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电力负荷管理论文篇1
2.1硬件功能如果在符合管理系统运行的过程中，其能够保持相对较好的状态，电力营销管理系统和控制终端就可以很好的实现对其运行中负荷的有效管理和控制，这一过程中，负荷系统会向营销系统定期提出一定的申请，将需要进行进一步核实的档案信息发送给数据库，数据库就会自动对这些信息进行有效的检查和核对，在实际的工作中要对照营销体系档案中的信息内容，对电力负荷管理系统中的信息能容进行及时、准确的更新，这样，营销系统的档案和负荷管理系统的档案就能够保持高度的一致性，同时也能够有效的提高档案管理的质量和效率，同时还可以将两个系统合并到一起对档案进行有效的管理和维护，这样就可以更好的保证档案信息的准确性和可靠性，同时也更好的促进了规范化管理的发展，为管理水平的提高提供了一个有利契机。
2.2软件功能在负荷管理系统中所使用的软件一定要能够表现出很好的性能，首先应该对系统设备进行有效的控制和监测，软件还要能够对系统的功能和相应的数据信息做好相应的展示和处理工作，尤其是对紧急事件的预警和处理上要能够很好的表现出强大的能力，同时在数据的采集上也要能够更加的系统和迅速。以下，笔者结合自己的实际经验对软件功能予以阐述。
（1）在对远程数据管理和系统远程诊断的工作中，需要对前置机通过相应的软件进行更为有效的处理
（2）在软件的架构上要能够很好的支持频率为230MHz的专门网络，或者是GPRS系统，能够实现对电表进行定期的抄录，负载的采集方式也非常多元化，能够对各种的仪表异常情况作出及时准确的反应，同时还能够通过一定的方式将出现的异常情况予以上报，
（3）负荷数据的统计一定要全面，要在计算中对正向的有功功率和无功功率以及无功时所释放的总电量和有功功率所产生的总电量进行仔细的考虑。
（4）在实际的统计工作中，一定要做好报表管理，使用Excel电子表格，将相关的数据做成报表，用网页的形式对其进行浏览，在使用的过程中，在用户权限的设置上可以参照上级部门下发的相关规定，同时在设置的过程中还要对用地按区域的实际情况予以详细的考量，该系统在工作的过程中既支持有线通讯模式，也支持无线通讯模式，这样就能够有效的提高数据的集中程度，使得数据在共享的过程中能够在更大的范围，更高的效率上得以实现。
3.负荷管理系统在电力营销管理中的应用
3.1负荷管理系统在需求侧错峰管理中的应用工业客户特别是工业专变的客户，他们自觉错峰的管理工作尤其重要，负荷管理系统在需求侧错峰管理中的应用，极大解决了原先用电错峰管理工作难到位和依赖人海战术落后现状。
3.2负荷管理系统在远程抄表中的应用负荷管理系统的应用增强了转变用户其电费抄核相应工作效率和准确性，营销系统和负荷管理系统接口，使得电量数据传输实现如下两大功能：
3.3负荷管理系统在用电检查中的应用在用电管理的过程中，用电检查是使管理更加有效的一个重要的途径，在已经对数据进行了详细分析的基础上，相关的工作人员一定要将电能表数据分析作为工作展开的一个重要的前提，对突发事件一定要仔细的检查，这样就能够对窃电现象进行有效的分析和判断。在系统运行的过程中，系统查询功能能够很好的对异常用电现象进行分析，这样就能够找到检查和监测工作中的重点。
3.4负荷管理系统在计量设备监控中的应用计量装置监控作为大型客户其负荷管理体系主要功能的应用，通过电流的反极性、电流的不平衡、电压的逆相序、电压的缺相和电压的断相等各类报警处理、分析、查询和检测，能够及时发现并处理计量设备故障和异常，从而维护客户其负荷管理体系源数据可靠准确性，是自动抄表、电量检查、电力需求其侧管理功能应用的基础与前提。相应计量人员要及时计量系统故障，并到现场进行处理，对多功能表设置及时检查，核对好时钟，确保谷、平、峰各时段计算正确。
电力负荷管理论文篇2
一、电价研究及其相关政策阶段
电价是电能的价格。与一般商品或服务不同，电能不仅具有公用商品属性，而且电力生产技术和经营过程也十分特殊，从而使电价成为最复杂的商品价格。从电力工业产生至现在，电价研究及相关政策经历了几个发展阶段
1、早期市场定价阶段。1920 年美国共有6500 个电力企业，其中主要是发、输、配、售一体化的企业。在这个阶段，各方对电力工业的自然垄断属性还缺乏认识，政府、电力企业和用户把电当作一般商品交易。电力企业和用户自由协商定价，并对价格信号做出理性的反映。因此，最初电力商品定价完全采用市场定价机制。
2、管制定价阶段。由于电力产业投资巨大、资产专用性强、规模经济特征
显著，20 世纪四、五十年代，电力工业开始从自由竞争进入自然垄断阶段，采取了国有和发电、输电、配电、售电纵向一体化的垂直垄断运营模式，并在电力工业的进入、价格等方面实行了严格的管制政策。在这种情况下，政府对电力企业实施以成本为基础的价格管制。管制定价又经历了传统的管制定价阶段和激励性的管制定价两个阶段。传统管制定价方法均是以成本为基础进行管制的，主要有边际成本定价、平均成本定价以及投资回报率管制或服务成本管制三种。
3、激励性管制是在放松管制的改革过程中逐渐形成的新兴理论，在美国又被称为基于绩效的管制，其方法有很多，主要包括收入上限、价格上限、标尺竞争、特许投标和菜单合同或可选择定）等。在现实中，使用较普遍的一种激励规制方式是价格上限管制定价方法。英国从1984 年即开始在自然垄断产业使用这种管制定价方法。
4、现代市场定价阶段。随着技术和经济条件的变化，电力生产经营各环节开始出现功能性分离，其自然垄断特征也分环节发生变化。由于发电技术进步，发电生产的规模经济性不再普遍适用；输配电环节具有规模经济性，固定成本所占比重高、并具有淀性，自然垄断属性明显；在售电环节，配电功能与售电功能可以分离，售电商仅仅办理最终用户计量、电费结算和其它售电服务，完全可以引入竞争。
二、负荷率电价的理论及其制定方法
根据电价的四种职能，本文认真总结国内外电价政策的理论与实践后，提出了适用于负荷率电价的四种基本理论，即社会平均成本定价理论，均衡价格理论，管制经济理论和福利经济学理论四种电价理论，并对相应的定价方法进行了分析，指出了各种理论与方法在电价管理与政策中的特殊功能。
因此，根据社会成本定价理论的定价方法主要采用基于会计信息的平均成本定价。平均成本定价方法适合于不同市场结构下商品定价，在包括电价等垄断经营商品的定价中应用也十分普遍，有些定价包括后面分析的成本管制定价方法，也是平均成本定价方法派生出来的。平均成本定价方法之所以广泛应用，除有社会成本定价的理论依据外，也与边际成本定价不能弥补固定成本的理论缺陷有关。尽管世界银行等组织曾经向世界各国推荐使用边际成本定价，但目前采用边际成本定价的国家仍然有限，或者已经按照平均成本的思想对边际成本进行了技术性完善。平均成本定价是保证企业财务平衡的一种定价方法，虽然与边际成本定价方法相比，社会福利有所损失，但由于不会导致企业亏损，无需政府补贴，可避免政府在筹措补贴财源因为增加税收等而产生的资源配置损失；另外，平均成本定价还有计算简单的优点。因此，平均成本定价是现实的最优定价方法。基于社会平均成本的平均成本定价的计算公式如下。
或者
或者
ki 为资本要素， li 为劳动力要素， ri 和wi 分别为两种要素的单位价值。这种计算方式是按照各生产要素指生产设备、土地，资金、劳动力等，根据某产品对各种生产要素的消耗和占用的社会平均值按生产要素价值加权计算，可得出社会平均成本。也可以直接把各企业成本按产值计算加权平均
值。企业成本按总成本除产量确定，即，TC 为总成本；Q为总产量。基于社会平均成本参数计算平均成本是指在企业成本信息有限的情况下，参考社会平均成本计算企业社会成本，如根据国债利率计算企业资金的社会成本等。
三、电价政策的主要内容
作为电价研究的核心要素之一，电价政策包括政府电价管理体制和目标，电价理论与方法的选择，电价形成机制设计，电价政策与水平，电价调整机制，电价审批程序主要内容。有些政策性内容是体制性内容，本文不做分析；有些内容是操作性内容，与具体电价类别有关，是本文需要研究的。下面以负荷率电价为对象，说明电价政策的具体内容。
一般情况下，电价有四种职能。实际电价政策设计中，不同类别电价的职能和定价目标至少在结构上有所差异。以负荷率电价为例，首先必须明确这种电价解决什么问题或实现什么目标？主要体现什么功能？也就是说，电价职能的具体分析和制度性安排，是电价政策中首要内容。
1、资源配置职能与目标。根据负荷率电价的背景分析，负荷率电价主要是
针对目前我国电力工业和电力使用过程中电力设施和用电设备利用率偏低而提出来的。负荷率电价的核心是通过电价政策引导用户合理用电，提高用户和系统负荷率，减少电力生产备用和占用容量，从而提高电力生产与消费过程中的资源配置效率。因此，在电价的四项职能中，资源配置职能是其主要职能。当前的主要问题是，电力生产经营能力利用不足（如系统负荷率平均只有85%）和用户用电设备利用率（用户负荷率只有20%左右），与西方发达国家有明显的差距，西方国家如法国电力系统负荷率最高达到95%，用户负荷率也达到55%以上。
2、其它职能与目标。负荷率电价的核心是提高设备利用率，因此，在负荷率电价的职能选择上，首先，负荷率电价的基本职能就是资源配置职能，要通过电价政策设计，引导用户改变用电行为，提高用户负荷率和系统负荷率。其次，为了实现资源配置职能，负荷率电价要体现价值职能。负荷率电价真正反映不同负荷率条件下用户的用电成本，这是实现资源配置的前提。效益核算职能是价值反映职能的延伸。而宏观调节职能可以体现在具体电价政策的设计上，比如居民用户负荷率较低，而目前我国居民电价较低，如果采用负荷率电价，居民电价必然会大幅度提高，因此，宏观调节职能的作用可能表现在分步提高居民电价水平的政策设计上面。
四、负荷率电价的政策分析与设计
1 、负荷率电价的政策选择
负荷率电价能否改进社会福利或者优化社会福利结构，是负荷率电价能否在政策上采用的重要依据。为了说明负荷率电价的福利改进过程与机理，本文将是否以及如何考虑负荷率因素制定电价分为三种情况，并进行福利改进的比较。第一种是单一电量电价，这种电价制度不单独考虑容量成本，相当于没有考虑负荷率因素。第二种是两部制电价，这种制度独立设置了容量电价，但是，对不用负荷率用户按统一的标准收取容量电费，相当于对所有用户按平均负荷率收取容量电费。第三种是考虑负荷率因素的两部制电价即负荷率电价，在已知用户负荷率的情况下，对不同负荷率用户按不同的两部制电价收取电费。
