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范文一：线损计算方法
线损计算方法
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,0.004。
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
配电变压器分为铁损(空载损耗)和铜损(负载损耗)两部分。铁损对某一型号变压器来说是固定的，与负载电流无关。铜损与变压器负载率的平方成正比。
配电网电能损失理论计算方法
配电网的电能损失，包括配电线路和配电变压器损失。由于配电网点多面广，结构复杂，客户用电性质不同，负载变化波动大，要起模拟真实情况，计算出某一各线路在某一时刻或某一段时间内的电能损失是很困难的。因为不仅要有详细的电网资料，还在有大量的运行资料。有些运行资料是很难取得的。另外，某一段时间的损失情况，不能真实反映长时间的损失变化，因为每个负载点的负载随时间、随季节发生变化。而且这样计算的结果只能用于事后的管理，而不能用于事前预测，所以在进行理论计算时，都要对计算方法和步骤进行简化。 为简化计算，一般假设:
(1)线路总电流按每个负载点配电变压器的容量占该线路配电变压器总容量的比例，分配到各个负载点上。
(2)每个负载点的功率因数cos 相同。
这样，就能把复杂的配电线路利用线路参数计算并简化成一个等值损耗电阻。这种方法叫等值电阻法。
等值电阻计算
设:线路有m个负载点，把线路分成n个计算段，每段导线电阻分别为R1，R2，R3，…，Rn，
1(基本等值电阻Re
3(负载电流附加电阻ReT
在线路结构未发生变化时，Re、ReT、Rez三个等效电阻其值不变，就可利用一些运行参数计算线路损失。
均方根电流和平均电流的计算
利用均方根电流法计算线损，精度较高，而且方便。利用代表日线路出线端电流记录，就可计算出均方根电流IJ和平均电流IP。
在一定性质的线路中，K值有一定的变化范围。有了K值就可用IP代替IJ。IP可用线路供电量计算得出，电能损失计算
(1)线路损失功率?P(kW)
?P=3(KIP)2(Re+ReT+ReI)×10-3
如果精度要求不高，可忽略温度附加电阻ReT和负载电流附加电阻ReI。
(2)线路损失电量?W
(3)线损率
(4)配电变压器损失功率?PB
(5)配电变压器损失电量?WB
(6)变损率 B
(7)综合损失率为 + B。
另外，还有损失因数、负荷形状系数等计算方法。这些计算方法各有优缺点，但计算误差较大，这里就不再分别介绍了。
低压线路损失计算方法
低压线路的特点是错综复杂，变化多端，比高压配电线路更加复杂。有单相供电，3×3相供电，3×4相供电线路，更多的是这几种线路的组合。因此，要精确计算低压网络的损失是很困难的，一般采用近似的简化方法计算。
简单线路的损失计算
1(单相供电线路
(1)一个负荷在线路末端时:
(2)多个负荷时，并假设均匀分布:
2(3×3供电线路
(1)一个负荷点在线路末端
(2)多个负荷点，假设均匀分布且无大分支线
3(3×4相供电线路
(1)A、B、C三相负载平衡时，零线电流IO=0，计算方法同3×3相线路。
由表6-2可见，当负载不平衡度较小时，a值接近1，电能损失与平衡线路接近，可用平衡线路的计算方法计算。
4(各参数取值说明
(1)电阻R为线路总长电阻值。
(2)电流为线路首端总电流。可取平均电流和均方根电流。取平均电流时，需要用修正系数K进行修正。平均电流可实测或用电能表所计电量求得。
(3)在电网规划时，平均电流用配电变压器二次侧额定值，计算最大损耗值，这时K=1。
(4)修正系数K随电流变化而变化，变化越大，K越大;反之就小。它与负载的性质有关。
复杂线路的损失计算
0(4kV线路一般结构比较复杂。在三相四线线路中单相、三相负荷交叉混合，有较多的分支和下户线，在一个台区中又有多路出线。为便于简化，先对几种情况进行分析。
1(分支对总损失的影响
假设一条主干线有n条相同分支线，每条分支线负荷均匀分布。主干线长度为ι。
则主干电阻Rm=roL
分支电阻Rb=roι
总电流为I，分支总电流为Ib=I/n
(1)主干总损失?Pm
(2)各分支总损失?Pb
(3)线路全部损失
(4)分支与主干损失比
也即，分支线损失占主干线的损失比例为ι/nL。一般分支线小于主干长度，
ι/nL,1/n
2(多分支线路损失计算
3(等值损失电阻Re
4(损失功率
5(多线路损失计算
配变台区有多路出线(或仅一路出线，在出口处出现多个大分支)的损失计
算。
设有m路出线，每路负载电流为I1，I2，…，Im
台区总电流I=I1+I2…+Im
每路损失等值电阻为Re1，Re2，…，Rem
则
?P=?P1+?P2+…+?Pm=3(I21Re1+I22Re2+…+I2mRem)
如果各出线结构相同，即I1=I2=…=Im
Re1=Re2=…=Rem
6(下户线的损失
主干线到用各个用户的线路称为下户线。下户线由于线路距离短，负载电流小，其电能损失所占比例也很小，在要求不高的情况下可忽略不计。
取:下户线平均长度为ι，有n个下户总长为L，线路总电阻R=roL，每个下户线的负载电流相同均为I。
(1)单相下户线
?P=2I2R=2I2roL
(2)三相或三相四线下户
?P=3I2R=3I2roL
电压损失计算
电压质量是供电系统的一个重要的质量指标，如果供到客户端的电压超过其允许范围，就会影响到客户用电设备的正常运行，严重时会造成用电设备损坏，给客户带来损失，所以加强电压管理为客户提供合格的电能是供电企业的一项重要任务。 电网中的电压随负载的变化而发生波动。国家规定了在不同电压等级下，电压允许波动范围。国电农(1999)652号文对农村用电电压做了明确规定:
(1)配电线路电压允许波动范围为标准电压的?7%。
(2)低压线路到户电压允许波动范围为标准电压的?10%。
电压损失是指线路始端电压与末端电压的代数差，是由线路电阻和电抗引起的。
电抗(感抗)是由于导线中通过交流电流，在其周围产生的高变磁场所引起的。各种架空线路每千米长度的电抗XO(Ω/km)，可通过计算或查找有关资
料获得。表6-3给出高、低压配电线路的XO参考值。
三相线路仅在线路末端接有一集中负载的三相线路，设线路电流为I，线路电阻R，电抗为X，线路始端和末端电压分别是U1，U2，负载的功率因数为cos 。
电压降?ù=?ù1-?ù2=IZ
电压损失是U1、U2两相量电压的代数差?U=?U1-?U2
由于电抗X的影响，使得ù1和ù2的相位发生变化，一般准确计算?U很复杂，在计算时可采用以下近似算法:?U=IRcos +ιXsin
一般高低压配电线路 该类线路负载多、节点多，不同线路计算段的电流、电压降均不同，为便于计算需做以下简化。
1(假设条件
线路中负载均匀分布，各负载的cos 相同，由于一般高低压配电线路阻抗Z的cos Z=0(8,0(95，负载的cos 在0(8以上，可以用ù代替?U进行计算。
2(电压损失
线路电能损失的估算
线路理论计算需要大量的线路结构和负载资料，虽然在计算方法上进行了大量的简化，但计算工作量还是比较大，需要具有一定专业知识的人员才能进行。所以在资料不完善或缺少专业人员的情况下，仍不能进行理论计算工作。下面提供一个用测量电压损失，估算的电能损失的方法，这种方法适用于低压配电线路。
1(基本原理和方法
(1)线路电阻R，阻抗Z之间的关系
(2)线路损失率
由上式可以看出，线路损失率 与电压损失百分数?U%成正比，?U%通过测量线
路首端和末端电压取得。k为损失率修正系数，它与负载的功率因数和线路阻抗角有关。表6-4、表6-5分别列出了单相、三相无大分支低压线路的k值。
在求取低压线路损失时的只要测量出线路电压降?U，知道负载功率因数就能算出该线路的电能损失率。
2(有关问题的说明
(1)由于负载是变化的，要取得平均电能损失率，应尽量取几个不同情况进行测量，然后取平均数。如果线路首端和末端分别用自动电压记录仪测量出一段时间的电压降。可得到较准确的电能损失率。 (2)如果一个配变台区有多路出线，要对每条线路测取一个电压损失值，并用该线路的负载占总负载的比值修正这个电压损失值，然后求和算出总的电压损失百分数和总损失率。
(3)线路只有一个负载时，k值要进行修正。
(4)线路中负载个数较少时，k乘以(1+1/2n)，n为负载个数。
范文二：线损计算的理论基础及计算方法
线损计算的理论基础及计算方法
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一、关于最大负荷利用小时数Tmax 和最大损耗小时数τ
1、用均方电流值求损耗。
分析实际运行情况可知，输送功率P 是随时间变化的，因此P 是时间t 的函数，即：
P ＝P （t ）
进一步考虑P （t ）可知，形成P （t ）的因数I ，U ，cos υ的υ角都是随时间变化的，即：
I=I（t ）
U ＝U （t ）
cosφ= cos[φ(t)].
