线损电量线损率的计算和分析.docx

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线损电量线损率的计算和分析

线损电量、线损率的计算和分析

培训目的：

1.了解线损电量和线损率的计算方法。

2.掌握引起线损率波动的各类因素分析和控制方法。

3.熟悉线损分析的常用方法。

一、线损电量和线损率计算

（一）35kV及以上电压等级电网线损

35kV及以上电压等级电网的线损主要有35kV、110kV输电线路和主变产生的损耗组成。

1.其供电量是指流入35kV及以上电网的电量，共有3部分组成：

1）在110kV和35kV线路末端计量的电量，没有输电线路损耗，分别定义为1和5（如：

并网点在该110kV和35kV母线的地方电厂上网电量）。

2）在110kV和35kV线路对（首）端计量的电量，经过输电线路产生有损耗，分别定义为3和7。

3）110kV和35kV过网电量，分别定义为2和6；（输入量与输出量相等,不产生损耗的电量。

后文中的电量12的定义与此相同）。

2.其售电量指流出35kV及以上电网的电量也有3部分电量组成：

1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10；

2）110kV和35kV首端计量的电量，一般情况下，这类电量都是专线供电且首端计量，或者是在末端计量加计线损，相当于首端计量，分别定义为4和8。

3）110kV和35kV过网电量，分别定义为2和6。

3.35kV及以上电网线损率计算：

线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋2＋6）－（4＋8＋9＋10＋2＋6）

线损率含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋2＋6）×100％

线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％

（二）10（6）kV电压等级电网线损

10（6）kV电压等级电网线损主要有10（6）kV配电线路和配电变压变产生的损耗组成。

1.其供电量指流入10（6）kV电压等级电网的电量，由4部分组成：

1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10。

2）10（6）kV专用线路末端计量电量定义为11（对县供电企业来说，有两种电量同此：

地方电厂在县供电企业变电站10（6）kV母线上并网的上网电量；外部供电企业设在本供电营业区内变电站10（6）kV母线供出的并由本供电企业对用户抄表收费的电量。

这两部分均属购无损电量）。

3）10（6）kV线路对端计量电量定义为13，即购有损电量。

4）10（6）kV电网过网电量定义为12，含义同电量2、6。

2.其售电量指流出10（6）kV电压等级电网的电量，由6部分组成：

1）10（6）kV首端计量电量定义为15，即专线供出的本级电压无损电量；

2）10（6）kV专用变电量定义为17，不论是高供高计还是高供低计，均定义为抄见电量；

3）10（6）kV公用变电量定义为18，为低压总表抄见电量；

4）10（6）kV电网过网电量定义为12；

5）末端计量的10（6）kV专线电量定义为16，这种情形在个别地方存在。

6）高供低计的专用变应加计的变损电量定义为19。

3.10（6）kV电压等级电网线损率计算：

线损电量＝供电量－售电量

＝（9＋10＋11＋13＋12）－（15＋17＋18＋16＋12＋19）

线损率含过网电量＝线损电量÷（9＋10＋11＋13＋12）×100％

线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％

4.公用线路线损率计算：

在计算供、售电量时，不包括首端计费的专线电量。

在计算售电量时，对高供低计的专用变压器应包括加收的铜铁损电量，即

公用线路线损电量＝供电量－售电量＝14－（17＋18）

线损率公用线＝公用线路线损电量÷（14）×100％

（三）0.4kV及以下电压等级电网线损

0.4kV及以下电压等级电网线损是指公用变低压总表到所有低压客户端电表之间的电能损耗，主要是配电线路和电能表的损耗。

1.其供电量就是公用变低压侧总表电量定义为18。

2.其售电量由两部分组成：

1）直接在台区低压侧出口处计量的低压无损电量定义为20。

2）经低压配电线路流入到客户端表计计量处的有损电量定义为21。

3.0.4kV及以下电压等级电网线损率计算：

线损电量＝供电量－售电量＝18－（20＋21）

线损率含无损电量＝线损电量÷（18）×100％

线损率不含无损电量＝线损电量÷（18－20）×100％

（四）全网综合线损率（110kV及以下）

在对电网各个电压等级的线损电量、线损率进行分析计算的基础上，可以很容易的得到全网的线损电量和线损率。

供电量＝1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12

售电量＝4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12

线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）－（4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12）

线损率含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）×

100％

线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13）×100％

二、线损分析经常采用的方法

（一）电能平衡分析

电能平衡分析就是对输入端电量与输出端电量的比较分析。

主要用于变电站（所）的电能输入和输出分析，母线电能平衡分析。

计量总表与分表电量的比较，用于监督电能计量设备的运行状态和损耗情况，使计量装置保持在正常运行状态。

（二）线损与理论线损对比分析

理论线损只包括技术损耗，不包括管理损耗。

通过实际线损率和理论线损率对比分析，若两者偏差太大，说明管理不善，存在问题较多，要进一步具体分析问题所在，然后采取相应的措施。

实践证明，凡是10kV线路和低压台区的实际统计线损和理论线损对比两者数值偏差较大的，往往是这些线路和台区有窃电或计量不准等管理问题。

根据管理较好的县供电企业经验，理论线损与实际统计线损两者偏差在±1%范围内为基本正常。

（三）固定损耗与可变损耗比重对比分析

通过固定损耗比重与可变损耗比重的对比分析，如果10kV配网中固定损耗比重大，说明设备的平均负载率较低，或高能耗变压器较多，或类似的几种因素同时存在。

反之，如果可变损耗比重较大，则说明线路负荷较重或超负荷运行，或者是线路迂回曲折，供电半径过长，或者是电网无功补偿不足，功率因数过低，或者是线路运行电压过低，或者有以上所说的几种因素都存在。