2、单一电量定价与按平均负荷率定价的统一两部制电价福利比较
根据一般定价原理，单一制电量定价按平均成本定价；根据平均负荷率定价的统一的两部制电价按系统平均固定成本确定容量电价，按可变成本或边际成本确定电量电价。假定需求曲线为P =a -bQ ，平均成本曲线为
，边际成本曲线即供给曲线为1 MC= P1 =C v， Cf 为固定成本。所以：根据需求曲线和平均成本曲线可得相应的市场均衡点E ，对应的均衡价格和产量分别为 P2 和Q2 。消费者剩余可以表示为：两部制统一定价以边际成本定价为基础，所以市场均衡由需求曲线和边际成
本曲线相交形成，假设对应的均衡价格和产量分别为 P1 和Q1 。进一步：，代入平均成本曲线，可得：，即产量为
时的平均成本。所以，两部制统一定价的消费者剩余可以表示为：
因此，对单一制电量定价和按平均负荷率定价的统一两部制电价的消费者剩
余进行比较分析可以发现：
由模型假设可知：。Q 2则是单一电量定价制度下的市场均衡产量，由需求曲线P =a- bQ和平均成本曲线相交行
成，可得：。所以：
由于单一制电量定价和两部制统一定价仅仅在定价机制上有区别，对于企业来说，其生产的固定成本是不变的，所以企业的净利润实际上是保持不变的，但是消费者剩余比单一制电量定价下的消费者剩余有所增加。这说明，按平均负荷率定价的统一两部制电价的社会福利确定地要大于不考虑负荷率因素的单一制电量电价的社会福利，即考虑负荷率因素的两部制电价更有效率，电价政策在考虑实现条件的基础上应该尽可能执行两部制电价。需要补充的是，尽管按平均负荷率定价的统一两部制电价是以边际成本定价为基础，但是两部制定价与纯粹意义上的边际成本定价仍然存在着差异。
结语：
负荷率电价是当前我国电价改革的重要方向。国外有高负荷率电价和低负荷率电价的说法，国内提出根据用户负荷特性定价。本文简要分析了负荷率电价的计算方法，目的是提高电力设施利用率，减少浪费。
参考文献：
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电力负荷管理论文篇3
Keywords: load, load forecasting
中图分类号：C39 文献标识码：A 文章编号：
引言
随着国民经济的发展和人们生活水平的不断提高，电力负荷将不断增长，正确的预测电力负荷是保证国民经济各个部门及人们生活的电力需要，是电力工业自身建行发展的需要，也是电力规划的基础。作为电力规划工作的重要组成部分，电力负荷预测成为地区和电网的电力发展速度、电力建设规模、电力工业布局、能源资源平衡以地区或电网资金和人力资源的需求和平衡提供可靠的依据，它对于保证电力工业的建行发展，及对国民经济的发展均有着十分重要的意义。当前，电力企业走向市场化对电力负荷预测提出了新的要求，需要充分引用最先进的科学预测理论，做出符合市场需求的科学预测，是预测手段及预测结果满足市场经济化的电力发展。
负荷预测的概念、特点及分类
负荷指电力需求量或者用电量，而需求量是指能量的时间变化率，即功率。也可以说，负荷指发电厂、供电地区或电网在某一瞬间所承担的工作负荷。对用户来说，用电负荷是指连接在电网的用户所有用电设备在某一瞬间所消耗的功率之和。电力系统负荷预测是指从已知的经济、社会发展和电力系统需求情况出发，在正确理论的指导下，通过调查研究掌握大量翔实的历史数据并加以分析的基础上，运用可靠的方法与手段，探索事物间的内在联系和发展规律，以未来年份经济、社会发展情况的预测结果为依据，对电力负荷的发展趋势做出科学合理的估计与预测。因此，电力系统负荷预测实际上是对电力市场需求的预测，核心是根据预测对象的历史资料，建立数学模型来表述其发展变化的规律，从而得到合理的预测结果，为电力系统管理部门做出正确的决策提供依据和保证。
负荷预测按不同的分类标准可以作以下几种不同的划分。按时间划分负荷预测可以分为长期、中期、短期、超短期以及节日预测。负荷的长期预测一般指10年以上并以年为单位的预测,中期预测指5年左右并以年为单位的预测,它们的意义在于帮助决定电网的规划、增容和改建,是电力规划部门的重要工作之一。按预测内容分类,负荷预测可以分为城市民用负荷、商业负荷、农村负荷、工业负荷以及其它负荷的预测。按特性分类根据负荷预测表示的不同特性,常常又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰谷差、高峰负荷平均、低谷负荷平均、平段负荷平均、全网负荷、母线负荷、负荷率等类型的负荷预测,以满足供电、用电部门管理工作的需要。
负荷预测的意义
电力用户是电力工业的服务对象，随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，电力负荷将不断增长。中长期负荷预测主要用于新的发电机组的安装与电网的增容和改建。正确地预测电力负荷是保证国民经济各部门及人民生活的电力需要，是电力工业自身健康发展的需要，也是电力规划的基础。作为电力规划工作的重要组成部分，电力负荷预测为地区或电网的电力发展速度、电力建设规模、电力工业布局、能源资源平衡，地区或电网间的电力余缺调剂，以及地区或电网资金和人力资源的需求与平衡提供可靠的依据，它对于保证电力工业的健康发展，乃至对于国民经济的发展均有着十分重要的意义。
影响电力负荷的因素有很多，其中存在一些难以量化的因素，如政策、经济等
影响，这些因素之间又存在着一定的相关关系，因此，需要用复杂度更高的参数组
来表述电力负荷在这些因素影响下的变化趋势，如何分析参数间的联系就成了研究
重点。
因此需要引入计量经济学的协整理论探求用电量及其影响因素的动态均衡关系。在此基础上的预测方法能够得到更为准确的预测结果，能够为电力规划提供更可靠的依据。电力负荷预测是计划用电管理、合理安排电网运行方式和制定机组检修计划的前提，是对发电、输电和电能分配等工作进行合理安排的必要前提。它对电网的安全、经济运行具有重要意义，也是电网营销决策时必须考虑的因素。它的重要性表现在几个方面：（1）负荷预测工作是电力系统增容规划的基础。（2）准确的负荷预测有利于进行市场营销分析，采取适合的营销策略组合。（3）准确的负荷预测有利于电网采取正确的运行方式。
负荷预测的方法
负荷预测的方法有很多种，用的比较多的有回归分析法、趋势预测方法、时间序列预测法，常用的还有概率预测法、弹性系数法、产值单耗法、专家系统预测法等。随着负荷预测技术的发展，近年来又出现了人工神经网络方法、模糊聚类法、小波分析、优选组合预测等。这些方法都有各自的优缺点，在预测中要针对当地的实际情况采取相应的预测方法。
1.电力弹性预测法：电力弹性系数是电量平均增长率与国内生产总值之间的比值，根据国内生产总值增长速度结合电力弹性系数得到规划期的总用电量。同时由于弹性系数值受到预测期的经济发展水平、产业结构科技及工艺水平、生活水平、电价水平及节电政策和措施等诸多因素的影响，所以如何确定预测期的电力弹性系数成为这种方法的关键。电力弹性系数法的优点是能较好地把握电力负荷增长的趋势及范围，但是由于近年来产业结构的调整，使得弹性系数意义在淡化，具体地区弹性系数波动太大，因此目前更倾向于以弹性系数法作为中长期负荷预测结果校核的一种手段。
2.灰色预测法：灰色系统理论自80年代由我国学者提出以来，已在各个领域得到广泛应用。特别是在电力负荷预测中取得了一定的成绩，它是自动控制科学和运筹数学方法相结合的一门新理论，它为系统研究提供了新的科学方法和数学手段。部分信息已知、部分信息未知的系统称为灰色系统。它把一切随机过程看作是在一定范围内变化的、与时间有关的灰色过程。对灰色量不是从统计规律的角度应用大样本进行研究，而是采用数据生成的方法，将杂乱无章的原始数据整理成规律性强的生成序列再作研究。灰色预测技术的优点是要求数据少，不考虑分布规律、不考虑变化趋势、运算方便、短期预测精度高、易于检验等。缺点是当数据的离散程度越大，即数据灰度越大，则预测精度越差，不适合电力系统的长期若干年的预测。
3.趋势外推法：当电力负荷依时间变化呈现某种上升或下降的趋势，并且无明显的季节波动，又能找到一条合适的函数曲线反映这种变化趋势时，就可以用时间t为自变量，时序数值y为因变量，建立趋势模型y＝f(t)。当有理由相信这种趋势能够延伸到未来时，赋予变量t所需要的值，可以得到相应时刻的时间序列未来值。这就是趋势外推法。
4.弹性系数法：弹性系数是电量平均增长率与国内生产总值之间的比值，根据国内生产总值的增长速度结合弹性系数得到规划期末的总用电量。弹性系数法是从宏观上确定电力发展同国民经济发展的相对速度，它是衡量国民经济发展和用电需求的重要参数。该方法的优点是：方法简单，易于计算。缺点是：需做大量细致的调研工作。
5.回归分析法：回归预测是根据负荷过去的历史资料，建立可以进行数学分析的数学模型。用数理统计中的回归分析方法对变量的观测数据统计分析，从而实现对未来的负荷进行预测。回归模型有一元线性回归、多元线性回归、非线性回归等回归预测模型。其中，线性回归用于中期负荷预测。
6.时间序列法：就是根据负荷的历史资料，设法建立一个数学模型，用这个数学模型一方面来描述电力负荷这个随机变量变化过程的统计规律性；另一方面在该数学模型的基础上再确立负荷预测的数学表达式，对未来的负荷进行预测。
7.专家系统法：专家系统预测法是对数据库里存放的过去几年甚至几十年的，每小时的负荷和天气数据进行分析，从而汇集有经验的负荷预测人员的知识，提取有关规则，按照一定的规则进行负荷预测。实践证明，精确的负荷预测不仅需要高新技术的支撑，同时也需要融合人类自身的经验和智慧。因此，就会需要专家系统这样的技术。专家系统法，是对人类的不可量化的经验进行转化的一种较好的方法。但专家系统分析本身就是一个耗时的过程，并且某些复杂的因素(如天气因素)，即使知道其对负荷的影响，但要准确定量地确定他们对负荷地区的影响也是很难的。专家系统预测法适用于中、长期负荷预测。
