同期线损系统的建设及其在电能平衡分析中的应用

王 鼎

（国网江苏苏州供电公司，江苏 苏州215004）

线损是电能从发电厂传输到用户过程中，在输电、变电、配电和用电各环节中所产生的电能损耗，是衡量电网技术经济性的重要指标，它综合反映了电力系统规划设计、生产运行和经营管理的技术经济水平。在实现“碳达峰、碳中和”目标的时代背景下，线损管理对节能减排、降本增效及企业基础管理的推动作用日益重要[1-2]。为此，国家电网有限公司提出了同期线损管理思路，完成了同期线损系统的系统设计、功能开发、测试部署及应用推广工作。

1 同期线损系统建设

1.1 同期线损的含义

线损率=(供电量-售电量)/供电量，同期的含义是供电量与售电量的统计周期一致。传统的线损统计中，供电量与售电量统计周期不一致，得出的线损是不同期的。例如，供电量为自然月1日00∶00—次月1日00∶00点，但售电量根据各地区结算制度的不同而不同，有月末25日—次月25日统计的售电量，或者月末28日—次月28日统计的售电量。按上述法统计，由于月份天数的多少、用电季节的变换，会出现线损率计算结果忽高忽低的波动现象，导致线损率未能快速准确定位线损异常，未能敏感反映基础管理中的薄弱环节，降低了线损率指标在电网管理中应发挥的作用。图1所示为某公司2013—2015年的历年线损率统计曲线图，从图中可知，该公司历年线损率在用电负荷波动较大的月份，如：2、3、6、7、9月，因供、售电侧抄表不同期造成月度线损率波动幅度较大，甚至出现负线损。

图1 某公司2013—2015年线损率统计曲线图

随着智能电能表的全面安装，电量采集信息化水平大幅提升。同时电能量系统、用电采集系统、SCADA系统的建设，为实现供、售电量同期统计奠定了坚实基础。2012年起国家电网有限公司开始同期线损系统建设[3-4]，系统界面如图2所示。

图2 同期线损系统（全称为一体化电量与线损管理系统）界面

1.2 系统功能

该系统针对特大型电网企业线损管理难点，充分利用智能电能表采集信息，推进业务融合和数据共享[5]。该系统研究了公司线损管理业务特点、线损基础数据及指标应用问题，建立了一套全网耦合联动的供售同期的“四分”（分区、分压、分原件、分台区）线损计算模型。

系统功能（如图3所示）分成基础管理、专业管理、高级应用三大类：基础管理实现数据集成、档案管理、拓扑管理、模型管理功能；专业管理实现关口管理、计算与统计、指标管理以及线损三率管理功能；高级应用实现智能监测、异常管理、全景展示与发布以及专业协同功能。

图3 功能框架图

1.3 数据集成架构

同期线损系统提出并设计了动态适配的多源异构数据融合组件，实现了多专业系统信息的统一抽取转换与匹配归集，解决了营销、运检、调度各专业系统数据标准不一问题，实现电量源头采集，线损自动生成，指标全过程监控，发展、运检、调度、营销业务全方位贯通[6]。

数据接入集成架构如图4所示，基础数据从源头系统获取，具体的获取情况：从PMS系统获取设备档案数据；从营销系统获取用电档案和发行电量数据；从用电信息系统获取用电能表底数据；从OMS/SCADA系统获取站内设备状态数据及遥测数据；从电能量采集系统获取关口电量；从电网GIS系统获取空间数据。获取的源头数据上传至数据中台进行整合处理，再统一提交给同期线损系统[7-8]。

图4 数据接入集成架构

1.4 实用化及经济效益

同期线损系统应用覆盖国家电网有限公司总（分）部、27家省、335家地市、1921家县及2.15万家供电所，在线全量监控国网内7.7万座厂站、35.2万条线路、465.7万台配变、4.5亿个计量点，实现全球最大规模电网各层级、各专业、各环节电量与“四分”同期线损的月考核、日监测。

同期线损系统产生了显著的经济和社会效益，显著推进国网节能降损工作，2016年—2018年期间国网线损率累计下降0.33个百分点，节约购电成本54亿元，减排二氧化碳1113万t；同时，有效解决跑冒滴漏问题，3年查处窃电及违规用电45万起，挽回损失21.4亿元。