假设cos υ及U 不变，那么在输电元件R 中流过电流I （t ）时，在时间T 内损耗电能△A ，
△A ＝ Ｉ２（t ）Rdt
一般说来，只有在特殊情况下，才能求出Ｉ＝Ｉ（t ）的表达式。实际上，对于大多数情况可以用离散型分布函数来近似地求出△A ，即，以每小时运行人员抄录的电流值Ｉi 作为这一小时内的平均电流值，近似地认为这一小时内电流未发生变化，则这一小时内的电能损耗为：
△A i＝ Ii2 R×I
式子末尾的1表示1小时，从而△A i的量纲就成为电能的量纲。当明确这一点时，可以不必写出 ×１．当测计期T 内有几个电流值时，总的损耗△A 为：
△A ＝
令ＩＪ２为每小时电流平方的平均值，即：
ＩＪ２＝
显然
n ＩＪ２=
于是 △A= nＩＪ２R (1)
这个式子表明，当一个供电元件的电阻R 为已知时，n 小时的总损耗可见用均方电流值求得。
2、用最大负荷利用小时数Tmax 和损耗小时数τ表示负荷特性及计算损耗。
运行负荷是变化多端的，为了描述它们随时间变化的特性可以用负荷曲线。即以直角坐标的横轴代表时间，以其纵轴代表负荷电流值画成的一种曲线。最常用的是同负荷曲线。比较一下同一个地区或同一个设备的负荷曲线，可以发现，负荷曲线具有周期性。以一般供电网来说，负荷曲线是以2４小时为周期的。
除去用负荷曲线来描述负荷的特性以外，最大负荷利用小时数Tmax 也是一种描述方法。
设某元件的全年供电量为A ，元件的送电功率P （t ）的最大值为Pmax 则全年最大负荷利用小时数Tmax 的定义为：
Tmax ＝ (2)
定义式表明，若以最大负荷均恒地供电、则在Tmax 小时内就能完成全年供电量A 。最大负荷利用小时数Tmax 在全年意义上描述负荷的特性。下面叙述它和损耗小时数τ的关系。
类似最大负荷利用小时数Tmax 二，设全年供电损失电量为△A ，损耗功率△P=△P （t ）的最大值为△P ,max 则全年供电损耗小时数τ的定义为：
τ= (3)
当元件R 输送功率为最大功率Pmax 时，固cos υ假定不变，输电电流I=I(t)也出现最大值Ｉmax, 于是 △Ｐmax=I2maxR
故 △Ａ＝Ｉ２maxR τ (4)
由此可见对于已知元件电阻R 及最大负荷电流Imax 的情况来说，只要知道了就能求出该元件的全年损耗△A ，通常对于供电完成之后的情况，最大负荷电流是一定知道的。即使对于供电完成之前预测线报电量，也要给出最大负荷Ｐmax, 从而 Imax 也是可以知道的。于是关键在于如何求损耗小时数τ。
二、如何求损耗小时数τ。
推导τ的求解公式。
∵△A ＝nIj2R
又△A ＝△Ｐmax τ 且 △Ｐmax=I2maxR
∴△A= I2maxRτ
∴ nIj2R= I2maxRτ
这就是对于任何测计时间n 要求其相应的损耗小时数τ的公式。当要计算全年供电损耗小时数时n ＝８７６０于是：
τ=8760 (6)
τ与那些因素有关？
∵Ｐmax=ImaxUcosυ
∴Imax= 代入（5）式
τ=
∵Ｐmax=
∴τ=
由此可见，τ与cos2υ、与 T2max 成正比，因此有些资料上给出的数表或曲线，是以这三者之间有依从关系给出的。综合各种负荷曲线，可只求出一系列的Ij2，cos2υ，T2max 就能制成相应的表或曲线。但是为了准确计算，仍以利用（5）式求出损耗小时数τ进而求出损耗为好。这样做可见做到具体情况具体分析，比较精确。研究（5）式可见发现，求τ的关键在于求均方电流值Ij2。
三、如何求均方电流Ij2及关于代表日负荷曲线的选取。
计算全年365张日负荷曲线，分别求出 Ij2再加以平均是比较准确的。但工作量较大。为了减少工作量，又不严重地损害精确度，可以适当地选用代表日负荷曲线作为至年负荷的代表。如何选代表负荷曲线，是十分重要的问题。
假设有一组电流平方值（例如8760个）I21，I22，I23?Ii2?In2 ,设a1= I21, a2 I22?an=I2n,我们要选出一个最好的代表来代表a1~ano这个代表若是一个好的代表，他就应该
和这一组数都相似，都接近。用式于来表示就是，当代表为 X 时，（ X －ai ）都小。所谓都小，指的是所有的差（X －ai ）的总和为最小。这个X 值就是a1~an的好代表。为了不至使（ X －ai ）的正负差值相抵，我们把它们都平方起来变成正数再求和：
D ＝（X －a1）2＋（X －a2）2＋?＋（X －an ）2
当D 为最小值时的X 值就是al ～a 。的最好代表。下面我们来推导一下D 的展开式。
从最末的式子可以看出，最末一项及第二项都与我们选定的代表X 无关，是常数。要使D 最小，就要使第一项为最小。它只能是正数或零。显然为零的时候D 最小。于是有．
X=
可知不但有n Ij2= ，而且Ij2。就是全体Ii2的代表值，这就使Ij2具有了新的含义，不仅是简单地具有“令Ij2为Ii2的算术平均值”的意义了。
描写一组数{ai}时，可以用很多方法，对于随机变量{ai}可以用它的分布函数来描写，也可以简单地说a0＜ai ＜A ，即指出{ai}的上下限，它的范围，对于典型的分布面数，如正态分布，则可以用方差和均值来确定这一组随机数据的特征。现在我们再来看式（5）。
τ=
τ的物理意义正是描述一组随机数据Ii2的均值和它的上限I2max 之间的关系。因此τ具有统计意义上的内容。
在一年 8 76 0个 Ii2中，以时间为横轴以Ii2 的大小为纵轴绘成以每日为周期的365个曲线。以8760个Ii2为总体，那么这个随机过程的样本就是365个曲线。现在，我们的任务就是选取一些样本去代替8760个Ii2
通常工业品检验时常采取从一批产品中任选出一小部分作为该批产品的代表来进行性能试验，进而断定全批产品的特性。对于那些需要进行破坏性试验的产品来说，更必须采取这样的办法。由一部分产品（样本）去推知全体产品的性能的方法叫推断。这样的方法我们完全可以采用。我们关心的是总体的平均值。数理统计的原理告诉我们：“对于住一总体，不论其分布如何，从中抽取的容量为n 的样本的平均数 见的平均数（ ）等于总体的平均数。若该总体有有阻方差σ2则样本平均数的方差 等于总体方差除以n ”
=
另一个定理告诉我们：“若一个总体，不论其分布如何，具有有限方差σ2和平均数μ，则从中抽取的容量为n 的样本的平均数的分布，随n 的增大而趋于平均数为μ方差为 的正态发布。”（见F ·S 梅里特《工程技术常用数学》P275）这两个定理都告诉我们，样本的平均数就等于总体的平均数，而总体的分布形态是无关紧要的。当我们把Ii2随机数据时，8760个Ii2构成的总体平均数就是IJ2，它可以由代表日的均方电流值再平均求得。
因为一般地说，Ii2按概率密度构成的函数不是正态分布的，为可靠起见，以每旬取一个代表日，全年改36个代表日，就可以求出全年均方电流值。
四、配电线路采用支接方式时损耗的计算。常见的配电线路采用支接方式，如右图。
在变电站出口 K 处装有计量表计，第一个支接点A 分成两条支路A — B 、 A — C 、在它们末端又各支接两条支路。在所有支路末端各接一台变压器，它们的容量是彼此不同的：
B1≠B2≠B3≠B4
实际运行的支接方式的配电线路，比这要复杂得多。分析这样一个简单的例子，就能得出一个明显的结论。
设Bl ～B4每台变压器都有大、中、小三种运行方式。那么我们来看一看对K 点来说，可能组成多少种运行方式。
