网损优化（共7篇）
网损优化 篇1
高升供电工区地处高升采油厂, 管辖3座66/6k V变电所, 担负高升采油厂、供水公司台安水厂、新型建材总公司等供电任务。随着工区用电负荷的增长, 66k V网损也由2012年2.53%增至22..8800%%, 对工区电网的经济运行产生一定的影响, 本文通过分析影响6666kk VV网损的诸多因素, 提出可行的优化方案, 以提高电网经济运行水平, 增加企业经济效益。
1 影响66k V网损的主要因素
网损的影响因素很多, 主要包括管理损耗和技术损耗两部分。管理损耗是由于管理因素和人为因素造成的损耗;技术损耗又称理论损耗, 是根据供电设备的参数和电力网当时的运行负荷情况, 由理论计算得出的网损, 包括线损和变损两部分, 依据《电力网电能损耗计算导则》, 目前采用方均根电流法进行66k V网损的理论计算。
1.1 技术损耗中影响线损的主要因素
《电力网电能损耗计算导则》中运用代表日方均根电流法进行理论线损计算, 公式为:ΔA=3I2jf*R*T*10-3 (Kwh) , 通过对公式及其参数进行分析, 得出线损电量受电流大小、运行时间长短、导线线径及长度、环境温度等因素影响, 对于已投入运行的线路, 作为结构参数的导线线径、长度及运行时间基本固定, 分析时只需考虑作为变量的负荷及环境温度的变化, 即负荷增加、温度上升, 线损率升高;负荷减小、温度下降, 线损率下降;负荷增加、温度下降或负荷减小、温度上升时, 线损率的增与减, 则需考虑两者变化的幅度, 谁幅度越大, 谁影响就越突出。
1.2 技术损耗中影响变损的主要因素
《电力网电能损耗计算导则》中, 双绕组变压器损耗电量的计算, 包括空载损耗和负载损耗两部分, 通过公式可见变损与变压器的空载损耗功率、运行时间、分接头电压、运行平均电压、短路损耗功率、额定电流、代表日方均根电流有关;但对于运行变压器其空载损耗功率、短路损耗功率、额定电流、分接头电压、运行时间等参数已固定, 只需考虑负荷变化、系统电压变化对变损的影响, 即可变损耗与负荷电流成正比变化, 空载损耗与运行电压成正比变化。
1.3 管理损耗的影响因素
由于供、售电量抄表时间不一致, 抄表例日提前或滞后, 抄表人员责任心差异, 表码抄录错误或计算错误, 计量装置故障、超期服役、误差增加, 检修、事故等原因破坏电网正常运行方式导致电网负荷潮流发生较大变化等诸多因素均会使营业人员抄录的供、销电量有误, 导致电量不能真正反映网损的变化, 增加管理损耗, 因此在进行66k V网损分析时, 要做到管理损耗与技术损耗分析相结合, 一方面通过加强管理有效杜绝供用电过程中的跑、冒、滴、漏所造成的不必要损失, 将管理损耗降到零;另一方面通过技术手段, 使电网处于经济运行状态, 将理论损耗降至最小。
2 降低66k V网损可采取的优化方案
2.1 调整电网经济运行方式, 全面降低电能损耗
高升供电工区电网66k V主电源取自双台子一次变和新开一次变, 电网结构图如下所示:
受电网继电保护限制, 两座一次变供电能力及用电协议要求, 在保证安全可靠运行的条件下, 根据各条66k V线路基本参数、工区电网正常情况下可实现的运行方式, 以2014年11月份代表日负荷为例, 运用理论计算方法求得线路不同运行方式下的线损率如下:
运行方式一:双采线带高一变、高三变, 盘升线备用;新高线带高二变, 高二三线备用。工区66k V线损率为1.6%;
运行方式二:双采线带高一变、高二变、高三变, 盘升线、新高线备用。工区66k V线损率为2.78%;
运行方式三:双采线带高一变, 盘升线备用;新高线带高二变、高三变, 高一三线备用, 工区66k V线损率为1.4%;
通过对以上三种运行方式下的线损率进行分析可知, 运行方式三时线损率最低, 方案一次之, 方案二线损率最高。因此运行方式首选方式三, 其次是方式一, 选择方式二时就要考虑电网损耗将会增加, 方式倒换时尽量缩短该方式运行时间。
2.2 合理选用变压器, 减少变压器自身的电能损耗
当变压器并列运行且系统电压相对稳定时, 变压器铁耗 (空载损耗) 基本不变, 而铜耗 (负载损耗) 随着负载的变化而变化, 因此要使变损最小、效率最高, 应满足变压器效率最高时的负载系数。一方面可以按照负载大小调整运行变压器的容量、台数, 负载增加, 主变增容, 负载减少, 主变减容或单主变运行;另一方面在满足运行要求的前提下, 通过变电所与变电所之间6k V配电线路的联络, 调整变电所负荷分配, 尽可能保证变压器负载率在50%—60%之间, 从而实现经济运行。
3 结语
降损增效是企业永恒的话题, 先进的计算方法、科学的管理手段将使电网损耗分析更综合、全面, 通过优化经济运行方案, 采取行之有效的措施, 使电网的运行更经济、健康。
参考文献
[1]翟世隆.线损知识问答.中国电力出版社.1990年.
[2]DL/T 686-1999.电力网电能损耗计算导则.国家经济贸易委员会.2000年.
