季度线损分析报告

1、*供电公司一季度线损分析报告一、基本情况国网*供电公司始建于1970年4月，营业区总面积5341平方公里。公司内设立14个供电营业所，主要担负着14个乡镇、13万用电客户的供电任务。供电营业区域内共有局属产权66千伏输电线路21条，338.95千米；66千伏变电站19座，主变33台，总容量277.7兆伏安;10千伏配电线路66条，3305.10千米；配电变压器5804台，总容量469.518兆伏安，低压线路2135公里。2014年售电量3.9亿千瓦时。二、线损情况2012-2015年线损情况单位2012年2013年2014年2015年一季度10千伏有损综合线损率低压线损率10千伏有损综合线损率

2、低压线损率10千伏有损综合线损率低压线损率10千伏有损综合线损率低压线损率*公司12.556.4611.666.1511.585.911.515.692015年一季度，公司10千伏有损综合线损率完成11.51%。公用台区损失率完成5.69%。一季度，*公司线损率排名在蒙东公司靠后。三、配网状况1、10KV配网（1）*公司供电区域内无城镇用电户，且客户分散。其他旗县供电公司城镇供电户数占总户数的50%左右。因城镇线路供电半径、供电电压质量、台区更新、集中抄表等相关影响线损因素均远远好于农村，故我公司线损率相对较高。比其他相近规模的旗县公司10千伏有损综合损失率高出2个百分点左右。（2）*公司10

3、KV线路长度为3305.10千米，较同等规模县公司（指地域面积相近，购售电量相近）线路长约1000千米。多增加线路损失55.77万千瓦时，导致10千伏有损综合线损率高出旗县公司约1.15个百分点。（3）用户布点分散造成10KV线路较长，超供电半径的线路有21条，负荷高峰期线路末端电压降较低，导致10千伏线路损失升高。（4）10kV配电电容补偿容量不足，导致线路损失增加。随机补偿装置安装比例不高，占有率仅为47.2%；综合变台随器补偿安装966组，占综合配电变压器的51.8%。负荷高峰时无功缺额36.7兆乏，缺额较大。（5）公司共有居民用电客户11.7万户，而低保五保用户就高达2.19万户，占比

4、为18.71%（其他公司平均居民用电客户为13.57万户，平均低保五保户为1.42万户）一季度共计退补电量54.61万千瓦时，共计影响10KV有损综合线损率升高1.13个百分点。其他公司低保五保户影响升高0.81个百分点。2、配电变压器2015年配电变压器情况 单位：台 单位配电变压器总数其中:高耗能变压器数量S7JBSJ1*公司5804569370228（1）*公司共有配电变压器5804台，（其中S7型号专用变压器510台，公变59台。JB型号专用变压器350台 ，公变20台， SJ1型号专用变压器216台，公变12台。高耗能变压器共有1167台，占变压器总数的20.1%），变压器数量较同等

5、规模旗县公司多1800台左右，高耗能变压器多800台左右，导致我公司变损率一季度达4.09%，较同等规模公司升高1.34个百分点左右。（2）配电变压器容载比高。有816台公用台区带有机电井，变压器总容量为71200千伏安，共计带有1348台机电井，容量为23632KW，占变压器容量比为33.19%。在机电井不运行时处于轻载状态，变损增加，一季度估算约多损失电量22.91万千瓦时，影响10KV有损综合损失率0.47个百分点。3、0.4KV配网（1）*公司没有城网负荷，同等规模其他旗县公司低压城网电量约占其全部低压电量的50%左右，导致我公司0.4KV线损率较其他有城网的供电公司高出约0.87个百

6、分点左右。（2）我公司低压台区改造面积为96.2%，未改造台区70个，配电变压器70 台/ 3070千伏安,0.4千伏配电线路长度为54.8千米。未改造台区1-3月份总供电量132.68万千瓦时、损失电量14.2万千瓦时、平均损失率10.7%，如按照网改后8%的损失率计算，将减少损失电量3.58万千瓦时，全公司低压损失率将降低0.12个百分点。（3）*公司共有816台公用变压器带有机电井，机电井容量为23632千伏安，以每台机电井用LGJ-35钢芯铝绞线，自变压器向外延伸100m，低压线路估算损失电量145.9万千瓦时，影响公司低压线损率升高0.65个百分点。（4）公司共有居民用电客户11.7

