【2019年整理】配电网线损分析(20210412080730)

1、上海电力学院成教院本科毕业设计（论文）题目配电网线损分析作者：曾小卷学号： 17090358专业：09级函授站：泉州函授站班 级： 17090358指导教师：章广清配电网线损分析【摘要】 电力电网电能损耗（简称线损）是国家考核电力部门的一项重要经济指标， 也是表征电力系统规划设计水平、 生产水平和经营管理水平的一项综合性技术经济指标。 采 用和推广新技术、 强化线损管理、 降低电网损耗， 对搞好节能和提高电力企业经济效益和社 会效益具有非常重要的意义。 本文首先从线损及与线损相关的概念进行阐述， 接着介绍理论 线损的计算方法，并分别从均方根电流法、平均电流法、最大电流法、低压电网线损计算等 4

2、 个方面进行了介绍和分析，并结合公司 10 年度的实际线损深入分析管理中出现的技术问 题，重点提出在日后的降损过程中应采取的技术措施和在实际工作中应采取的管理措施。【关键词】 线损 理论线损计算 降损措施目录第一章 综述 - 4 -1.1 线损的相关定义 -.4 -1.2 线损电量 -.5 -1.3 公司现状 -.6 -第二章 理论线损计算 - 8 -2.1 电网线损计算 -.8 -2.2 线损理论计算分析 - 11 -2.3 线损电量异常的分析 -. 12 -第三章 当前本区线损分析及降损措施 -. 14 -3.1 10 年线损情况 -.15 -3.2 下阶段采取的措施 -.20 -第四章

3、总结与展望 - 26 -第五章 致谢 - 27 -参考文献 - 28 -配电网线损分析第一章 综述全面实施城乡电网改造后， 提高了电网安全供电水平， 有效地促进降损节能， 增效工作的全面开展， 但由于在实施电网改造时受到资金、 地理条件或历史遗留 等多方因素的制约， 公司很多电网还未能从根本上彻底的进行科学、 规范的技术 改造，加之相应的各项制度未能及时健全， 管理工作出现脱节， 致使实际线损与 理论线损存在较大差距， 直接影响了企业经济效益， 所以针对以上问题， 本文予 以以下分析。1.1 线损的相关定义1.1.1 什么是线损线损是电能在传输过程中所产生的有功电能、无功电能和电压损失的总称

4、（在习惯上通常称为有功电能损失） 。电网的线损按性质可分为技术线损和管理 线损。技术线损又称为理论线损， 它是电网中各元件电能损耗的总称。 主要包括 不变损耗和可变损耗， 技术线损可通过理论计算来预测， 通过采取技术措施来达 到降低的目地。降低电网损耗的技术措施包括需要增加一定投资对电力网进行技 术改造的措施和不需要增加投资仅需改善电网运行方式的措施。 如改善网络中的 功率分布、合理安排运行方式、调整运行参数、调整负荷均衡、合理安排检修、 对原有电网进行升压改造、 简化网络结构、 合理选择导线截面等； 管理线损是由 计量设备误差引起的线损以及由于管理不善和失误等原因造成的线损， 如窃电和 抄表

5、核算过程中漏抄、 错抄、 错算等原因造成的线损。 管理线损通过加强管理来 达到降低的目地。1.1.2 线损率线损率是衡量线损高低的指标， 它综合反映和体现了电力系统规划设计、 生 产运行和经营管理的水平，是电网经营企业的一项重要经济技术指标。售电量的大小和线损率的高低是供电企业效益高低的决定性因素， 售电量的 大小很大程度上受社会经济发展的制约， 而线损率的高低却是电力企业规划设计 水平、生产技术水平和管理水平的综合反映。 并且线损工作又是一项系统的工程， 它涉及到供电企业的多个部门，从设计、基建、生产、调度、变电运行、线路维 护到每月进行的抄、核、收工作，每个环节都与线损有着密切地联系。所以

