台区同期线损异常处置手册

台区同期线损异常处置手册
目录
第一章台区同期线损基本概念及规范性引用文件 (1)
第一节基本概念 (1)
第二节规范性引用文件 (5)
第二章台区同期线损管理主要内容和线损异常分析方法 (6)
第一节台区同期线损管理主要内容 (6)
第二节台区同期线损异常分析处理方法 (7)
一、系统诊断 (7)
二、人工研判 (8)
三、现场排查 (10)
四、采集排查 (12)
五、窃电及违约用电排查 (13)
六、常态运行监控 (15)
第三章台区线损异常原因及症状 (17)
第一节高损篇 (17)
一、长期高损 (17)
二、突发高损 (19)
三、高损台区分析流程 (21)
第二节负损篇 (25)
一、长期负损 (25)
二、小负损台区 (26)
三、突发负损 (27)
四、负损台区分析流程 (28)
第三节不可计算线损篇 (32)
一、供电量为零或空值 (32)
二、用电量为空值 (34)
三、不可计算线损台区分析流程 (35)
第四章问题整改 (38)
第一节档案因素 (38)
一、台区总表电流互感器档案倍率与现场不一致 (38)
二、台区内经互感器接入用户的系统档案中倍率错误 (38)
三、用户计量点档案与现场不一致 (39)
四、台区档案不完整 (39)
五、台户关系不一致 (39)
六、流程归档不同步 (40)
第二节统计因素 (41)
一、分布式电源上网电量未统计 (41)
二、电能示值未冻结 (41)
三、总表与分表电量不同期 (41)
四、无表用电电量未统计 (42)
第三节计量因素 (43)
一、电能表电流线接反 (43)
二、电能表与集中器电流回路并接 (43)
三、电能表电流、电压相别不一致 (43)
四、电能表故障 (44)
五、电流互感器二次回路进出线接反 (44)
六、电流互感器故障 (45)
七、电流互感器二次回路过负荷 (45)
八、电流互感器实际倍率与标称铭牌不符 (45)
九、电流互感器倍率过大 (46)
十、二次回路中存在异常缺陷 (46)
十一、电压回路中性线断开或中性线电阻过大 (46)
十二、分布式电源计量接线错误 (47)
十三、台区内用户受电点在总表之前 (49)
第四节采集因素 (51)
一、采集信号异常 (51)
二、集中器参数设置错误 (51)
三、集中器连接异常 (52)
四、同一台区采集模块混装 (52)
五、集中器冻结数据失败或错误 (53)
六、台区跨零点停电 (53)
第五节窃电因素 (54)
一、窃电方法 (54)
二、主要检查方法 (57)
三、防窃电方法 (58)
第六节技术因素 (59)
一、台区供电半径过大 (59)
二、低压线路导线线径过细 (59)
三、三相负荷不平衡 (59)
四、台区功率因数低 (60)
五、台区供电设施老旧 (60)
第五章典型案例 (62)
第一节档案因素案例 (62)
案例1：营销系统、PMS等台区总表倍率与现场不一致 (62)
案例2：营销系统中三相电能表倍率与现场不一致，线损异常 (63)
案例3：户-变关系不一致 (65)
案例4：台区交叉挂接错误 (67)
案例5：新装用户台区隶属关系错误 (69)
案例6：分布式电源档案错误，导致台区负损 (71)
第二节统计因素案例 (73)
案例7：分布式电源-光伏发电未采集，导致负损 (73)
案例8：台区下的分布式电源用户未统计 (74)
案例9：新上光伏电能表，采集异常导致台区长期负损 (75)
案例10：分布式电源上网电量未统计 (76)
