2013年线损理论计算分析报告(贡献稿8.7)111
xxx供电公司
2013年线损理论计算分析报告
2013 年 8 月 7 日
第一章各地区线损理论计算结果分析
一、xxx（母公司口径）线损理论计算结果分析
代表日xxx线损理论计算结果（含过网电量）和两年代表日计算结果（含过网电量）对比见表4-1和表4-2。
表4-1 xxx线损理论计算结果汇总
电压等级
供电量
（MWh）
损失电量（MWh）
线损
率（%）
铜
铁
损
比
分压
损失
占比
(%)
分元件损失占比(%) 线路
变压器
站用
电量
其它合计
铜损铁损线路
变压
器
站用
电量
其它
全网3802.64 103.26 8.14 8.93 0.86 0.00 120.78 3.19 0.9
1
100.0
85.2
1
14.08 0.71 0.00
35kV 1320.83 14.54 2.56 4.25 0.86 0.00 22.22 1.68 0.6
18.33
65.4
5
30.66
03
3.88 0.00
10(6/20)
kV 3780.26 56.24 5.57 4.68 0.00 0.00 66.49 1.76
1.1
9
54.86
84.5
8
15.42 0.00 0.00
380V 383.35 32.48 / / / / 32.48 8.47 0 26.80 100. / / /
表4-2 xxx全网计算结果
供电量（MWh）
损失电量（MWh）
线损
率（%）
铜铁
损比
分元件损失占比(%)
线路
变压器
站用电
量
其它
合
计
铜损铁损线路变压器
站用电
量
其它
本年代表
日3802.64 103.26 8.13 8.93 0.8640 0.00
121
.19
3.19 0.91
85.2
14.08 0.72 0.00
上年代表
日1904.67 72.53 3.73 8.77 0.6
85.
63
4.49 0.43 84.7 14.6 0.7
同比变化
量1897.97 30.73 4.4 0.16 0.264 0
35.
56
-1.3 0.48 0.5 -0.52 0.02 0
同比百分
数99.65% 42.37%
117.96
%
1.82% 44.00%
#DIV
/0!
41.
53%
-28.9
5%
111.6
3%
0.59
%
-3.56% 2.86%
此次是自去年来第四次采用山大电力的全网线损理论计算及降损分析决策系统，对公司全网进
行线损理论计算工作，为正常负荷方式典型代表日计算，上一次为小负荷方式典型代表日计算。通过数据、收集、录入计算，本次全网线损理论值为3.19%，较上次下降1.3，其中35kV线损理论值1.68%，较上次下降0.168，10（6）kV线损理论值1.76%，较上次下降0.48，380V线损理论值8.47%，较上次降低1.1。从各电压等级的损失电量来看，仍然是10kV损失电量最大，为66.49MWh，占全网损失电量的54.86%，较上次升高11.63；从损失电量分类来看，仍然是线路损失电量占有比例最大，为102.78MWh，占全网损失电量的85.09%，较上次升高0.39。通过理论计算结果汇总分析，对比上次计算结果，公司的降损重点仍应放在以下两个方面：一是降低10kV电压等级的损失率，二是努力减少线路损失电量，降低线路损失率。
1．xxx35kV电网线损理论计算结果分析
两年代表日35kV线损理论计算结果见表4-3。
表4-3 xxx35kV电网代表日计算结果
供电量（MWh）
损失电量（MWh）
线损率
（%）
铜铁
损比
分压损
失占比
(%)
分元件损失占比(%)
线路
变压器
站用电
量
其
它
合计
铜损铁损线路
变压
器
站用电
量
其它
本年代表日1320.8314.54 2.56 4.25 0.86 0
.
22.21 1.680.6018.3965.45 30.66 3.88 0.00
上年代表日967.06 11.33 1.76 4.210.617.91 1.85 0.42 20.91 63.3 33.35 3.35
同比变化量353.77 3.21 0.80 0.041 0.26 0 4.31 -0.168 0.18 -2.52 2.15-2.690.54 3
同比百分数36.58% 28.33% 45.46% 0.98% 44.00% 24.04% -9.09%
43.38
% -12.04% 3.40%
-8.07
%
16.10%
（1）负荷变化对本层线损率的影响
本次计算为正常负荷时期，因此电量较上次低负荷时期要大，损耗也有所升高，但是各元件损失状况总体结构未变，仍然是线路损耗为主。变压器损耗占比较上次计算有所降低，主要原因是负荷升高后，变压器空载损耗减少。
（2）电网结构和运行方式变化对本层线损率的影响
自上次计算至本次计算公司电网无重大的变化，电网的运行方式正常，虽然公司新投运两条35kV 线路，1座35kV变电站，但是运行方式未调整到位且变电站配出线路并未完全投运，因此，此变化对线损率的波动影响较小，但是随着运行方式的调整及变电站配出线路的完善，将进一步降低损耗。
（3）线路损失对本层线损率的影响
通过35kV电网损失电量分类来看，35kV线路损失电量14.54MWh,占总损失电量的65.45%，损失电量占比最高，主要原因有以下几点：一是线路老旧，线径细，二是供电线路过长，线路损失电量增加，三是负荷增加，线路损失电量上升。这三点主要体现在西南部区域的2座变电站的供电线路上，陈牛线建于80年代，线路老旧冗长，导线为95的导线；史万线虽然是新建线路但是线路较长且所带负荷较重；而万通站为公司负荷最重的变电站。
表4-4 代表日35kV重损线统计
13 年 8月 7日（本年代表日）
序号线路名称输送电量(MWh) 总损失电量(MWh) 线损率(%)
1 陈牛线173.53 3.16 1.82
2 史万线410.09 7.45 1.82
12 年 8 月 1日（上年代表日）
序号线路名称输送电量(MWh) 总损失电量(MWh) 线损率(%)
1 陈牛线139.24 2.08 1.49
2 工六线61.79 0.72 1.17
（4）变压器损失对本层线损率的影响
变压器损失电量为6.81MWh,占总损失电量的30.66%，其中铜损损失电量2.56MWh，铁损损失电量4.25MWh，铁损较高，主要是变电站负荷率较低导致，变压器空载损耗较大。17台主变中无经济运行主变，对35kV线损率有一定的影响。
表4-5 代表日35kV电网变压器运行状态统计
铜铁损比大于2的重载变铜铁损比小于
0.5的轻载变
铜铁损比在0.9～1.1之
间的经济变
其它变压器
变压器
总台数
台数占比(%) 台数占比(%) 台数占比(%) 台数占比(%)
本年代表日 1 5.88 9 52.94 2 11.76 5 29.41 17
上年代表日0 0.00 9 56 3 19 4 25 16
同比变化量 1 5.88 0 -3.06 -1 -7.24 1 4.41 1
表4-6 代表日35kV重损变统计
2013年 8月 7日（本年代表日）
序号变压器名称通过电量(MWh) 损失电量(MWh) 铜铁损比变损率(%)
1 辛集1主变16.69 0.35 0.0128 2.1
2 方家1主变43.80 0.36 0.0686 0.8395
3 龙东2主变28.83 0.2
4 0.0970 0.8316
2012 年8月1日（上年代表日）
序号变压器名称通过电量(MWh) 损失电量(MWh) 铜铁损比变损率(%)
1 方家2主变36.34 0.40 0.0934 1.09
2 龙东1主变21.02 0.22 0.093
3 1.07
