基于負(fù)荷實測的湖北電網(wǎng)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(wǎng)湖北省電力有限公司電力科學(xué)研究院，湖北 武漢430077）

0 引言

電力網(wǎng)電能損失率簡稱“線損率”，是電網(wǎng)企業(yè)的一項重要經(jīng)濟指標(biāo)，也是表征電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計水平，生產(chǎn)水平和經(jīng)營管理水平的一項綜合性技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)。線損率的計算，由于數(shù)據(jù)來源和計算方法的不同，可分為統(tǒng)計線損率和理論線損率。由于統(tǒng)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(wǎng)技術(shù)線損的真實情況［1-5］。理論線損是根據(jù)供電設(shè)備的參數(shù)和電力網(wǎng)當(dāng)時的運行方式及潮流分布以及負(fù)荷情況，由理論計算得出的線損?；谪?fù)荷實測的理論線損計算，可以讓電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)更加全面地掌握電網(wǎng)、設(shè)備運行情況，了解電網(wǎng)損耗的比例構(gòu)成，從而提高電網(wǎng)技術(shù)線損管理水平，幫助制定降損規(guī)劃，指導(dǎo)電網(wǎng)建設(shè)與改造［6-17］。

依據(jù)國家電網(wǎng)有限公司統(tǒng)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(fù)荷代表日，進(jìn)行全網(wǎng)全口徑負(fù)荷實測，并以此為基礎(chǔ)，開展理論線損計算工作。其中2019 年代表日屬于典型的大負(fù)荷日，2020年代表日受全省大范圍降雨降溫影響，負(fù)荷只有當(dāng)年最大負(fù)荷的70%左右，屬于近年來比較有代表性的負(fù)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(yīng)的降損措施和建議。

1 兩年代表日電網(wǎng)運行情況

1.1 負(fù)荷情況

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

2020 年代表日全網(wǎng)最大負(fù)荷為28 269 MW，為湖北電網(wǎng)2020年最大負(fù)荷日最大負(fù)荷的75%；代表日全網(wǎng)供電量為596 768 MWh，約為湖北電網(wǎng)2020 年最大負(fù)荷日供電量的80%。由于2020 年長江中下游自入梅以來，受持續(xù)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(dá)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(jì)錄。持續(xù)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(fù)荷的時間段進(jìn)行實測。

1.2 發(fā)電情況

2020 年代表日網(wǎng)調(diào)電廠發(fā)電量是2019 年代表日的1.23倍，其中火電廠發(fā)電量是2019年代表日的0.86倍，水電廠發(fā)電量是2019 年代表日的1.59 倍；2020 年代表日省調(diào)電廠發(fā)電量是2019年代表日的0.74倍，其中火電廠發(fā)電量是2019年代表日的0.46倍，水電廠發(fā)電量是2019年代表日的6.83倍。上述數(shù)據(jù)說明，2020年代表日受強降雨影響，網(wǎng)調(diào)、省調(diào)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(wǎng)規(guī)劃的重要宏觀性指標(biāo)，電網(wǎng)規(guī)劃應(yīng)保證合理的容載比。合理的容載比與網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相結(jié)合，可確保故障時負(fù)荷的有序轉(zhuǎn)移，保障供電可靠性，滿足負(fù)荷增長需求。依據(jù)《城市電力網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計導(dǎo)則》［18］，一般來說35 kV及以上電網(wǎng)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(qū)屬于快速發(fā)展期的地區(qū)，也是重點開發(fā)區(qū)，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(dǎo)則標(biāo)準(zhǔn)，說明受強降雨和降溫的影響，湖北電網(wǎng)2020年代表日的負(fù)荷偏小。