案例11：电量未冻结 (78)
第三节采集因素案例 (80)
案例12：采集失败造成台区线损异常 (80)
案例13：总表与分表电量不同期：时钟错误造成线损异常 (81)
案例14：无表小电量未统计：配电房设备未装表直接用电 (82)
案例15：广电设备用电未装表计量 (83)
第四节计量因素案例 (85)
案例16：电能表电流回路进出线接反：总表接线错误 (85)
案例17：电能表电流回路进出线接反：用户电能表接线错误 (85)
案例18：台区总表电流互感器二次回路电流被分流 (86)
案例19：电能表电流、电压相别不一致引起表计不计量或少计量 (88)
案例20：表计停走 (89)
案例21：电能表时钟异常 (90)
案例22：用户超容用电导致表计计量故障 (92)
案例23：超容量用电，导致台区线损突增 (95)
案例24：计量综合误差超差，造成线损率异常 (96)
案例25：台区总表计量准确度偏低 (97)
案例26：用户三相电能表计潜动异常 (99)
案例27：电流互感器进出线接反-1 (100)
案例28：电流互感器进出线接反-2 (101)
案例29：电流互感器二次回路进出线接反-3 (103)
案例30：台区总表CT故障 (104)
案例31：用户CT故障 (106)
案例32：互感器故障导致表计电流与实际电流不符 (107)
案例33：电流互感器二次回路负荷超过额定负荷 (107)
案例34：台区总表失压，导致台区负损 (108)
案例35：相线与零线碰触，出现失压断相，线损异常波动 (110)
案例36：电流互感器二次回路负荷超过额定负荷 (111)
案例37：用户超容用电导致表计计量故障 (113)
案例38：电流互感器实际倍率与标称铭牌不符 (115)
案例39：电流互感器倍率过大 (116)
案例40：二次侧电流短接 (117)
第五节窃电因素案例 (119)
案例41：遥控器窃电 (119)
案例42：用户电能表失压，导致台区线损突增 (122)
案例43：表计内部加装电子元件窃电 (125)
案例44：台区总表CT二次回路电流被分流 (127)
案例45：台区总表CT二次回路电流被分流 (129)
案例46：用户表前接线窃电，线损长期较高 (130)
案例47：用户表前接线，导致长期高损 (133)
案例48：断开电压连片窃电 (135)
案例49：改变接线窃电 (137)
案例50：用户私自改接计量装置窃电 (139)
第六节技术因素案例 (142)
案例51：供电半径大 (142)
案例52：台区三相负载不平衡 (144)
案例53：低压架空线路漏电 (146)
案例54：低压入户线漏电 (148)
案例55：表箱内部接线漏电 (150)
附件 (152)
附件一：低压配电网理论线损计算分析 (152)
一、低压配电网各类元件损耗分析模型 (152)
二、低压配电网理论线损常规计算方法 (155)
附件二：台区计量用电流互感器变比配置明细表 (163)
一、台区低压侧计量用电流互感器变比配置明细表 (163)
附件三：台区线损管理常用参考数据 (164)
一、常用导线损耗情况 (164)
二、配电变压器经济运行分析 (166)
三、低压线路三相不平衡线损分析（线路沿线负荷均匀分布） (168)
四、同等输送功率不同功率因数下的线路损耗比较 (169)
第一章台区同期线损基本概念及规范性引用文件
第一节基本概念
台区：指一台或一组变压器的供电范围或区域。