3 龙东2主变21.02 0.22 0.0933 1.07
（5）其它损失对本层线损率的影响
站用变损失电量为0.86MWh，较上次升高0.26MWh.因其主要为自动控制保护、无功补偿等等二次设备，控制室空调等辅助设备提供用电，而此次计算为高负荷下的理论计算，7、8月份天气炎热，雷雨大风等气候条件多变，二次保护动作率及辅助设施运转率较高，站用变耗电量有所增加。
（6）降损改造措施对本层线损率的影响
公司主要开展了电网经济运行、营业管理等方面的降损管理，一是根据负荷变化情况，合理调整运行方式，适当调节主变变分头，结合“两率”提升工作，加强无功管理。二是加强变电站计量设备管理，按时进行电能表现场校验及PT二次压降和CT二次负荷测试等工作，确保了计量准确。三是加强站用电管理，尤其是加强站所合一变电站的管控通过公司降损措施的执行，有效的避免了线损率的波动。
（7）无损电量对本层线损率的影响
公司35kV无损电量主要是接带油田用户，因是其备用电源，具有不确定性。此次理论计算期间其用电量较小，因此无损电量对整体35kV网损率影响较小。
（8）其它原因对本层线损率的影响
无
2．xxx10(6/20)kV电网线损理论计算结果分析
两年代表日10(6/20)kV线损理论计算结果见表4-14。
4-14 xxx10(6/20)kV电网代表日计算结果
供电量（MWh）
损失电量（MWh）
线损率
（%）
铜铁
损比
分压
损失
占比
(%)
元件损失占比
(%)
线路
变压器
其它合计
铜损铁损线路变压器其它
本年代表日3780.26 55.76 5.65 4.68 66.09 1.76 1.19 54.86 84.58 15.42
上年代表日1886.6930.37 1.97 4.5636.8956 1.95560.4343.0982.3117.69
同比变化量1893.57 25.39 3.68 0.12 29.19 -0.48 0.76 11.77 2.05 -2.05
同比百分数100.36 83.60 186.80 2.63 79.11 / / / / / /
（1）负荷变化和负荷率大小对本层线损率的影响
受接管原市公司西城供电部影响，公司整体10kV负荷大幅提高。由于本次为正常负荷状态下计算，电量较上次大幅上升，负荷加大，因此线路损耗占比升高。
（2）功率因数和无功补偿对本层线损率的影响
结合“两率”提升工作，公司加强了无功管理，及时投切电容器，无功损耗，开展客户侧无功补偿装臵检查，加强力调电费的收取，通过经济手段督促客户及时加装和投运无功补偿设备，提高功率因数，通过以上措施，客户侧功率因数完成较好，对10kV线损率无较大影响；但是油田油井由于无功补偿不到位，接带油井客户较多的线路功率因数偏低，导致线损较高，影响线路损失率上升。
（3）线路损失对本层线损率的影响
10kV线路损失电量66.09MWh,占总损失电量的84.58%，损失电量占比仍比较大，较上次计算升高了2.05。造成线路损失较高的原因仍为以下几点：一是农村地区线路迂回供电，线路冗长，运行方式不经济，造成线路损失较大，如生产线、油郭线、现河线等线路，现河线的主要负荷集中在线路末端，造成末端电压质量下降，电流上升，影响线路损失电量大幅上升；二是城乡结合部因环境复杂，线路老旧，改造难度大且存在较严重的偷窃电问题。
（4）配变损失对本层线损率的影响
变压器损失电量为10.25MWh,占总损失电量的15.42%，较上次降低了2.05。其中铜损损失电量5.57MWh，铁损损失电量4.68 MWh，铜铁损比0.19。变压器未处于经济运行状态，主要是农网改造过的村居及城市中的新建小区建设改造标准较高，为将来预留了一定容量，变压器选型较高，导致变压器利用率较低，影响线损率上升，但是随着用电负荷的增长这一情况将会得到改善。
（5）降损改造措施对本层线损率的影响
公司主要工作一是结合农网升级改造工程进一步优化电网结构，缩短农网线路的供电半径，提高线路建设标准。二是加强计量管理，严格按周期进行校验和轮换，及时消除异常，确保计量准确。三是积极开展营业普查工作，打击偷窃电，加强抄表工作管理，提高集抄率，杜绝估抄、漏抄、错抄现象。
（6）其它原因对本层线损率的影响
无
5．xxx380V电网线损理论计算结果分析
两年代表日地区380V线损率见表4-15。
表4-15 东营380V电网线损理论计算结果
供电量（MWh）损失电量（MWh）线损率（%）损失电量占总损比(%) 本年代表日383.3454 32.48 8.47 26.80
上年代表日322.2327 30.8274 9.5736.0010
同比变化量61.1127 301.6526 -1.1 -9.201
同比百分数43.22% 27.35% -11.08% -10.54%
公司380V电网线损理论计算整体情况较差，线损理论值为8.47%，较上次减低1.1；损失电量占总损失的26.80%，占有比例较上次有所降低。主要是因为本次为正常负荷时期计算，各电压等级电量出现了升高，但是其损失电量下降不大，均有所升高，此次低压线损率较上次降低，仅仅是相对来看。总的来看，在一段时期内低压线损率仍将维持较高水平。
农网区域随着近几年农网升级改造工程的改造，低压台区的线损管理得到了较大改善。但是西
城区域低压台区线损管理较差，主要原因一是西城为老城区，大多数低压台区设备老化严重，而由于产权问题和资金问题得到升级改造的较少。二是老城区及城乡结合部外来人口较多，偷窃电情况较为严重。这些问题绝不是短时间可以改变的，在一定时期内将导致整个公司低压线损理论值偏高。
第二章存在的问题及措施建议
一、存在的问题
1、35kV主变负载率较低，多数主变未处于经济运行状态，影响损失率增加。
2、西南部区域老旧35kV输电线路亟需改造。
3、农网区域老旧线路及供电迂回，线路过长，负荷在线路末端等问题较为突出。
4、本次计算在正常负荷时期进行，因重损线路标准发生更改，导致重损线路较上次增多，共有69条。其中10kV西范、现河、油郭线是由于农村线路线路迂回冗长，且负荷分配不合理导致。10kV 华耿乙、油井、嘉扬Ⅰ线、嘉扬ⅠⅠ线为城乡结合部线路，设备状况，管理状况均较差导致线损偏高，10kV光伏Ⅰ线、辛天线为抄表时间导致的管理性偏高。
二、技术降损措施建议
1、加强营销管理，关口计量管理，降低管理线损。一是加强表计管理，完善公用变低压侧表计，加快推进台区低压表计集抄系统普及工作；做好变电站新上及改扩建工程的计量点设臵。二是通过现场调试，提高终端的采集能力、实时监测能力，及时发现异常并处理；进一步强化计量基础管理工作，做好关口计量点、变电站及Ⅰ、Ⅱ类大客户电能表现场试验、PT二次压降测试工作；三是结合客户信息核对工作，对线损模型及时更新维护，并实时统计分析线损数据，提高线损治理的针对性和实效性；加强电费核算管理，确保电量、电费计算正确无误。四是通过开展专项检查、营业普查工作，减少窃电现象，检查过程中同步做好计量装臵的密封工作，确保检查一户、治理一户、完善一户，杜绝重复窃电。
2、加强电网建设，调整优化电网运行方式，做好电网经经济运行工作。一是加快电网输配电项目建设，优化网络结构，提高电网输送能力；二是充分利用调度自动化系统，及时调整主变经济运行方式，保证变压器的经济运行；三是尽量避免线路长距离、大负荷供电，合理调整输配电线路运行方式，保证线路经济运行。
3、进一步加强无功和力率管理，做好技术降损工作。一是加强系统电压和无功管理，提高补偿电容器运行率，及时合理调整电网无功出力和电容器投停，努力做到无功分区平衡，有效控制输电系统损耗；二是缩短电容器缺陷消除时间，保证无功补偿设备健康运行；三是认真执行客户功率因数调整电费办法，定期开展客户无功补偿装臵检查，督促力率不合格客户加装并及时投运无功补偿设备.