①对B 点来说，只有一台变压器运行时，可能有6种运行方式。
C = =6
②对于B 点来说，两会变压器联合运行时，可能有9种运行方式。
C ×C =9
③对于B 点来说，单台运行与两台运行的情况是不同的，即使巧合，电流相同，变压器的损耗也不同。因此，共有15种运行方式。
④同理，对C 点来说，也有15种运行方式。
⑤对于A 点也即K 点，A —B 支线单独运行或A 一C 支线单独运行，总之一条支线运行的方式有 15＋15＝30种。
⑥对于A 点也即K 点，两条支线联合运行可能有225种运行方式。
C ×C =225
⑦结论，K 点共有2 55种运行方式。
前面只假设了B1～B4各有三种运行方式，这是一种最简单的假设。如果考虑到负荷的变化是连续的，再考虑到负荷的联合运行也与时刻有关，那么仅是这样简单的一个配电网就会有无法计数的运行方式。因此，可以得出结论：K 点的运行方式是B1～B4可能出现的各种运行方式的随机组合。这种随机组合具有两个变量，一个是负荷的大小，一个是运行的时间。在变电站出口K 处装设的计量表计它所反映的数值就是这样的随机组合的总体特征。而对一个测计期内考虑损耗电量时，则是这样的随机组合在一定时间内的累积数。
有了这个结论，我们就能认识到，我们无法求出总表电流的瞬时构成。也没有必要去追求瞬时构成。而作为反映总体平均值Ij2与最大值I2max 之间关系的损耗小时数τ，则是无法求出瞬时构成的Ii2在测计期T 内的累积特征。它不代表某一支路、某一负荷、某一时刻，。却又反映所有支路所有负荷所有时刻。因此，可以用总表的损耗小时数去作为总表下各个支线的损耗小时数去求各个支线的损耗。这对于具体支线来说虽然会有很大误差，但它们求和以后则能准确地反映总表以下网络损耗的情况。
至于各个支线的负荷电流与总表负荷电流的关系，可按配电变压器容量来分配。因为实际设计实践告诉我们，负荷较大的用户，其配电变压器容量也较大，即变压器容量和负荷成正比。负荷P 又和电流成正比，所以可以认为最大负荷电流按正比关系分配到各个配电变压器上。
当从总表中求出τ及相应的Imax 时，可以用逐点分段计算法计算总表以下配电网的理论线损。其步骤如下。
（1）按每旬一张负荷曲线求出全年均方电流值Ij2及全年最大负荷电流Imax ，代入公式（5）求出总表的年损耗小时数τ。
（2）根据配电网络图求出配电变压器总容量∑SPB ，再求出单位配电变压器的最大负荷电流。IO= 及单位配变的最大功率也即配变利用系数K= 其中cos Φ为平均值
（3）根据配电网络图，从网络末端算起，代入公式
ΔAi=Ii2 Rτ
Ii=Se·IO
求线路损耗。计算中，可以从网络图人手先列出算式，如果有最简单的袖珍八位计算机，利用加法存储（M ＋）则可以一直算下去，一次得出计算结果。十分便利，工作量也不大。
（4）根据网络图中各型配电变压器利用下列公式求出单台损耗。
△ A=△AO ＋△Ad
=8760×PO ＋△ Pd （ ）2τ
=8760×PO+ △PdK2τ
然后求网络所有配变损耗的和。计算中可以把变压器规格、空载损耗面△AO 空载损耗功率△PO 、短路损耗△Ad 短路损耗功率△ Pd 。列成一个表然后按各种型号的台数求和。
（5）求线路及配电变压器总损耗。
基于上述思想，可以认为在利用式（5）求τ时，因为用的是视在电流，所以cos υ的变化已经包含在电流的变化之中了。而电压波动是在线电压上下波动，即0，这样
在本文前面的假设也得到了解释。
最后再需要强调的是从某线路总表上求得的τ，去计算这线路支线的损耗时得到的结果并不是这个支线的真正损耗，而所有支线的损耗总和却是这组路的总损耗，正如一组数{ai}有n 个元素，其均值为ao ，那么n ×ao ＝∑ai ，而ao 不一定就等于每个元素aio
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范文三：理论线损计算方法的创新和应用_张珂
DOI:10.13882/j.cnki.ncdqh.2010.02.013
理论线损计算方法的创新和应用
张珂，河南省开封供电公司
汪世修，河南省兰考县供电有限责任公司
摘要：该文提出了一种新的理论线损计算方法，创建了一个新的理论线损计算模型。该算法开发的理论线损计算系统已经在兰考供电有限责任公司投入应用，并取得了良好的效果。关键词：配网线损；相量法；线路不平衡度 中图分类号：TM764
文献标志码：B
文章编号：1003-0867(2010)02-0043-02
低压理论线损计算一直是一个困扰线损管理工作的难题。目前，多数低压理论线损计算算法的计算结果和实际统计线损的偏差较大，主要原因是在计算过程中采用了假设每个节点的电压相同、简化的负荷计算曲线、简化三相不平衡计算等几方面的假设和近似计算，造成计算结果缺少实际参考价值，满足不了国家电网公司对农电精益化管理的要求。
随着计算机软硬件技术、图形技术、网络通讯技术和计量手段的发展和进步，使得配网线损进行精确计算成为可能。开封供电公司在兰考县供电公司试点开发了“理论线损计算系统”，开创了一种新的理论线损计算方法，全面提供10 kV及以下电压等级的理论线损精确计算，并在此算法的基础上实现了降损优化功能。
此算法的优点是计算过程没有经验系数，一切都是按照实际数据进行理论计算，为400 V低压线损实现每月动态考核提供了可靠的数值标尺依据；而且该算法首次提出线路不平衡度概念及台区负荷曲线匹配选取方式，同时提供了三相不平衡的优化调整，新增单相负荷接火选相、变压器的最佳接入点计算及原台区拆分后各变压器作为电源的最佳接入位置、无功优化、电压调整和导线置换等。
建立完整、详细和准确的基础数据是该算法实现的数据基础。以该系统对0.4 kV低压理论线损计算为例，首先在系统中绘制公用变台区的低压线路图。该图形既可以使用系统内置的高效绘图程序进行手工绘制，又可以从GIS （地理信息系统）导入数据。和绘制普通线路图不同的是，在此图形上不仅要绘制线路的型号和长度，还要指定接户线的型号和长度，表箱的接入相别。系统自动在理论线损计算的开始过程对线路图的结构和数据进行分析、判断和纠错，通过分析图形，计算出每一段导线的物理值，形成用于计算的数据结构。
再是建立低压客户台账，理论线损计算过程中，系统通过户号获取营销系统中每个客户的电量，再根据表箱号计算出每一个表箱的各相电量。由于低压客户台账数量巨大，可以通过系统提供的数据接口技术自动和营销系统的
低压客户台账保持同步。
计算时需要用到的另一个重要数据是负荷曲线，测量周期一般为1 h、30 min、15 min（规约最短时间为15 min ），测量周期越短计算结果就越准确。测量时间最短为1 d，也可以是数天或者一整月，时间越长越能够代表测量月份的负荷规律。
对于有条件的线路，负荷曲线可以通过安装无线远抄电能计量设备的方式来获得，对于没有条件的线路则通过人工抄表的方式来记录，或者在计算时使用负荷曲线自动匹配的算法。该算法的原理是，建立负荷曲线库，将已有的负荷曲线集中管理起来；以影响负荷曲线几何起伏形状的重要指标为依据提取负荷特征值，负荷特征值的确定是根据每条曲线对应线路上各种用电类别的电量所占的比例，以及每一种用电类别的户均用电量，为曲线计算出一个可以代表其负荷特性的特征值。在理论线损计算时，那些采用负荷曲线自动匹配的线路，同样计算出其负荷特征值，然后从负荷曲线库中寻找出与其负荷特征值最为接近的曲线。采用这种方式，不仅节约设备的资金投入，也保证了计算的可靠性和可推广性。
