10kV高永线线损分析报告

第一篇：10kV高永线线损分析报告

10kV高永线1~8月线损分析报告

一、指标完成情况（不含由小城线供电数据）截止到2012年8月，10kV高永线累计完成购电量370.8万千瓦时，完成全年计划指标（627万千瓦时）的59%，累计完成售电量330.5万千瓦时，完成全年计划指标（560万千瓦时）的59%，累计损失电量为40.3万千瓦时，占全年计划指标（67万千瓦时）的60%，线损率为10.86%，比全年指标（10.69%）增长0.17个百分点，相对全年线损率指标计算多损失电量0.63万千瓦。

综合台区售电量完成售电量182万千瓦时，完成全年计划指标的69.8%，占1～8月总售电量的55%，低压损失电量为10.7万千瓦时，占1～8月总损失电量的26.6%。

二、线损分析

通过对今年1～8月分段及总体分析，本年2月、5月、7月、8月线损率较高，5月份线损率最高达14.94%，具体原因如下：

（一）分月分析 1、2月份由于提前发行核算，大部分采用估算电量，造成当月线损加大，但在3月份进行实抄后对总体损失没有影响。2、5月份由于春检工作、农网改造、20个抽水站安装等计划性停电及线路故障频发，造成高永线小范围停电时间较长，使售电量缺失，一定程度上影响了当月线损。

3、抄表时间差问题，负荷突增造成7月损失加大。7月线损率相对6月环比增加2.34个百分点，增加损失电量为1.09万千瓦时，12日为我所抄表例日，17日为公司抄表例日，经调查好再来米业于7月13日至16日晚间进行了生产加工，造成7月线损偏高。

4、受电网运行方式影响，7月24日10kV高永线由楼平线、辉发线转供,由于远距离供电，存在一定卡脖子现象，末端电压低,增加了线路损耗，导致8月线损高。

（二）总体分析

1、本年受取消二次发行影响，统计口径发生变化，造成本年10kV线损增高。2、10kV高永线线径过细、供电半径过大造成线损高。10kV高永线线路总长为75.66公里，其中截面为35mm的细导线为61.1公里，占线路总长度的80%，最大供电半径达17.57公里。

3、负荷单一，用电时间集中造成损失大。高永线负荷以季度性排灌用电和居民生活用电为主，用电时间比较集中，季度性排灌用电主要集中在5～8月，但本年由于降水影响，季度性排灌用电量相对去年减少近两成。高永线辖区共有42个综合台区，1～8月低压售电量182万千瓦时，占1～8月总售电量的55%，损失电量为10.7万千瓦时，占1～8月总损失电量的26.6%，综合台区在用电低谷时段配电变压器基本处于轻载或空载状态，同时由于综合台区配变主要以30、50kVA居多（单相20kVA 2台、30kVA 18台、50kVA 1

32台、80kVA 4台、100kVA 5台），用电高峰期经常出现过载现象，电压质量下降，变压器轻载及过载造成损失加大。

4、由于远距离供电，增加了线路损耗。10kV高永线前端5公里无负荷，负荷主要分布于线路中后端，电压质量偏低。

5、低压三相不平衡现象、线径过细、不合格表计造成损失加大。0.4kV配电网络结构以两线居多、四线较少，个别台区甚至没有四线线路，三相不平衡现象严重，同时导线线径以截面25mm为主，损耗较大，低压表计仍有一部分机械表及故障表未及时更换，也直接造成线损增加。

三、降损措施

（一）技术措施

1、加快配电线路改造工作，及早投入运行。

2、加快进行台区改造及户表改造工作。

3、更换过载变压器，使用低耗能变压器。

4、对10kV线路无功补偿装臵进行调整。

5、对三相负荷不平衡进行调整。

6、对随机、随器无功补偿装臵进行维修、更换及安装。

（二）管理措施

1、加大力度进行营业普查工作，具有针对性的开展抄表、核算、收费检查，确保按例日进行实抄，准确核算，杜绝估抄、漏抄、错钞现象的发生。

2、加强计量管理，对超期表计进行校验或轮换，及时淘汰不合格的老旧表计和故障表计。

23、加强反窃电检查工作，重点加强台区关口考核计量装臵的检查，杜绝台区窃电现象的发生。

4、积极发展负荷，增供扩销，鼓励用户多时段用电。

第二篇：线损分析报告

经济技术指标分析报告

一、指标完成情况

1、供电量：计划完成XXkwh,实际完成XXkwh,同期为XXkw,比计划增加XXkwh，比同期减少XXkwh。

2、综合售电量:计划完成XXkwh,实际完成XXkwh,同期为XXkwh,比计划增加XXkwh，比同期增加XXkwh。

3、综合线损率：计划完成XX%，实际完成XX%，同期为XX%，各线路线损完成情况如下：

4、电费回收率XX%。

5、售电单价:计划完成XX元/kwh,实际完成XX元/kwh，同期为XX元/kwh。

二、综合指标分析

XX月份随着连续的天气降温，我所供、售电量有所下降，但整体来说线损均按计划完成。现对XX月线损进行深刻的自查自纠，究其原因为以下方面：

1、受线路结构因素影响观桥所安居线路供电半径为XXKM，线路长、负荷重、电压损失十分严重，长期形成了线损居高不下。

2、通过所党政工组织的营业检查，严处并纠正了抄表不到位、漏抄、估抄现象。将一些故障缺陷及时反馈并予以解决，将以前的漏查电量及时抄核。

三、下一步工作的打算 为了加强营业管理工作，更好地完成各项生产目标任务。在节能降损工作中，观桥供电所将从以下几个方面持续性的加强管理：

1．进一步加强营业抄、核、收管理是全所的工作之重。由所党政工分别带队采取多种形式的检查，如：通过一体化采集系统观察台区线损异常、大宗用户、卡表用户用电情况等，通过用户反馈的意见进行重点普查。同时，定期开展线损指标分析例会，及时加强对线损高线路的分析和实地巡视检察，将营业普查工作列入常态化管理。

