基于多系统交互的电缆线路同期线损率异常分析方法与流程

计算;推算;计数设备的制造及其应用技术1.本发明属于电力运行管理领域，尤其涉及一种用于电缆线路同期线损率的异常分析方法。背景技术：2.配电网线损率是供电企业一项重要的经济技术指标，其直接反应企业管理水平及经济效益。3.在“分区、分压、分线、分台区”的“四分”线损管理模式下，10千伏分线(亦称10千伏电缆线路，简称电缆或线路)线损率计算数据庞大，系统来源广泛，不合理原因繁杂，涉及供电侧关口、拓扑结构、售电侧关口等多个方面。4.在文献“电力系统保护与控制”(唐登平,李俊,孟展,等.《统计线损数据准确性研究》,2018,46(24):33-39.)中，从统计线损中计量装置的误差分析了其对线损数据准确性的影响；在文献“考虑馈线聚类特性的中压配网线损率测算模型”(欧阳森,冯天瑞,安晓华.《电力自动化设备》,2016,36(09):33-39.)中，提出了考虑馈线聚类特性的10kv配电网线损率测段模型；在文献“区域中压配电网的节能改造”(刘浩,多杰才让,周丽.《电力系统及其自动化学报》,2018,30(06):145-150.)中，通过基于熵权法的灰色关联筛选出损耗高的10kv线路，并对其实施节能改造，从而降低线损率。以上文献提出了降低10千伏配电网线损率的方法，但偏重于理论分析，缺乏实际分析应用。5.在文献“基于多系统数据信息交互的10kv分线线损分析”(李冰若,夏澍.《上海电力》,2018,31(4)：27-31.)中，基于多系统之间的信息交互，针对专用线路和公共线路，分别提出了10千伏同期线损分析步骤，但未对电缆线路进行具体分析；文献“线损分析在配网自动化中的运用研究”(王华盛.《通讯世界》,2019,26(06):231-232.)中，在信息化手段应用的背景下，研究线损分析在配网自动化中的应用，但未提出具体分析方法；在文献“在配网自动化中的线损分析应用”(黄坚.《华东六省一市电机工程(电力)学会.第十九届输配电研讨会论文集》.华东六省一市电机工程(电力)学会:浙江省科学技术协会,2011:5.)中，基于配网自动化的应用，提出了线损分析的设计思路和方案可行性，但着重于现场无功补偿装置的安装；在文献“基于ahp-critic算法的线损异常分析方法研究”(徐凌燕,杨凤欣,张海鑫,等.《信息技术》,2020,44(12):116-120.)和“基于bp神经网络的配网线损计算”(刘天明.南昌大学,2020.)中，从算法角度，优化配电网异常线损率分析，但缺乏实用性。6.综上，尽管线损管理工作已全面数字化转型，但涉及的系统相互独立，得到的数据庞杂异构，现场排查又遭遇距离远、耗时长、甚至无法排查出故障等状况。在国网公司大力推行同期线损管理的背景下，快速高效地分析出10千伏分线线路线损率异常的原因，快速准确的排查故障，开展10kv同期线损率异常排查方法的研究，就显得十分重要了。技术实现要素：7.本发明所要解决的技术问题是提供一种基于多系统交互的电缆线路同期线损率异常分析方法。其通过变电站、线路、台区三个区段之间的同期、数据采集与监视(scada)、电能量采集、用电信息采集等多系统交互，分别针对未配置和已配置配网自动化的情形，提出了有针对性的10千伏电缆线路线损率异常的分析方法作为排查手段，在同期线损计算“t+2”的原则下可相互配合，在提升线路合理率的同时，能够有效缩短分析时长，提高分析效率。8.本发明的技术方案是：提供一种基于多系统交互的电缆线路同期线损率异常分析方法，包括对某一条10千伏电缆线路的线损率异常进行分析；其特征是：9.1)依据变电站、线路、台区三者之间的多系统数据交互情况，分析该电缆线路的拓扑结构或拓扑关联；10.2)根据所获取的该电缆线路的拓扑结构，确定该线路是否有效配置了配网自动化系统；11.3)若该线路未有效配置配网自动化系统，则该线路所供开关站进出线电量信息无法获取，只能通过供电侧电量、售电侧电量和线损率计算结果进行分析，即为“自下而上”的分析方法，已知线损率不合理，再依次向上逐步核查原因；12.4)若该线路已有效配置配网自动化系统，则线路所供开关站进出线电量信息可获取，可以辅助分析连接线路供电侧与售电侧的数据正确性；同时，因同期线损计算原则为“t+2”，即线损率2天后才计算，则通过配网自动化系统提前预判故障场景，加快问题发现处理的速度，即为“自上而下”的分析方法，已知各类电量数据，对预判线损率不合理的线路进行分析。