同期線損系統的建設及其在電能平衡分析中的應用

王 鼎

（國網江蘇蘇州供電公司，江蘇 蘇州215004）

線損是電能從發電廠傳輸到用戶過程中，在輸電、變電、配電和用電各環節中所產生的電能損耗，是衡量電網技術經濟性的重要指標，它綜合反映了電力系統規劃設計、生產運行和經營管理的技術經濟水平。在實現“碳達峰、碳中和”目標的時代背景下，線損管理對節能減排、降本增效及企業基礎管理的推動作用日益重要[1-2]。為此，國家電網有限公司提出了同期線損管理思路，完成了同期線損系統的系統設計、功能開發、測試部署及應用推廣工作。

1 同期線損系統建設

1.1 同期線損的含義

線損率=(供電量-售電量)/供電量，同期的含義是供電量與售電量的統計周期一致。傳統的線損統計中，供電量與售電量統計周期不一致，得出的線損是不同期的。例如，供電量為自然月1日00∶00—次月1日00∶00點，但售電量根據各地區結算制度的不同而不同，有月末25日—次月25日統計的售電量，或者月末28日—次月28日統計的售電量。按上述法統計，由于月份天數的多少、用電季節的變換，會出現線損率計算結果忽高忽低的波動現象，導致線損率未能快速準確定位線損異常，未能敏感反映基礎管理中的薄弱環節，降低了線損率指標在電網管理中應發揮的作用。圖1所示為某公司2013—2015年的歷年線損率統計曲線圖，從圖中可知，該公司歷年線損率在用電負荷波動較大的月份，如：2、3、6、7、9月，因供、售電側抄表不同期造成月度線損率波動幅度較大，甚至出現負線損。

圖1 某公司2013—2015年線損率統計曲線圖

隨著智能電能表的全面安裝，電量采集信息化水平大幅提升。同時電能量系統、用電采集系統、SCADA系統的建設，為實現供、售電量同期統計奠定了堅實基礎。2012年起國家電網有限公司開始同期線損系統建設[3-4]，系統界面如圖2所示。

圖2 同期線損系統（全稱為一體化電量與線損管理系統）界面

1.2 系統功能

該系統針對特大型電網企業線損管理難點，充分利用智能電能表采集信息，推進業務融合和數據共享[5]。該系統研究了公司線損管理業務特點、線損基礎數據及指標應用問題，建立了一套全網耦合聯動的供售同期的“四分”（分區、分壓、分原件、分臺區）線損計算模型。

系統功能（如圖3所示）分成基礎管理、專業管理、高級應用三大類：基礎管理實現數據集成、檔案管理、拓撲管理、模型管理功能；專業管理實現關口管理、計算與統計、指標管理以及線損三率管理功能；高級應用實現智能監測、異常管理、全景展示與發布以及專業協同功能。

圖3 功能框架圖

1.3 數據集成架構

同期線損系統提出并設計了動態適配的多源異構數據融合組件，實現了多專業系統信息的統一抽取轉換與匹配歸集，解決了營銷、運檢、調度各專業系統數據標準不一問題，實現電量源頭采集，線損自動生成，指標全過程監控，發展、運檢、調度、營銷業務全方位貫通[6]。

數據接入集成架構如圖4所示，基礎數據從源頭系統獲取，具體的獲取情況：從PMS系統獲取設備檔案數據；從營銷系統獲取用電檔案和發行電量數據；從用電信息系統獲取用電能表底數據；從OMS/SCADA系統獲取站內設備狀態數據及遙測數據；從電能量采集系統獲取關口電量；從電網GIS系統獲取空間數據。獲取的源頭數據上傳至數據中臺進行整合處理，再統一提交給同期線損系統[7-8]。

圖4 數據接入集成架構

1.4 實用化及經濟效益

同期線損系統應用覆蓋國家電網有限公司總（分）部、27家省、335家地市、1921家縣及2.15萬家供電所，在線全量監控國網內7.7萬座廠站、35.2萬條線路、465.7萬臺配變、4.5億個計量點，實現全球最大規模電網各層級、各專業、各環節電量與“四分”同期線損的月考核、日監測。