7、万户，而低保五保用户就高达2.19万户，占比为18.71%.一季度共计退补电量54.61万千瓦时，影响低压线损率升高0.11个百分点。4、无损线路情况2015年一季度*公司无损专线共有18条，无损电量为1396.67万千瓦时，占全部供电量的21.5%。其他公司无损电量平均占比为35.98%，导致我公司全网损失偏高。5、自用电情况2015年一季度*公司累计自用电14.77万千瓦时（站用变7.88万千瓦时，供电所6.89万千瓦时），占售电量的0.23%，影响10kV有损综合线损率升高0.2个百分点。 四、管理分析1、线损综合波动率较大。一季度公司线损综合波动率为117.41%。线损波动率偏高主要是

8、2月份我公司抄表期间正值春节，为了保证正常的电费收缴我公司调整了正常的抄表例日，导致2月份综合线损偏高3月份偏低，直接影响了线损波动率。2、部分高损台区迟迟未进行改造。主要是与*交叉供电的10个高损台区，属地在翁旗，供电在*，损失长期偏高。3、大量公用变台带有机电井，没有针对此情况及时进行机电井剥离或变压器容量调节，影响变损、低压线损升高。4、部分高损10KV线路未能及时列入网改及技改计划，导致线路长期高损运行。5、由于资金投入不足，配变台区改造与高耗能配变改造不及时，导致高损设备长期运行。6、基层人员对公用变压器三相负荷不平衡不重视，监测不到位，对不平衡的公用台区没有及时进行调整，影响线损升

9、高。7、线路走廊线下树较多，线路线下树处理不及时，导致刮风天树线相连，电量损失增多。8、部分超校验周期的计量表计没有及时进行校验，影响线损数据存在偏差。9、一段时间内线损指标完成偏高，没有及时对高损线路、台区进行彻底分析，也没有及时制定详实可行的整改措施，导致线损偏高。10、个别供电所没有及时发起暂停恢复工单，造成当月电量在没能及时发行，影响线损波动。五、高损线条及高损台区表1. 1季度高损10KV线路情况统计表 （单位：万千瓦时 % 公里）线路名称1季度供电量10千伏有损综合线损率线路长度线径所带变压器个数所带变压器容量46.52 21.3657.370/35111753443.2418.6

10、156.850/3572406536.5316.854.65120/7073509520.5516.3856.312071494526.0315.9179.1120/35823800166.8115.8752.1120/351139170（一）10KV高损线路分析：1、*726线此线路自66千伏河南营变电所出线，一季度10KV有损综合线损率完成21.36%。线路全长57. 3千米，主干线路LGJ-70导线3.38千米，LGJ-50导线9.23千米，其它线路全部为LGJ-35导线，长度为44.69千米，供电半径27.51千米，导线线径细、供电半径长，影响线损偏高。该线路共计带有111台变压器（高

11、耗能41台），容量7534千伏安，一季度供电量为46.52万千瓦时，变损电量2.54万千瓦时，占全部损失电量的25.51%，变损率为5.45%。高耗能变压器多是该线路变损高的主要原因，另在末端带有用电负荷较大的与*交叉供电的10个高损台区，这10个台区多损失电量1.89万千瓦时（按网改后8%的线损率计算），影响10KV有损综合线损率上升4.07个百分点；同时该线路共计有 11 台公用变压器带有机电井 11 眼，机电井容量321.5千瓦。在机电井不运行时处于轻载运行，变损增加，一季度估算约多损失电量3088千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升0.67个百分点。一季度该线路共计退补低保五保电量4

12、751千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升1.02个百分点，扣除以上因素一季度10KV有损综合损失率应完成15.6%。整改措施：10个与*交叉供电的台区划归*供电公司进行网改（包括综合变台高耗能变压器10台），已列入*供电公司2010年结余资金计划，计划在年底完成改造任务。改造专用变台高耗能配电变压器5台，剥离综合台区机电井11眼，计划年底完成。2016年完成10千伏两间房线50千米的线路改造任务。2、*高峰955线此线路自66千伏岗子变电所出线，一季度10KV有损综合线损率完成15.91%；主干线路全长19.68千米、其中LGJ-120导线0.556千米、LGJ-70导线10.925千米

