季度線損分析報告

1、*供電公司一季度線損分析報告一、基本情況國網(wǎng)*供電公司始建于1970年4月，營業(yè)區(qū)總面積5341平方公里。公司內(nèi)設(shè)立14個供電營業(yè)所，主要擔負著14個鄉(xiāng)鎮(zhèn)、13萬用電客戶的供電任務(wù)。供電營業(yè)區(qū)域內(nèi)共有局屬產(chǎn)權(quán)66千伏輸電線路21條，338.95千米；66千伏變電站19座，主變33臺，總?cè)萘?77.7兆伏安;10千伏配電線路66條，3305.10千米；配電變壓器5804臺，總?cè)萘?69.518兆伏安，低壓線路2135公里。2014年售電量3.9億千瓦時。二、線損情況2012-2015年線損情況單位2012年2013年2014年2015年一季度10千伏有損綜合線損率低壓線損率10千伏有損綜合線損率

2、低壓線損率10千伏有損綜合線損率低壓線損率10千伏有損綜合線損率低壓線損率*公司12.556.4611.666.1511.585.911.515.692015年一季度，公司10千伏有損綜合線損率完成11.51%。公用臺區(qū)損失率完成5.69%。一季度，*公司線損率排名在蒙東公司靠后。三、配網(wǎng)狀況1、10KV配網(wǎng)（1）*公司供電區(qū)域內(nèi)無城鎮(zhèn)用電戶，且客戶分散。其他旗縣供電公司城鎮(zhèn)供電戶數(shù)占總戶數(shù)的50%左右。因城鎮(zhèn)線路供電半徑、供電電壓質(zhì)量、臺區(qū)更新、集中抄表等相關(guān)影響線損因素均遠遠好于農(nóng)村，故我公司線損率相對較高。比其他相近規(guī)模的旗縣公司10千伏有損綜合損失率高出2個百分點左右。（2）*公司10

3、KV線路長度為3305.10千米，較同等規(guī)?？h公司（指地域面積相近，購售電量相近）線路長約1000千米。多增加線路損失55.77萬千瓦時，導(dǎo)致10千伏有損綜合線損率高出旗縣公司約1.15個百分點。（3）用戶布點分散造成10KV線路較長，超供電半徑的線路有21條，負荷高峰期線路末端電壓降較低，導(dǎo)致10千伏線路損失升高。（4）10kV配電電容補償容量不足，導(dǎo)致線路損失增加。隨機補償裝置安裝比例不高，占有率僅為47.2%；綜合變臺隨器補償安裝966組，占綜合配電變壓器的51.8%。負荷高峰時無功缺額36.7兆乏，缺額較大。（5）公司共有居民用電客戶11.7萬戶，而低保五保用戶就高達2.19萬戶，占比

4、為18.71%（其他公司平均居民用電客戶為13.57萬戶，平均低保五保戶為1.42萬戶）一季度共計退補電量54.61萬千瓦時，共計影響10KV有損綜合線損率升高1.13個百分點。其他公司低保五保戶影響升高0.81個百分點。2、配電變壓器2015年配電變壓器情況 單位：臺 單位配電變壓器總數(shù)其中:高耗能變壓器數(shù)量S7JBSJ1*公司5804569370228（1）*公司共有配電變壓器5804臺，（其中S7型號專用變壓器510臺，公變59臺。JB型號專用變壓器350臺 ，公變20臺， SJ1型號專用變壓器216臺，公變12臺。高耗能變壓器共有1167臺，占變壓器總數(shù)的20.1%），變壓器數(shù)量較同等

