供电负荷分级

供电负荷分级（通用6篇）

供电负荷分级 篇1

0 引言

近年来, 微网以其具有自治、稳定、兼容、灵活、经济的特点受到越来越多的关注。微网能高效地利用分布式电源, 提高电网的利用率, 改善用户供电可靠性和电能质量, 实现电网的安全运行[1]。微网有并网和自治两种运行方式[2,3,4], 并网运行时由大电网和微网内分布式电源联合为网内负荷供电。当大电网出现故障或存在电能质量问题时, 微网自治 (离网) 运行, 即仅由内部分布式电源对负荷供电。

在传统的配电网可靠性评估中, 由于配电系统“环网设计, 开环运行”的特点, 馈线由单一电源点供电, 任何一条馈线上发生故障, 都可能导致馈线后所有负荷停电[5]。微网的接入使配电网成为一个多电源与多用户相连的网络。因此, 含微网的配电系统可靠性及微网内负荷点的可靠性评估从理论和方法上都将发生变化, 原有配电系统可靠性评估方法将无法适用于微网[6]。

目前已有国内外文献提出了考虑微网特性的可靠性评估方法。文献[7]认为微网的引入可改善配电网中部分非微网用户的平均停电时间参数, 但是其并没有对微网内用户和整个配电网的可靠性指标进行更为细化的计算;文献[8]对含微网的配电网供电可靠性指标作了综合的计算和评估, 是目前较为全面的微网供电可靠性研究方法, 但该文献中并未考虑微电源出力及微网内负荷波动性对微网离网运行过程的影响, 这在一定程度上影响了计算的精度。

在微网自治运行时, 网内某些重要负荷会因微电源容量或出力的限制而失去供电, 这不仅降低了微网供电可靠性, 也造成能源的浪费。负荷分级机制的引入, 可进一步提高微网内某些重要用户的供电可靠性。文献[9]建立了含微网的配电系统应对极端灾害的规划模型, 并提出了在极端灾害条件下负荷的分级方法, 但是由于极端灾害通常造成大面积、长时间停电, 在应对因元件故障造成的小面积短时停电时, 该分级方法有一定的局限性。

本文采用蒙特卡洛法对微网离网运行时间进行抽样, 模拟微网离网运行过程。在离网运行中, 将微电源的有功出力量化, 折算到微网外元件的可靠性参数中。然后以传统故障模式分析法计算可靠性指标为基础[10], 计算微网内用户的可靠性指标与微网系统可靠性指标。在此基础上, 引入负荷分级机制[11]重新进行计算, 比较不同分级方案下, 微网内负荷点可靠性指标和微网整体孤岛失效率的变化情况, 最后根据计算和分析结果对微网负荷分级模式提出建议。

1 微网可靠性指标

1.1 微网内负荷点可靠性指标计算

文献[8]中提出在微网并网运行情况下, 当发载比远大于1时, 网内用户可靠性指标计算方法如下:

式中:λM为微网用户的年故障率;rM和uM分别为年平均停运时间和年停运时间;m为微网内馈线或元件集合;fup为微网至上层网络连接点的所有馈线或元件集合;λi和ri分别为对应馈线或元件的年故障率和平均修复时间;PM为微网离网运行过程的失效率[7], 包含切换过程失去暂态稳定、电力电子元件故障、微网控制中心异常以及网内供能不足导致负荷断电等情况。

本文重点研究由于供能不足导致的离网失效, 研究过程中同样认为微网处于并网运行, 只在外网由于故障而断电时转到离网运行模式[7]。

从理论上讲, 当发载比远大于1时, 微网外元件故障并不会造成网内负荷点停运。但实际系统中, 微电源不具有足够大的容量, 且出力受环境 (温度、光照以及风速) 影响[12]。在实际离网运行时, 微电源的出力不能完全确保对网内所有用户的可靠供电。当出现微电源出力无法满足此时负荷需求时, 网内负荷就因能源供给不足而导致离网运行失效。因此, 式 (1) 中网外故障导致离网运行的时间指标将不再是网外故障修复时间, 也就是说, 将会有更多的离网运行过程是不成功的, 从而离网失效率也将发生变化。这是微网可靠性计算中不容忽视的一点, 也是之前可靠性研究文献中所未涉及的内容。

因此, 本文重点计算负荷点平均停电时间, 其与网外故障率以及网外故障导致负荷点的停电时间有关。首先定义rj″为网外编号为j的故障修复时间, 将网内负荷由编号为j的故障引起的停运时间重新定义为rj′, 离网失效率为PM′。由定义可知rj′的取值范围为0≤rj′≤rj″, 而rj′及PM′的具体数值需要对每次离网过程进行具体分析得到, 分析过程如下。

1) 建立固定时间内风电、光伏等分布式发电系统出力及负荷有功功率值的数据库 (即为规定时间内微网内各微电源出力和负荷的统计情况, 可使用预测数据, 或由试运行数据统计得到该数据库) 。

2) 用蒙特卡洛模拟法对不同元件故障可能造成的微网离网运行时间进行抽样。

3) 通过从该数据库中抽取对应时间的微电源及负荷的数据值, 得到网内实际的供求关系以及负荷点的停电情况。

这相当于将微电源出力和负荷的随机特性折算到元件可靠性指标中的平均停电时间指标上, 这样便可在下面的分析中运用传统的故障模式分析法将问题细化。

考虑到微网内元件以及微网至上层网络馈线元件发生故障的概率会因为外界环境[13,14] (温度、湿度、雷击等因素) 有所不同, 例如:线路在冬季易因导线收缩造成断线故障, 在夏季易因高温弧垂变大造成短路故障, 雨季易因雷击造成线路跳闸导致供电中断, 而不同季节负荷结构又存在一定差别, 在不改变年故障率的条件下, 在抽样元件故障的过程中可以引入季节权重系数, 即根据不同季节出现故障类型的统计数据, 调整某个时间段内故障类型出现的概率。这样将元件故障类型和不同季节微电源的出力情况联系起来, 可使可靠性的计算结果更加合理, 并且可以有选择性地计算某特定时间段内的微网运行可靠性。因此, 加入该因素的蒙特卡洛法抽样离网时间可使rj′的计算更加精确。

需要说明的是, 至于储能在微网离网阶段起到的平滑出力的作用, 这方面对于可靠性的影响程度会随着储能控制策略、微网控制策略、储能系统的类型等因素的变化而变化, 故本文计算可靠性时认为离网阶段出现储能系统故障, 离网过程则判定失效。这样计算得到的可靠性数据裕度也是最大的。对于其他控制策略下的微网, 可在本方法的基础上进一步增加储能的约束条件。

在非计划离网失效时, 负荷点运行失效时间rj′为:

