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1、母线电量不平衡原因分析及解决办法母线电量不平衡原因分析及解决办法乌鲁木齐电业局电能计量中心黄琰2010年2月摘要：母线不平衡率是电能计量工作中需要注意的关键问题，控制母线不平衡率在标准范围之内是电能计量人员的主要任务之一。本文首先分析了引起变电站母线电量不平衡的多种原因；之后针对母线电量不平衡的原因进行举例分析；最后提出了查处方法以及相应的解决办法。关键词：母线，电量不平衡，电能计量，集中抄表系统目录：0 引言变电站母线电量不平衡故障原因的查处，是电能计量中一项技术性、经验性很强的工作，它涉及到的计量装置多、接线复杂 (有的计量、测量、远动共用一条电流回路)，如何快速准确的查处此类故障是电能计

2、量人员所期望的。随着新疆电力事业的飞速发展，计算机网络技术开始广泛应用，为了保证各变电站运行的可靠性，同时为了对各变电站的电量进行实时监测。乌鲁木齐市电业局在各个变电站安装了集抄系统，加大对变电站各级母线电量平衡率的统计分析，为经营管理工作提供了可靠的参考依据。本文着重分析造成母线不平衡的原因及其对策分析，以便在今后的工作中能为电能计量人员快速判断和解决母线电量不平衡提供参考。1 母线电量不平衡概念“母线电量不平衡”是指变电站变压器低压侧进入母线的电量和母线各路出线电量和之差。就变电站的一条10kV母线来讲，母线正常消耗电量主要包括母线导体电阻的损耗电量以及导线、断路器接触电阻、电压互感器(T

3、V)及电流互感器(TA)等损耗的电量，这些均可影响母线电量的不平衡。在正常情况下，TA、TV以及电能表的测量误差也影响到母线电量的不平衡。“母线” 到底正常耗电量多少为正常，原国家电力公司 电力网电能损耗管理规定 对变电站各电压等级的母线电量不平衡率规定如下：220 kV 及以上电压等级不大于 1 % ；110 kV 及以下电压等级不大于 2 % 。母线不平衡率的计算公式见式1-1： （1-1）其中，母线电量不平衡率，% ；输入电量；输出电量。2 引起母线电量不平衡主要原因分析引起“母线电量不平衡”的因素有很多，以下我们就这些因素进行分析。首先是一些常见原因：（1）电能表故障：电能表误差不合格

4、、485通讯端口不畅通等。（2）计量装置倍率错误，这分为两个方面：TA变比问题：老变电站的计量TA 变比台账不清楚，更换TA而未通知计量中心，集抄服务器终端的变比设置与现场TA变比不符，这些都有可能造成倍率错误。TV变比问题：原因同上。（3）计量装置错误接线：计量装置错误接线有电能表电压二次回路失压，电流二次回路短路、断路造成失流，电能表元件中不是接入对应相别的电压和电流，互感器极性接反等。（4）互感器误差不合格及TV二次回路压降超标：误差超差、TV二次回路压降过大影响计量的准确性等等。（5）集抄采集故障：新上线路未接入集抄系统，部分线路表集抄器无法采集数据等，造成计算电量不平衡。其次，是一些

5、不常见的原因：（6）运行方式改变，电能计量装置接线方式与其不适应。（7）潮流方向误判断。（8）设备原因：母线瓷瓶或电器设备绝缘水平低，有漏电现象发生；计量端子氧化，造成回路阻抗增大等等。（9）无功补偿不及时也会造成母线电量不平衡。3 母线电量不平衡实际案例分析及解决办法3.1 倍率差错，计量有误（1）某220kV变电站35kV专线供电大客户，原计量点在客户侧，后根据计量装置管理规程，将计量点设在变电站内，客户侧改为参考表，TA、TV变比根据原变电站记录提供，经过一个月电量对比，变电站侧记录电量小于客户侧纪录电量；（2）某110kV变电站，根据集抄系统采集数据计算出母线电量不平衡。原因分析：实例

6、1：现场检验两侧电能表，接线正常，误差合格，TA变比正确，但发现两侧二次回路电压相差较大，变电所侧二次电压为95V，客户侧为102V。在停电检修时，核实TV变比，发现变电所侧主变35kV侧电压互感器实为38.5/0.1，根据CT变比为600/5，算得实际倍率为46200，而按35/0.1计算，错误倍率为42000，造成倍率错误，电量少计。实例2：现场查找故障原因，发现其中一条线路检修工区新换电流互感器，变比由原来的200/5更换为400/5，同样造成倍率错误，母线电量不平衡。对策：结合工程竣工检查验收，各类电能计量装置的设计方案应经有关的电能计量人员审查通过，及时更新电能计量装置的档案，在集中