基于上述构想，兰考县供电公司以2008年11月份的公用变台区和低压用户的用电数据为依据，计算出各个台区的负荷特征值，进行排序和疏密划分，并按每30个台区为一组，以每组抽取一个作为典型代表台区，安装GPRS 多功能远程抄表系统，并通过远抄系统与理论线损计算系统数据接口，采集各个典型台区的相关数据，建立低压负荷曲线库。
对于负荷曲线的使用，传统的计算方法是把计算结果乘以曲线的形状系数，这样处理的结果会造成计算值和实际值产生较大的偏差。由于低压配电网供电方式和结构的复杂性，其实在计算过程中是否严格按照对象的物理和数学特性进行计算，成为是否能够计算出准确结果的关键。
该系统充分利用了计算机的强大计算能力，以每个测量周期为单元分别进行计算。它的基本原理是将台区线路图从结构上转化为不对称三相电路，采用纯电路解题计
2010年第02期 总第273期
算，待求的是导线损耗，而已知条件包括线路首端的电压、功率因数，以及每一档线路包括中性线的电阻和电抗，采用前推回代的方法，以相量的方式计算出每个节点的电压，每段导线的电流和损耗后，将所有测量周期的导线损耗相加，即可计算出总的导线损耗。该系统能够从远抄系统获取的数据中自动判断，截取为整日的测量数值，获取的远抄数据的时间周期越长，计算结果越精确。
这种计算方法的特点是计算量大，所以手工计算难以完成，只能通过软件来实现。其计算结果相当精确，兰考县供电公司利用此软件于2009年5月和8月分别进行了两次理论线损计
算，为制定考核指标提供了可靠依据，同时也为降损优化提供了一个更为可靠的计算模型，其中包括三相不平衡调整、新增单相负荷选相、变压器最佳接入位置、原台区拆分（原台区拆分为两个及以上小台区）后各变压器作为电源的最佳接入位置、无功补偿和优化、电压调整以及导线置换等优化方案，为生产和经营管理提供了科学的决策指导。2009年1～10月份兰考县10 kV 公用线损率完成2.49%，0.4 kV低压线损率完成7.91%，分别比应用软件前下降了2.46个百分点和0.23个百分点，取得了较好的效果。
下面以三相不平衡调整为例进行说明。系统提出了线路三相不平衡度的新概念，和配变的三相不平衡度一起，是系统进行优化调整的重要指标。配变的三相不平衡度并不能代表线路的三相是否平衡，因为存在“假平衡”的情况。科学的连接方法应该是既做到配变平衡，也做到线路平衡，此时三相不平衡度对导线的损耗影响降到最低。
系统在上述算法的基础上，根据客户的电量大小、原有相别以及导线的型号，经过复杂的优化计算提供三相负荷不平衡情况下的调整方案。该方案的目标是通过尽量少的相位调整，争取获得最低的配变三相不平衡度和线路三相不平衡度，最大限度地降低劳动量，为供电企业获得经济效益，提供最优的调整方案。以兰考县供电公司为例，调整前配变的三相不平衡度在26%左右，线路的三相不平衡度在48%左右，调整后配变的三相不平衡度降低到2%左右，线路的三相不平衡度普遍低于20%，调整后的低压线损率较调整前平均下降约一个百分点。三相不平衡度的
10 kV及决。
总的来说，该算法在传统理论线损计算方法的基础上，依靠电能计量、无线通信和计算机等技术，采纳各种不同理论线损计算方法中先进、科学的算法，并结合自己独有的理论线损计算方式，提出了一种新的理论线损计算方法，进行了理论线损算法的突破和创新，首次提出线路不平衡度概念及台区负荷曲线匹配选取方式，并采用向量计算方式进行纯电路理论线损计算，过程中没有经验系数。基于该算法，理论线损计算系统的实现为降损工作提供了可靠的数值标尺依据，创建了一个更为可靠科学的理论线损计算模型。
（责任编辑：马宗禹）
图1 0.38 kV三相不平衡调整图
台区相同。如果将来全部实行集抄，该问题即可得到解
湖北武汉遭遇十年来最大负荷缺口
随着经济转暖、寒潮来袭导致电力需求猛增，以及电煤严重短缺等原因，目前，武汉市正遭遇10年来最大的“电荒”，每天最大电力缺口达到800 MW 。1月9日，武汉市政府召开新闻通气会表示，武汉市正采取加强电煤组运、停限高耗能企业、关闭城市景观灯等开源节流的方式，确保居民生活用电。
2009年12月中旬，武汉拉响电力供应橙色预警，600多家高耗能企业开始拉闸限电，但是缺口仍高达500 MW 以上。据介绍，造成此次电荒的主要原因在于电煤供应紧张，此外长江、汉江来水比往年偏少四成以上，水电严重不足。
武汉市政府有关负责人说，目前，武汉市已启动迎峰度冬有序用电方案，在保居民用电、保重点部位供电基础上，继续加大企业轮流限电力度，限电企业将扩大到2000多家。
来源：中国电力新闻网
范文四：电网线损理论计算方法的状态估计策略
电网线损理论计算方法的状态估计策略
ABSTRACT: To meet the need of simultaneity and accuracy of data in load test and theoretical calculation of line losses， a method for calculating the line losses in 35kV and above power supply network by use of the data of state estimation is put forward. On the basis of analyzing the possibility and necessity of adopting the data of state estimation and according to the mathematical model of the theoretical calculation software of power network line losses, the procedures and means of extracting the data needed by theoretical calculation of power network line losses from the data of state estimation to carryout the data transformation are discussed. The coincidence of current operating mode and the condition of theoretical calculation is ensured by checking the power flows. The application results of the presented method show that calculation of power network line losses by real time data can decrease the artificial errors and promote calculation efficiency, at the same time the accuracy of calculation is improved.
