臧正晓，林士勇

（乐清市供电局，浙江 乐清 325600）

县供电企业创国家电网一流供电企业标准中，对10 kV线路线损管理要求为线损率≤6.5%（含变压器损耗），大于8%的条数不超过企业10 kV线路总数的10%。本文结合乐清供电局线损管理经验，分析线损异常的原因，提出了一些切实可行的解决措施。

1 线损异常的根本原因

10 kV线路线损率可细分为线路高压线损率和综合线损率，两者区别在于售电量统计口径不同，而购电量均为变电站10 kV出线关口抄表电量。高压线损率计算依据的售电量是专用变压器（以下简称专变）用电量和公用变压器（以下简称公变）关口表电量，公变的铜铁损计入线路高压线损率中。线路综合线损率计算依据的售电量需要统计公变台区下接用户电量，因此准确统计的难度更大。

目前统计线路线损率普遍采用的方法为购电量采用变电站ERTU系统采集到的月底24点电量数据，而很多县供电局因35 kV等级变电站ERTU系统建设不完善，线路关口电量自动采集率低，只能手工抄表，导致月供电量统计不准确。高压售电量采用营销系统中的专变用户结算电量与公变抄见电量之和。受当月电费当月回收政策指导，专变用户结算时间不统一，具有可操作性的最理想的抄表方式是全部专变用户在每月25日以后结算电量，但与月度供电量仍约有5天不对应时间；公变抄表时间跨度更长、更复杂，如果与下接用户同步抄表，以优先保证台区线损率准确，则时间跨度可能长达十余天，因此在营销系统中用于台区线损率计算的供电量并不能用来统计线路高压售电量，否则购售电量统计完全不同步，失去意义，因此线损统计与电费结算采用的电量必须分开，要准确统计线损，必须依靠相关系统的高度支持。

随着专变负荷监控终端的全覆盖安装，仅有少数临时用户未安装终端外，同时近年也在大力推广配变负荷监控终端，使高压售电量统计至月末24点在理论上逐步得以实现。

2 解决异常波动的关键因素

线损率统计的最基本要求是保证供售电量统计的时间段完全对应，但也是目前条件下最难实现的环节，其原因是购售电量同步计算系统不支持，使得在理论上最简单的问题却在线损管理中极难实现，这与目前供电企业系统应用和信息安全管理模式等息息相关。线路线损率统计需要的数据来自3个系统，分别为变电站ERTU系统、用电信息采集系统和电力营销业务应用系统，3个系统相互独立，由不同部门管理，资料信息安全要求高，数据库由省级层面直接管理，开通数据接口不仅需要公司部门的沟通，还需要系统开发商之间技术共享。经过几年来从3个系统中取数据、系统外同步计算的初步实践，发现对10 kV线损的波动控制极有帮助。但是最终的解决方案是搭建线损统计平台，开发基于PI数据库的分层分压线损应用平台。

购售电量同步结算的另一难点是终端采集数据不完整。临时用电一方面不要求安装终端，另一方面由于其不能发起常规流程，若在新装流程时不配终端，“终身”无法解决，会降低覆盖率。终端故障时会造成用户特定时间点上无数据，若终端故障不能及时排除，将导致数据采集率下降。若是长期故障，终端专变用户只能取系统结算电量，公变取抄见电量；短期故障时，取月末最近时间点上数据，但都会使月末24点售电量比重下降，线损率准确性失真。可见加强用电信息采集系统的维护对线损统计极有帮助。

3 其它导致线损波动的原因及降损措施

只有解决了县供电企业线损管理中购售不同步的难题，10 kV线损率才能真实体现，而真实线损率波动的主要原因是设备是否经济运行、无功补偿是否合理、三相是否平衡、电网布局结构是否合理等。在前几年的新农村建设完成后，县供电企业的线损状况已有极大改观。本文针对县供电企业中经常碰到的情况，做简要分析及提出相应的降损办法。