2．做好基础资料的收集、完善与更新工作，及时掌握大宗用户、电站、主变、线路的运行情况。加强公变的负荷监控，特别是场镇公变、负荷较重台区，落实专人负责。做到有计划、有执行、有记录、有检查。确保设备安全、高效运行。

3．加强用电普查，查窃、补漏、纠违章等工作的开展。采取突击检查、定期检查和夜间检查等方式，重点检查偷漏电、违章用电、互感器倍率、电度表位数及接线是否正确。抓好对长期无人用电用户的管理，组织用监、表计人员进行现场核实，并做好整改停电处理。

4．加强辖区供电设施的日常维护管理工作。清查辖区内线路老化情况严重的台区，对有隐患的变台进行及时整改，力求从技术上支撑降损工作。

5．全面做好网改升级工作，配合用电稽查力度，重点对 场镇换磁卡表用户电价有无异常，仔细筛查核对表本查处无表、无户用电，打击各类窃电、违约用电行为。

第三篇：线损分析

配电网的电能损耗不仅与电网的结构和负荷性质有关，而且还与企业的管理水平有关。在供电所的线损管理中，管理线损是左右统计线损的一个重要因素。由于这种损失无规律可循，又不易测算，通常又称之为不明损耗。因管理不到位形成的电能损失在整个实际线损中占有较大的比重，在某些地方，部分环节甚至还相当严重。通过线损分析，可以深入了解本单位线损的起因、性质、各组成部分所占比例等因素，找出影响损失的主要因素，并有针对性地采取相应的措施，以较少的投入取得较大的降损效果和经济效益。

一、线损分析方法

1、分片分析

线损分析应按电压等级、分线路、分台区进行，以掌握线损电量的组成，找出薄弱环节，明确主攻方向。

2、扣除无损电量分析

将无损的用户专用线、专用配电变压器、通过用户的转供电等相应的售电量扣除后进行统计分析，以求得真实的线损率。

3、与历史同期比较分析

有些用电负载与季节有关系。随季节变化而变化（如农业用电）。而且，同期的气象条件也基本一致，所以与历史同期的参数值比较，有很大的可比性，通过比较能够发现问题。

4、与平均线损率比较分析

一个连续的时间较长的平均线损率，能够消除因负载变化、时间变化、抄表时间差等因素造成的线损波动现象，这样的平均线损率能反映线损的实际状况。与该平均线损相比较，就能发现当时的线损是否正常。

5、与理论线损对比分析

实际线损与理论线损的偏差的大小，能看出管理上的差距，能分析出可能存在的问题，并结合其他分析方法，找出管理中存在的问题，然后采取相应措施。

6、电能平衡分析

计量总表与分表电量的比较，用于监督电能计量设备的运行情况和变电站本身耗能情况。这是很有效的分析方法，经常开展这项活动能够及时发现问题，及时采取措施，使计量装置保持在正常运行状态。

7、与先进水平比

将本单位的线损完成情况，与周围单位比，就能发现本单位在电网结构和管理中存在的差距。

二、对几个影响线损的因素定性研究

1、线损电能损失分布规律

在线路中，电能损失不是平均分布的，线路前端损失大，主干损失大于分支损失。

2、线路结构对损失的影响

电源应放在负荷中心，使电网呈网状结构，线路向周围辐射，这种电网结构，损失最小。应尽量避免采用链状结构。

3、功率因数对线损的影响

在电网中存在着大量感性负载使得线路功率因数低。在同样的功率下，功率因数越低，负载电流就越高，线路损失成平方比增加。要减少损失，就必须减少电流。

4、电能表对低压线损的影响

DD28、DD862机械表表损分别为2W、1.5W，单相电子表表损为0.5W左右,一个月电能损耗分别为1.4Kwh、1kwh和0.4kwh左右。由于我县农村每户用电量仅8度左右，使用不同种类的电表，电能将对线损率水平产生重大影响。

5、三相负荷不平衡对线损的影响 采用三相四线制供电方式，由于用户较为分散（外出用电户多），线路长，如果三相不平衡，则零线中有电流通过，损耗将显著增加。至此，当三相负荷不平衡时，不论在三相线路上是何种负荷分配情况，电流不平衡越大，线损增量也越大，且与电流不平衡度成正比。线损理论计算方法

线损理论计算是降损节能，加强线损管理的一项重要的技术管理手段。通过理论计算可发现电能损失在电网中分布规律，通过计算分析能够暴露出管理和技术上的问题，对降损工作提供理论和技术依据，能够使降损工作抓住重点，提高节能降损的效益，使线损管理更加科学。所以在电网的建设改造过程以及正常管理中要经常进行线损理论计算。

线损理论计算是项繁琐复杂的工作，特别是配电线路和低压线路由于分支线多、负荷量大、数据多、情况复杂，这项工作难度更大。线损理论计算的方法很多，各有特点，精度也不同。这里介绍计算比较简单、精度比较高的方法。理论线损计算的概念 1．输电线路损耗

当负荷电流通过线路时，在线路电阻上会产生功率损耗。(1)单一线路有功功率损失计算公式为 △P＝I2R

式中△P--损失功率，W；

I--负荷电流，A；

R--导线电阻，Ω(2)三相电力线路 线路有功损失为

△P＝△PA十△PB十△PC＝3I2R(3)温度对导线电阻的影响：

导线电阻R不是恒定的，在电源频率一定的情况下，其阻值

随导线温度的变化而变化。

铜铝导线电阻温度系数为a＝0.004。

在有关的技术手册中给出的是20℃时的导线单位长度电阻值。但实际运行的电力线路周围的环境温度是变化的；另外；负载电流通过导线电阻时发热又使导线温度升高，所以导线中的实际电阻值，随环境、温度和负荷电流的变化而变化。为了减化计算，通常把导线电阴分为三个分量考虑：