13.其中，所述的多系统，至少包括同期系统、数据采集与监视系统、电能量采集系统以及用电信息采集系统。14.具体的，所述的电缆线路同期线损率异常分析方法，针对线路未有效配置配网自动化系统的情形，采取“自下而上”的末端排查方式，对线损率异常线路进行原因核查，对已发生线损率异常的线路a查找原因。15.进一步的，所述的“自下而上”的末端排查方式的查找步骤包括：16.步骤1：对线路a的拓扑关联进行排查，若无异常，转步骤2；17.步骤2：对线路a的供电侧电量进行核查，利用scada系统与电采系统中数据进行对比；scada中线路a日平均电流ia，日平均电压ua，则可得线损率异常线路a的日供电量was为：[0018][0019]式中，ua为线电压；h为时间，即24小时；[0020]若日供电量was不等于线路a的日售电量wia，则判断出现包括现场供电侧计量回路异常、电采系统中负荷缺失在内的故障；[0021]若日供电量was＝日售电量wia，则表示供电侧电量无异常，转步骤3；[0022]步骤3：售电侧分量采集异常，对采集问题进行消缺；若采集正常，转步骤4；[0023]步骤4：从同期系统中获取台区线损率，并在源端用采系统中获取售电侧各分量的历史数据，并进行比对，电量异常进行消缺；若无异常，转步骤5；[0024]步骤5：现场逐一核查包括售电侧分量铭牌、接线方式在内的项目是否正常；[0025]根据日线损率μa的大小，将不合理线路分为负损和正损线路；[0026]在拓扑关联正常的情况下，针对负损线路，重点对供电侧进行问题排查；针对正损线路，重点对售电侧进行问题排查。[0027]具体的，所述的电缆线路同期线损率异常分析方法，针对线路已有效配置配网自动化系统的情形，采取“自上而下”的方式，根据拓扑关联中上下级之间功率差值提前判断异常原因，及时定位问题，并进行消缺。[0028]进一步的，所述的“自上而下”的方式包括下列步骤：[0029]由用电采集系统可获得某配变/箱变在t时刻的功率ppt为：[0030]ppt＝pat+pbt+pct[0031]其中为a、b、c相在t时刻的功率；[0032]由配网自动化系统可获得开关站某出线k在t时刻的功率pkt为：[0033][0034]式中，ukt为t时刻线电压，ikt为t时刻电流；[0035]根据scada系统可知变电站某电缆b出线在t时刻的功率pbt为：[0036][0037]由某配变/箱变在t时刻的功率ppt、开关站某出线k在t时刻的功率pkt、某电缆b出线在t时刻的功率pbt，得到配变/箱变、开关站出线、变电站出线的日功率为：[0038][0039]在线损率合理的情形下，变电站出线b的电量与开关站内所有出线ki的电量相等，开关站出线k的电量与所有配电站pi的电量相等，即：[0040][0041]式中，t＝1,2,...,n,...,96，n为开关站线个数或配电站个数；[0042]若各级功率之间偏差率α大于6％时，认为该10千伏电缆线路线损率不合理，根据同期系统“t+2”计算原则，进行线损率验证。[0043]进一步的，所述的电缆线路同期线损率异常分析方法，通过配网自动化，在多系统交互下，预判线损率不合理情形。[0044]更进一步的，所述的电缆线路同期线损率异常分析方法，通过变电站、线路、台区三个区段之间包括同期系统、数据采集与监视系统、电能量采集系统、用电信息采集系统在内的多系统交互，从电缆线路拓扑结构出发，根据有、无配网自动化系统的情况，分别提出了有针对性的10千伏电缆线路线损率异常分析方法作为排查手段，分别在未配置和已配置配网自动化的情形下实现，在同期线损计算“t+2”的原则下相互配合，能够有效提高异常线路分析排查效率，及时发现设备隐患，提升线路合理率，维护电网安全稳定运行，有效缩短分析时长，提高分析效率。