附件低压典型台区线损率实测报告
一、低压典型台区线损率实测的开展情况
根据市公司通知要求，我公司开展了低压典型台区线损率实测工作。分别抽取了3个城区台区、3个城乡结合部台区及3个农村台区进行了实测。
二、低压典型台区实测结果及边界条件的确定
1．xxx
城区，选择三个居民小区进行实测；城乡结合部选择三个城市周边的生活照明台区进行实测；农村选择三个农业台区进行实测。
附件2表1-1 地区1等值电阻的计算数据（单位：毫欧）
台区类型城区郊区农村
等值电阻电阻1 电阻2 电阻3 电阻4 电阻5 电阻6 电阻7 电阻8 电阻9 计算数据35 36 39 38 43 33 39 49 49
附件2表1-2 地区1典型台区实测结果
城区东赵方大格林三期海科花园平均值监测仪实测线损率9.84% 10.08% 10.75% 10.22% 统计线损率9.61% 10.01% 10.84% 10.15% 软件计算线损率9.68% 9.25% 9.91% 9.61% 郊区南李老村玛琅楼区西营楼区平均值监测仪实测线损率9.83% 9.88% 9.78% 9.83% 统计线损率9.91% 9.96% 9.62% 9.83% 软件计算线损率9.59% 9.92% 9.13% 9.55% 农村高家村双庙村邱家村平均值监测仪实测线损率9.91% 8.82% 8.92% 9.22% 统计线损率9.89% 8.98% 8.54% 9.14% 软件计算线损率9.42% 8.94% 8.55% 8.97%
注：表中“平均值”为三个台区线损率相加除以3。
三、低压典型台区实测存在的问题
1、城区台区：选取三个居民小区作为典型台区进行实测。城镇居民小区，由于xxx老旧小区较多，电网设备老化严重，线损偏高，小区内线路全部为暗线敷设，线损治理难度较大。另外，从实测角度分析，小区内用电高峰主要集中于早、中、晚三个时间段，此间负荷有所波动，对实测数据的准确性有所影响。
2、城乡结合部台区：xxx城乡结合部村居较多，由于该部分台区内租住户较多，人口流动性大，给用电管理带来极大不便。虽然经过近几年网改，台区内0.4千伏低压线路全部更换，但是由于下户线距离较远，用电负荷不稳定，三相不平衡等因素，造成低压线损偏高。
3、农村台区：多年以来，公司加大农村低压电网投入，先后改造电气化村130多个，农村低压电网质量大大改善，计量表全部更换为电子表，因此，农村低压线损较以往下降较多。
四、低压典型台区实测的总体评
从典型台区的实测情况，可以看出，生活照明等用电量较平均的台区，计算值与统计值比较接近。季节性用电较强、用电负荷不均匀的台区，计算值与统计值差距较大。
近些年，由于进行新农村电气化建设、农网升级改造等，农村网架状况和设备健康水平有了很大改善，电压质量有了很大提高，淘汰高耗机械表，进行合理的负荷分配，降低三相不平衡率，这一切都为降低线损提供了有效的硬件基础。
2013年，xxx公司通过重新调整电网布局，进一步优化供电半径，采用分路供电，提高电压质量，为全面降低低压线损打下坚实的基础。同时积极推进低压台区无功补偿技术，对于低压动力户较多无功损耗较大的台区实施无功就地补偿措施，提高设备的利用效率，减少配电线路的有功损耗。
在今后的低压线损工作中，我们将结合农村电气化建设、农网升级改造等，进一步提升农村网架状况和设备健康水平，提高电压质量，进行合理的负荷分配，降低三相不平衡率；在城区积极开展老旧小区改造、全面进行新型电能表换装，切实将低压线损工作管理落到实处。
供电所线损分析报告
XX供电所xx年xx月线损分析报告 XX供电所位于正阳县东部，现有职工X人，农电工X人，下设配电、营销、服务三个班组。 供电区现有X个行政村，总人口XXX万人，10KV线路XX条共XXX千米，XX线路XX条共XX千米。配电变压器XX台（其中公变XX台，容量XX KVA；专变XX台，容量XXXXKVA）共计总容量XXXXKVA。营业总户数XXX户，本月开票户数XXX户。 一、本月主要完成工作 1、分析会提出的问题完成情况 针对存在问题、我所组织人员对XXX线路进行线路清障，对配变的鸟窝进行处理。 加强线路巡视确保辖区内的安全供电 整改情况：组织本所全体人员，针对“十一”保电用电负荷高等问题，对辖区供电线路和配变设备进行巡视检查。重点对配变设备的漏电开关进行了试验，对线路出线进行了螺丝紧固，对中性线的接地进行了全面排查，并对违章建房和私拉乱接等现象进行整改，确保辖区内的线路设备在“十一”期间安全稳定的运行。 2、本月采取的其他降损措施 （1）要求台区责任人及时监测台区负荷情况，保持台区的三
相负荷平衡。 （2）加强对临时用电的监管力度。对临时用电严格按业扩流程办理，必须安装漏电开关和闸刀，保证安全。 （3）严厉打击违章用电和窃电，加强用电检查力度，不定期对用电客户的用电设备和计量装置进行检查。 二、9月10KV电量、线损率完成情况及分析 表一：9月10KV供、售电量及线损率同比表 年份 当月累计 供电量 （万kWh） 售电量 （万kWh） 线损率 （%） 供电量 （万kWh） 售电量 （万kWh） 线损率 （%） 1、10KV电量、线损率完成情况 8月全所完成供电量XXX万kWh，完成售电量5XXX万kWh,完成10KV线损率XXX%。全年累计完成供电量XXX万kwh，售电量XXX万kwh，10KV综合线损率XXX%。 3、线损分析 供电量增长，但是辖区内个别台区供电线路和配变设备已经超负荷运行，线径细、配变容量小、供电半径大，是造成线损上升的主要原因。 二、400V电量、线损率完成情况及分析
线损理论计算方法
线损理论计算方法 线损理论计算是降损节能，加强线损管理的一项重要的技术管理手段。通过理论计算可发现电能损失在电网中分布规律，通过计算分析能够暴露出管理和技术上的问题，对降损工作提供理论和技术依据，能够使降损工作抓住重点，提高节能降损的效益，使线损管理更加科学。所以在电网的建设改造过程以及正常管理中要经常进行线损理论计算。 线损理论计算是项繁琐复杂的工作，特别是配电线路和低压线路由于分支线多、负荷量大、数据多、情况复杂，这项工作难度更大。线损理论计算的方法很多，各有特点，精度也不同。这里介绍计算比较简单、精度比较高的方法。 理论线损计算的概念 1．输电线路损耗 当负荷电流通过线路时，在线路电阻上会产生功率损耗。 (1)单一线路有功功率损失计算公式为 △P＝I2R 式中△P--损失功率，W； I--负荷电流，A； R--导线电阻，Ω (2)三相电力线路 线路有功损失为 △P＝△PA十△PB十△PC＝3I2R (3)温度对导线电阻的影响： 导线电阻R不是恒定的，在电源频率一定的情况下，其阻值 随导线温度的变化而变化。 铜铝导线电阻温度系数为a＝。 在有关的技术手册中给出的是20℃时的导线单位长度电阻值。但实际运行的电力线路周围的环境温度是变化的；另外；负载电流通过导线电阻时发热又使导线温度升高，所以导线中的实际电阻值，随环境、温度和负荷电流的变化而变化。为了减化计算，通常把导线电阴分为三个分量考虑： 1）基本电阻20℃时的导线电阻值R20为 R20=RL 式中R--电线电阻率，Ω/km，; L--导线长度，km。 2）温度附加电阻Rt为 Rt=a（tP－20）R20 式中a--导线温度系数，铜、铝导线a=0．004； tP--平均环境温度，℃。 3）负载电流附加电阻Rl为 Rl= R20 4）线路实际电阻为 R=R20+Rt+Rl （4）线路电压降△U为 △U=U1－U2=LZ 2．配电变压器损耗(简称变损)功率△PB
变损和线损的计算word精品
、变损: 变压器损耗计算公式 (1) 有功损耗：AP^PO+KT B 2PK ( 1) (2) 无功损耗：△Q M QO+KT B 2 QK —— (2) (3) 综 合功率损耗： 4PZ= AP + K QAQ -- -- (3) QO"I O%SN,QK~UK%SN 式中：Q O 空载无功损耗(kvar PO ——空载损耗(kW) PK ―― 额定负载损耗(kW) SN —— 变压器额定容量 (kVA) IO% ——变压 器空载电流百分比。 UK% 短路电压百分比 B ――平均负载系数 KT ——负载波动损耗系数 QK 额定负载漏磁功率(kvar) KQ ——无功经济当量(kW/kvar 上式计算时各参 数的选择条件： (1) 取 KT=1 . O5 ; (2) 对城市电网和工业企业电网的6 k 系统最小负荷 时，其无功当量KQ=O.1k (3) 变压器平均负载系数，对于农用变 工业企业，实 行三班制，可取 3=7 5%; (4) 变压器运行小时数T= 8 7 6 Oh =5500h ; (5) 变压器空载损耗 P0、额定负载损 耗PK 、 IO%、UK%, 见产品资料所示。 变压器损耗的特征 变损和线损的计算 V ?1OkV 降压变压器取 W/kvar; 压器可取3=20% ;对于 ，最大负载损耗小时数：t
