配电网分析系统（精选12篇）
配电网分析系统 篇1
配电网是坚强电网的重要组成部分, 加快建设以坚强为基础、智能为特征的配电网, 是新时期提出的新的目标任务, 也是实现配电网与其它各级电网协调发展的必然要求。随着我国配电网络的逐渐扩大, 如何更好地实现配电最优化, 采用什么样的方案才能做到最佳的性价比。配电网络的自动化系统是提高配电网络可靠性的一项重要的措施, 该文对配电网络的自动化系统进行了一定的分析。
1 配电网络自动化系统模式
对于配电网络自动化系统来说, 一个系统模型的选择关系到了整个配电网络自动化系统技术方案的可行性、合理性和经济性, 所以说对于模式的选择必须要基于整个系统来进行考虑。配电网络自动化系统主进行模式选择的时候主要需要对以下几个方面进行选择。
1.1 系统总体结构模式
在设计和制定配电网自动化系统的时候, 首先需要进行总体结构模型的确定。系统总体结构模型的确定主要是为了确定系统进行电力的控制和管理的时候需要分几个层次进行, 采用分层次管理的控制模式能够有效的提高自动化系统的自动处理能力, 提高系统工作的实时性。保证分层的各层之间既保持着相互之间的独立又能够相互联系, 提高了整个系统的可靠性。
1.2 配网自动化主站模式
配电网自动化系统和调度自动化系统是整个电网控制系统中两个功能不相同的系统, 两个系统之间虽然不是完全相同的, 但是之间的联系还是比较紧密的, 他们之间的联系主要是通过变电站的出现开关来进行的。
对于我国的各类中小城市来说, 这两个系统的规模都不是很大, 这也就表示这些中小城市比较适合两者一体化的主站系统。由于进行了一体化之后, 两个系统之间的软件平台是共用的, 也就是说系统的软硬件资源都是两者之间进行相互的共享, 这就保证了系统在进行维护的时候维护的费用得到了很大的降低。整个系统的操作是需要具有操作权限的, 这样就保证了整个系统运行的安全性和可靠性。在整个管理系统运行的时候, 调度和配网两个系统之间的运行时相互独立的, 实行一体化之后并不会影响到这一点, 也就是说一体化不仅没有影响到两个系统的独立运行, 还减少了整个系统的维护费用, 这也就实现了投资少、性价比高的目标。
1.3 配电网自动化子站模式
所谓配电网自动化子站, 也就是处于配电网自动化主站以及FTU之间的进行信息交互和处理的一个中转站。在我国, 如果按照自动化系统进行整体设计, 选取的是三层结构的话, 进行子站选择的时候就会有三种选择, 这三种选择是:第一种, 通信控制器模式, 第二种, 数据转发器模式, 第三种, 微机型配网自动化子站模式。
1.4 通信模式的选择
现在的配电网自动化系统中通信系统的选择有很多种, 下面简要的介绍几种。第一种是采用分组无线业务通信, 采用这种通信方式具有的优势就是设备的价格比较低、进行一次性投资、安装简便、不需要进行维护、运行费用低等优点, 因为这些优势所在, 被广大人们所关注。但是在使用的过程中需要注意几个问题。必须要保证系统的每一个测控点都必须处于公共数据网络的覆盖范围之内, 如果没有在这个范围之内, 就会导致无法进行通信。因为通信的实时性受到了制约, 这也就是的网络重构的时间会发生一定的延迟, 在进行系统设计的时候必须要有这方面的考虑才可以。最后就是在采用此通信系统的时候必须要对系统进行加密或者采取其他的措施进行防范, 保证系统运行过程中的安全和可靠。第二个是光纤通信。现在的通信模式选取率最高, 也可以说是作为首选通信模式的就是光纤通信模式。光线通信模式具有通信速率高、技术成熟、价格适中的优点。但是这种通信模式在可靠性上来说不如上面提到的通信模式, 而且价格也比上面个的模式高。
2 几种馈线自动化方案的评估
现在的配电网自动化系统的技术方案的中心就是如何合理的记性故障处理方案的设计, 线面对几种常见的故障处理方案进行了一定的分析评估。
2.1 远方控制模式
远方控制模式就是根据FTU上传的故障信息, 根据故障信息对故障进行自动的诊断, 对于故障所在的位置进行智能化的判断, 通过远方的控制将发生故障的地方进行自动的隔离, 然后对网络进行重构。进行远方控制模式的主要优点就是, 可以减少发生故障是系统的开关次数, 能够保证首断开关保护不需要进行再次改造。并且远方控制模式能够保证故障处理可靠并且速度快。远方控制模式的主要缺点就是系统的各类投资都是比较大的, 在前期系统建立的时候需要进行给类繁琐的工程, 投入巨大的资源。
2.2 就地控制模式
就地控制模式可以分为很多种, 但是基本情况都是一样的, 就是就地对故障进行隔离, 重建系统。这种方式的有点就是能够快速并且简单的对故障进行隔离和重建。缺点就是故障的维护受到了分段级数的限制。
3 结语
随着社会的不断发展, 科技的不断进步, 为了更好的实现电能的配送, 我国需要建立配电网自动化系统。这种系统的建立需要进行统一的规划, 再针对每个地域的不同特点, 确定系统的准确模式。配电网子站的选择应该优选价格低免维护的通信控制子站。馈线自动化系统应该选取远方控制与就地控制相结合的模式。
参考文献
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配电网分析系统 篇2
3.1电缆线路故障自动定位系统的应用
该故障定位系统如图1所示，线路一旦发生故障，故障分支上的故障指示器会被触发，并给出红色指示。与此同时，由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连，面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接，最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说，通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中，提供13路遥信输入，1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT，最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器，然后再通过转换作为I/O信号输出。
图1电缆线路故障定位系统示意图
某市配电网安装了该系统，投运一年后情况良好，多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点，并及时对故障进行了隔离，最终快速恢复供电，提高了供电可靠性，取得了良好的社会效益。
3.2架空线路故障自动定位系统的应用
图2 架空线路故障定位系统示意图
某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统，该系统投入使用并持续运行的2年多来，该市配电网的运行可靠性得到了很大提升，该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时加以隔离，还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修，在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比，应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间，同时也减少了故障巡线人员的投入，节约了成本，对提高工作效率有着明显的促进作用。
4结语
配电网自动化系统探析 篇3
【关键词】配网自动化；线损；技术；供电质量；配电管理系统
一、配网自动化的基本问题
尽管中国的配网自动化工作已进入了试点实施阶段，但对于配网自动化的认识仍然众说纷纭，下面仅对配网自动化的概念、范围、任务、可靠性原则进行阐述。
（一）概念
配网自动化：利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的检测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，力求供电经济性最好，企业管理更为有效。
（二）范围
110kV及以下电力网络属于配电网络，它包括高、中、低压配电网络，要讨论的配网自动化特指10kV中压配电网自动化。
（三）任务
1.使整个配电网线损降至最小，提供优质的供电质量。
2.在整个配电网事故情况下，系统能适时分析确定事故原因，排除因瞬间故障造成的不必要的停电事故；对于永久性故障，系统将及时分隔故障段，进行电网重构，保障非事故线路段尽快恢复供电。
（四）可靠性原则
实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循原则：
（1）具有可靠的电源点；
（2）具有可靠的配电网网架（规划、布局、线路）；
（3）具有可靠的设备（一次智能化开关、二次户外FTU、TTU等）；
（4）具有可靠的通信系统（通信介质、设备）；
（5）具有可靠的主站、子站系统（计算机硬件、软件、网络）。
二、配网自动化系统的基本构成
配网自动化系统是一项系统工程，它大致可分为三个子系统：配网自动化主站系统；配网自动化子站系统；配网自动化终端。
（一）配网自动化主站系统
主站系统由三个子系统组成：配电SCADA主站系统；配电故障诊断恢复和配网应用软件子系统DAS；配电AM/FM/GIS应用子系统DMS构成
1.配电SCADA主站系统由前置机服务器（RTU服务器）、SCADA服务器、调度员工作站（MMI）、报表工作站、DA服务器、GIS服务器等组成。前置机服务器：它包括若干台前置机服务器。其中一台为主前置机服务器，当服务器出现故障时，从前置机服务器中的一台自动成为主前置机服务器，以保证系统的正常运行，这是由nap来完成的。主前置机服务器通过dater接收子站通过交换机发送来的数据，由vcterm经过规约解释存入当地内存，形成生数据实时共享内存。主前置机服务器通过rawd向若干从前置机服务器发送生数据，各从前置机服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据形成自己的生数据实时共享内存。
SCADA服务器：它包括若干台SCADA服务器。其中一台为主SCADA服务器，当服务器出现故障时，从SCADA服务器中的一台自动成为主SCADA服务器，以保证系统的正常运行，這是由nsp来完成的。主SCADA服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据，经过处理形成熟数据。将形成的熟数据存入内存，形成实时库。同时将形成的熟数据存入硬盘，形成历史库，历史库全系统唯一只有一个。需要历史数据时，从历史库取数据。取数据的方式有：polling方式；stream方式；sql方式。整个主站系统为一个局域网，通过交换机或HUB连接在一起。
2.为保证配网自动化系统投运后，能够完全满足本系统的技术要求，必须对本系统起至关重要作用的配电故障诊断和恢复功能（即DA功能）进行联调测试。在进行DA联调测试前，必须保证以下条件完整无误：
（1）主站置库完毕并经反复检查无误；
（2）主站、子站和FTU之间的通讯正常；
