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摘 要：不同的线路、变电站损耗的原因也不尽相同，需要根据现场具体的情况进行深入分析，管理好每只表，才能提供详实的数据，进而找出损耗偏高的原因，提出具体的解决思路和方法，并采取相应的措施进行改造，才能真正实现降损增效的目的。
关键词：计量管理分析；降损增效；实践过程；效果分析
降低损耗是供电部门的重要工作之一，如何实现多供电、少损耗是一项综合性很强的工作。在管理方面的措施有：计量完善、控制误差、同步抄表、损失分析、理论计算、用电普查、就近分配等诸多措施。在技术方面的措施有：合理选择线路路径；缩短供电半径；避免迂回供电；配电变压器尽量设在负荷中心；低压线路由电源点向四周辐射；合理选择导线截面降低线路损耗；选择节能型变压器并合理选择配电变压器容量；选择高精度、可靠、准确的计量装置；合理设置无功电容补偿提高功率因数；设备、导线连接点连接牢固避免过热引起损耗增大；三相负荷尽量平衡等等。当然，引起不同的线路、变电站损耗的原因也不尽相同，需要根据现场具体的情况深入分析，查找损耗偏高的具体原因，才能有针对性地进行改造，达到降低损耗的目的。下面所述的谢安线原来损耗就偏高，后来通过计量管理深入分析并采取相应的措施进行了改造，有效地降低了损耗。
1 谢安损耗偏高的原因分析
某局110kV谢安线路，带谢庄、朱集、鲁台三座变电站，线径型号为LGJ-120；线路全长24.65km。该线路的损耗偏高，根据其所带负荷情况分析损耗偏高的原因如下。
谢庄变电站属谢安线前端供电，2013年4月份购电量2127580度，售电量1985210度，线损率完成6.64%与指标4.8%相比上升1.84%，由于线径细，电流大，处于过负荷运行状态，导致线路损耗增加。站内负荷开关存在缺陷不能投退，两台4000KVA主变24小时处于并列运行状态，而该站负荷峰谷差较大，最高负荷7.97MW，最低负荷仅有1.8MW，导致主变损耗增加。另外，朱集、鲁台变电站的负荷增加导致谢安线路电流增加，是导致线路损耗增加的主要因素。
朱集变电站，属谢安线中端供电，2013年4月份购电量1639505度，售电量1577090度，线损率完成3.7%与指标2.5%相比上升1.2%，两台3150KVA主变，由于峰谷差较大，最大负荷达到6.93MW，两台主变经常处于过负荷运行状态，无功补偿容量不足，电容补偿容量为555千乏，仅为主变容量的8.81%，不能达到规定指标10%-15%的要求，电压最低时仅有9.1KV，因此增加了线损。由于主变断路器是老式多油断路器，增加损耗。另外部分电流互感器变比过大引起了母线不平衡率的偏高。如朱4板电流互感器为300/5，最高电流70A，朱9板电流互感器为200/5，最高电流50A。
鲁台变电站属谢安线末端供电，2013年4月份购电量1820595度，售电量1794780度，线损率完成2.34%与指标2.15相比上升0.19%，由于原4000KVA主变更换为三圈8000KVA主变，而无功补偿没有随着主变容量的增长而增加，补偿容量仅为主变容量的7.5%.另外鲁台变电站的主变为无载调压变压器，不能随着负荷的增加进行调档，母线电压最高只有9.5KV，因此损耗增加。
2 有效降低损耗的方法
1.谢安线带谢庄、朱集、鲁台三座变电站，负荷太重，可以考虑增加一座110kV变电站。
2.更换导线，采用截面积较大的导线，从而增加线路的载流量。
3.对无功补偿布局不合理的部分变电站，应进行更新改造。
4.对电流互感器容量配置与负荷情况不匹配的情况，应考虑更换电流互感器。
5.调整部分变压器使其尽量能以最经济方式运行。
6.按规定要求合理对有载调压变压器进行调压，使电压质量达到要求。
3 解决损耗偏高的实践过程
某局于2013年进行了农网改造，在供电区域东南部增加朱集110kV变电站一座；增加了谢安线导线的截面积；对变电站无功补偿不合理的情况进行了更新改造；对电流互感器容量配置与负荷不匹配情况，进行了电流互感器的更换；变压器不能经济运行的运行方式也做了相应的调整；对鲁台变电站进行了增容改造；对谢庄變电站站内负荷开关进行了更换。从而有效地解决了谢安线带谢庄、朱集、鲁台变电站三站的历史问题。
4 对实践过程效果的分析
通过上述改造后，谢庄变电站线损率由原来的6.64%降为了现在的1.62%左右，朱集变电站线损率由原来的3.7%降为了现在的1.43%左右，鲁台变电站线损率由原来的2.34%降为了现在的1.39%左右。从以上情况来看，通过管理好每只表，提供详实的数据，从深入计量数据分析管理入手，找出损耗偏高的原因，针对具体问题提出解决的思路和方法，并采取相应的措施进行改造，才能真正实现降损增效的目的。