（四）实际线损与历史同期比较分析

农村电网负荷季节性较强，农业生产用电随季节气候变化很大。

但一年四季季节气候变化一般是有一定的规律的，农业线路的线损率如果仅仅与上一个月对比往往差异很大，但与历史同期气候相近的条件下的线损率进行比对分析，往往更能够发现问题。

（五）实际线损与平均线损水平比较分析

一个连续较长时间的线损平均水平，更能够消除因负载变化、时间变化、抄表时间差等因素影响造成的波动，更能反映线损的基本状况，与平均水平相比较，就能发现当期的线损管理水平和问题。

（六）实际线损与先进水平比较分析

本单位的线损完成情况，与周围条件相近的单位比，与省内、国内同行比，就能发现自己的管理水平和存在问题和差距。

（七）定期、定量统计分析

定期分析就是要做到有月度分析、季度分析、年度分析；定量分析就是要做到分压、分线、分台区并按影响因素分析，不仅要找出影响线损的主要因素，而要做到对影响大小进行量化分析，重点要突出，针对性要强。

（八）线损率指标和小指标分析并重

线损率实际完成情况表明的是线损管理的综合效果，而只有通过对小指标的分析，才能反映出线损管理过程的各个环节影响线损的具体原因。

因此在线损分析中，一定要注意线损率指标和小指标分析并重。

（九）线损指标和其它营业指标联系在一起分析

售电量指标、电费回收率指标、平均售电价指标与线损指标之间有密切的联系。

如果人为调整这四个指标中任何一项，均会对其它三个指标的升降产生影响。

因此在进行线损分析时，要注意把这四个指标联系在一起分析。

（十）对线损率高、线路电量大和线损率突变量大的环节分析

线损统计的一个最大特点就是数据量大，需要分析的环节很多，逐一分析，费时费力，效率也不高。

基于县供电企业人员、技术装备情况，线损管理者都知道线损率高的线路降低线损率的潜力大，供电量大的线路线损率的降低对全局的降损影响力大，而线损率突变量大的线路往往存在这样那样的管理问题，因此这三种情况必须成为线损分析的重点。

我们这里提出的综合分步分析的方法，即采取分步筛选，按顺序进行，最终找到关键环节，具体为：

第一步，选出线损率高的线路、台区；第二步，在第一步基础上选择出电量大的台区、线路；第三步，在第二步基础上选择线损率突变量大的台区线路。

简而言之，就是“高中选大，大中选突”确定出降损节能的主攻方向。

三、对引起线损（率）波动的各类因素的分析与控制

（一）电量失真

真实的电量首先是保证企业的经营成果—电费足额回收的重要依据；其次，它也是我们正确地进行线损分析的基础。

因此，电量失真对线损波动的影响以及对电量失真的分析控制是我们研究的重点，也是线损管理的重点。

以一条公用10kV供电线路为例来说明这个问题。

理论上真实的供电量应是变电站线路出口有功功率对统计期时间的积累效应，即A=dt，真实的售电量应该等于统计期真实的供电量减去同期该线路、设备的技术线损。

以目前的检测手段和技术装备，一般来说，以上两个数据还只能靠安装在各供、售电计量点的计量装置来实现。

因此，在排除计量装置允许精度误差这个因素之后，可以把影响电量真实性的因素归纳为以下七类：

①电能计量装置计量失真；②抄表核算与数据传递失真；③临时用电管理不规范；④窃电；⑤人情电；⑥人为调整；⑦计量装置不完善。

这七类因素产生的原因，绝大多数属于企业内部原因。

相对来说，外部因素较少，可以通过加强管理进行控制。

要保证售电量的真实、准确，这七类因素都是不可忽视的因素，应是我们研究、分析和控制的重点。

导致电量失真的因果图如下所示：

图2－13影响电量真实性七因素图

通过对这些影响因素逐一进行分析、研究，制定并采取相应的技术和管理措施，尽最大可能避免或减少这些因素的影响，确保电量真实、准确。

1.电能计量装置计量失真的因素分析与控制措施

影响电能计量装置计量准确度的因素可以归结为以下五点，如下图所示：

图2－14影响电能计量装置计量失真的因素图

1）对影响电能计量装置计量失真因素的分析

影响电能计量装置计量准确度的五大因素及其子因素，同时也是导致电能计量装置计量失真的因素。

可用如下的叶脉图所示：

图2－15计量准确度影响因素因果分析叶脉图

2）对影响电能计量装置计量失真因素的控制措施

根据电能计量装置准确度影响因素因果图分析，应按照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448—2000）及《供电营业规则》的规定和要求做好电能计量装置的全过程管理，严格把好“五关”。

（1）业扩设计关

计量管理部门必须参与对报装客户业扩工程供电方案中有关计量点、计量方式的确定和电能计量装置设计的审定。

基本原则是：

电能计量点要依法设置，电能表力求精度高、启动电流小、功耗低、负载宽、寿命长、技术先进。

①计量点应设在产权分界处；

②按照客户的申请受电电压等级确定相应的计量方式；

③根据客户的报装容量（或电量估算）确定计量装置的类别，确定应配置的电能表、互感器精度等级，选择合适的参数；

④根据电能计量装置的安装地点、运行环境确定防护和防窃电技术措施。

⑤电能表的选型还应考虑到电能数据的传输方式和客户电费的缴付方式。

（2）检定质量关

要保证电能计量装置的检定质量，首先要保证县供电企业电能计量技术机构工作场所环境、检测设备、人员素质、管理制度能满足需要。

①电能计量技术机构应有足够面积的检定电能表和互感器的实验室，以及进行电能表检修和开展电压、电流互感器检修的工作间，以及办公室、档案资料室、表库、更衣室