技术线损管理浅析
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作者:刘飞
【摘 要】随着社会的进步与经济的发展，我国电力行业的发展十分迅速。为了实现对电网线损的有效控制和降低线损率，供电企业必须掌握影响电网线损率的技术指标。但是在具体的电网线损管理中还存在许多问题，所以必须采取相对应的措施来解决线损管理问题。技术线损管理在线损管理中占有很大的比重，论文针对目前技术线损管理方面存在的主要问题进行了分析，并且针对问题就相应措施进行了探讨，希望为相关工作者给予一定的帮助。
【Abstract】With the progress of society and the development of economy， the development of China's power industry is very rapid. In order to achieve effective control of grid line loss and reduce the line loss rate， power supply enterprises must master the technical indicators that affect the grid line loss rate. But there are still many problems existing in the specific management of grid line loss， so we must take corresponding measures to solve the management problems of line loss. The management of technical line loss occupies a large proportion in the management of line loss. This paper analyzes the main problems existing in the current management of technical line loss， and discusses the corresponding measures for the problems， hoping to give some help to the relevant workers.
【关键词】技术线损;管理;问题
【Keywords】technical line loss; management; problems
【中图分类号】TM727 【文獻标志码】A 【文章编号】1673-1069（2021）02-0172-02
1 引言
线损是电力系统一项重要的经济技术指标，反映了电力企业的经营管理水平。不断降低电能损耗，是供电企业提高经济效益的必然要求，也是落实国家节能减排方针政策的有效途径。线损按照构成因素分技术线损和管理线损，目前，淳化县供电分公司主网线损侧重技术线损管理，10kV及以下中低压配网线损管理兼顾技术和管理线损的两个部分。引起线损的因素较多，提高业内工作人员对相关问题的关注程度，进行全面降损须借助有效措施，这是提高电力企业经济效益、电能利用效率的基础[1]。
2 目前技术线损管理存在的主要问题
2.1 电网结构有待完善，电网优化建设仍需加强
配电网的结构是否合理直接影响线损的大小。由于受到地域环境的限制，超供电半径的配电网线路很多，而且各线路之间的距离也较长，特别是山区受地域条件的限制，经济落后，公用变压器多，迂回供电线路较多，负荷点分散，分支多，距离用电负荷中心远。由于分支多由中心向四处分散的这种供电方式导致线路供电半径过长，由于各用电负荷分散线路半径过长导致负荷率下降，直接导致配电网功率低，电网线损率高。在大部分电力企业的电网中，传统高损耗的电力设备仍在使用，企业自身针对线路损耗这一方面不重视就是导致这种现状的主要原因，而且并没有给予足够的资金支持，无法购买新的电力设备，所以对设备的更新造成一定的阻碍，加剧了电力线路运行的损耗程度[2]。
2.2 对无功补偿不够重视，无功补偿设备不足或补偿不合理
当前，或者过补偿造成电压偏高，或者欠补偿导致功率因数不达标，增加损耗。10kV配网普遍存在线路补偿设备偏少、低压配电台区无功补偿装置缺失或未按照要求进行投切等问题。
2.3 电网检修时的运行方式有待改进
目前，公司系统大多数变电站和10kV线路能够实现电源互供，但是从经济运行减少损耗的角度来看，由于临时转供电和倒电源，将造成正常线路和变电站负荷加重，供电半径增大，形成卡脖子线路，电容器补偿容量不足，线路电压下降，功率因数降低，直接导致电压质量降低，电网损耗增加[3]。
2.4 低压电网三相负荷不平衡问题普遍存在