KEY WORDS: state estimation; power network; line losses calculation; operating data
摘要:为了适应负荷实测和线损理论计算对数据的同时性和准确性的要求，提出一种利用状
态估计数据进行35kV及以上供电网电能损耗率的计算的方法。在分析采用状态估计数据的
可能性与必要性的基础上，代写电力论文根据电网线损理论计算软件的计算原理，论述了在
状态估计数据中提取电网线损理论计算需要的数据，进行数据转换的步骤和方法。通过潮流
核对，保证当前运行方式与线损理论计算的条件一致。应用结果表明:采用实时数据进行电
网线损理论计算，可减少人为错误，提高效率，同时，也提高计算的准确性和精度。
关键词:状态估计 电网 线损计算 运行数据
1引言
电力网电能损耗率(简称线损率)是国家考核电力部门的一项重要经济指标。合理、准确的
电网线损理论计算是各级电力部门能耗计算、统计、分析及降损的基础。目前电力部门广泛
使用理论线损计算专用软件进行计算，这种专用软件以DL/T686-1999《电力网电能损耗计
算导则》(以下简称《导则》)为理论基础，其中若干功能设计突破了常规线损理论计算软件
单纯计算的功能界限，结合了管理工作的实际，特别是在数据录入方式上经历了拼音节点、
汉字节点以及当今广泛使用的图形输入方式，给使用者带来很大的方便[1,2]。电力部门在进
行线损理论计算时一般离线收集各种数据，手动输入，经常会出现潮流不收敛的情况，需要
人为调整发电机或负荷的数据。当运行方式改变时，很多数据需要重新输入。
随着电力改革的不断深化，在市场经济体制下电力部门的降损增效意识不断增强，对电网线
损理论计算日益重视。全系统统一的负荷实测和线损理论计算与分析工作已经开始进行。由
于负荷实测需要在一天内记录各个测量点的24小时整点的有功、无功、电量、电压等计算
所需的运行数据，同时还要根据运行方式的变化调整电网结构数据，尽管线损理论计算软件给使用者提供了很多方便，但由于数据量大、时间短，使用者的工作量仍然很大。同时负荷实测和线损理论计算对数据的同时性、准确性等要求较高，目前采用的离线输入、计算的方式在一定程度上会影响实测的精度。电力部门需要一种能与调度自动化相结合，直接调用电网实时测量数据的线损理论计算的软件。由于10kV及以下配电网和400V低压网结构复杂，所需量测点极多，数据实时采集目前在大多数地方还不现实，只能采用《导则》推荐的简化方法计算。对于35kV及以上供电网，可利用调度自动化的状态估计数据计算电网线损率。
2采用状态估计数据的可能性和必要性
2.1状态估计
状态估计是对系统某一时间断面的遥测量和遥信信息进行实时数据处理，主要任务是通过处理，提高实时数据的精度，补充测点和量测项目的不足，自动排除偶然出现的错误数据和信息，以提高整个数据系统的可靠性，为建立一个高质量的实时数据库提供数据信息。状态估计是其它应用程序的基础，只有状态估计的正确运行才能证实电网拓扑状态和量测系统的正确性。从这一点讲，可以说状态估计是网络状态监视器，时刻监视电网的运行，保证其它应用软件随时有准确可靠的数据。
2.2可能性
调度自动化是电力系统现代化的重要标志。以电力系统实时监控和管理自动化为任务，面向发输电系统的能量管理系统(EMS)和面向配电系统的配电管理系统(DMS)已被人们普遍接受并付诸实际应用。我国电网调度分为国调、网调、省调、地调和县调五级，不同规模、不同档次的电网调度自动化，相应的基本功能也要求不同，其中网络拓扑、状态估计、调度员潮流是应用软件功能中最基本的功能模块，同时它们也是其它应用功能的基础。线损理论计算的在线化应用软件就是利用SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition)系统，通过遥测、遥信，收集电网代表日的24小时整点信息，经过状态估计和数据转换，形成线损理论计算所必需的电网结构参数和运行数据，最后计算出当日的线损率。具备SCADA功能的调度自动化系统，就具备进行在线线损理论计算的基本条件。网调、省调自动化水平较高，给电网线损理论计算软件的在线化应用提供了很好的条件。随着城网、农网的改造，地调、县调的自动化水平逐渐提高。我国现有地调310多个，其中95%已配备调度自动化主站系统，SCADA功能通过实用化验收的单位约占地调总数的92%[3]。县调以DMS为主，大多由于数据采集的完备性等原因，电网线损率的在线计算条件还不成熟。因此地局及以上供电网用电力系统状态估计数据计算电网线损率，实现电网线损理论计算软件的在线化应用，其时机日渐成熟。
2.3必要性
在SCADA系统中，由于量测设备、转换器件、传送通道等各环节以及量测非同时性、三相信息不同时性等因素，实际量测量与物理量之间存在量测误差。而且这种误差具有随机特性，一般假定为0均值的正态分布，误差大小用标准差σ衡量。另外，因系统故障、操作、通道故障等对测量的很大干扰，可以引起很大误差，这种量测量称为不良数据。实际上，误差v<3σ的量测称为正常量测，v>(6~7)σ的称为不良数据，后者必须通过状态估计加以辨识并
排除。另外，由于各种原因，某些计算需要的测点数据，遥测系统不一定能直接提供，这就需要经过状态估计数据来提供。数学上，量测向量维数m与状态维数n相等时，潮流方程组是可解的，即状态估计是可以进行的，但它没有提高数据精度和辨识不良数据的功能。当m>n时，它才能够提高数据精度和辩识不良数据。(m?n)个量测称为冗余量测，称m/n为系统冗余度。量测冗余度越高，相应的状态估计能力愈强。线损理论计算数据需要具有冗余量测的状态估计来提供，才能保证线损理论计算的精度。
3数学模型与数据文件转换
3.1电网线损理论计算软件的数学模型
35 kV及以上电网线损理论计算是在已知全系统设备参数、出力和负荷的基础上，经过潮流计算，得出每条支路的电流、电压等数据，然后计算出每一电网元件的损耗;电网的电能损耗就是电网内同一时段内各元件电能损耗的总和。其计算有两种方法可供选择:?电力法;?电量法。计算时段一般选取一个代表日。代表日就是运行方式、供电量、用电情况、气温等影响损耗的因素均比较典型的一天。
3.1.1电力法
根据每小时的发电侧的有功、无功(电压)数据和负荷侧的有功、无功(电压)数据，经过网络拓扑分析和潮流计算，得出每条支路(线路、变压器、电容和电抗等)的电流、电压，然后计算出每条支路的损耗。将所有支路的损耗相加，即是全网一小时的损耗。将24小时的损耗相加，即得出一天(代表日)的线损。由于潮流计算同时可得到无功损耗，因此软件也可输出电网的无功线损率指标。
3.1.2电量法