（3）对要进行DA测试的FTU进行遥测、遥控、遥信调试，并保证其功能正常；
（4）恢复无故障区段的供电时，必然涉及到变电站出口断路器，因此要对变电站的出口断路器进行遥控测试。另外，在DA测试中采用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方式启动配电自动化系统的DA功能，完成一次设备的实际动作。实现故障的自动隔离、非故障区段的恢复可以采取多种方法，取决于自动化装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和主站远方控制两种方式。就地控制以馈线终端单元（FTU）之间的配合为主，不需要通信通道，通过对线路过流或过压的检测，以及对开关分合闸的逻辑控制实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复；主站远方控制方式需要有可靠的通信通道，通过主站软件对FTU上传信息的分析判断，制定合理的隔离策略和网络重构策略，远方控制配电开关实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复。
（二）配网自动化子站系统
因为配网监控设备点多面广，配电SCADA系统的系统测控对象既包含较大容量的开闭所、环网柜，又包含数量较多、分布较广的柱上开关，不可能把所有的站端监控设备直接连接到配电主站，因此必须增设中间一级，称为配电子站（SUB-STATION），由其管理其附近的柱上开关、开闭所、配电站端监控设备，完成“数据采集器”、馈线监控、当地监控及馈线重合闸的功能；并将实时数据转送配电主站通信处理器，这样既能节约主干通道又使得配电自动化主站SCADA网络可以继承输电网自动化的成熟成果。
（三）配网自动化终端
城市配网自动化终端负责对城域所辖的柱上开关、开闭所、环网柜、配电变压器等进行监控，既要实现FTU、TTU等的三遥功能，又要实现对故障的识别和控制功能，从而配合配网自动化主站及子站实现城区配网运行中的工况检测、网络重构、优化运行以及网故障时的故障隔离和非故障区域的恢复供电。
为本系统配套的WPZD-110型FTU，其容量为9路遥测量，8路遥信量，4路遥控量，具有与上级站通讯的RS-232接口，也有与下级站通讯的RS-485接口。其主要功能有：数据采集和处理，远方控制与当地控制，故障识别、故障隔离和负荷转移，接受远方指令及转发采集的数据信息，具备相适应的通信功能等。该市城局配电网采用环网结构，电源取自馈线的不同母线，按闭环方式运行。配电网络的构成有电缆和架空线路两种方式。其中架空线路双电源手拉手供电是以往最基本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。理论上讲，分段越多，故障停电的范围越小，但同时实现自动化的方案也越复杂。那么要实现系统对各段的故障能够自动准确识别并切除，且最大限度缩短非故障区域的停电时间的愿望，也就更有难度。
三、通信
配网自动化的通信包括主站对子站、主站对现场终端、子站对现场终端、子站之间、现场终端之间的通信等广义的范围。通信是实施配网自动化的一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样，主要有光纤、有线电缆、电力载波、微波、扩频等，但就目前配网自动化技术不够成熟的情况下，采用混合通信方案是比较符合实际的原则。
四、结论
对电力配电网自动化系统分析 篇4
配电网自动化系统主要有两种:
1.1 集中智能式
立足于事故发生后的故障隔离和网络重构;隔离、重构的判断和处理集中在配网调度系统;隔离和重构的瞬间系统对通信网络的依赖性极强;终端设备的主要功能是采集配电系统的电参数, 但缺少就地控制措施。由于受客观条件和技术手段的制约, 这一代集中智能式配网自动化没能发挥预期的作用。
1.2 分散智能 (重合器与分段器配合) 方式
采用具有开断与关合短路电流能力的重合器作为馈线分段开关, 重合器重合次数和保护动作延时时间可以整定, 通过重合器的时序配合来实现馈线故障自动隔离、自动恢复非故障区供电的功能。采用重合器组实现配网自动化功能, 不需要通信手段。利用重合器本身切断故障电流的能力, 实现故障就地隔离, 避免了因某段故障导致全线路停电的情况, 同时也减少变电站出线断路器动作次数。
缺点主要是:当系统发生永久故障时, 为选择并隔离故障点, 对配电系统多次冲击, 不仅造成线路老化, 对配电系统造成的扰动在某些情况下也是不能允许的。
2 继电保护分析
由于现有配电网自动化方法均存在问题, 近两年来, 国内供电部门从技术、经济等方面, 重新评价当前应用的配网自动化系统, 期盼更优越的配网自动化模式和更先进的配网自动化系统。因此, 研究配电网新技术, 提高供电可靠性、提高电能质量是十分紧迫的任务。根据配电网的复杂性特点, 靠传统保护方式实现线路保护的可靠性和选择性、灵敏性是很难实现的。
提出就地保护和远方保护相结合的配电网网络化继电保护方法, 能够实现迅速定位并快速切除故障。基于配电网网络化继电保护的方法, 辅以远方监测、监控手段可以实现较理想的配电网自动化。配电网网络化继电保护内容包括:
包含阶段式保护、纵联式保护、故障状态差动保护、远方跳闸保护和远方备用电源自动投入功能的配电网控制终端;
因地制宜的、适用的通信通道;
可自动适应或在线修改保护方式和整定值的继电保护系统。
本人结合近两年在某地的实践, 以一个手拉手配电系统说明简单的广域继电保护应用情况。正常情况下:L1、L2、L3、L4线段由变电站A通过CB1供电;L5、L6、L7、L8线段由变电站B通供电;S4联络断路器处于常开状态。当在断路器S1和断路器S2之间L2线段发生故障 (非单相接地) , 线路出口保护使断路器CB1动作, 将故障线路切除, 传统的故障隔离和恢复供电的方法是通过重合器和分段器的配合, 经重合器多次重合实现的, 该方法不依赖于通信。但是, 由于重合器的多次重合, 对配电系统造成的扰动在某些情况下是不能接受的。
带有配电网网络化继电保护的智能化重合器, 实现故障状态差动保护的基本原理如下:每个馈线分段开关采用智能重合器, 每个智能重合器的智能单元中都设置一个故障状态变量, 来反映在线电流值是否越限。当故障电流大于整定值即越限时, 此故障状态变量为1, 否则为0。当故障发生时, 智能单元的故障态变量一旦变为1或线路失压, 则智能单元一端主动把状态变量、开关状态及记录信号通过点对点通信方式传送给相邻智能单元, 经智能单元判断, 识别故障区段, 并自动隔离故障和恢复非故障区段的供电。这种继电保护功能称为故障状态差动保护, 可使配电网系统在故障时避免受多次冲击, 并能迅速恢复供电。
当在开关S1和开关S2之间线路段L2发生故障 (非单相接地) , 由于故障电流, 变电站A的线路保护使断路器CB1动作, 将故障线路切除。装设在S1处的智能单元检测到故障电流, 即故障状态变量为1, 而装设在开关S2、S3处的智能单元没有故障电流且失压, 经过点对点通信, 每个智能单元的故障状态变量和相邻智能单元主动传送来的故障状态变量, 经过运算来故障判断, 结果为1识别出该故障发生在S1与S2之间的L2线路段上, 保护立即发出跳闸命令, 快速跳开关S1和S2实现故障隔离;当S1、S2的智能单元检测到开关S1、S2处于断开状态时, 两智能单元主动向出口断路器CB1和联络开关S4传送开关状态量, CB1和S4分别收到S1、S2开关状态量并确认都为断开状态, 则分别发出合上线路出口的断路器和合上联络开关S4完成向非故障区域恢复供电。
另外, 智能化重合器具有阶段式保护功能, 当上下级之间的短路电流能够配合时, 也可采用阶段配合方式, 同时可以选用方向鉴别。按照躲开某一点电流速断保护的主要优点是简单可靠, 动作迅速;缺点是不可能保护线路的全长, 保护范围直接受系统运行方式变化的影响。当系统运行方式变化很大, 或者被保护线路的长度很短时, 速断保护就可能没有保护范围。为了克服母线出口速断保护的死区, 各个馈线分段上的智能重合器具有带时限的电流速断保护和定时限过流保护, 来实现各个馈线分段之间的阶段式保护功能。当合上S3恢复A区供电时, 如果变电站B的容量不足, 广域保护可以用远方联切方式切除一部分不重要的负荷, 以保证对重要负荷的连续供电。
同时当变电站B向A区供电时, 由于负荷电流增大, 过电流保护定值需要进行相应的改变, 广域继电保护可通过远方修改定值或自适应改变定值的功能来实现。配电网网络化继电保护对通信通道的要求比较简单, 既可采用优质的通信通道:光纤、导引线;也可因地制宜的使用公网GPRS、CDMA-1X等作为通信通道;即将推出的3G通信业务提供了更好的选择。实现配电网网络化继电保护时, 电力部门可以根据企业的资金状况分步投资, 可以做到边投资边受益。最终完成基于配电网网络化继电保护的网络化、智能化配电网自动化系统。
3 结论
近几年来, 许多国家的大城市相继发生了大范围停电事故, 造成巨大的经济损失并对社会正常秩序造成严重影响。大城市的配电网可靠性因此受到很大的关注。对照世界上发生大面积停电的地区, 我国电网也存在配电网网架薄弱, 保护、控制措施与电网可靠性要求不适应等问题。
配电网停电计划优化分析 篇5
1、背景
配电网停电计划的管理是供电企业的一项重要业务，关系到电网的安全可靠运行以及供电企业的经济效益和社会效益。随着电网规模的不断扩大，设备数量增多，用电负荷也发生了快速增长，停电计划管理的复杂度越来越高，同时用户对供电可靠性和供电质量的要求也越来越高，从而对停电计划管理水平提出了更高的要求。
在配电网停电计划流程管理方面，目前存在着任务复杂、临时性强、计划性弱等特点，由于分支线在调度管辖范围属于较薄弱的环节，分支线的设备变更、运行状态、检修管理、抢修管理主要由所属运维班组自行控制，流程和管理不规范。实现“统一指挥、协调运作、规范标准、安全高效”的停电计划流程管理能够有效提高线路供电可靠性。
在配电网停电计划优化排程方面，国内一些专家学者提出了不少解决方案，但基本上处于两个极端位置，要么相对简单，仅从停电计划影响设备的重叠范围进行计划的简单拟合，或从计划开工时间入手进行简单的时间排序，导致计划优化排程的结果不佳，可用性不强；要么考虑的太复杂，从影响停电计划拟定的各种要素入手，或从计划安排的各种合理性入手进行计划排程，而忽视了现有数据和外围系统的实际情况，以及系统的计算机实现难度，从而导致系统开发实现难度大，系统实用性不强。迫切需要从国内供电企业配电网停电计划工作的实际情况出发，考虑影响停电计划优化及排程的各种因素，结合现有外围系统的建设情况以及数据情况，建立更加实用、可行的停电计划优化排程模型，并且在计算机实现方面易于编程实现，具有较高的理论价值和现实意义。
2、现状分析
停电计划管理的业务流程比较复杂，从停电计划的拟定到实施，需要考虑的 1 / 13
因素众多，如：停电计划的影响范围、停电计划实施的安全性、停电计划对供电可靠性的影响，以及班组及施工队伍的物资和人员的工作量安排等。目前电力公司大多已经在生产管理系统（PMS）中建立了停电计划流程管理模块，停电计划业务处理流程图