台区线损：台区配电网在输送和分配电能的过程中，由于配电线路及配电设备存在着阻抗，在电流流过时就会产生一定数量的有功功率损耗。

在给定的时间段（日、月、季、年）内，所消耗的全部电量称为线损电量。

台区线损电量=台区供电量-台区用电量。

从管理的角度分为技术线损和管理线损。

技术线损：又称为理论线损。

它是电网各元件电能损耗的总称，主要包括不变损耗和可变损耗。

技术线损可通过理论计算来预测，在现实生产中是不可避免，可以采取技术措施达到降低的目的。

管理线损：包括的内容主要有计量设备误差引起的线损以及由于管理不善和失误等原因造成的线损。

管理线损可以通过规范业务管理等手段降低。

台区线损率：台区线损率=（台区线损电量/台区供电量）*100%。

台区供电量：台区供电量 = 台区考核表正向电量 + 光伏用户上网电量。

台区用电量：台区用电量=考核表反向电量 + 普通用户用电量+光伏用户用电量 +其他（无表用户电量、业务变更电量、退补电量等）。

相电压、线电压：三相电路中每个相两端（头尾之间）的电压称为相电压。

任意两根端线间（相与相间）的电压称为线电压。

相电流、线电流：三相电路中流过每一相绕组或负载的电流称为相电流。

流过每根端线的电流称为线电流。

最大需量：最大需量是指用电户在全月中每15分钟内平均负荷的最大值。

有功功率：交流电路中,电阻所消耗的功率为有功功率,以字母P表示,单位用瓦或千瓦表示,有功功率与电流、电压关系式为: P = UICOSφ，一般在三相电能表中可以读取这个参数。

无功功率：在交流电路中,电感(电容)是不能消耗能量的,它只是与电源之间
进行能量的交换,而并没有消耗真正的能量。

我们把与电源交换能量的功率称为无功功率。

用符号Q表示,单位为乏或千乏。

无功功率与电压、电流之间的关系为 Q=UISinφ，一般在三相电能表中可以读取这个参数。

功率因数：在交流电路中,电压与电流之间的相位差(φ)的余弦叫做功率因数,用符号COSφ表示。

在数值上,其即为有功功率与视在功率之比即P／S=COS φ。

在总功率不变的条件下，功率因数越大，则电源供给的有功功率越大。

这样，提高功率因数，可以充分利用输电与发电设备，一般在三相电能表中可以读取这个参数。

互感器:互感器又称为仪用变压器,是电流互感器和电压互感器的统称，能将高电压变成低电压、大电流变成小电流，用于测量或保护系统。

CT：代表电流互感器。

电流互感器是将一次接线系统的大电流换成标准等级的小电流，向二次测量、控制与调节装置及仪表提供电流信号的装置。

CT变比指电流互感器的大电流与转换后的小电流数值的比值。

PT：代表电压互感器。

电压互感器是将一次接线系统的高电压换成标准等级的低电压，向二次测量、控制与调节装置及仪表提供电压信号的装置。

PT变比指电压互感器的高电压与转换后的低电压数值的比值。

综合倍率：综合倍率 = CT变比×PT变比。

缺相：三相电能表在运行过程中，由于接线接触不良等原因造成的PT电压丢失或低于某一电压值（但不为零）的现象称为缺相。

断相:指三相电能表在运行过程某相电压为零的现象。

三相电流不平衡率：配电变压器的三相不平衡率=（最大电流-最小电流）/最大电流×100%。

各种绕组接线方式变压器的中性线电流限制水平应符合DL/T 572（电力变压器运行规程）相关规定。

配电变压器的不平衡度应符合：Yyn0接线不大于15%，零线电流不大于变压器额定电流25%；Dyn11接线不大于25%，零线电流不大于变压器额定电流40%。

高损台区:高损台区是指在某一统计期内台区同期线损率超过管理单位设定指标要求的异常台区。

负损台区:负损台区是指在某一统计期内台区同期线损率低于0%的异常台区。

不可计算线损台区:不可算台区是指台区因计量故障、采集异常等原因造成供电量为零或空、用电量为空，造成台区线损无法按模型准确计算台区线损率。

分布式电源:指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户侧自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。

