基于负荷实测的湖北电网理论线损分压分析及降损对策

王文娜，周 楚，刘海光，曹 侃，蔡德福

（国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉430077）

0 引言

电力网电能损失率简称“线损率”，是电网企业的一项重要经济指标，也是表征电力系统规划设计水平，生产水平和经营管理水平的一项综合性技术经济指标。线损率的计算，由于数据来源和计算方法的不同，可分为统计线损率和理论线损率。由于统计线损中含有一部分不明损耗（如窃电、表计误差等），因此无法充分反映电网技术线损的真实情况［1-5］。理论线损是根据供电设备的参数和电力网当时的运行方式及潮流分布以及负荷情况，由理论计算得出的线损。基于负荷实测的理论线损计算，可以让电网经营企业更加全面地掌握电网、设备运行情况，了解电网损耗的比例构成，从而提高电网技术线损管理水平，帮助制定降损规划，指导电网建设与改造［6-17］。

依据国家电网有限公司统一部署，分别选取2019年7 月26 日和2020 年7 月24 日作为公司夏季最大负荷代表日，进行全网全口径负荷实测，并以此为基础，开展理论线损计算工作。其中2019 年代表日属于典型的大负荷日，2020年代表日受全省大范围降雨降温影响，负荷只有当年最大负荷的70%左右，属于近年来比较有代表性的负荷偏小的代表日。本文重点对比分析了两年代表日的各电压等级理论线损的变化趋势和主要影响因素，并提出了相应的降损措施和建议。

1 两年代表日电网运行情况

1.1 负荷情况

2019年代表日全网最大负荷为34 541 MW，为湖北电网2019年最大负荷日最大负荷的94%；代表日全网供电量641 729 MWh，约为湖北电网2019 年最大负荷日供电量的95%，因此2019年代表日负荷水平基本代表电网最大负荷水平。

2020 年代表日全网最大负荷为28 269 MW，为湖北电网2020年最大负荷日最大负荷的75%；代表日全网供电量为596 768 MWh，约为湖北电网2020 年最大负荷日供电量的80%。由于2020 年长江中下游自入梅以来，受持续阴雨尤其强降水影响，7月湖北全省国家级气象观测站累计平均降水量达到437.1 mm，为1961 年以来历史同期第一，嘉鱼、鹤峰、咸宁、黄冈等15 个县市2020 年7 月累计降水量也打破历史同期纪录。持续阴雨下，全省国家级气象观测站平均气温平均值仅25.6 ℃，是有气象记录以来最凉爽的7 月，武汉、宜昌等多地今年7月平均气温也为历史同期最低。因此2020 年代表日并没有在接近最大负荷的时间段进行实测。

1.2 发电情况

2020 年代表日网调电厂发电量是2019 年代表日的1.23倍，其中火电厂发电量是2019年代表日的0.86倍，水电厂发电量是2019 年代表日的1.59 倍；2020 年代表日省调电厂发电量是2019年代表日的0.74倍，其中火电厂发电量是2019年代表日的0.46倍，水电厂发电量是2019年代表日的6.83倍。上述数据说明，2020年代表日受强降雨影响，网调、省调水电厂出力均大于2019年代表日。

1.3 各电压等级容载比情况

两年代表日各电压等级容载比情况如表1。

表1 两年代表日各电压等级容载比情况Table 1 The capacity ratio of each voltage level in the two-year representative days

容载比是电网规划的重要宏观性指标，电网规划应保证合理的容载比。合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。依据《城市电力网规划设计导则》［18］，一般来说35 kV及以上电网各电压等级的容载比推荐值在1.8～2.0 左右［19-23］。湖北地区属于快速发展期的地区，也是重点开发区，所以各电压等级容载比相对较大，但是2020年代表日各电压等级容载比均大于导则标准，说明受强降雨和降温的影响，湖北电网2020年代表日的负荷偏小。

