黄旭 李爱元 李轩

摘 要：地区电网线损管理水平是衡量现代供电企业经营发展业绩的关键指标之一。在既定电网规划投资建设背景下，挖掘电网潜在运行能力，通过对电网主设备如输电线路、变压器以及无功补偿设备的优化控制以合理调整电网潮流分布，同时开展站用电节能整治和负荷需求侧管理，实现了电网运行控制策略优化和线损管理水平提质，电网经济运行水平和节能效果显著。

关键词：线损；优化控制；节能；经济运行

中图分类号：TM714.3 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2018）36-0158-04

Abstract： The level of line loss management in regional power grid is one of the key indexes to measure the performance of modern power supply enterprises. In the context of given power grid planning investment and construction， the potential operation capacity of power grid is excavated， and the power flow distribution of power grid can be reasonably adjusted by optimizing the control of main power equipment such as transmission lines， transformers and reactive power compensation equipment. Energy saving regulation and load demand side management are carried out， which realizes the optimization of power grid operation control strategy and the quality improvement of line loss management. The economic operation level and energy saving effect of power grid are remarkable.

Keywords： line loss； optimal control； energy saving； economic operation

1 概述

由于環境与资源约束，寻求绿色低碳发展已成为国际社会的共识。作为主要的能源消耗以及污染物排放大户，电力行业节能减排对于绿色低碳发展意义重大。近年来，电网结构的日益坚强，保护与安全自动装置的日益完善，在保证电网安全运行的前提下，使挖掘电网潜能，优化电网运行策略，减少电网运行损耗的经济运行方案成为可能。

电网线损管理是衡量供电企业经营业绩发展业绩的关键指标之一。株洲供电公司坚持“分层分级、管控前移、责任下沉、奖优罚劣”的线损管理理念，同时立足地区电网运行实际和历史运行经验，基于保证电网安全稳定运行为前提、以电网运营提质增效为目标，通过技术手段和管理手段开展降损策略研究，以此降低电网损耗。

2 降损控制策略研究

电能的生产、输送、分配和消纳是一个完整的实时动态运行有机体。据统计，对于地区供电公司110kV网络，输电线路的损耗和变压器的损耗成为供电企业降损的主要考虑对象。因此，在满足地区供电负荷的要求和保证地区电网安全稳定运行的前提下，公司主要通过优化输电线路、变压器、无功设备运行方案、强化站用电节能整治和负荷需求侧管理，来实现电网安全经济运行。

2.1 线路优化运行方案

110kV输电线路的损耗主要取决于线路的材质、类型、长度、截面积和流通的电流大小，对于双回路供电的变电站，在供电负荷相同的情况下，主供回路和备供回路的选择除了充分考虑线路运行年限及运行状况的同时兼顾线路运行的经济性成为运行方式人员首要考虑的问题。

对于供电企业而言，首先，110kV网络基本呈辐射状分布，结合目前电网运行方式的安排，对株洲地区110kV变电站的进线电源供电方式重新进行梳理，根据各110kV变电站的重要程度及负荷水平，开展主供、备供电源回路理论线损计算分析，以线损最小来校核当前运行方式安排合理性，开展电网经济运行方式决策分析，以求优化电网正常运行方式安排，使电网潮流分布更加合理，降低电网运行损耗。

其次，对于株洲城区河西、河东大面积10kV供电线路配网自动化技术改造后，对10kV配网线路负荷分布情况可实时量化分析，根据供电线路的供电范围、负荷特性、重要程度通过对多联络配网线路的运行方式重新进行调整，使10kV配网线路供电半径更加合理，供电区域负荷更加均匀，配网运行效率得到有效提升，电能质量得到较大改善。

最后是对频繁跳闸、故障异常多的线路进行统计分析，进行“四张图”管理。通过2015年异常线路统计结果，进行全线精益化巡视，确保台区四张照片（杆塔、线路走廊、台区全貌、配变近景）齐全，根据照片的全线展示，为每条线路制定综合整治方案。使线路跳闸率明显下降，有效减少了故障损耗。

2.2 变压器经济运行方案

实际的运行经验表明，变压器的可靠性水平较高，相较线路而言，出现故障的几率非常低。而变电站中变压器的损耗是网损主要组成部分，据相关文献研究，变压器长期运行在额定容量的75%左右是变压器最优经济运行要求，而实际供电企业运营管理中，基于安全性的考量，变压器运行在50%-60%左右是比较理想的情况，不仅可以保证安全充裕性要求，也能有效降低变压器损耗，提高变压器经济运行指标。