2 基于同期线损系统的电量平衡分析实例

在同期线损系统的数据治理过程中，对电量平衡问题进行了专题研究，形成了解决机制，提升了同期线损系统的实用性，积累了数据治理经验，现对两个具体案例进行阐述。

2.1“假母线平衡”分析治理

2.1.1 三种电量平衡的特点

一个变电站存在三种电量平衡：母线平衡、主变平衡、线路平衡（即线损）[9-11]。母线平衡统计同一电压等级的母线各侧表计电量，侧重考察同一个变电站同一电压等级的计量数据的准确性；主变平衡统计主变各侧不同电压等级的表计电量，侧重考察同一个变电站不同电压等级的计量数据的准确性；线路平衡统计两个分布于不同变电站的表计电量，侧重考察上下游两个不同变电站之间的计量数据的准确性。

2.1.2 假电量平衡的定义

在日常监测过程中，发现一条规律：若计量出现故障，即使有一个平衡仍成立，则另两个平衡也至少有一个不成立，这个仍然成立的平衡，称为假电量平衡（包括“假主变平衡”、“假线路平衡”、“假母线平衡”）。“假主变平衡”涉及同一个变电站两个不同电压等级计量关口同时故障，发生的概率不高；“假线路平衡”涉及两个不同变电站的计量关口同时故障，发生的概率也不高；“假母线平衡”涉及接在同一母线上的设备同时故障，典型的缺陷是母线压变失压，导致接在该母线上的输入输出所有设备电量同时减少，该类型故障发生的概率最高，所以“假母线平衡”要特别关注。

2.1.3 兴福变电站“假母线平衡”实例

案例描述：110 kV兴福变电站有两条10 kV母线，两条110 kV进线，变电站接线图如图5所示。查看2019年6月数据，母平情况：10 kV母平数据合格；线路平衡（线损）情况：有一条110 kV进线17G1万兴线线损超标，以及部分10 kV配电线路线损超标；主变平衡情况：无主变高压侧表计，故无法统计主变平衡。母平数据合格而线损不合格，这是典型的“假母线平衡”。

图5 兴福变电站接线图

线路平衡（即线损）分析：17G1万兴线分别连接220 kV万丰变电站以及110 kV兴福变电站，由于线损偏高（线损率曲线如图6所示），首先怀疑兴福变电站侧可能存在少计电量的问题[12-13]。

图6 17G1线6月份日线损率曲线

对17G1线路电量输出表计：兴福变电站#2主变低的电量数值进行分析，通过对同期系统电量数值与EMS积分电量数值进行比较如表1所示，发现从6月19日起，同期系统电量数值小于EMS值。

表1 兴福变电站#2主变低电量系统与EMS系统电量数据比对

再进一步分析兴福变电站#2主变低表计电压电流遥测数据，发现电压B相为0，如表2所示。

表2 兴福变电站#2主变低表计电流电压遥测数据

表计B相失压，使得兴福变电站#2主变低电量偏小，至此17G2线损超标的原因找到了。

母线平衡分析：6月兴福变电站10 kV母线平衡率为0.66%。有理由怀疑，母线上所连的配电出线表计同#2主变低表计一样，均存在电量少计。查看10 kV II段配电出线表计的遥测数据，发现B相电压均为0，至此发现这是典型的“假母线平衡”，母线输入（兴福变电站#2主变低）与输出电量（10 kV II段配电线路）均减小，虽然母线平衡，但计量关口是存在缺陷的。同时配电线路电量输入表计少计电量，配电线路线损不合格的原因也一并找到了。

主变平衡分析：若主变高压侧有表计，由于主变输出电量计量偏小，主变平衡也不会成立。

解决措施：联系现场处缺，发现二次回路熔丝问题，导致整条母线B相失压，现场处理熔丝问题后，B相电压恢复。

该故障影响以下3个平衡：#2主变的主变平衡；10 kV II段所接负荷线路的线路平衡（配电线路线损）；17G1线路平衡。

但是该故障不影响以下4个平衡：10 kV母线平衡（因为10 kV II段所有表计电压B相为0，输入输出电量均减小，所以母线依旧平衡）；110 kV线路1的线路平衡；#1主变的主变平衡；10 kV I段所接负荷线路的线路平衡（10 kV I段所连配电线路线损）；