1）基本电阻20℃时的导线电阻值R20为

R20=RL 式中R--电线电阻率，Ω/km，;L--导线长度，km。

2）温度附加电阻Rt为

Rt=a（tP－20）R20

式中a--导线温度系数，铜、铝导线a=0．004；

tP--平均环境温度，℃。

3）负载电流附加电阻Rl为

Rl= R20 4）线路实际电阻为 R=R20+Rt+Rl（4）线路电压降△U为

△U=U1－U2=LZ 2．配电变压器损耗(简称变损)功率△PB

配电变压器分为铁损(空载损耗)和铜损(负载损耗)两部分。铁损对某一型号变压器来说是固定的，与负载电流无关。铜损与变压器负载率的平方成正比。

配电网电能损失理论计算方法

配电网的电能损失，包括配电线路和配电变压器损失。由于配电网点多面广，结构复杂，客户用电性质不同，负载变化波动大，要起模拟真实情况，计算出某一各线路在某一时刻或某一段时间内的电能损失是很困难的。因为不仅要有详细的电网资料，还在有大量的运行资料。有些运行资料是很难取得的。另外，某一段时间的损失情况，不能真实反映长时间的损失变化，因为每个负载点的负载随时间、随季节发生变化。而且这样计算的结果只能用于事后的管理，而不能用于事前预测，所以在进行理论计算时，都要对计算方法和步骤进行简化。为简化计算，一般假设：

（1）线路总电流按每个负载点配电变压器的容量占该线路配电变压器总容量的比例，分配到各个负载点上。

（2）每个负载点的功率因数cos 相同。

这样，就能把复杂的配电线路利用线路参数计算并简化成一个等值损耗电阻。这种方法叫等值电阻法。等值电阻计算

设：线路有m个负载点，把线路分成n个计算段，每段导线电阻分别为R1，R2，R3，…，Rn，1．基本等值电阻Re 3．负载电流附加电阻ReT

在线路结构未发生变化时，Re、ReT、Rez三个等效电阻其值不变，就可利用一些运行参数计算线路损失。

均方根电流和平均电流的计算

利用均方根电流法计算线损，精度较高，而且方便。利用代表日线路出线端电流记录，就可计算出均方根电流IJ和平均电流IP。

在一定性质的线路中，K值有一定的变化范围。有了K值就可用IP代替IJ。IP可用线路供电量计算得出，电能损失计算

（1）线路损失功率△P（kW）

△P=3（KIP）2（Re+ReT+ReI）×10-3

如果精度要求不高，可忽略温度附加电阻ReT和负载电流附加电阻ReI。

（2）线路损失电量△W（3）线损率

（4）配电变压器损失功率△PB（5）配电变压器损失电量△WB（6）变损率 B

（7）综合损失率为 + B。

另外，还有损失因数、负荷形状系数等计算方法。这些计算方法各有优缺点，但计算误差较大，这里就不再分别介绍了。低压线路损失计算方法

低压线路的特点是错综复杂，变化多端，比高压配电线路更加复杂。有单相供电，3×3相供电，3×4相供电线路，更多的是这几种线路的组合。因此，要精确计算低压网络的损失是很困难的，一般采用近似的简化方法计算。

简单线路的损失计算 1．单相供电线路

（1）一个负荷在线路末端时：

（2）多个负荷时，并假设均匀分布：

2．3×3供电线路

（1）一个负荷点在线路末端

（2）多个负荷点，假设均匀分布且无大分支线

3．3×4相供电线路

（1）A、B、C三相负载平衡时，零线电流IO=0，计算方法同3×3相线路。

由表6-2可见，当负载不平衡度较小时，a值接近1，电能损失与平衡线路接近，可用平衡线路的计算方法计算。

4．各参数取值说明

（1）电阻R为线路总长电阻值。

（2）电流为线路首端总电流。可取平均电流和均方根电流。取平均电流时，需要用修正系数K进行修正。平均电流可实测或用电能表所计电量求得。

（3）在电网规划时，平均电流用配电变压器二次侧额定值，计算最大损耗值，这时K=1。

（4）修正系数K随电流变化而变化，变化越大，K越大；反之就小。它与负载的性质有关。

复杂线路的损失计算

0．4kV线路一般结构比较复杂。在三相四线线路中单相、三相负荷交叉混合，有较多的分支和下户线，在一个台区中又有多路出线。为便于简化，先对几种情况进行分析

第四篇：线损报告

线损分析报告

1、现状

1.1、基本概况

习水电力局现有职工665人，供电所10个，固定资产总额3502万元；习水县电力局电网是贵州电网的重要组成部分，已形成以110KV电压等级电源为支撑、35KV输电网、10KV配电网络、地方小水电站并网运行组成的电网结构，承担着习水24个乡镇的工、农业生产和居民照明用电，年供电量达1.5亿kwh（2005年统计电量）。

1.2、网络结构

1.2.1、110KV变电站一座，坐落于习水县城城西，主变两台，容量41500KVA，承担着习水24个乡镇的工、农业生产和居民照明用电，是马临、温水、习酒、良村、土城、桑木、里狮35KV变电站和东皇10KV开关站的主供电源。

1.2.2、35KV线路130.94KM，变电站7坐，容量29750KVA，其中：

马临35KV变电站：坐落于马临工业经济区所在地，主变压器一台，容量5000KVA，承担着马临、隆兴两个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

温水35KV变电站：坐落于温水镇所在地，主变压器一台，容量3150 KVA，承担着温水、大坡、寨坝、泥坝、仙源五个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

习酒35KV变电站：坐落于习酒镇所在地，主变压器两台，容量8150KVA，承担着习酒、回龙两个乡镇的工、农业生产和居民照明用

电。

良村35KV变电站：坐落于良村镇所在地，主变压器一台，容量3150KVA，承担着良村、三岔河两个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

土城35KV变电站：坐落于土城镇所在地，主变压器一台，容量4000KVA，承担着土城、醒民、同民、民化四个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

桑木35KV变电站：坐落于桑木镇所在地，主变压器一台，容量3150KVA，承担着桑木、二郎两个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

里狮35KV变电站：坐落于官店镇里狮片区所在地，主变压器一台，容量3150KVA，承担着官店、桃林、二里、永安、双龙五个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

1.2.3、10KV开关站一坐，坐落于习水110KV变电站内，承担着东皇、程寨两个乡镇的工、农业生产和居民照明用电。

1.2.4、10KV配电线路1608.87 KM，配电变压器1415台，容量98710KVA，其中：大用户及非普工业专变614台，容量55130KVA；公用变压器801台，容量43580KVA。

