電網(wǎng)降低電能損耗的主要措施分析
1 概述
電網(wǎng)電能損耗率（即線損）是考核供電企業(yè)的重要經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)之一，降低線損是提高經(jīng)濟(jì)效益的一項(xiàng)重要舉措，如電網(wǎng)年供電量為2 700 GWh，線損率降低1％，節(jié)約的電能就超過1500萬(wàn)人民幣，經(jīng)濟(jì)效益十分顯著。歸納起來(lái)，地區(qū)電網(wǎng)的線損主要由三部分組成：固定損耗即所有變壓器、測(cè)量?jī)x表、二次電路等勵(lì)磁回路的鐵耗；可變損耗即線路和變壓器等與電流平方成正比的銅耗；管理?yè)p耗即抄表差錯(cuò)、計(jì)量?jī)x表誤差和偷竊電及管理不善等所引起的損耗。本文結(jié)合地區(qū)電網(wǎng)的具體特點(diǎn)和事例，通過分析和計(jì)算，在電網(wǎng)運(yùn)行方式、經(jīng)濟(jì)調(diào)度、電網(wǎng)改造和線損管理等方面提出了一些降低線損的措施。
2 優(yōu)化運(yùn)行方式
（1）合理安排地方電廠的發(fā)電計(jì)劃和出力曲線，做好分區(qū)分層有功和無(wú)功功率平衡，避免潮流長(zhǎng)距離和多電壓等級(jí)變換輸送
地區(qū)電網(wǎng)中經(jīng)常接入一些經(jīng)110 kV、35 kV或10 kV線路并網(wǎng)的地方電廠，根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行和配置簡(jiǎn)化的需要，220 kV和110 kV的電磁環(huán)網(wǎng)正常情況下應(yīng)是開環(huán)運(yùn)行的，220 kV變電站供電區(qū)域內(nèi)所
接入的地方電廠如果發(fā)電過剩，必然要通過220 kV主變將剩余電力送至220 kV電網(wǎng)中，通過相鄰220kV變電站主變降壓后再供給負(fù)荷，這種運(yùn)行方式無(wú)疑會(huì)增加線損；而對(duì)于負(fù)荷較重區(qū)域，如果地方電廠出力不足需要從220 kV主變或聯(lián)絡(luò)線路輸入功率，也會(huì)增大線損。例如某220 kV變電站接入了裝機(jī)容量為200 MW的地方電廠，而該區(qū)域最大供電負(fù)荷約為70 MW，在地方電廠出力較大的夏季線損指標(biāo)會(huì)明顯增大，而另一區(qū)域因地方電廠裝機(jī)容量不足，主要依靠110 kV線路長(zhǎng)距離（29 km）、細(xì)導(dǎo)線（LGJ－150）輸入電力，線損較大，這兩種情況均影響電網(wǎng)線損的降低。
（2）開展線損計(jì)算分析，優(yōu)化供電方式
地區(qū)電網(wǎng)如果有兩回或兩回以上供電線路和存在多種供電方式時(shí)，應(yīng)進(jìn)行潮流和線損分析，對(duì)幾種可能的供電方式進(jìn)行計(jì)算，在兼顧可靠性和自動(dòng)裝置滿足要求的基礎(chǔ)上綜合確定運(yùn)行方式，達(dá)到降低線損的目的。如某電網(wǎng)原來(lái)由甲線主供電，乙線備用，經(jīng)潮流和線損計(jì)算后發(fā)現(xiàn)如果改由乙線主供電、甲線備用，將使線損降低0．06％，只需對(duì)一套110kV備自投裝置進(jìn)行少量改造。
（3）合理安排臨時(shí)運(yùn)行方式，優(yōu)化停電檢修計(jì)劃，減少重復(fù)停電
輸變電設(shè)備的停電改變了電網(wǎng)的正常運(yùn)行方式，在相同的供電負(fù)荷下，增加了輸變電設(shè)備的輸送潮流和線損，對(duì)供電的安全可靠性也不利，因此調(diào)度運(yùn)行部門應(yīng)優(yōu)化停電計(jì)劃，縮短輸變電設(shè)備停電時(shí)間和減少停電重復(fù)性。可采取優(yōu)化月度停電檢修計(jì)劃，提前確定和細(xì)化周停電計(jì)劃及嚴(yán)格審批臨時(shí)停電計(jì)劃的工作程序，最大程度地減少停電操作次數(shù)，提高供電可靠性，降低線損。
3 加強(qiáng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度
（1）實(shí)現(xiàn)無(wú)功就地補(bǔ)償，減少無(wú)功潮流引起的輸變電設(shè)備線損
