线损电量线损率的计算和分析

线损电量线损率的计算和分析
线损电量、线损率的计算和分析
培训⽬的：
1.了解线损电量和线损率的计算⽅法。

2.掌握引起线损率波动的各类因素分析和控制⽅法。

3.熟悉线损分析的常⽤⽅法。

⽬录
⼀、线损电量和线损率计算
（⼀）35 kV及以上电压等级电⽹线损
35 kV及以上电压等级电⽹的线损主要有35kV、110kV输电线路和主变产⽣的损耗组成。

1. 其供电量是指流⼊35kV及以上电⽹的电量，共有3部分组成：
1）在110kV和35kV线路末端计量的电量，没有输电线路损耗，分别定义为1和5（如：并⽹点在该110kV和35kV母线的地⽅电⼚上⽹电量）。

2）在110kV和35kV线路对（⾸）端计量的电量，经过输电线路产⽣有损耗，分别定义为3和7。

3）110kV和35kV过⽹电量，分别定义为2和6；（输⼊量与输出量相等,不产⽣损耗的电量。

后⽂中的电量12的定义与此相同）。

2. 其售电量指流出35kV及以上电⽹的电量也有3部分电量组成：
1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10；
2）110kV和35kV⾸端计量的电量，⼀般情况下，这类电量都是专线供电且⾸端计量，或者是在末端计量加计线损，相当于⾸端计量，分别定义为4和8。

3）110kV和35kV过⽹电量，分别定义为2和6。

3. 35kV及以上电⽹线损率计算：
线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋2＋6）－（4＋8＋9＋10＋2＋6）
＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋2＋6）×100％
线损率
含过⽹电量
＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％
线损率
不含过⽹电量
（⼆）10（6）kV电压等级电⽹线损
10（6）kV电压等级电⽹线损主要有10（6）kV配电线路和配电变压变产⽣的损耗组成。

1. 其供电量指流⼊10（6）kV电压等级电⽹的电量，由4部分组成：
1）110kV和35kV主变供10（6）kV母线的电量，分别定义为9和10。

2）10（6）kV专⽤线路末端计量电量定义为11（对县供电企业来说，有两种电量同此：地⽅电⼚在县供电企业变电站
10（6）kV母线上并⽹的上⽹电量；外部供电企业设在本供电营业区内变电站10（6）kV母线供出的并由本供电企业对⽤户抄表收费的电量。

这两部分均属购⽆损电量）。

3）10（6）kV线路对端计量电量定义为13，即购有损电量。

4）10（6）kV电⽹过⽹电量定义为12，含义同电量2、6。

2. 其售电量指流出10（6）kV电压等级电⽹的电量，由6部分组成：
1）10（6）kV⾸端计量电量定义为15，即专线供出的本级电压⽆损电量；
2）10（6）kV专⽤变电量定义为17，不论是⾼供⾼计还是⾼供低计，均定义为抄见电量；
3）10（6）kV公⽤变电量定义为18，为低压总表抄见电量；
4）10（6）kV电⽹过⽹电量定义为12；
5）末端计量的10（6）kV专线电量定义为16，这种情形在个别地⽅存在。

6）⾼供低计的专⽤变应加计的变损电量定义为19。

3. 10（6）kV电压等级电⽹线损率计算：
线损电量＝供电量－售电量
＝（9＋10＋11＋13＋12）－（15＋17＋18＋16＋12＋19）
＝线损电量÷（9＋10＋11＋13＋12）×100％
线损率
含过⽹电量
线损率
＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％
不含过⽹电量
4. 公⽤线路线损率计算：
在计算供、售电量时，不包括⾸端计费的专线电量。

在计算售电量时，对⾼供低计的专⽤变压器应包括加收的铜铁损电量，即公⽤线路线损电量＝供电量－售电量＝14－（17＋18）
＝公⽤线路线损电量÷（14）×100％
线损率
公⽤线
（三）及以下电压等级电⽹线损
及以下电压等级电⽹线损是指公⽤变低压总表到所有低压客户端电表之间的电能损耗，主要是配电线路和电能表的损耗。

1. 其供电量就是公⽤变低压侧总表电量定义为18。

2. 其售电量由两部分组成：
1）直接在台区低压侧出⼝处计量的低压⽆损电量定义为20。

2）经低压配电线路流⼊到客户端表计计量处的有损电量定义为21。

3. 0.4kV及以下电压等级电⽹线损率计算：
线损电量＝供电量－售电量＝18－（20＋21）
＝线损电量÷（18）×100％
线损率
含⽆损电量
线损率
＝线损电量÷（18－20）×100％
不含⽆损电量
（四）全⽹综合线损率（110kV及以下）
在对电⽹各个电压等级的线损电量、线损率进⾏分析计算的基础上，可以很容易的得到全⽹的线损电量和线损率。

