1月线损分析报告 ——弥渡供电有限责任公司

1、2007年1月线损分析报告       弥渡供电有限责任公司一、线损指标完成情况：1. 公司综合线损率：    2007年1月，我公司综合线损率完成情况如表1所示。表1 公司综合线损统计表 电量单位：万KW.h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：    2007年1月，我公司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6.98%上升1

2、.59个百分点。表2 10kV有损线路高压线损统计表 电量单位：万KW.h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。 图三：月度10kV高压有损线路线损率折线图图四：年累计10kV高压有损线路线损率折线图3. 400V低压台区线损：   2007 年1月，我公司400V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6.25%下降0.62个百分点。 表3 400V低压考核台区线损统计表 电量单位：万KW.h折线图描述出今年和去年月度、年累计400V低压线损率。图五：月度400V低压线损率折线图图六：年累计400V低压线损率折线图

3、4.线损统计考核情况 2007年1月，公司所有考核台区中有15个台区线损率11，占全公司总台区数(执行本月抄表周期台区数)的2.12%；本月公变应考核台区中由于分表电量大于或等于台区计量箱电量而未进行考核的台区有19台，占应考核台区数的2.61。 二、营销分析：1.全口径购电分析：一月份当期购电量8969千千瓦时，同比去年增长33，平均购电价366元/千千瓦时，同比去年增长6；累计购电量8969千千瓦时，同比去年增长33；累计购电价366元/千千瓦时，同比去年增长6。2.售电量分析：全公司当期及累计售电量完成情况:全公1月当期完成售电量6912千Kw.h, 同比去年增长10%,累计售电量完成6

4、912千Kw.h，已完成全年售电量计划的8.4%。增长的主要原因：（1）、祥临高速公路的建设已到中期，大量使用石料，带动我县的建材行业快速发展，石厂工业用电俱增；（2）、四方弹簧板厂盘活，用电量成倍增长；(3)、农网改造完成后，城乡居民生活水平提高，用电量逐步增加，同时居民生活燃料结构发生变化，煤炭、煤气涨价，居民生活煤炭、煤气用量减少，增加用电量。(4)、大工业用户庞威水泥厂、弥渡九顶山矿业有限公司等用电户经营较好，继续保持用电较高水平3. 今年以来我公司共组织营业普查情况如表4如示。 三、线损管理分析1.综合线损电量构成如表5所示：表5 综合线损统计表 电量单位：万kwh注：表5中“综合损

5、耗”供电量为大理供电局关口供电量，售电量为全口径到户抄见电量（专变用户电量+400V到户抄见电量）；10KV高压线路供电量为10KV关口表电量，售电量为专变用户电量+公变考核计量箱电量，此损失率公变变压器损失率；400V低压线损供电量为公变考核计量箱合计电量，400V低压线损售电量为公变台区所有用户抄见电量。2.各供电所线损管理完成情况见表6： 3、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&#

6、160;    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， 

7、60;  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)   

8、 %；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)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

9、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： 公司变损率(累计)最大的5个10kV公用配变如表7所示。 表 7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

10、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    ，属于高耗能配变；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.高损台区公司线损率(累计)最大的10个低压台区如表8所示。 表 8高损低压台区统计表 电量单位：kwh 累计线损

11、率最大的台区是苴力下村1#台区，线损情况分析如下：5.1 台区基本情况：配变为S9/10kVA, 共有用电客户  户，其中小动力客户0户，合计用电容量0kVA，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 

12、;   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 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。

13、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   %。5.5影响非技术线损的因素还有：                    5.6 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

14、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

15、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)公司低压线损率(年累计)最小的5个低压台区台表9所示。表 9 低损台区统计表 电量单位：kwh 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 

16、60; 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