1.2.5、400V配电线路2505 KM，用户106374户。

1.3、线损状况：

线损率是电力企业的一项综合性技术经济指标，它反映了一个电力网的规划建设、生产技术和运营管理水平。搞好节能降损工作是关

系到贯彻国家节能降损方针政策和提高企业经济效益的问题。省电力公司、市供电局和本局领导对此都十分重视，把节能降损工作提到了重要的议事日程，随着农网改造的全面开展和逐步深入，农网改造资金的大量投入，以及农村供电所成立后农网管理体制的理顺。自2000年以来我局加大了线损的管理和考核力度，加强了降损措施的完善和资金投入，对网区内的用户增加了优质服务含量，加上习水经济正在稳定发展，工农业生产呈良好的发展势头，供售电量逐年增加，线损率逐年降低并保持下降势头，详细数据见下表：

比去年同期时间供电量（年）（万kwh）售电量（万kwh）损耗电量（万kwh）线损率（%）供电量上升（万kwh）324.66521088.68823834.2266121.67841685.4493217.4808上升率（%）11.8622.3864.411.2417.0127.75线损率下降（%）2.30.39-1.126.731.430.******.14285952.8319787.05769908.73611594.1853972.45234884.69427921.11978686.368710329.754891.69051068.13681865.93791222.36731264.43118.3317.9419.0712.3410.9110.8314811.665813206.90121604.76461.4、存在的问题

1.4.1、高压损失电量比较严重，约占总损失电量的70%左右。1.4.2、农村变压器损失电量较大，线损率比较高。1.4.3、部分供电所综合线损率居高不下，或是时高时低。1.4.4、县城和集镇地区变压器低压损耗没有足够的深挖潜力，存在的漏洞还比较大。

1.4.5、网区内的偷、漏电现象还比较严重，也未得到及时的查处。

1.5、原因分析

1.5.1、习水县电力局受地理条件限制，网络陈旧、零乱，高压线路布局不很合理，线径达不到要求，10KV线路距离比较长，增加了高压损耗电量。

1.5.2、低压线路比较零乱，供电半径太长（部分变压器低压供电半径超过3km），农网改造资金有限不能面面具到，导致低压损失电量增高。

1.5.3、电量结构很不合理，非普工业和大工业电量占总电量的38%左右，居民生活用电和其他用电占总电量的60%左右，导致无损电量所占的比例太少。

1.5.4、农村变压器负荷不平衡现象比较严重。由于习水电网农村变压器供电量占总公用变压器电量的65%左右，而农村变压器电量分散，供电半径太长，负荷极不平衡又无法调整，大量的用电时间集中在局部时段，导致变压器和线路利用率和负荷率太低，增加了变压器和线路损耗电量。

1.5.5、无功补偿工作启动缓慢，网络功率因数较低，大量无功电量在网上的流动产生了一定的损耗。

1.5.6、小水电的配置很不合理。大部分的小水电站均在各条线路的末端，且集中在小部分线路或局部地区，枯水期时，小水电量不能满足本线路或本地区的需要，大量的从网上下电量供给用户，而丰水期时，小水电量太充足，本线路或本地区又不能完全消耗，大量的电量又经过线路或地区向网上输送，这些电量在输送的过程中产生损耗电量。

1.5.7、线损的科学管理水平不高，特别是对线损的分线、分压、分台变（区）考核管理认识不够，启动缓慢；电力企业经营转制后，部分人员的管理能力和思想意识有限，不能与节能降损工作相适应；没有建立科学的节能降损管理制度与体系，没有系统的节能降损规划与目标，导致管理粗放、意识淡薄，增加了线损的管理损耗。

1.5.8、对职工的业务培训力度不够，导致部分职工不能胜任节能降损工作的要求，对节能降损工作无从着手，形成有其余力而不足的局面。1.5.9、前几年我局对南网公司和国家的节能降损方针政策理解不够，贯彻不彻底，也未真正认识到节能降损是供电企业生命线的深刻道理，从而使各项节能降损工作的推动缓慢。

1.5.10、部分地区或供电所影响线损的主要原因分析：

东皇供电所：

一直以来，县城居民生活用电量占据了所有供电量的75%左右，而县城居民生活用电的下户线比较零乱，受资金和其他因数的影响得不到及时整改，导致偷、漏电现象比较严重又无法查处。10KV线路的设计和配置不很合理，比如环北线全长约2500M，线路首端1500M内基本无负荷，大量负荷均在线路的末端，导致电量流经线路首端的过程中产生了大量的损耗；习红线全长约6000M多，线路上除两台公用变压器外基本无负荷，红旗电站的发电量必须途经该线路才能向其他线路输送，输送的电量产生了大量的线路损耗。网络结构不很合理，由于10KV网络零乱，导致单条线路故障比较频繁，随时都在环网供电或是随意改变线路的运行方式，而线路的承受能力有限，导致

环网电量也会产生大量损耗。部分农村变压器供电半径太长，电量分散，比如长嵌变、天鹅变、花池变等供电半径已经超过了3KM多，低压线路也比较零乱，导致低压损耗增高。

马临供电所：

马隆线受地理条件限制，本所大量的非普工业负荷都集中在该线路上，线路全长26KM多，线路型号为LGJ-50线，线路太长，线径太小，加之非普工业负荷比较分散，导致电量在输送过程中在线路上产生了大量的损耗。

官店、桑木、仙源、永安、土城、温水供电所：

农村变压器很多，低压线路零乱，供电半径很长，有的变压器供电半径超过了3.5KM，电量少且比较分散，导致低压损失电量比较多。小水电无调节功能，不能得到充分利用。高压线路线径小且距离比较长，高压线损很高。

良村供电所：

小水电的配置很不合理。大部分的小水电站均集中在良官线和良山线的末端，枯水期时，小水电量不能满足本线路的需要，大量的从网上下电量供给用户，而丰水期时，小水电量太充足，本线路又不能完全消耗，大量的电量又经过线路向网上输送，这些电量在输送的过程中产生损耗电量。

