CN111598380A - 一种配电线路负损原因判别方法 - Google Patents

Abstract

一种配电线路负损原因判别方法，所述方法通过获取线路供售电量、关口倍率、配变电量多方信息，结合线路长期持续负损、线路反复出现负损、线路突发负损状态对应分析算法，准确判别导致线路负损原因。附图为线路突发负损状态原因判别流程。本发明提出的配电线路负损原因判别方法，能一定程度解决10kV配电线路负损线路原因排查难、治理速度慢的问题，能提升线路异常治理效率，指导电力系统运维人员针对性整改和消缺，对全面提升基础数据质量、排查系统存量问题有重要意义。

Description

一种配电线路负损原因判别方法

技术领域

本发明涉及一种配电线路负损原因判别方法，属电网技术领域。

背景技术

目前，电力系统对配网损耗采取“四分”管理办法，即依据分线、分区、分压、分台区四个维度计算，对电能传输过程损耗进行准确评估，如今10kV配电线路分线线损也逐渐成为配网运维的重要指标之一。但由于配电网线路复杂，基础信息及台账不准确，电量采集设备故障频发等问题，导致线路时常出现“负损”现象，所以消除配电线路负损，提升分线线损指标对电力系统精益化管理也有重要意义。

如今电力系统通过梳理负损线路排查基础台账问题，但对线路负损原因分析与治理主要集中在线下，通过供售电量数值异常发现配电线路产生负损，但研判具体负损原因没有一套完整可靠的方法，且配网线路结构复杂、线路参数干扰因素多，导致排查过程耗时长，负损治理工作量大、效率低。

发明内容

本发明的目的是，为了解决10kV配电线路负损线路原因排查难、治理速度慢的问题，为了能提升线路异常治理效率，指导电力系统运维人员针对性整改和消缺，本发明提出一种配电线路负损原因判别方法。

实现本发明的技术方案如下,一种配电线路负损原因判别方法,所述方法通过获取线路供售电量、关口倍率、配变电量多方信息，结合线路长期持续负损、线路反复出现负损、线路突发负损状态对应分析算法，准确判别导致线路负损原因。

所述长期持续负损指在近20天线损率曲线图，每天线损率均在-1％以下；所述线路反复出现负损指在近20天线损率曲线图，有两次及以上线损正常与负损交替出现情况；所述线路突发负损指在近20天线损率曲线图，线损率有且仅有一次由正常变为负损。

所述获取线路供售电量、关口倍率、配变电量多方信息包括：

负损线路近20天供电量明细，包括供电量配置明细：线路关口电量、分布式电源的名称及供电量，配电线路关口表倍率；

线路近20天售电量明细，包括线路下挂接所有公用变压器与专用变压器的名称、电量、变比信息，以及分布式电源售电量；依据供售电量绘制电量曲线、线损率曲线图。

所述线路长期持续负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路智能看板中电量曲线图，判断线路供售电量是否变化一致，将20天线路供电量数据作为数列{X_i}，售电量数据作为数列{Y_i}，分别计算供电量、售电量平均值

再计算供售电量皮尔逊相关系数：

当供售电量两者的皮尔逊相关系数ρ≥0.9，则判断线路供售电量变化一致；初步判定线路负损原因为线变关系错误，将获取的配电线路下的公专变明细表与供电所基础台账核对，有必要与现场实际情况对比进一步确认；

(2)若皮尔逊相关系数ρ＜0.9，说明供售电量无明显关系；则继续核查线路分布式电源配置是否完整，通过核对线路售电量中反向电量来判断；配电线路下若挂接分布式电源，则该电源反向表底应记录有电量，表明该分布式电源对线路有输入电量；与线路供电量明细进行核对，确认是否因分布式电源未配置或错误配置，导致未将分布式电源反向电量纳入线路供电量而导致负损；

(3)若线路下不存在分布式电源，则初步判断为线路关口计量问题，可能出现关口计量缺相等导致供电量下降情况。

所述线路反复出现负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路供售电量曲线图，判断供电量是否有明显下降，以下降幅度超20％为依据；若存在明显下降，将问题定位至线路供电量错误；核查线路关口表电量是否缺失，若缺失则问题确定为线路关口采集故障；再继续核查线路分布式电源配置是否完整；若配置完整无电量，则负损原因为分布式电源电量采集故障；若配置不完整则判定问题为分布式电源未配置，导致未将分布式电源反向电量纳入线路供电量而导致负损；

(2)输入电量正常无误条件下，核查供售电量曲线是否出现错位现象，类似线路长期持续负损情况中的步骤(1)，计算20天线路供电量数据{X_i}、售电量数据{Y_i}的皮尔逊相关系数ρ₀；再将供电量的数据向前调整一天，对应关系从原本的(X_i,Y_i)(i＝1,2...20)，调整至(X_i+1,Y_i)(i＝1,2...19)，计算该19组数据的皮尔逊相关系数并记为ρ₁；若两者满足ρ₀＜0.9且ρ₁≥0.9，则判断供售电量曲线呈现错位现象，此情况可将问题确定为关口表计时钟错误，即线路关口采集的电量为前一天电量，与线路售电量不呈现对应关系，导致线路出线反复负损；

