基于同期線損管理系統的10kV中壓分線線損治理方法研究

張 凱，王曜天，史 晶，趙 苗，鄧志祥

（1.國網河南省電力有限公司濟源供電分公司，河南濟源 454650；2.國網江西省電力有限公司電力科學研究院，江西南昌 330096）

0 引言

線損是衡量供電企業的核心經濟技術指標，反映了電力綜合管理水平。受傳統技術水平限制，線損統計供售電抄表時間無法對應，線損統計不能真實反映經營狀況，成為提升線損精益化管理的瓶頸。

2015年國網公司提出建設同期線損管理系統（一體化電量與線損管理系統），旨在推動各專業業務和數據融合，實現電網各環節線損率自動計算、實時監控、同期統計分析和理論線損在線計算，提升線損管理的精益化和智能化程度，提高公司經營效益和管理水平[1]。根據國網公司3年系統建設工作部署，2016-2018年期間已完成系統搭建、功能開發、數據集成，并持續治理。2019年，國網公司推進泛在電力物聯網建設，同期線損作為一項重點建設任務納入其中，通過深度挖掘數據價值，促進企業精確投入、量入為出，促進網架優化、提升供電質量。

1 中壓同期線損的基本概念

同期線損是指線損計算中供售電量使用同一時刻電量的計算方法[2-4]。受傳統抄表手段限制，供售電量不能同步發行，導致線損率月度劇烈波動，目前在智能電表和用電信息采集系統保障的情況下，通過售電量月末日發行與供電量同期的方式，可實現同期線損計算[5-7]。

圖1為常見的10 kV輻射式配電線路典型接線圖，該線路中包含了變電站10 kV饋線、高壓專變用戶、公變臺區、光伏電站等，圖中標出了5個計量點，對于計量點的電能表均有正向總有功和反向總有功，其電量可歸為輸入電量、輸出電量、售電量等三類。通常10 kV饋線的正向總有功、光伏電站、高壓專變用戶和公變臺區的的反向總有功是輸入電量，10 kV饋線反向總有功是輸出電量，高壓專變用戶和公變臺區的的正向總有功是售電量。

圖1 10 kV配電線路典型接線圖

該條10 kV饋線的同期線損率為：

式中，Win表示計量點1到計量點5的輸入電量；W0n表示計量點1到計量點5的輸出電量和售電量之和；DW%表示線損線損率。

2 同期線損管理系統介紹

國網公司通過建設同期線損管理系統（一體化電量與線損管理系統），借助調度電能量計量系統、生產管理系統（PMS系統）、地理信息系統（GIS系統）和營銷業務應用系統（SG186系統），實現了線損管理“全源頭采集、全自動生成、全過程記錄、全方位監督”指標建設要求[4]，其工作機制如圖2所示。

同期系統的基礎數據中，10 kV線路、配變檔案數據取自PMS系統，臺區、用戶、計量點、表計檔案數據取自營銷SG186系統，線變、臺戶關系取自GIS系統的營配貫通關系數據。同期系統的運行數據中，10 kV線路出線關口電量和倍率計算取自調度電能量計量系統；0.4 kV臺區供電量、低壓居民售電量及專變用戶售電量和倍率取自用電信息采集系統。同期線損系統，月同期線損中的供、售電量取數時間為本月1日零點至次月1日零點。配電線路模型配置前，需要將基礎檔案數據接入系統中，主要包括線路檔案、變電站和開關、計量檔案，并完成開關勾稽。在生成線路線損模型時，系統會自動判斷該線路的起始站、起始開關是否為空，并且檢查起始開關是否與供電計量點勾稽，如果沒有勾稽，將無法生成線路線損模型。

