电力配电线路线损率计算系统及方法

摘要

本发明公开一种电力配电线路线损率计算系统及方法，主要是为了实现配电网线损率计算的方便性，快速性和准确性而设计。包括：供电量采集器，设置在所述变电所的公用线路上，采集配电线路的供电量；售电量采集装置，包括现场管理终端，设在所述专用配电变压器的高压侧或低压侧；终端采集器，设置在所述公用配电变压器的低压用户端；低压售电量采集器，设置在所述公用配电变压器的低压侧；高压售电量采集器，设置在所述变电所的配电线路上，并经光缆与现场管理系统相连。本发明无需事先采集电力配电线路中各设备的参数，而是通过售电量采集装置，实时获取各负荷端的数据，并能在线计算出线损率。

权利要求

1.一种电力配电线路线损率计算系统，包括配电网，现场管理系统，设置在所述配电网中的变电所，设置在所述变电所的配电线路上的专用配电变压器，提供低压用电的公用配电变压器，以及公用配电变压器低压侧的电能表；其特征在于，还包括：供电量采集器，设置在所述变电所的公用线路上，采集配电线路的供电量；

售电量采集装置，包括两个以上的公用配电变压器的低压售电量采集器，两个以上的高压售电量采集器，两个以上的专用配电变压器的现场管理终端，以及两个以上的终端采集器；其中，现场管理终端设在所述专用配电变压器的高压侧或低压侧，并以电力载波通讯方式与高压售电量采集器相连；

终端采集器设置在所述公用配电变压器的低压用户端，并以电力载波通讯方式与低压售电量采集器相连；

所述低压售电量采集器设置在所述公用配电变压器的低压侧，并以电力载波通讯方式与高压售电量采集器相连，低压售电量采集器接收公用配电变压器低压侧的电能表和所述终端采集器的输出数据，并计算出配电网的低压线损率；

所述的高压售电量采集器设置在所述变电所的配电线路上，并经光缆与现场管理系统相连，高压售电量采集器接收低压售电量采集器和现场管理终端的输出数据，并计算出配电网的高压线损率。

2.根据权利要求1所述电力配电线路线损率计算系统，其特征在于，低压售电量采集器，高压售电量采集器，现场管理终端，终端采集器均设有用于检测计量装置是否正常的检测器。

3.一种电力配电线路线损率计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)供电量采集器采集某一时段内电力配电线路的供电量；

(2)各高压售电量采集器采集某一时段内来自配电线路中的各低压售电量采集器和现场管理终端的输出数据，并在线计算出高压线路的损失电量；

(3)各低压售电量采集器采集某一时段内公用配电变压器低压侧的电能表和所述终端采集器的输出数据，并在线计算出低压线路的损失电量；

(4)基于低压线路的损失电量与高压线路的损失电量，得出电力配电线路的线损率。

4.根据权利要求3所述电力配电线路线损率计算方法，其特征在于：所述步骤(2)和(3)还包括：所述售电量采集装置依据有压无流电流平衡法，或有流无压检测电压法，或无流无压综合法，或计量装置错误接线判别法来判断各计量装置的工作状态；

若各计量装置均处于正常工作状态时，同步骤(2)和(3)；

若存在至少一个计量装置处于非正常工作状态时，所述售电量采集装置查找出非正常工作状态的计量装置及出现的时间，并基于虚拟电网计算模型计算出非正常工作状态的计量装置所在支路的损失电量，再将其与已计算出的低压线路的损失电量或高压线路的损失电量求和，即得出低压线路或高压线路的损失电量。

5.根据权利要求4所述电力配电线路线损率计算方法，其特征在于：虚拟电网计算模型，忽略平衡节点到负荷节点之间的各中间节点，视平衡节点与负荷节点直接连接，计算出线路的损失电量。

6.根据权利要求3所述电力配电线路线损率计算方法，其特征在于：或所述步骤(2)和(3)还包括：所述售电量采集装置依据有压无流电流平衡法，或有流无压检测电压法，或无流无压综合法，或计量装置错误接线判别法来判断各计量装置的工作状态；

若各计量装置均处于正常工作状态，且有负荷时，同步骤(2)和(3)，且所述高压售电量采集器和低压售电量采集器分别依据高压线路的损失电量和低压线路的损失电量计算出高压虚拟网等值电阻值和低压虚拟网等值电阻值，并分别存储于高压售电量采集器和低压售电量采集器中；

若存在至少一个计量装置处于非正常工作状态时，步骤(2)和(3)为：所述售电量采集装置查找出非正常工作状态的计量装置及出现的时间，并调用存储于高压售电量采集器和/或低压售电量采集器中的高压虚拟等值电阻值和/或低压虚拟等值电阻值，并依此计算出高压线路的损失电量和/或低压线路的损失电量。

7.根据权利要求6所述电力配电线路线损率计算方法，其特征在于：所述虚拟网等值电阻值为各计量装置工作状态正常，且有负荷时，总损失电量除以总电流的平方所得到的值。

8.根据权利要求4或6所述电力配电线路线损率计算方法，其特征在于：所述售电量采集装置查找出计量装置出现不正常的时间的方法，包括以下步骤：(1)假设售电量采集装置中的高压售电量采集器或低压售电量采集器上一次计算到下一次计算的时间间隔为ΔT；

(2)若高压售电量采集器或低压售电量采集器此次计算的时间为T；

(3)判断T时电流是否平衡；

(4)若不平衡，置ΔT＝ΔT/2，T＝T-ΔT，重复步骤(3)～(6)；

(5)若平衡，置ΔT＝ΔT/2，T＝T+ΔT，重复步骤(3)～(6)；

(6)当ΔT小于1秒时，此时得出的T值即为计量装置出现不正常的时间。

说明书

电力配电线路线损率计算系统及方法

技术领域

[0001] 本发明涉及配电网理论线损计算。

背景技术

[0002] 配电网线损率是电力系统运行经济性的一项重要指标，电能损失量的分析和计算是电力系统规划、设计和运行管路中经常进行的工作。通过理论计算可发现电能损失在电网中的分布规律，通过计算分析能够暴露出管理和技术上的问题，对降损工作提供理论和技术依据，能够使降损工作抓住重点，提高节能降损的效益，使线损管理更加科学。

