1　县供电企业电能损耗规范化管理标准(试行)

第一章　总则

1.1 目的和依据

为适应建设节约型社会的发展要求,加强农村电力网电能损耗(以下简称“线损”)的规范化管理工作,依据《中华人民共和国节约能源法》、《国家电网公司电力网电能损耗管理规定》、《国家电网公司农村电力网电能损耗管理办法》和国家电网公司“农村电网电能损耗管理模式”研究成果,制定本标准。

1.2 适用范围

本标准适用于国家电网公司系统县供电企业(包括直供直管、控股和代管)的线损管理工作。各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司可根据本标准要求,并结合当地具体情况,制定实施细则。

1.3 基本原则

县供电企业在进行线损规范化管理工作中,应遵循“综合体系、科学管理、公众参与”的基本原则,并建立起“管理体系、技术体系、保证体系”为支撑的科学、规范、高效线损管理方式。

第二章　线损组织管理

2.1 线损管理网络(见图2-1)

图2-1　线损管理网络图

2.1.1 县供电企业应按照“统一领导、归口管理、分级负责、监督完善”的原则,建立健全科学、完善的线损管理网络。

2.1.2 线损管理网络应当由线损管理领导小组、线损归口管理部门、考核监督部门、专业管理部门及班组站所组成,形成体系健全、运行有效的管理机构。

2.1.3 线损管理人员配置

线损管理领导小组：县供电企业主管领导任组长,有关分管领导任副组长,各相关部门负责人为成员,负责整个单位的线损决策性管理与领导。

线损归口管理部门：设置专职线损管理人员,负责整个单位的日常线损管理工作。考核监督部门：设置专(兼)职人员,负责组织对线损管理的考核和监督。专业管理部门：设置专(兼)职线损管理人员,负责本部门管理范围内的线损工作。班组站所：设置专(兼)职线损管理人员,配合相关部门做好本班组站所的线损工作。

