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电气百科:地区电网降低电能损耗的主要措施分析

文章来源:旺材变压器 作者:【*】 点击:次 时间:2018/11/9 11:16:48

来源:变压器技术杂志

地区电网降低电能损耗的主要措施分析

江北,刘敏,陈建福,江滔

广东省珠海电力工业局

湖南省长沙电业局

1 概述

电网电能损耗率(即线损)是考核供电企业的重要经济技术指标之一,降低线损是提高经济效益的一项重要举措,如电网年供电量为2 700 GWh,线损率降低1%,节约的电能就超过1500万人民币,经济效益十分显著。归纳起来,地区电网的线损主要由三部分组成:固定损耗即所有变压器、测量仪表、二次电路等励磁回路的铁耗;可变损耗即线路和变压器等与电流平方成正比的铜耗;管理损耗即抄表差错、计量仪表误差和偷窃电及管理不善等所引起的损耗。本文结合地区电网的具体特点和事例,通过分析和计算,在电网运行方式、经济调度、电网改造和线损管理等方面提出了一些降低线损的措施。

2 优化运行方式

(1)合理安排地方电厂的发电计划和出力曲线,做好分区分层有功和无功功率平衡,避免潮流长距离和多电压等级变换输送

地区电网中经常接入一些经110 kV、35 kV或10 kV线路并网的地方电厂,根据电网运行和配置简化的需要,220 kV和110 kV的电磁环网正常情况下应是开环运行的,220 kV变电站供电区域内所接入的地方电厂如果发电过剩,必然要通过220 kV主变将剩余电力送至220 kV电网中,通过相邻220kV变电站主变降压后再供给负荷,这种运行方式无疑会增加线损;而对于负荷较重区域,如果地方电厂出力不足需要从220 kV主变或联络线路输入功率,也会增大线损。例如某220 kV变电站接入了装机容量为200 MW的地方电厂,而该区域最大供电负荷约为70 MW,在地方电厂出力较大的夏季线损指标会明显增大,而另一区域因地方电厂装机容量不足,主要依靠110 kV线路长距离(29 km)、细导线(LGJ-150)输入电力,线损较大,这两种情况均影响电网线损的降低。

(2)开展线损计算分析,优化供电方式

    地区电网如果有两回或两回以上供电线路和存在多种供电方式时,应进行潮流和线损分析,对几种可能的供电方式进行计算,在兼顾可靠性和自动装置满足要求的基础上综合确定运行方式,达到降低线损的目的。如某电网原来由甲线主供电,乙线备用,经潮流和线损计算后发现如果改由乙线主供电、甲线备用,将使线损降低0.06%,只需对一套110kV备自投装置进行少量改造。

(3)合理安排临时运行方式,优化停电检修计划,减少重复停电

输变电设备的停电改变了电网的正常运行方式,在相同的供电负荷下,增加了输变电设备的输送潮流和线损,对供电的安全可靠性也不利,因此调度运行部门应优化停电计划,缩短输变电设备停电时间和减少停电重复性。可采取优化月度停电检修计划,提前确定和细化周停电计划及严格审批临时停电计划的工作程序,最大程度地减少停电操作次数,提高供电可靠性,降低线损。

3 加强经济调度

(1)实现无功就地补偿,减少无功潮流引起的输变电设备线损

地区电网在无功潮流经济调度方面,应坚持按电压等级和供电区域进行无功出力和负荷分层、分级及分区补偿的原则,在各层、级、区合理地配置和投退无功补偿装置,有条件的供电企业可采用电压无功综合调节装置,实现无功补偿装置和有载调压变压器分接头的综合自动调整,有效提高变电站10kV母线负荷功率因数,提高电压合格率,避免无功功率的长距离和重复来回输送,从而降低线损。