8.神经网络法：神经网络预测技术，可以模仿人脑做智能化处理，对大量非结构性、非确定性规律具有自适应功能。ANN应用于短期负荷预测比应用于中长期负荷预测更为适宜。因为，短期负荷变化可以认为是一个平稳随机过程。而长期负荷预测可能会因政治、经济等大的转折导致其模型的数学基础的破坏
9.小波分析预测技术：小波分析是一种时域-频域分析法，它在时域和频域上同时具有良好的局部化性质，并且能根据信号频率高低自动调节采样的疏密，它容易捕捉和分析微弱信号以及信号、图像的任意细小部分。
结论
负荷预测的方法很多，一些在很多领域运用很成功的预测方法如回归预测等方法同样在电力负荷预测领域也有着广泛的应用。这些方法本身总的来说是很有效的，也积累了很多成功的经验，但是这些方法的使用过程同时存在着一些需要深入探讨和挖掘的问题。进入二十一世纪，随着我国经济的飞速发展，能源供给出现短缺，在电能方如何实现削峰填谷，降低电力高峰负荷，提高负荷率，成为电力需求侧管理的首任务。本文拟通过对电力负荷特性分析预测方法进行研究，探索变负荷特性，提高电力负荷率，以达到电力能源的健康、可持续发展。负荷特性分析和预测是负荷管理的基础，只有认识和分析电力负荷的现状，测未来负荷趋势，才能找到负荷管理工作的切入点，寻找切实可行的管理办法。
参 考 文 献
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[4]孙辉,姜梅,陈继侠.灰色理论在中长期电力负荷预测中的应用研究.东北
电力负荷管理论文篇4
长期以来，我国供电企业普遍存在轻供电、重发电、忽视用电的情况，导致电力系统管理与降损存在诸多的问题，如理论线损分析缺乏可行性、负荷变化不稳定、电网功率低以及供电半径过大等，以上这些问题都对电力系统中的管理与降损工作产生了一定的不良影响。下文主要分析电力系统中电网线路管理和降损存在的问题及其有效降损措施。
1 电力系统中管理与降损存在的问题
现阶段部分城市或地区对其电力系统中的线损率分析不够专业，理论线损分析方案缺乏可行性，导致线路损耗率出现严重偏差，线损计算结果的准确度也有所降低，从而降低了电力系统中管理与降损工作的整体效率。除此之外，电力系统中的负荷变化极不稳定，供电设备的供电能力还有待加强。
在用电高峰期，线路电流会急速增加，功损耗和电流也会相对增加，加上电力系统中输电线路中间的连接处繁多且凌乱，存在线路接触不良情况，导致负荷电流的流通受阻，进而导致电能损耗量大大增加。不容忽视的是，电力系统中的变压器设备已无法满足用户的用电需求，电网功率较低，无功功率得不到有效补偿，变压器负荷系数又偏高，致使线路损耗大大增加。同时，电力系统中电网的供电半径过大，线路错综复杂，很大程度地降低了供电质量。
2 电力系统中管理与降损措施
2.1 加强电力系统中的管理和降损工作，落实相关制度
首先，加强电力系统中的管理和降损工作必须严格遵守线损“四分”管理原则，并在理论线损计算的基础上，不断加强考核管理[1]。自2005年起，某电力公司在其公司内部开展“四分管理”工作，已取得了显著的成效，根据其2008年的供电量6.987 TW・h计算，节约电能28 GW・h，有效促进了节约电能工作的开展。其次，电力系统中的用电、设备运行以及不同电压下电网结构情况要从线损管理情况中表现出来，反之，线损管理情况也要充分体现电力系统中的用电、设备运行以及不同电压下电网结构情况。在此前提下，相关人员才能快速查找线损故障的原因，及时采取有效措施来减少不必要的电量消耗，进而降低线损率。
再次，线损管理工作的范围辐射较广，需调节好电力系统管理企业各部门或工区以及各变电站的关系，促进他们之间的有效合作。因此，只有明确划分相关人员及部门的责任，细分管理工作，才能有效落实相关制度。同时，线损指标要合理并且明确，相关的奖惩制度也要得到有效落实。最后，电力系统中的电网负荷具有不稳定性，负荷电流的流通不畅，网络结构错综复杂[2]。因此，必须严格落实线损管理工作，最大限度地降低电力系统中的线路损耗。在线损分析和交流方面，需集中主要力量解决线损管理问题，激发全体人员的积极性和主动性。
2.2 优化电力系统的结构和布局
电力系统中的线损率与电力系统的结构和布局有着莫大的关系。因此，在加强电力系统管理的同时，还要对电力系统的结构和布局进行优化，主要包括优化电力系统的运转方式、合理调节线路负荷、优化无功功率分布、科学应用变压器。其中优化电力系统运转方式是指在合理安排运转方式的基础上，观察线路负荷的变化情况，并以电力系统的运行情况为依据，制定出不同的降损方案，并保证每种方案都具有可行性，从而最大限度地降低线损率。而合理调节线路负荷是指根据负荷变化情况，分析线路的负荷承载能力，在负荷变化无规律或错乱时，线路会损耗更多的电量，线损率也会大大提高。由此，在电力系统运转的过程中，必须对负荷变化情况进行全面实时的监控，并以其具体情况为依据，及时地调节负荷大小，确保负荷量的合理性。
优化无功功率分布是指在合理分配有功功率的前提下，合理分布无功功率，有效缩短无功功率的传输距离。同时，供电企业要积极引进先进的无功补偿设备，进一步改善无功功率不足的情况，从而增加负荷的有效率，降低电力系统中的线损率。科学应用变压器则是指变压器的运行要与负荷变化相符，确保变压器能够起到预期的作用。对于两台变压器的供电企业，要合理分析负荷电流的变化情况，在此基础上，准确地判定变压器的运转方式。对于用电量较大的用户，要根据其用电负荷大小选择合适的变压器，并科学应用变压器，从而降低线路损耗。
2.3 完善电力系统
第一，在电力系统的规划上必须遵循节能节能环保、科学合理原则，应用损耗低、环保型、使用寿命长的系统设备。近年来，某供电企业大力度的完善电力系统，增设大量相关的先进设备，如建设开关站，根据2011年的统计数据显示，其电力系统中的建设开关设备已达到500座，使其电源点分布更为科学，新增负荷得到有效的应用，供电半径较为合理，线路损耗大大降低[3]。
第二，电源点与负荷中心的距离需在合理的范围内，供电半径也需根据供电范围来设定，电缆以及10 kV架空线路必须与负荷中心保持最小距离。若线路的供电半径超过4km，并且负荷承载力较大，则应对电力系统进行完善及优化，加强电力系统管理，不断提高电力系统的供电能力和供电质量，以此来降低线损率。
第三，供电电压要以负荷密度的大小为依据，对于那些负荷交大的区域，要提升电压等级并研究出相关的供电技术方案。目前我国电力系统中的电压等级包括220/110/35/10/0.4 kV，对于人口密度大、经济繁荣的城市和区域，负荷密度已达到20～30 MW/km2，远期负荷更大，已达到50 W/km2，在此情况下，采用20 kV电压具有明显的优势[4]。
3 结语
总而言之，电力系统的管理与降损是供电企业提高供电质量与综合管理水平的重要环节。同时，加强电力系统的管理与降损也是形势所趋、刻不容缓的。因此，我国供电企业必须对其管理与降损工作中存在的问题进行分析，并采取行之有效的措施进行解决。只有这样，才能使供电企业的供电质量与综合管理水平再上一个新台阶，有效降低其线损率，从而促进供电企业的健康发展。
参考文献
[1] 莫建波，付建军，李泽良.10 kV配电网的线损管理及降损措施研究[J].中国电子商务，2013，27（18）：187-188.
电力负荷管理论文篇5
我国在电力紧缺的时代诞生了电力负荷管理系统，解决电力供不应求的矛盾是电力负荷管理系统当时的主要任务，从而能够保证供用电的正常秩序。此系统是一个全面管理电力负荷的综合系统，主要采用的技术有计算机技术、自动控制技术和通讯技术等。在新时期电力市场获得了飞速发展，电力负荷管理系统的重要性也日益体现出来，目前供电企业对电力负荷管理系统的开发、研究和建设越来越重视，本文就电力负荷管理系统在供电企业中应用的相关问题做一些探讨。
1 电力负荷管理系统在供电企业中的应用现状
目前，我国大约有12家公司从事电力负荷管理系统的开发、研究与生产工作，这些公司负控产品组网建设的电力负荷管理系统一共有160多个。近些年来，电力负荷管理系统经历了单系统、双机系统、网络系统等发展过程，从最初的以限电跳闸为主要目标发展到为用电营业管理服务为目标的综合管理系统，系统的通讯规约也逐渐由各公司独立规约发展到最后的全国统一规约。而且，对电力负荷管理系统的安装数量每年都有增加，无线电负控系统已被大部分地区安装。以无线电作为信息传输通道对地区和用户的用电负荷、电量及时间进行监视和控制的技术管理系统称为无线电负控系统。此系统由若干设备组成，如：天线、计算机系统、电源、电台等设备。设在用户单向和双向终端的是属台，组成包括：调制解调器、电台、电源、数据采集、参数显示及数据处理等。无线通信属于超短波无线通信，其主要特点是：系统的容量很大、可以灵活地调整配置，属于集中控制系统，且容易扩充。
2 电力负荷管理系统存在的问题
2.1 电力负荷管理系统的建设目标不明确
目前大部分电力负荷管理系统的模式都是采用原来的固有模式，对企业现状的经营环境和企业未来的现代化管理需求缺乏细致的分析和研究，也缺少系统的规划，这就导致电力负荷管理系统的建设目标不够明确。
2.2 在功能上缺乏对已建系统的运用力度
我国对电力负荷管理系统工作的开展，存在着认识上的偏差，因为企业创一流的必备条件就要建设电力负荷管理系统，这样的确能够加快建设负荷管理系统。但是电力负荷管理系统功能的进一步开发和运用却被很多单位所忽视，最终体现在系统的终端安装停滞不前，网络互联运行的功能难以实现，长此以往，电力负荷管理系统的应有功能就会被削弱。所以，必须在思想上提高对电力负荷管理系统建设和发展的认识，争取早日让电力负荷管理系统成为电力营销和现代化用电管理的工具。
2.3 未能充分利用系统资源
电力负荷管理系统从系统科学理论的角度来看，其建设只有与内部模拟市场、电力买方市场和企业现代化管理重组相结合，才能够顾全供电企业的全局，优化电力负荷管理系统的建设和发展问题。目前，我国电力负荷管理系统仍处于封闭、孤立、自成体系的状况，开发、利用此系统的目标仅仅是站在电营服务的角度。这就造成这种情况的出现，电力负荷管理系统虽然发挥了重要作用，但是没有充分利用该系统的数据资源和信道资源等，没有做到优化利用。
2.4 没有明确界定系统业务