P0 空载损耗，主要是铁损，包括磁滞损耗和涡流损耗; 磁滞损耗与频率成正比；与最大磁通密度的磁滞系数的次方成正比。
涡流损耗 与频率、最大磁通密度、矽钢片 P C 负载损耗，主要是负载电流通过 称铜损。 其大 小随负载电流而变化，与负载电 准线圈温度换 算值来表示)。 负载损耗还受变压器温度的影响，同时负 组内产生涡流损耗，并在绕组外的金属部分产 变压器的全损耗AP =P0 P C 变压器的 损耗比=P C/P 0 变压器的 效率=PZ / (PZ A P)，以百分比表示；其中PZ 为变压 器二次侧输出功率。 变压器节能技术推广 1)推广使用低损耗变压器; (1)铁 变压器损 芯损耗的控制 耗中的空载损耗，即铁损，主要 发生在变压器铁芯叠片内， 主要是因交变 的磁力线通过铁芯产生磁滞及涡 流而带来的损耗。 最早用于 变压器铁芯的材料是易于磁化和 退磁的软熟铁，为了克服磁 回路中由周期 性磁化所产生的磁阻损失和铁芯 由于受交变磁通切割而产生 的涡流，变压 器铁芯是由铁线束制成，而不是 由整块铁构成。 19 0 0 年左右，经研究发现在铁中加入 少量的硅或铝可大大降低磁 路损耗，增大 导磁率，且使电阻率增大，涡流 损耗降低。经多次改进，用 0.35mm 厚的硅钢片来代替铁线制作变压 器铁芯。 近年来世 界各国都在积极研究生产节能材 料，变压器的铁芯材料已发 展到现在最新 的节能材料 非晶态磁性材料 如2 6 0 5 S2，非晶合金 铁芯变压器便 应运而生。使用2 6 0 5 S2制 作的变压器，其铁损仅为硅 钢变压器的1 /5，铁损大幅度降低。 (2)变压 E 器系列的节能效果 上述非晶 合金铁心变压器，具有低噪音、 低损耗等特点，其空载损耗 仅为常规产品 的1/5，且全密封免维护，运 行费用极低。 我国S7 系列变压器疋1 9 8 0年后推出 的变压器，其效率较SJ 、 SJL 、SL 、SL1系列的变压器咼，其负 载损耗也较咼。 8 0年代 中期又设计生产出S9系列变压 器，其价格较S7系列平均 高出2 0%, 空载损耗较S7系列平均降低8 %，负载损耗平均降低2 的厚度三者的积成正比。 绕组时在电阻上的损耗，一般 流的平方成正比；(并用标 载电流引起的漏磁通会在绕 生杂散损耗。
35KV线损分析报告
35KV线损分析报告 摘要：供电企业线损指标是经营管理水平和经济效益衡量的重要指标之一，如何加强35kV及以上电网线损分析，及时调整电网经济运行方式，提出可行的降损措施，不断提高供电企业的经济效益具有非常重要的意义。 关键词：线损；分析；降损措施 降低线损是供电企业节能工作的重心，通过对主网网损分析，及时反映各电压等级电网的结构、设备性能情况、用电构成及管理水平，准确查找线损异常因素，减少电量损失，我局通过建立具体的数据录入和分析制度，每月以《广西电网公司线损管理系统》为平台对各等级线损进行统计，其中各级变电站关口数据由变电站值班员在规定时间通过网络及时上报，形成各类线损管理数据库，开展月度的网损分析，每月定期召开分析会，对当月线损情况进行分析，及时提出线损管理工作的问题及下阶段重点工作，下面将举例对网损进行简要分析并提出降损措施。 1网损分析 1.1分变分析 表一35kV及以上变压器损耗计算结果评估分析表 电压等级变电站 名称 主变 编号 输入电量 kWh 损失电量 kWh 损耗率 % 上月损耗率 % 理论损 耗率% 220kV 高沙变电站#1 4,980,800 96,720 1.94 0.61 0.598 110kV 牛头湾变电站#1 8,522,580 -13,680 -0.16 0.401 0.349 35kV 金窝变电站#1+#2 3,425,870 113,470 3.31 2.58 1.867 (1)220kV高沙变电站#1主变的变损率为1.94%，月比上月变损率0.61%增加了1.33个百分点，主要原因是供电量下降所致，供电量月比上月减少了49%，因那前T接龙防工程需要高防线停电三天，高沙变电站负荷转移。 (2)110kV牛头湾变电站#1主变的变损率为负主要原因是抄表误差所致。 (3)35kV金窝变电站主变的变损率为3.31%，月比上月线损率2.58%增加了0.73个百分点，主要原因是受虾塘负荷的影响供电量有了大幅上升，供电量月比上月增加了38%。 1.2分线分析 表二35kV及以上送电线路计算结果评估分析表 电压等级线路名称输入电量kWh 线损电量 kWh 损耗率 % 上月损耗率 % 理论损耗率 110kV 西灵T寨线12,903,000 194,040 1.5 1.43 0.861 35kV 望田金线3,701,705 117,670 3.18 1.06 3.626 (1)110kV西灵T寨线的线损率为1.5%，线损率偏高。主要原因是线型为LGJ-185，线路较为陈旧，线路46.75km，线路较长。 (2) 35kV望田金线线损率为3.18%，比上月1.06%上升了2.12个百分点，输入电量3,701,705kWh，环 1
典型台区线损分析报告报告材料
**供电公司典型台区线损分析报告 按照《国网发展部关于开展典型台区线损分析的通知》要求，**供电公司对通知附件所列的10个高损台区逐台进行了线损异常分析，现将相关情况报告如下。 一、高损台区异常原因分析 （一）新华村3组IIG9181公变 1.台区基本情况 该台区一体化电量与线损管理系统（以下简称“同期系统”）2017年10月-2018年3月台区线损率一直处于异常，2018年4月整改后线损率为6.36%，5月15日同期系统线损率为2.99%。
图1 同期线损系统2017年5月-2018年4月台区线损合格率 2.异常原因分析 经分析，该台区线损率不合格的主要原因为部分用户表计采集成功率较低，经核实该台区共计用户31户，采集成功25户，6户未采集。 3.整改措施 通过上述分析，对该台区进行核查，发现6只表计模块损坏，通过更换6只表计模块，经过调试目前采集100%，同期系统线损率为2.99%，合格。
图2：该台区在同期系统中的5月15日线损率（合格） （二）太阳6组IIG3767公变 1.台区基本情况 该台区同期系统2017年10月-2018年4月台区线损
率一直处于异常，2018年5月整改后，5月15日同期系统线损率为3.51%。 图1 同期线损系统2017年5月-2018年4月台区线损合格率
2.异常原因分析 经分析，该台区线损率不合格的主要原因有：（1）、集中器损坏，导致采集成功率低；（2）、3只户表用户长期采集失败。 3.整改措施 针对以上问题，我公司开展以下工作（1）、对集中器进行更换；（2）、对3只户表用户进行了表计模块更换。经整改5月15日，该台区同期系统线损率3.09%，合格。 图2：该台区在同期系统中的5月15日线损率（合格）
10kV及以下配电网理论线损计算5页
10kV及以下配电网理论线损计算 0 引言 10kV及以下配电网的网架结构、设备和用电负荷都比较复杂，占了电网电量损耗的大头。加强配电网线损计算是降损节能的重要管理手段[1]。线损计算是根据电网的网架和运行电气参数，应用相应的电路原理计算电网中各个原件的理论线损电量。在配电网规划中，规划年的理论线损计算是不可缺少的内容，但相对于高压配电网，中低压配电网由于设备规模和数量较为庞大，大量缺乏网架内的元件参数和运行参数，特别是规划年的网络参数和运行环境缺失，使得使用精确模型建模和运用成熟的计算软件进行计算较为困难。根据中低压配电网的实际特点，充分利用配电网规划方案可以获取的有限条件进行理论线损计算是配电网理论计算在工程应 用方向的可行路径[2]。本文采用简化负荷模型对配电网进行降低规模计算，求得各类负荷分布类型线路的功率损耗，最后采用最大负荷利用小时法得到规划区域内的理论电量损耗。 1 10kV中压配电网理论线损计算 根据地区线路特性和计算结果，把线路简化为5种负荷分布形式的线路，包括末端集中分布、均匀分布、递增分布、递减分布和中间集中分布。下面具体对各种负荷分布线路模型进行分析。 1.1 中压线路负荷分布模型 1.1.1 末端集中分布 设10kV中压线路主干始端电流为I，单位阻抗为r，负荷集中于线路的末端，则主干的线路损耗为：
