张 凯，王曜天，史 晶，赵 苗，邓志祥

（1.国网河南省电力有限公司济源供电分公司，河南济源 454650；2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

线损是衡量供电企业的核心经济技术指标，反映了电力综合管理水平。受传统技术水平限制，线损统计供售电抄表时间无法对应，线损统计不能真实反映经营状况，成为提升线损精益化管理的瓶颈。

2015年国网公司提出建设同期线损管理系统（一体化电量与线损管理系统），旨在推动各专业业务和数据融合，实现电网各环节线损率自动计算、实时监控、同期统计分析和理论线损在线计算，提升线损管理的精益化和智能化程度，提高公司经营效益和管理水平[1]。根据国网公司3年系统建设工作部署，2016-2018年期间已完成系统搭建、功能开发、数据集成，并持续治理。2019年，国网公司推进泛在电力物联网建设，同期线损作为一项重点建设任务纳入其中，通过深度挖掘数据价值，促进企业精确投入、量入为出，促进网架优化、提升供电质量。

1 中压同期线损的基本概念

同期线损是指线损计算中供售电量使用同一时刻电量的计算方法[2-4]。受传统抄表手段限制，供售电量不能同步发行，导致线损率月度剧烈波动，目前在智能电表和用电信息采集系统保障的情况下，通过售电量月末日发行与供电量同期的方式，可实现同期线损计算[5-7]。

图1为常见的10 kV辐射式配电线路典型接线图，该线路中包含了变电站10 kV馈线、高压专变用户、公变台区、光伏电站等，图中标出了5个计量点，对于计量点的电能表均有正向总有功和反向总有功，其电量可归为输入电量、输出电量、售电量等三类。通常10 kV馈线的正向总有功、光伏电站、高压专变用户和公变台区的的反向总有功是输入电量，10 kV馈线反向总有功是输出电量，高压专变用户和公变台区的的正向总有功是售电量。

图1 10 kV配电线路典型接线图

该条10 kV馈线的同期线损率为：

式中，Win表示计量点1到计量点5的输入电量；W0n表示计量点1到计量点5的输出电量和售电量之和；DW%表示线损线损率。

2 同期线损管理系统介绍

国网公司通过建设同期线损管理系统（一体化电量与线损管理系统），借助调度电能量计量系统、生产管理系统（PMS系统）、地理信息系统（GIS系统）和营销业务应用系统（SG186系统），实现了线损管理“全源头采集、全自动生成、全过程记录、全方位监督”指标建设要求[4]，其工作机制如图2所示。

同期系统的基础数据中，10 kV线路、配变档案数据取自PMS系统，台区、用户、计量点、表计档案数据取自营销SG186系统，线变、台户关系取自GIS系统的营配贯通关系数据。同期系统的运行数据中，10 kV线路出线关口电量和倍率计算取自调度电能量计量系统；0.4 kV台区供电量、低压居民售电量及专变用户售电量和倍率取自用电信息采集系统。同期线损系统，月同期线损中的供、售电量取数时间为本月1日零点至次月1日零点。配电线路模型配置前，需要将基础档案数据接入系统中，主要包括线路档案、变电站和开关、计量档案，并完成开关勾稽。在生成线路线损模型时，系统会自动判断该线路的起始站、起始开关是否为空，并且检查起始开关是否与供电计量点勾稽，如果没有勾稽，将无法生成线路线损模型。

图2 同期线损管理系统工作机制

3 中压同期线损治理方法

3.1 配网运行方式

城市配电网络为提高供电可靠性、降低频繁停电次数，会将多条馈线通过联络开关进行拉手连接[5]，如图3所示。

图3 城市配电网拉手线路图

调度部门每年制定区域配电线路年度运行方式，配电运检部门应根据该文件将各个馈线的稳态负荷范围在PMS系统中建立模型。实际运行中往往出现线路切改的情况，常规线路切改需同时满足两个条件：一是为满足可靠性、提高电压质量等业务需求，开展两条或以上线路之间的负荷切改，一般都需要通过工程项目进行线路施放、接头拆搭等工作；二是在线路切改前后，某一个或多个变压器的所属线路关系发生了变化。如果因故障抢修等因素，通过联络开关临时切改负荷，执行操作的配电抢修部门也同时做好记录，务必保证现场运行方式与调度的指令一致，调度部门应及时通知配电运检部门，将临时切改的线路打包处理，避免互相联络的线路出现线损异常。

3.2 输入电量排查

3.2.1 线路考核表配置

同期线损系统中馈线的电源侧即为变电站10 kV母线出线。通常在该处配置线路考核表，电能表有正反向计量功能，通常定义流出母线为正、流入母线为负，在同期系统中需对正反向电量进行定义。如果线路考核表出现问题，可通过上下级验证判断，即变电站10 kV母线平衡分析，如图4所示，提取10 kV母线的输入输出电量，计量母线平衡率。

图4 变电站10 kV母线典型接线图

通过系统数据发现，如果是线路考核表计出现计量问题，其关联的线路线损和母线平衡应是一正一负。

3.2.2 光伏发电配置

在线损治理过程中，如果馈线下挂接有光伏用户，往往出现反向送电的情况，如果未在同期系统中配置光伏发电上网计量点，就会出现负损[6]。

1）高压发电用户

对于大型光伏电站，因发电量较大需配置专变，同时该电站在夜间不发电时需从电网用电，此时配置一套计量装置即可，通常采用高供高计的计量方式，如图5所示。在营销业务应用系统中部分电站是建立一个计量点，正向电量代表客户用电量，反向电量代表光伏电站的发电上网电量。在同期系统中配置时，需核查营销业务应用系统中该计量点的正反向配置情况。而大部分光伏电站是在营销系统中建立两个计量点，一个是发电上网性质，另一个是售电侧结算性质，两个计量点共享一套计量装置，通常情况下发电上网的计量点是采用电能表的反向电量，售电侧结算的计量点是采用电能表的正向电量。