[0003] 线损率的计算是项繁琐复杂的工作，特别是配电线路和低压线路由于分支线多、负荷量大、数据多、情况较为复杂。线损率的计算方法很多，采用手工计算，工作量大，时间长，而且计算结果误差较大，不能满足电网管理中高效性和精确性的要求。采用目前出现的多种线损率计算软件，自动化程度高的很少，且大部分软件的原始数据，诸如线路、变压器参数、电源侧的电压、电量、负荷侧负荷的售电量等等都需要人工处理，人工处理误差较大，纠错困难并且繁琐。

[0004] 此外，计算线损率的方法也有采用传统的网损测量仪在线实测线损率，但存在以下几点的不足：1、人工计算等值电阻需先画线路图，工作量较大；2、电网结构变化(如线路、配变增减等)后需重画，若电网变化而线路人员未及时更新，则计算误差更大；3、“等值电阻”并非真正等值，等值电阻以额定情况(如配变、表计额定容量)计算，用户负荷变化、电容器投切等因素都将影响网损测量仪的准确测量；4、无法应用于多电源的反方向潮流网络测量。

发明内容

[0005] 针对上述问题，本发明提供一种能够较为快速准确的计算出配电网的线损率的电力配电线路线损率计算系统及方法。

[0006] 为达到上述目的，本发明电力配电线路线损率计算系统：包括配电网，现场管理系统，设置在所述配电网中的变电所，设置在所述变电所的配电线路上的专用配电变压器，提供低压用电的公用配电变压器，以及公用配电变压器低压侧的电能表；还包括：

[0007] 供电量采集器，即所述变电所的电力配电线路电能表，设置在所述变电所的公用线路上，采集配电线路的供电量；

[0008] 售电量采集装置，包括两个以上的公用配电变压器的低压售电量采集器，两个以上的高压售电量采集器，两个以上的专用配电变压器的现场管理终端，以及两个以上的终端采集器；其中，

[0009] 现场管理终端设在所述专用配电变压器的高压侧或低压侧，并以电力载波通讯方式与高压售电量采集器相连；

[0010] 终端采集器设置在所述公用配电变压器的低压用户端，并以电力载波通讯方式与低压售电量采集器相连；

[0011] 所述低压售电量采集器设置在所述公用配电变压器的低压侧，并以电力载波通讯方式与高压售电量采集器相连，低压售电量采集器接收公用配电变压器低压侧的电能表和所述终端采集器的输出数据，并计算出配电网的低压线损率；

[0012] 所述的高压售电量采集器设置在所述变电所的配电线路上，并经光缆与现场管理系统相连，高压售电量采集器接收低压售电量采集器和现场管理终端的输出数据，并计算出配电网的高压线损率。

[0013] 进一步地，低压售电量采集器，高压售电量采集器，现场管理终端，终端采集器均设有用于检测计量装置是否正常的检测器。

[0014] 本发明电力配电线路线损率计算方法，包括以下步骤：

[0015] (1)供电量采集器采集某一时段内电力配电线路的供电量；

[0016] (2)各高压售电量采集器采集某一时段内来自配电线路中的各低压售电量采集器和现场管理终端的输出数据，并在线计算出高压线路的损失电量；

[0017] (3)各低压售电量采集器采集某一时段内公用配电变压器低压侧的电能表和所述终端采集器的输出数据，并在线计算出低压线路的损失电量；

[0018] (4)基于低压线路的损失电量与高压线路的损失电量，得出电力配电线路的线损率。

[0019] 进一步地，所述步骤(2)和(3)还包括：所述售电量采集装置依据有压无流电流平衡法，或有流无压检测电压法，或无流无压综合法，或计量装置错误接线判别法来判断各计量装置的工作状态；

[0020] 若各计量装置均处于正常工作状态时，同步骤(2)和(3)；

[0021] 若存在至少一个计量装置处于非正常工作状态时，所述售电量采集装置查找出非正常工作状态的计量装置及出现的时间，并基于虚拟电网计算模型计算出非正常工作状态的计量装置所在支路的损失电量，再将其与已计算出的低压线路的损失电量或高压线路的损失电量求和，即得出低压线路或高压线路的损失电量。

[0022] 特别地，虚拟电网计算模型，忽略平衡节点到负荷节点之间的各中间节点，视平衡节点与负荷节点直接连接，计算出线路的损失电量。

[0023] 进一步地，或所述步骤(2)和(3)还包括：所述售电量采集装置依据有压无流电流平衡法，或有流无压检测电压法，或无流无压综合法，或计量装置错误接线判别法来判断各计量装置的工作状态；

[0024] 若各计量装置均处于正常工作状态，且有负荷时，同步骤(2)和(3)，且所述高压售电量采集器和低压售电量采集器分别依据高压线路的损失电量和低压线路的损失电量计算出高压虚拟网等值电阻值和低压虚拟网等值电阻值，并分别存储于高压售电量采集器和低压售电量采集器中；

[0025] 若存在至少一个计量装置处于非正常工作状态时，步骤(2)和(3)为：所述售电量采集装置查找出非正常工作状态的计量装置及出现的时间，并调用存储于高压售电量采集器和/或低压售电量采集器中的高压虚拟等值电阻值和/或低压虚拟等值电阻值，并依此计算出高压线路的损失电量和/或低压线路的损失电量。

[0026] 特别地，所述虚拟网等值电阻值为各计量装置工作状态正常，且有负荷时，总损失电量除以总电流的平方所得到的值。

[0027] 进一步地，所述售电量采集装置查找出计量装置出现不正常的时间的方法，包括以下步骤：

[0028] (1)假设售电量采集装置中的高压售电量采集器和低压售电量采集器上一次计算到下一次计算的时间间隔为ΔT；

[0029] (2)若高压售电量采集器和低压售电量采集器此次计算的时间为T；

[0030] (3)判断T时电流是否平衡；

[0031] (4)若不平衡，置ΔT＝ΔT/2，T＝T-ΔT，重复步骤(3)～(6)；

[0032] (5)若平衡，置ΔT＝ΔT/2，T＝T+ΔT，重复步骤(3)～(6)；

[0033] (6)当ΔT小于1秒时，此时得出的T值即为计量装置出现不正常的时间。

[0034] 本发明提出了一种电力配电线路线损率计算系统，无需事先采集配电网中各设备的参数就能自动的计算出线损率。

[0035] 不仅如此，本发明还基于电力配电线路线损率计算系统提出了线损率计算方法，能够较为快速准确的计算出配电网的线损率。除此之外，本发明还针对配电网中各计量装置可能出现的问题，分别采用了虚拟网计算模型和虚拟网等值电阻这两种方法加以解决，使得本发明的电力配电线路线损率的计算更精确。