电力负荷管理系统的发展趋势是与MIS网联网，所以电力负荷管理系统本身不必实现所有的应用功能，可以通过数据上网共享的方式在其他操作站的应用岗位实现。但是目前对于哪些工作可以通过数据共享来实现，哪些工作和应用需要由电力负荷管理系统来完成，目前没有明确的分工和界定，因此，现在的企业电力负荷管理系统建设的功能一般为又大又全。
3 电力负荷管理系统在供电企业中的应用对策
3.1 做好系统建设的细致规划
电力负荷管理系统要采用“从上到下”和“从下到上”相结合的规划和建设策略。“从上到下”是指从上一层次到下一层次，也就是从整体到局部的策略。从上到下的分析能够规划系统应用的数据需求和实施步骤，谋求电力负荷管理系统局部优化目标的前提是电力负荷管理系统的全局优化，这样也可以确定电力负荷管理系统的地位和系统应用的分布式网络。“从下到上”是从供电企业的管理需求出发，也就是分阶段建设系统，这样单项的系统应用功能能够首先实现，然后综合应用功能通过网络实现，这样能够逐步实现从单系统应用到网络综合系统应用，由低级到高级的开发过程。
3.2 规划和组织系统数据
电力负荷管理系统开展各项应用的基础就是系统数据的完备性和准确性，因此，系统数据的规划和组织就显得尤为重要。这里可以采用枚举法进行数据规划，将整个信息网开发应用的各种数据信息都枚举出来。可以采用排队法进行数据的组织工作，目前该系统的许多功能应用的基础是数据完备。所以，要协调好数据的组织与功能的开发。首先，要保障数据的完备性，按照数据规划优化设计终端；其次，要对数据进行排队，对哪些电网中的数据要早点提供，哪些数据要晚点提供一定要弄清楚，作出终端装用计划。
3.3 完善电力负荷管理系统的终端功能
现代计算机的芯片功能随着计算机技术的不断发展与完善也得到日臻完善，应用到电力负荷管理系统上，就要在设计和制造其终端设备时能及时更新换代。要对电力管理和营销方面的运用予以重视。采用交流采样输入方式，改变以前的按读取电能表脉冲的输入方式，这样对终端系统设计能够简化，还可以对数据采集的精确度进行提高，从而对系统的配调自动化方向打下良好的基础，不仅可以将终端系统设计简化，还可以将数据采集的精确度提高。此外，还有补全负荷需求侧必备设备，它指的是尽可能将需求侧用电信息传至系统主站，以选用电能表的影响为例，某些企业的负荷管理系统要想读取有功电能计量只能通过485接口读取，使用无功电能计量则不能读取，这就导致对需求侧的无功管理无法实现，对电网的正常运行也是不利的，负荷管理系统的已有功能也会被削弱。要想解决上述出现的问题，就要对需求侧选用全电子计量表。
3.4 充实改进主站系统软件
在整个电力负荷管理系统中起着关键性作用的是系统的主站软件，系统的主站软件不但要满足操作上的简单灵活性、可靠性和一定的可拓展性等功能，还要能够根据招测的需求侧数据，自动分析出数据异常、用电行情预测等结论。也就是说应具备电力市场的预测功能和自动分析功能，通过这些功能，企业能够更好地为电力营销管理服务，可以根据对数据的分析，结合电价做出电均价测算等。
3.5 做好负荷管理系统的安全保障工作
负荷管理系统的安全非常重要，因为用户开关跳闸功能的实现都通过电力负荷管理系统来实现，而且大量的重要数据信息都是有系统采集、保存并提供的。目前电力负荷管理系统的安全问题已经收到了普遍关注。其中，有以下原因可能导致系统出现不安全状况：软件设计的可靠性、安全性不完备；系统的硬件配置和结构；黑客攻击；病毒侵入；误删数据或程序；系统安全管理存在漏洞等等。为了防止这些不安全因素的出现，可以采用如下的防范措施：利用系统本身的数据库应用系统的安全，如对用户的权限进行控制或者进行访问认证；设置防火墙、防病毒软件等多层防御等等。当然这些措施都要通过电力负荷管理系统与MIS网的联网，这样能够在联网线和系统服务器间设置一个转发服务器，这个服务器能够和系统服务器并行，从而确保系统的安全性。
4 结束语
电力负荷管理系统是用电管理自动化、配网自动化的一个重要组成部分，也是开展节约用电、计划用电和安全用电的重要技术方法与手段。电力负荷管理系统能够保证电网的经济、安全的正常运行，与此同时，还可以均衡负荷，改善电网负荷曲线。此外，还能够提供一些丰富、有效的实时信息，这些信息对营业抄收、线损管理、计量检测等工作提供了很大的参考作用。随着我国电力市场的不断发展，电力负荷管理系统的地位将会越来越高，此系统的建设与完善也必然能够推动我国用电管理现代化的进程。
参考文献：
电力负荷管理论文篇6
（一）配电网布局和结构不合理：超供电半径线路较多，线路的空间距离超长，迂回和“卡脖子”供电线路多，配电线路上负荷点多分散，配变供电点离用电负荷中心较远，导线截面选择与载荷不匹配等。
（二）供电设备陈旧老化，损耗严重：高能耗配电变压器和用电设备仍在使用中，早期农村架设的10kV线路的线径较细，导线截面小，载流量大，线路损耗较为严重，农村中小型电灌站和排涝站则表现的尤为突出。
（三）配电变压器的负荷轻、不平衡：配电变压器空载运行时间长，配电变压器的固定损耗大。农闲季节时，白天用电负荷小，经常轻载或空载运行，晚间则负荷较大；农忙季节时，白天负荷大，晚间经常轻载或空载。另外，还存在着配电变压器容量与实际用电负荷不匹配，“大马拉小车”的现象。
（四）电能计量装置造成的损耗：大用户由于负荷变动大，电流互感器变比偏大而实际负荷偏小。电压互感器二次压降过大造成的计量精度下降，大量的照明户表由于设备老化存在着计量精度不合格且偏慢的现象。
（五）管理上的损耗：用户违章用电和窃电损耗，抄表核收的差错损失，用户表计使用和更换管理上的疏忽，容易造成电能损失，临时性季节用电报装管理不严，存在无表用电以及其他的不明损耗。
二、电力网现阶段技术降损要点
（一）改善电网络的布局和结构：从降损节能的角度考虑电网布局，关键是合理选择供电半径和控制最长电气距离，供电半径应根据负荷分布并按电压降进行选择，以损耗校核。在规划设计时，应考虑远期负荷增长的需要，一般压降不应超过线路额定电压的5%，每回出线输送功率一般不应超过2000kVA。若过大，则应考虑增加出线回数或新增电源布点。作为配电线路其电能损耗的绝大部分在主干线段，降低干线段上的电能损耗是线路降损节能的一个主攻方向，减少干线段的电压降还能提高全线路的电压质量。
（二）变压器经济合理的运行：为提高供电可靠性和适应农电网络季节性强，负荷波动大的特点，35kV变电所应两台主变并列运行，两台主变的投切根据临界负荷确定，主变应强调经济运行以减少主变损耗。当变化的负荷小于临界负荷时，切除一台主变运行为经济，而大于临界负荷时则两台主变运行较为经济。10kV配电变压器的损耗占配电网损很大的比例，配电变压器运行不经济的主要原因是由于配变容量的选择不尽合理，安装位置又不恰当，尤其是农村用电负荷存在季节性强、峰谷差大，年利用小时低，全年轻载甚至空载时间长，加之管理不善等因素造成农网损耗过高。因此合理选型和调整配变容量，提高配变平均负载率，是农电网络降损节能工作中的一项重要内容。配电变压器其运行的实际铜损等于铁损时，工作效率最高，负载率为最佳负载率。排灌等季节性负荷专用配变，在不用时要退出运行，对照明动力混合负荷最好采用“母子”变方式运行。
（三）改善供电电压水平：“改善电压水平”就是根据负荷情况使运行电压始终处在一个经济合理的水平上。正确的做法是使用电设备电压水平控制在额定值允许的偏移范围内。在忙季、高峰负荷和可变损占线损比重大时适当提高电压使其接近上限运行；在闲季、低谷负荷和固定损占线损比重大时可适当降低电压使其接近下限运行。可以通过无功补偿或在变电所调节变压器分接头等手段来实现这一目标。
（四）合理配置电力网络的无功补偿：在有功负荷不变的条件下，提高负荷的功率因数，可减少负荷的无功功率在线路和变压器中引起的有功损耗。减少无功功率的输送不仅对提高农电网络的电能质量有好处，而且对降低线损有着重要的现实意义。提高功率因数，首要的办法是合理调整负荷和设备容量，使用电设备在最佳负载率下运行，以提高线路的自然功率因数，其次针对农电网络功率因数较低的特点，开展家电网络无功补偿工作十分必要。10kV线路一般，可采取分散补偿和集中补偿相结合的技术措施以便获得经济技术的最佳综合效果。当电容器组装于变电所的10kV母线上时，仅能减少35kV级线损，而当电容器组装于变电所的10kV线路上时，则可以同时减少35kV和10kV两级线损。为了提高无功补偿的经济效益，电容器组应尽可能地装在配电线路上是合理的，但在变电所10kV母线集中装设部分电容器组亦是必需的，只有采取分散补偿与集中补偿相结合的补偿方式，才能获得最佳综合效果。
三、电力网管理降损的实施原则
（一）经常进行用电普查：用电普查以营业普查为重点，查偷漏、查电度表接线和准确度以及查私增用电容量。对大用户户口表，配备和改进用专用计量箱，合理匹配电流互感器变比，设二次压降补偿器和断相监视装置，提高计量准确度。增强检查力度，利用举报、频繁性突击检查等各种方式来杜绝违章用电。
（二）加强线损管理：建立健全线损管理工作的目标管理制度，将线损指标分解到线路、配电变压器台区和管理人员，严格考核，奖惩兑现，用经济手段来保证降损工作的落实。建立线损分析例会制度，定期开展理论线损的计算工作，以便找出线损管理工作中存在的问题。
电力负荷管理论文篇7
1 专业管理的目标描述
1.1 专业管理的理念
电力系统负荷预测按周期分，有超短期、短期和中长期之分。中长期预测一般指5～30年的预测，它的意义在于确定新的发电机组的安装及电网增容和改建。短期预测是指一年内按月、按周、按天进行的预测，按月的预测是用来确定每月负荷（最大值、均值）、电量的变化。按周、按天的预测是确定次日或次周负荷的变化以及相应的负荷曲线的形状。超短期预测是指下一小时或未来几小时的预测，主要为实时交易服务。我们所做的工作主要是进行阜阳电网的短期负荷预测，同时配合公司规划、营销、生产等部门进行中、长期负荷预测。
1.2 专业管理的策略
利用近年来出现的电网负荷预测新技术、新理论，不断改进我们传统负荷预测经验，使传统经验吸收新的养分，从而不断提高电网负荷预测的准确率。
1.3 专业管理的目标
在近几年经济增长的电力供应相对滞后的矛盾凸现的形势下，省公司对于电力市场考核重视程度和考核力度不断提高和加强，对地调负荷预测准确率要求日益提高，我们阜阳电网把短期负荷预测的目标定位为超越全省平均水平，同时全年平均预测准确率达到96%以上。
