线损与线损管理讲座

1、 线损与线损管理讲稿（提纲）第一讲（节） 线损分析一 线损基本概念11电网的功率损失和电能损失电能从发电机输送到客户需经过各个输、变、配电元件，这些元件都存在一定的电阻和电抗，电流通过这些元件时就会造成一定的损耗，这种损耗通常可用功率损失和电能损失两种形式表示。功率损失是瞬时值，电能损失是功率损失在一段时间上的累计效应。 12线损电量电能传输和营销过程中的损耗与损失体现为线损电量。对电网经营企业来说，通过线损理论计算出来的只是全部实际线损电量的一部分，即技术线损；在电能传输和营销过程中，从发电厂至客户电度表所产生的全部电能损耗和损失还包含管理线损，其中管理线损是无法进行理论计算的。为此，线损电

2、量通常是根据电能表所计量的总“供电量”和总“售电量”相减得出，即线损电量=供电量售电量其中，供电量是指供电企业供电生产活动的全部投入电量；售电量是指供电企业向所有客户（包括相邻电网等）销售的电量以及本企业电力生产以外的自用电量。13线损率与统计线损率线损率是线损电量占供电量的百分率，其计算公式为：线损率=100%=100%显然，线损率的准确性取决于电能计量装置的精确度，供、售电能表抄录的同期度和营销抄表、核算的准确度。上式中的线损电量是根据统计范围内电能表所计量的总“供电量”和总“售电量”相减得出，所以这样计算出来的线损率是实际上的统计线损率。我们通常所说的线损率都是统计线损率。14无损电量供

3、电企业通过电网从发电厂或相邻电网购买电量的同时，又通过电网把电量售给各类用户。在电力营销和线损统计管理中，有一类电量被称为无损电量。无损电量可分以下两种情况：141全无损电量：营销管理中，在某些特殊情况下，会存在由于购电的计量点和售电的计量点是同一块计量表计或者是在同一母线上（且有购、售关系）的两块表计，如果忽略电流在母线上损耗，这类供电量和售电量对于供电企业来说，不承担电能在电网传输、以及电力营销中的任何损耗，我们可以将这部分电量称之为全无损电量。142本级电压无损电量：在实际线损管理中，通常将以变电站出线关口表计费的专线电量称作无损电量。需强调的是，这种无损电量的所谓“无损”是个相对的概念

4、。例如，对10kV电压等级而言，10kV首端计费的专线电量是无损电量；但对于35kV及以上电压等级而言，10kV首端计费的专线电量则是经历了35kV及以上电网输送的，显然存在着损耗，因此在计算35kV及以上电网线损率时，10kV首端计费的专线电量不能看作无损电量。供电企业在进行线损统计计算时，从供、售电量中分离出无损电量的目的在于：一方面可以查找本级电压电网线损发生的环节，从而进行有针对性的分析，并制定降损措施；另一方面能得到客观反映管理水平的线损率，更便于不同电网和企业之间的比较和分析。如在进行10kV电网的线损率统计时，可以有两种统计方法：一种是在供、售电量中包含10kV首端计费的专线电量

5、，另一种是在供、售电量中不包含10kV首端计费的专线电量。显然按第一种方法计算出来的线损率（综合线损率）低于按第二种方法计算出来的线损率（公用线损率），但是后者更能反映该电网运行的经济性和管理水平，在线损分析和管理中更有意义二 线损电量的构成线损电量由技术线损电量（理论线损电量）和管理线损电量两部分组成。21理论线损电量（技术线损电量）根据电力网电能损耗计算导则（DL/T686-1999）的规定，理论线损电量是以下各项损耗电量之和：211变压器的损耗电能；212架空及电缆线路的导线损耗的电能；213电容器、电抗器、调相机中的有功损耗电能、调相机辅机的损耗电能；214电流互感器、电压互感器、电能

