衢州電網線損理論計算分析

摘 要：通過對衢州電網典型日負荷實測及線損理論計算結果進行分析，準確摸清了衢州電網網損構成，進一步了解現有負荷特性和運行方式對線損變化的影響，給電網建設及經濟運行提供可靠的依據，并為今后優化電力資源、及實現經濟調度等提供一定的基礎資料。

關鍵詞：地區電網 線損 理論計算 降損 措施

中圖分類號：TM7 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）12（c）-0116-01

1 本年度線損理論計算有關情況

1.1 代表日選取

衢州電力局于7月25日組織了衢州電網全口徑負荷實測及全口徑線損理論計算工作。

1.2 計算范圍、計算內容、計算方法和計算程序

計算內容：220 kV變壓器損耗、110 kV電網線損、35 kV電網線損、10 kV及以下配網（計算范圍不小于20%的10 kV線路線損）。低壓配電線損實測分析，暫定每個地區選市中心、郊區和城鄉交界處三類典型10 kV配電臺區，每類臺區各選三個以上配變的低壓網（所有低壓線）進行實測、計算和分析（按典型日或典型周及典型月）。電網的線損理論計算使用鄭州大方軟件有限公司開發的軟件。

2 代表日基本情況

2.1 電網概況

衢州電網位于浙江西部電網末端，主要通過信安-雙龍2回500 kV線路以及雙龍-太真線、雙龍-南竹線、石窟-黃村線3條220 kV線路與系統聯系，境內主要電源有：烏溪江水電站29.25萬千瓦，黃壇口水電站8.8萬千瓦，巨化自備熱電廠23.0萬千瓦，巨宏熱電廠13.5萬千瓦。

截至2011年底，衢州電網共有500 kV變電所1座，即信安變，容量2×75萬千伏安，220 kV公用變電所10座，20臺主變，容量324萬千伏安，110 kV變電所35座，主變60臺，變電容量255.25萬千伏安。500 kV線路2條，總長度為126.06 km。220 kV線路25條，總長度為588.29 km。110千伏線路84條，總長度934.60 km。2011年衢州市最高負荷約187.72萬千瓦，全社會用電量約為111.42億千瓦時。

2.2 負荷實測日天氣情況

2012年負荷實測日衢州地區天氣晴、有時多云，日降水量0 mm，衢州全市最高氣溫35 ℃，最低27.1 ℃；相對濕度78%，最大風速5.7m/s，極大風速7.4m/s。

2.3 負荷情況

實測日衢州地區全口徑最高負荷186.68萬千瓦，比去年實測日實測的187.7萬千瓦下降0.55%；省統調最高負荷172.16萬千瓦，比去年實測日的179.6萬千瓦下降4.12%。

衢州地區實測日全口徑日電量為4016.5萬千瓦時，比去年實測日全口徑3833.6萬千瓦時增長4.77%；省統調實測日電量3465.3萬千瓦，比去年實測日的2496.16萬千瓦時增長38.83%。

2.4 代表日電網運行方式

衢州電網35 kV及以上均采用正常方式下的全接線全保護運行方式。

3 線損理論計算匯總與分析

3.1 代表日線損理論計算結果

本地區代表日線損理論計算匯總結果：總線損率為4.17%，220 kV電網線損率為0.21%，110（66） kV電網線損率為0.62%，35 kV電網線損率為1.03%，20 kV電網線損率為3.03%，10（6） kV電網線損率為2.41%，380 V電網匯總線損率為5.66%。

3.2 分壓線損理論計算分析

（1）220 kV電網線損理論計算分析。

系統中20臺投運的220 kV主變，7月25日一天中共損耗了4.32萬度電量（2011年3.37萬度電量、2010年3.52萬度電量、2009年2.77萬度電量、2008年2.72萬度電量、2007年2.23萬度電量、2006年2.28萬度電量），占總損耗的4.12%，比去年理論計算3.85%上升了0.27個百分點；其中總銅損1.99（去年1.90）萬度，占220 kV主變總損耗的59.93%（去年56.23%）；鐵損13.30（去年1.48）萬度，占220 kV主變總損耗的40.07%（去年43.86%）。220 kV主變損耗在主網中所占比率以及銅損比率出現上升，而錢損比率下降。

（2）110 kV電網線損理論計算分析。

線路情況如下。

系統中本次帶負荷運行的46條線路，7月25日一天，其總損耗為3.30萬度（11年4.21萬度、10年3.76萬度、09年2.65萬度、08年4.17萬度），占總損耗的3.14%（去年4.10%），比10年下降了0.96個百分點，線損率為0.184%（11年0.224%、10年0.251%、09年0.197%、08年0.312%、07年0.278%、06年0.31%），比去年理論計算下降了0.04個百分點。

主變情況如下。

系統中60臺110 kV主變，7月25日一天中共損耗了5.726萬度電量（去年5.882萬度電量），占總損耗的5.46%（去年5.85%），同比下降0.39個百分點；其中總銅損3.585萬度（去年3.458萬度），占110 kV主變總損耗的61.79%（去年58.79%）；鐵損2.140萬度（去年2.424萬度）占110kV主變總損耗的37.39%（去年41.21%），說明主網中110 kV主變的負載較輕，銅鐵損比率同比變化不大，同時總損耗量在主網線損中有所減少。

（3）35 kV電網線損理論計算分析。

7月25日負荷實測時，35 kV的供電量是766.57萬千瓦時，同上年代表日757.90萬千瓦時相比，電量上升了8.67萬千瓦時。線路理論計算損耗為1.03%，比上年代表日下降了0.02個百分點。線損構成中，線路損耗比重和銅鐵損比重均有增大。原因是重損變損耗變化影響到35 kV的線損。同比其它損耗略有下降或持平，理論線損也是有所下降。

（4）20 kV電網線損理論計算分析。

去年同期20 kV電網尚未投動，今年7月25日負荷實測時，20 kV的供電量是7.876萬千瓦時。線路理論計算損耗為3.028%。

（5）10 kV電網線損理論計算分析。

相比較而言，農村的變壓器負載率要大于城區的負載率，城區變壓器的負載率低主要是最近幾年新建的房地產項目建設后總體居住率不高，而且變壓器配置均按照較高標準備置，所以造成城網內負荷率偏低。城區內和大部分農村線路的功率因素均較高，但由于地理環境關系，一些偏遠山區大多數10 kV線路的功率因數偏低，造成線損一直偏高，這些線路的導線損耗一般占整個線路損耗的60%以上，個別線路占到80%以上。

（6）380 kV電網線損理論計算分析。

典型居民小區負荷實測情況來看，在現有居民生活用電水平下，所有小區變的配變負載率普遍很低。

4 存在的問題、措施和建議

衢州變片的電源點較多，有黃廠水電、巨宏熱電、東港熱電，豐水期向220 kV網倒送負荷較大，建議在該片下面帶一些重負荷變電所，實現日常在110 kV網負荷平衡，可進一步提高電網的經濟效益。地區電網無功優化方面，仍需進一步加強，及時應用新技術，提高主網的節電效益，為降損增效作出貢獻。