浅谈电网负线损成因及分类

曹玄烨，王皓靖，沈怿烨，施 勇

(1.上海电力学院，上海 200090；2.国网上海市电力科学研究院，上海 200437；3.国网上海市电力公司浦东供电公司，上海 200122；4.国网上海市电力公司崇明供电公司，上海 202150)

线损，即电能在输配、营销过程中所产生的损耗，是考核电网经营企业综合实力的核心经济技术指标，也是国家电网公司对各省市基层公司的重要考核指标之一。

正常工况下，由于电网中各元件的阻抗对电能具有损耗作用，所以理论上线损现象无法避免且线损率总为正值，即((供电量-售电量)/低压台区供电量)×100%>0。

然而实际上，统计周期内某些配电线路可能会出现表计供电量小于表计售电量的负线损现象。它主要是由计量设备采集误差和低压台区信息管理不善等原因造成，是一种可以通过强化监管力度而降低发生概率的故障现象。大部分负线损现象的成因存在共性，但在实际工况下，由于负线损不符合技术(理论)线损特性，所以负线损现象总是呈现出持续性、复杂性和多样性的特点。这使得工作人员一般只能通过逐点排查现场设备运行情况、翻查工作记录的方式对可能存在的问题进行排查。

电力工作者一般将负线损根据线损率的量值尺度或进行分类。从量值角度来看，统计期内，线损率的计算区间处于[-1%,0%)，则称线路出现小负损。通过分析现场出现小负损的供电线路，其线损率与历史同期值之间的误差往往呈现符合系统误差特征的单向性与规律性，并且其故障成因通常与计量装置相关。

1 成因分析

参考相关文献，对负线损的成因进行定性分析。可以将负线损的成因归结为4种：计划失误、安装失误、设备故障、信息管理失误。

1.1 计划失误

计划失误一般是指，当工作人员对设备(变压器、电能表、电能表互感器)进行配置或更变时，由于没有做好对网架结构和原有设备运行情况的调研工作，导致新配置的设备型号不匹配、运行状态不正常的情况。

常见的计划失误分为三种：“1.互感器配置不合理”；“2.电能表倍率不匹配”；“3.总表前接电”。其中“1.互感器配置不合理”是由于：一般在设计电能表互感器变比参数时，工作人员会根据变压器的容量进行配置，但是当供电半径变压器的实际运行效率，远低于(或高于)设计预期(即现场运行负荷实际不符合配置要求)，计量回路电流低于(或高于)电能表额定电流，使得表内元件转动机构无法克复阻尼(或磁滞效应)，使电表运行于非线性特性区间，导致供电量少计，发生负线损。这种情况一般会导致负损率稳处于[-1%，0%)的稳定小负损。

“2.电能表倍率不匹配”是指在安置或者更换电能表后，供电范围内售电侧(用户)或者供电侧(总表)电能表的选型失误(计量精度不匹配-计量精度过低、互感器变比倍率不匹配-用户侧变比大于实际值)会导致供电侧少计(或售电侧多计)、产生负线损。“3.总表前接点”是指，当供电出现临时用电用户或者新用户接电时，由于疏于管理，导致用户接电处在总表之前、网架结构不合理，导致部分供电量未计入供电总表。这两种情况排查对象多、地理范围广，故障点难于排查，所以容易造成长期负损。

电流互感器测量次级特性曲线见图1。电表倍率差异导致负线损原理图见图2。

图1 电流互感器测量次级特性曲线

图2 电表倍率差异导致负线损原理图

1.2 设备故障

从电子设备可靠性的角度来看，电能表寿命期可以分为：早期失效(Infant Mortality)、正常使用期(Useful Life)、损耗老化失效期(Wear-out)，电能表各阶段的失效率和时间的关系遵循浴盆曲线。

设备在工作过程中，可能会因为“长期运行在非正常工作环境”、“元器件老化”、“外力作用”、“金属线路氧化”等问题，造成设备丧失某些规定功能，从而导致整个系统运行出错。设备可靠性体现在负线损问题中主要可以分为“1.三相负荷不平衡”；“2.总表某相电流电压异常”；“3.电能表时钟差”；“4.用户电能表故障”；“5.总表故障”；“6.故障数据补全不合格”。

“1.三相负荷不平衡”和“2.供电侧电能表某相电流电压异常”的故障成因比较类似，其本质都是由于外界因素导致计量装置运行在非正常的工作工作条件下导致负线损现象。“1.三相负荷不平衡”是由于供电范围内网架结构、负载配置不合理，导致三相不平衡，供电侧电能表某相电量超出额定值，导致供电量少计，这种现象一般由于三相不平衡导致的计量误差与实际值相差较小，容易产生小负线损。而“2.供电侧电能表某相电流电压异常”的成因是由于供电总表某相电流线或电压线发生氧化松动或者总表接线盒螺丝松动导致线路阻抗非正常增高，计量装置本身的二次压降减少，最终导致供电量少计。两种故障的解决方式略有差异，第一种需要工作人员在供电范围内内调整负载大小、调整供电半径、调整输配电进出线、增加无功补偿装置等方式优化配置，以此解决负线损问题。而第二种可以通过定期计量装置的更换从而降低故障概率。