2.2 线损管理网络职责

线损管理网络各层次、各部门的职责、职能应明确、清晰。

2.2.1 线损管理领导小组

2.2.1.1 线损管理领导小组是县供电企业线损管理的最高领导机构。

2.2.1.2 负责研究落实上级有关节能及线损管理的法律、法规、方针、政策和管理制度、办法,监督、检查贯彻执行情况。

2.2.1.3 负责审定中长期节能降损规划,批准年度节能降损计划及措施,组织落实重大降损措施。

2.2.1.4 负责审批县供电企业有关线损管理制度、线损指标分解及考核方案。

2.2.1.5 定期召开线损分析例会,分析线损完成情况及线损管理过程中存在的问题,研究制定整改措施,并监督、检查有关部门整改实效。

2.2.2 线损归口管理部门

2.2.2.1 在线损管理领导小组的领导下,负责贯彻落实上级节能降损方针、政策、文件,并督促有关部门认真贯彻执行。

2.2.2.2 负责组织编制县供电企业线损管理标准、制度、办法,经批准后组织实施。

2.2.2.3 研究制定本企业的中长期节能降损规划,负责日常线损管理。

2.2.2.4 参加本单位电网发展规划审查及基建、技改等工程项目的设计审查和竣工验收。

2.2.2.5 负责有关线损数据的收集、统计、分析和上报工作。

2.2.2.6 负责组织编制县供电企业降损措施和线损指标建议计划。

2.2.2.7 负责组织召开线损分析例会及线损经验交流会,总结线损管理经验,对存在的问题提出整改措施。

2.2.2.8 组织做好县供电企业自用电管理工作。

2.2.2.9 负责推广应用节能降损新技术,并组织制定相关管理制度。

2.2.2.10 负责编制线损管理人员培训建议计划。

2.2.3 考核监督部门

2.2.3.1 在线损管理领导小组的领导下,负责线损管理各部门和单位的线损率指标考核及奖惩兑现。

2.2.3.2 负责对线损管理各部门和单位进行经常性的监督检查和不定期抽查。

2.2.3.3 配合公安机关查处违约用电和窃电行为。

2.2.4 营销管理部门

2.2.4.1 负责用电MIS管理工作。

2.2.4.2 负责客户的电费、电价管理。

2.2.4.3 负责报装接电管理工作,并组织监督检查。

2.2.4.4 负责客户无功管理的监督、检查和考核工作。

2.2.4.5 负责大客户管理工作。

2.2.4.6 负责编制用电稽查和普查计划,组织开展用电稽查和普查工作,并编报稽查和普查工作总结。

2.2.5 供电所管理部门

2.2.5.1 负责组织供电所开展所辖10kV及以下电网线损管理工作。

2.2.5.2 负责分解供电所低压线损计划指标,并开展对供电所的低压线损考核。

2.2.5.3 负责组织编制供电所节能降损措施建议计划,经批准后组织实施。

2.2.5.4 负责组织检查和考核供电所日常线损管理工作。

2.2.5.5 负责组织农村低压电网的线损理论计算工作。

2.2.5.6 负责农村低压电网线损统计、分析工作。

2.2.5.7 负责组织开展农村低压电网无功电压管理工作。

2.2.6 调度运行管理部门

2.2.6.1 负责编制电网经济运行方案及有关管理制度。

2.2.6.2 负责组织进行电网潮流计算,按照电网经济运行方案监督做好电网的经济运行及主变的经济运行工作。

2.2.6.3 负责电网停电检修计划的制定。

2.2.6.4 负责电网经济运行的日常管理工作。

2.2.6.5 指导调度、运行班做好电网经济运行的相关调度和操作任务。

2.2.7 无功电压管理部门

2.2.7.1 负责全网无功电压日常管理和考核工作。

2.2.7.2 负责贯彻落实上级无功电压管理政策,编制公司无功电压管理标准、制度、办法,经批准后组织实施。

2.2.7.3 负责做好各电压等级电网及线路功率因数、电容器可投运率及电压合格率等指标的管理、控制和考核。

2.2.7.4 负责无功电压管理指标的统计、分析和上报工作。

2.2.7.5 负责编制电压监测点调整方案,并做好电压监测点的设置工作。

2.2.7.6 负责开展无功电压优化运行管理工作。

2.2.7.7 负责电网谐波管理,并组织落实谐波治理措施。

2.2.8 节能技术管理部门

2.2.8.1 负责组织编制降损技术措施计划。

2.2.8.2 负责组织落实节能降损技术措施,并组织编报降损技术措施完成情况和降损效益分析报告。

2.2.8.3 负责组织开展电网线损理论计算工作。

2.2.9 职工培训管理部门

2.2.9.1 负责编制线损管理人员培训计划,经批准后组织实施。

2.2.10 供电所

2.2.10.1 负责组织开展本所线损日常管理工作。

2.2.10.2 负责贯彻落实上级线损管理制度。

2.2.10.3 负责组织做好本所线损指标的统计、分析和上报工作。

2.2.10.4 负责做好线损指标分解和考核工作。

2.2.10.5 根据县供电企业降损措施计划,编制本所降损措施计划,经批准后组织实施。

2.2.10.6 负责组织开展本所所辖电网和客户无功电压管理工作。

2.2.10.7 负责组织开展本所营业普查工作。

2.2.10.8 负责开展本所配变经济运行管理工作。

2.2.10.9 负责开展本所所辖客户抄表管理工作。

2.2.11 计量管理部门

2.2.11.1 负责公司计量全过程的监督管理。

2.2.11.2 组织编制年度计量工作计划。

2.2.11.3 负责对有关计量方面的线损小指标进行统计、分析。

2.2.11.4 归口管理计量用互感器、各类计量装置的台账,运行档案,故障、差错处理档案。

2.2.12 抄表管理部门

2.2.12.1 按照规定抄录变电站和客户电能表指示数。

2.2.12.2 检查电能计量装置运行情况,对发现的计量异常情况及时上报主管部门。

2.2.12.3 变电站抄表人员检测变电站出线无功力率变化情况,并及时上报该出线的线损管理部门。

2.2.12.4 客户抄表人员及时统计抄表同步率和电能表实抄率。

2.2.13 调度、运行班

2.2.13.1 按照规定,配合调度运行管理部门做好电网调度和经济运行工作。

2.2.13.2 按时巡视变电站设备运行情况,发现异常及时上报。

2.2.13.3 统计分析线路和变电相关设备的停电检修情况。

2.3 线损管理的工作流程

线损管理的流程应清晰、明确、科学,并形成闭环管理,如图2-2～图2-4所示。

第三章　线损指标管理与波动控制

3.1 线损指标管理

线损管理是以指标管理为核心的全过程管理。线损指标管理工作流程如图3-1所示。

图2-2　线损管理的工作流程

图2-3　35kV及以上电网线损管理子工作流程

图2-4　10kV及以下电网线损管理子流程

图3-1　线损指标管理流程图

3.1.1 建立线损指标评价体系

线损指标的构成应包括线损率指标和线损管理小指标；线损评价体系应由线损指标和评价标准构成。

3.1.1.1 线损率指标。

1)全网线损率(综合线损率)。

2)35kV及以上电网综合线损率。

3)35kV及以上单条线路线损率。

4)10kV及以上高压综合线损率(高压线损率)。

5)10kV综合线损率。

6)10kV公用线路综合线损率。

7)10kV单条线路线损率。

8)0.4kV低压综合线损率(低压线损率)。

9)0.4kV城区低压综合线损率。

10)0.4kV农村低压综合线损率。

11)0.4kV单台区线损率。

3.1.1.2 线损管理小指标。

1)变电所用电量。

2)母线电量不平衡率。

3)功率因数。

4)电容器可投运率。

5)企业供电综合电压合格率。

6)电压允许偏差值(客户端)。

7)电能表周期轮换率。

8)电能表修调前检验率。

9)电能表修调前检验合格率。

10)电能表现场检验率。

11)电能表现场检验合格率。

12)计量故障差错率。

13)电能表实抄率。

14)电量差错率。

15)配电变压器三相负荷不平衡率。

16)电压互感器二次回路电压降周期受检率。

17)抄表例日抄见售电量的比重(%)。

各项指标的评价标准按照有关电力规程、标准或上级下达的指标制定。未作规定的,各县供电企业可根据实际情况自行制定。

3.1.2 线损率指标的确定

线损率指标管理应建立考核和激励双指标管理模式,实行重奖重罚。县供电企业根据上级部门每年下达的年度指标计划,由线损归口管理部门分电压等级、分部门进行分解,其确定依据是线损理论计算值、历史线损统计值和影响线损率的技术和管理方面的修正因素等。指标编制完成后,由线损归口管理部门报线损管理领导小组批准。

3.1.2.1 10kV及以上线损指标。

分别由相应的专业管理部门在下个考核期之初,提出下个考核期的降损指标计划,上报线损归口管理部门。

3.1.2.2 低压台区线损指标。

供电所根据各类配电台区的上个考核期实际完成线损、理论计算结果和各台区用电量、用电户数、线路长度及用电结构测算制定各台区线损指标,供电所管理部门汇总测算后报线损归口管理部门。

3.1.3 线损指标的分级控制

按照线损管理职责范围,对指标实行分级、分压、分线、分台区管理控制,制定指标分类、分级控制和考核工作标准,工作标准应包含：指标分类、指标标准、控制部门、考核部门、考核周期等。

综合线损率、高压线损率和低压线损率由线损归口管理部门负责管理与控制。

10kV及以上线损指标由相应的专业管理部门负责管理与控制。

低压线损指标以及配变台区线损指标、供电所自用电管理由供电所管理部门负责管理与控制。

过程管理的各种小指标由各相关责任部门分别负责管理与控制。

全部线损指标由线损归口管理部门负责专业管理,并由考核监督部门负责考核和监督。

3.2 线损统计分析

3.2.1 线损统计的总体要求

指标种类完整,报表设计科学,计算口径统一,统计及时,数据正确。

3.2.2 线损统计分析制度

各部门、班组站所和责任人应按照管理范围、周期、程序和要求,对各种(类)线损率指标和线损管理小指标进行统计分析,并形成线损指标(小指标)完成情况统计分析报告制度；一般按月进行分析,每半年进行一次小结,全年进行一次总结,并报送有关上级单位。

3.2.3 线损统计分析应坚持的原则

1)抄、管分离原则。线损指标的责任者不负责表计抄录,抄表员仅对表计抄录的正确性负责。

2)分压、分线、分台区实行定期统计、定量分析的原则。定期统计就是分月度、季度、年度统计；定量分析就是做到分电压等级、分线路、分台区进行分析。分析工作不仅要找出影响线损的主要因素,而且要做到对影响程度进行量化分析,重点突出,针对性强。

3)选择合理(有可比性)的分析统计口径原则。在进行线损统计分析时,剔除无关因素。

4)重点分析原则。对电量大、线损率波动大的线路进行重点分析。

5)线损率指标与线损管理小指标分析并重的原则。

6)横向分析的原则。对与电量、售电均价变化等影响关系紧密的其他指标同时进行分析。

3.2.

4 线损统计基本报表

1)各部门线损考核表、供电所线损报表。

2)高压、低压综合线损考核统计表。

3)35kV及以上电网分线线损报表。

4)10kV公用线路线损报表。

5)供电所0.4～10kV公用线路线损考核表。

6)低压台区线损报表。

7)各级线损综合报表。

8)变电站母线电量不平衡率统计报表(含配电室总表与分表的不平衡率)。

9)专线无损电量报表。

10)35、10kV线路功率因数报表。

11)各变电站主变二次侧功率因数报表。

3.2.5 线损分析的主要内容

线损分析应包括：指标完成情况,实际线损与计划、同期及理论线损相比波动情况,线损波动的原因分析,需要采取的降损措施。

线损分析报告要求做到分析全面,针对性强,既有定性分析,又有定量分析。

3.3 线损波动控制

3.3.1 营销管理控制

3.3.1.1 制定营销管理控制制度。

主要包括：抄表核算管理制度、业扩报装(含变更用电、临时用电)管理制度、大客户用电管理制度、客户无功电力管理制度、用电检查与营业普查制度、预防与查处窃电管理制度、营业差错管理制度等。

3.3.1.2 建立抄、核、收监督制约机制。

在抄、核、收各个环节中,实行“抄、管分离”,坚持电量、电价、电费“三公开”,实行抄表环节的监抄、会抄、轮抄制度,定期开展用电检查和营业普查,并建立社会监督机制。

3.3.1.3 建立营销信息化管理系统,避免违规操作,并进行科学分析。

3.3.1.4 按计划开展用电检查,对违章用电、窃电进行查处。

3.3.1.5 经常性检查与营业普查相结合,营业普查每年至少组织一次,并保证营业普查记录及资料的准确完整。

3.3.2 计量管理控制

3.3.2.1 控制计量装置的准确性。

对计量装置要实行表计质量控制、校验质量控制、安装质量控制、运行维护质量控制。

表计质量控制——把好设计关,合理确定表计型号、容量、变比配置,实行采购计划管理,并做到“阳光采购”；做好表计的入库验收和存放,搜集表计运行信息。

校验质量控制——加强计量人员培训,做到持证上岗；校验环境、设备符合规程要求；计量中心制度完善。

安装质量控制——按照《电能计量装置管理技术规程》(DL/T448—2000)要求确定安装队伍,表计运输必须有防震措施；主管部门、计量部门与安装、运行部门共同验收并做好资料移交。

运行维护质量控制——按照《电能计量装置管理技术规程》(DL/T448—2000)要求做到周期轮换和现场校验；运行管理部门要做到定期巡视；电力稽查部门要将电能计量装置管理作为重要稽查项目；计量部门和运行管理部门要做好档案、资料管理。

