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线损是电网企业衡量经济效益和经营管理水平的一项重要的技术经济指标。在电网电价整体水平持续下降的背景下，做好线损管理，降低线损率，有助于提升电网企业的经济效益［1-3］。
随着国家“双碳”目标的提出，电网公司积极响应国家节能减排工作部署，全面推进节能降损工作的实施，在输电线路线损管理方面取得一定的成效［4］。然而，配电网作为服务用户的“最后一公里”，结构复杂，数量较多，目前在配电网线损管理方面仍然存在不足。研究配电网线损实时同步分析方法对提升电网公司整体效益有着重要意义［5］。
尽管目前在中低压配电网线损管理方面有明确的分析和计算方法，明确的考核指标以及相关的线损治理措施。但由于部分地区配电设备较为落后，采集准确度不高，数据采集无法实现同步，线路拓扑关系无法实时更新等原因，导致电网企业在计算线损时存在较大的管理线损，依旧需要人工进行现场筛查，直接影响后续线损治理工作的有效进行。
在配电网发展日益扩大，配网自动化水平逐步提升的大背景下，利用配电网同步相量测量终端提升数据采集的准确度和同时性［6］，打通电网内各平台数据接口，搭建配电网线损实时分析平台，获取实时动态完整的“站-线-变-户”拓扑关系，是解决线损计算准确度不高的重要举措［7-8］。
针对新形势下配电网变化趋势，亟需研究基于同步相量测量的中压配电网线损实时同步分析设计方案。本文首先针对中压线损异常产生的原因进行总结和分析，然后介绍了同步相量测量的基本原理，其次提出了多系统数据融合的线损实时同步分析平台的功能设计方案，最后介绍了基于广州某地区配电网线损实时同步分析的设备布点设计方案。
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电网企业对线损进行考核的主要方式是进行线损统计。线损主要分为理论线损和管理线损。理论线损也称为技术线损，是电能在电网中经输配线路或公用设备上传输而产生的损耗，此部分损耗不可避免，可通过提升网架水平进行治理，但提升空间较小。而管理线损是电网企业在线损管理中存在失误而导致的电能损耗，理论上可以大幅度降低。目前线损治理工作重点关注降低管理线损方面［9-10］。
同期线损是指供电量与售电量的统计周期需要完全一致，同步性越高，所统计计算的线损则更将接近真实情况。同期线损的计算方式如下［11］：
(（1）) 式中，μ为同期线损率；Qi为同期供电量；Qo为同期售电量。同期线损的考核周期通常为月，也可依据需要进行年度或日进行考核。在计量终端采集的准确度和同步性可以得到满足时，颗粒度可以进一步细化，实现线损实时同步分析。
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中压线路拓扑关系示意图如图1所示。中压线损的统计主要涉及到变电站关口计量、专变用户负控终端计量以及公变终端计量。
Figure 1. Line topology diagram
一般情况下，造成中压线路线损率异常的原因主要包括采集异常、计量异常、台账错误、运行方式问题等，具体如图2所示。
Figure 2. Causes of abnormal 10 kV line loss
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进一步分析可知，解决中压线损异常问题可从计量终端和线损分析平台两方面入手，分别实现线损“能算”和“算准”的要求。
1）计量终端
线损“能算”需要持续提高计量自动化覆盖工作，增加线损可算线路数据，为进一步线损治理提供数据来源支持。提高计量终端数据监测颗粒度，提高计量数据同步性，为实现实时线损分析提供数据支持。
同步相量测量终端具有上传速率和动态响应速度快的特点，在动态或是稳态下，均能满足严格的精度考核指标；同时量测数据通过北斗/GPS同步授时可带全网统一的时标，利用同步相量测量终端可有效提高线损。
2）线损分析平台
线损“算准”需要实时同步的台账信息和“站-线-变-户”的拓扑关系作为支撑。目前绝大部分地区的电网企业仍未能打通各系统之间的业务壁垒。计量自动化系统无法实时获取配电GIS系统、营销MIS系统以及配网自动化系统的业务数据，未能实现数据共享，线损计算公式仍需人工手动设置。对于中压线路的负荷分割、运行方式变更、以及用户业扩或销户等情况，无法及时反馈到计量自动化系统中，进而导致目前中压线路线损异常问题尤其凸显。因此，建立多系统数据融合的线损实时同步分析平台，实现营销、计量、生产等数据信息的交流互通，才能将中压线路线损“算准”。
1.1 同期线损简述
1.2 同期线损异常要因
1.3 提高同期线损计算水平的思路
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同步相量为以标准时间信号作为数据采样的基础，通过对采样数据的进一步计算而得的相量。假设有一模拟信号