2 两年代表日分压线损结果分析

2.1 分压线损结果对比

2019年代表日全网分压理论线损计算结果如下：500 kV 电网线损率为0.67%，220 kV 电网线损率为0.77%，110 kV电网线损率为0.90%，35 kV电网线损率为2.26%，10 kV电网线损率为2.67%，380 V电网线损率为5.72%。从2019年代表日理论线损计算结果的损耗构成分析，500 kV电压等级损耗占总损耗的7%；220 kV电压等级损耗占总损耗的12%；110 kV电压等级损耗占总损耗的13%；35 kV 电压等级损耗占总损耗的6%；10 kV、380 V电压等级损耗占总损耗的34%和28%。

2020年代表日全网分压理论线损计算结果如下：500 kV 电网线损率为0.90%，220 kV 电网线损率为0.75%，110 kV电网线损率为0.90%，35 kV电网线损率为1.97%，10 kV电网线损率为2.62%，380 V电网线损率为5.54%。从2020年代表日理论线损计算结果的损耗构成分析，500 kV 电压等级损耗占总损耗的10%；220 kV电压等级损耗占总损耗的12%；110 kV电压等级损耗占总损耗的13%；35 kV电压等级损耗占总损耗的5%；10 kV、380 V电压等级损耗占总损耗的32%和28%。

220 kV 和110 kV 电网损耗、10 kV 及以下配网损耗是湖北电网损耗的主体，尤其是10 kV 及以下配网损耗占全网损耗的60%左右，说明10 kV和380 V电网是重损层［24-26］。对于10 kV 电网，重损原因主要是存在部分超长线路、老旧线路和高能耗变压器，配网无功补偿容量不足，无功负荷无法满足就地平衡，配电变压器普遍存在“大马拉小车”的现象，特别是一些湖区和山区。对于380 V电网，重损原因主要是供电半径大、线径小、功率因数低、三相负荷不平衡、接户线和户表老旧等［27-36］。

35 kV电网损耗电量在各电压等级电网中最低，这是由于湖北电网原则上限制35 kV 电网发展，对于35 kV负荷较重的变压器改由110 kV变压器逐步转带负荷，导致该层供电量减少，同时该层存在相当比例的趸售和直供用户。

两年代表日理论线损各电压等级构成情况如图1、图2所示。

2.2 分压线损元件对比

从分压元件损耗来看，2019 年代表日线路、变压器和其他损耗分别占全网总损耗的72.88%，24.57%和2.65%，2020年代表日线路、变压器和其他损耗分别占全网总损耗的72.74%，24.37%和2.89%。两年代表日各元件损耗占比变化不大，其中线路损耗占比最多。

图1 2019年代表日理论线损各电压等级构成图Fig.1 The composition diagram of each voltage level of the representative day in 2019

图2 2020年代表日理论线损各电压等级构成图Fig.2 The composition diagram of each voltage level of the representative day in 2020

两年代表日各电压等级分元件（线损和变压器）损耗构成情况如图3、图4 所示，分元件损耗占比变化不大。

图3 2019年代表日理论线损各电压等级分元件构成图Fig.3 The composition diagram of components by voltage levels of the representative day in 2019

图4 2020年代表日理论线损各电压等级分元件构成图Fig.4 The composition diagram of components by voltage levels of the representative day in 2020

500 kV电压等级线路损耗占比90%左右，而变压器损耗占比仅7%左右，表明线路损耗在该层占主导地位，这与500 kV 电网作为主要输电网、承担远距离大容量电能输送任务具有密切关系。

220 kV 电压等级线路损耗占比超过50%，而变压器损耗占比约40%，表明线路损耗在该层同样占主导地位，说明220 kV电网仍在很大程度上承担着较大范围和容量的电能输送功能，同样具有输电网的性质。