3.3.2.2 规范计量工作流程。

主要包括：业扩配表流程、计量工作票传递流程、营业计量差错处理流程、客户计量和计费信息变更流程等。

3.3.3 生产运营管理控制

3.3.3.1 加强运行方式管理,及时根据负荷变化调整运行方式。

3.3.3.2 做好无功规划、建设、管理和调度,避免无功的不合理流动。

3.3.3.3 进行配电台区低压三相负荷不平衡监控和治理工作。

3.3.3.4 合理调度,促使电网经济运行。

第四章　线损技术管理

4.1 电网规划与建设

4.1.1 科学制定电网规划,充分考虑节能降损,从供电范围、变电容量、网络布局及电压等级组合等方面做好规划、建设工作。

4.1.1.1 根据《农村电网建设与改造技术导则》(DL/T5131—2001)和《农村低压电力技术规程》(DL/T499—2001),优化供电范围,合理确定供电半径。

4.1.1.2 优化变压器容量,在满足规划设计期最大负荷需求的前提下,使整个规划期的变压器年计算费用总和为最低。

4.1.1.3 优化网络布局,变电所的布点应根据同电压等级的优化供电半径长度和负荷容量来确定,尽可能位于供电区负荷中心,使10(6)kV线路呈辐射状向四周供电。

4.1.1.4 优化电压等级,根据供电区负荷密度,采用合理的电压等级组合方案,简化变压层次。

4.1.2 无功规划与建设

开展无功规划、设计、建设工作,合理配置无功补偿设备。坚持集中补偿与分散补偿相结合,以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合,以低压补偿为主；调压与降损相结合,以降损为主。做到无功电力分级补偿、就地平衡,从而改善电能质量、降低损耗。

4.2 电网经济运行

4.2.1 开展输电网的经济调度和运行

编制年度电网运行方式及主变压器经济运行曲线。依据设备健康状况、电网负荷潮流的变化,及时调整电网运行方式,调整无功、电压,保证电能质量。

4.2.2 加强中低压配电网的经济运行工作

合理调整变压器,及时停运空载变压器,做好低压三相负荷就地平衡工作。

4.3 线损理论计算及分析

4.3.1 定期进行线损理论计算,分析电网中的薄弱环节,指导电网建设、节能降损改造及经济运行工作,并为指标分解、考核提供管理依据。

4.3.2 35kV及以上电网线损理论计算和分析,至少每半年组织一次；10kV及以下电网的线损理论计算和分析,至少每年一次；低压配电台区应选取典型台区进行计算和分析。

4.4 新技术应用

4.4.1 重视新技术的开发应用,合理降低技术线损。

4.4.2 重视设备选型工作,大力推广新型节能设备的应用,逐步更换和淘汰高耗能设备。

4.4.3 建立和完善新技术应用的管理制度,强化运行管理工作,充分发挥新技术对管理的促进作用。

第五章　线损管理的保障措施

5.1 线损管理的组织保障

5.1.1 健全组织机构

要从完成线损指标、落实降损节能管理和技术措施及相关专业、相关部门业务特点出发,进行线损管理的组织设计,做到网络层次清晰、岗位合理、信息沟通流畅、运转高效。

5.1.2 明晰线损管理职责

单位领导、部门负责人及各个专责的岗位职责明确,人员配备合理并相对稳定,组织模式和关系要随电网、市场的变化及时进行调整。

5.1.3 强化线损管理的全员参与性

加强教育宣传,建立有效机制,形成人人关注、支持节能降损,全员参与节能降损的意识和氛围。

5.1.4 各相关部门和岗位要制定切实可行的线损工作标准和工作质量要求。

5.2 线损管理的制度保障

为保障对节能降损全过程的管理、控制,必须建立完善的线损管理制度,主要包括：

1)线损管理考核办法。

2)线损率指标管理办法。

3)线损小指标管理办法。

4)线损分析例会制度。

5)电力营销管理有关制度。

6)电能计量管理有关制度。

7)电网经济运行有关制度。

8)线损管理与节能降损培训管理制度。

9)新技术、新设备运行管理制度。

5.3 线损管理人员素质保障

5.3.1 从事线损管理的人员应具备一定素质,根据不同情况提出上岗学历、业务知识、工作经历和培训要求。

5.3.2 建立完善的线损培训体系,确定适当的线损培训内容,采取多种多样的培训方式和方法,严格考试和考核制度。

5.4 线损管理的监督与激励保障

5.4.1 应从管理体制、权利配置、程序控制三个环节建立保障防范体系。设立考核监督部门,对线损指标和线损管理进行有效的考核和监督,形成线损全过程管理的制约因素,保证线损工作的闭环管理。

5.4.2 定期公示或通报指标完成情况,做好用电检查、营业普查和电力稽查工作,设立信息反馈和民主建议信箱,形成上级监督、内部监督和社会监督的线损监督机制。

5.4.3 建立风险与利益统一、适应多层次和多渠道需求、公平合理的综合激励机制。

综合激励的方式应包括：目标激励、示范激励、荣誉激励、物质激励和处罚。

综合激励的方法应包括：年度考核激励、日常考核激励、单项考核激励、重点激励等。

第六章　附则

6.1 本标准自发布之日起执行。

6.2 本标准解释权属于国家电网公司农电工作部。

2　关于印发《国家电网公司电力网电能损耗管理规定》的通知

国家电网生[2004]123号

公司系统各有关单位：

为适应电力体制改革的新形势,进一步规范国家电网公司系统线损管理工作,不断提高电网的经济运行水平,国家电网公司组织有关人员在广泛征求公司系统各单位意见的基础上,对原《国家电力公司电力网电能损耗管理规定》(国电发[2001]702号)进行了修订。现将《国家电网公司电力网电能损耗管理规定》印发给你们,请认真贯彻执行。在执行中遇到的问题请及时向国家电网公司生产运营部反映。

附件：《国家电网公司电力网电能损耗管理规定》

国家电网公司(印)

二○○四年三月十日

附：国家电网公司电力网电能损耗管理规定

第一章　总则

第一条 电力网电能损耗(简称线损)是电能从发电厂传输到客户过程中,在输电、变电、配电和营销各环节中所产生的电能损耗和损失。线损率是综合反映电力网规划设计、生产运行和经营管理水平的主要经济技术指标。为规范国家电网公司系统各单位的线损管理,提高电网经济运行水平,依据国家有关法律、法规,特制定本规定。

第二条 各电网经营企业要根据电力市场运营机制的需要,把线损率降低到合理的水平,努力提高企业的经济效益,结合本企业的具体情况,制定实施细则。

第三条 本规定适用于国家电网公司系统各级电网经营企业。

第二章　管理措施

第四条 管理体制与职责

(一)线损管理按照统一领导、分级管理、分工负责的原则,实行线损的全过程管理。

(二)各级电网经营企业要建立健全线损管理领导小组,由公司主管领导担任组长。领导小组成员由有关部门的负责人组成,分工负责、协同合作。日常工作由归口管理部门负责,并设置线损管理岗位,配备专责人员。

(三)线损管理职责：

(1)国家电网公司负责贯彻国家节能方针、政策和法律、法规,根据国家电网公司系统各单位的运营情况研究节能降损技术,制定规则、标准、奖惩办法等；组织、协调各电网经营企业的节能降损工作,制定、审批节能规划和重大节能措施。

(2)各级电网经营企业负责贯彻国家和国家电网公司的节能降损方针、政策、法律、法规及有关指令,制定本企业的线损管理制度,负责分解下达线损率指标计划；制订近期和中期的控制目标；监督、检查、考核所属各单位的贯彻执行情况。

(四)线损管理范围以产权范围为基础进行划分或按有关各方的合同约定执行。

第五条 指标管理

(一)线损率指标实行分级管理,国家电网公司向各电网有限公司或省(自治区、直辖市)电力公司下达年度线损率计划指标,各级电网公司要将年度线损率指标分解下达、确保完成。同时要认真总结管理经验,分析节能降损项目的经济效益。