6、表、电测仪表、保护及远动装置的损耗电能；215电晕损耗的电能；216绝缘子泄露损耗电能；217变电所的所用电能；218电导损耗。22管理线损管理线损则主要是由于管理原因造成的电量损失。其中供电方的管理原因当然是主要的，但也包括了用户的原因和其他一些因素。如：221电能计量装置的误差；222营销工作中漏抄、错抄、估抄、漏计、错算及倍率搞错等；223用户违章用电及窃电。还有一种原因，比如一些有效的技术降损措施（尤其是经济运行措施）应该同时也可以通过管理来实现，而我们没有去做、没有去管，这些能减少而没有减少的损失是否也可以算作是管理损失。三县供电企业在线损管理中常用的几种线损率 为实现对电力营销业绩

7、的考核和对相关部门、基层站所线损管理的考核，县供电企业要分级、分压、分线、分台区统计线损率指标，常用的线损率如下：31. 企业综合线损率企业综合线损率×100% ×100532. 高压综合线损率高压综合线损率即10kV及以上综合线损率。计算公式为：高压综合线损率=×100%33. 各级电压综合线损率本级电压综合线损率=×100%34. 10kV公用线路（综合）线损率10kV公用线路（综合）线损率=100%35. 10kV单条公用线路线损率所谓 “单条公用线路”系指本企业多个用户共用的一条供电线路。10kV单条公用线路线损率的计算公式为：单条公用线路线损率

8、=100%上式中：总购电量为以下电量之和：本条线路10kV 受电（网）侧电量，本线路购入电量（一些地方的小水电或企业自备电厂直接在10kV线路的干线或分支上并网上网）。总售电量为以下电量之和：本条线路各10kV专变用户售电量，10kV公用变（含农村统管公用变、农业变）总表抄见电量，以10kV电压向相邻电网输（售）出的电量。360.410kV综合线损率为了加强对供电所10kV及以下配电网线损管理考核，需核定的一个综合指标。其计算公式为：0.410kV综合线损率=上式中：10kV供电量等于该供电所辖区内各条10kV线路购电量之和（与前面所述定义相同，即每一条线路的购电量为本线路10kV 出口电量与

9、10kV线路中购入电量之和。）0.410kV售电量为以下电量之和：本条线路0.410kV各专用变用户和全部低压用户售电量，以10kV电压向相邻电网输（售）出的电量。37低压综合线损率（统计区域可以是全县、县城、农村或各供电所等）低压综合线损率计算公式为：低压综合线损率=×100%上式中：低压总供电量等于所有公用配变（含农业排灌公用变）总表抄见电量之和。 低压总售电量等于所有低压用户（含低压电力抽水机井、泵站）抄见电量之和。38公用配变台区（含农业排灌公用变）低压线损率城乡低压线损必须实行对单个公用配变台区（含农业排灌公用变）的低压线损率考核。公用配变台区（含农业排灌公用变）低压线损率

10、的计算公式为：台区低压线损率=×100%上式中：台区总供电量为该台区低压侧总表抄见电量。 台区总售电量为该台区所有低压用户抄见电量之和。 需要说明的是，在统计计算各级线损率时，均应将相应的本企业自用电量统计在售电量之内。四【线损分析方法举例】10kV公用线路线损分析41线路、变压器组线损分析如下图的一条线路、变压器组：设导线阻抗为R+jX，变压器额定电流Ie、空载损耗为P0、短路损耗为PK；线路首端运行参数为：负荷电流I，运行电压U，功率因数cos。该线路的输入功率P以及线路有功损耗PX、变压器负载损耗PKT、线路变压器组总损耗P可分别用下列各式表示：P= （1）PX=3I2R （2

11、）PKT= （3）线路、变压器组总损耗=固定损耗可变损耗。即有：P= Po（PXPKT） = Po 3I2R （4）该线路、变压器组总有功损耗率P%可用下式表示：P%= = （5）在运行负荷均衡不变的情况下，可以认为有功损耗率与电能损耗率即线损率相等。因此我们可以用分析式（5）来代替对该线路、变压器组的理论线损进行以下分析：1）导线参数R（长度、截面积）对线损率的影响；2）变压器型号即其空载损耗P0、短路损耗PK对线损率的影响；3）实际运行电压对线损率的影响。这时，变压器的实际空载损耗应为；4）运行电流I的大小及其变化对固定损耗对线损率影响和负载损耗对线损率的影响；5）分析运行电流I的大小及其