供电量＝1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12
售电量＝4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12
线损电量＝供电量－售电量＝（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）－（4＋8＋15＋16＋17＋19＋20＋21＋2＋6＋12）
＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）×线损率
含过⽹电量
100％
＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13）×100％
线损率
不含过⽹电量
⼆、线损分析经常采⽤的⽅法
（⼀）电能平衡分析
电能平衡分析就是对输⼊端电量与输出端电量的⽐较分析。

主要⽤于变电站（所）的电能输⼊和输出分析，母线电能平衡分析。

计量总表与分表电量的⽐较，⽤于监督电能计量设备的运⾏状态和损耗情况，使计量装置保持在正常运⾏状态。

（⼆）线损与理论线损对⽐分析
理论线损只包括技术损耗，不包括管理损耗。

通过实际线损率和理论线损率对⽐分析，若两者偏差太⼤，说明管理不善，存在问题较多，要进⼀步具体分析问题所在，然后采取相应的措施。

实践证明，凡是10kV线路和低压台区的实际统计线损和理论线损对⽐两者数值偏差较⼤的，往往是这些线路和台区有窃电或计量不准等管理问题。

根据管理较好的县供电企业经验，理论线损与实际统计线损两者偏差在±1%范围内为基本正常。

（三）固定损耗与可变损耗⽐重对⽐分析
通过固定损耗⽐重与可变损耗⽐重的对⽐分析，如果10kV配⽹中固定损耗⽐重⼤，说明设备的平均负载率较低，或⾼能耗变压器较多，或类似的⼏种因素同时存在。

反之，如果可变损耗⽐重较⼤，则说明线路负荷较重或超负荷运⾏，或者是线路迂回曲折，供电半径过长，或者是电⽹⽆功补偿不⾜，功率因数过低，或者是线路运⾏电压过低，或者有以上所说的⼏种因素都存在。

（四）实际线损与历史同期⽐较分析
农村电⽹负荷季节性较强，农业⽣产⽤电随季节⽓候变化很⼤。

但⼀年四季季节⽓候变化⼀般是有⼀定的规律的，农业线路的线损率如果仅仅与上⼀个⽉对⽐往往差异很⼤，但与历史同期⽓候相近的条件下的线损率进⾏⽐对分析，往往
更能够发现问题。

（五）实际线损与平均线损⽔平⽐较分析
⼀个连续较长时间的线损平均⽔平，更能够消除因负载变化、时间变化、抄表时间差等因素影响造成的波动，更能反映线损的基本状况，与平均⽔平相⽐较，就能发现当期的线损管理⽔平和问题。

（六）实际线损与先进⽔平⽐较分析
本单位的线损完成情况，与周围条件相近的单位⽐，与省内、国内同⾏⽐，就能发现⾃⼰的管理⽔平和存在问题和差距。

（七）定期、定量统计分析
定期分析就是要做到有⽉度分析、季度分析、年度分析；定量分析就是要做到分压、分线、分台区并按影响因素分析，不仅要找出影响线损的主要因素，⽽要做到对影响⼤⼩进⾏量化分析，重点要突出，针对性要强。

（⼋）线损率指标和⼩指标分析并重
线损率实际完成情况表明的是线损管理的综合效果，⽽只有通过对⼩指标的分析，才能反映出线损管理过程的各个环节影响线损的具体原因。

因此在线损分析中，⼀定要注意线损率指标和⼩指标分析并重。

（九）线损指标和其它营业指标联系在⼀起分析
售电量指标、电费回收率指标、平均售电价指标与线损指标之间有密切的联系。

如果⼈为调整这四个指标中任何⼀项，均会对其它三个指标的升降产⽣影响。

因此在进⾏线损分析时，要注意把这四个指标联系在⼀起分析。

（⼗）对线损率⾼、线路电量⼤和线损率突变量⼤的环节分析
线损统计的⼀个最⼤特点就是数据量⼤，需要分析的环节很多，逐⼀分析，费时费⼒，效率也不⾼。

基于县供电企业⼈员、技术装备情况，线损管理者都知道线损率⾼的线路降低线损率的潜⼒⼤，供电量⼤的线路线损率的降低对全局的降损影响⼒⼤，⽽线损率突变量⼤的线路往往存在这样那样的管理问题，因此这三种情况必须成为线损分析的重点。

