电网公司线损理论计算技术标准

年5月29日电网公司线损理论计算技术标准文档仅供参考中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG×××××－２００７线损理论计算技术标准(试行)(报批稿)Technologystandardoftheoreticalcalculationoflineloss--发布--实施中国南方电网有限责任公司发布前言线损是电力网供售电过程中损失的电量,是考核电力网运行部门一个重要经济指标。从本质来说,电能传送过程中,电力网各元件不可避免地发生电能损耗。这部分客观存在的损耗称之为技术线损。由于同一计费时段内对广大用户的抄表不同期,加上计量误差,可能的管理错漏,总抄见电能与电力网关口计量电能不相符,这都被统计为”线损”,即所谓管理线损。因此线损实绩就是技术线损与管理线损之和。节能降损是长期国策。对于管理线损要尽力减到最少,而技术线损则应控制在合理的范围以内。线损理论计算得到的电力网技术线损数值是电力网线损分析和指导降损的科学依据。因此,线损理论计算是节能管理的重要工作。为了规范线损理论计算,提高工作效率,使各省区的计算结果更具可比性,推进节能降损管理,特制订本标准。本技术标准遵循中华人民共和国电力行业标准DL/T686-1999<电力网电能损耗计算导则>和IEC61803:<DeterminationofPowerLossesinHigh-VoltageDirect-Current(HVDC)ConverterStations>制定。对部分元件的电能损耗计算公式作了一些处理和补充,增加了计算35kV及以上电力网电能损耗的潮流算法及其结果修正方法,计算10kV配电网电能损耗的基于配变容量的等值电阻法及小电源处理方法,计算0.4kV低压网电能损耗的台区损失率法和等值电阻法,高压直流输电系统的电能损耗计算方法,理论线损计算结果分析与评价,线损理论计算工作规范等。并规定了各类线损计算所需要采集的运行数据。本技术标准中的附录A和附录B是技术解释性附录,附录C是提示性附录。本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。本标准由广东电网公司负责起草。本标准主要起草人:本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本标准自月日起实施。执行中的问题和意见,请及时反馈给中国南方电网有限责任公司生产技术部。目录TOC\o"1-3"\h\z前言 I第一章技术标准的适用范围及相关定义 11.1适用范围 11.2基本概念 11.3理论线损组成 2第二章35kV及以上电力网线损计算 32.1潮流算法 32.1.1计算原理 32.1.2代表日与代表月电能损耗之间的折算 32.1.3数据采集 42.2潮流计算结果修正 42.2.1架空线路损耗的温度补偿 42.2.2架空线路电晕损失 52.2.3电缆线路介质损耗计算 52.2.4架空地线电能损耗的计算 62.2.5变压器空载损耗计算 72.2.6串联电抗器电能损耗 72.2.7数据采集 72.3均方根电流法 72.3.1输电线路损耗计算 82.3.2双绕组变压器损耗计算 82.3.3三绕组变压器损耗计算 92.3.4数据采集 11第三章10kV配电网线损计算 123.1基于配变容量的等值电阻法 123.2数据采集 133.3小电源处理方法 133.3.1等效容量法(I) 133.3.2等效容量法(II) 14第四章0.4kV低压网线损计算 154.1基于实测线损的台区损失率法 154.1.1按照负荷分类 154.1.2数据采集 164.2电压损失法 164.2.1能获取总表有功电量和无功电量情形 164.2.2没有总表情形 174.2.3基于电压损失法的台区损失率法 174.2.4数据采集 174.3等值电阻法 174.3.1计算原理 174.3.3数据采集 18第五章其它元件线损计算 195.1并联电容器损耗计算 195.2并联电抗器损耗计算 195.3电压互感器损耗计算 195.4站用变压器消耗电能计算 195.5调相机消耗电能计算 19第六章高压直流输电系统线损计算 206.1直流线路损耗计算 206.2接地极系统损耗计算 216.3换流站损耗计算 216.3.1根据经验值估算 226.3.2根据IEC61803标准计算 226.4数据采集 25第七章理论线损计算结果分析与评价 277.1理论线损分析 277.1.1分析指标 277.1.2各级管理部门分析标准 277.1.3理论线损构成分析 297.2结果评价 30第八章线损理论计算工作规范 318.1分工及职责 318.2工作内容及流程 318.2.1各级线损归口管理部门 318.2.2各级数据采集部门 32参考文献 36附录A均方根电流计算 37附录B基于配变容量的等值电阻法 38附录C线损计算结果评价表 42第一章技术标准的适用范围及相关定义1.1适用范围本技术标准给出了电力网电能损耗的定义、分类及具体计算方法。本技术标准适用于中国南方电网有限责任公司(以下简称南方电网公司)线损理论计算及线损分析,也适用于电力网规划、设计工作中所涉及的相关计算。1.2基本概念1.计算供电量计算供电量由本网电厂上网电量和从其它电力网净输入电量构成:计算供电量=网内电厂供电量+外网输入电量+购入电量-过网电量其中:厂供电量指电厂出线侧的上网电量。对于一次电力网,厂供电量是指发电厂送入一次电力网的电量;对于地区电力网,厂供电量是指发电厂送入地区电力网的电量;外网输入电量指上级电力网及邻网输入的电量;购入电量指系统电厂供电量以外的(如网内小电源)上网电量;过网电量指送出邻网的电量,又称输出电量。2.理论线损率理论线损率是指各省、地区供电部门对其所属输、变、配电设备根据其设备参数和实测运行数据计算得出的线损率。采用下式计算: 理论线损电量为下列各项损耗电量之和:35kV及以上电力网(包括交流线路及变压器)的电能损耗;6~20kV配电网(包括交流线路及公用配电变压器)的电能损耗;0.4kV及以下低压网的电能损耗;并联电容器、并联电抗器、调相机、电压互感器的电能损耗和站用变所用的电能等;高压直流输电系统(直流线路,接地极系统,换流站)的电能损耗。3.无损电量无损电量是指趸售电量和无损用户(其专供线路损耗由用户承担)的供电量。将包含无损电量在内的全部供电量的统计汇总称为无损汇总结果;将供电量中不包含无损电量的统计汇总称为有损汇总结果。为了统一口径,在线损理论计算中推荐采用有损汇总结果进行上报与汇总。4.代表月(日)为了简化计算,按一定原则选取的某个月(或某一天)作为代表月(日),计算全年月(日)平均线损率的时段,代表月(日)在本技术标准中简称计算时段。5.