5、規(guī)模旗縣公司多1800臺左右，高耗能變壓器多800臺左右，導(dǎo)致我公司變損率一季度達4.09%，較同等規(guī)模公司升高1.34個百分點左右。（2）配電變壓器容載比高。有816臺公用臺區(qū)帶有機電井，變壓器總?cè)萘繛?1200千伏安，共計帶有1348臺機電井，容量為23632KW，占變壓器容量比為33.19%。在機電井不運行時處于輕載狀態(tài)，變損增加，一季度估算約多損失電量22.91萬千瓦時，影響10KV有損綜合損失率0.47個百分點。3、0.4KV配網(wǎng)（1）*公司沒有城網(wǎng)負荷，同等規(guī)模其他旗縣公司低壓城網(wǎng)電量約占其全部低壓電量的50%左右，導(dǎo)致我公司0.4KV線損率較其他有城網(wǎng)的供電公司高出約0.87個百

6、分點左右。（2）我公司低壓臺區(qū)改造面積為96.2%，未改造臺區(qū)70個，配電變壓器70 臺/ 3070千伏安,0.4千伏配電線路長度為54.8千米。未改造臺區(qū)1-3月份總供電量132.68萬千瓦時、損失電量14.2萬千瓦時、平均損失率10.7%，如按照網(wǎng)改后8%的損失率計算，將減少損失電量3.58萬千瓦時，全公司低壓損失率將降低0.12個百分點。（3）*公司共有816臺公用變壓器帶有機電井，機電井容量為23632千伏安，以每臺機電井用LGJ-35鋼芯鋁絞線，自變壓器向外延伸100m，低壓線路估算損失電量145.9萬千瓦時，影響公司低壓線損率升高0.65個百分點。（4）公司共有居民用電客戶11.7

7、萬戶，而低保五保用戶就高達2.19萬戶，占比為18.71%.一季度共計退補電量54.61萬千瓦時，影響低壓線損率升高0.11個百分點。4、無損線路情況2015年一季度*公司無損專線共有18條，無損電量為1396.67萬千瓦時，占全部供電量的21.5%。其他公司無損電量平均占比為35.98%，導(dǎo)致我公司全網(wǎng)損失偏高。5、自用電情況2015年一季度*公司累計自用電14.77萬千瓦時（站用變7.88萬千瓦時，供電所6.89萬千瓦時），占售電量的0.23%，影響10kV有損綜合線損率升高0.2個百分點。 四、管理分析1、線損綜合波動率較大。一季度公司線損綜合波動率為117.41%。線損波動率偏高主要是

8、2月份我公司抄表期間正值春節(jié)，為了保證正常的電費收繳我公司調(diào)整了正常的抄表例日，導(dǎo)致2月份綜合線損偏高3月份偏低，直接影響了線損波動率。2、部分高損臺區(qū)遲遲未進行改造。主要是與*交叉供電的10個高損臺區(qū)，屬地在翁旗，供電在*，損失長期偏高。3、大量公用變臺帶有機電井，沒有針對此情況及時進行機電井剝離或變壓器容量調(diào)節(jié)，影響變損、低壓線損升高。4、部分高損10KV線路未能及時列入網(wǎng)改及技改計劃，導(dǎo)致線路長期高損運行。5、由于資金投入不足，配變臺區(qū)改造與高耗能配變改造不及時，導(dǎo)致高損設(shè)備長期運行。6、基層人員對公用變壓器三相負荷不平衡不重視，監(jiān)測不到位，對不平衡的公用臺區(qū)沒有及時進行調(diào)整，影響線損升

9、高。7、線路走廊線下樹較多，線路線下樹處理不及時，導(dǎo)致刮風天樹線相連，電量損失增多。8、部分超校驗周期的計量表計沒有及時進行校驗，影響線損數(shù)據(jù)存在偏差。9、一段時間內(nèi)線損指標完成偏高，沒有及時對高損線路、臺區(qū)進行徹底分析，也沒有及時制定詳實可行的整改措施，導(dǎo)致線損偏高。10、個別供電所沒有及時發(fā)起暫?；謴?fù)工單，造成當月電量在沒能及時發(fā)行，影響線損波動。五、高損線條及高損臺區(qū)表1. 1季度高損10KV線路情況統(tǒng)計表 （單位：萬千瓦時 % 公里）線路名稱1季度供電量10千伏有損綜合線損率線路長度線徑所帶變壓器個數(shù)所帶變壓器容量46.52 21.3657.370/35111753443.2418.6