包括太阳能、天然气、生物质能、风能、地热能、海洋能、资源综合利用发电（含煤矿瓦斯发电）等。

本手册内主要指光伏发电用户。

采集主站:指通过信道对采集设备中的信息采集、处理和管理的设备，及采集系统软件，本手册内主站一般指统建的用电信息采集系统主站，简称“主站”。

前置机：前置机是主站与集中器连接的枢纽，主要负责采集系统数据的定时采集和处理，能够在指定条件下自动完成采集系统定义的任务。

响应分站及通信通道的故障报警，通知管理人员进行处理，在线监视所有设备的运行情况。

集中器：集中器是对低压用户用电信息进行采集的设备，负责收集各采集器或电能表数据，并进行处理存储，同时能和主站或手持设备进行数据交换的设备。

采集器:用于采集多个或单个电能表的电能信息，并可与集中器交换数据的设备。

采集器依据功能可分为基本型采集器和简易型采集器。

基本型采集器抄收和暂存电能表数据，并根据集中器的命令将存储的数据上传给集中器。

简易型采集器直接转发集中器与电能表间的命令和数据。

通信模块:指采集系统主站与采集终端之间、采集终端与采集器、以及采集器／采集终端与电能表之间本地通信的通信单元或通信设备。

一般采集器／采集终端与电能表之间的通信单元使用窄带载波、微功率无线或宽带载波等通信方式；采集系统主站与采集终端之间多采用GPRS/CDMA,230M以及4G等通信方式。

规约：系统中指某种通信规约或数据传输的约定，低压用户抄表子系统中使用的规约有自定义规约和多种电能表规约。

上传：主站向集中器发送请求数据命令后，集中器将数据传送到主站的过程。

主动上传：是指不需主站发送指令，集中器主动向主站传输数据的方式，一般主动上传信息为事件类信息。

数据冻结：数据冻结是采集终端依照电能表通信规约规定向电能表发送的一条命令，电能表执行该命令后将这一时刻的数据保存在电能表缓存内；采集终端
从电能表缓存中读取数据，并把该数据与时标一起封装后存储在采集终端。

临时用电：临时用电是指基建工地、农田基本建设、市政、抗旱、排涝用电等非永久性用电。

临时用电期限除经供电企业准许外，一般不得超过六个月。

包括无表临时用电和有表临时用电两种计量方式。

窃电：主要指在供电企业的供电设施上，擅自接线用电，绕越供电企业用电计量装置用电，伪造或者开启供电企业加封的用电计量装置封印用电，故意损坏供电企业用电计量装置，故意使供电企业用电计量装置不准或者失效，以及其他未经供电企业允许的盗窃电能行为。

台户关系：指台区所供电用户与台区配变的隶属关系，一个用户内任一个计量点应对应唯一配变，但多电源用户除外。

台户关系也称户变关系。

费率：指电能表内将一天24小时划分成若干时间区段，一般包括尖、峰、平、谷，与之对应时间区段的电费价格计算体系称为费率。

PMS系统：设备（资产）运维精益管理系统（简称PMS）是以
设备管理、资产管理和GIS为核心的企业级信息系统，是实现横向集成和纵向贯通的生产管理标准化系统。

GIS系统：指供电企业的电力设备、变电站、输配电网络、电力用户与电力负荷和生产及管理等核心业务连接形成电力信息化的生产管理的综合信息系统，包含各类设备和用户的地理信息。

第二节规范性引用文件
（1）《供电营业规则》
（2）《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448-2016
（3）《电能信息采集与管理系统》DL/T 698-2009
（4）《智能电能表功能规范》Q/GDW 1354-2013
（5）《电力用户用电信息采集系统功能规范》Q/GDW 1373-2013
（6）《电力用户用电信息采集系统技术规范》Q/GDW 1374-2013
（7）《计量用低压电流互感器技术规范》Q/GDW 1572-2014
（8）《国家电网公司电能表质量管控办法》国网（营销/4）380-2014
（9）《国家电网公司电能表质量监督管理办法》国网（营销/4）274-2014 （10）《国家电网公司计量资产全寿命周期管理办法》国网（营销/4）390-2014 （11）《国家电网公司电能计量封印管理办法》国网（营销/4）275-2014 （12）《国家电网公司计量工作管理规定》国网（营销/4）388-2014
（13）《国家电网公司用电信息采集系统时钟管理办法》国网（营销/4）384-2014 （14）《国家电网公司用电信息采集系统建设管理办法》国网（营销/4）383-2014 （15）《国家电网公司用电信息采集系统运行维护管理办法》国网（营销/4）278-2014
（16）《国家电网公司关于进一步加强营销专业线损管理工作的通知》（国家电网营销[2016]510号）
（17）《配电网运维规程》Q/GDW 1519-2014
第二章台区同期线损管理主要内容和线损异常分析方法
第一节台区同期线损管理主要内容
台区同期线损管理工作，以采集全覆盖和营配调全贯通为依托，以供电量、用电量同步采集为基础，以台区线损率在线监测为核心，以台区线损率达标治理和规范业务管理为重点，健全管理架构、完善分析机制、夯实基础档案、加强技术降损，实现台区线损专业管理水平持续提升。