式中:S0为模拟次数;rij′为第j种网外故障进行第i次模拟时的离网失效时间, 即在上层网络故障修复时间内, 首次能源供给不足之前正常供能的时间。

能源供给不足关系如式 (3) 所示:

式中:Pw和Pv分别为采样时间内网内全部风电机组和光伏电站出力的平均值;Pl为采样时间内网内负荷消耗电量的平均值;Pd为网内备用电源的最大出力 (本文中备用电源为柴油发电机) ;ε为备用电源出力率 (微网内备用电源在并网运行时不启动, 当微网控制器执行离网操作时启动, 考虑到开机动作时间以及空载运行时间的影响, 定义此为出力率) 。微网内蓄电池在非计划离网运行时, 运用Vf控制, 在计算能源供求关系时并不计及蓄电池出力。

当模拟离网运行采样时间内Pw+Pv+εPd>Pl时, 不会出现负荷点断电, 继续模拟下一个采样时间, 一旦出现Pw+Pv+εPd<Pl, 微电源出力不能满足网内用户供电需求, 导致负荷点停运, 微网离网失效, 进行下一次模拟计算。离网失效率PM′为对应的每一个元件故障导致离网失效率PC′的总和, 元件故障导致离网失效率PC′和失效时间rj′的计算流程如图1所示。

对于风电、光伏出力全年数据库的建立, 虽然会因地理位置的不同而有很大差别, 但整体输出特性依然存在规律性[15], 在满足一定抽样模拟次数的基础上, 得到的结果可以保证一定的准确性。在计算某地区微网供电可靠性之前需首先查阅和建立当地风光历史数据, 并根据所要建立的新能源机组的型号建立微网出力数据库。

只有当网内负荷点在离网运行时停电, 此次离网运行才被计及到离网失效率中去。在计算微网内负荷点可靠性指标时, 式 (1) 中rj将被rj′替代, PM将被PM′替代, 则有

式中:m′为微网内除去储能元件外其他元件和馈线的集合;λe和re分别为微网内储能元件的年故障率和平均修复时间。

图1与式 (2) 通过蒙特卡洛模拟法与故障模式分析法的结合, 可得到并网型微网内用户的可靠性指标。

1.2 微网的系统可靠性指标计算

微网的系统可靠性指标体系可参照配电网可靠性指标制定, 依次为系统平均停电频率指标 (SAIFI) 、系统平均停电持续时间指标 (SAIDI) 、用户平均停电持续时间指标 (CAIDI) 和平均供电可用率指标 (ASAI) [10]。同时, 由于孤岛失效率PM也是衡量微网离网可靠运行的重要指标, 是反映微电源出力对微网离网运行可靠性最直接的参数, 所以算例中将对该指标单独进行计算分析。

2 微网内负荷分级

2.1 负荷分级原则

对微网内用户进行负荷分级, 分为重要负荷、过渡负荷以及可中断负荷。不同等级的用户, 在微网离网运行时用电方式和微网运行者的停电赔偿特性不同。

微网在离网运行时应首先保证重要负荷用户的供电, 一旦电能供应中断将导致该负荷点停电, 微网运行者将赔偿用户的停电损失;网内微电源所发电能在满足重要负荷需求后, 若仍有剩余电能, 则继续给过渡负荷供电, 所以网内负荷分级机制的引入可进一步改善网内某些用户以及微网整体供电的可靠性, 并且从可靠性角度来说, 每个微网都存在最优的分级制度。

因不同负荷点的可靠性指标不同, 当微网离网运行时, 运用分级机制可保证一部分负荷的正常供能。但不同的分级方法会使微网处于不同能源分配状态, 对应不同微网系统指标。当用户接入不同负荷点时, 也会因负荷点位置不同而有不同的可靠性指标, 针对不同等级的用户, 应根据具体要求尽可能选择与之相对应的负荷点。

2.2 负荷分级后的可靠性指标

由于分级之后, 每个负荷点可靠性计算公式中的离网失效率将不再相同, 为了方便比较不同负荷点可靠性的差异, 这里可将离网失效率PM的概念进一步扩大, 即使微网中每一个负荷点都对应一个失效率。也就是说研究一个负荷点可靠性时, 离网过程中该负荷点断电则微网离网失效;该负荷点没有断电则离网过程成功。这里称为负荷点的离网失效率PL, 微网内任一负荷点可靠性计算公式如下:

式中:λL″为分级后负荷点的年故障率;rL″和uL″分别为负荷点年平均停运时间和年停运时间。

微网的总体指标以参数SAIFI为例, 计算公式为:

式中:C1为网内重要负荷的集合;C2为过渡负荷的集合;C3为可中断负荷的集合;λLi″, λLj″和λLk″为其对应负荷点的故障率;Ni, Nj和Nk为对应的用户数;∑N为总用户数。

2.3 微网内负荷分级后负荷点停运时间折算

计及负荷分级机制后折算负荷点停运时间rj′与原负荷点停运时间计算方法大致相同, 但需要依次判断每次离网时间内微电源所发电能是否首先满足重要负荷, 若满足重要负荷需求后仍有剩余电能, 则继续为过渡负荷供电, 若仍满足过渡负荷需求, 再为可中断负荷供电。设Pa和Pb分别为采样时间内重要负荷用户和过渡负荷用户的用电量, 负荷分级机制核心思想的流程如图2所示。

3 算例分析

3.1 网内负荷点停运时间折算

算例中, 中压配电网采用IEEE RBTS-Bus 6配电系统 (参见附录A图A1) , 微网内部结构图参照文献[16], 如图3所示。将微网连接在配电网负荷点6处, 即图中LP6对应微网内部0.4kV母线, 微网内部负荷点1至5相当于原RBTS配电网中的负荷点6。

附录A图A1中, 配电网中33kV线路长度为2km, 故障率为0.046次/ (km·a) , 平均修复时间为8 h;11 kV母线长度为1.5 km, 故障率为0.065次/ (km·a) , 平均修复时间为5h;断路器b4故障率为0.06次/a, 平均修复时间为2h。11kV线路L1, L5, L9和L12长度为1km;L3, L11长度为0.75 km;L9长度为1.25 km;故障率均为0.078次/ (km·a) 。图3中, 0.4kV线路长度为1km, 故障率为0.085次/ (km·a) , 平均修复时间为4h。其中, 变压器故障可通过定时检修避免, 在算例中忽略不计。微网中蓄电池故障率为0.000 279次/a, 平均修复时间为4h;馈线中所有隔离开关动作时间为1h。