结合株洲电网运行负荷的实际情况，合理预测近期供电区域负荷水平，结合迎峰度夏和防冻融冰等周期性工作的开展，通过有效的负荷转供方式调整，提高变压器不同时期的负载运行水平。依托《2017年公司月度降损工作小结》及《2015年公司网损分析报告》，针对月度高损耗的主变进行综合评价，找出变压器高损耗的原因，实行“高损耗变压器-原因分析-措施管控-合理损耗”的跟踪管控模式，调控与运检部门通力配合，制定了不同情况下的变压器经济运行流程及主要措施：

（1）在稳定性和安全性的前提下，确保变压器经济运行负荷水平和三相负荷平衡。

（2）对于两台主变的变电站，根据负荷的重要程度及负荷水平，开展了一台变压器运行，一台变压器备用的分析研究；对于三台变压器的变电站，在保证满足N-1及负荷不过载的情況下，#1和#2，#1和#3、#2和#3及三台主变并列运行四种方案进行综合考虑，根据不同时期不同负荷水平下的运行损耗分析对比，给出了主变最优经济运行方案。

目前县域110kV主变运行方式安排采用变压器三侧运行方式，特别为应对短期的高峰负荷要求，对于主变容量不一致的主变仍采用合环运行方式，给变压器经济运行产生较大影响。目前县域主变仍长期三侧运行主变，对县域110kV主变长期并列运行主变如表1所示：

为求分析简便，下面给出通过调整容量相同及容量不同主变并列运行方式前后，解放路变、茶埠塘变损耗改善仿真效果如表2所示。

从上述计算结果可以看出：在主变容量相同情况下，合环运行将会产生一定合环损耗，在非特殊供电可靠性要求下，应不采取合环运行方式。而对于容量不一致的主变合环运行，运行经济较差，在合理调整线路供电方式下，应禁止长时间合环运行。因此，在满足县域内特殊负荷供电可靠性的要求下，统筹安排地县区域内110kV及以上线路、主变运行方式可在一定程度降低主网网损，满足电网经济性运行要求。

（3）根据月度变压器损耗统计情况，及时向发策部门及主管领导进行反馈，开展高损耗变压器的运行情况整治，实现了变压器的降损运行。以下给出变电站高损主变降损运行分析跟踪管理流程，如图1所示。

2.3 站用电节能管理

株洲地区所辖变电站均实现了无人值班的运维模式，对于冬、夏季用电高峰期，变电站站损的增加对主网损耗的影响更加显著，2014年株洲地区115座变电站，年站用电电量大约为620万千瓦时。采取节能、节电措施可为整个株洲电网经济运行带来可喜的运营收益。

根据月度变电站损耗及母线不平衡分析，通过跟踪站损的异常，及时分析及处置变电站站内损耗异常设备，规范变电站站内设备管理，杜绝不合理用电，积极引导站用电节能。在加强变电站节能改造以减少变电站固有的用电水平的同时，正在探讨对于变电站损耗的可控站用电实行居民用电运营模式，予以一定程度的用电补偿代替不受限制的用电管理方式。

为此株洲公司专门行文《公司站用电管理办法》，对变电站、开闭所及配电房的站用电的负荷接入、节能使用进行了规范，要求空调温度统一设置为26度，并对照明进行了声控式改造，做到人走灯灭。2017年全公司站用电月度损耗由620万千瓦时下降至550万千瓦时，节约电费5.168万/每月。

2.4 无功补偿设备优化运行管理

为加强地区无功电压控制的管理，在地区自动电压控制AVC系统做了大量的研究工作。

首先，实施基于供电区域负荷特性分析的优化AVC控制策略实施。以220kV枢纽站的辐射式电网供电区域开展电网负荷特性研究可准确的体现AVC系统分层分区、就地平衡控制需求，将整个电网分成若干彼此间无功电压电气耦合度很弱的区域电网，实现220kV站之间的无功弱耦合控制、110kV厂站的无功适度交互控制，在运行控制策略中加入了经济决策分析依据，对变压器高压侧功率因数进行了控制，有效的保证了电网中无功的不合理流动，同时加强了变电站10kV电压的精益化管理，通过采取分时段、分区域调整AVC的投入、退出策略，即保证了地区电网供电电能的质量，也有效的提升了电网经济运行水平。

其次，实施地、县一体化AVC优化运行控制策略。依行政区域进行划分的地、县电网是以区域220kV厂站以及县域110kV厂站辐射的供电区域，AVC系统的地、县电网厂站全覆盖可以对供电区域内220kV-110kV-35kV-10kV系统更好实施分层分区、就地平衡控制需求，精准、深度控制各级电压水平，在地、县电网中实施地、县AVC优化控制策略进行设定，满足地、县调无功电压管理和地、县电网无功电压控制需求，实现地区电网内无功调压设备及优化控制次数、控制手段的优化。