附图说明

[0036] 图1为本发明10KV(或20KV)公用配电线路线损率计算系统的结构示意图；

[0037] 图2所示本发明所述售电量采集装置中低压线路中的楼道居民电能表箱改造后的结构示意图；

[0038] 图3为本发明10KV(或20KV)公用配电线路实际计算模型的示意图；

[0039] 图4为本发明10KV(或20KV)公用配电线路虚拟电网计算模型的示意图；

[0040] 图5为一种典型的电能表电压回路V/V型接线图。

具体实施方式

[0041] 下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细描述。

[0042] 图1所示本发明10KV(或20KV)公用配电线路线损率计算系统的结构示意图。供电量采集器(即所述变电所的电力配电线路电能表)，电能表接于所述变电所10KV(或
20KV)公用线上，采集该线路的供电量；售电量采集装置，包括1，2，...n个高压售电量采集器，1，2，...n个低压售电量采集器，1，2，...n个现场管理终端，以及1，2，...n个终端采集器；其中，

[0043] 所述的高压售电量采集器设置在所述变电所的10KV(或20KV)公用线上，所述1，2，...n个现场管理终端可设在专用配电变压器的高压侧或低压侧，并以电力载波通讯方式与高压售电量采集器相连；

[0044] 所述1，2，...n个低压售电量采集器设置在所述公用配电变压器的低压端，所述公用配电变压器的各负荷端设有1，2，...n个终端采集器，并以电力载波通讯方式与所述低压售电量采集器相连；

[0045] 高压售电量采集器接收来自低压售电量采集器和现场管理终端的输出数据，并计算出配电网的高压线损率；低压售电量采集器接收来自公用变压器低压侧的电能表和各低压用户的终端采集器的输出数据，并计算出低压网的低压线损率。

[0046] 除此之外，在实际的配电网中，还存在临时基建用电，或路灯用电，或是还存在其他的小型火电厂或水电厂的供电等，因此，本实施例中，在临时用变压器的用户端也设置了终端采集器，在小型电厂设置了终端采集器。

[0047] 图2所示所述售电量采集装置中低压线路中的楼道居民电能表箱改造后的结构示意图。该电表箱由电源总开关及载波器箱9，多路开关与终端采集器箱6和电能表箱8。电能表箱8内设有与所述多路开关5数量相同的电能表7，该电能表7具有远方跳/合闸功能。多路终端采集器集成有电力载波通信功能。多路开关与终端采集器箱6内设有多路终端采集器、合闸按钮112、读信息按钮111、信息指示灯110及小喇叭113。所述电能表7与所述终端采集器采用485接口相连。若某些信息指示灯110闪亮表示该用户有新的信息，信息指示灯110亮表示有可重读的信息，信息指示灯110灭表示无信息。按读信息按钮111，可读取语音信息一次。电能表7采用单相远程费控智能电能表，带有可控的电源开关，载波通信模块10采用外置。

[0048] 对于三相低压负荷电能表一般采用三相费控智能电能表，无可控的电源开关，载波通信模块采用外置。

[0049] 图3和图4为本发明10KV(或20KV)公用配电线路实际计算模型的示意图及虚拟电网计算模型的示意图。通常电网的设备都是并接使用，分支线多，中间节点多，有些10KV电网可达上百个，这样使原有线损理论计算和传统的网损测量仪等值电阻计算变得复杂。

[0050] 现对图中较为简单的实施例进行分析，它有一个平衡节点，有八个负荷节点，七个中间节点。采用本发明虚拟电网计算模型，即忽略平衡节点与负荷节点之间的中间节点，视平衡节点到负荷节点是通过一条直线联接。本实施例有一个平衡节点，八个负荷节点。图4省去了七个中间节点，使电网接线变得简单。

[0051] 下面结合本实施例的电网接线方式对比实际电网计算结果与虚拟电网的网损计算结果。

[0052] 1、实际电网网损计算

[0053] 已知：节点1的电压为110V，角度为0°；各线路的阻抗值和负荷节点功率如表1。

[0054] 表1各线路的阻抗值和负荷节点功率单位：Ω、W、VAR

[0055]

[0056] 采用计算软件可以算出各节点的电压，如表2。

[0057] 表2各节点的电压单位：V、弧度

[0058]Ui δUi Uj δUj
i j
1 2 110 0 105.3192 -0.013747
2 3 105.3192 -0.01375 100.1547 -0.035422
3 4 100.1547 -0.03542 95.31898 -0.051224
4 5 95.31898 -0.05122 93.9489 -0.058981
5 6 93.9489 -0.05898 93.27259 -0.063618
6 7 93.27259 -0.06362 93.03371 -0.064492
2 8 105.3192 -0.01375 105.1945 -0.014001
3 9 100.1547 -0.03542 98.42545 -0.046247
9 10 98.42545 -0.04625 98.10081 -0.04809
9 11 98.42545 -0.04625 98.03998 -0.048306
4 12 95.31898 -0.05122 93.57278 -0.055999
12 13 93.57278 -0.056 92.55545 -0.059472
12 14 93.57278 -0.056 91.98313 -0.059364
5 15 93.9489 -0.05898 93.74432 -0.060606
6 16 93.27259 -0.06362 92.95039 -0.065643

[0059] 基于上述的已知条件和计算出电压，按如下公式可计算出各支路的电流及各支路功率损失。

[0060] 各支路电流的有功分量计算公式

[0061] Irij＝(Rij*Ui*cosδUi-Rij*Uj*cosδUj+Xij*Ui*sinδUi-X*Uj*sinδUj)/(Rij*Rij十Xij*Xij)(A)