在模拟计算前, 先设定不同类型元件的季节性故障权重系数, 即在不改变年故障率的情况下, 增加线路在冬、夏两季以及断路器在雷雨季节发生故障的概率。在进行蒙特卡洛模拟抽样时, 依照故障类型所对应的季节权重系数抽取故障发生的起始时间, 再从数据库中抽取该时间所对应的负荷以及风电、光伏出力在采样时间内的平均值。为方便计算, 采样时间设置为1h。由于采用多次抽样模拟计算, 在此采用一年的统计数据基本可以满足准确性要求, 得到的数据具有一定的参考价值, 在条件允许的情况下扩大数据容量无疑可以进一步提高计算的准确性。

每个负荷点用户数均取为1, 传统计算方法的PM值取为0.3;而模拟计算中, 在未分级情况下微网离网运行过程中出现负荷断电则认为离网运行失效, 分级情况下重要负荷出现一次断电则认为微网离网运行失效。在非微网结构下, 认为将负荷点直接连入0.4kV配电网馈线, 此时蓄电池故障对负荷点不产生影响。

中压配电网中自负荷点6到上层网络馈线共有12个元件或线路, 元件平均停电持续时间指标和采用蒙特卡洛模拟法折算之后的适合计算微电网可靠性的折算指标如图4所示, 其中编号1至12为相应故障 (编号12为蓄电池故障) 。

不同微网结构和计算方法下的微网内负荷点可靠性指标如表1—表3所示, 其中表2为利用式 (1) 的传统算法得到的负荷点可靠性。

再根据表3中得到的修正指标来计算微网系统可靠性指标、离网失效率和ASAI, 如表4所示。

由以上数据可知:在采用本文所述算法修正之后, 由于计算出了传统算法中忽略的微电源出力不足造成的断电并精确计算了平均停电时间, 负荷点可靠性指标与传统故障模式分析法相比有了明显差异, 年平故障率增大, 年平均停运时间减小, 这与之前的理论分析相吻合, 而孤岛失效率也比文献[7]中提出的数值要高。可见, 分布式电源还不能够有效地保证整个微网系统的长时间可靠运行, 这里就要引入负荷分级制度来合理规划微网的离网运行。

3.2 负荷分级方案对比

3.2.1 调整负荷分级制度

对用户进行不同的分级, 首先设置每个用户用电量相等。选取负荷点故障率不同的3个负荷点1, 2, 3分别作为重要用户, 选取负荷点4, 5作为可中断负荷, 以此模拟3种不同的分级方案, 如表5所示。

为使结果更加精细, 定义过渡用户分为过渡用户a与过渡用户b, 过渡用户位于不同的负荷点, 首先满足过渡用户a的负荷需求, 有剩余电量再向过渡用户b供电。计算每种分级方案的整体微网指标, 如表6所示。

从表6的计算结果可以看出, 不同的分级方案下微网系统的可靠性指标存在明显差异, 这里选取其中最优的方案进行进一步的分析。

3.2.2 调整负荷点的容量

根据之前的计算结果设定:负荷点1为重要负荷, 负荷点2和3为过渡负荷, 负荷点4和5为可中断负荷。调整重要负荷以及过渡负荷用户的容量, 其中方案制定[9]如下。

方案1:重要负荷占总负荷的20%, 过渡负荷分别占总负荷的20%和20%, 可中断负荷占总负荷的40%。

方案2:重要负荷占总负荷的30%, 过渡负荷分别占总负荷的20%和10%, 可中断负荷占总负荷的40%。

方案3:重要负荷占总负荷的40%, 过渡负荷分别占总负荷的20%和10%, 可中断负荷占总负荷的30%。

方案4:重要负荷占总负荷的50%, 过渡负荷分别占总负荷的20%和10%, 可中断负荷占总负荷的20%。

不同的方案得到微网系统可靠性指标如表7所示, 不同等级负荷点的离网失效率如表8所示, 不同方案下对应的微网整体失效率如图5所示。

分析表8与图5可知, 与负荷未分级算例中微网离网失效率为0.525 8相比, 分级后可大幅降低微网离网失效率, 并且增加重要负荷与过渡负荷的比例, 使得离网失效率发生变化, 可靠性指标最差的可中断负荷, 其离网失效率与传统未分级微网中负荷的离网失效率相当。因此, 适当的分级制度可大幅提高微网内负荷的可靠性。在保证重要负荷供电的前提下, 重要负荷的用电量越高, 微网内的能源越能得到充分利用。但重要负荷的比例并不是越大越好, 超过一定限值则会使离网故障率再次升高, 微网的可靠性下降。具体的限值并不是固定不变的, 与微网的用户容量以及微电源出力水平有关。

4 结语

完善的可靠性指标计算有利于针对性地提出改善微网可靠性的措施, 本文所提出的网外故障导致负荷点停电时间的折算方法, 在一定程度上使微网内负荷点的可靠性指标以及微网可靠性指标更加完善与精准。

负荷分级机制的提出, 使微网内供电要求较高的用户可以得到更加优质的电能供应, 本文通过调整不同的用户分级方案, 验证了了以下几点。

1) 在可靠性指标较优的负荷点接入重要负荷将会得到更高的微网可靠性指标。

2) 在保证了网内重要用户供电的前提下, 在一定范围内适量增加重要负荷以及过渡负荷的用电量, 可以较大限度地利用能源。

3) 当重要负荷超过一定限制进一步增大容量后, 微网的离网失效率将会明显升高, 供电可靠性也将随之降低。

因此, 制定合理的负荷分级方法, 可以使得在保证供电可靠性的同时, 最大限度地利用能源。在实际应用中, 微网运行者应根据用户的重要等级以及预测用电量, 与用户签订相应的负荷等级。

本文进一步的研究可以从以下2个方面展开:①分析不同的用户分级制度, 寻找最优的负荷分级法使得微网的可靠性指标最高, 新能源得到最大限度的利用;②在本文的计算和优化过程中, 可以引入负荷预测和微电源出力预测, 使计算更加准确。

附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。

供电负荷分级 篇2

关键词：调度生产负荷分级,电源,可靠性,配电系统,应急预案

随着电力业务的高速发展,对业务系统的重要性和可用性要求也逐渐提高,电力系统根据供电等级重要性分级对调度生产用电负荷进行了更深入的分级,同时供配电系统设计和电子信息机房都对负荷等级分级提出了要求[1,2,3]。但是,目前电网调控中心对各专业用房的配电系统在实际应用环节上并未对调度生产负荷分级进行充分考虑。本文介绍了基于调度生产负荷分级的调度专业用房配电系统设计方案及其应急预案。

1 常规调度专业用房配电系统设计方案分析

1.1 常规设计方案

以某电网调控中心专业用房常规设计方案为例进行分析。调度专业用房包括专业系统机房、调度室以及其他专业功能用房等,需对上述各专业用房提供可靠供电。调度专业用房配电系统(见图1),包括低压配电房、电源室、各专业用房以及应急电源。其中电源接入部分由3个220kV变电站提供10kV电源,二用一备。

