同期線損故障排查關鍵技術

劉富家 楊超 雷振江 王磊

摘要

線損管理是供電企業管理重要內容，線損率是衡量電網規劃設計、生產、管理的重要指標，關系到供電企業的經濟效益。由于供電企業抄表差錯、統計時間不同期、用戶竊電等行為導致線損率居高不下。因此，為了準確了解供電企業的電力損耗，采用同期線損系統，可以實現線損有效的管理。本文主要分析了同期線損的概念以及影響因素和排查關鍵。

【關鍵詞】線損管理 同期線損 故障排查 排查技術

電網線損率主要通過關口電量和電力用戶的抄表發行量得出，目前線損率主要是技術線損和管理線損。技術線損是由于電網整體架構、設備參數以及運行狀態造成的，這是無法避免的，這部分線損通過計算理論線損可以的出來。在當前電網技術逐漸成熟，電網規劃日趨合理的情況下，技術線損的下降空間比較小;管理線損指的是因為供電公司管理造成的線損，主要是由于用戶竊電、抄表錯誤、電流表計量不準確、管理不善等管理因素造成的。其中由于供售電統計不同期，導致整個統計線損出現很大的波動，這樣的線損數據無法對供電公司提供有效的參考，從而及時調整供電公司的線損率。2015年國家電網公司研發了同期線損管理系統，并在全國7個省進行試點。試行結束以后，同期線損管理系統取得了良好的效果。以L省為例，2017年10千伏分線同期線損達標率已達70%，比2016年同比提高了49%;臺區線損達標率目前已達66%，比2016年提高29%。

1 同期線損率

供電企業在供、售電統計時，由于抄表方式、電費回收、用戶竊電等因素的影響，導致供電量的統計時間和售電時間不同，統計出來的線損數據無法真實反應線損的真實水平。因此想要降低供電企業的線損率，需要得到一個真實的線損數據。在這個基礎上，國家電網公司提出了同期線損的概念。同期線損率需要克服傳統的抄表方式、供售電錯位等因素的影響，確保供電量和售電量一致，才能得到一個真實的線損率。同期線損率是指供售電同期統計的有功電量損失和輸入端輸送的電能總量之比，同期線損率的大小直接反應了電網的技術線損和管理線損，計算公式如下;

同期線損率根據統計周期進行劃分，包括同期日線損率、同期月線損率。同期日線損率主要反映實際單桿水平，目前由于我國電網的信息化系統無法達到自動傳輸，在傳輸過程中存在周期延后等問題，所以無法實現，所以同期日線損率只是作為一種分析手段。同期月線損率指線損統計周期和一般指標對應周期一直，因此在實際應用過程中，一般采用同期月線損率。

2 同期線損異常原因

線損涉及到電力規劃、設計、建設以及生產、運營管理等各個環節，主要是由電網架構、電網運行方式、技術裝備等造成的。

2.1 技術因數

電力工程的規模大、范圍廣，電能從發電廠到用戶手中，可能需要經過幾千米，電力傳輸過程中會出現一定的線損。電力電纜的電力損耗主要是由于線路電阻造成的，影響到線路電阻的因素有導線材料、長度以及橫截面積，不同材料的導線電阻率不同，則造成的線損率也不同。同一種材料，導線長度越長，橫截面積越小則導線電阻越大，線路電阻越大，則線路損耗越大。其次，電力設備在運行過程中，存在空載運行和超負荷運行，這進一步加劇線路損耗。在電阻一定的條件下，負荷電流越大，則電阻損耗越大。在傳輸因數一定的條件下，電網電壓等級越高，則電流越小，線路電阻一定的情況下，導線損耗越大。此外，由于電力設備運行環境比較惡劣，受到高溫、嚴寒等自然因素的影響，電力設備的絕緣性能下降，從而進一步增加電力設備的損耗。

2.2 電力傳輸、供配電過程中的技術損耗

如果供電電源與電力用戶的距離比較遠，電力傳輸過程中，末端電壓下降，供電電壓無法達到實際用戶的需求，這樣進一步增加了電力損耗，這與電網設計規劃有關。近年來，隨著分布式電源的發展，供電電源與用戶距離較遠這個問題已經可以有效解決。其次，電壓等級升降過程中，也會損耗部分電能。此外，在電力銷售環節，由于電能表的劑量不準確，無法真實反映用戶的用電量，則會增加線損。

