摘要：2019年初国网公司董事长寇伟创造性提出“三型两网，世界一流”战略目标，将泛在电力物联网建设确定为核心建设任务。同期线损管理系统超前契合了泛在电力物联网“感知层全息感知、网络层泛在连接、平台层开放共享、应用层融合创新”的建设理念，具有很强的前瞻性、实用性和指导性。2019年下半年以来，国网公司各级各部门准确把握线损工作形势与基本规律，全面启动了“负损全消除”专项治理工作，并作为年度重点工作在全公司范围内铺开，制定了年底前消除考核负损台区的工作目标。国网烟台供电公司积极响应国网公司政策号召，主动作为担当履责，全面推进台区同期线损负损治理工作深入开展，采用系统分析结合现场核查的方式，“以问题、促整改”、“重实效、抓落实”，完成负损台区下降80%以上，实现零考核负损的管理目标。
关键词：低压台区；同期线损；负损治理
一、负损台区特征表现与原因分析
负损台区是指用统计期内台区线损率小于0%的异常台区，主要症状表现为台区供入电量小于台区供出电量。导致负损的主要原因是台户关系错误及计量装置异常，与包含管理因素及窃电问题的高损相比，负损治理难度较低。此外，因营配贯通数据异常导致的负损问题均伴随着高损问题，通过负损消除治理，进一步归真营配数据，关联高损问题将得到同步消除，对整体线损合格率的提升起到“一石二鸟”的作用，将直接推动整体线损合格率大幅提升。
负损问题究其根本原因在于系统建设阶段的基础工作不够扎实，在于常态专业管理的行为不规范、动作不到位、流程不闭环。通过负损治理，将及时补齐专业基础管理的短板和漏洞，进一步厘清流程和机制，促进专业管理更加规范、更趋精益。负损台区排查主要从系统分析和现场核查两方面进行。
二、负损台区治理流程及整改措施
1系统分析，明确治理方向
对目标负损台区在同期系统、采集系统和营销系统中的用户档案、电量数据等进行对比分析，排查出疑似问题，系统分析主要包括以下几个方面。
1.1分布式电源模型配置准确性核查
对目标台区下的光伏用户进行系统核查。光伏发电用户并网发电后，因档案信息维护不及时或维护错误，台区呈现负线损症状。
1.1.1核查台区下的分布式电源是否在系统中进行配置。
1.1.2查看分布式电源的生效日期维护是否按照同期系统采到表码的起始日期进行维护，维护不一致会导致分布式电源电量丢失。
1.1.3查看同期系统中分布式电源的正反向加减关系维护是否准确，通过采集系统模型和同期系统分布式电源模型进行比对确认。
1.1.4确认该台区下的分布式电源用户当月是否进行了负荷切改，如果进行了负荷切改，分布式电源的当月全部电量会带入到新台区，导致原台区负损。
1.1.5核查台区下光伏用户是否正常采集（重点是台区总表反向电量与实际上网电量是否一致）。
1.2系统核查低压用户表计是否存在表码跳变问题
系统查看所有用户的电量有无突增明显的大电量，查看系统用户表码是否出现跳变。
1.3表计时钟超差导致台区负损
在用户用电信息采集系统中召测电能表时钟，对比电能表时钟与系统时间，表现为供用电量冻结数据不同期，台区总表数据先于用户电能表数据冻结，供电量少计。台区呈现负线损症状。
2现场核查，厘清真实原因
2.1台户关系核查
营销业务系统、同期系统台区所属用户明细与现场实际情况不一致或台区总表、集中器配置与现场不一致，表现为同期系统台区用电量大于台区供电量。台区呈现负线损症状。
2.2计量装置核查
2.2.1现场倍率核查。营销业务系统、同期系统台区总表或用户电能表的倍率与现场实际情况不一致，表现为用户侧互感器系统倍率大于现场实际倍率或台区总表互感器系统倍率小于现场实际倍率、互感器匝数穿错，台区呈现负线损症状。
2.2.2台区总表接线核查。三相电流线与电压线接线不同相、零线公用、电流出线互串、三相电流互感器S2互连、电能表三相电流出线互连、电流极性接反、二次电压线虚接，导致表计少计电量，或记错电量。可查询采集系统中台区总表电压、电流的瞬时量，当出现电压缺相、电流失流、功率因数、相位角异常等情况时，需现场检查台区总表接线，表现为进出线及零火线没有按照计量标准接线方式接线。台区呈现负线损症状。
2.2.3联合接线盒接线核查。联合接线盒电流连接片连接错误，导致电流短路；联合接线盒本身损坏，或者螺丝长短不适，导致虚接，造成供入电量少计，台区呈现负线损症状。四是台区总表、互感器等计量装置故障或烧毁，造成台区供电量无法计量，系统不能正确计算，台区呈现负线损症状。
2.2.4互感器配置不合理导致负损台区。台区变压器运行效率低，表现为台区总表互感器根据变压器容量进行配置，但现场运行负荷达不到配置要求，新上小区入住率低表现尤为突出，计量回路电流低于电能表启动电流，同期系统中台区供电量少计。台区呈现负线损症状。
2.2.5互感器安装位置不合理。台区下有超过两个及以上的变压器，且低压侧有联络。计量互感器安装在联络处，导致电量互供，电量少计。台区呈现负损症状。
2.2.6台区总表二次负载核查。现场检查台区总表，发现接线截面小、装设位置不合理、连接节点松动等现象，引起用户用电信息采集系统台区供电量少计。台区呈现负线损症状。
2.2.7台区总表互感器变更导致负损。现场更换台区互感器，倍率发生变化，同期系统台区电能表倍率未同步更新信息，表现为同期系统中供电量少计。台区呈现负线损症状。
2.3台区下负荷切改核查
负荷切改不规范导致台区负损
2.3.1配电新上变压器，当月现场未及时进行负荷切改，生产PMS为运行状态，营销为建立档案，次月进行负荷切改，营销系统建档，导致关口电量全部丢失，且不符合免剔除条件，需要PMS投运与低压侧负荷切改同步进行。
2.3.2台区停电，由相邻台区进行倒负荷供电，未及时通知营销，导致系统档案与现场不一致，导致台区出现负损。
2.3.3负荷切改过程时间长，切改前未理顺用户档案，导致切改后系统与现场实际情况不一致导致呈现负损台区。
2.4特殊用户核查
2.4.1.核查是否存在表前接电情况。正常用户或临时用电用户在台区总表前接电，导致该部分供电量未计入台区总表，台区呈现负线损症状。
2.4.2核查台区下是否存在套表情况，导致用户电量重复计量，供入电量小于供出电量，呈现负损症状。
三、防范措施
1编制新上台区档案、计量装置核查要求，明确验收标准，在台区投运前逐户核查户变关系、计量接线规范情况，确保增量台区无异常。
2编制光伏用户管理手册，从源端把控，新上光伏时从时限、流程、责任人等多方面落实管理责任，明确光伏配置标准和流程，确保光伏用户一个不落，光伏配置一个不误。
3关注计量采集状况，对采集运维人员进行重点培训，侧重关口表和用户表的采集准确性、及时性、可靠性，确保数据准确及时采集、上传，线损计算真实、顺畅。
四、结语
通过几个月的负损专项治理提升行动，国网烟台供电公司的台区负损治理成效显著，负损台区占比由3.8%下降至0.5%左右，台区线损管理水平进一步提高，台区线损现场规范程度明显改善。随着负损治理行动的不断深入，年底前实现零考核负损的目标。