选择代表月(日)的原则电力网的运行方式、潮流分布正常,能代表计算期的正常情况,负荷水平在年最大负荷的85-95%之间;代表月(日)的供电量接近计算期的平均月(日)供电量;计算期有多种接线方式时,应考虑多种对应的形式;气候情况正常,气温接近计算期的平均温度;代表月(日)负荷记录应完整,能满足计算需要,一般应有电厂、变电所、线路等一天24小时正点的发电(上网)、供电、输出、输入的电流,有功功率和无功功率,电压以及全天电量记录。1.3理论线损组成整个电力网电能损耗计算能够分解为如下元件的电能损耗计算:35kV及以上电力网:35kV及以上交流线路及变压器;20kV配电网:20kV交流线路及公用配电变压器;10kV配电网:10kV交流线路及公用配电变压器;6kV配电网:6kV交流线路及公用配电变压器;0.4kV低压网:0.4kV及以下电力网;其它交流元件:并联电容器,并联电抗器,调相机,电压互感器,站用变等;高压直流输电系统:直流线路,接地极系统,换流站(换流变压器、换流阀、交流滤波器、平波电抗器、直流滤波器、并联电抗器、并联电容器和站用变压器)。第二章35kV及以上电力网线损计算35kV及以上电力网推荐采用潮流算法进行计算,在有条件的地区可结合能量管理系统(EMS)的状态估计数据实施在线计算。其中,35kV线路及变压器、110kV线路及变压器和220kV变压器(不包括220kV线路)的电能损耗也可采用均方根电流法进行计算。2.1潮流算法2.1.135kV及以上电力网潮流计算是由发电机和负荷功率推知电流、电压的过程,从而可得到各个35kV及以上电力网元件的有功损耗及整个35kV及以上电力网的有功损耗。在建立35kV及以上电力网潮流计算模型时,能够计入架空线路、电缆线路、双绕组变压器、三绕组变压器、串联电抗器、并联电容器、并联电抗器;站用变压器所消耗的功率作为负荷处理;调相机作为发电机处理。计算时段内的电能损耗计算能够归结为日电能损耗计算,日电能损耗的计算方法主要有两种:1.电力法根据每小时的发电机的有功、无功(电压)数据、负荷的有功、无功数据、网络拓扑结构及元件阻抗参数进行潮流计算,得出每个节点电压,然后根据已知的电压与节点导纳关系计算出每条支路的有功损耗。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,即得出一天的线损。由一天的线损进而求得计算时段内的电能损耗。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,其基本思路是首先将电力网各节点一天24小时的负荷折算成以相应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(有功电量和无功电量)乘以相应负荷或出力分配系数,形成24小时各个节点负荷的有功功率和无功功率;同样地,对发电机有功功率和无功功率也借助其电量数据做类似处理。再进行潮流计算。其余计算与电力法的相同。但需要注意以下问题:架空线路由于温升引起的线损无法在潮流模型中考虑,需要采用2.2.1中的方法求得;220kV以上线路的电晕损失无法在潮流模型中考虑,需要采用2.2.2中的方法求得;电缆线路绝缘介质中的电能损耗无法在潮流模型中考虑,需要采用2.2.3中的方法求得;架空地线的电能损耗无法在潮流模型中考虑,需要采用2.2.4中的方法求得;潮流模型一般会忽略变压器的励磁支路,其空载电能损耗可采用2.2.5中的方法求得;与架空线路、双绕组变压器低压侧、三绕组变压器中压侧和低压侧相连接的串联电抗器电能损耗无法在潮流模型中考虑,可采用2.2.6中的方法求得;并联电容器、并联电抗器及电压互感器的电能损耗无法在潮流模型中考虑;并联电容器、并联电抗器、电压互感器、站用变压器及调相机均归为其它交流元件,其电能损耗计算方法见第五章。因此,在忽略以上几种情况的时候,整个35kV及以上电力网的电能损耗就等于潮流算法直接获得的总损耗。2.1.2代表日与代表月电能损耗之间的折算在代表月线损计算过程中,如果能够完整获得一个月的详细数据,那么可对区间进行精细划分,将一个月分解为744个时间段(31天)或720个时间段(30天),并对每个时间段分别进行一次潮流计算,即选定的代表日数为31天(或30天),称这种做法为完整潮流算法。计算时段的选取对于线损理论计算结果有较大影响,根据本技术标准中的相关规定,选取代表月和代表日均符合要求。但由于这两种计算时段所涉及的数据采集量各异,采用代表月形式进行计算时所投入的人力物力远大于代表日形式,因此允许各地线损负责部门根据各地区线损计算基础条件选取合适的计算时段进行计算。本标准推荐线损理论计算结果的上报及汇总统一采用代表月形式。1.代表月的分解将该月分解为2个典型代表日,第个典型代表日在一个月出现的天数为。其中2个典型代表日分别选取1个正常工作日(星期一至星期五之间)和1个休息日(星期六和星期日)。具体典型代表日的选取遵循1.2中相关原则。2.每个典型代表日的电能损耗 按照标准规定,分别计算整个地区每个典型代表日的电能损耗。3.代表月的电能损耗汇总 该月的电能损耗由各个典型代表日的电能损耗折算而得,即:。2.1.3数据采集当采用潮流算法计算35kV及以上电力网电能损耗时,需要采集的运行数据见表2-1。表2-1应用潮流算法计算35kV及以上电力网电能损耗时需要采集的运行数据计算方法需要采集的运行数据电力法计算时段内电力网每天所有正点的数据如下:(1)电力网拓扑结构。(2)发电机:其所接节点作为PQ节点,有功功率(MW)和无功功率(Mvar);其所接节点作为PV节点时,有功功率(MW)和电压(kV);其所接节点作为平衡节点时,电压(kV),其相角设为零。(3)调相机:其所接节点作为PQ节点,有功功率(MW)和无功功率(Mvar);其所接节点作为PV节点时,有功功率(MW)和电压(kV)。(4)负荷:有功功率(MW)和无功功率(Mvar)。电量法除需要采集电力法的所有数据外,还需要采集计算时段内所有发电机(平衡机除外)、调相机和负荷每天的有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh)。2.2潮流计算结果修正根据潮流计算得到的电能损耗只包括了线路和变压器的可变损耗。对于未计及元件线损中较为突出的损耗,采用以下方法计算,并据此对潮流计算结果加以修正。其中均方根电流的计算参考附录A的相关内容,也能够直接采用潮流计算所得线路和变压器支路的电流值。2.2.1架空线路损耗的温度补偿计及温升影响的架空线路电能损耗,由下式计算:(MWh)(2-1)其中:为未补偿前的损耗,即由潮流计算出的电能损耗;为计及温升后的电能损耗;为温升系数,由下式计得:(2-2)其中:为线路第i段20○C时单位长度的电阻值,Ω/km;为线路的均方根电流值,kA,如果线路为双回路线路,为整条线路一半;为导线容许载流值,kA;为每相分裂条数;为种型号导线的长度,km;为环境温度,○C。2.2.2架空线路电晕损失当计及220kV及以上电压等级线路电晕损失时,由下式计算线路电晕损耗:(2-3)其中:为考虑电晕效应后的线路电能损耗;为由潮流计算后并计及温升引起的电能损失后的线路损耗。2.2.3电缆线路介质损耗计算除用2.1.1的潮流方法计算电缆线芯电阻电能损耗外,还应计及绝缘介质中的电能损耗。