（1）健全台区同期线损管理架构。

坚持“统一领导、分级管理、分工负责、协同合作”的原则，明确省、市、县、所四级台区线损管理的责任主体，将台区同期线损管理的责任指标分解到各专业、各岗位，责任到人，构建“责、权、利”一体的台区同期线损管理架构，推进台区同期线损管理与专业管理融合，形成管理合力。

（2）完善台区同期线损分析机制。

充分利用采集系统开展台区同期线损分析工作，按照日或周的频次,动态跟踪台区线损相关指标变动情况，督导降损工作,及时掌握降损成效。

总（分）部、省公司每季召开一次（市(县)公司每月一次）专题分析会，研究分析台区同期线损降损情况，制定整改措施，推进各项降损工作措施落实。

（3）夯实台区基础档案。

按照线损“四分”管理要求，健全台区关口、10/20/6千伏线路联络点、分布式电源点、办公用电等考核点计量装置档案,实现台区供(用)电量计量点“全覆盖、全采集”,深化电能表应用，夯实现场基础档案。

充分利用营配贯通成果，做好电网设备台账、电网拓扑、运营数据的共享和贯通工作，建立信息数据维护和治理常态工作机制，保证线损计算数据源的唯一性、完整性、准确性。

（4）加强技术降损管理。

加强公用配变无功运行管理，实现无功分相动态就地平衡，控制台区功率因数不低于0.95；开展三相负荷不平衡治理，实现配变负载均衡；加强低电压治理、裸导线绝缘化改造等，努力降低线损损耗。

第二节台区同期线损异常分析处理方法
台区同期线损异常处理基本方法主要包括系统诊断、人工研判、现场排查、采集排查、窃电及违约用电排查、常态运行监控六部分，具体分析工作内容如下：
一、系统诊断
利用采集系统、营销业务应用系统、PMS系统等，开展高、负损台区诊断分析，实现线损异常原因精准定位，为台区同期线损监测人员提供必要的监测手段，为台区责任人现场开展综合整治提供参考依据，提升线损异常处理效率具有重要意义。

（一）档案分析
（1）台户关系一致性分析
通过营销基础数据平台，按照营配调贯通建模原则，开展营配调贯通、营销系统、采集系统台户关系一致性比对，分析台区下采集点、电源点与台户关系一致性情况。

（2）台区总表综合倍率一致性分析
通过数据抽取方式，开展营配调贯通、PMS系统、营销业务应用系统、采集系统台区总表倍率一致性分析，并分析倍率值在不同计算周期内是否有变化。

