一次计量倍率错误引起的电量异常分析及防范措施

常仕亮,刘拧滔,杜 杰,冯 凌,周华勇,刘昊耘

(1.国网重庆市电力公司营销服务中心,重庆 401123;2.国网重庆市电力公司市南供电分公司,重庆 400065)

电能计量是供电企业生产经营管理工作的重要基础,是供电企业经营效益和质量水平的重要标志。电能计量装置运行过程中,其准确性是电费结算公平、公正的关键,也是计划用电、节约用电、线损管理等工作的重要保障。生产实际工作中,错误接线和计量倍率不一致导致的复合型计量故障时有发生,如不及时处理,将导致计量及电费差错,带来较大的供电服务风险,严重影响供电企业的社会形象。本文分析故障处理前后采集系统曲线数据的变化规律,结合误差理论,运用更正系数法与相对误差法,计算两个阶段的退补电量,提出详细防范措施,有效防范各种风险。

1 故障情况介绍

1.1 用户基本信息

某用户为10 kV高供低计专变用户,接线方式为三相四线,计量方式采用高供低计,配置计量专用电流互感器,电流互感器在营销业务系统中变比为75/5 A(现场铭牌变比为75/5 A,穿芯2匝),计量倍率为15;电能表采用0.5 S级三相四线智能电能表,电压规格为3×220/380 V,电流规格为0.015～0.075(6)A[1-2]。

1.2 事件经过

2023年3月3日,装表接电人员更换电能计量装置,误将智能电能表a相电流极性反接,同时3只电流互感器穿芯匝数由2匝误穿为1匝(铭牌标注变比75/5 A时,应穿芯2匝),造成现场安装计量倍率与营销业务系统计量倍率不一致。2023年4月7日,现场更正智能电能表a相电流极性反接,恢复正确接线。

2023年3月3日—2023年4月1日电量已结算,由于现场负荷较大,一次负荷电流超过150 A,2023年4月2日以后直接启用150/5 A的电流互感器,在营销业务系统将电流互感器变比更正为150/5 A。

1.3 采集系统曲线数据

选取2023年3月21日的电压、电流曲线数据,具体见表1、表2。

表1 电压曲线 V

表2 电流曲线 A

由表2可知,智能电能表a相电流呈现负电流,电流方向异常。

2 计量故障分析

2.1 电流异常分析

由于该用户智能电能表a相呈现负电流,现场使用电能表现场检验仪,测试参数数据:显示电压正相序,Ua=236.1 V,Ub=236.5 V,Uc=236.2 V,Ia=-0.181 A,Ib=0.11 A,Ic=0.09 A,3个元件相位角:φa=206°,φb=27°,φc=25°。现场测试相量图见图1。

图1 三相四线智能电能表相量图

电能计量装置接线图见图2。

图2 三相四线电能计量装置接线图

2.2 电流互感器变比异常分析

对电流互感器而言,忽略励磁磁势,得出磁势平衡方程[3]:

I1N1=I2N2

(1)

2023年3月3日,装表接电人员误将3只电流互感器穿芯匝数由2匝穿为1匝(铭牌标注变比75/5 A时,应穿芯2匝,计量倍率为15),得出二次绕组匝数:

(2)

电流互感器由2匝穿芯为1匝的实际变比为

(3)

因此,电流互感器穿芯1匝的实际变比为 150/5 A。

3 恢复后运行状态分析

3.1 采集系统曲线数据

电流互感器a相电流极性反接故障于2023年4月7日处理,恢复正确接线,恢复后的电压、电流数据见表3、表4。

表3 电压曲线 V

表4 电流曲线 A

由表4可知,2023年4月7日处理电流互感器a相电流极性反接故障后,a相负电流消失,计量恢复正常。

3.2 现场运行状态分析

现场使用电能表现场检验仪,测试参数数据:显示电压正相序,Ua=237.3 V,Ub=237.7 V,Uc=237.2 V,Ia=0.21 A,Ib=0.12 A,Ic=0.09 A。3个元件相位角:φa=21°,φb=23°,φc=22°。现场测试相量图见图3。

