线损电量、线损率计算和分析

　一、线损电量和线损率计算

　（一）35 kV及以上电压等级电网线损

　35 kV及以上电压等级电网的线损主要有35kV、110kV输电线路和主变产生的损耗组成。

　1. 其供电量是指流入35kV及以上电网的电量，共有3部分组成：

　1）在110kV和35kV线路末端计量的电量，没有输电线路损耗，分别定义为1和5（如：并网点在该110kV和35kV母线的地方电厂上网电量）。

　2）在110kV和35kV线路对（首）端计量的电量，经过输电线路产生有损耗，分别定义为3和7。

　 3）110kV和35kV过网电量，分别定义为2和6；（输入量与输出量相等,不产生损耗的电量。后文中的电量12的定义与此相同）。

　2. 其售电量指流出35kV及以上电网的电量也有3部分电量组成：

　1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10；

　2）110kV和35kV首端计量的电量，一般情况下，这类电量都是专线供电且首端计量，或者是在末端计量加计线损，相当于首端计量，分别定义为4和8。

　3）110kV和35kV过网电量，分别定义为2和6。

　3. 35kV及以上电网线损率计算：

　线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋2＋6）－（4＋8＋9＋10＋2＋6）

　 线损率含过网电量 ＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋2＋6）×100％

　 线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％

　（二）10（6）kV电压等级电网线损

　10（6）kV电压等级电网线损主要有10（6）kV配电线路和配电变压变产生的损耗组成。

　1. 其供电量指流入10（6）kV电压等级电网的电量，由4部分组成：

　1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10。

　2）10（6）kV专用线路末端计量电量定义为11（对县供电企业来说，有两种电量同此：地方电厂在县供电企业变电站10（6）kV母线上并网的上网电量；外部供电企业设在本供电营业区内变电站10（6）kV母线供出的并由本供电企业对用户抄表收费的电量。这两部分均属购无损电量）。

　3）10（6）kV线路对端计量电量定义为13，即购有损电量。

　4）10（6）kV电网过网电量定义为12，含义同电量2、6。

　2. 其售电量指流出10（6）kV电压等级电网的电量，由6部分组成：

　1）10（6）kV首端计量电量定义为15，即专线供出的本级电压无损电量；

　2）10（6）kV专用变电量定义为17，不论是高供高计还是高供低计，均定义为抄见电量；

　3）10（6）kV公用变电量定义为18，为低压总表抄见电量；

　4）10（6）kV电网过网电量定义为12；

　5）末端计量的10（6）kV专线电量定义为16，这种情形在个别地方存在。

　6）高供低计的专用变应加计的变损电量定义为19。

　3. 10（6）kV电压等级电网线损率计算：

　线损电量＝供电量－售电量

　 ＝（9＋10＋11＋13＋12）－（15＋17＋18＋16＋12＋19）

　 线损率含过网电量 ＝线损电量÷（9＋10＋11＋13＋12）×100％

　线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％

　4. 公用线路线损率计算：

　在计算供、售电量时，不包括首端计费的专线电量。在计算售电量时，对高供低计的专用变压器应包括加收的铜铁损电量，即

　公用线路线损电量＝供电量－售电量＝14－（17＋18）

　线损率公用线＝公用线路线损电量÷（14）×100％

　（三）0.4kV及以下电压等级电网线损

　0.4kV及以下电压等级电网线损是指公用变低压总表到所有低压客户端电表之间的电能损耗，主要是配电线路和电能表的损耗。

　1. 其供电量就是公用变低压侧总表电量定义为18。

　2. 其售电量由两部分组成：

　1）直接在台区低压侧出口处计量的低压无损电量定义为20。

　2）经低压配电线路流入到客户端表计计量处的有损电量定义为21。

　3. 0.4kV及以下电压等级电网线损率计算：

　线损电量＝供电量－售电量＝18－（20＋21）

　线损率含无损电量＝线损电量÷（18）×100％

　线损率不含无损电量＝线损电量÷（18－20）×100％

　（四）全网综合线损率（110kV及以下）

　 在对电网各个电压等级的线损电量、线损率进行分析计算的基础上，可以很容易的得到全网的线损电量和线损率。

　供电量＝1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12

　售电量＝4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12

　线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）－（4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12）

　线损率含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）×

　100％

　线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13）×100％

　二、线损分析经常采用的方法

　（一）电能平衡分析

　电能平衡分析就是对输入端电量与输出端电量的比较分析。主要用于变电站（所）的电能输入和输出分析，母线电能平衡分析。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状态和损耗情况，使计量装置保持在正常运行状态。

　（二）线损与理论线损对比分析

　理论线损只包括技术损耗，不包括管理损耗。通过实际线损率和理论线损率对比分析，若两者偏差太大，说明管理不善，存在问题较多，要进一步具体分析问题所在，然后采取相应的措施。实践证明，凡是10kV线路和低压台区的实际统计线损和理论线损对比两者数值偏差较大的，往往是这些线路和台区有窃电或计量不准等管理问题。根据管理较好的县供电企业经验，理论线损与实际统计线损两者偏差在±1%范围内为基本正常。