2 专业管理的主要做法
2.1 专业管理的流程
2.2 专业管理的经验积累
2.2.1 阜阳地区电网负荷特点
阜阳市是一个有960万人口的农业大市，工业基础较为薄弱（主要以化肥工业为主），居民生活用电所占比例较大，约占全社会用电量的26.3%，峰谷差较大，2014年平均峰谷差达56万kW（最多高达100万kW），负荷极不稳定、且受天气影响较大。特别是进入6、7、8三个月负荷受天气变化更大，一阵暴雨就能使负荷下降十几万kW，给负荷预测的准确性带来很大的困难。针对我市负荷实际情况，结合多年来对负荷和气温的关系研究，动态了解负荷与天气及气温的变化关系，从中找出一定的规律，为提高负荷预测准确率提供了有力的依据。
2.2.2 负荷预测的主要经验
针对农业地区居民生活用电所占比重较大，负荷变化受天气温度季节影响较大的阜阳地区，我们经过多年的摸索、分析、总结、实践，提炼出“5+1”负荷预测法。即做好五个方面的工作，加上负荷预测管理人员的工作责任心。在影响负荷变化因素较多区域，负荷预测人员的工作责任心特别重要。一要全身心地投入到工作当中；二要勤于思考、善于分析；三要主动捕捉信息，尽可能地掌握一切不变、在变、可变、会变的因素。在彻底掌握这些变数的基础上还要坚持做好以下五个方面的工作，即“一听”、“二看”、“三问”、“四算”、“五干”。
2.2.2.1 “一听”就是坚持收听天气预报。加强对负荷与天气、气温关系的研究，动态了解负荷与天气及气温的关系，从中找出一定的规律。
2.2.2.2 “二看”就是看预报不准确的负荷时段和看最高、最低两个点。第二天及时查找原因进行分析，总结经验，制订相应措施。原因可能是多方面的，其主要原因有以下几条：
a）、未能及时进行曲线修改将影响到整个曲线最高、最低两个点；
b）、在夏季相同气温条件下，当风力超过3级以上时和有无雨，对负荷影响较大，若未能及时掌握将影响到整个曲线及最高、最低两个点；
c）、在冬季相同气温条件下，晴天或阴天对负荷影响是不一样的，若未能准确把握将影响到整个曲线的理想走势；
d）、及时了解和掌握并入电网的小热电的投、停和有关用电大户的设备检修情况。
e）、未能及时了解因电网设备原因，引起的方式变化。
2.2.2.3 “三问”就是询问大用户负荷变化情况、问自备电厂机组运行情况、问各县（市）调设备检修情况。加强与用户的联系，及时与他们沟通，并要求他们按计划进行检修。在突发事故到来后、及时通知方式，并预测什么时候能恢复生产。
2.2.2.4 “四算”就是计算全网停、送电设备有哪些？算时间有多长？算损失负荷有多少？算气温变化有多大？省调、地调、配调、县调都分别管辖不同的设备，各个环节的停送电都需问个明白，弄个清楚，这样才能保证每个时段的停送电对负荷曲线影响最小。
2.2.2.5 “五干”就是放弃个人休息时间，加强对负荷曲线的监视，根据实际负荷曲线与预测负荷曲线的差值，及时修改预测负荷曲线。特别是星期六、星期日，越是天气酷热或严寒、越是刮风或下雨，更要回到办公室，观察负荷走势，争取第一时间掌握负荷变化情况，以便及时修改申报负荷曲线。
2.2.2.6 在完成以上工作的同时，还要认真做好下列工作：
1）认真研究阜阳地区负荷中基荷、腰荷、峰荷的比例和主要性质及其变化规律，建立基本的数学模型，给负荷预测软件提供基础数据。
2）、利用指数平滑法、趋势外推法、时间序列法等不同负荷预测手段进行综合分析。
3）、认真分析上传省调数据和本地数据误差原因（误差原因是由于数据发送方式造成的），从技术和组织措施上加以落实。
4）、协调与地方自备电厂、大用户的关系，通过走访沟通，双方愿意通过彼此的理解和支持实现"双赢"局面。对所有并网小火电按时下达日上网发电负荷曲线，值班调度员对下达的日发电曲线和实际发电曲线进行全天候监控，严格控制地方电厂的发电负荷、并能达到调控负荷的作用。
5）、各县级供电公司设立负荷预测专责人，实行动态汇报制度，地调定期下发负荷预测简报。
6）、配备合适的负荷预测软件，加强负荷历史数据的分析统计，方便实现对负荷曲线的实时监控，数据对比分析。
3 评估与改进
3.1 专业管理的评估
电力负荷管理论文篇8
一、统计分析报告的特点类型
统计分析工作的特点就是数量性，因此统计分析报告就是用数字说话，以事实描述，然后进行议论分析。统计分析报告用简洁的语言表述丰富的统计内涵，做到语言简练意赅。这种独特的表达方式也说明了与其它文体的显著差别。
（一）统计分析报告的特点
1.统计分析报告的是基于大量的调查数据，既要有数据又要有分析，即要提出问题又要有解决问题的措施，因此统计分析报告要比总结报告更加精准。
2.统计分析报告要求从更宽的面上交代背景，用较多的篇幅和事实系统集中地阐述问题、解剖矛盾，比新闻报道更全面具体。
3.统计分析报告必须运用大量的数据材料揭示规律性，在论证文章观点阐述某种看法时比学术论文更侧重用数据、事实说话，深入浅出，虚实结合。
（二）统计分析报告的类型
统计分析报告的类型有许多种，下面就几种经常使用的类型略作说明。
1.进度型统计分析报告。进度型统计分析报告也被称为定期统计分析报告，其分析目的是为了让企业管理阶层能偶实时了解工作的进度和检查企业计划的实施情况，其一般按周、月、季度等编写。
2.专题性统计分析报告。是利用统计资料， 进行分析投资建设中的某一方面、某一环节而深入研究编写的分析报告。
3.预测性统计分析报告.是在分析过去和现在的大量准确的统计资料基础上、运用统计预测方法、对未来发展趋势做出较为合理的判断和数量预测，它具有数量性、预见性、差异性、可控性的特点。
二、统计分析预测
电力企业的统计工作具有大量的数据优点，除了对其进行统计分析之外，对电力企业来说更要充分的利用统计分析进行供电情况进行预测，更重要的是对电力的负荷的调研和分析。
伴随着我国用电结构的调整我国的电力供需矛盾得到一定程度的缓解，国内各大电网负荷特性也都发生了根本性的变化，电网运行的特性是电力负荷的特性趋向于正常。各大电网集团的的最大负荷普遍持续高速的增长，电力峰谷差率增大，负荷率下降，水源枯水期和电力高峰期电力供应紧张，电网的调峰难度增大，对电网的正常运行带来很大的安全隐患，因此，对电力负荷的统计、分析和预测对电力企业来说越来越显的重要。
下面论述的是对电力负荷的预测和预警的相关指标，包括了一些还正处于在探索和实践的指标。(1)日最大电力负荷，一天之中电力负荷最大的一段。电能表的计量有一个小时、半个小时、一刻钟和瞬间负荷，日最大电力负荷一般采用的是整点的最大负荷。(2)日平均电力负荷，每天电力用量除以24小时得到的日平均电力负荷。(3)日最小电力负荷，一天之中电力负荷最小的一个时间段，和日最大电力负荷一样，其一般使用的也是整点的电力最小负荷。 (4)月内最大三日平均电力负荷，任意月份内电力负荷最大三日的平均值，也即是每一月内，取电力负荷最大三天中的整点的最大电力负荷，求这三天的平均电力负荷值，该值即是在这个月中的最大三日平均值。对电力负荷的实际分析中，电力的最大负荷是一个最高水平的状态，并不是偶然的电力负荷，其既具有代表性。发达国家一般都是采用月内最大三日平均值最为最大电力负荷。 (5) 日负荷率(γ)，反映一天内的电力负荷平复程度，是日平均电力负荷和日最大电力负荷的一个比值，一天之内若负荷的变化比较大，则日负荷的曲线就会陡峭，日电力负荷率越低，反之则越高。 (6) 日最小负荷率(β)，反映一天内的负荷变化的趋势，是日最小负荷和日最大负荷的比值。一般为了满足电网调峰的需要，在分析电网调峰能力时通常使用的是接近或者是最小的日最小负荷率（去除节假日外），而并非采用平均最小负荷。(7)日峰谷差率，是日最大电力负荷除以日最大电力负荷与最小负荷的差值所得的数值。和日最小负荷率均值一样日峰谷差率反映的也是一天内的电力负荷变化的幅度。
(8) 月不均衡系数(σ)，是指平均日电力负荷和该月份内最大日电力负荷的比值。(9)季度不均衡系数(ρ)，是指全年各月最大电力负荷的平均值和该年份内最大电力负荷的比值。其主要反映的是全年内月最大负荷的不均衡性。 (10) 年平均日负荷率(γav)，指的是全年内日电力负荷的一个平均值。 (11)年平均月负荷率(σav)，指的是全年每个月份的日平均电量的总和与全年每个月份的最大日电量总和的比值。
三、结论
总之，对电力负荷进行统计分析是有效防范电力企业发展风险的重要工作，一直以来受到政府、电力企业和相关部门的高度关注。电力企业的发展关系到我国国民经济发展，电力统计分析与预测是提高电力企业经济效益、保障电力工业健康发展的重要手段。在市场经济体制下研究电力供给与需求的动态变化，及时监测、分析当前和未来电力供需情况具有重要意义。
参考文献：
[1] 陈春琴. 数理统计分析在电力企业负荷预测中的应用[J]. 华东电力, 2006, (05)
电力负荷管理论文篇9
一、近年来电网线损管理存在的问题
电网布局和结构不合理。超供电半径线路较多，线路的空间距离超长，迂回和“卡脖子”供电线路多，负荷点之间多数由线路“串接”，并且配电线路上负荷点多、分散，配变供电点离用电负荷中心较远，导线截面选择与载荷不匹配等。供电设备陈旧老化，损耗严重。高能耗配电变压器和用电设备仍在使用中，早期架设的10kV线路的线径较细，导线截面小，载流量大，线路损耗较为严重，一些中小型排灌用电的情况尤为突出。配电变压器的负荷轻、不平衡。配电变压器空载运行时间长，固定损耗大。白天用电负荷小，经常轻载或空载运行，晚间则负荷较大；夏天和春节期间负荷大，其他时间经常轻载。另外，还存在着配电变压器容量与实际用电负荷不匹配，“大马拉小车”或“小马拉大车”的现象均有存在。电能计量装置造成的损耗。大用户由于负荷变动大，电流互感器变比偏大而实际负荷偏小。电压互感器二次压降过大造成的计量精度下降；大量的照明户表由于设备老化存在着计量精度不合格且偏慢的现象。管理上的损耗。部分地区存在用户违章用电和窃电损耗，抄核收的差错损失，用户表计使用和更换管理上的疏忽，容易造成电能损失，临时性用电报装管理不严，存在无表用电以及其他的不明损耗。
二、供电企业电网技术改造的基本要素