我们这⾥提出的综合分步分析的⽅法，即采取分步筛选，按顺序进⾏，最终找到关键环节，具体为：第⼀步，选出线损率⾼的线路、台区；第⼆步，在第⼀步基础上选择出电量⼤的台区、线路；第三步，在第⼆步基础上选择线损率突变量⼤的台区线路。

简⽽⾔之，就是“⾼中选⼤，⼤中选突”确定出降损节能的主攻⽅向。

三、对引起线损（率）波动的各类因素的分析与控制
（⼀）电量失真
真实的电量⾸先是保证企业的经营成果—电费⾜额回收的重要依据；其次，它也是我们正确地进⾏线损分析的基础。

因此，电量失真对线损波动的影响以及对电量失真的分析控制是我们研究的重点，也是线损管理的重点。

以⼀条公⽤10kV 供电线路为例来说明这个问题。

理论上真实的供电量应是变电站线路出⼝有功功率对统计期时间的积累效应，即A=()dt t P T ??0dt ，真实的售电量应该等于统计期真实的供电量减去同期该线路、设备的技术线损。

以⽬前的检测⼿段和技术装备，⼀般来说，以上两个数据还只能靠安装在各供、售电计量点的计量装置来实现。

因此，在排除计量装置允许精度误差这个因素之后，可以把影响电量真实性的因素归纳为以下七类：①电能计量装置计量失真；②抄表核算与数据传递失真；③临时⽤电管理不规范；④窃电；⑤⼈情电；⑥⼈为调整；⑦计量装置不完善。

这七类因素产⽣的原因，绝⼤多数属于企业内部原因。

相对来说，外部因素较少，可以通过加强管理进⾏控制。

要保证售电量的真实、准确，这七类因素都是不可忽视的因素，应是我们研究、分析和控制的重点。

导致电量失真的因果图如下所⽰：
通过对这些影响因素逐⼀进⾏分析、研究，制定并采取相应的技术和管理措施，尽最⼤可能避免或减少这些因素的影响，确保电量真实、准确。

1. 电能计量装置计量失真的因素分析与控制措施
影响电能计量装置计量准确度的因素可以归结为以下五点，如下图所⽰：
图2－14 影响电能计量装置计量失真的因素图
1）对影响电能计量装置计量失真因素的分析
影响电能计量装置计量准确度的五⼤因素及其⼦因素，同时也是导致电能计量装置计量失真的因素。

可⽤如下的叶脉图所⽰：
图2－15 计量准确度影响因素因果分析叶脉图
2）对影响电能计量装置计量失真因素的控制措施
根据电能计量装置准确度影响因素因果图分析，应按照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448—2000）及《供电营业规则》的规定和要求做好电能计量装置的全过程管理，严格把好“五关”。

（1）业扩设计关
计量管理部门必须参与对报装客户业扩⼯程供电⽅案中有关计量点、计量⽅式的确定和电能计量装置设计的审定。

基本原则是：电能计量点要依法设置，电能表⼒求精度⾼、启动电流⼩、功耗低、负载宽、寿命长、技术先进。

①计量点应设在产权分界处；
②按照客户的申请受电电压等级确定相应的计量⽅式；
③根据客户的报装容量（或电量估算）确定计量装置的类别，确定应配置的电能表、互感器精度等级，选择合适的参数；
④根据电能计量装置的安装地点、运⾏环境确定防护和防窃电技术措施。

⑤电能表的选型还应考虑到电能数据的传输⽅式和客户电费的缴付⽅式。

（2）检定质量关
要保证电能计量装置的检定质量，⾸先要保证县供电企业电能计量技术机构⼯作场所环境、检测设备、⼈员素质、管理制度能满⾜需要。

①电能计量技术机构应有⾜够⾯积的检定电能表和互感器的实验室，以及进⾏电能表检修和开展电压、电流互感器检修的⼯作间，以及办公室、档案资料室、表库、更⾐室、收发室必要的⼯作场所。

电能计量标准实验室的环境温度、湿度、防尘、防⽕、新风补充量、保护接地⽹等应符合要求；室内应光线充⾜、噪声低、空⽓流速缓慢、⽆强电磁场和震动源、布局整齐并保持清洁；标准试验室的⾯积应是标准装置、设备以及辅助设备所站⾯积的5～7倍；电能表检定宜按单相、三相、常规性能试验、标准以及不同等级的区别，有分别的试验室。

