王志超

摘? 要：網(wǎng)損是電力企業(yè)重要的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，直接影響著企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益及技術(shù)管理水平，文章結(jié)合大慶油田電網(wǎng)網(wǎng)損管理的實際情況，總結(jié)管理經(jīng)驗，提出具體的降損措施，并做好了下一步的工作規(guī)劃。

關(guān)鍵詞：網(wǎng)損（線損）;線損率;經(jīng)濟(jì)效益;方法;措施

中圖分類號：TM73? ? ? ? ?文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 文章編號：2095-2945（2019）26-0111-02

Abstract： Network loss is an important economic index of electric power enterprises， which directly affects the economic benefit and technical management level of electric power enterprises. According to the actual situation of power network loss management in Daqing Oilfield， this paper summarizes the management experience， puts forward specific loss reduction measures， and makes a plan of the work for the next step.

Keywords： network loss （line loss）; line loss rate; economic benefit; method; measure

1 研究意義

根據(jù)對標(biāo)情況，2016年國內(nèi)線損率先進(jìn)水平：110kV線損率小于等于1.2%，35kV小于等于1.3%，110～35kV控制在2.2%以下。2016年大慶油田電力主網(wǎng)（110～35kV）線損約為2.7%，可見與國內(nèi)先進(jìn)水平相比，還存在較大的降損空間。按2016年主網(wǎng)供電量150億kW·h計算損失供電量為4.125億kW·h，按油田關(guān)聯(lián)交易電價0.637元/kW·h計算，電網(wǎng)損耗造成經(jīng)濟(jì)損失約2.63億元，還存在很大的節(jié)能降損挖潛空間。隨著中油電能公司的揭牌，企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益成為第一要務(wù)，而網(wǎng)損率又是電力企業(yè)一項重要的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，網(wǎng)損率的降低，既能提升供電公司的經(jīng)濟(jì)效益，又能達(dá)到節(jié)能減排、促進(jìn)環(huán)境改善的目的。并且高網(wǎng)損易誘發(fā)安全問題，損耗過大的線路易發(fā)熱，加速線路絕緣的老化，從而引發(fā)漏電危險，溫度過高又易產(chǎn)生擊穿現(xiàn)象，進(jìn)而引發(fā)火災(zāi)。所以，無論從經(jīng)濟(jì)效益、節(jié)能減排、技術(shù)管理、安全管控哪一方面，網(wǎng)損管理及降損措施的研究都是值得電力從業(yè)者高度重視的。

2 網(wǎng)損產(chǎn)生的主要原因

2.1 產(chǎn)生網(wǎng)損的理論原因

2.1.1 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的規(guī)劃及運行方式。發(fā)電廠、變電站距負(fù)荷中心遠(yuǎn)、電壓級次過多重復(fù)降壓容量大。未選擇經(jīng)濟(jì)運行方式。

2.1.2 變壓器損耗。主要為銅損及鐵損。在繞制變壓器時所用的銅線會有電阻，造成能量損失，被稱為銅損。當(dāng)變壓器通電時，會在鐵芯上形成渦流，渦流會增加變壓器的損耗，導(dǎo)致鐵芯發(fā)熱，造成損耗，被稱為鐵損。

2.1.3 線路損耗。主要為線路電阻引起，影響電阻大小的因素為：材料、長度、截面積;高壓線路中的電暈損耗;電纜的介質(zhì)損耗。

2.1.4 管理損耗。由于用電管理不夠嚴(yán)格，造成用戶違章用電和竊電，電網(wǎng)元器件漏電，電能計量裝置差錯以及抄表人員漏抄，錯抄，電費收繳人員的收費誤差，移動變頻繁搬遷導(dǎo)致漏算及計量誤差等引起的電能損失。同時，電量追繳人員對損失電量的調(diào)查取證不足也是造成電力損失居高不下的原因。

2.1.5 其他。電能表線圈損耗;電容器介質(zhì)損耗;電流、電壓互感器及二次回路消耗的電量;無功補(bǔ)償設(shè)備和電抗器的損耗。

2.2 油田電網(wǎng)主網(wǎng)網(wǎng)損主要構(gòu)成

2.2.1 高耗能老舊變壓器損耗。16年變壓器損耗電量約為2.1億kW·h，占總損耗的50.9%。目前油田電網(wǎng)S7型及以下高耗能變壓器221臺，占總數(shù)的36.7%，運行超20年121臺，占總數(shù)的20.1%。主流型號S11型號變壓器較S7型變壓器能夠降低空載損耗約為30%。因此，逐漸淘汰在網(wǎng)運行的老舊設(shè)備及高耗能變壓器亦勢在必行。