110 kV电压等级线路损耗占比在50%左右，而变压器损耗占比超40%；35 kV电压等级线路损耗占比超60%，而变压器损耗占比超20%；10 kV 电压等级线路损耗占比超60%，变压器损耗占比超35%。110 kV、35 kV、10 kV 电压等级与500 kV、220 kV 电压等级相比，变压器损耗占比明显升高，基本反映了配电网的特点。

110 kV 和10 kV 电网中变压器损耗所占比例较高，这与配电网中变压器数量较多而容量较小有直接关系。另外，在10 kV 配电网中，配电变压器“大马拉小车”的现象比较普遍，高损耗配电变压器数量较多，这也是该电压等级配电网变压器损耗占比较高的一个原因［37-42］。

3 两年分压线损影响因素分析

3.1 500 kV电网损耗影响分析

2020 年代表日500 kV 电网损耗占全网总损耗的10%，明显高于2019年代表日本层损耗占比7%。

从分元件损耗占比来看，2020年代表日本层线路损耗占比较2019 年代表日高2.42 个百分点。湖北电网是全国电网的枢纽，承担着十分重要的跨区电网运行及西电东送、南北互供任务，并且省内水、火电机组装机呈现明显的东西分布（水电装机主要集中在鄂西地区，鄂东地区装机几乎全部为火电机组）。一般来说，本层损耗较大的线路是省内重要的西电东送通道和电厂外送线路。而2020年代表日由于连续降雨，造成水电厂出力大增，220 kV及以上水电出力是2019年代表日的2.04倍（其中500 kV水电出力是2019年代表日的1.94倍，200 kV水电出力是2019年代表日的2.20倍），省内500 kV 水电厂的送出线路和西电东送通道潮流较2019 年代表日普遍偏重，加重了本层线路损耗。

从两年本层线损率计算结果来看，2020年代表日500 kV 电网线损率较2019 年代表日增加了0.23 个百分点。分析2020年代表日负荷下降，但本层线损率升高的原因，除上述西电东送通道潮流和水电厂外送线路潮流加重以外，还有两点：一是500 kV 主变运行压力未明显减轻，变压器损耗与2019年代表日相当。由于鄂东地区220 kV 及以上火电开机减少（其中鄂东500 kV 火电开机减少30%，220 kV 火电开机减少44%），造成鄂东地区负荷依赖500 kV 主变下网，同时鄂西地区220 kV水电无法就地平衡，造成多个220 kV水电厂通过500 kV变电站倒送电量至500 kV电网，所以鄂东、鄂西地区的500 kV 主变运行压力依旧比较大；二是由于220 kV 电网向500 kV 电网倒送电量增加，500 kV 和220 kV 电网层间交换增加，也增大了本层损耗。

3.2 220 kV电网损耗影响分析

2020 年代表日220 kV 电网损耗占全网总损耗的12%，与2019年代表日占比持平。

省内大范围和容量的电能输送由500 kV 承担，220 kV 仅承担部分地区间互供。虽然2020 年代表日负荷下降，但水电、风电资源充足，电量无法就地消耗，倒送上网电量增加了部分地区500 kV主变运行压力，也造成水电厂、风电厂送出线路潮流较重，线路潮流分布不均衡。不过，整体来说湖北电网已形成220 kV电网的主要供电网络，大部分地市已构建了较为坚强的220 kV主网架结构，并依托500 kV变电站逐步实现分片区运行，区域内部电力电量平衡明显加强，并且下级电网接入的新能源数量增加，一定程度上解决了下级地区电网缺乏电源支撑的问题，也缓解了220 kV主变下网压力。所以本层线损率受负荷下降的影响不大，2020 年代表日本层线损率比2019 年代表日仅降低了0.02个百分点。