调度专业用房的配电设计包括配电接入部分和专业用房电源这2部分。

1) 配电接入部分。

一般配电接入部分包括10kV(或20kV)配电装置、变压器、0.4kV配电装置配置这3部分。为保证供电可靠性应满足变配电装置中“N-1”运行方式或任一路市电电源停电时不影响专业用房的供电,至少要有一路满负荷市电供电进线正常运行。

2) 专业用房电源部分。

一般调度专业用房的负荷可分为设备负荷、动力市电负荷和应急电源负荷这3种。设备负荷通过接入不间断电源(UPS)后供电;动力市电负荷由动力市电电源供电,包括空调系统负荷和常规负荷(照明、维修插座等);应急电源负荷一般由调度大楼统一配置。对各类用电负荷的大小应根据实际需求按照统一标准统计。

1.2 设计分析

目前,绝大部分专业用房的低压配电采用上述常规设计方案,将调度一、二、三级负荷均采用统一的输入、输出配电设备(见图2)。

在调度专业用房配电系统的实际运行中,潜藏了以下3种运行风险。

1) 应急电源冗余风险。

应急电源一般采用N+1冗余的发电机设计,各级调度负荷采用统一的应急电源。如果有1台发电机发生故障,其余的N台发电机能够承担机房最大负荷量的任务。但是,如果N台发电机刚好满足各级调度负荷需求,2台发电机出现故障时,这时应急发电机负荷量是N-1,将引起其余发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源。

2) UPS的可靠性风险。

目前各级调度供电负荷均通过统一的UPS,按最新的电网UPS技术规范要求,UPS系统必须采用2N双母线的设计方式,满足系统设备双电源供电可靠性要求。但却忽略了UPS在实际的运行过程中的周检、月检、年检、故障维修、扩容停机等一系列问题。各级调度负荷通过统一UPS供电使核心系统设备和一般重要系统设备面临同样的UPS单路、甚至双路电源的停电风险。

3) 供电配电柜单瓶颈风险。

各级调度供电负荷采用统一主回路供电,如调度二、三级负荷供电回路发生故障,会影响调度一级负荷设备的安全性。各级调度负荷采用统一配电柜供电,应急电源超载时将直接切断部分供电负荷供电,无法快速、准确地区分和执行哪些是可切断负荷。

2 调度生产负荷分级配电设计

2.1 调度专业用房配电系统负荷分级原则

中国南方电网有限责任公司总部、下属电网公司总部和各下属单位的调度大楼生产负荷供电电源均需按GB 50052—2009《供配电系统设计规范》中一级负荷等级要求进行设计。电力系统根据供电等级重要性将调度生产用电负荷分为以下3个等级。

1) 调度生产一级负荷:

专业机房不间断电源供电的不能停电设备和保证设备正常持续运行所需的基本容量的专业机房专用空调(不含备用),调度室、应急指挥中心等具有重要政治、经济和安全意义专业功能房间的专业设备负荷和上述房间中照明等维持长时间工作必须的负荷,专业用房内应急照明、消防、保安等关系到人员生命安全的负荷。

2) 调度生产二级负荷:

调度生产一级负荷以外专业用房内的空调等专业设备,以及照明等负荷。

3) 调度生产三级负荷:

除了调度生产一级负荷和调度生产二级负荷之外的负荷[1]。

2.2 调度生产负荷等级分类

根据调度专业用房配电系统负荷分级原则对各调度专业用房进行生产负荷等级分类。

1) 调度生产一级负荷:

各专业机房、试验区以及调度大厅的设备负荷、照明等负荷。

2) 调度生产二级负荷:

除调度生产一级负荷外需24h提供照明插座等常规负荷以满足工作需求(如24h值班等)的专业用房,如值班员休息室、事故处理策划室、开发测试(DTS)室以及观摩室等。

3) 调度生产三级负荷:

除了调度生产一级负荷和调度生产二级负荷之外的用房,如备品备件室、维修室、资料室、档案室等辅助性用房。

2.3 调度生产负荷分级设计

将调度生产负荷分级后,对各专业用房的配电输入节点进行分级设计,包括主要电源接入、配电柜、配电系统这3部分。

1) 主要电源接入。

在应急负荷量绝对满足调度生产一、二、三级负荷负载范围情况下,可使用统一的应急供电方案。但实际设计中,从成本投资、场地或供电规划方面考虑,可在电源接入节点位置便考虑调度生产负荷等级的差异设计,从而避免超负荷供电时,需考虑供电末端关电的相关问题。

如从10kV(或20kV)至400V变压器输出节点上将调度生产一、二级负荷和调度生产三级负荷分别设计母线输出,将应急电源切换接入至调度生产一、二级负荷的母线上,从而保证调度生产一、二级负荷的应急供电可靠性。

2) 配电柜。

为保证核心系统设备的高可靠性要求,可将调度生产一级负荷(UPS、动力市电)和调度生产二、三级负荷各自设计独立配电柜,使供电管理简化,保证调度生产一级负荷和部分调度生产二级负荷的应急供电。这样可消除配电柜单瓶颈风险,在供电过程中保证各级调度生产负荷独立供电可靠性。调度生产负荷分级配电系统示意图见图3。

3) 调度生产负荷分级的配电系统:

(1) 调度生产一级负荷(核心):

市电供电(双母线接入)、不间断电源(UPS并机双母线)、应急电源。采用4台UPS组成的并机双母线设计方式,配置4台相同容量UPS,每2台(1+1)并机后提供双母线供电,其可用性能达到99.99999%,采用从市电输入到负载输入之间所有回路和设备的完全冗余工作。

(2) 调度生产一级负荷:

市电供电(双母线接入)、不间断电源(UPS单机双母线)、应急电源。采用单机双母线,即“1+1”设计方式,其可用性为99.99999%。

(3) 调度生产二级负荷:

市电供电(单母线接入)、应急电源。

(4) 调度生产三级负荷:

市电供电(单母线接入)。

在调度生产负荷分级的配电系统方案中,如对不同负荷等级设备的UPS扩容改造、停机、巡检等均不会对各自系统设备造成影响,消除了UPS可靠性风险。

3 调度生产负荷分级的应急预案设计

在完成调度生产负荷分级配电系统设计后,还应依据调度生产负荷分级对应急保障等级进行分类,设计调度生产负荷分级的应急预案。

3.1 应急保障等级分类

《南方电网调度生产供电电源配置技术规范》提出“后备柴油发电机系统的总容量必须考虑大楼调度生产一级负荷,并尽可能兼顾调度生产二级负荷的容量”。调控中心应急电源的供电范围包括调度生产一级负荷和调度生产二级负荷,应急保障等级按系统重要性从高到低分为:等级Ⅰ、等级Ⅱ、等级Ⅲ。

