JJF 2395-2026 配电网线损测试方法

中华人民共和国国家计量技术规范

JJF 2395—2026

配电网线损测试方法

2026‑04‑02 发布 2026‑10‑02 实施

国家市场监督管理总局发布

归口单位： 全国电磁计量技术委员会高压计量分技术委员会

主要起草单位： 国家高电压计量站

中国电力科学研究院有限公司

参加起草单位： 国网河南省电力公司电力营销服务中心

国网天津市电力公司电力科学研究院

国网湖南省电力有限公司电力科学研究院国网浙江省电力有限公司营销服务中心

本规范委托全国电磁计量技术委员会高压计量分技术委员会负责解释

本规范主要起草人：

岳长喜(国家高电压计量站)

陈昊(中国电力科学研究院有限公司)

朱凯(国家高电压计量站)

参加起草人：

王雍(国网河南省电力公司营销服务中心)

王峥(国网天津市电力公司电力科学研究院)

邓威(国网湖南省电力有限公司电力科学研究院)姚力(国网浙江省电力有限公司营销服务中心)

引言

本规范参照 JJF 1001—2011《通用计量术语及定义》、 JJF 1059.1—2012《测量不确定度评定与表示》、 JJF 1071—2010《国家计量校准规范编写规则》 和 GB/T 20001.4—2015 《标准编写规则第 4 部分： 试验方法标准》 编制。

本规范为首次发布。

1 范围

本规范适用于 35 kV 及以下配电网的同期线损测试。

66 kV 配电网的同期线损测试可参照本规范。

2 引用文件

本规范引用了下列文件：

JJG 596 电子式交流电能表检定规程

JJG 1165 三相组合互感器检定规程

JJG 1189.3 测量用互感器第 3 部分： 电力电流互感器检定规程

JJG 1189.4 测量用互感器第 4 部分： 电力电压互感器检定规程

GB/T 16934—2013 电能计量柜

DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

DL/T 686 电力网电能损耗计算导则

DL/T 698.31 电能信息采集与管理系统第 3-1 部分： 电能信息采集终端技术规范—通用要求

DL/T 721 配电自动化终端技术规范

DL/T 2180 配电网同期线损测量装置通用技术条件

凡是注日期的引用文件， 仅注日期的版本适用于本规范 ; 凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单) 适用于本规范。

3 术语

3.1 线损 energy loss

电能从发电厂传输到电力用户过程中产生的电能损耗。

3.2 理论线损率 theoretical energy loss rate

根据电网设备参数、运行方式、潮流分布以及负荷情况等计算得出的线损率， 是理论线损电量占供电量的百分比。

3.3 同期线损率 energy loss rate over the same period

配电网某指定部分按同一时间段输出电量和输入电量的差值计算得出的线损率。

注：

1 同期线损率测试，可细分为 “ 四分 ” 线损率， 即分区测试、分压测试、分元件测试和分台区测试。

2 分区测试：指电网按供电范围划分为若干区域(如市公司、 区县公司、 乡镇等) 进行的线损率测试。

3 分压测试：指电网按不同电压等级进行线损率测试，包括 35 kV、20 kV、10 kV、6 kV 和

0.4 kV 五个电压等级。

4 分元件测试：指电网按 6 kV 及以上配电线路进行的线损率测试。

5 分台区测试： 电网按各个公用配电变压器的供电区域进行的线损率测试。

3.4 电能计量点 electric energy tariff point

用于电力系统中发电、变电、配电、用电各环节电能量贸易结算和经济技术指标考核用的计量点(以下简称 “ 计量点”)。

3.5 配电自动化终端 remote terminal unit of distribution automation

安装在 35 kV 及以下配电网的各种监测、控制单元的统称， 完成运行参数的监测、电能量计算、数据通信等功能， 主要包括馈线终端、站所终端、配电变压器终端等。

4 概述

配电网线损测试方法是根据配电网中变电站— 线路— 变压器— 用户的拓扑关系，对配电网关键节点的电流、 电压、功率、 电量等运行数据进行实时的测量和采集， 结合配电网设备的档案数据， 通过计算同一时间段配电网某指定部分输入电量和输出电量的差值得到该部分线损的方法，原理如图 1 所示。

图 1 配电网线损测试方法原理图

5 线损测试类型和计量点设置

5.1 测试类型

配电网的线损测试包括分区、分压、分线和分台区等四种测试类型。

5.2 计量点设置

根据线损测试的实际需要，应设置以下计量点：

——接入配电网的电厂关口计量点及相关考核计量点;

