河北省南部電網分元件網損分析及降損措施

杜曉東，李曉軍，胡文平，張 蕊，楊少波，董靚媛

(國網河北省電力有限公司電力科學研究院，石家莊 050021)

網損率是電網經濟運行水平的一項重要指標，決定了電力企業的運營狀況[1]。在對電能損耗計算的理論方法、管理以及各種降損措施分析的基礎上，對河北省南部電網線損的現狀及存在的問題，結合電網主要監測設備及相應考核指標，從不同維度展開研究，特別是在降損措施方面，從技術和管理2個方面提出建議，為下一步營銷策略及發展方向提供了參考[2]。

1 河北省南部電網網損現狀及存在問題

河北省南部電網(簡稱“河北南網”)網損是由1 000kV主變壓器變高至35kV主變壓器變低之間的電量損耗組成，以2019年某月電量數據為基礎，網損分析可從變壓器損耗、線路損耗、變電站損耗、母線平衡4個層面展開，具體規模分類如圖1所示。

圖1 河北南網網損分析規模

隨著河北南網主網架的逐步加強，主網網架分層分區運行的逐步實現，河北南網的運行方式安排更加靈活，迂回供電和功率遠距離輸送有所減少，電網潮流更加合理和均衡，線路損耗呈現下降趨勢。同時隨著大量新能源電廠接入和“外電入冀”工程的相繼投產及穩定運行，電壓支撐明顯加強，無功平衡和電壓運行水平穩步提高，主網電網網損率雖得到明顯改善，但仍存在以下問題。

1.1 配電網結構亟待優化

隨著社會經濟的快速發展和人們生活水平的不斷提高，配電網設備更新速度難以匹配經濟生產和生活對電力需求，加上老舊接線方式和過遠供電半徑沒能得到整改，對遠距離供電的線路檢修力度不夠，變壓器的建造區域分布不合理等，加劇了電能的損耗。

1.2 負荷波動影響

在既定的電網結構各運行方式下，電能負荷的變動直接影響著網損的大小。自然災害、季節更替都會導致用電負荷的巨大變動，負荷分配不均會加大線路的損耗，因此，電壓控制調節技術將很大程度上影響整個電網網損的大小。

1.3 變壓器損耗問題

變壓器損耗是網損的重要組成部分，變壓器的性能決定其對電能的損耗程度，同時變壓器在實際運行過程中對空載和輕載調節力度差，均會造成網損率居高不下。

2 分元件網損分析

2.1 主變壓器的有功損耗

河北南網可用于變損分析的2012臺變壓器，平均變損率為0.6%。其中，1 000kV平均變損率0.63%，500kV平均變損率0.25%，220kV平均變損率0.49%，110kV平均變損率0.58%，35kV平均變損率1.05%。

2012臺變壓器中，有45臺變損水平較高(參考國家電網有限公司線損合格水平，220kV及以上0～2%合格;35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：設備老舊，5臺;變壓器輕載，21臺;新能源上送，3臺;存在沖擊性負荷，1臺。

通過對2012臺變損數據的分析，可以總結出以下損耗情況規律：隨著電壓等級的降低，平均變損率隨之升高，500kV變損最低，35kV變損最高，其中，1 000kV電壓等級變損率略高的原因是輕載;當月河北南網無重載運行變壓器，變壓器平均運行點低于其經濟運行點，變壓器損耗隨負載率的降低呈上升趨勢;同電壓等級下，變壓器損耗隨主變壓器容量的降低呈上升趨勢。

河北南網當月各電壓等級變壓器損耗具體情況如表1所示。

表1 變壓器損耗數據分析

2.2 線路線損的有功損耗

河北南網可用于線損分析的1742條線路，平均線損率為0.68%。其中，500k V平均線損率0.54%，220kV平均線損率0.52%，110kV平均線損率0.40%，35k V平均線損率1.25%。

1 742條線路中，有35條損耗水平較高(國網公司線損合格水平，220kV及以上0～2%合格，35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：線路輕載，11條;線路過長，線徑細，4條;存在沖擊性負荷，1條。

通過對1 742條線損數據的分析(見表2)，可得出下述結論：平均線損率隨電壓等級的降低呈先降后升趨勢。110kV線損最低，35kV線損最高;當月河北南網無重載運行線路，線路平均運行點低于其經濟運行點，線路損耗隨負載率的降低呈上升趨勢;同電壓等級下，線路損耗隨線路長度的增加呈上升趨勢。

表2 線路損耗情況分析

2.3站損的有功損耗

可用于站損分析的1 184個變電站，平均站損率0.66%。其中，1 000kV平均站損率0.32%，500kV平均站損率0.4%，220kV平均站損率0.56%，110kV平均站損率0.69%，35kV平均站損率1.33%。

