论文部分内容阅读
摘要：线损率是反映电网企业运营水平的综合经济技术指标，更是降本增效的重要措施之一。依托已有技术和同期系统，公司开展了同期线损管理精准管控，推进管理大跨越，推动电网质量效率变革。
关键词：同期系统;精准管控
国家电网公司深化同期线损系统应用，以降损增效为目标，推进线损管理向扁平化、精准化管控转变。我所在的供电公司依托国网同期一体化线损系统，全面开展基础指标整改提升，优化工作流程，找准电网建设和管理的薄弱环节，广开思路，深入挖潜，逐步实现线损精准化管控和经济效益的持续提升。
1. 同期系统提质增效的精准管控思路
1关注应用，强化基础数据质量提升
一是打破系统间数据壁垒，实现数据同源，从“零星分散”向“专业统筹”转变，以计量自动化系统为自动采集唯一数据源，以生产 GIS系统为公用线路、公用台区基础档案唯一信息源，以营销信息化系统为专线、专变、台区变户基础档案唯一信息源。
二是一切以现场为准，持续开展“站线变户”一致性清理，特别是现场与系统一致性清理，在现场的基础上再次梳理系统间的对应关系一致性。2019 年电网公司将重点关注现场与系统间变户档案及对应关系一致性，开展现场抽查，并将结果纳入季度绩效考评，实现现场与系统间变户对应关系一致率的有效提升。
三是从应用角度出发，做好多业务部门协同，梳理三大系统基础档案。计量自动化系统馈线基础档案以 SACAD系统 10千伏运行的馈线为基准，开展线路数量、名称、考核表户档案、计量点信息、计量倍率等字段的档案清理，并与 GIS系统、营销系统进行比对，确保系统间数量、档案一致。计量自动化系统公变台区基础档案以营销系统为基准，开展台区数量、名称、考核表户、计量倍率、容量等字段的档案清理，并与 GIS系统、营销系统进行比对，确保系统间数量、档案一致。计量自动化系统原则上按照一个台区对应一台变压器进行清理，集中器下挂用户要与其匹配变压器下挂用户一致。需重点梳理公变台区与变压器的对应关系，变压器与配变终端、集中器的对应关系，变压器与集中器下所挂用户一致。
四是不断完善电子化移交流程，确保增量部分的设备异动基础档案及时更新，避免造成前清后乱。重点开展以下几项工作;协同基建、生技和调度部门共同推进三大专业系统电子化移交流程的履行，有效提升电子化移交及时闭环率，确保系统增量档案、数据及时更新;杜绝新投运台区、进行负荷切割台区及增容改造台区不在系统中建立户表档案就验收投运的情况发生。数据治理的落脚点在基层。为此，电网公司以供电所为单元，围绕“自动统计、精准分析、高效处理”的管控核心，努力实现“站线变户对应准确，线损变损比对清晰，异常原因清楚明白，跑冒滴漏心中有数”。
1.2聚焦指标，加大配网同期线损管理力度
配网同期线损管理工作的核心是“自动统计、精准分析、高效处理”。电网公司同期线损管理的重点目标首先是抓好指标的跟踪管控，包括主要指标、关联指标和显性指标三类。
主要指标方面，重点围绕线路、台区日自动计算率、台区日线损异常率、台区异常处置完成率、电子化移交及时闭环率指标进行跟踪和管控。
为加强主要指标管控，电网公司一是以形成完整的拓扑关系为发力点，着力提升线损自动计算率，实现线损变损比对清晰。二是以系统实用化为着力点，深度开展线损异常分析，落实异常原因清楚明白。三是以降低线损异常为切入点，扎实推进线损异常闭环处置，做到跑冒滴漏心中有数，建立快速有效闭环的异常处置业务流程，不仅要开展好线损异常处置，更要确保处置后线损异常回归正常。
