基于一体化电量与线损管理系统的线损率基准值测算

黄 慧

（国网湖南省电力有限公司洪江市供电分公司，湖南 怀化 418116）

线损率基准值是国家电网有限公司考核各省、地市、县公司发展专业的一项关键指标，国家电网有限公司一体化电量与线损管理系统管控组规定基准值为每月24日进行测算并上报，下月将按照该基准值进行考核。为有效提升线损指标，直观反映线损管理工作成效，避免为满足考核要求对一体化电量与线损管理系统中的各项电量数据进行人工干预，真实反应公司线损情况，因此研究测算一体化电量与线损管理系统的线损率基准值显得尤为必要。本文以国网洪江市供电公司为例对一体化电量与线损管理系统中线损率基准值的测算方法进行研究探讨。

1 一体化电量与线损管理系统简介

一体化电量与线损管理系统是通过集成营销业务应用系统、调度自动化系统（SCADA/OMS）、设备（资产）运维精益管理系统（PMS2.0）、电能量计量系统、用电信息采集系统、地理信息管理（GIS）平台、配电自动化系统等相关系统，以国家电网有限公司公共数据中心为依托，遵循数据源端唯一、源端维护的原则，实现数据共享和应用集成，通过针对性算法开展统计，实现了同期线损计算，解决了统计线损存在的供售电量不同期问题，还原了真实线损，为线损管理提供了思路和手段。

1.1 系统架构设计

一体化电量与线损管理系统采用1.5级部署方式，总部集中部署应用系统，省公司实现电量计算。充分应用公司大数据平台建设成果，采用大数据计算与存储技术，将软件、平台、整合建立标准体系，实现源头数据接入、电量与线损两级计算。应用系统一级部署，总部、省、地（市）、县多级使用。系统总体构架设计如图1所示。

图1 系统总体架构框图

系统集成方式分为数据集成、平台集成，并通过纵向数据传输实现总（分）部和省（市）两级平台贯通。数据集成主要包括与营销、运检、调度、发展等源端系统的集成，平台集成包括结构化数据中心、海量数据平台、营销基础数据平台、电网GIS平台集成等，系统功能应用层主要包括理论线损管理、报表管理、电量线损分析、档案信息管理、关口信息管理、统计线损管理、同期线损管理、电量计算与统计、电力线损监测分析等功能模块。

1.2 系统功能模块

系统功能分成基础管理、专业管理、高级应用、智能决策4大类，整体功能框架图如图2所示。

图2 一体化电量与线损管理系统整体功能框图

基础管理包括实现数据集成、档案管理、拓扑管理、模型管理功能，专业管理功能包括实现关口管理、电量计算与统计、理论线损管理、同期线损管理、统计线损管理以及指标管理功能，高级应用包括实现智能监测、异常管理、全景展示与发布以及专业协同功能，智能决策包括实现异常工单生成、异常工单派工、异常工单处理、异常工单统计等功能。

同期线损管理作为专业管理的一个重要内容，主要是针对同期线损情况的计算、统计、查询等功能集合，对同期线损的统一管理，又包括同期月线损和同期日线损。同期月线损是针对供售电量都是相同日期计算出来的月线损，主要包括区域同期月线损、分压同期月线损、分元件同期月线损、分线路同期月线损、分台区同期月线损等功能；同期日线损主要是针对供售电量都是同一天的电量计算出来的线损，可作为预测月度线损的重要依据和参考，主要包括区域同期日线损、分压同期日线损、分元件同期日线损、分线路同期日线损、分台区同期日线损等信息。

2 线损率基准值测算

2.1 指标定义

线损率基准值是一体化电量与线损管理系统中区域同期月计算的一个重要指标，是各公司每月下旬根据当月分区线损率情况测算的一个数值，其考核标准统一由国家电网有限公司一体化电量与线损管理系统管控组制定，并要求每月24日测算上报基准值，次月4日系统将自动计算上月线损率并按照该基准值进行考核。

分区同期线损率指某一经营区域按同一时间段内供、售电量得出的线损率。线损率ΔP计算如下：

式中：Wg为分区同期供电量；Ws为分区同期售电量；P为分区同期线损电量。

线损率考核标准计算如下：

式中：R为基准值；Y为线损率达标率，其根据公司层级不同略有差别。

对于省、地公司，若R≥1%，则Y=min（8%R，0.5%）；若R<1%，则Y=0.08%。对于县公司，若R≥1%，则Y=min（10%R，1%）；若R<1%，则Y=1%。

2.2 指标影响因素及核查步骤

影响指标计算结果的因素主要有系统档案错误、区域供、售电关口表底缺失、表底倒走等，包括系统中关口配置错误、计量点编号、表计资产编号等缺失或错误，都将导致不能匹配正确的关口表底数据，影响线损计算。因此在进行线损率基准值测算前，需确保一体化电量与线损管理系统中相关档案正确、区域供、售电关口表底完整并正确，可通过以下步骤进行核查整改。