12、变化对总线损率的影响，正确认识经济线损率的概念。321P图1 曲线1 固定损耗率 曲线2 负载损耗率 曲线3 综合损耗率42单条10kV公用线路线损分析421静态因素导线截面积、供电半径、变压器型号、负荷点分布状态、负荷构成类型及比重、计量方式等1）导线截面积。导线截面积的大小决定了线路电阻R的大小，改造线路适当加大导线截面积与降低线路的负载损耗率成正比。如何科学地选择导线截面积，其控制指标有国家颁布的经济电流密度并且要用线路电压损失进行校核。2）供电半径。众所周知，供电半径越长，线损率越高，线路末端电压质量越得不到保证。“短半径、密布点”是农网规划变电站的设置原则，农村电网节电技术规程（DL

13、/T738-2000）和电网规划建设改造有关导则、原则中都有具体的规定。3）配电变压器型号。农村10kV公用配电网线损率高的一个重要原因就是配电变压器数量多、负载率低、节能型配变少,变压器损耗尤其是固定损耗高。这里有一份不同型号变压器损耗对照表10kv配电变压器主要技术参数对照表型号容量损耗（kW）空载电流I0%备注空载负载SJ-100/101000.732.407.573标准1000.6202.25S7-100/101000.3202.0086标准S9-100/101000.291.501.6韶关S10-100/101000.231.7012韶关S11-100/101000.201.5010

14、韶关S11-M*R-100/101000.191.5003宁波三星SH11-100/101000.0751.50115非晶合金(南阳万方)D-M*R-100/1010002416504无锡、单相卷铁芯D11-MR-100/101000.1411.03054宁波三星单相卷铁芯从上表可以看出，更换高耗能变压器为节能型配变对于降低10kV公用线路线损率的重要作用。4）负荷点分布状态。一条10kV线路其沿主干线上的负荷分布状态一般可以分为五类：线路末端有一个集中大负荷；沿主干线分布负荷逐渐增大；大负荷分布在主干线的中部；负荷沿主干线均匀分布；大负荷在线路首端，负荷点大小沿主干线呈渐减分布。通过建立这五

15、种分布的数学模型并进行理论线损计算的结果可以告诉我们，第一种分布理论线损率最高，其余依次递减。5）负荷构成类型及比重。不同的负荷其负荷率不同，最大负荷利用小时不同。在相同的线路结构且在售电量相同的情形之下，负荷率高、最大负荷利用小时高的线损率肯定要低。6）计量问题。计量问题包括计量方式和计量装置。对于10kV用户有高供高计和高供低计两种计量方式。采用前者，则抄见线损率低，后者抄见线损率高。计量装置的精度、功耗、启动电流等技术参数非常重要。推广全电子表是降低线损的重要技术措施.在用电水平不高的农村,更换机械式电能表为全电子电能表降损非常显著。422动态因素运行电压、无功潮流分布与无功补偿、负荷率

16、、运行方式、电力市场、季节气候、电网建设与改造等1）运行电压。在电压质量标准允许范围内是偏高运行还是偏低运行对降损有利，取决于在总损耗中固定损耗与可变损耗谁占的比重大；2）无功潮流分布与无功补偿。做到无功电力的分级补偿、就地平衡，实现无功优化运行是降低由于无功电力的不合理流动而产生的有功损耗、保证电压质量的关键措施。无功潮流是不断变化的，要做到无功电力的动态平衡，就必须逐步改变人工控制无功补偿装置的投、切为自动投切，变单个变电站的无功自动控制VQC为全县电网无功优化运行。3）负荷率。大家都知道，负荷率越高，线损率越低。在线损理论计算中经常用到“均方根电流”、“负荷曲线形状系数”K值、“损失因数