3.3 110 kV电网损耗影响分析

2020 年代表日110 kV 电网损耗占全网总损耗的13%，与2019年代表日占比持平。

110 kV 接入的新能源相对较多，新能源电厂的接入有利于地区电网负荷就地平衡，能有效减少层间潮流流动。然而2020 年代表日水电、风电资源充足，造成了这部分电量无法就地消纳，需通过线路向区外输送，尤其是风电。风电场大部分分布在山脉间，位于偏远地区，远离负荷中心，送出线路一般较长，且风电场较多的地区本身总体负荷不大，就造成这部分线路损耗相对偏大。不过，总体看来，湖北电网已形成以110 kV和35 kV高压配电网为骨架，10 kV及以下中低压配电网为主体的配电网络，并且目前大力推动110 kV电网发展，一方面由110 kV变压器逐步转带部分35 kV 重载变压器的负荷，另一方面对110 kV 电网结构进行优化，减少长距离供电，解决多级串供造成线路负荷过高等问题。所以本层线损率受负荷下降的影响不大，2020 年代表日本层线损率与2019 年代表日持平。

3.4 35 kV电网损耗影响分析

2020 年代表日35 kV 电网损耗占全网总损耗的5%，与2019年代表日占比基本持平。35 kV电网损耗电量是全网各电压等级损耗电量占比较少的一层。

35 kV 电网以链式、辐射及环网为主要结构，目前本层电网没有开展经济运行的条件。本层电网主要供给县域电网，供电半径较长、线径偏细，目前损耗较高的几个地区具有县域电网面积占比大，负荷密度偏低同时增长缓慢的共同特点。由于湖北电网总体规划原则上限制35 kV 电网发展，部分单线、单变、单电源供电，长距离、迂回供电等现象短时间内难以改变。所以总体来看，本层线损率偏高。

35 kV 电网供电负荷受季节性影响峰谷差较大，2020年代表日气温较同期偏低，加上上半年新冠肺炎疫情影响，复工复产、复商复市情况未能完全恢复至同期水平，造成本层负荷降幅明显，所以2020 年代表日本层线损率比2019年代表日降低了0.29个百分点。

3.5 10 kV电网损耗影响分析

2020 年代表日10 kV 电网损耗占全网总损耗的32%，与2019 年代表日占比基本持平。10 kV 电网损耗电量是全网各电压等级损耗电量占比最大的一层，反映出该层是一个主要损耗层。总的来说，10 kV电网损耗较大，有3点原因：1）线路和配变轻重载并存。这类问题往往集中在农网，线路末端负荷较大。面对这种情况，需将负荷切割至其它临近的10 kV线路，使电网负荷更加平衡；2）导线线径偏细。这类问题一般也集中在农网，当负荷增加时线路极易发生重载；3）供电半径偏大。这类问题多集中在偏远农村和山区。

随着配网改造逐步推进，配变运行在更经济的区间，本层网架结构得到优化，本层电网损耗会逐步降低。但是2020 年代表日负荷下降对中低压配电网的影响更加明显，本层无损电量降幅较大，造成本层供电量降幅偏大，所以2020年代表日本层线损率比2019年代表日仅降低了0.05个百分点。

3.6 380 V电网损耗影响分析

2020 年代表日380 V 电网损耗占全网总损耗的27%，与2019 年代表日占比基本持平。380 V 电网是另一个重损层。总的来说，380 V电网损耗较大，主要原因是台区负荷三相不平衡，用户比较分散、供电半径大，表计老化计量不准，主线、接户线改造未完成，低压导线截面整体偏小、供电能力较差，表计精度问题，窃电漏电等。

随着加大资金投入，对农村低压线路、变压器进行整改，逐步对低压线路进行绝缘化改造，尽可能对变压器负荷不平衡现象进行调整，合理配置计量装置、变压器容量，提高变压器利用率，增加公变台区布点，合理规划分布式电源等一系统举措的实施，本层电网存在较大的降损空间。

2020 年代表日本层线损率比2019 年代表日降低了0.18 个百分点，主要还是受到负荷下降和台区节能降损建设措施的积极影响。

4 措施和建议

4.1 构建安全可靠的电网，提高经济运行水平

1）对电网结构进行科学合理优化。首先对供电区域内的供电需求进行详细分析，然后再对自身的供电情况以及电网的运行情况进行分析，针对性提出相应的布局措施，以确保电网布局合理性。针对地区负荷增长迅速，主变容量不足的情况，加快推进主变增容改造项目，加快推进配套工程建设，优化电网结构，通过切转周边变电站的负荷，缓解供电压力。