图3 现场测试相量图

4 退补电量

第一阶段2023年3月3日—2023年4月1日期间,电流互感器a相极性反接,营销业务系统电流互感器变比为75/5 A,现场实际变比为150/5 A;第二阶段4月2日—4月7日期间,电流互感器a相极性反接,由于负荷较大,4月2日以后电流互感器变比直接启用150/5 A,营销业务系统电流互感器变比更正为150/5 A,现场实际变比为150/5 A。两个阶段电量起止信息见表5。

表5 电量起止信息 kW·h

根据表5中的正向有功总电量起止信息,结合误差理论,运用更正系数法与相对误差法,计算两个阶段的退补电量。

4.1 第一阶段退补电量

4.1.1 更正系数法

(4)

退补电量ΔW计算如下:

≈2 080(kW·h)

(5)

ΔW>0,说明少计量,应追补约2 080 kW·h的电量。

4.1.2 相对误差法

绝对误差计算如下:

ΔP=P′-P

(6)

相对误差计算如下:

(7)

退补电量ΔW计算如下:

(8)

由于相对误差为负误差,说明少计量,应追补约2 080 kW·h的电量。

由以上分析可知,更正系数法和相对误差法计算出第一阶段的退补电量完全一致。

4.2 第二阶段退补电量

4.2.1 更正系数法

(9)

退补电量ΔW计算如下:

≈397(kW·h)

(10)

ΔW>0,说明少计量,应追补约397 kW·h的电量。

4.2.2 相对误差法

相对误差计算如下:

(11)

退补电量ΔW计算如下:

≈-397(kW·h)

(12)

由于相对误差为负误差,说明少计量,应追补约397 kW·h的电量。

由以上分析可知,更正系数法和相对误差法计算出第二阶段的退补电量完全一致。

第一阶段追补电量约为2 080 kW·h,第二阶段追补电量约为397 kW·h,两个阶段追补电量共计约2 477 kW·h。

5 防范措施

5.1 管理措施

5.1.1 新装管理标准化

对于计量方案制订、设计审查、竣工验收等新装环节,严格执行《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448—2016 )、《电能计量装置安装接线规则》(DL/T 825—2021)等规程要求,从安全性、准确性、防窃电性等方面严格把好关,对存在的问题实行闭环管理。

5.1.2 运行管理自动化

依托用电信息采集和营销业务应用等系统,对首次检验、周期检验等运行环节实行自动化管理,根据检验周期,自动发布首检、周检等工作任务单,确保Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类电能计量装置首检、周检全覆盖,首检率和周检率达到100%。

5.1.3 故障处理智能化

对错误接线与计量倍率不一致引起的计量故障,应实行自动化、智能化管理,一旦生成故障工单,及时处理,以提升计量在线监测应用水平。同时,全面提高采集系统数据质量,提升采集系统计量故障甄别能力,实现故障处理智能化。

5.2 技术措施

5.2.1 电能表

具有正反向送电的供电线路,应配置计量正反向有功电量,以及计量感性和无功电量的智能电能表[4]。

5.2.2 互感器

互感器额定二次负荷可根据实际负荷选用,保证实际二次负荷应在25%～100%的额定二次负范围内。计量用电压互感器、电流互感器、电能表在投入运行前,应经法定计量检定机构检定合格[4]。

5.2.3 电流互感器额定电流

根据用电容量正确选择电流互感器变比,电流互感器额定一次电流应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60%左右,至少应不小于30%[4]。

5.2.4 二次回路接线

计量用互感器二次回路连接导线应采用铜质单芯绝缘线,电流互感器二次回路导线截面应不小于4 mm2,电压互感器二次回路导线截面应不小于2.5 mm2。 电压、电流二次回路A、B、C各相导线应分别采用黄、绿、红色线,中性线应采用黑色线或采用专用编号电缆,电压、电流回路导线应加装与图纸相符的端子编号。电流互感器二次绕组与智能电能表之间应采用分相接线[5]。

5.2.5 采用专用计量绕组

采用计量专用电压互感器、电流互感器,或电压互感器、电流互感器计量专用二次绕组[4]。

6 结论

电流互感器a相极性反接,穿芯匝数由2匝穿为1匝,由此出现错误接线与计量倍率复合型计量故障,引起电量异常,带来计量失准等风险,还影响供电服务质量,严重者甚至会引发社会舆情,因此应从管理和技术2个方面采取有效措施加以防范。日常工作中,应加强用电信息采集系统计量在线监测,及时处理计量故障,有效避免计量故障引发的各种风险,提高电能计量装置运行质量。