第一节 线损管理的组织结构
线损管理网络是实现线损管理目标的组织基础。一个有活力的、科学的组织网络应具备三个功能：第一，能充分发挥管理职能、执行力强；第二，层次清晰、职责明确;第三,工作流程科学完善，线损管理网络指挥管理畅通，与相关专业、部门、岗位沟通和谐。
一、线损管理组织网络设计原则
（一）线损管理组织设计前提：从完成线损计划指标出发,从落实降损节能的管理措施和技术措施出发，从相关专业和部门的职责与职能入手。
（二）线损管理组织的三大要素：清晰的职位“层次顺序”；流畅的“意见沟通\"（指挥、协调、信息传递）管道；有效的“协调”与“合作\"体系。
（三）线损管理组织设计目标：对运行信息反映迅速、有活力、效率高、执行力强.
二、线损管理组织网络
线损管理组织网络应涵盖线损管理涉及到的所有专业和部门。组成这个组织网络的层次,按其职责和职能来分，一般分为决策层、管理层、执行层三级。其中决策层是指企业线损管理领导小组,根据需要应由企业主管生产的领导（或总工）任组长，分管用电营销的领导任副组长，成员由分管生产和用电的副总工及企业管理部、生产技术部、调度运行部、市场营销
部（含农电、计量）、电力稽查队等部门的负责人组成；管理层由综合考核部门、归口管理部门、专业管理部门和监督管理部门组成,通过对这些部门之间的职能配置,使之相互补充、相互制衡;执行层由完成线损管理目标的各个执行、实施部门组成.
本文推荐的线损管理组织网络模式以及相关部门职责是以河南省县供电企业机构设置模式下进行的。
【组织结构模式图】如下： 决策层企业线损管理领导小组 图2—1 线损管理网络图 综合考核部门 归口管理部门 三、 线损管理领导小组及各相关部门管理职责 监督管理部门 理领导小组及各相关部门的管理（执行)职责分述如下: 执行执行部门 执行部门 执行部门 层1. 贯彻落实国家、上级有关节能法律、法规、方针、政策和线损管理制度、办法等;
2. 研究并组织制订本企业的中长期节能降损规划，批准年度节能降损计划及措施，组织落实重大降损措施；
3. 定期召开企业线损管理分析会，研究解决降损节能工作中出现的问题；
4. 批准企业线损管理制度,审批线损指标分解、考核方案。 (二）企业管理部（综合考核部门)线损管理职责
管理层本管理模式推荐生产计划部为企业线损管理的归口部门.现将线损管分级管理部门 专业管理部门 分级管理部门 （一）线损管理领导小组的管理职责 1. 审核生产技术部、电力稽查大队提出的线损考核、处理方案; 2. 监督生产技术部、市场营销部、调度运行部、电力稽查大队等部门线损管理职能的履行。
（三）生产技术部（归口管理部门)线损管理职责
1. 负责企业的线损综合管理工作，贯彻上级有关线损管理的规定,编制、修改本单位线损管理、考核办法,并认真贯彻执行;
2。 组织编制企业年度线损指标及指标分解方案，制订具体措施,组织线损各级责任单位完成线损管理领导小组下达的线损率计划指标；
3。 编制年度降损措施计划,经批准后，组织实施； 4。 组织开展理论线损计算和分析工作；
5。 负责线损的统计、分析、上报、考核工作，编制线损专业分析报告； 6. 组织召开线损分析会，分析研究线损管理中存在的问题,制定降损措施；
7。 负责电压无功综合管理;
8. 推广应用降损节能新技术、新设备； 9. 组织开展线损管理专业技术培训和经验交流。 （四)电力稽查大队（监督管理部门）线损管理职责 1. 对线损管理各环节进行经常性的监督检查；
2。 根据计量管理和线损分析提供的信息，积极配合用电、计量部门深入进行检查稽查；
3. 配合公安机关查处违约用电和窃电行为. (五）市场营销部线损管理职责
1。 编制和组织修改所辖各专业的线损管理制度,并督促落实； 2. 负责制订并组织落实10（6）kV及以下电网的降损措施计划； 3. 组织完成线损管理领导小组下达的10(6）kV及以下分所、分线、分台区线损指标；
4. 负责对供电所线损管理工作进行检查、监督和指导工作； 5。 负责用电营销管理，开展用电营业普查和反窃电活动； 6。 负责中低压配电网和客户的无功管理； 7。 负责中低压配电网经济运行管理； 8。 定期组织开展中低压配电网理论线损计算。
9。 负责分管线损的统计、分析、上报、考核工作,编制线损专业分析报告.
（六）计量中心(专业管理部门)职责
1。 负责相关线损小指标的统计、分析、上报及部门考核工作； 2. 负责电能计量装置的安装、验收、维护、现场校验、周期检定（轮换）及抽检工作；
3。 负责电能计量装置故障处理及本供电营业区内有异议的电能计量装置的检定、处理;
4. 负责统一管理各类电能计量印证； 5。 配合电力稽查大队做好反窃电工作；
6。 指导、监督供电所、操作队(变电运行班）对现场运行的计量装置的运行维护管理。
(七）调度运行部线损管理职责
1。 负责完成35kV及以上电网线损指标；
2. 负责完成35kV及以上电网的理论线损计算，提出降低网损的措施； 3。 负责电网的潮流计算，搞好无功调度和电压调整工作； 4。 编制年度运行方式,搞好电网经济调度和异常运行方式管理； 5。 负责各变电站的计量装置及计量回路的日常巡视、运行管理以及变电站远抄系统运行管理工作；
6. 按时准确抄报电量记录，定期开展母线电量不平衡率的计算分析； 7. 负责各变电站的站用电管理；
8。 负责分管线损的内部考核以及统计、分析和上报工作. (八）供电所线损管理职责
1. 负责辖区内10（6)kV、0.4kV的线损管理工作；分解、制定各配电台区的线损指标；
2. 根据上级有关线损管理制度，制订并落实供电所线损管理及考核实施细则；
3. 负责辖区内的营销管理工作，减少内部责任差错.经常开展用电检查，定期开展营业普查工作，防止与查处窃电和违章用电；
4。 严格执行抄表制度和程序,认真组织抄表工作,杜绝估抄、错抄和漏抄;
5。 负责辖区无功电压管理，提高功率因数； 6. 负责辖区中低压配电网的经济运行工作；
7。 负责辖区电能计量管理工作,加强计量装置巡视和检查； 8。 组织召开线损分析会，查找存在的问题，制定降损措施并落实；
9. 负责辖区线损的统计、分析、上报及考核工作； 10。 负责临时用电管理。 （九）电工班线损管理职责
1。 负责辖区0.4kV线损管理工作，完成上级下达的分台区线损指标； 2. 组织农电工开展用电检查、营业普查工作，防止窃电和违章用电; 3. 严格执行抄表制度和程序，认真抄表，杜绝估抄、错抄和漏抄; 4。 负责所辖配电台区及客户的无功管理，提高功率因数； 5。 定期测试低压三相负荷，做好低压三相负荷平衡；； 6. 及时停运空载配电变压器，积极调整用电负荷提高负荷率； 7。 负责辖区低压电能计量装置的巡视、检查; 8。 负责临时用电管理。
四、县供电企业线损管理工作流程
为了清晰的说明各部门的职责和相互关系，通过以下流程图加以阐述。
领导小组
上报 目标 、措 施计 划等 下达总体目标、措施计划 图2—2 线损管理主流程综合考核及 监督管理 归口管理 上报 分级 及专 业管 理目 标和 措施 计划、 统计 报表
