基于一體化電量與線損管理系統的線損率基準值測算

黃 慧

（國網湖南省電力有限公司洪江市供電分公司，湖南 懷化 418116）

線損率基準值是國家電網有限公司考核各省、地市、縣公司發展專業的一項關鍵指標，國家電網有限公司一體化電量與線損管理系統管控組規定基準值為每月24日進行測算并上報，下月將按照該基準值進行考核。為有效提升線損指標，直觀反映線損管理工作成效，避免為滿足考核要求對一體化電量與線損管理系統中的各項電量數據進行人工干預，真實反應公司線損情況，因此研究測算一體化電量與線損管理系統的線損率基準值顯得尤為必要。本文以國網洪江市供電公司為例對一體化電量與線損管理系統中線損率基準值的測算方法進行研究探討。

1 一體化電量與線損管理系統簡介

一體化電量與線損管理系統是通過集成營銷業務應用系統、調度自動化系統（SCADA/OMS）、設備（資產）運維精益管理系統（PMS2.0）、電能量計量系統、用電信息采集系統、地理信息管理（GIS）平臺、配電自動化系統等相關系統，以國家電網有限公司公共數據中心為依托，遵循數據源端唯一、源端維護的原則，實現數據共享和應用集成，通過針對性算法開展統計，實現了同期線損計算，解決了統計線損存在的供售電量不同期問題，還原了真實線損，為線損管理提供了思路和手段。

1.1 系統架構設計

一體化電量與線損管理系統采用1.5級部署方式，總部集中部署應用系統，省公司實現電量計算。充分應用公司大數據平臺建設成果，采用大數據計算與存儲技術，將軟件、平臺、整合建立標準體系，實現源頭數據接入、電量與線損兩級計算。應用系統一級部署，總部、省、地（市）、縣多級使用。系統總體構架設計如圖1所示。

圖1 系統總體架構框圖

系統集成方式分為數據集成、平臺集成，并通過縱向數據傳輸實現總（分）部和省（市）兩級平臺貫通。數據集成主要包括與營銷、運檢、調度、發展等源端系統的集成，平臺集成包括結構化數據中心、海量數據平臺、營銷基礎數據平臺、電網GIS平臺集成等，系統功能應用層主要包括理論線損管理、報表管理、電量線損分析、檔案信息管理、關口信息管理、統計線損管理、同期線損管理、電量計算與統計、電力線損監測分析等功能模塊。

1.2 系統功能模塊

系統功能分成基礎管理、專業管理、高級應用、智能決策4大類，整體功能框架圖如圖2所示。

圖2 一體化電量與線損管理系統整體功能框圖

基礎管理包括實現數據集成、檔案管理、拓撲管理、模型管理功能，專業管理功能包括實現關口管理、電量計算與統計、理論線損管理、同期線損管理、統計線損管理以及指標管理功能，高級應用包括實現智能監測、異常管理、全景展示與發布以及專業協同功能，智能決策包括實現異常工單生成、異常工單派工、異常工單處理、異常工單統計等功能。

同期線損管理作為專業管理的一個重要內容，主要是針對同期線損情況的計算、統計、查詢等功能集合，對同期線損的統一管理，又包括同期月線損和同期日線損。同期月線損是針對供售電量都是相同日期計算出來的月線損，主要包括區域同期月線損、分壓同期月線損、分元件同期月線損、分線路同期月線損、分臺區同期月線損等功能；同期日線損主要是針對供售電量都是同一天的電量計算出來的線損，可作為預測月度線損的重要依據和參考，主要包括區域同期日線損、分壓同期日線損、分元件同期日線損、分線路同期日線損、分臺區同期日線損等信息。

2 線損率基準值測算

2.1 指標定義

線損率基準值是一體化電量與線損管理系統中區域同期月計算的一個重要指標，是各公司每月下旬根據當月分區線損率情況測算的一個數值，其考核標準統一由國家電網有限公司一體化電量與線損管理系統管控組制定，并要求每月24日測算上報基準值，次月4日系統將自動計算上月線損率并按照該基準值進行考核。

分區同期線損率指某一經營區域按同一時間段內供、售電量得出的線損率。線損率ΔP計算如下：

式中：Wg為分區同期供電量；Ws為分區同期售電量；P為分區同期線損電量。

線損率考核標準計算如下：

式中：R為基準值；Y為線損率達標率，其根據公司層級不同略有差別。

對于省、地公司，若R≥1%，則Y=min（8%R，0.5%）；若R<1%，則Y=0.08%。對于縣公司，若R≥1%，則Y=min（10%R，1%）；若R<1%，則Y=1%。

2.2 指標影響因素及核查步驟

影響指標計算結果的因素主要有系統檔案錯誤、區域供、售電關口表底缺失、表底倒走等，包括系統中關口配置錯誤、計量點編號、表計資產編號等缺失或錯誤，都將導致不能匹配正確的關口表底數據，影響線損計算。因此在進行線損率基準值測算前，需確保一體化電量與線損管理系統中相關檔案正確、區域供、售電關口表底完整并正確，可通過以下步驟進行核查整改。