10、156.850/3572406536.5316.854.65120/7073509520.5516.3856.312071494526.0315.9179.1120/35823800166.8115.8752.1120/351139170（一）10KV高損線路分析：1、*726線此線路自66千伏河南營變電所出線，一季度10KV有損綜合線損率完成21.36%。線路全長57. 3千米，主干線路LGJ-70導(dǎo)線3.38千米，LGJ-50導(dǎo)線9.23千米，其它線路全部為LGJ-35導(dǎo)線，長度為44.69千米，供電半徑27.51千米，導(dǎo)線線徑細、供電半徑長，影響線損偏高。該線路共計帶有111臺變壓器（高

11、耗能41臺），容量7534千伏安，一季度供電量為46.52萬千瓦時，變損電量2.54萬千瓦時，占全部損失電量的25.51%，變損率為5.45%。高耗能變壓器多是該線路變損高的主要原因，另在末端帶有用電負荷較大的與*交叉供電的10個高損臺區(qū)，這10個臺區(qū)多損失電量1.89萬千瓦時（按網(wǎng)改后8%的線損率計算），影響10KV有損綜合線損率上升4.07個百分點；同時該線路共計有 11 臺公用變壓器帶有機電井 11 眼，機電井容量321.5千瓦。在機電井不運行時處于輕載運行，變損增加，一季度估算約多損失電量3088千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升0.67個百分點。一季度該線路共計退補低保五保電量4

12、751千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升1.02個百分點，扣除以上因素一季度10KV有損綜合損失率應(yīng)完成15.6%。整改措施：10個與*交叉供電的臺區(qū)劃歸*供電公司進行網(wǎng)改（包括綜合變臺高耗能變壓器10臺），已列入*供電公司2010年結(jié)余資金計劃，計劃在年底完成改造任務(wù)。改造專用變臺高耗能配電變壓器5臺，剝離綜合臺區(qū)機電井11眼，計劃年底完成。2016年完成10千伏兩間房線50千米的線路改造任務(wù)。2、*高峰955線此線路自66千伏崗子變電所出線，一季度10KV有損綜合線損率完成15.91%；主干線路全長19.68千米、其中LGJ-120導(dǎo)線0.556千米、LGJ-70導(dǎo)線10.925千米

13、、LGJ-35導(dǎo)線8.2千米。分支線路LGJ-70導(dǎo)線8.55千米，LGJ-35導(dǎo)線59.13千米，負荷過小、供電面積過大，影響線損偏高。該線路共計帶有82臺變壓器（高耗能16臺），容量3800千伏安，變損電量為1.63萬千瓦時，占全部損失電量的39.41%。一季度供電量僅為26.03萬千瓦時，變損率達到6.27%，高能耗變壓器多、用電負荷小是該線路變損高的主要原因；另此線路用戶多為山區(qū)居民用戶，低保五保戶占比較高，一季度該線路共計退補低保五保電量11258千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升4.32個百分點。扣除以上因素一季度10KV有損綜合損失率應(yīng)完成11.59%。整改措施：改造綜合臺區(qū)

14、高耗能配電變壓器2臺，改造專用變臺高耗能配電變壓器2臺，剩余專用臺區(qū)高能配電變壓器更新計劃在2017年前全部完成。3、*128線此線路自66千伏*變電所出線，一季度10KV有損綜合線損率完成18.61%；主干線路全長8.44千米、LGJ-50導(dǎo)線，LGJ-35導(dǎo)線47.42千米。供電半徑24.1千米，負荷小、供電半徑大，影響線損偏高。共計帶有72臺變壓器總?cè)萘?065千伏安（其中高耗能17臺，容量750千伏安），變損電量為2.85萬千瓦時，占全部損失電量的35.45%。一季度供電量僅為43.24萬千瓦時，變損率達到6.6%。高能耗配變占比大和變壓器多用電負荷小是該線路變損高的主要原因，另一季度

