1、概述電網電能損耗率（即線損）是考核供電企業(yè)的重要經濟技術指標之一，降低線損是提高經濟效益的一項重要舉措，如電網年供電量為2 700 GWh，線損率降低1％，節(jié)約的電能就超過1500萬人民幣，經濟效益十分顯著。

歸納起來，地區(qū)電網的線損主要由三部分組成：固定損耗即所有變壓器、測量儀表、二次電路等勵磁回路的鐵耗；可變損耗即線路和變壓器等與電流平方成正比的銅耗；

管理損耗即抄表差錯、計量儀表誤差和偷竊電及管理不善等所引起的損耗。本文結合地區(qū)電網的具體特點和事例，通過分析和計算，在電網運行方式、經濟調度、電網改造和線損管理等方面提出了一些降低線損的措施。

2、優(yōu)化運行方式

（1）合理安排地方電廠的發(fā)電計劃和出力曲線，做好分區(qū)分層有功和無功功率平衡，避免潮流長距離和多電壓等級變換輸送

地區(qū)電網中經常接入一些經110 kV、35 kV或10 kV線路并網的地方電廠，根據電網運行和配置簡化的需要，220 kV和110 kV的電磁環(huán)網正常情況下應是開環(huán)運行的，220 kV變電站供電區(qū)域內所接入的地方電廠如果發(fā)電過剩。

必然要通過220 kV主變將剩余電力送至220 kV電網中，通過相鄰220kV變電站主變降壓后再供給負荷，這種運行方式無疑會增加線損；而對于負荷較重區(qū)域，如果地方電廠出力不足需要從220 kV主變或聯絡線路輸入功率，也會增大線損。

例如某220 kV變電站接入了裝機容量為200 MW的地方電廠，而該區(qū)域最大供電負荷約為70 MW，在地方電廠出力較大的夏季線損指標會明顯增大，而另一區(qū)域因地方電廠裝機容量不足，主要依靠110 kV線路長距離（29 km）、細導線（LGJ－150）輸入電力，線損較大，這兩種情況均影響電網線損的降低。

（2）開展線損計算分析，優(yōu)化供電方式

地區(qū)電網如果有兩回或兩回以上供電線路和存在多種供電方式時，應進行潮流和線損分析，對幾種可能的供電方式進行計算，在兼顧可靠性和自動裝置滿足要求的基礎上綜合確定運行方式，達到降低線損的目的。

如某電網原來由甲線主供電，乙線備用，經潮流和線損計算后發(fā)現如果改由乙線主供電、甲線備用，將使線損降低0．06％，只需對一套110kV備自投裝置進行少量改造。

（3）合理安排臨時運行方式，優(yōu)化停電檢修計劃，減少重復停電

輸變電設備的停電改變了電網的正常運行方式，在相同的供電負荷下，增加了輸變電設備的輸送潮流和線損，對供電的安全可靠性也不利，因此調度運行部門應優(yōu)化停電計劃，縮短輸變電設備停電時間和減少停電重復性。

可采取優(yōu)化月度停電檢修計劃，提前確定和細化周停電計劃及嚴格審批臨時停電計劃的工作程序，最大程度地減少停電操作次數，提高供電可靠性，降低線損。

3、加強經濟調度

（1）實現無功就地補償，減少無功潮流引起的輸變電設備線損

地區(qū)電網在無功潮流經濟調度方面，應堅持按電壓等級和供電區(qū)域進行無功出力和負荷分層、分級及分區(qū)補償的原則，在各層、級、區(qū)合理地配置和投退無功補償裝置，有條件的供電企業(yè)可采用電壓無功綜合調節(jié)裝置。

實現無功補償裝置和有載調壓變壓器分接頭的綜合自動調整，有效提高變電站10kV母線負荷功率因數，提高電壓合格率，避免無功功率的長距離和重復來回輸送，從而降低線損。

（2）利用峰谷電價政策提高負荷率，減少峰谷差在負荷高峰期間，輸變電設備輸送電流增大，隨負荷電流平方成正比關系的線損也增加，負荷降低會使輸送電流減小，線損也會減小。

對負荷率和線損的相互關系進行分析表明，如果電網負荷率為100％，線損組成中的可變線損將為最小。因此提高負荷率、縮小負荷峰谷差對降低線損有積極作用，如果積極推廣和實行峰谷電價政策，依靠電價杠桿作用，使用戶自覺調整用電負荷和用電時間，可以達到避峰節(jié)電效果。

（3）適當提高輸電線路的供電電壓

在運行電壓滿足供電質量要求的前提下，適當提高運行電壓可以減小輸送電流，從而降低線損。通過初步計算，如果運行電壓提高5％，輸電環(huán)節(jié)中的線路和變壓器損耗可降低9％左右。