1) 等级Ⅰ:

调度生产一级负荷(核心)中通信机房、自动化机房核心部分。在出现极端情况需减载时,可切断等级Ⅲ甚至等级Ⅱ的负荷以保证此部分的应急供电。

2) 等级Ⅱ:

调度生产一级负荷中除等级Ⅰ以外部分。如需减载时,可切断等级Ⅲ的负荷以保证此部分的应急供电。

3) 等级Ⅲ:

调度生产二级负荷。

3.2 应急预案案例分析

在严格按配电设计简单可靠的大原则下,结合调度生产负荷等级设计及应急保障等级分类,通过机房电气监测中获取的供电功率数据,按调度生产负荷等级优先次序及供电负荷实时情况更新应急预案,分别按电源接入事故、大楼高低压变电事故、UPS系统事故以及应急电源事故等不同情况进行制订。

1) 供电初期阶段。

当调度生产一级负荷或其他重要设备负荷未超出单台发电机负载,同时设备的总功率也未超出发电机组供电能力范围,这时如出现应急情况,发电机组正常启动,可直接切换进入应急供电状态,各级调度生产负荷可按应急保障等级Ⅰ提供应急供电,无需进行关电措施。

2) 供电中后期阶段1。

当调度生产一级负荷或其他核心设备负荷未超出单台发电机负载,但设备的总功率已超出发电机组供电能力范围,这时应考虑对应急保障等级Ⅲ或部分等级Ⅱ的负荷进行关电措施。这样既避免发电机组启动后发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源,又保证应急供电措施的误操作事故的发生,保证调度生产一级负荷或其他重要设备负荷应急电源的正常供应。

3) 在供电中后期阶段2。

当调度生产一级负荷或其他重要设备负荷超出单台发电机负载,设备的总功率也超出发电机组供电能力范围,这时可灵活制订应急预案,一段可分为以下2种预案:

(1) 预案1,若2台发电机均能正常启动,这时应考虑对需要关电的应急保障等级Ⅲ、等级Ⅱ的部分调度负荷对应的配电柜开关进行预先记录和确认。

(2) 预案2,若2台发电机中的1台发电机无法正常启动,这时除了考虑对应急保障等级Ⅲ、等级Ⅱ部分调度生产负荷关电外,同时应考虑等级Ⅰ超出单台发电机的负载范围的负荷短时断电并进行记录和确认,从而避免发电机组启动后发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源,保证调度一级负荷中核心设备负荷应急电源的正常供应。

4 结语

1) 调度专业用房配电系统采用调度生产负荷等级分级进行设计,在电源接入、配电系统、配点柜等节点上进行有效的横向性的等级划分,降低了对各等级调度负荷的相互影响,进一步提高了调度一级负荷核心系统供电的可靠性,最大程度地保证了电网调控中心的稳定运行。

2) 调度专业用房供电措施利用调度生产负荷等级分级进行应急保障性等级分类,克服了常规配电设计的问题,将可能遭遇的风险通过调度生产负荷等级分级的设计节点,结合应急保障等级进行有效切割,既提高了核心系统的保障性,也简化了应急预案,降低了操作风险。

参考文献

[1]中华人民共和国国家发展和改革委员会.GB50052—2009供配电系统设计规范[S].北京:中国计划出版社,2009.

[2]建设部标准定额研究所.JGJ16—2008民用建筑电气设计规范[S].北京:中国建筑工业出版社,2008.

供电负荷分级 篇3

电力系统发电、输电、变电、配电和用电五个环节紧密连接, 供电企业承担着输电、变电和配电三个环节的管理, 电网规模日益扩大、网络结构日趋复杂, 发生突发事件就可能造成重大损失。

在突发事件发生前, 供电企业需要针对突发事件征兆进行监测、识别、分析与评估, 预测突发事件发生的时间、空间和强度, 并依据预测结果预先发出警报, 上述过程就是突发事件预警 (简称为预警) 。在突发事件预警发布后, 供电企业根据预警级别开展针对性的事件防范与应急准备工作, 确保有效防范和应对突发事件。

2 突发事件预警分级

2.1 突发事件分级

供电企业可能发生的突发事件分为自然灾害、事故灾难、公共卫生事件和社会安全事件四类。

2.2 突发事件预警分级

供电企业通常按照突发事件发生的紧急程度、发展势态和可能造成的危害程度, 将突发事件预警分为四个级别, 并用相应的颜色代表预警级别, 红色预警、橙色预警、黄色预警和蓝色预警, 其中红色预警的级别最高, 蓝色预警的级别最低。

3 基于风险的预警分级方法

1) 预警事件发生风险评估。

2) 预警事件发生风险多人次评估数据处理。

3) 预警事件的预警级别确定。

3.1 预警事件发生风险评估

当出现突发事件发生征兆时, 需要决定对该事件“是否发布预警和发布何种级别的预警”, 首先要利用公式 (1) 对预警事件的发生风险进行评估。

undefined

R——预警事件的风险值, R的取值范围为[0, 10]。

S——预警事件的“后果”分值, S1、S2、S3和S4为预警事件后果级别对应的分值。

P——预警事件的“可能”分值, P1、P2、P3和P4为同一预警事件四个级别后果发生的概率, Pi的取值范围为[0, 1], 且满足0≤P1+P2+P3+P4≤1。

在对预警事件的发生风险进行评估时, 需要分别给出预警事件的“后果”分值和“可能”分值。“后果”是根据预警事件发生后的后果级别来确定分值的 (该分值可以在表1中查得) , 需要根据预警事件可能导致的后果类型和严重程度来预测其发生后的级别。“可能”分值是预警事件导致各级别后果发生的概率, 需要对四个级别后果发生的概率分别作出预测和估计, 同时要求四个级别后果发生概率的和不得超过1。对于同一个预警事件其“后果”级别可以选定一种或多种, 可以通过“可能”来表明选定的“后果”级别;当某一“后果”级别的“可能”分值为0时, 表示该“后果”级别未被选择或不可能发生。当然, 对于某些预警事件也可能出现四个“后果”级别的“可能”分值都为0的情况, 此时表明该事件的影响不能构成突发事件, 风险的计算结果为R=0。

对预警事件“后果”和“可能”的预测 (赋予分值) 是一个较为复杂的过程, 通常需要大量历史统计数据的支撑。当缺少历史统计数据支撑时, 对预警事件“后果”和“可能”的预测只能依靠评估人员的知识、经验等进行主观评估;主观评估是风险评估中最常用的方法之一, 其主要缺点是可能导致较大评估误差的产生。