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但停电计划编制工作主要还是通过人工编制、开会讨论等方式进行，对设备停电的频率及停电时间的控制不是很精确，导致重复停电或者停电时户数超标等问题，可靠性得不到保证；同时缺乏及时有效的信息支持和安全分析工具，导致对同杆架设和交叉跨越的线路是否遗漏了陪停计划、制定的停电计划中是否影响了重要用户和双电源用户、停电范围和停电时间是否与保电任务发生冲突等问题不能及时掌握，需要多次开会讨论甚至到现场进行确认，反复修改已制定的停电计划，工作量繁重，效率低下。
同时，停电计划安排涉及多个业务部门的协同工作，一份编排合理、考虑周全、安排有序的生产计划对安全生产工作至关重要。目前电力企业的停电计划安排主要以人工为主，相关人员的专业技术能力、工作经验、对工作的责任心直接关系到停电计划的优劣，会造成工作量安排不适当，工作出错几率大，人力资源浪费等情况。要保证计划安排的合理性和科学性，需要大量的有效信息的支持，目前难以对这方面的信息进行整合和集成，以至于难以实现停电计划优化安排、难以减少停电次数和停电时间。综上配电网停电计划管理水平的提升从管理流程和停电排程两方面进行优化。
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3、管理流程优化
配电网停电计划管理要掌握工作主动性，一方面做好问题分析工作，找出规律，在下一步工作中积极采取对策，做好控制。另一方面要通过制度做好具体停电计划管理的管控工作。
1、优化管理流程，坚持年、季度、月、周、日工作计划规范管理
（1）停电计划可在每年年末前（11月或12月前）由各单位根据城网、大修、技改计划预安排下一停电计划，由配电运检室统一汇总审核，于每年年初可行文下达。
（2）季度停电计划可由各单位根据工程进展和物资到位等情况结合计划按照季节特点在每季度最后一月的规定时间前编制并报运检室技术组详细下季度停电计划，经季度计划会平衡后以会议纪要形式下达。
（3）月度停电计划可参照季度停电计划，各单位结合下个月实际情况及上级安排的一些检修工作要求在每月下旬编制并报运检室技术组详细下月停电计划，然后经由生产、营销、调度等部门共同参与的月度计划会议平衡后，行文下达。（4）周停电计划是在月度计划的基础上，将月度计划具体分解、布置最终的执行计划，由运检班组在PMS生产管理系统内编制经生产主管部门审核后发布。通过实施年、季度、月、周工作计划组合管理，能够有效避免非计划停电和重复停电，达成较高的供电可靠性水平。
2、优化管理流程规范，规范停电计划审批发布流程
主要是根据“三集五大”战略管理体系将停役申请、新设备投运申请、配网设备异动、停电信息通知单结合审批流转的做法，实现停电计划规范化、流程化能够具有很高的可控性。
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运行班组技术组调度营销编制计划停役申请审核通过审核不通过新役设备投运申请审核通过审核不通过下达命令设备异动情况审核通过审核不通过通过通过下达调度计划停电信息通知单审核通过社会公布不通过PMS周计划编制审核通过发送95598中心不通过现场工作后回填送电信息发送95598中心终结
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（1）运行班组停电前10天同时发起发起停役申请，新设备投运申请、设备异动流程。
（2）技术组在收到申请后一天内结合月计划进行审核。
（3）调度部门在收到申请后一天内结合月计划进行审核，通过后下达调度计划。
（4）运行班组根据调度计划编制停电信息通知单，发技术组审核。（5）技术组审核停电范围和停电区域等内容后，通过营销部进行社会公布。
4、停电计划排程优化
通过对拟定的停电计划进行安全分析检查，在计划执行前及时进行安全预警，减少安全隐患；通过对停电计划进行捏合分析，进行合理进行排程，使得制定的停电计划更加安全、可靠、合理，减少用户的停电次数，提高供电可靠性。通过对停电计划进行排程分析，对调度、工区、施工单位工作量进行均衡分配，给出一个科学合理的停电时间安排方案。
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图例：停电计划优化排程系统功能架构
停电计划优化排程模型的建立主要从以下几方面进行考虑：
1、安全分析错漏检查
2、优化捏合
3、智能排程。
具体实现过程包括以下几个方面。
4.1停电计划安全分析检查
1.陪停分析
根据电网设备拓扑模型，检查停电范围里的设备，分析停电范围里的杆塔与其他线路是否存在同杆架设的情况，或导线段与其他线路是否存在交叉跨越的情况，如果存在同杆架设或交叉跨越的线路且又没有该线路的相关停电计划，则给出提醒，防止错漏，涉及的线路、设备应纳入停电计划影响范围中。2.保电冲突检查
工作人员再进行保电冲突检查的过程中首先要获取保电任务信息，目前一共 有两种方法，一种是从营销系统获取当前保电任务信息，一种是手工添加保电任务信息。保电冲突的目的是发现停电计划影响的用户中是否有保电用户，如果涉及保电用户再检查停电计划的执行时间与其保电期限是否有重叠，如有则保电和停电发生冲突，应将冲突的实际情况向有关部门反映，有关部门根据保电期限对停电计划的执行时间作出修改。3.双电源冲突检查
双电源检查工作的目的是为了保证在停电的情况下备用电源能够继续使用，从生产管理系统获取当前所有双电源用户信息，或手工添加双电源用户信息。检查停电计划的影响用户中，是否存在双电源用户的情况，如果有则给出提醒，提前做好预防措施，防止双电源同时失电情况发生。4.重要用户冲突检查
为避免配电网停电给重要用户造成重大经济损失，在停电计划中要对重要用户进行冲突检查。从营销系统获取当前所有重要用户信息，或手工添加重要用户信息。检查停电计划的影响用户中，是否存在重要用户的情况，如果有则给出提
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醒。
5.重复停电检查
重复停电检查是为了空值停电计划中影响用户被停电的数。设置规定时间内用户的允许停电次数，检查停电计划中影响的用户在规定时间内已经被停电的次数是否超过设置的允许停电次数，如超出，则给出提醒。6.可靠性检查
设置单个停电计划允许的最大停电时户数以及最大停电时间，检查停电计划的停电时户数是否超过设置值、停电时间是否超过设定值，如超出则给出提醒，修改停电计划执行时间。
4.2停电计划捏合
配网停电计划的捏合不是简单的对停电计划的不同部分进行联合，而是对停电范围内重叠的设备的停电计划进行捏合，在电网建设过程中，为了满足不同条件下的用电需求，会设置相同的设施，在配网停电中对这些相同的设施进行单独的停电，会加大执行配网停电计划的工作量，为了减少工作量就需要对这些设备进行整合处理。
检查所有停电计划，将停电范围有重叠设备的停电计划捏合在一起，捏合后的停电计划只是建立捆绑关系而并不是合并成一个计划，在排程的时候放在一起考虑。通过递归分析，如果停电计划已经是经过捏合后的，则取这一组计划的停电范围的并集，直到没有任何可捏合的情况时则结束
4.3停电计划排程
停电计划排程的目的是对当前所有停电计划安排最科学合理的工作时间，其中经过捏合的一组停电计划自动安排在同一天，排程时考虑因素有：
（1）在停电计划排程中，经过捏合的一组配电网配电网停电计划，要安排在同一天
（2）时间：在排程时首先尽量保留原有工作时间，同时考虑到不与保电任务冲突；
/ 13
（3）工作日和非工作日、调度的每天最大工作量以及施工单位的每天最大工作量。、当天调度的工作量不越限、当天施工单位的工作量不越限，在满足这些条件的情况下，尽量平均安排班组的工作量。
配网班组信息停电计划信息保供电捏合等信息数据来源数据预处理数据融合由不同数据形成配网停电计划排程优化信息针对目标及约束条件进行规化计算利用相关分析模型进行科学排程目标优化模型决策规则集成相关形成规则进行应用形成科学排程体系进行实际应用 / 13
优化目标：
1、协调电网中相关联设备及系统和用户停电时间的配合，尽量减少重复停电。
2、合理安排设备故障处理、检修等工作量，避免出现工作量过大、过小而引起的设备无法故障处理、检修和人力资源浪费的情况。
3、在满足约束条件的情况下，尽量减少对申报项目的调整
4、合理安排设备故障处理、检修的时间，以期达到所影响的负荷最小，从而减少因设备停电造成的停电损失。
（1）利用目标优化数学模型在约束条件的限制，求解最优停电计划排程 目标函数
i：班组数量
j:月度停电中当月的工作天数 Pij：当天班组需执行的停电计划数 P ：当月所有班组需执行的平均停电计划数
约束条件为：将停电计划均匀分配到每个工作日，使得班组的每日工作量不会出现多少不均的情况，即式中（Pij-P）的平方和最小。
目标结果为：班组在工作日中的工作数量合理、平均安排，避免出现某几天任务非常多，某几天没有任务的情况。
（2）利用目标优化数学模型在约束条件的限制，求解最优停电计划时间，使企业售电损失达到最小化，提供供电可靠性。相关指标：
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用户平均停电时间 = 供电可靠率 =
在进行停电计划排程时，可通过上下级设备停电停电时间的配合，避免重复停电和不必要的停电以减少停电次数；通过选择合适的负荷转移路径尽量将收到停电影响的负荷转移到其他线路以减少停电负荷；当停电负荷不能完全转移时，在不同的停电时间会对供电企业造成的损失差异较大，可通过优化设备的停电时间以降低售电损失。
目标函数
p：平均电价 N：停电设备总数 T：停电时段总数
Uit ：第t时段第i个停电设备的状况，取0时表示设备正常运行，取1时表示设备停电
Xi0和Xi：第i个设备的申报停电时间和执行停电时间 C：对申报停电计划每调整一个时段所造成的额外费用 λ：权重系数
Pit：第t时间段第i个设备停电所额外造成的停电负荷。由于不同设备的停电可造成同一个负荷点停电，因此在计算停电负荷时要避免这部分负荷重复计算。
约束条件： 1）同时停电约束
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在一个系统中，一次停电的问题要全面解决，不能发生重复停电问题，因此一些设备必须同时停电，在当月所有停电计划中，凡使用同一条线路相同节点停电，都认为是重复停电，在停电计划编排时，将重复停电计划安排在相同时间段内，即在次停电计划执行中，只允许停电一次。
Xi = Xj
式中Xi和Xj代表第i个设备和第j个设备的开始停电时间
2）互斥停电约束
在编排停电计划中，有些设备不能同时停电，例如互为备用的设备，因此不能将其安排在相同时间段内停电
Xj > Xi + Di-1 式中Di表示第i个设备的持续故障处理时间 3）资源约束
资源是指停电计划中运维班组、施工单位、检修人员等人员数量、技术能力、设备能力等。由于资源有限，同时进行停电施工检修、抢修的数量有限。