[0062] 各支路电流的无功分量计算公式

[0063] Ixij ＝ (Rij*Ui*sinδUi-Rij*Uj*sinδUj-Xij*Ui*cosδUi+X*Uj*cosδUj)/(Rij*Rij+xij*xij)(A)

[0064] 各支路有功功率损失计算公式：

[0065] ΔPij＝(Irij*Irij+Ixij*Ixij)*Rij(W)

[0066] 各支路无功功率损失计算公式：

[0067] ΔQij＝(Irij*Irij+Ixij*Ixij)*Xij(VAR)

[0068] 各支路的电流及各支路功率损失计算结果请见下表3

[0069] 表3各支路的电流及各支路功率损失 单位：A、w、VAR

[0070]

[0071] 从表3中可以得出，本实施例总电流的有功分量为5.6A，总电流的无功分量为-3.38A。有功功率总损失为66.879W，无功功率总损失为78.28VAR。

[0072] 2、采用本发明虚拟电网计算模型计算

[0073] 已知：节点1的电压为110V，角度为0°；各负荷节点的电压、功率和各负荷支路的电流与实际电网相等。

[0074] 在已知节点电压和负荷支路的电流的情况下，按如下公式可计算出各支路的电流及各支路功率损失。

[0075] 各支路的等值电阻计算公式

[0076] Rij ＝ (Ul*cosδUl*Irlj+Ul*sinδUl*Ixlj-Uj*cosδUj*Irlj-Uj*sinδUj*Ixlj)/(Irlj*Irlj+Ixlj*Ixlj)(Ω)

[0077] 各支路的等值电抗计算公式

[0078] Xlj ＝ (-Ul*cosδUl*Ixlj+Ul*sinδUl*Irlj-Uj*cosδUj*Ixlj-Uj*sinδUj*Irlj)/(Irlj*Irlj+Ixlj*Ixlj)(Ω)

[0079] 各支路有功功率损失计算公式：

[0080] ΔPlj＝(Irlj*Irlj+Ixlj*Ixlj)*Rlj(W)

[0081] 各支路无功功率损失计算公式：

[0082] ΔQlj＝(Irlj*Irlj+Ixlj*Ixlj)*Xlj(VAR)

[0083] 各支路的电流、等值阻抗以及各支路功率损失计算结果请见下表4。

[0084] 表4各支路的电流、等值阻抗以及各支路功率损失计算结果

[0085] 单位：A、Ω、W、VAR

[0086]

[0087]

[0088] 采用虚拟电网计算模型，本实施例总电流的有功分量为5.6A，总电流的无功分量为-3.38A。有功功率总损失为66.879W，无功功率总损失为78.28VAR。

[0089] 结论：计算的实际电网的功率损失与采用虚拟电网计算模型计算的功率损失完全相等，充分证明了本发明采用虚拟电网计算模型计算配电网线损率的可行性和正确性。

[0090] 下面对本发明所述虚拟电网计算模型在售电量采集装置中的具体应用作进一步说明。

[0091] 从上述采用虚拟电网计算模型计算的实施例可知，在已知各节点电压和负荷支路的电流的情况下，不难算出实际电网的总功率损失。配电网中，各节点的电压和各负荷支路的电流、功率因数、功率、电量等都能测到，这样就可计算出实际电网的总功率损失及损失电量，但这种方法仅建立在配电网中各计量装置都正常，且不考虑各计量装置误差的基础上，才能正确计算得出。

[0092] 实际上，配电网中存在很多的计量装置(如各用户的电能表)，这些计量装置可能会因为接线原因，或发生故障，或受其他因素的影响引起工作不正常的现象出现。此时，就可以采用本发明的虚拟电网计算模型计算出处于非正常工作状态的计量装置所在线路的电量损失。即，本发明基于虚拟电网计算模型，采用查找补算不正常采集终端的负荷电量的方法来计算线损率。

[0093] 在电网中，如不考虑各计量装置的误差和各计量装置均处于正常状态，则该网的统计损失电量与理论计算的损失电量相等。从目前的情况来看，一般可认为各计量装置的误差都在正常允许范围之内(即存在的误差忽略不计)。当部分计量装置处于非正常状态时，首先，根据终端采集器采集到的相关数据找出部分处于非正常状态的计量装置，并向低压售电量采集器发布计量装置处于非正常工作状态的信号；然后，采用虚拟电网计算模型，补算部分计量装置处于非正常状态时的电量及损失电量；就得到了实际电网真实损失电量。

[0094] 另外，采用本方法还需解决的难点问题是，如何查找出不正常计量装置以及出现的时间。本发明采用的电流平衡法、有流无压检测电压法、无流无压综合法和计量装置误接线判别法来解决上述问题。

[0095] (1)采用有压无流的电流平衡法判断

[0096] 即通过比较总电流与各负荷电流之和是否相等，来判别该电网是否存在“有压无流”的不正常情况。

[0097] 1、查找出计量装置出现不正常工作状态的时间

[0098] 假设低压售电量采集器在T＝8:00发现不平衡，且上一次计算到下一次计算的时间间隔为ΔT＝3600s，查找过程如下：

[0099] 首先，计算ΔT＝ΔT/2＝0.5*3600＝1800秒，T＝T-ΔT＝7:30:00，判断该时刻是否平衡；下面有两种可能的情况：

[0100] ①如在7:30:00上电流不平衡，即在7:00～7:30之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*1800＝900秒，T＝T-ΔT＝7:15:00；判断7:15:00时是否平衡；

[0101] 若在7:15:00时电流不平衡，即在7:00:00～7:15:00之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*900＝450秒，T＝T-ΔT＝7:08:30，判断7:08:30时是否平衡；......直至ΔT小于1秒为止。

[0102] 若在7:15:00时电流平衡，即在7:15:00～7:30:00之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*900＝450秒，T＝T+ΔT＝7:22:30；判断7:22:30时是否平衡；......直至ΔT小于1秒为止。

[0103] ②如在7:30:00上电流平衡，即在7:31:00～8:00:00之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*(3600-1800)＝900秒，T＝T+ΔT＝7:45:00，判断7:45:00时是否平衡；

[0104] 若在7:45:00时电流不平衡，即在7:30:00～7:45:00之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*900＝450秒，T＝T-ΔT＝7:37:30，判断7:37:30时是否平衡；......直至ΔT小于1秒为止。

