电网线损管理及降损措施探讨

　　摘要:线损是供电企业的管理的关键环节之一，是决定供电企业经济效益好坏的重要指标。因此研究降损措施及如何结合实际有效开展线损四分管理，具有十分重要的意义。本文根据工作中的实际情况，从技术线损，管理线损两方面通过分析，总结归纳具体的降损措施，同时根据实际工作中应用，给出计量自动化系统在配电网线损管理中的应用。
　　关键词：电网线损，技术线损，管理线损，降损措施
　　一、降低配电网损耗的技术措施
　　1、加快电网建设与技术改造，充分发挥技术降损作用。
　　由于各种原因导致的电网规划不合理，如送变电容量不足，出现“卡脖子”现象；或电源点远离负荷中心，长距离输电；因线路布局不合理，近电远供，迂回供电，供电半径过长等现象，不但影响了供电的安全和可靠性，还使电网损耗升高。因此对因此类因素引起的线损可以通过电网改造来进行降损，主要方法有：
　　1．1、加快电网结构合理化建设
　　配电网的布局，特别是城市配电网，结构、布局更应优化、合理配置，在满足人们用电需求的情况下，结合城市整体规划布局，尽量缩短供电线路距离。推广应用有载调压变压器，根据负荷情况适当提高运行电压。
　　（1）优化220KV网络结构，增强供电能力；完善110KV变电站的合理布局，提高供电可靠性，降低网损。潮阳电网肩负汕头潮阳区和潮南区两区的供电任务,2009年全网最高负荷接近90万千瓦,日最大供电量1766万千瓦时，电网主结构如图09潮阳电网夏峰结线图.doc。度夏期间110KV变电站和110KV线路的重载情况。
　　表1：各变电站主变负荷情况表：单位：MVA、MW
　　站名  主变容量 最高负荷 负载率 容载比
　　峡山1# 1#变 31.5 27.46 87.17% 1.15
　　2 2#变 31.5 24.43 77.56% 1.29
　　3 3#变 40 35.25 88.13% 1.13
　　义英 1#变 40 28 70.00% 1.43
　　 2#变 40 24.9 62.25% 1.61
　　和平 1#变 31.5 27.69 87.90% 1.14
　　 2#变 40 34.99 87.48% 1.14
　　 3#变 40 35.7 89.25% 1.12
　　仙马 1#变 40 31 77.50% 1.29
　　 2#变 40 32.34 80.85% 1.24
　　 3#变 50  0.00% 
　　陈店 1#变 40 31.12 77.80% 1.29
　　 2#变 50 42.82 85.64% 1.17
　　 3#变 40 40.13 100.33% 1.00
　　双凤 1#变 50 14.5 29.00% 3.45
　　 2#变 50 8.4 16.80% 5.95
　　沙陇 1#变 40 32.7 81.75% 1.22
　　 2#变 40 34.13 85.33% 1.17
　　海门 1#变 40 24.33 60.83% 1.64
　　 2#变 40  0.00% 
　　城东 1#变 40 19.46 48.65% 2.06
　　 2#变 50 19.73 39.46% 2.53
　　口美 1#变 50 12 24.00% 4.17
　　 2#变 50 12.96 25.92% 3.86
　　棉城 1#变 40 18.11 45.28% 2.21
　　 2#变 40 17.11 42.78% 2.34
　　上堡 1#变 40 31.97 79.93% 1.25
　　 2#变 40 20.98 52.45% 1.91
　　 3#变 40 26.31 65.78% 1.52
　　关埠 1#变 31.5 28 88.89% 1.13
　　铜盂 1#变 31.5 20 63.49% 1.58
　　 2#变 31.5 23.56 74.79% 1.34
　　司马 1#变 31.5 17.16 54.48% 1.84
　　 2#变 31.5 31.1 98.73% 1.01
　　 3#变 40 29.08 72.70% 1.38
　　金灶 1#/2变 50   
　　南湖 1#/2变 50   
　　
　　表2：110kV变电站负载情况（负载率超过70）
　　站名 本月站最高负荷(MW) 主变总容量(MVA) 负载率 容载比
　　  1602.0  
　　峡山 86 103.0 83.50% 1.20
　　和平 98 111.5 87.89% 1.14
　　陈店 114 130.0 87.69% 1.17
　　沙陇 67 80.0 83.75% 1.19
　　关埠 29 31.5 92.06% 1.09
　　司马 78 103.0 75.73% 1.32
　　其中全站超80％的共5座峡山站、和平站、陈店站、沙陇站、关埠站，关埠站的负载率为92.06％。
　　表3：潮流较重的110kV线路（负载率超过70％）单位：A