同时，电网公司还重视对线损影响较大的关联指标管控。在 2019年的基础上，今年将继续提升专变电子化结算率向 100%的目标努力，同时加大力度提升公变电子化结算率，力争年度目标达到 98%及以上，低压客户电子化计算率达到 98%的目标提升，昀大限度减少抄核收对线损带来的影响。此外，还梳理能影响到线路、台区线损指标的统计、分析和处置的显性小指标，包括计量的互感器变比修改率、关口抄表差错率和抄核收的关口表码修改率等指标。通过指标过程化的跟踪和管控，以同期线损管理专项行动的全面开展倒逼“站线变户”关系实时准确率提升、低压集抄运行管理水平提升、配变终端运维水平提升、专变用户电子化结算水平提升，昀终实现营销基础管理水平大幅提升。
2. 同期系统提质增效的精准管控典型案例
典型案例一：通过日线损波动查处用户线路违约用电
某电网公司调控人员在进行用户线路日线损监测时发现 35千伏 AB线4月 20日线损率达到 26.91%，严重超标。查看历史数据 4月 1日以前日线损率始终在 0.03%左右波动，4月 2日以后线损率明显升高。
问题分析：35千伏 AB线只挂接某水泥厂和垃圾发电两个用户，经过排查，4月 2日 35千伏 AB线下挂大用户某水泥因设备检修报停，采集终端停运。该用户报停时间和线损率波动时间高度吻合，有很大嫌疑。白天安排人员现场查看，确实处于停产状态。但调取变电站 35千伏 AB线关口24小时电流运行数据发现，电流正向出现时间是 0～8点和20～24点，其他时间是发电上网的反向电流。据此分析，该用户利用设备检修申请报停，终端停运造成无采集数据，实际是白天停产，夜间生产，这样可以免交报停期间的基本电费，属于违约用电。
问题解决：现场查处并恢复采集后，实际表码与 4月 2日表码计算电量（7865.22～7812.06）×42000=2232720千瓦时，与报停期间线路的线损电量基本持平，从而进一步验证上述分析。采用此种方式，在月底申请报开运行，用电采集正常，月电量正常，月线损正常。如果只开展月度统计分析的话，根本无法反映出用户的违约用电情况。此公司对该用户按违约用电进行处理，共补交电费 40万元。
典型案例二：输电线路技术降损及管理降损
2019年 5月份以来，35千伏 BC线负荷持续升高，5月 23日 BC线昀大运行电流为 232安，负载率已达到 104.5%，日线损率昀高达到 2.85%。
技术降损问题分析：35千伏 BC线投运于 1993年，其中导线型号LGJ-70/LGJ-120/LGJ-185，线损率持续升高的主要原因是由于负荷的增长及部分 LGJ-70导线存在卡脖子问题。该线路提报大修改造预算资金需 700万元左右，导致项目批复困难。如果不能及时解决#32-#43杆 LGJ-70线路卡脖子问题，将严重影响线路正常运行，增加电网跳闸、断线风险，线损率亦将居高不下。
技术降损问题解决：通过对线路现状进行全面分析，公司运检部决定短期利用同杆架设的 CD线并网运行的方式来进行解决。6月 5日公司对35千伏 BC线进行停电，将 35千伏 CD线#1-#12段导线与 35千伏 BC线#32-#43段导线并列运行，35千伏 BC线线路载流量由 222安提升至 307安。
改造后 35千伏 BC线日线损率下降到1.3%左右，比改造前降低 1.48%。
管理降损：9月初，该公司在常态化日线损监测时，发现 35千伏 BC线日线损再次上升达到 15.21%，异常偏高。
问题分析及解决措施：该公司线损专责人按照线损异常核查“三步法”即“查线损率曲线、查电量变化、查 24点电流、电压”进行逐一排查，通过用电采集系统电压数据分析发现用户计量 PT存在失压问题。查清问题后，及时安排人员对现场进行确认和整改，9月 4日 11点计量电压恢复，9月 5日，日线损完成 1.39%，恢复正常。通过日线损常态化管控，本次计量故障从发现、处理到恢复正常共用 3天时间，工作效率明显提高。
参考文献
[1]王振峰，袁锋，夏成林.多措并举 全面提升 10kV同期线损指标[J].农村电工，2020，28（01）：53.