[0105] 若在7:45:00时电流平衡，即在7:45:00～8:00:00之间的时间段内查找，ΔT＝ΔT/2＝0.5*900＝450秒，T＝T+ΔT＝7:52:30，判断7:52:30时是否平衡；......直至ΔT小于1秒为止。

[0106] 当查到电流平衡与不平衡的交界时间点后，再找出不平衡电流ΔI与电流平衡时相等的负荷，即认为对应该负荷的计量装置“有压无流”。下面是有压无流电流平衡法计算公式：

[0107] Ir总＝∑Irij，Ix总＝∑Ixij；

[0108] 式中，有功电流或无功电流有一个不平衡就判为电流不平衡，并采用按相平衡判别。

[0109] 2、电量补算公式

[0110] 当找到某一负荷的计量装置有压无流时，补算该计量装置无流时在该负荷上少计的电量，其计算公式如下：

[0111] Wk＝Uk*(cosδUk*Irlk+sinδUk*Ixlk)*ΔT(Wh)

[0112] QTk＝Uk*(-cosδUk*Ixlk+sinδUk*Irlk)*ΔT(VARh)

[0113] 式中，WK、QTk分别为某一负荷的计量装置有压无流时少计量的且应补算的有功电量和无功电量；ΔT为上一计算时段与下一计算时段的时间差，数值上设置为1秒；Irlk、Ixlk分别为该支路在ΔT时间差内的有功电流分量和无功电流分量；Uk为该负荷在ΔT时间差内实测到的电压有效值；δUk为该负荷的终端采集器在ΔT时间差内采集到的电压角度，计算公式为：

[0114] δUk＝Arcsin(Ul/(1.414*Ul))-Arc(sin(Uk/(1.414*Uk)))

[0115] 式中，Ul为平衡节点，Uk为k节点的电压瞬时值。若采用实测得到Uk值，所需的终端采集器成本较高，因此本发明采用近似估算方法得到：

[0116] δUk＝(Ul-Uk)*Arctg(Ixlk/Irlk)/143

[0117] 式中，Arctg(Ixlk/Irlk)为负荷功率因数角；143为经验换算常数，该值可依据经验进行调整。

[0118] 3、计算某些负荷虚拟支路的损失电量，其计算公式如下：

[0119] ΔWlk＝(Ul*cosδUl*Irlk+Ul*sinδUl*Ixlk-Uk*cosδUk*Irlk-Uk*sinδUk*Ixlk)*ΔT(Wh)

[0120] ΔQTlk ＝ (-Ul*cosδUl*Ixlk+Ul*sinδUl*Irlk+Uk*cosδUk*Ixlk-Uk*sinδUk*Irlk)*ΔT(VARh)

[0121] 式中，ΔWlk为计量装置无压时虚拟支路应补算的有功电量，ΔOTlk为计量装置无压时虚拟支路应补算的无功电量；Ul为配电变压器出口处实测有效电压，δUl为配电变压器出口处实测有效电压角度；δUl一般设置为0。

[0122] 4、统计线损率计算公式

[0123] 4.1、整个电网统计线损电量计算如下：

[0124] ΔWt＝W-∑Wj

[0125] ΔQTt＝QT-∑QTj

[0126] 式中，ΔWt为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总有功损失电量，ΔQTt为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总无功损失电量；W为整个电网某个时间段内的总有功的供电量，QT为整个电网某个时间段内的总无功供电量，这两个值均由电网总电能表测量得到；∑Wj为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总有功售电量之和，∑QTj为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总无功售电量之和，这两个值均由各负荷的电能表测量得到。

[0127] 4.2整个电网统计线损率计算如下：

[0128] Xpt＝100*ΔWt/W(％)

[0129] Xqt＝100*ΔQTt/QT(％)

[0130] 式中，Xpt为整个网某个时间段内的总有功统计线损率，Xqt为整个网某个时间段内的总无功统计线损率。

[0131] 5、理论线损率计算公式

[0132] 5.1整个电网理论售电量计算如下：

[0133] Ws＝∑Wj+Wk

[0134] QTs＝∑QTj+QTk

[0135] 式中，Ws为整个电网某个时间段内的总有功售电量，QTs为整个电网某个时间段内的总无功售电量；∑Wj为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总有功售电量之和，∑QTj为除某一负荷的计量装置有压无流外，其他各负荷某个时间段内的总无功售电量之和；WK为某一负荷的计量装置有压无流时少计量的且应补算的有功售电量和无功售电量。

[0136] 5.2整个电网理论线损电量计算如下：

[0137] ΔWs＝W-Ws

[0138] ΔQTs＝QT-QTs

[0139] 式中，ΔWs为整个电网某个时间段内的总有功理论线损电量，ΔQTs为整个电网某个时间段内的总无功理论线损电量；W为整个电网某个时间段内的有功的供电量，QT为整个电网某个时间段内的无功的供电量；Ws为整个电网某个时间段内的总有功售电量，QTs为整个电网某个时间段内的总无功售电量。

[0140] 5.3整个电网理论线损率计算如下：

[0141] Xps＝100*ΔWs/W(％)

[0142] Xqs＝100*ΔQTs/QT(％)

[0143] 式中，Xps为整个网某个时间段内的总有功理论线损率，Xqt为整个网某个时间段内的总无功理论线损率。

[0144] (2)采用有流无压检测电压法判断

[0145] 当部分计量装置的电压线断线，而造成的三相表电压缺相或单相表无压时，与“无流有压”的情况不同的是，还能测到部分无压负荷的电流，所以整个电网的电流仍处于平衡状态，采用“有压无流电流平衡法”不能解决此问题。此时可采用有流无压检测电压法进行判别，即由终端采集器实时检测计量装置电压是否正常。

[0146] 对单相表来说，当终端采集器能检测到电流，而检测不到电压与功率时，终端采集器就向低压售电量采集器发出该计量装置电压线断线的信号，并传输给现场管理系统。低压售电量采集器进入实时采集各负荷数据并实时计算的方式，用相近电压(或相近负荷)计算出电量，补回未计量的电量。