[0045]与现有技术比较，本发明的优点是：[0046]1、因为本技术方案采用了变电站、线路、台区三个区段，分别对应母线平衡率，分线线损率，台区线损率三个指标的技术方法，实现了多系统之间数据信息交互的技术效果；克服了10千伏同期线损计算中数据庞杂，来源平台繁多的缺点。[0047]2、在未配置配网自动化的情形下，因为采用了“自下而上”末端排查的技术方案，对已发生线损率异常的线路查找原因，从拓扑关联、供电侧、售电侧分析异常数据出发，定位异常原因后再进行现场排查，实现了线损率异常的10千伏线路高效排查的技术效果；有效地提高了10千伏同期线损率异常排查的效率。[0048]3、在已配置配网自动化的情形下，因为采用了“自上而下”的排查方法，根据拓扑关联中上下级之间功率差值判断异常原因，并配合同期系统“t+2”计算原则的技术方法，实现了提前预判10千伏线路线损率不合理情形的技术效果；使得在同期系统统计线路线损率前，提前预判出了不合理的原因。附图说明[0049]图1是10千伏电缆线路的拓扑结构示意图；[0050]图2是本发明多系统数据交互的示意图；[0051]图3是本发明无配网自动化下线损率异常分析流程方框图；[0052]图4是线路杨52的拓扑结构示意图；[0053]图5是线路杨19的拓扑结构示意图。具体实施方式[0054]下面结合附图对本发明做进一步说明。[0055]1、线损率异常因素：[0056]10千伏分线线损率计算公式：[0057][0058]式中，μxs为线损率；wi为供电侧输入电量；wo为售电侧输出电量；wj和nk分别为售电侧台区和用户的电量和总数。[0059]目前，日线损率μxs∈[0，10％]，月线损率μxs∈[0，6％]认为线路合理，本技术方案以日线损率进行讨论。[0060]10千伏电缆线路拓扑结构如图1所示，其为35/110kv变电站出线，通过电缆送至下级开关站、配电站、箱变、高压用户等设备。[0061]从式(1)中可知，线损率计算只关注线路供电侧与售电侧的电量，不涉及中间拓扑环节。[0062]如原属于线路n的售电侧电量won，因拓扑关系出现异常，使其纳入线路m的售电侧电量计算，则不能通过线损率计算公式进行判断。线路从上至下级对应关系一致才能保证线损率计算结果在合理范围内。若供电侧、售电侧及拓扑关联中任一因素出现异常，均会影响线路合理率，如计量流变相序接反、采集装置异常、线-变-台-表关系错误、台账信息重复等。[0063]2、多系统数据交互：[0064]10千伏分线线损率计算在同期系统中实现，计算所需的所有数据均从各个源端系统推送至同期。供电侧电量就是变电站出线电量，来源于电能量信息采集系统，因电采与scada系统数据分别来源于10千伏分线计量和保护两组不同回路，该数据准确性可通过scada系统进行校验；拓扑图形来源于gis系统，其中关联还涉及sg186，pms2.0等系统；售电侧电量包含配电变压器电量、箱变电量和高压用户电量，来源于用电信息采集系统，可通过该源端的历史电量数据进行校验。这些庞大的数据集成于同期系统，实现线损率计算，并通过这些数据可以进行线损率异常分析。[0065]本技术方案通过变电站、线路、台区三个区段，实现多系统数据信息的交互，如图2所示。变电站对应母线平衡率，线路对应分线线损率，台区对应台区线损率。分解三个区段后，可对应进行问题分析。[0066]从图1可知，10千伏电缆线路供售电侧之间的拓扑关联涉及到开关站、配电站、箱变等。若线路未有效配置配网自动化系统，则该线路所供开关站进出线电量信息无法获取，只能通过供电侧电量、售电侧电量和线损率计算结果进行分析，即为“自下而上”的分析方法，已知线损率不合理，再依次向上逐步核查原因；若线路已有效配置配网自动化系统，则线路所供开关站进出线电量信息可获取，可以辅助分析连接线路供电侧与售电侧的数据正确性。同时因同期线损计算原则为“t+2”，即线损率2天后才计算，故通过配网自动化系统能提前预判故障场景，加快问题发现处理的速度，即为“自上而下”的分析方法，已知各类电量数据，对预判线损率不合理的线路进行分析。[0067]3、线损率异常分析方法：[0068]下面针对未配置和已配置配网自动化情形分别讨论线损率异常分析方法。