基于負荷實測的湖北電網理論線損分壓分析及降損對策

王文娜，周 楚，劉海光，曹 侃，蔡德福

（國網湖北省電力有限公司電力科學研究院，湖北 武漢430077）

0 引言

電力網電能損失率簡稱“線損率”，是電網企業的一項重要經濟指標，也是表征電力系統規劃設計水平，生產水平和經營管理水平的一項綜合性技術經濟指標。線損率的計算，由于數據來源和計算方法的不同，可分為統計線損率和理論線損率。由于統計線損中含有一部分不明損耗（如竊電、表計誤差等），因此無法充分反映電網技術線損的真實情況［1-5］。理論線損是根據供電設備的參數和電力網當時的運行方式及潮流分布以及負荷情況，由理論計算得出的線損。基于負荷實測的理論線損計算，可以讓電網經營企業更加全面地掌握電網、設備運行情況，了解電網損耗的比例構成，從而提高電網技術線損管理水平，幫助制定降損規劃，指導電網建設與改造［6-17］。

依據國家電網有限公司統一部署，分別選取2019年7 月26 日和2020 年7 月24 日作為公司夏季最大負荷代表日，進行全網全口徑負荷實測，并以此為基礎，開展理論線損計算工作。其中2019 年代表日屬于典型的大負荷日，2020年代表日受全省大范圍降雨降溫影響，負荷只有當年最大負荷的70%左右，屬于近年來比較有代表性的負荷偏小的代表日。本文重點對比分析了兩年代表日的各電壓等級理論線損的變化趨勢和主要影響因素，并提出了相應的降損措施和建議。

1 兩年代表日電網運行情況

1.1 負荷情況

2019年代表日全網最大負荷為34 541 MW，為湖北電網2019年最大負荷日最大負荷的94%；代表日全網供電量641 729 MWh，約為湖北電網2019 年最大負荷日供電量的95%，因此2019年代表日負荷水平基本代表電網最大負荷水平。

2020 年代表日全網最大負荷為28 269 MW，為湖北電網2020年最大負荷日最大負荷的75%；代表日全網供電量為596 768 MWh，約為湖北電網2020 年最大負荷日供電量的80%。由于2020 年長江中下游自入梅以來，受持續陰雨尤其強降水影響，7月湖北全省國家級氣象觀測站累計平均降水量達到437.1 mm，為1961 年以來歷史同期第一，嘉魚、鶴峰、咸寧、黃岡等15 個縣市2020 年7 月累計降水量也打破歷史同期紀錄。持續陰雨下，全省國家級氣象觀測站平均氣溫平均值僅25.6 ℃，是有氣象記錄以來最涼爽的7 月，武漢、宜昌等多地今年7月平均氣溫也為歷史同期最低。因此2020 年代表日并沒有在接近最大負荷的時間段進行實測。

1.2 發電情況

2020 年代表日網調電廠發電量是2019 年代表日的1.23倍，其中火電廠發電量是2019年代表日的0.86倍，水電廠發電量是2019 年代表日的1.59 倍；2020 年代表日省調電廠發電量是2019年代表日的0.74倍，其中火電廠發電量是2019年代表日的0.46倍，水電廠發電量是2019年代表日的6.83倍。上述數據說明，2020年代表日受強降雨影響，網調、省調水電廠出力均大于2019年代表日。

1.3 各電壓等級容載比情況

兩年代表日各電壓等級容載比情況如表1。

表1 兩年代表日各電壓等級容載比情況Table 1 The capacity ratio of each voltage level in the two-year representative days

容載比是電網規劃的重要宏觀性指標，電網規劃應保證合理的容載比。合理的容載比與網架結構相結合，可確保故障時負荷的有序轉移，保障供電可靠性，滿足負荷增長需求。依據《城市電力網規劃設計導則》［18］，一般來說35 kV及以上電網各電壓等級的容載比推薦值在1.8～2.0 左右［19-23］。湖北地區屬于快速發展期的地區，也是重點開發區，所以各電壓等級容載比相對較大，但是2020年代表日各電壓等級容載比均大于導則標準，說明受強降雨和降溫的影響，湖北電網2020年代表日的負荷偏小。