3.2 评估数据处理

在对预警事件的发生风险进行评估时, 通常采用多人共同评估的形式来增加评估的可靠性, 此时需要将全部参评人员评估出的多个风险值进行归一化处理, 使其转变为一个单一的风险值——加权平均风险值undefined。

同时组织n个人对预警事件进行风险评估时, 先利用公式 (1) 分别计算每个人评估出的风险值 (R) , 然后按照公式 (2) 计算加权平均风险值undefined。undefined

undefined——为n个人同时评估时的加权平均风险值, undefined的取值范围为[0, 10]。

wj——为第j个参评人员的权重系数, 满足w1+w2+…+wn=1;当所有人员为等权重时, wj=1/n。

Rj——为第j个参评人员评估出的风险值

在多人参与开展的预警事件风险评估中, 要根据每个参评人员的技术特长和能力水平赋予不同的权重, 科学分配每个人员对评估结果的影响水平。权重的取值范围为[0, 1], 同时满足全部人员的权重之和等于1。当只有一个人进行评估时, 该人的权重为1, 即undefined。

3.3 预警事件的预警级别确定

在预警事件风险评估工作完成后, 需要根据风险值undefined的大小来确定发布的预警级别, 按照公式 (3) 判定预警事件的预警级别。

EW——为预警级别

undefined——为加权平均风险值

对于undefined的预警事件, 对照公式 (3) 中undefined值的范围判定应该发布的预警级别;对于undefined的预警事件, 按照公式 (3) 进行判定的结果为“不需要发布预警”。

公式 (3) 是将特别重大 (“后果”分值为10) 、重大 (“后果”分值为5) 、较大 (“后果”分值为1) 和一般 (“后果”分值为0.5) 突发事件发生可能性大于等于“50%”时的风险值, 分别作为构成红色undefined、橙色undefined、黄色undefined和蓝色undefined预警的基础判定标准, 进而确定了undefined值的分段区间。在实际应用中, 可以适当调高或调低“50%”这一“可能性标准值”, 同时对公式 (3) 进行调整;如果要提高对突发事件的预警敏感性, 需要对“可能性标准值”进行调低, 如果为了降低预警敏感性则需要调高“可能性标准值”。

4 结论

以上提出并建立了基于风险的预警分级方法。能够更加合理、量化地作出预警级别判定, 有利于提高供电企业突发事件预警工作的可操作性。基于风险的预警分级方法能够确保预警响应规模和资源准备水平的合理性, 有效避免了资源的占用和浪费, 有利于提高供电企业突发事件预警工作的科学性。

摘要：对供电企业突发事件预警工作进行了说明, 提出“基于风险的预警分级方法”。

关键词：预警,预警分级,风险,供电企业,突发事件

参考文献

[1]赵金楼, 齐英.基于系统动力学模型的建设项目的资源管理研究[j].科技管理研究, 2008 (7) .

[2]王扩军, 潘志祥等编著.气象灾害监测预警与减灾评估技术[M].北京:气象出版社, 2005.

[3]王桂清, 周长虹.森林害虫灾害预警指标体系研究[J].林业科学, 2003 (5) :21~25.

供电负荷分级 篇4

近年来, 一种建立在现代数字通信技术、计算机软硬件技术、电能计量技术和电力营销技术, 以CDMA/GPRS无线网络或230MHz专网通信技术等为主要通信平台, 具备用电异常信息报警、远程多功能自动抄表、负荷、电能质量监测等功能的负荷管理系统, 为提高了供电企业的用电现场管理水平, 提供了技术支持。

负荷管理系统主要包括:负荷管理终端、GPRS (230MHz专网) 通信网络和主站系统。电力负荷管理终端主要安装于多功能电能表旁, 通过专用通信屏蔽线连接多功能电能表和负荷管理终端装置RS485接口和脉冲输入输出接口, 对用户计费电能表的数据进行采集, 通过GPRS移动通信网或230MHz专网发送到主站。目的是采集用户终端的重要基础数据, 为远程抄表、负荷监测、需求侧管理提供准确数据。负荷管理系统的设计应充分考虑系统的可扩充性、兼容性, 并应考虑与调度SCADA、配电GIS等系统的连接和配合。

2 负荷管理系统功能

2.1 远程抄表功能

针对高耗能用户人工抄表的困难, 运用该系统实现了定时、快捷、准确的自动抄表并能够及时、准确地将电能表计量数据传输到电费组, 进行核算。

2.2 报警功能

对用电现场缺相、断流、窃电等异常情况设置报警标志, 并输出信号。报警标志可以由主台实时查询或由负控终端主动上报。

2.3 负荷、电能质量监测

通过远方实时监测负荷终端电压、频率及功率因数等, 实现在线监测用电终端电能质量, 从而预控配电网安全稳定运行。

2.4 负荷控制

在计划用电工作中, 可通过系统对用户是否遵守计划用电和是否超计划分配指标用电情况进行远程监测, 并向用户及时发出通知。

2.5 数据共享和信息发布

该系统可与客户服务技术支持系统接口, 共享数据;可通过局域网进行Web发布, 以便于用户终端数据的浏览和发布, 并具备数据安全管理机制。

3 负荷管理系统配置

3.1 硬件功能

1) 选用双向信息管理终端, 终端不仅可以接受负荷管理中心 (主站) 的摇控命令, 按照中心的要求远程自动抄表和用电异常监测, 也可将用户的用电情况传回中心, 这样既能够完成各种监测功能, 保证有序用电方案的贯彻实施, 又便于掌握用户的用电情况和终端本身的运行工况, 对用电现场实现可控。

2) 终端和主站通信可根据实际情况采用GPRS公网或230MHz专网方式。可建设中继站, 解决由于地理条件限制带来的通信不可靠等问题。

3) 主站系统设备要能更好提高通信的可靠性及兼容性。

3.2 软件功能

1) 前置机管理软件能实现远程数据采集和远程诊断。该软件支持多种信道, 中文信息、多功能表抄读, 设表参数, 用户侧数据共享;实时记录终端异常情况和故障信息, 以供事后追忆、分析;实现远程终端故障诊断、定位, 并分析其原因, 提高对终端的维护效率;另外, 还实现数据运算功能, 当地显示功能。