∑Uit < Mt 式中 i为所有设备集合中第i个设备，Mt为第t时间段可以同时停电进行故障处理的设备总数
4）停电计划中设备故障处理要持续进行
在停电计划中，某个设备停电以后，应保证故障一次性处理完，所以要保证停电计划设备故障处理的持续性
0, t=1,2……Xi-1
Uit= 1,t=Xi,Xi+1,…..Xi+Di-1
0,t=Xi+Di,…….T
5）不可更改的停电约束 不可更改的停电约束包括： 上级调度部门制定的停电计划 上月延续至本月的停电 重大事故停电等
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这类停电的起始时间可认为是确定的，与之存在的同时停电设备时间也不能更改，不能参加停电时间的编排 Xi=FTi 式中FTi为上级调度制定的停电时间
输入条件：造成负荷点停电的设备信息和相应的负荷点信息、各节点负荷预测信息、停电故障处理的班组施工队伍信息、各个设备最早开始和最迟开始故障处理时间，以及设备间的协调停电约束关系。目标结果：
满足约束条件的前提下，通过合理调整设备停电时间，一方面减少对原始停电申报计划的修改，另一方面最大限度的降低供电企业的售电损失。
四、总结
配电网停电计划优化是电力系统运行中一项十分重要的内容，科学、合理、高效的停电计划有利于提高电力系统运行的安全性、经济性和可靠性，能够提高企业的现代化管理水平和效益。需要综合分析配电网停电计划的制定原则和各种制约因素，提出了配电网停电计划优化模型及其计算机算法，为供电公司实施停电计划优化排程工作做出有益的尝试。
农村配电网智能测控管理系统方案 篇6
关键词：配电网智能；测控管理；系统
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）15-0116-02
我局农村电网覆盖地域较广、用户众多、供区半径较大、用电负荷季节性、时段性强。尤其是台区低压电网，更是点多面广，情况复杂，现有的技术手段和人员数量无法及时准确地掌握配电网的运行状况，随着农村经济社会快速发展，近年农村售电量持续高位增长，居民对供电质量、供电可靠性的要求也越来越高，部分地区农村电网的运行维护水平与人民群众的要求已不相适应，农村配电网的运行维护水平已经不能满足当地经济和社会发展的需要。
1 农村配网主要存的问题
①运行维护人员的数量不足与运行维护的工作量较大的矛盾较为突出。如我局的XX供电所配网组5人要负责71 km10 kV线路，266 km低压线路，68台配电变压器的运行维护工作，工作量可想而知，加之现有的自动化系统与实际结合较差，也增加了工作难度。
②供电可靠性低，供电安全性较差。线路柱上开关和台区总路漏电保护器跳闸后，由于不能远方监控其状态，运维人员不知道用户失电，往往是用户打电话才清楚情况，增加了故障查找时间，降低了供电可靠性。由于10 kV柱上开关不能实现远方操作，在10 kV线路发生接地故障时，确知某处10 kV线路接地的情况下，也需要拉开变电站的总路开关来切断故障，而且在变电站开关无法断开时，需抢修人员到现场断开柱上开关，即降低了供电可靠性，又增加了安全运行的风险。另外，由于台区总路漏保无法在远方监视其运行状态和定值设置，部分运维人员为了减少麻烦，而人为的将定值设置得较大，也增加了安全运行的风险。
③自动化程度低，数据收集原始、落后，不便于有效开展运行分析。由于10 kV柱上开关、总路漏电保护器未实现远方监控，其一定时期内的跳闸信息、运行参数无法有效收集，不便于开展进行分析，直接影响了农网工程的规划和建设。
因此，为了在有效利用现有人员的基础上进一步拓展农村供电所的业务，提高劳动生产率，通过信息技术手段，整合、完善，建设一套能采集配电网管理所需数据的智能系统，真正能够为农村电网实际管理需要提供所需数据，减少运行维护的工作量，进而提高农村电网精细化管理水平就成了当务之急。
2 解决问题的思路和方法
农村配电网智能系统基本需求为实现对10 kV线路柱上开关站、配电变压器、总路漏电保护器和用户在内的集中监视，优化运行控制与管理，达到提高可靠性、提高供电质量、降低线损、减少经营风险、减少运行维护工作量、降低供电成本和为客户提供优质服务的目的。
①为降低建设难度、建设成本，提高实用化水平，根据简阳供电局农网的现状，提出三个点改进需求。
②分步实施。鉴于农网自动化系统涉及面广，资金需求量大，简阳供电局提出分步实施的需求。系统应建成一个开放的、结构化的模式，首先建设系统框架，以后逐步在框架内建设不同的应用。首期工程的主要目标是系统框架建设和改进需求的实现。
③集成现有资源。涉及农配网的信息系统已建成两套，为降低建设成本，提高实用化水平，简阳供电局提出集成现有资源的需求。
调度自动化系统已建成并应用，变电站（含开关站）10 kV馈线、开关站已能实现“四遥”功能，配网自动化系统应能实现与调度自动化系统的数据共享和信息交换。
电能信息采集系统（负荷控制终端）已建成并应用，公用配电变压器、客户专用变压器电量、电压、电流等信息已实现上传，配网自动化系统应能实现与电能信息采集系统进行数据共享，实现对公用配电变压器、客户专用变压器的监视。
④强化对10 kV柱上开关、配电变压器、台区总路漏电保护器的监控。一是通过新装负荷控制终端对10 kV柱上开关进行运行监视，实现遥控、遥信和遥测功能；二是通过台区负荷控制终端对总路漏电保护器的运行状态实现远方监控；三是在实现远方监控的基础上实现开关、漏保跳闸自动报警和变压器过负荷报警功能。
3 解决问题的实践过程描述
①《农村配电网智能测控管理系统》采用“10 kV线路开关状态监测终端”、“10 kV线路故障定位终端”、“智能配变监控终端”实时采集监测点的各种参数，通过GPRS无线网络把采集的数据、信息通过移动公司专线接入的省电力公司前置机服务器上，然后主站服务器快速进行数据分析生成监测统计数据、示意图等。整个系统包括“10kV线路开关状态监测终端”、“10 kV线路故障定位终端”、“智能配变监控终端”、数据专线、前置机服务器、主站服务器、应用服务器几部分组成。同时根据实际应用业务需求，主站系统提供大量分析报表及排序功能。
②整个《农村配电网智能测控管理系统》的主站建设是在农电企业运营功能规范的统一规划下，遵循SG186的统一编码规范的基础上进行建设；主站系统登录可由农电企业门户网站进行统一登录；系统提供接口服务，可与SG186《农电生产管理系统》进行接口，进行数据共享；系统主站，可与现有农村电网电压合格率系统无缝集成，数据共享，统一进行应用分析；系统的基础内容，如线路、台区信息可以与SG186《农电生产管理系统》进行接口，自动调取基本信息，保证系统资料的准确性，同时减少系统操作人员重复录入资料的工作量。
4 主站系统选用条件
主站系统如能满足以下几点要求，可以考虑选用：主站系统的建设必须是在农电企业运营功能规范的统一规划下，遵循SG186的统一编码规范的基础上进行建设；主站系统必须能够与SG186中的《农电生产管理系统》进行接口，进行数据共享；主站系统能够与现有农村电网电压合格率系统进行数据共享，统一进行应用分析；主站系统的基础内容，可以从SG186《农电生产管理系统》调取基本信息。
5 终端选用条件
终端作为实时采集监测点参数的重要设备，在选用终端时，要充分考虑终端的采集容量和传输功能。同时，根据我局农村电网特点，需要的终端必须具有以下功能：可以根据10 kV线路停电情况及线路开关状态统计分析农村中压用户供电可率；能够反应线路故障定位信息，方便及时查找隔离故障，恢复非故障区域供电，最大限度减少供电损失，提高供电可靠率；可以根据采集到的10 kV线路关口及台区总表电能量数据，进行10 kV线损计算和分析，为降低线损提供数据依据；具有自动投切配变负荷开关功能，能够根据台区变压器负荷率、负荷峰值及持续时间、工作温度及时进行操作；能够根据台区功率因数及无功需求，合理自动进行无功补偿；能监测到防盗传感器数据，发出配变防盗警示信息。
6 网络选用条件
考虑到信息安全问题，后台软件的网络连接采用公司内网连接。现场监测设备和后台软件之间的连接可以采用多种方式连接，如GPRS专线连接，短信连接等。
参考文献：
[1] 余贻鑫，栾文鹏.智能电网[J].电网与清洁能源，2009，（1）.
配电网分析系统 篇7
如今应用电力电子技术的非线性设备在电力系统中越来越多,所产生的谐波对电网造成了不可忽视的影响,配电网作为电力系统的末端,直接关系到用户的用电可靠性。因此,检测与分析低压配电网中的谐波,对智能电网的进一步发展具有重要意义[1]。
文献[2,3,4]基于Fryze功率理论与瞬时无功功率理论进行谐波检测并进行了两者一致性和优劣的比较分析,文献[5]基于瞬时无功功率理论进行谐波实时检测,文献[6,7]比较了几种小波变换算法在谐波检测中的优缺点,得出各自的特点和应用场合。以上文献仅是从理论或仿真对谐波检测的理论方法加以研究,并没有设计出相关的检测系统。文献[8,9]运用傅里叶变换的谐波检测方法,基于FPGA设计出一套谐波分析仪。相对于FPGA,DSP是专业的数字信号处理器,更适用于谐波分析运算,另外,运用傅里叶变换的谐波检测方法实现简单、精度较高。
文献[10]介绍了一种基于TMS320F2812型号DSP的谐波分析装置,但装置设计较复杂,因使用DSP内置AD而导致采样精度不是很高,所以本系统使用外设AD,基于DSP并采用基于快速傅里叶变换的周期图功率谱估计方法,设计一套低压配电网谐波分析系统,该系统处理数字信号能力强、速度快、精度高、可拓展性较好,能满足配电网及低压网络谐波分析的需求。
1 配电网谐波分析系统的整体设计
1.1 整体结构
本配电网谐波分析系统的整体结构见图1,系统主要是由信号采集与调理模块、低通滤波器、AD采样电路、DSP及LCD、按键等外设部分组成。从配电网输入的信号经信号采集与调理电路模块采集与调理后,AD模数转换芯片将采集、调理好的模拟信号转换成DSP可识别的数字信号,DSP作为系统主控器,在对整个系统进行控制的同时,还负责对采集的数据进行快速傅里叶变换运算并进行谐波参数计算工作。
1.2 谐波参数计算公式
根据GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》,电网谐波各参数的计算公式如下:
谐波电压含有率HRUh为:
谐波电压含量UH为:
式中:u (n)为从配电网输入的电压信号;Uh为第h次谐波的电压有效值;U1为基波电压有效值。
电压总谐波畸变率THDu为:
谐波电流的参数只需将式(1)-式(3)中的电压换成电流即可。
基波功率P1为:
谐波功率PH分别为:
2 硬件设计
2.1 电压电流信号采集与调理模块
模块接收来自电压互感器、电流互感器的信号。电压互感器部分,选用GPT-206B型电压互感器,GPT-206B的输入电流与输出电流为2mA/2mA,相角差为7'。电流互感器部分,选用GCT-201A型电流互感器。GCT-201A的输入电流与输出电流为1A/1mA,相角差为7'。
电压信号采集完电压、电流互感器的信号以后,进入电压电流信号采集与调理模块,模块内部是图2所示的两级运算放大器电路,将输入的信号进行调理,输出峰值为1.2V左右的电压信号。