　（三）固定损耗与可变损耗比重对比分析

　通过固定损耗比重与可变损耗比重的对比分析，如果10kV配网中固定损耗比重大，说明设备的平均负载率较低，或高能耗变压器较多，或类似的几种因素同时存在。反之，如果可变损耗比重较大，则说明线路负荷较重或超负荷运行，或者是线路迂回曲折，供电半径过长，或者是电网无功补偿不足，功率因数过低，或者是线路运行电压过低，或者有以上所说的几种因素都存在。

　（四）实际线损与历史同期比较分析

　农村电网负荷季节性较强，农业生产用电随季节气候变化很大。但一年四季季节气候变化一般是有一定的规律的，农业线路的线损率如果仅仅与上一个月对比往往差异很大，但与历史同期气候相近的条件下的线损率进行比对分析，往往更能够发现问题。

　（五）实际线损与平均线损水平比较分析

　一个连续较长时间的线损平均水平，更能够消除因负载变化、时间变化、抄表时间差等因素影响造成的波动，更能反映线损的基本状况，与平均水平相比较，就能发现当期的线损管理水平和问题。

　（六）实际线损与先进水平比较分析

　本单位的线损完成情况，与周围条件相近的单位比，与省内、国内同行比，就能发现自己的管理水平和存在问题和差距。

　（七）定期、定量统计分析

　定期分析就是要做到有月度分析、季度分析、年度分析；定量分析就是要做到分压、分线、分台区并按影响因素分析，不仅要找出影响线损的主要因素，而要做到对影响大小进行量化分析，重点要突出，针对性要强。

　（八）线损率指标和小指标分析并重

　线损率实际完成情况表明的是线损管理的综合效果，而只有通过对小指标的分析，才能反映出线损管理过程的各个环节影响线损的具体原因。因此在线损分析中，一定要注意线损率指标和小指标分析并重。

　（九）线损指标和其它营业指标联系在一起分析

　售电量指标、电费回收率指标、平均售电价指标与线损指标之间有密切的联系。如果人为调整这四个指标中任何一项，均会对其它三个指标的升降产生影响。因此在进行线损分析时，要注意把这四个指标联系在一起分析。

　（十）对线损率高、线路电量大和线损率突变量大的环节分析

　线损统计的一个最大特点就是数据量大，需要分析的环节很多，逐一分析，费时费力，效率也不高。基于县供电企业人员、技术装备情况，线损管理者都知道线损率高的线路降低线损率的潜力大，供电量大的线路线损率的降低对全局的降损影响力大，而线损率突变量大的线路往往存在这样那样的管理问题，因此这三种情况必须成为线损分析的重点。我们这里提出的综合分步分析的方法，即采取分步筛选，按顺序进行，最终找到关键环节，具体为：第一步，选出线损率高的线路、台区；第二步，在第一步基础上选择出电量大的台区、线路；第三步，在第二步基础上选择线损率突变量大的台区线路。简而言之，就是“高中选大，大中选突”确定出降损节能的主攻方向。

　三、对引起线损（率）波动的各类因素的分析与控制

　（一）电量失真

　真实的电量首先是保证企业的经营成果—电费足额回收的重要依据；其次，它也是我们正确地进行线损分析的基础。因此，电量失真对线损波动的影响以及对电量失真的分析控制是我们研究的重点，也是线损管理的重点。

　以一条公用10kV供电线路为例来说明这个问题。理论上真实的供电量应是变电站线路出口有功功率对统计期时间的积累效应，即A=dt，真实的售电量应该等于统计期真实的供电量减去同期该线路、设备的技术线损。

　以目前的检测手段和技术装备，一般来说，以上两个数据还只能靠安装在各供、售电计量点的计量装置来实现。因此，在排除计量装置允许精度误差这个因素之后，可以把影响电量真实性的因素归纳为以下七类：①电能计量装置计量失真；②抄表核算与数据传递失真；③临时用电管理不规范；④窃电；⑤人情电；⑥人为调整；⑦计量装置不完善。

　这七类因素产生的原因，绝大多数属于企业内部原因。相对来说，外部因素较少，可以通过加强管理进行控制。要保证售电量的真实、准确，这七类因素都是不可忽视的因素，应是我们研究、分析和控制的重点。

　导致电量失真的因果图如下所示：

　计量装置计量失真

　计量装置计量失真

　抄表核算与数据传递失真

　窃电

　人情电

　人为调整

　计量装置不完善

　电

　量

　失

　真

　临时用电管理不规范

　图2－13影响电量真实性七因素图

　通过对这些影响因素逐一进行分析、研究，制定并采取相应的技术和管理措施，尽最大可能避免或减少这些因素的影响，确保电量真实、准确。

　1. 电能计量装置计量失真的因素分析与控制措施

　影响电能计量装置计量准确度的因素可以归结为以下五点，如下图所示：

　计量装置质量

　计量装置质量

　计量装置检定质量

　计量装置安装、验收

　计量装置运行、管理

　计量装置计量准确度

　计量装置管理体制

　