2、降损规划

2.1、降损目标

随着电力企业经营体制的转变，现代化管理方法的引入，管理工

作的进一步规范、细化，节能降损工作将由粗放型管理向可定量性、可操作性、可考核性的科学管理方法迈进，把不合理的损耗和管理损耗降到最小，使线损率达到先进水平。结合上级有关节能降损文件指示精神，根据我局电网的实际情况，今后五年降损目标要求在供电量有较大幅度增长的情况下，线损率有明显的下降，创历史最好水平，到2010年，全局综合线损率目标10%，比2005年的综合线损率下降2.8个百分点，高压线损率目标6.5%，低压线损率目标10%，35KV网络损耗率1%，详细目标值如下：

今后五年全局及各供电所降损目标值

综合线损率（%）单位高压线损率（%）低压线损率（%）************年年年年年年年年年年年年年年年121412***41212.511.513.511.511131110.512.510.51512.512.512.512.512.510.510.******8887.56.87.87.87.87.87.87.87.87.87.87.26.57.57.57.57.57.57.57.57.57.576.27777777776.566.56.56.56.56.56.56.56.56.5611***31313131210.810.512.512.512.512.512.512.512.512.512.511.***1212111011.511.511.511.511.511.511.511.511.510.59.***111110东皇习酒马临官店温水良村土城桑木永安仙源全局16.515.513.513.513.513.513.511.512***1112.2、降损方案

2.2.1、调整网络运行方式，使网络经济运行。

2.2.2、对10KV线路提出整改方案，并进行整改，使10KV线路运行在最佳状态，降低高压损耗。

2.2.3、加大资金的投入和多渠道集资对农村低压线路和县城、集

镇变压器低压线路进行整改，降低低压损耗。

2.2.4、投入资金安装集中补偿装置，动员用户安装无功就地补偿装置，提高网络功率因数。

2.2.5、尽可能的对变压器负荷不平衡现象进行调整，提高负荷率，减少变压器损耗。

2.2.6、加大计量装置的科技含量，提高计量装置的精度等级，合理配置计量装置。

2.2.7、准确预算负荷，合理配置变压器，提高变压器利用率。

3、节能降损措施

3.1、组织措施：

3.1.1、根据不同时期的岗位设置和分工不同，成立线损管理领导小组，编制领导小组岗位职责，发挥领导小组的职能作用。

节能降损是电力企业的生命线，搞好节能降损工作，不仅可以提高企业的经济效益，也反映了电力企业的生产技术和运营管理水平。节能降损工作是一项长期的、技术含量很高的工作，要求有组织、有步骤地实施，成立领导小组也就是必然的，才能更好地为节能降损工作服务。

3.1.2、根据不同时期的实际情况，编制节能降损管理和考核制度，实行分级负责的管理模式，并加以实施。

要确保节能降损工作顺利进行，抓出成效，就必须有一套完整的管理制度来规范、约束领导小组和职工的工作行为，实行一级对一级负责的管理模式，即：组长负总责，负责编制管理制度和指标的分解，副组长对组长负责，负责管理制度的落实和检查、指导、考核工作，成员对副组长负责，负责节能降损工作的具体实施。保障节能降损工作的顺利开展。

3.1.3、搞好线损科学管理，努力提高管理水平和职工的业务素质水平，实行线损分级管理。

根据上级部门线损管理规定，结合我局的实际情况，我局必须在管理水平上下功夫，紧紧抓住降低管理损耗不放松。由于我局受地理条件、网络水平、资金投入的限制，技术线损可挖的潜力不大，而管理线损占据着很大的份量，这就要求必须努力提高管理水平和职工的业务素质水平，降低管理损耗，确保线损率的有效降低。线损实行分级管理，编制分级管理制度，层层落实责任制，逐级分解指标，严格进行考核，即：35KV网络损耗和10KV以上关口计量装置由用电科和计量所负责管理，10KV网络损耗、10KV以下计量装置由供电所班组负责管理，10KV以下的低压线损率分片、分台区由抄表人员负责管理，另外节能降损管理领导小组对全局线损管理方案、措施、实施情况、指标完成情况实施监督、考核，承担管理领导责任。

3.1.4、加强领导，提高认识，确保降损工作深入开展。抓节能，必须抓节电，节能具有重大的经济效益、社会效益和环境效益，我们必须站在一定的高度深刻认识这个问题。为了实现本期节能降损目标，我局必须加强领导，明确责任，密切配合，协调工作，特别是分管局长，要亲自讲节能，抓线损，对节能降损中的主要突出问题，要做到三不放过，即问题起因没有搞清楚不放过；问题没有及

时处理或处理不力不放过；造成问题的责任没有查清不放过。为了适应节能降损工作的需要，我局要建立以线损归口管理部门用电科为主，生计科、生调所、计量所、供电所等部门具有敬业、勤业和一定理论知识及实践经验的技术干部组成的线损工作领导小组，具体负责编制、检查、考核全局的节能降损工作。坚持线损月度、季度分析，线损归口部门要为全局节能降损领导小组和相关部门提供决策、措施依据，同时，改进和理顺线损管理思路，把降损与企业内部的各项经济指标紧密结合，引进激励机制，改变粗放型管理线损的模式，实行科学的全过程管理，把降损工作做到细致扎实，实现线损率稳中有降。

3.1.5、抓好线损的分解、统计计算和分析工作。

根据线损分级管理的原则，各部门要明确线损统计口径，并且将县局下达的线损计划指标层层细化分解、考核，同时要按照分线、分压、分台区的原则，自下而上正确进行线损的统计计算和分析工作，并及时报到用电科进行汇总。要完善小指标的分解和考核办法，小指标要做到算得出、看得见，能考核，奖惩分明，以增强广大职工的责任心和紧迫性。要坚持召开线损月度、季度分析例会，做好线损的调查研究和定期线损理论计算，掌握降损动态信息，促进降损工作深入开展。3.2、技术措施

