电网线损率波动的解决办法

电网线损率波动的解决办法
[摘要] 线损率是供电企业的一项综合性经济指标，它既反映了供电企业的技术管理水平，也反映了供电企业的经营管理水平。

线损率的波动影响着线损的准确分析，该文通过分析线损率波动的原因，建议在2012年《国家电力公司线损管理办法》要求下，制定实施细则，努力减少波动，通过线损的分析能够准确地找出降损对象。

[关键词] 电网线损率波动办法
在电网运行中，由电能表计量统计出的供电量和售电量之差，称为统计线损电量，相应的线损率称为统计线损率，统称统计线损。

统计线损包括技术线损和管理线损两部分，前者反映了电能在输、变、配过程中相应时段内由于本身阻抗的存在而产生的损耗，可以通过技术改造进行降损；后者反映供电企业的线损管理水平，包括抄收录制度的完善、人员抄录表计的主观错误、反窃电的成效等，可以通过完善相应管理制度、提高人员的素质水平等措施予以避免或减少。

供电企业希望通过对线损的计算与分析，能够准确地针对降损对象，提出降损目标。

但供电企业在统计线损的分析中往往受到线损率波动较大、线损率异常数值较多、线损计算所需的关口电量不完善、线损计算没有形成闭环系统（线损电量没有分解在每个独立的计算单元上），使线损的分析不能够提出具体降损的对象。

如某一线路这个月线损率很高，但上个月的线损率却很低，这就很难确定这条线路是否属于降损的对象，所以分析线损率波动的原因对降损是有帮助，且很重要的。

一、线损率波动的原因
线损率波动的原因较多，从天水供电公司线损率波动的分析来看，主要有如下原因。

1. 变电站电量统计不准确
变电站线损率波动的主要原因是某月电量统计不准确，如某月电量值抄录错误或没有按规定时间抄录；旁母开关代运等运行方式的改变影响电量统计；母线电压互感器停电或检修、更换电流互感器、更换电能表、计量回路不正常等原因没有立即将有影响计量的，可供追补损失电量的参数详细记录影响电量统计、新的表计起始电量值未录入。

2.估抄关口电量
送电线路线损率出现波动的原因是关口电量缺少必要的数据而出现估抄，使当月线损率数值不准确。

如与购电方联系的110 千伏送电线路及与小水电联系的35 千伏线路的计量装置在对侧，相关参数没有完整抄录。

另外，运行方式的改变等原因使当月统计电量不准确。

3.售电电量与关口电量未同时抄录
大多数配电线路的线损波动率大，主要原因是用户售电电量与变电站关口电量不能同时抄录，且抄表人员没有完全按照抄录制度的规定执行抄录，出现错抄、漏抄；还有用户计量回路计量不准确（如可能的窃电）、倍率不正确、用户建档不及时或入档错误；部分临时用电没统计；负荷变化或停电引起的加收铜铁损与实际铜铁损差值较大；线路切割引起当月线损统计波动；表计烧坏等原因引起的电量追补；双电源用户的电源切换等较多原因，所以在这种情况下，当月计算出来的线损率是不能准确反映计算单元（配电线路）的线损水平。

二、管理措施与建议
针对线损率波动的原因，本文提出几点尝试性的建议，从管理上、技术上努力减少线损率的波动。

1. 建立线损信息多级管理
加强对线损率波动原因的分析，形成线损三级闭环网络，级间相互监督，避免线损电量的上下推诿现象，尽可能消除线损计算不准确而使线损率波动。

如按电力网元件可分类为送电线路电量（110 千伏、35 千伏）、变电站电量、配电电量（用户售电、小水电、公网配变考核计量点）。

变电站的电量可以由变电站值班人员每天进行抄录；系统110 千伏购电电量、35 千伏小水电电量及倒送电量应争取每天有电量读数，以提供比较分析；用户售电电量、小水电电量、公网配变关口电量按照抄收核制度要求进行抄表。

2.统一计算准则
对公司线损电量进行指标分解，如公司综合线损电量为100，则送电、变电、配电线损电量的总加也应是100，不应有额外的线损电量值出现。

并且要求计算的公式设置应运行可靠，数据运算正确，能够适应各种运行方式变化下的电量值录入，这样避免由于电量计算的不准确而引起当月线损率的波动，所以规定如下：（1）关口电量（如变电站馈线出口电量与供电所馈线购电电量）在某一抄表时间（如某一天）只有一个抄录数值，由发生购售的双方负责的人员（如变电站与供电所人员）进行相互监抄，责任部门认定为计量点的责任部门。