　　线路名称 输送电流 正常控制电流（35ºC） 负载率
　　双和线 547 537 101.9%
　　潮沙线 507 537 94.45%
　　潮棉Ⅱ线 537 457 85.21％
　　两司Ⅰ线 446 625 71.38％
　　工业发达的潮南片区只有一个220KV变电站（两英站）供电，致使有些110KV线路经常性过载限电。因此，必须加快220KV、110KV变电站布局和110KV线路合理化供电网络的建设。
　　（2）加快10KV线路的建设以及原有10KV线路的技术改造，缩短配电网供电半径，增强供电能力。潮阳电网系统至09年10KV线路共有238回，最高运行电流超400A的有36回，超500A的有6回，超600A的有1回（南中围线）；10KV馈线运行电流超过站端CT的有10回；有些地方10KV线路基本都超过南网要求的供电半径5公里以内，有的达40公里以上，如南中围线；有些负荷集中的地方10KV线路严重超载运行,如240平方毫米电缆出线混合线径LGJ/150、JKLGYJ/185-240的横六线全长16公里，最高运行电流达576A（既高损耗又不安全）。
　　1.2进行电网升压改造：对电网进行升压改造，简化电压等级和变电层次，减少重复和变电容量，既提高了供电能力，还可以收到很好的降损效果。因为变压器损耗占电网总损耗很大的比例，减少重复的变电容量和采用节能型变压器是一项切实可行的节能措施，具有明显的经济效益。
　　1.3优化电源分布：电源布置方式不同，电能损失和电压损失会有很大的差异。电源应尽量布置在负荷中心，对负荷密度高，供电范围大的重负荷区，优先考虑两点或多点布置。这样不但有显著的降损节能效益，同时有效地改善了电压质量。
　　1、4推广应用新技术、新工艺、新设备和新材料：如采用新型节能型变压器，新型合金导线等都会收到显著的节能效果。
　　2、加强无功电压管理，提高电压质量。
　　2．1、增加无功补偿容量。
　　根据“十五”期间用电水平和无功功率分层、就地平衡的原则，增加无功补偿容量4000～5000MVA，应列入基建和技改项目，不留缺口，同时适度增加容性补偿容量，以提高电压质量。
　　无功补偿不足，电压偏低是潮阳电网电源性缺电外的另一个比较突出的问题，高峰负荷下，220KV潮阳站110KV母线电压108.3KV，负荷重的末端变电站，如司马站110KV母线电压只有102.2KV。10KV线路有些台区变低只有340V。无功补偿不足，加重了输变电卡脖子程度。这既不能保证电压质量，又加重了潮阳电网的网损，因此，在建设新、扩建、技改项目时，应配套相匹配的无补偿设备，加强无功、电压管理，除对用户实施无功考核，鼓励用户装设低压无功补偿装置外，必要时继续对功率因数低的10KV线路安装并联补偿电容器，力求提高功率因数:表4所列资料信息可以看出，如果按规定各变电站配备无功补偿容量和主变压器容量比值Q/S为20-25%的规定，110KV峡山站、和平站、陈店站、铜盂站、司马站、沙陇站、海门站、关埠站的配备无功补偿容量都不足，需要增加。110KV峡山站、和平站、陈店站、铜盂站、司马站的负荷高，无功需求量也多，应增加无功补偿容量，特别是峡山站、和平站、陈店站、铜盂站、司马站。
　　2.2加快综合自动化变电站改造，增加有载调压设备。目前潮阳电网还有3个110kV站非综自化（铜盂、关埠、司马），主变不能实现有载调压，不能适应提高电压质量的需要。
　　3、加强计量管理，提高准确性
　　①贯彻电能计量管理规定，维护各方的经济益。潮阳电网应作好电网关口电能量装置的定期检验和技术监督，确保可靠运行及确计量。
　　②作好关口计量所在母线的电能平衡工作，对母线电能不平衡率超标的应认真分析，找出原因，尽快解决问题。如：a:调度远动在各变电站10KV母线做出三相电压监控，以便监测三相电压平衡情况；b:各变电站每天晚上8时作好表计巡视和计量记录后，应算出10KV母线不平衡率，以便监测表计准确性能。
　　③依靠科技进步，提高电能计量装置的技术监督和管理水平。计量装置的选择主要是互感器的选择和电能表的选用。互感器应满足计量要求及符合计量点的额定电压，还应根据负荷电流选择合适的变比。为了方便管理和防窃电，有条件的应尽量采用集中表箱装表。按户分散装表时，主要以安全、方便为原则，并采取防窃电的措施。此外，要加强对计量装置的定期校验和巡视，使计量装置处于正常健康的运行状态。
　　4、深入开展电网经济运行，降低网络损耗。
　　4.1合理安排运行方式，经济调度。
　　如果条件满足，方式安排合理，会降低110KV网损，如司马站由两司线供电而不是由既长又小、老化的铜司线供电；峡山站全部由两峡线供电，而不是#2主变由沙峡供电，这就减少了既长又小、老化的潮沙线的损耗。
　　4.2变压器的经济运行