2 兩年代表日分壓線損結果分析

2.1 分壓線損結果對比

2019年代表日全網分壓理論線損計算結果如下：500 kV 電網線損率為0.67%，220 kV 電網線損率為0.77%，110 kV電網線損率為0.90%，35 kV電網線損率為2.26%，10 kV電網線損率為2.67%，380 V電網線損率為5.72%。從2019年代表日理論線損計算結果的損耗構成分析，500 kV電壓等級損耗占總損耗的7%；220 kV電壓等級損耗占總損耗的12%；110 kV電壓等級損耗占總損耗的13%；35 kV 電壓等級損耗占總損耗的6%；10 kV、380 V電壓等級損耗占總損耗的34%和28%。

2020年代表日全網分壓理論線損計算結果如下：500 kV 電網線損率為0.90%，220 kV 電網線損率為0.75%，110 kV電網線損率為0.90%，35 kV電網線損率為1.97%，10 kV電網線損率為2.62%，380 V電網線損率為5.54%。從2020年代表日理論線損計算結果的損耗構成分析，500 kV 電壓等級損耗占總損耗的10%；220 kV電壓等級損耗占總損耗的12%；110 kV電壓等級損耗占總損耗的13%；35 kV電壓等級損耗占總損耗的5%；10 kV、380 V電壓等級損耗占總損耗的32%和28%。

220 kV 和110 kV 電網損耗、10 kV 及以下配網損耗是湖北電網損耗的主體，尤其是10 kV 及以下配網損耗占全網損耗的60%左右，說明10 kV和380 V電網是重損層［24-26］。對于10 kV 電網，重損原因主要是存在部分超長線路、老舊線路和高能耗變壓器，配網無功補償容量不足，無功負荷無法滿足就地平衡，配電變壓器普遍存在“大馬拉小車”的現象，特別是一些湖區和山區。對于380 V電網，重損原因主要是供電半徑大、線徑小、功率因數低、三相負荷不平衡、接戶線和戶表老舊等［27-36］。

35 kV電網損耗電量在各電壓等級電網中最低，這是由于湖北電網原則上限制35 kV 電網發展，對于35 kV負荷較重的變壓器改由110 kV變壓器逐步轉帶負荷，導致該層供電量減少，同時該層存在相當比例的躉售和直供用戶。

兩年代表日理論線損各電壓等級構成情況如圖1、圖2所示。

2.2 分壓線損元件對比

從分壓元件損耗來看，2019 年代表日線路、變壓器和其他損耗分別占全網總損耗的72.88%，24.57%和2.65%，2020年代表日線路、變壓器和其他損耗分別占全網總損耗的72.74%，24.37%和2.89%。兩年代表日各元件損耗占比變化不大，其中線路損耗占比最多。

圖1 2019年代表日理論線損各電壓等級構成圖Fig.1 The composition diagram of each voltage level of the representative day in 2019

圖2 2020年代表日理論線損各電壓等級構成圖Fig.2 The composition diagram of each voltage level of the representative day in 2020

兩年代表日各電壓等級分元件（線損和變壓器）損耗構成情況如圖3、圖4 所示，分元件損耗占比變化不大。

圖3 2019年代表日理論線損各電壓等級分元件構成圖Fig.3 The composition diagram of components by voltage levels of the representative day in 2019

圖4 2020年代表日理論線損各電壓等級分元件構成圖Fig.4 The composition diagram of components by voltage levels of the representative day in 2020

500 kV電壓等級線路損耗占比90%左右，而變壓器損耗占比僅7%左右，表明線路損耗在該層占主導地位，這與500 kV 電網作為主要輸電網、承擔遠距離大容量電能輸送任務具有密切關系。

220 kV 電壓等級線路損耗占比超過50%，而變壓器損耗占比約40%，表明線路損耗在該層同樣占主導地位，說明220 kV電網仍在很大程度上承擔著較大范圍和容量的電能輸送功能，同樣具有輸電網的性質。