网损优化 篇2
关键词：UPFC,网损优化,经济收益
1 引言
电力系统无功优化根据已知的电网结构参数,在不超出安全运行约束范围的情况下,通过控制可调参数使网络的无功功率合理分布,进而减少有功损耗,保证系统运行具有良好的安全性和经济性[1,2]。随着现代电力电子控制技术的发展,柔性交流输电技术(FACTS)在电网运行中得到了应用[3,4]。统一潮流控制器(UPFC)作为FACTS家族的代表,综合了多种FACTS设备的功能,具有串并联补偿、移相和端电压调节的作用,可快速灵活地调整线路输送功率,实现功率的合理分配,降低功率损耗和发电成本,提高系统的经济性[5,6]。由于UPFC装置价格昂贵,其降损收益能否弥补安装投资费用,是衡量UPFC网损优化经济性好坏的重要评价指标,因此,本文采用UPFC等值功率注入模型,以经济效益最大为优化目标,建立UPFC网损优化数学模型,考虑UPFC自身运行费用和网损节约成本,分析利用UPFC进行网损优化控制的经济效益。
2 UPFC等值功率注入模型
统一潮流控制器输出体现在对系统进行电压控制和调节线路潮流等功能上,当其工作在稳定运行状态时,忽略控制器内部的相互影响,将UPFC等值为一个串联电压源VT和并联电流源Ish的组合[7]。并联电流源又可分解为有功分量It和无功分量Iq,其中,It与Vi同相,而Iq与Vi正交,即
式中,arg()表示向量的角度。UPFC等效电路模型和注入功率模型分别如图1和图2所示。
由图1可列出含UPFC线路两侧节点i和j的附加注入电流ΔIi和ΔIj的表达式:
则节点i侧等效注入功率为:
由于UPFC的串联电压源和并联电流源的模值和相位可以连续调节,并且UPFC的并联电流源Ish和串联电压源VT之间存在有功功率平衡约束[8],即运行时满足:
节点i侧等效注入功率为:
同理,j侧等效注入功率为:
对比式(3)和式(5)可知,UPFC的4个独立运行控制参数变为了3个,即串联电压源电压的幅值VT和相位δT,以及Ish的无功分量Iq。本文采用UP-FC等值功率模型,在潮流计算过程中没有修改节点导纳矩阵的阶数,可以有效减少无功优化问题的约束条件,有利于降低问题求解的复杂度。
3 UPFC网损优化经济收益
系统安装UPFC后,通过无功优化降低了系统的网络有功功率损耗,节约了输电成本,即为网损优化收益。在进行计及UPFC装置的网损优化控制经济性分析过程中,网损优化收益是重要评价指标,但UPFC装置自身非常昂贵,不能仅凭网损优化收益来分析其经济性,有必要将UPFC的运行成本与降低网损带来的经济效益进行比较,建立经济性评价指标,分析其经济效益。
UPFC的运行成本由其容量和价格决定,而价格和容量之间满足函数映射关系,而在UPFC等值功率注入模型中,其容量由运行参数决定,因此,UPFC运行成本与运行参数相关联。在优化过程中,不同的UPFC运行参数获得的网损优化收益不同,这是智能算法求解UPFC网损优化经济性问题的基础,也是建立UPFC网损优化经济性评价指标的关键。图3为UPFC网损优化控制经济收益图。
3.1 UPFC容量
UPFC的容量是指其串联侧换流器与并联侧换流器的容量之和,而各换流器的容量取决于其与系统间的有功和无功功率的交换量[9]。串联侧换流器容量根据UPFC串联电压幅值与安装线路电流确定,并联侧换流器容量分为有功功率和无功功率两部分求得,无功功率由安装点电压和电流无功分量求得,而由UPFC的功率平衡方程可知,并联侧有功功率与串联侧有功功率相等,因此,UPFC容量S的计算公式为:
3.2 UPFC价格函数
UPFC价格与容量相关联,若S(MV·A)表示容量,根据文献[10],单位容量UPFC的价格C1($/(k V·A))计算如下:
因此,统一S与C1的单位后,可得UPFC的价格C2($/)计算公式如下:
3.3 网损节约成本
电力系统无功优化数学模型中,网损ΔP的计算公式为:
若ΔP0代表优化前的初始有功网损,ΔPUPFC表示安装UPFC后的有功网损,将标幺值换算成有名值,则网损年节约成本C3($)的计算公式为:
式中,SB为功率基准值(MV·A);d为实时电价(元/(k V·A)),人民币兑美元汇率取0.1611。
3.4 经济收益
将网损优化收益与UPFC投资成本进行比较,便得到以经济效益Sy($)的数学表达式,如式(12)所示:
式中,yn为UPFC经济使用寿命周期。
4 UPFC网损优化的经济性
4.1 目标函数
目标函数的选取对于优化问题求解至关重要,决定了研究的大致方向和解的精确性。考虑经济因素时,UPFC网损优化的经济收益与降损收益均与UPFC的参数有关,从而与通过参数确定的容量有关,而与以UPFC的容量为自变量,不同目标函数为因变量的函数关系表达式有所不同,因此,不同的经济目标函数极值和极值点均不同。本文从经济角度出发,以经济收益最大为优化目标,研究其降损经济效益。目标函数如式(13)所示:
4.2 约束条件
约束条件分为等式约束和不等式约束,等式约束即为节点功率平衡约束,不等式约束包括控制变量和状态变量约束[11]。节点功率平衡方程中节点分为以下两类。
(1)安装UPFC支路两端节点
(2)其他节点
控制变量约束为:
状态变量约束为:
式中,VGimax、VGimin分别为发电机i的电压幅值上、下限;Timax、Timin分别为变压器i的变比的上、下限;Qcimax、Qcimin分别为补偿装置i的补偿容量的上、下限;VTmax、VTmin和Iqmax、Iqmin分别为UPFC串联电压源的幅值VT和并联电流源无功分量Iq的上、下限;VLimax、VLimin分别为负荷i的电压幅值的上、下限;QGimax、QGimin分别为发电机i的无功出力上、下限[12]。
4.3 求解算法
本文应用遗传算法求解UPFC的网损优化经济性问题,染色体编码信息分别包括连续变量和离散变量,前者含发电机端电压VG和UPFC的控制参数(VT、δT、Iq),后者对应有载调压变压器分接头T和并联补偿电容器的档位C,因此,解码后的个体可表示为:
式中,Ng、Nu、Nc和Nt分别为发电机节点数、UPFC装置台数、并联电容补偿点总数和变压器台数。
5 算例分析
应用MATLAB7.8.0编制遗传算法程序,功率基准值SB设为100MV·A。以IEEE30节点系统为例进行仿真验证。系统共由30个节点和41条支路组成,其中,发电机节点6个,分别是1、2、5、8、11、13,发电机端电压为连续变化,节点1为平衡节点;有载调压变压器支路4条,分别是(6,9)、(6,10)、(4,12)、(28,27),变压器变比的步长为0.025pu;无功补偿节点2个,分别是节点10和24,补偿电容器的调节步长分别为0.1pu和0.02pu。系统状态变量变化范围见表1,系统参数参见文献[13]。支路4-6靠近节点4处安装UPFC,其控制参数VT、Iq和δT均可在一定范围内连续调节,其模值受容量等因素的约束,而相角δT在0~2π之间任意变化,UPFC的控制参数取值范围见表2。