1.1.2 线路负荷均匀分布 线路负荷均匀分布于线路上，假设线路始端主干电流为I，末端电流为i0，距离始端x距离的分置电流为ix。图1为负荷均分布模型，X轴为距离线路始端的距离，线路全长为L；Y轴为线路分支线电流的总和。 1.1.3 负荷递增分布 1.1.4 负荷递减分布 1.1.5 负荷中间集中分布 1.2 功率损耗系数 根据以上的计算分析，可以得到各种负荷分布模型的线路功率损耗系数，见下表。 1.3 中压线路损耗估算流程 1.3.1 中压线路主干损耗估算 （1）按照线路主干型号，查找相应的线路的单位电阻r，根据线路长度L得到主干的阻抗为R=L×r； （2）分析线路的分布模型，获得该线路的的功率损耗系数β； （3）计算该线路的功率损耗 1.3.2 中压线路装接配变损耗估算 根据变压器型号和单台变压器容量S，查找变压器参数表得到该型号变压器的空载损耗为ΔPk，负载损耗为ΔP T。中压线路装接配变损耗为：公式中，ST为变压器实际运行容量，采用年最高负荷。 1.3.3 中压线路的总功率损耗 每回中压线路的功率损耗为中压线路功率损耗ΔPL和中压线路装接
变损和线损的计算
变损和线损的计算 一、变损： 变压器损耗计算公式 （１）有功损耗：ΔＰ＝Ｐ０＋ＫＴβ２ＰＫ-------（１）（２）无功损耗：ΔＱ＝Ｑ０＋ＫＴβ２ＱＫ-------（２）（３）综合功率损耗：ΔＰＺ＝ΔＰ＋ＫＱΔＱ----（３）Ｑ０≈Ｉ０％ＳＮ，ＱＫ≈ＵＫ％ＳＮ 式中：Ｑ０——空载无功损耗（ｋｖａｒ） Ｐ０——空载损耗（ｋＷ） ＰＫ——额定负载损耗（ｋＷ） ＳＮ——变压器额定容量（ｋＶＡ） Ｉ０％——变压器空载电流百分比。 ＵＫ％——短路电压百分比 β——平均负载系数 ＫＴ——负载波动损耗系数 ＱＫ——额定负载漏磁功率（ｋｖａｒ） ＫＱ——无功经济当量（ｋＷ／ｋｖａｒ） 上式计算时各参数的选择条件： （１）取ＫＴ＝１.０５；
（２）对城市电网和工业企业电网的６ｋＶ～１０ｋＶ降压变压器取系统最小负荷时，其无功当量ＫＱ＝０．１ｋＷ／ｋｖａｒ； （３）变压器平均负载系数，对于农用变压器可取β＝２０％；对于工业企业，实行三班制，可取β＝７５％； （４）变压器运行小时数Ｔ＝８７６０ｈ，最大负载损耗小时数：ｔ＝５５００ｈ； （５）变压器空载损耗Ｐ０、额定负载损耗ＰＫ、Ｉ０％、ＵＫ％，见产品资料所示。 变压器损耗的特征 Ｐ０——空载损耗，主要是铁损，包括磁滞损耗和涡流损耗； 磁滞损耗与频率成正比；与最大磁通密度的磁滞系数的次方成正比。 涡流损耗与频率、最大磁通密度、矽钢片的厚度三者的积成正比。 ＰC——负载损耗，主要是负载电流通过绕组时在电阻上的损耗，一般称铜损。其大小随负载电流而变化，与负载电流的平方成正比；（并用标准线圈温度换算值来表示）。 负载损耗还受变压器温度的影响，同时负载电流引起的漏磁通会在绕组内产生涡流损耗，并在绕组外的金属部分产生杂散损耗。 变压器的全损耗ΔＰ=Ｐ０ＰC 变压器的损耗比=ＰC/Ｐ０ 变压器的效率=ＰＺ/（ＰＺΔＰ），以百分比表示；其中ＰＺ为变压器二次侧输出功率。
营销线损异常台区分析报告20170308
。。。供电所线损异常台区异常数据调取分析记录 一、线损异常台区分析记录 1.台区基本情况: ****线路***村***台区，容量***kva，变压器变比，低压线路长度***km，台区负责人***，用户共计****户，（其中含照明***户，动力*****户，农业****户，光伏发电 ***户****kwh）。历史窃电用户***户****，职工用电***户****，表箱表计封印情况， 其他可能影响线损情况。。。。。 2.数据调取时间段： ****年****月***日至***月***日 3.本台区单位时间内线损情况： 供电量*****kwh,售电量*****kwh，损失电量****kwh，线损率***%。 （上月线损情况：供电量*****kwh,售电量*****kwh，损失电量****kwh，线损率***%。） 4.本台区单位时间内业扩情况： 新装表情况：包括在途工单、新建光伏、 换表情况：包括在途工单、 调台区： 更名： 其他： 5.本台区单位时间内报修情况：
95598和非95598，包括本台区线路高压故障、本台区变压器、本台区jp柜、本台区关口表计故障。 6.本台区单位时间内采集失败情况：（重点） 7.本台区单位时间内零电量用户情况：（重点） 8.本台区单位时间内表计倒走情况：（重点） 9.本台区单位时间内表计电压失压情况：（重点） 10.本台区单位时间内反向电量异常情况： 11.本台区单位时间内表计时钟异常情况： 12.本台区单位时间内电压断相情况：（重点） 13.本台区单位时间内电能示值不平情况： 14.本台区单位时间内电流不平情况： 15.本台区单位时间内电压越下限情况：
2021年1、份线损分析报告
xx年1、2月份线损分析报告 为加强公司线损管理，不断完善线损体制，全面提高线损管理水平，2xxx年公司制定了新的线损指标，现将实施后的情况汇报如下： （一）、2xxx年1-2月份线损的完成情况 （1）、高压线损部分：1月份乡村电管部线损完成7.3，实损电量为8 3.12万千瓦时，线损指标是7.7%，应损电量为87.65万千瓦时，实际完成情况比线损指标低0.4个百分点，比指标少损失电量 4.53万千瓦时。超线损指标的10kV线路共有24条，分别属于xx等12个供电所，2月份乡村电管部线损完成 6.36%，实损电量为6 3.4万千瓦时，线损指标是7.7%，应损电量为77.4万千瓦时，实际完成情况比线损指标低 1.34个百分点，比指标少损失电量14万千瓦时，超指标线路的10kV 线路有6条，分别属于为xx3个供电所。详细情况见附表。 （2）、低压线损部分：1月份低压线损指标是按2xxx年度指标执行的，乡村电管部线损完成1 1.62%，实损电量为60.27万千瓦时，线损指标是10.7%，应损电量
为5 5.47万千瓦时，实际完成情况超出线损指标0.92个百分点，比指标多损失电量 4.79万千瓦时，主要是王杲铺供电所超低压线损9.43个百分点，多损失 5.11万千瓦时造成。2月份低压线损指标是按2xxx年度线损指标执行的，乡村电管部低压线损完成10.57%，实损电量为5 4.57万千瓦时，线损指标是10%，应损电量为49.17万千瓦时，实际完成情况超线损指标0.57个百分点，比指标多损失电量 5.4万千瓦时，超低压线损指标的是xx等11个供电所。 （二）、原因分析 2xxx年度线损管理制度下发执行以来，各供电所为降低线损作了大量工作，积极采取了例如调整三相负荷平衡、改造台区线路，加强抄表、计量管理水平等技术、管理手段，但也暴露出了大部分供电所存在以下问题： （1）、供电所管理人员在思想认识上存在误区，不善于管理，对供电所各岗位工作标准要求不高，不下村去作线损调查研究，不善于分析线损中存在的问题。只是满足于线损不超指标、电费能按时交到局里的现状。比如2月份超线损指标的10kV线路条数比1月份有了大幅下降，下降比例达到了75%。充分暴露出了部分供电所认为1月份10kV
低压线路损耗理论计算
在农村用电管理工作中，低压配电网理论线损的计算和实际线损的考核是一个薄弱环节。 笔者推荐一种简单实用的计算方法，以供广大城乡电工参考。 1低压线路理论线损的构成 1.1低压线路本身的电能损耗。 1.2低压接户线的电能损耗。 1.3用户电能表的电能损耗。 1.4用户电动机的电能损耗。 1.5用户其他用电设备的电能损耗。 以上所有供电设备的电能损耗之和，即构成低压线路的理论线损电量，其线损电量与线路供电量之比百分数，即为线路的理论线损率。 要说明的是，在实际线损计算中，只计算到用户电能表，用户的用电设备不再参与实际线损计算。但在理论计算中，凡连接在低压线路上的用电设备的电能损耗，均应计算在内。 2低压线路理论线损计算通用公式 △A=NKI pjR dzt×10 式中N——配电变压器低压侧出口电网结构系数； ①单相两线制照明线路N=2； ②三相三线制动力线路N=3； ③三相四线制混合用电线路N=3.5；