110 kV電壓等級線路損耗占比在50%左右，而變壓器損耗占比超40%；35 kV電壓等級線路損耗占比超60%，而變壓器損耗占比超20%；10 kV 電壓等級線路損耗占比超60%，變壓器損耗占比超35%。110 kV、35 kV、10 kV 電壓等級與500 kV、220 kV 電壓等級相比，變壓器損耗占比明顯升高，基本反映了配電網的特點。

110 kV 和10 kV 電網中變壓器損耗所占比例較高，這與配電網中變壓器數量較多而容量較小有直接關系。另外，在10 kV 配電網中，配電變壓器“大馬拉小車”的現象比較普遍，高損耗配電變壓器數量較多，這也是該電壓等級配電網變壓器損耗占比較高的一個原因［37-42］。

3 兩年分壓線損影響因素分析

3.1 500 kV電網損耗影響分析

2020 年代表日500 kV 電網損耗占全網總損耗的10%，明顯高于2019年代表日本層損耗占比7%。

從分元件損耗占比來看，2020年代表日本層線路損耗占比較2019 年代表日高2.42 個百分點。湖北電網是全國電網的樞紐，承擔著十分重要的跨區電網運行及西電東送、南北互供任務，并且省內水、火電機組裝機呈現明顯的東西分布（水電裝機主要集中在鄂西地區，鄂東地區裝機幾乎全部為火電機組）。一般來說，本層損耗較大的線路是省內重要的西電東送通道和電廠外送線路。而2020年代表日由于連續降雨，造成水電廠出力大增，220 kV及以上水電出力是2019年代表日的2.04倍（其中500 kV水電出力是2019年代表日的1.94倍，200 kV水電出力是2019年代表日的2.20倍），省內500 kV 水電廠的送出線路和西電東送通道潮流較2019 年代表日普遍偏重，加重了本層線路損耗。

從兩年本層線損率計算結果來看，2020年代表日500 kV 電網線損率較2019 年代表日增加了0.23 個百分點。分析2020年代表日負荷下降，但本層線損率升高的原因，除上述西電東送通道潮流和水電廠外送線路潮流加重以外，還有兩點：一是500 kV 主變運行壓力未明顯減輕，變壓器損耗與2019年代表日相當。由于鄂東地區220 kV 及以上火電開機減少（其中鄂東500 kV 火電開機減少30%，220 kV 火電開機減少44%），造成鄂東地區負荷依賴500 kV 主變下網，同時鄂西地區220 kV水電無法就地平衡，造成多個220 kV水電廠通過500 kV變電站倒送電量至500 kV電網，所以鄂東、鄂西地區的500 kV 主變運行壓力依舊比較大；二是由于220 kV 電網向500 kV 電網倒送電量增加，500 kV 和220 kV 電網層間交換增加，也增大了本層損耗。

3.2 220 kV電網損耗影響分析

2020 年代表日220 kV 電網損耗占全網總損耗的12%，與2019年代表日占比持平。

省內大范圍和容量的電能輸送由500 kV 承擔，220 kV 僅承擔部分地區間互供。雖然2020 年代表日負荷下降，但水電、風電資源充足，電量無法就地消耗，倒送上網電量增加了部分地區500 kV主變運行壓力，也造成水電廠、風電廠送出線路潮流較重，線路潮流分布不均衡。不過，整體來說湖北電網已形成220 kV電網的主要供電網絡，大部分地市已構建了較為堅強的220 kV主網架結構，并依托500 kV變電站逐步實現分片區運行，區域內部電力電量平衡明顯加強，并且下級電網接入的新能源數量增加，一定程度上解決了下級地區電網缺乏電源支撐的問題，也緩解了220 kV主變下網壓力。所以本層線損率受負荷下降的影響不大，2020 年代表日本層線損率比2019 年代表日僅降低了0.02個百分點。

