怀集供电局线损现状分析及整改建议

怀集供电局线损现状分析及整改建议【摘要】线损是供电企业的一项重要经济技术指标，也是衡量电力企业综合管理水平的重要标志，怀集供电局2012年线损率为8.05%，还处于高位；本文对怀集供电局的电网现状、线损管理进行了调查分析

并提出相应的整改建议。

【关键词】线损现状分析措施

1 电网现状分析

（1）怀集供电局拥有10kv公用线路55条，除近年来网改的36条线路（部分线路只网改了主线，分支线路未网改）外其余线路都比较残旧，部分还建于上世纪七、八十年代，其中运行时间超过20年的线路有11条占总数的20%，这部分线路供电半径长、线径小，长期过载运行损耗高。

（2）2012年底怀集供电局有公用配变1198台，其中s7及以下高损配变145台，占总台数的12.1%，占总容量的18.13%；未改造低压台区899台。2012年低压台区线损率为8.13%，占全局总损耗的55.82%。

（3）台区分布不合理，供电范围大。供电半径最远处超3公里、用户分散、低压线路较为残旧、线径细，主线的平均线径只有16㎡，巷线平均不足10㎡，且十分凌乱。在用电高峰时段，线路负荷严重不平衡，到户电压平均只有150v左右。

（4）未能按照线损四分管理要求装设计量点，有部分主变和线

路的联络开关未有计量。用户安装的电能表多数是90年代早期生产的机械式电能表，其中还有6.8万只dd862、dd5型淘汰类电能表未更换，占总表数30.7%，影响电能计量准确性和线损分析数据的波动性。

（5）小水电普遍存在无序上网发电的现象。怀集属于小水电装机密集区，站多而单机容量小，到目前止，小水电总装机容量已达20万千瓦，而送变电网络建设发展又滞后。在丰水期有大量的有功电量穿越电网，电量的长距离输送也是造成线损偏高的重要原因。

2 线损管理现状分析

（1）线损率指标仍然偏高，降损形势严峻。低压配网损耗同比有所上升，供电所2012年线损指标完成率偏低，19个供电所中线损率达标的为8个，达标率为42.10%；线损率超过15%的供电所尚有存在。个别供电所未能每月认真召开线损分析会，对线损管理的理解仅仅是为了完成报表而统计，对线损数据不够敏感，异常分析不够深入，异常闭环管理流于形式，导致线损的控制执行力度不强，对降损缺乏指导意义。

（2）计量管理有待进一步提高，未能严格按照省公司计量管理的各项规章制度和技术标准，执行相关业务流程，把好各环节计量关，发现问题如下：1）电表安装位置不合理，部分电表安装高度超过两米或安装在用户室内，难以抄表、发现计量故障和窃电行为。2）未改造计量装置普遍残旧、外壳破损，大部分表计为淘汰类机械表计量偏差严重；表箱和电表接线盒没有加封，表计下盖破烂接

线裸露，存在窃电现象；计量装置接线不规范，一些机械表出现安装倾斜现象，影响计量准确性。3）变压器计量配置不当，如变压器容量为100kva，按要求ct变比为150/5a，而实际是75/5a，影响线损的准确统计。4）计量装置维护不到位，存在表计停行等情况未能及时发现并故障处理。5）计量装置新增、变更流程不及时和规范，未能提供相关变更记录，监管工作不到位。

（3）营销稽查管理工作未能常态化，存在错抄漏抄现象。

（4）负荷管理工作力度不够，供电所未能根据季节性负荷或负荷特性的变化及时对配变档位进行调整和进行无功补偿，造成台区三相负荷不平衡；未能提供测量变压器接地电流相关记录。

（5）电压质量偏低，目前怀集局仍有超过40%的35kv主变为无载调压变压器，由于这部分无载调压变压器无法在线调整主变档位，直接影响变电站母线电压质量，间接导致居民端电压质量不合格。同时，怀集电网特别是配网部分设备残旧、落后，线径过小，重载、过载现象严重等因素导致线路和台区末端电压不合格。截止2011年底，全县10kv公用线路有32回线路主干截面不满足《指导原则》要求，主干截面合格率仅为40.74%。全县现状10kv公用线路中有28回装接配变容量小于3000kva，装接配变容量偏低，占线路总数的51.85%。怀集县1120台公用配变中，重载配变251台，占公用配变总数的22.41%，总容量为1.746万kva；过载配变177台，占公用配变总数的15.8%，总容量为1.2885万kva。全县电压偏低（<198v）的台区有410个，占公用配变总数的36.61%。

（6）信息系统对线损业务支撑力不足，基础资料管理薄弱，需清理站-线-变-户资料，特别是完善线-变-户对应关系，确保对应关系100%准确。营销信息系统线损管理模块使用率不高，计量自动化系统没有得到充分的应用，还不能完全实现线损的动态管理，线损管理人员开展线损分析和管理的效率和深度有待提高。

3 整改建议

2013年怀集局降损将面临更严峻形势，一方面怀集电网网改比例较低，10kv线路网改比例为23.02%，0.4kv台区网改比例为22.8%；如要完成整个电网改造，则需投入约5亿元资金，按目前网改进度至少需要10-15年时间；另一方面在国家节能减排政策性影响下，部分受限制类高耗能企业关停，无损电量同比负增长，有损电量增大。为此，我们要挖掘内部潜力，调整电网规划建设思路，重点对过负荷、损失电量多、线损率高的线路或台区有针对性地进行分片改造；对于暂时未有网改资金投入的台区可采取增大部分主干线线径等方式进行降损，朝着”技术线损合理，管理线损最小”的目标迈进。通过以上调研分析，提出整改意见如下：（1）电网改造是降低电网设备损耗的根本措施。在调研中发现，低压配网损失占整个电网损应失电量约65%以上，而配电线损电能损耗的绝大部分在主干线段，因此降低主干线段上的电能损耗是线路降损节能的一个主攻方向。由于子公司资金匮乏，应想方设法争取得到省公司支持，通过资金设备、政策资源倾斜帮扶，使管理快速提升；充分实现物资再利用流转，把部分高损耗、未改造的台区

主干线200-300米更换为大线径出线，合理选择导线截面是降低主干线段消耗的一项切实可行、立竿见影的措施。

（2）加强无功、电压管理，进一步推进对三相负荷平衡度和功率因素的测量，特别是对线损较高的台区，做好监测调整，降低技术线损。

（3）加快计量装置整改。对专变用户、公变三相用户计量装置制定整改计划，尽快落实整改。对单相用户梳理无电量发生的电表，分析原因，制定轮换计划，按时开展轮换工作。对存在故障的计量装置及时更换。

（4）开展线损“四分”管理达标工作，局、供电所按月定期召开线损分析会议，重点解决供电所、线路、台区线损率异常的情况，同时对线损指标的完成情况和波动原因进行逐一分析，从表计计量的准确性、抄表的同时性、是否存在估抄、漏抄、错抄、窃电等多个方面进行定量、定性分析，特别是加强定量的分析，加强线损异常闭环管理，采取有针对性的改进措施。

（5）坚持开展营销稽查工作，将营销稽查工作常态化，以堵塞管理漏洞。加强营销稽查人员的业务学习，不断提高自身的技术业务水平；以日常检查为主，专项检查为辅，重点对用电客户基本情况（包括业扩流程、报表、计量装置、电价、倍率等）、客户设备运行情况是否正常是否符合有关规定、供用电合同有关协议履行情况、电源计量装置运行情况是否合理和连续二个月以上的零账用户等开展日常检查。