分解下达指标及措施计划 用电营销管理 10KV及以下 计量管理 调度运行管理 35KV及以上 分级 及专 业管 理子 流程 完成 线损管理目标 营业结算中心 农电管理中心 图2—3 10KV及以下线损管理子流程 分解下达上报上报10KV分统计现场检验、周期分解下统计线、400V图2-4 报表周期轮换、故障 轮换、故障处电能计量装置运行管理子流程图达城区报表分所线损及降定期检查 处理、理、定期检查等10KV 及降指标及措 损措分线、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类损措 Ⅳ类（低总）施计划 施计调度运行部 电能计量中心 400V电能计量装置施计 图2—5 35KV及以上电网线损管理子流程 电能计量装置 划等 线损指10KV划等 供电所 标及措及以配合施计划 线损指标管理上专第二节 下达 下达线用下达变电 现场分解、完成城区配电班 35KV 下达400V 电户 站母线电 检检Ⅳ、Ⅴ分台区线损指标 及以 一、线损指标管理是线损管理的核心 抽检管理 类电量不平衡 周期电能统计 上线 发率、站用 轮换分解、下达400V 能计上报 损指 轮换电工班 分台区线损指标 量装电指标等 故障计量各种 标和 （一）指标管理是线损管理的核心 现置抽处理 线损 措施 检及装置指标 线损计划指标是线损管理的追求与动力电工班 计划 1。 问轮换完成 计划抽检情况 线损指标管理，也称为线损目标管理，是指一定时期内线损管理活动变电站 操作队 调度班 题等 及轮与其达到的成果或效果。目标有远期（≥10年）及、中期（3～5年)、短期（1Ⅳ、Ⅴ类变电站内 变电站或 年)、执行 (季度或月）之分，有总目标与分目标之分，线损管理计划指标供电所 电能计量装置 运行中的运行中的（目标）也是如此。线损指标管理是计划管理和目标管理在线损管理中的巡视检查 巡视检查 操作队 电能计量装置 应用，线损指标既是线损管理计划的主要内容，也是制订线损管理计划的基本依据。线损计划指标可以指导企业降损节能资源的分配方向，它代表着线损管理工作的努力方向，通过对分级、分压、分线、分台区线损指标以及线损小指标完成情况的考核，从而达到和实现对线损管理网络乃至全体员工降损节能的激励作用。
2。 线损指标管理是线损的目标管理与过程控制相结合的标志 线损指标管理是指对构成线损指标体系的线损（率）指标和线损管理
小指标的全面管理.正是由于电力营销、电能计量、电网经济运行等专业管理方面的线损小指标的支撑，才能保证线损率指标的实现。
3. 线损指标和小指标的实际成果是线损管理考核与奖惩的依据 是否完成上级公司下达的线损计划指标是考核县供电企业经营活动成效的一项重要内容。同样，在县供电企业内部，对线损指标和小指标完成情况的考核,也是对线损管理的有关专业、部门、供电所、线损管理网人员以及线损管理目标责任人奖惩的依据。
显然，指标管理贯穿了整个线损管理(链、环）的全过程，是调动线损责任单位和有关责任人的降损积极性的最重要手段。
（二）指标管理中存在的最主要问题 1. 线损指标一年一变,“鞭打快牛\"。 2。 未形成线损指标体系。
3。 只有线损率指标而没有线损小指标，只要结果，不管过程。有人将线损的统计分析当成线损管理的全部内容。
4. 10kV公用线路的线损考核，只有年指标而没有月指标,不知道一条线路的理论线损一年之中会变化。
5. 制定与调整指标缺乏科学依据。 “大家比上一年都降一点就是今年的指标\"。
6. 有统计报表，无分析报告或分析报告质量低、考核走过场。 (三）线损指标管理链
通过对线损的指标管理中存在问题的分析，应该认识到，要实现计划目标，真正发挥指标管理在线损全过程管理中的核心作用，就必须建立一
个完整的指标管理链.一个完整的指标管理链应包含指标的构成以及指标的评价标准、指标的核定、指标的过程管理与统计分析、指标的分级控制四部分内容。
这里，给出的【线损指标管理链模型图】如下： 标 线 损管理目标线损指标构成 指标评价体系 线损指标管理链模型图指标核定 图2—6 分级控制 矫正措施 保总目标完成 奖惩激励 ,线损管理小指标是对相统计分析 线损管理指标体系。线损率指标是最终的目标结果关部门线损管理工作质量的管理与考核，体现了全过程管理与控制。
(一）线损率指标——线损实绩指标
对于110kV及以下降压型农村电网来说，线损率指标有以下几类（种）： 1。 按其电压等级分，应有110kV、35kV、10（6）kV、0。4kV四级，各级电压的线路一般都有多条，因此其线损率指标应有单条（单台区）线损率指标和本级电压综合线损率指标之分；
2。 按其电压组合分，应有35kV及以上、10（6）kV及以上、10(6）~0。4kV以及110~0。4kV四种线损率指标；
3. 按是否包括无损电量分,每一级电压线损率和各种电压组合线损率之中，都应有包括无损电量的综合线损率和不包括无损电量的公用线损率；
4. 按是否包括线路和变压器损耗电量分，在计算公用线路线损率时，
二、线损指标体系的构成及评价标准 线损率指标与线损管理小指标（线损管理工作质量指标）共同构成了所使用的售电量（又有计费电量与抄见电量之分）有是否包括线路和变压器损耗或某一部分损耗电量之分。
由以上指标组成线损率指标体系，它们直接反映了线损管理的成果,故称之为线损管理的实绩指标
（二）线损管理小指标
要取得降低线损率的效果，重点是抓好线损的过程管理，也就是要抓好电力营销业扩报装与抄核收管理、电能计量管理、电网规划与建设、电网经济运行、节能降损新技术新设备的应用、线损理论计算与线损管理网络化、“数字化”建设等各个环节的管理。衡量以上专业管理工作的质量，各自都有可以量化的指标要求。比如：
1。 营业抄、核、收管理的考核指标(与线损管理有直接关系的)主要有：电能表实抄率、营业电量差错率、月末及月末24时抄见电量比重等;
2. 电能计量管理考核指标，按照《电能计量装置技术管理规程》(DL／T448-2000)的规定，主要有：周期受检率、周检合格率、周检考核率、周检轮换率、修调前检验率、修调前检验合格率、现场检验率、现场检验合格率、电压互感器二次回路压降周期受检率、计量故障差错率、关口表所在母线电量不平衡率的合格率等,在实际管理中还可以再加上电能计量装置（箱、柜）完好率指标等；
3. 电网规划与建设的有关“技术导则\"、“技术原则”中有关电网经济运行的规划指标有：导线截面积、供电半径、电压偏差值、功率因数、主变容载比等;
4。 电网经济运行的主要指标有:各类电压合格率、各类用户、各条公
用线路功率因数和主变各侧母线功率因数，电容器可用率，负荷率、低压三相负荷不平衡率等;
5. 节能降损新技术、新设备的应用的指标可以有：有载调压主变比率、节能主变比率等。
6. 电力稽查、用电检查的指标有：违章用电、窃电处理率等。 7。 其它指标。如变电站、供电所自用电定额等。
以上指标都可以列入线损管理小指标，也就是线损管理工作质量指标，它们反映了我们对线损管理的全过程在控程度和水平。
（三)线损管理指标体系的构成及评价标准 线损指标的评价标准一般有以下几种：
1。 以企业自定或上级下达的计划指标为评价标准； 2. 以同业对标选定的线损指标标准为评价标准; 3。 以理论线损值为评价标准；
4. 以国家和行业的有关《规程》、《规定》要求的指标或“达标” 、“升级\"、“创一流”所规定的标准为评价标准；
5. 其他标准.