[0069]3.1、未配置配网自动化情形：[0070]无配网自动化情形下，采取“自下而上”的末端排查方式对线损率异常线路进行原因核查，即对已发生线损率异常的线路查找原因。[0071]线路a表示线损率异常线路，以其日线损率μa为例进行讨论。[0072]步骤1：对线路拓扑关联进行排查，若无异常，转步骤2；[0073]步骤2：对供电侧电量进行核查，利用scada系统与电采系统中数据进行对比。scada中线路a日平均电流ia，日平均电压ua，则可得线路a的日供电量：[0074][0075]式中，ua为线电压；h为时间，即24小时；[0076]若日供电量was》日售电量wia，或日供电量was《日售电量wia，则现场供电侧计量回路异常、电采系统中负荷缺失等；若was＝wia，则表示供电侧电量无异常，转步骤3；[0077]步骤3：售电侧分量采集异常，对采集问题进行消缺；若采集正常，转步骤4；[0078]步骤4：从同期系统中获取台区线损率，并在源端用采系统中获取售电侧各分量的历史数据，并进行比对，电量异常进行消缺。若无异常，转步骤5；[0079]步骤5：现场逐一核查售电侧分量铭牌、接线等是否正常；[0080]根据日线损率μa的大小，可将不合理线路分为负损和正损线路；[0081]在拓扑关联正常的情况下，根据式(1)，针对负损线路，即wia《woa，重点对供电侧进行问题排查；针对正损线路，即wia》woa，重点对售电侧进行问题排查；[0082]其损率异常分析流程如图3所示。[0083]3.2、已配置配网自动化情形：[0084]有配网自动情形下，采取“自上而下”的方式提前预判线损率不合理场景，即可根据拓扑关联中上下级之间功率差值提前判断异常原因，及时定位问题，并进行消缺。[0085]由图1可知，10千伏电缆线路从变电站出来后依次送到下级开关站、配电站等。由用电采集系统可获得某配变/箱变在t时刻的功率为：[0086]ppt＝pat+pbt+pctꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(3)[0087]其中为a、b、c相在t时刻的功率。[0088]由配网自动化系统可获得开关站某出线k在t时刻的功率为：[0089][0090]式中，ukt为t时刻线电压，ikt为t时刻电流。[0091]同理，根据scada系统可知变电站某10千伏电缆b出线在t时刻的功率为：[0092][0093]由式(3)、(4)、(5)得到配变/箱变、开关站出线、变电站出线的日功率为：[0094][0095]目前配网自动化系统中每15分钟采集一次电压电流数据，故t之间的时间间隔为15分钟，即一天有96个点。[0096]线损率合理的情形下，变电站出线b的电量与开关站内所有出线ki的电量相等，开关站出线k的电量与所有配电站pi的电量相等，即：[0097][0098]式中，t＝1,2,...,n,...,96，n为开关站线个数或配电站个数。[0099]若各级功率之间偏差率α大于6％时，即：[0100][0101]认为该10千伏电缆线路线损率不合理，根据同期系统“t+2”计算原则，可进行线损率验证。[0102]故通过配网自动化，在多系统交互下，可预判线损率不合理情形。[0103]4、实施例：[0104]为了验证上述所提两种线损率异常分析方法的有效性，针对某供电公司线路杨52和杨19进行案例分析。[0105]4.1、杨52案例分析：[0106]某供电公司10千伏电缆线路杨52通过同期系统获取其线损率，发现自某月10日起该线路日线损率由合理变为23.5％。[0107]杨52拓扑结构如图4所示。[0108]杨52送开关站tp300弄79号的10千伏二段母线，该开关站中31号出线送箱变59号和49号；32号出线送箱变27号和35号；33号出线送箱变43号和65号。[0109]首先对线路拓扑进行排查，发现供售电侧之间的关联均正确。[0110]其次排查对供电侧电量，通过scada系统中电压电流数据依据式(2)计算出电量：[0111][0112]与电采系统数据：16981.24kwh基本一致，可认为供电侧电量无异常。