(3)若供售电量曲线未出现错位现象，出现关口倍率较大(20000以上)售电量较小(一般2000kWh或线路倍率十分之一以下)的情况，则初步判定为因关口表计量精度不足情况引起反复负损；

(4)若未出现，则继续核查线路下是否有专用变压器由双电源供电；若有则判定为专变反复更改主供线路引起，若无则初步判定为公专变变比有误。

所述线路突发负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路供售电量曲线图，判断线路供电量是否有明显下降，以下降幅度超20％为依据；若输入电量有明显下降核查线路关口电量是否为零，若为零则判定为线路关口采集故障；若线路变电站关口电量未出现问题，核查线路下是否挂接分布式电源；若无分布式电源初步判定为线路临时倒负荷，切改后，GIS、PMS系统建模、维护线上工作未能及时跟进；若线路下存在分布式电源，需核对电源同期电量是否存在异常，计算近20天电量平均值的20％为判据，若未超过则同样判定负损原因为临时倒负荷；若分布式电源出现电量为零情况，则判断为分布式电源采集故障；

(2)若线路输入电量未发生明显下降，则线路突发负损原因出现在售电端；核查线路下所有公专变电量明细，结合配变同期电量，绘制线路发生负损前后配变电量曲线图，观察是否存在电量异常值；同样以超过配变近20天售电量平均值的20％为判据，判断出现配变表底跳码问题；若无此类问题则判定为线路下可能存在新增分布式电源未在系统中配置问题。

所述线损率为：线损率＝(供电量-售电量)/供电量*100％；

线损率小于-1％时称为“负损”。

本发明的有益效果在于，本发明提出的配电线路负损原因判别方法，能一定程度解决10kV配电线路负损线路原因排查难、治理速度慢的问题，能提升线路异常治理效率，指导电力系统运维人员针对性整改和消缺，对全面提升基础数据质量、排查系统存量问题有重要意义。

附图说明

图1为线路长期持续负损原因判别流程；

图2为线路反复负损原因判别流程；

图3为线路突发负损原因判别流程；

图4为本实施例供售电量曲线；

图5为本实施例11.7号至26号线损率曲线；

图6为本实施例11.7号至24号线损率曲线。

具体实施方式

配电线路负损包括线路长期持续负损、线路反复负损、线路突发负损，其负损原因的判别流程分别如图1、图2和图3所示。

现以某公司35kV变电站10kV线路为例对本发明做进一步说明。

某市某公司35kV田塘变电站10kV水晶线从2019年11月26日发现突发性负损，11月26号日线损率-106.26％，供电量7820kWh，售电量16170.6kWh，损失电量为-6112.7kWh。

按照本发明方法，首先从一体化电量与线损管理系统中获取水晶线近20天的供、售电量如表1，以及供电量配置明细(线路关口电量、分布式电源的名称及供电量)、配电线路关口表倍率如表2。获取线路近20天售电量明细，包括线路下挂接所有公用变压器与专用变压器的名称、电量、变比信息等。依据供售电量绘制电量曲线、线损率曲线图如图4至图6。

表1水晶线近20天供售电量

表2线路供电量配置与倍率

由于11月7号至24号线损率数值较小，剔除25、26两天线损率将剩下数据作图6所示。

按本发明方法要求，依据近20天线损率数据及曲线图，线损率在7号至24号期间均为发生负损，仅在25号线损由正常变为负损(线损率在-1％以下)，所以将线路划分为突发性负损线路。对应本发明线路突发负损情况，突发负损情况下原因判别流程，观察线路供售电量曲线图，判断线路供电量是否有明显下降。计算线路25号发生负损时供电量下降幅度为(20160-7520)/20160*100％＝62.7％，超过20％判定为供电量明显下降，但未线路关口电量未下降至零，可初步排除线路关口采集故障。接着核查水晶线线路关口配置，依据表2可知，线路下未挂接分布式电源，可判断判断输入电量没有问题。至此依据本发明中突发性负损原因判别流程可将原因定位至临时倒负荷。

依据本发明方法判定线路负损原因为临时倒负荷原因后，后经线路运维人员进入调度OMS系统查看10kV水晶线运行方式是否于近期发生变化。

通过11月25日调度日志当班分析报告中得知：11月25日10kV水晶线#43杆后所有负荷倒由10kV义峰线供电，可确认水晶线突发性负损原因确实为临时倒负荷。利用本发明提出的一种配电线路负损原因判别方法可完成对线路负损原因的迅速、准确判别。

Claims (7)