17、”F值等概念。引入这些的目的是希望能利用平均电流经过修正计算出来的损耗与实际损耗相等。计算过程使大家充分认识到负荷率对线损的影响。4）运行方式。正常的运行方式一般都是最安全经济的。但是在检修施工或故障情况下，为了保证客户的供电可靠性而不得不采取非正常的运行方式。这就要求我们在转移负荷时，在各种异常运行方式中尽量选择损失更小的，同时注意在检修施工结束时，尽快恢复正常运行方式。5）电力市场与季节气候变化。在讨论影响线损的静态因素时，我们曾分析过负荷点分布因素与不同负荷类别对线损的影响。而电力市场与季节气候变化直接导致了以上两种因素的变化，静态因素在一定的客观条件下转化为动态因素。6）电网建设与改造

18、。电网建设与改造的目的就在于提高电网运行的安全可靠性，就在于提高电网运行的经济性。电网结构的稳定是相对的。对于一条线路来说可能较长一段时间没有发生变化，但是对于一个县级电网来说建设与改造是一个影响线损率的动态因素。静态与动态的相对性静态因素与动态因素的相互转换4310kV综合线损分析。重点应分析以下两点：431分析本级电压无损电量和公用电量所占比例及其变化；432重点分析公用线路中线损率高、电量大且线损率变化波动大的线路，即所谓“高中选大，大中选突”的原则。在国网公司一流县供电企业标准的考核细则中规定：线损率完成上级下达指标。10kV线损率6.5%（含变损）；线损率大于9.5%的条数不得超过本

19、局线路总数的10%。这就体现了要求对线损的精细化管理，不仅公用综合线损率要达到标准要求，而且各线路之间线损率不宜悬殊过大。五企业综合线损分析。企业综合线损率在不同的县之间可比性最差。通过以下分析可以充分看出。51购电（电源）分析 县供电企业购电电源可以有网电、地方小水电、火电、风电、并网的企业自备电厂等等。不同的电源电量结算的计量点不同，不同的电源点在本供电范围内所处的位置与大负荷或负荷密集区的距离都与线损关联很大，这都是我们应该认真进行分析的。52售（供）电无损电量分析全无损电量与本级电压无损电量所占比（重）例及其变化应逐月分析。相对于公用线路电量来说，无损电量容易随着市场经济形势的变化而变

20、化。无损电量的变化是导致综合线损率产生较大幅度波动的重要因素。53各级电压售电量（比重）分析显然，10kV及以下售电量在全部售电量中所占比重越大综合线损率越高。六防止线损分析的误区（一）线损分析的误区线损分析是线损管理的一项非常重要的内容。全面、深入、准确、透彻地进行线损分析，可以找准线损升降的原因，制订行之有效的降损措施。线损分析的质量代表了线损员的业务素质和敬业精神。一些地方，把线损管理专工按统计员的素质配备，管线损的人自己一知半解；还有一些单位的线损分析记录或分析报告内容过于简单，甚至流于形式、粗浅浮躁、支差应付。线损分析中常见的误区有以下几种：1. 线损分析就是对比一下线损率大小、高低

21、；2. 线损率没什么变化不需要分析，线损率下降更不需要进行线损分析；3. 线损率上升就一定是管理上有问题，盲目找原因；4. 只愿意做定性分析，不是尽可能地对各个因素进行定量分析；5. 有线损率的分析就行了，不需要再进行线损小指标的分析了。（二）线损分析中两点特别值得注意的问题1.在每一个统计周期内，不管线损率有无变化，都应该对影响线损的各个因素进行分析，都应该对线损的有关小指标进行分析。因线损率是诸多因素综合影响造成的结果，有时虽然这种综合影响的结果导致线损率没有出现变化或向好的方向变化，但其中的某些不利的因素仍可以通过分析，采取有效措施，降低其造成的不利影响。2. 在进行线损分析时，既要对不

22、同线路线损率的差异进行分析比对，更要对同一条线路线损率的波动情况进行分析。因为在诸多影响因素中，有一些相对稳定的因素，如电网结构、线路设备参数、负荷分布与构成等，决定了线损率的高低，应该通过不同线路线损率的高低的对比分析，尽量采取措施；更重要是对而那些导致线损率的波动变化因素，如电力负荷、电压与无功、负荷率、大客户电量、季节气候等的变化情况，以及营销、计量管理中的不确定因素进行具体和深入分析，积极采取有效措施，降低不利影响。【线损（率）波动的因素分析与控制】一、研究线损波动因素分析与控制的目的和意义线损的波动变化是经常发生的，一些波动是正常的，一些波动是不正常的。引起线损波动的因素很多，其中一