如果只分析了后4个平衡，而忽视了前3个平衡，就会得出错误的结论：该变电站没有数据质量问题。另外，若一个变电站接有多台主变，多条进线，多个不同电压等级母线，则所有的主变、线路、母线均需平衡，不可有遗漏。

在同期线损系统维护工作中，须做好主变平衡、母线平衡、线路平衡3者的同时监测，不可偏废，严把关口计量关，切实提高同期线损系统的数据质量。

2.2 小负线损分析治理

理论上，线路输入电量大于输出电量，线损率是正数。但实际运行中，由于计量误差客观存在，包括互感器及其二次回路误差、电能表误差等，会出现线路输出电量大于输入电量，形成负线损[14-17]。下面介绍的案例就是由计量误差造成的负线损及其治理过程。

2.2.1 案例描述

220 kV立新变电站有3条110 kV线路存在-1%以内的小负线损，需要分析小负线损原因并进行治理。

2.2.2 问题分析

分析思路：立新变电站的三条小负线损线路集中在正母运行，怀疑正母电压偏低造成输入电量偏小，导致小负线损。对小负损线路186A立港甲线为例进行分析，通过理论计算说明提高正母电压能够让线损率由负变正。再做现场实际测量，根据实际的测量数据来验证理论计算的正确性。

理论分析：2017年2月186A立港甲线输入电量为3663000 kWh，输出电量为3670000 kWh，线损率为-0.19%。186A立港甲线接在110 kV正母运行，母联未合上，正母副母分列运行。

电量系统中186A立港甲线的电能表遥测数据：2月28日20点电能表遥测数据，正母电压：（Ua=60.6 V，Ub=61.8 V，Uc=61.1V）。副母电压：（Ua=61.7 V，Ub=61.7 V，Uc=61.8 V），电能表遥测数据表明正母A相电压偏小。

根据初步理论计算分析，提高正母A相电压，则输入电量扩大倍数1.0104。

2月份调整过后的线损率由小负损变为正损。

2.2.3 解决措施

计量、变电运维到现场实测。4月28日计量现场测得：110 kV正母压变端子箱计量熔丝前电压Ua=61.6 V,Ub=61.6 V,Uc=61.6 V，计量熔丝后电压Ua=60.2 V,Ub=61.6 V,Uc=61.4 V，控制室电能表侧电压Ua=60.2 V,Ub=61.4 V,Uc=61.4 V。初步判断110 kV正母计量Ua熔丝可能接触不良，导致计量熔丝后的A相电压下降。变电运维现场检查，更换熔丝，表计A相电压升高，恢复正常。

4月底现场调整电压后，从5月起小负线损变为正线损，验证了理论分析的正确性，线损率数据如表3所示。

表3 186 A立港甲线线损率列表

2.2.4 总结分析

厂站侧二次回路问题：现场二次回路熔丝接触不好或其他区域连接松动，有压降，使得表计电压偏低，输入电量偏小，造成负线损。电流回路异常，电流数值偏小，导致输入电量偏小，造成负线损。表计精度不足，与电能表底码位数较少有关。互感器的比差、角差。线路两端表计时差。

3 结束语

同期线损是企业管理、线损管理与计算机信息技术融合应用的综合性课题。本文通过介绍同期线损系统及其数据治理经验，希望对线损治理工作具有启发意义。

继续推进深化营配调贯通，以专业数据集成为核心，实现电量源头采集、线损自动生成、指标全过程监控、业务全方位贯通，推进电量与线损管理标准化、智能化、精益化、自动化。

突破基础管理短板，组织各专业部门深入开展“日监测、月分析”，准确甄别技术降损重点、发现管理薄弱环节，进一步促进电能平衡异常分析、设备消缺、档案管理、表计异动等专业流程规范化。充分发挥线损管理在电网经济运行管理中的指导、监控作用，促进公司经营管理质效提升。