电流信号的采集与调理电路见图3,原理与电压信号的采集与调理类似,故不赘述。
另外,在该模块中还增加了过零检测电路,后设光耦合器来隔离信号,用这些措施保证每次采样信号的一致性。
经过电压电流采集与调理模块的信号接着进入低通滤波器,我国电网电压频率为50Hz,本系统设计为可测量50次以内的谐波,因此采样信号最高频率应为2.5kHz,也就是说,低通滤波器的选用应以截止频率大于2.5kHz为标准,故选用MAX293低通滤波器可满足设计要求。
2.2 DSP及外电路设计
DSP选用德州仪器TMS320F2812数字信号处理器,利用CCS环境对DSP进行编程,DSP外围设有LCD液晶屏、按键以及SRAM,通过RS-232通信接口与PC机相连。
在CCS集成开发环境中对DSP完成快速傅里叶变换运算、谐波参数计算以及对系统控制的编程;TMS320F2812片内的128k×16位Flash存储器用于存储程序;外设的SRAM用于存储数据,储存的数据包括经过AD73360后得到的电压、电流数字信号数据、数据运算的过程中生成的中间数据等;DSP外围主要提供2个按键,分别用于整个系统的复位和AD73360的复位;DSP可以连接LCD液晶屏来显示相关参数;利用RS-232通信接口可以使DSP连接至PC机进行相关的互动通信。
2.3 AD采样电路
因TMS320F2812型号DSP的内置AD数据采集精度不够高,故本系统通过另设AD转换芯片AD73360来提高精度,以实现高精度的谐波分析。
AD转换芯片AD73360有6个模拟信号输入通道,输出16位数字信号,AD73360的各通道的采样工作可以同时进行,各通道同时采样,这种工作模式可以降低模数转换间的延迟,AD73360的采样频率可通过编程来设定。图4为经过电压电流信号采集与调理模块的电压、电流输出与AD73360连接的电路图。
3 软件设计
在CCS集成开发环境使用C语言编写程序。整个程序可分为3个阶段:AD73360数据采集阶段、DSP数据处理阶段、LCD信息显示阶段。由前述,采样信号最高频率为2.5kHz,根据香农采样定理,采样频率为5kHz,故选择设置AD73360采样频率为8Hz,设计512点的链表,以进行512点的FFT运算。
在AD73360数据采集阶段中,DSP将输入的数据输入并存储在所设计的链表中,链表的指针指向下一个节点,就这样一直采样并存储数据,直到采集够512个点,就可以开始进行FFT运算。
DSP数据处理阶段主要是FFT运算的算法、相关谐波参数的计算公式的编程。FFT运算的算法采用C语言编程可轻松实现,50次以内的谐波参数计算公式按照GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》标准进行相关编程,相关的谐波参数主要有50次以内的谐波电压含有率、谐波电压含量、电压总谐波畸变率、谐波电流含有率、谐波电流含量、电流总谐波畸变率、基波电能、谐波电能。
LCD信息显示阶段主要是编程来显示50次以内的谐波参数。
系统上电开始工作后,首先进行整个系统的初始化,尤其是AD73360和DSP的初始化,系统有过零检测功能,设定为一旦电网的信号正向过零,系统就开始采集信号,直到采样够5 12个点后系统开始进行数据处理,对采集的数据进行FFT运算以及谐波的参数计算,待数据处理完毕以后将得到的结果数据信息通过LCD液晶屏显示。具体流程见图5。
4 实验及仿真分析
在室温25℃,220V/50Hz环境下来测试本低压配电网谐波分析系统结果的准确性。得到的测试结果见表1。
运用周期图功率谱估计方法,将实验得到的结果与Matlab仿真相比较,图6是本谐波分析系统输入配电网电压后对应产生的频谱曲线图,图7是在运用Matlab,对频率为5 0Hz正弦信号进行频谱分析后得到的仿真图。实验结果与仿真结果基本一致。
表2节选出实验及仿真得到的配电网电压的2～11次谐波的谐波含有率并进行对比,结果表明本谐波分析系统所测数据基本准确。
5 结语
本文基于TI公司的TMS320F2812设计开发的配电网谐波分析系统能够满足低压配电网谐波分析的要求,外扩AD73360可以提高本系统中DSP采集数据的精度,能够检测并计算出50次以内谐波的谐波参数。该系统速度快、精度高、可扩展,具有一定的实用价值。
参考文献
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配电网分析系统 篇8
关键词：配电网,剩余容量,分析算法,N-1校验
0 引言
配电网的建设过程大部分不是全新建设,基本上是在现有电网的基础上进行逐渐扩大和改造。在配电网接入新的负荷前,需要知道目前配电网各个环节还有多少剩余容量可以利用,才能为下一步安排用户负荷接入提供科学的方案。
配电网剩余容量分析对于下一步制定电网规划、电网改造计划都将是第一手的宝贵资料,对于充分利用现有配电网容量有很大的指导意义。配电网馈线一般分成若干段,在馈线末端与其他馈线实现手拉手联络。
配电网剩余容量的分析就是分析配电网从变电站主变压器、间隔、馈线到馈线分段各个环节的剩余容量。剩余容量是在考虑设备额定容量的情况下,满足馈线及馈线分段N-1校验前提下还可以利用的容量[1]。
1 剩余供电容量分析思路
本文描述的配电网剩余容量是指一定供电区域的供电设备满足N-[2,3]原则下的供电设备的剩余容量。由于配电网是辐射状供电的,在某个时刻下级电网的剩余容量是受到上级电网制约的。在满足上级电网制约的前提下,剩余容量的利用不能影响配电网运行方式调度的灵活性,即还需要保证各个环节满足N-1校验的要求[4]。
剩余容量研究的步骤从上级电网开始,逐级进行分析,上级电网的分析结果作为下级电网的输入条件,当下级电网在不考虑制约时的容量大于上级剩余容量时,下级电网的剩余容量就取上级剩余容量。如果下级剩余容量小于上级剩余容量,则本级剩余容量就取自己的剩余容量。
剩余容量分析的首要工作是建立配电网模型,模型需要满足配电网设备属性、拓扑、量测及图形描述的要求。在建立模型的基础上分析各个环节,包括变电站主变压器、变电站间隔、馈线和馈线分段。
在分析过程中首先计算不考虑N-1及上下级制约的最大容量。由最高电源(220 kV变电站)开始分析主变压器满足N-1条件下的剩余容量,将剩余容量值作为间隔阶段的制约,依次类推,直至完成所有环节的计算。典型配电网如图1所示。
2 电气模型
配电网分析中,首先要建立配电网模型,模型中需要包括的主要设备有电源、母线、线路、配电变压器、开关、电容器、负荷等。按照电力系统元件特性分析,这些元件可以分为串联设备和并联设备,串联设备的作用是输送功率,并联设备的作用是产生或消耗功率,串联设备和并联设备的统一设备模型如图2所示。对于3圈变压器,模型抽象为3个双圈变压器模型[6,7,8,9]。
3 剩余容量分析方法
对于单独供电的变电站i,由于不存在变电站间负荷转移,所以电网的剩余容量是考虑N-1原则下该变电站所能提供的剩余负荷:
式中:Pmax为变电站最大剩余容量:Ni、PTi,k、PTMi、Lmax分别为i变电站的主变压器台数、单台主变压器容量、单台主变压器容量的最大值、变电站最大负荷[8]。
2个变电站的剩余容量是指N-1[9]条件下仍由本站供电的负荷与转移到相邻变电站供电的负荷之和的最大值减去所带的最大负荷值,即:
式中:PL1和PI2分别为1站和2站无法实现站间转移的负荷,这些负荷所在馈线在同一变电站成环,只能在变电站的不同段母线间进行负荷转移;P1,2,k和P2,1,k分别为正常情况下站间联络馈线k上由1站和2站供电的负荷;m12和m21分别为1站与2站站间可联络馈线的回数,通常m12=m21。
计算2个联络变电站最大剩余容量时,当前变电站的最大剩余容量等于当前站的安装容量减去为相邻站预留的备用容量,再减去当前变电站正常方式所带的最大负荷。
对于有多个联络变电站的情况,在分析时不考虑相邻变电站同时停运的状况,只计算相邻变电站中需要备用容量最大的1种情况。
4 系统模块划分
系统设计是实现配电网剩余容量分析的关键,为了使研究成果接近实际工作,项目研究分析系统的技术方案设计采用模块化、平台化设计思路。
系统模块包括:1)用户界面:用于表现配电网模型,是系统的用户界面;2)标准设备库:包含配电网主要设备的标准参数;3)算法库:包括拓扑分析、剩余供电容量计算库等。系统结构如图3所示。
为了完成配电网剩余容量系统的开发,将系统分解成不同的功能模块,模块包括典型设备库、配电网负荷模型库、配电网典型负荷曲线库、变电站主变压器N-1校验模块、馈线及分段N-1校验模块、配电网多级“拓扑分析”模块、系统用户界面、配电网图形、数据编辑模块、电网基础数据接口、电网量测数据接口、报表及饼图模块等。
5 实例分析
为了验证配电网剩余容量分析系统的准确性及效率,采用了某市约300条馈线的配电网进行了分析计算,实际配电网如图4所示。
在分析结果中选择了1个变电站的2台主变压器和1条馈线的剩余容量分析数据,如表1所示。
由于变电站之间存在联络关系,变电站本身的容量要留一部分作为其他变电站的备用容量,对于110 kV线路和10 kV线路同时有联络备用的情况,本文只考虑110 kV线路备用的需求。
通过采用本文开发的软件分析,可以量化直观地看到剩余容量分析的结果,从分析结果可以看出具体每一个环节的剩余容量,对于实际新增配电变压器选择接入点有非常重要的指导意义。
6 结语
在负荷高速发展的背景下,充分安全地利用现有电网输电潜能,能够推迟电网投资,提升设备利用率,最大限度地发挥配电网负荷的输送能力,对电网建设投资具有非常重要的意义。配电网作为输电网的下级,在发展过程中必然受到上级电网的制约,在配电网中合理安全地接入新负荷,是开展配电网用户报装的日常工作。经过分析与实际验证,本文提出的配电网剩余容量分析方法及系统能够满足实际工作的需要。
参考文献
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配电网经济性和可靠性分析系统 篇9
坚强智能电网建设要求建立信息化、自动化和互动化为基本技术特征的坚强电网,为了实现这个目标,需要综合分析来自各种系统的数据,因此,通过集成地调SCADA、配调SCADA、用电信息采集、智能配变监测等系统采集的电网运行实时数据,并将主网电网模型和配网电网模型进行拼接,形成实时/历史数据中心,从而为配电网的综合分析提供基础支持。在此基础上,根据配电网经济性和可靠性评估算法,开发配电网经济性和可靠性分析系统,并提出配电网运行状态量化评价指标,从而达到提升配网运行管理效率,降低线损,提高供电可靠性。实现配电网的精益化管理。
1 系统目标
基于智能配电网的管理需求,经济性和可靠性分析系统将建立基于运行经济性、运行可靠性等多目标的综合评估标准体系,并研究从网络拓扑、运行方式、电源供应、用电需求、潮流分布等多维度在线量化评价配电网实际状态、校核状态的评估策略,实现对配电网运行态势的量化评估。具体包括以下两个方面:
(1)配电网全网实时风险分析:配网全网馈线段N-1的静态安全分析,给出量化的安全风险指标,并给出每个N-1断面的详细分析。