2.2.2 線路損耗。16年油田主網(wǎng)線路（110～35kV）損耗約為0.49億kW·h，占總損耗的11.9%。由于油田電網(wǎng)的歷史原因，早期電網(wǎng)部分規(guī)劃布局并不理想，很多輸電線并沒有負(fù)擔(dān)應(yīng)具有的職能，在一定程度上造成了資源的浪費。同時，輸電線橫截面的直徑、材料等選擇不合理也大大增加了輸電線路大負(fù)擔(dān)，導(dǎo)致網(wǎng)損。再有，很多地區(qū)的輸電線仍舊為裸線，隨著使用時間的增加，線路的老化更加的嚴(yán)重。

2.2.3 主變低壓側(cè)至出線損耗。16年供電公司自管變電所（用戶變電所收費在主變低壓側(cè)）主變低壓側(cè)至出線損耗約為0.228億kW·h，占總損耗的5.5%。其中包含計量誤差，主要原因為：龍虎泡、慶新、宋芳屯、朝陽、榆樹、杏南等變電所因母線負(fù)荷小、CT變比大造成;風(fēng)云、向陽、友誼、家園、薩中、廣廈6千伏I、II段母線負(fù)荷分配不均，負(fù)荷小時，計量誤差大;首站變電所僅II段電機(jī)單獨運行時，I段負(fù)荷小變比大，造成計量誤差;馬鞍山10千伏III段母線出現(xiàn)系統(tǒng)有功電量倒送。

2.2.4 計量異常導(dǎo)致電量丟失。計量異常導(dǎo)致電量丟失約為1066萬kW·h，占總損耗約為2.58%。異常原因主要為：表計接線錯誤、表計本身故障。其中多數(shù)為移動變計量異常，由于移動變頻繁搬遷，用戶不通知帶負(fù)荷信息，無法及時帶負(fù)荷測相位，增大計量異常存在幾率。

2.2.5 自用電量。供電公司全年自用電量約為1191萬kW·h，占總損耗的2.9%。主要原因為：還有很多主變?yōu)閺?qiáng)油風(fēng)冷，夏季氣溫高，風(fēng)冷投入多;有操作隊食堂、主站或有人值守變電所自用電量高。冬季采暖用電，所用電量增加。

2.2.6 其他損耗。部分電業(yè)局、采油廠抄表歷日不統(tǒng)一，引起網(wǎng)損波動;集抄系統(tǒng)抄表不全，部分計量點采用人工手抄，存在誤差;計量裝置的誤差。

3 今年落實的措施及成果

3.1 健全管理制度 完善組織機(jī)構(gòu)

健全主網(wǎng)商品率工作體系，完善組織機(jī)構(gòu)，建立網(wǎng)損管理制度、獎懲辦法、小指標(biāo)考核管理辦法，促進(jìn)自用電量、移動變電量、計量回路等的規(guī)范管理。完善設(shè)備臺賬和技術(shù)措施。在公司管理小組之下設(shè)立各工區(qū)主管領(lǐng)導(dǎo)，核算、追繳兼職專工及抄表、異常電量監(jiān)督的專職人員。確保網(wǎng)損工作的每一個環(huán)節(jié)有人管，發(fā)現(xiàn)問題有責(zé)任人承擔(dān)。

3.2 增加小指標(biāo)分析 細(xì)化指標(biāo)環(huán)節(jié)

通過站用電率、移動變計量裝置回路檢驗率等小指標(biāo)考核與分析，細(xì)化損耗環(huán)節(jié)管理;每月運行檢修通報增設(shè)站用電率、電容器投運率、電容器可調(diào)率、變電站網(wǎng)損率幾項指標(biāo)。提升變電站自用電量節(jié)約意識，減少自用電量無效損耗。17年截止目前，自用電量同比去年同期，減少17.05萬千瓦時。