7、抄表系统中进行相应的设置。3.2计量装置接线错误造成母线电量不平衡（1）集中抄表数据反映某110kV变电站10kV母线电量日平衡率为2.5%，按考核指标，母线电量不平衡率为2%，现场检查10kV所有运行的电能表及二次回路接线，发现10kV2#所用变处于运行状态，但电能表无电压不显示，造成电量丢失。（2）集中抄表数据反映某110kV变电站10kV母线电量日平衡率超标。现场检查发现1#主变10kV侧电能表有误接线。（3）某局电能计量中心发现一变电站母线电量不平衡率偏高。通过计算变电站一周母线电量不平衡率，发现此变电站10 kV关口计量点存在异常。现场检验该变电站10 kV线路关口表，发现此线路关口

8、表向量图，有时正常，有时不正常。进一步检查，计量中心工作人员通过现场检验发现此线路计量二次电流b相试验端子氧化，造成b相回路阻抗增大，导致b相开路，使线路关口计量漏计电量。原因分析：实例1：当时运行方式为2#主变10kV侧停电检修，10kV、段母线并列运行，10kV2#所用变处于运行状态，而10kV2#所用变电能表电压取自2#主变10kV侧电能表，由此造成电能表失压而不计电量。此变电站为老站，10kV各出线电能表电压取自各出线高压开关柜辅助端子处，而10kV2#所用变电能表为考核站用电新电能表，二次回路电压为后期并接于2#主变10kV侧电能表。实例2：现场检验1#主变10kV侧电能表，无失流失

9、压现象，电压相序为正相序，功率因数为0.90，；判断此误接线为：电压端子错接成b、c、a，电流端子接成Ia，-Ic，即第一元件接Ubc，Ia；第二元件Uac,-Ic。向量图为图1：UacUcUbUaIc-IcUbcIa30+图1根据向量求功率表达式： 而正确接线的功率为，不平衡电量=*100%，=0.9，=25.84，则母线不平衡电量为56.1%实例3：图2为V形接线b相断线后的原理接线图和等值电路图。图2其中Z1、Z2分别表示电能表电流线圈1和2的阻抗值， Z 0可忽略。此时电流只能这样流动，从A相电流互感器正端流出，经电路表第一元件电流线圈，再反向经第二元件电流线圈，回到C相电流互感器的正

10、端，然后再回到互感器的负端。此计量故障点隐蔽处在于，出现该类型的故障后，多功能全电子式电能表既没有失流，又没有失压，电能表不报警。从多功能全电子式电能表显示屏上观看Ia、Ic两相电流平衡，功率因数和正常情况下差别不大，若不用仪器测试，很难发现电能表漏计电量。对策：对于（1）问题，应敷设一根控制电缆到10kV2#所用变高压开关柜辅助端子处取电压，可避免因运行方式改变而少计电量。一次、二次熔丝断裂或接触不良也可能造成电能表缺相运行。同时也有因电压互感器故障造成二次回路电压在低于电能表电压规定值范围（现电能表正常工作电压一般为0.75U-0.8U）。失压问题，唯有加强集抄系统中实时数据的监测。对于（

11、2）、（3）问题，定期检查设备检验计量装置，及时发现问题，改正错误接线，导线接头氧化的要进行检修、打磨、维护, 减小接触电阻。3.3集抄故障造成母线电量不平衡（1）某220kV变电站母线电量不平，现场查找故障，发现有新上线路未接入集抄系统以及部分线路无法采集数据。原因分析：将新上线路接入集抄系统后，处理部分线路无法采集数据的集抄故障时，发现有电能表的485通讯线正负反接现象，2#串口中有一电能表485通讯端口有短路现象，造成2#串口全部无法采集，将短路故障表更换后，再调整485接线，集抄系统成功采集。对策：对集抄系统进行实时监控，发现问题及时进行现场处理。系统管理人员与检修、调度部门经常联系沟

12、通，有新上线路要及时索要线路信息并设置入集抄系统中。3.4潮流方向误判断造成母线电量不平衡（1）在220kV某变电站计算35kV母线电量不平衡率中，发现35kV母线电量不平衡率超标，计算时1#主变35kV侧、2#主变35kV侧电能表方向为正向，35kV*一线、*二线两条线路下网为正向，上网为反向，两条线路当时均为上网输送电量。但现场检查*一线、*二线时，两条线路上网下网潮流方向不一致，计算上下网输入输出电量时错位，造成母线电量不平衡。原因分析：与测量回路串接。线路实际为反向输送电量，计量反向有功。工作人员定期检验电能表后，误以为两条线路极性反，随后将极性反接，造成*一线、*二线计量回路上下网方

13、向与实际不一致。对策：建议配置计量专用电流、电压互感器或者专用二次绕组。且其二次回路中不得接入与电能计量无关的设备。有时计量、保护和测量回路共用一组母线电压互感器，容易使电压互感器二次回路过载，造成压降超差，影响准确性。此外，还应加强对线路运行情况的监控并对反向上网线路或者是有可能反向上网的线路建立相关档案，使工作人员及时了解，以免再发生此类误操作事故。3.5 无功补偿不及时造成母线电量不平衡（1）某变电站35kV两条新线路新投运后，35kV母线不平衡电量值超标次数增加很多。针对这一情况，现场查找故障，确认电能表无故障，电能表二次接线无错误及电能表误差合格后，母线不平衡电量值超标次数仍无改善。