13、、LGJ-35导线8.2千米。分支线路LGJ-70导线8.55千米，LGJ-35导线59.13千米，负荷过小、供电面积过大，影响线损偏高。该线路共计带有82台变压器（高耗能16台），容量3800千伏安，变损电量为1.63万千瓦时，占全部损失电量的39.41%。一季度供电量仅为26.03万千瓦时，变损率达到6.27%，高能耗变压器多、用电负荷小是该线路变损高的主要原因；另此线路用户多为山区居民用户，低保五保户占比较高，一季度该线路共计退补低保五保电量11258千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升4.32个百分点。扣除以上因素一季度10KV有损综合损失率应完成11.59%。整改措施：改造综合台区

14、高耗能配电变压器2台，改造专用变台高耗能配电变压器2台，剩余专用台区高能配电变压器更新计划在2017年前全部完成。3、*128线此线路自66千伏*变电所出线，一季度10KV有损综合线损率完成18.61%；主干线路全长8.44千米、LGJ-50导线，LGJ-35导线47.42千米。供电半径24.1千米，负荷小、供电半径大，影响线损偏高。共计带有72台变压器总容量4065千伏安（其中高耗能17台，容量750千伏安），变损电量为2.85万千瓦时，占全部损失电量的35.45%。一季度供电量仅为43.24万千瓦时，变损率达到6.6%。高能耗配变占比大和变压器多用电负荷小是该线路变损高的主要原因，另一季度

15、该线路共计退补低保五保电量11548千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升2.67个百分点，扣除以上因素一季度10KV有损综合损失率完成15.94%。整改措施：改造综合台区高耗能配电变压器4台，改造专用变台高耗能配电变压器3台，剩余专用台区高能配电变压器更新计划在2017年前全部完成。4、*957线此线路为66千伏*变电所出线，该线路一季度10KV有损综合线损率完成16.38%；10KV主干线路全长21.9千米、其中LGJ-120导线12.5千米、LGJ-70导线9.4千米。供电半径29.06千米，负荷小、供电半径过大，影响线损偏高。共计带有71台变压器总容量4945千伏安（其中高耗能6台，容

16、量350千伏安），变损电量为1.46万千瓦时，占全部损失电量的43.33%。一季度供电量仅为20.55万千瓦时，变损率达到7.1%。与上述碾坊线对比，变压器数量与容量基本相差不大，但由于用电量相差一倍多，造成变损高出边防线0.5个百分点。变压器多用电负荷小是该线路变损高的主要原因；一季度该线路共计退补低保五保电量4648千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升2.26个百分点，扣除以上因素一季度10KV有损综合损失率完成14.12%。整改措施：改造专用变台高耗能配电变压器2台。剩余专用台区高能配电变压器计划在2017年前全部完成更换。5、*2231线此线路为66千伏大庙变电所出线，该线路一季度1

17、0KV有损综合线损率完成16.8%；10KV线路主干全长11.34千米，1号至92号杆线路是大庙供电所管辖范围（6.38千米），92号杆之后为*供电所管辖范围（54.65千米）。92号杆设有计量点，供电半径25千米，导线线径细、负荷小、供电面积过大，影响线损偏高。共计带有73台变压器总容量5095千伏安（其中高耗能7台，容量350千伏安），变损电量为2.2万千瓦时，占全部损失电量的35.91%。一季度供电量为36.53万千瓦时，变损率达到6.03%。变压器多用电负荷小是该线路变损高的主要原因；一季度该线路共计退补低保五保电量6515千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升1.78个百分点，扣除以

18、上因素一季度10KV有损综合损失率完成15.02%。整改措施：改造专用变台高耗能配电变压器2台，改造10千伏线路15公里，剩余专用台区高能配电变压器计划在2017年前全部完成更换。6、*824线此线路为66千伏五三变电所出线，该线路一季度10KV有损综合线损率完成15.87%；10KV线路全长21.93千米、其中LGJ-120导线5.29千米、LGJ-95导线5.5千米 、LGJ-70导线3.64千米、LGJ-50导线0.89千米、LGJ-35线6.56千米。共计带有113台变压器（高耗能13台），容量9170千伏安。变损电量为6.4万千瓦时，占全部损失电量的24.25%。一季度供电量为166

19、.8万千瓦时，变损率为4.06%。这条线路季节性变台用电较多，共计39台，主要体现在机电井用电，因3月正直冬汇，存在季节性用电台区暂停恢复工单没有及时发起归档，部分电量没能发行。主要在：古都河村二组北井变台24910千瓦时，八队井8473千瓦时，这两个用户合计电量为33383千瓦时，影响全所10KV综合损失率升高2个百分点。同时该线路共有20台公用变压器带有机电井18眼，占变压器总容量16.87%。一季度该线路共计退补低保五保电量8501千瓦时，影响10KV有损综合损失率上升0.51个百分点，扣除以上因素一季度10KV有损综合损失率应完成13.36%。整改措施：严格按照业扩流程，对暂停恢复的季