地區(qū)電網(wǎng)在無(wú)功潮流經(jīng)濟(jì)調(diào)度方面，應(yīng)堅(jiān)持按電壓等級(jí)和供電區(qū)域進(jìn)行無(wú)功出力和負(fù)荷分層、分級(jí)及分區(qū)補(bǔ)償?shù)脑瓌t，在各層、級(jí)、區(qū)合理地配置和投退無(wú)功補(bǔ)償裝置，有條件的供電企業(yè)可采用電壓無(wú)功綜合調(diào)節(jié)裝置，實(shí)現(xiàn)無(wú)功補(bǔ)償裝置和有載調(diào)壓變壓器分接頭的綜合自動(dòng)調(diào)整，有效提高變電站10kV母線負(fù)荷功率因數(shù)，提高電壓合格率，避免無(wú)功功率的長(zhǎng)距離和重復(fù)來(lái)回輸送，從而降低線損。
（2）利用峰谷電價(jià)政策提高負(fù)荷率，減少峰谷差
在負(fù)荷高峰期間，輸變電設(shè)備輸送電流增大，隨負(fù)荷電流平方成正比關(guān)系的線損也增加，負(fù)荷降低會(huì)使輸送電流減小，線損也會(huì)減小。對(duì)負(fù)荷率和線損的相互關(guān)系進(jìn)行分析表明，如果電網(wǎng)負(fù)荷率為100％，線損組成中的可變線損將為最小。因此提高負(fù)荷率、縮小負(fù)荷峰谷差對(duì)降低線損有積極作用，如果積極推廣和實(shí)行峰谷電價(jià)政策，依靠電價(jià)杠桿作用，使用戶自覺調(diào)整用電負(fù)荷和用電時(shí)間，可以達(dá)到避峰節(jié)電效果。
（3）適當(dāng)提高輸電線路的供電電壓
在運(yùn)行電壓滿足供電質(zhì)量要求的前提下，適當(dāng)提高運(yùn)行電壓可以減小輸送電流，從而降低線損。通過初步計(jì)算，如果運(yùn)行電壓提高5％，輸電環(huán)節(jié)中的線路和變壓器損耗可降低9％左右。適當(dāng)提高運(yùn)行電壓的主要方法有：調(diào)整有載調(diào)壓變壓器的分接頭檔位、升高發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓、投入無(wú)功電容補(bǔ)償裝置、退出吸收容性無(wú)功的電抗器等。
（4）停運(yùn)季節(jié)性運(yùn)行變壓器，減小空載損耗
有2臺(tái)或以上變壓器的變電站，應(yīng)根據(jù)季節(jié)性、經(jīng)常性負(fù)荷的實(shí)際情況，在適當(dāng)時(shí)期內(nèi)將負(fù)荷轉(zhuǎn)移到某臺(tái)變壓器供電，而將另外的變壓器轉(zhuǎn)為備用狀態(tài)，以減少變壓器的空載損耗。該措施對(duì)于容性負(fù)荷比較高的電網(wǎng)降低線損效果十分明顯。例如某電網(wǎng)的最大負(fù)荷約為140 MW，220 kV和110 kV的變電容量分別為300 MVA和400 MVA，其冬季最大負(fù)荷為110 MW，在每年10月至次年3月間，如果某些變電站變壓器定期輪換運(yùn)行，減少的空載損耗電量大于增加的可變損耗電量，則在半年期間可減少1 GWh的電能損耗。但要注意的是，變壓器運(yùn)行臺(tái)數(shù)減少后，變壓器雙回路供電變成了單回路供電，“N－1”方式不能滿足，供電可靠性降低了，同時(shí)為了保障處于備用狀態(tài)的主變能隨時(shí)投入運(yùn)行而執(zhí)行定期輪換制度，也會(huì)增加主變的倒換操作次數(shù)。
4 加強(qiáng)設(shè)備和電網(wǎng)改造
（1）加強(qiáng)線路改造，減少線路損耗：
輸電線路的損耗電能與線路電阻和輸送電流的平方成正比，減少線路電阻和電流，均可降低線損。減少線路電阻的主要方法是增加導(dǎo)線截面面積和縮短線路長(zhǎng)度，因此在電網(wǎng)規(guī)劃、設(shè)計(jì)和改造中，合理地選擇輸電線路的導(dǎo)線截面和路徑，使變電站位置能盡量位于負(fù)荷中心以縮短供電半徑，選用低電阻率材料的導(dǎo)線等，都有利于線路線損的降低。如某110 kV輸電線路（LGJ－150／29 km），某月輸送電能為16 GWh和7．5 Gvar，其理論線損為 322 MWh／月，線損率為2．01％。如果將LGJ－150導(dǎo)線更換為L(zhǎng)GJ－240導(dǎo)線，其理論線損為196 MWh／月，線損率為1．23％，該輸電線路改造后，一年可減少約90萬(wàn)元的電能損失。
（2）更換變壓器，減少變壓器損耗
選擇空載損耗較低的節(jié)能型變壓器和合理調(diào)整變壓器的負(fù)載率，可達(dá)到降低變壓器損耗的目的。如將型號(hào)為SFZ8－20000 kVA的變壓器（空載損耗約為18 kW）替代型號(hào)為SFSL－20000 kVA的變壓器（空載損耗為44 kW），一年可節(jié)省電量約227MWh。根據(jù)主變負(fù)荷情況，合理地選擇變壓器容量也是降低損耗的措施之一。分析表明，當(dāng)變壓器空載損耗和負(fù)載損耗相等時(shí)變壓器的總損耗為最小、效率最高，是變壓器的理論最佳負(fù)荷狀態(tài)。
（3）減小輸電網(wǎng)絡(luò)的接觸電阻和泄漏電流