2) 软件架构:支持GPRS或230MHz专网、多采集负载、可定时或随机抄录、接受各种表计异常等及时上报。

3) 负荷类数据:定时总加正向有功总电量、峰平谷总电量、有功最大需量、无功总电量和有、无功功率等。

4) 用户权限、Web展现、报表管理和Excel报表的设置应参照上级部门的规范, 结合各供电区域的实际进行设置。

软件系统支持无线、有线通信方式, 可适应现行的多信道通信方式, 实现采集数据的大集中和数据的真正共享。

4 系统总体架构

4.1 系统构成

负荷管理系统由主站和负控终端构成, 系统构成见图1。

4.2 组网形式

采用GPRS/230MHz网络通信方式的负荷管理系统的组网见图2。

利用GPRS/230MHz网络通信方式组网, 申请一条2M专线到公司主站, 通过数据专线将数据由GPRS网关服务器传送到公司主站, 公司主站和电力营销系统通过专用局域网互联。另外, 为了实现主动唤醒和短信发布功能, 应配备主站通信控制器。

负荷终端通过RS485总线每隔一定时间向多功能电能表进行数据抄读, 抄读的数据经过处理后存储在终端内。主站需要召测数据前发送唤醒请求到终端, 终端根据主站地址首先登录GPRS网络, 然后终端响应主站要求把抄读数据发送到GPRS网络, 数据报文通过GPRS网关, 再经2M专线传输到供电公司的路由器, 最后主站通过局域网查询接受数据。如果是230MHz网络通信方式, 主站就可直接招测终端数据。

5 结束语

实践证明, 该系统具备实时性强、传输速度高、采集数据准确、数据吞吐量大、通信可靠等优点。对部分客户的开关实施遥控试点建设, 以期将来实现对用电现场远程遥控功能, 切实提升县级供电企业的用电现场管理水平。

参考文献

[1]傅景伟.电力营销技术支持系统[M].北京:中国电力出版社, 2002.

供电负荷分级 篇5

一、负荷预测的前期工作

(一) 影响电力负荷的因素

影响电力负荷大小的因素很多, 其主要因素有:

1. 用户特点

工业企业的性质、规模大小、产品种类、工艺过程以及生产班次等等的不同将影响其电力负荷的大小不同。

2. 机械化及电气化水平

机械化、电气化水平越高, 电力负荷越大。

3. 居民的物质文化生活水平

国家的经济和科学技术越发达, 城市的市政工程设施越完善, 人民的文化生活水平越高, 相应的电力负荷就越大。

4. 气候条件

地区气候条件的不同影响所用电量的不同。

5. 负荷的构成

各类用户的最大负荷并不是同时出现的, 各类用户最大负荷在城市总负荷中所占比例的不同也影响着城市总负荷的大小。

(二) 负荷预测前的资料收集工作

负荷预测计算所需的资料一般应包括下列内容:

1) 城市建设总体规划中有关人口规划、用地规划、能源规划、产值规划、城市居民收入和消费水平、市内各功能区的改造和发展规划。

2) 城市计划和统计部门及各大用户提供的用电发展规划和有关资料。

3) 电力系统规划中有关的如电力、电量平衡等资料。

4) 全市及分区、分电压等级统计的历年用电量和负荷、典型日负荷曲线及潮流分布图。

5) 各变电站有代表性的负荷记录和典型日负荷曲线。

6) 按行业统计的历年售电量和负荷。

7) 工业用户的用电量、负荷、主要产品产量和用电单耗。

8) 计划新增的大用户名单、用电容量、时间和地点。

9) 现有电源、供电设备或线路过负荷情况, 及由此而供不出电的数量。

10) 国家及地方经济建设发展中的重点工程项目及用电发展资料。

二、城市电力网负荷预测的方法

城市电力网的电力负荷预测一般可采用两种基本方法。一种是从电量预测入手, 然后转化为电力负荷;另一种方法是从计算城市各分区现有负荷密度入手, 推算各分区和整个城市电力网未来的总负荷。

(一) 电量预测法

按《城市电力网规划设计导则》, 进行电量预测应将用户按工业、农业、交通运输业和市政生活分为四类分别进行。电量预测方法很多, 目前最常用的主要有以下几种方法:

1. 单耗法

这种方法根据产品 (或产值) 用电单耗和产品数量 (产值) 来推算企业全年用电量, 是预测有单耗指标的工业, 部分农业生产用电量的一种直接有效的方法。按此方法计算时应搜集有关企业生产性质、产品类型、年产量m (台或t) 或年总产值c (元或千元) 、单位产品耗电量Am (k Wh/台或kw h/t) 或单位产值耗电量Ac (k Wh/元或kw h/千元) 、企业最大负荷利

用小时数Tmax。从而确定全年用电量A (k Wh)

显然, 这种方法较适宜于近、中期规划。对于远期规划, 因产品产量和企业产值难以预测、产品结构可能变化极大而无法取得准确的参数。

2. 综合用电水平法

这种方法根据人口及每人的平均用电量来推算城市的用电量, 比较适用于市区市政生活用电量的预测。一般, 可通过市区典型小区的调查分析来确定每人的平均用电量AN (k Wh/人·年) , 由市区人口统计资料确定人口数N, 即可确定全年总用电量A

将分项统计结果进行纵向 (逐年) 和横向 (相互比例) 的分析对比, 选择适当的方法和参数将它们综合为一个综合用电水平AN, 这样的结果将更准确可靠。

3. 外推法

这种方法运用历年的历史资料数据加以延伸, 由此推测未来各年的用电量。一般常用的有平均增长率法和回归分析法。平均增长率法:平均增长率法以时间T (年) 为自变量, 用电量A (k Wh或万kwh) 为因变量, 根据历史规律和国民经济发展规划估算出今后电量的平均增长率λ, 若计算选用基准年实际用电量为A0 (k Wh或万kwh) 则T年后用电量为:

平均增长率法简单明了, 它只有一个自变量———时间T, 其他因素对电量增长的影响综合在平均增长率λ中。因而在估计λ值时应将除时间以外的有关因素考虑进去。当某个因素的影响有了变化就应该改变λ值。

回归分析法:这种方法以时间、人口、工农业产值、轻重工业比重、人均收入、住房面积等因素为自变量, 用电量作为因变量, 根据历史规律用数理统计方法求出适当数学模型, 据以预测电量。应该注意, 统计得来的数据还应经过适当筛选, 剔除少数不合理的数据系列。

另外还应该注意, 这些基于历史数据得到的数学模型, 尽管其概率误差可能达到很小, 但终究会受历史资料的局限, 它只能很好地描述过去, 而不一定能很好地描述未来特别是未来经济结构发生大的变动时, 如果原有模型未考虑到这种变动因素的影响就很难得到准确的结果, 甚至会得出错误的结果。

4. 弹性系数法

弹性系数法是根据地区的工农业总产值来确定该地区总用电量的方法。电力弹性系数ε定义为地区总用电量平均年增长率与工农业总产值平均年增长率之比。设第m年及第m十n年的总用电量和总产值分别为Am、Am+n和Cm、Cm+n总用电量增长率和总产值增长率分别为a和d。则按照平均年增长率的定义有