2.3 管理因素造成的線路損耗

供電關口計量裝置不準確，無法真實反映電網關口電能，從而導致線損率計算不準確。其次，為了真實反映電力用戶的用電量，電網公司實行一戶一電表，用戶電能表的數量比較多，電能表計量準確性直接關系到供電公司的經濟效益。由于用戶的電能表比較多，供電公司無法對電表進行有效的管理，一些電力用戶的電表可能已經存在損壞計量不準確的現象，但是供電公司維修不及時，從而導致線損率不準確。此外，一些電力用戶為了個人利益，私自改造電能表，讓電能表轉動的比較慢，無法真實反應用戶用量。

3 同期線損故障排查關鍵技術

3.1 故障現象

L省公司調度部門2017年4月份發現，S市H線從1月份開始出現了負線損情況，檢查線路運行情況，發現線路的輸送參數、潮流方向沒有太大關聯。由于影響線損的因素很多，為了進一步分析S市66kV H線線損原因，計量中心技術人員基于輸電線路各項參數建立了數學模型，對線路運行方式存在的線路故障進行分析，排除了計量裝置不準確因素。

通過上述輸電線路損耗模型圖可以發現，輸電線路通過母線與電壓互感器相連，電壓互感器二次出線連接到二次端子箱，端子箱安裝在室外，端子箱內的二次電纜從電纜溝直接到電網的控制室電能表屏，與電能表相連。按照電能計量裝置管理規程要求，計量裝置必須按照計量點配置電能計量專用電壓和電流二次繞組，不能直接接入電能計量無關的設備上。因此，S市H線線損率負值可能是由于互感器本身質量不合格，互感器二次端子箱接線異常情況導致電能質量下降，電能計量表屏端子排接線異常，電能計量裝置中的計量分辨率差異等因素造成的，需要對這些因素——進行排查。發電站內的母線電壓作是線路計量裝置，通過監控系統發現站內運行的其他線路損耗在正常范圍內，可以確定線路互感器沒有質量問題。然后采集變電站終端以及電能的時間信息，與北京時間進行對比，發現變電站的計量裝置運行時間和北京時間的誤差范圍在規定的范圍內，所以計量裝置的計量誤差在規定的范圍內。

3.3 現場排查

為了進一步了解變電站線損率異常的原因，2017年6月L省計量中心聯合S市供電公司技術人員對S市66kV變電站內的H線線損率進行排查。通過檢測變電站的江居227關口計量裝置，發現虎鎮線70038開關的電能表誤差范圍在±0.1%，電壓互感器二次壓降值為0.09%，電能表和電壓互感器的二次回路電流和電壓也在標準的范圍內。因此，可以排除虎鎮線70038開關計量裝置存在的問題。2017年5月L省計量中心聯合S市供電公司技術人員檢測S市66kV變電站內的開關電能表和電壓表，發現變電站內的開關電表的誤差在0.04%，電壓誤差在0.08%，電流和電壓都負荷電力運行標準。電力技術人員在觀察電能表和記錄數據的時候，發現電能表的A相出現了一次跳動，技術檢測人員以為是電能表在現場接線松動造成的，檢查接線連續觀察一段時間后發現A相電壓降低了0.2，并維持了15分鐘左右，隨后持續出現這樣的情況，電壓異常記錄表如表1。

為了避免其他檢測設備對電壓下降的影響，檢測人員再次測量電壓互感器的二次回路壓降，發現A相電壓回路二次壓降是0.738%，大于電網規定的0.2%的范圍;B相電壓二次回路壓降為0.146%，屬于正常范圍;C相電壓二次回路壓降為0.067%，屬于正常范圍。將A、B、C三相電壓壓降異常值相加，發現線路整體壓降在0.12%，沒有超過電網規范值，不會造成H線線損負值。

技術人員再次進行分段排查，在排除電壓二次回路的時候，發現S市66kV變電站內的電壓二次回路中安裝了電壓二次切換裝置，1#和2#母線電壓互感器二次電壓經過切換裝置以后與關口電能表計量屏，改短為分段定位故障點。檢測人員檢測電壓互感器出線端子到電壓二次切換裝置進線端子的壓降，發現正常。第二次測量的時候，發現電壓互感器出現端到電壓互感器電能表端的壓降單相誤差超過了標準，因此判斷故障點為電壓切換裝置。通過電壓監測儀監測電能表以后，發現A相電壓過低，隨后發現切換裝置內有反復跳動的噪音。

4 結論

通過對變電站內現場進行檢測，發現A相電壓出現-2—-7.5%范圍內無規律跳動，但是電壓切換裝置的進線電壓比較穩定，所以斷定電壓互感器二次回路電壓切換裝置存在問題，從而造成了S市H線出現負線損。

引起線損率較高的原因十分復雜，需要綜合考慮二次回路及其附屬、計量、采集等裝置，以及線路運行狀態、負荷大小等因素。本文通過對現場發現的問題詳細分析和論證，可對今后同類排查過程提供借鑒。

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