　图2－14 影响电能计量装置计量失真的因素图

　1）对影响电能计量装置计量失真因素的分析

　影响电能计量装置计量准确度的五大因素及其子因素，同时也是导致电能计量装置计量失真的因素。可用如下的叶脉图所示：

　 设计质量人员素质采购计划管理

　设计质量

　人员素质

　采购计划管理

　阳光采购

　标准器及

　量值传递

　校验环境

　考核、激励

　档案、资料

　检查、稽查

　管理网络

　技术管理机构

　验收

　质量工艺

　运输

　安装队伍

　现场校验

　周期轮换

　定期巡视

　人库验收及保管存放

　标准制度

　运行反馈

　电能计量真实准确程度

　表计质量因素

　校验质量因素

　安装质量因素

　运行维护因素

　综合管理因素

　

　图2－15 计量准确度影响因素因果分析叶脉图

　2）对影响电能计量装置计量失真因素的控制措施

　根据电能计量装置准确度影响因素因果图分析，应按照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448—2000）及《供电营业规则》的规定和要求做好电能计量装置的全过程管理，严格把好“五关”。

　（1）业扩设计关

　计量管理部门必须参与对报装客户业扩工程供电方案中有关计量点、计量方式的确定和电能计量装置设计的审定。

　基本原则是：电能计量点要依法设置，电能表力求精度高、启动电流小、功耗低、负载宽、寿命长、技术先进。

　①计量点应设在产权分界处；

　②按照客户的申请受电电压等级确定相应的计量方式；

　③根据客户的报装容量（或电量估算）确定计量装置的类别，确定应配置的电能表、互感器精度等级，选择合适的参数；

　④根据电能计量装置的安装地点、运行环境确定防护和防窃电技术措施。

　⑤电能表的选型还应考虑到电能数据的传输方式和客户电费的缴付方式。

　（2）检定质量关

　要保证电能计量装置的检定质量，首先要保证县供电企业电能计量技术机构工作场所环境、检测设备、人员素质、管理制度能满足需要。

　①电能计量技术机构应有足够面积的检定电能表和互感器的实验室，以及进行电能表检修和开展电压、电流互感器检修的工作间，以及办公室、档案资料室、表库、更衣室、收发室必要的工作场所。电能计量标准实验室的环境温度、湿度、防尘、防火、新风补充量、保护接地网等应符合要求；室内应光线充足、噪声低、空气流速缓慢、无强电磁场和震动源、布局整齐并保持清洁；标准试验室的面积应是标准装置、设备以及辅助设备所站面积的5～7倍；电能表检定宜按单相、三相、常规性能试验、标准以及不同等级的区别，有分别的试验室。

　②计量标准器应配备齐全。工作标准器的配备，应根据被检定计量器具的准确度等级、规格、工作量大小确定，既满足生产经营需要，又本着经济合理的原则建立计量标准（DL/T448-2000附录B规定有“电能计量标准及试验设备的配置要求”）。电能计量装置检测的量值传递，应符合量值溯源体系，遵守定点、定期的原则。电能计量标准必须经过授权机构的考核认证合格，且在考核（复查）期满前6个月必须重新申请复查。

　③从事检定和修理的人员应具有高中及以上文化水平，应掌握必要的电工学、电子技术和计量基础知识；熟悉电能计量器具方面的原理、结构；能操作计算机进行工作。从事计量检定的人员应经业务培训考核合格，并取得计量检定员证。

　④应建立完善的计量检定工作制度，包括检定人员岗位责任制，计量标准器具使用、维护制度，周期检定制度，检定记录、证书审核制度，事故报告制度，计量标准及被检定计量器具技术档案、资料保存制度，检定室清洁卫生管理制度等。

　（3）安装验收关

　①按照规程的规定，除使用电能计量柜的用户和输、变电工程中电能计量装置的安装可由施工单位进行，其他贸易结算用电能计量装置均应由供电企业安装。

　②要特别注意已经校验的电能计量装置在安装前的运输防震。县供电企业要积极创造条件加强计量外勤力量,首先做到用计量专用车和专用的电能表周转箱运输待装计量装置，做到各类计量装置都能按照规程的要求实施管理。

　③电能计量装置在安装后的验收，按照规程的要求要做到三点：一是有关技术资料齐全；二是严格按规定的内容（如表计的型号、外观、说明书、安装工艺、图纸等）进行现场核查、相互印证；三是按照规定的项目开展现场校验、检查，不能简单地用“瓦秒法”判断整套装置的综合误差。