(二)线损指标中要考虑穿越电量产生的过网损耗。

(三)月、季及年度线损的统计是线损率指标管理及考核的基础,定义如下：

式中,供电量=发电公司(厂)上网电量+外购电量+电网输入电量-电网输出电量(详见附录)。售电量=所有终端客户的抄见电量。

为了分级统计线损的需要,本网把输往本公司下一级电网的电量视为售电量。(四)抽水蓄能电厂的上网线路视同联络线,其线损按联络线线损统计、计算。

(五)为减少电量损失、便于检查和考核线损管理工作,各电网经营企业应建立线损小指标内部统计与考核制度。具体指标由各电网经营企业制定。

第六条 关口计量点的设置与电能计量管理

(一)关口计量点指与各电网经营企业贸易结算电量及企业内部考核结算的电量计量分界点。

(二)关口计量点设置原则：

(1)跨省、地区电网间联络线两端装表计量,联络线线损承担原则按双方合约执行。

(2)发电公司(厂)上网电量关口计量点一般设在产权分界点,特殊情况按合同规定的计量点执行。

(3)各区域电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司内部考核结算电量的计量点由各单位自定。

(4)客户关口计量点一般设在产权分界点,有合约规定的按合约执行。

(三)关口计量管理：

(1)所有关口计量装置配置的设备和精度等级要满足《电能计量装置技术管理规程》规定的要求。

(2)新建、扩建(改建)的关口计量装置必须与一次设备同步投运,并满足本电网电能采集系统要求。

(3)按月做好关口表计所在母线电量平衡。220kV及以上电压等级母线电量不平衡率不超过±1%；110kV及以下电压等级母线电量不平衡率不超过±2%。

第七条 营销管理

(一)各电网经营企业必须加强电力营销管理,建立健全营销管理岗位责任制,减少内部责任差错,防止窃电和违章用电,充分利用高科技手段进行防窃电管理,坚持开展经常性的用电检查,对发现由于管理不善造成的电量损失应采取有效措施,以降低管理线损。

(二)严格抄表制度,所有客户的抄表例日应予固定。每月的售电量与供电量尽可能对应,以减少统计线损的波动。

(三)严格供电企业自用电管理,变电站站用电纳入考核范围。变电站的其他用电(如大修、基建、办公、三产)应由当地供电单位装表收费。

(四)电力营销部门要加强客户无功电力管理,提高无功补偿设备的补偿效果,按照《电力供应与使用条例》和国家电网公司有关电压质量和无功电力的管理规定促进客户采用集中和分散补偿相结合的方式,提高功率因数。

(五)低压线损分台变(区)管理：

根据低压电网的特点,实现线损分台变(区)管理是加强低压线损全过程管理的重要措施,各电网经营企业要结合本单位实际情况,制定落实低压线损分台变(区)的考核管理制度和实施细则。

第八条 工作质量要求

(一)各电网经营企业要做好年度降损项目的经济效益分析。定期进行情况调查,特别要加强定量分析。

(二)各区域电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司每月6日(节假日顺延)前通过国家电网公司线损管理网页上报线损完成快报,对线损率波动大的原因要进行分析,及时沟通信息。

(三)各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司对线损情况每季度应进行一次分析(分线、分压、分区)、每半年进行一次小结,每年2月15日前向国家电网公司上报年度线损工作总结报告电子版,2月底以前以正式文件上报。

年度报告中要总结与分析的内容包括：

(1)线损指标完成情况。

(2)线损构成情况分析：

1)按综合线损率、网损率、地区线损率分析。

2)按电压等级分析线损率。

3)扣除无损电量、趸售电量的线损分析。

(3)存在问题和所采取的措施。量化分析造成线损率升、降的原因和影响程度(比例)。

(4)提出解决问题的对策和下一步工作的重点措施。

(四)各电网经营企业要定期组织负荷实测,进行线损理论计算,35kV及以上输电网每一年一次；10kV及以下配电网每两年一次,为电网建设、技术改造和经济运行提供依据。

(五)各电网经营企业要重视线损管理人员素质的提高,定期组织线损专业培训,每三年对线损管理专业人员至少进行一次轮训。定期组织线损专业培训和学术交流活动。

第三章　技术措施

第九条 各电网经营企业在进行电力网的规划建设时,应遵照国家及国家电网公司颁布的有关规定,完善网络结构,降低技术线损,不断提高电网的经济运行水平。

第十条 各电网经营企业应制定年度节能降损的技术措施计划,分别纳入大修、技改、科技等工程项目中安排实施。要采取各种行之有效的降损措施,重点抓好电网规划、升压改造等工作。要简化电压等级,缩短供电半径,减少迂回供电,合理选择导线截面和变压器规格、容量,制订防窃电措施,淘汰高能耗变压器。

第十一条 根据《电力系统电压和无功电力技术导则》、国家电网公司有关电压质量和无功电力的管理规定及其他有关规定,按照电力系统无功优化计算结果,合理配置无功补偿设备,提高无功设备的运行水平,做到无功分压、分区就地平衡,改善电压质量,降低电能损耗。

第十二条 积极应用推广新技术、新工艺、新设备和新材料,利用科技进步的成果降低技术线损。

第十三条 积极利用现代化技术,提高线损管理水平。

第十四条 各级电网调度部门要根据电网的负荷潮流变化及设备的技术状况及时调整运行方式,实现电网的安全、经济运行。

第四章　奖惩

第十五条 根据《中华人民共和国节约能源法》和财政部、国家电网公司的有关规定,各电网经营企业要建立与电力市场运营机制相适应的线损奖励制度并制定相应的奖励措施。加大线损考核管理力度,激励广大职工降损积极性、挖掘节电潜力、提高企业效益。

第十六条 国家电网公司、各区域电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司应对节能降损工作中有突出贡献的单位和个人进行表彰、奖励。

第十七条 对完不成线损指标计划、虚报指标、弄虚作假的单位和个人,要给予处罚,并通报批评。

第五章　附则

第十八条 本规定由国家电网公司负责解释。

第十九条 本规定自颁发之日起执行。

有关电量含义解释

(1)发电公司(厂)上网电量：指本地区统调电厂(独立发电公司、直属电厂、地方电厂)记录的上网电量。

(2)外购电量：指各供电(电力)公司从本公司供电区域外的电网购买的电量。

(3)电网输入电量：主要是高于本供电区域管理的电压等级的电网输入电量。

(4)电网输出电量：指各供电(电力)公司从本公司供电区域向外部电网输出的电量。

3　关于印发《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》的通知

国家电网生[2004]203号公司系统各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司,电科院、武高所,宜昌、常州、惠州超高压管理处：

为适应厂网分开、电力体制改革不断深化的新形势,进一步加强国家电网公司系统电压质量和无功电力管理工作,提高电网的安全、稳定、经济运行水平,公司组织有关人员在广泛征求公司系统各单位意见的基础上,制定了《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》(以下简称《规定》,详见附件),现将《规定》印发给你们,请认真贯彻执行。执行中遇到的问题,请及时向国家电网公司生产运营部反映。

附件：《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》

国家电网公司(印)

二○○四年四月二十一日

附：国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定

第一章　总则

第一条 电压质量是电能质量的重要指标之一。电力系统的无功补偿与无功平衡,是保证电压质量的基本条件,对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用。为保证国家电网公司系统电压质量,降低电网损耗,向用户提供电压质量合格的电能,根据国家有关法律法规和《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》及相关技术标准,特制订本规定。

第二条 本规定适用于国家电网公司各级电网企业。所属发电机组并网运行的发电企业、电力用户应遵守本规定。

第三条 各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司可根据本规定结合本企业的具体情况制订实施细则。

第二章　电压质量标准

第四条 本规定中电压质量是指缓慢变化(电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统标称电压值之差)的电压偏差值指标。

