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摘要:本文全面总结了滨州电网一次网损管理现状,分析研究了滨州电网一次网损产生的主要因素,制定了滨州电网降低一次网损的对策和建议,通过今后的电网规划、电网技术改造、电网方式安排、线损管理降低网损,促进滨州电网的经济运行。
关键词:电网;一次网损;现状;措施
作者简介:张海城(1972-),男,山东沾化人,滨州供电公司,助理工程师,主要研究方向:电网调度及运行方式;杨洪波(1981-),男,山东阳信人,滨州供电公司,助理工程师,主要研究方向:电网继电保护整定计算。(山东 滨州 256600)
线损管理是衡量供电企业在电网规划设计、生产管理、经营管理等方面综合管理水平的重要标志,降损是供电企业的一项重要工作,直接关系到企业的管理水平和经济效益。供电企业要发展,必须依靠科技手段,加强线损管理,实施节能降损措施。就线损管理而言,笔者认为,突出地方特色,努力构筑“技术、管理、保证”三大体系,应当是供电企业经营管理中的重点,是真正实现节能降耗、向管理要效益、建立节约高效企业的有效途径。
一、滨州电网的规模
滨州电网通过近几年的发展,电网的网架结构进一步完善,结构日趋合理,截止到2009年12月底,滨州电网已发展到直属220kV变电站9座、110kV变电站17座,变电容量3921.5MVA,县公司及用户110kV变电站24座,变电容量1960MVA,实现每一个县内有一座220kV变电站,网内有两座省统调电厂(沾化电厂和鲁北电厂)。其中沾化电厂装机容量为330MW(2×165),鲁北电厂装机容量为600MW(2×300)。并网风电场一座,装机容量49.5MW,地方电厂19座,总装机容量976MW(不包括地方孤网运行电厂)。
二、线损率完成情况
公司线损率指标与省内其他地区横向比较(见表1)。
通过省内17个地市横向比较,滨州供电公司2009年线损率为3.16%,在全省排名第2位,完成指标面临很大的困难。
2009年公司一次线损率完成情况纵向比较见表2。
通过纵向比较,可以看出公司一次线损率呈现缓慢下降的趋势,这得益于电网改造投入的加大。电网结构不断优化,一些重损耗线路、变压器逐步得到改造,同时公司对无功电压管理力度加大,节能降损措施的实施已初见成效。
三、滨州电网线损率影响的主要因素
我们通过对影响每个点损耗率的因素分析,得出以下几点主要影响因素。
(1)滨州电网发展相对滞后,电网主网架电源点较少,线路供电半径大; 直供电网与趸售电网的发展不平衡,趸售电网发展不平衡。老旧设备多,变压器或配变容量小、重载重损,大多数线路线径细,损失电量多,负荷分布极不均匀,最大县年售电量为5亿kWh以上,最小县年售电量0.6亿kWh左右。安全运行与经济运行存在矛盾比较突出。根据线损理论计算结果看,电网总体上处于不经济运行状态。
(2)各供电区域负荷不均衡,220kV、110kV变电站布点不合理,部分变电站主变负载率高,长期接近满负荷运行,部分变电站主变负载率低,几乎等于空载运行。变压器、线路不能在经济空间运行,损耗较大,如220kV王木站主变正常负荷在85%左右,损耗率达到0.7%。
(3)对于工业负荷比重较小的地区,负荷峰谷差较大,日负荷率较低,主变容量得不到充分利用,增加了主变的损耗。
(4)变电站无功补偿容量配置不合理,造成无功补偿装置得不到充分利用或无功补偿不足,如变电站单组电容器容量过大,就会造成在负荷低谷期间过补偿,电压较高,停用电容器则会出现功率因数低的问题。
(5)县公司及直供用户无功补偿不足,达不到无功补偿分层、分区的要求,造成主变负荷功率因数较低。感性负荷是消耗无功功率的主要用电设备,工矿企业用电设备中大部分采用感性用电设备,这些设备除吸收系统的有功功率外,还需要电力系统供给大量的无功功率。这些无功功率经过多级输电线路、变压器的输送和转换,造成无功功率的损耗,使得电网功率因数下降。由于用户无功补偿不足,在变电站进行集中补偿,通过35kV电容器补偿110kV侧的感性无功,增加了损耗。