2）低压发电用户

随着国家光伏补贴政策的出台，居民在自有房屋配置光伏发电设备的情况也越来越多。居民光伏发电电量较少，通常直接就地消纳。但部分台区用电量较少，也会出现反向送电的情况。在同期系统中，低压台区需在台区中的分布式电源配置光伏发电用户，再在线路关口模型输入电量中将该台区添加进去，同高压发电用户类似，低压台区的发电上网电量也是反向电量。

图5 光伏发电计量点配置

3.3 输出电量排查

3.3.1 线变关系维护

在线损治理中，出现最多的问题是线变关系错误，这种情况往往波及至少两条线路，导致一条高损一条负损。对于公变台区，需将PMS系统的模型关联至营销业务应用系统，对于专变用户，需将GIS系统的模型关联至营销业务应用系统。

3.3.2 双电源用户配置

重要用户为提高供电可靠性，需配置双电源，即从两条馈线供电。双电源用户通常是共享一个户号，在营销系统中关联两个计量点，对应两套计量装置，如图6（a）所示。对于双电源用户，需在营销正确维护线户关系，在GIS系统中正确维护线变关系，这样同期系统能够识别相应的计量点所关联馈线，解决双电源高压用户所属配电线路打包问题。如果两个计量点在同期系统中维护到一个馈线电源1上，需在同期系统中进行配置，对于属于电源2的计量点2，应在电源1的输入电量中配置“正向电量加”，这样输入输出中抵消了该部分电量；在电源2中的输出电量中配置正向电量加，还原真实输出电量。

图6 双电源用户计量点配置

部分双电源用户为节省投资，只在专变高压侧配置一个计量点，如图6（b）所示。这样同期系统无法识别该用户售电量关联的实际馈线，导致两条馈线的线损率一正一负。这时需要进行改造，如确实无法改造可在同期系统中打包处理，这样两个馈线的线损正常。

3.4 计量系统问题

3.4.1 计量倍率对线损的影响

馈线输出点的计量装置倍率是按照额定负荷配置的，但是负荷侧是按照专变自身负荷配置，在建设初期容易出现大马拉小车的情况。根据潮流方向，同样的电流，如果在源端配置大变比的CT，其二次侧的模拟电流会较小，如果负荷端的CT变比更小，其二次侧的模拟电流会比源端大，同样准确度等级的电能表，负荷端所计量的电量会比源端更多，导致负损。如图1的计量点1的CT一次侧量程大于计量点2的CT一次侧量程，根据电流互感器误差特性曲线[7]，同一负荷电流下，计量点1的误差绝对值要大于计量点2的误差绝对值，如图7所示。

图7 电流互感器误差特性

比值差计算公式为：

式中：KI是电流互感器的额定电流比；I1是一次电流有效值；I2是二次电流有效值。

根据比值差公式，f1＜f2，即计量点1误差要大于计量点2，同样准确度等级的电能表下，计量点1的电量要少于计量点2，造成负损。

3.4.2 计量方式对线损的影响

对于高压用户专变，属于用户资产，其变压器损耗应由用户承担，此时宜采用高供高计的计量方式，如图8所示，在进行线损治理时，高压用户专变多的馈线，其理论线损应该低一些。对于公变台区，属于电网资产，为节省成本，通常在变压器低压侧配置考核计量装置，即采用高供低计的计量方式，这种情况下变压器损耗被计入线路损耗中，其理论线损应该高一些。

图8 计量方式对线损影响

3.5 采集系统问题

对于馈线上的公变台区和高压用户专变，其电量信息传送至用电信息采集系统，在当天凌晨0:00冻结电量，随后在00:30入库，再由同期系统在当天15:00提取电量数据。

3.5.1 采集终端配置错误

如果某用户实际有用电，但采集终端配置有误导致用电信息采集系统连续多天表码不变，此时用电量会维持在0，导致线损为正。当正常采集后的数据更新时，此时的日电量会将相邻的两个表码相减，如果故障期间的表码未纠正，那么该日期的电量数据将会是故障期间的累积电量，往往会出现负损。即便是后期用电信息系统表码维护正确，同期系统不会自动更新，需要人工纠错，最终应通过升级采集终端彻底解决该类问题。

如果终端通信能力薄弱，会导致电量数据无法传送至采集主站，用电信息系统中对应的表码是空白。采集运维人员发现该类问题后，通过后台穿透进行手工补录。手工补录电能表表码时，优先选择电能表在0:00冻结的表码数据，如果无法提取，则抄录当前时刻的表码，这样无法满足同期线损对时间的要求，导致线损异常，相邻两天的日线损数据一正一负。

3.5.2 时钟超差导致线损波动

按照目前的日电量计算机制，电能表会在每天0:00冻结表码数据，如果电能表时钟或采集终端时钟超差，会导致冻结的电量数据有滑差。如图9所示，如果输入电量和输出电量的时间维度不一致，会导致线损数据正负交替。

图9 时钟超差对线损影响

例如Ⅰ某线路近期线损数据上下波动，如图10，经查看连续7日的日平均线损数据是0.24%，最终经现场排查发现线路总表时钟偏差较大。

图10 某线路线损曲线

4 结语

本文结合实际案例，分析了线路模型配置、输入输出电量排查、计量问题、采集问题等对线损的影响，总结了10 kV中压线损治理排查方法，从而在线损管理系统中更好的完成分线同期线损计算工作，推动公司线损建设目标。同期线损管理系统创新了公司线损管理模式，促进了调度、运检、营销等专业规范化管理，有效提升了电网企业管理水平。