为9.29%，都满足导则中“高中压配电网综合损耗率(含配电变压器损耗)不大于10%”的要求。但丰宁电网中也确实存在着部分高损线路,比如：64条10kV线路中，重损线路就有7条，占1/9强；14条35kV线路中，重损线损有2条，占1/7(如表 29所示)。这些重损线损制约着公司生产效率的提高。为了进一步提升网损管理水平，就需要查找高损耗线路的高损原因，并采用适当的降损方案给予解决。通过

20、相关统计数据及实测数据的分析，我们对10kV配电网中引起高损耗的原因进行了归类，具体分析如下：2.3.1. 长线路问题长线路问题是指10kV配电线路的供电半径超过合格供电半径。农网配电线路通常采用“逆调压”方式进行电压调节。供电半径长时，为保证线路末端电压水平，就要升高线路首端电压，造成变压器空载损耗增大；如果末端电压低，照明和动力负荷都受影响，特别是恒功率负荷，其电流的增大会使线损和变压器的铜损升高。表 29中7条10kV重损线路中，供电半径超过15km的就有5条，且都在30km以上，其中最长的供电半径为47km, 见城东-516线路。而且，调研中发现，丰宁10kV配电线路中，单条最长线路供

21、电长度达150km,主干线长度为47.8km。可以说10kV重损线路的主要问题在于供电半径过长，因为10kV配网中的导线总损耗电量为400MWh,占本层损失电量的77.44%。另外从导线截面分析，上述重损线路导线的干线截面虽然满足导则中规定的“不小于352”的要求，但这一要求是依据目前使用的经济电流密度表（表 210）提出表 210 现行导线经济电流密度表J导线材料最大负荷利用小时数A/mm23000以下3000-50005000以上架空线路铝1.65 1.15 0.90 铜3.00 2.25 1.75 电缆线路铝1.92 1.73 1.54 铜2.50 2.25 2.00 的。该表是国家20

22、 世纪50年代公布的标准,几十年来, 导体的材料价格、电能单价等发生了巨大的变化, 标准中经济电流密度经济性指标已经不合乎实际需要。为此, 江苏省南京市电力试验研究院有限公司的田漪、孙志明等研究人员通过对导体经济截面和经济电流密度的研究, 得到经济电流密度的推荐值 田漪，孙志明，陈西海导线经济截面及经济电流密度的优化电力建设，2008（29）2：2728,如表 211所示。它适应了目前情况, 具有较好的经济效益。表 211推荐导线经济电流密度表j导线材料最大负荷利用小时数A/mm23000以下3000-50005000以上架空线路铝0.63 0.46 0.33 铜1.89 1.38 1.00

23、电缆线路铝1.92 1.73 1.54 铜2.50 2.25 2.00 通过表 210与表 211 中架空线路铝导线的经济电流密度对比可知，如果最大负荷利用小时数在3000以下，则经济电流密度只有原来的0.38倍，即经济导线截面应为原来的2.6倍，因此导线的经济截面应为902。现有的10kV最小干线导线截面为352的标准是明显偏小的。导线截面偏小也是造成线损比重大的原因之一。而且，导线截面小，相应的阻抗参数就大，电压降落也大，造成配电线路电压合格率下降。2.3.2. 负荷波动大问题在10kV配电线路中，除供电半径过长这一典型问题外，还存在着负荷波动大问题。丰宁农网部分地区农业排灌和季节性旅游等

24、负荷波动大，导致配电线路、变压器等设备的利用率过低，且电压波动大，网损大，电网投资的经济效益低。负荷波动大在网损方面主要表现为变压器铁损起主要作用，在丰宁地区以大滩512，大滩514两条线路最为典型。以丰宁供电公司提供的实测数据为例，大滩512线路2008年7月代表日的总铁损为338kWh,占总损耗的32.47%，而变压器铜损为64kwh,占总损耗的6.16%。可见该线路变压器的全天平均负荷率非常低，只有18.36%(大滩512线路10kV配变的额定铜损总量为79.1kW,)。再看2008年7月25日大滩512线路首端实测功率。其最大有功负荷为2158.68kW，时间是中午12：15，最小负荷

25、只有48.83kW，时间是16：00，最小有功负荷为最大有功负荷的2.26%；最大电流为133.67A,时间是11：00，最小电流为3.49A，时间为15：30，最小电流为电大电流的2.61%。而且最小有功负荷时间持续了近75分钟。详见图 21。图 21 大滩-512代表日整点时刻功率曲线图 22大滩-512代表日整点时刻功率因数曲线2.3.3. 无功补偿容量不足问题丰宁地区农网无功补偿容量不足的问题更为突出。在丰宁地区所有运行的64条10kV配电线路中，装设有无功补偿装置的线路只有14条。补偿装置的具体情况如表 212所示。而且其中还有3条线路的无功补偿装置已经运行了25年，接近正常寿命期的

