供电局变电站关口计费电能计量装置暂行管理办法 附线损分析报告.docx

1、供电局变电站关口计费电能计量装置暂行管理办法 附线损分析报告供电局变电站关口计费电能计量装置暂行管理办法一、变电站关口计费电能计量装置的管理（一）市场营销部是变电站关口计费电能计量装置管理的主管部门。客户服务中心是变电站关口计费电能计量装置管理的业务部门。调度管理所、变电管理所是变电站关口计费电能计量装置管理的协作部门。（二）市场营销部负责每年公布一次变电站关口计费电能计量装置明细表，期间如有新建、关口点更改的变电站关口计费电能计量装置时，以便函形式通知到各有关部门（单位）。（三）变电站关口电能计量装置包括：电能表、计量用互感器及其二次回路、电能计量柜（箱、屏）等。二、运行维护管理（一）关口计

2、费计量点所在的变电站值班人员（无人值守的变电站由巡检人员）应加强对电能计量装置、采集器、调制解调器、相关电源、通信线的日常巡视工作,发现问题及时通知客户服务中心处理。（二）客户服务中心负责按DL/T4482000电能计量装置技术管理规程规定的周期对关口计费计量装置进行现场校验。每次校验后应将校验报告进行存档。三、改造及专旁代路管理（一）除正常运行中的电压切换、正常的电能计量故障处理外，变电站关口计费电能计量装置一经确定，任何部门（单位）不得随意变更电能计量整体或部分的物理和电气连接。如需对变电站关口计费电能计量装置进行更改（指指定电能表的新装、加装、拆除、迁移、拆封、编程修改；互感器的新装、更

3、换、改变变比、断开TV计量二次电压、短路TA计量二次电流、改变计量绕组、计量二次回路的改造和变动等需要变动到电能计量装置的一切工作）时，由工程管理部门提前2个星期将电能计量技术改造方案报市场营销部审批，经批准同意后方可施工。（二）运行部门在在进行旁代、倒送、计费专线的改接、退出TV、TV失压、短路TA计量绕组等可能对计量、计费有影响的运行方式改变前，由调度管理所提前2个工作日以书面形式通知客户服务中心。1-8月线损分析报告 一、 综合线损率指标完成情况（一）综合线损率指标完成情况年08月综合线损率指标完成情况统计口径供 电 量 售 电 量 线 损 率 （%） 本月（万kWh）同比（%）年累计（

4、万kWh）同比（%）本月（万kWh）同比（%）年累计（万kWh）同比（%）本月同比（%）年累计同比（%）全口径58565.385.69446283.557.4253630.362.07418964.317.148.4362.766.124.13母公司57511.696.93442333.708.5054042.324.40424109.598.386.0360.944.122.63县公司15977.573.59119202.361.6714511.92-0.40110107.230.849.1765.887.6311.00北流公司9478.814.0568659.324.058870.052.

5、5663570.834.626.4226.877.41-6.39陆川公司6498.762.9250543.04-1.395641.87-4.7446536.40-3.9013.19112.507.9343.34母公司线损率偏高原因：供售电量不同期影响本月线损率偏高。售电量电量统计从上月22日到本月21日止，而供电量统计为本月1日到31日，存在供售量不同期影响线损率偏高，误差电量为1409.4万千万时，同比去年误差电量311.63万千瓦时，增多了1097.77万千瓦时。还原供电量为56102.285万千瓦时，还原本月线损率为3.67%，累计线损率为3.81%。 全口径线损率偏高原因：一方面是母公

6、司供电量影响，县级供电量企业小水电来水偏枯，发电乏力，上网电量减少。另一方面，陆川公司年起执行单双月抄表制度，本月单双月抄表不平衡电量273.55万千瓦时，影响综合线损率上升2.3个百分点；1-8月累计单双月抄表不平衡电量342.33万千瓦时，影响累计综合线损率上升0.57个百分点；无损电量同比减少3455.47万千瓦时，影响年度综合线损率上升0.35个百分点。还原供电量6498.76万千瓦时，售电量5936.49万千瓦时，还原本月线损率为8.65%；累计供电量50543.04万千瓦时，累计售电量46999.97，还原累计线损率7.01%。北流公司一是累计无损电量同比减少1239.45万千瓦时