1.一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述方法通过获取线路供售电量、关口倍率、配变电量多方信息，结合线路长期持续负损、线路反复出现负损、线路突发负损三种状态对应分析算法，准确判别导致线路负损原因。

2.根据权利要求1所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述线路长期持续负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路智能看板中电量曲线图，判断线路供售电量是否变化一致，将20天线路供电量数据作为数列{X_i}，售电量数据作为数列{Y_i}，分别计算供电量、售电量平均值

再计算供售电量皮尔逊相关系数：

当供售电量两者的皮尔逊相关系数ρ≥0.9，则判断线路供售电量变化一致；初步判定线路负损原因为线变关系错误，将获取的配电线路下的公专变明细表与供电所基础台账核对，有必要与现场实际情况对比进一步确认；

(2)若皮尔逊相关系数ρ＜0.9，说明供售电量无明显关系；则继续核查线路分布式电源配置是否完整，通过核对线路售电量中反向电量来判断；配电线路下若挂接分布式电源，则该电源反向表底应记录有电量，表明该分布式电源对线路有输入电量；与线路供电量明细进行核对，确认是否因分布式电源未配置或错误配置，导致未将分布式电源反向电量纳入线路供电量而导致负损；

(3)若线路下不存在分布式电源，则初步判断为线路关口计量问题，会出现关口计量缺相等导致供电量下降情况。

3.根据权利要求1所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述线路反复出现负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路供售电量曲线图，判断供电量是否有明显下降，以下降幅度超20％为依据；若存在明显下降，将问题定位至线路供电量错误；核查线路关口表电量是否缺失，若缺失则问题确定为线路关口采集故障；再继续核查线路分布式电源配置是否完整；若配置完整无电量，则负损原因为分布式电源电量采集故障；若配置不完整则判定问题为分布式电源未配置，导致未将分布式电源反向电量纳入线路供电量而导致负损；

(2)输入电量正常无误条件下，核查供售电量曲线是否出现错位现象，计算20天线路供电量数据{X_i}、售电量数据{Y_i}的皮尔逊相关系数ρ₀；再将供电量的数据向前调整一天，对应关系从原本的(X_i,Y_i)(i＝1,2...20)，调整至(X_i+1,Y_i)(i＝1,2...19)，计算该19组数据的皮尔逊相关系数并记为ρ₁；若两者满足ρ₀＜0.9且ρ₁≥0.9，则判断供售电量曲线呈现错位现象，此情况将问题确定为关口表计时钟错误，即线路关口采集的电量为前一天电量，与线路售电量不呈现对应关系，导致线路出线反复负损；

(3)若供售电量曲线未出现错位现象，出现关口倍率较大、售电量较小的情况，则初步判定为因关口表计量精度不足情况引起反复负损；

(4)若未出现，则继续核查线路下是否有专用变压器由双电源供电；若有则判定为专变反复更改主供线路引起，若无则初步判定为公专变变比有误。

4.根据权利要求1所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述线路突发负损原因判别步骤如下：

(1)观察线路供售电量曲线图，判断线路供电量是否有明显下降，以下降幅度超20％为依据；若输入电量有明显下降核查线路关口电量是否为零，若为零则判定为线路关口采集故障；若线路变电站关口电量未出现问题，核查线路下是否挂接分布式电源；若无分布式电源初步判定为线路临时倒负荷，切改后，GIS、PMS系统建模、维护线上工作未能及时跟进；若线路下存在分布式电源，需核对电源同期电量是否存在异常，计算近20天电量平均值的20％为判据，若未超过则同样判定负损原因为临时倒负荷；若分布式电源出现电量为零情况，则判断为分布式电源采集故障；

(2)若线路输入电量未发生明显下降，则线路突发负损原因出现在售电端；核查线路下所有公专变电量明细，结合配变同期电量，绘制线路发生负损前后配变电量曲线图，观察是否存在电量异常值；同样以超过配变近20天售电量平均值的20％为判据，判断出现配变表底跳码问题；若无此类问题则判定为线路下存在新增分布式电源未在系统中配置问题。

5.根据权利要求1所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述多方信息包括：

负损线路近20天供电量明细，包括供电量配置明细：线路关口电量、分布式电源的名称及供电量，配电线路关口表倍率；

线路近20天售电量明细，包括线路下挂接所有公用变压器与专用变压器的名称、电量、变比信息，以及分布式电源售电量；

依据供售电量绘制电量曲线、线损率曲线图。

6.根据权利要求1所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述长期持续负损指在近20天线损率曲线图，每天线损率均在-1％以下；所述线路反复出现负损指在近20天线损率曲线图，有两次及以上线损正常与负损交替出现情况；所述线路突发负损指在近20天线损率曲线图，线损率有且仅有一次由正常变为负损。

7.根据权利要求5所述的一种配电线路负损原因判别方法，其特征在于，所述线损率为：线损率＝(供电量-售电量)/供电量*100％；

线损率小于-1％时称为“负损”。

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