第一，核對分區關口配置（包含開關勾稽的計量點是否正確、結算方向是否正確、關口和計量點的生效、失效日期是否正確）。

第二，核對分區關口的表碼是否正確、完成，倍率是否正確。

第三，核對分布式電源檔案配置是否正確；表碼是否完整。

第四，核對同期售電量，特別是有發行電量，但同期售電量為0的專變。

第五，充分利用分壓線損異常、下級單位分區線損異常來縮小查找范圍。

第六，核對方式先供后售先易后難。

第七，對項目組下發的供電關口表底不全問題清單、疑似有問題的同期專變售電量清單、換表記錄進行核查，及時進行整改。

2.3 指標測算

縣公司分區線損的供電量為內購電量與外購電量之和，即：

式中：Wpi為內購電量；Wpo為外購電量。

式中：Wd-xi為地對縣關口的輸入電量；Wd-xo為地對縣關口的輸出電量；Wx-xi為縣對縣關口的輸入電量；Wx-xo為縣對縣關口的輸出電量。

式中：Wc為縣調電廠電量；Wf為W分布式電源電量。

式中：Wz為轉供電量。

縣公司分區線損的售電量為區域所轄供電所與縣客服中心的售電量之和，即臺區售電量與高壓用戶售電量之和。

因線損率基準值為每月24日進行測算并上報，根據一體化電量與線損管理系統T-2的取數規則，可以準確計算到截至當月22日的線損率，當月余下日期的售電量則依據當月負荷水平進行合理估算，結合一體化電量與線損管理系統的日線損監測情況分析，可預測該區域的日線損電量，從而反推得到余下日期的供電量，最終預測全月的線損率。

以2020年5月份為例，對線損率進行測算（測算均在一體化電量與線損管理中模型檔案及表底數據正確完整的基礎上進行），合理確定基準值。

2.3.1 分區售電量測算

分區同期售電量由兩部分組成，即臺區售電量和高壓用戶售電量。

臺區售電量依據用電信息采集系統兩率一損大數據分析模塊中“臺區線損分析”的用電量數據。5月份，截至22日臺區用電量為1262.4311萬kWh，該用電量包含當月分布式電源上網電量，在測算時需進行剔除。截至22日分布式電源上網電量為18.5952萬kWh，剔除后截至22日臺區售電量為1243.8359萬kWh。

高壓用戶售電量的計算方法為：在一體化電量與線損管理系統中選擇“電量計算與統計”—“高壓用戶同期電量查詢”菜單中選擇“日電量”子菜單，分別選擇5月1日和5月22日的數據導出，用5月22日的下表底數據減去5月1日的上表底數據再乘以相應的倍率即得到高壓用戶售電量。據此，截至5月22日高壓用戶售電量為1660.5681萬kWh。

截至5月22日分區同期售電量2904.404萬kWh。

2.3.2 分區供電量測算

分區供電量的計算方法與高壓用戶售電量的計算方法類似，即在一體化電量與線損管理系統中選擇“關口一覽表”—“區域關口一覽表”菜單，將日期類型改為“日”，分別選擇5月1日和5月22日的數據導出，用5月22日的下表底數據減去5月1日的上表底數據再乘以相應的倍率即得到供電量。據此，截至5月22日分區同期供電量為3124.7071萬kWh。

2.3.3 分區線損率測算

根據公式，可以計算出截至到5月22日的線損率為7.04%。結合5月1日至5月22日的區域同期日線損數據如表1所示，可了解本月日售電量及日損失電量情況，可預測余下日期售電量平均每日約為130萬kWh，日損失電量為10萬kWh，即剩余9日售電量約為1170萬kWh，損失電量約為90萬kWh，則可計算出全月線損率為7.07%，即可將當月基準值定為7.1。

表1 5月1日至5月22日區域同期日線損統計表 kWh

3 測算結果論證

根據上述測算方法，連續測算了自2019年1月至2019年12月的線損率，其測算結果與系統實際計算結果對比情況如表2所示。

對2019年5月份的系統計算結果進行分析，根據當月預測線損率確定線損率基準值為7.1%，因該基準值大于1%，根據分區同期線損率達標率，當月線損率達標。由表2可見，連續12個月根據上述測算方法確定的基準值，與一體化電量與線損管理系統中的線損率計算結果偏差均在合格范圍內，且與基準值相差甚微，因此基于一體化電量與線損管理系統線損率基準值的測算方法可行，具有很高的參考價值。

4 結束語

通過研究一體化電量與線損管理系統中各項數據，并對線損率基準值進行準確合理地測算，不僅能滿足一體化電量與線損管理系統建設考核的要求，還能真實反應公司線損管理水平，為公司“數字化電網”建設提供真實可靠的數據支撐，其測算方法簡單可行，具有一定的參考意義。