3.2.1、加快电网建设与技术改造，充分发挥技术降损作用。

加快农网输、变电工程建设，在强化110KV网架的基础上，逐步实现35KV电网分片区运行，以满足电网安全、经济运行和地区用

电增长的需要。增大投入对110KV变电站的容量和技术改造，增设庙坪、温水、永安110KV变电站，使之既能满足用电量增长的需要，也能满足科技运行的需要，减少停电时间。在现有的马临、温水、良村、土城、桑木、里狮、习酒35KV变电站的基础上，增加伏龙、民化、仙源、寨坝、双龙、程寨、醒民、大安35KV变电站，由用户出资新建二郎、大百塘、梨元坝、桃林、官店、大水、兴隆、瑞安、煤化、三岔河和隆兴35KV变电站，形成较为可靠和经济的35KV供电网络，既能满足用电增长的需要，也可减少输电距离，增加输电电压等级，达到降低在输送电能的过程中产生的损耗。

对10KV网络认真清理和研究，解决卡脖子线路、迂回供电和高耗能问题，积极推广新技术、新设备、新材料、新工艺，增加导线截面，提高线路利用率，减低因线路截面和质量、距离达不到要求产生的损耗。解决环北线、马隆线、良官线、良山线等10KV线路因输电距离太长、截面太小的问题，降低线路损耗。

对公用变压器进行认真清理，解决或堵死超载、大马拉小车现象，尽量对负荷不平衡的变压器进行调整，坚持多布点、小容量的原则，合理的投入资金增设小容量变压器，积极推广节能型变压器的利用，淘汰网区内高耗能变压器，提高变压器利用率，减少变压器损耗。3.2.2、加快无功补偿进度，严格执行功率因数考核。

在现有110KV变电站无功集中补偿装置正常投运的基础上，增设35KV变电站集中无功补偿装置；动员100KVA以上的专变用户安装无功就地补偿装置，提高网络功率因数。2007年以前完成35KV

变电站集中无功补偿装置的安装；2006年以前完成马临供电所、良村供电所的所有100KVA以上用户无功补偿装置的安装；2008年以前完成其余各所100KVA以上用户无功补偿装置的安装。3.2.3、加强计量管理，确保准确计量

积极推广使用新技术、新设备，优先采用低功耗、高精度、长寿命、宽负载、防窃电、多功能的新型计量装置及设备，确保计量装置的准确计量和安全运行。

严格执行电能计量管理规程、制度，认真做好计量装置的配置、检定、校验、轮换工作，定期开展计量普查工作。做好计量指标分解、统计和考核工作。做好母线电量平衡的统计和分析工作，找出原因，解决问题。

采用就地计量，采用各种科学手段，尽量减少二次回路压降及损耗，提高计量装置的计量精度。

采用分级管理的方式，即关口计量装置由用电科和计量所负责管理，线路关口计量装置和专变、大用户、变压器考核计量装置由计量管理专职负责管理，一户一表和其他计量装置由班组负责管理，界定管理权限，承担管理责任。

加强计量人员的业务技能培训，提高业务素质，使之能适应计量管理工作的需要。

3.2.4、提高电网经济运行水平，降低网络损耗

生调所要根据潮流变化和理论计算依据，合理安排电网经济运行方式，充分发挥网架优势，挖掘潜力降低网损。推广应用区域无功、电压优化运行集中控制系统，切实抓好地区无功功率就地平衡，提高电压质量，降低输电损耗。

提高网络负荷的峰、谷平衡率，避免和减少迂回供电、远距离输电，提高设备完好率，确保电网稳定、安全、经济运行。3.2.5、加强用电检查，搞好用电管理，减少管理损耗

大力宣传电力相关的法律、法规，增强用户依法用电观念，拟订用电检查和用电普查计划，并按期实施。

提高计量装置科技含量，加装防窃电计量箱、失压、断流监测仪，采用防窃电电量表，封堵各类接线桩头。

掌握用户用电规律，建立用户产品单耗台帐和客户综合信誉信息平台，根据客户用电信誉和自觉性，有的放矢。增加用电检查次数，提高用电普查质量，堵死因偷、漏电现象产生的电量损耗。

严格执行抄、核、收管理制度，提高实抄率和正确率，按规定的抄表时间和路线图抄录表计，确保线损统计的准确性。

3.2.6、加强工程质量监督，提高安装质量

严格执行业扩报装流程，采用新产品、新工艺、新技术，确保工程施工质量，合理布局网络，减少网络损耗。

习水县电力局 2005年3月

第五篇：供电所线损电压分析报告模版

供电所线损电压分析报告模版 年月线损电压分析报告 供电所

一、指标完成情况： 1.供电所综合线损率：

年月，我所综合线损率完成情况如表1所示,累计线损率比计划指标下降(上升)个百分点。表1供电所综合线损统计表 电量单位：万千瓦时

指标供电量售电量线损电量线损率()实绩同比()实绩同比()实绩同比 当月 累计

折线图描述出今年和去年月度、年累计综合线损率。图一：月度综合线损率折线图

图二：年累计综合线损率折线图

2.10kV有损线路高压线损： 年月，我所10kV有损线路高压线路线损率完成情况如表2所示,累计线损率比计划指标下降(上升)个百分点。

表210kV有损线路高压线损统计表 电量单位：万千瓦时

指标供电量售电量线损电量线损率()实绩同比()实绩同比()实绩同比 当月

累计

折线图描述出今年和去年月度、年累计10kV高压有损线路线损率。图一：月度10kV高压有损线路线损率折线图

图二：年累计10kV高压有损线路线损率折线图

3.公用配变变损失：

年月，我所10kV公用配变损失率完成情况如表

3、表4所示。当月公用配变的平均负荷率约为。

表310kV公用配变变损统计表 电量单位：万千瓦时

供电量售电量变损电量变损率()实绩同比()实绩同比()实绩同比 当月 累计

注：表3中，售电量为公用配变考核表计抄见电量，变损电量为公用配变铜损、铁损电量之和，供电量为售电量、变损电量之和。表4变损统计表

电量单位：万千瓦时 铜损铁损

铜损电量铜损率同比铁损电量铁损率同比 当月

累计

4.0.38kV低压台区线损：

年月，我所0.38kV低压台区线损率完成情况如表5所示,累计线损率比计划指标下降(上升)个百分点。

表50.38kV低压台区线损统计表 电量单位：万千瓦时

指标供电量售电量线损电量线损率()实绩同比()实绩同比()实绩同比 当月 累计

折线图描述出今年和去年月度、年累计400V低压线损率。图一：月度400V低压线损率折线图

图二：年累计400V低压线损率折线图

5.线损统计考核情况

年月，本供电所有个台区完成线损率指标，占全所总台区数(执行本月抄表周期台区数)的，合计奖励村电工元、罚款元(本所有超过50的台区未完成线损率指标时，应进行综合分析。)6.电压合格率