23、些是可以控制的，一些是难以控制的，一些甚至是不可控制的。我们期望电网的运行能实现经济线损或接近经济线损。因此，就要对引起线损波动的诸因素进行深入地研究和分析，抓住可控因素，制定控制措施；不可轻易放弃和忽视那些难以控制的因素，设法趋利弊害、因势利导，促使其转化为可控因素，以期达到最佳的降损效果。本节将通过对线损波动因素分析与控制的阐述，更好地指导和帮助县供电企业各级专（兼）职线损员对线损进行正确、全面地分析，为制定降损技术措施和管理措施乃至进行电网规划建设提供科学的依据。二、引起线损波动的主要因素对于农村电网公用线路、或者对于某一级电压的综合线损，特别是对于一个县域电网来说，引起线损波动的因素是

24、多元的，一般可以归纳为以下六类：电量失真、电网结构及设备的变化、电力市场的变化、供售端电能表抄录不同期、系统运行因素的影响、外部因素影响等。电量失真电网结构及设备变化电力市场变化抄表不同期运行因素影响外部因素影响线损波动图2-12 线损波动六因素图三、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

25、间的积累效应，即A=dt，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：电能计量装置计量失真；抄表核算与数据传递失真；临时用电管理不规范；窃电；人情电；人为调整；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

26、示：计量装置计量失真抄表核算与数据传递失真窃电人情电人为调整计量装置不完善电量失真临时用电管理不规范图213影响电量真实性七因素图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：计量装置质量计量装置检定质量计量装置安装、验收计量装置运行、管理计量装置计量准确度计量装置管理体制 图214 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

27、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： 设计质量人员素质采购计划管理阳光采购标准器及量值传递校验环境考核、激励档案、资料检查、稽查管理网络技术管理机构验收质量工艺运输安装队伍现场校验周期轮换定期巡视人库验收及保管存放标准制度运行反馈电能计量真实准确程度表计质量因素校验质量因素安装质量因素运行维护因素综合管理因素 图215 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/T4482000）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

28、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。计量点应设在产权分界处；按照客户的申请受电电压等级确定相应的计量方式；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；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。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、

29、检测设备、人员素质、管理制度能满足需要。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57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。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

30、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。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。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

31、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。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。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

32、、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。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

33、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。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、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。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。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

34、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；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；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。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

35、、计算。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。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。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。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。系统管理，指对

36、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。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

37、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

38、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

39、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

40、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

41、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。实现无纸化办公，微机录入、数据共享，避免数据传递失误严格管好抄表卡片和抄表器的下装和上装完善营销MIS的审核、提示功能在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

42、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。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

43、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。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

44、，如同新、老仓库保管员交接手续之前的盘仓一样。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12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。以营销为重点开展电力稽查电力营销的各个环节是电力稽查的重点；各级线损分析以及母线电量平衡计算分析发现的问题是电力稽查工作的切入点：电力稽查的重点是维护电力营销市场秩序，不仅要查处用户的违章用电与窃电，而且

45、还要查处企业员工在电力营销各个环节中有无以电谋私的职务行为；企业电力稽查在查处员工职务违纪案件时接受公司纪检监察部门的领导，同时，还必须接受公司线损领导小组安排的查处违章用电、窃电任务。3. 规范临时用电管理低压临时用电管理属于县供电企业电力营销管理中的薄弱环节。有些地方的临时用电不装表，实行包费制；低压临时用电少掏钱、不掏钱或全部被贪污的现象时有发生；还有的地方农电体改不到位，供电所对农村电工实行低压线损承包，村民的临时用电找村电工，供电所不知或不管。临时用电管理存在的这些问题，使国家损失了电费，人为地抬高了线损，腐蚀了电业队伍的肌体，严重的可能影响农村的稳定。低压临时用电的管理，必须从体制