②计量标准器应配备齐全。

⼯作标准器的配备，应根据被检定计量器具的准确度等级、规格、⼯作量⼤⼩确定，既满⾜⽣产经营需要，⼜本着经济合理的原则建⽴计量标准（DL/T448-2000附录B规定有“电能计量标准及试验设备的配置要求”）。

电能计量装置检测的量值传递，应符合量值溯源体系，遵守定点、定期的原则。

电能计量标准必须经过授权机构的考核认证合格，且在考核（复查）期满前6个⽉必须重新申请复查。

③从事检定和修理的⼈员应具有⾼中及以上⽂化⽔平，应掌握必要的电⼯学、电⼦技术和计量基础知识；熟悉电能计量器具⽅⾯的原理、结构；能操作计算机进⾏⼯作。

从事计量检定的⼈员应经业务培训考核合格，并取得计量检定员证。

④应建⽴完善的计量检定⼯作制度，包括检定⼈员岗位责任制，计量标准器具使⽤、维护制度，周期检定制度，检定记录、证书审核制度，事故报告制度，计量标准及被检定计量器具技术档案、资料保存制度，检定室清洁卫⽣管理制度等。

（3）安装验收关
①按照规程的规定，除使⽤电能计量柜的⽤户和输、变电⼯程中电能计量装置的安装可由施⼯单位进⾏，其他贸易结算⽤电能计量装置均应由供电企业安装。

②要特别注意已经校验的电能计量装置在安装前的运输防震。

县供电企业要积极创造条件加强计量外勤⼒量,⾸先做到⽤计量专⽤车和专⽤的电能表周转箱运输待装计量装置，做到各类计量装置都能按照规程的要求实施管理。

③电能计量装置在安装后的验收，按照规程的要求要做到三点：⼀是有关技术资料齐全；⼆是严格按规定的内容（如表计的型号、外观、说明书、安装⼯艺、图纸等）进⾏现场核查、相互印证；三是按照规定的项⽬开展现场校验、检查，不能简单地⽤“⽡秒法”判断整套装置的综合误差。

（4）计量⼯作票传递、数据录⼊关
实⾏计量⼯作票不仅规范了⼯作流程，⽽且有利于报装接电各个环节的相互监督；实⾏计量⼯作票还可以避免或减少计量初始数据录⼊差错。

（5）运⾏维护管理关
对于县供电企业来说，电能计量装置的运⾏维护管理是电能计量管理的关键和重点。

①必须明确管理责任：电⼒⽣产运⾏场所的电能计量装置由变电运⾏⼈员监护；安装在⾼压⽤户处的电能计量装置由⽤户保证其封印完好，装置本⾝不受损坏或丢失；安装在城乡居民宅院内的电能计量装置由⽤户保证其封印完好，安装在户外的居民电能表箱由⽤户和供电所（抄表员）共同监护，保证其完好。

线路上安装的联络、互供开关计量装置也应该明确运⾏管理责任部门或责任⼈。

②计量技术管理部门负责全部电能计量装置的检定、轮换及现场校验，负责对以上运⾏监护部门的监督和技术指导、培训；对于暂时委托供电所进⾏的Ⅳ、Ⅴ类电能计量装置拆、装⼯作, 计量技术管理部门应负指导和监督检查的责任。

③电能计量装置的运⾏维护管理制度必须完善，必须明确各类电能计量装置的巡视周期以及对巡视中发现的缺陷记录填写与报告、处理的具体办法。

④计量技术管理部门和运⾏维护责任部门必须建⽴相应的资产档案和运⾏档案。

3）电能计量管理⽹络化
电能计量管理⽹络化，就是利⽤计算机⽹络，构建企业计量管理信息平台，使计量管理的各层次⽤户（包括决策层、管理层和操作层），对有关计量数据进⾏共享，并实现数据的实时分析与处理，以提⾼⼯作质量和⼯作效率。

（1）电能计量管理和检定⼯作⾃动化的基本要求
①实现检定过程控制⾃动化和各类检定、检测数据的存储、分析；
②通过建⽴电能计量信息管理系统实现与相关专业⼯作票的⽆纸化传递及相关信息共享；
③借助电能量计费系统和远⽅⾃动抄表系统，加强对电能计量装置的运⾏状
况的动态分析。