(6)部分线路供电距离过长、导线老化、线径较细,一条线路带多个变电站现象普遍存在,造成用户端供电电压过低,线路线损率高,电压质量差。
(7)部分变电站主变为老型号变压器,损耗较大。
(8)部分220kV变电站主变为无载调压变压器,电压调整困难,电压质量得不到保障。
(9)电容器故障率较高,故障后修复周期过长,造成无功补偿设备投入不足。
(10)无损电量减少,造成线损率升高。
(11)近几年,电网设备建设、改造项目较多,电网运行方式及网架结构变化较大,电网长期不能在经济方式下运行,造成网损率增高。
(12)运行管理不到位,电容器投停不及时,变压器分头调整不及时。
四、降低一次网损的主要措施
1.降低一次网损的技术措施
(1)合理进行电网规划建设,加快电网设备技术改造速度,更换高耗能设备。简化电压等级,改造不合理的网络结构。简化掉一级电压,就能减少一级电气设备和一级电能损耗,并能减少运行管理和检修工作量。因此要以电网改造为契机,对导线线径过细、迂回线路、供电半径过长、卡脖子线路等问题进行彻底改造,优化网络结构,为降低线路的技术损耗奠定良好的基础。
电网内变电站主变压器要选择有载调压变压器,10kV配电变压器要坚决淘汰高能耗变压器,推广新型节能变压器。更换机械型电能表,推广使用电子式电能表。电子式电能表具有误差小、准确度高、灵敏度高、过载能力强、抗倾斜、防窃电、可实现远抄和集抄等优点。早日做到“四遥”(遥信、遥测、遥控、遥调),达到微机监控、远程监测和实时抄表。
(2)合理调整运行电压,各级电压保持合理的运行水平。电能损耗与电网运行电压的平方成反比,适当提高电网运行电压可明显降低电能损耗。一般在供电网络中,每提高5%运行电压可降低电能损耗93%左右。可采用无功补偿装置、将变压器安装在负荷中心点以及在无功平衡的前提下合理调整变压器的分接开关等手段,提高电网电压运行水平。
(3)加强无功管理,提高功率因数。电网中的无功功率消耗是很大的,大约有50%的无功功率消耗在输、变、配电设备上。为了减少无功功率消耗,就必须减少无功功率在电网中的流动,提高功率因数是降低功率损耗的一个较好的方法。提高功率因数的方法主要有通过安装电容器组来进行无功补偿。无功补偿设备应按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则进行配置。
(4)变压器经济运行。坚持“小容量、多布点、短半径”的原则,尽量使变压器处于负荷中心。合理选择变压器容量,容量的选择应按最佳负载系数调整,用电负荷在配电容量的0%～70%之间。合理调整变压器的运行方式,缩短配电变压器轻载、空载运行时间,降低铁损,保证变压器运行在损耗最小、效率最高的最佳经济运行点上。
(5)合理调整负荷,提高线路负荷率。用电负荷波动幅度与线路损耗有密切关系。在相同条件下用电负荷平稳,损耗电量就小;用电负荷波动幅度大,线路损耗电量就大。因此提高线路负荷率,减少峰谷差,降低负荷形状系数的k值,使配电网的负荷按经济负荷率运行,是降低线损的重要措施。
2.降低线损的管理措施
(1)加强组织领导,健全线损管理制度。首先要成立各级线损管理小组,由生技、营销、计量、审计、保卫等部门抽调专人组成,并配备线损专责人员负责日常的线损管理事务。线损管理小组上对领导负责,下对各管理机构负责,指导、服务和协调降损的各项工作,形成有效的管理机制。
其次要制定“线损管理办法”、“计量管理办法”、“抄核收管理办法”、“线损管理实施细则”等一系列线损管理办法和实施细则。在分级管理过程中明确责任、详细分工,彻底解决管理过程中出现的扯皮、推诿现象;对在管理过程中发生的问题要奖罚分明;事后的整改要责任到位,避免以后类似问题的再次发生。