（四)【线损指标体系及评价标准模式（范例）】
可以作为线损考核指标的线损率指标和线损过程管理的小指标很多,但不可能每个企业全都搬过来。实际管理考核中，应根据科学、先进、激励、实用的原则，并结合各企业的实际建立自己的线损指标体系。其评价标准可以结合企业目前的管理水平和实际选用一种和几种。
河南省孟津县供电公司以国家和行业有关《规程》、《规定》要求的指
标，以及国网公司一流县供电企业必要条件和考核细则所规定的标准为评价标准，并结合实际建立了自己的线损指标体系及评价标准模式，并在多年的运行实践中取得了显著的降损节能效益.现将孟津县电业局线损指标体系及评价标准推荐给大家。
【线损指标的构成及评价标准范例】 表2－1 线损指标的构成及评价标准表 序号 1 2 3 4 损率 5 6 7 8 9 10 11 12 10kV综合线损率 10kV公用线路综合线损率 10kV单条公用线路线损率 0.4kV农村低压综合线损率 计划指标 计划指标 计划指标 计划指标 线损指标、小指标名称 一、线损率指标 企业综合线损率 评价标准 计划指标 35kV及以上电网综合线损率 计划指标 35kV及以上单条线路线损率 计划指标 10（6）kV及以上高压综合线计划指标 0。4kV城区低压综合线损率 计划指标 0。4kV全县低压综合线损率 计划指标 0。4kV单台区线损率 0。4—10kV综合线损率 二 线损管理小指标 计划指标 计划指标 13 变电站（所)用电量（定额） 计划指标 220kV及以上电压等级母线电量不平衡率≤±1％ 110kV及以下电压等级母线电量不14 母线电量不平衡率 平衡率≤±2％ 关口表所在母线电量不平衡率的合格率≥95％ 35kV及以上系统功率因数≥0.95 10（6)kV出线线功率因数≥0.90 主变10(6)kV侧功率因数≥0.90 农村公用配电台区功率因数≥0。85 县城公用配变台区功率因数不宜小于0。90 15 功率因数 客户功率因数符合国家考核标准 (1）100kVA及以上高压供电的客户在电网高峰时功率因数为0.90以上 其它电力客户和大、中型排灌站功率因数为0。85以上 农业用电功率因数为0。80以上 16 电容器可用率（可投运率） ≥96％ 17 企业供电综合电压合格率 ≥96％ 1、35kV及以上用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过标称电压的10％. 2、。10（6）kV及以下三相供电电电压允许偏差值（客户端） 18 ±7％。 3、 0。22 kV单相供电电压允许偏差值为系统标称电压的 +7% ～ —10％ 19 电能表周期轮换率 100% Ⅰ～Ⅳ类电能表修调前检验率为拆回总量的5% ～ 10％（不少于20 电能表修调前检验率 50只）;运行中的Ⅴ类电能表，从装出第六年起,每年应进行分批抽样，做修调前检验 1．Ⅰ、Ⅱ类电能表修调前检验合格率为100％ 2．Ⅲ类电能表修调前检验合格率21 电能表修调前检验合格率 应不低于98% 3．Ⅳ类电能表修调前检验合格率应不低于95％ 压允许偏差值，为系统标称电压的22 现场检验率 100% 1．I、Ⅱ类电能表现场检验合格率≥98％ 23 现场检验合格率 2．Ⅲ类电能表现场检验合格率≥95% 电压互感器二次回路电压降24 周期受检率 25 26 27 28 量的比重（％） 29 率 三、线损指标的核定 （一）线损指标的核定原则
计量故障差错率 电能表实抄率 电量差错率 100% ≤1% 100% ≤0.05％ 月末及月末日24时抄见售电月末及月末日24时抄见电量的比重一般应占总售电量的75%以上 配电变压器三相负荷不平衡变压器三相负荷不平衡率不应大于15％ 1。 先进性-—自比有进步,逐步缩小与先进水平差距，戒“高不可攀\"； 2。 激励性--大部分供电所经过努力能完成目标，并“有产可超”； 3。 公正性-—核定原则、计算公式统一，在结合实际进行调整时要做到升有理、降有据;
4。 合理性——综合考虑有关影响线损变动的基础性因素和变动因素.