　　据统计，电力网中变压器的损耗占全系统线损总量的30%～60%，降低变压器的损耗是电网降损的重要内容。根据负荷的变化适当调整投入运行的变压器台数，可以减少功率损耗。当负荷小于临界负荷时，减少一台变压器运行较为经济；反之，当负荷大于临界负荷时，并联运行较为经济。所以在变电所内，一般应设计安装两台以上的变压器，这样既提高了供电的可靠性，又可以根据负荷合理停用并联运行变压器的台数，降低变压器损耗。同时变压器一般要选用节能型。对于负荷受季节变化影响大的农配电变压器，可以采用子母变压器，可根据不同季节的负荷情况，选择投切容量降低空载损耗。
　　4.3在研究运行方式对配网线损的影响中，本文主要对负荷曲线的调整和三相负荷的平衡进行研究。从实际运行经验表明，负荷峰谷差大，在供电量相同的情况下损耗大，变压器三相负荷不平衡时，特别是低压网络，既影响变压器的安全运行又增加了线损。因此对于峰谷差较大的负荷，应采取双回路供电方式，而对三相不平衡的负荷,调整负荷是主要技术手段。三相不平衡在配电线路中经常出现。如果不平衡度大,则不仅增加相线和中线上的损耗,同时危及配变的安全运行。为了减少这方面的损耗,应及时调整三相负荷,应根据各用户的用电规律,合理而有计划地安排用电负荷和用电时间,提高电网负荷率。通过调整三相不平衡电流,减少中线的电流,达到降低线损和安全运行的目的。
　　4.4无功优化
　　a:由于潮阳电网无功需求较大,应加强输配、电侧和用户侧的无功管理，实施无功管理奖惩制度，加强无功设备的维护力度；
　　b：依照汕头地调规程，10KV补偿电容器投切的管理原则：以控制各电压等级母线电压在正常范围之内（9.8—10.7KV）并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送。由于潮阳电网现有各变电站配备无功补偿容量和主变压器容量比值Q/S不足，无功需求量又较大，调度和各变电站应加强监视系统的无功需求量，尽可能投入电容器组，充分发挥电容器组的价值。按单台主变计，当无功需求量≥+4MVA时，投入补偿电容器组，当无功需求量≤-1MVA时，退出补偿电容器组。如果因电容器组的投入运行使10KV电压超出允许范围，这时可通过调节变压器抽头来实现10KV电压正常；
　　c:在功率因数较低的10KV线路负荷集中区安装并联补偿电容器，力求改善电能质量，提高功率因数；
　　d:对专线用户、专台用户应加强无功管理，要求用户侧自觉加装无功补偿。
　　二、降低配电网损耗的管理措施
　　1健全线损管理体系
　　线损工作是全员、全过程、全方位的工作，强化线损管理首先要从强化领导体系入手。供电企业应建立健全由主管局长亲自挂帅，生技、调度、计量、营业等部门领导和线损专责以及各供电所线损专责参加的三级线损管理网络，并定期召开线损分析例会，重点问题重点分析，专项议题随时讨论，使信息反馈及时、准确，分析研究渠道畅通，形成降损措施迅速落实，快捷、高效的管理体系。
　　2加强线损理论计算和分析
　　理论线损是线损管理的最基础资料，是分析线损构成，制定技术降损措施的依据，也是衡量线损管理好坏的尺度，所以必须加强线损理论计算，并要认真分析理论线损和实际线损的差距。实际线损与理论线损对比，当实际线损率远大于理论线损率，则说明管理线损过大，应从“偷、漏、差、误”现象和“抄、核、收”不到位现象着手，有针对性地制定管理措施，降低线损。通过线损理论计算和实际分析、线损率的波动情况，及时查找管理方面存在的问题，以及电网结构布局的薄弱环节和不合理之处，制定具体措施，推动线损管理工作的全方位开展。
　　3完善日常营销业务管理
　　日常营销业务对配电网线损的影响很大，特别是在管理不到位时，它不仅会增加配电网损耗，还有可能引起配电网线损率的大幅波动。因此精细化的开展营销管理工作可以有效控制配电网线损，具体措施有：①大力开展营业普查，查处违章用电和窃电现象，针对重点用户可加装防窃电的电能表，可根据不同用户和不同用电性质的负荷采用高、低压计量箱，加强计量点的管理。②严格防止和及时纠正电量、电费抄、核、收工作中“估、漏、送”现象。
　　4合理安排检修
　　加强月度计划检修管理，减少临时检修率，调度审查各检修单位的检修计划，综合各类检修可结合情况和线路、主变压器等设备的运行情况（特别是过载情况下）以及系统错峰情况后，合理安排检修时段，这样既避免了重复停电，也有利于提高了设备效率和降低损耗。
　　总之，降损节能工作应有超前发展的大局意识，加快主网建设步伐，加大配网建设力度，重视节能投入和科技创新，科学管理做到措施到位、责任到位，这样年度的线损目标才能实现。

《电网线损管理及降损措施探讨》

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文章名称： 电网线损管理及降损措施探讨

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