[2]李彦龙，李娜.台区同期线损管理的實践[J].农村电工，2019，27（10）：54.
关键词：同期系统;精准管控
国家电网公司深化同期线损系统应用，以降损增效为目标，推进线损管理向扁平化、精准化管控转变。我所在的供电公司依托国网同期一体化线损系统，全面开展基础指标整改提升，优化工作流程，找准电网建设和管理的薄弱环节，广开思路，深入挖潜，逐步实现线损精准化管控和经济效益的持续提升。
1. 同期系统提质增效的精准管控思路
1关注应用，强化基础数据质量提升
一是打破系统间数据壁垒，实现数据同源，从“零星分散”向“专业统筹”转变，以计量自动化系统为自动采集唯一数据源，以生产 GIS系统为公用线路、公用台区基础档案唯一信息源，以营销信息化系统为专线、专变、台区变户基础档案唯一信息源。
二是一切以现场为准，持续开展“站线变户”一致性清理，特别是现场与系统一致性清理，在现场的基础上再次梳理系统间的对应关系一致性。2019 年电网公司将重点关注现场与系统间变户档案及对应关系一致性，开展现场抽查，并将结果纳入季度绩效考评，实现现场与系统间变户对应关系一致率的有效提升。
三是从应用角度出发，做好多业务部门协同，梳理三大系统基础档案。计量自动化系统馈线基础档案以 SACAD系统 10千伏运行的馈线为基准，开展线路数量、名称、考核表户档案、计量点信息、计量倍率等字段的档案清理，并与 GIS系统、营销系统进行比对，确保系统间数量、档案一致。计量自动化系统公变台区基础档案以营销系统为基准，开展台区数量、名称、考核表户、计量倍率、容量等字段的档案清理，并与 GIS系统、营销系统进行比对，确保系统间数量、档案一致。计量自动化系统原则上按照一个台区对应一台变压器进行清理，集中器下挂用户要与其匹配变压器下挂用户一致。需重点梳理公变台区与变压器的对应关系，变压器与配变终端、集中器的对应关系，变压器与集中器下所挂用户一致。
四是不断完善电子化移交流程，确保增量部分的设备异动基础档案及时更新，避免造成前清后乱。重点开展以下几项工作;协同基建、生技和调度部门共同推进三大专业系统电子化移交流程的履行，有效提升电子化移交及时闭环率，确保系统增量档案、数据及时更新;杜绝新投运台区、进行负荷切割台区及增容改造台区不在系统中建立户表档案就验收投运的情况发生。数据治理的落脚点在基层。为此，电网公司以供电所为单元，围绕“自动统计、精准分析、高效处理”的管控核心，努力实现“站线变户对应准确，线损变损比对清晰，异常原因清楚明白，跑冒滴漏心中有数”。
1.2聚焦指标，加大配网同期线损管理力度
配网同期线损管理工作的核心是“自动统计、精准分析、高效处理”。电网公司同期线损管理的重点目标首先是抓好指标的跟踪管控，包括主要指标、关联指标和显性指标三类。
主要指标方面，重点围绕线路、台区日自动计算率、台区日线损异常率、台区异常处置完成率、电子化移交及时闭环率指标进行跟踪和管控。
为加强主要指标管控，电网公司一是以形成完整的拓扑关系为发力点，着力提升线损自动计算率，实现线损变损比对清晰。二是以系统实用化为着力点，深度开展线损异常分析，落实异常原因清楚明白。三是以降低线损异常为切入点，扎实推进线损异常闭环处置，做到跑冒滴漏心中有数，建立快速有效闭环的异常处置业务流程，不仅要开展好线损异常处置，更要确保处置后线损异常回归正常。
同时，电网公司还重视对线损影响较大的关联指标管控。在 2019年的基础上，今年将继续提升专变电子化结算率向 100%的目标努力，同时加大力度提升公变电子化结算率，力争年度目标达到 98%及以上，低压客户电子化计算率达到 98%的目标提升，昀大限度减少抄核收对线损带来的影响。此外，还梳理能影响到线路、台区线损指标的统计、分析和处置的显性小指标，包括计量的互感器变比修改率、关口抄表差错率和抄核收的关口表码修改率等指标。通过指标过程化的跟踪和管控，以同期线损管理专项行动的全面开展倒逼“站线变户”关系实时准确率提升、低压集抄运行管理水平提升、配变终端运维水平提升、专变用户电子化结算水平提升，昀终实现营销基础管理水平大幅提升。