2 兩年代表日分壓線損結(jié)果分析

2.1 分壓線損結(jié)果對比

2019年代表日全網(wǎng)分壓理論線損計算結(jié)果如下：500 kV 電網(wǎng)線損率為0.67%，220 kV 電網(wǎng)線損率為0.77%，110 kV電網(wǎng)線損率為0.90%，35 kV電網(wǎng)線損率為2.26%，10 kV電網(wǎng)線損率為2.67%，380 V電網(wǎng)線損率為5.72%。從2019年代表日理論線損計算結(jié)果的損耗構(gòu)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(wǎng)分壓理論線損計算結(jié)果如下：500 kV 電網(wǎng)線損率為0.90%，220 kV 電網(wǎng)線損率為0.75%，110 kV電網(wǎng)線損率為0.90%，35 kV電網(wǎng)線損率為1.97%，10 kV電網(wǎng)線損率為2.62%，380 V電網(wǎng)線損率為5.54%。從2020年代表日理論線損計算結(jié)果的損耗構(gòu)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(wǎng)損耗、10 kV 及以下配網(wǎng)損耗是湖北電網(wǎng)損耗的主體，尤其是10 kV 及以下配網(wǎng)損耗占全網(wǎng)損耗的60%左右，說明10 kV和380 V電網(wǎng)是重?fù)p層［24-26］。對于10 kV 電網(wǎng)，重?fù)p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(wǎng)無功補償容量不足，無功負(fù)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(xiàn)象，特別是一些湖區(qū)和山區(qū)。對于380 V電網(wǎng)，重?fù)p原因主要是供電半徑大、線徑小、功率因數(shù)低、三相負(fù)荷不平衡、接戶線和戶表老舊等［27-36］。

35 kV電網(wǎng)損耗電量在各電壓等級電網(wǎng)中最低，這是由于湖北電網(wǎng)原則上限制35 kV 電網(wǎng)發(fā)展，對于35 kV負(fù)荷較重的變壓器改由110 kV變壓器逐步轉(zhuǎn)帶負(fù)荷，導(dǎo)致該層供電量減少，同時該層存在相當(dāng)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(gòu)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(wǎng)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(wǎng)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(gòu)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(gòu)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(gòu)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(gòu)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(gòu)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(dǎo)地位，這與500 kV 電網(wǎng)作為主要輸電網(wǎng)、承擔(dān)遠(yuǎn)距離大容量電能輸送任務(wù)具有密切關(guān)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(dǎo)地位，說明220 kV電網(wǎng)仍在很大程度上承擔(dān)著較大范圍和容量的電能輸送功能，同樣具有輸電網(wǎng)的性質(zhì)。

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(wǎng)的特點。

110 kV 和10 kV 電網(wǎng)中變壓器損耗所占比例較高，這與配電網(wǎng)中變壓器數(shù)量較多而容量較小有直接關(guān)系。另外，在10 kV 配電網(wǎng)中，配電變壓器“大馬拉小車”的現(xiàn)象比較普遍，高損耗配電變壓器數(shù)量較多，這也是該電壓等級配電網(wǎng)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(wǎng)損耗影響分析

2020 年代表日500 kV 電網(wǎng)損耗占全網(wǎng)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(wǎng)是全國電網(wǎng)的樞紐，承擔(dān)著十分重要的跨區(qū)電網(wǎng)運行及西電東送、南北互供任務(wù)，并且省內(nèi)水、火電機組裝機呈現(xiàn)明顯的東西分布（水電裝機主要集中在鄂西地區(qū)，鄂東地區(qū)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(nèi)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(xù)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(nèi)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(jié)果來看，2020年代表日500 kV 電網(wǎng)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(fù)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(dāng)。由于鄂東地區(qū)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(qū)負(fù)荷依賴500 kV 主變下網(wǎng)，同時鄂西地區(qū)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(wǎng)，所以鄂東、鄂西地區(qū)的500 kV 主變運行壓力依舊比較大；二是由于220 kV 電網(wǎng)向500 kV 電網(wǎng)倒送電量增加，500 kV 和220 kV 電網(wǎng)層間交換增加，也增大了本層損耗。

3.2 220 kV電網(wǎng)損耗影響分析

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

省內(nèi)大范圍和容量的電能輸送由500 kV 承擔(dān)，220 kV 僅承擔(dān)部分地區(qū)間互供。雖然2020 年代表日負(fù)荷下降，但水電、風(fēng)電資源充足，電量無法就地消耗，倒送上網(wǎng)電量增加了部分地區(qū)500 kV主變運行壓力，也造成水電廠、風(fēng)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(wǎng)已形成220 kV電網(wǎng)的主要供電網(wǎng)絡(luò)，大部分地市已構(gòu)建了較為堅強的220 kV主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，并依托500 kV變電站逐步實現(xiàn)分片區(qū)運行，區(qū)域內(nèi)部電力電量平衡明顯加強，并且下級電網(wǎng)接入的新能源數(shù)量增加，一定程度上解決了下級地區(qū)電網(wǎng)缺乏電源支撐的問題，也緩解了220 kV主變下網(wǎng)壓力。所以本層線損率受負(fù)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(wǎng)損耗影響分析