7、，累计线损率为7.41%，影响年度综合线损率上升0.13个百分点。二是今年1月开始，大工业专变客户调整抄表时间，提前了5天抄表，提前抄表造成少抄售电量约为217万千瓦时，影响年度综合线损率上升0.31个百分点，还原累计线损率为7.09%。全口径还原供电量为57467.61万千万时，还原本月线损率为6.68%，累计线损率为5.89%。（二）县供电公司指标完成情况1. 陆川供电公司1-8月累计综合线损率为7.93%，同比上升2.4个百分点，比计划指标上升了1.26个百分点。累计有损线损率完成9.35%,同比上升2.28个百分点。主要原因：一是售电结构变化。无损电量同比减少3455.47万千瓦时，影

8、响年度综合线损率上升0.35个百分点。二是开展用电营业普查。全年计量故障追补电量为11.1291万千瓦时；违窃电查处普查追补电量为4.6724万千瓦时；违约行为处查追补电量为4.5438万千瓦时。合计11.1291万千瓦时，影响线损率下降0.02个百分点。三是供售电不同期影响。玉林局供电量抄表时间和公司售电量抄表时间不一致,受负荷变化情况影响综合线损率下降0.03个百分点。四是供售电不同期影响。8月月末供电量比去年12月月末供电量少123.16万千瓦时,影响综合线损率上升0.02个百分点。还原线损率为7.91%。2. 北流供电公司 1- 8月累计综合线损率为7.41%，同比增长-0.51个百分

9、点，比计划指标上升0.47个百分点。累计有损线损率完成7.81%,同比下降0.72个百分点。主要原因：一是售电结构变化。无损电量同比减少1239.45万千瓦时，影响年度综合线损率上升0.13个百分点。二是开展用电营业普查。全年共查处违约用电、窃电17宗，追补电量48.011234万千瓦时，降低综合线损率 0.07%。三是供售电不同期影响。今年1月开始，大工业专变客户调整抄表时间，提前了5天抄表，提前抄表造成少抄售电量约为217万千瓦时，影响年度综合线损率上升0.31个百分点，还原累计线损率为7.09%。二、 线损小指标完成情况（季度、半年、全年分析要求）（一） 母线电量不平衡率年1-6月母线电

10、量不平衡率统计表电压项目母公司北流陆创合计（全口径）500kV该电压等级母线总条数6006开展统计的母线条数（条）6006电量不平衡率合格的母线条数（条）6006母线电量不平衡率的合格率（%）10000100220kV该电压等级母线总条数660066开展统计的母线条数（条）660066电量不平衡率合格的母线条数（条）660066母线电量不平衡率的合格率（%）10000100110kV该电压等级母线总条数1861818222开展统计的母线条数（条）1681818204电量不平衡率合格的母线条数（条）1661818202母线电量不平衡率的合格率（%）98.81100.00100.0099.0235

11、kV该电压等级母线总条数7810266246开展统计的母线条数（条）7210266240电量不平衡率合格的母线条数（条）7210266240母线电量不平衡率的合格率（%）100.00100.00100.00100.0010kV该电压等级母线总条数20412066390开展统计的母线条数（条）16812066354电量不平衡率合格的母线条数（条）16712066353母线电量不平衡率的合格率（%）99.40100.00100.0099.72注：1）母线条数取1-XX月各月母线条数累加之和。2）母线电量不平衡率的合格率=电量不平衡率合格的母线条数/开展统计的母线条数*100。分析: 年全局母线总条

12、数155（不开展统计的母线主要是新投运变电站或是没有输出电量的母线，仅接一个站变），开展统计的母线条数145条，1-6月累计母线电量不平衡率合格的母线条数3条，不合格原因是一是个别月份变电站母线负荷太轻，损耗的比例相对太大。二是部分表计出现不明故障，查找不出原因，如220kV平坡站110kV母线电量不平衡率1-3月合格，4-5月不合格，6月又合格。（二） 站用电量分析年1-6月站用电量统计表电压项目合计（全口径）500kV该电压等级变电站总数目1开展统计的变电站总数目1累计站用电量（万千瓦时）73.3946累计供电电量（万千瓦时）256416站用电率（%）0.03220kV该电压等级变电站总数

13、目11开展统计的变电站总数目11累计站用电量（万千瓦时）208.97累计供电电量（万千瓦时）349006.90站用电率（%）0.06110kV该电压等级变电站总数目28开展统计的变电站总数目26累计站用电量（万千瓦时）114.24累计供电电量（万千瓦时）174942.07站用电率（%）0.0735kV该电压等级变电站总数目28开展统计的变电站总数目28累计站用电量（万千瓦时）58.20累计供电电量（万千瓦时）42270.91站用电率（%）0.06合计该电压等级变电站总数目68开展统计的变电站总数目66累计站用电量（万千瓦时）454.80累计供电电量（万千瓦时）822635.89站用电率（%）0

14、.06填写说明：1）站用电量取截止本月的累计数。2）变电站站用电率=站用电量/主变转运电量100%，主变转运电量为站内各台主变转运电量的总和，即主变中、低压侧电量之和，若中低压侧电量数据无法获取，可近似以高压侧电量代替。3）填写全口径数据。分析：玉林共68个变电站，开展开展统计的变电站总数目65个，累计站用电量490.64万千瓦时， 220 kV累计站用电率0.06%、110 kV累计站用电率0.07%。35 kV累计站用电率0.06%。变电站站用电指标完成率100%，完成情况良好，与近年来我局变电站实行生产、施工分表计量、照明灯已更换为节能型灯等加强站用电指标管理、节约用电的措施是分不开的。

15、（三） 计量自动化建设进度年6月止计量自动化建设进度统计表厂站电能量采集终端厂站总数70已完成终端安装的厂站数量70已接入系统的厂站数量70覆盖率100%本年度覆盖率计划100%负荷管理终端专变用户总数3235已完成终端安装的专变用户数量2895已接入系统的专变用户数量2802覆盖率88%本年度覆盖率计划95%配变监测管理终端公变总数5567已完成终端安装的公变数量5125已接入系统的公变数量5013覆盖率91%本年度覆盖率计划93%10kV及以上计量点自动抄表覆盖率（专变和公变总覆盖率）91%低压集抄终端低压用户总数786233集抄已覆盖的用户数量56260已接入系统的低压用户数量56260

16、覆盖率23.23%本年度覆盖率计划0填写说明：1）数据取自计量自动化系统，由各单位营销部或计量中心负责填报。2）填写全口径数据。三、 线损构成分析（一） 分压线损构成年1-8月分压线损完成情况电压等级输入电量（万kWh）输出电量（万kWh）损失电量（kW万h）各电压等级损耗占比（%）线损率（%）无损电量（万kWh）有损线损率（%）500kV220kV427247.6240425672.721574.9046.000.3700.37110kV及以下444708.65418964.3125744.34945.79229872.0211.98110kV406315.45402704.533610.9

17、214.070.89229872.022.0535kV157825.14156070.421754.727.231.1159603.971.7935kV及以上535036.64528096.096940.5527.401.30289475.982.8310kV及以下286285.22265906.5220378.7072.607.125073.557.2510(6) kV207548.80194217.1313331.6845.466.425073.566.580.4kV107242.81100695.807047.0227.156.5706.57合计446283.55418964.31273

18、19.241006.1206.12填写说明：1）此表为统计口径的分压线损率；2）填写1-XX月累计数据，注意分压线损电量之和应等于合计的线损电量。3）填写全口径数据。（二） 分区线损构成单位名称供电量（万千瓦时）售电量（万千瓦时）综合线损率（%）本月本月止累计本月本月止累计本月本月止累计玉林电网58565.38446283.5553630.36418964.318.436.12玉林供电局57511.69442333.7054042.32424109.596.034.12城区分局14444.7354102585.167413595.385097137.89505.885.26北流供电公司9478

19、.8168659.328870.0563570.836.427.41陆川供电公司6498.7650543.045641.8746536.4013.197.931、城区分局年8月份供电量为 14444.7354万千瓦时，售电量13595.385万千瓦时，线损率5.88%。该层线损占全局本月线损的56.9%，是重点控制的层损，去年同期8.35%，由于2014年计量自动化系统无法使用，导致8月份的线损率失真，因此无法开展同期比较。年在系统数据逐步完善、抽调了专人对台区档案的核查，加上前期积累了部分异常处置经验，加大了线损的的综合分析和对异动进行跟踪处理，虽然线路及台区的异常率均有了明显提高，但由于终

20、端不稳定，故障率有所反复，再加上年度户表改造项目导致部分电量无法及时统计，导致线损率不是很准确。2、陆川供电公司年8月止综合线损率为7.93%。其中城网综合线损率为8.72%，农网综合线损率为12.19%。综合线损指标比较高，其中原因有：1）农网升级改造跟不上当前需求，供电半径长，配变超载等情况是一个普遍性问题；2）农村台区管理工作不够细致，农村用电峰谷负荷差比较大，台区电工还没有意识要采用削峰填谷的管理方法。3）农网台区抄核收管理和线路通道维护工作还需加强。竹木碰线的现象还是存在。3、北流供电公司年8月止综合线损率为7.41%。其中城网综合线损率为3.27%，农网综合线损率为8.42%。农网

