线损管理基础知识

线损异常处理知识培训

第一节线损管理基础知识

一．线损基本概念

1．1．电网的功率损失和电能损失

电能从发电机输送到客户需经过各个输、变、配电元件，这些元件都存在一定的电阻和电抗，电流通过这些元件时就会造成一定的损耗，这种损耗通常可用功率损失和电能损失两种形式表示。

功率损失是瞬时值，电能损失是功率损失在一段时间上的累计效应。

1．2．线损电量

电能传输和营销过程中的损耗与损失体现为线损电量。对电网经营企业来说，通过线损理论计算出来的只是全部实际线损电量的一部分，即技术线损；在电能传输和营销过程中，从发电厂至客户电度表所产生的全部电能损耗和损失还包含管理线损，其中管理线损是无法进行理论计算的。为此，线损电量通常是根据电能表所计量的总“供电量”和总“售电量”相减得出，即

线损电量 = 供电量－售电量

其中，供电量是指供电企业供电生产活动的全部投入电量；

售电量是指供电企业向所有客户（包括相邻电网等）销售的电量以及本企业电力生产以外的自用电量。

1．3．线损率与统计线损率

线损率是线损电量占供电量的百分率，其计算公式为：

线损率=

?供电量线损电量100% =?供电量

售电量供电量－100% 显然，线损率的准确性取决于电能计量装置的精确度，供、售电

能表抄录的同期度和营销抄表、核算的准确度。

上式中的线损电量是根据统计范围内电能表所计量的总“供电

量”和总“售电量”相减得出，所以这样计算出来的线损率是实际上

的统计线损率。我们通常所说的线损率都是统计线损率。

1．4．无损电量

供电企业通过电网从发电厂或相邻电网购买电量的同时，又通过

电网把电量售给各类用户。在电力营销和线损统计管理中，有一类电

量被称为无损电量。无损电量可分以下两种情况：

1．4．1．全无损电量：营销管理中，在某些特殊情况下，会存在由

于购电的计量点和售电的计量点是同一块计量表计或者是在同一母

线上（且有购、售关系）的两块表计，如果忽略电流在母线上损耗，

这类供电量和售电量对于供电企业来说，不承担电能在电网传输、以

及电力营销中的任何损耗，我们可以将这部分电量称之为全无损电

量。

1．4．2．本级电压无损电量：在实际线损管理中，通常将以变电站

出线关口表计费的专线电量称作无损电量。需强调的是，这种无损电

量的所谓“无损”是个相对的概念。例如，对10kV 电压等级而言，

10kV 首端计费的专线电量是无损电量；但对于35kV 及以上电压等级

而言，10kV首端计费的专线电量则是经历了35kV及以上电网输送的，显然存在着损耗，因此在计算35kV及以上电网线损率时，10kV首端计费的专线电量不能看作无损电量。

供电企业在进行线损统计计算时，从供、售电量中分离出无损电量的目的在于：一方面可以查找本级电压电网线损发生的环节，从而进行有针对性的分析，并制定降损措施；另一方面能得到客观反映管理水平的线损率，更便于不同电网和企业之间的比较和分析。

如在进行10kV电网的线损率统计时，可以有两种统计方法：一种是在供、售电量中包含10kV首端计费的专线电量，另一种是在供、售电量中不包含10kV首端计费的专线电量。显然按第一种方法计算出来的线损率（综合线损率）低于按第二种方法计算出来的线损率（公用线损率），但是后者更能反映该电网运行的经济性和管理水平，在线损分析和管理中更有意义