1 184座變電站中，有41座損耗水平較高(參考國網公司線損合格水平，220kV及以上0～2%合格;35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：光伏接入變電站，5座;變電站整體輕載，9座。

通過對1 184座站損數據的分析(見表3)，可以發現，平均站損率隨電壓等級的降低而升高。1 000kV站損最低，35kV站損最高。

表3 變電站損耗情況分析

2.4 母線平衡情況分析

可用于母線平衡分析的2 327條母線，有97條母平數據超出國網公司母平標準(220kV及以上-1%～1%合格;35～110kV-2%～2%合格)。主要原因包括：光伏接入變電站，1條;母線所在變電站整體輕載，3條。具體情況分析見表4。

表4 母線平衡情況分析

3 降損措施及建議

3.1 降低主變壓器損耗

變壓器的有功損耗構成如下：

式中：P0為空載損耗，MW;Pk1、Pk2、Pk3為負載損耗，MW;P1為變壓器一次側的有功功率，MW;S1、S2、S3分別為變壓器一次側、二次側、三次測的負載視在功率，MVA;S1B、S2B、S3B分別為變壓器一次側、二次側、三次測的額定容量，MVA;cosθ為變壓器一次側的功率因數。

根據公式(1)可知，在主變壓器變損的構成中，空載損耗、負載損耗、額定容量是主變壓器的設備參數，因此在運行期間，可人為控制的因素僅有主變壓器的功率因數。為此，在保證母線電壓水平的前提下，可在變電站變壓器低壓側投入更多的無功補償裝置就地平衡無功功率[2]。

除了提高主變壓器功率因數以外，可考慮應用變壓器的經濟運行來降低變損，即在相應的負載率范圍內選擇合適的運行主變壓器臺數和主變壓器容量[3]。大部分變電站通常安裝兩臺及以上同容量的變壓器，為了提高供電可靠性，在裝有三臺變壓器的變電站中，選擇具有主變壓器備自投功能的變電站，再根據負荷的變化適當改變投入運行變壓器的臺數，以此減少網損。

當并列運行主變壓器為n臺時，主變壓器有功損耗為：

根據公式(1)可知，在主變壓器變損的構成中，空載損耗、負載損耗、額定容量等都是主變壓器的設備參數，因此：當并列運行主變壓器為n-1臺時，主變壓器有功損耗為：

當時ΔPn=ΔPn-1，即n臺主變壓器與n-1臺主變壓器變損相等時，得到臨界功率：

式中：Scr為臨界功率，MVA;n為并聯運行主變壓器數量。

公式5列出的臨界功率可用來判斷變電站在當前負荷下，應以2臺主變壓器或是3臺主變壓器來運行。

3.2 降低線路損耗

式中：RL為線路電阻，Ω;cosθ為線路功率因數;ρ為線路電阻率，Ω·m;L為線路長度，m;A為線路截面積，m2。

在線路損耗公式(6)、(7)中，線路電阻、線路長度、線路電阻率及線路截面積為原有線路參數。在線路設計時，應優先選擇導線截面積較大的線路，減少輸電線路供電長度，以上可作為中長期規劃降損措施。針對運行中的線路功率因數，則是現階段能立即優化的一個指標，與降低主變壓器功率因數相同，考慮在變電站主變壓器低壓側投入更多的無功補償裝置就地平衡無功功率。同時，對設備運維單位加強電容電抗可用率指標的監控，減少電容電抗退出時間，實現無功裝置的充分利用。

3.3 無功優化

河北電網大量無功功率流動交換造成有功損耗，增加了線路及主變壓器損耗。可見，通過優化無功來降損還有很多提升空間。首先是無功電源總量不足，有些變電站未能安裝足夠地無功裝置以滿足變電站的需求，故應在無功電源不充分的區域加大安裝力度;其次是變電站主變壓器低壓側電容器組優化投切流程[4]，避免投退裝置時將引起較大的電壓波動，嚴重時將導致電壓越限。

4 結束語

在設備損耗水平方面，造成損耗偏高的主要原因集中在設備老舊、負載率低、新能源上送、供電半徑大等方面。為降低設備損耗水平，建議：一是依據設備運行年限，綜合評估投資效益，開展老舊設備治理及更新換代。二是統一考慮電網建設項目投產和負荷切改工程的實施計劃，加強新建變電站投產后的負荷切改工作，使變壓器、線路處于合理負載水平范圍內。三是深化規劃及新能源項目接入系統研究，增強電網的新能源送出能力。四是綜合評估投資效益，合理規劃線路路徑，增加變電站布點，減小供電半徑。充分考慮負荷發展情況，選取經濟型導線型號。五是在保證電壓水平的前提下，根據變電站無功潮流情況，加大無功補償裝置的投退力度，提高主變壓器與線路功率因數。