K——负荷曲线形状系数，即考虑负荷曲线变化而采用的对平均电流(I pj)的修正系数，K值按推荐的理论计算值表1选用； 表1负荷曲线形状系数k 值表 最小负荷率 Ｋ值0.20.30.4 1.050.5 1.030.6 1.020.7 1.010.8 1.000.8 1.001.0 1.00。2。2。。－3 1.171.09 (最小负荷率a=最小负荷/最大负荷) t——线路月供电时间，h；Rdz——线路导线等值电阻，Ω。 等值电阻可按下式计算： Rdz=ΣN KI zd。 kR k/N×I
zd 式中I zd——配电变压器低压出口实测最大电流，A； 22KI pj——线路首端负荷电流的月平均值，A。可根据以下不同情况计算选用。 ①配电室装有电流表，并有记录的，可直接计算月平均负荷电流值。 ②如装有电流表，但无记录的，可选取代表性时段读取电流值，然后计算平均负荷电流值。 ③如未装电流表时，可选取代表性时段，直接用钳形电流表读取负荷电流值。 ④配电室装有有功电能表和无功电能表时，可按下式计算。 式中U pj——线路平均运行电压值，kV，也可近似地用额定电压(Un)代替；AP——线路月有功供电量，kW。h；AQ——线路月无功供电量，kvar。h； t——线路月供电量时间，h。 ⑤如配电室装有有功电能表和功率因数表时，可按下式计算： 式中cosφ pj——线路负荷功率因数的平均值。 3低压接户线的理论线损计算 从低压线路至用户电能表，从电能表到用电器具的连接线称接户线(或下户线)，其理论线损电量可按每10m月损耗为0.05kW。h计算，当接户线长度为L 时，月损耗电量为：
变压器损耗计算公式
变压器损耗 分为铁损和铜损,铁损又叫空载损耗,就是其固定损耗,实是铁芯所产生的损耗(也称铁芯损耗,而铜损也叫负荷损耗, 1、变压器损耗计算公式 （１）有功损耗：ΔＰ＝Ｐ０＋ＫＴβ２ＰＫ -------（１） （２）无功损耗：ΔＱ＝Ｑ０＋ＫＴβ２ＱＫ -------（２） （３）综合功率损耗：ΔＰＺ＝ΔＰ＋ＫＱΔＱ ----（３）Ｑ０≈Ｉ０％ＳＮ，ＱＫ≈ＵＫ％ＳＮ 式中：Ｑ０——空载无功损耗（ｋｖａｒ） Ｐ０——空载损耗（ｋＷ） ＰＫ——额定负载损耗（ｋＷ） ＳＮ——变压器额定容量（ｋＶＡ） Ｉ０％——变压器空载电流百分比。 ＵＫ％——短路电压百分比 β——平均负载系数 ＫＴ——负载波动损耗系数 ＱＫ——额定负载漏磁功率（ｋｖａｒ） ＫＱ——无功经济当量（ｋＷ／ｋｖａｒ） 上式计算时各参数的选择条件： （１）取ＫＴ＝１.０５； （２）对城市电网和工业企业电网的６ｋＶ～１０ｋＶ降压变压器取
系统最小负荷时，其无功当量ＫＱ＝０．１ｋＷ／ｋｖａｒ；（３）变压器平均负载系数，对于农用变压器可取β＝２０％；对于工业企业，实行三班制，可取β＝７５％； （４）变压器运行小时数Ｔ＝８７６０ｈ，最大负载损耗小时数：ｔ＝５５００ｈ； （５）变压器空载损耗Ｐ０、额定负载损耗ＰＫ、Ｉ０％、ＵＫ％，见产品资料所示。 2、变压器损耗的特征 Ｐ０——空载损耗，主要是铁损，包括磁滞损耗和涡流损耗； 磁滞损耗与频率成正比；与最大磁通密度的磁滞系数的次方成正比。涡流损耗与频率、最大磁通密度、矽钢片的厚度三者的积成正比。ＰC——负载损耗，主要是负载电流通过绕组时在电阻上的损耗，一般称铜损。其大小随负载电流而变化，与负载电流的平方成正比；（并用标准线圈温度换算值来表示）。 负载损耗还受变压器温度的影响，同时负载电流引起的漏磁通会在绕组内产生涡流损耗，并在绕组外的金属部分产生杂散损耗。 变压器的全损耗ΔＰ=Ｐ０+ＰC 变压器的损耗比=ＰC /Ｐ０ 变压器的效率=ＰＺ/（ＰＺ+ΔＰ），以百分比表示；其中ＰＺ为变压器二次侧输出功率。一、变损电量的计算：变压器的损失电量有铁损和铜损两部分组成。铁损与运行时间有关，铜损与负荷大小有关。因此，应分别计算损失电量。
线损分析报告
2007年1月线损分析报告——弥渡供电有限责任公司 一、线损指标完成情况： 1.公司综合线损率：2007年1月，我公司综合线损率完成情况如表1所示。表1公司综合线损统计表电量单位：万K W.h 线图描述出今年和去年月度、年累计综合线损率。 图一：月度综合线损率折线图 图二：年累计综合线损率折线图 2.10kV有损线路高压线损： 2007年1月，我公司10kV有损线路高压线路线损率完成情况如表2所示,累计线损率比计划指标6.98%上升1.59个百分点。 表210kV有损线路高压线损统计表电量单位：万KW.h
计划指标供电量 同比 （％） 售电量 同比 （％） 线损电量 同比 （％） 线损率 （％） 同比 （％） 当月 6.98664.577+37.45607.601+33.8056.9759+93.918.57+02.49 累计 6.98664.577+37.45607.601+33.8056.9759+93.918.57+02.49折线图描述出今年和去年月度、年累计10kV高压有损线路线损率。图三：月度10kV高压有损线路线损率折线图 图四：年累计10kV高压有损线路线损率折线图 3.400V低压台区线损： 2007年1月，我公司400V低压台区线损率完成情况如表5所示,累计线损率比计划指标6.25%下降0.62个百分点。表3400V低压考核台区线损统计表电量单位：万KW.h 计划指标供电量 同比 （％） 售电量 同比 （％） 线损电量 同比 （％） 线损率 （％） 同比 （％） 当月6.25336.2834+18.33317.3627+18.4818.9207+15.91 5.63-02.49 累计6.25336.2834+18.33317.3627+18.4818.9207+15.91 5.63-02.49折线图描述出今年和去年月度、年累计400V低压线损率。
变压器铜损铁损计算公式及线损
变压器铜损铁损公式及线损计算 变压器损耗参数测试仪对变压器铜损铁损计算公式 变压器得损耗分为铁损与铜损,铁损又叫空载损耗,就就是其固定损耗，实际就是铁芯所产生得损耗（也称铁芯损耗）,而铜损也叫负荷损耗。 变压器空载损耗 空载损耗指变压器二次侧开路,一次侧加额率与额定电压得正弦波电压时变压器所吸取得功率.一般只注意额定频率与额定电压,有时对分接电压与电压波形、测量系统得精度、测试仪表与测试设备却不予注意。对损耗得计算值、标准值、实测值、保证值又混淆了. 如将电压加在一次侧，且有分接时，如变压器就是恒磁通调压,所加电压应就是相应接电源得分接位置得分接电压。如就是变磁通调压，因每个分接位置时空载损耗都不相同，必须根据技术条件要求,选取正确得分接位置，施加规定得额定电压,因为在变磁通调压时，一次侧始终加一个电压于各个分接位置。 一般要求施加电压得波形必须为近似正弦波形。所以，一就是用谐波分析仪测电压波形中所含谐波分量，二就是用简便办法,用平均值电压表，但刻度为有效值得电压表测电压,并与有效值电压表读数对比,二者差别大于3% 时,说明电压波形不就是正弦波，测出得空载损耗,根据新标准要求应就是无效了。 1、电力变压器损耗计算公式 （1)有功损耗：ΔＰ=Ｐ０+ＫTβ2ＰK －－－—－——（1) （２）无功损耗:ΔＱ=Q0+KTβ2QK －——－---(2） （3）综合功率损耗：ΔPZ=ΔＰ+ＫQΔQ —-—-－—(3) Q0≈I0％SＮ,QK≈UK％ＳN 式中:Q０——空载无功损耗（ｋvar) Ｐ０—-空载损耗（kW)
PK--额定负载损耗（kW） ＳN——变压器额定容量（ｋVA) I0%——变压器空载电流百分比。 UK％——短路电压百分比 β——平均负载系数 ＫT-—负载波动损耗系数 QK--额定负载漏磁功率（kvａｒ) KＱ—-无功经济当量(ｋW／kvａr) 上式计算时各参数得选择条件: （1)取ＫＴ=1、0５； （２)对城市电网与工业企业电网得6ｋV～2０kV降压变压器取系统最小负荷时,其无功当量KQ=0、1kＷ／ｋvａr； （3）变压器平均负载系数，对于农用变压器可取β=20％；对于工业企业，实行三班制，可取β＝75％； （4）变压器运行小时数T=8760h,最大负载损耗小时数:t=5５0０h； （5）变压器空载损耗P0、额定负载损耗PK、I0％、UK％,见产品出厂资料所示。 2、电力变压器损耗得特征 P0——空载损耗，主要就是铁损，包括磁滞损耗与涡流损耗; 磁滞损耗与频率成正比；与最大磁通密度得磁滞系数得次方成正比。 涡流损耗与频率、最大磁通密度、矽钢片得厚度三者得积成正比。 PC--负载损耗，主要就是负载电流通过绕组时在电阻上得损耗，一般称铜损。其大小随负载电流而变化，与负载电流得平方成正比;（并用标准线圈温度换算值来表示）.