最后各级线损指标不能凭空捏造,要靠科学测算和实际考核确定。可用计算机软件将各种数据输入电脑,对各高低压线路和设备进行理论计算,测算出分压、分线、分台区的理论线损指标。再由线损管理小组进行实际抄表核算,并结合近三年的实际损耗情况来确定全年的线损指标。做到每月一核算,每月一考核,每月一兑现,全年一总评。
(2)加强计量管理,完善计量管理制度。使用合格的电能表、TA、TV;选择适当的计量装置型号、变比;定期校验计量装置,及时更换坏表,校验设备必须是合格设备;使用合格的二次绝缘导线和电缆,及时更换计量用老化的导线、电缆;电能表尽量靠近TV安装,使TV二次压降减少(如果难于靠近TV安装,应适当加大TV二次线的截面)。供电所指定专人负责管理计量装置的运行事项,实行表计和表箱集中管理。计量柜采取防窃电措施,杜绝作弊窃电现象。
(3)严格抄、核、收工作制度。为了线损统计的准确性,供电部门应专门制定抄表管理制度,要求抄表人严格按照规定日期和路线完成抄收工作,达到高低压同步抄表,杜绝抄表不同步。防止“漏抄、估抄、错抄”现象;加强抄、核、收人员的职业道德教育和业务技能水平,确保抄表及时准确,核算细致无误,防止人为因素造成损耗增加。
(4)重视对线损管理人员的培训。领导小组要重视对线损管理人员业务素质的培训和业务能力的培养,坚持以人为本的原则,采取有效措施提高职工降损工作的积极性,并不断提高线损管理的工作水平,切实做到管理到位,达到降低线损的目的。
五、结论
线损率是衡量电能损耗高低的指标,它综合反映和体现了电力系统规划设计、生产运行和经营管理的水平,是电网经营企业的一项经济技术指标。搞好线损管理是提高供电企业经营收入、实现多供少损和节能降耗的重要手段。充分调动全体员工节能降损的积极性,增强节能意识,努力降低线损,是供电企业提高自身管理水平和经济效益的内在要求。
参考文献:
[1]最新电力行业线损管理及降损措施手册[M].北京:中国电力出版社,2007.
[2]虞忠年,等.电力网电能损耗[M].北京:中国电力出版社,2000.
[3]张利生.电力网电能损耗管理及降损技术(第2版)[M].北京:中国电力出版社,2008.
(责任编辑:麻剑飞)
关键词:电网;一次网损;现状;措施
作者简介:张海城(1972-),男,山东沾化人,滨州供电公司,助理工程师,主要研究方向:电网调度及运行方式;杨洪波(1981-),男,山东阳信人,滨州供电公司,助理工程师,主要研究方向:电网继电保护整定计算。(山东 滨州 256600)
线损管理是衡量供电企业在电网规划设计、生产管理、经营管理等方面综合管理水平的重要标志,降损是供电企业的一项重要工作,直接关系到企业的管理水平和经济效益。供电企业要发展,必须依靠科技手段,加强线损管理,实施节能降损措施。就线损管理而言,笔者认为,突出地方特色,努力构筑“技术、管理、保证”三大体系,应当是供电企业经营管理中的重点,是真正实现节能降耗、向管理要效益、建立节约高效企业的有效途径。
一、滨州电网的规模
滨州电网通过近几年的发展,电网的网架结构进一步完善,结构日趋合理,截止到2009年12月底,滨州电网已发展到直属220kV变电站9座、110kV变电站17座,变电容量3921.5MVA,县公司及用户110kV变电站24座,变电容量1960MVA,实现每一个县内有一座220kV变电站,网内有两座省统调电厂(沾化电厂和鲁北电厂)。其中沾化电厂装机容量为330MW(2×165),鲁北电厂装机容量为600MW(2×300)。并网风电场一座,装机容量49.5MW,地方电厂19座,总装机容量976MW(不包括地方孤网运行电厂)。
二、线损率完成情况
公司线损率指标与省内其他地区横向比较(见表1)。
通过省内17个地市横向比较,滨州供电公司2009年线损率为3.16%,在全省排名第2位,完成指标面临很大的困难。
2009年公司一次线损率完成情况纵向比较见表2。