相量的相角与频率有关，可表示为：
(（2）) 当相量的幅值保持不变时，相角与频率存在以下关系。
(（3）) -
同步相量测量是基于终端采集的模拟信号对采样点的电压电流的有效值和相角进行计算。同一信号的相量测量在不同的时间基准下，计算测量结果会产生差异。因此需要通过全球同步卫星为同步相量测量提供统一的时间基准点，在此基础下。相量测量的结果才具有意义，不同的信号可以进行对比，测量数据具有同步性［12］。
同步相量测量装置以北斗/GPS系统同步授时信号为基准点，锁定卫星同步时钟的1 PPS秒脉冲信号，每1 PPS的上升沿和每秒首次相量测量的采样时刻同步，同步误差不超过±1 μs。同步相量测量授时原理如图3所示。
Figure 3. Timing principle of synchronous phasor measurement
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过零检测法是利用测量信号的过零点时刻与标准频率信号对比得到相位差，以及有相邻两次过零点时刻计算得到频率信息。
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泰勒加权最小二乘法建立了动态相量模型，采用泰勒级数逼近动态变化的幅值和相角，从而测量得到同步相量信息。
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离散傅里叶变换（Discrete Fourier Transform， DFT）的基本思路是，首先将非正弦周期信号在频域进行分解，分别计算基波和谐波相量的有效值和相位的。快速傅里叶变换（Fast Fourier Transform， FFT）是在DFT的基础上发展而来的，是DFT的快速算法。FFT可有效大幅度降低计算量。但在同步测量时需对输入原始信号进行加窗处理，以解决频谱泄露和栅极效应现象，并对计算结果进行差值修正［13］。
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同步相量测量终端架构框图示意图如图4所示。
Figure 4. Structure block diagram of synchronous measuring device
同步相量测量终端构成一般包括：模拟信号输入通道、滤波模块、A/D转换芯片、测量FPGA模块、计算DSP模块、ARM处理器、北斗/GPS同步授时模块、通信模块、显示模块、存储模块等。
同步相量测量流程如下：
1）线路三相电压和三相电流分别经电压互感器和电流互感器接入同步相量测量终端。
2）模拟信号经模拟信号输入通道注入同步相量测量终端，后续进行信号滤波和A/D转换。
3）结合北斗/GPS同步授时信号和同步相量测量算法，形成同步相量测量数据帧。
4）将相量测量数据帧上送同步相量测量主站，在主站侧按需进行电量冻结计算。为实时线损计算提供高颗粒度的数据基础。
2.1 同步相量的表示
2.2 同步授时原理
2.3 同步相量测量算法
2.3.1 过零检测法
2.3.2 以泰勒加权最小二乘法为基础的时域算法
2.3.3 以傅里叶变换为基础的频域算法
2.4 同步相量测量架构
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电网企业各类系统因其设计建设的目标不同，平台架构、开发逻辑各有不同。营配调数据无法及时共享更新，导致无法满足线损业务的实时动态管理需要。而单纯打通数据接口，在计量自动化系统进行升级也有可能会导致系统运维压力大大提升。因此，构建线损实时同步分析平台，实现对各系统档案信息数据共享、自动解析网架实时拓扑信息，实时追踪拓扑变化信息变更线损公式，是实现线损实时多时间尺度下的分析和精准计算的有效途径［14-15］。
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采用电子化移交的方式保证计量自动化系统、配网GIS系统和营销系统等的台账信息能够及时更新。实现数据档案的动态维护，其目的是保证“站-线-变-户”的拓扑关系的准确性，这是分线线损计算准确性的有效保证。
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实现各系统数据融合，是建立精准“站-线-变-户”的拓扑关系的关键。表1展示了构建线损实时同步分析平台所需的各系统数据资料。
系统名称 数据 计量自动化系统 各类电能量数据，同步相量测量数据，计量台账等 营销管理系统 客户档案资料、终端资料、表计资料等 生产管理系统 转供电、线变关系变更信息、线路、变压器等设备变动信息等 配网自动化 配网运行方式变更信息、全网动态拓扑关系等 配网GIS 配网拓扑基础档案关系等 同步相量测量主站系统 高颗粒度的冻结电量数据 Table 1.
