摘要：线损率是一种用于判断电力公司总体经济效益的指标，它既可以衡量电力系统实际应用状态，也可以衡量供电企业的经济和社会效益。本文简要概述了同期线损系统工作原理与10kV同期线损计算规则，并着重分析了10kV同期线损管理影响因素与提升措施。
关键词：10kV；同期线损；管理；影响因素；措施
研究分析当前同期线损分线异常排查现状，发现系统排查与异常处理线损存在计算不准确、更新不及时、人力资源浪费等问题。针对传统10kV分线线损自动排查系统与异常处理精度低的问题，提出一种线损异常自动辨识方法；通过提取案例中分线线路损耗的表征，建立一种基于10kV分线线损异常自动排查的模型，最后通过计算验证该方法的有效性。
1线损计算原理 1.1理论损耗计算
理论损耗又被称为技术损耗，通过计算设备提供的数值和电力实际运行状况计算得出：
理论线损率=理论线损电量/供电量。
根据DL/T686—2018《电力网电能损耗计算导则》，可以精确计算出线路线损的损耗情况。其中，0.4kV低压配电网通常采用基于实测线损的台区损失率法，而10kV高压配电网则采用均方根电流法。
1.210kV分线同期线损
国家电网以月为单位对电力公司进行估算，月供电量和售电量均采用计量表计量，而月同期线损率为月供电量与售电量的差值与月供电量的百分比：
式中，Wm为月供电量和售电量，Dc为月末计量表的表底值，Ds为月初计量表的表底值，K为计量倍率，ηst为月同期线损率，Wi为月同期供电量，W0为月同期售电量。从上式可知，Wm采用月末减月初的形式，这样避免计量表的日计量误差或采集误差，使得计算结果更符合实际情况。
210kV同期线损影响因素 2.1输入电量异常
网关表采集异常，电压、电流损耗等测量异常，网关放大系统与实际不一致，导致网关表功耗计算不准确。如果线路用户配备分布式电源，剩余电量接入互联网，在线电量未及时计入线损输入功率，将导致输入功率减少。
2.2功率输出异常
异常功率输出主要包括办公用电计量和采集问题。本阶段线路进行负荷转移时，由于转移时缺少双向计量设备，暂时无法统计转移电量。
2.3异常售电
行更改关系不正确。在同期线损的初始阶段，检查高损耗和负损耗线路。发现个别公用和专用变压器的线路不正确，导致或多或少的售电量和不准确的线损。随着对线路变压器的不断调查，根据实际情况对PMS系统和GIS系统进行调整，以确保线路变压器与现场系统的关系一致。目前，造成线路与变压器关系异常的主要因素是线路切换、线路负荷转移和农用变压器的季节性用电量。然而，PMS系统没有及时恢复，公用变压器和专用变压器的新业务流程没有及时归档，导致同期线损系统中缺少用户文件。
收购问题的影响。同步线损系统要求公用变压器和专用变压器具有较高的功率采集精度和可靠性。专用变压器使用采集终端完成仪表底部的采集，公用变压器使用集中器完成电能的测量和采集。集中器和采集终端故障，公用变压器和专
用变压器没有每天冻结表底，因此无法计算日功率，或者由于日冻结表底不准确，导致日功率计算不准确，可能导致线路高损耗或负损耗。
测量问题的影响。计量变压器和仪表故障，公用变压器和专用变压器接线异常，会导致用电量不准确。用户窃电还将减少公共变电站和特殊变电站的用电量。变压器放大现场设备和系统之间的差异也会导致功率计算不正确。
310kV同期线损管理提升措施 3.1数据完整性分析
终端采集数据时，可能导致异常线损。由于系统在日常操作中始终保持终端在线，因此很难识别故障。当测量设备无法获得该值时，系统无法计算线损值，因为测量系统将自动分配一个值0。如果负载端或测量端的数据配置失败，则在终端测量期间将测量0。线损计算后，计算的线损值过大。
结合以上分析，可以对终端的数据完整性进行如下分析和处理。如果此时线损值不在预定范围内，则分析终端。分析后，如果异常线损未恢复，则继续分析。自动测量系统将检查线路上所有相关终端数据的完整性，自动完成终端数据完整性分析，并启动其他类型的线损分析。如果系统检测到线路上的一个或多个终端无法连接，将立即进行终端电源数据的补充采集。
3.2安装双向计量和分段计量，完善线损控制
对于能够转移负荷的线路，应及时在转移时安装双向计量装置，以确保在转移负荷时，能够计数功率，准确计算线损。对于公用和专用变压器较多的线路，应及时在支线安装分段测量，实现支路线损计算和精细线损控制。
3.3加强关口表和公变专变的采集、计量管理，保障电量计算准确 缩短变电站及公、专变10kV线路闸采集测量问题消缺时限，力争在一天内发现并消除采集测量问题。每天，通过全功率系统和用电信息采集系统，可以检测出有采集问题的电表和没有冻结表底、表底跳变、冻结表底非零点数据、电压损耗、电流损耗等计量问题的电表。发现问题后，可通过数据呼叫测量、数据补
充记录、重新分发采集文件、远程时间同步等方式对系统进行数据采集和维护，然后及时到现场更换故障采集和测量设备，检查并恢复测量和采集接线，并完成采集和测量问题的处理。
3.4加强各部门业务管理，提高线损管理水平
供电公司业务流程管理不规范，也会影响10kV同步线损。例如，如果更换了电表或不同放大倍数的变压器，SG186系统的处理滞后，或者电表更换记录底部的输入不正确，放大倍数输入不正确，则功率计算将不正确，然后线损将异常。如果PMS系统、SG186系统和GIS系统的链路在新增的专用变压器户或公共变电站区域连接不畅，线路将出现户用电不足的情况。如果PMS系统和GIS系统不能根据现场实际情况及时维护变压器线路，将导致线路多天线异常损耗。因此，供电公司各部门需要加强沟通与合作，规范各项业务流程，提高线损管理水平。
3.5终端计量故障分析
终端测量的常见问题主要与电压损耗、电流损耗和设备编程有关。流量损失可能由用户空载、窃电或测量装置故障引起。只有将同一时期家庭的测量装置与历史测量值进行比较，才能得出可能出现流量损失问题的结论。
基于以上分析，终端故障分析及处理如下。以上两种线损检测后，如果线损值不在预设的正常范围内，则采用终端故障分析。如果测得的端子电压值不在正常范围内，继续比较；否则，结束分析。
3.6加强配电网改造，有效降低技术线损
随着社会经济的不断发展和用户用电需求的不断增加，供电企业需要及时进行电网改造。根据区域负荷分布情况，需要及时新增变电站配电点，合理分割线路负荷，及时更换旧小线径线路，合理规划配电变压器配电点，及时更换新老大损耗变压器。
结论
本文通过对线损异常情况进行数据整理分析，提取系统自动识别的表征，通过对终端是否在线、终端数据采集故障、终端档案信息异常等易导致线损异常的原因进行逐步分析，最终成功构建出10kV分线线损异常自动排查模型。通过实际计算和分析，验证了此异常自动排除模型的可行性与实用性。
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