21、损耗电量较高，原因有：1）农村用户居住比较分散，农村居民外出工作的用户多，因此0电量及少电量用户多；2）农村台区供电半径远，线径小，低压线路还有很多是光身线路，到处存在有竹木碰线的现象，造成线路漏电情况严重。3）有些农户的电表安装在房墙后，又彻围墙把房子围起来，造成电表被围在里面，有时用户不在家进不了门抄表。四、 线损完成情况分析（一） 分压售电分析结构分析 1-8月全口径35kV及以上的趸售及大工业用电量同比增加23247.54万千瓦时，影响综合线损率下降0.27个百分点；0.4kV居民生活用电量增加5054.35万千瓦时，影响综合线损率下降0.01个百分点；分压售电结构变化合并影响综合线损

22、率下降0.26个百分点。年1-8月分压售电结构（单位：万千万时）总售电量专线专变其它趸售合计本年占比同期占比合计71964.56 86209.65 106716.97 154066.02 418957.19 100.00 100.00 220kV用户0.00 0.00 0.00 110kV用户57965.64 154066.02 212031.65 50.61 47.41 35kV用户13998.92 13998.92 3.34 4.45 10kV及以下0.00 86209.65 106716.97 0.00 192926.62 46.05 48.14 10kV用户86209.65 86209

23、.65 20.58 22.15 0.4kV用户106716.97 106716.97 25.47 26.00 填写说明：1）总售电量数据与营销售电量报表数据一致，总售电量等于各分压售电量之和，10kV及以下用户售电量等于10kV售电量与0.4kV售电量之和。2）填写全口径数据。（二） 无损电量增减分析1-8月无损电量累计11160.81万千瓦时，同比下降4694.91万千瓦时；累计有损线损率完成8.42%,同比上升0.47个百分点。无损电量影响综合线损率上升0.29百分点。年1-8月无损电量增减分析单位：万千万时统计口径累计供电量累计售电量累计线损率无损电量还原线损率影响线损率本年累计同期累计

24、增长量全口径446283.55418964.316.120006.120母公司442333.70424109.594.120004.120县公司合计119202.36110107.237.6311160.8115855.72 -4694.91 7.34 0.29 陆川公司50543.0446536.407.937684.511139.97-3455.477.58 0.35北流公司68659.3263570.837.413476.314715.75-26.287.280.13（三） 供售电量不同期对线损的影响定量分析1. 月度不同期影响分析08月月末供电量比上月月末供电量多1409.4万千瓦时,

25、影响综合线损率上升2.41个百分点。年8月度不同期影响分析单位：万千瓦时统计口径上月月末供电量本月月末供电量月度不同期电量本月供电量影响线损率全口径14695.3516104.751409.458565.382.41北流公司1233.19711530.5208297.32379478.81-0.20陆川公司1110.331080.3230.016498.760.005填写说明：1）利用调度SCADA日负荷统计或计量自动化系统网区日供电量分析本月月末与上月末负荷波动对本月线损率指标影响。2）月末电量指本月售电量抄表例日（等效抄表例日）到月末日日电量之和。2. 年度不同期影响分析08月月末供电量比

26、去年12月月末供电量多541.37万千瓦时,影响综合线损率上升0.14个百分点。年1-8月年度不同期影响分析单位：万千瓦时统计口径去年12月月末电量本月月末电量年度不同期电量累计供电量影响线损率全口径14153.9819983.955829.97446283.551.31北流公司1889.111530.5208-358.589268659.32-0.04 陆川公司1203.481080.32123.1650543.040.02填写说明1）利用调度SCADA日负荷统计或计量自动化系统网区日供电量分析本月月末与去年同月末负荷波动对线损率指标影响。2）月末电量指本月售电量抄表例日（等效抄表例日）到月

27、末日日电量之和。3. 同期线损分析 以售电量周期为基准，按等效抄表例日，统计8月售电量从上月22日至本月21日止计算全月售电量；供电量数据取自计量自动化系统，加上县公司小水电量计算全口径同期供电；因北流、陆川抄表周期不一致，很难同期抄表，因此县公司同期综合线损率取值与统计综合线损率一致。年8月同期综合线损率指标完成情况口径供 电 量 售 电 量 线 损 率 （%） 本月（万kWh）同比（%）年累计（万kWh）同比（%）本月（万kWh）同比（%）年累计（万kWh）同比（%）本月同比（%）年累计同比（%）全口径55999.02464198.1053630.362.07418964.317.144.239.74母公司54945.33460248.2554042.324.40424109.598.381.647.85县公司15977.573.59119202.361.6714511.92-0.40110107.230.849.1765.887.6311.00填写说明：两种方式，方式一：以供电量为基准，供电量取自然月（1-31日）的电量，售电量按自然月还原，从而得出同期