(单位:pu)
(单位:pu)
以经济效益最大为优化目标,进行计及UPFC的网损优化控制经济性分析算例仿真时,实时电价d取0.5元/(k W·h),UPFC经济使用寿命周期yn取30年[14]。采用遗传算法进行求解,种群规模选为50,最大迭代次数为50次。
表3和表4为优化后的控制变量和UPFC参数取值。分别与表1和表2的限值进行比较,所有的控制变量均在要求范围内,且有一定的裕度。
(单位:pu)
表5为计及UPFC优化的结果。安装UPFC后系统的网损较之前降低了22.3%,从收益Sy优化结果来看,减小网损节约的发电成本C3弥补了安装UPFC增加的投资费用C2,投资回收率超过50%。
图4为经济收益及其对应的有功网损的优化曲线,二者结合来看,网损最小时是第5代,而经济收益却不是最大,较最大经济收益减少61%,两者变化趋势不是一一对应关系,说明计及UPFC的经济性研究时不应只考虑减小网损获得的收益,还要考虑UPFC的投资费用。图5为系统优化后的节点电压曲线,各节点电压均在要求的限值内,说明优化后的系统电压质量得到了保证。
6 结论
首先,建立计及UPFC的无功优化的数学模型过程中,UPFC采用了等效注入功率模型,避免了增加潮流计算中节点导纳矩阵的阶数,有效地降低了问题的求解难度。将UPFC的运行参数加入到控制变量中,体现了UPFC对线路潮流的控制作用。
其次,本文考虑了系统安装UPFC的投资费用和减小网损获得的经济收益,建立了UPFC降损经济收益数学模型,说明UPFC的运行参数是无功优化和UPFC投资费用的联系纽带,也是进行UPFC降损经济性分析的基础。
降低农网网损的对策探讨 篇3
一、降低电网网损的重要性
近来年随着供电企业管理的不断提升, “精细化”管理已深入到各项工作中, 网损作为农网企业的一个考核指标也被纳入考核体系, 网损工作的重要性不言面喻, 但由于长期以来县电力公司对电网参数的干预手段有限, 因此降低网损更多的是靠玩数字游戏, 对网损工作的重要性认识不够, 而如何真正做到降低网损, 增加效益, 一般说来有各种技术措施:例如, 网络中的功率的分布进行改善和优化;对运行方式进行优化组织;对运行参数进行一定的合理的调整;调整负荷;对设备、线路的检修进行合理的安排;简化网络结构, 对电网进行一定的升压改造等。以上这些措施大体上可以分为运行性措施和建设性措施两大类, 是降低网损的常见的重要技术措施。
二、降低网损的管理措施
(一) 健全管理网络。
随着农网改造的深入, 涉及农网网损工作的硬件设备分布范围广, 包括各变电站, 机房, 调度室, 集控站等, 而网损工作的管理涉及人员多, 比如设备日常巡视由集控站人员负责, 而设备维护检修由修试队及调度自动化班人员完成, 日常运行由调度员及集控站值班员负责, 而每个月的分析及数据统计由生技部汇同调度及集控站共同完成, 因为建立行之有效的网损管理网络, 使各部门的职责清淅, 各岗位的职责明确, 将网损指标层层下达, 做到人人心中有网损, 人人心中有指标, 才能真正将网损工作落实到实处, 才能有效开展网损工作。
(二) 进行人员知识的更新培训。
随着新装备新技术的运用, 对电力生产人员及管理人员提出了更高的要求, 有关设备及程序出现问题时要及时进行相应的处理, 避免事故的发生, 所以对生产人员知识的更新培训一定要与设备及系统相关程序的更新同步。
(三) 定期开展网损分析。
每年、每月、每周定期开展网损分析会, 对电网进行及时分析, 找到电网存在的主要问题, 包括电网主要参数是否合理, 电网网络结构存在哪些问题, 哪些需要改进, 网络中的功率分布是否合理等, 了解了第一手的资料, 才能在电网改造工作中制定合理详实的规划及计划, 进一步改善及优化电网网络, 及时做好负荷的合理分配, 做到电网及其设备的经济运行, 将电网逐步建设成为一流的科学的高质量的电网。
(四) 加强经济调度管理。
调度部门在网损的管理中起着非常重要的作用, 在设备停电检修工作中, 如果能合理地安排临时运行方式, 优化停电计划, 减少重复停电, 将使输变电设备的停电时间大大缩短, 从而提高供电可靠性, 达到降低损耗的目的;电网在无功潮流经济调度方面, 电网调度人员按电压等级和供电区域进行无功出力和负荷分层、分级及分区补偿的原则, 及时投退无功补偿装置, 从而实现无功补偿装置及有载调压变压器分接头的自动调整, 减少无功功率的长距离和重复来回输送, 从而降低线损;现在大多数变电站均有2台或以上变压器, 调度人员及时根据季节性、经常性负荷的实际情况, 可将负荷转移到一台变压器供电, 从而将另外的变压器转为备用状态, 以达到减少变压器的空载损耗。
三、降低网损的技术措施
降低网损的技术措施很多, 而在实际工作中, 抓住各种机遇, 争取用最少的投入或者是不投入达到最佳的降损效果。
(一) 加装静止无功补偿装置。
在电力系统中, 系统电压与无功电源的容量关系密切, 如果后者不足, 则电压也无法保证, 电网的安全稳定运行亦无法得到保证。电力传输的过程中, 功率损耗包括有功损耗和无功损耗, 当输送的有功功率不变时, 总的功率损耗取决于线路输送的无功损耗, 按照无功就地平衡的原则, 实现无功功率分层分区平衡, 从而达到减少电网的电压损耗和有功损耗。在农网各变电站改造及新建中, 加装静止无功补偿装置 (电容器组) , 通过不同容量的电容器组之间的投切, 达到分级补偿, 就地平衡, 实现技术降损的效果。对部分高压用户, 加装静止无功补偿装置, 改善用户端功率因数, 利用系统无功减少, 从而提高电能利用率。
(二) 选择合理的运行电压。
随着社会的发展, 用电负荷的不断增长, 原有的配电网络负荷重, 电能损耗大, 电压质量无法得到保障, 因此可将电网升压比如将6KV改造成10KV, 10KV及35KV电网改造成35KV及110KV电网, 通过升压改造, 降损效果明显。在35KV及以上的网络中, 将运行电压提高1%, 降低的空载损耗可达到1.2%以上, 在经济条件许可的情况, 采取此举将能达到较好的降损效果, 但是这种降损措施投资较大, 除了采取此办法外, 还可以通过加装能提升电网电压等级的设备, 如调压变压器等, 对用户发电机, 还可以采取提高发电机的端口电压等措施, 而在农网配电网中, 空载损耗占总损耗的比重较大, 可达到50%～80%甚至更高, 这是由于农村电力用户的负荷并不大, 在一定的时间段, 比如深夜变压器处于空载或是轻载的状态, 因此对于这类电力网, 可以采取降低电网运行电压, 从而达到降低功率损耗目的。综上所述, 在电压偏移允许的范围内, 在不影响电网的安全稳定运行的前提下, 在经济条件许可的情况下, 通过各种技术手段, 选择合合理的电网运行电压, 从而达到降低网损的目的。