26、下限。对于没有安装无功补偿装置的线路，其功率因数一般不能满足导则中“配电所10kV侧功率因数不低于0.95”的要求。仍以大滩512线路的10kV线路首端实测功率因数为例，如图 22所示，其功率因数最低达0.808，最高只有0.901。而凤山512线路首端的实测功率因数最大值为0.94，最小值为0.63。这与农网的自然功率因数偏低也有一定关系。由此分析，丰宁地区的无功补偿容量缺额较大。表 21210kV线路无功补偿情况统计表序号线路名称安装杆号电容器组号额定电压kV投运日期投切方式单台容量kvar电容台数总容量kvar1长阁5151582102007.7自动40014002刘营512213111

27、2007.7.1自动30013003刘营5122132112007.7.1自动10011004西北川5152033112007.7.1自动30013005西北川5152034112007.7.1自动10011006东北川5145112008.7.15自动30013007东北川5146112008.7.15自动10011008东北川5147112008.7.15自动10011009天桥518526.31983.1手动1.9335.7910姜营5191836.31983.1手动1.9335.7911西两间房5159316.31983.1手动1.9335.7912西两间房5151072102007.

28、7自动100/300240013山嘴515171102007.1自动400140014窟窿山72005.8手动50/50/5031502.3.4. 变压器技术性能落后问题变压器技术性能落后是指其型号老旧，相同容量的变压器的额定铁损与铜损偏大。近几年，丰宁地区农网负荷增长较快，而部分10kV配电变压器仍为S7或SJ系列产品，其空载损耗和负载损耗都较高。更换这些高耗能、技术性能落后的变压器，是农村电网面临的重要问题。仍以大滩512线路和凤山512线路的配变情况为例，其S7及SJ系列变压器分别占总配变台数的35%和38%，如图 23所示。 图 23 凤山512与大滩512线路配变构成对比2.4. 对

29、丰宁35kV电网的技术评价丰宁地区35kV线路的基本情况如表 52所示，从表中数据可以看出：最长导线四大312线路长度为38.66km，满足导则中“35kV线路不超过40km”的规定；导线最小截面为702，满足导则中“35kV线路导线截面不小于702”的规定；线路最大负荷矩为142810kWkm，满足导则中“35kV线路最大负荷矩不大于160000kWkm”的规定。总体而言，丰宁地区的35kV供电线路的结构是合理的。但参考现行的经济电流密度表(如表 210)，按最大负荷利用小时数小于3000小时的指标计算，部分35kV导线的截面已经不满足经济截面的要求。这些线路包括四大312、四大313、丰城

30、314、胡凤312、胡石313、胡窄315等线路。而其中的丰城314、胡凤312、胡石313等线路正是丰宁地区的高损线路。因此，对于高损的35kV线路，其合理的降损方案就是：按经济电流密度计算合理的导线截面，并选择相应型号的导线，对原导线进行更换。第3章 丰宁部分线路损耗过高问题的研究本章利用BPA仿真软件，在实测数据为基础上对丰宁部分线路损耗过高问题进行分析，目的在于明确问题线路的网损情况，为评估降损方案的降损效果提供数学依据。3.1. 负荷波动大问题线路网损分析负荷波动大问题以大滩512和大滩514两条10kV配电线路最为典型。本报告以大滩512线路24个整点时刻的运行数据以依据，利用BP

31、A仿真软件分别计算各个时刻的变压器铁损、铜损、线路损耗及电压合格率等数据。其中电压合格的界定以导则中“10kV电压为+7%-7%”为依据。具体数据详见表 31。表 31 大滩512线路24整点时刻运行数据分析序号运行时刻首端电压kWkWkWkWkW配变首端电压铁损铜损线损网损有功功率损耗率合格数合格率0最大负荷10.21712.37 23.96 193.00 229.33 2158.68 10.62%2430.00%10:0010.42314.83 6.59 51.00 72.43 1114.53 6.50%80100.00%21:0010.35714.84 6.59 51.00 72.42

32、1088.68 6.65%80100.00%32:0010.44314.95 5.38 41.00 61.33 973.78 6.30%80100.00%43:0010.49815.28 5.39 41.00 61.67 963.72 6.40%80100.00%54:0010.48415.28 5.36 41.00 61.65 953.67 6.46%80100.00%65:0010.14913.71 8.32 65.00 87.03 1213.63 7.17%2025.00%76:009.40411.20 16.03 128.00 155.24 1670.36 9.29%22.50%87:

33、009.19810.36 20.48 165.00 195.84 1826.91 10.72%00.00%98:0010.01212.83 14.96 118.00 145.79 1595.67 9.14%2328.75%109:009.98512.80 15.54 124.00 152.34 1693.34 9.00%2328.75%1110:0010.08812.58 18.20 145.00 175.77 1792.44 9.81%2227.50%1211:0010.08112.37 22.67 182.00 217.04 2063.89 10.52%2227.50%1312:0010.