关键词：计量管理分析；降损增效；实践过程；效果分析
降低损耗是供电部门的重要工作之一，如何实现多供电、少损耗是一项综合性很强的工作。在管理方面的措施有：计量完善、控制误差、同步抄表、损失分析、理论计算、用电普查、就近分配等诸多措施。在技术方面的措施有：合理选择线路路径；缩短供电半径；避免迂回供电；配电变压器尽量设在负荷中心；低压线路由电源点向四周辐射；合理选择导线截面降低线路损耗；选择节能型变压器并合理选择配电变压器容量；选择高精度、可靠、准确的计量装置；合理设置无功电容补偿提高功率因数；设备、导线连接点连接牢固避免过热引起损耗增大；三相负荷尽量平衡等等。当然，引起不同的线路、变电站损耗的原因也不尽相同，需要根据现场具体的情况深入分析，查找损耗偏高的具体原因，才能有针对性地进行改造，达到降低损耗的目的。下面所述的谢安线原来损耗就偏高，后来通过计量管理深入分析并采取相应的措施进行了改造，有效地降低了损耗。
1 谢安损耗偏高的原因分析
某局110kV谢安线路，带谢庄、朱集、鲁台三座变电站，线径型号为LGJ-120；线路全长24.65km。该线路的损耗偏高，根据其所带负荷情况分析损耗偏高的原因如下。
谢庄变电站属谢安线前端供电，2013年4月份购电量2127580度，售电量1985210度，线损率完成6.64%与指标4.8%相比上升1.84%，由于线径细，电流大，处于过负荷运行状态，导致线路损耗增加。站内负荷开关存在缺陷不能投退，两台4000KVA主变24小时处于并列运行状态，而该站负荷峰谷差较大，最高负荷7.97MW，最低负荷仅有1.8MW，导致主变损耗增加。另外，朱集、鲁台变电站的负荷增加导致谢安线路电流增加，是导致线路损耗增加的主要因素。
朱集变电站，属谢安线中端供电，2013年4月份购电量1639505度，售电量1577090度，线损率完成3.7%与指标2.5%相比上升1.2%，两台3150KVA主变，由于峰谷差较大，最大负荷达到6.93MW，两台主变经常处于过负荷运行状态，无功补偿容量不足，电容补偿容量为555千乏，仅为主变容量的8.81%，不能达到规定指标10%-15%的要求，电压最低时仅有9.1KV，因此增加了线损。由于主变断路器是老式多油断路器，增加损耗。另外部分电流互感器变比过大引起了母线不平衡率的偏高。如朱4板电流互感器为300/5，最高电流70A，朱9板电流互感器为200/5，最高电流50A。
鲁台变电站属谢安线末端供电，2013年4月份购电量1820595度，售电量1794780度，线损率完成2.34%与指标2.15相比上升0.19%，由于原4000KVA主变更换为三圈8000KVA主变，而无功补偿没有随着主变容量的增长而增加，补偿容量仅为主变容量的7.5%.另外鲁台变电站的主变为无载调压变压器，不能随着负荷的增加进行调档，母线电压最高只有9.5KV，因此损耗增加。
2 有效降低损耗的方法
1.谢安线带谢庄、朱集、鲁台三座变电站，负荷太重，可以考虑增加一座110kV变电站。
2.更换导线，采用截面积较大的导线，从而增加线路的载流量。
3.对无功补偿布局不合理的部分变电站，应进行更新改造。
4.对电流互感器容量配置与负荷情况不匹配的情况，应考虑更换电流互感器。
5.调整部分变压器使其尽量能以最经济方式运行。
6.按规定要求合理对有载调压变压器进行调压，使电压质量达到要求。
3 解决损耗偏高的实践过程
某局于2013年进行了农网改造，在供电区域东南部增加朱集110kV变电站一座；增加了谢安线导线的截面积；对变电站无功补偿不合理的情况进行了更新改造；对电流互感器容量配置与负荷不匹配情况，进行了电流互感器的更换；变压器不能经济运行的运行方式也做了相应的调整；对鲁台变电站进行了增容改造；对谢庄變电站站内负荷开关进行了更换。从而有效地解决了谢安线带谢庄、朱集、鲁台变电站三站的历史问题。
4 对实践过程效果的分析
通过上述改造后，谢庄变电站线损率由原来的6.64%降为了现在的1.62%左右，朱集变电站线损率由原来的3.7%降为了现在的1.43%左右，鲁台变电站线损率由原来的2.34%降为了现在的1.39%左右。从以上情况来看，通过管理好每只表，提供详实的数据，从深入计量数据分析管理入手，找出损耗偏高的原因，针对具体问题提出解决的思路和方法，并采取相应的措施进行改造，才能真正实现降损增效的目的。