（2）电能计量管理⽹络化应具备的内容和功能
①计量基础档案管理，指包括计量⼈员的基本情况、计量器具的编号规则和计量器具的技术资料等进⾏管理。

②计量器具配备管理，指对各部门计量器具配备数和配备率依据数据库中的相关数据进⾏⾃动统计、计算。

③计量体系管理，指对计量管理体系⽂件（包括程序⽂件、检定规程、检验规范、各项计量管理制度及其他受控的资料）进⾏管理。

④计量器具管理，包括建⽴计量器具档案（包括卡⽚、台帐及各种记录），提供任意条件的查询和打印输出功能；实时统计计量器具的检修进度，统计计量器具的在⽤、库存和报废数量。

⑤计量检定管理，包括⾃定义不同计量器具的检定周期，⾃动⽣成周期检定计划；对计量器具在⽤超期报警和预期提醒；根据检修⼈员输⼊的数据，⾃动更新数据库中的内容。

⑥量值溯源管理，指对企业建⽴的计量标准进⾏管理，包括对主计量标准器、主要配套设备、检定项⽬及其各种描述信息维护和查询，以树型视图显⽰企业的量值溯源关系。

⑦系统管理，指对整个计量管理系统进⾏设置和管理，包括操作员、数据表、数据同步设置、⼯作⽇志管理等模块。

⑧⼯具箱，可以根据企业的实际需求对系统进⾏⼆次开发，包括通⽤档案、查询统计分析、通⽤报表管理等模块。

（3）计量管理系统的使⽤
计量管理系统的使⽤分为三个层次：
决策层：可以使⽤计量管理系统的全部功能，从宏观上掌握各部门计量器具的配备和配备率，掌握企业的周期检定计划，实时查看计量器具的检修进度。

管理层：对计量⼈员的基本情况和计量技术资料进⾏管理，计量器具配备和量值传递管理，使⽤管理系统对新购计量器具进⾏编码，实时查看计量器具的检修进度。

统计计量器具定额、在⽤、库存和报废，⽣成计量器具抽检单。

规定计量器具的检定周期，编制周期检定计划。

操作层：输⼊、输出计量器具信息，检定和修理记录，对计量器具进⾏任意组合条件下的查询、输出。

根据各层次⽤户对计量信息的需要进⾏⽹络权限的设置，分别有条件地访问部分或全部信息，以保证信息的安全和企业的商业机密。

⽬前，已经有部分县供电企业开发应⽤了“电能计量装置微机管理信息系统”。

该系统运⽤条码和计算机⽹络技术，使管理范围内所有的电能计量装置和检验装置从购⼊、内部流转、运⾏使⽤直到退出运⾏的全过程处于实时在线跟踪监控，并对各类电能计量资产帐、卡、物等进⾏实时动态管理。

该系统的基本功能：可以实现电能计量装置分类统计和资产管理信息的⾃动⽣成；可以实现贯彻实施计量法规和专业规程的⾃动化，避免计量检测⼯作的随意性；该系统可以按规程和企业规定的周期⾃动⽣成企业和基层站、所、检修实验以及计量技术管理部门本⾝的周期性检验、轮换计划；⾃动记录和⽣成计量检定和管理各个环节的⼯作量，有利于对计量⼯作计划和⼯作定额完成情况的考核。

电能计量装置计算机信息管理系统的运⽤，进⼀步促进了电能计量管理的标准化、规范化和科学化。

2. 抄表核算与数据传递失真的分析与控制
抄表核算差错与数据传递失误也是引起电量失真的⼀⼤原因。

在各种营业差错中抄表过程发⽣的占⼤多数。

错抄、漏抄、估抄、错算的责任多数发⽣在抄表员和核算员⾝上，但有些时候则是由于相关制度、程序不完善形成的。

⽐如：线路检修施⼯运⾏⽅式改变，⽆⼈通知计量线损责任⼈抄表（旁路开关或联络互供开关），计量所（室）到现场校验或更换电能表、互感器，提前不通知相关的线损员或抄表员到场。

相对于抄表、核算差错来说，数据传递失误发⽣的概率要⼩很多，但这类失误⼀旦发⽣，往往不容易及时发现和纠正。

为了避免或减少以上失误，必须重点控制以下环节：
1）加强营业窗⼝⼈员的素质教育，提⾼其责任感和敬业精神以及业务技能，杜绝抄表中“错、漏、估、送”现象的发⽣；
2）完善抄表制度、程序和标准，加强部门之间的协调、配合，避免疏漏；
3）规范抄表⾏为，坚持上下同期，坚持定时、定点、定路径；
4）要特别注意避免以下环节数据录⼊、传递的差错和失误：
业扩初始数据录⼊和传递；
临时⽤电和变更⽤电的数据录⼊和传递；
计量装置校验（轮换）数据录⼊和传递；
计量装置故障处理数据录⼊和传递；
更换更新抄表台帐、卡⽚数据录⼊和传递；
抄表机（仪）数据录⼊和传递；
运⾏⽅式变化时有关计量信息录⼊和传递；
电⽹建设、改造⼯程竣⼯新计量信息录⼊和传递。