14、随后对两条线路进行专项检查，主要是在负荷高峰和负荷低谷时进行测量实时数据，在设备停电时对TV、TA的误差进行测量，检查极性，对二次回路进行全面检查。原因分析：带电时测得的线路数据见表1-表2。此线路（编号3515）独立TA，变比150/5，电流相位角是以电压Uab作为参考向量测得。表1某日20：00-21：00所测得的数据（高峰期）相别电流电压功率备注A相0.70A69.24103.419.2W电流幅值相差较大，相位角偏大，两相功率相差大C相0.89A-70103.831.1W表2次日02：00-03：00所测得的数据（低谷期）相别电流电压功率备注A相0.09A91.35105.2-0.5W电

15、流幅值相差较大，相位角偏大，两相功率相差大，A相功率为负 C相0.16A-47.22105.613W由表1、表2可看到不论是高峰期还是低谷期，明显的两相相位角偏差大，尤其是A相相位角比较滞后。两相功率相差也较大，还出现负功率，具体原因不得而知，但基本可排除负荷大小的问题。鉴于此，对3515线路计量回路进行停电检查，结果为：3515线路计量回路无问题。随后对这个月的无功电量进行分析，发现无功电量数值较大，大多占到有功电量的1/3-1/2。检查功率因数，发现当负载功率因数低于0.5时，A相有功功率值为负，此时总有功功率值小于C相有功功率值，两相功率相差较大。是否会是功率因数过低引起此类问题呢？检查

16、电容器投退情况，比较电容器投入和退出的功率因数。在电容器投入前仅有0.5，投入后为0.88。随后在次日又进行了一系列的数据测试，测得的数据见表3-表4表3次日10：00-11：00所测得的数据 3515（投入电容补偿器）相别电流电压功率备注A相0.42A53.7610231WC相0.40A-72.9210238W表4次日10：00-11：00所测得的数据3515（未投电容补偿器）相别电流电压功率备注A相0.61A83.261015.3W电流幅值相差较大，相位角偏大，两相功率相差大C相0.56A-38.6110150.4W再次进行全面检查试验，未投入电容补偿器所有数据均与以前测得数据无明显变化，

17、回路检查接线正确，电容补偿器投入后对35KV母线不平衡电量值进行跟踪计算，所有时段35KV母线电量不平衡率均在合格范围内。结论可知，造成35kV母线不平衡电量值超标的原因是3515线路负荷的功率因数太低所致。当功率因数小于0.5时，导致3515线路计量出现误差，最后结果表现为35kV母线不平衡电量值超标。对策：由于这种情况发生的几率较少，并且比较隐蔽，一般易被忽略，造成现场检查工作费时费力，所以特提出此事例进行分析。若频繁出现功率因数表读数小于0.5的典型现象，应确定为无功补偿不及时的特殊原因所致母线不平衡电量值超标。因此，要重视无功补偿作用，加强无功补偿管理，适时投退无功源，确保计量准确，同

18、时由于电能表制造厂家在设计制造时可能只考虑正常负荷情况下的计量准确度，如果计量对象的功率因数较低，可以专门提出要求，进行特别制造。4 结束语综上所述，在发现母线电量不平衡故障时，应首先缩小查找范围，排除电表本身的故障等一些设备故障后，其次要对一些常规故障点进行排查，带电核对变比、是否新上线路、是否电表失压失流等等，然后判断是否存在误接线，最后再对一些不常见的故障进行查找，比如查看运行方式、潮流方向、无功补偿的影响等等。另外，集中抄表系统可以远程采集电能表数据，可以对母线电量及平衡率等进行严密监测，及时告警，所以，集抄系统对发现母线电量不平衡有着极其重要的作用。总之，引起母线电量不平衡的原因是多

19、方面的，这需要有关人员认真负起责任来，尽量减少因人员失误造成的计量误差。我们通过对母线电量不平衡的原因进行分析，找到相对的解决对策，希望以此对电能计量工作更准确可靠的进行提出建议和想法。我们在工作中要建立和完善各种检测设备，加强对电能计量装置和计量二次回路的检测和维护。只有这样才能保证计量的准确性，防止因计量故障引起母线电量不平衡的现象发生。参考文献1胡成群，刘强. 变电站母线电量不平衡的原因分析及解决方法J. 上海电力，2008（3）：324-3272胡成群，刘强.变电站母线电量不平衡的原因分析及解决办法J.大众用电，2008（8）：32-333樊建宪，赵建宏. “对分法”在计算母线电量不平衡率中的应用J. 山西电力，2003（3）：37-394李玉萍. 变电站母线电量不平衡率超标原因与处理J. 湖南电力J.2004，24（5）：45-465胡慧敏，杨冰.造成母线电量不平衡原因的分析D.新疆：乌鲁木齐电业局电能计量中心，20066庞海燕.无功补偿不及时对母线不平衡电量值超标的影响J.电工技术，2006（5）：22-23