圖2 同期線損管理系統工作機制

3 中壓同期線損治理方法

3.1 配網運行方式

城市配電網絡為提高供電可靠性、降低頻繁停電次數，會將多條饋線通過聯絡開關進行拉手連接[5]，如圖3所示。

圖3 城市配電網拉手線路圖

調度部門每年制定區域配電線路年度運行方式，配電運檢部門應根據該文件將各個饋線的穩態負荷范圍在PMS系統中建立模型。實際運行中往往出現線路切改的情況，常規線路切改需同時滿足兩個條件：一是為滿足可靠性、提高電壓質量等業務需求，開展兩條或以上線路之間的負荷切改，一般都需要通過工程項目進行線路施放、接頭拆搭等工作；二是在線路切改前后，某一個或多個變壓器的所屬線路關系發生了變化。如果因故障搶修等因素，通過聯絡開關臨時切改負荷，執行操作的配電搶修部門也同時做好記錄，務必保證現場運行方式與調度的指令一致，調度部門應及時通知配電運檢部門，將臨時切改的線路打包處理，避免互相聯絡的線路出現線損異常。

3.2 輸入電量排查

3.2.1 線路考核表配置

同期線損系統中饋線的電源側即為變電站10 kV母線出線。通常在該處配置線路考核表，電能表有正反向計量功能，通常定義流出母線為正、流入母線為負，在同期系統中需對正反向電量進行定義。如果線路考核表出現問題，可通過上下級驗證判斷，即變電站10 kV母線平衡分析，如圖4所示，提取10 kV母線的輸入輸出電量，計量母線平衡率。

圖4 變電站10 kV母線典型接線圖

通過系統數據發現，如果是線路考核表計出現計量問題，其關聯的線路線損和母線平衡應是一正一負。

3.2.2 光伏發電配置

在線損治理過程中，如果饋線下掛接有光伏用戶，往往出現反向送電的情況，如果未在同期系統中配置光伏發電上網計量點，就會出現負損[6]。

1）高壓發電用戶

對于大型光伏電站，因發電量較大需配置專變，同時該電站在夜間不發電時需從電網用電，此時配置一套計量裝置即可，通常采用高供高計的計量方式，如圖5所示。在營銷業務應用系統中部分電站是建立一個計量點，正向電量代表客戶用電量，反向電量代表光伏電站的發電上網電量。在同期系統中配置時，需核查營銷業務應用系統中該計量點的正反向配置情況。而大部分光伏電站是在營銷系統中建立兩個計量點，一個是發電上網性質，另一個是售電側結算性質，兩個計量點共享一套計量裝置，通常情況下發電上網的計量點是采用電能表的反向電量，售電側結算的計量點是采用電能表的正向電量。

2）低壓發電用戶

隨著國家光伏補貼政策的出臺，居民在自有房屋配置光伏發電設備的情況也越來越多。居民光伏發電電量較少，通常直接就地消納。但部分臺區用電量較少，也會出現反向送電的情況。在同期系統中，低壓臺區需在臺區中的分布式電源配置光伏發電用戶，再在線路關口模型輸入電量中將該臺區添加進去，同高壓發電用戶類似，低壓臺區的發電上網電量也是反向電量。

圖5 光伏發電計量點配置

3.3 輸出電量排查

3.3.1 線變關系維護

在線損治理中，出現最多的問題是線變關系錯誤，這種情況往往波及至少兩條線路，導致一條高損一條負損。對于公變臺區，需將PMS系統的模型關聯至營銷業務應用系統，對于專變用戶，需將GIS系統的模型關聯至營銷業務應用系統。

3.3.2 雙電源用戶配置

重要用戶為提高供電可靠性，需配置雙電源，即從兩條饋線供電。雙電源用戶通常是共享一個戶號，在營銷系統中關聯兩個計量點，對應兩套計量裝置，如圖6（a）所示。對于雙電源用戶，需在營銷正確維護線戶關系，在GIS系統中正確維護線變關系，這樣同期系統能夠識別相應的計量點所關聯饋線，解決雙電源高壓用戶所屬配電線路打包問題。如果兩個計量點在同期系統中維護到一個饋線電源1上，需在同期系統中進行配置，對于屬于電源2的計量點2，應在電源1的輸入電量中配置“正向電量加”，這樣輸入輸出中抵消了該部分電量；在電源2中的輸出電量中配置正向電量加，還原真實輸出電量。