　（4）计量工作票传递、数据录入关

　实行计量工作票不仅规范了工作流程，而且有利于报装接电各个环节的相互监督；实行计量工作票还可以避免或减少计量初始数据录入差错。

　（5）运行维护管理关

　对于县供电企业来说，电能计量装置的运行维护管理是电能计量管理的关键和重点。

　①必须明确管理责任：电力生产运行场所的电能计量装置由变电运行人员监护；安装在高压用户处的电能计量装置由用户保证其封印完好，装置本身不受损坏或丢失；安装在城乡居民宅院内的电能计量装置由用户保证其封印完好，安装在户外的居民电能表箱由用户和供电所（抄表员）共同监护，保证其完好。线路上安装的联络、互供开关计量装置也应该明确运行管理责任部门或责任人。

　②计量技术管理部门负责全部电能计量装置的检定、轮换及现场校验，负责对以上运行监护部门的监督和技术指导、培训；对于暂时委托供电所进行的Ⅳ、Ⅴ类电能计量装置拆、装工作, 计量技术管理部门应负指导和监督检查的责任。

　③电能计量装置的运行维护管理制度必须完善，必须明确各类电能计量装置的巡视周期以及对巡视中发现的缺陷记录填写与报告、处理的具体办法。

　④计量技术管理部门和运行维护责任部门必须建立相应的资产档案和运行档案。

　3）电能计量管理网络化

　电能计量管理网络化，就是利用计算机网络，构建企业计量管理信息平台，使计量管理的各层次用户（包括决策层、管理层和操作层），对有关计量数据进行共享，并实现数据的实时分析与处理，以提高工作质量和工作效率。

　（1）电能计量管理和检定工作自动化的基本要求

　①实现检定过程控制自动化和各类检定、检测数据的存储、分析；

　②通过建立电能计量信息管理系统实现与相关专业工作票的无纸化传递及相关信息共享；

　③借助电能量计费系统和远方自动抄表系统，加强对电能计量装置的运行状况的动态分析。

　（2）电能计量管理网络化应具备的内容和功能

　①计量基础档案管理，指包括计量人员的基本情况、计量器具的编号规则和计量器具的技术资料等进行管理。

　②计量器具配备管理，指对各部门计量器具配备数和配备率依据数据库中的相关数据进行自动统计、计算。

　③计量体系管理，指对计量管理体系文件（包括程序文件、检定规程、检验规范、各项计量管理制度及其他受控的资料）进行管理。

　④计量器具管理，包括建立计量器具档案（包括卡片、台帐及各种记录），提供任意条件的查询和打印输出功能；实时统计计量器具的检修进度，统计计量器具的在用、库存和报废数量。

　⑤计量检定管理，包括自定义不同计量器具的检定周期，自动生成周期检定计划；对计量器具在用超期报警和预期提醒；根据检修人员输入的数据，自动更新数据库中的内容。

　⑥量值溯源管理，指对企业建立的计量标准进行管理，包括对主计量标准器、主要配套设备、检定项目及其各种描述信息维护和查询，以树型视图显示企业的量值溯源关系。

　⑦系统管理，指对整个计量管理系统进行设置和管理，包括操作员、数据表、数据同步设置、工作日志管理等模块。

　⑧工具箱，可以根据企业的实际需求对系统进行二次开发，包括通用档案、查询统计分析、通用报表管理等模块。

　（3）计量管理系统的使用

　计量管理系统的使用分为三个层次：

　决策层：可以使用计量管理系统的全部功能，从宏观上掌握各部门计量器具的配备和配备率，掌握企业的周期检定计划，实时查看计量器具的检修进度。

　管理层：对计量人员的基本情况和计量技术资料进行管理，计量器具配备和量值传递管理，使用管理系统对新购计量器具进行编码，实时查看计量器具的检修进度。统计计量器具定额、在用、库存和报废，生成计量器具抽检单。规定计量器具的检定周期，编制周期检定计划。

　操作层：输入、输出计量器具信息，检定和修理记录，对计量器具进行任意组合条件下的查询、输出。

　根据各层次用户对计量信息的需要进行网络权限的设置，分别有条件地访问部分或全部信息，以保证信息的安全和企业的商业机密。

　目前，已经有部分县供电企业开发应用了“电能计量装置微机管理信息系统”。该系统运用条码和计算机网络技术，使管理范围内所有的电能计量装置和检验装置从购入、内部流转、运行使用直到退出运行的全过程处于实时在线跟踪监控，并对各类电能计量资产帐、卡、物等进行实时动态管理。

　该系统的基本功能：可以实现电能计量装置分类统计和资产管理信息的自动生成；可以实现贯彻实施计量法规和专业规程的自动化，避免计量检测工作的随意性；该系统可以按规程和企业规定的周期自动生成企业和基层站、所、检修实验以及计量技术管理部门本身的周期性检验、轮换计划；自动记录和生成计量检定和管理各个环节的工作量，有利于对计量工作计划和工作定额完成情况的考核。