20、节性变台及时发起工单，降低管理损失。改造专用变台高耗能配电变压器3台。剩余专用台区高能配电变压器计划在2017年前全部完成更换。（二）0.4KV高损台区分析 *一季度共计有13个高损台区，有12台未网改。其中有10个台区因为与*交叉供电，台区属地在翁旗，供电在*，一直未落实网改，变压器位置远离供电负荷中心，线路老化，四线少两线多造成三相负荷不平衡，导线采用铁线或者LJ-16铝绞线，导线电阻大，线路损失长期偏高。整改措施：10个与*交叉供电的台区，已列入*农网改造计划，计划在年底前完成改造任务。板地营村张家沟变台，一季度此变台系统售电量320千瓦时，损失率为31.18%（扣除低保电量形成），实际

21、售电量应为455千瓦时，线损率为24.17%，仍偏高。加之此台区是未网改台区，供电半径约1.5公里，共有用户19户，不长期居住，夏季农耕时用电户约10户，低压四线100米，两线650米，供电半径大，用电量小，三相负荷不平衡，是线损高的主要原因。整改措施：由于该村属于政府确定的移民村，不能列入农网改造项目。由于部分用户拒不搬迁，不得不继续为其供电，只能等待政府动员搬迁后才能解决。计划在7月份利用农网撤旧物资对此台区进行维护整理。鹤来沟变台，一季度此变台系统售电量269千瓦时（每月平均90千瓦时），损失率为27.1%（扣除低保电量形成），实际售电量应为332千瓦时，线损率为23.15%，仍偏高。该

22、变台地理位置为山区，未网改台区，低压线路900米，实际用户2户，损失偏高。整改措施：由于该村属于政府确定的移民村，不能列入农网改造项目。由于部分用户拒不搬迁，不得不继续为其供电，只能等待政府动员搬迁后才能解决。只能对此台区进行维护整理。兴村兴西南营变台，一季度此变台系统售电量1442千瓦时，损失率为23.5%（扣除低保电量形成），实际售电量应为1677千瓦时，线损率为20.89%，仍偏高。加之变台一侧为居民用电，一侧为机电井，由于机电井一季度未投入使用，导致变台位置不在负荷中心，而且用电量较小，导致本月线路损较高。整改措施：利用农网资金及农网撤旧物资剥离该台区所带的机电井，将变台移至负荷中心，

23、现已整改完。六、近期采取的措施（4月19至5月8日）针对一季度线损指标完成偏高的实际情况，*公司于4月18日召开了公司线损分析会。结合分析出的原因，组织开展了线损专项治理行动，采取了一系列措施：1、对破损计量装置进行了更换，共计更换计量表箱475个，穿线管486根，汇流排264个。2、从4个公用台区分离出机电井5眼，总容量175千瓦。3、完成农网改造12台，改造低压线路12.17公里。利用网改资金更换高耗能变压器5台，总容量310 千伏安。4、针对4月份季节性排灌电量增加，根据电压监测情况，新投入随器补偿10组，总计54千乏，公用变压器调整分接位置15台次。安装10千伏分散补偿装置20套/36

24、00千乏。10千伏两间房线加装串联补偿装置1套。5、根据用电信息采集系统电流数据监测，针对三相负荷不平衡的公用配电变压器，共计到现场核实45次，供电所实地调整 12台。6、处理10KV线路线下树 64处，低压线路线下树72 处，总计204株。7、对未实现集抄的变台及变台下所带用户，依据其上报的抄表例日，对15个变台146户的实抄率进行了现场抽查。8、对太平地供电所的高损台区287户的表计进行了更换，489户表计进行了校验，处理了1台不在负荷中心的变压器，并安装了无功补偿装置。9、学习先进经验。 4月20日派专人到线损指标完成较好的赤峰巴林左旗供电公司进行学习，并邀请巴林左旗供电公司营销部人员来

25、*供电公司进行现场指导。七、取得的成效通过此次专项治理，线损率完成取得明显效果。 10千伏有损综合损失率4月份完成11.51%，同比下降0.12个百分点，环比下降了0.65个百分点；1-4月份累计完成11.50%，同比下降0.62个百分点。公用台区损失率4月份完成5.18%，较同期下降0.57个百分点，环比下降0.72个百分点。1-4月份累计完成5.54%，同比下降0.39个百分点。八、线损管理提升措施（一）管理降损采取的措施1、健全线损基础资料。利用营配贯通数据采录对所有台区负荷特性、计量装置和运行年限、线路长度和状况等基础信息逐一排查、整理，登记造册、汇总第一手资料。发现因台区基础数据错误