3.3 110 kV電網損耗影響分析

2020 年代表日110 kV 電網損耗占全網總損耗的13%，與2019年代表日占比持平。

110 kV 接入的新能源相對較多，新能源電廠的接入有利于地區電網負荷就地平衡，能有效減少層間潮流流動。然而2020 年代表日水電、風電資源充足，造成了這部分電量無法就地消納，需通過線路向區外輸送，尤其是風電。風電場大部分分布在山脈間，位于偏遠地區，遠離負荷中心，送出線路一般較長，且風電場較多的地區本身總體負荷不大，就造成這部分線路損耗相對偏大。不過，總體看來，湖北電網已形成以110 kV和35 kV高壓配電網為骨架，10 kV及以下中低壓配電網為主體的配電網絡，并且目前大力推動110 kV電網發展，一方面由110 kV變壓器逐步轉帶部分35 kV 重載變壓器的負荷，另一方面對110 kV 電網結構進行優化，減少長距離供電，解決多級串供造成線路負荷過高等問題。所以本層線損率受負荷下降的影響不大，2020 年代表日本層線損率與2019 年代表日持平。

3.4 35 kV電網損耗影響分析

2020 年代表日35 kV 電網損耗占全網總損耗的5%，與2019年代表日占比基本持平。35 kV電網損耗電量是全網各電壓等級損耗電量占比較少的一層。

35 kV 電網以鏈式、輻射及環網為主要結構，目前本層電網沒有開展經濟運行的條件。本層電網主要供給縣域電網，供電半徑較長、線徑偏細，目前損耗較高的幾個地區具有縣域電網面積占比大，負荷密度偏低同時增長緩慢的共同特點。由于湖北電網總體規劃原則上限制35 kV 電網發展，部分單線、單變、單電源供電，長距離、迂回供電等現象短時間內難以改變。所以總體來看，本層線損率偏高。

35 kV 電網供電負荷受季節性影響峰谷差較大，2020年代表日氣溫較同期偏低，加上上半年新冠肺炎疫情影響，復工復產、復商復市情況未能完全恢復至同期水平，造成本層負荷降幅明顯，所以2020 年代表日本層線損率比2019年代表日降低了0.29個百分點。

3.5 10 kV電網損耗影響分析

2020 年代表日10 kV 電網損耗占全網總損耗的32%，與2019 年代表日占比基本持平。10 kV 電網損耗電量是全網各電壓等級損耗電量占比最大的一層，反映出該層是一個主要損耗層。總的來說，10 kV電網損耗較大，有3點原因：1）線路和配變輕重載并存。這類問題往往集中在農網，線路末端負荷較大。面對這種情況，需將負荷切割至其它臨近的10 kV線路，使電網負荷更加平衡；2）導線線徑偏細。這類問題一般也集中在農網，當負荷增加時線路極易發生重載；3）供電半徑偏大。這類問題多集中在偏遠農村和山區。

隨著配網改造逐步推進，配變運行在更經濟的區間，本層網架結構得到優化，本層電網損耗會逐步降低。但是2020 年代表日負荷下降對中低壓配電網的影響更加明顯，本層無損電量降幅較大，造成本層供電量降幅偏大，所以2020年代表日本層線損率比2019年代表日僅降低了0.05個百分點。

3.6 380 V電網損耗影響分析

2020 年代表日380 V 電網損耗占全網總損耗的27%，與2019 年代表日占比基本持平。380 V 電網是另一個重損層。總的來說，380 V電網損耗較大，主要原因是臺區負荷三相不平衡，用戶比較分散、供電半徑大，表計老化計量不準，主線、接戶線改造未完成，低壓導線截面整體偏小、供電能力較差，表計精度問題，竊電漏電等。

隨著加大資金投入，對農村低壓線路、變壓器進行整改，逐步對低壓線路進行絕緣化改造，盡可能對變壓器負荷不平衡現象進行調整，合理配置計量裝置、變壓器容量，提高變壓器利用率，增加公變臺區布點，合理規劃分布式電源等一系統舉措的實施，本層電網存在較大的降損空間。