如果生产厂家能够提供每公里额定介质损耗(MW/km),则能够直接用每公里额定(MWh)(2-4)其中:为电缆运行线电压,kV;为角速度,,为频率(Hz);为电缆每相的工作电容,能够由产品目录查得,按(2-5)计算;为介质损失角的正切值,能够由产品目录查得,或按表2-2选取,或按实测值;为电缆长度,km。每相电缆的工作电容为:(2-5)其中:为绝缘介质的介电常数,可由产品目录查得,或按表2-2选取,或取实测值;为绝缘层外半径,mm;为线芯的半径,mm。表2-2电缆常见绝缘材料的和值电缆型式油浸纸绝缘粘性浸渍不滴流绝缘电缆压力充油电缆43.50.010.0045丁基橡皮绝缘电缆聚氯乙烯绝缘电缆聚乙烯电缆交联聚乙烯电缆482.3350.050.10.0040.008注:值为最高允许温度和最高工作电压下的允许值2.2.4架空地线电能损耗的计算1.双架空地线,两边全接地能耗该损耗由两部分构成:感应电流在两地线之间环流造成的损耗和感应电流环绕地线和大地之间造成的损耗。(1)感应电流在两地线之间环流造成的损耗ΔEH(MWh)(2-6)其中:L为架空地线(线路)长度,km;d1A,d1B,…d2C为架空地线与导线的距离,m;r为架空地线半径,m;Ri为架空地线20℃电阻,ΩT为线路计算线损时段,h;Ijf为线路计算线损时段内均方根电流,A;xi为双架空地线,每米架空地线感抗,Ω/m。(2)感应电流环绕地线和大地之间造成的损耗ΔED(MWh)(2-7)图2-1双架空地线计算模型(2-8)图2-1双架空地线计算模型其中:D0为地下感应电流的等值深度,m;f为电流的频率,Hz;ρ为大地电阻率,Ω·m。于是双架空地线,两边全接地能耗,(2-9)2.单架空地线能耗(或双架空地线单边接地能耗)ΔE1(MWh)(2-10)其中:为复感应电动势,V/km,由下式计得:(2-11)a=°xi1为单架空地线,每m架空地线感抗,Ω/m2.2.5变压器空载损耗计算(MWh)(2-12)其中:为变压器空载损耗功率,MW;为变压器运行小时数,h;为变压器的分接头电压,kV;为平均电压,kV。在实际计算中,能够近似认为变压器运行在额定电压值附近,忽略空载损耗与电压相关部分,即:(MWh)(2-13)2.2.6串联电抗器电能损耗设整条线路包括两端,共有个阻波器,每个额定电流为(kA),额定损耗为(MW),则电流(kA)流过个阻波器流的电能损耗为:(2-14)2.2.7数据采集当计及其它电能损耗时,需要采集的运行数据见表2-3。表2-3计及其它电能损耗时需要采集的运行数据电能损耗需要采集的计算时段内运行数据线路温升损耗线路所在地平均环境温度(0C)。变压器损耗平均电压(kV),变压器的分接头电压(kV)。2.3均方根电流法对于35kV线路及变压器、110kV线路及变压器和220kV变压器(不包括220kV线路),也可采用均方根电流法按元件逐个计算电能损耗。一般将35kV及以上电力网分为四个元件:架空线路(包括串联电抗),电缆线路,双绕组变压器(包括串联电抗),三绕组变压器(包括串联电抗)。而将35kV及以上电力网中的并联电容器、并联电抗器、电压互感器、站用变压器和调相机均归为其它交流元件,其电能损耗计算方法见第五章。2.3.1输电线路损耗计算1.架空线路的电能损耗为:(MWh)(2-15)其中,为电力网元件电阻,;为线路运行时间,h;为运行时间内的均方根电流,kA。 均方根电流的计算方法见附录A。由于生产厂家提供的是20℃时导线每km的电阻值,因此在(2-16)其中:,为电阻的增阻系数;为线路20○C时的电阻值,;为线路的均方根电流值,kA;为导线容许载流值,kA;为每相分裂条数;为环境温度,℃。当线路有种型号导线,且各种导线长度、分裂数不同,这时整条线路的总电阻:(2-17)其中:为种型号导线的长度,km。2.装在线路两端串联电抗器的电能损耗可参考2.2.6相关内容。因此,线路的总电能损耗为:(2-18)另外,还应该注意以下两点:对于电缆线路的能耗计算还必须考虑其介质损耗,可参考2.2.3相关内容计算;高压输电线路对邻近的线路存在电磁感应现象,这种电磁感应可经过导线间平均几何距离进行计算。对于架空地线由于电磁感应而产生的能耗,可参考2.2.4相关内容计算;2.3.2双绕组变压器损耗计算其电能损耗应包括空载损耗(固定损耗)及负载损耗(可变损耗)。1.变压器的基本参数额定容量(MVA);高压侧额定电压(kV);低压侧额定电压(kV);额定空载损耗(MW);额定负载损耗(MW);高压侧额定电流(kA)。且:,(2-19)2.空载电能损耗可参考2.2.5相关内容。3.负载电能损耗双绕组变压器的等值电阻定义为:当额定电流流过时,产生额定负载损耗,即。因此可得到:(2-20) 因此变压器负载电能损耗为:(MWh)(2-21)其中:为高压侧均方根电流值,kA;为变压器的等值电阻值,;为变压器运行小时数,h。3.装在变压器低压侧串联电抗器的电能损耗考虑到变压器低压侧常装有额定电流为、额定损耗为的电抗器。将串联电抗器的额定电流归算到高压侧:(2-22)因此,装在变压器低压侧电抗器的电能损耗为:(MWh)(2-23)因此,双绕组变压器的电能损耗为:(MWh)(2-24)或(MWh)(2-25)2.3.3三绕组变压器损耗计算1.三绕组变压器的基本参数高压、中压和低压绕组额定容量:,,,MVA;高压、中压和低压侧额定电压:,,,kV;额定空载损耗(MW);高-中压、高-低压、中-低压绕组额定负载损耗:,,,(MW);高压侧额定电流(kA)。低压侧绕组容量往往比中压绕组少一半,大多数厂家铭牌上的负载损耗和是指归算到低压侧容量上的数值。因此,需要将相应负载损耗归算到高压侧绕组额定容量之下:;;(2-26)归算到高压侧后的高-中压、高-低压、中-低压绕组等值电阻为:;;(2-27)由于各绕组的等值电阻满足下述关系:(2-28)其中:为高压侧等值电阻,; 为中压侧等值电阻,; 为低压侧等值电阻,。因此,根据(2-30)求得各绕组的等值电阻:(2-29)2.空载电能损耗可参考2.2.5相关内容。3.负载电能损耗计算的方法有多种。但为了清晰,这里选定其中一种方法:将一切参数包括中压侧和低压侧均方根电流和都归算到高压侧额定电压和额定容量之下。根据附录A中的方法可计算出中压侧和低压侧均方根电流和(均归算到高压侧)后,可获得三绕组变压器电能损耗:(MWh)(2-30)其中:为变压器运行小时数,h。3.装在变压器中、低压侧串联电抗器的电能损耗考虑到三绕组变压器中压侧和低压侧可能装有串联电抗器,它们的额定电流分别为和(kA),额定损耗分别为和(MW)。将串联电抗器的额定电流归算到高压侧:;(2-31)其中:为折算后中压侧串联电抗器的额定电流,kA; 为折算后低压侧串联电抗器的额定电流,kA。 装在变压器中、低压侧的电抗器电能损耗为:(MWh)(2-32)4.三绕组变压器时段内的电能损耗(MWh)为:(MWh)(2-33)或(MWh)(2-34)2.3.4数据采集当采用均方根电流法计算各元件电能损耗时,需要采集的运行数据见表2-4。