　电能计量装置计算机信息管理系统的运用，进一步促进了电能计量管理的标准化、规范化和科学化。

　2. 抄表核算与数据传递失真的分析与控制

　抄表核算差错与数据传递失误也是引起电量失真的一大原因。在各种营业差错中抄表过程发生的占大多数。错抄、漏抄、估抄、错算的责任多数发生在抄表员和核算员身上，但有些时候则是由于相关制度、程序不完善形成的。比如：线路检修施工运行方式改变，无人通知计量线损责任人抄表（旁路开关或联络互供开关），计量所（室）到现场校验或更换电能表、互感器，提前不通知相关的线损员或抄表员到场。

　相对于抄表、核算差错来说，数据传递失误发生的概率要小很多，但这类失误一旦发生，往往不容易及时发现和纠正。为了避免或减少以上失误，必须重点控制以下环节：

　1）加强营业窗口人员的素质教育，提高其责任感和敬业精神以及业务技能，杜绝抄表中“错、漏、估、送”现象的发生；

　2）完善抄表制度、程序和标准，加强部门之间的协调、配合，避免疏漏；

　3）规范抄表行为，坚持上下同期，坚持定时、定点、定路径；

　4）要特别注意避免以下环节数据录入、传递的差错和失误：

　业扩初始数据录入和传递；

　临时用电和变更用电的数据录入和传递；

　计量装置校验（轮换）数据录入和传递；

　计量装置故障处理数据录入和传递；

　更换更新抄表台帐、卡片数据录入和传递；

　抄表机（仪）数据录入和传递；

　运行方式变化时有关计量信息录入和传递；

　电网建设、改造工程竣工新计量信息录入和传递。

　5）避免以上环节产生差错和失误的关键还在于：

　（1）严格执行相关工作标准、管理标准和工作流程标准（如业扩传递单、计量工作票等），更好地规范员工行为，避免随意性。

　（2）具体规定初始数据或更新数据录入的责任人及录入时限，避免遗忘和丢失。

　（3）建立和完善约束机制，明确规定那些工作必须有几个部门配合去做，那些工作不允许个人擅自去做。比如；计量表计的轮换必须由计量部门与线损员和计量装置的运行监护部门配合进行；抄表员个人无权更改计量台帐和卡片的基础数据，即便是运行数据的涂改也必须加盖抄表员的印章，等等。

　（4）建设营销MIS，应用现代化管理手段避免失误和违规操作。

　①实现无纸化办公，微机录入、数据共享，避免数据传递失误。

　②严格管好抄表卡片和抄表器的下装和上装。

　③完善营销MIS的审核、提示功能。

　④在MIS系统中严格设置操作权限，实施操作员、营销部、主管领导“三级”监督机制。

　（5）完善对营销环节的控制、监督体系。

　①实行抄、管分离

　抄、管分离的基本思路是：线损管理责任人不具体抄录其管理责任范围内的电能表，抄表公司或供电所抄表员只对电能表数据抄录的正确性负责。

　【实际范例】

　河南省温县供电公司配网线损管理实行抄、管分离的具体办法是：配电台区和各类低压客户的计量电能表，一律由供电所责任抄表员（公司员工兼职）负责统一抄表、统一核算；电工班负责所辖10KV线路设备和线损的管理；农村电工负责分台区设备和低压线损的管理。责任抄表员每月定期抄录的电量作为开票收费和中低压线损考核的依据，责任管理员每月不定期抄录的电量作为线损常规考核的手段。做到抄、管分离程序化，管理专业化，抄表专责化，核算一体化，营销工作规范化。

　②坚持电量、电价、电费“三公开”

　电量、电价、电费“三公开”是农村电力体制改革中产生的行之有效的群众监督手段，县城居民用电监督管理也可以效仿。县城居民用电的公示可以公用台区为单位，选择过往行人多、便于用户查阅的地方张贴。城乡居民用电的电量、电价、电费“三公开”是让用户看后对比监督的，不是用来应付上级检查的。电量、电价、电费“三公开”要定时、定点，不走过场。

　③建立对抄表环节的监抄、会抄、轮抄、盘抄制度

　监抄，就是用电营业的主管领导或电力稽查部门有计划地抽查抄表员的某一个责任台区，连续至少两个月派员与该抄表员一起对被抽查的台区的每一户电表进行抄录；

　会抄，就是公司一次性组织足够的人力，对某一条线路或一个台区的所有计量表计进行突击抄录并在很短时间内完成；

　轮抄，就是对抄表员的抄表责任区域实行定期（每季度、半年或者一年）轮换；

　盘抄，就是在年末、抄表员轮换或者供电所长离任交接之前，对有关的全部计量装置抄录一遍，如同新、老仓库保管员交接手续之前的盘仓一样。

　④开展用电检查，定期开展营业普查

　用电检查要经常进行。在重视安全用电的同时，每一次检查都应该查看计量装置运行是否完好正常，用户有无违章用电或窃电行为或嫌疑。营业普查每年1～2次。营业普查要认真组织，提前策划好营业普查方案，确定普查的项目、范围、时间，组织好所需要的人员、车辆、仪表工具、表格记录等，还应准备好对普查中有可能发现违章用电或窃电嫌疑的处理予案。