第五条 用户受电端供电电压允许偏差值

(一)35kV及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。

(二)10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。

(三)220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。

第六条 电力网电压质量控制标准

(一)发电厂和变电站的母线电压允许偏差值：

(1)500(330)kV及以上母线正常运行方式时,最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

(2)发电厂220kV母线和500(330)kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。

(3)发电厂和220kV变电站的110、35kV母线正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%；事故运行方式时为系统额定电压的+10%。

(4)带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0～+7%。

(二)特殊运行方式下的电压允许偏差值由调度部门确定。

第三章　职责与分工

第七条 各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司应结合电网发展和运行实际情况,不断加强电压质量和无功电力管理工作。在电源及电网建设与改造工程的规划、设计过程中,按照《无功补偿配置技术原则》确定无功补偿装置容量和调压装置、选型及安装地点,与电力工程同步设计、建设、验收、投产。生产管理部门应做到严格验收、精心维护、提高装置可用率；电力营销部门应监督用户遵守供用电合同中关于无功补偿配置安装、投切、调整的规定,保证负荷的功率因数值在合同规定的范围内。

各并网运行的发电机组应遵守并网协议中有关发电机无功出力的要求。(www.daowen.com)

第八条 电压质量和无功电力管理工作,实行统一领导下的分级管理负责制。各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司主管生产的领导(或总工程师)负责此项工作,并明确电压无功专业归口管理部门。

第九条 各级归口部门的职责

(一)贯彻执行国家有关法规、政策和国家电网公司有关规定,制定实施细则,并组织实施。

(二)组织制定和实施改善电压质量的计划及措施。

(三)参与或组织规划、设计、基建及技改等阶段中涉及电网(地区电网)无功平衡、补偿容量、设备和调压装置选型、参数、配置地点的审核、工程质量验收及试运行等工作。

(四)负责对电压质量和无功补偿装置及调压装置的运行状况进行监督、统计、分析、考核。

(五)定期召开专业工作会议,并组织相关技术培训。

(六)每年进行电压无功专业的技术和工作总结,总结报告于次年2月15日前向国家电网公司上报年度工作总结报告电子版,2月底前以正式文件上报。

第十条 各级调度部门负责所辖电网运行中的无功电力平衡和电压质量。电网运行方式应包括无功电力平衡、电压调整等保证电压质量的内容。值班调度员在进行有功电力调度和频率调整的同时,应进行无功电力调度和电压调整。

第十一条 各级电力营销部门负责电力用户根据其负荷的无功需求设计和安装无功补偿装置,按有关规定确定无功补偿容量,保证功率因数达到规定要求。监督电力用户采取措施,防止向电网倒送无功电力。

第四章　电压无功管理

第十二条 电网企业的电压无功管理

(一)认真贯彻执行上级部门的有关规定和调度命令,负责做好本地区无功补偿装置的合理配置、安全运行及调压工作,保证电网无功分层分区就地平衡和各结点的电压质量合格。

(二)对所安装的无功补偿装置,应随时保持完好状态,按期进行巡视检查。无功补偿装置应定期维护,发生故障时,应及时处理修复,保持电容器、并联电抗器可用率在96%以上；调相机每年因检修和故障停机时间不应超过45天。

(三)为便于无功补偿装置的运行管理,电容器组、电抗器组、调相机等无功补偿装置应配齐相应的无功功率表。运行管理部门应建立无功补偿装置管理台账,开展无功补偿装置运行情况分析工作。

(四)应根据调度下达的电压曲线及时投入或切除无功补偿装置,并逐步实现自动控制方式。

(五)用电检查部门应对电力用户无功补偿装置的安全运行、投入(或切除)时间、电压偏差值等状况进行监督和检查。既要防止低功率因数运行,也应防止在低谷负荷时向电网反送无功电力。

(六)建立对电力用户电压质量状况反映或投诉接纳核对处理制度,对较严重的电压质量问题,应查清具体原因,提出解决方案,制订计划实施。

第十三条 发电企业的电压无功管理

(一)发电企业应按调度部门下达的无功出力或电压曲线,严格控制高压母线电压。

(二)发电机的无功出力及进相运行能力,应达到制造厂规定的额定值。现役发电机组不具备进相运行能力的,应根据需要限期开展进相运行试验及技术改造工作,并以此确定发电机组进相运行范围。

(三)发电机组的励磁系统应具有自动调差环节和合理的调差系数。强励倍数、低励限制等参数,应满足电网安全运行的需要。

第十四条 电力用户的电压无功管理

电力用户装设的各种无功补偿装置(包括调相机,电容器、静补和同步电动机)应按照负荷和电压变动及时调整无功出力,防止无功电力倒送。

第十五条 无功补偿装置管理

(一)各级电网企业在选用无功补偿装置时,主设备(电容器、电抗器)应选择符合电力行业技术标准和国家电网公司有关要求的产品,其辅助设备应选择型式试验合格的产品,以保证无功补偿装置的运行可靠性。

(二)各级电网企业应制定无功补偿装置试验方法和试验周期,定期进行无功补偿装置试验。

(三)各级电网企业应按时报告无功补偿装置因故障停运时间超过24h的各类故障,并按时统计、上报无功补偿装置的可用率。电容器和并联电抗器的可用率计算公式详见附录A。

(四)各级电网企业每年应对无功补偿装置出现的各种故障进行分类统计和上报,故障统计表详见附录B。

第五章　无功电源建设与无功配置

第十六条 电网的无功补偿配置应能保证在系统有功负荷高峰和低谷运行方式下,分(电压)层和分(供电)区无功平衡。分层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡,分区就地无功平衡主要是110kV及以下配电系统的无功平衡。无功补偿配置应按照分散就地补偿与变电站集中补偿相结合,以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合,以低压补偿为主；降损与调压相结合,以降损为主的原则。

第十七条 应避免通过远距离线路输送无功电力,330kV及以上系统与下一级系统间不应有大量的无功电力交换。对330kV及以上超高压线路充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。

第十八条 220kV及以上电网存在电压稳定问题时,宜在系统枢纽变电站配置可提供电压支撑的快速无功补偿装置。

第十九条 在大量采用10～220kV电缆线路的城市电网中新建110kV及以上电压等级变电站时,应根据电缆出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。

第二十条 变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置,并根据设计计算确定无功补偿装置的容量。35～220kV变电站在主变压器最大负荷时,其一次侧功率因数应不低于0.95；在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。

第二十一条 并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切的方式。

第二十二条 35～220kV变电站主变压器高压侧应装设双向有功功率表和无功功率表(或功率因数表)。对于无人值班变电站,应在其集控站自动监控系统实现上述功能。

第二十三条 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)～0.97(进相)运行的能力,以保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力。为了平衡330kV及以上线路的充电功率时,在电厂侧可以适当考虑安装一定容量的并联电抗器。

第二十四条 电力用户的无功补偿

电力用户应根据其负荷的无功需求,设计和安装无功补偿装置,并应具备防止向电网反送无功电力的措施。

(一)35kV及以上供电的电力用户,可参照第二十条规定执行。

(二)100kVA及以上10kV供电的电力用户,其功率因数宜达到0.95以上。

(三)其他电力用户,其功率因数宜达到0.90以上。

第六章　无功电力调度与电压调整

第二十五条 无功电力调度

(一)各级调度部门应依照并网运行的发电企业、电网企业提供的无功电源容量以及可调节能力,编制重大设备检修等特殊方式下的无功电力调度方案,并按此实施调度。

(二)无功电力调度实行按调度权限划分下的分级管理,调度部门应对大区间、网省间联络线及各级调度分界点处的无功电力送出(或受入)量进行监督和控制,其数值由相关双方调度部门商定。高峰和低谷时的功率因数宜基本一致。