15、該線路共計退補低保五保電量11548千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升2.67個百分點，扣除以上因素一季度10KV有損綜合損失率完成15.94%。整改措施：改造綜合臺區(qū)高耗能配電變壓器4臺，改造專用變臺高耗能配電變壓器3臺，剩余專用臺區(qū)高能配電變壓器更新計劃在2017年前全部完成。4、*957線此線路為66千伏*變電所出線，該線路一季度10KV有損綜合線損率完成16.38%；10KV主干線路全長21.9千米、其中LGJ-120導(dǎo)線12.5千米、LGJ-70導(dǎo)線9.4千米。供電半徑29.06千米，負荷小、供電半徑過大，影響線損偏高。共計帶有71臺變壓器總?cè)萘?945千伏安（其中高耗能6臺，容

16、量350千伏安），變損電量為1.46萬千瓦時，占全部損失電量的43.33%。一季度供電量僅為20.55萬千瓦時，變損率達到7.1%。與上述碾坊線對比，變壓器數(shù)量與容量基本相差不大，但由于用電量相差一倍多，造成變損高出邊防線0.5個百分點。變壓器多用電負荷小是該線路變損高的主要原因；一季度該線路共計退補低保五保電量4648千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升2.26個百分點，扣除以上因素一季度10KV有損綜合損失率完成14.12%。整改措施：改造專用變臺高耗能配電變壓器2臺。剩余專用臺區(qū)高能配電變壓器計劃在2017年前全部完成更換。5、*2231線此線路為66千伏大廟變電所出線，該線路一季度1

17、0KV有損綜合線損率完成16.8%；10KV線路主干全長11.34千米，1號至92號桿線路是大廟供電所管轄范圍（6.38千米），92號桿之后為*供電所管轄范圍（54.65千米）。92號桿設(shè)有計量點，供電半徑25千米，導(dǎo)線線徑細、負荷小、供電面積過大，影響線損偏高。共計帶有73臺變壓器總?cè)萘?095千伏安（其中高耗能7臺，容量350千伏安），變損電量為2.2萬千瓦時，占全部損失電量的35.91%。一季度供電量為36.53萬千瓦時，變損率達到6.03%。變壓器多用電負荷小是該線路變損高的主要原因；一季度該線路共計退補低保五保電量6515千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升1.78個百分點，扣除以

18、上因素一季度10KV有損綜合損失率完成15.02%。整改措施：改造專用變臺高耗能配電變壓器2臺，改造10千伏線路15公里，剩余專用臺區(qū)高能配電變壓器計劃在2017年前全部完成更換。6、*824線此線路為66千伏五三變電所出線，該線路一季度10KV有損綜合線損率完成15.87%；10KV線路全長21.93千米、其中LGJ-120導(dǎo)線5.29千米、LGJ-95導(dǎo)線5.5千米 、LGJ-70導(dǎo)線3.64千米、LGJ-50導(dǎo)線0.89千米、LGJ-35線6.56千米。共計帶有113臺變壓器（高耗能13臺），容量9170千伏安。變損電量為6.4萬千瓦時，占全部損失電量的24.25%。一季度供電量為166

19、.8萬千瓦時，變損率為4.06%。這條線路季節(jié)性變臺用電較多，共計39臺，主要體現(xiàn)在機電井用電，因3月正直冬匯，存在季節(jié)性用電臺區(qū)暫?；謴?fù)工單沒有及時發(fā)起歸檔，部分電量沒能發(fā)行。主要在：古都河村二組北井變臺24910千瓦時，八隊井8473千瓦時，這兩個用戶合計電量為33383千瓦時，影響全所10KV綜合損失率升高2個百分點。同時該線路共有20臺公用變壓器帶有機電井18眼，占變壓器總?cè)萘?6.87%。一季度該線路共計退補低保五保電量8501千瓦時，影響10KV有損綜合損失率上升0.51個百分點，扣除以上因素一季度10KV有損綜合損失率應(yīng)完成13.36%。整改措施：嚴格按照業(yè)擴流程，對暫停恢復(fù)的季