通过纵向比较,可以看出公司一次线损率呈现缓慢下降的趋势,这得益于电网改造投入的加大。电网结构不断优化,一些重损耗线路、变压器逐步得到改造,同时公司对无功电压管理力度加大,节能降损措施的实施已初见成效。
三、滨州电网线损率影响的主要因素
我们通过对影响每个点损耗率的因素分析,得出以下几点主要影响因素。
(1)滨州电网发展相对滞后,电网主网架电源点较少,线路供电半径大; 直供电网与趸售电网的发展不平衡,趸售电网发展不平衡。老旧设备多,变压器或配变容量小、重载重损,大多数线路线径细,损失电量多,负荷分布极不均匀,最大县年售电量为5亿kWh以上,最小县年售电量0.6亿kWh左右。安全运行与经济运行存在矛盾比较突出。根据线损理论计算结果看,电网总体上处于不经济运行状态。
(2)各供电区域负荷不均衡,220kV、110kV变电站布点不合理,部分变电站主变负载率高,长期接近满负荷运行,部分变电站主变负载率低,几乎等于空载运行。变压器、线路不能在经济空间运行,损耗较大,如220kV王木站主变正常负荷在85%左右,损耗率达到0.7%。
(3)对于工业负荷比重较小的地区,负荷峰谷差较大,日负荷率较低,主变容量得不到充分利用,增加了主变的损耗。
(4)变电站无功补偿容量配置不合理,造成无功补偿装置得不到充分利用或无功补偿不足,如变电站单组电容器容量过大,就会造成在负荷低谷期间过补偿,电压较高,停用电容器则会出现功率因数低的问题。
(5)县公司及直供用户无功补偿不足,达不到无功补偿分层、分区的要求,造成主变负荷功率因数较低。感性负荷是消耗无功功率的主要用电设备,工矿企业用电设备中大部分采用感性用电设备,这些设备除吸收系统的有功功率外,还需要电力系统供给大量的无功功率。这些无功功率经过多级输电线路、变压器的输送和转换,造成无功功率的损耗,使得电网功率因数下降。由于用户无功补偿不足,在变电站进行集中补偿,通过35kV电容器补偿110kV侧的感性无功,增加了损耗。
(6)部分线路供电距离过长、导线老化、线径较细,一条线路带多个变电站现象普遍存在,造成用户端供电电压过低,线路线损率高,电压质量差。
(7)部分变电站主变为老型号变压器,损耗较大。
(8)部分220kV变电站主变为无载调压变压器,电压调整困难,电压质量得不到保障。
(9)电容器故障率较高,故障后修复周期过长,造成无功补偿设备投入不足。
(10)无损电量减少,造成线损率升高。
(11)近几年,电网设备建设、改造项目较多,电网运行方式及网架结构变化较大,电网长期不能在经济方式下运行,造成网损率增高。
(12)运行管理不到位,电容器投停不及时,变压器分头调整不及时。
四、降低一次网损的主要措施
1.降低一次网损的技术措施
(1)合理进行电网规划建设,加快电网设备技术改造速度,更换高耗能设备。简化电压等级,改造不合理的网络结构。简化掉一级电压,就能减少一级电气设备和一级电能损耗,并能减少运行管理和检修工作量。因此要以电网改造为契机,对导线线径过细、迂回线路、供电半径过长、卡脖子线路等问题进行彻底改造,优化网络结构,为降低线路的技术损耗奠定良好的基础。
电网内变电站主变压器要选择有载调压变压器,10kV配电变压器要坚决淘汰高能耗变压器,推广新型节能变压器。更换机械型电能表,推广使用电子式电能表。电子式电能表具有误差小、准确度高、灵敏度高、过载能力强、抗倾斜、防窃电、可实现远抄和集抄等优点。早日做到“四遥”(遥信、遥测、遥控、遥调),达到微机监控、远程监测和实时抄表。
(2)合理调整运行电压,各级电压保持合理的运行水平。电能损耗与电网运行电压的平方成反比,适当提高电网运行电压可明显降低电能损耗。一般在供电网络中,每提高5%运行电压可降低电能损耗93%左右。可采用无功补偿装置、将变压器安装在负荷中心点以及在无功平衡的前提下合理调整变压器的分接开关等手段,提高电网电压运行水平。