表2-4采用均方根电流法计算35kV及以上电力网元件电能损耗时需要采集的运行数据元件名称需要采集的运行数据架空线路首端有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh),计算时段内记录的线路最大和最小电流(kA),线路所在地平均环境温度(0C电缆线路首端有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh),计算时段内流过线路的最大和最小电流(kA)。双绕组变压器高压侧有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh),计算时段内记录的高压侧最大和最小电流(kA)。三绕组变压器中压侧有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh),计算时段内记录的中压侧最大和最小电流(kA);低压侧有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh),计算时段内记录的低压侧最大和最小电流(kA)。第三章10kV配电网线损计算10kV配电网节点多、分支线多、元件也多,且多数元件不具备测录运行参数的条件。在满足实际工程计算精度的前提下,采用等值电阻法进行计算,推荐采用基于配变容量的等值电阻法计算。如电力网含20kV及6kV配电网,将采用与10kV配电网相同方法计算。等值电阻法的基本思想是:整个10kV配电网的总均方根电流流过等值电阻所产生的损耗,等于10kV配电网内全部配线可变损耗和全部配变负载损耗的总和,即:(3-1)其中:为配线等值电阻,;为配变等值电阻,。图3-110kV配电网等值电阻原理图整个10kV配电网的电能损耗为:(MWh)(3-2)其中:为第i台配变的空损,MW;为全网配变数目;为10kV配电网首端总均方根电流,kA;为10kV配电网运行时间,h。3.1基于配变容量的等值电阻法1.配变等值电阻(3-3)其中:为第台配变的额定容量,MVA;为第台配变的额定负载损耗,MW; 为配电网的额定电压,kV。2.配线等值电阻(3-4)其中:为第个配线节段的电阻,;为第个配线节段后面挂的配变台数; 为全网配线节段数目。配线等值电阻和配变等值电阻的详细推导过程见附录B。 3.2数据采集当采用等值电阻法计算10kV配电网电能损耗时,需要采集的运行数据见表3-1。表3-1计算10kV配电网电能损耗需要采集的运行数据计算方法需要采集的运行数据基于配变容量的等值电阻法计算时段内应采集的运行数据:(1)10kV配电网拓扑结构。(2)10kV配电网首端总有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh)。(3)10kV配电网首端最大电流和最小电流(kA)。(4)环境温度(0C(5)如果含小水电或小火电机组,需要采集其有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh)。3.3小电源处理方法地方小电源(小水电和小火电)的存在对10kV配电网电能损耗的计算造成困难。一般在等值电阻法的基础上,采用”等效容量法”对其进行处理。3.3.1等效容量法(=1\*ROMANI)关于小电源问题,由于它们的发电量并不和升压配变容量成正比,在计算时段内也不一定全发电,因此不能象用户那样按配变容量”分享”总均方根电流。其基本思想来自文献[5]。根据每个小电源在时段内的有功电量和无功电量,能够得到它的均方根电流:(3-5)(3-6)其中,为形状系数,可取与10kV配电网首端装设电量表处相同的值;为配电网的额定电压,kV。对于一个有台用户配变和台小电源升压配变的10kV配电网(),每个小电源的均方根电流能够定义为:(3-7)其中,台用户配变已知,台小电源升压配变等值容量待求。当我们得到台小电源的电能读数,即得到台小电源均方根电流,就有个线性方程:(3-8)式(3-8)表示了以个小电源升压配变等值容量为变量的线性方程组,据此非常容易地求出个小电源等值容量。当求出每个小电源升压变的等效容量,在进行配电网理论线损计算时,将其看成一个具有()的专用配变,即可按照等值电阻法进行。对于方程组(3-8)的解,能够分三种情况讨论如下:当时,35kV及以上电力网和小电源同时向10kV配电网送电,个小电源等值容量均小于零。当时,小电源向10kV配电网送电,同时向35kV及以上电力网反送电,导致,因而,个小电源等值容量依然均小于零。当时,10kV配电网从小电源获取全部电能,近似相当于一个孤立网络。这是一个极特殊的情况。因此,不论在那种情况下,个小电源等值容量依然均小于零。3.3.2等效容量法(=2\*ROMANII)根据每个小电源在时段内的有功电量和无功电量,能够得到它的平均电流:(3-9)因此,第台配变在时段内的平均视在功率为:(3-10)当按照(3-10)求出了每个小电源升压变的等效容量,在进行配电网理论线损计算时,将其看成一个具有的专用配变,即可按照等值电阻法进行。第四章0.4kV低压网线损计算0.4kV低压网有三相四线制、单相制、三相三线制等供电方式,而且各相电流也不平衡;各种容量的变压器供电出线回路数均不一样;沿线负荷的分布没有严格的规律;同一回主干线可能有几种导线截面组成等;同时,它又往往缺乏完整、准确的线路参数和负荷数据。因此,要详细、精确计算低压电力网的电能损耗比较困难。一般采用工程近似计算方法,主要有三种方法:台区损失率法,电压损失法和等值电阻法。推荐采用考虑负荷分类的基于实测线损的台区损失率法。4.1基于实测线损的台区损失率法采用考虑负荷分类的台变(区)损失率法计算0.4kV低压网线损。4.1.1将0.4kV低压网负荷性质分为城区网、郊区网及农村网,再将每种性质的低压网按负荷类型分为重负荷、中负荷、轻负荷三类。对每个负荷类型,分别抽取若干个典型台区,即供电负荷正常、计量齐全、电能表运行正常、无窃电现象的数个台区,对其在计算时段内的线损进行实测,从而获得这些台区的单位配变容量的电能损耗值(MWh/MW)。再将这些值分别应用于具有相同负荷性质和相同负荷类型的其它台区,分别计算其电能损耗。最后对三种负荷性质低压网的电能损耗进行求和,得到全部低压网的电能损耗。对于每一种负荷性质的低压网,所选典型台区个数均不少于低压网总数的5%,最少应该为9个台区(重负荷、中负荷、轻负荷台区各3个)。具体计算步骤为:按0.4kV低压网负荷性质分为城区网、郊区网及农村网;将每一种负荷性质低压网按负荷类型分为重负荷、中负荷、轻负荷三类;对每一类型负荷,分别选取个典型低压台区,其配变容量分别为(MVA),(MVA),(MVA)。