輸電網(wǎng)絡(luò)中的電氣設(shè)備連接處，包括輸電線路、斷路器和隔離開關(guān)、電流互感器等各種引線的連接處，不同程度地存在著接觸電阻，因接觸不良引起連接處發(fā)熱，不僅會(huì)造成電能損耗，而且威脅到電網(wǎng)和設(shè)備的安全運(yùn)行；因絕緣老化和破裂、線路嚴(yán)重積污等，也會(huì)由泄漏電流造成電能損耗；夜間對(duì)變電站配電裝置和設(shè)備進(jìn)行熄燈巡視和紅外線測(cè)溫檢測(cè)，經(jīng)常會(huì)發(fā)現(xiàn)某些設(shè)備的連接處發(fā)紅、發(fā)熱或溫度過高，這些都是電能損耗的具體表現(xiàn)，因此加強(qiáng)輸變電設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)、更換破損設(shè)備、緊固設(shè)備連接處以確 保接觸電阻滿足運(yùn)行要求，對(duì)降低線損有積極作用。
（4）實(shí)行電網(wǎng)升壓改造
如果現(xiàn)運(yùn)行的輸變電設(shè)備能滿足絕緣配合要求，利用已有線路走廊和變電設(shè)備或進(jìn)行部分更換，對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行改造，將輸變電系統(tǒng)運(yùn)行電壓升高1至2個(gè)等級(jí)，既可滿足節(jié)省資金、減少施工量和縮短停電時(shí)間的要求，又可大大降低線路的輸送電流，降低線損。如某電網(wǎng)中有兩個(gè)變電站通過35 kV線路供電，因輸送功率和供電量均較大，線路損耗高達(dá)3．1％，某月?lián)p失電量為114 MWh。根據(jù)計(jì)算，如果將線路升壓至110 kV電壓等級(jí)運(yùn)行，其線損將減少90％左右。
（5）應(yīng)用線損計(jì)算技術(shù)決策電網(wǎng)改造方案
在進(jìn)行電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)和改造的過程中，不僅要充分考慮電網(wǎng)運(yùn)行的安全可靠性、運(yùn)行靈活性，還要充分考慮電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，即運(yùn)行線損相對(duì)較小，當(dāng)電網(wǎng)改造的幾個(gè)方案初步確定后，應(yīng)對(duì)全部方案進(jìn)行包括線損在內(nèi)的綜合分析和計(jì)算，然后再確定結(jié)線方案。現(xiàn)以某110 kV線路的兩個(gè)改造方案為例說(shuō)明。方案1 是新建一座220 kV變電站作為某局部電網(wǎng)電源中樞點(diǎn)，再配套建設(shè)和完善相應(yīng)的110kV輸電線路（新建站主變分別采用90 MVA國(guó)產(chǎn)高損和 150 MVA進(jìn)口低損變壓器）；方案2是在現(xiàn)有110 kV電網(wǎng)基礎(chǔ)上，以臨近220 kV變電站為主供電源點(diǎn)，完善并加強(qiáng)110 kV輸電線路，假設(shè)所有新建110 kV輸電線路均采用LGJX－240導(dǎo)線。按照網(wǎng)供電量增長(zhǎng)12％和地方電量增長(zhǎng)8％的比例，對(duì)有關(guān)變電站和輸電線路的負(fù)荷和電量進(jìn)行預(yù)測(cè)，對(duì)1999、2000和2001年的電網(wǎng)運(yùn)行線損進(jìn)行分析和計(jì)算，結(jié)果和分析如下：
方案1中，配置1臺(tái)主變的線損比配置2臺(tái)主變的線損約低45％，并且隨著網(wǎng)供電量增長(zhǎng)，兩者的差別逐漸縮小，預(yù)計(jì)至2001年將縮小到35％，主要原因是變壓器空載損耗所占線損的比例逐漸降低；因220kV變壓器容性負(fù)載比較高，變壓器空載損耗所占比例偏高而對(duì)線損靈敏度較大，因此選擇低損耗變壓器（甚至大容量變壓器）對(duì)降低線損的作用顯著；
方案2中，網(wǎng)供電量需通過110 kV線路串聯(lián)輸送，沿線線路的損耗疊加后，增大了線損，并且輸送負(fù)荷的電流大小（基本等效于供電量的多少）幾乎是影響線損的唯一因素，所以隨著供電量的增加，線損也逐漸增加；1999～2000年，方案1配置1臺(tái)220 kV變壓器時(shí)，方案2的線損約高 0．1％～0．2％；如方案1配置2臺(tái)變壓器，則其線損要高出0．2％～0．4％，主要原因是變壓器的空載損耗對(duì)整個(gè)線損影響的靈敏度較高。至2001 年，因電量和負(fù)荷增長(zhǎng)至一定水平，方案1要比方案2的線損整體低0．1％～0．5％。