[0113]最后对售电侧分量：59号、49号、27号、35号、43号、65号箱变的电量数据在同期系统中逐一核查，经过历史数据比发现，发现27号箱变数据异常偏小，10日之后电量比原来缺少1/3，同时线损率发生异动。[0114]经现场核查发现该箱变电压回路熔丝a相熔断，处理后线损率恢复至2.3％，在合理范围内。[0115]4.2、杨19案例分析：[0116]某供电公司10千伏电缆线路杨19的拓扑结构如图5所示，其送开关站tp300弄79号的10千伏一段母线，该开关站中21号出线送箱变61号和51号；22号出线送箱变29号和33号；23号出线送箱变41号、63号和71号。[0117]某月15日通过配网自动化系统发现开关站tp300弄79号一段母线功率不平衡，而此时同期系统中只能查看所送该段母线的线路杨19在13日的线损率，且在合理范围内，无法通过查看异常线损率进行原因分析。[0118]故通过配网自动化系统，计算杨19下所送配变和箱变功率，如表1所示：[0119]表1某日线路杨19配变/箱变功率[0120][0121]开关站出线功率如表2所示：[0122]表2tp300弄79号开关站出线功率[0123][0124]通过scada系统，计算杨19出线功率为：19548.8w。[0125]对开关站出线21号δp1(21)＝4.7w，α(21)＝0.11％；对开关站出线22号δp1(22)＝90.0w，α(22)＝2.45％；对开关站出线23号δp1(23)＝300.4w，α(23)＝8.15％；对变电站出线杨19δp2＝171.1w，α(y19)＝0.88％。[0126]由式(8)可知，α(23)≧6％，可判定该线路线损率不合理，且异常原因在开关站出线23号与下级所送设备41号、63号和71号箱变之间。[0127]定位故障后，现场核查发现63号箱变在15日现场施工完成后，铭牌标记错误，导致其关联台账信息错误，当天立即进行了更正。17日通过同期系统查询该线路15日发现其线损率为-21.37％，不在合理范围内。16日线损率恢复至3％。[0128]案例杨52、杨19分别验证未配置配网自动化情形和已配置配网自动化情形下，所提出的线损率异常分析方法的有效性。[0129]4.3、多个案例验证：[0130]为进一步验证以上两种线损率异常分析方法的实用性，对某月10kv电缆线路进行分析，结果如表3所示。[0131]表3某月10kv电缆线路异常原因分析及所用方法[0132][0133][0134]表中“分析方法1”表示已配置配网自动化情形；“分析方法2”表示未配置配网自动化情形。[0135]由多个案例分析结果可看出，该两种方法可相互配合，快速识别线损率异常原因，有效提高分析效率。[0136]本发明的技术方案，针对10千伏电缆线路，依据变电站、线路、台区三者之间的多系统数据交互原则，分析电缆线路拓扑结构，提出两种未配置配网自动化情形下和已配置配网自动化情形下的线损率异常分析方法，并通过案例验证所公开的两种方法的有效性。[0137]本发明的技术方案，通过变电站、线路、台区三个区段之间的同期、数据采集与监视(scada,supervisory control and data acquisition)、电能量采集、用电信息采集等多系统交互，从电缆线路拓扑结构出发，根据有、无配网自动化系统的情况，提出了两种10千伏电缆线路线损率异常分析方法。该两种方法作为排查手段，分别在未配置和已配置配网自动化的情形下实现，在同期线损计算“t+2”的原则下可相互配合，有效提高异常线路分析排查效率，及时发现设备隐患，提升线路合理率，维护电网安全稳定运行。在配网自动化系统未全面有效覆盖的形势下，该两种方法分别给出不同的分析方法，在提升线路合理率的同时，能够有效缩短分析时长，提高分析效率。[0138]本发明的技术方案，针对10kv线路条数众多的问题，可相互配合，操作性强，可有效提高线损率异常分析效率，广泛用于降损工作。[0139]本发明可广泛用于供电管理和线损分析领域。









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