(三)各级调度应根据负荷变化情况和电压运行状况,及时调整调压装置及无功补偿装置。

第二十六条 电压调整

(一)在满足电压合格的条件下,电压调整应遵循无功电力分层分区平衡原则。

(二)按调度权限划分,进行无功调压计算,定期编制调整各级网络主变压器运行变比的方案,定期下达发电厂和枢纽变电站的运行电压或无功电力曲线。

(三)电网电压超出规定值时,应采取调整发电机、调相机无功出力、增减并联电容器(或并联电抗器)容量等措施解决。

(四)局部(地区、站)网络电压的下降或升高,可采取改变有功与无功电力潮流的重新分配、改变运行方式、调整主变压器变比或改变网络参数等措施加以解决。

(五)在电压水平影响到电网安全时,调度部门有权采取限制负荷和解列机组、线路等措施。

第二十七条 电压质量技术监督

(一)电压质量技术监督工作是生产管理工作的重要内容之一,对规划、设计、基建、运行等环节实行全过程监督管理。

(二)各级电网企业要建立完善电压质量技术监督工作制度体系、组织体系和技术标准体系并贯彻实施。

(三)各级电网企业应对所有并网的发、供电设备进行电压质量技术监督的归口管理。并网运行的发电企业与当地电网企业签订并网协议时,应包括电压质量技术监督方面的内容。

(四)电压质量技术监督要依靠科技进步,采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法,不断提高电压质量技术监督的专业水平。

第七章　电压质量监测与统计

第二十八条 电压质量监测点设置原则

(一)电网电压质量监测点的设置

并入220kV及以上电网的发电企业高压母线电压、220kV及以上电压等级的母线电压,均属于电网电压质量的监测范围。电压质量监测点的设置,由电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司调度部门负责确定。

(二)供电电压质量监测点的设置

供电电压质量监测分为A、B、C、D四类监测点。各类监测点每年应随供电网络变化进行动态调整。

(1)A类：带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线电压。

(2)B类：35(66)kV专线供电和110kV及以上供电的用户端电压。

(3)C类：35(66)kV非专线供电的和10(6)kV供电的用户端电压。每10MW负荷至少应设一个电压质量监测点。

(4)D类：380/220V低压网络和用户端的电压。每百台配电变压器至少设2个电压质量监测点。监测点应设在有代表性的低压配电网首末两端和部分重要用户。

第二十九条 电压质量的统计

(一)电压合格率是实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比。

(二)电压合格率计算公式如下：

1.监测点电压合格率[统计电压合格率的时间单位为“分(min)”]

2.电网电压合格率

式中 n——电网电压监测点数。

3.供电电压合格率

式中 VA、VB、VC、VD——A、B、C、D类的电压合格率。

电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司供电电压合格率统计时分别为其所属单位相应类的供电电压合格率与其对应测点数的加权平均值。

第三十条 电压合格率统计与上报

(一)年、月度电网电压合格率由电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司调度部门负责统计,并按有关规定报上级有关主管部门。

(二)年、月度供电电压合格率由各级生产管理部门负责统计,并在每月6日(节假日顺延)前利用网络系统逐级上报主管部门。

(三)电网电压合格率、A类供电电压合格率可以利用具有电压监测和统计功能的自动化系统进行统计。

第三十一条 电压质量目标和工作要求

(一)电压质量目标

(1)年度电网电压合格率达到99.0%以上。

(2)年度供电电压合格率达到98.0%以上。

(二)工作要求

(1)电压监测仪(表)是监测电压质量的主要设备,其性能和功能应符合相关国家、电力行业标准。

(2)电压监测仪(表)应列入电测仪表技术监督范围,以确保监测的数据准确、可靠、有效。

(3)为充分反映10kV用户端和低压网络的电压质量情况,电网企业每年可选择有代表性的配电线路首、末端和用户端巡回检测电压。

(4)电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司各单位应认真做好年度电压质量的统计分析工作。

(5)国家电网公司主管部门定期公布公司系统各单位电压质量监测结果,对于提高电压质量做出显著成绩的单位和个人给予表彰,对达不到电压质量要求的单位给予批评并责令整改,以促进电压、无功管理工作深入开展。

第八章　附则

第三十二条 本规定由国家电网公司负责解释。

第三十三条 本规定自颁发之日起执行。

附录A：电容器和并联电抗器的可用率计算公式

注：1.“全企业”指电网企业的全口径安装容量统计范围。

2.电容器与电抗器分别统计、上报。

3.公式中只统计故障停运时间超过24h的各类故障。

附录B：无功补偿装置故障情况统计表

附表1　并联电容_器故障情况统计表

主管领导：审核人：制表人：制表日期：

附表2　并联电抗器故障情况统计表

注：“—”为不需填写栏。
主管领导：审核人：制表人：制表日期：

4　关于印发《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的通知

国家电网生[2004]435号公司系统各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司,宜昌、常州、惠州、三门峡超高压管理处：

为进一步加强国家电网公司无功补偿装置的技术管理工作,规范电网无功补偿的配置要求,提高电网的安全、稳定、经济运行水平,国家电网公司在广泛征求公司各有关单位意见的基础上,制定完成了《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》(以下简称《技术原则》,详见附件),现印发给你们,请认真贯彻执行,并请将执行中遇到的问题及时向国家电网公司反映。

附件：《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》

国家电网公司(印)

二○○四年八月二十四日

附：国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则

第一章　总则

第一条 为保证电压质量和电网稳定运行,提高电网运行的经济效益,根据《中华人民共和国电力法》等国家有关法律法规、《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》、《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》等相关技术标准和管理规定,特制定本技术原则。

第二条 国家电网公司各级电网企业、并网运行的发电企业、电力用户均应遵守本技术原则。

第二章　无功补偿配置的基本原则

第三条 电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下,分(电压)层和分(供电)区的无功平衡。分(电压)层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡,分(供电)区就地平衡的重点是110kV及以下配电系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况,实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合,电网补偿与用户补偿相结合,高压补偿与低压补偿相结合,满足降损和调压的需要。

第四条 各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力。500(330)kV电压等级系统与下一级系统之间不应有大量的无功电力交换。500(330)kV电压等级超高压输电线路的充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。

第五条 受端系统应有足够的无功备用容量。当受端系统存在电压稳定问题时,应通过技术经济比较,考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。

第六条 各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设,合理配置适当规模、类型的无功补偿装置。所装设的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大,并应避免大量的无功电力穿越变压器。35～220kV变电站,在主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数应不低于0.95,在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。

第七条 对于大量采用10～220kV电缆线路的城市电网,在新建110kV及以上电压等级的变电站时,应根据电缆进、出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。

第八条 35kV及以上电压等级的变电站,主变压器高压侧应具备双向有功功率和无功功率(或功率因数)等运行参数的采集、测量功能。

第九条 为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力,并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)～0.97(进相)运行的能力,新建机组应满足进相0.95运行的能力。为了平衡500(330)kV电压等级输电线路的充电功率,在电厂侧可以考虑安装一定容量的并联电抗器。

第十条 电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量,在任何情况下,不应向电网反送无功电力,并保证在电网负荷高峰时不从电网吸收无功电力。

第十一条 并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切方式。

第三章　500(330)kV电压等级变电站的无功补偿

第十二条 500(330)kV电压等级变电站容性无功补偿配置

500(330)kV电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%～20%配置,或经过计算后确定。

第十三条 500(330)kV电压等级变电站感性无功补偿配置

500(330)kV电压等级高压并联电抗器(包括中性点小电抗)的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率,高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率,其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。

第十四条 当局部地区500(330)kV电压等级短线路较多时,应根据电网结构,在适当地点装设高压并联电抗器,进行无功补偿。以无功补偿为主的高压并联电抗器应装设断路器。

第十五条 500(330)kV电压等级变电站安装有两台及以上变压器时,每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。

第四章　220kV变电站的无功补偿

第十六条 220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主,并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置,并满足220kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。

第十七条 当220kV变电站无功补偿装置所接入母线有直配负荷时,容性无功补偿容量可按上限配置；当无功补偿装置所接入母线无直配负荷或变压器各侧出线以电缆为主时,容性无功补偿容量可按下限配置。