由于电能表的精度比功率表的高，人们往往希望电量数据参与线损计算。对于35kV以上的复杂电网，不同变电站的负荷在24小时中的变化是随各地区负荷构成而异的，发电厂由于水文条件、系统调节以及交换功率的需要，其出力曲线也各不相同，如仅用电量折算成平均功率计算损耗，会带来很大误差，因此软件在采用电量计算线损时，需要考虑负荷及出力曲线对损耗的影响。电量法的基本方法是首先将电网各母线代表日24小时的负荷或出力曲线，折算成以相应24小时的总功率为基准的负荷或出力分配系数;再将代表日电量乘以相应负荷或出力分配系数，形成24小时节点负荷或出力数据进行潮流计算。其它计算与电力法相同。当采用电量法计算线损时，若输入的电量和出力或负荷曲线都取自同一天，则可弥补功率表的精度误差，同时又可充分考虑负荷和出力曲线对线损的影响。
3.2数据文件转换
由软件的数学计算原理可知，电网线损理论计算需要转换的数据可通过以下几个方面进行。
3.2.1实时结线分析
线损理论计算基于电力系统潮流计算，潮流计算以节点导纳矩阵为基础，节点导纳矩阵随网
络结线的变化而变化。实时结线分析的任务就是根据运行方式的变化，实时处理开关信息，自动划分发电厂、变电站的节点，形成新的网络结线。电力系统实时开关的变化，可能会投切发电机或负荷;可能使变电站的母线段对应的计算用节点号发生变化;还可能引起电网开环、合环、解列或并列等。线损理论计算将调度自动化系统经过网络拓扑、状态估计后的电网网络进行简化分析，其过程可以分为以下几步:(1)变电站(包括发电厂)结线分析:任务是分析变电站(发电厂)的母线段由闭合开关联结成多少个节点。这一步是根据预存的开关(包括刀闸等)信息表和SCADA系统收集的开关投切表，将闭合开关的两侧节点，根据名称相同的原则彼此相连，联成一片的简化成一个节点。变电站结线分析的结果是将每个变电站简化成若干个节点。(2)系统网络分析:任务是分析整个系统的节点由支路联成多少个子系统，支路包括线路、变压器、电抗和电容等。这一步是根据预存的支路信息表和SCADA系统收集的支路投切表，将投入支路的两侧节点，根据名称相同的原则彼此相连，联成一片的简化成一个子系统。系统网络分析结果是将有电气联系的节点划分到一个子系统中。在系统不解列的情况下，全网是一个子系统。(3)节点名的形成:根据前两步统计出来的全网简化的节点，形成统一的节点名，并作为电网结构参数和运行数据的基础。
3.2.2电网结构参数的形成与补充
SCADA系统一般均保存有各类电力系统元件的设备参数信息表，包括变压器、线路、电容、电抗等元件的参数。根据这些元件参数的信息表和投切信息表以及前面形成的简化节点名，生成线损理论计算所必需的变压器、线路、电容和电抗等电网结构参数。状态估计属于稳态计算，其中设备参数主要是线路、变压器、无功补偿设备的参数。由于状态估计属于实时电网计算，对设备参数的精度要求较高，精度完全能满足理论线损计算的要求。但由于状态估计的目的与理论线损计算不一样，因此，某些数据需要收集起来，形成一个离线数据文件予以补充，例如，电容器在设备参数信息表中可能只有投运容量、额定电压等，而理论线损计算还需要知道介质损耗角的正切值等参数，则需要补充。
3.2.3电网运行数据的形成
线损理论计算所需运行数据主要有发电机出力、负荷，这些数据与状态估计的数据联系紧密，同时还与3.2.1节形成节点名、子系统数以及3.2.2节形成的电网结构参数密切相关。电网运行数据的形成需要考虑状态估计不成功或错误时将状态估计数据传入线损理论计算软件进行计算的情况。具体变换过程可以分为以下几步:
(1)潮流可计算性分析:任务是按子系统划分量测系统，分析并确定各子系统的平衡节点，检查各子系统的可计算性。潮流计算所要求的已知量是各节点的注入量，即注入功率，它是一个节点所包含的各元件注入功率的总和。因此，只要有一个元件的注入量不充分，就破坏了这一节点注入功率的完整性，并使该节点注入功率成为不可知，它只能作为潮流计算用的平衡节点，否则潮流计算不可行。当状态估计由于某种原因提供不完全或错误的数据且造成一个子系统有超过一个节点注入量不充分时，则提出该子系统潮流不可计算，需重新配置测点。
(2)发电机数据的形成:发电机出力包括真实发电机出力、外网向本网的供电、上级电网向本网的供电等。这些数据由发电机投切与数据记录文件、母线投切与数据记录文件、线路投切与数据记录文件、变压器(主要是发电厂升压变与联络变)投切与数据记录文件等提供。
如果选择电量法计算，则应采录电量数据。
(3)负荷数据的形成:负荷包括高压负荷(专供用户)、向外网(或下级电网)供电的关口等。这些数据由负荷投切与数据记录文件、母线投切与数据记录文件、线路投切与数据记录文件、变压器(主要是发电厂升压变与联络变)投切与数据记录文件等提供。如果选择电量法计算，则需要采录电量数据。
3.2.4潮流计算结果分析与线损计算
将理论线损计算中的潮流计算结果与状态估计的潮流数据逐点比较分析。如不对应，分析原因，给出提示。最后利用软件进行线损计算。
4应用实例
本软件已取河北省南网实测数据试用。启动实时工作方式时，每小时定时从方式工作站的特定目录取得数据，进行线损计算，并采用目录树的形式管理计算数据。当取得2 4小时数据后，可进行全天线损计算。在应用过程中，对于遥测数据不完整和遥信开关状态与现场状态不对应情于况，利用人工置数功能进行修正。应用表明，由采用实测数据，并且经过了状态估计，各测点同时性好，对于减少因人为错误而造成的潮流不收敛、运行方式与实际不符等错误，其作用明显;实时结线分析与电网实际运行情况一致，潮流计算结果与测量数据基本相同。
5结束语
利用电网调度自动化系统的实测数据经过状态估计后进行电网线损理论计算软件在线应用，能自动适应运行方式的变化，避免了繁琐的数据输入，特别是24小时运行数据的输入，使得电网线损理论计算在数据收集、输入、潮流收敛性调整等工作变得较为简便。在对全系统统一的负荷实测和线损理论计算与分析的工作时，可以节省较多的人力物力。同时，通过潮流核对，提高了计算精度，对于节能降损和提高线损管理水平有着重要的意义。
参考文献
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[3]石俊杰，等(地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用情况简析[A](2000年全国电网调度自动化、仿真技术学术年会专题报告文集[C](2000:110-117( [4]于尔铿(电力系统状态估计[M](北京:水利电力出版社，1985
范文五：线损电价测算中线损率计算方法的探讨
内 蒙 古 电 力 技 术
假设售电方 A 向购电方 B 送电, 售电方上网电量为 A 0, 上网电价为 F 0; 购电方落地电量为 A 1, 购电价格 为 F 1; 输电方的输配电价为 F t 。由于电能在传输的 过程中有损耗, 购电侧的购电量 A 1小于售电量 A 0, 相 应线损率为 :
k =A 0 -A
1
, (1)
