李智宇
珠海电力工业局，广东 珠海 519000
降损工作可分为管理降损和技术降损两部分。管理降损是通过管理和组织措施来降损；技术降损则是通过各种技术措施来达到降损目的。技术措施包括需要增加一定投资对电力网某些部分进行技术改造和不需要增加投资仅需改善电网运行管理2类措施。现结合珠海电力局配电网运行和城网改造的情况，分析一下配电网降损的技术因素。
1 合理调整配电网的运行电压
线路和变压器中的可变损耗与运行电压的平方成反比，因此提高运行电压可以显著地降低线损(当然也只能在额定电压的上限范围内适当提高)。如果负荷较小，在低谷时间提高运行电压，则会适得其反，因为大量配电变压器线圈在其它铁心内形成铁损，它与电压的平方成正比。
a)变压器铜损(可变损耗)
ΔPk=(I/In)2.Pk， (1)
式中 I ——通过变压器的电流，A；
In——变压器额定电流，A；
Pk——变压器短损，kW。
可见：ΔPL∝I2。
b)变压器铁损(固定损耗)
ΔPo=(U/U′)2.Po，(2)
式中 U——运行电压，kV；
U——运行分接头电压，kV；
Po——变压器空损，kW。
可见：ΔPo∝U2。
c)配电线路的损耗
ΔPL=3I2R×10-3=(S2/U2).R×10-3=[(P2+Q2)/U2].R×10-3， (3)
式中 R --线路电阻，Ω；
S，P，Q--通过线路的视在、有功和无功功率，kVA，kW，kvar。
可见：ΔPL∝I2。
由上面三式可知，在负荷和元件电阻不变条件下，提高配电网的电压后，由于通过电网元件的电流减小，配网的可变损耗(ΔPk+ΔPL)也随之降低。下面以电压提高后线路可变损耗的降低进行分析。可变损耗降低
ΔP=ΔP1-ΔP2=
(S2/U2)R-S2/［U2(1+a)2］=
(S2/U2)R/［1-1(1+a)2］， (4)
降低的可变损耗用百分数表示为：
ΔP=(ΔP/ΔP1)×100%=［1-1/(1+a)2］×100%， (5)
式中 ΔP1，ΔP2——电压提高前、后电网的有功功率损耗，kW；
a——电压升高率。
由(4)式可知，当电网电压水平提高5%，可变损耗降低9%。根据珠海市电力局1998年10 kV配网理论计算结果，可变损耗占配网总损耗的70%～75%，所以电网的总损将降低6.3%～6.75%；当配电网电压提高5%，不变损耗将增加10%，此时配网总损耗将增加2.5%～3%。合并计算，配网电压升高后邮电局网降损3.3%～4.25%。以此推算，配网电压提高后，配网的降损效果如表1所列。以珠海配电中区1998年9月(代表月)理论计算为例，配网总损耗为1 297.971 MWh，升压5%之后，按减损3.3%计算，减损电量42.833 MWh，则配电中区年减损513.997 MWh，按售电均价550元/MWh计算，可节约28.27万元。
表1 配网电压提高后的降损效果 %
电压提高
可变损
耗降低
不变损
耗增加
总损耗
降低
1
2
2
0.8～1
3
5.7
6
2.2～2.8
5
9
10
2.5～3
7
12.4
14.5
4.3～5.7
10
17.4
21
5.9～7.7
在实施中，我们应根据配网负荷情况来决定升压或降压运行。一般来说，配网可变损耗在总损耗中所占比例大于50%，此时升高运行电压可达到降损目的，表1适用；在负荷低谷，配网线路不变损耗达到了总损的50%以上时，应下调运行电压，使铁损减少，取得降损效益。
2 改造线路，更换为大截面导线
线路可变损耗ΔPL=3I2R×10-3，在输送相同容量负荷情况下，较粗的导线损耗较少。珠海市目前城网改造中，新架设的10 kV主干线一般采用LGJ-150和LGJ-120(电缆为YJV223×240)，分干线采用LGJ-95(电缆为YJV223×150)；低压干线一般采用BVV-120(电缆为VV223×240+120)，分干线采用BVV-70和BVV-50(电缆为VV223×120+70)。部分农村线路线径截面小，负荷重，高损耗设备多，致使农网线损电量占整个损失电量比例大。根据这些情况，除抓紧网架建设，强化电网结构外，还应按农村配电网发展规划，有计划、有步骤地分期分批进行农电设施的技术改造，而第一步工作就是更换农网残旧线路和小截面线路。
3 采取负荷中心供电，降低损耗
随着城镇居民生活水平的不断提高和社会经济的飞速发展，用电量急剧增加。近三年来，珠海市社会供电量年增长都在10%左右，原有的电网特别是配电网的改造显得十分迫切，线路高负荷运行、迂回供电、超过正常允许供电半径范围供电等因素至使线损增加。我们采用深入负荷中心进行供电的办法，从规划入手调整不合理的供电区域，改善由上述不利因素造成的影响。
