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毕业设计方案 题 目 35KV线损分析报告 学 院 自动化与电气工程学院 专 业 电气工程及其自动化 班 级 学 生 学 号 指导教师 二〇一七年三月三十一日 35KV线损分析报告 摘 要：供电企业线损指标是经营管理水平和经济效益衡量的重要指标之一，如何加强35kV及以上电网线损分析，及时调整电网经济运行方式，提出可行的降损措施，不断提高供电企业的经济效益具有非常重要的意义。 关键词：线损；分析；降损措施 降低线损是供电企业节能工作的重心，通过对主网网损分析，及时反映各电压等级电网的结构、设备性能情况、用电构成及管理水平，准确查找线损异常因素，减少电量损失，我局通过建立具体的数据录入和分析制度，每月以《广西电网公司线损管理系统》为平台对各等级线损进行统计，其中各级变电站关口数据由变电站值班员在规定时间通过网络及时上报，形成各类线损管理数据库，开展月度的网损分析，每月定期召开分析会，对当月线损情况进行分析，及时提出线损管理工作的问题及下阶段重点工作，下面将举例对网损进行简要分析并提出降损措施。 1 网损分析 1.1 分变分析 表一 35kV及以上变压器损耗计算结果评估分析表 电压 等级 220kV 110kV 35kV 变电站 名称 高沙变电站 牛头湾变电站 金窝变电站 主变 编号 #1 #1 输入电量kWh 4,980,800 8,522,580 损失电量kWh 96,720 -13,680 113,470 损耗率 % 1.94 -0.16 3.31 上月损耗率 % 0.61 0.401 2.58 理论损耗率% 0.598 0.349 1.867 #1+#2 3,425,870 (1)220kV高沙变电站#1主变的变损率为1.94%，月比上月变损率0.61%增加了1.33个百分点，主要原因是供电量下降所致，供电量月比上月减少了49%，因那前T接龙防工程需要高防线停电三天，高沙变电站负荷转移。 (2)110kV牛头湾变电站#1主变的变损率为负主要原因是抄表误差所致。 (3)35kV金窝变电站主变的变损率为3.31%，月比上月线损率2.58%增加了0.73个百分点，主要原因是受虾塘负荷的影响供电量有了大幅上升，供电量月比上月增加了38%。 1.2 分线分析 表二 35kV及以上送电线路计算结果评估分析表 电压等级 线路名称 110kV 35kV 西灵T寨线 望田金线 输入电量kWh 12,903,000 3,701,705 线损电量kWh 194,040 117,670 损耗率 % 1.5 3.18 上月损耗率 % 1.43 1.06 理论损耗率 0.861 3.626 (1)110kV西灵T寨线的线损率为1.5%，线损率偏高。主要原因是线型为LGJ-185，线路较为陈旧，线1 路46.75km，线路较长。 (2) 35kV望田金线线损率为3.18%，比上月1.06%上升了2.12个百分点，输入电量3,701,705kWh，环比上月增加了49%，主要原因是受虾塘影响负荷有大幅增长，造成母线电压低，最低电压为32.2，且受电容补偿容量不足，无功穿越大，造成线损大。 2 降损措施 2.1 加强无功配置，提高功率因素 分析35kV望田金线线损率的原因，一方面是受负荷的影响，另方面是受无功穿越的影响，需加强无功配置, 努力提高功率因数，合理的无功补偿可以减少网上无功功率的传输, 改善供电电压质量, 具有良好的经济效益。 提高功率因数与降低线损的关系可按(1)式进行计算： 式中：ΔPxs——降低线损百分数； cosø1——原有功率因数； cosφ2——提高后功率因数。 例如：现功率因数为0.8，提高到0.95后，线路损失减少计算如下： 电网合理配置补偿装置，提高功率因数还能提高线路或设备输送有功功率的能力，从而可减小发供电设备的装机容量和投资；并能提高线路电压，改善电能质量。。无功补偿应坚持“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”及“集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主”的原则。变电站宜采用密集型电容器补偿，按无功规划配置容量，无功规划的可按主变压器容量的10%～15%配置。 2.2 电网升压改造 在负荷功率不变的条件下，电网元件中的负荷损耗部分随电压等级的提高而减少，提高电网电压，通过电网元件的电流将相应减小，负载损耗也随之降低。升压是降低线损很有效的措施。升压改造可以与旧电网的改造结合进行，减少电压等级，减少重复的变电容量，简化电力网的接线，适应负荷增长的需要，以显著降低电力网的线损。