孫志明

（江蘇省電力公司電力科學(xué)研究院，江蘇 南京 211103）

線損是電網(wǎng)企業(yè)的一項重要綜合性技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)，反映電網(wǎng)的規(guī)劃設(shè)計、生產(chǎn)技術(shù)和運營管理水平，受到各級電網(wǎng)經(jīng)營管理及技術(shù)人員的廣泛關(guān)注[1]。統(tǒng)計報表顯示，電網(wǎng)的線損率存在一定的波動現(xiàn)象，尤其是季節(jié)交替或逢長假的月份線損率波動范圍更大，會出現(xiàn)明顯偏高或偏低，甚至出現(xiàn)線損率為負(fù)值的現(xiàn)象，有必要深入分析電網(wǎng)統(tǒng)計線損率波動的原因[2，3]。

1 線損率波動現(xiàn)象

以某省級電力公司為例，2007年至2009年綜合線損率月度統(tǒng)計和月度累計統(tǒng)計情況如圖1、圖2所示。

圖1 綜合線損率月度統(tǒng)計值

圖2 綜合線損率月度累計統(tǒng)計值

圖1數(shù)據(jù)表明：（1）歷年綜合線損率的月度統(tǒng)計值數(shù)據(jù)存在較為明顯的波動情況。（2）歷年綜合線損率的月度統(tǒng)計值數(shù)據(jù)波動特征十分相似。（3）波動特征為：主要是在季節(jié)交替或逢長假的月份，如1～2月份，7～10月份，線損波動相對比較明顯。

圖2數(shù)據(jù)表明：（1）歷年綜合線損率的月度累計統(tǒng)計值數(shù)據(jù)波動特征很相似。（2）歷年綜合線損率的月度累計統(tǒng)計值波動幅度明顯低于月度統(tǒng)計值。

2 線損率波動影響因素

引起線損率波動的因素很多，可分為3大原因：一是供售電量失真；二是電網(wǎng)運行狀態(tài)變化；三是電力客戶用電情況變化。

2.1 供售電量失真

供售電量失真的最主要因素是供售電量抄表不同期[4]。目前絕大部分計量表計需現(xiàn)場抄表，由于用電客戶數(shù)量龐大，因此必須分時分批進行售電量抄表工作。圖3為某省的抄表例日示意圖。

圖3 抄表例日示意

從圖3可看出，月供電量的抄表統(tǒng)計時間為當(dāng)月的1～31日，對應(yīng)統(tǒng)計的售電量則按照用戶性質(zhì)分別為上月25～31日至本月25～31日 （大用戶）、上月16～24日至本月16～24日（其他用戶）、上上月16～24日至本月16～24日（居民用戶，每個用戶均按單、雙月每2個月抄表一次）。因此對于大用戶而言，存在0～6天的不對應(yīng)售電量，對于其他用戶而言，則存在7～15天的不對應(yīng)售電量，對居民用戶而言，不對應(yīng)售電量比重顯然更多。

對于負(fù)荷逐步增加的月份，由于上月月末一段時間的售電量低于本月對應(yīng)的月末一段時間的售電量，則售電量的抄表統(tǒng)計值比真實的售電量要小，因此統(tǒng)計得出的本月線損率要比實際值要明顯偏高，如7月份。對于負(fù)荷逐步降低的月份，由于上月月末一段時間的售電量高于本月對應(yīng)的月末一段時間的售電量，則售電量的抄表統(tǒng)計值比真實的售電量要大，因此統(tǒng)計得出的本月線損率要比實際值要明顯偏低，如9月份。

由于各月日歷天數(shù)差引起的售電量與供電量的不對應(yīng)，也是造成供售電量不失真的原因之一。如2月份只有28或29天，而1月份、3月份均有31天，因此造成2月份線損率比實際值明顯偏低、而3月份線損率比實際值明顯偏高的現(xiàn)象。另外，計量裝置的計量準(zhǔn)確度，抄表核算差錯以及偷竊電也是引起電量失真的原因。

2.2 電網(wǎng)運行狀態(tài)變化

電網(wǎng)的技術(shù)線損電量由眾多電氣設(shè)備的電能損耗構(gòu)成。電氣設(shè)備的電能損耗主要由兩部分構(gòu)成，一是固定損耗，這種損耗的大小與負(fù)荷電流的變化無關(guān)，與電壓變化有關(guān)，若系統(tǒng)電壓相對保持穩(wěn)定，則其損耗也相對不變，如變壓器、互感器、電動機、電能表等鐵芯的電能損耗，以及高壓線路的電暈損耗、絕緣子損耗等；二是可變損耗，這種損耗是電網(wǎng)設(shè)備電阻在通過電流時產(chǎn)生，大小與電流平方成正比，如電力線路損耗、變壓器繞組中的損耗。