(2)利用峰谷电价政策提高负荷率,减少峰谷差

在负荷高峰期间,输变电设备输送电流增大,随负荷电流平方成正比关系的线损也增加,负荷降低会使输送电流减小,线损也会减小。对负荷率和线损的相互关系进行分析表明,如果电网负荷率为100%,线损组成中的可变线损将为最小。因此提高负荷率、缩小负荷峰谷差对降低线损有积极作用,如果积极推广和实行峰谷电价政策,依靠电价杠杆作用,使用户自觉调整用电负荷和用电时间,可以达到避峰节电效果。

(3)适当提高输电线路的供电电压

在运行电压满足供电质量要求的前提下,适当提高运行电压可以减小输送电流,从而降低线损。通过初步计算,如果运行电压提高5%,输电环节中的线路和变压器损耗可降低9%左右。适当提高运行电压的主要方法有:调整有载调压变压器的分接头档位、升高发电机机端电压、投入无功电容补偿装置、退出吸收容性无功的电抗器等。

(4)停运季节性运行变压器,减小空载损耗

有2台或以上变压器的变电站,应根据季节性、经常性负荷的实际情况,在适当时期内将负荷转移到某台变压器供电,而将另外的变压器转为备用状态,以减少变压器的空载损耗。该措施对于容性负荷比较高的电网降低线损效果十分明显。例如某电网的最大负荷约为140 MW,220 kV和110 kV的变电容量分别为300 MVA和400 MVA,其冬季最大负荷为110 MW,在每年10月至次年3月间,如果某些变电站变压器定期轮换运行,减少的空载损耗电量大于增加的可变损耗电量,则在半年期间可减少1 GWh的电能损耗。但要注意的是,变压器运行台数减少后,变压器双回路供电变成了单回路供电,“N-1”方式不能满足,供电可靠性降低了,同时为了保障处于备用状态的主变能随时投入运行而执行定期轮换制度,也会增加主变的倒换操作次数。

4 加强设备和电网改造

(1)加强线路改造,减少线路损耗:

输电线路的损耗电能与线路电阻和输送电流的平方成正比,减少线路电阻和电流,均可降低线损。减少线路电阻的主要方法是增加导线截面面积和缩短线路长度,因此在电网规划、设计和改造中,合理地选择输电线路的导线截面和路径,使变电站位置能尽量位于负荷中心以缩短供电半径,选用低电阻率材料的导线等,都有利于线路线损的降低。如某110 kV输电线路(LGJ-150/29 km),某月输送电能为16 GWh和7.5 Gvar,其理论线损为322 MWh/月,线损率为2.01%。如果将LGJ-150导线更换为LGJ-240导线,其理论线损为196 MWh/月,线损率为1.23%,该输电线路改造后,一年可减少约90万元的电能损失。

(2)更换变压器,减少变压器损耗

     选择空载损耗较低的节能型变压器和合理调整变压器的负载率,可达到降低变压器损耗的目的。如将型号为SFZ8-20000 kVA的变压器(空载损耗约为18 kW)替代型号为SFSL-20000 kVA的变压器(空载损耗为44 kW),一年可节省电量约227MWh。根据主变负荷情况,合理地选择变压器容量也是降低损耗的措施之一。分析表明,当变压器空载损耗和负载损耗相等时变压器的总损耗为最小、效率最高,是变压器的理论最佳负荷状态。

(3)减小输电网络的接触电阻和泄漏电流

输电网络中的电气设备连接处,包括输电线路、断路器和隔离开关、电流互感器等各种引线的连接处,不同程度地存在着接触电阻,因接触不良引起连接处发热,不仅会造成电能损耗,而且威胁到电网和设备的安全运行;因绝缘老化和破裂、线路严重积污等,也会由泄漏电流造成电能损耗;夜间对变电站配电装置和设备进行熄灯巡视和红外线测温检测,经常会发现某些设备的连接处发红、发热或温度过高,这些都是电能损耗的具体表现,因此加强输变电设备的运行维护、更换破损设备、紧固设备连接处以确保接触电阻满足运行要求,对降低线损有积极作用。

