同期线损故障排查关键技术

刘富家 杨超 雷振江 王磊

摘要

线损管理是供电企业管理重要内容，线损率是衡量电网规划设计、生产、管理的重要指标，关系到供电企业的经济效益。由于供电企业抄表差错、统计时间不同期、用户窃电等行为导致线损率居高不下。因此，为了准确了解供电企业的电力损耗，采用同期线损系统，可以实现线损有效的管理。本文主要分析了同期线损的概念以及影响因素和排查关键。

【关键词】线损管理 同期线损 故障排查 排查技术

电网线损率主要通过关口电量和电力用户的抄表发行量得出，目前线损率主要是技术线损和管理线损。技术线损是由于电网整体架构、设备参数以及运行状态造成的，这是无法避免的，这部分线损通过计算理论线损可以的出来。在当前电网技术逐渐成熟，电网规划日趋合理的情况下，技术线损的下降空间比较小;管理线损指的是因为供电公司管理造成的线损，主要是由于用户窃电、抄表错误、电流表计量不准确、管理不善等管理因素造成的。其中由于供售电统计不同期，导致整个统计线损出现很大的波动，这样的线损数据无法对供电公司提供有效的参考，从而及时调整供电公司的线损率。2015年国家电网公司研发了同期线损管理系统，并在全国7个省进行试点。试行结束以后，同期线损管理系统取得了良好的效果。以L省为例，2017年10千伏分线同期线损达标率已达70%，比2016年同比提高了49%;台区线损达标率目前已达66%，比2016年提高29%。

1 同期线损率

供电企业在供、售电统计时，由于抄表方式、电费回收、用户窃电等因素的影响，导致供电量的统计时间和售电时间不同，统计出来的线损数据无法真实反应线损的真实水平。因此想要降低供电企业的线损率，需要得到一个真实的线损数据。在这个基础上，国家电网公司提出了同期线损的概念。同期线损率需要克服传统的抄表方式、供售电错位等因素的影响，确保供电量和售电量一致，才能得到一个真实的线损率。同期线损率是指供售电同期统计的有功电量损失和输入端输送的电能总量之比，同期线损率的大小直接反应了电网的技术线损和管理线损，计算公式如下;

同期线损率根据统计周期进行划分，包括同期日线损率、同期月线损率。同期日线损率主要反映实际单杆水平，目前由于我国电网的信息化系统无法达到自动传输，在传输过程中存在周期延后等问题，所以无法实现，所以同期日线损率只是作为一种分析手段。同期月线损率指线损统计周期和一般指标对应周期一直，因此在实际应用过程中，一般采用同期月线损率。

2 同期线损异常原因

线损涉及到电力规划、设计、建设以及生产、运营管理等各个环节，主要是由电网架构、电网运行方式、技术装备等造成的。

2.1 技术因数

电力工程的规模大、范围广，电能从发电厂到用户手中，可能需要经过几千米，电力传输过程中会出现一定的线损。电力电缆的电力损耗主要是由于线路电阻造成的，影响到线路电阻的因素有导线材料、长度以及横截面积，不同材料的导线电阻率不同，则造成的线损率也不同。同一种材料，导线长度越长，横截面积越小则导线电阻越大，线路电阻越大，则线路损耗越大。其次，电力设备在运行过程中，存在空载运行和超负荷运行，这进一步加剧线路损耗。在电阻一定的条件下，负荷电流越大，则电阻损耗越大。在传输因数一定的条件下，电网电压等级越高，则电流越小，线路电阻一定的情况下，导线损耗越大。此外，由于电力设备运行环境比较恶劣，受到高温、严寒等自然因素的影响，电力设备的绝缘性能下降，从而进一步增加电力设备的损耗。

2.2 电力传输、供配电过程中的技术损耗

如果供电电源与电力用户的距离比较远，电力传输过程中，末端电压下降，供电电压无法达到实际用户的需求，这样进一步增加了电力损耗，这与电网设计规划有关。近年来，随着分布式电源的发展，供电电源与用户距离较远这个问题已经可以有效解决。其次，电压等级升降过程中，也会损耗部分电能。此外，在电力销售环节，由于电能表的剂量不准确，无法真实反映用户的用电量，则会增加线损。