3.3 加強(qiáng)技術(shù)管控 落實降損措施

協(xié)調(diào)電業(yè)局、采油廠統(tǒng)一抄表日期，減少網(wǎng)損波動;針對今年計量差錯及異常電量情況，開展移動變計量裝置全面普查，規(guī)范移動變計量裝置投運流程，縮減送電信息傳遞時間。更換缺陷表計;規(guī)范計量工作管理，嚴(yán)控計量誤差，與2016年相比，計量裝置故障差錯次數(shù)由14次減少至10次;采用S級計量表計，降低小負(fù)荷變電站誤差。針對高網(wǎng)損的變電所及線路開展因素分析，提出技術(shù)改造方案如：低負(fù)荷變電站降損方案、變電所二次回路改造、開展備電自投、計量裝置升級等。110kV綜合網(wǎng)損率由16年1.31%降至1.30%，35kV綜合網(wǎng)損率由1.57%降至1.51%。

3.4 改進(jìn)抄表手段 減少人為干擾

開發(fā)使用遙控鑰匙，實現(xiàn)定時定點電量抄收;界定監(jiān)控職責(zé)，開展監(jiān)控業(yè)務(wù)培訓(xùn)，制定監(jiān)控標(biāo)準(zhǔn)，提升異常電量監(jiān)控效率。統(tǒng)計集抄系統(tǒng)缺項與漏項，改進(jìn)集抄系統(tǒng)功能，避免人為因素導(dǎo)致的抄表錯誤的干擾。

3.5 核繳緊密配合 提升追繳效率

縮短故障排除時間，開展電量核算和追補(bǔ)培訓(xùn)，追補(bǔ)工作負(fù)責(zé)人均達(dá)到獨立編寫水平。完成19項異常電量調(diào)查工作，確定9項異常電量，追補(bǔ)6項異常電量共計263.10萬千瓦時，挽回經(jīng)濟(jì)損失約167.59萬元。

4 下一步打算

4.1 移動變頻繁搬遷帶負(fù)荷信息傳遞問題

移動變帶負(fù)荷后，用戶不通知帶負(fù)荷信息，無法及時帶負(fù)荷測相位，異常追補(bǔ)電量增大，追補(bǔ)工作難度提高。解決設(shè)想為，通過17年科技項目《移動變遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)》，能夠及時掌握移動變帶負(fù)荷信息，待此項目全面安裝后開始試運行。

4.2 售電公司、四小電業(yè)局與下端抄表不同步問題

售電公司10條線路，肇源、杜蒙、市郊、哈爾濱電業(yè)局供電量與售電量不能同步發(fā)行，線損率月度間波動，掩蓋線損管理中存在的問題。且目前網(wǎng)損管理分析模式為事后分析模式，不能及時反映網(wǎng)損情況。參考同行業(yè)先進(jìn)單位，將逐漸改進(jìn)為同期分析，做到實時發(fā)現(xiàn)電量異常，如：構(gòu)建一體化電量與線損管理系統(tǒng)（即同期網(wǎng)損管理系統(tǒng)）并接入PMS管理系統(tǒng)。

4.3 對比與國網(wǎng)公司指標(biāo)差距，推行降損措施

通過與國網(wǎng)公司標(biāo)桿單位進(jìn)行指標(biāo)對比，主網(wǎng)商品率、35kV、110kV關(guān)口線損率、變電所網(wǎng)損率指標(biāo)均落后。通過指標(biāo)分析，找出在網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)線損管理、信息化建設(shè)等方面的指標(biāo)短板和差距。不斷完善優(yōu)化網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，縮短電網(wǎng)供電半徑，合理選用導(dǎo)線截面積和變壓器容量，推廣應(yīng)用節(jié)能導(dǎo)線、節(jié)能變壓器等節(jié)能設(shè)備，安裝無功補(bǔ)償自動投切裝置，實現(xiàn)無功分層、就地平衡;增加有載調(diào)壓設(shè)備，實現(xiàn)帶電合理調(diào)節(jié)運行電壓，提高電壓質(zhì)量;逐步推行降損方案，規(guī)范計量工作管理，加強(qiáng)檢修及缺陷處理，嚴(yán)控計量誤差，從設(shè)備方面保證計量的準(zhǔn)確。

5 結(jié)束語

網(wǎng)損管理及降損措施的開展是一項長期且艱巨的工作，這項工作需要網(wǎng)損管理者有著足夠的耐心、細(xì)心以及責(zé)任心，每一名網(wǎng)損管理者必須在不斷豐富自身技術(shù)水平及管理經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，抓住細(xì)節(jié)問題不放松，大力推進(jìn)線損精益化、信息化工作，深挖內(nèi)部潛力，向管理要效益，向網(wǎng)損要效益，為企業(yè)創(chuàng)造更大的經(jīng)濟(jì)效益。

參考文獻(xiàn)：

[1]黨三磊.線損與降損措施[M].中國電力出版，2013.