年月，我所电压合格率完成情况如表6所示,累计电压合格率比计划指标上升(下降)个百分点，同比上升(下降)个百分点。

表6电压合格率统计表

点数运行时间(分钟)电压质量()超上限超下限总时间超上限超下限合格率 当月 累计

折线图描述出今年和去年月度、年累计电压合格率。图一：月度电压合格率折线图

图二：年累计电压合格率折线图

二、供电所基本情况分析(季度分析)目前，本所共有10kV高压线路条，线路总长公里，客户专变台/kVA，综合配变台/kVA，其中高能耗综合变台/kVA。截止本月底，全所共有10kV高压无功补偿装置组/kvar；专变客户端无功补偿装置共组/kvar；综合变下低压无功补偿装置组/kvar。截止本月底，供电所累计新增专变台/kVA；新增客户无功补偿装置共组/kvar；新增小动力和居民客户户，用电容量kVA。

今年以来，供电所电网建设与改造情况如表7所示。

表7降损措施完成情况表

电压等级增加(改造)线路(km)新增10kV配变更换10kV配变新增无功补偿 台容量(kVA)台容量(kVA)组（台）容量(kvar)10kV 0.38kV------------注：表7中的配变指公用配变，不包括专变；无功补偿不包括客户端新增电容器。上个季度，我所有台/Kvar10kV高压电容器损坏，有台/Kvar低压无功补偿装置损坏。因原因，有台/Kvar低压无功补偿装置不能正常投切(不包括客户电容器)。

三、营销分析：

1.全口径售电收入分析：我所累计售电量为万kwh，到户电费收入合计元，平均电价为元/kwh，(剔除调价因素)比去年同期上升(下降)元/kwh。

力率调整电费：全所累计因客户力率调整电费，增加电费元，减少电费元，合计增加(减少)元，同比增加(减少)元。2.售电量分析： 表8售电量统计表

电量单位：万千瓦时

类型售电量同比()占本电压等级总售电量比()10kV专用变客户 综合变(高压侧)10kV总售电量 0.38kV小动力 照明 合计

10kV售电量的增长(下降)原因有：。0.38kV售电量的增长(下降)原因有：：。

3.抄表时间调整：因原因，有台专变提前(推迟)天抄表，约少(多)抄专变电量万kwh；因原因，有台综合变提前(推迟)天抄表，约少(多)抄综合变电量万kwh。

因原因，有户客户提前天抄表，约少抄售电量万kwh。因原因，有户客户推迟天抄表，约多抄售电量万kwh。

4.本月，供电所更换客户电流互感器只，淘汰表只，更换只机械表为电子表，发现客户端表计故障起，已处理起。今年以来，供电所累计更换客户电流互感器只，更换淘汰表只，更换机械表只，发现客户端表计故障起，已处理起。

5.今年以来我所共组织营业普查人次，发现问题条，整改条，发现窃电户户，补回(退)电量kwh,其余情况如表9如示。

表9电流互感器和表计工作统计表

更换客户CT(只)更换淘汰表(只)更换机械表(只)发现客户端表计故障(起)处理客户表计故障(起)当月 累计

四、线损电压分析

1.综合线损电量构成： 表10综合线损统计表 电量单位：万kwh 项目供电量售电量损失电量损失率占总损比 当月综合损耗 10kV高压线路 公变 小计 0.38kV低压 累计综合损耗 10kV高压线路 公变 小计

0.38kV低压

注：表10中“综合损耗”供电量为变电所10KV关口供电量（“10KV高压线路”供电量类同），售电量为全口径到户抄见电量（专变开票电量 400V到户抄见电量）；10KV高压线路售电量为专变开票电量（公变考核表电量 公变固变损电量），此损失率为纯10KV线路线损率；公变供电量为公变售电量 公变固变损电量，公变售电量为公变考核表抄见电量；“小计”栏：供电量同“10KV高压线路”供电量，售电量为专变开票电量 公变考核表电量，此损失率为10KV高压线损率（同线损汇总表中）10KV高压线损率；“0.38kV低压”栏同“线损汇总表”中低压数据。2.自用电：今年，本所累计自用电万kwh，不开票的路灯电量（路灯、小灵通基站等）万kwh，合计万kwh，同比增长(下降)，占0.38kV总售电量的，同比增长(下降)个百分点。如考虑此售电量，0.38kV年累计线损率将下降个百分点。3.高损线路统计和分析：

本所10kV高压线损率(年累计)＞6.5线路如表11所示。表1110kV高压线损率(累计)＞6.5统计表 电量单位：万kwh 线路名称供电量售电量线损电量线损率()实绩同比()实绩同比()实绩同比

10kV线路高压线损率最大，原因分析如下：(1)线路基本情况：线路总长km，供电半径km，供电导线主要为的导线，其中有截面为mm2的细导线km，占线路总长的。10kV线路共安装高压无功补偿组/kvar,低压无功补偿组/kvar。(2)线路最大负荷达到kW(最大电流达到A)，线路电流大于经济电流密度，存在一定卡脖子现象。线路累计无功电量为kwh,平均力率为。由于受电网运方影响，年月日至月日，本线路由线路代供或代供线路，由于远距离供电，增加了线路损耗。

(3)此线路共有专变台/kVA，累计售电量kwh,同比增长(下降)；共有综合变台/kVA，累计售电量为kwh,同比增长(下降)。经检查发现，有个专变客户的电流互感器损坏或不符合要求，需要进行更换。