（1）配电变压器（以下简称配变）计量异常，会引起售电量损失。筛选配变计量异常的最快速方法是依靠用电信息系统主站进行分析，但如果出现电流互感器类故障，因系统主站不够完善而难以发现，解决措施只能是修改用电信息系统故障分析标准。

（2）线路负荷过重、峰谷差拉大，增加损耗。近年经济增长很快，电网建设速度相对滞后，电力供应的供需矛盾非常突出，部分线路超载情况非常明显。超载往往具有季节性，若错避峰用电不到位，将导致峰谷差进一步拉大，低压电网的损耗进一步增加。需求侧负荷结构中若低压动力（以下简称低力）所占比重较大，负荷可转移性不强，低力又缺乏远程控制手段，增加移峰填谷难度。解决措施是分析线路的负荷率和负载率情况，当两者达到一定数值时，专变和低力申报时只允许低谷用电，在专变用户终端中设置有序用电方案，低力结算时若有尖峰电量，则下月按协议做停电处罚，控制高峰时间段的低力负荷。

（3）调整公用配变容量与负荷匹配关系。由于农村10 kV配变负载率低，配变空载损耗（铁损）常可占配电网损的50%以上，少数线路甚至可占到70%以上。而且配变也是无功功率最大的消耗者，因此合理选型和调整配变容量，提高配变平均负载率，是农村电网降损工作的重点。

变压器处在最大效率时运行最经济，此时铜损等于空载损失，负载率为最佳负载率。经计算，SJ系列配变的最佳负载率一般在55%～65%，SIL系列约在48%～58%，而SJL系列为38%～45%。如考虑配变无功功率所引起的有功功率损耗，二级降压的10 kV网络取无功功率经济当量为0.1 kW/kvar，则SJ和SJL系列一般可取70%左右，SJL系列取50%左右。在容量选配时，应在考虑该配变的平均负荷（减少峰谷差）后，取一代表日的全日平均效率来权衡选配。经推算，SJ和SJL系列日平均负载率小于35%，SJL系列少于30%可视为轻载[1]。

此外，用于排灌的季节性负荷配变，应适时退出运行，对混合负荷尽量采用一大、一小配变分开运行或按母子变方式运行。

4 10 kV线路线损率管理实践

某县供电局在2009年底前完成了5 700多户专变用户和3 090处公变台区终端全覆盖安装，为开展10 kV线路线损率统计打下扎实基础，并且将线路和台区线损率统计准确性纳入经济责任制考核，在管理机制和技术措施上都有切实的保障手段。细分线路线损率异常控制也卓有成效，以集镇线路较多的柳市供电所（集镇区域负荷分流等相对较多、管理难度增加）为例，因一直坚持采用供售电量取月末24点电量统计，而不采用营销系统抄表电量，近3年来线损报表的统计结果一直作为供电所线损细分考核的依据。

供电所按月召开线损分析会，分析线损率异常波动的原因，如报表中线损率较大的张瞿272线和海关322线，其中张瞿272线是因下接的公变关口采集终端有故障，又无法及时处理，电量采集只能采用营销系统数据，导致线损相对起伏较大；海关322线是因下接用户中国家事业单位居多，将用户变压器铜铁损归入了线路线损。

5 结语

线损精细化管理的前提是供售电量完全对应，才能彻底消除负线损和线损率人为异常，而传统的以营销系统抄表电量来计算各分层分压线损率的方式，已越来越不适应管理要求，即使压缩手工抄表时间也不能解决问题。只有依靠全覆盖的远程采集终端，提高电网智能化水平，实现3大系统的对接和数据共享，开发基于PI数据库的线路应用平台，才能准确计算线损率，实现节能降损管理方法的突破和飞越。

[1]电网分会.关于农村电网线损理论计算及降损主要技术措施几个问题的探讨[G].中国农村电气化优秀文集，1988.