——变电站内计量点(包括35 kV 及以下馈线出线关口、主变 35 kV 及以下电能输出端口、站用变和无功补偿装置、站内 35 kV 及以下母联开关等);

——35 kV 及以下专线计量点;

——供电区域内部转供/考核关口计量点;

——配电线路分段、分支、联络计量点;

——专用配电变压器计量点;

——公用配电变压器高低压两侧计量点;

——单相/三相低压供电用户计量点;

——分布式电源上网关口计量点;

——其他配电网元件计量点。

其中供电区域内部转供/考核关口计量点、配电线路分段、分支、联络计量点、分布式电源上网关口计量点宜装设双向电能计量装置。

6 测试条件

6.1 基本要求

线损测试时应满足以下条件：

——配电网中发电设备、变电设备、配电设备、低压设备、计量设备等的档案信息完整准确;

——配电网变电站、线路、变压器和用户的拓扑信息完整准确， 拓扑信息的获取方法参见附录 A;

——配电网的计量点设置完整， 电能计量装置或配电自动化终端的计量性能满足6.2 的要求;

——配电网电压、 电流、功率、 电量等运行数据完整准确， 电能信息采集终端的性能满足 6 .2 的要求。

6.2 测试设备要求

6.2.1 电能计量装置

各电压等级的计量点电能计量装置的综合误差、配置电能表和互感器的准确度等级应满足表 1 的要求。

电压互感器和电流互感器应满足 JJG 1189.3 和 JJG 1189.4 的要求。组合互感器应满足 JJG 1165 的要求。

电能表应能监测计量点的线(相) 电压、 电流、功率、功率因数等运行参数， 并满足 JJG 596 和DL/T 448 的要求。

表 1 电能计量装置准确度等级和综合误差限值

6.2.2 配电网同期线损测量装置

配电网同期线损测量装置应满足 DL/T 2180 的要求，准确度等级不应低于 0 .5S 级。

6.2.3 电能信息采集终端

电能信息采集终端应满足 DL/T 698.31 的要求， 能按设定的终端抄表日或定时采集时间间隔对电能表数据进行采集、存储， 终端记录的电能表数据应与所连接的电能表显示的相应数据一致。其中单相电能表的采集数据包括正向有功总电能示值， 三相多功能电能表的采集数据包括有/无功电能示值、 电能表参数、 电能表状态等信息。

6.2.4 配电自动化终端

配电自动化终端应满足 DL/T 721 的要求， 交流工频电参量的准确度等级或最大允许误差不应低于表 2 的要求。

表 2 配电自动化远方终端的准确度等级或最大允许误差

6.2.5 时钟

在工作温度范围内， 测试设备的时钟准确度随温度的改变量不应超过 0.1 s/ (d·℃)。 运行时钟误差累计不得超过 10 min。

在参比温度及工作电压范围内，测试设备的对时误差不应超过±5 s， 24 h 内走时误差不应超过±1 s ;停电守时时间不应小于 3 d，且停电期间日计时误差不应超过±1s/d。

7 同期线损率计算方法

7.1 分区测试线损率计算

分区测试线损率的计算方法见式(1)：

式中：

ΔW——线损率;

WG1——本区供电量， 为本区内统一核算发电厂上网电量、本区电网转入电量之和减去本区电网转出电量;

WS1——本区售电量， 为本区所有用户抄读的电量之和。

7.2 分压测试线损率计算

分压测试线损率计算方法见式(2)：

ΔW ——线损率;

WG2——某电压等级电网供电量， 为该电压等级电源侧上网电量、主变侧转入电量、外部电网转入电量和下级电网向上倒送电量之和;

WS2 ——某电压等级电网售电量， 为该电压等级电源侧输出电量、通过线路转送外部电网电量、输出至下级电网电量(低压侧总表) 和专线用户售电量之和。

7.3 分线测试线损率计算

7.3.1 单放射线路

单放射线路指自一座变电站(或中压开关站) 的中压母线引出的， 线路末端没有其他联络电源的线路。单放射线路示意图如图 2 所示。

图 2 单放射线路示意图其线路线损率计算方法见式(3)：

WA正 - WA反 + WD正 - WD反 - WΣT ΔWL =

WA正 + WB反 + WC反 + WD正

WA正 - WA反 - WB正 + WB反 - WC正 + WC反 + WD正 - WD反

WA正 + WB反 + WC反 + WD正其线路总线损率计算方法见式(4)：

式(3) 和式(4) 中：

ΔWL ——线路线损率;