(2)主配网联合全网实时风险分析:主网全网设备N-1及关键设备连锁故障情况的静态安全分析,给出量化的安全风险指标,并给出每一个N-1断面的详细分析。
(3)配网在线经济性分析:给出配网馈线段、变压器(组)的经济性分区间,并监视每个馈线段和变压器(组)的经济运行情况。
(4)同时,综合评估结论,建立多级预警机制,反映运行经济性和可靠性水平。
2 关键技术原理
本系统以配网变压器、线路等设备的运行经济性和可靠性性为考量重点,采用国际通行的算法作为计算依据,使用软件技术进行展示。其中可靠性分析方法以基于定量模型和概率分析的风险评估方法为主,同时综合考虑主配网联合的静态安全分析结果得出结论。经济性分析则主要关注变压器和线路,分别根据中国国家标准GB/T 13462-2008计算变压器经济运行区间,和国家电网公司推荐公式计算线路经济运行特性。
2.1 基于定量模型和概率性分析的风险评估方法
电网的可靠性评估,即评价电网元件非正常运行的风险。风险理论考虑系统不确定性因素,是一种将导致灾害的可能性和这种灾害的严重度相结合的理论。电力系统的风险指标能够定量地把握事故的可能性和严重性这两个决定系统可靠性的因素,从而能够比较全面地反映事故对整个电力系统的影响。电力系统风险评估的基本步骤通常包括四个方面:(1)确定元件的停运模型;(2)选择系统状态和计算他们的概率; (3)评估所选择状态的后果;(4)计算风险指标。
本系统采用的计算风险值公式为:
R(C/Xt)=∑P(E/Xt)×S(C/E)
式中,Xt是故障前的运行状态;E是不确定的事故;C是不确定事故造成的后果;P(E/ Xt)是在 Xt下E出现的概率;S(C/ E)是在 E下产生 C后果的严重度;R(C/ Xt)是风险指标值。
电力系统由大量的发电机、架空输电线路、电缆、变压器、断路器、隔离开关以及各种无功补偿设备等组成。元件停运是系统失效的根本原因,系统风险评估第一项工作是要确定元件的停运模型。大多数情况下,只计入可修复的强迫停运,并对计划停运进行模拟即可。风险评估的第二项工作是选择系统失效状态并计算它们的概率。风险评估的第三项工作是进行系统失效状态分析,以及评估它们的后果。根据第二项和第三项工作获得的信息, 即可建立起正确表征系统风险的指标。使用期望值指标来作为反映元件容量和停运、负荷曲线及其预测的不确定性、系统结构及运行工况等各种因素在内的风险标志。
2.2 主配网联合的静态安全分析
主网中环网较多、量测覆盖率较高,而配网节点较多、支路过载情况较少,故适宜分别采用不同的状态估计和静态安全分析策略。
主网的状态估计基于常规的最小二乘加权原理,具体实现中利用了分块Given旋转的算法,执行效率和估计精度都比较高;配网的状态估计则始于主网状态估计所得到的配网出口开关的潮流和电压,然后分区段估计注入电流,再在区段内按容量比分配配变负荷,最后再用一次潮流计算重新分配每个区段的网损。
主网的风险评估通过获取每个主网假想故障后的10kV停电负荷母线,然后寻找配网中相对应失电的电气岛和负荷;配网的风险评估则直接寻找每个假想开断馈线段所供电的负荷。
2.3 配电网经济性算法
计算取每根馈线段的模型参数(名称、长度、是否架空)、型号参数(面积、材料、阻抗)和经济性参数(年均运行小时数、平均功率因数、电压变动限值),计算每根馈线段的经济运行区间(经济输送电流、经济输送潮流、经济输送距离),并和该馈线段的实际运行情况进行比较,判断是否经济。
经济输送容量计算公式:
经济输送距离的计算公式:
式中,Ij为经济电流密度,根据馈线型号获得;Un为电压等级;ΔU%为允许的电压偏差;r0为每公里电阻、x0为每公里电抗、cosφp为平均功率因数。
配网的变压器(组)经济性计算首先寻找并列母线下的分列配变和单根母线上的并列配变,形成分列变压器组和并列变压器组。取每个变压器的型号参数(空载试验和负载试验参数)和每个变压器组的运行参数(视在功率),可以计算每个变压器的经济运行区间(综合功率)、每个变压器组的经济运行组合(每个视在功率区段的经济运行组合)和每个分列变压器组的经济分配系数,并和每个变压器和变压器组的实际运行情况进行比较得出分析结果。
其中双绕组变压器的综合功率损耗计算公式为:
ΔPZ=ΔP+KQΔQ=P0Z+KTβ2PkZ
式中,KQ为无功经济当量,单位是千瓦/每千乏(kW/kvar),P0Z为变压器综合功率的空载损耗,单位是千瓦(kW),PkZ为变压器综合功率的额定负载功率损耗,单位是千瓦(kW)。
3 系统架构
3.1 系统功能架构
系统通过实时/历史数据中心集成配网SCADA、用电信息采集、停电管理等各类应用系统的相关数据,在此基础上开发配电网在线经济与可靠性评估软件模块,进而综合两个模型的分析结果,提出综合评估模块,并最后通过B/S(或C/S)模式的可视化系统将结果展现给配网运行管理人员,从而建立配电网在线经济与可靠性评估系统,系统功能架构如图1所示。
3.2 系统部署架构
电网企业为了信息安全的需要,将信息网进行了安全分区。其中I、II全为安全生产控制区,安全等级较高,数据共享困难。本系统兼顾信息安全和易访问性,部署在信息管理大区(安全III区),并通过物理隔离装置将位于安全I、II区的数据实时接入到位于III区的实时/历史数据中心。系统部署架构如图2所示。
3.3 系统软件架构
整个系统的软件结构如图3所示,共分为六个层级。
第一层为系统硬件层。各服务器和工作站采用基于RISC/CISC芯片的各种硬件构架工作站、服务器和微机,如COMPAQ、ALPHA、SUN、IBM、HP及各类PC。
第二层为操作系统层。操作系统采用成熟的符合国际工业标准的实时、多用户、多任务纯WINDOWS NT4.0/2000/XP, POSIX/UNIX或LINUX操作系统。
第三层为通用平台层。通用平台可以看作上层应用系统和底层不同硬件体系、不同操作系统之间的一个中间件软件包,该软件包有效地将上层应用和底层系统隔离开,为上层应用的设计和运行提供一种开发环境和运行平台。
第四层是参数管理层。将各个部门的参数进行融合,关联上量测数据,为系统的运行打下坚实的基础。
第五层是功能模块层。该层是本系统的主体,利用数据支持层提供的标准化数据访问接口,进行相应的分析功能。
第六层是界面接口层。界面接口层提供了决策支持功能,可以展现功能模块层分析的结果,可采取B/S或C/S模式获取实时及预测信息,根据电网的当前状态及变化趋势,实时给调度员及生产管理人员提供预警或告警信号,并给出相应的建议措施,辅助运行人员及生产管理人员做出决策;界面接口层还提供了跨语言的交互手段,可以保证其他高级语言进行跨平台访问决策的支持功能。
4 系统功能
4.1 重构网络模型
本系统基于实时/历史数据中心进行深入开发,分析计算所需的模型、数据和图形都在数据中心得到自动维护,系统通过访问接口,获取所需的实时/历史数据,解决了静态参数和动态数据的在线读取,真正实现了网络建模的全过程免维护,重现电网模型,实现在线计算及风险分析。
4.2 实时风险评估及显示
系统能够对给定电网的风险进行评估,给出主网和配网的风险指标报表。这些风险指标包括负荷削减概率、负荷削减频率、电力不足期望等。
4.3 经济性计算和监测
系统能够对配网中馈线段和变压器(组)进行经济性计算,得到每根馈线段和每个变压器的经济运行区间,以及每个变压器组的经济组合方式;并和当前实际运行情况进行比较,标注出不在经济运行的设备(如图4所示)。
5 结束语
本文讨论了配电网经济性和可靠性分析系统的架构、关键技术原理并介绍了主要功能,指出该系统立足当前网络结构、配变分布、设备配置等基本情况,结合电源供应、负荷需求、安全约束等在线信息,应用配电网在线经济运行技术和可靠性评估技术,可以为配电运行管理提供更加精确的技术手段,结合配网运行实时信息,可以建立多级预警机制,反映运行经济性水平和风险水平。为配网运行管理实现智能化做出了有益的尝试,并为配网建设改造提供分析依据。
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配电网分析系统 篇10
关键词：电力系统,配电网自动化,技术要求
0 引言
配电网自动化这一术语是20世纪90年代由美国提出的, 但由于各国配电网的发展速度、经历不同, 因此目前国际上尚无统一的定义。综合各国的情况并参阅有关资料, 配电网自动化的定义可概括如下:电力系统中的配电网自动化技术是利用计算机、自动控制、电子、通信等高新技术和新的高性能的配电设备等, 对配电网进行管理 (分为离线和在线的智能化监控管理) , 使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。
1 配电网自动化的任务
配电变电所、柱上变压器、配电线路、各种断路器、开关以及各种保护装置和无功补偿装置构成了配电网。配电网在日常运行中, 需要进行大量的重复性工作, 比如经常性的读取电度表、功率表、电压表, 记录变电所和配电线路的负荷功率, 操作并联电容器的开关以及配电线路的投切开关, 调节变压器的电压分接头等。任何一个配电自动化系统都应具备3项基本任务, 即监视、控制和保护。监视是指无论是在正常状态下还是在故障情况下, 配电自动化系统都应具有足够的判断状态的能力;控制是指改变配电网运行状态所具备的能力;保护是指配电自动化系统能够控制和识别故障所处的位置, 从而把故障设备割离出去。
2 配电系统自动化技术的要求
2.1 实时监测和控制
要实现实时监测与控制, 就必须随时了解配电网内各重要母线电压、各条配电线路输送功率的状态、重要用户的负荷情况以及重要负荷电力和电量表计的信息, 以便实时监测各配电变压器、断路器及柱上开关的运行状态, 所有这些实时监测的信息需要连续或周期性地被采集和不断地更新。测控系统对这些信息的数据采集必须可靠、完整和具有一定的精度, 以便准确无误地实施各种控制。
2.2 故障控制
故障控制的目的是配电网系统一旦发生故障后, 使所造成的设备损坏和停电范围影响降到最小。故障控制首先需要正确地识别故障类型和故障地点, 当发生永久性故障时, 将故障隔离在最小范围内, 使非故障部分的用户尽快恢复供电。当发生瞬时性故障时, 依靠继电保护和自动重合闸来消除故障和恢复供电。故障控制包括故障的识别、故障点的定位、故障隔离和配电线路运行方式的重新确定。配电变电所低压母线一般按母线分段来配置, 如果其中一段母线发生永久性故障, 那么原来由这一母线段供电的配电线路必须被切换到另外一条无故障的母线段上来。这一系列的倒闸操作过程可以由配电网调度自动化系统来完成。当停电时间较长时, 需要重新恢复配电线路的供电, 为了防止供电短时冲击性负荷对配电线路的影响, 要求按次序恢复用户的供电。
2.3 电能质量控制
电能质量控制的目的是保证配电网供电电压和频率处在规定的范围内。电压和频率与电力系统的运行控制有着密切的关系, 同时与配电网运行控制的关系也非常密切。电压控制主要通过控制变压器有载调压分接头的位置和并联无功补偿电容器的投入容量, 来保证配电网电压的质量。频率控制主要是利用负荷控制和低频减负荷装置, 或适当降低配电网运行电压以减小有功功率的需求, 来控制由于有功功率缺额而引起的频率下降。
2.4 线路损耗控制