20、節(jié)性變臺及時發(fā)起工單，降低管理損失。改造專用變臺高耗能配電變壓器3臺。剩余專用臺區(qū)高能配電變壓器計劃在2017年前全部完成更換。（二）0.4KV高損臺區(qū)分析 *一季度共計有13個高損臺區(qū)，有12臺未網(wǎng)改。其中有10個臺區(qū)因為與*交叉供電，臺區(qū)屬地在翁旗，供電在*，一直未落實網(wǎng)改，變壓器位置遠離供電負荷中心，線路老化，四線少兩線多造成三相負荷不平衡，導(dǎo)線采用鐵線或者LJ-16鋁絞線，導(dǎo)線電阻大，線路損失長期偏高。整改措施：10個與*交叉供電的臺區(qū)，已列入*農(nóng)網(wǎng)改造計劃，計劃在年底前完成改造任務(wù)。板地營村張家溝變臺，一季度此變臺系統(tǒng)售電量320千瓦時，損失率為31.18%（扣除低保電量形成），實際

21、售電量應(yīng)為455千瓦時，線損率為24.17%，仍偏高。加之此臺區(qū)是未網(wǎng)改臺區(qū)，供電半徑約1.5公里，共有用戶19戶，不長期居住，夏季農(nóng)耕時用電戶約10戶，低壓四線100米，兩線650米，供電半徑大，用電量小，三相負荷不平衡，是線損高的主要原因。整改措施：由于該村屬于政府確定的移民村，不能列入農(nóng)網(wǎng)改造項目。由于部分用戶拒不搬遷，不得不繼續(xù)為其供電，只能等待政府動員搬遷后才能解決。計劃在7月份利用農(nóng)網(wǎng)撤舊物資對此臺區(qū)進行維護整理。鶴來溝變臺，一季度此變臺系統(tǒng)售電量269千瓦時（每月平均90千瓦時），損失率為27.1%（扣除低保電量形成），實際售電量應(yīng)為332千瓦時，線損率為23.15%，仍偏高。該

22、變臺地理位置為山區(qū)，未網(wǎng)改臺區(qū)，低壓線路900米，實際用戶2戶，損失偏高。整改措施：由于該村屬于政府確定的移民村，不能列入農(nóng)網(wǎng)改造項目。由于部分用戶拒不搬遷，不得不繼續(xù)為其供電，只能等待政府動員搬遷后才能解決。只能對此臺區(qū)進行維護整理。興村興西南營變臺，一季度此變臺系統(tǒng)售電量1442千瓦時，損失率為23.5%（扣除低保電量形成），實際售電量應(yīng)為1677千瓦時，線損率為20.89%，仍偏高。加之變臺一側(cè)為居民用電，一側(cè)為機電井，由于機電井一季度未投入使用，導(dǎo)致變臺位置不在負荷中心，而且用電量較小，導(dǎo)致本月線路損較高。整改措施：利用農(nóng)網(wǎng)資金及農(nóng)網(wǎng)撤舊物資剝離該臺區(qū)所帶的機電井，將變臺移至負荷中心，

23、現(xiàn)已整改完。六、近期采取的措施（4月19至5月8日）針對一季度線損指標完成偏高的實際情況，*公司于4月18日召開了公司線損分析會。結(jié)合分析出的原因，組織開展了線損專項治理行動，采取了一系列措施：1、對破損計量裝置進行了更換，共計更換計量表箱475個，穿線管486根，匯流排264個。2、從4個公用臺區(qū)分離出機電井5眼，總?cè)萘?75千瓦。3、完成農(nóng)網(wǎng)改造12臺，改造低壓線路12.17公里。利用網(wǎng)改資金更換高耗能變壓器5臺，總?cè)萘?10 千伏安。4、針對4月份季節(jié)性排灌電量增加，根據(jù)電壓監(jiān)測情況，新投入隨器補償10組，總計54千乏，公用變壓器調(diào)整分接位置15臺次。安裝10千伏分散補償裝置20套/36