適當提高運行電壓的主要方法有：調整有載調壓變壓器的分接頭檔位、升高發(fā)電機機端電壓、投入無功電容補償裝置、退出吸收容性無功的電抗器等。

（4）、停運季節(jié)性運行變壓器，減小空載損耗有2臺或以上變壓器的變電站，應根據季節(jié)性、經常性負荷的實際情況，在適當時期內將負荷轉移到某臺變壓器供電，而將另外的變壓器轉為備用狀態(tài)，以減少變壓器的空載損耗。該措施對于容性負荷比較高的電網降低線損效果十分明顯。

例如某電網的最大負荷約為140 MW，220 kV和110 kV的變電容量分別為300 MVA和400 MVA，其冬季最大負荷為110 MW，在每年10月至次年3月間，如果某些變電站變壓器定期輪換運行，減少的空載損耗電量大于增加的可變損耗電量。

則在半年期間可減少1 GWh的電能損耗。但要注意的是，變壓器運行臺數減少后，變壓器雙回路供電變成了單回路供電，“N－1”方式不能滿足，供電可靠性降低了，同時為了保障處于備用狀態(tài)的主變能隨時投入運行而執(zhí)行定期輪換制度，也會增加主變的倒換操作次數。

4、加強設備和電網改造

（1）加強線路改造，減少線路損耗：

輸電線路的損耗電能與線路電阻和輸送電流的平方成正比，減少線路電阻和電流，均可降低線損。減少線路電阻的主要方法是增加導線截面面積和縮短線路長度，因此在電網規(guī)劃、設計和改造中，合理地選擇輸電線路的導線截面和路徑。

使變電站位置能盡量位于負荷中心以縮短供電半徑，選用低電阻率材料的導線等，都有利于線路線損的降低。如某110 kV輸電線路（LGJ－150／29 km），某月輸送電能為16 GWh和7．5 Gvar，其理論線損為322 MWh／月，線損率為2．01％。

如果將LGJ－150導線更換為LGJ－240導線，其理論線損為196 MWh／月，線損率為1．23％，該輸電線路改造后，一年可減少約90萬元的電能損失。

（2）更換變壓器，減少變壓器損耗

選擇空載損耗較低的節(jié)能型變壓器和合理調整變壓器的負載率，可達到降低變壓器損耗的目的。如將型號為SFZ8－20000 kVA的變壓器（空載損耗約為18 kW）替代型號為SFSL－20000 kVA的變壓器（空載損耗為44 kW），一年可節(jié)省電量約227MWh。

根據主變負荷情況，合理地選擇變壓器容量也是降低損耗的措施之一。分析表明，當變壓器空載損耗和負載損耗相等時變壓器的總損耗為最小、效率最高，是變壓器的理論最佳負荷狀態(tài)。

（3）減小輸電網絡的接觸電阻和泄漏電流

輸電網絡中的電氣設備連接處，包括輸電線路、斷路器和隔離開關、電流互感器等各種引線的連接處，不同程度地存在著接觸電阻，因接觸不良引起連接處發(fā)熱，不僅會造成電能損耗，而且威脅到電網和設備的安全運行；

因絕緣老化和破裂、線路嚴重積污等，也會由泄漏電流造成電能損耗；夜間對變電站配電裝置和設備進行熄燈巡視和紅外線測溫檢測，經常會發(fā)現某些設備的連接處發(fā)紅、發(fā)熱或溫度過高，這些都是電能損耗的具體表現，因此加強輸變電設備的運行維護、更換破損設備、緊固設備連接處以確保接觸電阻滿足運行要求，對降低線損有積極作用。

（4）實行電網升壓改造

如果現運行的輸變電設備能滿足絕緣配合要求，利用已有線路走廊和變電設備或進行部分更換，對電網進行改造，將輸變電系統(tǒng)運行電壓升高1至2個等級，既可滿足節(jié)省資金、減少施工量和縮短停電時間的要求，又可大大降低線路的輸送電流，降低線損。

如某電網中有兩個變電站通過35 kV線路供電，因輸送功率和供電量均較大，線路損耗高達3．1％，某月損失電量為114 MWh。根據計算，如果將線路升壓至110 kV電壓等級運行，其線損將減少90％左右。

（5）應用線損計算技術決策電網改造方案

在進行電網規(guī)劃、建設和改造的過程中，不僅要充分考慮電網運行的安全可靠性、運行靈活性，還要充分考慮電網運行的經濟性，即運行線損相對較小，當電網改造的幾個方案初步確定后，應對全部方案進行包括線損在內的綜合分析和計算，然后再確定結線方案。

現以某110 kV線路的兩個改造方案為例說明。方案1是新建一座220 kV變電站作為某局部電網電源中樞點，再配套建設和完善相應的110kV輸電線路（新建站主變分別采用90 MVA國產高損和150 MVA進口低損變壓器）；

方案2是在現有110 kV電網基礎上，以臨近220 kV變電站為主供電源點，完善并加強110 kV輸電線路，假設所有新建110 kV輸電線路均采用LGJX－240導線。

