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供电所线损分析会议记录
损分析会议记录
2011年3月12日下午，在办公楼2楼会议室召开了我所2010年3月份线损分析会。会议由xxx所长主持。供电所线路、营销人员参加了会议。会议主要对我所12月份线损工作进行总结，对3月份以及2010年线损指标完成情况进行了通报，客观分析存在问题。现将会议内容记录如下：
本月线损异常台区主要有
1、白沙变邓圩903线官荣台区，本月供电量h千瓦时，售电量h千瓦时，损失电量-h千瓦时，损失率-110.46%，线损出现负值的原因是：由于该台区上月也出现负值，4月20日，本所计量管理员组织人员到该台区对总表计量的相序测量检查，发现相序反，造成台区线损出现负值的原因，已调相处理。
2、白沙变邓圩903线岭底台区，本月供电量h千瓦时，售电量h千瓦时，损失电量-h千瓦时，损失率-h%，线损出现负值的原因是：由于该台区管理员错抄总表本月读数61.33，应为161.33，15倍，少计供电量1500千瓦时，致使台区线损率本月出现负值原因。
3、白沙变龙门903线0.4kv线损高于15%的xxx台区，xx台区，xxx台区自从2002年农网改造后线损率就一直较高，其中有2个台区的原因为所用导线质量不合格，导线过小，容易发热导致线损升高；另1个台区原因为供电范围过大（供电半径达2km），已向生技部报告，要求在该台区加装两台变压器。
本月10kv线路线损异常的有：
35kv白沙变乐雅905线10kv级线路线损率为-21.05%。其中乐雅905线8月27日更换开关后ct变比由原100/5a变更为400/5a。经计算应追补电量约185000千瓦时，追补后10kv级线路线损率为3.31%属正常范围。
（以上线损分析可以在线损分析报告中截取）下月工作计划
1、组织线路班人员对3月份线损异常偏高进行普查，查找台区线损异常偏高的原因。
2、组织配电班人员、线路班人员砍伐树木，春季树木生产较快，做好通道清理工作，电力线路得到安全运行。
第二篇：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）10kv0.38kv------------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.""""
第三篇：供电所线损管理办法供电所线损管理办法
第一章总则
第一条线损率是供电企业的一项重要经济技术指标，也是衡量企业综合管理水平的重要标志。根据国家电力公司《关于加快乡（镇）电管站改革实行县（市）乡（镇）电力一体化管理的实施意见》的要求，制定本办法。
第二条供电所线损管理范围为配电线路、配电变压器和低压线路的电能损失、电压损失和无功损耗。
第三条线损管理的目的是优化电网结构，合理调配负荷，实现最佳的经济技术指标。
第二章技术指标
第四条电能损失率指标：
1.配电线路综合损失率（包括配电变压器损失）≤10%。
2.低压线路损失率≤12%。
第五条线路末端电压合格率≥90%：
1.配电线路电压允许波动范围为标准电压的±7%。
2.低压线路到户电压允许波动范围为标准电压的±10%。
第六条功率因数指标：
1.农村生活和农业线路cosφ≥0.85。
2.工业、农副业专用线路cosφ≥0.90。
第三章指标管理
第七条供电所管辖高低压线路都应进行理论计算，用于电网的建设、改造与管理，使线损管理科学化、规范化。
1.配电线路损失以线路出线总表和与线路连接的变压器二次侧计量总表为考核依据。
2.低压线路以配电变压器二次侧计量总表和该变压器所接低压客户计费表为计算考核依据。
第八条县供电企业每3年对高、低压电网进行一次理论线损计算，根据各供电所的电网结构、负荷量和管理现状，每年制定1次高、低压线损指标。供电所再分解到每条线路、每个电工组和用电村。
电能损失的考核按年、季、月考核，月度电能损失波动率应小于3%；分线路、分电压等级同步考核。
第九条高、低压电网的建设、改造前应进行理论线损计算，在达到最大设计负荷时应满足线损指标的要求。在理论线损的基础上并考虑合理的管理线损，制定线损指标。
第十条电压损失的考核以电压自动记录仪对电压的记录作为考核依据，记录仪设在线路末端。配电线路以变电站的母线为单位设置监测点。低压线路每百台区设一电压监测点。功率因数以配电线路为考核单位。
第十一条线损完成情况要与经济责任挂钩，奖优罚劣，严格考核和兑现。
第四章降损技术措施
第十二条农村变电站和配电台区的设置，应选在负荷中心，坚持多布点、小容量、短半径的原则。
第十三条优化电网结构，缩短供电半径，降低线路损失：
1.配电线路供电半径≤15km。
2.低压线路供电半径≤0.5km。
第十四条淘汰高耗能变压器；合理选择变压器容量，提高变压器负载率。
第十五条优化无功补偿，坚持就地分散补偿和线路集中补偿相结合的原则。线路集中补偿的补偿点应根据负荷分布及线路长度确定，并备有调峰的补偿设备。
第五章降损措施管理
第十六条县级供电企业要建立对供电所的线损管理制度，供电所设专责人，从事线损统计、分析、考核和其他线损管理工作。
第十七条建立线损分析例会制度，及时发现和纠正问题，并对以后的线损进行预测，制定降损措施。
第十八条建立同步抄表制度，实行高压、低压计量表同步抄表，尽量消除因抄表时间差出现的线损波动。
第十九条建立定期母线电能表平衡制度，母线电能表不平衡率
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