46、、制度上采取措施，规范管理、堵塞漏洞 。 1）农村电力体制改革必须到位。在对农村电工实行低压线损承包的地方，农村用电管理的“五统一、三公开、四到户”成了一句空话，对农村电工实行低压线损承包等于批准了农村电工搞“三乱”，实际线损率被掩盖，将会重新出现“关系电、人情电”。对农村电工实行低压线损承包的做法必须禁止。2）对临时用电的管理必须规范。除抗洪抢险、地震救灾、救火救人等非常特殊情况，临时用电必须与正式用电一样履行以下程序：办理临时用电报装手续；按照业扩传递程序持（凭）计量工作票装表接电。 3）完善临时用电管理制度，严格执行临时用电“五不准”。不准实行包费制；无业扩传递单和计量工作票不准装表；责

47、任抄表员未到场建卡并抄录电表底数，安装人员不准接火；未经乡镇供电所营业厅办理有关业扩手续，任何人不准受理低压临时用电；未经县供电企业供电营业厅办理有关业扩手续，任何人不准受理高压临时用电。4）加大对临时用电的检查、稽查和以电谋私行为的处罚力度。增加对临时用电户及其计量装置的巡视次数；对临时用电户进行重点检查、稽查；严肃以电谋私等失职行为。4. 预防与打击窃电，规范电力市场供用电秩序窃电是一种社会现象。近年来，窃电案件有增无减。甚至出现一些供电部门的员工见利忘义，内外勾结包庇纵容、协助他人窃电。供电部门电力管理的政府职能移交后，使查处窃电增加了难度。因此，我们必须十分重视这项工作，全方位采取措施

48、预防与打击窃电。1）要利用各种形式，加强对全社会进行“电是商品，窃电违法”的宣传、公民的法制观念和道德观念的宣传以及规范电力市场秩序、构建供电部门与用电客户之间和谐的宣传；2） “防重于治”。积极推广使用预防窃电的设备、技术，改进和完善现有的计量装置；3）加强预防窃电的日常管理。定期开展线损分析，对计量装置和线损分析出的疑点和重点部位加强巡视、检查；4）加强专业反窃电队伍的建设，配备必要的车辆和通讯、摄影（像）器材，对有关人员进行查处窃电的专业技术培训；5）依靠政府、争取政策，警企联手、加大对窃电行为的打击力度；6）认真学习和研究有关法律、法规，认真研究查处窃电的方式、方法、程序，认真学习研究

49、有关案例，依法检查，依法保全证据，依法挽回损失。5. 杜绝“人情电”“人情电”表现为供电企业的职工在对用电客户的职务行为中少抄（或不抄）电量、少算（或不算）电费，或“私养”用电户，或协助用户窃电等。杜绝“人情电”应采取措施：1）加强对员工进行职业道德、廉洁守法教育；2）完善用电营业环节有关制度和程序，严格管理避免漏洞；3）建立员工诚信档案及与诚信度挂钩的使用、晋升、奖励和处罚、解聘办法；4）加强营业检查和电力稽查；5）奖优罚劣。严肃查处“人情电”，直至建议司法部门追究法律责任。6. 避免人为调整 从对基层线损报表的分析中不难发现两个特点：一是某些线路（或者是某些供电所）的线损率的 “稳定性”惊

50、人；二是其上报完成的线损率与主管部门下达的线损指标的 “吻合度”惊人；如果是连续看几年，这个现象年年都有。人为调整供、售电量的行为成了影响电量真实性和线损率真实性的痼疾。1）人为调整的产生原因分析：害怕“鞭打快牛”，今后定指标吃亏经过电网建设与改造以及线损管理的进步，大多数企业供电线损率逐年下降。因此，不少企业在制订年度线损指标时总希望比上一年低，而且每一条线路都得比上一年低，并且是一年一定。完不成受批评、扣奖金。基层供电所很容易产生害怕“鞭打快牛”的想法和应对的办法，“沿着”指标上报售电量和线损率，多余的电量进入“小金库”，“以丰补歉”等现象屡见不鲜。弄虚作假，获取奖金那些实际上完不成线损率

