河北省南部电网分元件网损分析及降损措施

杜晓东，李晓军，胡文平，张 蕊，杨少波，董靓媛

(国网河北省电力有限公司电力科学研究院，石家庄 050021)

网损率是电网经济运行水平的一项重要指标，决定了电力企业的运营状况[1]。在对电能损耗计算的理论方法、管理以及各种降损措施分析的基础上，对河北省南部电网线损的现状及存在的问题，结合电网主要监测设备及相应考核指标，从不同维度展开研究，特别是在降损措施方面，从技术和管理2个方面提出建议，为下一步营销策略及发展方向提供了参考[2]。

1 河北省南部电网网损现状及存在问题

河北省南部电网(简称“河北南网”)网损是由1 000kV主变压器变高至35kV主变压器变低之间的电量损耗组成，以2019年某月电量数据为基础，网损分析可从变压器损耗、线路损耗、变电站损耗、母线平衡4个层面展开，具体规模分类如图1所示。

图1 河北南网网损分析规模

随着河北南网主网架的逐步加强，主网网架分层分区运行的逐步实现，河北南网的运行方式安排更加灵活，迂回供电和功率远距离输送有所减少，电网潮流更加合理和均衡，线路损耗呈现下降趋势。同时随着大量新能源电厂接入和“外电入冀”工程的相继投产及稳定运行，电压支撑明显加强，无功平衡和电压运行水平稳步提高，主网电网网损率虽得到明显改善，但仍存在以下问题。

1.1 配电网结构亟待优化

随着社会经济的快速发展和人们生活水平的不断提高，配电网设备更新速度难以匹配经济生产和生活对电力需求，加上老旧接线方式和过远供电半径没能得到整改，对远距离供电的线路检修力度不够，变压器的建造区域分布不合理等，加剧了电能的损耗。

1.2 负荷波动影响

在既定的电网结构各运行方式下，电能负荷的变动直接影响着网损的大小。自然灾害、季节更替都会导致用电负荷的巨大变动，负荷分配不均会加大线路的损耗，因此，电压控制调节技术将很大程度上影响整个电网网损的大小。

1.3 变压器损耗问题

变压器损耗是网损的重要组成部分，变压器的性能决定其对电能的损耗程度，同时变压器在实际运行过程中对空载和轻载调节力度差，均会造成网损率居高不下。

2 分元件网损分析

2.1 主变压器的有功损耗

河北南网可用于变损分析的2012台变压器，平均变损率为0.6%。其中，1 000kV平均变损率0.63%，500kV平均变损率0.25%，220kV平均变损率0.49%，110kV平均变损率0.58%，35kV平均变损率1.05%。

2012台变压器中，有45台变损水平较高(参考国家电网有限公司线损合格水平，220kV及以上0～2%合格;35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：设备老旧，5台;变压器轻载，21台;新能源上送，3台;存在冲击性负荷，1台。

通过对2012台变损数据的分析，可以总结出以下损耗情况规律：随着电压等级的降低，平均变损率随之升高，500kV变损最低，35kV变损最高，其中，1 000kV电压等级变损率略高的原因是轻载;当月河北南网无重载运行变压器，变压器平均运行点低于其经济运行点，变压器损耗随负载率的降低呈上升趋势;同电压等级下，变压器损耗随主变压器容量的降低呈上升趋势。

河北南网当月各电压等级变压器损耗具体情况如表1所示。

表1 变压器损耗数据分析

2.2 线路线损的有功损耗

河北南网可用于线损分析的1742条线路，平均线损率为0.68%。其中，500k V平均线损率0.54%，220kV平均线损率0.52%，110kV平均线损率0.40%，35k V平均线损率1.25%。

1 742条线路中，有35条损耗水平较高(国网公司线损合格水平，220kV及以上0～2%合格，35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：线路轻载，11条;线路过长，线径细，4条;存在冲击性负荷，1条。

通过对1 742条线损数据的分析(见表2)，可得出下述结论：平均线损率随电压等级的降低呈先降后升趋势。110kV线损最低，35kV线损最高;当月河北南网无重载运行线路，线路平均运行点低于其经济运行点，线路损耗随负载率的降低呈上升趋势;同电压等级下，线路损耗随线路长度的增加呈上升趋势。

表2 线路损耗情况分析

2.3站损的有功损耗

可用于站损分析的1 184个变电站，平均站损率0.66%。其中，1 000kV平均站损率0.32%，500kV平均站损率0.4%，220kV平均站损率0.56%，110kV平均站损率0.69%，35kV平均站损率1.33%。