由于购电方支付电费等于售电方所得上网电费与 输电方所得输电费用之和, 则 :
A 1F 1=A 0F 0+A 1F t , (2) 将公式 (1) 代入公式 (2) , 得
F 1=F 0+F t +F 0。 (3)
(3) 式 不 考 虑 政 府 性 基 金 及 附 加 费 , 其 中 , F 0就被称为线损电价。可以看出, 线损电价的
测算主要是对线损率的测算, 而此处的线损率一般 计为最高电压等级到本电压等级的电压累计线损 率, 即本电压等级售出电量需要从最高电压等级供 出相应电量, 这些电量经过各级变压和输送到达实 际售电电压层。在输变电过程中造成的损耗与最 高电压层的供出电量之比称为本电压层的电压累 计线损率。电压累计线损率与统计线损率是有所 差别的, 日常线损管理工作中不计算电压累计线损 率, 所以需要通过统计线损率求得电压累计线损 率。 2统计线损率
目前统计线损率一般采用余量法进行计算, 是 根据电能表的读数计算出来的, 即各电压等级统计 线损率就是每个电压等级的一次输入电量 (供电 量 ) 和二次输出电量 (售电量 ) 两者的差值与一次输 入电量 (供电量) 比值的百分数 [2]。 1个电压等级的 损耗一般包括该电压等级的线路损耗和变压器损 耗等, 就内蒙古电网而言, 由于 220kV 线路和变压 器的管辖单位不同, 一般分为 220kV 线路损耗和
220kV 变压器损耗, 220kV 线路损耗和 500kV 线路 损耗、 500kV 变压器损耗及一些附属设施的损耗统 计为全网一次网损, 220kV 变压器损耗统计在分公 司线损率中。
2.1含无损电量的线损率与不含无损电量的线损率 近年来, 大型工业企业在内蒙古地区兴起, 特 别是高耗能企业大量落户, 这些用户多数采用变电 站专线供电、 变电站出口计量。在本级电压层线损 率统计中, 这些专线用户的用电量既是售电量也是 供电量, 被称为无损电量, 500kV 送京津唐电网的 电量也计为 500kV 的无损电量。一般将统计线损 率分为含无损电量的线损率和不含无损电量的线 损率, 不含无损电量的线损率是指供售电量中将无 损电量全部剔除后所得的线损率 [3]。
电网结构示意图见图 1所示, 运用开关编号代 表该位置电能表指示数, 计算各电压等级统计线损
内 蒙 古 电 力 技 术
率。一次网损的一次输入电量为 500kV 电厂与
220kV 电厂的上网电量之和, 二次输出电量为 500kV 直供用户电量、 送入 220kV 变压器的电量与 220kV 直供用户电量之和。一次网损率 (含无损电量 ) 记为 k 一次性网损 (含无损 ) :
k 一次性网损(含无损) =A 一次网供 -A 一次网售
一次网供 其中, A 一次网供 =A 5001+A 2207, A 一次网售 =A 5004+A 2206+A 2208+A 2209。
一次网损 (不含无损电量) 是指将 500kV 直供 用户电量从一次输入电量和二次输出电量中同时 减去后得出的一次网损率。一次网损率 (不含无损 电量 ) 记为 k 一次性网损 (不含无损 ) :
k 一次性网损(不含无损) =A 一次网供(不含无损) -A
一次网售(不含无损) 一次网供 (不含无损)
,
其中, A 一次网供 (不含无损 ) =A 5001+A 2207-A 5504,
A 一次网售 (不含无损 ) =A 2206+A 2208+A 2209。 2.2500kV 线损率
500kV 电压等级的一次输入电量为 500kV 电 厂的上网电量, 二次输出电量为送入 220kV 电网的 电量与 500kV 直供用户电量之和。 500kV 线损率 记为 k 500:
k 500=A 500供 -A 500售
500供 其中, A 500供 =A 5001, A 500售 =A 2201+A 2002+A 5004。 2.3220kV 线路损耗率
220kV 电压等级线路的一次输入电量为 500kV 送入 220kV 的电量与 220kV 电厂的上网电量之 和, 二次输出电量为送入 220kV 变压器的电量与 220kV 直供用户电量之和。 220kV 线路损耗率记 为 k 220线路 :
k 220线路 =A 220线路供 -A 220线路售
220线路供 其中, A 220线路供 =A 2201+A 2202+A 2207, A 220线路售 =A 2206+A 2208+A 2209。 2.4220kV 变压器损耗率
220kV 变压器损耗的一次输入电量为送入 220kV 变压器的电量与 220kV 直供用户电量之和, 二次输出电量为 220kV 直供用户电量与 220kV 变 压器送入 110kV 及以下电网的电量。 220kV 变压 器损耗率记为 k 220变压器 :
k 220变压器 =A 220变压器供 -A 220变压器售
220变压器供 ,
其中, A 220变压器供 =A 2208+A 2209+A 2206,
A 220变压器售 =A 2206+A 1001+A 1101+A 1102+A 3501。 2.5110kV 线损率
110kV 电压等级的一次输入电量为 220kV 送 入 110kV 的电量与 110kV 电厂的上网电量之和, 二 次输出电量为送入 35kV 及以下电网的电量与 110kV 直供用户电量之和。 110kV 线损率记为 k 110:
k 110=A 110供 -A
110售 110供 ,
其中, A 110供 =A 1101+A 1102+A 1111,
A 110售 =A 1114+A 3507+A 1007+A 3508+A 1009。 2.635kV 线损率
35kV 电压等级的一次输入电量为 220kV 与 110kV 送入 35kV 的电量, 二次输出电量为送入 10kV 及以下电网的电量与 35kV 直供用户电量之和。 35kV 线损率记为 k 35:
k 35=A 35供 -A 35售
35供 ,
其中, A 35供 =A 3501+A 3508+A 3507,
A 35售 =A 1005+A 1006+A 3507+A 1011+A 1010。 2.710kV 线损率
10kV 电压等级的一次输入电量为 220kV 、 110kV 与 35kV 送入 10kV 的电量, 二次输出电量为送 入 380V/220V 电网的电量与 10kV 直供用户电量 之和。 10kV 线损率记为 k 10:
k 10=A 10供 -A
10售 10供 ,
其中, A 10供 =A 1001+A 1009+A 1010+A 1011+A 1007+A 1006+A 1005,
A 10售 =A 1002+A 1004+A 1009+A 1013+A 1011+A 1008+A 1006+A 1005。 2.8380V 、 220V 线损率