(4)抄表时间影响：因原因，有户专变表计提前天抄表，约少计售电量kwh；因原因，有台综合变总表提前天抄表，约少计售电量kwh，合计少计售电量kwh,影响线损个百分点。(5)建议措施：从变电所新增一条10kV出线或调整线路运行方式为；更换至之间的导线为(截面)的导线；在高压线路号杆至号杆之间增加高压无功补偿组/kvar；更换客户的电流互感器；在台区新增低压无功补偿组/kvar。4.高损配变统计和分析：

本所变损率(累计)最大的5个10kV公用配变如表12所示。表12高损配变统计表

容量单位：kVA,电量单位：kwh 配变名称配变容量供电量铜损电量铁损电量总损电量负荷率()铜损率()铁损率()变损率()

配变的变损较大，原因是该配变型号为，属于高能耗配变；配变负荷太大(或太轻)，最大负荷为kW(最大电流为A)。建议措施：更换配变为/kVA的配变；增加一台容量为kVA的配变。5.高损台区

本所线损率(累计)最大的10个低压台区如表13所示。

表13高损低压台区统计表 电量单位：kwh 台区名称指标供电量售电量线损电量线损率

累计线损率最大的台区是台区，线损情况分析如下： 5.1台区基本情况：配变为/kVA,共有用电客户户，其中小动力客户户，合计用电容量kVA，照明客户户；0.38kV线路长km，0.22kV线路长km；

5.2线路状况：台区供电半径为km，主干线为导线，线路中有截面为mm2的细导线km，占线路总长的；接户线截面一般为mm2，平均长度为m；

5.3表计状况：该台区用户表计有户为机械表，占此台区下总客户表计的，其中淘汰表只，其余全部为电子表。经现场检查，总表及客户端表有只有异常，正在处理(或其它情况)； 5.4抄表时间的影响：因原因，此台区有户客户提前天抄表，约少抄kwh售电量；因原因，有户客户本月(今年)没有抄表，约未抄电量kwh。两者合计约少售电量kwh,影响此台区线损率个百分点。

5.5大用户接在线路末端，用电量占整个台区售电量的，电流流经整个线路，增加了线路损耗。三相负荷不平衡情况严重，ABC三相电量分别为、、kwh，三相负荷不平衡度达到。5.6影响非技术线损的因素还有：

5.7为降低台区线损率，建议此台区采取以下降损措施(1)配加一台容量为kVA的配变，将此台区分为二个台区供电，缩短低压供电半径；

(2)将低压线路(型号)导线更换为(型号)导线km；将单相供电线路km改造为三相供电，改造接户线km；

(3)增加低压无功补偿装置台/kvar，减少线路中的无功流动；(4)更换客户端机械表只，其中淘汰表只；

(5)调整客户接入点，减少三相不平衡度，改变大客户接在线路末端的情况；(6)为降低非技术线损，还必须做到以下工作：。6.低损台区(季度分析)本所低压线损率(年累计)最小的5个低压台区台表14所示。表14低损台区统计表

电量单位：kwh 台区名称指标供电量售电量线损电量线损率

线损率最小的台区为台区，线损较小的原因分析如下：

(1)台区基本情况：配变为/kVA,共有用电客户户，其中小动力客户户，合计用电容量千瓦，照明客户户，0.38kV线路长度为km，0.22kV线路长度为km。低压无功补偿装置台/kvar。(2)线路状况：台区供电半径为km，主干线为导线。

(3)表计状况：该台区用户表计有户为机械表，占此台区下总客户表计的，其中淘汰表只，其余全部为电子表。经现场检查，总表及客户端表计未发现异常。

(4)抄表时间的影响：因原因，此台区有户客户推迟天抄表，约多抄kwh售电量,影响此台区线损率个百分点。

(5)其它影响线损的原因有： 7.降损效果分析(季度分析)7.110kV线路累计供电量kwh,同比增长(下降)，累计线损率为，同比下降个百分点。主要降损措施为：新增一条10kV线路线，有台/kVA综合变、台/kVA专变由新线路供电，供电半径从原来的km缩短到km；换粗导线km,新增高压无功补偿组，容量kvar；新增专变客户无功补偿组，容量kvar；综合变下新增低压无功补偿组，容量kvar；

7.2综合变累计供电量kwh,同比增长(下降)，累计变损率为，同比下降个百分点。主要降损措施为:配变原来是高能耗变，现已更换为/kVA的配变；配变从原来的/kVA更换为/kVA的配变；新增了一台kVA配变。7.30.38kV低压台区累计供电量kwh,同比增长(下降)，累计低压线损率为，同比下降个百分点。主要措施为：新增一台综合变，容量kVA,将原台区分为二个台区供电，供电半径从km缩短到km；换粗导线km,更换机械表只，其中淘汰表只；新增无功补偿kavr；调整了客户接入点，减小了三相不平衡度。

8.无功电压情况分析(根据实测情况分析)我所个考核点的电压合格率未完成指标，主要原因是。

年月，我所共测量了个台区的功率因数、电压情况，调整配变分接头次。台区出口电压较高(较低)，在负荷高峰(月日时日时)达到V，在负荷低谷(月日时日时)达到V，建议将配变的档位下调(上调)档。

台区出口电压较高，在负荷高峰(月日时日时)达到V，而末端电压电压只有V，线路压降较大，建议将配变的档位下调档；更换低压线路导线km；在低压线路主干线2/3处增加无功补偿装置台/kvar；调整客户在线路中的接入点。

台区出口电压较低，在负荷高峰(月日时日时)只有V，在负荷低谷(月日时日时)时也只有V，建议增加(调整)10kV出线；在10kV线路中处增加组/kvar高压电容器；在配变出口处增加无功补偿装置台/kvar。

台区平均力率只有，高峰负荷时力率只有，建议在台区内增加无功补偿装置台/kvar。

六、工作建议和计划

1.需上级有关部门协助解决的问题如表15所示。表15需协助解决情况统计表 序号建议内容问题分析效益分析

2.供电所下一步线损电压工作计划如表16所示 表16工作任务分解表

序号工作内容责任人要求完成时间

3.上月（季度）线损电压工作任务完成情况如表17所示。表17工作任务完成情况统计表

序号工作完成情况说明责任人完成时间

七、遗留问题 1.2.3.4.5.„„„„