基础性因素应包括：线损统计历史数据，固定、可变损耗比例，理论线损值等；
变动因素应包括：电网建设、改造，降损措施工程实施,年电量增长预测,电量结构变化预测以及大客户、无损户变化等。
5、相对稳定性——戒一年一调整；
（二）【线损“双指标”核定与考核模式】推荐
线损率指标的核定过程是指县供电企业以近期线损理论计算值、历史线损统计值和影响线损率的技术和管理方面的修正因素为基础，在综合应用管理学中的“期望理论\"、“公平理论\"和“强化理论”后建立起 “考核和激励”双指标模式的过程。
综合 图2－8 线损指标核定模型图 激励 理论 1。 双指标管理模式实现的目标 的应 历史线损统计值 用 近期理论线损计算值 激励 指标 考核指标 线损管理网络每个部门、个人身上都应具体体现出恰当的指标约束和激励,实现企业效益和员工收益的共同提高. 主要修正因素 2. 双指标模式的建立 双指标模式是指在下达线损指标时，分别下达两个层次的线损指标，第一个层次的指标称为考核指标,第二个层次的指标称为激励指标,同时根据公平原则，保证同类线路或台区下达的指标相同、相近.考核指标属于相对易于完成的指标，一般以线损的平均管理水平为依据，被考核单位完成该指标后不奖励或少奖励，若完不成，则重罚，实现对考核单位的负强化激励.激励指标是根据各单位实际，一般以不同程度高于线损的平均管理水
平为依据,被考核单位能完成则重奖，完不成则少奖,实现对考核单位的正强化激励.该指标体系建立后,对于被考核单位来说，形成通过不断提高线损管理水平来实现自身收益的提高的期望，对于企业来说，线损管理水平和经济效益得到可持续提高。根据有关县局对双指标管理模式的应用实践结果，双指标管理模式更适用于10kV和400V线损管理，因为这两级线损相对于35kV及以上网络线损而言，直接管理各类客户，点多面广，人为因素多,管理难度大。在电网结构不变和技术线损相对确定的情况下，更需要激励机制来激发管理者的积极性和主动性，不断加强线损管理来降低管理线损。
实际线损下降
重奖 正强化 Y N 1) 双指标管理模式建立的约束条件达到激励指标 企线少奖 因电网及其潮流不断变化，其理论线损值也在不停的发生变化，这决业损及管Y 定了任何一种有效的线损指标核定方式都应是动态的.线损双指标模式的员理N 工水重罚 指标核定方式也是建立在理论线损变化下的一种动态指标核定模式。但是收平 达到考核指标 益 在实际工作中,一个完全动态的指标核定模式是没有可操作性的,随着计算负强化 机技术、管理信息系统的发展，使县级供电企业短周期进行线损理论计算、统计、分析成为可能。因此，在很短一个考核期，为了便于分析，可以近图2－,9其线损理论计算值可认为是一个固定的线损双指标模式的似认为电网的物理特性变化不大建立 常数。线损双指标管理体系就是建立在一个时期内理论线损值为固定值条
考核单位 件下的线损指标管理体系。在下一个考核期，可以通过重新进行线损理论
计算或在原线损理论计算的基础上,通过考虑一些修正因素、近期及历史线损统计值，来调整线损理论值高低，从而形成新的线损理论值约束条件下的双指标线损考核方式，实现线损指标的动态考核。
2）双指标管理模式修正线损指标的主要因素 （1）系统电源分布的变化； (2）电网结构的变化；
（3）电网更新、改造及降损措施工程的影响； (4)电网运行方式和潮流分布的变化； （5）用电负荷增长和结构的变化； (6）新增大宗工业用户投运的影响； （7）其他重大因素的影响。
3)双指标管理模式中考核指标、激励指标和激励空间之间的相互关系 所谓线损指标变化特性静态分析图是指在不考虑其它修正因素的情况下，在一个考核期内，通过图形表现出的各个线损指标的变化特性及其相互关系.所谓静态是指在固定考核期内不考虑其它修正因素，近似认为理论线损值为常数。具体分析如下图所示：坐标横轴代表一定时期线损管理水平；坐标的纵轴代表在某一线损管理水平下，所核定下达的指标(考核指标、激励指标）；曲线1代表考核指标，考核指标值的高低一般代表一个企业线损管理的历史平均水平，该曲线随着线损管理水平的提高表现出逐步下降的趋势,同时，其下降过程也是逐步变缓的过程；曲线2代表激励指标，它也是随着线损管理水平的提高，逐步下降并逐步接近电网线损理论计算值的过程。但其变化趋势比考核指标曲线平缓得多；曲线3是电网线损理论
计算值，随着电网经济运行水平和管理水平的提高，线损理论计算值也有逐步下降的趋势，但幅度不大；在任一特定的线损管理水平下,总存在有 考核指标＞激励指标＞线损理论值；其中，在激励指标曲线和理论值曲线之间的空间就成为激励空间。在理论值近似不变的情况下，随着线损管理水平的提高，激励空间会越来越小，但最终会稳定在一定水平,形成最终激励空间，也就是说，激励指标在管理水平达到一定程度后，应与理论值曲线平行。如果不考虑线损的正常波动,考核指标曲线则无限接近于激励指标曲线,这样，迫使线损责任单位最低也要把线损指标控制在考核指标与激励指标之间时，其线损率水平仍就呈现稳步下降。
曲线1 核定指标 在线损双指标管理模式中，激励指标是降低线损的动力而考核指标则曲线1 ：考核指标 曲线2 ：激励指标 是降损的保障。最终固定的激励空间，为电工稳定地从降损中获利提供了动力；而不断缩小的激励指标和考核指标之间的差距，保证了企业与员工降损效益的依法合理分配，并提高了完不成线损考核指标而面临巨额罚款激励空间 的风险，为企业稳定的获得降损收益提供保障。 只要线损率理论值相同并保持不变，不论最初的激励指标和考核指标管理水平 曲线2 曲线3 ：线损理论值 曲线3 是多少，线损完成率都将最后收敛于理论值附近，而激励值都将收敛于与图2－9 线损指标变化特性静态分析图
理论值相差一个最终激励空间上方，而考核指标最终和激励指标只相差一个线损波动造成的最大误差,也即双指标最终又逐步向单指标回归,但这并不表明指标激励体系走向僵化，这恰恰是线损指标动态管理的最高阶段.