这些台区负荷正常,计量齐全,电表运行正常,无窃电现象;实测在计算时段内各个典型台区的供电量(MWh)和售电量(MWh);根据实测数据计算各个典型台区的电能损耗(MWh),(MWh),(MWh);计算典型台区的单位配变容量的电能损耗值(MWh/MW),即:,,(4-3)假设具有相同负荷性质的三类负荷所对应的低压台区总容量分别为(MVA),则该负荷性质低压网电能损耗为:(4-4)重复上述计算,可获得三种负荷性质低压网所对应的电能损耗,因此全网电能损耗为:(4-5)4.1.2数据采集表4-1采用基于实测线损的台区损失率法需要采集的运行数据计算方法需要采集的运行数据基于实测线损的台区损失率法各类负荷所对应的典型台区的供电量(MWh)和售电量(MWh)。4.2电压损失法电压损失法只要求简单的电压运行数据,避免了难于整理的电力网结构数据,既简便易行又相对合理。计算原理如下:抽样测量该网送端电压和末端电压,首端平均功率因数,得到抽样的电压降:(4-6)其中:为送端电压,即0.4kV低压网从公用配电变压器出口的线电压,kV; 为末端电压,即与送端电气距离最远处的线电压,kV。经过一个由0.4kV低压网(主要)导线大小决定的系数KP估算该网的线损率:(4-7)其中:(4-8)为导线电抗与电阻之比,其典型数据见表4-2;为电流与电压间的相角差,即功率因数角。表4-2典型0.4kV低压网导线的数值0.4kV低压网导线铝25铝35铝50铝70铝95铝120铝150铝185铝240铝300铝400x/R0.2430.3280.4570.6190.8160.971.2161.4671.641.9782.510.4kV低压网导线铜16铜25铜35铜50铜70铜95铜120x/R0.3650.3990.5280.7431.07431.3521．656电能表的损耗按经验值直接得出其损耗:单相电能表每月按0.001MWh计算;三相电能表每月按0.002MWh计算;三相四线电能表每月按0.003MWh计算。4.2.1能获取总表有功电量和无功电量情形设T时段内有功电能读数为(MWh)和无功电能读数为(Mvarh),则:(4-9)根据0.4kV低压网主要导线大小,查表4-2得到,代入式(4-8)得到,并计算出。于是0.4kV低压网络电能损耗为:(MWh)(4-10)式中:是网内单相电能表个数,是网内3相电能表个数。4.2.2没有总表情形只能用钳表,抽样总电流(kA)和平均功率因数,得到:(4-11)由式(4-8)得到,再代入式(4-7)求得,时段内的0.4kV低压网络电能损耗为:(MWh)(4-12)4.2.3基于电压损失法的采用电压损失法计算0.4kV低压网线损时,如果对全部0.4kV低压网逐个进行计算的话,显然其工作量过大。这时可考虑采用基于电压损失法的台区损失率法进行计算,而且要按照负荷分类,其计算方法与4.1.1的相似,不同之处在于所有典型台区的电能损耗采用电压损失法求得4.2.4表4-2采用电压损失法需要采集的运行数据计算方法需要采集的运行数据电压损失法对所有低压台区,计算时段内需要采集:(1)能获取总表有功电量和无功电量情形:首端电压和末端电压(线电压,kV),首端平均功率因数;总表有功电量(MWh)和无功电量(Mvarh)(2)没有总表情形:首端电压和末端电压(线电压,kV),首端平均功率因数;首端总电流(kA)。基于台区损失率法的电压损失法各类负荷所对应的典型台区的数据采集与电压损失法的相同。4.3等值电阻法0.4kV低压网与10kV配电网的特点相似,因此用等值电阻法计算0.4kV低压网的电能损耗也是可行的。即应用10kV配电网等值电阻法的计算数学模型,结合低压电力网的特殊性,利用配电变压器低压侧总表的有功、无功电度替代10kV配电网的首端电量;利用各用户电度表的有功电度和无功电度计算出一个等效容量,并以此替代10kV线路中配电变压器的容量;线路的结构参数类似10kV线路的方法组织。4.3.1三相三线制和三相四线制的低压网线损理论计算式可综合表示如下:(4-13)其中,为电力网结构系数,单相供电取2,三相三线制时取3,三相四线制时取3.5;线路首端平均电流;形状系数;低压线路等值电阻;运行时间。1、平均电流(4-14)或(4-15)其中,为首端总有功电量,MWh; 为首端总无功电量,Mvarh; 为首端功率因数;为首端平均电压,kV。2、形状系数(4-16)其中,为首端每小时电流值,kA。3、等值电阻(4-17)其中,为用户电能表的抄见电量,MWh;为第计算线段供电的用户电能表抄见电量之和,MWh;为第计算线段的电阻,;、分别为各计算线段的电力网结构系数。4、电能表的损耗其计算方法和电压损失法的相同。4.3.3数据采集表4-4采用等值电阻法需要采集的运行数据计算方法需要采集的运行数据等值电阻法对所有低压台区,计算时段内需要采集:(1)0.4kV低压网的拓扑结构;(2)0.4kV低压网首端总有功电量(MWh)、无功电量(Mvarh)或功率因数;(3)0.4kV低压网首端平均电压(kA);(4)0.4kV低压网首端每小时电流值(kA);(5)用户电能表的抄见电量;(6)环境温度(0C第五章其它元件线损计算5.1并联电容器损耗计算(MWh)(5-1)其中:为投运的电容器容量,Mvar;为电容器介质损失角的正切;为电容器运行小时数,h。5.2并联电抗器损耗计算(MWh)(5-2)其中:为电抗器额定损耗(3相),MW;为电抗器运行小时数,h。5.3电压互感器损耗计算(MWh)(5-3)其中:为电压互感器的组(个)数;为电压互感器运行小时数,h;为每组(个)电压互感器的损耗(3相),MW。电压互感器的损耗应以厂家提供的数据输入。在无法得到这些数据时,能够采用下列数据:220kV;0.002MW/相,3×0.002MW/组(每组3相);110kV:0.001MW/相,3×0.001MW/组(每组3相);10kV:0.0003MW/个(每个3相)。5.4站用变压器消耗电能计算如果装有电能表,则为抄见电量;否则,按50%的站用变容量与计算时段之积计算。5.5调相机消耗电能计算调相机消耗的电能包括调相机本身的电能损耗及调相机辅机的电能损耗。1.调相机本身的电能损耗(MWh)(5-4)其中:为调相机所发无功功率绝对值的平均值,Mvar; 为平均无功负荷的有功功率损耗率,根据制造厂提供数据或试验测定,MW/Mvar;为调相机运行小时数,h。2.调相机辅机的电能损耗直接采用调相机辅机电能表的抄见电量,MWh。第六章高压直流输电系统线损计算高压直流输电(HVDC)系统产生电能损耗的主要元件有:直流线路、接地极系统和换流站。而换流站由换流变压器、换流阀、交流滤波器、平波电抗器、直流滤波器、并联电抗器、并联电容器和站用变组成,见图6-1。HVDC系统的损耗主要包括直流线路损耗、和接地极系统损耗和换流站损耗。直流输电线路损耗取决于输电线路的长度及线路导线截面的大小,对于远距离输电线路其功率损耗一般约占额定输送容量的5%-7%[6],是直流输电系统损耗的主要部分。两端换流站的设备类型繁多,它们的损耗机制又各不相同,因此准确计算换流站损耗比较复杂,一般换流站的功率损耗约为换流站额定功率的0.5%-1%[6]。而接地极系统损耗与HVDC系统的运行方式有关,双极运行时其值很小,单极大地回线方式运行时其值较大。