ΔW总 ——总线损率;

WA正 ——线路 A 关口表正向电量;

WA反 ——线路 A 关口表反向电量;

WB正 ——变压器 B 关口表正向电量;

WB反 ——变压器 B 关口表反向电量;

WC正 ——变压器 C 关口表正向电量;

WC反 ——变压器 C 关口表反向电量;

WD正 ——电源 D 关口表正向电量，无电源时，值为 0;

WD反 ——电源 D 关口表反向电量，无电源时，值为 0;

WΣT ——配电变压器 B 和 C 总表电量之和;

WΣC ——终端用户侧抄见电量之和。

7.3.2 环网线路

环网接线方式自同一供电区域的两座变电站(或两座中压开关站) 的不同中压母线引出线路， 构成环网的接线方式， 环网线路示意图如图 3 所示。

图 3 环网线路示意图

在联络开关闭合状态下， 环网线路线损率计算方法见式(5)：

WA1正 - WA1反 + WA2正 - WA2反 + WD正 - WD反 - WΣT

WA1正 + WA2正 + WB反 + WC反 + WD正环网线路总线损率计算方法见式(6)：

WA1正 + WA2正 + WB反 + WC反 + WD正线路 Ⅰ 段线损率计算方法见式(7)：

WA1正 + WK正 + WB反 + WC反 + WD正线路 Ⅰ 段总线损率计算方法见式(8)：

WA1正 + WK正 + WB反 + WC反 + WD正式(5) ~式(8) 中：

ΔWL ——环网线路线损率;

ΔWLⅠ——线路 Ⅰ 段线损率;

ΔW ——环网线路总线损率;

ΔW Ⅰ ——线路 Ⅰ 段总线损率;

WA1正 ——线路 A1 关口表正向电量;

WA2正 ——线路 A2 关口表正向电量;

WB反 ——专变 B1 和 B2 反向电量之和;

WB1反 ——专变 B1 关口表反向电量;

WC反 ——专变 C1 和 C2 反向电量之和;

WC1反 ——专变 C1 关口表反向电量;

WK正 ——联络开关 K 正向电量;

WK反 ——联络开关 K 正向电量;

WΣT ——公用配电变压器 C1、C2 和专变 B1、B2 总表电量之和; WΣC ——用户侧抄见电量之和。

线路Ⅱ段线损率计算方法参线路 Ⅰ 段进行。

联络开关断开时，按照相关联线路各自的拓扑方式进行计算。

7.4 分台区测试线损计算

7.4.1 单台变压器台区

单台变压器的台区示意图如图 4 所示。

图 4 单台变压器的台区示意图线损率计算方法见式(9)：

WA正——变压器 A 关口表正向电量;

WA反——变压器 A 关口表反向电量;

WD正——电源 D 关口表正向电量，无电源时，值为 0;

WD反——电源 D 关口表反向电量，无电源时，值为 0;

WΣ ——用户侧总电量。

7.4.2 双变压器台区

两台变压器的台区示意图如图 5 所示。

图 5 两台变压器的台区示意图

在联络开关闭合状态下， 台区线损率计算方法见式(10)：

台区 Ⅰ 线损率计算方法见式(11)：

式(10) 和式(11) 中：

ΔW ——台区线损率;

ΔW Ⅰ ——台区 Ⅰ 线损率;

WΣC ——用户侧抄见电量之和。

台区 Ⅱ线损率计算方法参照台区 Ⅰ 进行。

8 测试结果的处理

8.1 基本要求

选择测量不确定度评定法或理论线损比较法评价测试结果的有效性。

8.2 测量不确定度评定法

8.2.1 计算方法

测试线损率测试结果的扩展不确定度按式(12) 计算：

U =k ⋅ ∑ 2 (εM n )2 + 2 (12)

k ——包含因子，一般可取 k=2;

∑ Wi——各上网计量点电量之和;

Wn ——计量点 n的电量值，包括上网计量点和下网计量点;

ε M n ——计量点 n电能计量装置的最大允许误差绝对值;

ΔT ——计量点 n 电能计量装置的时钟误差， s;

T ——同期线损的统计时间长度， s。

8.2.2 有效性评定

测试结果满足式(13) 要求时， 可认为测试结果有效。

U ≤ A/3 (13)