初步結(jié)論：方案2與方案1（首期為1臺(tái)主變）比較，前者的線損率約高0．1％～0．2％，折合損失電量為500～1 100 MWha；方案2中的 110 kV線路電磁開環(huán)備用點(diǎn)，應(yīng)完善和配置相應(yīng)的自動(dòng)裝置，以提高安全可靠性，并可兼顧相鄰局部電網(wǎng)間的支援能力。綜合安全性、經(jīng)濟(jì)性因素，我們認(rèn)為方案1可推遲至2001年后實(shí)施，現(xiàn)階段優(yōu)選方案2，先進(jìn)行110 kV的線路改造，以節(jié)省220 kV輸變電工程的投資。
5 加強(qiáng)線損管理
（1）完善電度計(jì)量配置
嚴(yán)格按照有關(guān)規(guī)程和規(guī)定裝設(shè)電能計(jì)量表計(jì)是確保線損科學(xué)和規(guī)范管理的必要手段，在安排和實(shí)施電網(wǎng)建設(shè)改造工程時(shí)，有關(guān)部門應(yīng)充分重視電能表計(jì)配置的完善，并根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展情況及時(shí)補(bǔ)裝、補(bǔ)全被遺漏的表計(jì)。
（2）控制好電度表計(jì)誤差，提高計(jì)量精度
造成電度表計(jì)量誤差的因素很多，如計(jì)量裝置本身誤差、電流互感器和電壓互感器回路誤差、環(huán)境變化造成誤差、安裝使用不當(dāng)造成誤差等，這些對(duì)整個(gè)電網(wǎng)的統(tǒng)計(jì)線損影響很大，特別是關(guān)口表、考核表等表計(jì)。應(yīng)加強(qiáng)線損管理小指標(biāo)的監(jiān)督力度，對(duì)母線電量不平衡、站用電完成指標(biāo)等做好誤差分析、控制和校核工作。
（3）統(tǒng)一抄表時(shí)間
隨著地區(qū)電網(wǎng)無(wú)人值班變電站數(shù)量的不斷增加，如果各變電站的有關(guān)電度計(jì)量表抄表時(shí)間不一致，甚至表計(jì)之間抄錄間隔時(shí)間較長(zhǎng)，則必定會(huì)造成電量統(tǒng)計(jì)時(shí)間不對(duì)應(yīng)，而造成很大誤差，失去了線損統(tǒng)計(jì)和分析的意義。因此解決好抄表時(shí)間統(tǒng)一的問題，是做好線損實(shí)測(cè)工作的重要基礎(chǔ)，對(duì)整個(gè)輸變電系統(tǒng)進(jìn)行線損統(tǒng)計(jì)可依靠調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)和RTU裝置，實(shí)現(xiàn)電度表計(jì)與RTU裝置通信，將電度表計(jì)讀數(shù)在同一時(shí)刻凍結(jié)后再遠(yuǎn)傳至調(diào)度中心，或者建立專用的遠(yuǎn)方抄表系統(tǒng)來(lái)保障抄表的同時(shí)性，如果硬件條件不具備，可制定和規(guī)范抄表制度，并配備足夠的人員來(lái)統(tǒng)一抄表時(shí)間。
（4）加強(qiáng)線損的分級(jí)、分區(qū)和分站線管理考核
將線損的統(tǒng)計(jì)和分析進(jìn)行分級(jí)、分區(qū)和分站劃分，是深化線損管理的基礎(chǔ)工作，有利于分析線損升降原因、檢查降損措施的效果和作用、及時(shí)發(fā)現(xiàn)線損管理中存在的問題。例如對(duì)某縣110 kV電網(wǎng)的線損進(jìn)行分區(qū)和分層考核后發(fā)現(xiàn)該局部電網(wǎng)存在無(wú)功補(bǔ)償不足、變壓器損耗較高、地方上網(wǎng)電量偏小和部分35 kV線路線損較大的問題，經(jīng)過靈敏度計(jì)算和分析，找到了問題，有利于采取針對(duì)性措施。
6 結(jié)束語(yǔ)
降低線損是供電企業(yè)的一項(xiàng)長(zhǎng)期工作，有助于提高企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益。對(duì)線損進(jìn)行全面統(tǒng)計(jì)和分析，依靠科學(xué)計(jì)算和分析研究線損的具體組成，找到線損偏高的主要原因，采取切實(shí)可行的措施，建立完善的線損管理制度并認(rèn)真貫徹執(zhí)行，是降低線損的主要內(nèi)容。當(dāng)進(jìn)行電網(wǎng)改造時(shí)，更應(yīng)進(jìn)行包括線損在內(nèi)的綜合經(jīng)濟(jì)分析，以確定最佳方案。在電網(wǎng)現(xiàn)有運(yùn)行方式下，應(yīng)優(yōu)先做好無(wú)功功率的分層、分區(qū)和就地平衡，減小因無(wú)功潮流引起的線損，同時(shí)還要加強(qiáng)線損管理工作，以減少管理線損。