1 184座变电站中，有41座损耗水平较高(参考国网公司线损合格水平，220kV及以上0～2%合格;35～110kV，0～3%合格)。主要原因包括：光伏接入变电站，5座;变电站整体轻载，9座。

通过对1 184座站损数据的分析(见表3)，可以发现，平均站损率随电压等级的降低而升高。1 000kV站损最低，35kV站损最高。

表3 变电站损耗情况分析

2.4 母线平衡情况分析

可用于母线平衡分析的2 327条母线，有97条母平数据超出国网公司母平标准(220kV及以上-1%～1%合格;35～110kV-2%～2%合格)。主要原因包括：光伏接入变电站，1条;母线所在变电站整体轻载，3条。具体情况分析见表4。

表4 母线平衡情况分析

3 降损措施及建议

3.1 降低主变压器损耗

变压器的有功损耗构成如下：

式中：P0为空载损耗，MW;Pk1、Pk2、Pk3为负载损耗，MW;P1为变压器一次侧的有功功率，MW;S1、S2、S3分别为变压器一次侧、二次侧、三次测的负载视在功率，MVA;S1B、S2B、S3B分别为变压器一次侧、二次侧、三次测的额定容量，MVA;cosθ为变压器一次侧的功率因数。

根据公式(1)可知，在主变压器变损的构成中，空载损耗、负载损耗、额定容量是主变压器的设备参数，因此在运行期间，可人为控制的因素仅有主变压器的功率因数。为此，在保证母线电压水平的前提下，可在变电站变压器低压侧投入更多的无功补偿装置就地平衡无功功率[2]。

除了提高主变压器功率因数以外，可考虑应用变压器的经济运行来降低变损，即在相应的负载率范围内选择合适的运行主变压器台数和主变压器容量[3]。大部分变电站通常安装两台及以上同容量的变压器，为了提高供电可靠性，在装有三台变压器的变电站中，选择具有主变压器备自投功能的变电站，再根据负荷的变化适当改变投入运行变压器的台数，以此减少网损。

当并列运行主变压器为n台时，主变压器有功损耗为：

根据公式(1)可知，在主变压器变损的构成中，空载损耗、负载损耗、额定容量等都是主变压器的设备参数，因此：当并列运行主变压器为n-1台时，主变压器有功损耗为：

当时ΔPn=ΔPn-1，即n台主变压器与n-1台主变压器变损相等时，得到临界功率：

式中：Scr为临界功率，MVA;n为并联运行主变压器数量。

公式5列出的临界功率可用来判断变电站在当前负荷下，应以2台主变压器或是3台主变压器来运行。

3.2 降低线路损耗

式中：RL为线路电阻，Ω;cosθ为线路功率因数;ρ为线路电阻率，Ω·m;L为线路长度，m;A为线路截面积，m2。

在线路损耗公式(6)、(7)中，线路电阻、线路长度、线路电阻率及线路截面积为原有线路参数。在线路设计时，应优先选择导线截面积较大的线路，减少输电线路供电长度，以上可作为中长期规划降损措施。针对运行中的线路功率因数，则是现阶段能立即优化的一个指标，与降低主变压器功率因数相同，考虑在变电站主变压器低压侧投入更多的无功补偿装置就地平衡无功功率。同时，对设备运维单位加强电容电抗可用率指标的监控，减少电容电抗退出时间，实现无功装置的充分利用。

3.3 无功优化

河北电网大量无功功率流动交换造成有功损耗，增加了线路及主变压器损耗。可见，通过优化无功来降损还有很多提升空间。首先是无功电源总量不足，有些变电站未能安装足够地无功装置以满足变电站的需求，故应在无功电源不充分的区域加大安装力度;其次是变电站主变压器低压侧电容器组优化投切流程[4]，避免投退装置时将引起较大的电压波动，严重时将导致电压越限。

4 结束语

在设备损耗水平方面，造成损耗偏高的主要原因集中在设备老旧、负载率低、新能源上送、供电半径大等方面。为降低设备损耗水平，建议：一是依据设备运行年限，综合评估投资效益，开展老旧设备治理及更新换代。二是统一考虑电网建设项目投产和负荷切改工程的实施计划，加强新建变电站投产后的负荷切改工作，使变压器、线路处于合理负载水平范围内。三是深化规划及新能源项目接入系统研究，增强电网的新能源送出能力。四是综合评估投资效益，合理规划线路路径，增加变电站布点，减小供电半径。充分考虑负荷发展情况，选取经济型导线型号。五是在保证电压水平的前提下，根据变电站无功潮流情况，加大无功补偿装置的投退力度，提高主变压器与线路功率因数。