变压器空载损耗与负载损耗的计算方法及公式
变压器空载损耗与负载损耗的计算方法及公式 电力变压器损耗分为铁损和铜损,铁损又叫空载损耗,就是其固定损耗,实际是铁芯所产生的损耗（也称铁芯损耗）,而铜损也叫负荷损耗。 1、电力变压器损耗计算公式 (1)有功损耗：ΔＰ＝Ｐ０＋ＫＴβ２ＰＫ-------（１） (2)无功损耗：ΔＱ＝Ｑ０＋ＫＴβ２ＱＫ-------（２） (3)综合功率损耗：ΔＰＺ＝ΔＰ＋ＫＱΔＱ------（３） Ｑ０≈Ｉ０％ＳＮ，ＱＫ≈ＵＫ％ＳＮ 式中：Ｑ０——空载无功损耗（ｋｖａｒ） Ｐ０——空载损耗（ｋＷ） ＰＫ——额定负载损耗（ｋＷ） ＳＮ——变压器额定容量（ｋＶＡ） Ｉ０％——变压器空载电流百分比。 ＵＫ％——短路电压百分比 β——平均负载系数 ＫＴ——负载波动损耗系数 ＱＫ——额定负载漏磁功率（ｋｖａｒ） ＫＱ——无功经济当量（ｋＷ／ｋｖａｒ） 上式计算时各参数的选择条件： (1)取ＫＴ＝１.０５； (2)对城市电网和工业企业电网的６ｋＶ～１０ｋＶ降压变压器取系统最小负荷时，其无功当量ＫＱ＝０．１ｋＷ／ｋｖａｒ；
(3)变压器平均负载系数，对于农用变压器可取β＝２０％；对于工业企业，实行三班制，可取β＝７５％； (4)变压器运行小时数Ｔ＝８７６０ｈ，最大负载损耗小时数：ｔ＝５５００ｈ； (5)变压器空载损耗Ｐ０、额定负载损耗ＰＫ、Ｉ０％、ＵＫ％，见产品出厂资料所示。 2、电力变压器损耗的特征 Ｐ０——空载损耗，主要是铁损，包括磁滞损耗和涡流损耗； 磁滞损耗与频率成正比；与最大磁通密度的磁滞系数的次方成正比。 涡流损耗与频率、最大磁通密度、矽钢片的厚度三者的积成正比。 ＰC——负载损耗，主要是负载电流通过绕组时在电阻上的损耗，一般称铜损。其大小随负载电流而变化，与负载电流的平方成正比；（并用标准线圈温度换算值来表示）。 负载损耗还受变压器温度的影响，同时负载电流引起的漏磁通会在绕组内产生涡流损耗，并在绕组外的金属部分产生杂散损耗。 变压器的全损https://www.360docs.net/doc/2311649898.html,/耗ΔＰ=Ｐ０+ＰC 变压器的损耗比=ＰC /Ｐ０ 变压器的效率=ＰＺ/（ＰＺ+ΔＰ），以百分比表示；其中ＰＺ为变压器二次侧输出功率。 变损电量的计算：变压器的损失电量有铁损和铜损两部分组成。铁损与运行时间有关，铜损与负荷大小有关。因此，应分别计算损失电量。 1、铁损电量的计算：不同型号和容量的铁损电量，计算公式是： 铁损电量（千瓦时）=空载损耗（千瓦）×供电时间（小时）
10kV高永线线损分析报告
10kV高永线1~8月线损分析报告 一、指标完成情况（不含由小城线供电数据） 截止到2012年8月，10kV高永线累计完成购电量370.8万千瓦时，完成全年计划指标（627万千瓦时）的59%，累计完成售电量330.5万千瓦时，完成全年计划指标（560万千瓦时）的59%，累计损失电量为40.3万千瓦时，占全年计划指标（67万千瓦时）的60%，线损率为10.86%，比全年指标（10.69%）增长0.17个百分点，相对全年线损率指标计算多损失电量0.63万千瓦。 综合台区售电量完成售电量182万千瓦时，完成全年计划指标的69.8%，占1～8月总售电量的55%，低压损失电量为10.7万千瓦时，占1～8月总损失电量的26.6%。 二、线损分析 通过对今年1～8月分段及总体分析，本年2月、5月、7月、8月线损率较高，5月份线损率最高达14.94%，具体原因如下： （一）分月分析 1、2月份由于提前发行核算，大部分采用估算电量，造成当月线损加大，但在3月份进行实抄后对总体损失没有影响。 2、5月份由于春检工作、农网改造、20个抽水站安装等计划性停电及线路故障频发，造成高永线小范围停电时间较长，使售电量缺失，一定程度上影响了当月线损。
3、抄表时间差问题，负荷突增造成7月损失加大。7月线损率相对6月环比增加2.34个百分点，增加损失电量为1.09万千瓦时， 12日为我所抄表例日，17日为公司抄表例日，经调查好再来米业于7月13日至16日晚间进行了生产加工，造成7月线损偏高。 4、受电网运行方式影响，7月24日10kV高永线由楼平线、辉发线转供,由于远距离供电，存在一定卡脖子现象，末端电压低,增加了线路损耗，导致8月线损高。 （二）总体分析 1、本年受取消二次发行影响，统计口径发生变化，造成本年10kV线损增高。 2、10kV高永线线径过细、供电半径过大造成线损高。10kV高永线线路总长为75.66公里，其中截面为35mm2的细导线为61.1公里，占线路总长度的80%，最大供电半径达17.57公里。 3、负荷单一，用电时间集中造成损失大。高永线负荷以季度性排灌用电和居民生活用电为主，用电时间比较集中，季度性排灌用电主要集中在5～8月，但本年由于降水影响，季度性排灌用电量相对去年减少近两成。高永线辖区共有42个综合台区，1～8月低压售电量182万千瓦时，占1～8月总售电量的55%，损失电量为10.7万千瓦时，占1～8月总损失电量的26.6%，综合台区在用电低谷时段配电变压器基本处于轻载或空载状态，同时由于综合台区配变主要以30、50kVA居多（单相20kVA 2台、30kVA 18台、50kVA 13
低压台区线损的理论计算
低压台区线损的理论计算 https://www.360docs.net/doc/2311649898.html, 2007年7月4日10:41 来源： 浙江富阳供电局赵宗罗赵志明 线损率是供电企业的一项重要经济技术指标，同时也是表征电力系统规划设计水平、生产技术水平和经营管理水平的一项综合性技术指标。所以，线损管理工作一直以来都是供电企业管理工作的重点内容。而随着农电一体化管理工作的全面开展，供电局如何有效的降低农村低压线损，为供电企业创造效益成为当前线损管理工作面临的一个新课题。 对农村配变台区进行理论线损计算，准确的掌握目前农村低压线损率的状况，对开展好今后的线损管理工作有着重要的意义：一方面可以了解和掌握目前农网改造后农村低压线损率的整体水平以及线损的构成；另一方面有利于在今后的线损管理工作中更加科学合理的制订、下达目标计划到各个台区，并为线损分析、考核提供依据，为降损工作提供管理的主攻方向，有针对性的制订降损措施，实现线损精细化管理的要求。 1 理论线损计算应用介绍 1.1 选取计算软件 目前用于线损计算的软件有很多，但由于低压线损的影响因素很多，如负荷形状系数、三相不平衡、表计损耗等等，很多公司开发的计算软件并不完善，所以要开展好低压台区的理论线损计算，关键要选一套科学合理的软件。通过从“计算方法、界面操作性及计算结果”等方面进行比较分析后，最终选定用郑州大方软件公司开发的线损计算软件进行试用。 1.2 计算所需资料 依据软件的计算要求，本次理论线损计算要提供如下资料：①低压线路结构图；②线路参数（相数、长度及型号）；③用户个数、电量及表计类型（电子表或机械表）；④月有功供电量、日有功供电量；⑤K系数（可手工输入或计算求得）、月用电时间、功率因数以及电压。 1.3 计算结果分析 对有关基础资料的收集整理后，富阳供电局对12个农村配变台区进行了线损理论计算，计算