二．线损电量的构成

线损电量由技术线损电量（理论线损电量）和管理线损电量两部分组成。

2．1．理论线损电量（技术线损电量）

根据《电力网电能损耗计算导则》（DL/T686-1999）的规定，理论线损电量是以下各项损耗电量之和：

2．1．1．变压器的损耗电能；

2．1．2．架空及电缆线路的导线损耗的电能；

2．1．3．电容器、电抗器、调相机中的有功损耗电能、调相机辅机的损耗电能；

2．1．4．电流互感器、电压互感器、电能表、电测仪表、保护及远动装置的损耗电能；

2．1．5．电晕损耗的电能；

2．1．6．绝缘子泄露损耗电能；

2．1．7．变电所的所用电能；

2．1．8．电导损耗。

2．2．管理线损

管理线损则主要是由于管理原因造成的电量损失。其中供电方的管理原因当然是主要的，但也包括了用户的原因和其他一些因素。如：2．2．1．电能计量装置的误差；

2．2．2．营销工作中漏抄、错抄、估抄、漏计、错算及倍率搞错等；2．2．3．用户违章用电及窃电。

还有一种原因，比如一些有效的技术降损措施（尤其是经济运行措施）应该同时也可以通过管理来实现，而我们没有去做、没有去管，这些能减少而没有减少的损失是否也可以算作是管理损失。

三．县供电企业在线损管理中常用的几种线损率

为实现对电力营销业绩的考核和对相关部门、基层站所线损管理的考核，县供电企业要分区、分压、分线、分台区统计线损率指标，常用的线损率如下：

3．1. 企业综合线损率 企业综合线损率＝

供电量统计线损电量×100% ＝全网总购电量

全网总售电量全网总购电量-×1005 3．2. 高压综合线损率

高压综合线损率即10kV 及以上综合线损率。计算公式为： 高压综合线损率=高压总供电量

高压总售电量高压总供电量-×100% 3．3. 各级电压综合线损率

本级电压综合线损率=本级电压总供电量

本级电压总售电量本级电压总供电量-×100% 3．4. 10kV 公用线路（综合）线损率

10kV 公用线路（综合）线损率 =?-公用线路总供电量

公用线路总售电量公用线路总供电量kV kV kV 101010100% 3．5. 10kV 单条公用线路线损率

所谓 “单条公用线路”系指本企业多个用户共用的一条供电线路。10kV 单条公用线路线损率的计算公式为：

单条公用线路线损率=

?-本线路总购电量

本线路总售电量本线路总购电量100% 上式中：

总购电量为以下电量之和：本条线路10kV 受电（网）侧电量，本线路购入电量（一些地方的小水电或企业自备电厂直接在10kV 线路的干线或分支上并网上网）。

总售电量为以下电量之和：本条线路各10kV 专变用户售电量，10kV 公用变（含农村统管公用变、农业变）总表抄见电量，以10kV 电压向相邻电网输（售）出的电量。

3．6．0.4～10kV 综合线损率

为了加强对供电所10kV 及以下配电网线损管理考核，需核定的一个综合指标。其计算公式为：

0.4～10kV 综合线损率=

%100101010?-供电量

及以下售电量供电量kV kV kV 上式中：

10kV 供电量等于该供电所辖区内各条10kV 线路购电量之和（与前面所述定义相同，即每一条线路的购电量为本线路10kV 出口电量与10kV 线路中购入电量之和。）

0.4～10kV 售电量为以下电量之和：本条线路0.4～10kV 各专用变用户和全部低压用户售电量，以10kV 电压向相邻电网输（售）出的电量。

3．7．低压综合线损率（统计区域可以是全县、县城、农村或各供电所等）

低压综合线损率计算公式为：

低压综合线损率=低压总供电量低压总售电量低压总供电量-×100% 上式中：低压总供电量等于所有公用配变（含农业排灌公用变）总表抄见电量之和。

低压总售电量等于所有低压用户（含低压电力抽水机井、泵站）

抄见电量之和。

3．8．公用配变台区（含农业排灌公用变）低压线损率

城乡低压线损必须实行对单个公用配变台区（含农业排灌公用变）的低压线损率考核。公用配变台区（含农业排灌公用变）低压线损率的计算公式为：

台区低压线损率=台区总供电量

台区总售电量台区总供电量-×100% 上式中：台区总供电量为该台区低压侧总表抄见电量。

台区总售电量为该台区所有低压用户抄见电量之和。

需要说明的是，在统计计算各级线损率时，均应将相应的本企业自用电量统计在售电量之内。

四．【线损分析方法举例】——10kV 公用线路线损分析

4．1．线路、变压器组线损分析

如下图的一条线路、变压器组：

设导线阻抗为R+jX ，变压器额定电流I e 、空载损耗为P 0、短路损耗为P K ；线路首端运行参数为：负荷电流I ，运行电压U ，功率因数cos φ。

该线路的输入功率P 以及线路有功损耗ΔP X 、变压器负载损耗 ΔP KT 、线路变压器组总损耗ΔP ∑可分别用下列各式表示： P=φcos 3UI （1） ΔP X =3I 2R （2）