4)线损双指标管理模式应用过程中应注意的两个问题：
（1）在线损双指标管理模式中，初始的考核指标和激励指标之间差距
应该是多少?它与什么因素有关，是值得进一步深入研究得问题。但有经验的线损工作者和领导经过一段时间的试验摸索不难确定适合的数据； (2）线损指标的调整周期应该是多长时间？,也是值得进一步研究的问题.一年一调整,“鞭打快牛\供电所没有积极性；调整周期过长,降损效益得不到合理分配，也不利于促进线损率的进一步降低。比较适当的调整周期应以2~3年为宜。
四、各级主要指标的核定程序 （一）35kV及以上有关线损指标
调度运行部根据上个考核期的实际线损完成情况和理论线损计算值依据，在下个考核期之初把线损指标计划上报生产技术部审查。生产技术部参考电网结构的变化、系统运行方式和潮流分布的变化及降损技术措施等因素的影响编制有关指标，并报线损管理领导小组批准。
(二）10kV有关线损指标
市场营销部（农电管理中心)根据上个考核期的各条10(6）kV线路的实际线损完成情况和理论线损计算值依据,在下个考核期之初,提出下个考核期的线损指标计划上报生产技术部审查。生产技术部参考电网结构的变化、用电负荷增长及降损技术措施等因素的影响编制有关指标，报线损管理领导小组批准。
（三）配电台区低压线损指标
供电所根据各类配电台区的上个考核期实际完成线损、理论计算结果（可采用统计计算法，后文有专门解释）和各台区用电量、用电户数、线
路长度及用电结构测算制定各台区线损指标后，在考核期之初，上报市场营销部审查，市场营销部在现场实际核查后确定各台区线损指标,同时汇总测算各个供电所台区线损指标并报生产技术部审查后报企业线损管理领导小组批准。
（四）【根据线损双指标管理模式进行指标核定的实例】
根据双指标管理模式，河南省孟津县电业局编制了各级电网的线损率双指标。以下是从其指标计划中摘取了其中的一部分，
表2－5 04年3季度供电所线损指标核定表
10kV考核线损 理论供电所名称 考核 指标 激励 计算指标 值 ××供电所 4。6％ 4.2％ 3。9％ 10% ××供电所 4.4% ××供电所 7.0% 4.0％ 3。7％ 10％ 6。6％ 6。3％ 11% 5％ ××供电所 5。0％ 4.5％ 4.2％ 10％ ××供电所 4。8% 4.4% 4。1％ 10％ 9％ 9％ 11％ 9% 5.2％ 8。5% 6。0% 6。3％ 8％ 11。5% 9％ 9% 10。7。2％ 16。5% 指标 指标 值 6。4％ 10％ 6.6% 9。5％ 考核 激励 计算综合 0.4kV考核线损 理论0。4~10kV××供电所 5。5％ 5。1％ 4。8% 12％ 1××供电所 2.3% 1。9％ 75％ 。10％ 5.4％ 7％ 10.5××供电所 6。1％ 5.7％ 5.4％ 11％ ％ ××供电所 2.7％ 2.3% 2。1％ 10％ 9％ 9% 10.5××供电所 5。9％ 5.6％ 5。3％ 11％ ％ ××供电所 5.9％ 5.6％ 5。3％ 11% 合计 4。3％ 4.0% 3。8 10% 10。5% 9％ 9% 15％ 7。3％ 11.5% 5。5％ 5％ 6。4％ 6。7％ 8% 15.5％ ××供电所 4.4％ 4。0％ 3。8％ 10％ 8.6％ 8。8％ 五、线损指标的分类、分级控制管理 （一）线损率指标过程控制的必要性
线损管理与其它专业管理一样，分目标决定总目标，过程决定结果.线损闭环管理要求我们做到：线损指标核定后，重要的是要进行分级、分压、分线、分台区管理与控制，只有把涉及到线损管理的各个环节都管理到位，并使实现线损指标管理的全过程都处于可控和在控的局面，使每一级的损耗、每一条线路的损耗、每一个台区的损耗都降低到最小，才能保证线损总目标的实现.线损的闭环管理与管理过程的可控、在控有五个优点:
1. 为线损监督管理提供了具体工作平台。
2. 有利于增强管理的责任性。 通过分级、分压、分线、分台区管理与考核，明确了各级管理职责,避免了线损管理的大锅饭，这也与目前县供电企业机构设置和职责分工基本相吻合的。
3. 有利于堵塞用电管理漏洞。通过通过分级、分压、分线、分台区管
理，及时查找到线损高的线路和台区,及时发现营销、计量等问题，及时采取针对性的措施，避免类似情况发生。
4。 有利于电网建设与改造。通过通过分级、分压、分线、分台区管理，及时分析和摸清电网结构和现状,为有针对性地开展电网建设与改造提供了方向和依据.
5。 加快了新技术和新设备的应用。通过通过分级、分压、分线、分台区管理，能及时发现影响各级线损和每条线路、每个台区的主要因素，促使企业决策层下决心采用新技术和新设备降损。
河南省孟津县电业局自2003年开始推广运用线损指标分类、分级控制以来,把各项线损率指标按电压等级分解到每一条线路和每一个台区；把影响线损指标的有关小指标按各部门职责范围下达到各部门，对有关部门、班组或个人按照目标责任进行考核，分清线损管理责任界限,解决线损指标吃大锅饭的问题，及时发现线损管理中存在的问题,并及时采取有效措施进行处理，取得了明显的降损效果。
（二)线损指标的分类、分级控制管理原则和要求 1。 分级控制流程
线损指标的分类、分级控制管理必须依据前文所述线损管理网各个层次的职责和工作流程进行.即,将各个线损率指标和管理小指标都明确责任部门、考核标准、考核部门和考核周期，形成一级管理一级,一级控制一级，一级考核一级，一级负责一级的全过程管理控制。
2。 分级控制载体
各种线损统计报表以及需要上报的线损分析纪要、报告、总结以及部
门经济责任制自我考核表等是线损管理与控制的载体.