380V 、 220V 电压等级一次输入电量为 10kV 配变低压侧出口电量, 二次输出电量为 0.38kV 、 0.22kV 用户的用电量。
k 0.38/0.22=A 0.38/0.22供 -A 0.38/0.22售
0.38/0.22供 ,
其中, A 0.38/0.22供 =A 3801+A 3802+A 3803+A 3804,
A 0.38/0.22售 =A 3805+A 3806+A 3807。
3电压累计线损率
在线损电价测算中运用的线损率为电压累计 线损率, 一般规定为从最高电压等级一直累计到本 电压等级的线损率, 例如 110kV 线损率是指从 500kV 一直累计到 110kV 的线损率, 即 110kV 电压等 级售出电量需要从 500kV 电压等级供出相应电 量。这些电量经过各级变压和输送到达 110kV 售 电电压层, 在输变电过程中造成的损耗与 500kV 电
压层的供出的相应电量之比称为 110kV 电压层的 电压累计线损率。
3.1电压累计线损率中售电量的修正
在实际电网中, 发电厂的上网电压等级有 500kV 、 220kV 、 110kV 等, 所以各电压等级的售电量不 是全部来自 500kV , 有的来自 220kV 、 110kV 等电 压等级的发电厂, 并且很难区分出某个电压等级的 供售电量中来自各方的电量各占多少。所以各电 压等级的电压累计线损率很难准确计算, 只能利用 现有的统计线损率进行粗略地估算。而各电压等 级的统计线损率中一般既包括线路损耗也包括变 压器损耗, 在利用统计线损率中的售电量推算电压 累计线损率时往往将本电压层的变压器损耗计入 了电压累计线损率, 使得电压累计线损率偏高。例 如测算从 500kV 累计到 110kV 的线损率是用作为 110kV 用户定价的, 不应该包括 110kV 的变压器损 耗, 所以应该在本电压等级的售电量中进行修正。
一般情况下可以通过理论线损计算求得各电 压层中变压器损失电量 ΔA 变压器 (理论) 占本层总损失电 量 ΔA 总 (理论 ) 的比, 假设为 r 变压器 (理论 ) :
r 变压器(理论) =ΔA 变压器(理论)
总(理论) , (4)
根据公式 (4) , 可以推算出统计线损率中变压 器损失电量 ΔA 变压器 (理论) =r 变压器 (理论) ΔA 总 (理论) , 在各电压 等级电压累计线损率计算公式中将本等级售电量 修正为:
ΔA 售 (修正 ) =A 售 +ΔA 变压器
=ΔA 售 +r 变压器 (理论 ) ΔA 总 =ΔA 售 +r 变压器 (理论 ) (A 供 -A 售
) 。 3.2各电压层电压累计线损率计算
各电压层电压累计线损率计算公式如下:3.2.1500kV 电压等级 3.2.2220kV 电压等级
(1) 对于 220kV 电网的一次输入电量全部或大 部分来自于 500kV 电网的地区, 可用式 (6) 计算。
k ′ 220=A 220线路售
-A 220线路售
220线路售
220线路 500。 (6) (2) 对于 220kV 电网的一次输入电量大部分 来自于 220kV 电厂上网电量的电网, 一般情况下 220kV 的供电量比 500kV 的供电量大, 因此不能用 式 (6) 计算, 应采用式 (7) 计算。
k ′ 220=k 一次网损(不含无损)
=k 一次网损(含无损)
500kV 无损占比 。 (7) 3.2.3110kV 电压等级
110kV 电压等级电压累计线损率计算见公式 (8) 。
3.2.435kV 电压等级
35kV 电压等级电压累计线损率计算见公式 (9) 。
3.2.510kV 电压等级
110kV 电压等级电压累计线损率计算见公式 (10) 。 如果测算的是城镇 10kV 线损电价, 由于城 镇 10kV 一般由 110kV 或 220kV 直接变压而来, 不 经过 35kV 层变换, 所以不用折算 35kV 的线损率。 3.2.60.38kV 、 0.22kV 电压等级
0.38kV 、 0.22kV 电压等级电压累计线损率计 算见公式 (11) 。 如果是农村电网, 则大部分经过 35kV 电网输送, 要用公式 (12) 进行折算。
4计算实例
某地区电网上网电厂电压等级有 500kV 、 220
kV 、 110kV 、 35kV 、 10kV , 但主要集中于 500kV 和 220kV 。如果将 110kV 及以下电压等级的电压累 计线损率一直累计到 500kV , 则预测的电压累计线 损率偏高, 如果只累计到 220kV 则线损率偏小。根 据 2007— 2009年某地区电网 220kV 供电量中来自 500kV 下送的电量约占总供电量的 30%, 来自 220
kV 上网电厂的电量约占 70%的情况, 对预测的电压 累计线损率进行权重分配, 并最终得出综合预测值 (见表 1所示 ) 。
5结论
通过分析电压累计线损率与统计线损率的关
系, 提出进行售电量修正后的电压累计线损率计算 方法, 并对各电压等级的特殊情况作出相应调整, 通 过预测实例得出如下结论:
(1) 电压累计线损率不是各电压层线损率的简 单相加, 也不能用统计线损率代替, 但可以用统计线
k ′ 500=k 500
=A 500供
-A 500售(修正) 500供
=
A 500供 -[A 500售 +r 变压器(理论) (A 500供 -A 500售 )]
500供
。 (5)
内 蒙 古 电 力 技 术
损率和一些辅助参数进行估算。
(2) 预测的电压累计线损率是全网平均值, 该 值大致可以反映出该地区如果从 500kV 系统供出 100kWh 电 量 , 经 500kV 线 路 输 电 将 损 失 1.47kWh ; 经 500kV/220kV 变电和 220kV 线路输电, 损 耗 增 加 到 3.43kWh ; 再 经 220kV/110kV 变 电 和 110kV 线路输电, 损耗增加到 5.87kWh ; 以此类推,
当到达 380V 的用户时, 大约要损耗 20.91kWh 。 (3) 电压累计线损率的预测为线损电价、 输配 电价和销售电价的准确预测提供依据。利用统计线
损率计算电压累计线损率的方法可用于预测。
[参考文献 ]
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[2]张利生 . 电力网电能损耗管理及降损技术 [M].北京:中国
电力出版社, 2008:1-15.
[3]徐日娥, 任晓朦, 苏日娜 . 无损电量占比对线损率的影响
分析 [J].内蒙古电力技术, 2011, 29(2) :13-14.
编辑:郭
昆
注 :1) 累计到 220kV ; 2) 累计到 500kV 。
表 1
某地区线损率统计