由于历史原因，钦州电网有一些35kV变电站，35kV电压等级线路8条，线路总长101.8公里，变压器10台，变电容量51.9MVA，随着经济的发展，负荷增加，35kV网损越来高，不利于电网经济运行，逐步淘汰35kV电压等级或升压改造，简化电压等级，提升线路输送容量，满足用电负荷日益增长，对降低网损具有什么重要的经济效益。 2.3 网架结构升级改造 针对日常网损分析中存在的问题，合理规划电网构架，对供电线路长，线径小，电压等级低及供电负荷分布不合理的变电站和线路进行相应的升级改造，减少电能损耗。 2.4 合理调整运行电压 根据电网变损、线损的有功损耗跟电压的平方成反比的关系，在保证电能质量情况下，通过对变压器分接头的调整或无功补偿装置的投退，合理调整运行电压可降低网损。 2.5 加强抄表管理，提高计量准确性 在月度网损分析中，存在变损或线损为负情况，一方面是抄表误差所致，需加强抄表管理，另一方面是计量装置不准确，需更换淘汰型电能表，减少计量损失，积极采用误差性好、准确度高、起动电流小、超载能力强、抗倾斜、防窃电，可实现抄表自动化管理且表损低的全电子电能表，提高计量精度、合理设置计量点，对专线用户加装更换失压记录仪，并推广使用具有宽量程，高精度电子式电能表，并及时查处现场各种计量差错。 推广应用集中抄表系统，实现电量远方抄表，克服传统抄表方式的不足。 每月抄报日应及时核算当月功率因数是否在0.9以上，不足时应考虑采用高压补偿措施。 3 结语 日常月度线损分析是降低网损的前提，而提出行之有效的技术措施是降低电力网电能损耗的重要途径，技术措施包括认真搞好电网规划建设、调整网络布局、电网升压改造、简化电压等级、合理调整运行电压、缩短供电半径、减少迂回供电、换粗导线截面、更换高耗能变压器和增加无功补偿等方面，在日常电网运行中和电网规划中考虑网损存在的问题，可以较好地提高供电企业的经济效益。 县级供电企业线损分析与管理对策?□忻城县供电公司施雄 在供电企业内电力的输送和分配过程中，将会产生电能损耗和功率损耗，这些损耗简称线损。线损可分为固定损耗和可变损耗以及其它损耗。 一、降低线损可以采取的技术措施 (1)优化网络结构。忻城县供电公司现有35千伏变电站9座，整个县城基本上达到环网供电，基本解决了过去供电半径过长的问题，县城双回路供电都采用了并联运行的经济供电方式。 (2)采取新型节能型变压器。农网建设与改造后，淘汰更换了一批高耗能变压器。电压质量提高了，低压线路供电半径缩短了，导线截面增大了等等原因，减少了线损。 根据电压分析线损率的理论关系，假设某线路电压合格率能从80％提高到90％或95％，可以降低的线损分别是： △P％=[1－1／（1＋a／100）2]×100 提高到90％时： △P％={1－[1／(1＋（90％－80％）／100)2}×100=（1－1／1．12）×100=17．35％?提高到95％时： △P％=[1－1／1．152]×100=24．38％ (a为电压提高的百分数) 以该路线原线损率7％计量，则分别可以降低7×17?35％=1?2个百分点和7×24?38％=1?7个百分点，降损效果相当明显。 (3)淘汰旧表。更换DD28、DT8、DS8系列电能表为新型宽幅度电能表，对于动力用户，合理选择配置电流互感器，提高计量准确度，减少电能损失。 (4)无功补偿。 1、无功补偿的原则：为了使电网无功补偿能取得最佳的综合效益，应遵循这样的原则，全面规划，合理布局，分级补偿，就地平衡。 2、无功补偿的侧重点，集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主。降损与调压相结合，以降损为主。输电网补偿与配电网补偿相结合，以配电网补偿为主。供电部门进行补偿用户进行补偿相结合，以就地平衡为主。 3、无功补偿的标准。高压供电的工业及装有带负荷调整电压设备的用户，功率因数为0?95以上；其他工业用户功率因数为0?90以上；农业用户功率因数为0?80以上；我们以就地补偿为例， 设cosΦ1=0?6～0?89，cosΦ2=0?9，根据公式： 〓〓〓〓〓〓〓得出结果。 根据公式计算，把功率因素0?75提高到0?9时，可降低可变损耗30?56％，如果原线路线损率为10％，则可以降低10％×30?56％=3?06％，降损效果非常明显。 二、管理措施 管理工作是以人为本，员工的素质和人的能动性也左右了降损工作的好坏。忻城县供电公司现有职工350人，年供电量为8000万千瓦时，人均年供电量只有23万千瓦时。网改后的台区和线路都由公司职工进行管理，对管理降损起到了良好的作用。 1、公司成立了由经理任组长的降损领导小组，把降损工作作为一把手工程来抓，各乡镇所所长亲自抓，每个有经济指标考核的部门都设一名专责具体负责。公司实行奖金与线损挂钩，由部门把指标分解到个人，实行二级奖金分配制。 2、加强抄收工作。每个月抄表前召开一次分析会，就上个月线损率高于15％的台区进行清查，对一些用户负荷起伏较大的重点清查。 