按照網供電量增長12％和地方電量增長8％的比例，對有關變電站和輸電線路的負荷和電量進行預測，對1999、2000和2001年的電網運行線損進行分析和計算，結果和分析如下：

方案1中，配置1臺主變的線損比配置2臺主變的線損約低45％，并且隨著網供電量增長，兩者的差別逐漸縮小，預計至2001年將縮小到35％，主要原因是變壓器空載損耗所占線損的比例逐漸降低；

因220kV變壓器容性負載比較高，變壓器空載損耗所占比例偏高而對線損靈敏度較大，因此選擇低損耗變壓器（甚至大容量變壓器）對降低線損的作用顯著；

方案2中，網供電量需通過110 kV線路串聯輸送，沿線線路的損耗疊加后，增大了線損，并且輸送負荷的電流大小（基本等效于供電量的多少）幾乎是影響線損的唯一因素，所以隨著供電量的增加，線損也逐漸增加；

1999～2000年，方案1配置1臺220 kV變壓器時，方案2的線損約高0．1％～0．2％；如方案1配置2臺變壓器，則其線損要高出0．2％～0．4％。

主要原因是變壓器的空載損耗對整個線損影響的靈敏度較高。至2001年，因電量和負荷增長至一定水平，方案1要比方案2的線損整體低0．1％～0．5％。

初步結論：方案2與方案1（首期為1臺主變）比較，前者的線損率約高0．1％～0．2％，折合損失電量為500～1 100 MWha；方案2中的110 kV線路電磁開環(huán)備用點，應完善和配置相應的自動裝置，以提高安全可靠性，并可兼顧相鄰局部電網間的支援能力。

綜合安全性、經濟性因素，我們認為方案1可推遲至2001年后實施，現階段優(yōu)選方案2，先進行110 kV的線路改造，以節(jié)省220 kV輸變電工程的投資。

5、加強線損管理

（1）完善電度計量配置嚴格按照有關規(guī)程和規(guī)定裝設電能計量表計是確保線損科學和規(guī)范管理的必要手段，在安排和實施電網建設改造工程時，有關部門應充分重視電能表計配置的完善，并根據電網發(fā)展情況及時補裝、補全被遺漏的表計。

（2）控制好電度表計誤差，提高計量精度

造成電度表計量誤差的因素很多，如計量裝置本身誤差、電流互感器和電壓互感器回路誤差、環(huán)境變化造成誤差、安裝使用不當造成誤差等，這些對整個電網的統(tǒng)計線損影響很大，特別是關口表、考核表等表計。應加強線損管理小指標的監(jiān)督力度，對母線電量不平衡、站用電完成指標等做好誤差分析、控制和校核工作。

（3）統(tǒng)一抄表時間

隨著地區(qū)電網無人值班變電站數量的不斷增加，如果各變電站的有關電度計量表抄表時間不一致，甚至表計之間抄錄間隔時間較長，則必定會造成電量統(tǒng)計時間不對應，而造成很大誤差，失去了線損統(tǒng)計和分析的意義。

因此解決好抄表時間統(tǒng)一的問題，是做好線損實測工作的重要基礎，對整個輸變電系統(tǒng)進行線損統(tǒng)計可依靠調度自動化系統(tǒng)和RTU裝置，實現電度表計與RTU裝置通信，將電度表計讀數在同一時刻凍結后再遠傳至調度中心，或者建立專用的遠方抄表系統(tǒng)來保障抄表的同時性，如果硬件條件不具備，可制定和規(guī)范抄表制度，并配備足夠的人員來統(tǒng)一抄表時間。

（4）加強線損的分級、分區(qū)和分站線管理考核

將線損的統(tǒng)計和分析進行分級、分區(qū)和分站劃分，是深化線損管理的基礎工作，有利于分析線損升降原因、檢查降損措施的效果和作用、及時發(fā)現線損管理中存在的問題。

例如對某縣110 kV電網的線損進行分區(qū)和分層考核后發(fā)現該局部電網存在無功補償不足、變壓器損耗較高、地方上網電量偏小和部分35 kV線路線損較大的問題，經過靈敏度計算和分析，找到了問題，有利于采取針對性措施。

6、結束語

降低線損是供電企業(yè)的一項長期工作，有助于提高企業(yè)經濟效益。對線損進行全面統(tǒng)計和分析，依靠科學計算和分析研究線損的具體組成，找到線損偏高的主要原因，采取切實可行的措施，建立完善的線損管理制度并認真貫徹執(zhí)行，是降低線損的主要內容。當進行電網改造時，更應進行包括線損在內的綜合經濟分析，以確定最佳方案。

在電網現有運行方式下，應優(yōu)先做好無功功率的分層、分區(qū)和就地平衡，減小因無功潮流引起的線損，同時還要加強線損管理工作，以減少管理線損。