同期線損系統產生了顯著的經濟和社會效益，顯著推進國網節能降損工作，2016年—2018年期間國網線損率累計下降0.33個百分點，節約購電成本54億元，減排二氧化碳1113萬t；同時，有效解決跑冒滴漏問題，3年查處竊電及違規用電45萬起，挽回損失21.4億元。

2 基于同期線損系統的電量平衡分析實例

在同期線損系統的數據治理過程中，對電量平衡問題進行了專題研究，形成了解決機制，提升了同期線損系統的實用性，積累了數據治理經驗，現對兩個具體案例進行闡述。

2.1“假母線平衡”分析治理

2.1.1 三種電量平衡的特點

一個變電站存在三種電量平衡：母線平衡、主變平衡、線路平衡（即線損）[9-11]。母線平衡統計同一電壓等級的母線各側表計電量，側重考察同一個變電站同一電壓等級的計量數據的準確性；主變平衡統計主變各側不同電壓等級的表計電量，側重考察同一個變電站不同電壓等級的計量數據的準確性；線路平衡統計兩個分布于不同變電站的表計電量，側重考察上下游兩個不同變電站之間的計量數據的準確性。

2.1.2 假電量平衡的定義

在日常監測過程中，發現一條規律：若計量出現故障，即使有一個平衡仍成立，則另兩個平衡也至少有一個不成立，這個仍然成立的平衡，稱為假電量平衡（包括“假主變平衡”、“假線路平衡”、“假母線平衡”）。“假主變平衡”涉及同一個變電站兩個不同電壓等級計量關口同時故障，發生的概率不高；“假線路平衡”涉及兩個不同變電站的計量關口同時故障，發生的概率也不高；“假母線平衡”涉及接在同一母線上的設備同時故障，典型的缺陷是母線壓變失壓，導致接在該母線上的輸入輸出所有設備電量同時減少，該類型故障發生的概率最高，所以“假母線平衡”要特別關注。

2.1.3 興福變電站“假母線平衡”實例

案例描述：110 kV興福變電站有兩條10 kV母線，兩條110 kV進線，變電站接線圖如圖5所示。查看2019年6月數據，母平情況：10 kV母平數據合格；線路平衡（線損）情況：有一條110 kV進線17G1萬興線線損超標，以及部分10 kV配電線路線損超標；主變平衡情況：無主變高壓側表計，故無法統計主變平衡。母平數據合格而線損不合格，這是典型的“假母線平衡”。

圖5 興福變電站接線圖

線路平衡（即線損）分析：17G1萬興線分別連接220 kV萬豐變電站以及110 kV興福變電站，由于線損偏高（線損率曲線如圖6所示），首先懷疑興福變電站側可能存在少計電量的問題[12-13]。

圖6 17G1線6月份日線損率曲線

對17G1線路電量輸出表計：興福變電站#2主變低的電量數值進行分析，通過對同期系統電量數值與EMS積分電量數值進行比較如表1所示，發現從6月19日起，同期系統電量數值小于EMS值。

表1 興福變電站#2主變低電量系統與EMS系統電量數據比對

再進一步分析興福變電站#2主變低表計電壓電流遙測數據，發現電壓B相為0，如表2所示。

表2 興福變電站#2主變低表計電流電壓遙測數據

表計B相失壓，使得興福變電站#2主變低電量偏小，至此17G2線損超標的原因找到了。

母線平衡分析：6月興福變電站10 kV母線平衡率為0.66%。有理由懷疑，母線上所連的配電出線表計同#2主變低表計一樣，均存在電量少計。查看10 kV II段配電出線表計的遙測數據，發現B相電壓均為0，至此發現這是典型的“假母線平衡”，母線輸入（興福變電站#2主變低）與輸出電量（10 kV II段配電線路）均減小，雖然母線平衡，但計量關口是存在缺陷的。同時配電線路電量輸入表計少計電量，配電線路線損不合格的原因也一并找到了。

主變平衡分析：若主變高壓側有表計，由于主變輸出電量計量偏小，主變平衡也不會成立。

解決措施：聯系現場處缺，發現二次回路熔絲問題，導致整條母線B相失壓，現場處理熔絲問題后，B相電壓恢復。

該故障影響以下3個平衡：#2主變的主變平衡；10 kV II段所接負荷線路的線路平衡（配電線路線損）；17G1線路平衡。

但是該故障不影響以下4個平衡：10 kV母線平衡（因為10 kV II段所有表計電壓B相為0，輸入輸出電量均減小，所以母線依舊平衡）；110 kV線路1的線路平衡；#1主變的主變平衡；10 kV I段所接負荷線路的線路平衡（10 kV I段所連配電線路線損）；