　⑤以营销为重点开展电力稽查

　电力营销的各个环节是电力稽查的重点；各级线损分析以及母线电量平衡计算分析发现的问题是电力稽查工作的切入点：电力稽查的重点是维护电力营销市场秩序，不仅要查处用户的违章用电与窃电，而且还要查处企业员工在电力营销各个环节中有无以电谋私的职务行为；企业电力稽查在查处员工职务违纪案件时接受公司纪检监察部门的领导，同时，还必须接受公司线损领导小组安排的查处违章用电、窃电任务。

　3. 规范临时用电管理

　低压临时用电管理属于县供电企业电力营销管理中的薄弱环节。有些地方的临时用电不装表，实行包费制；低压临时用电少掏钱、不掏钱或全部被贪污的现象时有发生；还有的地方农电体改不到位，供电所对农村电工实行低压线损承包，村民的临时用电找村电工，供电所不知或不管。

　临时用电管理存在的这些问题，使国家损失了电费，人为地抬高了线损，腐蚀了电业队伍的肌体，严重的可能影响农村的稳定。低压临时用电的管理，必须从体制、制度上采取措施，规范管理、堵塞漏洞 。

　1）农村电力体制改革必须到位。在对农村电工实行低压线损承包的地方，农村用电管理的“五统一、三公开、四到户”成了一句空话，对农村电工实行低压线损承包等于批准了农村电工搞“三乱”，实际线损率被掩盖，将会重新出现“关系电、人情电”。对农村电工实行低压线损承包的做法必须禁止。

　2）对临时用电的管理必须规范。除抗洪抢险、地震救灾、救火救人等非常特殊情况，临时用电必须与正式用电一样履行以下程序：

　①办理临时用电报装手续；

　②按照业扩传递程序持（凭）计量工作票装表接电。

　 3）完善临时用电管理制度，严格执行临时用电“五不准”。

　①不准实行包费制；

　②无业扩传递单和计量工作票不准装表；

　③责任抄表员未到场建卡并抄录电表底数，安装人员不准接火；

　④未经乡镇供电所营业厅办理有关业扩手续，任何人不准受理低压临时用电；

　⑤未经县供电企业供电营业厅办理有关业扩手续，任何人不准受理高压临时用电。

　4）加大对临时用电的检查、稽查和以电谋私行为的处罚力度。

　①增加对临时用电户及其计量装置的巡视次数；

　②对临时用电户进行重点检查、稽查；

　③严肃以电谋私等失职行为。

　4. 预防与打击窃电，规范电力市场供用电秩序

　窃电是一种社会现象。近年来，窃电案件有增无减。甚至出现一些供电部门的员工见利忘义，内外勾结包庇纵容、协助他人窃电。供电部门电力管理的政府职能移交后，使查处窃电增加了难度。因此，我们必须十分重视这项工作，全方位采取措施预防与打击窃电。

　1）要利用各种形式，加强对全社会进行“电是商品，窃电违法”的宣传、公民的法制观念和道德观念的宣传以及规范电力市场秩序、构建供电部门与用电客户之间和谐的宣传；

　2） “防重于治”。积极推广使用预防窃电的设备、技术，改进和完善现有的计量装置（如集束导线、防窃电计量箱等）；

　3）加强预防窃电的日常管理。定期开展线损分析，对计量装置和线损分析出的疑点和重点部位加强巡视、检查；

　4）加强专业反窃电队伍的建设，配备必要的车辆和通讯、摄影（像）器材，对有关人员进行查处窃电的专业技术培训；

　5）依靠政府、争取政策，警企联手、加大对窃电行为的打击力度；

　6）认真学习和研究有关法律、法规，认真研究查处窃电的方式、方法、程序，认真学习研究有关案例，依法检查，依法保全证据，依法挽回损失。

　5. 杜绝“人情电”

　“人情电”表现为供电企业的职工在对用电客户的职务行为中少抄（或不抄）电量、少算（或不算）电费，或“私养”用电户，或协助用户窃电等。杜绝“人情电”应采取措施：

　1）加强对员工进行职业道德、廉洁守法教育；

　2）完善用电营业环节有关制度和程序，严格管理避免漏洞；

　3）建立员工诚信档案及与诚信度挂钩的使用、晋升、奖励和处罚、解聘办法；

　4）加强营业检查和电力稽查；

　5）奖优罚劣。严肃查处“人情电”，直至建议司法部门追究法律责任。

　6. 避免人为调整

　从对基层线损报表的分析中不难发现两个特点：一是某些线路（或者是某些供电所）的线损率的 “稳定性”惊人；二是其上报完成的线损率与主管部门下达的线损指标的 “吻合度”惊人；如果是连续看几年，这个现象年年都有。人为调整供、售电量的行为成了影响电量真实性和线损率真实性的痼疾。