及时改善电网的整体布局和合理结构，使电网的布局逐步趋向于科学高效。关键是合理选择供电半径和控制最长电气距离。配电线路其电能损耗的绝大部分在主干线段，降低干线段上的电能损耗是线路降损节能的一个主攻方向，减少干线段的电压降还能提高全线路的电压质量。在规划设计时，应考虑远期负荷增长的需要，10kV线路一般压降不应超过线路额定电压的5%，每回出线输送功率不应超过2000kVA，若过大，则应考虑增加出线回数或新增电源布点。对于低压网应采取放射式布线，尽量避免长距离的线路“串接”。技术降损可采取多种方法，比如增大导线截面，提前分流，转移负荷等。但在实施时，要作经济核算，以免资金回收年限过长造成经济上的不合理。变压器经济合理的运行。为提高供电可靠性和适应农村电网季节性强，负荷波动大的特点，35kV变电站应考虑两台主变并列运行以减少主变损耗，主变的投切应根据临界负荷确定，当变化的负荷小于临界负荷时，切除一台主变运行较为经济，而大于临界负荷时则两台主变运行较为经济。10kV配电变压器的损耗占配电网损很大的比例，配电变压器运行不经济的主要原因是由于配变容量的选择不尽合理，安装位置又不恰当，尤其是用电负荷存在季节性强、峰谷差大，年利用小时低，全年轻载甚至空载时间长。因此合理选型和调整配变容量，提高配变平均负载率，是供电企业电网降损节能工作中的一项重要内容。有些地区电网负荷率低，铁损在整个线损中的比重较大，配电变压器其运行的实际铜损等于铁损时或一般负荷在变压器容量65%-75% 时，工作效率最高，负载率为最佳负载率。排灌等季节性负荷专用配变，在不用时要退出运行，对照明动力混合负荷最好采用“母子”变方式运行。改善供电电压水平。“改善电压水平”就是根据负荷情况使运行电压始终处在一个经济合理的水平上。在电力系统中，电能损耗与运行电压的平方成反比，即电压越高损耗越小。通过无功补偿或调节变压器分接头，可使变压器出线电压提高以降低配网损失。正确的做法是使用电设备电压水平控制在额定值允许的偏移范围内。在忙季，高峰负荷比重大和变损占线损比重大时可适当提高电压使其接近上限运行；在闲季，低谷负荷比重大和固定损耗占线损比重大时可适当降低电压使其接近下限运行。合理配置农村电网的无功补偿。在有功负荷不变的条件下，提高负荷的功率因数，可减少负荷的无功功率在线路和变压器中引起的有功损耗。减少无功功率的输送不仅对提高电网的电能质量有好处，而且对降低线损有着重要的现实意义。提高功率因数，首要的办法是合理调整负荷和设备容量，使用电设备在最佳负载率下运行，以提高线路的自然功率因数；其次是针对边远地区供电网络功率因数较低的特点，开展电网网络无功补偿工作十分必要。为了提高无功补偿的经济效益，电容器组应尽可能地装在配电线路上是合理的，但在变电站10kV 母线集中装设部分电容器组亦是必需的，只有采取分散补偿与集中补偿相结合的补偿方式，才能获得最佳综合效果。因此，自动调压器和自动无功补偿装置作为应用性产品应投入电网运行。
电力负荷管理论文篇10
10kV及以下配网的运行管理中，线损、安全和电费回收率是供电企业年终考核的三大指标，而线损管理综合反映和体现了供电企业规划设计、生产运行和经营管理水平，是提高企业经营收入和节能降耗的重要手段。近年来随着电力改革的不断深入，各供电企业纷纷将改革的重点锁定在降低配网线损方面，因此10kV及以下配网线损管理是一个值得深入研究和探讨的课题。
1.10kV及以下配网线损的产生原因和管理意义
1.1 10kV及以下配网线损的产生原因
对于10kV及以下配网而言，产生线损的原因主要分为以下两种：（1）技术线损。技术线损是指在正常的情况下，在电流运输过程中，由于电阻等的影响而造成的电能损耗，包括固定损耗和可变损耗。其中固定损耗一般不会随着负荷的变化而变化，可变损耗却刚好相反，它会随着负荷的变化而变化，负荷（电流）越大则可变损耗越大；（2）管理线损。管理线损是指线路不规范安装、电能计量装置存在误差、日常维护管理不善和线路发生窃电等导致的电流损失。
1.2 10kV及以下配网线损管理的意义
作为供电企业一项重要的技术经济指标，10kV及以下配网线损管理工作的效果将直接影响着供电企业经济效益，这就要求供电企业成为建设节约型社会的先行者，大力开展节能降损工作，不断规范和强化10kV及以下配网线损的管理工作。与此同时，10kV及以下配网线损管理工作涉及的内容多且复杂，是一项业务性、政策性和技术性都较强的工作，线损管理水平的高低在一定程度上影响和决定了供电企业的生存和发展，因此必须予以高度的重视。
2.10kV及以下配网线损管理的措施
2.1 10kV及以下配网的技术降损措施
2.1.1 调整10kV及以下配网结构，优化配电网的设备
10kV及以下配网在结构调整和设备优化方面要重点注意以下几点：
（1）对电源位置进行合理安排，将电源位置设立在负荷的中心位置，由负荷中心提供电能，并且提倡采用设备选型适当超前和负荷侧优于电源侧的设计思想。
（2）采用以经济供电半径配置电源的方式。在城市等用电量较多的地方，要采取交联配电变压器组式的接线方式来进行配置，并且进行严密科学地部署，确保供电和用电的安全。
（3）加大网改力度，不断完善电网结构。确保电源设在负荷中心，线路由电源向四周辐射，并且缩短供电半径，10kV线路的供电半径应小于5KM，0.4kV线路的供电半径应小于0.3KM，并且避免近电远供和迂回供电。
（4）对接线方式进行优化。要多采用电源点向四周辐射式的接线方式来进行配网架设，尽可能避免采用单边供电的接线方法，这样能够极大地减少线损损失。
（5）合理选择导线的切面。线路损耗的多少与电阻存在着直接的关系，当导线长度和电阻均相同时，导线横截面积越大则损耗量越小，因此要合理选择导线切面。
2.1.2 对无功补偿设备进行合理装设
对于10kV及以下供电系统，在变电站和开闭所的母线和线路上装设集中补偿方式的并联电容器组，能够提高功率因素水平和搞好电网无功功率平衡，起到非常明显的降损效果。
2.1.3 降低变压器的电能损耗
（1）对配电变压器的布点进行精心考虑。同样的导线，线路的电压等级越高则线损越小，因此10kV变压器的布点必须精心考虑，尽量减少0.4kV线路的长度，一般规划原则为多布点、短路径、小容量和深入负荷中心；对于新增低压公用性质负荷的区域，要优先考虑新增变压器布点，对安装变压器台架或建造配电房受地形限制的可采用箱式变压器。
（2）对轻载和过负荷的变压器进行调整。计算表明，变压器的负荷率在50%-60%时，其铁损近似于铜损，变压器的效率最高，超出此范围会导致电能损耗的增大。因此要对辖区内变压器的负荷情况进行监测统计，对长期运行负荷低于30%的配变，可考虑调整配变负荷；对长期负荷高于90%甚至过负荷运行的变压器，及时考虑新增布点，进行负荷分割。
（3）调整变压器低压侧三相负荷平衡。要做好三相负荷平衡，配电变压器低压出口电流的不平衡度应低于10%，低压干线和主干支线路的电流不平衡度应低于20%。对国家淘汰的单、三相老型号的电能表要及时更换，推广使用全电子式电能表，并优先选用新型节能变压器和高效电动机。
2.2 10kV及以下配网的管理降损措施
以上是从技术的角度对10kV及以下配网的降损措施进行了分析，除了技术外，管理也是一个不容忽视的因素，如果人为管理得当，那么降低线损就会轻松很多。具体说来，10kV及以下配网的管理降损措施主要包括：
（1）科学开展理论线损计算工作，合理制定线损指标。要根据现有供电设备和负荷情况，科学地开展理论线损计算工作，从而为合理制定线损考核指标提供理论依据，使线损考核指标更加合理化，使线损管理有一个明确的目标，并通过不断收集整理理论线损计算资料和对计算结果的分析，为制定未来的线损方案提供可靠依据。
（2）加强资金注入力度，培养一支高素质和高能力的领导小组。要建立线损管理领导小组，由分管营销的副处长任组长，设立专职和兼职线损管理员，变“事后堵祸”为“事前防范”，从根本上解决违法用电行为。
（3）严格抄、核、收工作制度，并且完善计量管理制度。要加强抄表人员的工作责任心，提高抄表人员的业务素质，实行配电变压器总表和变电站关日表同步，防止估抄、漏抄和错抄等现象的发生，防止人为因素造成的损耗发生。与此同时，要加强计量管理，合理选用计量装置，根据负荷变化来适时调整输配变压器的台数和容量，并且注意加强对大用户计量表计的管理，优先采用新型电子式电能表。
（4）加强对供用电方面相关法律法规的宣传和教育。供电企业要加强对供电、用电方面相关法律法规的宣传和教育力度，重视运用法律武器来严厉打击各种偷电和漏电行为。各级政府部门也要加强执法力度，做到公平、公正和文明执法，并且充分发挥新闻媒体的宣传作用，在社会上形成良好的依法用电和遵章用电的风气。
3.小结
10kV及以下配网线损管理是一项复杂的系统工程，涉及到供电企业的方方面面，只有从建立健全节能降损的技术体系和管理体系出发，依靠技术进步和严格管理，才能够很好地解决我国10kV及以下配网线损中存在的问题。
参考文献：
电力负荷管理论文篇11
需求侧管理(DSM)从系统运行角度看，可作为通过计划、监视、控制用户的用电，使得用户改变其用电模式和用电水平的管理和控制过程。主要可分为间接的用户侧管理和直接的用户侧管理两大类。间接用户侧管理，主要是指通过经济、技术和法律等手段来推动节能节电工作，从而间接地减少用户侧电力和电能的需求和消耗。直接用户侧管理是指各种直接对用户实施的负荷管理措施，如直接负荷控制、可中断负荷和其他负荷管理措施。
一、需求侧管理在电力系统运行中的应用
从运行角度讲，需求侧管理的某些手段在一定条件下可以作为电网运行的手段，如作为系统备用、作为错峰/避峰、作为系统紧急减负荷等。这些不同的应用对DSM的要求是不同的，下面分别讨论。
（一）DSM作为系统备用
1、作为系统响应性备用
一般来说电力系统的负荷波动可以分为几类，其中一类是波动周期在秒级的随机波动。常规情况下，这类波动主要由发电侧的一次调频功能来平衡。如果想通过对负荷侧的即时调节来平衡，DSM的响应时间必须与发电机一次调频系统的响应时间相当。由于现实中很难有这样可以迅速调节的负荷，DSM目前不大可能在系统运行中作为响应性备用。
2、作为系统运行备用
