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user: 3. 10 kV配电网线损实例计算 本文选取如图5所示9节点10 kV配电网作为算例对象。网络含8个负荷，变压器采用Yyn0连接方式，节点0为电源节点。 3.1. 实例原始数据 线路、配电变压器参数如表1、表2所示。 本文运用Matlab仿真得到一组原始数据，用以模拟GPRS数据采集系统采集到的数据。电源节点0处RTU采集到的线路首端各相电压、电流如表3所示。 图5. 配电网接线示意图 Table 1 Line parameter 名称 L 1 L 2 L 3 L 4 L 5 L 6 L 7 L 8 型号 LGJ-70 LGJ-50 LGJ-50 LGJ-50 LGJ-50 LGJ-50 LGJ-50 LGJ-50 长度/km 1.836 1.799 0.843 1.623 1.805 0.816 1.793 0.832 电阻/Ω 0.8262 1.1334 0.5311 1.0225 1.1371 0.5141 1.1296 0.5242 电抗/Ω 0.6756 0.6818 0.3195 0.6185 0.6841 0.3093 0.6795 0.3153 表1. 线路参数 Table 2 Parameter of distribution transforme 名称 T 1 T 2 T 3 T 4 T 5 T 6 T 7 T 8 型号 S9-315 S9-400 S9-200 S9-315 S9-315 S9-315 S9-400 S9-315 表2. 配电变压器参数 各配电变压器低压侧三相有功P、无功Q、电压U、电流I及功率因数 cos φ 如表4、表5所示，其中三相功率对应的负荷采用恒阻抗模型，表中的数据为额定相电压220 V下的功率。 从表4、表5可以读取配电变压器低压侧电压、电流、功率因数，文献 [ 7 ] 实现了从这些实测数据到相量值的计算，得电压、电流的相角如表6所示。 由上节理论分析，运用对称分量法将配电变压器低压侧负荷电流、电压进行三序分解，同时按照配电变压器变比将电流、电压折算到高压侧。配电网线损包括10 kV线路、配变上的正、负序损耗和配电变压器低压侧的零序损耗三部分。由于本文要求10 kV配电网的有功损耗，运用支路追加法，略掉阻抗矩阵元素中的虚部元素，得到节点阻抗矩阵为 Table 3 Phase voltage and current of the line hea 源节点 U/kV φ U /° I/A φ I /˚ 电压 A相 B相 C相 A相 B相 C相 A相 B相 C相 A相 B相 C相 U 0 5.729 5.690 5.703 −4.19 −124.28 116.10 110.46 116.39 109.66 −34.10 −156.65 81.76 表3. 线路首端各相电压和电流 Table 4 Three-phase power operating parameters of 220 V at LV side of transforme 变压 P/kW Q/kVar cos ϕ 器名 A相 B相 C相 A相 B相 C相 A相 B相 C相 T1 65.38 85.02 74.53 30.94 50.12 38.03 0.90 0.86 0.89 T2 85.33 195.85 88 45.83 55.58 47.45 0.89 0.87 0.88 T3 49.05 54.30 48.80 26.59 31.23 25.09 0.88 0.87 0.88 T4 61.86 59.62 64.10 60.06 58.91 63.19 0.72 0.71 0.71 T5 75.38 81.02 73.53 41.12 45.60 39.03 0.87 0.87 0.88 T6 56.45 67.58 57.05 33.96 44.64 34.46 0.86 0.83 0.86 T7 76.12 82.56 72.52 40.35 43.72 40.28 0.88 0.88 0.87 T8 46.89 57.19 47.48 23.06 34.18 24.28 0.87 0.86 0.89 表4. 变压器低压侧220 V下三相功率运行参数 Table 5 Three-phase transformer actual operating current and voltage amplitude at LV side amplitud 变压 I/A U/V 器名 A相 B相 C相 A相 B相 C相 T1 358.99 410.13 370.04 240.22 201.13 214.05 T2 450.91 472.43 447.64 225.32 206.37 216.46 T3 255.22 263.61 246.62 221.58 204.65 218.23 T4 383.20 375.44 388.22 215.11 216.80 208.75 T5 389.85 394.83 378.50 218.74 206.07 220.06 T6 308.42 332.70 302.44 228.26 199.58 218.10 T7 385.34 400.61 377.77 216.48 207.55 220.41 T8 249.89 273.03 241.10 232.08 198.68 220.21 表5. 变压器低压侧实际运行三相电流、电压幅值 R 8 × 8 = [ 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9596 1.9596 1.9596 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9596 2.4907 1.9596 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9596 1.9596 2.9821 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9633 1.9633 1.9633 1.9633 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9633 2.4774 2.4774 1.9633 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9633 2.4774 3.607 1.9633 0.8262 0.8262 0.8262 0.8262 1.9633 1.9633 1.9633 2.4875 ] 上述矩阵是以电源节点0为参考节点，所以式(15)中第一项损耗为零，损耗从第二项开始算起。 3.2. 负荷产生正、负序损耗的计算 负荷在配网中产生的正序和负序总损耗见表7。 3.3. 配电变压器导纳损耗的计算 变压器导纳损耗包括正序、负序与零序损耗，由于10 kV线路中电压变化范围不大，因此，各配电变压器的导纳损耗数值变化也不大，本文以统计的形式给出其损耗值，如表8所示。 综合上面的计算过程，可以求出整个10 kV配电网的线损，如表9所示。 因此，整个10 kV配电网的总损耗 Δ P Σ = 3 × ∑ i = 1 8 Δ P i = 72.09   kW 。求取第三章算例中原始数据下的首端 功率和末端功率，两者作差，得配电网线损值为67.911 kW，与算例中求得72.09 kW相差不大，误差为6.15%，误差的主要原因来源于变压器导纳励磁支路的损耗。 Table 6 Three-phase transformer actual operating current and voltage angle at LV sid 变压 φ I /° φ U /° 器名 A相 B相 C相 A相 B相 C相 T1 −29.58 −152.53 81.17 −4.26 −122.01 109.00 T2 −32.70 −154.76 83.87 −4.46 −124.65 112.17 T3 −32.32 −155.58 84.34 −4.11 −125.62 112.41 T4 −50.79 −169.25 70.97 −6.63 −124.59 115.56 T5 −33.15 −155.48 85.03 −4.06 −126.36 112.99 T6 −33.85 −157.71 80.16 −3.20 −124.19 111.02 T7 −31.85 −154.43 84.83 −3.92 −126.53 113.88 T8 −29.36 −154.67 83.11 −2.67 −123.71 110.52 表6. 变压器低压侧实际运行三相电流、电压相角 Table 7 Positive and negative sequence loss of each load in distribution network (W 负荷 1 2 3 4 5 6 7 8 正序损耗 2246.66 3737.96 1891.98 3219.38 3117.92 2540.52 3622.10 1726.31 负序损耗 10.54 2.69 0.84 4.11 1.67 7.02 3.91 7.14 表7. 各负荷在变压器中的正序和负序损耗(W)