6、如何 能切实有效地做到安全经济、多供少损，这一直是摆在我们每个农电工作者面前 的重要课题。线损率的计算公式=(供电量-售电量)/供电量x 100%即 A%=(AA)/ A Gx 100%1.2 线损电量1.2.1 线损电量的组成线损基本由以下几部分组成的：35KV及以上输电线路损耗降压变电所主变压器损耗10KV配电线路损耗配电变压器损耗低压线路损耗无功补偿设备的损耗。以上各项损耗电量可通过理论计算确定其值， 其余损耗电量可通过下列各项 统计确定。变电所的直流充电、控制及保护、信号、通风冷却等设备消耗的电量。电流、电压互感器及二次回路中的损耗接户线及电能表中的损耗其它损耗包括计量装置误差、漏抄、

7、漏计、错算及倍率错误、违章用电、 窃电122线损电量分类线损电量通常分为负载损耗(可变损耗)和空载损耗(固定损耗)负荷损耗是设备的铜损，它与电流的平方成正比；空载损耗是变电设备的铁损，还有电晕 损耗、绝缘介质损耗以及仪表和保护损耗，这部分损耗与电压有关。(1)升压和降压变压器中的铁损与在绕组电阻中的铜损。 架空线路和电缆线路电阻的损耗。(3)高压线路上的电晕损耗。 串联和并联在线路上的电抗器中的损耗。(5) 架空线路绝缘子表面泄漏损耗和电缆线路的介质损耗。(6) 接在变电站内的互感器及各种保护装置和计量仪表的损耗。(7) 电力系统中无功功率补偿设备的有功功率的损耗。(8) 接户线电阻中的损耗。

8、1.3公司现状1.3.1供电范围泉港经济开发区，全区供电面积为 210平方公里，共二十五个行政村1.3.2配电网现状电源点现状如表1-1所示：表1 -1泉港区电源点现状变电站电压等级主变台数X35kV 间10kV是否尢是否综有载调压名称（kV）容量（MVA隔间隔人值守合自动化变压器数量110kV泉港区110/35/102X 31.5倂1主变、#2主变）512否有2本区现有110kV变电站一座；110kV线路2条，所管辖线路共11.162kM ,35kV线路1条共20kM, 10kV线路8条共151kM 0.4kV线路230kM。2010年供 电量：0.62亿kW h,最高负荷约2.1MVY区域

9、内小水电装机容量：2300kW,主 要依靠省网供电，部分依靠小水电。第二章 理论线损计算电能从发电厂输送到用户的过程中产生，可以根据输、变、配电设备参数、 负荷特性用理论计算方法求得， 通常称为理论线损， 通过理论计算能够查明电能 损耗的组成和分布情况， 从而可分析出存在的问题， 以采取措施把电能损耗降低 到一个比较合理的范围， 因此进行线损理论计算可以提高企业的生产技术和经营 管理水平，加强电网建设与技术改造；加强电网经济运行；加强电网无功、电压 管理；合理制定线损考核指标。2.1 电网线损计算电力网电能损耗是指一定时段内网络各元件上的功率损耗对时间积分的总 和。从这个意义上讲， 准确的线损

10、计算比在电力系统确定的运行方式下稳态潮流 计算还复杂， 这是因为表征用户用电特性的负荷曲线具有很大的随机性， 各元件 上的损耗对时间的解析函数关系很难准确表达出来， 因此只能用数理统计方法解 决。线损理论的常用的计算方法有： 均方根电流法； 平均电流法； 最大电 流法；低压电网线损计算：a等值电阻法；b电压损失率法2.1.1 均方根电流法2.1.1.1 概念：电力元件流过的均方根电流所产生的电能损耗相当于实际负 荷在同一时间内所产生的电能损耗。2.1.1.2 优点：方法简单，按照代表日 24 小时整点负荷电流或有功功率、 无功功率或有功电量、无功电量、电压、配电变压器额定容量、参数等数据计算