图6-1换流站组成示意图6.1直流线路损耗计算以图6-2两端直流输电系统为例,采用交直流混合输电系统潮流算法计算直流线路的电能损耗。图6-2两端直流输电系统经过潮流计算,能够求出交流和直流输电系统在计算时段中每个小时的各种电气量:换流站交流测母线电压,;流进换流站的电流、流;入换流变的功率、;直流输电线路两端电压、;直流输送功率和电流、。因此,直流线路的电能损耗为:(MWh)(6-1)式中:为每个小时流过直流线路的电流,kA;为直流线路的电阻,;为线路运行时间,h;在实际计算中,考虑直流线路损耗的温度补偿及电晕损失的修正方法见2.2.1和2.2.2。6.2接地极系统损耗计算HVDC系统一般经过接地极系统形成回路,由于接地极系统中接地极线路电阻和接地电阻存在,故不可避免地产生一定损耗。接地电阻一般在0.05～0.5之间。为了计算方便,更易于在工程上实用化,一般不进一步计算接地电阻的大小,而是取其实测值或在0.05～0.5之间选用一合适值进行计算。虽然谐波电流对接地极系统损耗有一定的影响,但由于流经接地极系统的电流较小,谐波损耗占接地极系统损耗比例更小,能够忽略谐波损耗,采用与直流输电线路损耗相同的计算方法来计算接地极系统损耗,其计算公式为:(MWh)(6-2)式中:为每小时流过接地极系统的电流,kA;为接地极线路的电阻,;为接地电阻,;为接地极线路运行时间,h。同样要考虑导线温升和环境温度的影响。当HVDC系统工作在双极方式,等于流过直流线路的电流的1%-3%;当HVDC系统工作在单极大地回线方式,等于流过直流线路的电流。6.3换流站损耗计算由于换流站产生谐波,因而换流站的电能损耗计算要考虑谐波的影响,致使整流站和逆变站的损耗计算比较复杂。本标准建议可根据具体情况根据经验值估算或根据IEC61803标准对整流站和逆变站的损耗实施精确计算。6.3.1根据经验值估算根据厂家提供的资料统计,换流站的功率损耗约为换流站额定功率的0.5%-1%[6],或可根据运行经验调整这个功率损耗值。因此,换流站的电能损耗等于这个功率损耗估算值与运行时间之积。6.3.2根据IEC61803标准计算在IEC61803:<DeterminationofPowerLossesinHigh-VoltageDirect-Current(HVDC)ConverterStations>中,已对HVDC系统换流站中各元件,如换流变压器、晶闸管阀、交流滤波器、并联电容器、并联电抗器、平波电抗器等的功率损耗计算建立了详细的数学模型。本技术标准以一个由6个换流阀组成的三相6脉波换流站为例,主要参考IEC61803中提出的模型,并根据实际情况作相应的修正,得到能量损耗的计算公式。换流站损耗主要是来源于换流变压器和换流阀的损耗,两者几乎占到换流站损耗的80％左右。直流换流站各元件损耗的分布情况如表6-1所示。表6-1典型直流换流站元件功率损耗的分布情况元件所占比例(%)换流变压器空载损耗12－14负载损耗27－39换流阀32－35平波电抗器4－6交流滤波器7－11其它元件4－9在实际计算中,假定计算时段内每小时流通各元件的电流不变,采用正点电流值来计算谐波电流及谐波损耗,计算时段内各小时损耗累加即为元件在计算时段内的电能损耗。1.换流变压器损耗计算在额定频率状态下,换流变压器电能损耗计算方法与普通电力变压器一样。但由于换流站产生高次谐波,因此要考虑谐波对换流变压器绕组损耗的影响,其计算方法如下:1.空载损耗空载损耗(MWh)的计算与普通电力变压器的相同,见2.2.5。2.负载损耗考虑谐波损耗影响,其计算公式为:(MWh)(6-3)式中:为换流变压器运行时间,h;为谐波次数,,;为各正点电流第次谐波电流有效值,kA;为第次谐波有效电阻,。可经过实测方法得到或根据下面公式得到:(6-4)式中:为电阻系数,其值见表6-2;为工频下换流变压器的有效电阻,;可依式(6-4)求得:(6-5)式中:为在电流(kA)下测量的单相负荷损耗,MW。表6-2各次谐波值表谐波次数电阻系数(k)谐波次数电阻系数(k)11.002552.9032.292969.0054.243177.1075.653592.401113.0037101.001316.5041121.001726.6043133.001933.8047159.002346.4049174.00因此,换流变压器的总损耗为:(MWh)(6-6)2.换流阀损耗计算换流阀的损耗由阀导通损耗、阻尼回路损耗和其它损耗(如电抗器损耗、直流均压回路损耗等)组成。其中,阀导通和阻尼回路损耗占全部损耗的85％～95％。由于其它损耗占的比例很小,在实际计算中,一般只考虑阀导通和阻尼回路损耗。(1)阀导通损耗功率阀导通损耗为阀导通电流与相应的理想通态电压的乘积。(MW)(6-7)式中:为每个阀晶闸管的数目;为晶闸管的门槛电压,kV;为晶闸管通态电阻的平均值,;为经过换流桥直流电流有效值,kA;为换流器的换相角,rad。(2)阻尼损耗功率(电容器充放电损耗)阻尼损耗是阀电容存储的能量随阀阻断电压的级变而产生的,其计算公式为:(MW)(6-8)式中:为阀阻尼电容有效值加上阀两端间的全部有效杂散电容,F;为交流系统频率,Hz;为变压器阀侧空载线电压有效值,kV;为电磁耦合系数;为换流阀的触发角,rad;为换流阀的换相角,rad。因此,换流阀在运行时间内的电能损耗为:(MWh)(6-9)3.交流滤波器损耗计算交流滤波器由滤波电容器、滤波电抗器和滤波电阻器组成。交流滤波器的损耗是组成它的设备损耗之和。在求滤波器损耗时,一般假定交流系统开路,所有谐波电流都流入滤波器的情况,具体计算方法如下:(1)滤波电容器损耗滤波电容损耗计算原理和并联电容器基本相同,由于电容器的功率因数很低,谐波电流引起的损耗很小,可忽略不计,因此工频损耗来计算滤波电容器的损耗。(MWh)(6-10)式中:为交流滤波器的运行时间,h;为电容器的平均损耗功率,MW/Mvar;为工频下电容器的三相额定容量,Mvar。(2)滤波电抗器损耗一般情况下,滤波电抗器损耗应考虑工频电流损耗和谐波电流损耗的影响,可采用下式计算:(MWh)(6-11)式中:为交流滤波器的运行时间,h;为谐波次数,,;为流经电抗器各正点电流第谐波的电流有效值,kA;为电抗器的次谐波电抗,,;为电抗器在第次谐波下的平均品质因数。(3)滤波电阻器损耗计算滤波电阻器的损耗时,应同时考虑工频电流和谐波电流,其计算公式为:(MWh)(6-12)式中,为交流滤波器的运行时间,h;为滤波电阻值,;为经过滤波电阻电流的有效值,kA。因此,交流滤波器的电能损耗为:(MWh)(6-13)4.平波电抗器损耗计算流经平波电抗器的电流是叠加有谐波分量的直流电流,故而平波电抗器电能损耗包括直流损耗和谐波损耗,如采用带铁芯的油渗式电抗器时还有磁滞损耗,不过磁滞损耗只占极少一部分,在实际计算中,可忽略磁滞损耗。平波电抗器损耗的具体计算公式为:(MWh)(6-14)式中,为平波电抗器的运行时间,h;为谐波次数,,;为各正点电流第次谐波电流有效值,kA;为次谐波电阻,。