（3）用户电能表倍率一致性分析
通过数据抽取方式，开展营配调贯通、营销系统、采集系统中的用户电能表倍率的一致性比对，并分析倍率值在不同计算周期内是否有变化。

（4）用户计量点状态分析
核对营销系统中用户的计量状态，确保在运；及时处理台区下销户在途流程，避免因采集失败不能及时补录电能表电能示值，造成台区线损过高。

（5）台区总表倍率配置合理性分析
分析台区总表所配互感器倍率是否合理，倍率宜配置为配变容量值的1.1到1.7倍之间1，或正常运行负荷电流不少于额定值的30%。

（6）台区线损模型分析
11.1-1.7倍为经验值，仅供日常快速判断的参考值。

根据台区线损建模原则主要分析单集中器台区线损模型中存在多供入电量；台区是否安装台区总表、台区下无用户电能表；台区状态不为运行、台区属性为专变；台区总表计量点用途状态不为台区供电考核、计量点状态不为在用、低压用户计量点主用途类型不为售电侧结算、计量点状态不为在用、计量点级数不为1级等。

（二）采集数据分析
（1）台区总表数据分析
通过采集系统分析台区总表连续7天无表码、倒走、飞走、停走、三相电流不平衡、失压、断相、逆相序、电能表故障更换、异常开盖事件，确定台区线损异常原因。

（2）用户电能表数据分析
采集系统自动分析台区用户电能表是否存在连续7天无表码、倒走、飞走、停走、故障更换、异常开盖事件等情况，确定台区线损异常原因。

（3）时钟分析
统计分析总、分表与日历时钟偏差、台区总表时钟与台区下用户电能表时钟偏差情况，是否存在电能表时钟超偏差，导致采集数据异常，进而确定台区线损异常原因。

（4）集中器与主站参数一致性分析
比对分析主站与集中器参数设置是否一致，分析参数设置差异情况，确定是否影响台区线损计算。

（5）采集异常分析
分析台区总表通信端口设置情况，台区总表采用485方式进行通信，采集系统中通信端口是否设置为2；分析用户电能表通信端口设置情况，系统与现场序号是否一致、系统与现场规约是否一致、系统与现场通信地址是否一致、系统中通信端口是否设置为31。

二、人工研判
（一）负荷电量分析
在采集系统中查询台区总表、台区内用户电能表的日冻结电能示值，分析电
量突增、突减时间点，并结合用户历史用电趋势，分析是否符合实际用电情况，剔除错误数据，避免因系统或电能表异常引起电量突变，造成台区线损异常。

（二）电能表电压、电流曲线分析
（1）在采集系统中召测电能表A、B、C三相电压数据，查询是否有失压、断相、逆相序等情况，诊断线损异常原因。

（2）在采集系统中召测电能表数据,A、B、C三相电压/电流/零序电流/视在功率，查看三相电流是否有失流情况，并查看用户正向有功最大需量值与用电量是否有明显不匹配的情况。

（3）在采集系统召测台区总表三相功率因数,两相功率因数偏低，可能存在跨相等接线错误问题，一相功率因数偏低，可能存在接线错误。

（三）窃电研判
（1）在采集系统中召测单相电能表相电流及零线电流数据，核对电流值是否一致，避免出现一线一地窃电情况。

（2）定期跟踪窃电用户的后续用电情况，对用电量进行比对分析，避免出现反复窃电情况。

（3）定期梳理营销系统中电量为零的用户，分析比对近期用户用电量情况，并在采集系统中进行召测，避免出现系统原因造成用户用电量为零度情况。

（4）在采集系统中召测电能表电压、电流曲线电能量示值数据，查看三相电流曲线是否有断续的情况，并判断是否符合实际用电规律，确定用户是否存在窃电嫌疑。

（5）分析电能表总示数不等于各费率之和情况、电量为零但功率不为零、电费剩余金额与购电记录严重不符、电流不平衡超阈值、电压不平衡超阈值、功率曲线全部为零、用电负荷超容量、总功率不等于各相功率之和、电量曲线有负值、功率曲线有负值、电能表零火线反接等其他情况。

（四）数据分析
（1）异常用电情况分析
对电能表开盖事件记录可结合异常时间长短、频次以及最后一次异常记录前后的用电量变化情况分析，排除因电能表质量原因而造成的开盖误动。

对停电事件记录同该台区其它用户电能表是否有类似时间段的停电记录事件进行佐证分。