[0147] 对三相表来说，终端采集器若能检测到电流，而检测不到电压与功率时，说明三相全断线，处理方法与单相表相同；如三相表电压缺相，用电压表缺相判别公式判断出电压缺相，终端采集器就向低压售电量采集器发出该计量装置电压缺相的信号，并传输给现场管理系统。低压售电量采集器进入实时采集各负荷数据并实时计算的方式，用平均电压计算出电量，补回未计量的电量。

[0148] 1、相近电压(或相近负荷)判别方法

[0149] 1.1当电能表箱有两只及以上的单相、三相电能表时，失压负荷电压可直接采用相近负荷的电压计算出功率。

[0150] 1.2电表箱的单相、三相电能表，可通过查找某些时间段内与失压负荷电压相近的正常负荷，直接采用电压相近的正常负荷的电压来计算功率。

[0151] 2、三相表电压缺相判别公式

[0152] 2.1低供低计一般采用三相四线制电能表，一相(或两相)断线，则断线相电压为零。此时，终端采集器将失压相的电压直接采用非断线相的电压计算出功率。

[0153] 2.2高供高计的负荷都采用电压互感器，接线多样判别较为复杂，本发明选用一种典型的V/V型接线图进行分析，如图5所示。

[0154] 高压熔丝A相熔断：Ucb＝100V(设为额定状态，下同)

[0155] Uab＝0V

[0156] 高压熔丝B相熔断：Uab＝50V

[0157] Ucb＝50V

[0158] 高压熔丝C相熔断：Uab＝100V

[0159] Ucb＝0V

[0160] 低压熔丝a相熔断：Ucb＝100V

[0161] Uab＝0V

[0162] 低压熔丝b相熔断：Uab＝50V

[0163] Ucb＝50V

[0164] 低压熔丝c相熔断：Uab＝100V

[0165] Ucb＝0V

[0166] 当电压小于等于0.7Ue(Ue为额定电压)时，判断为无压或断线，计量装置1和4分别采样ab端和bc端的电压值，终端采集器2和3将失压相的电压直接采用非断线相的电压计算出功率。

[0167] 3、电量补算公式

[0168] 当终端采集器发出电压回路断线的信号后，现场管理系统即补算该负荷无压时少计的电量，其公式如下：

[0169] Wk＝Uk*(cosδUk*Irlk+sinδUk*Ixlk)*ΔT(Wh)

[0170] QTk＝Uk*(-cosδUk*Ixlk+sinδUk*Irlk)*ΔT(VARh)

[0171] 式中，WK、QTk分别为某些负荷的计量装置无压时少计量的且应补算的有功电量和无功电量；ΔT为上一计算时段与下一计算时段的时间差，数值上设置为1秒；Irlk、Ixlk分别为该支路在ΔT时间差内的有功电流分量和无功电流分量，由终端采集器得到；Uk为该负荷在ΔT时间差内的电压有效值，取相近有效电压值替代；δUk采用近似估算方法得到，计算公式如下：

[0172] δUk＝(Ul-Uk)*Arctg(Ixlk/Irlk)/143

[0173] 式中，Arctg(Ixlk/Irlk)为负荷功率因数角；143为经验换算常数，该值可依据经验进行调整。

[0174] 4、计算某些负荷虚拟支路的损失电量，其计算公式如下：

[0175] ΔWlk＝(Ul*cosδUl*Irlk+Ul*sinδUl*Ixlk-Uk*cosδUk*Irlk-Uk*sinδUk*Ixlk)*ΔT(Wh)

[0176] ΔQTlk ＝ (-Ul*cosδUl*Ixlk+Ul*sinδU1*Irlk+Uk*cosδUk*Ixlk-Uk*sinδUk*Irlk)*ΔT(VARh)

[0177] 式中，ΔWlk为计量装置无压时虚拟支路应补算的有功电量，ΔOTlk为计量装置无压时虚拟支路应补算的无功电量；Ul为配电变压器出口处实测有效电压，δU1为配电变压器出口处实测有效电压角度；δU1一般设置为0.

[0178] 5、统计线损率计算公式

[0179] 同“有压无流电流平衡法”的统计线损率计算公式。

[0180] 6、理论线损率计算公式

[0181] 同“有压无流电流平衡法”的理论线损率计算公式。

[0182] (3)采用无流无压综合法判断

[0183] 计量装置有时也会出现既无流又无压的情况，此时采用上述“有压无流电流平衡法”和“有流无压检测电压法”综合处理，即可解决计量装置既无流又无压的问题。但是通常情况下计量装置都处于下面两种状态：

[0184] 1、先无压后无流。此时的处理方式为：当计量装置无压或缺相时，终端采集器及时发出断线信号，低压售电量采集器进入实时采集各负荷数据并实时计算方式，低压售电量采集器先按“有流无压检测电压法”进行补算售电量；而后又出现计量装置无流时，低压售电量采集器又按“有压无流电流平衡法”进行补算售电量，但不需查找无流出现的时间。此时低压售电量采集器计算状态如下：

[0185] 该负荷在ΔT时间差内的电压采用相近有效电压值替代，电流采用该网不平衡电流进行计算，电量计算公式、统计线损率计算公式和理论线损率计算公式参照上述两种方法进行计算。

[0186] 2、先无流后无压。此时的处理方式为：当低压售电量采集器检测到该网电流不平衡时，低压售电量采集器按“有压无流电流平衡法”进行补算售电量，低压售电量采集器进入实时采集各负荷数据并实时计算方式，先查找无流出现的时间，并补算出售电量。然后，终端采集器检测到计量装置无压或缺相，并及时发出断线信号，低压售电量采集器又按“有流无压检测电压法”进行补算售电量。此时低压售电量采集器计算状态如下：

[0187] 该负荷在ΔT时间差内的电压采用相近有效电压值替代，电流采用该网不平衡电流进行计算，电量计算公式，统计线损率计算公式和理论线损率计算公式参照上述两种方法进行计算。

[0188] (4)采用计量装置错误接线判别法判断

[0189] 终端采集器具有实时判别计量装置错误接线的功能，当判别为有错误接线时，应向低压售电量采集器发送错误接线信号，低压售电量采集器进入实时采集各负荷数据并实时计算方式，并按相应错误接线方式补算售电量。计量装置接线错误主要有以下几种情况：