第十八条 对进、出线以电缆为主的220kV变电站,可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%,或经过技术经济比较后确定。

第十九条 220kV变电站无功补偿装置的分组容量选择,应根据计算确定,最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。一般情况下无功补偿装置的单组容量,接于66kV电压等级时不宜大于20Mvar,接于35kV电压等级时不宜大于12Mvar,接于10kV电压等级时不宜大于8Mvar。

第二十条 220kV变电站安装有两台及以上变压器时,每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。

第五章　35～110kV变电站的无功补偿

第二十一条 35～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主,并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35～110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。

第二十二条 110kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时,每台主变压器应配置不少于两组的容性无功补偿装置。

第二十三条 110kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于6Mvar,35kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于3Mvar,单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。

第二十四条 新建110kV变电站时,应根据电缆进、出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。

第六章　10kV及其他电压等级配电网的无功补偿

第二十五条 配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主,以高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75%,负荷自然功率因数为0.85考虑,补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95,或按照变压器容量的20%～40%进行配置。

第二十六条 配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件,根据无功功率(或无功电流)进行分组自动投切的控制装置。

第七章　电力用户的无功补偿

第二十七条 电力用户应根据其负荷特点,合理配置无功补偿装置,并达到以下要求：

100kVA及以上高压供电的电力用户,在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95；其他电力用户,功率因数不宜低于0.90。

第八章　附则

第二十八条 本技术原则由国家电网公司负责解释。

第二十九条 本技术原则自颁发之日起执行。

5　农村电网节电技术规程(DL/T738—2000)

1 范围

本标准规定了农村电网的线损率指标,提出了农村电网的节电技术措施。

本标准适用于农村电网降损节电工作的实施、监督、检查和管理。

2 引用标准

下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

《全国农村节电实施细则》(试行)原能源部 能源农电[1989]1039号1990年1月19日。

3 名词术语

3.1 农村电网综合线损率(rural electric synthesize lineloss power network)

农村电网供、售电量之差对供电量的百分比率。

3.2 供电半径(supply radius)

线路首端至末端(或最远)变电所(或配电台区)的供电距离。

3.3 主干线(mainl ine)

在10(6)kV和0.38kV线路中,线路首端到某分界点之间的一段线路。该分界点处线路潮流电流为线路首端电流的25%。

3.4 逆调压法(back regulating voltage)

在系统高峰负荷时升高电压5%,低谷负荷时降低到电网的额定电压。

4 节电降损指标

4.1 线损率指标

4.1.1 10(6)～110(220)kV综合线损率降到8%及以下。

4.1.2 低压线损率降到12%及以下。

4.2 功率因数指标

4.2.1 高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的电力用户,功率因数为0.9及以上。

4.2.2 设备容量为100kVA及以上电力用户和大、中型电力排灌站,功率因数为0.85及以上。

4.2.3 趸售和农业用户综合功率因数为0.8及以上。

4.2.4 35～110kV变电所二次侧功率因数为0.90及以上。

4.3 电压允许偏差值指标

4.3.1 35kV及以上用户的电压变动幅度,应不大于系统额定电压的±10%,其电压允许偏差值应在系统额定电压的90%～110%范围内。

4.3.2 10(6)kV用户的电压允许偏差值,为系统额定电压的±7%。

4.3.3 0.38kV动力用户的电压允许偏差值,为系统额定电压的±7%。

4.3.4 0.22kV用户的电压允许偏差值,为系统额定电压的+7%～-10%。

4.4 供电半径指标

4.4.1 35kV及以上线路供电半径一般应不超过下列要求：35kV线路为40km；66kV线路为80km；110kV线路为150km(参见《全国农村节电实施细则》)。

4.4.2 10kV线路供电半径推荐值见表1。

表1　10kV线路供电半径推荐值

4.4.3 0.38kV及0.22kV线路供电半径宜按电压允许偏差值确定,但最大允许供电半径不宜超过0.5km。

5 变电所节电

5.1 变压器的台数为两台及以上时,其运行方式应始终遵循电能损耗最小为目标,按电能损耗最小曲线改变其运行方式。

5.2 新建变电所或更新变压器必须选用低损耗节能型变压器,有条件的宜选用低损耗节能型有载调压变压器。

5.3 有载调压变压器电压调整宜采用逆调压法进行。

5.4 变电所的所用配电变压器必须选用低损耗节能型。

6 高低压线路节电

6.1 高低压线路导线截面积宜按经济电流密度选择,并以电压允许偏差值进行校验。经济电流密度推荐值如表2所示。

表2　导线经济电流密度　单位：A/mm2

6.2 应重视线路的改造,改造的重点是：10(6)kV及以上“瓶颈”线路、迂回线路、瓷件不符合要求的线路及接地电阻不满足要求的两线一地线路。

6.3 0.38kV三相四线制线路,三相负荷均匀分配使零线电流不宜超过首端相线电流的15%。

6.4 0.38kV主干线、分支线、下户线、进户线,有条件的宜采用防老化绝缘导线或防老化绝缘集束线。

7 配电台区节电

7.1 按照20世纪60、70年代原机械部老标准生产的配电变压器必须淘汰,更换或新投入的配电变压器应选用低损耗节能型,有条件的宜选用非晶铁芯低损耗节能型配电变压器。

7.2 配电变压器三相负荷不平衡电流不应超过变压器额定电流的25%。

7.3 配电变压器应布置在负荷中心。当负荷密度高供电范围大时,通过经济技术比较可采用两点或多点布置。

7.4 对于山区根据负荷分散情况宜选用单相配电变压器。

7.5 排灌站专用配电变压器应按季节投切。

7.6 对于用电季节性变化大的综合配电台区宜采用调容配电变压器。

8 无功补偿节电

8.1 农网的无功补偿应遵循“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则,采用“集中补偿与分散补偿相结合,以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合,以低压补偿为主；调压与降损相结合,以降损为主”的补偿方法。

8.2 对110kV及以下变电所,宜按主变压器容量的10%～15%进行无功补偿。

8.3 10(6)kV配电变压器按容量的5%～10%进行随器补偿：对容量在100kVA及以上的配电变压器宜采用自动投切方式。

8.4 当10(6)kV线路上采用无功补偿时,补偿点可设在线路的无功负荷中心处。

8.5 电动机容量在7.5kW及以上时,年运行小时超过4500h的,宜采用随电机补偿方式,补偿容量按下式确定为

式中 UN——电动机额定电压,kV；

I0——电动机空载电流,A。

9 电动机及弧焊机节电

9.1 高能耗电动机是指JO(J)系列,凡是7.5kW及以上的高能耗电动机应更新或采用“磁性槽泥技术”进行改造。

9.2 新装电动机应采用Y系列高效节能型电动机。

9.3 电动机负载率应达到40%以上。通风机、鼓风机效率达不到70%应进行更换或改造。

9.4 容量较大且频繁起动的电动机宜采用调速(变频调速或变压调速)电机。

9.5 作为控制电动机的交流接触器宜选用无压运行方式。

9.6 交流弧焊机应选用节能型,非节能型弧焊机应加装空载控制装置。

10 仪表节电

110kV及以下变电所仪表及配电台区电能表应选用低损耗节能型。

11 线损理论计算与管理

11.1 农村电网线损理论计算的推荐方法[见附录一(A)、附录一(B)、附录一(C)、附录一(D)]为电量法(即电能表取数法),也可采用线路均方根电流法(即代表日负荷电流法)或结点功率法等。

11.2 农村电网在进行线损理论计算时,应将理论线损率计算出来,以便与实际线损率对比分析；还应将固定损耗电量(或可变损耗电量)在总损耗电量中所占的比例计算出来,以便为采取降损措施提供可靠的依据。

附录一(A) 10(6)kV线路线损理论计算的推荐方法

A1 根据有关技术规定,10(6)kV线路首端应装设有功电能表、无功电能表、电压表等表计,此时,线损理论计算用“电量法”(即电能表取数法)较为方便、精确、快捷。

A1.1 理论线损电量的计算。

线路导线线损

线路上变压器的负载损耗

线路的可变损耗

线路的固定损耗

线路的总损耗

式中 Ap·g、AQ·g——线路有功供电量,kW·h,无功供电量,kvar·h；

K——线路负荷曲线形状系数；

Rd·d、Rd·b——线路导线等值电阻、变压器绕组等值电阻,Ω；

Rd·∑——线路总等值电阻,Rd·∑=Rd·d+Rd·b,Ω；

Uav——线路平均运行电压,kV；

t1、tb——线路运行时间、变压器平均运行时间,h；

t∑——线路和变压器的综合运行时间,h；

ΔP0·i——线路上投运的第i台变压器的空载损耗,kW；

m——线路上投运的配电变压器台数。

A1.2 式中有关参数的计算确定。

1)线路导线等值电阻计算。在计算之前,首先按照导线型号、长度、输送负荷均相同者为一线段的原则,从线路末端到首端,从分支线到主干线(即按负荷递增方式)的次序,将计算线段(或支路)划分出来,编上序号,然后按线段逐一进行计算

式中 Abi——线路上第i台变压器二次侧总表的实抄电量,kW·h；

Aj∑——由第j段线路供电的所有变压器实抄见电量之和,kW·h；

Rj、Lj——任意线段的电阻,Ω,长度,km；

r0j——任意线段导线单位长度电阻值,Ω/km；

m——线路上投运变压器的台数；

n——线路分段的总数。

2)线路上变压器绕组等值电阻的计算。在计算之前,将线路上投运的变压器按台(或台区)编上序号,然后按序号逐一进行计算

式中 Ri——变压器归算到一次侧的电阻,Ω；

U1N——变压器一次侧额定电压,kV；

SN·i、ΔPk·i——每台变压器的额定容量,kVA、短路损耗,W。

3)t1、tb、t∑的计算确定

t1=24×天数-停电时间(h)

式中 ti——每台变压器装设的计时钟的记录时间。

4)线路负荷曲线形状系数K值的计算确定。一般K≥1,首先计算出对应于线路供用电高峰月份,有较大有功供电量的较小的负荷形状系数Kx值,以及对应于线路供用电低谷月份,较小有功供电量的较大的负荷曲线形状系数Kd值,Kx值和Kd值均可按下式计算确定

式中 Ii——第i小时或任意一时段内的电流,A；

Ijf、Iav——均方根电流、平均负荷电流,A；

24——一天的小时数；

n——一天内电流值抄录的数目或次数。

图1　某线路的K=f(Ap·g)坐标图

Ap·i—某月有功供电量；Ki—某月查取的K值

然后绘制出线路K=f(Ap·g)曲线坐标图,其他月份的K值可根据当月有功供电量从图中直接查取,不必每月都计算一次,参见图1。

5)线路平均运行电压的确定。由于线路平均运行电压的确定较为麻烦,为简单方便起见,并考虑运行电压对可变损耗和固定损耗影响的互补性,一般可取Uav≈UN(kV)。

6)线路负荷功率因数的计算

A1.3 对比分析所需的参数计算(即终结计算)。

线路理论线损率

式中 ΔA∑——线路的总损耗,kW·h；

ΔAp·g——线路有功供电量,kW·h；

ΔAkb——线路的可变损耗,kW·h；

ΔAgd——线路的固定损耗,kW·h。

线路中固定损耗所占比重

线路最佳理论线损率(或称经济运行线损率)

式中 ΔP0·i——线路上投运的第i台变压器的空载损耗,kW；

K——线路负荷曲线形状系数；

Rd·∑——线路总等值电阻,Ω；

m——线路上投运的配电变压器台数；

UN——线路额定电压,kV。

线路经济负荷电流

附录一(B) 0.38kV线路线损理论计算的推荐方法

B1 理论线损电量的计算为

式中 N——配电变压器低压出口电网结构常数,三相三线制取N=3,三相四线制取

N=3.5,单相两线制取N=2；

Iav——线路首端平均负荷电流,A；

K——线路负荷曲线形状系数(取值方法同10kV线路)；

Rdz——低压线路等值电阻,Ω；

t——配电变压器向低压线路供电的时间,即低压线路的运行时间,h。

B2 线路首端平均负荷电流的计算。对于100kVA及以上的配电变压器,其二次侧应装设有功电能表和无功电能表,此时则有

式中 Ap·g——线路有功供电量,kW·h；AQ·g——线路无功供电量,kvar；Uav——低压线路平均运行电压,可取Uav≈UN≈0.38kV；

t——计算线损时段的时间,即配变供电时间,h。

对于100kVA以下的配电变压器,其二次侧可装设有功电能表和功率因数表,此时则有：

B3 低压线路等值电阻的计算。同10kV线路线损计算一样,计算前将低压线路的计算线段划分出来,此时则有

式中 Ai——第i个380/220V用户电能表的实抄电量,kW·h；

Aj∑——第i个计算线段供电的所有低压用户电能表抄见电量之和,kW·h；

Nj——第i个计算线段线路结构常数,取值方法与N相同(见B1)；

Rj——第i个计算线段导线电阻Rj=r0jLj,Ω；

n——计算线段数；

r0j——计算线段导线的单位长度电阻,Ω/km；

Lj——计算线段长度,km。

B4 低压线路的理论线损率

式中 ΔA——低压线路理论线损电量,kW·h；

Ap·g——低压线路供电量,kW·h。

附录一(C) 35kV线路线损理论计算的推荐方法

C1 35kV线路的线损的计算宜分：线路导线中的电阻损耗、变压器的空载损耗、变压器的负载损耗等三部分分别进行。

C1.1 线路导线中的电阻损耗

式中符号含义和取值方法与10kV线路相同,此处省略。

C1.2 变压器的空载损耗

式中 t0、tf、tb——变压器空载运行时间、带负荷运行时间、总运行时间,h；

t1——线路运行时间。

C1.3 变压器的负载损耗

式中 β——变压器负载率；

Ijf、Iav——通过变压器绕组的均方根电流、平均负荷电流,A；

IN——变压器一次侧额定电流,IN=,A。

C1.4 35kV线路的总损耗ΔA∑及理论线损ΔAL、可变损耗ΔAkb所占比例

附录一(D) 110kV线路线损理论计算的推荐方法

D1 在110kV线路中,除了存在与35kV线路相同的三部分损耗外,还存在着电晕损耗和绝缘子的泄漏损耗。而且110kV变压器大都为三绕组变压器,空载损耗计算同35kV变压器,但负载损耗计算要复杂些。

D1.1 线路导线中的电阻损耗(同35kV线路,略)。

D1.2 线路的电晕损耗按110kV线路电阻损耗的0.3%～4.7%估算,好天愈少(如有冰雪、雨、雾),其比值的取值愈靠上,反之取下限值。

D1.3 线路的绝缘子泄漏损耗按110kV线路电阻损耗的1%估算。

D1.4 变压器的空载损耗(同35kV变压器,略)。

D1.5 变压器的负载损耗

式中 ΔPk1、ΔPk2、ΔPk3——三个绕组的额定负载损失,kW；

ΔPk1-2、ΔPk1-3、ΔPk2-3——变压器每两相绕组的额定负载损失,kW；

ΔAf1、ΔAf2、ΔAf3——三个绕组变压器的负载损耗,kW·h；

Ifj·1、Ifj·2、Ifj·3——变压器三个绕组的均方根电流,A；

IN·1、IN·2、IN·3——变压器三个绕组的额定电流,A。

D1.6 110kV线路的总损耗ΔA∑、理论线损率ΔAL%与可变损ΔAk·b%所占比例

式中 ΔAL——110kV线路电阻中电能损耗,kW·h；

ΔAdy——110kV线路电晕损耗,kW·h；

ΔAx1——110kV线路绝缘子泄漏损耗,kW·h；

ΔA0——变压器的空载损耗,kW·h。