第一，核对分区关口配置（包含开关勾稽的计量点是否正确、结算方向是否正确、关口和计量点的生效、失效日期是否正确）。

第二，核对分区关口的表码是否正确、完成，倍率是否正确。

第三，核对分布式电源档案配置是否正确；表码是否完整。

第四，核对同期售电量，特别是有发行电量，但同期售电量为0的专变。

第五，充分利用分压线损异常、下级单位分区线损异常来缩小查找范围。

第六，核对方式先供后售先易后难。

第七，对项目组下发的供电关口表底不全问题清单、疑似有问题的同期专变售电量清单、换表记录进行核查，及时进行整改。

2.3 指标测算

县公司分区线损的供电量为内购电量与外购电量之和，即：

式中：Wpi为内购电量；Wpo为外购电量。

式中：Wd-xi为地对县关口的输入电量；Wd-xo为地对县关口的输出电量；Wx-xi为县对县关口的输入电量；Wx-xo为县对县关口的输出电量。

式中：Wc为县调电厂电量；Wf为W分布式电源电量。

式中：Wz为转供电量。

县公司分区线损的售电量为区域所辖供电所与县客服中心的售电量之和，即台区售电量与高压用户售电量之和。

因线损率基准值为每月24日进行测算并上报，根据一体化电量与线损管理系统T-2的取数规则，可以准确计算到截至当月22日的线损率，当月余下日期的售电量则依据当月负荷水平进行合理估算，结合一体化电量与线损管理系统的日线损监测情况分析，可预测该区域的日线损电量，从而反推得到余下日期的供电量，最终预测全月的线损率。

以2020年5月份为例，对线损率进行测算（测算均在一体化电量与线损管理中模型档案及表底数据正确完整的基础上进行），合理确定基准值。

2.3.1 分区售电量测算

分区同期售电量由两部分组成，即台区售电量和高压用户售电量。

台区售电量依据用电信息采集系统两率一损大数据分析模块中“台区线损分析”的用电量数据。5月份，截至22日台区用电量为1262.4311万kWh，该用电量包含当月分布式电源上网电量，在测算时需进行剔除。截至22日分布式电源上网电量为18.5952万kWh，剔除后截至22日台区售电量为1243.8359万kWh。

高压用户售电量的计算方法为：在一体化电量与线损管理系统中选择“电量计算与统计”—“高压用户同期电量查询”菜单中选择“日电量”子菜单，分别选择5月1日和5月22日的数据导出，用5月22日的下表底数据减去5月1日的上表底数据再乘以相应的倍率即得到高压用户售电量。据此，截至5月22日高压用户售电量为1660.5681万kWh。

截至5月22日分区同期售电量2904.404万kWh。

2.3.2 分区供电量测算

分区供电量的计算方法与高压用户售电量的计算方法类似，即在一体化电量与线损管理系统中选择“关口一览表”—“区域关口一览表”菜单，将日期类型改为“日”，分别选择5月1日和5月22日的数据导出，用5月22日的下表底数据减去5月1日的上表底数据再乘以相应的倍率即得到供电量。据此，截至5月22日分区同期供电量为3124.7071万kWh。

2.3.3 分区线损率测算

根据公式，可以计算出截至到5月22日的线损率为7.04%。结合5月1日至5月22日的区域同期日线损数据如表1所示，可了解本月日售电量及日损失电量情况，可预测余下日期售电量平均每日约为130万kWh，日损失电量为10万kWh，即剩余9日售电量约为1170万kWh，损失电量约为90万kWh，则可计算出全月线损率为7.07%，即可将当月基准值定为7.1。

表1 5月1日至5月22日区域同期日线损统计表 kWh

3 测算结果论证

根据上述测算方法，连续测算了自2019年1月至2019年12月的线损率，其测算结果与系统实际计算结果对比情况如表2所示。

对2019年5月份的系统计算结果进行分析，根据当月预测线损率确定线损率基准值为7.1%，因该基准值大于1%，根据分区同期线损率达标率，当月线损率达标。由表2可见，连续12个月根据上述测算方法确定的基准值，与一体化电量与线损管理系统中的线损率计算结果偏差均在合格范围内，且与基准值相差甚微，因此基于一体化电量与线损管理系统线损率基准值的测算方法可行，具有很高的参考价值。

4 结束语

通过研究一体化电量与线损管理系统中各项数据，并对线损率基准值进行准确合理地测算，不仅能满足一体化电量与线损管理系统建设考核的要求，还能真实反应公司线损管理水平，为公司“数字化电网”建设提供真实可靠的数据支撑，其测算方法简单可行，具有一定的参考意义。