2.2.1 負(fù)載率變化

圖4為某線路、變壓器組合在不同負(fù)載率下的線損率情況。

圖4 線變組合線損率變化情況

圖4數(shù)據(jù)顯示，在某個特定負(fù)載率時，該線變組合線損率最低，低于或高于該負(fù)載率，線損率都將增加。對于大規(guī)模的省級電網(wǎng)，線路條數(shù)以及變壓器個數(shù)較多，但線損率隨負(fù)載率變化而波動的原理也與簡單的線變組合類似。由于用電負(fù)荷隨著節(jié)假日及季節(jié)性負(fù)荷的變化而變化，圖5為2009年某省分月平均供電負(fù)荷情況，全年最高月均供電負(fù)荷與最低月均供電負(fù)荷波動幅度超過150%，因此必定存在一定的月度線損率波動情況。

2.2.2 潮流分布變化

圖5 2009年某省分月平均供電負(fù)荷

電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化、運行方式的優(yōu)化將導(dǎo)致網(wǎng)絡(luò)潮流的變化，從而引起線損率的波動變化。以某局部220kV電網(wǎng)來為例，在某代表日下為全接線方式，計算得出的日損耗電量為23.3萬kW·h。而若當(dāng)天的其中一回線路因檢修處于停運狀態(tài)，且保持負(fù)荷分布不變，那么計算得出的日損耗電量將為23.3萬kW·h，線損電量的波動率約為1.3%。

2.3 客戶用電情況變化

用戶的變化也是導(dǎo)致線損率波動的一個重要原因。用戶的變化包括分類用戶構(gòu)成的變化，即售電結(jié)構(gòu)的變化；用戶負(fù)荷波動的變化；用戶地理分布的變化。

綜上所述，對于現(xiàn)代企業(yè)來講，預(yù)算管理與內(nèi)部控制看似是兩個單獨的個體，實際上其確是有著密切聯(lián)系的兩個工作環(huán)節(jié)，通過提升預(yù)算管理工作力度可以有效完成企業(yè)內(nèi)部控制預(yù)算工作的健全完善，同時加強內(nèi)部控制也可以使預(yù)算管理工作效果得到有效增強。所以，我國企業(yè)要想在當(dāng)前競爭日益激烈的市場競爭中占據(jù)有利地位，必須提升對預(yù)算管理工作以及內(nèi)部控制工作的重視，引導(dǎo)公司所有員工都參與到相關(guān)工作之中，從而將兩者的作用全面發(fā)揮出來，使企業(yè)的核心競爭力得到有效增強，提升企業(yè)可能獲得的經(jīng)濟效益，并為企業(yè)的平穩(wěn)可持續(xù)發(fā)展提供更有力的保障，進而為中華民族偉大復(fù)興中國夢的實現(xiàn)做出更大的貢獻。

2.3.1 售電結(jié)構(gòu)變化

對分壓線損率而言，電壓等級越高，線損率也相應(yīng)越低。因此若大工業(yè)用戶等高電壓等級電量越多，則相應(yīng)的線損率越低，若居民用電等低電壓等級電量越多，則相應(yīng)的線損率越高。

表1為某省2009年分類售電量占比變化情況，其中大工業(yè)電量所占比重持續(xù)增加，而居民電量所占比重持續(xù)降低。

表1 某省2009年售電結(jié)構(gòu) %

因此，分類售電量比重的變化將導(dǎo)致1～5月的線損率呈現(xiàn)逐月降低的過程，以供電量基本相等的3月份與5月份進行比較，若大工業(yè)電量線損率為0.5%、居民電量線損率為7.5%。則因為大工業(yè)電量以及居民用電比重的變化，5月份這兩個分類售電量產(chǎn)生的電能損耗比3月份要少3351萬kW·h，影響綜合線損率約0.15個百分點。