　1）人为调整的产生原因分析：

　①害怕“鞭打快牛”，今后定指标吃亏

　经过电网建设与改造以及线损管理的进步，大多数企业供电线损率逐年下降。因此，不少企业在制订年度线损指标时总希望比上一年低，而且每一条线路都得比上一年低，并且是一年一定。完不成受批评、扣奖金。基层供电所很容易产生害怕“鞭打快牛”的想法和应对的办法，“沿着”指标上报售电量和线损率，多余的电量进入“小金库”，“以丰补歉”等现象屡见不鲜。

　②弄虚作假，获取奖金

　那些实际上完不成线损率指标的人，也会以“调整”为名，虚报售电量和线损率，骗取奖金。

　③指标考核不能做到精细化管理，只有年指标，无月指标

　一年之中，理论线损率会随着负荷大小变化和负荷构成的变化而变化，但是一些企业只有年度线损指标，月月都按这个数值考核。

　④线损奖大都作为综合奖的一部分考核发放，年复一年，缺乏对降损节能新的激励措施和手段。

　2）避免人为调整的措施

　①合理制定年、月线损指标

　线损员必须收集历史数据，掌握一年之中12 个月的负荷变化规律，经过理论计算，在确定了12个月的线损指标的基础上，再加权平均计算确定年度线损指标；有了年和月的指标有可以分别按各自的指标进行考核。在这个基础上，下一年再进行修正调整。线损理论计算软件所需要的数据应与营销MIS数据实现供享，逐步实现理论线损月月算，线损指标动态考核。

　②加强营业检查和电力稽查

　主管部门和电力稽查应不定期的抽查供电所（或者线路、配变台区）的抄、核、收台帐、资料，查验微机内抄表仪存数据、业扩资料和电费票据，必要时到核对现场。已经实现营业网络管理的企业，每月都应将核对应抄户、实抄户、零电量户、电费票据与业扩资料相对照，并对电量异常户进行分析，必要时可由电力稽查做进一步的核查；

　对员工进行诚信教育、对弄虚作假者认真查处；

　④采取前面所介绍的“抄、管分离”、“无底码抄表”等措施；

　⑤管理创新，用更加科学、合理的激励措施，保持激励常新、常效。

　7. 计量表计完善

　计量表计是线损计算和管理考核的基础。低压临时用电中的无表用电影响到低压售电量和低压线损率的真实；联络、互供表计的缺失影响到两条线路的电量和线损计算；变电站站用电和企业自用电表计的不完善既影响到线损的真实性，又影响到企业成本的正确核算。因此，要重点完善以下电能计量表计：

　1）联络、互供开关表计；

　2）变电站、自用电计量表计。

　（二）供、售端电量抄表不同期

　1. 因素分析

　供、售端电量抄录不同期是引起线损波动的多发性原因。其产生的原因和主要表现为：

　1）供电关口表抄录所用时间短，而售电端电能表由于数量众多，抄录时间长且起、迄时间安排不科学；

　2）供电企业为按时缴纳电费，必须超前于供电关口表的抄表时间，安排售电表计的抄表；

　3）造成供、售端电量抄表例日变动的其他因素，如抄表例日在春节或其他法定长假等；

　4）抄表制度、标准不科学不完善，抄表人员素质差；

　5）其他不确定因素。

　2. 控制措施

　有的人认为抄表不同期虽然会引起线损率波动，但没有造成电量丢失，下一次抄表就补过来了；还有的人认为抄表不同期的现象很正常，无法避免。

　抄表不同期引起线损率波动的危害在于：导致了线损率失真和线损管理水平失真；由于抄表不同期引起线损率波动的大小无法准确地计算，使我们在分析引起线损上升还是下降的其他因素时被干扰，甚至于掩盖了其他原因，失去查找、处理问题的最佳时机。虽然抄表不同期的问题不能绝对避免，但是只要采取了以下措施并且工作到位，可以把抄表不同期对线损波动的影响减少到最小。

　1）对于企业电力生产经营的各级计量点，均应建立供、售同步抄表制度，不得随意变动；

　2）对于公用线路来说，为了与上一级关口表对应，下一级应科学地确定抄表起、迄时间和抄表路径；

　3）抄表例日与上级供电企业不同时，应安排与上一级同日加抄（35kV变电站及以上），以作线损统计分析之用；

　4）例日变动小的时候，可科学估算到例日；

　5）大客户例日定时抄表，努力提高例日抄表比重（比如，可以与大客户配电工商定让其定点（时）将电能表走字记录在其配电运行记录上，待抄表员到后复核即可；

　6）科学确定公用线路抄表起、迄日期和抄表路径；

　7）加强对抄表员的素质培训、教育；

　8）积极采用电能表远抄、集抄和配网自动化技术。

　（三）电网结构及设备变化

　1. 因素分析

　电网建设与设备的更新改造是经常的，工程竣工投运肯定会对线损产生影响。但由于竣工信息不能及时传递到线损专责，理论计算滞后，就会影响对线损的正确分析和线损指标的合理核定。

