如何做好县级供电企业的线损管理
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇如何做好县级供电企业的线损管理范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
摘要:本文笔者通过近几年来线损管理工作实践进行研究总结,深入探索行之有效的线损"四分"管理办法以供同行们探讨和借鉴。
关键词:线损； “四分”管理;；难点及问题；措施
0前言
线损率是综合反映供电企业的电网规划设计、生产运行和经营管理水平的主要经济技术指标，是衡量电力企业管理水平和经济效益的重要标志。为规范线损管理工作，提高电网经济运行水平，使线损管理做到“四分”管理，分区、分压、分线、分台区
管理，如何降低线损率，是一项非常复杂的系统工程。谈几点自己的见解。
一、完善制度，健全机构，明确分工、职责是重要的组织保证。
2010年相应制订了《灵山供电公司线损四分管理办法》、《灵山供电公司线损四分管理考核办法》、《灵山供电公司线损四分管理的实施方案》的相关制度。成立线损攻关领导小组，明确由生产副总经理负责分管线损管理工作，相关部门及各供电所的负责人、线损管理人员组成小组成员，确保线损管理常态化开展。明确生技部、市场部、人事部、调度管理所、输变电管理所、各供电所的管理职责，并分压、分区分解线损率的指标到各部门，分线路、分台区控制到班组，具体台区到员工。
二、强化指标管理，抓落实，抓异常、关健是日常的过程的管理。
明确综合线损率由生技部、市场部负责，35KV线损率由输变电及调度所负责，10KV及以下由供电所负责，台区线损由各镇供电班负责，各具体的台区由抄核员工负责。依据每年分电压理论计算及近3年来线路及台区的实际线损率，定量分解各项线损指标。
要常态化开展工作，每月统计线损的各项指标完成情况，每月召开线损分析会，每季度召开线损专题会，每月根据高线损的原因有针对性下达降损措施，每月对异常管理及上月降损计划的完成情况进行考核，监督各项降损计划的实施过程，进度及效果。
三、推行降损计划管理措施必需融入电网规划及建设、生产及用电管理、营业、抄核、计量管理于一体，是一项重要措施。
如年初技术降损计划有：
1、2010年技术改造文利-伯劳35kV文伯线投运供电，供电半径缩短一半，线路线径由LGJ-70改成LGJ-150。该条线路测算35KV线损下降至3%以内。
2、加快金良变电站的建设，部分35KV的线路缩供电半径短可降损1个百分点。
3、新增设旧州、那隆等三条新线路的运行，整改2009年10KV部分高损线路，如陆屋11万站906陆东线、909广隆、文利906、江南909容家线、908六水线、灵山站903工业线。这部分高损10KV线路可降2-3个百分点。
4、2010年进行城区公用变改造工程，预计线损下降1.3%。
5、加大超标卡脖子的线路改造，调整三相负荷平衡。目前约有30%的台区负荷不平衡。加大投入改变部分台区单相供电的局面，调整后，可降损2%，这部分台区可减少损耗1600Mwh。
6、科技降损，针对2009年变压器的固定损耗高达7184 Mwh ，占10KV的损耗57.77%。主要采取线路无功补偿的办法来降损。在线路较长的线路及公用变加强无功补偿，提高功率因数及改善电压质量来降损。
管理降损计划有：
加强对运行方式及主变运行管理，合理缩短运行供电半径。
加强主变的经济运行，加装35KV高压计量，对运行主变损耗分析。
加快客户工程。提高线路的负荷率、利用率，降低线损率。
加大专用变及低压总表、客户计量的管理力度，及时按规定轮较电表。定期检查与低压计量对照考核计量是否准确。
登杆消缺、清障、线路及设备检修消缺等工作。确保供电可靠性的提高。
及时检查配变及避雷器，确保配变的正常运行，减少对地故障引起的损耗。
加强小水电的上网运行调度，尽可能避免小水电（主要是文利发电）的上网向上一级电压等级输电，这样利于减少主变损耗。另外丰水期避免检修小水电的线路，确保发电正常。
加强公用变及客户侧的无功管理，对达不到功率因数标准的客户，除按相应的措施进行的功率因数调整电费外应加强与客户沟通，提供优质的服务及技术指导，提高功率因数，降低损耗。
进一步规范查偷错漏的电量计算，按规定追补部分必须计入售电量计算。加大查偷错漏的经常性工作，确保损失降到最低。
四、监督降损计划实施过程及效果评估：
1、2010年灵山供电公司累计供电量56966.79万千瓦时，售电量53377.44万千瓦时，综合线损率6.30%，同比下降0.05个百分点。35KV累计线损率为1.63%,同比去年同期2.2%下降了0.57个百分点。总低压台区线损率6.29%，比上年同期下降了0.24个百分点。
取得线损相比同期下降的主要原因是按计划进行闭环管理。开展工作小结如下：
1）、修编“十二五”电网规划时充分考降损节能效果。
2）、按计划完成电网建设及改造，及时验收投运4座35KV变电站，8条35KV线路。新购置56台配变置换120个台区，解决配变过负荷的卡脖子问题。分4批投资393万元改造303个项目及低压线路。从单条线路评估比改造前效果明显。
3）、加强线路的维护。全年共登检35KV线路9条计183公里，10KV线路33条1356公里及清扫绝缘子。从跳闸统计次数下降，部分线损降低。
