2013年线损理论计算分析报告(贡献稿8.7)111

1、xxx供电公司 2013年线损理论计算分析报告 2013 年 8 月 7 日9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3802.64103.268.148.930.860.00120.783.190.91100.0085.2114.080.710.0035kV13

2、20.8314.542.564.250.860.0022.221.680.6018.3365.4530.66033.880.0010(6/20)kV3780.2656.245.574.680.000.0066.491.761.1954.8684.5815.420.000.00380V383.3532.48/32.488.47026.80100./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3802.64103.268.138.930.86400.00121.193.190

3、.9185.2014.080.720.00上年代表日1904.6772.533.738.770.685.634.490.4384.714.60.7同比变化量1897.9730.734.40.160.264035.56-1.30.480.5-0.520.020同比百分数99.65%42.37%117.96%1.82%44.00%#DIV/0!41.53%-28.95%111.63%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

4、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

5、失电量，降低线路损失率。1xxx35kV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1320.8314.542.564.250.860.0022.211.680.6018.3965.4530.663.880.00上年代表日967.0611.331.764.210.617.911.850.4220.9163.333.353.35同比变化量353.773.210.800.04

6、10.2604.31-0.1680.18-2.522.15-2.690.543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，

7、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

8、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173.533.161.822史万线410.097.451.82 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139.242.081.492工六线61.790.721.17（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

9、。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0.91.1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15.88952.94211.76529.4117上年代表日0 0.00 95631942516同比变化量15.880-3.06-1-7.2414.411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16.690.35

10、0.01282.12方家1主变43.800.360.06860.83953龙东2主变28.830.240.09700.8316 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36.340.400.09341.092龙东1主变21.020.220.09331.073龙东2主变21.020.220.09331.07（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，

11、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

12、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2xxx10(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3780.2655.765.654.6866.091.761.1954.8684.5815.42上年代表日1886.6930.371.974.5636.89561.95560.4343.0982.3117.69

13、同比变化量1893.5725.393.680.1229.19-0.480.7611.772.05-2.05同比百分数100.3683.60186.802.6379.11/ （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置检查，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

14、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

15、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

16、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5xxx380V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383.345432.488.4726.80上年代表日322.2327 30.82749.5736.0010同比变化量61.1127301.6526-1.1-9.201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

17、，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

18、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、嘉扬线、嘉扬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

19、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置。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、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置的密封工作，确保检查一户、治理一户、完善一户

20、，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置检查，

21、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 1xxx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353639384333394949附件2表1-2

22、 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