24、00千乏。10千伏兩間房線加裝串聯(lián)補償裝置1套。5、根據(jù)用電信息采集系統(tǒng)電流數(shù)據(jù)監(jiān)測，針對三相負荷不平衡的公用配電變壓器，共計到現(xiàn)場核實45次，供電所實地調(diào)整 12臺。6、處理10KV線路線下樹 64處，低壓線路線下樹72 處，總計204株。7、對未實現(xiàn)集抄的變臺及變臺下所帶用戶，依據(jù)其上報的抄表例日，對15個變臺146戶的實抄率進行了現(xiàn)場抽查。8、對太平地供電所的高損臺區(qū)287戶的表計進行了更換，489戶表計進行了校驗，處理了1臺不在負荷中心的變壓器，并安裝了無功補償裝置。9、學習先進經(jīng)驗。 4月20日派專人到線損指標完成較好的赤峰巴林左旗供電公司進行學習，并邀請巴林左旗供電公司營銷部人員來

25、*供電公司進行現(xiàn)場指導(dǎo)。七、取得的成效通過此次專項治理，線損率完成取得明顯效果。 10千伏有損綜合損失率4月份完成11.51%，同比下降0.12個百分點，環(huán)比下降了0.65個百分點；1-4月份累計完成11.50%，同比下降0.62個百分點。公用臺區(qū)損失率4月份完成5.18%，較同期下降0.57個百分點，環(huán)比下降0.72個百分點。1-4月份累計完成5.54%，同比下降0.39個百分點。八、線損管理提升措施（一）管理降損采取的措施1、健全線損基礎(chǔ)資料。利用營配貫通數(shù)據(jù)采錄對所有臺區(qū)負荷特性、計量裝置和運行年限、線路長度和狀況等基礎(chǔ)信息逐一排查、整理，登記造冊、匯總第一手資料。發(fā)現(xiàn)因臺區(qū)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)錯誤

26、或計量故障引起臺區(qū)線損率錯誤情況時，應(yīng)立即進行整改，確保營銷業(yè)務(wù)應(yīng)用系統(tǒng)中線損數(shù)據(jù)真實、可用，為開展臺區(qū)線損治理分析提供準確數(shù)據(jù)支撐。2、嚴格遵守抄表例日制度。營銷部不定期組織人員對高損線路、臺區(qū)進行跟蹤抄表，抽查抄表質(zhì)量，杜絕漏抄、估抄現(xiàn)象。同時，不定期地、有針對性地對高損線路、臺區(qū)進行理論線損計算，通過對計算結(jié)果和實際完成指標的對比分析，及時發(fā)現(xiàn)薄弱環(huán)節(jié)，制定相應(yīng)的對策，使降損工作有的放矢，富有成效。3、以營業(yè)普查為重點，查偷漏、查互感器變比、查電能表的準確性以及查私自增加變壓器的容量等，預(yù)防電量丟失。增加營業(yè)普查次數(shù)，努力減少跑冒漏滴，重點對季節(jié)性用電進行檢查，充分發(fā)揮派駐的公安辦公室的