2.3.2 負(fù)荷曲線波動變化

對于用戶的負(fù)荷波動，在相同的用電周期、供電量相等的情況下，顯然負(fù)荷曲線越平坦，則線損率越低，若負(fù)荷曲線波動越劇烈，則線損率也就越高。

如圖6所示，若某條線路的負(fù)荷曲線有4種典型類型，分別為平穩(wěn)無變化型、線性增加型、倒V字型、隨機型，則在相同的用電周期、供電量相等的情況下，若平穩(wěn)無變化型線損率為1%，則線性增加型、倒V字型、隨機型的線損分別為1.31%，1.28%，1.33%。顯然平穩(wěn)無變化型的線損率最低。

圖6 4種不同負(fù)荷曲線類型示意

2.3.3 負(fù)荷地理分布變化

對于同一電壓等級的用戶而言，隨著用戶的新增、減容以及關(guān)停等，用戶負(fù)荷的地理分布也隨之變化，從而導(dǎo)致線損率的波動。有6個相同型號及容量的公變均勻分布在某線路上，各段導(dǎo)線型號及長度也相同。各配變負(fù)荷存在以下4種分布方式：沿線等量分布、沿線遞減分布、沿線遞增分布、沿線隨機分布，如圖7所示。

圖7 配變負(fù)荷沿線分布方式

若不考慮配變損耗，并且沿線等量分布方式下的線損率為1%，則沿線遞減分布、沿線遞增分布、沿線隨機分布的線損率分布為0.73%，1.39%，1.20%。顯然負(fù)荷越集中于線路首端則線損率越低。

2.4 影響因素分類

上述影響因素中，由于各月日歷天數(shù)差引起的售電量與供電量的不對應(yīng)、負(fù)載率變化、潮流分布變化、售電結(jié)構(gòu)變化、負(fù)荷曲線波動變化、負(fù)荷地理分布變化為影響電網(wǎng)統(tǒng)計線損率波動的客觀因素，供售電量抄表不同期、計量裝置的計量準(zhǔn)確度、抄表核算差錯以及偷竊電為影響電網(wǎng)統(tǒng)計線損率波動的主觀因素。

3 抑制線損率波動的措施

（1）提高供售電量抄表同期性。一是依托科技進步，提高自動抄表覆蓋面；二是完善抄表例日制度，嚴(yán)格按照抄表例日抄表和結(jié)算電費；三是進一步縮小供、售電量抄表時間差。

（2）消除計量裝置的計量失真情況。按照《電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程》及《供電營業(yè)規(guī)則》等規(guī)定和要求做好電能計量裝置的全過程管理，嚴(yán)格把好業(yè)擴設(shè)計，檢定，安裝驗收，計量工作票傳遞、數(shù)據(jù)錄入，運行維護等各個關(guān)口。

（3）杜絕抄表核算與數(shù)據(jù)傳遞失真、竊電等現(xiàn)象。杜絕抄表中“錯、漏、估、送”現(xiàn)象；避免各個環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)錄入、傳遞的差錯和失誤；全方位采取措施預(yù)防與打擊竊電。

（4）加強用戶負(fù)荷管理。積極開展需求側(cè)管理工作，逐步推行峰谷分時電價、季節(jié)電價及可中斷負(fù)荷電價等激勵政策，引導(dǎo)客戶科學(xué)合理用電，實現(xiàn)消峰峰填谷目的，降低用戶負(fù)荷的波動程度。

4 結(jié)束語

供售電量失真情況可以通過加強各項管理以減少它的失真程度，而電網(wǎng)運行狀態(tài)、客戶用電情況變化均是電網(wǎng)運行中時刻發(fā)生的客觀變化因素，因此線損率的波動變化是經(jīng)常發(fā)生的，一些波動是正常的，一些波動是不正常的。引起線損波動的因素很多，其中一些是可以控制的，一些是難以控制的，一些甚至是不可控制的。為使電網(wǎng)統(tǒng)計線損盡量接近于實際線損，就必須抓可控因素即供售電量失真因素，制定相應(yīng)的控制措施，以減少因這一因素產(chǎn)生的線損率波動。

[1]虞忠年，陳星鶯.電力網(wǎng)電能損耗[M].北京：中國電力出版社，2000.

[2]王 濤，張堅敏，李小平.計劃線損率的計算及其評價[J].電網(wǎng)技術(shù)，2003，27（7）.

[3]國家電網(wǎng)公司農(nóng)電工作部.縣供電企業(yè)線損規(guī)范管理輔導(dǎo)[M].北京：中國電力出版社，2006.

[4]胡新梅，尚 春，唐卓堯，等.線損率波動分析[J].湖北電力，2003，27（5）.