2.5 负荷需求侧管理

首先，对于负荷台区方面，以理论线损计算为依据，株洲公司针对低压台区负荷逐个进行排查，对于高损台区进行负荷不平衡专题分析，采用定期巡视、开展不平衡分析、提出解决措施执行、闭环的工作模式有效的对高损三相不平衡台区进行了整治。

其次，同时开展配电变压器无功补偿装置综合治理，对台区变压器低压侧无功装置进行定期维修、更换，进一步强化台区低压负荷功率因数管理，将电压异常台区电压进行有效控制。通过长期大范围的排查，将存在补偿问题的146个电压异常台区电压合格率由91.5%上升至99.7%。

最后，开展10kV线路开展理论线损计算，对高损线路及高损变压器集中进行专项改造，对改造配电台区，优先选用S9及以上或非晶合金节能型变压器，县城电网负荷密度较大的可采用S13型变压器，同时在配电变压器低压侧进行集中补偿，提高变压器用户的功率因数，实现无功的就地平衡，降低导线上电量的损耗。

3 降损策略实施

为强化公司电网线损管理力度，有效推进各部门线损管理工作开展，构建起提质增效、技术降损的管理组织架构和责任管理体系。

公司发展部是综合线损的归口管理部门，统筹公司系统线损管理；公司是主网线损的责任主体，全面负责公司主网线损指标分解与管理工作；运检部是10kV线损、站用电管理的责任主体，全面负责公司10kV线损、站用电指标分解与管理工作；营销部是0.4kV台区、专线线损及办公自用电管理的责任主体，全面负责公司0.4kV台区、专线线损、办公自用电指标分解与管理工作。

并明确各相关单位（部门）主要负责人是本单位（部门）线损管理工作的第一责任人；线损分管领导是本单位（部门）线损管理工作的直接责任人。并建立降损管理流程如下所示（见图2）。

4 结论

公司以保证电网安全稳定运行的前提、在既定电网建设投资水平下，通过开展降低线路、变压器损耗以及无功电压管理等电网调度经济决策辅助分析，优化了电网运行方式安排，加强了地区电网无功电压管理水平，充分挖掘电网运行潜在能力，在不增加电网建设投资的角度，依托目前电网运行实际情况，通过技术降损手段，促电网提质增效，实现了株洲电网安全、可靠、优质、经济运行。

（1）地区电网运行方式安排更加科学合理

通过对株洲地、县区电网110kV及以上线路主、备供回路运行状况和线路损耗、主变分列与并列运行损耗进行重新校核评估，优化了地区电网正常运行方式安排。

以2017年株洲石峰区电网负荷变化情况为例，伴随着株化停产、株玻、塑料厂等高能耗大用户的整体搬迁或用电需求下降，清水塘变最高负荷下降至25MW以下，经过对白氮线、白清氮线、叶氮线、叶氮线、叶清氮线线路运行状况和线路损耗综合分析比较，结合湘氮和清水塘变负荷情况，以线路损耗最小为依据，通过调整白氮线、叶氮线、叶清线线路供电方式，确立了白氮线主供清水塘变、叶清线主供湘氮的供电方式，既保证了电网可靠运行，又有效降低了网损。

2017年2月，在株洲县、醴陵公司等县公司开展县域35kV及以上主变经济运行实施方案试点，株洲县公司当月35kV及以上电网损耗由1.19%下降至1.03%，醴陵公司当月35kV及以上电网损耗由0.88%下降至0.81%，共节省月度电量9.68万千瓦时，全公司各变电站实施主变经济运行方案，共节省年度电量大812.96万千瓦时。

（2）地区电网线损指标得到较好改善

株洲公司通过加大技术降损力度，将技术降损与管理降损相结合，多部门协调配合，有效地的改善了公司线损指标，使公司经营业绩得到较大的改善。株洲公司2017年线损指标顺利完成控制目标，其具体完成效果如表3所示。

（3）地區电网经济运行水平显著提高

2017年公司地区总供电量实现101.6亿千瓦时，在株洲地区负荷呈下降趋势的同时，通过优化主变及输配电线路供电方式安排和优化控制策略实施，实施AVC系统优化控制策略，提高无功设备运行利用效率，实现了负荷和无功潮流的合理分布，株洲电网35kV及以上主网同期网损率下降至0.98%，地区110kV母线及以上电压合格率为100%，10kV母线A类电压合格率为100%，10kV供电线路功率因数达到95%以上，实现了株洲电网全年安全、经济运行要求。

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