(三) 采用新型节能设备。
农网建设改造淘汰了大部分高耗能变压器, 但是仍有一部分高耗能变压器仍在运行, 因此要继续更换运行的此类设备, 逐步提高电压质量, 减少配电变压器线损;在实际生活中, 很多企业都大量使用异步电动机, 在技术条件和经济条件许可的情况下, 尽量用同步电动机代替异步电动机, 或者对异步电动机的绕线式转子通以直流励磁, 使之同步化运行, 以提高用户的功率因数, 减少电力网的无功负荷;另外在环网中根据实际情况可增设混合型加压变动压器, 由此产生的环路电势及相应的循环功率, 可以达到较好的改善功率分布的效果;在变电站改造中, 将变压器进行无载调压改为有载调压, 有载调压变压器使用后, 可根据实时负荷情况, 进行电压的合理的调节, 使电网经济运行, 有效地降低损耗。
(四) 合理地选择导线截面和路径。
在电网规划、设计及改造中, 合理地选择导线路径, 在变电站选址中, 变电站应位于负荷中心, 这样可以缩短供电半径, 减少线路电阻, 降低线路损耗。线路导线截面的选择在电力网设计中非常的重要。线路的能量损耗与其电阻成正比, 所以增大导线截面可以减少线路的能量损耗。但是导线截面的选择又要考虑多方面的因素, 比如经济性, 导线截面增大, 其投资必定增加, 所以导线截面的选择一般按经济电流电流密度来确定, 同时, 从降低能量损耗的角度, 110KV以上的线路, 应按电晕条件对导线截面进行校验, 而对10KV以下线路, 如果电压不能由别的措施进行调整时, 选择导线截面可按允许电压损耗来确定。对于35KV及以上的线路, 或者是导线截面已大于95mm2, 的线路, 增大导线后, 电压损耗降低的作用不明显, 故此情况下一般情况下不采用
(五) 对原有网络进行适当的改造。
线路及设备老化后, 损耗很大, 因此, 对部分老化线路及设备进行技术改造, 比如可以将高电压直接引入负荷中心, 对网络结构进行简化, 对变电层次通过技术手段进行减少, 这样将大大降低网络损耗, 从而改善了电能质量。同时, 由于城镇建设的不断加快, 部分线路路径并不合理, 结合城镇规划, 对原有网络进行调整优化, 并进行适当的改造, 可以大大降低网络损耗。
摘要：由于各种原因, 电网网络损耗是客观存在的, 电能的全过程, 包括生产, 输送及消费都应该讲究一定的经济效益, 所以降低电网损耗, 是电力企业增加经济效益的一项重要措施。就降低电网的能量损耗, 有各种措施, 可以通过各种管理手段及技术措施, 比如健全管理网络, 对人员进行知识的更新培训等, 技术措施比如通过加装静止无功补偿装置, 采用新型节能设备等。
计及网损成本的发电权交易模式 篇4
关键词：发电权交易,网损,B系数,电力市场
0 引言
近年来,能耗问题受到了世界各国的普遍关注,节能降耗已成为各国的基本能源政策。电力工业作为一个高能耗的基础产业,其节能降耗的任务更为艰巨,发电权交易的提出为解决这一问题提供了有效的思路和手段[1,2,3,4]。
国内外专家学者对发电权交易模型进行了许多有价值的研究和探讨。文献[5]提出了基于水火电置换的发电权调节市场,设计了3种不同时间跨度的发电权交易,并建立了相应的优化分配模型,应用线性规划法进行求解。文献[6]提出一种基于期权理论的发电权交易模型,运用期权模型降低发电公司的市场营运风险。文献[7]借鉴委托代理理论,建立了无交易中心参与和交易中心承包形式参与的2种发电权委托代理模型,论证了将委托代理模式作为发电权交易方式的合理性。文献[8]以发电权交易的阻塞调度为基础,提出了最大化社会效用、最大化成交量和能耗约束3种调度模型。文献[9]建立以电量为交易对象、直接考虑阻塞管理的发电权交易模型,并提出基于网络流技术的求解算法。就目前所提及的发电权交易模式而言,主要包括以下4种:集中撮合模式、双边交易模式、期权交易模式、委托代理模式。各类模式有各自的理论基础和适用条件,在理论研究或实践中均体现出各自的优缺点[1,6,7]。目前在中国各省级或区域电力市场中实施的发电权交易,主要以集中撮合模式为主[1,10],采用按交易双方报价排序规则,进行“高低匹配”的撮合交易。发电权交易将引起电力系统潮流和网损的变化,因此,在交易模型中合理考虑网损成本成为研究重点之一。文献[1]应用极端潮流和典型潮流的方法确定地域成本(简化的网损成本)。文献[10]根据不进行发电权交易时的系统潮流,采用边际网损系数法来计算发电权交易的网损成本。
在实际的发电权交易中,随着成交电量的增加,由发电权交易引起网络各节点潮流注入功率的变化逐渐增大,导致以某一潮流状态所计算的发电权交易网损成本往往不能提供正确的经济信号。本文主要针对这一问题展开研究,提出一种适合中长期交易的改进发电权交易模式。该交易模型既考虑了交易中网损成本带来的影响,又确保交易的公平性。通过算例分析,验证了所提出的交易模式的有效性。
1 典型发电权撮合交易分析
一般来说,集中撮合式发电权交易包括申报、报价排序和撮合3个步骤。设发电权交易中有n个买家,m个卖家;第i个买家所申报的购买电量上限和报价分别为QBimax和ρBi,第j个卖家申报的出售电量上限和报价分别为QSjmax和ρSj。这一交易模式可以用如下数学模型来描述:
式中:Qij为第i个买家购买第j个卖家的电量,即撮合交易量。
上述线性规划模型的最优解就是按“高低匹配”原则进行撮合交易的结果[1]。其目标函数表示参与发电权交易市场成员总体的社会效益。若考虑网损成本,则现有的方法是在目标函数(式(1))中加入一个网损成本系数cij,n即m
文献[1]和文献[10]提出的交易模型均以式(4)为目标函数,网损成本按照每对撮合交易分别给出,即每对撮合交易产生的网损成本是撮合交易量Qij的线性函数。其计算发电权交易网损成本的基本思路为:在发电权交易前,在负荷预测的基础上假想一个潮流状态,计算每对撮合交易在该潮流基础上引起的网损变化,依次确定各节点之间进行发电权交易的网损成本。