27、作用。不定期開展反竊電專項活動，嚴厲打擊偷漏電行為，整頓電力市場秩序。4、從申請報裝開始加強管理，杜絕無表用電，從源頭上遏制電量的流失。加強內(nèi)外部管理，按照流程嚴密控制、減少內(nèi)部各環(huán)節(jié)的疏漏。5、對實現(xiàn)采集用戶的日采集成功率日日跟蹤，提升最大的采集成功率，提高抄表同步率。6、建立線損專責定時審核制度，通過加強關(guān)口表的核實與營銷業(yè)務(wù)應(yīng)用系統(tǒng)的分析，對客戶電量變化較大的及線條、臺區(qū)線損異常的特別是大用戶，現(xiàn)場分析原因，防止表計異常或客戶竊電現(xiàn)象發(fā)生。7、每月定期在協(xié)同辦公上公布全公司每條10KV公用線路及臺區(qū)線損完成情況，并按線路的損耗由高到低進行排序，強化考核，促進各供電所從管理和技術(shù)多個角度查

28、找問題，努力降低管理線損。8、強化計量裝置管理。嚴把關(guān)口表計關(guān)，充分利用遠采集抄系統(tǒng)加強關(guān)口表的監(jiān)控，確保關(guān)口計量環(huán)節(jié)不損失電量。加強電能標準裝置管理，受檢合格率達到100%。大用戶表現(xiàn)場校驗合格率完成100%。加大遠采集抄改造力度，力爭在2016年實現(xiàn)遠采集抄覆蓋率達到100%。要求對全部關(guān)口計量裝置的PT、二次回路壓降進行測試，對關(guān)口表計和大用戶表及時進行現(xiàn)場校驗，提高計量精準度。同時加強居民用戶電能表計的現(xiàn)場檢查核對工作。9、加強無功設(shè)備考核力度，優(yōu)化無功補償方案，最大限度節(jié)能降損。加強用戶側(cè)無功補償管理，引導(dǎo)和激勵用戶作好無功補償工作，實現(xiàn)雙方聯(lián)動，促進無功就地平衡。10、依照新的線損

29、專業(yè)管理劃分，按部室線損職責重新制定了*供電公司高損線路、臺區(qū)專項整治方案、*供電公司線損治理方案、*供電公司線損競賽管理辦法、*供電公司線損小指標管理辦法、按線按臺區(qū)承包管理辦法，加大對指標的管理與考核力度，降低管理線損。 （二）技術(shù)降損采取的措施1、2015年規(guī)劃（1）年末完成70個未改造臺區(qū)的農(nóng)網(wǎng)改造任務(wù),其中高損臺區(qū)10個（由*公司改造并接管）。完成高損10KV孤山子線的改造?？傆嬘媱澩顿Y1150萬元（不包括*公司改造的10個臺區(qū)）。（2）計劃剝離綜合臺區(qū)帶有的機電井104臺，其中已列入農(nóng)網(wǎng)升級改造項目的27臺，投資315萬元，利用農(nóng)網(wǎng)改造撤舊物資剝離綜合臺區(qū)帶有的機電井25臺，。計劃

30、更新綜合臺區(qū)高耗能配電變壓器30臺已列入2015年農(nóng)網(wǎng)升級改造低壓網(wǎng)改造工程，利用農(nóng)網(wǎng)撤舊變壓器解決綜合臺區(qū)14臺高耗能配電變壓器。（3）66kV安源變電站計劃于10月份投入運行，屆時10kV五三線將有40%負荷切改至66kV安源變電站供電，10kV五三線負荷將有緩解。（4）利用運維資金3萬元，安裝配電變壓器隨器補償150套/1200千乏。（5）利用網(wǎng)改資金80萬元，安裝10KV線路分散補償設(shè)備20臺，總計容量4000千乏。2、2016年規(guī)劃（1）依據(jù)“十三五”電網(wǎng)規(guī)劃計劃在2016年末完成21個臺區(qū)的升級改造任務(wù)，升級改造配電變壓器21個/1300千伏安，改造低壓配電線路15.53公里，計劃投資262萬元。升級改造10kV配電線路201.03公里（其中高損線路3條75公里）,計劃總投資3320萬元。（2）計劃剝離綜合臺區(qū)帶有的機電井215臺，其中已列入規(guī)劃的97臺，投資1294萬元，利用農(nóng)網(wǎng)改造撤舊物資剝