5.直流滤波器损耗计算直流滤波器的损耗和交流滤波器一样,包括滤波电容器损耗、滤波电抗器损耗和滤波电阻器损耗三部分。除滤波电容器损耗外,滤波电抗器和滤波电阻器损耗的计算方法与交流滤波器相关计算方法相同。直流滤波电容器损耗包括直流均压电阻损耗和谐波损耗,谐波损耗一般忽略不算,只计算电阻损耗,具体计算公式如下:(MWh)(6-15)式中:为直流滤波器的运行时间,h;为电容器组的额定电压,kV;为电容器组的总电阻,。滤波电抗和滤波电阻损耗计算方法见6.2.3,故直流滤波器的电能损耗为:(MWh)(6-16)6.并联电容器损耗计算由于电容器的功率因数很低,谐波损耗对并联电容器总损耗影响很小,一般忽略不计,因此只按工频损耗来计算其损耗。(MWh)(6-17)式中:为并联电容器的运行时间,h;为并联电容器的损耗,MW/Mvar;为并联电容器额定容量,Mvar。7.并联电抗器损耗计算并联电抗器的主要作用是在换流站轻载时吸收交流滤波器发出的过剩容性无功,故其损耗计算可根据出厂试验值按标准环境条件下进行计算。8.站用变消耗电能计算如果装有电能表,则为抄见电量;否则,按50%的站用变容量与计算时段之积计算。6.4数据采集当计算HVDC系统各元件电能损耗时,需要采集的数据见表6-3。表6-3计算HVDC系统各元件电能损耗所需要采集的数据HVDC系统元件需采集的运行数据直流线路1、HVDC系统直流两侧的交流系统在计算时段内每天所有正点的数据如下:(1)电力网拓扑结构。(2)发电机:其所接节点作为PQ节点,有功功率(MW)和无功功率(Mvar);其所接节点作为PV节点时,有功功率(MW)和电压(kV);其所接节点作为平衡节点时,电压(kV),其相角设为零。(3)调相机:其所接节点作为PQ节点,有功功率(MW)和无功功率(Mvar);其所接节点作为PV节点时,有功功率(MW)和电压(kV)。(4)负荷:有功功率(MW)和无功功率(Mvar)。2、HVDC系统的运行方式。3、环境温度(0C接地极系统接地极线路电阻,接地电阻实测值或经验值()。换流站根据经验值估算—根据IEC61803标准计算换流变压器:流经换流变压器各正点电流值(kA),工频等值电阻()。换流阀:各正点直流电流值(kA),换流变阀侧电压(kV),换流阀触发角和重叠角(rad)。交流滤波器:单位电容损耗功率(MW/Mvar),流经交流滤波器各正点电流值(kA)。平波电抗器:各次谐波等值电阻(),流经平波电抗器各正点电流值(kA)。直流滤波器:流经直流滤波器各正点电流值(kA)。并联电容器:单位电容损耗功率(MW/Mvar)。并联电抗器:流经并联电抗器各正点电流值(kA)。站用变压器:抄见电量。第七章理论线损计算结果分析与评价理论线损计算的目的在于鉴定网络结构和运行的合理性,供电管理的科学性,找出计量装置、设备性能、用电管理、运行方式、抄收统计等方面存在的问题,以便于采取降损措施。因此,必须对线损计算结果进行全面分析和评价,使线损理论计算结果更具实际指导作用,以便推进节能降损管理。7.1理论线损分析7.1.1分析指标 在进行线损理论计算结果分析过程中,各级供电公司应对计算结果与计划值、同期同口径值、统计值进行对比分析,并提出相应的降损措施。线损理论计算结果的指标分析主要在于以下几方面:35kV及以上电力网线损值(率)比较,包括分压、分区和分线的比较;所属单位线损值(率)的比较,包括单位间线损值(率)分压、分区、分线和分台区的比较;大用户线损值(率)比较,包括分压、分区和分线的比较;不同期电量比较,考虑供售电量抄表不同期而少计或多计的电能;分析无损电量、过网电量及其它影响,推荐一致采用剔除无损电量、过网电量等无关因素的供电量计算公式;母线电量不平衡分析,包括表计异常分析、发电厂中漏计的自用电在供电量中的调整、变电所漏计的自用电在线损电能中的调整。7.1.2各级管理部门分析标准1.南方电网公司分析标准 南方电网公司线损专责人员负责完成当月(日)全南方电网线损分析,并在规定时间内送往南方电网公司线损归口部门,涉及内容如下:南方电网公司线损值(率)及比较分析;南方电网公司分线及分压线损情况比较。省(区)电网公司线损专责人员负责完成全省(区)线损分析,并在规定时间内送往南方电网公司线损归口部门,涉及内容如下:全省(区)线损值(率)及比较分析;全省(区)分线及分压线损情况比较;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析;无损电量的影响;电力网负荷及结构的影响。西电东送部门线损专责人员负责完成西电东送线损分析,并在规定时间内送往南方电网公司线损归口部门,涉及内容如下:西电东送线损值(率)及比较分析;西电东送线路及变压器线损情况比较;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析;电力网负荷及结构的影响。2.各省(区)电网公司分析标准 省(区)电网公司调度部门线损专责人员负责完成当月(日)全省(区)线损分析,并在规定时间内送往省(区)电网公司线损归口部门,涉及内容如下:全省(区)线损值(率)及比较分析;全省(区)分线及分压线损情况比较;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析;电力网负荷的影响。各地区(州)供电局线损专责人员负责完成全市(州)线损分析,并在规定时间内送往省(区)电网公司线损归口部门,涉及内容如下:全地区(州)线损值(率)及比较分析;全地区(州)分线及分压线损情况比较;35kV和10kV线损值(率)对比情况分析;直属各单位的线损值(率)分析;过网电量的影响;不同期电量的影响;电力网结构的影响;无损电量的影响;母线电量不平衡分析。3.西电东送线损部门分析标准西电东送部门线损专责人员负责完成西电东送线损分析,并在规定时间内送往西电东送线损归口部门,涉及内容如下:西电东送线损值(率)及比较分析;西电东送线路及变压器线损情况比较;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析。4.各地区(州)供电局分析标准 各地区(州)供电局调度部门线损专责人员负责完成当月(日)全地区(州)线损分析,并在规定时间内送往地区(州)公司线损归口部门,涉及内容如下:全地区(州)线损值(率)及比较分析;全地区(州)分线、分压及分台区线损情况比较;城区35kV和10kV线损值(率)对比情况分析;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析;电力网负荷的影响。各县(区)供电局各直属单位的线损分析由线损专责人员完成,并在规定时间内送往地区(州)供电局线损归口部门,涉及内容如下:该单位线损值(率)及比较分析;该单位分线、分压及分台区线损情况比较;城区及农网35kV和10kV线损值(率)对比情况分析;高损耗线路、变压器、台区的分析;过网电量的影响;不同期电量的影响;电力网结构的影响;无损电量的影响;母线电量不平衡分析。