3。 线损管理与考核信息流 上级领导检查 企业领图2－10 线损管理与考核信息流 导检查 计量 中心 供电所 农 电 中 心 (三）【线损指标分类、分级控制、考核模式】 执行市表企管部2－2 线损指标分类、分级控制、考核表场 供电所 结 算 营中 心 销考线损 部 归口 指标 核调度班 调查 管理序线损指标分类 控制部门 考核部门 核实 部门 标准 调周度号 变电站 运期 行部电力 一 客户生产技术部稽查 新闻 部门 投诉 操作队 媒体1 举报 企业综合线损率（%) ≤ 生产技术企业管理部 月 ％ 2 部 10（6）kV及以上高压综合线损≤ % 生产技术企业管理部 月 率（％） 部 ≥ ％ 生产技术企业管理部 月 部 3 供电综合电压合格率（%） 二 1 调度运行部 35kV及以上电网综合线损率≤ % 调度运行生产技术部 月 (%） 部 调度运行生产技术部 月 部 2 35kV及以上单条线路线损率≤ (％） ％ 3 母线电量不平衡率（%） ≤ ％ 调度运行生产技术部 月 部 调度运行生产技术部 月 部 4 变电站（所）用电量 （kWh） ≤ 5 变电站电容器可投运率（%） ≥ % 调度运行生产技术部 月 部 6 主变压器10kV侧功率因数 ≥ 调度运行生产技术部 月 部 7 35 kV及以上系统功率因数 ≥ 调度运行生产技术部 月 部 8 变电站（所）母线电压合格率 ≥ 调度运行生产技术部 月 部 三 1 市场营销部 10kV线路综合线损率（%) ≤ % 市场营销生产技术部 月 部 2 10kV公用线路综合线损率（％） ≤ ％ 市场营销生产技术部 月 部 3 0。4kV低压综合线损率（%） ≤ % 市场营销生产技术部 月 部 4 0。4kV农村低压综合线损率（%) ≤ % 市场营销生产技术部 月 部 5 0。4kV城区低压综合线损率≤ （％) ％ 市场营销生产技术部 月 部 6 0.4～10kV综合线损率（%） ≤ % 市场营销生产技术部 月 部 7 母线电量不平衡率（％） ≤ % 市场营销生产技术部 月 部 8 10kV出线功率因数 ≥ 市场营销生产技术部 月 部 9 客户功率因数 国标 市场营销企业管理部 月 部 10 10kV线路电容器可用率（%） ≥ ％ 市场营销生产技术部 月 部 11 客户受电端电压允许偏差 国标 市场营销生产技术部 月 部 12 电能表实抄率（％） ％ 市场营销企业管理部 月 部 13 月末及月末日24 时抄见售电≥ % 市场营销企管管理部 月 量的比重率(%） 部 ≤ ‰ 市场营销企业管理部 月 部 14 电量差错率（‰) 四 计量中心 1 电能表周期轮换率（％) ％ 市场营销生产技术部 月 部 2 电能表修调前检验率（%） ％ 市场营销生产技术部 月 部 3 电能表修调前检验合格率（%） 按标市场营销生产技术部 月 准 部 市场营销生产技术部 月 部 4 现场检验率（%） ％ 5 现场检验合格率（%） 按标市场营销生产技术部 月 准 部 市场营销生产技术部 月 部 ≤1％ 市场营销生产技术部 月 部 6 电压互感器二次回路电压降周% 期受检率（％) 7 计量故障差错率（%） 五 1 供电所 10kV公用线路综合线损率（%) ≤ ％ 供电所 市场营销部 月 2 3 4 10kV单条线路线损率（%) 0.4kV低压综合线损率(％) 0。4—10kV综合线损率(%） ≤ % 供电所 ≤ % 供电所 ≤ ％ 供电所 市场营销部 月 市场营销部 月 市场营销部 月 5 10kV线路功率因数 ≥ 供电所 市场营销部 月 6 7 8 9 10 11 客户功率因数 国标 供电所 市场营销部 月 市场营销部 月 市场营销部 月 市场营销部 月 市场营销部 月 市场营销部 月 10kV线路电容器可用率（%） ≥ % 供电所 城区公用配变台区功率因数 电压合格率 电能表实抄率（%） ≥ 供电所 国标 供电所 ％ 供电所 月末及月末日24时抄见售电量≥ % 供电所 的比重率（%） 12 电量差错率（％) ≤ ‰ 供电所 市场营销部 月 13 配电变压器三相负荷不平衡率≤ % 供电所 (％） 市场营销部 抽查 六 1 电工班 0。4kV台区线损率 ≤ ％ 电工班 供电所 月 2 3 农村公用配电台区功率因数 ≥ 电工班 电工班 供电所 供电所 月 月 配电变压器三相负荷不平衡率≤ （％) ％ 第三节 线损的统计与分析
线损的统计、分析是线损管理运行信息的收集与处理,是对线损管理的在线监测以及实行过程控制的手段，是线损全过程管理的重要环节。正确、及时、科学的线损统计分析，可以找到线损管理中存在的不足，揭示线损
管理中被表象所掩盖的症结，为下一阶段节能降损工作指明重点和方向，使节能降损措施更具有针对性;另外通过客观的统计分析，可以促进各部门线损管理责任的落实，准确的统计分析成果也是全面落实线损指标考核的依据和基础。
一、对线损统计报表的（一般）要求 （一)统计责任
各级专（兼）职线损员是本线损管理责任范围的统计责任人，对所经手填报报表的正确性、真实性负责;
(二）统计报表质量要求
1. 统计报表格式应统一。需上报的报表必须使用上级统一制订的报表，县供电企业根据需要可以细化补充，基层不得使用自制报表上报；
2。 数据准确、真实，手工填写的应字迹清晰、无涂改； 3。 使用法定计量单位；
4。 报表要求的栏目填写齐全，有线损员和部门负责人签字; 5. 统计口径一致,报表中使用的计算公式一致； 6. 按照规定的时间统计上报，不延误。
7. 线损归口管理部门应就线损统计分析报表的填报组织专题培训,线损统计分析报表管理应纳入线损管理考核内容。
二 保证线损统计报表数据的真实
线损统计报表数据的真实性,是进行科学的线损分析、管理与考核的基
础，但在实际工作中由于受各种因素的影响，经常会出现基层单位或人员人为调整、弄虚作假的情况，造成电量不真、线损统计不实等问题。 这里，提倡县供电企业采用“抄、管分离\"的统计模式，保证线损统计报表数据的真实性。
“抄、管\"分离，是指线损指标责任管理单位（人）不负责电量统计或只负责参与本级线损计算的售电量一方面的统计,其购入电量由上一级管理部门或专职抄表人员抄录（抄表人员只对抄表的正确性负责）.
【具体操作范例】如下: （一)台区低压线损
由县供电企业抄表公司或供电所抄表员(班)负责抄计台区总表电量和台区各个低压用电户的电量,而负本台区线损管理责任的电工班或农电工不参与抄表。
（二）10（6）kV线路线损
由调度运行部或市场营销部（农电管理中心）负责抄计各变电站（开闭所)10(6）kV出线关口表计，供电所抄表员或县供电企业抄表公司抄计该线路上的公用变总表电量和专用变电量.此外，10（6）kV及以上专线电量由市场营销部营业结算中心负责抄表。
（三）35kV及以上网损
市场营销部营业结算中心负责抄计各电压等级的购电关口表计，计量中心通过变电站远抄负责抄计各变电站主变中、低压侧出口电量（35kV及以上网损计算的售电量）。未安装远抄系统的，仍由调度运行部抄表。由生产技术部对该级线损进行统计考核。
（四）母线电量不平衡率
如果变电站已经建立远抄系统,那么由调度运行部或计量中心负责利用远抄系统进行抄表，由生产计划部负责考核调度运行部或计量中心。如果未建立远抄系统,由计量中心与调度运行部联合抄表.
三、110kV及以下降压型电网线损电量和线损率计算(实例)模式 为了清晰的说明电网中各级线损产生和线损电量、线损率的计算过程，这里通过一个典型的110～0.4kV降压电网进行简要分析。 （见图2—11 110kV降压网电量分布图）
(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）
线损率含过网电量 ＝线损电量÷(1＋3＋5＋7＋2＋6）×100％ 线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7）×100％
（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） 线损率含过网电量 ＝线损电量÷（9＋10＋11＋13＋12）×100%
线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7)×100% 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） 线损率公用线＝公用线路线损电量÷（14）×100％
（三）0。4kV及以下电压等级电网线损
0.4kV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） 线损率含无损电量＝线损电量÷（18）×100% 线损率不含无损电量＝线损电量÷（18－20）×100％ （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）
线损率含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13＋2＋6＋12）× 100％
线损率不含过网电量＝线损电量÷（1＋3＋5＋7＋11＋13）×100% 为了方便起见,以上的的计算没有考虑计量回路损耗、母线损耗和计量差错造成的相应加减的电量。其余线损指标计算较为简单，这里不再赘述。
(1)110kV末2)过网电量 (3)110kV对端计量电量 110kV母线 (4)110kV首 端计电量量 110kV主变 端计量电量 (5)35kV末35 kV母线 端计量电量 (6)过网电量 (7)35kV对端计量电量 (8)35k首35kV主变 端计量电量 （9）110 供10(6)kV母线 (10)35kV供10(6)kV母线(11)10(6)kV末端计量电量 (12)过网电量 （13）10(6)kV对端计量电量 10(6)kV母线 (14) 10/6kV公用线电量 （15）10/6kV首端（16）末端计量的专线(19)高供低计专用变应加计的变损 （17）专用变电量 （18）公用变电量 （20）流入客户端无损电量 （21）流入客户端有损电量 图2－11 110kV降压型电网电量分布
三、线损分析的误区与线损分析中应注意的问题 (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；
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。 当期实际线损率出现比理论线损率低无法分析；
6. 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，既要对不同、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。
（三）线损分析“十二要”
1。 线损分析时，首先要做好母线电量平衡分析；
2。 要正确进行理论线损计算，求出各条线路的固定损失和可变损失，并对计算结果进行分析；
3. 要分析因查处窃电或纠正计量、营业差错追补(退回）电量对线损的影响；
4。 要分析系统运行方式或供、售电量统计范围的变化对线损的影响；
5。 要分析由于季节、气候变化等原因使电网负荷有较大变化对线损的影响;
6. 要分析掌握各类用户电量（尤其是电量大户）的变化对线损的影响；
7。 要分析线路关口表及各用电户计费电度表的综合误差对线损的影响；
8。 要分析供、售电量抄表时间不一致（或与上月抄表时间、路径差异)，对线损的影响；
9。 要分析抄表例日变动,提前或错后抄表使售电量减少或增加对线损的影响；
10。 要分析无损电量的变化对综合线损的影响； 11. 要分析自用电量增加或减少对线损高低的影响;
12. 要对理论线损和统计线损进行分析比较，对不明损耗高的薄弱环节提出降损措施意见。
四、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进行重点分析
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。
五、线损率波动因素影响定性分析评价 线损波动因素影响定性分析评价
序号影响分析评价 影响因素分类 影响范围 上升 下降 专线直供客户增加 同级及以上 × 电压综合线减少 电量) 公用线路首端 大客户电量变减少 化 及综合线损 √ √ 该线路线损 减少 化 补偿点电源× √ × × 增加 该线路线损损 × √ √ × √ 线损率波动 备注1 2 公用线路末端 大客户电量变增加 3 4 适当提高 ∑变 电量变化（无损无功分级补偿、就地平衡 侧 电压水平 ∑固＞对应电网 √ × × √ ∑固＜对应电网 ∑变 ∑固＞对应电网 电压水平 适当降低 ∑变 ∑固＜对应电网 ∑变 提高 5 负荷率 下降 下降 低压三相负荷 6 不平衡率 7 本级线损 公用线路 电量变化 8 而线损率不电量上升 变 六、【线损统计分析的推荐模式】
通过以上对线损统计、分析的研究，这里推荐一种具体的统计与分析模式。该模式对线损管理的归口部门和主要责任部门调度运行部、市场营销部、供电所等应上报的线损报表的主要分析内容和形式、上报时间和呈报单位做出了详细的规定，供各岗位线损人员结合实际
综合线损率 √ × 电量下降 上升 备 上一级线损 同步 × √ 供电线路设√ × 设备 √ × √ 平衡点以上 × 供电线路、× √ × √ √ × × √ 参考使用.具体内容见下表。
表2－3 线损统计与分析模式表 控制单统计分析内容与形式 位 一、负责统计上报的报表： 1、供电所低压台区线损报表 （报表1） 2、供电所线损报表 （报表2） 二、线损分析内容及形式: 1、负责控制管理的指标完成情况 2、实际线损与计划、同期及理论线损相比市场营销供电所 升降情况 3、线损升降的原因分析 4、需要采取的降损控制措施 5、分析形式：线损分析会、分析报告。供电所所长负责主持，供电所人员及电工参加. 6、统计分析频率:月、季、年。 一、负责统计上报的报表： 1、0。4kV综合线损考核报表（报表6） 市场营2、10kV公用线路分线线损报表（报表4） 按要求 销部 3、10kV公用线路线损考核报表（报表5） 4、0。4-10kV公用线线损考核报表（报表分管领导 部; 生产技术按要求 部 上传时间 呈报单位 8） 5．无损专线电量报表(报表7） 5、10kV功率因数报表 （报表13） 6、各单位自用电统计报表 二、线损分析内容及形式： 1、负责控制管理的指标完成情况 2、实际线损与计划、同期及理论线损相比升降情况 3、线损升降的原因分析 4、需要采取的降损控制措施 5、分析形式：线损分析会、分析报告。营销部主任负责主持，线损专责、计量中心、结算中心、农电中心相关人员参加。 6、统计分析频率:月、季、年。 一、负责统计上报的报表： 1、各变电站母线不平衡率报表（报表3） 2、35kV及以上线路分线线损报表（报表9） 生产技术调度运3、35kV及以上电网综合线损报表 按要求 行部 二、线损分析内容及形式： 分管领导 1、负责控制管理的指标完成情况 2、实际线损与计划、同期及理论线损相比升降情况 部； 3、线损升降的原因分析 4、需要采取的降损控制措施 5、分析形式：线损分析会、分析报告。调度运行部主任主持,调度、运行方式及变电站和操作队相关人员参加。 6、统计分析频率：月、季、年。 一、负责统计上报的报表： 1、高压线损报表（报表10） 2．各级线损综合报表（报表11) 二、线损分析内容及形式: 1、负责控制管理的指标完成情况 2、实际线损与计划、同期及理论线损相比升降情况 生产技3、线损升降的原因分析 术部 4、需要采取的降损控制措施 5、分析形式：线损分析会、分析报告。生产技术部主任主持，企业线损领导小组和生产技术部、市场营销部、调度运行部、企业管理部、电力稽查大队等部门相关人员参加。 6、统计分析频率:月、季、年。 备注：以上各种报表详见附录×有关报表
领导和上级部门 按要求 企业主管企业管理部； 第四节 线损波动因素的分析与控制
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 图2—12 线损波动六因素图 线 损 波 动 抄表 不同期 运行因素 影响 外部因素影响 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，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：
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 电 量 失 真 图2－13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 图2－14 影响电能计量装置计量失真的因素图 计量装置计1）对影响电能计量装置计量失真因素的分析 量准确度 影响电能计量装置计量准确度的五大因素及其子因素，同时也是计量装置计量装置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： 校验质量因素 表计质量因素 运行、管理 管理体制 采购计划管理 设计质量 人员素质 校验环境 标准器及 图2－15 计量准确度影响因素因果分析叶脉图 量值传递 阳光采购 标准制度 运行反馈 2)对影响电能计量装置计量失真因素的控制措施 档案、资料 管理网络 技术管理机构 人库验收及保管存放 电能计量真实准确程度 根据电能计量装置准确度影响因素因果图分析，应按照《电能计验收 检查、稽查 考核、激励 质量工艺 安装队伍 周期轮换 量装置技术管理规程》（DL/T448—2000）及《供电营业规则》的规定现场校验 运输 和要求做好电能计量装置的全过程管理，严格把好“五关”. 定期巡视 安装质量因素 运行维护因素 综合管理因素 （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
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、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：
①办理临时用电报装手续;
②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”。
①不准实行包费制；
②无业扩传递单和计量工作票不准装表；
③责任抄表员未到场建卡并抄录电表底数，安装人员不准接火；
④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；
⑤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。 ①增加对临时用电户及其计量装置的巡视次数； ②对临时用电户进行重点检查、稽查； ③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（如集束导线、防窃电计量箱等）；
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:
①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。
②弄虚作假，获取奖金
那些实际上完不成线损率指标的人，也会以“调整\"为名，虚报售电量和线损率，骗取奖金。
③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。
④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 ①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.
②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;
④采取前面所介绍的“抄、管分离”、“无底码抄表”等措施； ⑤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。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)积极采用电能表远抄、集抄和配网自动化技术。 （三）电网结构及设备变化 1. 因素分析
电网建设与设备的更新改造是经常的,工程竣工投运肯定会对线损产生影响。但由于竣工信息不能及时传递到线损专责，理论计算滞后，就会影响对线损的正确分析和线损指标的合理核定.
2。 控制措施
1)完善制度，施工单位要按规定时限报送竣工图纸和技术资料；应尽快实现建设、改造工程竣工信息网上传递，有关数据更新及时；
2）重要的基建、技改工程竣工投运后，线损专责应在有关信息传递到位后及时进行理论计算，不能影响到下一个月线损指标的核定及线损分析。
（四）电力市场变化
1. 因素分析 1）购电结构的变化
不少县供电企业购电结构比较复杂，有本地域电网、邻近省的电网，有地方小水电、小火电、企业自备电厂等,受诸多因素的影响，企业购电结构经常变化。不同的购电电源点,线路的电压等级和距离不同,县供电企业承担的线损也不同。因此，购电结构一旦发生变化，企业的综合线损也出现波动。
2）销售电量分类结构变化
在决定企业综合线损率的因素中，一般地讲，工业电量占的比重越大，线损越低，农业电量占的比重越大，线损越高(一般的原因有两个：一是工业专用变负载率高一些，而农村变压器一般平均负载率低，空载损耗大；二是工业用电负荷率比农村其他负荷的负荷率高）。而这两类电量是随着市场的变化和季节气候的变化而变化的。
3)大客户用电量的变化
大客户生产经营形势的变化，会引起用电量的变化，进而对其所在的公用供电线路和县供电企业的综合线损产生一定影响。
4）各级无损电量的变化
各级无损电量的增加都会引起综合线损率的下降,反之则引起综合线损上升。
5)季节、气候变化引起的客户用电变化及电量结构变化 季节、气候变化直接影响农业用电量,还会影响到一些与季节气候有直接关系的乡镇企业用电。以农业用电为主的公用线路电量的增
加，一般属于影响线损上升的因素。
2. 控制措施
本因素基本属于不可控因素,但供电企业应该因势利导、趋利避害，采取以下积极措施：
1)综合考虑线损、电价因素以及供方因素选择购电电源； 2）开展需求侧管理，引导客户科学用电、合理用电，选择适当的受电电压；
3）根据负荷变化及时调整主变和线路运行方式，停运空载配电变压器。
（五）县域电网内部运行因素 1. 因素分析：
1）因检修 、施工、故障处理负荷转移引起的运行方式变化 正常的运行方式应当是最安全、经济的，运行方式的变化必然引起线损的波动。
2）无功潮流变化
客户的无功负荷是变化的，电网中的各类无功补偿装置，只有部分是随电压和力率变化自动投切的.因此，会产生无功电力的不合理流动，造成线损波动。
3)三相负荷不平衡对低压线损的影响
根据计算,平衡接在低压三相火线上的单相负荷，如果都接到一相上，损耗将是原来的六倍.显然，三相负荷平衡率越高，低压线损率就越低。
2。 控制措施：
1）加强运行方式管理,施工、检修结束后尽快恢复正常运行方式； 2)做好无功规划和管理,增加自动补偿的比重，积极采用先进的无功优化软件，提高“分级补偿、就地平衡”的实际水平，避免无功的不合理流动。
3）平衡三相负荷
各县应制定“配变台区低压三相负荷测试和调整制度”，明确规定测试的时段和季节或周期,统一印制测试和调整记录，对供电所农电工进行必要的培训，定期检查供电所的落实情况，把这一项花钱最省而降低低压线损最有效的措施真正落到实处。在进行三相负荷平衡调整时，要力求做到就地平衡，辅以就*衡。
(六）外部因素影响 1。 因素分析 1）系统电压变化
系统电压变化对线损的影响还要取决于构成线损的固定损耗和可变损耗的比例。线损计算分析告诉我们，在电网固定损耗大于可变损耗时，电压偏高运行会增加线损，反之则线损下降;在电网固定损耗小于可变损耗时，电压偏高运行会降低线损,反之则线损上升.
2)负荷率变化
负荷率的变化也会造成线损波动,一般负荷率高，线损就会下降,反之，线损就会增加。
严格意义上，前述电力市场的变化也属于外部因素。
2. 控制措施
1)根据县域负荷的季节性特点以及电网固定损耗与可变损耗比例的变化，在保证客户电压质量的前提下,根据“逆调压”的原则，及时调整主变调压档位，合理投、退电容器，必要时应与上级调度联系，适时调整外部电压；
2）加强需求侧管理，不论电力是裕是缺，都要采取有效的经济、技术和行政的手段提高负荷率。
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