供电所线损分析报告模板
××供电所××年××月份线损分析报告 一、本月线损指标完成情况分析 单位：千瓦时、% 线路名称时段 10kV关 口电量 配电总表电量到户销售电量10kV线路损失率低压线损率 专变公用变专变公用变本月同比环比本年同比环比 ××线 当月 累计/ / ××线 当月 累计/ / ××专线 当月 累计/ / 合计不含专线当月 累计/ / 合计含专线当月累计 线损的统计与计算 P12 同比：与上年同期比；环比：与上月相比。 1、10kV线损率： 本月10kV线损率××%，同比上升（下降）××个百分点，环比上升（下降）××个百分点。累计10kV线损率××%，同比上升（下降）××个百分点，较公司下达的计划指标（××%）上升(下降)××个百分点。 10kV线损率波动原因分析（同比、环比波动） （1）、电量分析: 本月关口表电量××万kWh, 同比上升（下降）××个百分点，环比上升（下降）××个百分点。配电总表抄见电量××万kWh, 同比上升（下降）××个百分点，环比上升（下降）××个百分点。关口表和配电总表
上升（下降）原因分析：….. 其中： 无损电量：本月无损电量××万kWh，影响10kV线损率约××个百分点。 计量装臵故障退（补）电量：本月计量装臵故障追补电量××万kWh，影响10kV线损率约××个百分点。 反窃电：本月反窃电追补电量××万kWh，影响10kV线损率约××个百分点。 （2）、配变运行情况分析: 本月××配变因××原因发生设备损坏事故。本月新增大工业用户有××户，农业排灌用电××户,专变非普工业××户。本月报停大工业用户有××户，农业排灌用电××户,专变非普工业××户。影响电量及线损情况分析。 （3）、本月10kV线路接地××次、速断××次、过流××次。损失电量约××万kWh，影响10kV线损率约××个百分点。 2、低压线损： 本月低压线损率××%，同比上升（下降）××个百分点，环比上升（下降）××个百分点。累计低压线损率××%，同比上升（下降）××个百分点，较公司下达的计划指标（××%）上升(下降)××个百分点。 低压线损率波动原因分析（同比、环比波动） （1）、电量分析: 本月公用变总表电量××万kWh, 同比上升（下降）××个百分点，环比上升（下降）××个百
线损分析报告
经济技术指标分析报告 一、指标完成情况 1、供电量：计划完成XXkwh,实际完成XXkwh,同期为XXkw,比计划增加XXkwh，比同期减少XXkwh。 2、综合售电量:计划完成XXkwh,实际完成XXkwh,同期为XXkwh,比计划增加XXkwh，比同期增加XXkwh。 3、综合线损率：计划完成XX%，实际完成XX%，同期为XX%，各线路线损完成情况如下： 4、电费回收率XX%。 5、售电单价:计划完成XX元/kwh,实际完成XX元/kwh，同期为XX元/kwh。 二、综合指标分析 XX月份随着连续的天气降温，我所供、售电量有所下降，但整体来说线损均按计划完成。现对XX月线损进行深刻的自查自纠，究其原因为以下方面： 1、受线路结构因素影响观桥所安居线路供电半径为XXKM，线路长、负荷重、电压损失十分严重，长期形成了线损居高不下。 2、通过所党政工组织的营业检查，严处并纠正了抄表不到位、漏抄、估抄现象。将一些故障缺陷及时反馈并予以解决，将以前的漏查电量及时抄核。 三、下一步工作的打算
为了加强营业管理工作，更好地完成各项生产目标任务。在节能降损工作中，观桥供电所将从以下几个方面持续性的加强管理： 1．进一步加强营业抄、核、收管理是全所的工作之重。由所党政工分别带队采取多种形式的检查，如：通过一体化采集系统观察台区线损异常、大宗用户、卡表用户用电情况等，通过用户反馈的意见进行重点普查。同时，定期开展线损指标分析例会，及时加强对线损高线路的分析和实地巡视检察，将营业普查工作列入常态化管理。 2．做好基础资料的收集、完善与更新工作，及时掌握大宗用户、电站、主变、线路的运行情况。加强公变的负荷监控，特别是场镇公变、负荷较重台区，落实专人负责。做到有计划、有执行、有记录、有检查。确保设备安全、高效运行。 3．加强用电普查，查窃、补漏、纠违章等工作的开展。采取突击检查、定期检查和夜间检查等方式，重点检查偷漏电、违章用电、互感器倍率、电度表位数及接线是否正确。抓好对长期无人用电用户的管理，组织用监、表计人员进行现场核实，并做好整改停电处理。 4．加强辖区供电设施的日常维护管理工作。清查辖区内线路老化情况严重的台区，对有隐患的变台进行及时整改，力求从技术上支撑降损工作。 5．全面做好网改升级工作，配合用电稽查力度，重点对
变压器损耗率一般是多少-变压器损耗率计算公式
变压器损耗率一般是多少?变压器损耗率计 算公式 变压器损耗是现代物理学领域的概念，是指空载损耗Po、短路损耗Pk及杂散损耗Ps之和。变压器的空载损耗和负载损耗分别指的是铁损和铜损. 变压器的损失电量有铁损和铜损两部分组成。铁损与运行时间有关，铜损与负荷大小有关。因此，应分别计算损失电量。 1、铁损电量的计算：不同型号和容量的铁损电量，计算公式是： 铁损电量（千瓦时）=空载损耗（千瓦）×供电时间（小时） 配变的空载损耗（铁损），由附表查得，供电时间为变压器的实际运行时间，按以下原则确定： （1）对连续供电的用户，全月按720小时计算。 （2）由于电网原因间断供电或限电拉路，按变电站向用户实际供电小时数计算，不得以难计算为由，仍按全月运行计算，变压器停电后，自坠熔丝管交供电站的时间，在计算铁损时应予扣除。 （3）变压器低压侧装有积时钟的用户，按积时钟累计
的供电时间计算。 2、铜损电量的计算：当负载率为40%及以下时，按全月用电量（以电能表读数）的2%计收，计算公式：铜损电量（千瓦时）=月用电量（千瓦时）×2% 因为铜损与负荷电流（电量）大小有关，当配变的月平均负载率超过40%时，铜损电量应按月用电量的3%计收。负载率为40%时的月用电量，由附表查的。负载率的计算公式为：负载率=抄见电量/S．Ｔ．Cos￠ 式中：S——配变的额定容量（千伏安）；T——全月日历时间、取720小时； COS￠——功率因数，取0.80。 电力变压器的变损可分为铜损和铁损。铜损一般在０.５％。铁损一般在5~7％。干式变压器的变损比油侵式要小。合计变损：０.５+6=６.５ 计算方法：1000KV A ×６.５％=６５KV A ６５KV A×２４小时×３６５天＝５６９４００ＫＷＴ（度） 变压器上的标牌都有具体的数据。