1、概述電網電能損耗率（即線損）是考核供電企業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、優化運行方式

（1）合理安排地方電廠的發電計劃和出力曲線，做好分區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的電磁環網正常情況下應是開環運行的，220 kV變電站供電區域內所接入的地方電廠如果發電過剩。

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，優化供電方式

地區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域進行無功出力和負荷分層、分級及分區補償的原則，在各層、級、區合理地配置和投退無功補償裝置，有條件的供電企業可采用電壓無功綜合調節裝置。

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％，輸電環節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，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的主變能隨時投入運行而執行定期輪換制度，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。

（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，經常會發現某些設備的連接處發紅、發熱或溫度過高，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，將輸變電系統運行電壓升高1至2個等級，既可滿足節省資金、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，現階段優選方案2，先進行110 kV的線路改造，以節省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程和規定裝設電能計量表計是確保線損科學和規范管理的必要手段，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）統一抄表時間

隨著地區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計時間不對應，而造成很大誤差，失去了線損統計和分析的意義。

因此解決好抄表時間統一的問題，是做好線損實測工作的重要基礎，對整個輸變電系統進行線損統計可依靠調度自動化系統和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來保障抄表的同時性，如果硬件條件不具備，可制定和規范抄表制度，并配備足夠的人員來統一抄表時間。

（4）加強線損的分級、分區和分站線管理考核

將線損的統計和分析進行分級、分區和分站劃分，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和分層考核后發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的一項長期工作，有助于提高企業經濟效益。對線損進行全面統計和分析，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，應優先做好無功功率的分層、分區和就地平衡，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。