[0190] ①低压单相表的电流线接反。低压单相表不考虑发电与无功补偿等功率倒送的情况，当产生反向电流或功率时，就判为错误接线。

[0191] ②低压三相四线制表的零线未接入。三相四线制表在三相对称情况下，电量计费正确不需判别。在三相不对称情况下，按Ua∶Ub∶Uc＝1∶1.03∶1.03来考虑。当相电压比例超3％时，发“零线未接入”信号(此信号可仅供参考，比例可人工调整)，现场管理系统接收到信号后，由人工判别电压值是否正常，再通过现场检查的方式判别是否接入了零线。

[0192] ③低压三相四线制表任一相电流或任一相电压断开，可按照上述“有压无流的电流平衡法”，“有流无压检测电压法”或“无流无压综合法”来处理。

[0193] ④低压三相四线制表电流极性接反。低压售电量采集器按“有压无流电流平衡法”进行处理。

[0194] ⑤低压三相四线制表电压相别接错，如电流滞后电压(120°+φ)或电流超前电压(120°-φ)，说明电压相别接错，实际还可以通过cosφ小于K(K＝0.5，K值可调)或正负值来判别电压相别接错。如若接错，发送“电压相别接错”信号(此信号仅供参考)，现场管理系统接到信号后，由人工判别功率因值是否正常，最后通过现场检查的方式判别电压相别是否接错。

[0195] ⑥高供高计三相二无件表任一相电流或任一相电压断开。可按照上述“有压无流的电流平衡法”，“有流无压检测电压法”或“无流无压综合法”来处理。

[0196] ⑦高供高计三相二无件表任一相电流极性接反。低压售电量采集器按“有压无流电流平衡法”进行处理。

[0197] ⑧高供高计三相二无件表任电压相别接错。如电流滞后电压(90°+φ)或电流超前电压(90°-φ)，说明电压相别接错。实际还可以通过cosφ小于K(K＝0.5，K值可调)或正负值来判别电压相别接错。如若接错，发送“电压相别接错”信号(此信号仅供参考)，现场管理系统接到信号后，由人工判别功率因值是否正常，最后通过现场检查的方式判别电压相别是否接错。

[0198] ⑨三相电能表电压相序接错，电能表发相序接错信号。

[0199] (5)不考虑电网故障、振荡和谐波等因数对计量装置的影响。

[0200] 以下是本发明所述虚拟网等值电阻在售电量采集装置中的具体应用。

[0201] 本发明无需采集线路、配电变压器等设备的参数即能计算出等值电阻。假设各计量装置的无误差，在各计量装置都处正常状态，并各负荷节点都有负荷的情况下，该电网的统计损失电量与理论计算的损失电量是相等的。那么，采用现代实时采集系统，检测出各计量装置都处正常状态和各负荷节点都有流，并统计出线损电量，再用线损电量除以总电流的平方除以ΔT就为该网的等值电阻。

[0202] 经初步理论计算表明：用该方法所计算出等值电阻是随各负荷节点负荷变化而变化的一个值，但它的变化在一定范围之内，比用常规计算的等值电阻要准确。

[0203] 本发明虚拟网等值电阻的计算是：各计量装置状态都正常、都有负荷和都无误差(误差可忽略不计)的总损失电量除以总电流平方，即为虚拟网等值电阻。

[0204] (1)计算虚拟网等值电阻和损失电量的步骤。

[0205] 当实时检测该时段各计量装置状态都正常、都有负荷时，只需要计算出等值电阻值，并将其保存，可直接统计出该时段损失电量；

[0206] 当检测计量装置状态都正常，但部分负荷节点无电流时，不需要计算等值电阻值，只需保持上次定义的等值电阻值，并直接统计出该时段损失电量；

[0207] 当检测部分计量装置状态不正常时，采用原保存定义状态时的虚拟网等值电阻值乘以总电流的平方得到该时段损失电量；

[0208] 查找所述计量装置工作状态不正常的出现时间，同“有压无流的电流平衡法”中的查找方式相同。

[0209] (2)计算公式

[0210] ①电流平衡公式：Ir总＝∑Irij；Ix总＝∑Ixij，式中，有功电流或无功电流其中有一个不平衡就判为不平衡，并采用按相(高压按A、C两相)平衡判别。按“有压无流的电流平衡法”查找电流不平衡开始时间，并从该时间开始采用原保存定义状态时的等值电阻乘以总电流的平方得到该时段损失电量。

[0211] ②电压是否正常的判别与“有流无压检测电压法”相同，计量装置接线是否正确的判别与“计量装置错误接线判别法”相同。当收到电压不正常的信号后，就进入采用原保存定义状态时的等值电阻乘以总电流的平方得到该时段损失电量。

[0212] ③计量装置正常时损失电量计算公式

[0213] ΔWjz＝W-∑Wj(KWh)

[0214] ΔQTjz＝QT-∑QTj(KVARh)

[0215] 式中：ΔWjz、ΔQTjz分别为各负荷计量装置正常时总有功损失电量和总无功损失电量；W、QT分别为整个电网某时间段内的总有功的供电量和总无功的供电量，由电网总电能表测量得到；∑Wj、∑QTj分别为各负荷某时间段内的总有功售电量之和以及无功售电量之和，由各负荷电能表测量得到。

[0216] ④虚拟网等值电阻计算公式

[0217] Rt＝ΔWz/(Irz*Irz+Ixz*Irz)(Ω)

[0218] Xt＝ΔQTz/(Irz*Irz+Ixz*Irz)(Ω)

[0219] 式中，Rt为时段性虚拟网等值电阻，Xt为时段性虚拟网等值电抗；ΔWz、ΔQTz分别为按定义条件时采集到整个电网某个时间段内的总有功线损电量和总无功线损电量；Irz、Ixz分别为整个电网的总电流的有功分量和总电流的无功分量，由电网总电能表测量得到。

[0220] ⑤计量装置不正常时损失电量计算公式

[0221] ΔWb＝Rt*(Irz*Irz+Ixz*Irz)(KWh)

[0222] ΔQTb＝Xt*(Irz*Irz+Ixz*Irz)(KVARh)

[0223] 式中，ΔWb、ΔQTb分别为各负荷计量装置不正常时总有功损失电量和无功损失电量；Rt、Xt分别为上次保存时段性虚拟网等值电阻和阻抗；Irz、Ixz分别为整个电网的总电流的有功分量和总电流的无功分量，由电网总电能表测量得到。