如果只分析了后4個平衡，而忽視了前3個平衡，就會得出錯誤的結論：該變電站沒有數據質量問題。另外，若一個變電站接有多臺主變，多條進線，多個不同電壓等級母線，則所有的主變、線路、母線均需平衡，不可有遺漏。

在同期線損系統維護工作中，須做好主變平衡、母線平衡、線路平衡3者的同時監測，不可偏廢，嚴把關口計量關，切實提高同期線損系統的數據質量。

2.2 小負線損分析治理

理論上，線路輸入電量大于輸出電量，線損率是正數。但實際運行中，由于計量誤差客觀存在，包括互感器及其二次回路誤差、電能表誤差等，會出現線路輸出電量大于輸入電量，形成負線損[14-17]。下面介紹的案例就是由計量誤差造成的負線損及其治理過程。

2.2.1 案例描述

220 kV立新變電站有3條110 kV線路存在-1%以內的小負線損，需要分析小負線損原因并進行治理。

2.2.2 問題分析

分析思路：立新變電站的三條小負線損線路集中在正母運行，懷疑正母電壓偏低造成輸入電量偏小，導致小負線損。對小負損線路186A立港甲線為例進行分析，通過理論計算說明提高正母電壓能夠讓線損率由負變正。再做現場實際測量，根據實際的測量數據來驗證理論計算的正確性。

理論分析：2017年2月186A立港甲線輸入電量為3663000 kWh，輸出電量為3670000 kWh，線損率為-0.19%。186A立港甲線接在110 kV正母運行，母聯未合上，正母副母分列運行。

電量系統中186A立港甲線的電能表遙測數據：2月28日20點電能表遙測數據，正母電壓：（Ua=60.6 V，Ub=61.8 V，Uc=61.1V）。副母電壓：（Ua=61.7 V，Ub=61.7 V，Uc=61.8 V），電能表遙測數據表明正母A相電壓偏小。

根據初步理論計算分析，提高正母A相電壓，則輸入電量擴大倍數1.0104。

2月份調整過后的線損率由小負損變為正損。

2.2.3 解決措施

計量、變電運維到現場實測。4月28日計量現場測得：110 kV正母壓變端子箱計量熔絲前電壓Ua=61.6 V,Ub=61.6 V,Uc=61.6 V，計量熔絲后電壓Ua=60.2 V,Ub=61.6 V,Uc=61.4 V，控制室電能表側電壓Ua=60.2 V,Ub=61.4 V,Uc=61.4 V。初步判斷110 kV正母計量Ua熔絲可能接觸不良，導致計量熔絲后的A相電壓下降。變電運維現場檢查，更換熔絲，表計A相電壓升高，恢復正常。

4月底現場調整電壓后，從5月起小負線損變為正線損，驗證了理論分析的正確性，線損率數據如表3所示。

表3 186 A立港甲線線損率列表

2.2.4 總結分析

廠站側二次回路問題：現場二次回路熔絲接觸不好或其他區域連接松動，有壓降，使得表計電壓偏低，輸入電量偏小，造成負線損。電流回路異常，電流數值偏小，導致輸入電量偏小，造成負線損。表計精度不足，與電能表底碼位數較少有關。互感器的比差、角差。線路兩端表計時差。

3 結束語

同期線損是企業管理、線損管理與計算機信息技術融合應用的綜合性課題。本文通過介紹同期線損系統及其數據治理經驗，希望對線損治理工作具有啟發意義。

繼續推進深化營配調貫通，以專業數據集成為核心，實現電量源頭采集、線損自動生成、指標全過程監控、業務全方位貫通，推進電量與線損管理標準化、智能化、精益化、自動化。

突破基礎管理短板，組織各專業部門深入開展“日監測、月分析”，準確甄別技術降損重點、發現管理薄弱環節，進一步促進電能平衡異常分析、設備消缺、檔案管理、表計異動等專業流程規范化。充分發揮線損管理在電網經濟運行管理中的指導、監控作用，促進公司經營管理質效提升。