11、出均方根电流就可以进行电能损耗计算，易于计算机编程计算。2.1.1.3 缺点：代表日选取不同会有不同的计算结果，计算误差较大。2.1.1.4 计算理论上是三相功率 P=3I2R,贝U元件在24个h内的电能损耗为2432 A =3X 10-J i Rdt(1)0由于i是随机变量，一般不能准确获取，因此采用代表日24时正点负荷实测数据得到：即：AA =3( 112+122+1242) R=3X 241 ef 2R=3X 10-3 X I eff 2Rt(2)式中I eff为均方根电流，t为计算周期内的小时数，ho2 2 2 1/2Ieff =(| 1 +|2 +I24)/24(3)架空线路电能损耗

12、计算式 A =3X I eff2Rt X 10-3(4) A =(Peff 2+Qf 2)/U 2X R_t X 10-3(5)变压器损耗计算： A= R ( I eff/I N)2t2.1.2平均电流法(形状系数法)2.1.2.1物理概念：线路中流过的最大电流所产生的电能损耗。2.1.2.2优点：计算需要的资料少，只需测量出代表日最大电流和计算出损 失因数等数据就可以进行电能损耗计算，易于计算机编程计算。2.1.2.3缺点：损失因数不易计算，不同的负荷曲线、网络结构和负荷特性， 计算出的损耗因数不同，不能通用，使用此方法时必须根据电网实际情况计算损 耗因数；计算精度低，常用于计算精度要求不高

13、的情况。2.1.2.4 计算平均电流法是利用均方根电流与平均电流的等效关系进行能耗计算的方法。因为用平均电流计算出来的电能损耗是偏小的，因此还要乘以大于1的修正系数。令均方根电流与平均电流之间的等效系数为K，称为形状系数，其关系式K=I eff /I av (7)式中： I av 为代表日负荷电流的平均值， A；I eff 为代表日的均方根电流， A；K值的大小与直线变化的持续负荷曲线有关，可按下式计算：= a +1/3( 1- a)2/ ( 1 + a)/2 2(8)式中：a为最小负荷率，它等于最小电流(I min)与最大电流(I max)的比值。 损耗电量计算式为A=3Iar2K2Rt(9

14、)或A=(AP2+AQ2)/ Uar2 K 2Rt(10)式中：A、Aq为分别为代表日的有功电量和无功电量； Ur为代表日的电压平 均值2.1.3 最大电流法(损失因数法)2.1.3.1 物理概念：线路中流过的最大电流所产生的电能损耗。2.1.3.2 优点：计算需要的资料少，只需测量出代表日最大电流和计算出损失因数等数据就可以进行电能损耗计算，易于计算机编程计算。2.1.3.3 缺点：损失因数不易计算，不同的负荷曲线、网络结构和负荷特 性，计算出的损耗因数不同， 不能通用， 使用此方法时必须根据电网实际情况计 算损耗因数；计算精度低，常用于计算精度要求不高的情况。2.1.3.4 计算：与平均电

15、流法相反，用最大电流计算出的损耗是偏大的， 必须乘以小于1的修正系数，令均方根的平方与最大电流的平方的比值为F,称为损失因数，其关系为：F=Ieff 2/I2maxeff 2=Imax2F max引入形状系数K后，也可能利用K值求F值。根据式中I eff 2=I ar2K2=I max2F(12)F=la：/I mafX K2(13)式中：I max为代表日最大负荷电流；I av为代表日负荷电流的平均值。2.1.4 电压损失率法电压损失法是根据在最大负荷时首、 末端的电压损失率， 计算出最大负荷时 的功率损耗率。 电压损失法只要求简单的， 避免了难于整理的结构数据， 既简单 运行又比较合理。2

16、.2 线损理论计算分析线损理论计算分析内容包括以下几个方面：2.2.1 线损计算范围、 计算职责、计算方法、 计算程序是否符合计算规定要 求。2.2.2 提供的计算资料，包括设备参数和负荷实测资料及数据录入是否正 确、可靠。2.2.3 与上次线损计算结果进行比较， 诊断电网结构、 用电结构、运行方式 等变化对线损的影响。2.2.4 与计算期内的统计线损率真进行比较，是否具有可比性。2.2.5 找出存在的问题电网结构的薄弱点供电设备老旧，能耗高。导线截面细无功补偿容量不足，功率因数低。电能计量装置精度。2.2.6 制订措施计划，主要措施有：加强电网规划建设，强化网络结构。35-110kV变电所新