ΔP KT =K e P I I 2

???? ?? （3） 线路、变压器组总损耗=固定损耗＋∑可变损耗。即有：

ΔP ∑= P o ＋（ΔP X ＋ΔP KT ）

= P o ＋3I 2R ＋K e P I I 2

???? ?? （4） 该线路、变压器组总有功损耗率ΔP%可用下式表示：

ΔP%=%10033%1002

20????? ??+=??∑φφUICOS P I I R ＋I P P P K e =

%10033%100320?++?φφUCOS I IP IR UICOS P e K （5）

在运行负荷均衡不变的情况下，可以认为有功损耗率与电能损耗率即线损率相等。因此我们可以用分析式（5）来代替对该线路、变压器组的理论线损进行以下分析：

1）导线参数R （长度、截面积）对线损率的影响；

2）变压器型号即其空载损耗P 0、短路损耗P K 对线损率的影响；

3）实际运行电压对线损率的影响。这时，变压器的实际空载损耗应为02

P U U e ???? ??； 4）运行电流I 的大小及其变化对固定损耗对线损率影响和负载损耗对线损率的影响；

5）分析运行电流I 的大小及其变化对总线损率的影响，正确认识经济线损率的概念。

曲线1 ——固定损耗率

曲线2 ——负载损耗率

曲线3 ——综合损耗率

4．2．单条10kV公用线路线损分析

4．2．1．静态因素｛导线截面积、供电半径、变压器型号、负荷点分布状态、负荷构成类型及比重、计量方式等｝

1）导线截面积。导线截面积的大小决定了线路电阻R的大小，改造线路适当加大导线截面积与降低线路的负载损耗率成正比。如何科学地选择导线截面积，其控制指标有国家颁布的经济电流密度并且要用线路电压损失进行校核。

2）供电半径。众所周知，供电半径越长，线损率越高，线路末端电压质量越得不到保证。“短半径、密布点”是农网规划变电站的设置原则，《农村电网节电技术规程》（DL/T738-2000）和电网规划建设改造有关《导则》、《原则》中都有具体的规定。

3）配电变压器型号。农村10kV公用配电网线损率高的一个重要原因就是配电变压器数量多、负载率低、节能型配变少,变压器损耗尤其是固定损耗高。这里有一份不同型号变压器损耗对照表

10kv配电变压器主要技术参数对照表

从上表可以看出，更换高耗能变压器为节能型配变对于降低10kV公用线路线损率的重要作用。

4）负荷点分布状态。一条10kV线路其沿主干线上的负荷分布状态一般可以分为五类：线路末端有一个集中大负荷；沿主干线分布负荷逐渐增大；大负荷分布在主干线的中部；负荷沿主干线均匀分布；大负荷在线路首端，负荷点大小沿主干线呈渐减分布。通过建立这五种分布的数学模型并进行理论线损计算的结果可以告诉我们，第一种分布理论线损率最高，其余依次递减。