4）、加强电压的无功管理，充分发挥变电站有载调压的作用，及时投切主变及10KV的无功补偿。对新装的用户在设计上、验收上均建议装无功补偿。
5）、加强线损“四分”管理，相关部门相互协作，闭环管理各级线损指标。
6）、加强抄核管理，及时进行周期性的交叉抄表。追补抄漏少计的电量，及时发现表计故障。
7)、加强表计管理，对部分大宗客户配置高压计量，确保计量的准确性。从源头上管好计量，并做好防窃电的措施。
8）、在台区的管理力度及控制好站所用电。提高配变的利用率,2010年农村配变最大负荷利用小时1695小时,公用变最大负荷利用小时1706小时,月平均利用小时是140小时。比2009年有所提高。
9）、加大线路维护及停电管理，避免过多停电引起变压器的励磁损耗增大。
10）、在功率因数低的10KV线路及低压投入无功补偿，改善电压质量。
11）、加强抄表管理,跟踪抽查。着重在管理台区上针对连续3个月及年累计超标的台区。分析各种影响线损的因素加以改善，在日常工作计划中，如登检、砍清、变压器及避雷器、线路等设备维护、倒供电、电压质量管理都要考虑损耗的问题。
12）、关于外检计量情况：1-12月完成59个高损台区8495只电能表周期轮校.（其中烧电压电流等严重损坏的电表有1261个，报废率达到14.84％；抽检306只，合格162只，合格率52.94），对超标的能及时更换运行中的坏表、慢表。
13）、做好变压器无功补偿及做好13条线路10KV线路补偿、新报装动力客户的无功补偿工作、提高配变及主变的负荷利用率。
14）、调整了80个台区的三相平衡，适应季节天气的变化。对比效果显著。
五、总结线损管理工作存在困难及措施有：
1、电量结构影响综合线损，灵山县的35KV电压等级售电量占26.52%；10KV电压等级售电量占19.58%；低压台区售电量占53.9%；公变的变损808万千瓦时占总总损耗的22.59%，低压线路损耗1-12月高达1900万千瓦时占总总损耗的53.78%，二者相加占总损耗的76.28%。因而降损空间较大是低压台区，特别是高损耗的台区的管理。
2、35KV线损较高的有白石水十一万变电站白文线303线损率年累计2.41%，有13条10KV线路的线损仍偏高（7%以上）、占总线路数14.4%，主要原因是倒供电加长供电半径影响，引起线损率增加。必须加强倒供电的管理。对供电半径长的要加快改造。
3、全年累计超标台区有186台,连续3个月超标台区有95台。今后降损计划加强连续3个月及累计超标的台区管理，消除抄表因素的影响。
4、要加大查偷堵漏，有针对性进行高线损台区及高损线路的专变等客户进行夜查。
5、按“四分”要求建立区域线损分析报告、各电压的线损率、各低压台区线损率报表,并定期召开线损管理分析会,查找线损异常原因及降损的措施。各考核体系内相关责任人对所属考核范围的线损异常进行分析及查找原因,同时对所有抄表人员建立抄表同步率、差错率、实抄率等考核指标。
5、针对线损考核统计指标出现异常的线路,锁定相关重点区域及重点用户进行用电检查,打击和查处偷、漏电及违章违约用电案件,保证线损管理的成效。下达计划措施并严格考核。
6、建立、健全计量装置的技术档案,定期轮换淘汰超期服役、精度不够的表计,加强计量装置改造,大力推广高压计量、用户终端负荷控制和监察系统等新的管理技术手段。
7、建立稳定的抄表制度,在加强对抄表线路的计划性管理的同时,精心编排精确的总表与分表同步抄表制度,把因抄表时间不同步导致的线损误差降到最低,使分线、分台区的线损分析考核,处于一个数据准确、同步的平台。
8、建立、健全线损考核责任制。除考核抄表人员外,还应把相关考核指标分解到计量和用电检查人员,同抄表人员一起落实到相关区域或线路实行捆绑考核,强化计量和用电检查人员的线损管理责任。
9、各供电所要加强运行管理，及电容无功补偿的维护。做好变压器无功补偿及做好10KV线路补偿、新报装动力客户的无功补偿工作、提高配变及主变的负荷利用率。主变要安排经济运行，配变要求要就地无功补偿。
10、加快线损理论计算的相关准备工作，包括现场的数据采样、基础数据录入。建立与完善各线路、台区网络参数的基础资料,利用理论计算的软件每年进行理论线损计算。建立包括高压供电半径、网络线路规格型号、专用及公用变压器容量、用户数量、用电结构、各线路和台区负荷率等供电网络参数的基础资料,进行理论线损计算,从而科学制定线损考核办法及各级线损管理考核指标。对应“四分”管理要求,有目的地进行网络优化工作,建立网络结构合理、供电设施损耗小、无功补偿平衡的节能型供电网络。
11、提高配变的利用率,2010年农村配变最大负荷利用小时1695小时,公用变最大负荷利用小时1706小时,月平均利用小时是140小时处于较低水平。
12、完善“四分”管理的各级表计对应关系,保证“四分”管理建立在一个数据对应正确、统计准确的平台上。
13、营销管理系统在“四分”管理基础上,对系统功能进行完善,并按“四分”要求,在供电线路分压、分线进行电量统计,并及时对统计口径的正确性及各级表计电量的一一对应关系进行调整。
14、线损综合分析计算要有技术支撑
加大配变监测系统等技术支撑系统的建设投入,尽快建设起相关信息支撑体系,也是线损“四分”管理工作不可或缺的基本内容之一。
15、加强部门协调及闭环管理，如倒供电、电压质量、负荷率、电网的规划建设、停电管理等都影响线损率。