17、建、扩建、增容、升压改造。换粗输、配电线路截面更换高耗能变压器。改善配网网络结构增加无功补偿设备。计量装置更新改造。加强电网经济。加强线损科学管理。2.3 线损电量异常的分析当一个月线损率异常升高或降低，应该怎样开展线损分析。2.3.1检查本月母平表是否满足要求，根据省公司要求220kV变电站所有母 线平衡率小于土 1% 110kV及以下变电站母线平衡率小于土 2%但在实际工作中， 因部分母线跨越电量超过一亿千瓦时以上的， 虽然母线平衡率小于 1%，但母线 损失电量达 100万千瓦时，则需与前几个月比较。母平表异常原因查找，查找分以下几个步骤： CT变比是否有变动，CT 是否有开路旁路开关电量

18、是否按时段分开计入所旁代的线路。 还有两种情况虽 不影响母平合格率，但可能会影响线损率母线 PT退出运行，因特殊运行方 式需要两条线路只经旁母联接在一起运行。2.3.2 对省网关口、大用户（用电量超过线损波动线损量的用户） 、大电厂 采用分线、分区线损分析及不同报表数据方式核对。 最好每月建立上述三种台帐，通过前几个月对比，可以一目了然。2.3.3 要了解本单位的月度线损率完成的规律， 与负荷变化、 雨水变化有什 么关联关系。2.3.4 检查本月抄表有变动。 如整体提前则线损率偏高、 推后则线损率偏低， 数值的高低是否正常， 可通过全月分压售电量抄表时段与全月实际天数来推算是 少抄或是多抄的电

19、量，从而判断本月线损率是否正常。2.3.5 分析趸售电量、少损电量和直供电量增长情况及与去年同比的关系。 可先剔除趸售及少损与去年相比的增长部分， 折算出今年的线损电量， 然后再加 上趸售及少损电量，得也今年的近似值。第三章当前本区线损分析及降损措施10年度本区以创建一流供电企业为契机，以安全生产为基础，以降损增效 为目标，以优质服务为宗旨，肩负着全开发区的供电任务。近几年来的网改工程 以小容量、密布点、短半径为原则，对全区电网的布局和结构进行了全面规划和 改造，先对原有110k V桃城变电站进行增容扩建改造，新增一组10kV等级、容量1800kvar的集中补偿电容器组，针对供电半径不合理，迂

20、回供电等情况对原 有线路进行改造，建设和改造10kV线路291kM电缆线路长度12.55kM,加装柱 上开关36台，加装及改造配变53台，新建电缆沟长度12.55kM。广泛使用S11 系列节能变压器，并于2010年初步更换成近几年生产的非晶态低损变压器。增 加就地补偿电容器3010kvar，功率因数提高到0.9以上，下表3- 1及图3- 1 为我区10年度功率引述指标的完成情况。表3- 1 : 2010年度农网功率因数指标完成情况分析项目本年度同期同比（+、-）110kV变电站主变低压侧平均功率因数0.9070.8740.03335kV变电站主变低压侧平均功率因数00010kV出线平均功率因数

21、大于0.9的比例87.566.720.8100kVA及以上10kV配变二次侧平均功率 因数0.9030.8920.011ooooooooondO90Q/APO40211本年度1同期I二同比（+、-）数因率功均平侧 压低变主站电、数因率功均平侧压低变主站电#V5例比O于大数因率功均平线95V0数因率功均平侧次二变上 以CCV3O-图3 1 2010年度农网功率因数指标完成情况3.1 10年线损情况3.1.1指标完成情况表3 21-4月累计线损指标完成情况指标项目供电量售电量综合线损率综合线损2100.27731932.69737.98%咼压线损2100.27731957.20566.81%低压线