5）负荷构成类型及比重。不同的负荷其负荷率不同，最大负荷

利用小时不同。在相同的线路结构且在售电量相同的情形之下，负荷率高、最大负荷利用小时高的线损率肯定要低。

6）计量问题。计量问题包括计量方式和计量装置。

对于10kV用户有高供高计和高供低计两种计量方式。采用前者，则抄见线损率低，后者抄见线损率高。

计量装置的精度、功耗、启动电流等技术参数非常重要。推广全电子表是降低线损的重要技术措施.在用电水平不高的农村,更换机械式电能表为全电子电能表降损非常显著。

4．2．2．动态因素｛运行电压、无功潮流分布与无功补偿、负荷率、运行方式、电力市场、季节气候、电网建设与改造等｝

1）运行电压。在电压质量标准允许范围内是偏高运行还是偏低运行对降损有利，取决于在总损耗中固定损耗与可变损耗谁占的比重大；

2）无功潮流分布与无功补偿。做到无功电力的分级补偿、就地平衡，实现无功优化运行是降低由于无功电力的不合理流动而产生的有功损耗、保证电压质量的关键措施。无功潮流是不断变化的，要做到无功电力的动态平衡，就必须逐步改变人工控制无功补偿装置的投、切为自动投切，变单个变电站的无功自动控制VQC为全县电网无功优化运行。

3）负荷率。大家都知道，负荷率越高，线损率越低。在线损理论计算中经常用到“均方根电流”、“负荷曲线形状系数”K值、“损失因数”F值等概念。引入这些的目的是希望能利用平均电流经过修

正计算出来的损耗与实际损耗相等。计算过程使大家充分认识到负荷率对线损的影响。

4）运行方式。正常的运行方式一般都是最安全经济的。但是在检修施工或故障情况下，为了保证客户的供电可靠性而不得不采取非正常的运行方式。这就要求我们在转移负荷时，在各种异常运行方式中尽量选择损失更小的，同时注意在检修施工结束时，尽快恢复正常运行方式。

5）电力市场与季节气候变化。在讨论影响线损的静态因素时，我们曾分析过负荷点分布因素与不同负荷类别对线损的影响。而电力市场与季节气候变化直接导致了以上两种因素的变化，静态因素在一定的客观条件下转化为动态因素。

6）电网建设与改造。电网建设与改造的目的就在于提高电网运行的安全可靠性，就在于提高电网运行的经济性。电网结构的稳定是相对的。对于一条线路来说可能较长一段时间没有发生变化，但是对于一个县级电网来说建设与改造是一个影响线损率的动态因素。

静态与动态的相对性

静态因素与动态因素的相互转换

4．3．10kV综合线损分析。重点应分析以下两点：

4．3．1．分析本级电压无损电量和公用电量所占比例及其变化；4．3．2．重点分析公用线路中线损率高、电量大且线损率变化波动大的线路，即所谓“高中选大，大中选突”的原则。不仅公用综合线损率要达到标准要求，而且各线路之间线损率不宜悬殊过大。

五．防止线损分析的误区

（一）线损分析的误区

线损分析是线损管理的一项非常重要的内容。全面、深入、准确、透彻地进行线损分析，可以找准线损升降的原因，制订行之有效的降损措施。线损分析的质量代表了线损员的业务素质和敬业精神。一些地方，把线损管理专工按统计员的素质配备，管线损的人自己一知半解；还有一些单位的线损分析记录或分析报告内容过于简单，甚至流于形式、粗浅浮躁、支差应付。线损分析中常见的误区有以下几种：

1. 线损分析就是对比一下线损率大小、高低；

2. 线损率没什么变化不需要分析，线损率下降更不需要进行线损分析；

3. 线损率上升就一定是管理上有问题，盲目找原因；

4. 只愿意做定性分析，不是尽可能地对各个因素进行定量分析；

5. 有线损率的分析就行了，不需要再进行线损小指标的分析了。（二）线损分析中两点特别值得注意的问题

1.在每一个统计周期内，不管线损率有无变化，都应该对影响线损的各个因素进行分析，都应该对线损的有关小指标进行分析。因线损率是诸多因素综合影响造成的结果，有时虽然这种综合影响的结果导致线损率没有出现变化或向好的方向变化，但其中的某些不利的因素仍可以通过分析，采取有效措施，降低其造成的不利影响。

2. 在进行线损分析时，既要对不同线路线损率的差异进行分析比对，更要对同一条线路线损率的波动情况进行分析。因为在诸多影

响因素中，有一些相对稳定的因素，如电网结构、线路设备参数、负荷分布与构成等，决定了线损率的高低，应该通过不同线路线损率的高低的对比分析，尽量采取措施；更重要是对而那些导致线损率的波动变化因素，如电力负荷、电压与无功、负荷率、大客户电量、季节气候等的变化情况，以及营销、计量管理中的不确定因素进行具体和深入分析，积极采取有效措施，降低不利影响。