51、指标的人，也会以“调整”为名，虚报售电量和线损率，骗取奖金。指标考核不能做到精细化管理，只有年指标，无月指标一年之中，理论线损率会随着负荷大小变化和负荷构成的变化而变化，但是一些企业只有年度线损指标，月月都按这个数值考核。线损奖大都作为综合奖的一部分考核发放，年复一年，缺乏对降损节能新的激励措施和手段。2）避免人为调整的措施合理制定年、月线损指标线损员必须收集历史数据，掌握一年之中12 个月的负荷变化规律，经过理论计算，在确定了12个月的线损指标的基础上，再加权平均计算确定年度线损指标；有了年和月的指标有可以分别按各自的指标进行考核。在这个基础上，下一年再进行修正调整。线损理论计算软件所需要的

52、数据应与营销MIS数据实现供享，逐步实现理论线损月月算，线损指标动态考核。加强营业检查和电力稽查主管部门和电力稽查应不定期的抽查供电所（或者线路、配变台区）的抄、核、收台帐、资料，查验微机内抄表仪存数据、业扩资料和电费票据，必要时到核对现场。已经实现营业网络管理的企业，每月都应将核对应抄户、实抄户、零电量户、电费票据与业扩资料相对照，并对电量异常户进行分析，必要时可由电力稽查做进一步的核查；对员工进行诚信教育、对弄虚作假者认真查处；采取前面所介绍的“抄、管分离”、“无底码抄表”等措施；管理创新，用更加科学、合理的激励措施，保持激励常新、常效。7. 计量表计完善计量表计是线损计算和管理考核的基础

53、。低压临时用电中的无表用电影响到低压售电量和低压线损率的真实；联络、互供表计的缺失影响到两条线路的电量和线损计算；变电站站用电和企业自用电表计的不完善既影响到线损的真实性，又影响到企业成本的正确核算。因此，要重点完善以下电能计量表计：1）联络、互供开关表计；2）变电站、自用电计量表计。（二）供、售端电量抄表不同期1. 因素分析供、售端电量抄录不同期是引起线损波动的多发性原因。其产生的原因和主要表现为：1）供电关口表抄录所用时间短，而售电端电能表由于数量众多，抄录时间长且起、迄时间安排不科学；2）供电企业为按时缴纳电费，必须超前于供电关口表的抄表时间，安排售电表计的抄表；3）造成供、售端电量抄表

54、例日变动的其他因素，如抄表例日在春节或其他法定长假等；4）抄表制度、标准不科学不完善，抄表人员素质差；5）其他不确定因素。2. 控制措施有的人认为抄表不同期虽然会引起线损率波动，但没有造成电量丢失，下一次抄表就补过来了；还有的人认为抄表不同期的现象很正常，无法避免。抄表不同期引起线损率波动的危害在于：导致了线损率失真和线损管理水平失真；由于抄表不同期引起线损率波动的大小无法准确地计算，使我们在分析引起线损上升还是下降的其他因素时被干扰，甚至于掩盖了其他原因，失去查找、处理问题的最佳时机。虽然抄表不同期的问题不能绝对避免，但是只要采取了以下措施并且工作到位，可以把抄表不同期对线损波动的影响减少到最小。1）对于企业电力生产经营的各级计量点，均应建立供、售同步抄表制度，不得随意变动；2）对于公用线路来说，为了与上一级关口表对应，下一级应科学地确定抄表起、迄时间和抄表路径； 3）抄表例日与上级供电企业不同时，应安排与上一级同日加抄（35kV变电站及以上），以作线损统计分析之用；4）例日变动小的时候，可科学估算到例日；5）大客户例日定时抄表，努力提高例日抄表比重（比如，可以与大客户配电工商定让其定点（时）将电能表走字记录在其配电运行记录上，待抄表员到后复核即可；6）科学确定公用线路抄表起、迄日期和抄表路径；7）加强对抄表员的素质培训、教育；8）积极采