[0224] ⑥理论线损率计算公式

[0225] Xps＝100*(ΔWz+ΔWb)/W (％)

[0226] Xqs＝100*(ΔQTz+ΔQTb)/QT (％)

[0227] 式中，Xps、Xqs分别为整个电网某时间段内总有功理论线损率和总无功理论线损率。

[0228] 本发明采用了两种方法来计算线损率，即“基于虚拟网计算模型查找补算不正常计量装置的负荷电量的方法”和“虚拟网等值电阻的计算方法”，其共同点都需要检测计量装置是否正常。而线损率的误差估计采用“查找补算不正常采集终端负荷电量的方法”其误差值会小一些，但该方法中的“有压无流的电流平衡法”可能仅适用一个负荷节点无流的情况；“有流无压检测电压法”可适用多个负荷节点电压不正常的情况，而“虚拟网等值电阻计算的方法”可适用多个负荷节点无流或电压不正常的情况，且计算较为简单。

[0229] 本发明所述售电量采集装置在现有配电网中的安装和使用的具体要求如下：

[0230] 1、在公用变压器低压端各负荷电表箱旁装设采集终端，以电力载波通信方式与低压售电量采集装置相联，接收来自营销和现场管理系统的断、送电控制指令，同时也可具备语音读取缴费、电网计划停电预告信息等功能。

[0231] 2、在高供高计或高供低计的专用变压器用户端设现场管理终端，新装设的现场管理终端通信可直接采用电力载波方式，以前已有的通信模块从无线或其它通信方式可改为电力载波方式，除现有现场管理终端所具有的功能外，还可以增加语音读取缴费、电网计划停电预告信息等功能。

[0232] 3、临时基建用电负荷端装设采集终端，以电力载波通信的方式直接与高压售电量采集装置相联。临时无表用电和特殊的退补电量处理应先在现场管理系统申请退补电量，然后将退补电量数据导入营销系统中走审批流程，最后把审批结果返回现场管理系统，直传到相应高低售电量采集器或低售电量采集器中。

[0233] 4、大多数供电局都已建成10kV公用线上，小型水电站和小型火电站的抄表管理系统，应把该系统并入售电量采集装置。新上电站可直接采用电力载波通信方式接入现场管理系统，老电站可将无线或其它通信方式改为电力载波方式，与售电量采集装置相联。

[0234] 5、现场管理系统应增加所有负荷的售电量和网损数据采集、电费催费控制和电网计划停电预告信息等管理功能。

[0235] 6、现场管理系统和各采集终端的时间，由现场管理系统用卫星时间对时，每天校对一次。

[0236] 7、如遇营销系统抄表结算点(如每月20日24时)电气设备检修，可能相关的售电量采集装置也处于检修停用状态，那么现场管理系统应具有设备运行后补抄的功能；运行方式变化，可能相关的售电量采集装置处于非检修停用状态，现场管理系统应把高压售电量采集装置停运前所采集到的抄见度设为本月营销系统抄表结算点的抄见度。

[0237] 8、售电量采集装置的信号传输系统。每个低压负荷的电能表数据通过低压线路传到配变台区的低压售电量采集装置。各专变负荷或电站的采集终端，以及低压售电量采集装置的信号都通过电力载波形式经配变低压侧、高压侧、高压线路、高压售电量采集装置，变电所采用一总控设备把各高压售电量采集装置的信号集中后由光缆传到现场管理系统。

[0238] 9、售电量采集装置的采集负荷个数不受限制，可随时增减。

[0239] 10、采集终端的采集字段包括用户号、本次抄表时间、上次有功/无功表抄见度、本次有功/无功表抄见度、倍率。抄表成功后反馈信号，由用户端记录，并把“本次抄见度”标记为下次发送的“上次抄见度”，确保电量不多发漏发。

[0240] 11、到营销系统抄表结算点后，营销系统到现场管理系统读取结算点的售电量抄见度，现场管理系统到营销系统中读取月售电量的计算结果并与售电量采集装置采集的月售电量合计数校对，如校对结果不相等应查明原因。

[0241] 12、用户与线路自动对应采集的解决措施。由于所有用户数据均采用电力线路载波形式传输，若用户或高压线路支线从A线路到B线路供电，那么其售电量数据也自动从A线路改为B线路传送，这仅为自动对应提供了最基本的条件。其次，还要解决多条线路或多个配电台区区分的问题。

[0242] (1)采用两种频率区别高低压采集装置，即低压台区采用一种频率，配变及高压线路采用另一种频率。

[0243] (2)在不考虑公变低压电网合环操作的情况下，解决两台及以上公变低压台区信号不互传的问题，公变低压台区所采用的频率信号不能传到配变的高压侧，该信号只能由相应的低压售电量采集装置接收。而低压售电量采集装置和专变(电站)用户采集终端向现场管理系统传输信号又是另一种频率，这种频率与高压售电量采集装置的频率相同，并要求能在配变高低压侧之间互传。

[0244] (3)变电所高压售电量采集装置应具有方向判别功能，以阻止其它线路售电量采集器的采集。

[0245] (4)对于负荷或电站专线，若计量点设在负荷侧，按10kV公用线采集方式处理，每条专线各自装高压售电量采集装置；若计量点设在变电所侧，不管线路有几条，每个变电所可只装一台公用的高压售电量采集装置，负责采集专线负荷的电量数据和管理专线负荷侧的采集终端。

[0246] (5)变电所10kV或20kV纯联线(线路上无负荷)可不装高压售电量采集装置。

[0247] (6)变电所10kV或20kV公用线性质的联线，在其母线联接处，应三相装阻波器，以防误采对侧变电所的线路售电量；还应双侧装高压售电量采集装置，当该联络开关断开时，该高压售电量采集装置也停用；当两侧联络开关都运行时，停用负荷侧的高压售电量采集装置。

[0248] (7)不同供电营业所之间的10kV线路转供如需安装考核电能表和高压售电量采集装置，采用人工根据运行方式确定采集方向，然后，远程下发装置的采集方向命令。

[0249] 以上，仅为本发明的较佳实施例，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求所界定的保护范围为准。