22、损355.8303311.32206.89%截至4月底公司综合线损累计值为7.98%,其中低压线损6.89%,高压线损为6.81%。3.1.2累计售电量分析截至4月底售电量为1932.6973万度，其中大工业用电为1269.9199，非普工业用电285.0941万度，居民生活用电313.0707万度，非居民照明用电17.9110万度；商业用电44.4796万度；农业用电2.222万度。表3 3分类售电情况项目大工业用电非普工业用电居民生活用电非居民生活用电商业用电农业用电售电量1269.9199285.0941313.070717.911044.47962.222所占比例65.707%14.7

23、51%16.20%0.93%2.30%0.112%售电量2%厂大工业用电非普工业用电1_居民生活用电非居民生活用电商业用电农业用电图3 2分类售电情况3.1.3 10年1-4月份部分馈线的线损数据经过10年电网大面积技术改造之后，目前本区 8条馈线的功率因素已经上 升到0.9以上，下表简单介绍公司某几条馈线 2011年1-4月份部分馈线的线损 数据：表3 4 2011年1-4月份部分馈线的线损数据馈线名称月份常富1线常海线开发II线12.794.262.2422.045.732.1731.752.601.3841.957.921.05常富I线 常海线 开发II线图3 3 2011年1-4月份部

24、分馈线的线损曲线图由图3 3及表3 4可知，常富I线和开发II线的月度线损率比较正常, 常海线的线损率的波动比较大，经过分析后主要存在问题如下：（1）10kV常海线，供电半径达21kM网内还有小水电装机500kW且由于 支路线导线半径偏小，无法承受过大的负荷，使永春公司供电区域的可靠性受到 极大的影响，线损率也难以得到提升。（2） 常海线内山支路线部分用户用电负荷较大，但农改时都用2.5/10A电 表，部分电表发热后未及时处理，本种现象应是台区高线损的一个重要因素。（3）下段时间的工作重点一方面应配合公司及时对常海线进行技改，将常 海线后段的内山支路线转接到负荷低的馈线， 其次是对个别用户的计

25、量表进行轮 检及用户用电检查。3.1.4 各馈线线损分析表3- 5常富I线1-4月线损表月份供电量售电量损失电量线损率（%累计线损率（%1406920395584113362.79%2.79225028024516451162.04%2.5330000029476352371.75%2.27431332030721561051.95%2.19累计线损率（% ）1234图3 - 4常富I线1-4月累计线损常富I线14月累计线损率为2.19%，每个月的线损率基本在2%上下波动, 保持较为稳定状态。表3 6常海线1-4月线损表月份供电量售电量损失电量线损率（%累计线损率（%1622440595931

26、265094.26%4.262716280675217410635.73%4.673639928623276166522.60%44624360574912494487.92%4.94累计线损率(%)图3- 5常海线1-4月累计线损率常海线10年截至目前累积线损率4.94%,最低线损出现在10年3月份2.60%, 最高线损出现在4月份7.92%,本线路这四个月波动范围比较大，应属非正常线 损。本线路线损高的一个主要原因是本线路的架空线路导线半径小， 负荷大，基 本满负荷运行。线路末端电压偏低引起线损偏高。 另一方面为本条线路较长，而 且部分线路属用户产权的老旧设备，线路污闪泄漏电流较大引起线损

27、偏高。表3-7开发II线1-4月线损表月份供电量售电量损失电量线损率(%累计线损率(%1742440725804166362.24%2.24245260044277998212.17%2.21367216066290992511.38%1.91469164068435872821.05%1.68累计线损率（%）n累计线损率（%图3-6开发II线1-4月累计线损开发II线14月累计线损率为1.68%，从上表可以看出来，线损率逐月下 降，主要采取了几个措施：1、3月份对开发II线路部分迂回线路进行改造，减少了线路供电长度2、实行同步抄表，规范供电所抄表人员的时间，减少误差。3.2下阶段采取的措施降

28、损的措施从大的方面可以分为两类： 技术措施与管理措施。这两种方法就 实际情况而言，采取技术措施降低线损是线损管理工作的基础，针对电网电能损失的规律和特点采取相应的技术措施， 就能以少的投资取得最大节电效果，实现 多供少损，提高电网经济效益的目的。电网降损的技术措施涉及电网的各个方面， 这里就我永春供电有限责任公司的实际情况，谈谈自己的浅见。3.2.1下阶段降损采取的的技术措施3.2.1.1合理规划，认真组织实施。以小容量、密布点、短半径为原则，2010 年对全区电网的布局和结构进行全面规划和改造，进一步消除供电半径不合理， 迂回供电的线路。3.2.1.2 合理调整运行电压，是在保证电压质量的基