34、28612.37 22.63 181.00 216.00 2049.53 10.54%2227.50%1413:0010.55914.24 18.63 148.00 180.87 1931.75 9.36%7391.25%1514:0010.40913.62 19.66 157.00 190.29 1961.92 9.70%5062.50%1615:0010.14212.48 18.79 150.00 181.27 1890.10 9.59%2328.75%1716:0010.36815.61 0.60 4.00 20.21 48.83 41.38%80100.00%1817:0010.259

35、15.00 0.00 0.00 15.00 57.45 26.11%80100.00%1918:009.45111.41 13.61 108.00 133.02 1469.28 9.05%33.75%2019:0010.19714.30 5.35 41.00 60.64 975.21 6.22%80100.00%2120:0010.14214.91 5.42 42.00 62.33 972.34 6.41%80100.00%2221:0010.62115.83 3.88 29.00 48.70 817.23 5.96%7593.75%2322:0010.72415.77 6.40 49.00

36、71.17 1123.15 6.34%6783.75%2423:0010.55914.70 10.01 77.00 101.71 1383.11 7.35%7897.50%合计331.27 270.48 2138.00 2739.75 31630.49 8.66%比例12.09%9.87%78.04%负荷28890.74负损率9.48%由于数据调研过程中无法获得有关负荷特性的具体资料，在网损分析过程中，假设负荷按配电变压器额定容量平均分布，且认为负荷类型均为恒功率型。大滩512线路的最大有功负荷时间发生在12：15，10kV配线首端的电压为10.217kV,有功功率为2158.68kW。此时，

37、由于干线电流大，沿线压降也大，特别是干线后2/3部分，电压普遍低于9.3kV,因此电压合格率偏低；铁损(12.37kW)也偏低，而铜损(23.96kW)和线损(193kW)都是最高的；网损率为10.62%。最小有功负荷发生于16：00，10kV配线首端电压为10.368kV,有功功率为48.83kW。此时，由于干线电流很小，沿线压降很小，干线最末端节点电压仍为10.18kV,电压合格率为100%。铁损达15.61kW,占整个网损的77.2%；而损耗率(41.38%)最高。因此，对于负荷波动大的线路，如能在轻载时适当降低线路首端35kV有载调压变压器低压侧的电压，可降低铁损，节省电能。线路首端最

38、低电压(9.198kV)发生在7:00,此时的首端有功功率为1826.91kW。由于假设负荷为恒功率型，电压低则线路电流可能较实际负荷情况下的电流偏大；此时，线路损耗(165kW)，占总网损的84.2%，因此，10.72%的损耗率可能较实际情况偏高。因为首端电压已经低于9.3kV，所有节点电压都不在合格范围内，干线末端电压只有8.77kV。以此类推，其它几个时刻，如6：00、8：00、9：00和18：00，也存在损耗率较实际偏高的情况。假设任一时刻到下一整点时刻，运行工况不发生变化，可得出一小时内的损耗电量；再对全天24小时的各种损耗电量相加，得出全天总损耗电量为2739.75kWh，综合损耗

39、率为8.66%。其中铁损331.27kWh，占总损耗的12.09%，铜损270.48kWh，占总损耗的9.87%，线损为2138kWh，占总损耗的78.04%。因此，对于大滩512线路，基于实测运行数据的分析结果表明，降损的重点在于线损，而不是变压器损耗。此时的实际有功负荷量为28890.74kWh，负损率(损耗功率与实际负荷功率之比)为9.48%，与损耗率8.66%仅相差0.82个百分点。3.2. 长线路问题线路网损分析长线路问题以凤山512线路为例进行分析。以凤山512线路24个整点时刻的运行数据以依据，利用BPA仿真软件分别计算各个时刻的变压器铁损、铜损、线路损耗及电压合格率等数据。其中

40、电压合格的界定以导则中“10kV电压为+7%-7%”为依据。具体数据详见表 31。表 32 凤山512线路24整点时刻运行数据分析序运行首端kWkWkWkWkW配变首端电压号时刻电压铁损铜损线损网损有功功率损耗率合格数合格率0最大负荷10.28623.03 3.20 118.00 144.00 1163.36112.38%32 26.67%10:0010.49826.13 0.54 54.00 81.00 361.93422.38%120 100.00%21:0010.52525.50 0.47 53.00 80.00 324.59224.65%120 100.00%32:0010.55926.64 0.44 53.00 81.00 310.2325.79%120 100.00%43:0010.53225.35 0.81 53.00 80.00 323.15624.76%120 100.00%54:0010.622.11 1.87 54.00 81.00 330.33724.52%120 100.00%65:0010.44325.35 0.81 55.00 81.00 399.27720.29%120 100.00%76:0010.03322.11 1.87 82.00 106.00 812.91613.04%24 20.00%87:0010.14922.52