2. 同期系统提质增效的精准管控典型案例
典型案例一：通过日线损波动查处用户线路违约用电
某电网公司调控人员在进行用户线路日线损监测时发现 35千伏 AB线4月 20日线损率达到 26.91%，严重超标。查看历史数据 4月 1日以前日线损率始终在 0.03%左右波动，4月 2日以后线损率明显升高。
问题分析：35千伏 AB线只挂接某水泥厂和垃圾发电两个用户，经过排查，4月 2日 35千伏 AB线下挂大用户某水泥因设备检修报停，采集终端停运。该用户报停时间和线损率波动时间高度吻合，有很大嫌疑。白天安排人员现场查看，确实处于停产状态。但调取变电站 35千伏 AB线关口24小时电流运行数据发现，电流正向出现时间是 0～8点和20～24点，其他时间是发电上网的反向电流。据此分析，该用户利用设备检修申请报停，终端停运造成无采集数据，实际是白天停产，夜间生产，这样可以免交报停期间的基本电费，属于违约用电。
问题解决：现场查处并恢复采集后，实际表码与 4月 2日表码计算电量（7865.22～7812.06）×42000=2232720千瓦时，与报停期间线路的线损电量基本持平，从而进一步验证上述分析。采用此种方式，在月底申请报开运行，用电采集正常，月电量正常，月线损正常。如果只开展月度统计分析的话，根本无法反映出用户的违约用电情况。此公司对该用户按违约用电进行处理，共补交电费 40万元。
典型案例二：输电线路技术降损及管理降损
2019年 5月份以来，35千伏 BC线负荷持续升高，5月 23日 BC线昀大运行电流为 232安，负载率已达到 104.5%，日线损率昀高达到 2.85%。
技术降损问题分析：35千伏 BC线投运于 1993年，其中导线型号LGJ-70/LGJ-120/LGJ-185，线损率持续升高的主要原因是由于负荷的增长及部分 LGJ-70导线存在卡脖子问题。该线路提报大修改造预算资金需 700万元左右，导致项目批复困难。如果不能及时解决#32-#43杆 LGJ-70线路卡脖子问题，将严重影响线路正常运行，增加电网跳闸、断线风险，线损率亦将居高不下。
技术降损问题解决：通过对线路现状进行全面分析，公司运检部决定短期利用同杆架设的 CD线并网运行的方式来进行解决。6月 5日公司对35千伏 BC线进行停电，将 35千伏 CD线#1-#12段导线与 35千伏 BC线#32-#43段导线并列运行，35千伏 BC线线路载流量由 222安提升至 307安。
改造后 35千伏 BC线日线损率下降到1.3%左右，比改造前降低 1.48%。
管理降损：9月初，该公司在常态化日线损监测时，发现 35千伏 BC线日线损再次上升达到 15.21%，异常偏高。
问题分析及解决措施：该公司线损专责人按照线损异常核查“三步法”即“查线损率曲线、查电量变化、查 24点电流、电压”进行逐一排查，通过用电采集系统电压数据分析发现用户计量 PT存在失压问题。查清问题后，及时安排人员对现场进行确认和整改，9月 4日 11点计量电压恢复，9月 5日，日线损完成 1.39%，恢复正常。通过日线损常态化管控，本次计量故障从发现、处理到恢复正常共用 3天时间，工作效率明显提高。
参考文献
[1]王振峰，袁锋，夏成林.多措并举 全面提升 10kV同期线损指标[J].农村电工，2020，28（01）：53.
[2]李彦龙，李娜.台区同期线损管理的實践[J].农村电工，2019，27（10）：54.