26、或计量故障引起台区线损率错误情况时，应立即进行整改，确保营销业务应用系统中线损数据真实、可用，为开展台区线损治理分析提供准确数据支撑。2、严格遵守抄表例日制度。营销部不定期组织人员对高损线路、台区进行跟踪抄表，抽查抄表质量，杜绝漏抄、估抄现象。同时，不定期地、有针对性地对高损线路、台区进行理论线损计算，通过对计算结果和实际完成指标的对比分析，及时发现薄弱环节，制定相应的对策，使降损工作有的放矢，富有成效。3、以营业普查为重点，查偷漏、查互感器变比、查电能表的准确性以及查私自增加变压器的容量等，预防电量丢失。增加营业普查次数，努力减少跑冒漏滴，重点对季节性用电进行检查，充分发挥派驻的公安办公室的

27、作用。不定期开展反窃电专项活动，严厉打击偷漏电行为，整顿电力市场秩序。4、从申请报装开始加强管理，杜绝无表用电，从源头上遏制电量的流失。加强内外部管理，按照流程严密控制、减少内部各环节的疏漏。5、对实现采集用户的日采集成功率日日跟踪，提升最大的采集成功率，提高抄表同步率。6、建立线损专责定时审核制度，通过加强关口表的核实与营销业务应用系统的分析，对客户电量变化较大的及线条、台区线损异常的特别是大用户，现场分析原因，防止表计异常或客户窃电现象发生。7、每月定期在协同办公上公布全公司每条10KV公用线路及台区线损完成情况，并按线路的损耗由高到低进行排序，强化考核，促进各供电所从管理和技术多个角度查

28、找问题，努力降低管理线损。8、强化计量装置管理。严把关口表计关，充分利用远采集抄系统加强关口表的监控，确保关口计量环节不损失电量。加强电能标准装置管理，受检合格率达到100%。大用户表现场校验合格率完成100%。加大远采集抄改造力度，力争在2016年实现远采集抄覆盖率达到100%。要求对全部关口计量装置的PT、二次回路压降进行测试，对关口表计和大用户表及时进行现场校验，提高计量精准度。同时加强居民用户电能表计的现场检查核对工作。9、加强无功设备考核力度，优化无功补偿方案，最大限度节能降损。加强用户侧无功补偿管理，引导和激励用户作好无功补偿工作，实现双方联动，促进无功就地平衡。10、依照新的线损

29、专业管理划分，按部室线损职责重新制定了*供电公司高损线路、台区专项整治方案、*供电公司线损治理方案、*供电公司线损竞赛管理办法、*供电公司线损小指标管理办法、按线按台区承包管理办法，加大对指标的管理与考核力度，降低管理线损。 （二）技术降损采取的措施1、2015年规划（1）年末完成70个未改造台区的农网改造任务,其中高损台区10个（由*公司改造并接管）。完成高损10KV孤山子线的改造。总计计划投资1150万元（不包括*公司改造的10个台区）。（2）计划剥离综合台区带有的机电井104台，其中已列入农网升级改造项目的27台，投资315万元，利用农网改造撤旧物资剥离综合台区带有的机电井25台，。计划

30、更新综合台区高耗能配电变压器30台已列入2015年农网升级改造低压网改造工程，利用农网撤旧变压器解决综合台区14台高耗能配电变压器。（3）66kV安源变电站计划于10月份投入运行，届时10kV五三线将有40%负荷切改至66kV安源变电站供电，10kV五三线负荷将有缓解。（4）利用运维资金3万元，安装配电变压器随器补偿150套/1200千乏。（5）利用网改资金80万元，安装10KV线路分散补偿设备20台，总计容量4000千乏。2、2016年规划（1）依据“十三五”电网规划计划在2016年末完成21个台区的升级改造任务，升级改造配电变压器21个/1300千伏安，改造低压配电线路15.53公里，计划投资262万元。升级改造10kV配电线路201.03公里（其中高损线路3条75公里）,计划总投资3320万元。（2）计划剥离综合台区带有的机电井215台，其中已列入规划的97台，投资1294万元，利用农网改造撤旧物资剥