线路损耗控制的目的是有效地节约电力功率在传输过程中的能量损耗, 减少运行费用。这种情况可以用配电自动化的实时潮流来计算选择, 以确定配电网的最佳运行方式, 从而使有功损耗降到最小。因为电力系统自动化配电网络中的负荷经常处于变动之中, 造成电压不稳定, 所以这种计算需要花费较多的时间。当所选择的运行方式不能使有功损耗降到最小时, 可以根据简单的配电线路负荷分配原则实施次优的运行方式。例如, 两台配电变压器并联运行, 当供电负荷较小时可以切除一台变压器, 当供电负荷较大时可以合理分配两台变压器所带的负荷, 这样可以使有功功率损耗降到最小。在无功功率控制中, 可以对并联无功补偿电容器的投入时间和投入容量以及变压器分接头的位置进行控制, 实行无功优化配制, 以减少由于无功功率传输带来的运行费用。
2.5 用户负荷控制
用户负荷控制是采用对用户负荷进行远方控制的方式, 降低高峰负荷, 并提高负荷率。其目的是引导用户在电网低谷时多用电, 电网高峰时少用电, 用户负荷控制对保障电网的安全运行和提高电网运行的经济性有着重要的作用。总之, 配电网自动控制系统需要有可靠有效的信息传输系统, 来传递配电网控制中心与大量远方终端装置之间的数据和控制信息。随着计算机技术、通讯技术、控制理论及信息处理技术的发展, 配电网自动化技术水平一定会有一个较大的提高。
3 配电网自动化的组成
3.1 配电线路自动化
由于配电网负荷分散, 供电半径较大, 线路较长, 因而受外界影响较多。尤其是架空配电线路, 因受雷击、鸟类、大风及树木的影响, 产生瞬时性故障和永久性故障的机率较高。配电线路上任意一点的故障都将反馈到变电所出线开关, 致使整条配电线路断电。如何针对配电网的运行特点, 有效地消除瞬时故障, 有选择地切除永久性故障, 保持无故障线路的正常运行, 是人们一直在不断探寻和研究的课题。配电线路自动化以配电线路作为研究对象, 采用先进的设备和技术, 以提高供电可靠性、经济性和自动化程度为目的, 其核心是配电线路开关远方监控系统和配电线路自动化计算机系统。
3.2 用户自动化
用户自动化主要包括负荷集中控制系统和遥测抄表系统。下面分别进行介绍:
(1) 负荷集中控制系统。为了减少昼夜负荷差, 改善负荷率, 实行分寸电价是一种间接的办法, 直接的办法是进行负荷集中控制。随着用电设备的增加, 调整被控设备的投切时间所花的工作量就会很大, 因此需采取集中控制的方法。一般由设置在营业所的指令装置发出指令, 使变电所的发信机发出控制信号, 用户终端的收信机接收控制信号后自动执行投切负荷的命令。
(2) 遥测抄表系统。营业所对大用户进行电量检测, 即远方自动抄表, 可有效地节约劳动力、提高工作效率和加强负荷管理。实现此种检测方式除了要有双向的信号通道外, 还需要配备具有存储和收发信功能的表计终端, 其工作方式有以下几种:由表计终端编码直接向中央装置发信;由中继器集中各表计终端的存储数据, 再由中继器编码向中央装置发信;由中央装置向表计终端作循环走查的方式等。当用户终端数目较多时, 使用走查方式有一定的困难, 读表时间由信号通道方式和信号传送速度决定。
4 结语
随着现代科技与经济的发展, 配电管理系统在世界范围内越来越受到重视。现在电力系统的配电网技术日益成熟, 为实现先进的配电网系统管理提供了很好的方法。配电网的自动化有很多优点, 如提高配电网运行的可靠性和效率, 提高供电质量, 降低劳动强度, 充分利用现有设备的容量, 为用户和电力公司带来可观的收益等。本文只是浅析了电力系统中配电网自动化的技术手段, 希望可以对从事电力工作的人员有所帮助。
参考文献
[1]王士政.电网调度自动化与配网自动化技术[M].第2版.中国水利水电出版社, 2006
配电网分析系统 篇11
【关键词】配电网规划；合理优化；GIS系统
0.引言
配电网的规划设计是一个复杂的系统优化问题，具有多目标、大规模性、非线性、不确定性因素多和涉及的技术领域广等特点。因此，配电网规划设计的质量优良，将直接影响电力企业的经营效益，同时也对配电网的投资效益和网络水平将产生重大的影响，其直接影响着每一位用户的用电质量。因此，在电力企业的配电网的规划设计中，一个合理的、先进的、有效的规划方案，将对电力企业产生重大的影响。因此，在配电网的规划设计过程中，不仅需要深入研究分析配电网大量历史的、现有的数据，还要对配电网未来的发展情况有全新的认识，以及做合理的预测分析。
1.配电网规划设计的概述
1.1配电网规划设计的基本要求
由于传统的配电网规划设计手段，仅依靠人力或者借助简单的计算机辅助软件，这就使得设计过程不仅费时而且费力，导致规划设计的结果并不能令人满意，并且设计方案很难做到优化，并不符合我国社会主义经济发展的需求。随着科学技术的逐渐进步，在配电网络规划设计时应用具有强大功能的GIS系统，将会在很大程度上解决规划数据管理繁琐的难题。电力企业配电网规划设计的主要目的是以最合理优化的设计方法，从而可以得到规划最优的工程项目投资决策方案。研究发现，电力企业在配电网规划设计中，有以下几方面的基本要求：
第一，配电网主要依靠统一的数据库系统、系统平台、GIS 数据格式共享和开发环境。
第二，配电网的程序符合C/S 架构的各项基本要求，配电网数据中的应用层、访问层和展示层等各层中的各项功能均具有良好的可移植性和可扩展性，各层之间的功能界定层次清楚，功能分配准确完善。
第三，代码完整准确的定义各项功能之间的接口。
第四，可增加新功能，以及扩展原有繁荣功能。
第五，各个功能模块之间可以共享各项基础数据，做到各个模块共享各项数据，此外还要确保各项数据的完整性、正确性和一致性。
1.2配电网规划的主要内容
配电网规划设计的主要内容，大体包括以下几方面：
（1）负荷预测，主要有两个方面的预测，即对未来社会总的用电量的合理预测以及对未来社会总的需求量的科学预测。
（2）变电所优化，主要是对变电所的位置及容量做科学合理的规划设计，在满足各项约束条件的情况下，对新建的变电所的位置和容量进行优化规划设计过程。
（3）网络结构，对配电网网络结构的优化规划，主要是在对未来的用电需求量和电源做合理的预测的前提下， 并且要确保规划设计的投资及运行费用尽量最少，研究分析确定一个切实可行的网络设计方案。
（4）短路容量分析，主要是在对以下几方面进行控制的基础上，诸如变压器的容量、电压等级、网络的设计等方面，从而确保各等级电压断路器的开断电流与设备的动稳定电流之间相互协调。
（5）无功规划，是确定新增无功补偿设备进行规划设计，确保它的规划时间、所处位置、设计类型及容量是否满足规划设计的基本要求。
2.基于GIS系统在配电网中应用的基本介绍
2.1 GIS系统的基本概述
配电网规划设计中的GIS系统，如图1所示。从图中可以看出，GIS系统的核心部分是专家决策模块，它主要利用相关的配电网规划信息，进行研究分析，最后确定一个科学、合理、优化的配电网规划设计方案；知识库中主要存储有一些难以用数学方法描述的经验知识；专家决策模块根据知识库存储的一些知识进行推理；模型库中存储了各种的模型，如用户模型、专用模型等各种模型。
2.2 GIS系统在配电网规划设计中的巨大优势
（1）规划人员凭借GIS系统便捷的查询功能和强大的运算功能，大大的缩减了工作量，在很大程度上提高了配电网规划设计的工作效率，缩短了规划设计的工期。
（2）为了配电网规划设计的结果更加优化合理、更科学，规划的过程更直接，将一些定性的指标进行量化处理。
（3）有利于对配电网的相关数据的收集保存，可以使配电网随着社会经济的进步进行滚动规划设计。
（4）可以更好的使配电网规划设计方案与城市的发展相协调。
3.基于GIS系统的配电网规划方法
在基于GIS系统的配电网的规划设计过程中，主要包括空间负荷预测、变电所地理位置及容量的选择、网络结构的优化规划等几个部分。
3.1空间负荷预测
研究发现，进行空间负荷预测是配电网规划设计的基础工作。
通常在空间负荷预测工作时，首先将供电区域按照负荷性质和用地类型划分成一些小区，然后再对各个小区的负荷情况做合理的预测分析，因此空间负荷预测的主要工作也就是将总量负荷合理分配给每个小区的过程。我国的小区负荷预测主要采用从下到上进行区域发展规划的负荷密度法，但是该方法的不足之处是取值很大程度上受到了人为主观因素的影响。分类分区预测法弥补了同一负荷密度产生的误差，这种预测方法计算量较小、操作方便，但是预测结果存在一定的误差。
3.2变电所的地理位置及容量优化规划
在进行负荷空间预测之后，各个小区的负荷量基本信息的情况已经确定，然后利用GIS系统的强大功能，在规划区域对变电所的容量及地理位置进行合理的优化设计，从而确保了未来小区负荷增长的需要；同时在规划设计过程中，还要确保总投资费用和设备运行的费用最小，最终制定目标年待建变电所的地理位置及容量规划方案。
3.3网络结构优化规划
在空间负荷预测与变电所的地理位置及容量的优化规划以后，就是对配电网的网络结构进行优化设计。在用电负荷、变电所的地理位置及容量等约束条件下，利用非线性混合整数原理，建立合理的规划模型，对目标年和中间各阶段的配电线路网架结构做合理的优化，还要确保总投资费用和设备运行的费用最小。
在优化规划网络结构以后，利用GIS系统，在规划区域的电子地图上就可以形象地表示各目标年度的网络结构情况，以及具体的线路基本信息，就可以直观地知道各阶段的网络的扩展和分阶段目标情况。
4.结束语
由本文可以得知，一个合理优化的配电网规划是一个复杂的系统优化问题，利用GIS系统可以很好地解决配电网的各种信息的储存，大大的缩减了工作量，在很大程度上提高了配电网规划设计的工作效率，缩短了规划设计的工期。同时，配电网规划设计的质量将直接影响电力企业的经营效益，其直接影响着每一位用户的用电质量。因此，在电力企业的配电网的规划设计中，一个规划合理方案，将对电力企业产生重大的影响。 [科]
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配电网分析系统 篇12
关键词：电池储能系统,配电网,优化配置,价值评估
随着全球经济的发展,社会用电量的快速增长给配电网带来了巨大挑战。与此同时,间歇性、随机性的清洁能源大规模并网,导致电网的供电可靠性、功率平衡和安全运行等问题日益突出,也给电力调度造成了一系列的困难。电池储能系统(Battery Energy Storage System,BESS)因其灵活的电功率吞吐特性,逐渐应用于调频调压、削峰填谷和电源备用等领域[1],日本、欧洲和北美等发达国家对储能电池做了大量可行性研究,其中钒电池和钠硫电池已经投入市场,并获得了良好的效果[2]。随着电力体制改革的逐步深入,国家开始重视能源互联网的建设[3],并出台了各种相关性政策,在“互联网+”的新形势下,储能技术将成为能源互联网建设的重要一环。