29、础上适度地调整，根据上面的公式我们可以推知，电力网输、变、配电设备的有功损耗(厶P)与运行电压(U的平方成反比关系，所以合理调整运行电压可以达到降损效果。调 整电压的主要方法有：改变发电机端电压进行调压；调整变压器分接头； 利用无功补偿设备调压；321.3 换粗导线截面，导线电阻的计算公式为 R=rL=p X L /S，由上式 可以看出截面越大，电阻越小，输送相同功率时线损电量越小 ，公司下半年将着 重对导线截面不符合要求的区域进行整改。321.4 经济调度，优化运行根据电网的潮流变化，调整系统运行方式，使主变处于经济运行状态；及时 投切补偿电容器，做好无功平衡；充分发挥变电所有载调压变压器的

30、作用， 进行 经济调压，使农网线损管理与调度管理密切结合，实现电网的最大经济效益。321.5 降低配电变压器电能损耗淘汰高耗能变压器停用空载配电变压器加装低压电容器加强运行管理合理配置变压器容量3.2.1.6 平衡配电变压器三相负荷，三相电流不平衡在输送相同功率的情况下不仅造成低压线路损耗增加，而且造成变压器损耗也在增加，一般要求配电 变压器出口三相负荷电流的不平衡率不大于10%低压干线及主要支线始端的三相不平衡率不大于20%3.2.1.7 重视无功补偿，降低设备损耗在负荷的有功功率P不变的条件下，功率因数COS V 1意味着负荷产 生了无功电流，把功率因数由 COS 1提高到COS 2，降低

31、线损的效果可用下式 计算：2 2 P=(1-cos 1/cos 2) X 100%(1)由此可计算出提高功率因数后的降损效果见表3.8。表3-8提高功率因数后的降损效果功率因数由右列数值提高到0.90.60.650.70.750.80.85功率损耗降低(%)564840312111为了使无功功率减少，就需要无功补偿。通常的方法是在变电站低压侧或就地补偿。由发电厂到用户端线路电网的结线图举例，如图3.7所示。0GD-GDjGDn-F 丄r * 4QT T图37电网结线示意图假如没有电容C,用户产生的无功电流Iq流经低压线、配变、配电线路、变 电站主变、输电线路到发电厂，流经的设备越多，线路越长，

32、造成的损耗越大。 如果对无功负荷就地补偿，无功电流只流经部分低压线路，或只在用户内部得到 平衡。将电网的功率因数提高到 0.9以上。如果功率因数由0.85提高到0.9， 线损率降低11%+算，以桃城开发区每年供电量为 0.7亿kW-h考虑，每年减少 线损750万kW- h，效果是相当可观的。而且还没有考虑 110kV系统经主网到发 电设备的损耗。我们知道用电负荷大部分属于电感性负荷， 在当前的情况下，无功功率都得 不到合理的补偿，在10年以前我公司的部分变电站，没有安装无功补偿，无功 电流落后于有功电流90。对于负荷做不了功，但是流经输变配电设备除了产 生损耗之外，还会使负荷端的电压降低，设备

33、利用率降低，增加输变配设备的投 资。10年度，本区通过大修技改项目，在110kV桃城变新增一组1800kvar电容 器，明显的提高了线路的有功功率，现在公司有馈线 8条，经过投入电容器，8 条馈线的功率因素基本提高到 0.9以上。很明显，流经的途径越短损耗就越小， 就地补偿， 是降低线损的一种有效措 施，补偿装置越靠近负荷， 降损效果越明显。 一般的工厂采用自动投入的电容器 补偿装置，对于居民用电性质， 由于负荷分散， 使用带自动无功补偿的组合箱变 最为理想。一般无功补偿量选变压器容量的 1/31/4较为合理，经这样补偿后 无功电流不再经变压器流回电源侧，减少了负荷电流，提高了变压器的负荷率。