電網(wǎng)電能損耗率（即線損）是考核供電企業(yè)的重要經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)之一，降低線損是提高經(jīng)濟(jì)效益的一項(xiàng)重要舉措，如電網(wǎng)年供電量為2 700 GWh，線損率降低1％，節(jié)約的電能就超過1500萬(wàn)人民幣，經(jīng)濟(jì)效益十分顯著。歸納起來(lái)，地區(qū)電網(wǎng)的線損主要由三部分組成：固定損耗即所有變壓器、測(cè)量?jī)x表、二次電路等勵(lì)磁回路的鐵耗；可變損耗即線路和變壓器等與電流平方成正比的銅耗；管理?yè)p耗即抄表差錯(cuò)、計(jì)量?jī)x表誤差和偷竊電及管理不善等所引起的損耗。本文結(jié)合地區(qū)電網(wǎng)的具體特點(diǎn)和事例，通過分析和計(jì)算，在電網(wǎng)運(yùn)行方式、經(jīng)濟(jì)調(diào)度、電網(wǎng)改造和線損管理等方面提出了一些降低線損的措施。
2 優(yōu)化運(yùn)行方式
（1）合理安排地方電廠的發(fā)電計(jì)劃和出力曲線，做好分區(qū)分層有功和無(wú)功功率平衡，避免潮流長(zhǎng)距離和多電壓等級(jí)變換輸送
地區(qū)電網(wǎng)中經(jīng)常接入一些經(jīng)110 kV、35 kV或10 kV線路并網(wǎng)的地方電廠，根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行和配置簡(jiǎn)化的需要，220 kV和110 kV的電磁環(huán)網(wǎng)正常情況下應(yīng)是開環(huán)運(yùn)行的，220 kV變電站供電區(qū)域內(nèi)所
接入的地方電廠如果發(fā)電過剩，必然要通過220 kV主變將剩余電力送至220 kV電網(wǎng)中，通過相鄰220kV變電站主變降壓后再供給負(fù)荷，這種運(yùn)行方式無(wú)疑會(huì)增加線損；而對(duì)于負(fù)荷較重區(qū)域，如果地方電廠出力不足需要從220 kV主變或聯(lián)絡(luò)線路輸入功率，也會(huì)增大線損。例如某220 kV變電站接入了裝機(jī)容量為200 MW的地方電廠，而該區(qū)域最大供電負(fù)荷約為70 MW，在地方電廠出力較大的夏季線損指標(biāo)會(huì)明顯增大，而另一區(qū)域因地方電廠裝機(jī)容量不足，主要依靠110 kV線路長(zhǎng)距離（29 km）、細(xì)導(dǎo)線（LGJ－150）輸入電力，線損較大，這兩種情況均影響電網(wǎng)線損的降低。
（2）開展線損計(jì)算分析，優(yōu)化供電方式
地區(qū)電網(wǎng)如果有兩回或兩回以上供電線路和存在多種供電方式時(shí)，應(yīng)進(jìn)行潮流和線損分析，對(duì)幾種可能的供電方式進(jìn)行計(jì)算，在兼顧可靠性和自動(dòng)裝置滿足要求的基礎(chǔ)上綜合確定運(yùn)行方式，達(dá)到降低線損的目的。如某電網(wǎng)原來(lái)由甲線主供電，乙線備用，經(jīng)潮流和線損計(jì)算后發(fā)現(xiàn)如果改由乙線主供電、甲線備用，將使線損降低0．06％，只需對(duì)一套110kV備自投裝置進(jìn)行少量改造。
（3）合理安排臨時(shí)運(yùn)行方式，優(yōu)化停電檢修計(jì)劃，減少重復(fù)停電
輸變電設(shè)備的停電改變了電網(wǎng)的正常運(yùn)行方式，在相同的供電負(fù)荷下，增加了輸變電設(shè)備的輸送潮流和線損，對(duì)供電的安全可靠性也不利，因此調(diào)度運(yùn)行部門應(yīng)優(yōu)化停電計(jì)劃，縮短輸變電設(shè)備停電時(shí)間和減少停電重復(fù)性。可采取優(yōu)化月度停電檢修計(jì)劃，提前確定和細(xì)化周停電計(jì)劃及嚴(yán)格審批臨時(shí)停電計(jì)劃的工作程序，最大程度地減少停電操作次數(shù)，提高供電可靠性，降低線損。
3 加強(qiáng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度
（1）實(shí)現(xiàn)無(wú)功就地補(bǔ)償，減少無(wú)功潮流引起的輸變電設(shè)備線損
地區(qū)電網(wǎng)在無(wú)功潮流經(jīng)濟(jì)調(diào)度方面，應(yīng)堅(jiān)持按電壓等級(jí)和供電區(qū)域進(jìn)行無(wú)功出力和負(fù)荷分層、分級(jí)及分區(qū)補(bǔ)償?shù)脑瓌t，在各層、級(jí)、區(qū)合理地配置和投退無(wú)功補(bǔ)償裝置，有條件的供電企業(yè)可采用電壓無(wú)功綜合調(diào)節(jié)裝置，實(shí)現(xiàn)無(wú)功補(bǔ)償裝置和有載調(diào)壓變壓器分接頭的綜合自動(dòng)調(diào)整，有效提高變電站10kV母線負(fù)荷功率因數(shù)，提高電壓合格率，避免無(wú)功功率的長(zhǎng)距離和重復(fù)來(lái)回輸送，從而降低線損。