为确保电力系统的安全稳定运行，一般来说，系统在任何时候都需要有超过当前负荷的运行备用容量，备用容量的大小与系统的负荷水平和装机状况有关。旋转备用的响应时间应在10min以内，因此只有那些在调度员控制（或调度）下，在10min以内就可以达到负荷控制目标的DSM才可以作为运行备用。
（二）DSM作为事故备用
电力系统是一个各环节紧密关联的复杂系统，各种不可预测的紧急状况经常发生，主要有：（1）系统突然失去部分发电出力时的发电容量短缺；（2）输配电设备故障造成局部输变电容量不足和过载；（3）无功或电压不足；（4）互联系统中需要对外事故支援。
在发生以上紧急情况下，运行部门除了采用调整剩余机组出力和电网接线方式的常规措施外，还可考虑通过DSM来削减本系统内有功/无功出力来迅速缓解紧急状况。如果采用DSM作为系统事故备用的手段，就必须要考虑和解决有关的经济、技术问题：
1、与一定数量的用户签定“可中断合同”，确定可中断电价。
2、启动DSM用于缓减紧急状况的先后顺序问题（要与购买事故备用相比较）。
3、预测DSM实际可能达到控/限负荷的大小和比例。
4、启动所需要的时间（必须是瞬时或几分钟内可控的）。
5、确定用于事故支援的对象、容量及条件。
（三）作为削峰、错峰手段
DSM作为经济性削峰/错峰措施时，由于其使用时机和时段的不同，经济效益也是不同的。主要效益体现在以下几个方面：
1、压减年度或季节性高峰负荷水平，从而推迟或削减新的投资（发电或输配电。
2、压减周或日高峰负荷从而避免使用或采购高价电。
3、调整日负荷曲线的形状，以适应受约束的可调容量。
削峰、错峰手段不但可使电网和发电公司获得明显效益，用户也可以避开高峰时用电从而避免高峰电价的支出。有研究报告表明，在美国需求侧管理项目的平均移峰成本约为30美元/KW，而其发电的投资成本高达500美元/KW以上。但在实际运行中，要将DSM用于削峰/错峰也必须事先明确或解决以下问题：
（1）如果DSM是通过合同的形式确定的，必须先确定合同的主体，即明确谁和用户签定合同。
（2）什么情况下（经济指标）运行部门可以启动DSM来执行削峰、错峰。
（3）如何保证运行部门得到准确和足够的DSM可执行削峰、错峰信息。
（4）事后的检查、验证及分析。
二、从系统运行角度评价DSM的主要标准
从电力系统运行角度来评价DSM和从经济角度的评价标准是不同的。概括起来讲，需要从以下方面来考察DSM的作用。
（一）可控性。当DSM在电力系统运行中应用时，运行人员可以对DSM直接控制是非常重要的，且一般要求被控用户不能覆盖DSM的指令以确保可控。
（二）可用性。指随时投入使用的能力。如果将DSM作为电力系统运行的一个常用手段，必须保证DSM随时可用，并保证具备一定数量的可控负荷。
（三）可监视性。指运行人员可直接监视参与DSM的负荷的实际情况。
（四）即时性。即时性指标主要包括2个意思：1、启动DSM是否要提前通知；2、提前多少时间。现实情况中，不同类型的企业，因提前通知时间不同，经济损失也是不同的，某些企业在遭受无防备的断电时损失巨大。一般可分为“瞬时停电”、“提前30min通知停电”、提前30min通知停电”等，这些不同的时间要求可以对应电力系统运行中的不同措施。
（五）敏感性。主要指DSM管理下的负荷对社会环境（如日期、经济周期等）和自然环境（气候、温度等）的敏感程度。从运行角度来讲希望越平稳越好。
（六）灵活性。用于衡量使用DSM时的受限制程度。如可用次数是否限制（每日、周、月、年的总次数）；每次启动DSM后的可持续时间是否有限制及每次动用DSM前是否需要专门批准等。
（七）调节容量和调节速率。指DSM可调节（可控）的负荷量和从启动DSM至达到负荷控制目标需要的时间。
三、将DSM作为系统运行常规手段所面临的主要障碍
（一）缺乏开展DSM的有效机制
在目前的电费计算机制下，供电公司缺乏有效的激励机制从事DSM方面的投资和项目，以促进用户节约用电和提高能源效率。因为供电公司的收入与售电量直接相关，售电量越多，收入越高。而DSM一般在减少用户高峰负荷的同时，也往往会促使用户节约用电，提高效率，从而减少供电公司的收入。
对电力用户而言，在目前的电价机制下，也缺少参与DSM项目特别是对电力系统运行最有意义的“可中断供电”项目的积极性。目前推出的峰谷电价机制，在一定程度上促使用户将部分负荷“移峰填谷”，但由于缺乏“可中断电价”机制，用户很难接受将其置于电力运行部门直接控制的DSM系统之内。
（二）没有合适的DSM资金来源和成本回收机制
即使我国电力行业在经过2002年大规模的重组和厂网分开改革后，仍然没有形成输配电的电价机制，对于供电公司而言，有效的DSM系统资金来源及合理的成本回收机制并没有建立起来。因此为推动DSM，必须建立某种投资收益机制，使投资成本通过某种形式（如电价附加的形式）回收并获得必要利润。
（三）技术上的困难
由以上讨论可知，要使DSM作为电力系统一种常用的运行手段，被DSM控制的负荷必须满足一定的技术特性，并达到必要的技术标准。而目前我国已经建立的DSM系统在技术上并不能完全满足以上各项标准。
电力负荷管理论文篇12
一、电力负荷管理系统
1、电力负荷管理系统构成
目前，国内投入使用的电力负荷管理系统一般由系统软件、营销系统等其他外部系统接口、通信网络、现场负荷管理终端等部分构成，其系统结构如图1所示。
图1 负荷系统管理结构
其中，系统软件一般包括3部分:前置机软件、主站软件、Web数据查询管理软件。前置机软件为主站与终端通信的枢纽，是系统完成数据采集及控制的重要环节；主站软件主要为操作人员提供人机交互界面；Web数据查询管理软件主要向其他管理人员及相关人员提供数据查询及浏览功能。从各地区已建立的系统情况来看，系统构筑较早，系统功能偏重于负荷控制，与其他系统的接口不太完善。根据当前的电力市场化需求，有必要对现有负荷管理系统进行优化。
2、电力负荷管理系统在我国的发展现状
目前我国电力负荷管理系统的安装正成逐年递增的趋势，其中大部分地区安装的是无线电负控系统。无线电负控系统是指以无线电作为信息传输通道对地区和用户的用电负荷、电量及时间进行监视和控制的技术管理系统。无线通信属于超短波无线通信。无线电负控系统由计算机系统、前置机、电台、天线、电源等设备组成。属台是设在用户的单向和双向终端，由电台、调制解调器、数据采集、数据处理、参数显示及电源等组成。通信系统是国家无线电管理委员会批准用于无线电负控的专用频率。它的特点是：该系统属于集中控制系统，系统容量大，调整配置灵活，容易扩充。
系统控制中心的主要功能有遥控功能、遥测功能、遥调功能、遥信功能、对时功能、通话功能、系统自管功能以及主台计算机系统对用户资料进行打印及其技术处理等功能。
二、常规线损管理方法
(1)进行网络拓扑结构分析并实施电网改造。查找如下导致线损高的因素:线路负荷偏重、线径偏小,变压器非节能型、能耗大,线路供电距离太长,大用户位于线路末端,变电所布点不够或不合理、运行方式不合理等。通过分析及时制订计划进行高、低压及农、城网改造。
(2)进行理论线损计算。根据网络参数、负荷情况、功率因数等逐条线路计算其理论功率损耗ΔP=ΣΔP,理论线损ΔA=ΔP*T。理论值与实绩值进行对比、与历史值进行对比并分析主要损耗环节和原因。
(3)加强用电管理,进行用电检查。重视互感器、电能表等计量装置的校验,加强抄核收管理。检查用户计量方式、高压计量部分电压互感器二次压降、互感器及表计的准确等级、窃电检查、抄收准确及时性检查等。
(4)制订线损率计划并考核到人。这需要进行前期的线损理论计算、网络分析并掌握历史线损情况,在此基础上制订用户台片线损计划并落实责任到人,加强考核,及时反馈。
(5)加强调度管理。避免仅重安全不重效益的传统思维,将节能降损作为调度管理的一项日常工作。加强变压器的负载率与经济运行分析,优化电网运行方式,避免单线路长距离供电,实时进行无功补偿装置的投切以提高电网功率因素,加强用户无功就地补偿装置管理,减少无功电流引起的网损等。
通过对公司、线路、台片理论线损、实际线损计算和纵横向分析,判断电网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、计算方法、统计资料、营业抄收等方面存在的问题,以便采取有效措施,把线损降低在一个比较合理的范围以内。严谨的线损分析能正确的检查电力网的能耗情况,分析论证能耗是否合理,提出改善电网结构降低能耗的措施,合理制定线损率指标。在此,我们应当看到,线损计算工作量极大,抄表的不同时性、电力网络数据统计与线损计算分离等给线损分析带来很大的难度,理论线损的计算还需要可靠的历史数据统计。但是从目前来讲，科学的数据的收集还存在着很大的难度，需要将电力负荷管理系统引入其中。
三、电力负荷管理系统进行线损分析的关键技术
（1）现有的数据传输采用电力线载波和公网的GPRS移动通信网络配合使用实现数据的采集和上传。电能表数据通过载波方式采集到采集器，终端将采集器数据打包经公网GPRS移动通信网络上传给主站。在实际传输中由于载波和网络受外部环境影响较大，致使终端在线率和数据传输完整率无法实现100%。为保证在线率往往需要耗费大量的人力物力，为此我们要积极寻求更好的传输载体，比如：采用光纤传输或者有线网络传输。
（2）因线路运行方式改变会引起的供电量或售电量的变化，导致线损计算错误。可在供电线路的分支处加装计量装置，实时采集该点的表计数据，进行分支线路的线损统计。如果分支处由于硬件设施的限制不能加装计量装置，应考虑采取技术措施，确保当线路运行方式改变时，该线路的供、售电量与运行方式相符。
（3）做到终端与表计、终端与主站之间通信快速、准确、同步，使抄表数据准确传输给终端，确保终端数据准确、及时传输给主站，保证线损统计数据的正确性和及时性。现阶段因终端厂家和表计厂家众多，通信规约不统一，造成数据传输不完整。这就需要终端有完善的硬件设施，主站每日定时广播对时，确保终端与主站时间统一。终端与表计、终端与主站之间的通信规约采用标准格式，终端或主站都要有严格的纠错功能，确保抄表数据的准确。
（4）现阶段负荷管理系统与用电营销系统是独立的两套系统，为使用电营销系统数据能够传输给负荷管理系统，我们通过软件在两系统之间编写了接口程序来完成数据交换。这样就造成因电能表故障、轮换、台区切改后MIS数据更新而负荷管理系统中数据无法及时进行调整。从而造成数据抄回率下降，为此就需要开发一套基于用电营销系统上的负荷管理系统，使两系统基础数据能够做到时时更新。