0.4kV配电台区由于所带负荷大多为单相0.2kV照明负荷，由于三相负荷不平衡，导致线路损耗剧增。三相负荷平衡时，即Ia=Ib=Ic=I时，配变损耗为Qa+Qb+Qc=3I2R。当变压器运行在最大不平衡时，即Ia=3I，Ib=Ic=0时，Qa=（3I）2R=9I2R=3（3I2R）。可见配变铜损增加3倍。对三相四线制供电线路，把负荷平均分配到三相上，设每相的电流为I，中性线电流为0，其功率损耗为ΔP1=3I2R，在最大不平衡时，即某相为3I，另外两相为0，中性线电流也为3I，功率损耗为：ΔP2=2（3I）2R=18I2R=6（3I2R）（假设中性线阻抗与相线阻抗相同），即最大不平衡时的电能损耗是平衡时的6倍。可见加强配网三相负荷平衡管理，对降低配网线损非常重要[4]。 3 针对技术线损管理问题，提出解决措施
3.1 加强电网技术改造，降低电网自身损耗
对线损进行认真分析，有针对性地制定降损措施。如线路和主变需进行增容、升压改造，对单线单变的变电站和线路进行改造，淘汰无载调压主变等。其中台区建设应遵循小容量短半径原则，以新增为主。村内高压线路采用树状分布，从主干街道进入，走次干街道分流。规化村内配电台区分布，必须规划各台区的供电区域，考虑村内的较大用电负荷和出现时间，本着靠近负荷中心的原则，对配电台区进行合理布局[5]。
3.2 加强10kV配电网无功管理
合理配置无功补偿设备，不但要在10kV配电线路上进行无功集中补偿，而且要在配电柜、配电屏上集中无功补偿，动力用户就地补偿，要求电力大用户一定要装设充足的无功补偿装置。建立负荷侧无功补偿检查、分析制度，成立负荷侧无功补偿技术小组，及时解决无功补偿问题，确保无功补偿到位，确保配电网电压质量。
此外，要加强对专线专变用户的用电检查工作，特别是用户的功率因数考核，帮助用户重视功率因数问题，让用户能够充分认识到功率因数过低对于其自身的不良影响，从而调动用户提高功率因数的积极性，确保安全用电、经济用电。
3.3 加强电网经济运行管理，合理采用检修方式
对于电网检修工作，应尽量做到综合检修，各级电网同步检修，避免因检修转移负荷，导致线路损耗增加。
3.4 调整变压器运行方式
①降低配电变压器的三相负荷不平衡度。配电变压器的低压侧三相负荷不平衡将使线路功率损耗增大，损耗越大，也就意味着不平衡度越大。所以一般要求配电变压器低压侧电流的不平衡度不超過10%，中性线上的电流不应超过变压器额定电流的25%，因此，要求要定期测量中性线电流和相电流，超过上面的不平衡度就要及时进行负荷调整，降低三相不平衡度。
②确保变压器经济运行。大量统计资料显示，变压器的铁损在总损耗中占有很大比重，特别是在10kV的配电变压器中铁损在配电网总损耗中所占比重非常大，所以变压器经济运行具有十分重要的意义。当变压器的铜损等于铁损时，或者说固定损耗等于可变损耗时，变压器的损耗最小，效率最高。这时的负载率为最佳负载率。变压器在这种情况下运行最经济，当额定容量在40%～80%时配电变压器损耗也会降低，也较为经济[6]。
3.5 重视低压三相负荷管理
要定期开展低压三相负荷测量工作，重视配变中性线电流管理，对乡镇学校、政府等负荷较大的低压用户，要做到计量表后用户内部三相负荷平衡。结合升级改造工程，要积极推行Dyn11接线组别配变，提高配变抑制三相负荷不平衡的能力，降低电网损耗。
做好低压三相负荷平衡工作，降低农村低压线损。首先，应适当在农村季节性用电负荷高峰、中、晚峰和重要的节日前、节日中对农村配变负荷测试以及三相负荷不平衡进行调整，特别针对日峰平衡而低晚峰不平衡的、晚峰平衡而日峰不平衡的情况进行综合、多方案反复研究，最终到达平衡，保证在负荷高峰时设备安全经济运行，最有效地降低线损;其次，对底层的用电户负荷进行平衡调整是做好三相负荷平衡的关键，力求做到线段上平衡、线路上平衡、小区域就地平衡。
3.6 大力推行节能设备
大力推行节能设备也是降低电网损耗的有效手段。特别是目前电网的主要设备变压器和数量庞大的电能表，要积极推广节能型变压器，大力推广集抄电能表，彻底淘汰机械式电能表[7]。
4 结语
降损增效，技术措施是基础，管理措施是手段，只有进一步加强技术线损管理，科学降损，才能不断提高线损管理水平。
【参考文献】
【1】张伟峰.线损控制技术和管理措施探究[J].科技风，2017（18）：187.
【2】郑涛.配电网线损分析与降损措施探究[J].中国新技术新产品，2016（23）：87-88.
【3】吴栩峰.供电企业技术降损措施探讨[J].中国高新技术企业，2017（09）：46-47.
【4】董海，赵梓涵.降低供电企业10KV线损技术措施探讨[J].中国新技术新产品，2012（02）：139.
【5】王复刚.供电企业线损管理存在的问题及对策分析[J].民营科技，2012（09）：230.
【6】黄许锋.东莞供电局10kV配电网线损管理方案研究[D].广州：华南理工大学，2016.
【7】陈振华.浅谈降低线损的技术措施和管理措施[J].中国高新技术企业，2015（28）：157-158.
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