2020 年代表日110 kV 電網(wǎng)損耗占全網(wǎng)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(qū)電網(wǎng)負(fù)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(fēng)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(qū)外輸送，尤其是風(fēng)電。風(fēng)電場大部分分布在山脈間，位于偏遠(yuǎn)地區(qū)，遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，送出線路一般較長，且風(fēng)電場較多的地區(qū)本身總體負(fù)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(wǎng)已形成以110 kV和35 kV高壓配電網(wǎng)為骨架，10 kV及以下中低壓配電網(wǎng)為主體的配電網(wǎng)絡(luò)，并且目前大力推動110 kV電網(wǎng)發(fā)展，一方面由110 kV變壓器逐步轉(zhuǎn)帶部分35 kV 重載變壓器的負(fù)荷，另一方面對110 kV 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，減少長距離供電，解決多級串供造成線路負(fù)荷過高等問題。所以本層線損率受負(fù)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(wǎng)損耗影響分析

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

35 kV 電網(wǎng)以鏈?zhǔn)?、輻射及環(huán)網(wǎng)為主要結(jié)構(gòu)，目前本層電網(wǎng)沒有開展經(jīng)濟運行的條件。本層電網(wǎng)主要供給縣域電網(wǎng)，供電半徑較長、線徑偏細(xì)，目前損耗較高的幾個地區(qū)具有縣域電網(wǎng)面積占比大，負(fù)荷密度偏低同時增長緩慢的共同特點。由于湖北電網(wǎng)總體規(guī)劃原則上限制35 kV 電網(wǎng)發(fā)展，部分單線、單變、單電源供電，長距離、迂回供電等現(xiàn)象短時間內(nèi)難以改變。所以總體來看，本層線損率偏高。

35 kV 電網(wǎng)供電負(fù)荷受季節(jié)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(fù)工復(fù)產(chǎn)、復(fù)商復(fù)市情況未能完全恢復(fù)至同期水平，造成本層負(fù)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(wǎng)損耗影響分析

2020 年代表日10 kV 電網(wǎng)損耗占全網(wǎng)總損耗的32%，與2019 年代表日占比基本持平。10 kV 電網(wǎng)損耗電量是全網(wǎng)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?？偟膩碚f，10 kV電網(wǎng)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(nóng)網(wǎng)，線路末端負(fù)荷較大。面對這種情況，需將負(fù)荷切割至其它臨近的10 kV線路，使電網(wǎng)負(fù)荷更加平衡；2）導(dǎo)線線徑偏細(xì)。這類問題一般也集中在農(nóng)網(wǎng)，當(dāng)負(fù)荷增加時線路極易發(fā)生重載；3）供電半徑偏大。這類問題多集中在偏遠(yuǎn)農(nóng)村和山區(qū)。

隨著配網(wǎng)改造逐步推進(jìn)，配變運行在更經(jīng)濟的區(qū)間，本層網(wǎng)架結(jié)構(gòu)得到優(yōu)化，本層電網(wǎng)損耗會逐步降低。但是2020 年代表日負(fù)荷下降對中低壓配電網(wǎng)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(wǎng)損耗影響分析

2020 年代表日380 V 電網(wǎng)損耗占全網(wǎng)總損耗的27%，與2019 年代表日占比基本持平。380 V 電網(wǎng)是另一個重?fù)p層。總的來說，380 V電網(wǎng)損耗較大，主要原因是臺區(qū)負(fù)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(zhǔn)，主線、接戶線改造未完成，低壓導(dǎo)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(nóng)村低壓線路、變壓器進(jìn)行整改，逐步對低壓線路進(jìn)行絕緣化改造，盡可能對變壓器負(fù)荷不平衡現(xiàn)象進(jìn)行調(diào)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(qū)布點，合理規(guī)劃分布式電源等一系統(tǒng)舉措的實施，本層電網(wǎng)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(fù)荷下降和臺區(qū)節(jié)能降損建設(shè)措施的積極影響。

4 措施和建議

4.1 構(gòu)建安全可靠的電網(wǎng)，提高經(jīng)濟運行水平

1）對電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進(jìn)行科學(xué)合理優(yōu)化。首先對供電區(qū)域內(nèi)的供電需求進(jìn)行詳細(xì)分析，然后再對自身的供電情況以及電網(wǎng)的運行情況進(jìn)行分析，針對性提出相應(yīng)的布局措施，以確保電網(wǎng)布局合理性。針對地區(qū)負(fù)荷增長迅速，主變?nèi)萘坎蛔愕那闆r，加快推進(jìn)主變增容改造項目，加快推進(jìn)配套工程建設(shè)，優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，通過切轉(zhuǎn)周邊變電站的負(fù)荷，緩解供電壓力。