这种确定网损成本的方法,形式上使得每对交易具有明确的网损成本,提高交易的透明度,形式上体现了电力市场运营公平、公开的基本原则。但从电力系统运行物理规律的角度分析,上述确定网损成本方法存在以下2点不足:(1)直接将各交易分配在各节点上的功率作为交易量来进行撮合,虽然使得交易量与网损变化之间的关系变得更为直观,但交易量的变化不等同于节点注入功率的变化;(2)以某一种潮流状态(无论是典型潮流、极端潮流[1]或是未进行发电权交易的潮流状态[10])为基础,进行网损变化的分析计算都具有一定的局限性,其结果不能较好地反映实际网损变化规律。
2 网损成本的计算
发电权交易往往发生在未来某一时段,按交易周期的不同可以分为日发电权交易、月发电权交易和年发电权交易,计算不同交易周期的发电权交易网损成本,应采用不同的负荷模型。对于以月或以年为周期的中长期交易,不宜采取复杂的日负荷模型,主要原因是:增加计算网损成本的复杂性,使得发电权交易的数学模型规模增大,不便求解;交易周期内负荷变化存在较多不确定性,采用复杂负荷模型实际意义不大。由于本文研究的是中长期交易,借鉴电力系统中期经济调度采用的日负荷模型[11,12],采用日平均负荷模型计算网损成本。
以月发电权交易为例,假设系统在某月内的节点k负荷电量为Qd,k(k=1,2,…,N;N为系统节点总数)。设该月内有H天要安排发电权交易,可以在交易期间划分H个负荷模式,则系统中第h个负荷模式下节点k的负荷有功功率与负荷电量之间的关系为:
式中:Pd,kh为第h个负荷模式下节点k的有功负荷;Δth为发电权交易期间负荷模式h的持续时间。
忽略无功功率对网损的影响,网损功率可以看做节点注入有功功率的函数。本文采用最小二乘B系数法计算网损功率。最小二乘B系数的基本出发点是:在不同的运行方式下找到一个B系数,使各种运行方式总的网损误差最小[13]。应用该方法计算发电权交易的网损成本,可以考虑多种潮流状态,更好地反映发电权交易引起网损变化的规律。
具体计算过程如下:首先,在负荷预测的基础上,计算未来典型负荷模式下未进行发电权交易时的潮流状态,根据发电权交易双方的申报数据,按照“高低匹配”原则确定各负荷模式下每组交易的潮流分布状态;然后,以上述潮流分布状态为样本数据,计算各种负荷模式下的最小二乘B系数;最后,用相应各负荷模式下的最小二乘B系数计算发电权交易的网损成本。
在第h种负荷模式下,应用最小二乘B系数法,其网损可以表示如下:
式中:PLh为负荷模式h下的网损;PGh为发电机节点有功向量;BLh,BLh0,Bh0分别为最小二乘B系数的二次项矩阵、一次项向量及常数项。
在第h个负荷模式下,由发电权交易引起的网损功率成本表示为:
式中:PLh0为未进行发电权交易时在负荷模式h下的网损功率;PGh0为未进行发电权交易时,在负荷模式h下发电机节点有功向量;ρh为在负荷模式h下系统的单位网损价格(由电力公司根据该负荷模式下的平均售电价格水平制定的价格)。
在发电权交易期间的总网损成本Closs表示为:
3 改进发电权交易的数学模型
与文献[1]或文献[10]提出的交易模型相比,改进的发电权交易需要求解2个优化模型:确定交易双方买入和卖出总电量的优化模型M1和确定最终撮合交易结果的优化模型M2。
3.1 优化模型M1
1)目标函数
式中:;;ΔPBhi和ΔPShj分别为在负荷模式h下第i个买方和第j个卖方有功功率的调整量。
2)发电权交易的相关约束
式(11)表示各负荷模式下发电权交易双方有功功率的平衡约束;式(12)和(13)分别表示交易双方各自的成交总量应满足它们申报交易量的范围。
3)直流潮流约束
式中:Bx为节点导纳矩阵的虚部;Ph和θh分别为负荷模式h下节点注入有功功率列向量和节点电压相角列向量;L为系统的支路总数;flh为负荷模式h下支路l的有功潮流;flmax为支路l的有功潮流限值。
列向量Ph的第k个元素为Phk,其含义为负荷模式h下节点k的注入有功,具体表达为:
式中:i∈k表示在节点k的买方或卖方;j∈k表示在节点k的发电机组;PGh0,j为未进行发电权交易时,在负荷模式h下发电机组j按原发电计划输出的有功功率。
4)发电机组约束
式中:PGimin和PGimax分别为发电机组i的最小有功输出和最大有功输出。
优化模型M1是以ΔPBhi和ΔPShj为优化变量的二次规划模型,其优化目标为计及发电权交易网损成本的社会效益最大化;约束条件既考虑了发电权交易约束,也考虑了系统潮流约束。发电权交易引起的网损成本,与各负荷模式下发电机节点有功功率的变化直接相关。通过求解优化模型M1,可以得到最优解ΔP*Bhi和ΔP*Shj,进而可以确定发电权交易双方的总交易电量Q*Bi和Q*Sj,其结果使得计及网损成本的社会效益达到最大。
3.2 优化模型M2
优化模型M2表示为:
优化模型M2与典型撮合交易模型的区别在于撮合交易量的不等式约束(式(2)和式(3))变为等式约束(式(20)和式(21))。在优化模型M2中,目标函数形式上并不包含网损成本,网损成本对撮合交易结果的影响是通过等式约束中的交易总量Q*Bi和Q*Sj的限制得以体现的。
4 交易的计算流程
改进的发电权交易具体计算流程为:
1)交易双方申报交易数据,即交易量上限和报价。
2)分别计算不同负荷模式下未进行发电权交易和各组交易下的系统潮流,以此为样本计算各负荷模式下的最小二乘B系数。
3)通过求解计及网损成本的社会效益最大化模型,确定交易双方买入和卖出的总交易量Q*Bi和Q*Sji=1,2…,n;j=1,2,…,m)。
4)以Q*Bi和Q*Sj为约束条件,按照“高低匹配”原则进行撮合交易,确定每对撮合交易量和相应的交易价格。
5 算例分析
以IEEE 30节点系统为例,计算月发电权交易。为便于说明比较,取负荷模式数H=1,负荷数据参照IEEE 30节点系统数据,以1号机为平衡机计算的潮流状态作为未进行发电权交易时的潮流状态,取ρh=350元/(MW·h)。表1给出发电权交易双方的基础数据。
注:B1,B2,B3为买方编号;S1和S2为卖方编号。
为了比较不同网损成本计算方法对发电权交易结果的影响,暂不考虑网络约束,依据表1的申报数据,分别采用文献[1]提出的不计及网损的典型撮合交易模型、文献[10]提出的发电权交易模型(用边际网损系数法计算网损成本),以及本文提出的计及网损成本的交易模型进行计算分析,网损通过潮流计算求得。比较分析的结果如表2所示。由表2可以看出,本文模型确定的发电权交易所产生的社会效益最大。
注:文献[1]、文献[10]和本文模型得到的社会效益分别为10.40万元,10.45万元,11.63万元。