2）根据负荷季节变化，定期开展设备经济运行分析。对超载、高能耗老旧设备进行技术改造或逐步进行更换，合理优化主变运行方式，不断提升变压器经济运行水平。对轻载、主变负荷不均的变电站，应加强设备监控，根据负荷情况及时调整运行方式，将部分负荷转移至新建变电站或其他轻载变电站代运行。

3）逐步改造不满足要求的输、配电线路，选择大截面导线，降低线路损耗，同时合理改善电网的布局和结构，避免或减少城农网线路的迂回供电。

4）优化配网运行方式，将10 kV 线路的部分负荷转至由附近轻载变电站的10 kV线路供电。合理规划线路负载分布，梳理重载线路及附近轻载线路的大用电客户明细，优化线路运行方式，降低损耗。

5）通过新增布点、负荷切改、负荷调整和运维手段，治理重载配变。常态化开展10 kV 配电变压器三相负荷分配调整，平衡三相负荷。

4.2 提升地区无功配置管理

1）针对无功流动大或无功潮流重的线路及变压器，可以通过在变电站加装无功补偿装置以减小无功的无序流动，降低无功潮流及传输距离，实现无功的就近平衡，同时还能减少电压损耗，提高运行电压。

2）建立无功设备台账，做好负荷预测工作，优化AVC系统的调控策略管理，实现地区AVC全闭环。从全网角度优化提升无功电压管理工作，电网无功由“就地补偿，就地平衡”转为“优化补偿，分层平衡，上下兼顾”。

3）持续开展电能质量治理工作。做好电网谐波在线监测数据统计分析与治理，加强无功补偿设备检修计划管理，定期统计分析无功补偿设备缺陷，督促及时消缺，提高设备的可用率。

4.3 合理选择设备，发挥设备最大经济效率

结合不同地区的实际发展需求，丰富配电网典型供电模式、典型设计、通用设备等标准化成果体系，满足不同类型供电区域的配电网规划建设需要。通过应用技术成熟、少（免）维护、长寿命、低损耗、小型化、具备可扩展功能的高质量配电网设备，保障配电网安全可靠运行，打造坚固耐用的配电网。例如在变电站新建改造工程中，在满足系统要求的前提下，恰当选择电容器分组容量，合理配置电容器组数，避免发生过补偿；对于变电站电容器单组容量过大，造成设备使用效率低，可对电容器进行分组改造，降低单组容量；在中低压配电网建设改造中，逐步淘汰使用年限20年以上的S9 及以下型号的高耗能变压器，选用S13 及以上节能型变压器，减少变压器损耗；在配变新增工程的设计环节，合理配置配变容量及数量，将配变容量严格管控在标准值以内等。

4.4 优化新能源接入布局，加强上网通道建设

对新能源上网应从规划设计、并网投产、日常运行多个环节入手，合理规划相关区域新能源场站接入方案和电网结构，从源头保证新能源配备充足的静止无功补偿设备及动态无功补偿设备。目前新能源增长较快，大负荷期间新能源电厂应结合电网运行方式特点，力争多发容性无功，特别是在自身出力较大、电网负荷较重的方式下，以满足无功功率分层平衡，降低损耗。

5 结语

在负荷实测的基础上进行理论线损计算对于分析技术线损主要矛盾，明确降损主攻方向具有十分重要的作用，应作为供电公司降损工作的技术基础。目前湖北电网技术降损的重点是中低压配电网，同时在电网设备中应着重关注线路降损。提高电网经济运行水平，重视无功配置管理，关注电网设备升级改造，优化新能源接入布点等是降低湖北电网技术线损的主要措施。

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