（2）利用峰谷電價(jià)政策提高負(fù)荷率，減少峰谷差
在負(fù)荷高峰期間，輸變電設(shè)備輸送電流增大，隨負(fù)荷電流平方成正比關(guān)系的線損也增加，負(fù)荷降低會(huì)使輸送電流減小，線損也會(huì)減小。對(duì)負(fù)荷率和線損的相互關(guān)系進(jìn)行分析表明，如果電網(wǎng)負(fù)荷率為100％，線損組成中的可變線損將為最小。因此提高負(fù)荷率、縮小負(fù)荷峰谷差對(duì)降低線損有積極作用，如果積極推廣和實(shí)行峰谷電價(jià)政策，依靠電價(jià)杠桿作用，使用戶自覺調(diào)整用電負(fù)荷和用電時(shí)間，可以達(dá)到避峰節(jié)電效果。
（3）適當(dāng)提高輸電線路的供電電壓
在運(yùn)行電壓滿足供電質(zhì)量要求的前提下，適當(dāng)提高運(yùn)行電壓可以減小輸送電流，從而降低線損。通過初步計(jì)算，如果運(yùn)行電壓提高5％，輸電環(huán)節(jié)中的線路和變壓器損耗可降低9％左右。適當(dāng)提高運(yùn)行電壓的主要方法有：調(diào)整有載調(diào)壓變壓器的分接頭檔位、升高發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓、投入無(wú)功電容補(bǔ)償裝置、退出吸收容性無(wú)功的電抗器等。
（4）停運(yùn)季節(jié)性運(yùn)行變壓器，減小空載損耗
有2臺(tái)或以上變壓器的變電站，應(yīng)根據(jù)季節(jié)性、經(jīng)常性負(fù)荷的實(shí)際情況，在適當(dāng)時(shí)期內(nèi)將負(fù)荷轉(zhuǎn)移到某臺(tái)變壓器供電，而將另外的變壓器轉(zhuǎn)為備用狀態(tài)，以減少變壓器的空載損耗。該措施對(duì)于容性負(fù)荷比較高的電網(wǎng)降低線損效果十分明顯。例如某電網(wǎng)的最大負(fù)荷約為140 MW，220 kV和110 kV的變電容量分別為300 MVA和400 MVA，其冬季最大負(fù)荷為110 MW，在每年10月至次年3月間，如果某些變電站變壓器定期輪換運(yùn)行，減少的空載損耗電量大于增加的可變損耗電量，則在半年期間可減少1 GWh的電能損耗。但要注意的是，變壓器運(yùn)行臺(tái)數(shù)減少后，變壓器雙回路供電變成了單回路供電，“N－1”方式不能滿足，供電可靠性降低了，同時(shí)為了保障處于備用狀態(tài)的主變能隨時(shí)投入運(yùn)行而執(zhí)行定期輪換制度，也會(huì)增加主變的倒換操作次數(shù)。
4 加強(qiáng)設(shè)備和電網(wǎng)改造
（1）加強(qiáng)線路改造，減少線路損耗：
輸電線路的損耗電能與線路電阻和輸送電流的平方成正比，減少線路電阻和電流，均可降低線損。減少線路電阻的主要方法是增加導(dǎo)線截面面積和縮短線路長(zhǎng)度，因此在電網(wǎng)規(guī)劃、設(shè)計(jì)和改造中，合理地選擇輸電線路的導(dǎo)線截面和路徑，使變電站位置能盡量位于負(fù)荷中心以縮短供電半徑，選用低電阻率材料的導(dǎo)線等，都有利于線路線損的降低。如某110 kV輸電線路（LGJ－150／29 km），某月輸送電能為16 GWh和7．5 Gvar，其理論線損為 322 MWh／月，線損率為2．01％。如果將LGJ－150導(dǎo)線更換為L(zhǎng)GJ－240導(dǎo)線，其理論線損為196 MWh／月，線損率為1．23％，該輸電線路改造后，一年可減少約90萬(wàn)元的電能損失。
（2）更換變壓器，減少變壓器損耗
選擇空載損耗較低的節(jié)能型變壓器和合理調(diào)整變壓器的負(fù)載率，可達(dá)到降低變壓器損耗的目的。如將型號(hào)為SFZ8－20000 kVA的變壓器（空載損耗約為18 kW）替代型號(hào)為SFSL－20000 kVA的變壓器（空載損耗為44 kW），一年可節(jié)省電量約227MWh。根據(jù)主變負(fù)荷情況，合理地選擇變壓器容量也是降低損耗的措施之一。分析表明，當(dāng)變壓器空載損耗和負(fù)載損耗相等時(shí)變壓器的總損耗為最小、效率最高，是變壓器的理論最佳負(fù)荷狀態(tài)。
（3）減小輸電網(wǎng)絡(luò)的接觸電阻和泄漏電流