此外对于计量装置来说，其组成部分由电能表、电流互感器、计量用的电压互感器和相互关联的二次回路组成，其误差代数和为：

γ=γb+γh+γd

式中γb——电能表的相对误差(%)；γh——互感器合成误差(%)；γd——电压互感器二次导线压降误差(%)。

计量装置的工作环境中存在轻载、过载、谐波、强磁场等非正常工作态(电能质量、问题)造成影响，导致计量装置误差累计。

“3.电能表时钟差”；“4.用户电能表故障”；“5.供电侧电能表故障”；“6.故障数据补全不合格”体现了计量装置自身故障概率随时间变化的自然特性。

电子设备失效率与使用周期的关系见图3。

图3 电子设备失效率与使用周期的关系

根据系统召测电能表数据的原理，采集终端可以依照通信规约对电能表发出召测指令，指令下达的时间会与电能表内部的时钟自动进行比对，然后电能表会将数据与时标封装上传，即数据冻结。所以“3.电能表时钟差”的现象可以表示为：当电能表发生故障，发生重启操作或延迟工作，召测的时间与电能表供电量冻结的时间不能统一，会造成供电量少计的问题。(如供电侧电能表显示数据略微早于用户电能表数据冻结，导致数据不匹配)因此造成负线损现象。

“4.用户电能表故障”一般指，当用户电能表收到外界因素或者零件老化等因素影响，用户侧电能表发生飞走或者计量超差等异常现象，导致用户侧电量采集数值异常增高；“5.供电侧电能表总表故障”则是表现为供电侧电能表或互感器，由于配用电异常导致故障或烧毁，导致供电侧电能表总表计量值出现异常导致负线损故障。“6.故障数据补全不合格”表示在采集系统对用户端数据进行采集时，如果输入数据发生坏值与无响应的情况，采集系统(或电表)一般会利用经验公式对数据进行补全。如果出现大量的无效采集值，会导致补全值数据大量失真，并导致售电量失真的情况。

设备故障导致的负线损状况难以避免，但是通过电网例行的设备更换可以一定程度的减小故障概率，从而降低负线损概率。

1.3 安装失误

安装失误，一般是由于施工人员专业水平或综合素质较低造成的人为故障。常见的安装失误分两种“1.供电侧电能表二次负载较大(计量装置未按照要求安装)”；“2.供电侧电能表、联合接线盒接线错误”。

“1.供电侧电能表二次负载较大”一般是工作人员在对供电侧电能表(供电侧)进行安装时，安装位置不合理、电量表接线截面过小、连接点松动，导致二次电压降低，使得供电量在统计期内少计。“2.供电侧电能表、联合接线盒接线错误”则主要体现在施工人员过于粗心，出现电能表各式接线错误，极大影响电能表计量准确度，出现电能表少计、漏记、不计数等异常现象。

安装失误属于施工管理问题，其中“1.供电侧电能表二次负载较大”容易出现小负损，“2.供电侧电能表、联合接线盒接线错误”一般难以排查，容易形成长期负损。想要降低安装失误，主要需要增强施工单位考核模式、增强施工监管力度。

1.4 信息管理失误

当供电范围内用户信息或者配电设备进行更新时，工作者需要及时将管理系统内的数据进行更新，如果档案信息不匹配或者出错，会导致统计期内供、售电信息不匹配，从而出现管理线损。

通常信息管理失误常见的负线损成因有“1.供电侧电能表互感器变更导致突发线损”；“2.供电范围内用户档案更新不及时”；“3.低压台区低压侧互供关系信息不匹配”。

“1.供电侧电能表互感器变更导致突发线损”指，当供电范围内的总表互感器进行更换后，系统内互感器的变比数据未及时更新，导致实际变比与系统内变比造成差异，所以统计期内用电采集系统会出现供电量大于售电量的情况。

“2.供电范围内用户档案更新不及时”的成因与第一种类似，是由于用户档案变更信息未及时录入系统，导致低压台区实际情况与系统内记录值，产生不一致。分析具体情况，这种现象又可以分成传统的“现场低压负荷调整等异动引起营销、采集与现场低压台区档案不一致”和“新增光伏发电用户档案未接入采集”两种。

表1

目前从电力公司的角度，分布式光伏发电分为两种管理模式“自发自用”和“余电上网”等两种方式，由于政府对分布式电源的奖励机制，一般用户侧都会对分布式电源的发电量和上网电量进行监控。但是如果用户侧接线有误、即自发自用光伏发电量上网或者新增余电上网的用户并没有监控到位，可能发生用采系统信息不匹配的情况，导致低压台区内实际供电量少计，出现负线损。

