李红萍，张 浩
（国网四川省电力公司什邡市供电分公司，四川 德阳 618000）
本文对10 kV 负损线路治理过程进行分析，治理过程中结合多系统数据信息分析，提升异常分析效率，总结治理经验，为类似异常线损治理提供参考。
1.1 核对线变关系
将负损线路下实际供电的所有配电变压器（包括公变和专变）进行核查，梳理是否有一体化电量与线损系统和实际运行线路不相同的。若运行线路与线损系统中所属配电线路不一致，则会导致线路售电量统计不正确。系统中所属线路错误的配变，可能引起一条线路高损，另一条线路负损。整改措施：及时更正系统中配变所属线路，使线变关系与现场实际一致。
1.2 核实是否采集失败
核实线路供电关口采集情况。若线路供电关口电量采集失败，会造成该线路线损率为-100%。整改措施：及时核查采集异常原因并处理，恢复采集成功率。
1.3 电量比对
在核实线变关系正常及采集成功率100%的情况下，则对供电量和售电量进行逐一核对。
电量异常的主要原因有：
个别或部分配变的倍率异常，引起售电量多计，导致线路负损。整改措施：根据现场核查情况，协同营销人员在系统内修改档案。
供电关口倍率异常，引起供电量少计，导致线路负损。整改措施：根据现场核查情况，协同营销人员在系统内修改档案。
其他原因导致售电量多计或供电关口电量少计，导致线路负损。整改措施：根据具体核查原因进行治理。
2022 年4 月9 日，一体化电量与线损系统显示线损不达标线路出现5 条，并且5 条都是负损，此次线损异常引起了线损管理人员的高度重视，其中一条负损线路线损曲线如图1 所示。
图1 某10 kV 线路线损曲线
通过查看其中一条负损线路智能看板，对比本期与上期供售电量发现供电量环比减少了18 960 kW·h，售电量环比减少了5 572.30 kW·h，损失电量高达-11 798.40 kW·h。售电量环比减少8.64%，属于正常波动；
而供电量环比减少28.68%，变化异常。对比分析另外4 条负损线路均存在供电量环比减少异常问题。
线损管理人员立即组织发建、运检和营销线损管理人员共同查找异常原因，首先核实采集成功率及线变关系，经核实关口及线路下公变和专变采集均成功，同时核实营销186 系统公专变明细、数量与一体化电量与线路管理系统一致，现场人员核实与现场实际线变关系一致。同时，与调度核实此5条负损线路当天无运行方式变化，不存在负荷转供情况。通过以上分析，排除了线变关系及采集失败引起的负损。
结合供电量环比变化异常，重点核查供电量是否与实际电量一致。首先核实关口电量表底采集数据是否与现场实际一致，通过用户用电信息采集系统，核实终端抄表时间、采集入库时间及表底数据均无异常。
线损管理人员通过一体化电量与线路管理系统发现负损线路均为110 kV 某变电站线路，立即查看智能电网调度控制系统，分析线路运行情况，发现负损的线路均运行在110 kV 某变电站的10 kV I 母线上，该母线一次电压电流均正常。为进一步核实负损线路关口采集数据是否正常，通过用户用电信息采集系统，查询其中一条负损线路的关口电压，发现该线路关口电压在4 月9 日12:45 由100 V 左右降低至60 V 左右，如图2 所示。核实发现另外4条负损线路同样存在关口电压降低问题。5 条负损线路关口电压出现异常，A 相与B 相线电压、C 相与B 相线电压均降低为相电压，初步判断可能为110 kV 某变电站的10 kV I 母B 相二次电压缺失，测量线电压降为相电压数值。
图2 4 月9 日某10 kV 线路电压运行曲线
线损管理人员立即通知采集运维班协同变电站运维人员到变电站查找原因。经现场查找核实发现110 kV 某变电站的10 kV Ⅰ母B 相TV 二次熔断器烧坏，导致10 kV Ⅰ母上测量二次线电压降为相电压，进而导致关口供电量少计，造成线路负损。
4 月11 日下午，更换110 kV 某变电站的10 kV I 母B 相TV 二次熔断器后，5 条负损线路关口电压恢复正常，如图3 所示。4 月12 日，5 条负损线路线损率均恢复正常，如图4 所示。
图3 4 月11 日异常整改后某10 kV 线路电压运行曲线
图4 4 月12 日异常整改后某10 kV 线路线损曲线
通过本次线损异常分析治理，总结出以下经验：在发现线损异常时，可以通过供售电量开始分析，结合环比波动情况查找异常，如供电量波动异常，但线变关系无异常，采集成功且表底无误，则考虑采集数据与实际不一致，进一步核查原因。同时，线路治理过程中，利用相关系统数据进行分析。
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