　2. 控制措施

　1）完善制度，施工单位要按规定时限报送竣工图纸和技术资料；应尽快实现建设、改造工程竣工信息网上传递，有关数据更新及时；

　2）重要的基建、技改工程竣工投运后，线损专责应在有关信息传递到位后及时进行理论计算，不能影响到下一个月线损指标的核定及线损分析。

　（四）电力市场变化

　1. 因素分析

　1）购电结构的变化

　不少县供电企业购电结构比较复杂，有本地域电网、邻近省的电网，有地方小水电、小火电、企业自备电厂等，受诸多因素的影响，企业购电结构经常变化。不同的购电电源点，线路的电压等级和距离不同，县供电企业承担的线损也不同。因此，购电结构一旦发生变化，企业的综合线损也出现波动。

　2）销售电量分类结构变化

　在决定企业综合线损率的因素中，一般地讲，工业电量占的比重越大，线损越低，农业电量占的比重越大，线损越高（一般的原因有两个：一是工业专用变负载率高一些，而农村变压器一般平均负载率低，空载损耗大；二是工业用电负荷率比农村其他负荷的负荷率高）。而这两类电量是随着市场的变化和季节气候的变化而变化的。

　3）大客户用电量的变化

　大客户生产经营形势的变化，会引起用电量的变化，进而对其所在的公用供电线路和县供电企业的综合线损产生一定影响。

　4）各级无损电量的变化

　各级无损电量的增加都会引起综合线损率的下降，反之则引起综合线损上升。

　5）季节、气候变化引起的客户用电变化及电量结构变化

　季节、气候变化直接影响农业用电量，还会影响到一些与季节气候有直接关系的乡镇企业用电。以农业用电为主的公用线路电量的增加，一般属于影响线损上升的因素。

　2. 控制措施

　本因素基本属于不可控因素，但供电企业应该因势利导、趋利避害，采取以下积极措施：

　1）综合考虑线损、电价因素以及供方因素选择购电电源；

　2）开展需求侧管理，引导客户科学用电、合理用电，选择适当的受电电压；

　3）根据负荷变化及时调整主变和线路运行方式，停运空载配电变压器。

　（五）县域电网内部运行因素

　1. 因素分析：

　1）因检修 、施工、故障处理负荷转移引起的运行方式变化

　正常的运行方式应当是最安全、经济的，运行方式的变化必然引起线损的波动。

　2）无功潮流变化

　客户的无功负荷是变化的，电网中的各类无功补偿装置，只有部分是随电压和力率变化自动投切的。因此，会产生无功电力的不合理流动，造成线损波动。

　3）三相负荷不平衡对低压线损的影响

　根据计算，平衡接在低压三相火线上的单相负荷，如果都接到一相上，损耗将是原来的六倍。显然，三相负荷平衡率越高，低压线损率就越低。

　2. 控制措施：

　1）加强运行方式管理，施工、检修结束后尽快恢复正常运行方式；

　2）做好无功规划和管理，增加自动补偿的比重，积极采用先进的无功优化软件，提高“分级补偿、就地平衡”的实际水平，避免无功的不合理流动。

　3）平衡三相负荷

　各县应制定“配变台区低压三相负荷测试和调整制度”，明确规定测试的时段和季节或周期，统一印制测试和调整记录，对供电所农电工进行必要的培训，定期检查供电所的落实情况，把这一项花钱最省而降低低压线损最有效的措施真正落到实处。在进行三相负荷平衡调整时，要力求做到就地平衡，辅以就近平衡。

　（六）外部因素影响

　1. 因素分析

　1）系统电压变化

　系统电压变化对线损的影响还要取决于构成线损的固定损耗和可变损耗的比例。线损计算分析告诉我们，在电网固定损耗大于可变损耗时，电压偏高运行会增加线损，反之则线损下降；在电网固定损耗小于可变损耗时，电压偏高运行会降低线损，反之则线损上升。

　2）负荷率变化

　负荷率的变化也会造成线损波动，一般负荷率高，线损就会下降，反之，线损就会增加。

　严格意义上，前述电力市场的变化也属于外部因素。

　2. 控制措施

　1）根据县域负荷的季节性特点以及电网固定损耗与可变损耗比例的变化，在保证客户电压质量的前提下，根据“逆调压”的原则，及时调整主变调压档位，合理投、退电容器，必要时应与上级调度联系，适时调整外部电压；

　2）加强需求侧管理，不论电力是裕是缺，都要采取有效的经济、技术和行政的手段提高负荷率。

　参考文献

　[1] 罗新、李家腾.线损计算与管理.中国电力出版社.2015.

相关关键词： 线路线损率高的原因