2）根據(jù)負(fù)荷季節(jié)變化，定期開展設(shè)備經(jīng)濟運行分析。對超載、高能耗老舊設(shè)備進(jìn)行技術(shù)改造或逐步進(jìn)行更換，合理優(yōu)化主變運行方式，不斷提升變壓器經(jīng)濟運行水平。對輕載、主變負(fù)荷不均的變電站，應(yīng)加強設(shè)備監(jiān)控，根據(jù)負(fù)荷情況及時調(diào)整運行方式，將部分負(fù)荷轉(zhuǎn)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(dǎo)線，降低線路損耗，同時合理改善電網(wǎng)的布局和結(jié)構(gòu)，避免或減少城農(nóng)網(wǎng)線路的迂回供電。

4）優(yōu)化配網(wǎng)運行方式，將10 kV 線路的部分負(fù)荷轉(zhuǎn)至由附近輕載變電站的10 kV線路供電。合理規(guī)劃線路負(fù)載分布，梳理重載線路及附近輕載線路的大用電客戶明細(xì)，優(yōu)化線路運行方式，降低損耗。

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

4.2 提升地區(qū)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(xiàn)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(shè)備臺賬，做好負(fù)荷預(yù)測工作，優(yōu)化AVC系統(tǒng)的調(diào)控策略管理，實現(xiàn)地區(qū)AVC全閉環(huán)。從全網(wǎng)角度優(yōu)化提升無功電壓管理工作，電網(wǎng)無功由“就地補償，就地平衡”轉(zhuǎn)為“優(yōu)化補償，分層平衡，上下兼顧”。

3）持續(xù)開展電能質(zhì)量治理工作。做好電網(wǎng)諧波在線監(jiān)測數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析與治理，加強無功補償設(shè)備檢修計劃管理，定期統(tǒng)計分析無功補償設(shè)備缺陷，督促及時消缺，提高設(shè)備的可用率。

4.3 合理選擇設(shè)備，發(fā)揮設(shè)備最大經(jīng)濟效率

結(jié)合不同地區(qū)的實際發(fā)展需求，豐富配電網(wǎng)典型供電模式、典型設(shè)計、通用設(shè)備等標(biāo)準(zhǔn)化成果體系，滿足不同類型供電區(qū)域的配電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)需要。通過應(yīng)用技術(shù)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(zhì)量配電網(wǎng)設(shè)備，保障配電網(wǎng)安全可靠運行，打造堅固耐用的配電網(wǎng)。例如在變電站新建改造工程中，在滿足系統(tǒng)要求的前提下，恰當(dāng)選擇電容器分組容量，合理配置電容器組數(shù)，避免發(fā)生過補償；對于變電站電容器單組容量過大，造成設(shè)備使用效率低，可對電容器進(jìn)行分組改造，降低單組容量；在中低壓配電網(wǎng)建設(shè)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(jié)能型變壓器，減少變壓器損耗；在配變新增工程的設(shè)計環(huán)節(jié)，合理配置配變?nèi)萘考皵?shù)量，將配變?nèi)萘繃?yán)格管控在標(biāo)準(zhǔn)值以內(nèi)等。

4.4 優(yōu)化新能源接入布局，加強上網(wǎng)通道建設(shè)

對新能源上網(wǎng)應(yīng)從規(guī)劃設(shè)計、并網(wǎng)投產(chǎn)、日常運行多個環(huán)節(jié)入手，合理規(guī)劃相關(guān)區(qū)域新能源場站接入方案和電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，從源頭保證新能源配備充足的靜止無功補償設(shè)備及動態(tài)無功補償設(shè)備。目前新能源增長較快，大負(fù)荷期間新能源電廠應(yīng)結(jié)合電網(wǎng)運行方式特點，力爭多發(fā)容性無功，特別是在自身出力較大、電網(wǎng)負(fù)荷較重的方式下，以滿足無功功率分層平衡，降低損耗。

5 結(jié)語

在負(fù)荷實測的基礎(chǔ)上進(jìn)行理論線損計算對于分析技術(shù)線損主要矛盾，明確降損主攻方向具有十分重要的作用，應(yīng)作為供電公司降損工作的技術(shù)基礎(chǔ)。目前湖北電網(wǎng)技術(shù)降損的重點是中低壓配電網(wǎng)，同時在電網(wǎng)設(shè)備中應(yīng)著重關(guān)注線路降損。提高電網(wǎng)經(jīng)濟運行水平，重視無功配置管理，關(guān)注電網(wǎng)設(shè)備升級改造，優(yōu)化新能源接入布點等是降低湖北電網(wǎng)技術(shù)線損的主要措施。

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