图4 光伏发电量全部自发自用时潮流方向

图5 光伏发电量余电上网正常潮流方向

“3.低压台区低压侧互供关系信息不匹配”主要会引发突发线损，其成因通常是由于低压台区内配变故障或遇见了特殊用电时期(低压台区内相互供电)，但是工作人员未及时对系统信息进行维护与更新导致系统内供电信息与实际情况不相符。

2 35 kV及以上线路小负损现象

目前，根据上海市电网线损统计工作结果，35 kV及以上的输电线路中有大量[-1%，0%]的小负损。就上海浦东为例。2017年浦东公司所属35 kV及以上线路共有553条，按照[±0.1%,±5%][511]为合理的统计区间，合理数量为399条，合理率为72.15%。其中有90条出现小负损的线路占比16.27%。

2.1 典型案例

浦东公司所属两条110千伏用户专线镇磁1527、银磁1519半年多来始终未达合理区间。经过半年多来的数据并通过日电量的综合跟踪分析发现：线路供电侧流变变比为800/5,而用户侧流变变比仅为250/5，二端CT倍率差达到3.2倍，而2条线路线损率的日、月波动区间平稳，同时在售电量增加的情况下线损率偏差有所收敛，由此判定不合理原因为供、售电侧流变变比差过大，同时与线路负载率关系较大，上述两条线路线损率也应视为在合理范围内。

2.2 成因分析

35kV及以上的线路属于高压线路。其数量相对较小，运维要求高，根据《上海市电力公司线损精细化工作技术导则(实行)》要求高压线路的线损分析需要进行精细对比并装配数字式电能表进行计量。

浦东地区35 kV及以上线路出现的问题大部分是小负损，其线损率小、持续时间长，计量装置符合系统误差的特征，其起因应该属于设备故障或被运行于非正常工作状态。根据概率统计原理，一条线路上，计量装置中互感器与电能表的可靠性模型可以近似为各部件相互独立的串联系统，计量系统的实际故障率可以表示为

式中R(t)——计量系统故障率；λi(t)——部件可靠性函数；t——装置工作时间；X(t)——使用状态；τ——检修周期。

根据国网公司要求，每年电力公司都会对35 kV及以上的电压互感器和电表进行检查与更换，且浦东35 kV及以上出现负损线路的线损率呈现持续性。所以可以基本排除计量装置与互感器本身故障导致负线损现象。预测电网设备配置问题与非正常运行状态是高压线路产生负线损的主要原因。

3 结语

对于电力公司而言，如何加强台区线损的管理能力、降低台区内输配电过程中产生线损现象的概率，是提升电能管理效率、增强国网公司综合实力的重要任务。目前上海市内的高低压输配电线路依旧存在大部分不合理的负线损，这些负线损现象的起因往往复杂且难以排查，为相关从业人员带来了巨大的工作复杂度。

目前对于负线损原因排查与治理模式，并没有一个较为系统的工作规程。但是根据经验分析，可以将问题的处理模式分为以下几类。

(1)分析业务系统内台区档案与现场实际差异

1)核对营销、采集系统内电能表倍率是否与现场实际相符。如营销系统或采集系统存在表计倍率与实际情况不符；台区总表倍率在营销系统录入值小于现场实际倍率；用户电能表倍率在营销系统录入值大于现场实际倍率等。

2)营销自动化系统中用户关系与现场实际不符，如果低压用户电能表存在跨台区情况，导致台区用电量多计，台区呈现负损。

(2)分析计量采集设备运行情况

1)用户电能表故障，导致用户用电量多计。常见电能表故障有电能表烧毁、误差超差、表计飞走、倒走等情况。

2)总表接线错误，导致电量漏计。总表错接线一般都会造成电量少计。

(3)核查采集数据异常问题

1)通过用电信息采集系统核查台区采集成功率(主要是用户电能表)，汇总采集失败表计明细，分析采集失败表计是否存在数据补全情况；是否存在抄表时间滞后于系统取数时间造成台区负损。

2)核查低压台区下光伏用户是否正常采集(重点是台区总表反向电量与实际上网电量是否一致)

3)通过采集系统查询表计时钟是否存在超差的情况。现场对此类表计进行实地核查，检查电能表是否报错。时钟错误将导致电能表日冻结底码统计错误，台区线损率出现正负交替现象。

(4)技术问题分析

1)总表倍率配置不合理，主要表现在互感器配置过大、三相负荷不平衡、台区总表二次负载过大等原因造成台区供电量少计，出现负损。根据过去负线损的治理经验，根据发生故障概率高低进行排序，对设备进行逐一排查。

2)引入多维数据，将谐波、电磁干扰、负荷变化情况引入负线损分析，寻找关联关系，并针对相关设备或工艺进行排查。

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