(3)加强无功管理,提高功率因数。电网中的无功功率消耗是很大的,大约有50%的无功功率消耗在输、变、配电设备上。为了减少无功功率消耗,就必须减少无功功率在电网中的流动,提高功率因数是降低功率损耗的一个较好的方法。提高功率因数的方法主要有通过安装电容器组来进行无功补偿。无功补偿设备应按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则进行配置。
(4)变压器经济运行。坚持“小容量、多布点、短半径”的原则,尽量使变压器处于负荷中心。合理选择变压器容量,容量的选择应按最佳负载系数调整,用电负荷在配电容量的0%～70%之间。合理调整变压器的运行方式,缩短配电变压器轻载、空载运行时间,降低铁损,保证变压器运行在损耗最小、效率最高的最佳经济运行点上。
(5)合理调整负荷,提高线路负荷率。用电负荷波动幅度与线路损耗有密切关系。在相同条件下用电负荷平稳,损耗电量就小;用电负荷波动幅度大,线路损耗电量就大。因此提高线路负荷率,减少峰谷差,降低负荷形状系数的k值,使配电网的负荷按经济负荷率运行,是降低线损的重要措施。
2.降低线损的管理措施
(1)加强组织领导,健全线损管理制度。首先要成立各级线损管理小组,由生技、营销、计量、审计、保卫等部门抽调专人组成,并配备线损专责人员负责日常的线损管理事务。线损管理小组上对领导负责,下对各管理机构负责,指导、服务和协调降损的各项工作,形成有效的管理机制。
其次要制定“线损管理办法”、“计量管理办法”、“抄核收管理办法”、“线损管理实施细则”等一系列线损管理办法和实施细则。在分级管理过程中明确责任、详细分工,彻底解决管理过程中出现的扯皮、推诿现象;对在管理过程中发生的问题要奖罚分明;事后的整改要责任到位,避免以后类似问题的再次发生。
最后各级线损指标不能凭空捏造,要靠科学测算和实际考核确定。可用计算机软件将各种数据输入电脑,对各高低压线路和设备进行理论计算,测算出分压、分线、分台区的理论线损指标。再由线损管理小组进行实际抄表核算,并结合近三年的实际损耗情况来确定全年的线损指标。做到每月一核算,每月一考核,每月一兑现,全年一总评。
(2)加强计量管理,完善计量管理制度。使用合格的电能表、TA、TV;选择适当的计量装置型号、变比;定期校验计量装置,及时更换坏表,校验设备必须是合格设备;使用合格的二次绝缘导线和电缆,及时更换计量用老化的导线、电缆;电能表尽量靠近TV安装,使TV二次压降减少(如果难于靠近TV安装,应适当加大TV二次线的截面)。供电所指定专人负责管理计量装置的运行事项,实行表计和表箱集中管理。计量柜采取防窃电措施,杜绝作弊窃电现象。
(3)严格抄、核、收工作制度。为了线损统计的准确性,供电部门应专门制定抄表管理制度,要求抄表人严格按照规定日期和路线完成抄收工作,达到高低压同步抄表,杜绝抄表不同步。防止“漏抄、估抄、错抄”现象;加强抄、核、收人员的职业道德教育和业务技能水平,确保抄表及时准确,核算细致无误,防止人为因素造成损耗增加。
(4)重视对线损管理人员的培训。领导小组要重视对线损管理人员业务素质的培训和业务能力的培养,坚持以人为本的原则,采取有效措施提高职工降损工作的积极性,并不断提高线损管理的工作水平,切实做到管理到位,达到降低线损的目的。
五、结论
线损率是衡量电能损耗高低的指标,它综合反映和体现了电力系统规划设计、生产运行和经营管理的水平,是电网经营企业的一项经济技术指标。搞好线损管理是提高供电企业经营收入、实现多供少损和节能降耗的重要手段。充分调动全体员工节能降损的积极性,增强节能意识,努力降低线损,是供电企业提高自身管理水平和经济效益的内在要求。
参考文献:
[1]最新电力行业线损管理及降损措施手册[M].北京:中国电力出版社,2007.
[2]虞忠年,等.电力网电能损耗[M].北京:中国电力出版社,2000.
[3]张利生.电力网电能损耗管理及降损技术(第2版)[M].北京:中国电力出版社,2008.
(责任编辑:麻剑飞)