此电量抄录日由文件细则规定约束。

（2）各10千伏出线变更时，线损分析应以对应馈线电量编号为准。

如某基层营销单位原有一条馈线为市东区线（编号石变115），现增加一条馈线为市东区线（石变126），而原馈线市东区线变更为广场线（编号石变115）。

故原市东区线的购电量及售电量应列入广场线（编号石变115）中，或者两条馈线合作一条馈线（计算单元）整体计算。

（3）若变电站出线变化调整时，相应关口电量计算也应相应变化，可认定为该计量点电能表或电流互感器更换，而进行变比更新及电能表表底数记录等。

（4）供电线路出现用户负荷转移，当月售电量可按估算电量，负荷转移前后的两条线路所承担的售电量按修正的估算值统计电量，且保证两条线路售电量总和不变，并应在备注清楚。

（5）用户售电电量以实抄电量为准（不加铜铁损），避免由于停电等原因所引起的加收铜铁损与实际运行产生的铜铁损差别较大所引起的线损波动。

3. 建立同步抄表等制度
实行送、变、配电等环节尽可能同步抄表，尽量消除因抄表时间差等原因出现的线损波动。

2012年下发的《国家电力公司线损管理办法》规定：各单位要严格抄表制度，合理安排抄表例日，尽量缩短每月供、售电量抄表时间差，以减少线损率波动。

所有客户的抄表日期一经确定，不得随意变动”。

所以要求制定抄录实施细则，其中包括制定科学的抄表路线及抄表顺序（时间）：首先，送电、变电较容易实现同步抄表，10 千伏配电也应要求在工作量允许情况下同步抄表，低压配电则由于工作量大实行分时抄表。

在这样情况下，则应允许公网配变关口考核表电量抄两次表，差值计入当月线损电量，不作考核。

其次，要求抄表人员应按规定的抄表周期（一般每月一次）、抄表顺序抄表，特别是用电大客户应有相对固定抄表顺序（时间），对其他用户也应按规定周期前往用户处抄表。

抄表顺序（时间）相对固定，不得随意变动。

4.合理确定电网关口电能表的抄表日
减少由于抄表时间不同引起的不平衡电量馈线线损计算时，用户售电量是不能同时抄录的，而馈线的购电量关口电量只有一个数值，所以让计算出的线损率只能尽可能接近真实线损率。

为了保证计算的准确性，要求购电量关口电量抄录时间应为馈线各用户售电量抄表时间段的平均中点。

电网关口电量抄表日确定应注意以下情况。

首先，对于县公司电网分级的这几部分线损来说，输变电的线损计算与10千伏高压线损等层间会出现由于非同步抄表引起的购电关口电量差值，这部分差值应列入线损电量（不平衡电量），并分析其差值的大小及原因，是否为电网的抄表日不科学不合理引起。

如输变电抄表日若定义为月末，则2月份抄表周期为28天，但若配电线路抄表周期仍为30天，则2天的电量就成为公司线损的波动。

其次，公司实际购售电量差为线损值，把公司当作一个大端口元件，当月实际的购电量与售电量之差即为公司当月的线损电量。

其中购电量可能会与计算系统的抄表电量有差异，这部分电量作为公司线损电量的一部分。

但差异电量数值应较小，否则应重新确定电源输送线路的公司本侧电量与趸售电网侧电量的抄表日是否一致。

5. 推广现代化手段提高抄核收的工作质量
例如，安装用户远程集中抄表系统，利用营销系统自动计算配电线路各条馈线的可见线损电量（技术线损）；记忆电能（如采用数字电能表，自动记忆某一时刻的电量，抄表人员可在第二天去抄录）同步抄表；建立电能采集中心与其分析。

通过强化电网线损管理，分析线损率波动原因，找出解决办法，是电网企业一项长期、系统复杂的工程，也与电网的硬件及电网所处的环境有关，做好电网降损工作必将成为一个企业新的效益增长点。

1998年毕业于西安电力高等专科学校电力系统继电保护系专业，2007年重庆大学电气工程及其自动化专业函授本科毕业。

曾先后在该公司330kV陇西变电站、天水变电站、公司基建部、发展策划部工作。

2006年12月获工程师资格。