由电力弹性系数定义

所以从上式可解得:

所以, 弹性系数法也可看作是平均增长率法的一种进步。在弹性系数法中增加了工农业总产值的增长, 看到工农业总产值增长对用电量增长的直接影响。电力弹性系数s同工农业总产值的年平均增长率d和产值用电单耗的年平均变化率S密切相关;可用下式表示:

城市电力网的电力弹性系数可根据地区工业结构用电性质各类用电比重及发展趋势进行分析后按上式确定。显然不同的城市类型、不同的工业结构、不同的经济发展政策、不同的地区优势都有不同的电力弹性系数。上述四种方法可同时应用并相互校核, 以获得更可靠更准确的电量预测值。

(二) 负荷密度法

负荷密度法较电量预测法直观。最常用的是面负荷密度, 即每平方公里的有功负荷数值。这是一种适用于市区内大量分散的用电负荷的方法。

1. 负荷密度的确定

一般并不直接预测整个城市的负荷密度, 而是将城市按其功能分为若干分区, 甚至分为更小的小区, 分别预测各分区或小区的负荷密度。预测的方法是先通过统计分析确定出各分区或小区目前的负荷密度, 然后根据城市的总体规划和分区规划有关部分, 确定各区的负荷密度预测值。

2. 计算负荷的确定

将各区负荷密度乘以各区面积可得各区负荷, 将它们汇总并乘以同时系数 (或除以分散系数) 即可获得总的计算负荷。即

式中, Pi是各区计算负荷;KT是同时系数;PΣ为总计算负荷。应该注意的是, 一般在汇总确定总负荷时就可按电压等级划分出各电压等级的计算负荷。另外, 有时还要先从各小区负荷汇总出某一分区负荷。这时应注意计算公式形式虽仍一样但KT则对应不同的数值。

3. 大用户问题

当市区内大量分散的负荷中有一个大用户, 如工业企业、街道工厂、大商场等时, 可将这些大用户当作点负荷计算。即根据该负荷的特点用适当方法单独计算然后再与其他负荷按前述方法考虑同时系数进行合成。当然这些大用户所占市区面积也应从各区面积和城市面积中减去。

三、总结

负荷预测的期限不同, 负荷的性质和种类不同, 资料收集的内容也不尽相同。例如, 作整个城市的负荷预测与作某一个小区的负荷预测, 资料收集的内容就多少不一;作短期计划和作中、长期规划, 由于负荷预测方法的差别需要的资料、内容和数量也有很大差别;作一个工厂的负荷预测和作一个城市生活小区的负荷预测, 由于负荷性质的差别计算方法大不相同, 需要的资料内容和数量也有极大差别。总之, 与负荷大小有关的各种资料收集、管理、处理成负荷预测、计算中使用的各种参数、系数, 是负荷预测、计算的一项最基础的工作。目前这方面的工作还相当落后, 有大量的工作等待着我们去努力完成。

参考文献

[1]牟道槐.发电厂、变电站电气部分[M].重庆:重庆大学出版社.

[2]西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].北京:水利电力出版社.

[3]盛骤, 谢式千.概率论与数理统计[M].北京:高等教育出版社, 1996.

供电负荷分级 篇6

一、负荷集中于线路末端

这种情况多为专线用户, 负荷性质较为重要, 用电容量也较大。

其最优补偿容量和最优分布方式的计算, 应根据用户的供电状况来确定。电力用户进行无功补偿的方式主要有集中补偿和分散补偿两种。

二、负荷均匀分布的线路

负荷均匀分布的线路是指负荷沿主干线大致均匀分布, 如部分城市公用配电线路、电力排灌线路。最优补偿的计算。按照将线路中无功损耗降低到最小的标准, 确定装设电力电容器组的最佳位置和最优补偿容量。

利用函数求极值的方法, 当线路的功率ΔP损耗为极小值时, Li=2/3L,

最优的补偿容量Qb=2/3Q, 此时线路无功损耗达到最小值。

线路上安装n组电力电容器时

最佳的装设位置为Li=2i/2n+1L (1)

最优补偿容量为Qbi=2/2n+1Q (2)

线路最优无功补偿总容量为Qb=iQbi=2i/2n+1Q

式 (1) 、式 (2) 常被称作2i/2n+1法则, 广泛地应用于电力系统中, 配电线路上电力电容器安装组数越多, 降损效果越明显, 但相应地增加了运行维护的工作量, 也增加了设备的投资。因此, 一般对于负荷均匀分布的配电线路, 安装1组补偿电力电容器较为适宜, 最多安装2组。

三、负荷非均匀分布的线路

实际上在多数配电点多的特点, 其负荷是非均匀分部的, 如图2所示。在这种情况下进行无功补偿计算, 需要进行简化计算。按照归一变换方法, 将不同型号的导线实际长度, 换算成同一型号导线的等效长度, 将各配电点分部的实际无功负荷, 换算成归一化无功负荷, 得出最佳补偿容量:

归一化变换要经过一系列复杂的计算过程, 在实际操作过程中, 一般按照下面简化的方法进行配置。

(1) 在负荷较大的分支线上, 分别配置一组电力电容器, 安装地点在距支线T接点2/3处, 补偿容量为支线无功负荷平均值的2/3。

(2) 在干线距首端的2/3处配置一组电力电容器, 容量为经支线补偿后, 全线路剩余无功负荷的2/3。电力电容器组应尽量靠近配电变压器安装, 停电后电力电容器组可通过变压器绕组放电。.遇到线路停电检修, 还应断开电力电容器组的跌落式熔断器, 必要时放电, 在运行中还应根据负荷变化情况、电压水平等适时投切。

另外, 我们可以安装一些可调容量的变压器。用户根据自身需要进行容量的调节, 避免空载运行容量的调节, 避免空载空运行, 可调容量的配电变压器有串并联调容、Y-Δ换接调容和母子变压器等。出于对用户负责的考虑, 网改后我们有接近1/4的新增配电变压器使用了可调容量变压器。

四、平衡配电网络的三相负载

低压网络中, 由于存在单相负载, 使各相负载电流的大小分布不均, 从而造成在相负载不平衡, 不仅引起相线中总能耗的增加, 在中性线上也有电能损耗, 使线路的电压降增大, 线损增加。三相负载不平衡还会影响变压器的出力, 一般要求在变压器出口处三相负载一不平衡度不大于10%, 干线及分支线首端的不平衡度大于20%。所以, 我们应该尽量平衡变压器出口的三相负荷。对于中性线的电能损耗, 我们可以采取分级接地的措施进行整改, 即在中性线的起点处每隔一段距离接地。

结束语: