縣供電企業10 kV線損率波動控制管理

臧正曉，林士勇

（樂清市供電局，浙江 樂清 325600）

縣供電企業創國家電網一流供電企業標準中，對10 kV線路線損管理要求為線損率≤6.5%（含變壓器損耗），大于8%的條數不超過企業10 kV線路總數的10%。本文結合樂清供電局線損管理經驗，分析線損異常的原因，提出了一些切實可行的解決措施。

1 線損異常的根本原因

10 kV線路線損率可細分為線路高壓線損率和綜合線損率，兩者區別在于售電量統計口徑不同，而購電量均為變電站10 kV出線關口抄表電量。高壓線損率計算依據的售電量是專用變壓器（以下簡稱專變）用電量和公用變壓器（以下簡稱公變）關口表電量，公變的銅鐵損計入線路高壓線損率中。線路綜合線損率計算依據的售電量需要統計公變臺區下接用戶電量，因此準確統計的難度更大。

目前統計線路線損率普遍采用的方法為購電量采用變電站ERTU系統采集到的月底24點電量數據，而很多縣供電局因35 kV等級變電站ERTU系統建設不完善，線路關口電量自動采集率低，只能手工抄表，導致月供電量統計不準確。高壓售電量采用營銷系統中的專變用戶結算電量與公變抄見電量之和。受當月電費當月回收政策指導，專變用戶結算時間不統一，具有可操作性的最理想的抄表方式是全部專變用戶在每月25日以后結算電量，但與月度供電量仍約有5天不對應時間；公變抄表時間跨度更長、更復雜，如果與下接用戶同步抄表，以優先保證臺區線損率準確，則時間跨度可能長達十余天，因此在營銷系統中用于臺區線損率計算的供電量并不能用來統計線路高壓售電量，否則購售電量統計完全不同步，失去意義，因此線損統計與電費結算采用的電量必須分開，要準確統計線損，必須依靠相關系統的高度支持。

隨著專變負荷監控終端的全覆蓋安裝，僅有少數臨時用戶未安裝終端外，同時近年也在大力推廣配變負荷監控終端，使高壓售電量統計至月末24點在理論上逐步得以實現。

2 解決異常波動的關鍵因素

線損率統計的最基本要求是保證供售電量統計的時間段完全對應，但也是目前條件下最難實現的環節，其原因是購售電量同步計算系統不支持，使得在理論上最簡單的問題卻在線損管理中極難實現，這與目前供電企業系統應用和信息安全管理模式等息息相關。線路線損率統計需要的數據來自3個系統，分別為變電站ERTU系統、用電信息采集系統和電力營銷業務應用系統，3個系統相互獨立，由不同部門管理，資料信息安全要求高，數據庫由省級層面直接管理，開通數據接口不僅需要公司部門的溝通，還需要系統開發商之間技術共享。經過幾年來從3個系統中取數據、系統外同步計算的初步實踐，發現對10 kV線損的波動控制極有幫助。但是最終的解決方案是搭建線損統計平臺，開發基于PI數據庫的分層分壓線損應用平臺。

購售電量同步結算的另一難點是終端采集數據不完整。臨時用電一方面不要求安裝終端，另一方面由于其不能發起常規流程，若在新裝流程時不配終端，“終身”無法解決，會降低覆蓋率。終端故障時會造成用戶特定時間點上無數據，若終端故障不能及時排除，將導致數據采集率下降。若是長期故障，終端專變用戶只能取系統結算電量，公變取抄見電量；短期故障時，取月末最近時間點上數據，但都會使月末24點售電量比重下降，線損率準確性失真。可見加強用電信息采集系統的維護對線損統計極有幫助。

3 其它導致線損波動的原因及降損措施

只有解決了縣供電企業線損管理中購售不同步的難題，10 kV線損率才能真實體現，而真實線損率波動的主要原因是設備是否經濟運行、無功補償是否合理、三相是否平衡、電網布局結構是否合理等。在前幾年的新農村建設完成后，縣供電企業的線損狀況已有極大改觀。本文針對縣供電企業中經常碰到的情況，做簡要分析及提出相應的降損辦法。