5.各县(区)供电局分析标准 县(区)供电局线损专责人员负责完成当月(日)全县(区)线损分析,并在规定时间内送往县(区)供电局线损归口部门,涉及内容如下:全县(区)线损值(率)及比较分析;全县(区)分线、分压及分台区线损情况比较;城区35kV和10kV线损值(率)对比情况分析;城区低压分台区线损值(率)对比分析情况;过网电量的影响;高损耗线路、变压器的原因及影响分析;母线电量不平衡分析;电力网负荷的影响。乡(镇)供电所负责农网低压分台区线损值(率)对比分析情况,并在规定时间内送往县(区)供电局线损归口部门。7.1.3理论线损构成分析为进行理论线损分析,必须清楚知道电力网线损总的构成情况,在线损理论计算中,一般需要计算如下线损指标:各电压等级的电力网线损率及其占整个电力网总损耗的百分比;送电线路的损耗及其占该电压等级总损耗的百分比;变压器的空载损耗和负载损耗及其占该电压等级总损耗的百分比;10kV配电线路的损耗及其占该电压等级总损耗的百分比;10kV配变的空载损耗和负载损耗及其占该电压等级总损耗的百分比;0.4kV低压网损耗及其占总损耗的百分比;高压直流输电系统各元件的损耗及其占整个电力网总损耗的百分比;电力网其它元件的损耗及其占该电压等级总损耗的百分比。经过对上述指标的深入分析,对比与计划值、同期同口径值、统计值进行比较,判断损耗结构的变化,分析供电半径、电流密度、供电电压、潮流分布、变压器负载率是否合理,以及售电构成变化对电能损耗的影响。经过线损分析,找出存在问题,采取恰当的降损措施,以达到电力网经济运行目标。7.2结果评价线损理论计算应对电力网所有元件的损耗值进行客观的计算结果评价,即对计算结果做出定量分析,给出定性的评价结论(如,偏高、合理、偏低、…等),以利于决策者做出技术降损措施。电力网各个元件电能损耗的评价标准可根据各单位颁布的相关规定和运行经验整理得到,可参考附录C。第八章线损理论计算工作规范各级单位按照”统一领导、归口管理、分级负责、监督完善”的原则,实现线损理论计算的全过程管理。应建立以南方电网公司生产技术部、南方电网公司电力调度通讯信中心等部门相关人员组成的工作小组。生产技术部作为南方电网线损归口管理部门,归口负责线损的日常工作。各省(区)电网公司和西电东送部门应成立线损理论计算领导小组,加强管理,做到各尽其职,密切配合,协同工作。8.1分工及职责配合南方电网公司线损”四分”管理工作,各级部门应认真做好职责分配,各司其责,确保线损理论计算工作的顺利进行。南方电网公司生产技术部作为南方电网线损归口管理部门,负责组织、考核全网的线损理论计算工作;省电网公司线损归口管理部门负责组织、考核全省的线损理论计算工作;西电东送部门负责管辖范围内的交直流输电系统的线损理论计算工作;省(区)调度中心负责管辖范围内500kV和220kV线损理论计算工作;地区(州)供电局线损归口管理部门负责组织、考核本地区的线损理论计算工作;地区电网调度所负责管辖范围内220kV变损和110kV线损理论计算工作;各供电分局供电所负责城网35kV、10(20)kV、6kV配电网线损理论计算工作;县(区)供电局负责农网35kV、10(20)kV、6kV配电网线损理论计算工作;乡(镇)供电所负责0.4kV低压网的分线分台区线损理论计算工作;全省各变电站、发电厂、向本省送电的邻网以及数据集抄部门负责各输、变电设备计算时段内各表计正点的数据采集工作。8.2工作内容及流程线损理论计算工作综合性强,覆盖面广。为做好南方电网公司的降损节能工作,就加强线损管理责任,明确线损计算工作内容及流程。而且线损指标上报时限性强,在线损指标过程管理中,应严格按照上级单位的时间要求开展工作。南方电网公司及各省(区)电网公司、各地区(州)供电局应严格按照以下工作内容及流程开展线损计算工作。8.2.1各级线损归口管理部门南方电网线损归口管理部门负责组织编制线损理论计算的管理文件、计算技术标准和软件技术标准;南方电网线损归口管理部门根据用电负荷变化情况,合理选择线损理论计算计算时段;各省(区)线损归口管理部门统一线损理论计算软件,使计算结果更加准确和可比性;各省(区)线损归口管理部门负责组织成立由用电、计划、农电、生技、调度等有关部门组成的线损理论计算领导组,负责各部门之间的协调工作;各级线损归口管理部门负责组织、开展本单位的线损理论计算、汇总与上报工作;各级线损归口管理部门根据选择的计算软件,积极组织有关人员进行培训,努力提高计算水平;计量部门在选定计算时段前5天开始每天对关口所在母线进行一次平衡,发现问题及时处理,确保计量表计的准确性;线损归口管理部门根据线损理论计算需要,设计数据采集所需的表格、设备参数台帐等;线损归口管理部门制定线损理论计算的各项制度及措施;线损理论计算过程符合线损理论计算流程图(图8-1)的有关工作流程。确定计算时段确定计算时段选定计算软件成立领导小组人员培训表计检查设计表格制定措施数据实测基础资料收集数据计算结果整理结果分析制定措施及规划线损领导小组图8-1线损理论计算流程图8.2.2各级数据采集部门在计算数据的采集方面,各单位应根据实际情况认真组织变电运行人员对所辖设备的表计进行按时、到位、正确抄表;或经过调度自动化、负荷控制系统和配电GIS采集相应数据。正确抄录计算时段内正点的数据;调度部门应及时通知有关发电厂、电网企业间互供关口表计算时段内各正点输入和输出的有功功率、无功功率、有功电量、无功电量、电压、电流以及累计电量等抄录工作;变电站应做好变压器各侧、各级电压输出线路和中、高压配电线路始端计算时段内各正点电压、电流、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量以及累计有功电量、无功电量,及变压器分接头相应档位等;同时根据计算时段内正点负荷抄录情况,绘制所辖变电站各变压器及所有进、出线的负荷曲线;变电站的主管部门对各变电站抄表准确率和上报数据真实性负责;并在规定时间内,将所辖变电站的抄录数据和各变压器及进、出线的负荷曲线,各变电站主变压器高、中压分头位置,电容器的投切状态及投入容量等报送有关部门;调度自动化、负控系统和配电GIS采集系统管理部门应做好各计量表计计算时段各正点电压、电流、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量以及累计有功电量、无功电量等抄录工作。在采集设备参数和运行数据方面,应提前收集、整理、核实各地区35kV及以上电力网输、变电设备的这些数据,与台帐相结合,使收集的设备资料与计算期内的实际情况相一致,并按时向有关部门报送相关资料。各电压等级每台变压器(铜损、铁损)、调相机、电容器组、电抗器的参数资料(铭牌或试验数据);输、配电线路的阻抗图和系统接线图,图上应标注各段的导线型号、长度、线路电阻(高压输电线路的电抗)的实际有名值;公用配电变压器以台区为单位,画出各台区的低压线路接线图,始端为台区总表,末端止计量表箱,并标明低压主干线、支线和