a)将110 kV变电站深入到市中心负荷高密集区，直接向10 kV用户供电。这既提高了供电能力，保证了电压质量和供电可靠性，也大大降低了线损。现已建成投产的110 kV变电站有柠溪站、明珠站和九洲站，建设中的有夏湾站、翠香站。它们的建成投产缩短了部分架空线供电半径，解决了开关站电源及大负荷用户的供电，使市中心区供电网络更为合理、高效、可靠。
b)城市人民生活用电迅速增加，建筑物的高层化和城市现代化改造等都造成了市中心用电密度急剧上升。利用有限的变电站出线，建立10 kV开关站向其附近多个负荷点供电，此种供电方式在珠海市应用较广，效益明显。全市10 kV开关站从1995年11个上升到1998年的20个，新增10 kV馈线柜109个(现已投运40个)。计划于1999和2000两年建成投产的丹田、屏西、华海、桂花村和富华、青蓝、琴石、翠花等8个10 kV开关站亦将为电网的多供少损发挥积极作用。
c)推广住宅小区供电，新建公用电房，改造公用低压台区供电网络，缩小供电半径，从变压器的低压出线到各用户，尽量以变压器为中心向外辐射。1998年珠海市电力局新建设公用低压台区6个，改造低压线路120 km，有效降低了损耗。对公用配电变压器供电半径要求是不超过300 m(繁华市区不超过200 m)，郊区和分散居民区要求不超过500 m。今后须加强低压网络规划，统筹建设，改造布局不合理、线路过长、负荷密集的配电台区，将大容量配电变压器大范围供电台区拆分为若干小容量小范围供电的配电台区，降低配电损失。
4 使配电变压器三相负荷趋于平衡
珠海一般采用的配电变压器为Y/Y0-12接线方式，中性点直接接地，由于低压用户负荷变化较大，容易造成配电变压器三相电流不平衡，在中性线上产生电流。三相负荷不平衡度越大，产生的中性线电流也越大，电能损耗也随之增加。一般要求配电变压器低压出口电流不平衡度不超过10%，低压干线及主要支线始端的电流不平衡度不超过20%，超过此限则应进行迁移调整负荷工作，使不平衡度降下来。在城网改造中，重新调整部分低压台区负荷，使三相负荷趋于平衡；在日常运行中，应定期进行公用配电变压器的三相负荷测定，并根据低压负荷季节性变化较大的特点，在换季和负荷高峰期严密监测，对三相不平衡线路及时进行调整和转移负荷工作。
5 开展配电变压器的经济运行
在配网损耗中，配电变压器损耗约占40%～50%，空载损耗占配电变压器总损耗的70%～80%。为降低空载损耗，可采取下列措施：
a)对于有两台配电变压器的公用低压台区，在负荷低谷时，实行单台运行；
b)对于季节性生产的变压器(如农田灌溉、榨糖等)，季节性负荷相差悬殊，可采用“母子”变压器，在其闲置期间，切除大容量配电变压器，投入小配电变压器作替换，可达到配变灵活、经济运行的目的；
c)对于大型工业企业，采用两台不同变压器，将动力电源和照明电源分开，有利节能。
6 加强无功功率管理，提高配网功率因数
电网结构确定后，无功功率在电网中的不合理流动是造成损耗增加的主要原因。各类用户按其负荷性质具有一定的功率因数，尽量将无功功率就地补偿一部分，则电网传送给它的无功功率就少，在线路上就减少了无功功率流动，也就减少了损耗。从表2提高功率因数和降低线损的关系反推可知，功率因数提高后，线损将大幅度降低。
表2 功率因数由1.0下降时损耗增加情况
功率因数
λ
可变损耗
ΔP/%
功率因数
λ
可变损耗
ΔP/%
1.0
0
0.75
78
0.95
11
0.70
104
0.90
23
0.65
136
0.85
38
0.60
178
0.80
56
在无功补偿方面，我们采用电容分散补偿(在用户侧)和集中补偿(在变电站内)相结合、高压补偿和低压补偿相结合的方法，加上对用户实行无功功率考核和力率奖惩制度，使配网功率因数有很大提高。但还须注意两方面问题：一是防止用户无功功率倒送。部分用户为提高力率多得力率奖励，在系统低谷时仍大量投入补偿电容器，导致无功功率倒送回电网，造成电压升高，损耗增加。可在用户侧安装双向无功功率表记录并监视用户无功功率情况。二是低压用户的无功功率管理。因未对公用配电变压器实行力率考核，无功功率管理容易忽视。珠海电力局过去部分公用电房无功补偿装置残旧，不能投入使用；部分电房虽有无功补偿装置，因自动化程度低，总体投运率较低。在城网改造中我们对此给予了重视，在配电变压器低压侧安装无功自动补偿柜，使其可根据负荷的实际情况自动投切电容器组，达到提高公用变压器的功率因数、减少配电损耗的目的。
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