图1给出文献[1]、文献[10]和本文这3种模型在市场各参与方申报电量由0.5 GW·h变化为5 GW·h时,发电权交易计及网损成本的社会效益变化趋势。由图1可以看出:随着交易电量的增加,网损对社会效益的影响越来越显著;当发电权交易电量较小时,文献[10]和本文的结果相近;当交易电量增大时,本文模型明显优于文献[10]。究其原因,主要是本文网损成本计算采用最小二乘B系数方法,考虑了多种潮流状态,从而能更好地反映网损变化趋势。
在本算例中,为便于分析网络约束对发电权交易的影响,将系统中各支路有功传输限值,相对于算例中初始潮流状态支路潮流等比例增加,即令flmax=(1+s)flh0。用本文模型分别考虑网络约束和忽略网络约束情况下的交易结果,通过调整s的大小,比较网络约束对交易结果的影响。比较结果如表3所示。
注:无约束时的社会效益为11.63万元;有约束时s=0.3和s=0.7时的社会效益分别为4.10万元和7.08万元。
由表3可以看出:当不考虑网络约束时,发电权交易卖方将卖出所有申报电量;当计及网络约束时,卖出电量将受到限制;比较取不同s值的交易结果,s值增加,则发电权交易总量增多,其中B1,B3获得的发电权增加,B2获得的发电权却减少了,这说明网络约束不仅能影响发电权的交易量,而且也影响着发电权交易的对象。
为了进一步说明本文方法的有效性,以某省实际系统2008年5月的交易数据为例,对文献[1]、文献[10]和本文模型进行比较分析。交易数据和比较结果见附录A表A1和表A2。
6 结语
本文提出一种计及网损成本的发电权交易模型。基于发电权交易引起网损变化的机理,对典型的集中撮合交易模式进行改进,采用最小二乘B系数法计算发电权交易的网损成本,明确了网损成本与发电权买卖双方交易总量的量化关系。算例分析表明,本文提出的模型能更好地反映发电权交易的网损成本和社会效益最大化的目标,体现交易的公平和公正,实现资源优化配置;由于模型中考虑了直流潮流约束,可以保证发电权交易在满足安全约束的条件下进行。
网损优化 篇5
关键词：电力系统,阻抗,损耗,一次网损,措施
近几十年来, 我国改革开放的进程不断加深, 我国的经济发展速度也不断加快, 电力行业作为各个其他行业生产、加工、制造的基础性行业, 其现已成为我国经济发展的支柱型行业。但是, 随着社会各个行业以及人们日常生活对电力的日渐增长的需求性, 其对电力供应的品质要求也越来越高。
但是, 电能在转换、输送以及分配的过程中, 不可避免地会存在一定量的损耗, 其是因为电力系统中存在的阻抗问题。现今, 我国的能源使用的现状越来越严峻, 所以, 我国电能的损耗降低是电力行业发展中的一个重要问题。因此, 我们要根据现今电网中的一次网损现象的现状进行分析, 探究一次网损现象降低的有效措施, 促进我国电力行业的发展。
1 电网一次网损的分类
根据管辖范围以及电压的等级, 在电力系统中, 网损主要分为一次网损和地区线损。本文主要的研究对象就是电力系统网损现象中的一次网损现象。对于电网一次网损现象, 其主要涉及两个方面, 变压器的损耗以及输电线路的导线损耗。
1.1 变压器损耗
我们都知道, 在电力系统中, 从发电厂发电到供电在到用户的用电, 其中至少要经过两次变压。而在这些变压过程中, 变压器就会在电能的转换过程中, 使其产生一定的损耗。具体来说, 变压器损耗大体上包括铁损与铜损这两个部分。
1.2 输电线路的导线损耗
电能在其输送过程中由于输电线路中电阻的存在, 其会产生大量的消耗, 特别是, 对于远距离的高压输电, 其输送过程中, 由于电阻存在所产生的损耗能量大于占总输送能量的百分之六左右。
2 电网一次网损现象的主要影响因素分析
2.1 我国电网发展的滞后性。
虽然, 现今, 我国的电力行业是我国经济发展的支柱型产业之一, 但是相对于国外的电网建设, 我国的电网发展还是存在一定的滞后性。国外对于其国内电网的研究一般包含网络化、集成化以及智能化, 国外对于其电力系统的研究多致力于对其网损的分析及其的改进措施上。那具体的实例来说, 国外对于网损的研究, 其大都以对配电网网络的重新构建、补偿电容的投放位置的确定等等为研究目标, 其对于自身的网损计算一般会先转换为功率的损耗问题, 并以创新性的方法对其进行解决、改进。
2.2 无功补偿配置的不合理性。
目前, 我国的电网中, 存在着诸多无功补偿配置不合理的问题。像是电网结构的改变、无功补偿配置倒置现象、电力用户无功补偿设备等等, 这些问题都是影响电网一次网损现象的主要因素, 其对电能的输送所产生的损耗有着一定的消极影响。
2.3 网络结构建设的不合理性。
电力行业对我国经济发展的促进作用是有目共睹的, 所以, 工业生产、制造等的用电增长, 使得电网的负荷越来越重。但是, 我国电网的网络结构建设还存在一定的不合理性, 电网结构与现今日益增重的电网负荷, 使得电网的一次网损现象越来越严重, 电能损耗量也越来越大。
2.4 其他影响因素
像是电网输送中不如线路的距离过长、导线老化等问题, 或是电力系统的运行管理不到位, 电容器的投停不及时等, 都会使得电网发生一次网损的现象。
3 电网一次网损现象的改进措施
对于电力系统中, 一次网损现象一般分为变压器损耗以及输电线路的导线损耗。所以, 对于电网一次损耗的改进, 要首先从电网的运行电压与输电线路损耗这两个方面入手。
3.1 调整电网的运行电压
在电力系统中, 不管是变压器的损耗还是输电线路的导线损耗, 其都与电网电压的等级有着一定的相关关系, 电力系统的电压等级越高, 其中所产生的损耗就越小。所以, 对电网中的运行电压进行合理、有效的调整, 从而使得电网一次网损得以有效的降低。
具体的实施措施大体有, 对电网负荷较重的线路进行分流, 降低线路的电流密度;采用损耗较小的节能型的变压器, 对于有载调压的主变压器, 我们对其的电压要注意进行实时地调解与修正;再者, 就是对电网的网络结构进行合理、有效的优化等。
3.2 加强电网的无功管理
对于电网中的无功功率, 其对于电能的消耗量还是很大的, 其中大约有一半的无功功率消耗在转变、输送以及配电的设备上。所以, 要减少无功功率的消耗, 我们就必须要减少无功功率在电力系统中的流动, 从而降低功率的损耗。像是, 安装电容器组来加强无功补偿等。
3.3 对电力系统中的负荷进行合理调整
从我们工作的实际经验可以知道, 在相同的条件下, 如果电力系统中的用电负荷比较平稳, 其所产生的损耗就比较小;而如果电力系统中的用电负荷波动幅度比较大, 其产生的损耗也会随之增大。所以, 对电力系统中的负荷进行合理、有效的调整, 缩短其的空载运行时间等, 从而保证变压器的损耗在运行时有一定的降低。
3.4 加强电力系统中的组织管理工作
对电力系统的组织管理工作进行有效地加强, 能在一定程度上使输电线路的导线损耗进行有效的降低。