（5）利用实时监测的数据，解决用户窃电、计量装置错误接线、计量装置故障等问题。为准确的进行窃电处理、电量电费追补提供科学、有效的数据支持，减少电量损失。
终端应具有异常事件统计、报警功能，主站将终端异常事件及时召测、归纳，根据统计的电能表各相电压、电流突变，以及断相的时间，及时发现电能表的运行异常状况，并在系统软件及时提醒或通过短信方式及时发给相关班组管理人员，做到及时发现及时处理，使电量的损失降低到最小，达到降损增效的目的。
（6）根据技术发展，定期或不定期对系统运行中的各种类型的终端、电能表进行升级改造，保证终端的上线率和表计的抄收率，满足线损计算的需要。
（7）针对公用变压器的监测，要求负荷管理系统数据采集具有实时性、准确性和统一性，其终端采集的公变电量与分户抄表数据时间统一，并能直接用于线损统计分析。
充分利用负荷管理系统进行公用变压器的负荷分析，及时发现轻载、超载、三相不平衡等，为管理班组提供可靠的数据，从而采取有效措施，以提高运行率，降低线损。
结束语
通过在公用变压器上安装终端和集中器，可以有效缩短抄表周期，减少因人工抄表造成的错抄、漏抄、估抄，避免台区错载现象的发生。通过时时监测数据，对线路进行线损分析，提高反窃电水平，缩短计量故障发现处理周期，有效地降低台区线损。并能根据传输的考核表数据，合理调配配电变压器运行状态，降低线路损耗，保证供电质量。
参考文献
电力负荷管理论文篇13
[中图分类号] TM744 [文献标识码] A [文章编号] 1007-7723（2013）01-0053-0004
深入开展理论线损计算工作是做好线损管理工作的黄金切入点。因为通过理论计算，可以明确理论线损占统计线损的比例，从而控制管理线损，压缩统计线损。理论计算的过程也可以帮助我们判断、分析一些技术因素、采取一些技术降损措施，改善理论线损值。
一、象山配电网情况介绍
象山县供电局承担着象山18个镇乡街道供电任务，供电面积1382平方公里。有35kV运行线路31条，总长度235.71km；10kV运行线路157条，总长度1831.23km；10kV配变共4665台，总容量1118285kVA。由以下电源电供电：220kV电压等级变电所2座，变电容量660MVA；110kV电压等级变电所10座，变电容量690.5兆伏安；35kV电压等级变电所13座，变电容量250.5 MVA。
据统计，2011年网供最高负荷32.51万kW，全社会网供电量15.83亿kWh，售电量15.38亿kWh；城市综合电压合格率99.729%，供电可靠率99.815%，月平均日负荷率81.08%；线损率2.82%，其中35kV及以上电网损失电量1169.42万kWh，占总损耗的26.20%，10kV及以下电网损失电量3294.30万kWh，占总损耗的73.80%。可见，县级供电企业想提高自身的降损节能效益，就应该把节能降耗工作的重点放在10kV和400V配电网上，从电网的规划、建设到调整、改造、运行和管理，以及相应的人力、物力、财力的投入，都应向这一重点倾斜。
二、降损实践及效益分析
本文就象山配电网10 kV和400 V两个电压等级进行分析并提出降损措施。
（一）10kV配电网
鉴于线路情况复杂，设备、元件多，数据存在不同步的现象，采用收集较完备的容量法计算，[1]结合象山地域的沿海特点和产业结构，按负荷类别分析原因。比如：鹤浦沿海线路老化系数远远高于正常值，且负荷相对分散，供电半径偏长，供电负荷率也偏小；石浦渔业发达，季节性、阶段性负荷跳跃性增长现象突出；城区住宅区集中，灯峰负荷明显；老城区及城乡结合部等出租房集中，一户多表普遍，夏季空调负荷突增。
计算结果按4个原则进行比较：总损耗率高低和波动情况比较；三相负荷平衡度调整前后的比较；不同的负荷类型的线路或同一线路不同负荷时段代表日计算数据的比较；供电线路半径和导线线径调整前后的比较。
1. 分析归纳：
（1）海岛线路普遍损耗偏高，这是供电区域的地理环境和负荷性质决定的。其中，403线线损非常高，达到21.53%，原因是此线路为沿海线路，供电半径超长，达21.6km，且近年发展起来的船舶制造企业大大小小有几十家，均依海而建，接入该10kV线路，导致负荷高峰期出现“小马拉大车”现象，线损率增高。同时，也可看到，在此种特殊情况下，容量法已无法满足计算要求。
（2）城区线路和居民线路线路状况良好，且负荷分布比较合理，所以损耗率均在2%左右，比较合理。其中F409线损耗偏高，原因是该线路为老城区供电线路，线路线径小，截面积仅有35 ，平时这一区域仅有留守的老人和孩子，负荷不高，可以保障日常用电需求。可一到春节期间，外出务工的子女纷纷回家过年，家中的家用电器全部开启，就会出现低电压问题。
（3）城郊线路，大半线路损耗偏高，其中的原因要结合象山的产业特点――针织业发达，外来务工人员众多，城乡结合部往往是他们的聚集地，几乎都是一家多户的出租房，随着今年人们生活水平的提高，家用电器负荷突增，特别是夏季高温时段，如：102线、364线偶尔会出现低电压问题。
（4）工业线路损耗比较小，这得益于工业负荷集中，供电半径和线径合理等多种因素。
（5）综合线路和农村线路损耗值相对比较良好，虽然农村线路的负荷比较分散，但损耗值均在合理的范围之内。
（6）水产线路计算出的损耗率很好。这主要是由取值当天的负荷利用情况决定的，7月底仍处于象山的禁渔期，渔业及水产加工没有真正的运作起来，所以负荷利用率比较合理，没有暴露出线路损耗高的问题。实际运行情况是，气候宜人的春节，线路负荷更低，线损更小；而到了8月中下旬，为开渔（9月16日）做准备，制冰负荷开始攀升，9月中下旬，第一批渔船返岗，满载而归，水产加工和冷冻负荷随即跟上，此期间气温还很高，所以负荷几乎呈跳跃性增长，此段期间线路的线损率明显增加，如，分别取值2011年4月7日，8月29日和9月25日的实测值，计算结果如下（表2）：
计算这类线路的损耗只取1个代表日是不够的，更精确的做法应该是选择负荷不同时段的多个代表日值计算，然后按照负荷大小计算平均时间和平均值作为该线路的损耗。
2. 降损实践
（1）开工建设110kV鹤浦输变电工程，这是海岛供电的历史性突破，是海岛线路优化的最好途径。该工程2012年内将投运，届时，南田岛和高塘岛将由110kV鹤浦输变电工程供电，403线的供电半径将比现在缩短2/3，达到合理的范围，海岛供电状况全面改善。
（2）对于一家多户的出租房，很容易产生负荷三相不平衡问题，在计算时想得到更加精确的线损结果，需要考虑实际的10kV线路三相平衡程度，一般变压器的三相负荷不平衡率原则上应小于25%，计算公式如下：
当然，当三相不平衡问题突出时，最好的办法是调整三相负荷的分布，使负荷尽量平衡分布才是解决问题的根本。比如老城区的F409线，三相负荷调整前的损耗计算值如下（表3）：
表3与表1中的F409线比较，负荷调整后的损耗率比调整前的损耗率下降了1.27个百分点，效果明显。
（3）同样对于F409线，原主线路截面积仅35，而且线路老旧，运行年限15年以上，在2012年春节前的低电压专项整治过程中实施了线路改线径增大改造，改造成了70 ，线路损耗进一步降低，计算值如下（表4）：
（二）400V低压电网
由于低压台区线损计算量大，组织工作复杂，所以仅会选取个别有代表性的台区进行理论计 算[2]。但计算的结果对实际工作的指导意义并不大。
1. 降损实践
长期以来，主要靠经验加强建设、改造和管理来降损增效。
（1）2008年实施新农村电气化建设以来，逐步淘汰S7型公用配电变压器，推广S9、S11型变压器，并尝试采用了一些新型变压器，如非晶合金变压器、有载调压变压器等，取得了一定的节损降耗、节能减排的效果。
（2）注重预防盐雾腐蚀，降损增效。对石浦、鹤浦等沿海重盐雾地区，尽量采用绝缘导线和集束导线，配电房应用室内户型设计，铁附件进行镀锌处理。经过近几年的新农村建设改造，现全县490个行政村，1599个配电台区有83%，是室内型，低压线路绝缘率达到81%。另外，对电力线路的接头处进行铜铝过渡，安装塑料防腐罩，隔离盐雾侵蚀和氧化，也减少了计量表计氧化烧毁的现象。就拿石浦供电所为例，其低压线损率已由2007年的12.35%下降到2011年的6.46%。
（3）不断规范抄核收制度建设，加强差错考核，组织培训，提高从业人员的业务素质和责任心。
2. 创新尝试
2011年，象山县供电局试点建设了“全覆盖、全采集、全费控”电力用户用电信息采集系统，这一系统可以实现台区线损实测计算、实时监控管理功能。试点选在东陈乡供电区域，共55个台区。2011年12月，实现了第一次数据的全采集，产生了第一份线损分析明细。经过半年的运行，基于此系统提供了数据制订了对东陈村1#主变实施配变增容改造，对平石村和旦门王家村两个台区重点实施低电压整治的计划，发挥了该系统的指导作用。
三、管理建议
（一）10kV电网
10 kV电网近些年仍无法实现实时在线统计计算，理论计算仍需依靠计算软件，所以，应注重理论计算软件的完善和改进。比如：当前的低压理论线损计算软件在计算时一般是以三相负荷平衡为基础进行的，没有考虑每一负荷的具体运行情况，根据设备容量分摊电量，未考虑线路补偿电容的影响等等。同时，也应加强分析功能，比如，在实现原始用电数据条件下，模拟改变线路参数或结构下的计算为工作人员提供旧线路改造方案和新线路设计方案的依据，可以模拟采取各种技术降损措施后的线损变化，检验措施实施的效果，从而指导工作人员制订最优的降损技术方案。
（二）400V电网
加快实施智能化建设。按照计划，此智能化建设项目将在2012年完成全县所有中心城镇的所有用电客户的远程采集系统建设，在2013年底完成全县“全覆盖、全采集”。届时，400V低压线损计算将实现全部台区线损的实测计算、实时监控，为日常的管理工作提供直接的参考依据，辅助管理工作的进一步完善和规范。
四、结 语
随着智能化电网建设推进，配电网自动化程度不断提高，以及集抄、远程抄表技术的推广应用，理论线损计算将逐渐地向在线监测、实时计算的目标发展，为电网科学发展提供强有力的参考支撑，为加强科学管理提供依据。