輸電網(wǎng)絡(luò)中的電氣設(shè)備連接處，包括輸電線路、斷路器和隔離開關(guān)、電流互感器等各種引線的連接處，不同程度地存在著接觸電阻，因接觸不良引起連接處發(fā)熱，不僅會(huì)造成電能損耗，而且威脅到電網(wǎng)和設(shè)備的安全運(yùn)行；因絕緣老化和破裂、線路嚴(yán)重積污等，也會(huì)由泄漏電流造成電能損耗；夜間對(duì)變電站配電裝置和設(shè)備進(jìn)行熄燈巡視和紅外線測(cè)溫檢測(cè)，經(jīng)常會(huì)發(fā)現(xiàn)某些設(shè)備的連接處發(fā)紅、發(fā)熱或溫度過高，這些都是電能損耗的具體表現(xiàn)，因此加強(qiáng)輸變電設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)、更換破損設(shè)備、緊固設(shè)備連接處以確 保接觸電阻滿足運(yùn)行要求，對(duì)降低線損有積極作用。
（4）實(shí)行電網(wǎng)升壓改造
如果現(xiàn)運(yùn)行的輸變電設(shè)備能滿足絕緣配合要求，利用已有線路走廊和變電設(shè)備或進(jìn)行部分更換，對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行改造，將輸變電系統(tǒng)運(yùn)行電壓升高1至2個(gè)等級(jí)，既可滿足節(jié)省資金、減少施工量和縮短停電時(shí)間的要求，又可大大降低線路的輸送電流，降低線損。如某電網(wǎng)中有兩個(gè)變電站通過35 kV線路供電，因輸送功率和供電量均較大，線路損耗高達(dá)3．1％，某月?lián)p失電量為114 MWh。根據(jù)計(jì)算，如果將線路升壓至110 kV電壓等級(jí)運(yùn)行，其線損將減少90％左右。
（5）應(yīng)用線損計(jì)算技術(shù)決策電網(wǎng)改造方案
在進(jìn)行電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)和改造的過程中，不僅要充分考慮電網(wǎng)運(yùn)行的安全可靠性、運(yùn)行靈活性，還要充分考慮電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，即運(yùn)行線損相對(duì)較小，當(dāng)電網(wǎng)改造的幾個(gè)方案初步確定后，應(yīng)對(duì)全部方案進(jìn)行包括線損在內(nèi)的綜合分析和計(jì)算，然后再確定結(jié)線方案。現(xiàn)以某110 kV線路的兩個(gè)改造方案為例說(shuō)明。方案1 是新建一座220 kV變電站作為某局部電網(wǎng)電源中樞點(diǎn)，再配套建設(shè)和完善相應(yīng)的110kV輸電線路（新建站主變分別采用90 MVA國(guó)產(chǎn)高損和 150 MVA進(jìn)口低損變壓器）；方案2是在現(xiàn)有110 kV電網(wǎng)基礎(chǔ)上，以臨近220 kV變電站為主供電源點(diǎn)，完善并加強(qiáng)110 kV輸電線路，假設(shè)所有新建110 kV輸電線路均采用LGJX－240導(dǎo)線。按照網(wǎng)供電量增長(zhǎng)12％和地方電量增長(zhǎng)8％的比例，對(duì)有關(guān)變電站和輸電線路的負(fù)荷和電量進(jìn)行預(yù)測(cè)，對(duì)1999、2000和2001年的電網(wǎng)運(yùn)行線損進(jìn)行分析和計(jì)算，結(jié)果和分析如下：
方案1中，配置1臺(tái)主變的線損比配置2臺(tái)主變的線損約低45％，并且隨著網(wǎng)供電量增長(zhǎng)，兩者的差別逐漸縮小，預(yù)計(jì)至2001年將縮小到35％，主要原因是變壓器空載損耗所占線損的比例逐漸降低；因220kV變壓器容性負(fù)載比較高，變壓器空載損耗所占比例偏高而對(duì)線損靈敏度較大，因此選擇低損耗變壓器（甚至大容量變壓器）對(duì)降低線損的作用顯著；
方案2中，網(wǎng)供電量需通過110 kV線路串聯(lián)輸送，沿線線路的損耗疊加后，增大了線損，并且輸送負(fù)荷的電流大小（基本等效于供電量的多少）幾乎是影響線損的唯一因素，所以隨著供電量的增加，線損也逐漸增加；1999～2000年，方案1配置1臺(tái)220 kV變壓器時(shí)，方案2的線損約高 0．1％～0．2％；如方案1配置2臺(tái)變壓器，則其線損要高出0．2％～0．4％，主要原因是變壓器的空載損耗對(duì)整個(gè)線損影響的靈敏度較高。至2001 年，因電量和負(fù)荷增長(zhǎng)至一定水平，方案1要比方案2的線損整體低0．1％～0．5％。