像是, 在工作中, 完善输电线路的导线损耗管理工作的责任制度, 明确各个工作人员的职责与分工, 制定线损率与员工工作成绩挂钩的相关制度。再者, 我们还有加强电力企业中电力系统的检修人员的技术水平, 提高其电网检修的质量以及缩短其工作的时间。而且, 对电网进行日常的线路检测外, 我们还要注重季度的输电线路的导线故障排查, 从而保证输电线路的损耗降低。
4 总结
电力行业是支撑其他各个行业生产、制造等的基础性行业, 其现已成为我国经济发展的支柱型产业, 所以, 电力系统的有效运行是推动我国其他各个行业发展的基本保障。电网一次网损现象, 不仅提高了电力系统运行的成本, 在我国能源使用情况日益严峻的今天, 电网的损耗也具有一定的消极影响。我们从自身的实际工作现状入手, 对电网一次网损现象的主要影响因素进行深入的研究, 从而可以制定有效的改进措施, 降低电网的一次网损现象。
对于电网一次网损现象的改进措施, 我们不仅要对电力系统的运行电压、无功以及负荷管理等进行有效的管理工作, 还要注重电网网损中人为因素的影响, 加强电力系统中的管理系统, 提高电力系统工作人员的技术水平, 从而保证电网一次网损现象得到有效的降低。
参考文献
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网损优化 篇6
分布式发电(Distributed Generation,DG)技术的快速发展,在全球引起了广泛的关注。DG指的是直接接入配电网或用户侧的灵活发电系统,功率等级一般在几十千瓦到几十兆瓦之间。DG条件下的配电网是一个多电源的网络,中小容量DG的投入和切除将会对电力系统造成很大的影响。DG的并网与解列对于大电网的电压稳定性、电能质量、继电保护和可靠性等都有一定的影响,相关的评价和研究方法已经有很多[1,2,3]。文献[4]分析了在线路不同位置接入DG对配电网线路保护和重合闸的影响,指出在线路或系统出现任何故障均快速切除DG的前提下,DG不会对原线路保护产生负面影响。文献[5]研究认为位于负荷中心的DG系统对配电网的电压分布有重大影响,影响程度与DG的接入位置和注入容量关系密切。
同时DG系统的引入,必然会改变配电网的潮流分布,也会对网络损耗产生重大影响,而不同的接入位置、负荷容量、接入方式和运行方式对配电网造成的影响也不同[6,7,8]。文献[9]从网损产生的本质出发理论分析了电网线损产生的物理分布机理,文献[10]提出了一种计及三相不对称和负荷分布不均匀性的低压配网理论线损改进算法。这些都对DG并网时的线损分析起到了理论支持的作用。文献[11]通过无功优化来研究DG并网的降损方法。
对于DG并网对配网产生网损影响的评估方法却略显薄弱,缺乏可以深刻反映不同的DG并网对网损变化影响程度评价准则。本文在传统线损理论和DG并网的数学基础上提出了网损影响因子的概念,包括网损贡献度和网损分配率两个部分,网损贡献度反映了DG并网对全网有功损耗的影响程度,网损分配率表征DG并网投运后引起的网损增量占其发电有功功率的比重。最后通过算例列举计算方法,并通过网损影响因子的值进行讨论,从而得出不同DG并网的调度建议。
1 网损影响因子
网损影响因子的定义分为网损贡献度和网损分配率两个部分。二者从不同侧面表征了同样条件下,不同的DG并网时,由其自身引起整个配电网网损的变化程度。网损贡献度表示一个DG并网后使得配网网损增大的程度,可以用来指导整个配网网损费用在每个DG上的分摊;网损分配率表示一个DG并网后,单位发电量中由它引起的配网网损所占比重,可以用来指导每个DG并网的计划有功发电量。
1.1 网损贡献度(PLCD)
单个DG并网的网损贡献度为
式中:CLi为第i座DG并网对配电线路的网损贡献度(%);ΔiP+为第i座DG并网时全网的有功损耗,单位k W;ΔiP-为第i座DG停运时全网的有功损耗,单位k W。
全部DG并网的网损贡献度为
式中:CLΣ为配电线路所有DG并网对全网的网损贡献度(%);ΔPΣ+为所有DG并网时全网的有功损耗,单位k W;ΔP∑-为所有DG停运时全网的有功损耗,单位k W。
网损贡献度表征DG并网对全网有功损耗的影响程度,即DG并网引起的全网的网损增量与并网前全网网损量之比。若网损贡献度为正值,值越大表示DG并网对配电线路的网损增加越多、所应承担的网损分摊比例越大;若为负值,绝对值越大,使得全网网损降低的越多。可根据网损贡献度来判定各个DG并网对于全网网损变化的影响程度大小。
1.2 网损分配率(PLDR)
单个DG并网的网损分配率为
式中:LPi为第i座DG并网的网损分配率(%),表示第i座DG投运后引起的网损增量与其发电有功功率之比;ΔiP+为第i座DG并网时全网的有功损耗,单位k W;ΔiP-为第i座DG停运时全网的有功损耗,单位k W;Gi为第i座DG的有功出力,单位k W。
全部DG并网的网损分配率为
式(4)中:LPΣ为配电线路上所有DG并网的网损总分配率(%),表示全线所有DG投运后引起的网损增量与所有DG总发电有功功率之比;ΔPΣ+为所有DG并网时全网的有功损耗,单位k W;ΔP∑-为所有DG停运时全网的有功损耗,单位k W;GΣ为全部DG的有功出力,单位k W。
网损分配率表征DG并网投运后引起的网损增量占其发电有功功率的比重。若为正值,其值越大表示其单位发电功率所带来的全网有功损耗增量越大;若为负值,表示DG并网降低了全网有功损耗。可根据网损分配率来判定不同的DG并网时发出同样有功功率之中损耗功率的含量。
2 典型线路算例分析
2.1 DG配电网简况
分布式电源具有节省能源、环保低碳、投资成本少、占地面积小等特点。根据所使用的能源类型,DG可分为化石能源(煤炭、石油、天然气)发电与可再生能源(风力、太阳能、潮汐、生物质、小水电等)发电两种形式[12]。分布式电源有独立的发电设备和其就近联网成片供电的小电网。分布式发电并不是一个全新的概念,现在的小水电、风能、太阳能以及早期的小火电、小热电也属于分布式发电。小水电作为DG的一种,在我国南方分布广泛,是具有中国地域特色的DG形式,研究DG中的小水电上网的线损影响符合我国国情[13,14]。因而本文以小水电作为DG代表,选取某市的一条有多个小水电站分布的典型线路来进行相关的计算和分析。
表1和图1分别为该系统的整体情况,图中标注字母处的圆为小水电站,黑点处为负荷点。
2.2 网损贡献度
根据丰水期的数据进行潮流计算可得各条线路上的损耗。表2为计算得到的网损贡献度。