34、 个别地方由于电源电压太高无法投入， 则应该通过调整变压器分接头， 降低电压 使电容器投入后，电压正常为准。当无功功率Q越少，视在功率S越接近有功功率P,当无功功率等于零的时 候变压器的损耗最低。 但是线路和变压器也是电感和电阻的组合， 其产生的无功 在变电所10kV母线安排集中补偿较为合理，使配电设备产生的无功不经变压器 流入110kV系统。同理，如果补偿装置过补偿，产生了电容电流，也会增加新的 损耗。3.2.1.8 搞好输、配电线路维护管理，减少泄漏电主要是清扫绝缘子，更换不合格的绝缘子，修剪树枝，经常测量接头电阻， 发现问题及时检修， 并尽可能采用带电作业。 合理安排设备检修， 减少停电

35、时间。 设备采用状态检修，对设备检修做到有计划，减少临时检修，尽可能做到供、用 电设备同时检修试验，以减少停电时间和次数。3.2.1.9 更新提高计量装置的准确度农网改造前，我区农村用户的电能表大都运行了 10年以上，灵敏度低、误 差大，是造成低压线损居高不下的重要因素，对运行的 DD28系列电能表，使用 期限超过 10年的必须更换；运行时间不超过 10年，经过校验合格的可以继续运 行，不合格的必须退出运行。新装和更换的电能表禁止使用 DD28系列，推广使 用 86 系列宽负荷电能表，以提高计量的准确性。3.2.2 下阶段降损采取的管理措施管理线损就是指统计线损与理论线损之间的差值， 应着重抓

36、好以下几方面工 作：3.2.2.1 加强组织领导，健全线损管理网络，建立线损管理责任制，应制定 一级管理一级，一级控制一级，一级考核一级的线损管理体系，细化线损指标， 将各项线损小指标全部纳入线损指标评价体系和考核体系， 并根据各级线损管理 组织和人员的职责、权限， “分压、分线、分台区”层层分解指标，责任到人。 中心所应根据公司每年下达的年度线损指标， 执行季度考核、 年度兑现制度， 线 损完成情况与经济责任挂钩，奖优罚劣。3.2.2.2 搞好线损统计，坚持做到年部署、季总结、月分析考核，逐季兑现 奖惩的管理制度， 及时发现解决线损管理工作中存在的问题。 公司主管部门每月 应定期组织相关人员

37、召开一次线损分析会， 分析指标完成情况， 针对线损较高的 线路，从线路质量、表计接线、是否窃电、无功补偿等方面进行讨论和分析，并 责成有关部门进行落实， 下月线损分析会必须汇报问题查找、 处理结果， 通报有 关情况，研究解决存在的问题。3.2.2.3 合理安排检修，及时清除线路障碍，合理安排检修，尽量缩短检修 时间，提高检修质量。另外，在春、秋两季输电部门应认真组织清除线路障碍， 对线路绝缘子进行擦拭维护，减少线路漏电。3.2.2.4 加强抄核收管理，堵塞抄核收漏洞，制定“抄表管理制度”，要求抄 表人员严格按照规定日期完成抄收工作， 抄表时间及抄表人公开公布， 公司主管 部门不定期组织抽查，杜绝抄表不同步、漏抄、估抄或不抄现象，确保抄表及时 准确，核算细致无误。3.2.2.5 实现无功功率就地平衡，提高用户的功率因数，强化地方电厂发电 机送出的无功功率和通过线路、 变压器传输的无功功率的管理， 以促使线损降低， 同时应改善电压质量、提高线路和变压器的输送能力。3.2.2.6 电能计量管理， 需提出的是加强封钳与封子的管理， 要经常对表计 进行检查， 细心掌握客户用电情况， 每月抄表后对用电量进行详细比较分析， 防 止漏抄、错抄现象的发生。 尤其是对用电大户的电能计量装置， 抄表时进行用电 量比较，看是否有大的波动，对于电量突增突减的客户，立即查