U——测试线损率的扩展不确定度;

A——线损管理机构给定的线损率限值。

8.3 理论线损比较法

8.3.1 计算方法

依据 8.2.1 评定线损率测试结果的不确定度 U。 依据 DL/T 686 计算理论线损率∆Wt。

8.3.2 有效性评定

线损测试结果与理论线损的差值满足式(14) 要求时， 可认为测试结果有效。

∆W ——测试线损率;

∆Wt——理论线损率。

附录 A

配电网拓扑识别方法

获取配电网拓扑结构常见的方法主要分为两种： 人工录入和拓扑自动识别。

人工录入方式即通过人工现场巡查确定配电网变电站—线路—变压器—分支箱 —表箱—用户的拓扑结构，并将该拓扑结构手工录入系统。

拓扑自动识别主要采用特征信号检测法， 可自动获取配电网变电站—线路—变压器—分支箱—表箱—用户的完整拓扑信息。原理如图 A .1 所示。

变电站

图 A .1 基于特征信号检测法原理图

在变电站出线侧安装特征电信号接收装置， 分段开关处安装特征电信号发生及接收装置， 在配电变压器低压侧安装特征电流信号发送装置， 上述装置可为固定安装或移动便携装置， 配电变压器侧、分段开关等拓扑分支节点按照系统指令发送特征信号，并记录发送时间， 当接收装置检测到特征信号后， 将自动判定与发送特征电信号的拓

扑节点存在从属关系，最终确定变电站—线路—变压器的拓扑结构。

在配变台区出线侧安装特征电信号接收装置， 分支箱、表箱侧安装特征电信号发生及接收装置， 在用户侧安装特征电信号发生装置， 上述装置可为固定安装式、移动便携式装置或集成于其他装置， 配变台区下用户侧、表箱侧、分支箱侧等各拓扑分支节点根据系统指令轮流发送特征电信号， 并记录发送时间， 当接收装置检测到特征电信号后， 将自动判定与发送特征电信号的拓扑节点存在从属关系，从而确定配电网变压器—分支箱—表箱—用户的拓扑结构。

附录 B

不确定度分量评定示例

B .1 标准不确定度分量的来源

以单个计量点电能计量装置电量的不确定度分量评定为例， 测量结果不确定度主要来源： 计量点电量误差引入的不确定度分量。

B .2 测量模型线损电量为：

WG1 ——本区供电量;

WS1 ——本区售电量。

B .3 标准不确定度分量评定

B .3.1 单个计量点电量的测量模型

设本区有 i个上网计量点，j 个下网计量点，则： WG1 = ∑ Wi

Wi——各上网计量点供电量。

WS1 = ∑ Wj

Wj——各下网计量点售电量。

W ′n ——计量点 n电能计量装置的电量实际值;

Wn ——计量点 n电能计量装置的电量测量值;

ΔWn ——电能计量装置时钟误差引起的时间长度 T 内的供电量或售电量误差， 假

设电量在时间长度 T 内为均匀分布，则 ΔWn = Wn ΔTn ——计量点 n 电能计量装置的时钟误差， s;

B .3.2 单个计量点电量的不确定度分量来源

a) 由计量点 n 电能计量装置测量供电量或售电量的误差引入的标准不确定度 u1，

采用 B 类方法评定。按均匀分布考虑， 若计量点 n 电能计量装置的最大允许误差为

± ε M n，则：

u1 = Wn ε M n3

b) 时间长度 T 由计量点 n 时钟引起的供电量或售电量误差引入的标准不确定度u2，采用 B 类方法评定。按均匀分布考虑，设计量点 n 电能计量装置时钟的最大允许误差为±ΔTn， 则：

u2 = ΔTn3

B .3.3 单个计量点电量的灵敏系数

根据计量点电能量的测量模型， 可以得到各不确定度分量的灵敏系数：

B .3.4 单个计量点电量的合成标准不确定度

根据不确定度合成的计算公式可知：

B .4 灵敏系数

根据测试线损率的测量模型，各上网计量点不确定度分量的灵敏系数分别为

各下网计量点不确定度分量的灵敏系数分别为

因此可得各计量点不确定度分量的灵敏系数：

cn = ci = cj (B .2)

B .5 合成标准不确定度

根据合成标准不确定度的计算公式可知：

将式(B .1) 和式(B .2) 代入式(B .3)， 则：

B .6 扩展不确定度

U = ku c， k= 2