国内外学者针对储能系统在配电网中的容量配置和优化策略上已做了大量研究,对于其商业化的经济性相关研究较少。文献[4]建立了钠硫电池储能装置在延缓电网扩容、实现峰谷电价差、提供备用电源等方面的价值评估函数,由此来计算经济效益,考虑因素较少,不能准确反映储能系统的经济性;文献[5]在分布式光伏的选址及容量已定的情况下,优化BESS的容量及约束因子,分析得出BESS与分布式光伏的配合运行可以达到提高电网电压稳定性和减小网损的作用;文献[6]以典型日负荷曲线为例,提出了电池储能技术的负荷侧削峰填谷控制策略,以效益最优为目标建立了BESS的经济价值模型;文献[7]分析了配网公司在用户大量自建分布式电源的主动配电网中投资建设BESS的综合效益,提出了一种异于常规储能电池的充放电策略,并阐述了分布式电源的接入不同对经济效益有较大的影响;文献[8]通过考察某省网风电弃风的现象,提出一种优化电网调峰能力的大规模储能系统容量配置方法,从投资收益角度说明了方法的实效性。
本文以上海某重要商业区实际日负荷数据为例分析。提出了BESS配置结构及充放电策略,从配电网公司角度建立了储能系统的成本收益模型,通过遗传算法得出符合该商业区经济性的最佳容量。算例分别从BESS的削峰填谷可行性和投资收益进行了分析。
1 BESS优化配置策略
1.1 BESS配置结构
中国目前的储能系统已经在一些间歇性能源电厂有了示范工程项目,但没有将BESS引入到中低压配电网中来,随着电力需求侧管理的进一步发展,BESS接入到用户负荷侧将成为可能,实现配电网的主动管理。本文所研究的BESS系统结构如图1所示,通过控制中心实时监控负荷波动和电价变动,随时启停储能系统进行电网优化。
1.2 BESS运行策略
针对上海某商业区24h的日负荷数据进行分时采样,通过研究发现负荷波动较大。为应对负荷不同时刻的随机变化,采用具有灵活电功率特性的储能电池来优化日负荷曲线,并制定相应的充放电策略。本文BESS运行策略是保证BESS在负荷高峰时有足够的剩余电量参与电网优化运行,设定荷电状态下限Soc.min;同时追踪配电网向上级电网购电电价的情况下采用恒功率的储能系统充放电策略,通过人为设定恒定充放电功率值,既保证了在购电电价高时放电、电价低时充电,又保证了在实际应用过程中偶遇突发状况时只需简单调节充放电时间即可应对,此方法贴近于现实的应用情况。上海地区一天中各时段的分时电价如图2所示,以用电低谷时段的22:00(此时刻按照充放电策略完全释放电池能量,开始新一轮充放电)起至次日21:00,在追踪电价的同时保证了每一时刻储能电池的电量剩余值都在荷电范围之内。
BESS每日需要进行一个完整的充/放电过程,从而保障电池在运行期内的寿命,能量守恒满足等式约束:
式中Qcha(t)、Qdis(t)分别表示BESS的充电和放电的电量,γ表示BESS作为电源提供电能量的转换效率。
2 BESS的价值评估模型
将BESS应用于负荷侧可以改善电能质量,提高电网利用效率,既延缓了电网升级改造,又降低了负荷峰谷差,保障了供电可靠性,改善了环境质量。下面分别对BESS的各项收益和成本进行经济价值分析。
2.1 峰谷电价差收益
针对电力需求侧管理和电价激励政策,国家发改委、电监会等六部委联合印发了《电力需求侧管理》条例,推动电价制度的完善。通过控制BESS在低电价时期充电、高电价时期放电,利用峰谷电价差实现套利。低蓄高发电价收益的数学模型为:
Pt-in、Pt-out—储能系统第t时段的充放电功率;et—第t小时段的销售电价;m—储能系统年投运次数。
2.2 延缓电网升级改造收益
用电负荷逐年增长,在极端的用电高峰时,负荷功率将接近电网的额定容量,甚至造成线路过载。将储能电池应用到高峰时段避免过负荷,这样减少了系统阻塞,满足用户需求,提高电网负载率,同时延缓了电网升级和增建,降低了成本[9]。延缓电网升级收益的数学模型为:
Ivest—配网公司投资建设单位功率的配电设备所需金额;Prated—储能系统额定功率。
2.3 可靠性收益
可靠性效益是在一定条件和一定时间的约束下,电网能够保障用户正常用电而获得的效益。当电网故障时,若BESS与重要用户处于同一孤岛,则BESS可作为应急电源,向重要用户持续供电,减小重要用户的停电时间与停电电量,提高了供电系统的可靠性收益。为便于衡量和估算供电可靠性带来的经济效益,本文采用缺电损失评价率方法[10]来计算可靠性效益。可靠性效益的数学模型为:
λs—配网侧的停电率;RIEA—重要用户的缺电损失评价率;EENS—供给重要用户的电量不足期望值;Si—第i小时储能电池的电量剩余值;Ts—保障重要用户每年正常用电的小时数;As—配电站的供电可靠度;P0—供应重要用户所需电功率;TENS—储能电池的电量剩余值小于EENS的小时数;f(Si<EENS)—储能装置无法在停电期间提供重要用户期望电量的概率,其中Si与储能装置根据峰/谷/平时段的负荷曲线特点而制定的运行策略有关。
2.4 环境效益
储能本身不能改善环境质量,依赖于削减火电厂煤炭燃烧带来的空气污染物间接产生经济效益。储能系统减少火电机组的运行时间实现了温室气体的减排效益,获得收益的同时增加了废旧电池的回收处理费用[9]。环境效益的数学模型为:
Cf—火电机组生产单位电能的排放成本;Eess—储能系统的年均放电电量;Ch—处理单位储能电池所需的费用;ηenergy—储能系统能重比;EESS—储能系统配置的额定容量。
2.5 政府补贴
财政部、国家发改委为了激励能够对电力需求侧管理做出贡献的单位和个人,印发了《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》条例,通知明确指出能够采用移峰填谷等高效能源利用的技术对负荷进行调整,国家按照政策分地区给与不同的补贴。其数学模型为:
mf—减少单位功率的峰荷而奖励的金额,n—参与调峰的储能电站数。
2.6 储能电池的投资成本
2.6.1 初始投资成本
储能装置的初始投资主要包括站址建设成本(土地与厂房投资)、蓄电池成本(容量监控与管理系统投资)和功率转换设备成本[11]。其成本函数表示为:
Cscc—站址建设成本;Cp—储能系统单位功率成本;CE—储能系统单位容量成本。
2.6.2 年运行维护成本
储能装置在其运行年限内进行日常维护的费用主要由储能电池的功率容量确定,可表示为:
根据技术经济学理论,储能系统的费用年值包括储能装置的一次性投资在寿命期内分摊到每年的费用与储能系统的年运行维护成本之和[12]。为了分析简便,储能电池正常使用期内的更换成本不作考虑,通过估算得出储能系统的使用年限,进而求解费用年值。其数学模型为:
Cm—单位容量的储能系统每年所需的维护成本;i—投资收益率,取8%;n—储能系统使用寿命年限。
3 BESS的效益总模型
配电网配置BESS获得的收益从峰谷电价差、延缓电网升级改造、供电可靠性、环境效益和政府补贴等多方面进行分析,本文从配电网经济性最优角度考虑,建立了以配电网公司年净收益最大化为目标的成本效益模型。
3.1 目标函数
3.2 约束条件
1)荷电状态约束。BESS充放电不同时进行的约束:
BESS的SOC限制:
式中:SOCmin、SOCmax分别为储能系统的最小和最大荷电状态,ηchBESS、ηdisBESS分别为BESS的充电和放电效率。
2)充放电电流约束:
式中:Idischarge、Icharge分别表示蓄电池工作中的放电和充电电流,Idmax、Icmax分别表示蓄电池额定的放电和充电电流。
3)ESS存储能量约束[13]:
式中:Emin、Emax分别为ESS允许的最小值和最大值。
4)逆变器充放电功率约束[14]:
Pinv为逆变器允许的充放电功率最大值。
4 算例分析
针对上海某商业区的夏季典型日负荷数据进行分时采样,并将其绘制成日负荷曲线如图3所示。采用锂电池储能装置安装在负荷侧母线上,不考虑接线电缆损耗。锂电池单体工作电压高,比能量大,循环寿命长,自放电小,工作温度范围宽,在整个电力系统的储能市场中,锂电池拥有极大的发展潜力。设定政府补贴为55万元/MW,该地区分时电价如图2所示。各评价模型所需参数已列写于表1中。
采用改进非劣性遗传算法对上述算例进行优化求解。遗传算法作为一种计算机智能优化算法,有着良好的内在隐并行性和全局搜索能力[15],算法具体求解方法见文献[16]、[17]。本文将在满足约束条件的前提下寻找使得储能系统成本最小的额定功率Prated和额定容量EESS,迭代求解最优容量配置,实现储能系统的收益最大化。Matlab软件程序中设定种群大小为50,交叉概率为0.8,变异概率为0.01,最大迭代值为300,终止条件为最大适应度函数值趋于稳定。假设一年按360天计,锂电池放电效率为90%,在满足约束条件的情况下保证储能系统每个工作日完成一个完整的充放电循环,并使蓄电池荷电状态保持在0.1~0.9的范围内,预计电池使用寿命为15年。通过优化得到储能系统的最佳功率和容量分别为Prated=1.52 MW和EESS=11.68 MWh,以此配置的储能系统费用年值为717.49万元,年净收益为330.26万元,相对于6 116万元的固定投资,其平均年投资回报率仅为5.40%,约需要19年才能收回成本。为了更清晰地理解BESS带来的商业化价值,将分别对储能系统削峰填谷特性和投资收益进行分析。
1)“削峰填谷”可行性。通过低谷充电、高峰放电实现平滑负荷,提高了电网稳定性。本文假定储能系统在荷电范围内以恒定功率充放电,严格控制负荷峰谷差,则配置了最佳储能系统容量后的日负荷曲线如图4所示,有效的平抑了配置储能前的负荷波动性。
2)投资收益分析。技术经济学规定对一般工程的成本回收期限保持在八年左右,通过计算,该项工程在储能系统运行寿命周期内却未能将成本收回,说明此方案的实施尚需完善。蓄电池储能装置的主要收益来源于电价差套利、政府补贴和延缓电网升级改造节省的费用,其中延缓电网改造费用属于隐性收益。另外,影响BESS经济性的一个重要因素就是峰荷与谷荷的电价差值,在发达国家的电力市场中,峰荷电价远高于谷荷电价,例如日本的电价差[18]为1.826元/(kW·h),而我国上海的电价差仅为0.939元/(kW·h);虽然锂离子电池广泛地应用于各行各业,但是锂电池单位造价高,作为储能电池还有一定困难,如果锂离子电池的造价降低至250万元/(MW·h)的时候,其平均年投资回报率将达15.96%,具有经济规模。随着电池单位造价成本的降低,BESS的投资回报率将显著升高,电池单位成本和投资回报率之间的关系如图5所示。为推进电力需求侧管理,提高供电效率,合理的电价机制和生产电池的新技术对实现区域配电网的智能化发展有着不可或缺的作用。
5 结论
本文主要分析了BESS潜在的商业化经济价值,以配电网公司投资建设BESS的经济效益为目标,综合考虑了投资主体、应用场景以及运行策略等条件,采用遗传算法对所建模型进行优化求解,通过实例计算得到针对用电负荷的储能系统的最佳容量。通过分析得知:
1)本文只对BESS的静态经济效益进行分析,而储能电池在其他方面如提高暂态稳定性、调频调压和抑制低频振荡等方面的作用亦是显著的,但是这一部分的效益很难用经济指标来衡量,所以其价值会比实际经济效益偏低;
2)由于技术水平的限制,储能电池的单位造价比较高,导致其经济性不够理想。在储能技术发展的初期,不仅需要加强研发投入降低生产成本,而且需要政府建立完善的政策机制,推动储能产业的商业化;
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