3、实行轮换抄表制，防止人情电、关系电和等价交换等等，对大用户实行三天或五天一抄表防止电量流失，对一些经过清查、整改后降损不明显的台区进行地毯式的换表，为此我们给各供电所配备了1000只电能表和300套互感器进行轮换。 4、运行线路和设备的定期巡视，对线路和台区内的树木和杂物进行清整，对绝缘瓷瓶和避雷器定期检查。 5、每月(季)开展高、低压线损分析会及线损现场分析会，对存在问题群策群力提出解决方法。 三、计量措施 1、计量点的选择 计量点应尽量选在供电双方的产权分界点上，以方便管理和减少有关线损分担的计算。 2、计量装置和计量方式的选择 电流互感器的选择应根据负荷电流选择合适的变比，使正常负荷的变动范围在电流互感器额定电流的30％～100％以内。在计量方式的选择上，我们在砖厂、石材厂、大型加工厂等企业都安装了高、低计量装置，以高压计量来考核低压计量。 3、加强对计量装置的定期检验和巡视。 4、开展反窃电 随着科技知识的普及，窃电的手法五花八门，我们要以科技手段稳、准、狠地开展反窃电。 综上所述，线损管理工作是一项漫长而又复杂的系统工程，通过在技术、管理上的探索和实践，虽还不尽完善，但一定会得到进一步的提高。 供电公司 2013年线损分析总结报告 2014 年 4 月 一、线损率指标完成情况分析 1、线损率指标完成情况分析 2013年供电公司预计累计完成供电量92193.603万千瓦时，同比增长21.619%；售电量701418631千瓦时；线损率6.14%，同比下降0.51个百分点。 表一 供、售电量完成情况表 时间 2011年 时间 2011年 供电量（千瓦时） 本期 747317191 本期 6.14 去年同期 655133376 同比（%） 14.07 售电量（千瓦时） 本期 701418631 去年同期 611538027 同比（%） 14.70 表二、线损完面情况统计表 去年同期 同比（%） 6.65 -0.51 2、线损率分项分析（按省公司母公司和电网两个口径分析） （1）网损率、分区（地、县局）线损率分析 （2）分压线损率分析 （3）扣除无损电量之后的线损率分析 （4）典型送、变电线损率中的分线线损率分析 （5）典型配电线损率的分线、分台区的线损率分析 3、分析结论 二、线损小指标完成情况分析（按省公司母公司和电网两个口径分析） 1、母线电量不平衡率分析 2、10kV及以下电网综合线损率分析 3、110kV及以上变电站站用电率分析 4、功率因数合格率（变电站功率因数合格率）分析 5、综合电压合格率（电网电压合格率）分析 6、分析结论 三、线损管理工作情况 1、线损“四分”管理工作开展情况 2、技术降损工作开展情况 3、管理降损工作开展情况 全年公司完成购电量747317191kwh,售电量701418631kwh,(同损失电量45898560kwh,综合线损率6.14﹪ ,同比去年综合线损率(6.65﹪)下降0.51﹪.10kv及以下综合线损率6.57%。其中乡供电所线损率为8.37%,乡供电所线损率有所下降，城区分公司线损为5.36%，城区分公司线损偏高。2011年，针对上一年度的线损管理情况,今年采取了相应的降损措施:1、制定了公司2011年线损管理工作方案；规范供电所线损管理工作；2、根据线损情况制定了2011年降损工作总体计 划；3、完善台区计量装置，完成第一批台区总表250台下移工作；4、明确任务，明确责任，与各供电所所长签订了降损工作责任状。5、利用低压维护费对部分供电所的线路、台区计量、低压线路进行了改造。线损故障有所减少。6、开展营销MIS数据普查，顺线-变-户基础资料，为完善营销MIS线损管理模块。 4、网损管理工作开展情况 5、有关工作计划及措施执行情况。 四、存在的问题和拟采取的措施 1、通过2011年的线路改造，10kv及台线路故障有所减少但仍有些供电所由于线路设备巡视的质量不高，线路设备的缺陷未能及时地得到消缺，引起线路故障流失电量仍不是发生。 2、用电稽查力度不足。2011年公司制定了线损管理工作方案及降损总体计划，但有些供电所没有正确认识，开展用电检查力度不够，为了应付检查而开展，对线损高的台区没有能够彻底检查，部分高线损台区没有得到改善。 3、抄核收管理不严。部分抄表员责任心不强，没有对所抄用户的电量进行核查，电量的大范围变动也没有进行核实和反馈；另外，仍存在少抄、漏抄、估抄的现象，人为的对线损率进行调节。 4、计量管理不足。一是变电站35kV关口未安装表计，10kV关口表计未统一，致使变电站母线电量不平衡率无法统计；二是环网线路的开环点未安装计量表计，致使无法对单条线路的线损率进行正确的统计；三是公变台区计量总表管理不善，致使分压线损率统计不真实；四是计量装置没有制定周期校验、轮换计划，大部分计量表计未按规定周期校验，无法保证计量的准确性。 5、线损管理脱节。各管理班组未正常对线损情况进行分析，未编制上报相关的分析报告，致使上级部门无法正确地了解各级线损情况，难以开展下一步的降损工作。 6、对线损管理工作不够重视，大部分供电所、班组没有按线损“四分”管理要求开展线损分析，没有开展对线损异常的线路、台区及时采取措施。 7、台区总表故障较多，负线损异常台区较多，严重影响了台区线损的分析。 五、下一步工作重点和工作建议 1、加强计量管理，完善变电站关口计量、环网线路开环点计量、配变台区计量总表的安装和改造，另外，还要制定计划，对相关的计量进行现场校验和轮换。 2、加强供电所线损异常管理，及时对异常线损进行分析，制定整改措施加以落实，确实降低电量的流失。 3、进一步理顺线-变-户基础资料，明确相关的对应关系，切实落实各线路、台区的真实数据，完善营销MIS数据，利用好营销MIS线损管理模块，为线损分析、线损管理提供准确数据。 4、加强线路的巡视维护工作，尽量减少因巡视维护不到位引起的线路、设备故障，防止电量流失。 5、加强用电检查，对专变用户、低压用电大户进行周期性普查，防止计量故障或人为因素引起的电量损失。 6、加强电网大修、技改的管理，从项目的立项、施工管理上加强管理，切实解决重点卡脖子 及损耗过高的线路、设备改造。 7、按期对配变台区负荷进行测量，更换超负荷运行的变压器，对于三相负荷不平衡率过大的要及时安排进行三相平衡调整。 8、加强线损管理的考核，促使各部门、班组按时上报相关线损报表和分析报告，严格按照线损“四分”管理要求开展线损日常管理工作。 9、加强对高损线路和台区降损工作的督促指导。各供电所应按月对10千伏高压线损率和公变台区低压线损率排名，定期对线损超11%的台区和超7%的线路进行通报，进行异常分析，制定降损措施，对高损线路和台区重点督促，深入推进供电所降损工作 10、开展供电所计量改造。利用低维费改造农村公变台区总表及户表，更换淘汰表计，夯实线损管理基础。 六、附表 1、相关附表C1-6：（按省、地、县三个层级，省公司母公司、全资产和电网三个口径填报） 2、相关附表C7-10：（按省、地、县三个层级，省公司母公司、全资产和电网三个口径填报） 附表C.1 线损分区统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）线损分区统计表 供 电 量 （kWh） 单位 本季度 母公司口省公司 径 全资产口径 电网口径 中调 母公司口地市局1 径 全资产口径 电网口径 县级分公司1 县级分公司2 „ 县级分公司小计 同比 （%） 同比 （%） 本季度 售 电 量 （kWh） 同比 （%） 同比 （%） 本季度 线 损 率 （%） 同比 （百分点） 同比 （百分点） 本季度 无 损 电 量（kWh） 同比 （%） 同比 （%） 本季度 有损线损率（%） 同比 （百分点） 同比 （百分点） 累计 累计 累计 累计 累计 9 县级子公司1 县级子公司2 „ 县级子公司小计 代管县公司1 代管县公司2 „ 代管县公司小计 母公司口地市局2 径 全资产口径 电网口径 县级分公司1 县级分公司2 „ 县级分公司小计 县级子公 10 司1 县级子公司2 „ 县级子公司小计 代管县公司1 代管县公司2 „ 代管县公司小计 „ 审核： 填表： 11 附表C.2 线损分压统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）线损分压统计表 损失电量（kWh） 电压等级 输入电量（kWh） 输出电量（kWh） 合计 变损 线损 变压器损耗所占比例（%） 直流±800kV 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 12 各电压等级损耗所占比例（%） 线损率（%） 同比 （百分点） 同比 （百分点） 无损电量（kWh） 有损线损率（%） / / / / / / 直流±500kV 500kV 母公司口径 220kV 全资产口径 电网口径 母公司口径 110kV 全资产口径 电网口径 母公司口径 35kV 全资产口径 电网口径 累计 母公司口径 35kV及以下 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 本季度 累计 13 全资产口径 电网口径 母公司口径 10(6) kV 全资产口径 电网口径 母公司口径 0.4kV 全资产口径 电网口径 母公司口径 10kV及以下 全资产口径 电网口径 母公司口径 综合 全资产口径 电网口径 审核： 填表： 注：1）表中未注明“直流”的均指交流系统，以下同； 2）如填报单位存在分线统计尚未完全开展的情况，则应在“变损”、“线损”和“变压器损耗所占比例”对应列填报已开展统计的数据，“合计”一列需要填报全部数据。 本季度 累计 14 附表C.3 送变电线路损耗统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）送变电线路损耗统计表 电压等级 线路名称 线路1 ±800kV 线路2 „ 合计 线路1 ±500kV 线路2 „ 合计 线路1 500kV 线路2 „ 合计 母公司口径 220kV 合计 全资产口径 电网口径 母公司口径 110kV 合计 全资产口径 电网口径 线路电压等级 总条数 直流±800kV 直流±500kV 500kV 220kV 110kV 合计 本季度线损 线损率（%） 同比线损率（%） 累计线损 线损率（%） 同比线损率（%） 15 统计 已开展统计条数 审核： 填表： 注：1）如填报单位存在分线统计尚未完全开展的情况，则应在本表中填报已开展统计的数据； 2）合计数为该电压等级所有送变电线路统计数。 16 附表C.4 变压器损耗统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）变压器损耗统计表 变压器编号 变压器型号 本季度线损 输入电量（kWh） 输出电量（kWh） 线损率（%） 同比线损率（%） 输入电量（kWh） 累计线损 输出电量（kWh） 线损率（%） 同比线损率（%） 电压等级 变电站名称 变电站1 ±800kV 变电站2 „ 合计 变电站1 ±500kV 变电站2 „ 合计 变电站1 500kV 变电站2 „ 合计 220kV 合计 母公司口径 全资产口径 全网口径 110kV 合计 母公司口径 全资产口径 全网口径 变电压等级 直流±800kV 直流±500kV 500kV 220kV 110kV 总计 17 压器统计 总台数 已开展统计台数 审核： 填表： 注：1）如填报单位存在分线（分变）统计尚未完全开展的情况，则应在本表中填报已开展统计的数据； 2）本表输入电量指变压器各侧输入电量之和，输出电量指各侧输出电量之和； 3）合计数为该电压等级所有变压器统计数。18 附表C.5 典型10（6）kV线路损耗统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）10（6）kV线路损耗统计表 所属 变电站 本季度线损 馈线名称 供电量（kWh） 售电量（kWh） 专变售电量（kWh） 线损率（%） 同比线损率（%） 供电量（kWh） 售电量（kWh） 累计线损 专变售电量（kWh） 线损率（%） 同比线损率（%） 序号 1 2 3 „ 合计 母公司口径 全资产口径 电网口径 审核： 填表： 注：1）典型10（6）kV线路按负荷高、中、低各选三条线路作为典型统计； 2）合计数为所有10（6）kV送变电线路统计数。 19 附表C.6 典型线损分台区统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）线损分台区统计表 本季度线损 序号 台区编号 台区名称 供电量（kWh） 1 2 3 „ 母公司口径 合计 全资产口径 电网口径 审核： 填表： 注：1）典型台区按负荷高、中、低各选三个台区作为典型统计； 2）按台区抄表要求，对于单个台区而言，表中供电量与售电量应为同日抄表电量； 3）合计数为所有台区统计数。 售电量（kWh） 线损率（%） 同比线损率（%） 供电量（kWh） 售电量（kWh） 累计线损 线损率（%） 同比线损率（%） 20 附表C.7 母线电量不平衡率统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）母线电量不平衡率统计表 内容 母公司口径 统计的母线条数（条） 母线电量不平衡率的合格率（%） 本季度 上年同季度 同比（条、百分点） 累计 上年同期累计 同比（条、百分点） 电量不平衡率合格的母线条数（条） 电量不平衡率合格的母线条数（条） 10kV 全资产口径 统计的母线条数（条） 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（条） 电网口径 统计的母线条数（条） 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（条） 母公司口径 统计的母线条数（条） 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（条） 35kV 全资产口径 统计的母线条数（条） 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（条） 电网口径 统计的母线条数（条） 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（条） 母公司口径 统计的母线条数（条） 110kV 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（条） 全资产口径 统计的母线条数（条） 母线电量不平衡率的合格率（%） 21 电量不平衡率合格的母线条数（条） 电网口径 统计的母线条数（条） 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（条） 母公司口径 统计的母线条数（条） 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（条） 220kV 全资产口径 统计的母线条数（条） 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（条） 电网口径 统计的母线条数（条） 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（条） 500kV 统计的母线条数（条） 母线电量不平衡率的合格率（%） 审核： 填表： 22 附表C.8 110kV及以上变电站站用电率统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）110kV及以上变电站站用电率统计表 内容 变电站站用电量（万千瓦时） 本季度 上年同季度 同比 （%、百分点） 累计 上年同期累计 同比 （%、百分点） 母公司口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 110kV 全资产口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 电网口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 母公司口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 220kV 全资产口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 电网口径 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） 500kV/±500kV 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 变电站站用电量（万千瓦时） ±800kV 该电压等级变电站主变压器供电量（万千瓦时） 变电站站用电指标完成率（%） 审核： 填表： 23 附表C.9 功率因数合格率统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）功率因数合格率统计表 内容 母公司 口径 功率因数合格的变电站数量（个） 功率因数不合格的变电站数量（个） 功率因数合格率（%） 功率因数合格的变电站数量（个） 功率因数不合格的变电站数量（个） 功率因数合格率（%） 功率因数合格的变电站数量（个） 电网口径 功率因数不合格的变电站数量（个） 功率因数合格率（%） 母公司 口径 10kV及以上专变专线用户 功率因数合格的变电站数量（个） 功率因数不合格的变电站数量（个） 功率因数合格率（%） 功率因数合格的专线专变用户数量（个） 功率因数不合格的专线专变用户数量（个） 功率因数合格率（%） 功率因数合格的专线专变用户数量（个） 电网口径 功率因数不合格的专线专变用户数量（个） 功率因数合格率（%） 本季度 上年同季度 同比（百分点） 累计 上年同期累计 同比（百分点） 35kV及以上变电站 全资产 口径 全资产 口径 审核： 填表： 24 附表C.10 综合电压合格率统计表 年 （季度、半年、年） （××单位）综合电压合格率统计表 内容 母公司口径 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 电压合格率（%） 电压测点数（个） 本季度 上年同季度 同比（%、百分点） 累计 上年同期累计 同比（%、百分点） A类电压 全资产口径 电网口径 母公司口径 B类电压 全资产口径 电网口径 母公司口径 C类电压 全资产口径 电网口径 母公司口径 D类电压 全资产口径 25 电网口径 电压合格率（%） 电压测点数（个） 母公司口径 综合电压合格率（%） 全资产口径 电网口径 电压超限累计时间（分） 电网电压合格率 总统计时间（分） 电压合格率（%） 审核： 填表： 注：超高压公司此项为电网电压合格率。 26 27 本文来源：https://www.dywdw.cn/9023ea266f85ec3a87c24028915f804d2b16876f.html
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2022-07-11