★【线损（率）波动的因素分析与控制】

一、研究线损波动因素分析与控制的目的和意义

线损的波动变化是经常发生的，一些波动是正常的，一些波动是不正常的。引起线损波动的因素很多，其中一些是可以控制的，一些是难以控制的，一些甚至是不可控制的。我们期望电网的运行能实现经济线损或接近经济线损。因此，就要对引起线损波动的诸因素进行深入地研究和分析，抓住可控因素，制定控制措施；不可轻易放弃和忽视那些难以控制的因素，设法趋利弊害、因势利导，促使其转化为可控因素，以期达到最佳的降损效果。

本节将通过对线损波动因素分析与控制的阐述，更好地指导和帮助县供电企业各级专（兼）职线损员对线损进行正确、全面地分析，为制定降损技术措施和管理措施乃至进行电网规划建设提供科学的依据。

二、引起线损波动的主要因素

对于农村电网公用线路、或者对于某一级电压的综合线损，特别是对于一个县域电网来说，引起线损波动的因素是多元的，一般可以归纳为以下六类：电量失真、电网结构及设备的变化、电力市场的变化、供售端电能表抄录不同期、系统运行因素的影响、外部因素影响等。

图2-12 线损波动六因素图

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

t

P

T

??0dt，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、收发室必要的工作场所。电能计量标准实验室的环境温度、湿度、防尘、防火、新风补充量、保护接地网等应符合要求；室内应光线充足、噪声低、空气流速缓慢、无强电磁场和震动源、布局整齐并保持清洁；标准试验室的面积应是标准装置、设备以及辅助设备所站面积的5～7倍；电能表检定宜按单相、三相、常规性能试验、标准以及不同等级的区别，有分别的试验室。

②计量标准器应配备齐全。工作标准器的配备，应根据被检定计量器具的准确度等级、规格、工作量大小确定，既满足生产经营需要，又本着经济合理的原则建立计量标准（DL/T448-2000附录B规定有“电能计量标准及试验设备的配置要求”）。电能计量装置检测的量值传递，应符合量值溯源体系，遵守定点、定期的原则。电能计量标准必须经过授权机构的考核认证合格，且在考核（复查）期满前6个月必须重新申请复查。

③从事检定和修理的人员应具有高中及以上文化水平，应掌握必要的电工学、电子技术和计量基础知识；熟悉电能计量器具方面的原理、结构；能操作计算机进行工作。从事计量检定的人员应经业务培训考核合格，并取得计量检定员证。

④应建立完善的计量检定工作制度，包括检定人员岗位责任制，计量标准器具使用、维护制度，周期检定制度，检定记录、证书审核制度，事故报告制度，计量标准及被检定计量器具技术档案、资料保

存制度，检定室清洁卫生管理制度等。

（3）安装验收关

①按照规程的规定，除使用电能计量柜的用户和输、变电工程中电能计量装置的安装可由施工单位进行，其他贸易结算用电能计量装置均应由供电企业安装。

②要特别注意已经校验的电能计量装置在安装前的运输防震。县供电企业要积极创造条件加强计量外勤力量,首先做到用计量专用车和专用的电能表周转箱运输待装计量装置，做到各类计量装置都能按照规程的要求实施管理。

③电能计量装置在安装后的验收，按照规程的要求要做到三点：一是有关技术资料齐全；二是严格按规定的内容（如表计的型号、外观、说明书、安装工艺、图纸等）进行现场核查、相互印证；三是按照规定的项目开展现场校验、检查，不能简单地用“瓦秒法”判断整套装置的综合误差。

（4）计量工作票传递、数据录入关

实行计量工作票不仅规范了工作流程，而且有利于报装接电各个环节的相互监督；实行计量工作票还可以避免或减少计量初始数据录入差错。

（5）运行维护管理关

对于县供电企业来说，电能计量装置的运行维护管理是电能计量管理的关键和重点。

①必须明确管理责任：电力生产运行场所的电能计量装置由变电