2.3 管理因素造成的线路损耗

供电关口计量装置不准确，无法真实反映电网关口电能，从而导致线损率计算不准确。其次，为了真实反映电力用户的用电量，电网公司实行一户一电表，用户电能表的数量比较多，电能表计量准确性直接关系到供电公司的经济效益。由于用户的电能表比较多，供电公司无法对电表进行有效的管理，一些电力用户的电表可能已经存在损坏计量不准确的现象，但是供电公司维修不及时，从而导致线损率不准确。此外，一些电力用户为了个人利益，私自改造电能表，让电能表转动的比较慢，无法真实反应用户用量。

3 同期线损故障排查关键技术

3.1 故障现象

L省公司调度部门2017年4月份发现，S市H线从1月份开始出现了负线损情况，检查线路运行情况，发现线路的輸送参数、潮流方向没有太大关联。由于影响线损的因素很多，为了进一步分析S市66kV H线线损原因，计量中心技术人员基于输电线路各项参数建立了数学模型，对线路运行方式存在的线路故障进行分析，排除了计量装置不准确因素。

通过上述输电线路损耗模型图可以发现，输电线路通过母线与电压互感器相连，电压互感器二次出线连接到二次端子箱，端子箱安装在室外，端子箱内的二次电缆从电缆沟直接到电网的控制室电能表屏，与电能表相连。按照电能计量装置管理规程要求，计量装置必须按照计量点配置电能计量专用电压和电流二次绕组，不能直接接入电能计量无关的设备上。因此，S市H线线损率负值可能是由于互感器本身质量不合格，互感器二次端子箱接线异常情况导致电能质量下降，电能计量表屏端子排接线异常，电能计量装置中的计量分辨率差异等因素造成的，需要对这些因素——进行排查。发电站内的母线电压作是线路计量装置，通过监控系统发现站内运行的其他线路损耗在正常范围内，可以确定线路互感器没有质量问题。然后采集变电站终端以及电能的时间信息，与北京时间进行对比，发现变电站的计量装置运行时间和北京时间的误差范围在规定的范围内，所以计量装置的计量误差在规定的范围内。

3.3 现场排查

为了进一步了解变电站线损率异常的原因，2017年6月L省计量中心联合S市供电公司技术人员对S市66kV变电站内的H线线损率进行排查。通过检测变电站的江居227关口计量装置，发现虎镇线70038开关的电能表误差范围在±0.1%，电压互感器二次压降值为0.09%，电能表和电压互感器的二次回路电流和电压也在标准的范围内。因此，可以排除虎镇线70038开关计量装置存在的问题。2017年5月L省计量中心联合S市供电公司技术人员检测S市66kV变电站内的开关电能表和电压表，发现变电站内的开关电表的误差在0.04%，电压误差在0.08%，电流和电压都负荷电力运行标准。电力技术人员在观察电能表和记录数据的时候，发现电能表的A相出现了一次跳动，技术检测人员以为是电能表在现场接线松动造成的，检查接线连续观察一段时间后发现A相电压降低了0.2，并维持了15分钟左右，随后持续出现这样的情况，电压异常记录表如表1。

为了避免其他检测设备对电压下降的影响，检测人员再次测量电压互感器的二次回路压降，发现A相电压回路二次压降是0.738%，大于电网规定的0.2%的范围;B相电压二次回路压降为0.146%，属于正常范围;C相电压二次回路压降为0.067%，属于正常范围。将A、B、C三相电压压降异常值相加，发现线路整体压降在0.12%，没有超过电网规范值，不会造成H线线损负值。

技术人员再次进行分段排查，在排除电压二次回路的时候，发现S市66kV变电站内的电压二次回路中安装了电压二次切换装置，1#和2#母线电压互感器二次电压经过切换装置以后与关口电能表计量屏，改短为分段定位故障点。检测人员检测电压互感器出线端子到电压二次切换装置进线端子的压降，发现正常。第二次测量的时候，发现电压互感器出现端到电压互感器电能表端的压降单相误差超过了标准，因此判断故障点为电压切换装置。通过电压监测仪监测电能表以后，发现A相电压过低，随后发现切换装置内有反复跳动的噪音。

4 结论

通过对变电站内现场进行检测，发现A相电压出现-2—-7.5%范围内无规律跳动，但是电压切换装置的进线电压比较稳定，所以断定电压互感器二次回路电压切换装置存在问题，从而造成了S市H线出现负线损。

引起线损率较高的原因十分复杂，需要综合考虑二次回路及其附属、计量、采集等装置，以及线路运行状态、负荷大小等因素。本文通过对现场发现的问题详细分析和论证，可对今后同类排查过程提供借鉴。

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