2020 年代表日本層線損率比2019 年代表日降低了0.18 個百分點，主要還是受到負荷下降和臺區節能降損建設措施的積極影響。

4 措施和建議

4.1 構建安全可靠的電網，提高經濟運行水平

1）對電網結構進行科學合理優化。首先對供電區域內的供電需求進行詳細分析，然后再對自身的供電情況以及電網的運行情況進行分析，針對性提出相應的布局措施，以確保電網布局合理性。針對地區負荷增長迅速，主變容量不足的情況，加快推進主變增容改造項目，加快推進配套工程建設，優化電網結構，通過切轉周邊變電站的負荷，緩解供電壓力。

2）根據負荷季節變化，定期開展設備經濟運行分析。對超載、高能耗老舊設備進行技術改造或逐步進行更換，合理優化主變運行方式，不斷提升變壓器經濟運行水平。對輕載、主變負荷不均的變電站，應加強設備監控，根據負荷情況及時調整運行方式，將部分負荷轉移至新建變電站或其他輕載變電站代運行。

3）逐步改造不滿足要求的輸、配電線路，選擇大截面導線，降低線路損耗，同時合理改善電網的布局和結構，避免或減少城農網線路的迂回供電。

4）優化配網運行方式，將10 kV 線路的部分負荷轉至由附近輕載變電站的10 kV線路供電。合理規劃線路負載分布，梳理重載線路及附近輕載線路的大用電客戶明細，優化線路運行方式，降低損耗。

5）通過新增布點、負荷切改、負荷調整和運維手段，治理重載配變。常態化開展10 kV 配電變壓器三相負荷分配調整，平衡三相負荷。

4.2 提升地區無功配置管理

1）針對無功流動大或無功潮流重的線路及變壓器，可以通過在變電站加裝無功補償裝置以減小無功的無序流動，降低無功潮流及傳輸距離，實現無功的就近平衡，同時還能減少電壓損耗，提高運行電壓。

2）建立無功設備臺賬，做好負荷預測工作，優化AVC系統的調控策略管理，實現地區AVC全閉環。從全網角度優化提升無功電壓管理工作，電網無功由“就地補償，就地平衡”轉為“優化補償，分層平衡，上下兼顧”。

3）持續開展電能質量治理工作。做好電網諧波在線監測數據統計分析與治理，加強無功補償設備檢修計劃管理，定期統計分析無功補償設備缺陷，督促及時消缺，提高設備的可用率。

4.3 合理選擇設備，發揮設備最大經濟效率

結合不同地區的實際發展需求，豐富配電網典型供電模式、典型設計、通用設備等標準化成果體系，滿足不同類型供電區域的配電網規劃建設需要。通過應用技術成熟、少（免）維護、長壽命、低損耗、小型化、具備可擴展功能的高質量配電網設備，保障配電網安全可靠運行，打造堅固耐用的配電網。例如在變電站新建改造工程中，在滿足系統要求的前提下，恰當選擇電容器分組容量，合理配置電容器組數，避免發生過補償；對于變電站電容器單組容量過大，造成設備使用效率低，可對電容器進行分組改造，降低單組容量；在中低壓配電網建設改造中，逐步淘汰使用年限20年以上的S9 及以下型號的高耗能變壓器，選用S13 及以上節能型變壓器，減少變壓器損耗；在配變新增工程的設計環節，合理配置配變容量及數量，將配變容量嚴格管控在標準值以內等。

4.4 優化新能源接入布局，加強上網通道建設

對新能源上網應從規劃設計、并網投產、日常運行多個環節入手，合理規劃相關區域新能源場站接入方案和電網結構，從源頭保證新能源配備充足的靜止無功補償設備及動態無功補償設備。目前新能源增長較快，大負荷期間新能源電廠應結合電網運行方式特點，力爭多發容性無功，特別是在自身出力較大、電網負荷較重的方式下，以滿足無功功率分層平衡，降低損耗。

5 結語

在負荷實測的基礎上進行理論線損計算對于分析技術線損主要矛盾，明確降損主攻方向具有十分重要的作用，應作為供電公司降損工作的技術基礎。目前湖北電網技術降損的重點是中低壓配電網，同時在電網設備中應著重關注線路降損。提高電網經濟運行水平，重視無功配置管理，關注電網設備升級改造，優化新能源接入布點等是降低湖北電網技術線損的主要措施。

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