(4)实行电网升压改造

如果现运行的输变电设备能满足绝缘配合要求,利用已有线路走廊和变电设备或进行部分更换,对电网进行改造,将输变电系统运行电压升高1至2个等级,既可满足节省资金、减少施工量和缩短停电时间的要求,又可大大降低线路的输送电流,降低线损。如某电网中有两个变电站通过35 kV线路供电,因输送功率和供电量均较大,线路损耗高达3.1%,某月损失电量为114 MWh。根据计算,如果将线路升压至110 kV电压等级运行,其线损将减少90%左右。

(5)应用线损计算技术决策电网改造方案

在进行电网规划、建设和改造的过程中,不仅要充分考虑电网运行的安全可靠性、运行灵活性,还要充分考虑电网运行的经济性,即运行线损相对较小,当电网改造的几个方案初步确定后,应对全部方案进行包括线损在内的综合分析和计算,然后再确定结线方案。现以某110 kV线路的两个改造方案为例说明。方案1是新建一座220 kV变电站作为某局部电网电源中枢点,再配套建设和完善相应的110kV输电线路(新建站主变分别采用90 MVA国产高损和150 MVA进口低损变压器);方案2是在现有110 kV电网基础上,以临近220 kV变电站为主供电源点,完善并加强110 kV输电线路,假设所有新建110 kV输电线路均采用LGJX-240导线。按照网供电量增长12%和地方电量增长8%的比例,对有关变电站和输电线路的负荷和电量进行预测,对1999、2000和2001年的电网运行线损进行分析和计算,结果和分析如下:

方案1中,配置1台主变的线损比配置2台主变的线损约低45%,并且随着网供电量增长,两者的差别逐渐缩小,预计至2001年将缩小到35%,主要原因是变压器空载损耗所占线损的比例逐渐降低;因220kV变压器容性负载比较高,变压器空载损耗所占比例偏高而对线损灵敏度较大,因此选择低损耗变压器(甚至大容量变压器)对降低线损的作用显著;

方案2中,网供电量需通过110 kV线路串联输送,沿线线路的损耗叠加后,增大了线损,并且输送负荷的电流大小(基本等效于供电量的多少)几乎是影响线损的唯一因素,所以随着供电量的增加,线损也逐渐增加;1999~2000年,方案1配置1台220 kV变压器时,方案2的线损约高0.1%~0.2%;如方案1配置2台变压器,则其线损要高出0.2%~0.4%,主要原因是变压器的空载损耗对整个线损影响的灵敏度较高。至2001年,因电量和负荷增长至一定水平,方案1要比方案2的线损整体低0.1%~0.5%。

初步结论:方案2与方案1(首期为1台主变)比较,前者的线损率约高0.1%~0.2%,折合损失电量为500~1 100 MWha;方案2中的110 kV线路电磁开环备用点,应完善和配置相应的自动装置,以提高安全可靠性,并可兼顾相邻局部电网间的支援能力。综合安全性、经济性因素,我们认为方案1可推迟至2001年后实施,现阶段优选方案2,先进行110 kV的线路改造,以节省220 kV输变电工程的投资。

5 加强线损管理

(1)完善电度计量配置

严格按照有关规程和规定装设电能计量表计是确保线损科学和规范管理的必要手段,在安排和实施电网建设改造工程时,有关部门应充分重视电能表计配置的完善,并根据电网发展情况及时补装、补全被遗漏的表计。

(2)控制好电度表计误差,提高计量精度

造成电度表计量误差的因素很多,如计量装置本身误差、电流互感器和电压互感器回路误差、环境变化造成误差、安装使用不当造成误差等,这些对整个电网的统计线损影响很大,特别是关口表、考核表等表计。应加强线损管理小指标的监督力度,对母线电量不平衡、站用电完成指标等做好误差分析、控制和校核工作。

(3)统一抄表时间

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