（1）配電變壓器（以下簡稱配變）計量異常，會引起售電量損失。篩選配變計量異常的最快速方法是依靠用電信息系統主站進行分析，但如果出現電流互感器類故障，因系統主站不夠完善而難以發現，解決措施只能是修改用電信息系統故障分析標準。

（2）線路負荷過重、峰谷差拉大，增加損耗。近年經濟增長很快，電網建設速度相對滯后，電力供應的供需矛盾非常突出，部分線路超載情況非常明顯。超載往往具有季節性，若錯避峰用電不到位，將導致峰谷差進一步拉大，低壓電網的損耗進一步增加。需求側負荷結構中若低壓動力（以下簡稱低力）所占比重較大，負荷可轉移性不強，低力又缺乏遠程控制手段，增加移峰填谷難度。解決措施是分析線路的負荷率和負載率情況，當兩者達到一定數值時，專變和低力申報時只允許低谷用電，在專變用戶終端中設置有序用電方案，低力結算時若有尖峰電量，則下月按協議做停電處罰，控制高峰時間段的低力負荷。

（3）調整公用配變容量與負荷匹配關系。由于農村10 kV配變負載率低，配變空載損耗（鐵損）常可占配電網損的50%以上，少數線路甚至可占到70%以上。而且配變也是無功功率最大的消耗者，因此合理選型和調整配變容量，提高配變平均負載率，是農村電網降損工作的重點。

變壓器處在最大效率時運行最經濟，此時銅損等于空載損失，負載率為最佳負載率。經計算，SJ系列配變的最佳負載率一般在55%～65%，SIL系列約在48%～58%，而SJL系列為38%～45%。如考慮配變無功功率所引起的有功功率損耗，二級降壓的10 kV網絡取無功功率經濟當量為0.1 kW/kvar，則SJ和SJL系列一般可取70%左右，SJL系列取50%左右。在容量選配時，應在考慮該配變的平均負荷（減少峰谷差）后，取一代表日的全日平均效率來權衡選配。經推算，SJ和SJL系列日平均負載率小于35%，SJL系列少于30%可視為輕載[1]。

此外，用于排灌的季節性負荷配變，應適時退出運行，對混合負荷盡量采用一大、一小配變分開運行或按母子變方式運行。

4 10 kV線路線損率管理實踐

某縣供電局在2009年底前完成了5 700多戶專變用戶和3 090處公變臺區終端全覆蓋安裝，為開展10 kV線路線損率統計打下扎實基礎，并且將線路和臺區線損率統計準確性納入經濟責任制考核，在管理機制和技術措施上都有切實的保障手段。細分線路線損率異常控制也卓有成效，以集鎮線路較多的柳市供電所（集鎮區域負荷分流等相對較多、管理難度增加）為例，因一直堅持采用供售電量取月末24點電量統計，而不采用營銷系統抄表電量，近3年來線損報表的統計結果一直作為供電所線損細分考核的依據。

供電所按月召開線損分析會，分析線損率異常波動的原因，如報表中線損率較大的張瞿272線和海關322線，其中張瞿272線是因下接的公變關口采集終端有故障，又無法及時處理，電量采集只能采用營銷系統數據，導致線損相對起伏較大；海關322線是因下接用戶中國家事業單位居多，將用戶變壓器銅鐵損歸入了線路線損。

5 結語

線損精細化管理的前提是供售電量完全對應，才能徹底消除負線損和線損率人為異常，而傳統的以營銷系統抄表電量來計算各分層分壓線損率的方式，已越來越不適應管理要求，即使壓縮手工抄表時間也不能解決問題。只有依靠全覆蓋的遠程采集終端，提高電網智能化水平，實現3大系統的對接和數據共享，開發基于PI數據庫的線路應用平臺，才能準確計算線損率，實現節能降損管理方法的突破和飛越。

[1]電網分會.關于農村電網線損理論計算及降損主要技術措施幾個問題的探討[G].中國農村電氣化優秀文集，1988.