5）避免以上环节产⽣差错和失误的关键还在于：
（1）严格执⾏相关⼯作标准、管理标准和⼯作流程标准（如业扩传递单、计量⼯作票等），更好地规范员⼯⾏为，避免随意性。

（2）具体规定初始数据或更新数据录⼊的责任⼈及录⼊时限，避免遗忘和丢失。

（3）建⽴和完善约束机制，明确规定那些⼯作必须有⼏个部门配合去做，那些⼯作不允许个⼈擅⾃去做。

⽐如；计量表计的轮换必须由计量部门与线损员和计量装置的运⾏监护部门配合进⾏；抄表员个⼈⽆权更改计量台帐和卡⽚的基础数据，即便是运⾏数据的涂改也必须加盖抄表员的印章，等等。

（4）建设营销MIS，应⽤现代化管理⼿段避免失误和违规操作。

①实现⽆纸化办公，微机录⼊、数据共享，避免数据传递失误。

②严格管好抄表卡⽚和抄表器的下装和上装。

③完善营销MIS的审核、提⽰功能。

④在MIS系统中严格设置操作权限，实施操作员、营销部、主管领导“三级”监督机制。

（5）完善对营销环节的控制、监督体系。

①实⾏抄、管分离
抄、管分离的基本思路是：线损管理责任⼈不具体抄录其管理责任范围内的电能表，抄表公司或供电所抄表员只对电能表数据抄录的正确性负责。

【实际范例】
河南省温县供电公司配⽹线损管理实⾏抄、管分离的具体办法是：配电台区和各类低压客户的计量电能表，⼀律由供电所责任抄表员（公司员⼯兼职）负责统⼀抄表、统⼀核算；电⼯班负责所辖10KV线路设备和线损的管理；农村电⼯负责分台区设备和低压线损的管理。

责任抄表员每⽉定期抄录的电量作为开票收费和中低压线损考核的依据，责任管理员每⽉不定期抄录的电量作为线损常规考核的⼿段。

做到抄、管分离程序化，管理专业化，抄表专责化，核算⼀体化，营
销⼯作规范化。

②坚持电量、电价、电费“三公开”
电量、电价、电费“三公开”是农村电⼒体制改⾰中产⽣的⾏之有效的群众监督⼿段，县城居民⽤电监督管理也可以效仿。

县城居民⽤电的公⽰可以公⽤台区为单位，选择过往⾏⼈多、便于⽤户查阅的地⽅张贴。

城乡居民⽤电的电量、电价、电费“三公开”是让⽤户看后对⽐监督的，不是⽤来应付上级检查的。

电量、电价、电费“三公开”要定时、定点，不⾛过场。

③建⽴对抄表环节的监抄、会抄、轮抄、盘抄制度
监抄，就是⽤电营业的主管领导或电⼒稽查部门有计划地抽查抄表员的某⼀个责任台区，连续⾄少两个⽉派员与该抄表员⼀起对被抽查的台区的每⼀户电表进⾏抄录；
会抄，就是公司⼀次性组织⾜够的⼈⼒，对某⼀条线路或⼀个台区的所有计量表计进⾏突击抄录并在很短时间内完成；
轮抄，就是对抄表员的抄表责任区域实⾏定期（每季度、半年或者⼀年）轮换；
盘抄，就是在年末、抄表员轮换或者供电所长离任交接之前，对有关的全部计量装置抄录⼀遍，如同新、⽼仓库保管员交接⼿续之前的盘仓⼀样。

④开展⽤电检查，定期开展营业普查
⽤电检查要经常进⾏。

在重视安全⽤电的同时，每⼀次检查都应该查看计量装置运⾏是否完好正常，⽤户有⽆违章⽤电或窃电⾏为或嫌疑。

营业普查每年1～2次。

营业普查要认真组织，提前策划好营业普查⽅案，确定普查的项⽬、范围、时间，组织好所需要的⼈员、车辆、仪表⼯具、表格记录等，还应准备好对普查中有可能发现违章⽤电或窃电嫌疑的处理予案。

⑤以营销为重点开展电⼒稽查。