圖6 雙電源用戶計量點配置

部分雙電源用戶為節省投資，只在專變高壓側配置一個計量點，如圖6（b）所示。這樣同期系統無法識別該用戶售電量關聯的實際饋線，導致兩條饋線的線損率一正一負。這時需要進行改造，如確實無法改造可在同期系統中打包處理，這樣兩個饋線的線損正常。

3.4 計量系統問題

3.4.1 計量倍率對線損的影響

饋線輸出點的計量裝置倍率是按照額定負荷配置的，但是負荷側是按照專變自身負荷配置，在建設初期容易出現大馬拉小車的情況。根據潮流方向，同樣的電流，如果在源端配置大變比的CT，其二次側的模擬電流會較小，如果負荷端的CT變比更小，其二次側的模擬電流會比源端大，同樣準確度等級的電能表，負荷端所計量的電量會比源端更多，導致負損。如圖1的計量點1的CT一次側量程大于計量點2的CT一次側量程，根據電流互感器誤差特性曲線[7]，同一負荷電流下，計量點1的誤差絕對值要大于計量點2的誤差絕對值，如圖7所示。

圖7 電流互感器誤差特性

比值差計算公式為：

式中：KI是電流互感器的額定電流比；I1是一次電流有效值；I2是二次電流有效值。

根據比值差公式，f1＜f2，即計量點1誤差要大于計量點2，同樣準確度等級的電能表下，計量點1的電量要少于計量點2，造成負損。

3.4.2 計量方式對線損的影響

對于高壓用戶專變，屬于用戶資產，其變壓器損耗應由用戶承擔，此時宜采用高供高計的計量方式，如圖8所示，在進行線損治理時，高壓用戶專變多的饋線，其理論線損應該低一些。對于公變臺區，屬于電網資產，為節省成本，通常在變壓器低壓側配置考核計量裝置，即采用高供低計的計量方式，這種情況下變壓器損耗被計入線路損耗中，其理論線損應該高一些。

圖8 計量方式對線損影響

3.5 采集系統問題

對于饋線上的公變臺區和高壓用戶專變，其電量信息傳送至用電信息采集系統，在當天凌晨0:00凍結電量，隨后在00:30入庫，再由同期系統在當天15:00提取電量數據。

3.5.1 采集終端配置錯誤

如果某用戶實際有用電，但采集終端配置有誤導致用電信息采集系統連續多天表碼不變，此時用電量會維持在0，導致線損為正。當正常采集后的數據更新時，此時的日電量會將相鄰的兩個表碼相減，如果故障期間的表碼未糾正，那么該日期的電量數據將會是故障期間的累積電量，往往會出現負損。即便是后期用電信息系統表碼維護正確，同期系統不會自動更新，需要人工糾錯，最終應通過升級采集終端徹底解決該類問題。

如果終端通信能力薄弱，會導致電量數據無法傳送至采集主站，用電信息系統中對應的表碼是空白。采集運維人員發現該類問題后，通過后臺穿透進行手工補錄。手工補錄電能表表碼時，優先選擇電能表在0:00凍結的表碼數據，如果無法提取，則抄錄當前時刻的表碼，這樣無法滿足同期線損對時間的要求，導致線損異常，相鄰兩天的日線損數據一正一負。

3.5.2 時鐘超差導致線損波動

按照目前的日電量計算機制，電能表會在每天0:00凍結表碼數據，如果電能表時鐘或采集終端時鐘超差，會導致凍結的電量數據有滑差。如圖9所示，如果輸入電量和輸出電量的時間維度不一致，會導致線損數據正負交替。

圖9 時鐘超差對線損影響

例如Ⅰ某線路近期線損數據上下波動，如圖10，經查看連續7日的日平均線損數據是0.24%，最終經現場排查發現線路總表時鐘偏差較大。

圖10 某線路線損曲線

4 結語

本文結合實際案例，分析了線路模型配置、輸入輸出電量排查、計量問題、采集問題等對線損的影響，總結了10 kV中壓線損治理排查方法，從而在線損管理系統中更好的完成分線同期線損計算工作，推動公司線損建設目標。同期線損管理系統創新了公司線損管理模式，促進了調度、運檢、營銷等專業規范化管理，有效提升了電網企業管理水平。