Data provided by each system 通过各系统的数据对接。线损实时同步分析平台可有效获取最新的变电站、线路、变压器、用电客户和用户表计档案和关系以及计量数据有效实现营销、计量、生产等数据信息的互通，为线损精确计算提供基础。
同时，通过比对分析来自不同系统的同一数据，可校验真实数据的正确性，提高线损分析精确程度。
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线损实时同步分析平台进行线损自动计算的流程如下：
1）由各系统数据获取电源信息、拓扑关系、档案信息、计量数据以及PMU监测冻结数据等数据。并实现多数据源对比纠错，整理融合共享数据库。
2）系统平台自动生成各类线损的计算公式，也可提供人工输入方式，依据用户需要建立起线损模型。
3）按照计算频度的时间周期和电量计算规则，提取出各计量点电量。线损数据的计算频度可依据用户需要分为分钟、日、周、月等多种。
4）汇总计量点电量，进行公式化计算，得出线损数据。
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通过打通各平台数据壁垒，线损实时同步分析平台可对线损进行实时计算。但由于各平台数据难免存在错误或异常，导致线损计算仍然有可能存在异常。需要进一步进行排查，对异常系统数据进行整改。
线损异常分析执行流程如图5所示。
Figure 5. Line loss abnormal analysis execution process
3.1 基础资料管理
3.2 系统数据融合集成
3.3 线损自动计算流程
3.4 线损异常分析
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本文以广州某地区示范工程电网作为研究基础，根据该电网的实际情况和需求，提出基于同步相量测量的中压配电网线损实时同步分析设计方案。在同步相量测量终端布点方面，充分考虑示范区域配电网的网架架构、以及现场实施条件，提出安装部署方案。
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示范工程同步相量监测安装点网络接线图如图6所示。
Figure 6. Installation point of synchronous phasor monitoring in demonstration project
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同步相量监测安装示例图如图7所示。
Figure 7. Installation example of synchronous phasor monitoring
110 kV及以上变电站侧配网部署在变电站主控室内，借鉴测控保护装置的经验，采用屏柜室安装，节约安装空间，便于现场施工调试及运维管理。
对于中压公共配电房及用户侧配电房，则借鉴DTU的安装模式，采用壁挂式安装，配网同步相量测量装置安装于壁挂式柜内，同时在柜内安装有备用电池。
对于户外的杆塔，则借鉴FTU的安装模式，采用挂式安装，并安装有蓄电池。
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在明确线损实时同步分析平台的功能需求后，完成主站的总体设计方案。图8为线损实时同步分析平台架构设计图。PMU数据采集和多维数据分析模块将使用SPARK流处理架构，在数据库层面使用多维数据融合研究成果设计数据表单，通过数据清洗模块进线数据清洗，然后通过预响应内存访问为高级应用提供高频数据流。
Figure 8. Architecture design of line loss real time synchronous analysis platform
4.1 示范工程概况
4.2 同步相量监测安装
4.3 平台主站设计架构
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本文详细分析总结了中压线路线损问题要因、同步相量量测技术、线损实时同步分析平台以及案例方案设计方案。
1）分析了中压配电网线路线损问题的异常要因，提出了从计量终端和线损分析平台两方面入手，分别实现线损“能算”和“算准”的思路。
2）介绍了同步相量测量技术，提出同步相量测量架构。该技术可有效提升电量计量的准确性和同步性，可进一步提升线损计算准确度。
3）提出了线损实时同步分析平台的功能需求，通过该平台的功能应用，可全面提升配网的线损监测水平，提高线损管理人员的工作效率。
4）基于广州某地区示范工程电网作为研究基础，根据该电网的实际情况和需求，提出基于同步相量测量的中压配电网线损实时同步分析设计方案。
本文工作为配电网线损管理和治理提供了有效方向和工程经验。在进一步推广应用时，需要结合不同区域电网特点和系统平台建设情况，调整设计方案，提高经济性。
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