初步結(jié)論：方案2與方案1（首期為1臺(tái)主變）比較，前者的線損率約高0．1％～0．2％，折合損失電量為500～1 100 MWha；方案2中的 110 kV線路電磁開環(huán)備用點(diǎn)，應(yīng)完善和配置相應(yīng)的自動(dòng)裝置，以提高安全可靠性，并可兼顧相鄰局部電網(wǎng)間的支援能力。綜合安全性、經(jīng)濟(jì)性因素，我們認(rèn)為方案1可推遲至2001年后實(shí)施，現(xiàn)階段優(yōu)選方案2，先進(jìn)行110 kV的線路改造，以節(jié)省220 kV輸變電工程的投資。
5 加強(qiáng)線損管理
（1）完善電度計(jì)量配置
嚴(yán)格按照有關(guān)規(guī)程和規(guī)定裝設(shè)電能計(jì)量表計(jì)是確保線損科學(xué)和規(guī)范管理的必要手段，在安排和實(shí)施電網(wǎng)建設(shè)改造工程時(shí)，有關(guān)部門應(yīng)充分重視電能表計(jì)配置的完善，并根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展情況及時(shí)補(bǔ)裝、補(bǔ)全被遺漏的表計(jì)。
（2）控制好電度表計(jì)誤差，提高計(jì)量精度
造成電度表計(jì)量誤差的因素很多，如計(jì)量裝置本身誤差、電流互感器和電壓互感器回路誤差、環(huán)境變化造成誤差、安裝使用不當(dāng)造成誤差等，這些對(duì)整個(gè)電網(wǎng)的統(tǒng)計(jì)線損影響很大，特別是關(guān)口表、考核表等表計(jì)。應(yīng)加強(qiáng)線損管理小指標(biāo)的監(jiān)督力度，對(duì)母線電量不平衡、站用電完成指標(biāo)等做好誤差分析、控制和校核工作。
（3）統(tǒng)一抄表時(shí)間
隨著地區(qū)電網(wǎng)無(wú)人值班變電站數(shù)量的不斷增加，如果各變電站的有關(guān)電度計(jì)量表抄表時(shí)間不一致，甚至表計(jì)之間抄錄間隔時(shí)間較長(zhǎng)，則必定會(huì)造成電量統(tǒng)計(jì)時(shí)間不對(duì)應(yīng)，而造成很大誤差，失去了線損統(tǒng)計(jì)和分析的意義。因此解決好抄表時(shí)間統(tǒng)一的問題，是做好線損實(shí)測(cè)工作的重要基礎(chǔ)，對(duì)整個(gè)輸變電系統(tǒng)進(jìn)行線損統(tǒng)計(jì)可依靠調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)和RTU裝置，實(shí)現(xiàn)電度表計(jì)與RTU裝置通信，將電度表計(jì)讀數(shù)在同一時(shí)刻凍結(jié)后再遠(yuǎn)傳至調(diào)度中心，或者建立專用的遠(yuǎn)方抄表系統(tǒng)來(lái)保障抄表的同時(shí)性，如果硬件條件不具備，可制定和規(guī)范抄表制度，并配備足夠的人員來(lái)統(tǒng)一抄表時(shí)間。
（4）加強(qiáng)線損的分級(jí)、分區(qū)和分站線管理考核
將線損的統(tǒng)計(jì)和分析進(jìn)行分級(jí)、分區(qū)和分站劃分，是深化線損管理的基礎(chǔ)工作，有利于分析線損升降原因、檢查降損措施的效果和作用、及時(shí)發(fā)現(xiàn)線損管理中存在的問題。例如對(duì)某縣110 kV電網(wǎng)的線損進(jìn)行分區(qū)和分層考核后發(fā)現(xiàn)該局部電網(wǎng)存在無(wú)功補(bǔ)償不足、變壓器損耗較高、地方上網(wǎng)電量偏小和部分35 kV線路線損較大的問題，經(jīng)過靈敏度計(jì)算和分析，找到了問題，有利于采取針對(duì)性措施。
6 結(jié)束語(yǔ)
降低線損是供電企業(yè)的一項(xiàng)長(zhǎng)期工作，有助于提高企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益。對(duì)線損進(jìn)行全面統(tǒng)計(jì)和分析，依靠科學(xué)計(jì)算和分析研究線損的具體組成，找到線損偏高的主要原因，采取切實(shí)可行的措施，建立完善的線損管理制度并認(rèn)真貫徹執(zhí)行，是降低線損的主要內(nèi)容。當(dāng)進(jìn)行電網(wǎng)改造時(shí)，更應(yīng)進(jìn)行包括線損在內(nèi)的綜合經(jīng)濟(jì)分析，以確定最佳方案。在電網(wǎng)現(xiàn)有運(yùn)行方式下，應(yīng)優(yōu)先做好無(wú)功功率的分層、分區(qū)和就地平衡，減小因無(wú)功潮流引起的線損，同時(shí)還要加強(qiáng)線損管理工作，以減少管理線損。
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