在9座小水电站中A、D和I水电站的网损贡献度相对高,A站更是高达65.65%,A的发电功率为369.175+j133.538 k VA,其接入配网输电主干线为长2.52 km的LGJ-35型架空导线,导线本身电阻较大,加之大电流流过,二者共同作用是造成全网线损增加的一个原因,另一个重要原因则是由A送出的电流加重了配网输电主干线的负担,即使是LGJ-120的导线,流经如此大的电流,仍会带来线路有功损耗的大幅增加。
由表2可见,小水电站投运后引起的网损增量与水电站的容量、并网线段截面和长度、接入配网的位置以及丰水期的大量功率倒送有着密切的关联。大容量、长线路、远离负荷区等因素都会产生大的网损增量。从CLΣ=674.25%可看出水电站丰水期的功率倒送更是造成网损高居不下的直接原因。
根据表2,所有的小水电站并网均对配网网损的增加起到了推动所用,根据网损贡献度的大小可以指导各小水电站按比例分摊网损费用。
2.3 网损分配率
同样根据潮流计算可以得到各个水电站的网损分配率。如表3所示。
从表3来看,小水电站的网损分配率的大小并不与小水电的有功出力成正比关系,I电站的网损分配率最高,每千瓦发电功率所带来的网损增量最大,高达10.95%,但其有功出力仅为A的1/3,G的网损分配率最低,但也达到4.90%。这表明,在丰水期小水电发电并网一般都使得配电网增大了有功损耗,且通常都占小水电有功出力的5%以上,小水电的有功出力只是决定网损变化的重要因素之一。
依据网损分配率的大小,可以指导某些高灵敏度的水电站制定较为合理的发电计划,有效减小其对配网网损的影响程度。网损分配率与网损贡献度的分布规律并不一致,小水电站的网损分配率与网损贡献度同时受到网络拓扑和水电发电容量的影响。处于配网线路末端的水电站其网损分配率更高,如B、C、D和I电站,因为其发电功率要倒送至馈线端需要经过更长的距离,所造成的网损也更大,这也解释了网损分配率的变化与小水电有功出力不一致的情况。发电容量大的水电站其网损贡献度也相对更大,如A、D和I电站,即使其网损分配率较小,但大容量的发电倒送功率仍然会带来更多的有功损耗。
因此要评估一个小水电站的发电对于配网网损的影响程度,应该综合考虑网损分配率与网损贡献度,抓住影响网损的主要因素。
3 结论
网损优化 篇7
中国对配电网一般采用闭环方式进行规划,但配电网在实际运行中一般采取开环方式。这主要是考虑到辐射状网络运行简单,短路电流、开断电流小以及保护控制简单易行等特点[1]。这使得配电网中存在大量的联络开关和分段开关。通过这些开关的不同组合,可以改变配电网供电路径,优化网络结构,达到消除过载、负荷均衡、网损减小等目的,可以改善网络运行的经济性和可靠性。理论上,配电网网络重构是满足一定约束条件下的多目标非线性组合优化问题[2]。自1975年网络重构被提出以来,研究形成了以下几类算法。
1)数学优化法。该类算法利用数学理论中的优化原理进行重构,包括线性规划[3]、分支界定法等。数学优化法不依赖于网络初始状态,可得到最优或近似最优的网络结构。但其属于“贪心”算法,计算量大、计算时间长,不满足配电网重构在线应用要求。
2)支路交换法[4]。该方法首先合上一个开关形成单环网,利用网损估算公式计算出网损减小最多的开关打开形成辐射网。支路交换法潮流计算次数少、计算速度快,适合于在线应用。但结果依赖于网络初始结构,不一定能得到全局最优解。
3)最优流模式法[5]。该方法首先把配电网中所有联络开关闭合形成弱环网,然后进行最优潮流计算,打开最优流最小支路上的开关,重复操作,最终网络变为辐射状。该方法计算相对简单且计算速度较快,但其理论依据不足,容易陷入局部最优解。
4)人工智能算法[6,7]。该类算法包括遗传算法、模拟退火算法等。人工智能算法不依赖于初始网络,可以得到全局最优解,但其计算速度慢,不适于配电网重构在线应用。
网络重构文章中针对配电网网损减小所提出的重构方法较多,但受到方法的重构速度和配电网规模的限制,使得重构的在线应用实例较少。本文从配电网重构在线应用出发,以减小配电网网损、提高运行经济性为目标,提出一种基于馈线偶的快速减小网损的网络重构方法。重构中首先以馈线偶为单位,利用最佳转移负荷公式计算出最佳转移电流值,然后计算馈线偶内不同分段开关所能转移的电流值,找出与最佳转移电流最接近的一个,其对应的分段开关即为最佳分段开关。利用估算公式可以快速找出最佳分段开关,有效减少潮流计算次数从而提高重构效率。全网重构时,借鉴“最优流”算法启发原则[5],依据联络开关两侧压差大小顺序对所有馈线偶进行重构,并利用馈线偶“优化标记”的标定与消除,避免重构死循环,最终实现全网网损最小,得到理想重构结果。
1目标函数及约束条件
1.1目标函数
在介绍目标函数前,先对馈线偶概念进行简单介绍。在配电网中,某一联络开关逆潮流方向总可以搜索到两个不同的电源点p和q,把包含电源点p和q、馈线支路和联络开关在内的供电网络称为一个馈线偶。两条馈线中,带负荷重的一条称为热馈线,另一条称为冷馈线。
本文以馈线偶为基础对配电网进行重构,目标为全网网损减小。即通过分段开关与联络开关不同的组合,改变网络结构进而改变电网的运行状态,最终达到全网网损减小的目的。目标函数如下式:
式中:Ri,Pi,Qi,Ui分别为第i条支路中的电阻、有功功率、无功功率和母线电压。
1.2约束条件
进行配电网网 络重构时,须满足以 下约束条件[8]。
1)节点电压约束
式中:Uimin和Uimax分别为节点i的电压下限和电压上限。
2)支路容量约束
式中:Simax为支路i的最大载荷量。
3)潮流约束
式中:Pk-1为首端母线注入功率;Pk为末端母线注入功率;PLk为末端母线所带负荷。
4)网络结构约束
在网络重构时还应满足网络结构的约束,即重构后的配电网应为辐射状。
2基于馈线偶的快速重构方法
2.1单一馈线偶网损减小重构
本文配电网网损减小重构方法以馈线偶内的网损减小重构为基础,依次进行重构。通过优化标记的标定和消除,最终实现全网网损减小的重构目的。馈线偶内重构过程中忽略配电网三相不平衡,用单相图代替三相图,且重构前所有不能通过联络开关转移的负荷已全部集中到主干馈线上。在介绍馈线偶内网络重构过程之前,先对馈线偶内网损估算公式及简化公式进行简单介绍。
假定将馈线偶内的联络开关闭合,任意打开其他一个分段开关,负荷从馈线Ⅱ向馈线Ⅰ转移一组负荷,则因负荷转移引起的网损变化可估算为[4]:
式中:D为从馈线Ⅱ断开并连接到馈线Ⅰ的母线集合;m为馈线Ⅰ上将与馈线Ⅱ的转移负荷连接的联络母线;n为馈线Ⅱ上将使转移负荷与馈线Ⅰ连接的联络母线;为母线i的电流;和分别为两侧电源点到联络开关两侧的压降;Rloop为联络开关闭合后馈线偶的电阻和。
式(5)中等式右边第2项恒为正,只有第1项为负才有可能降低网络网损。因此在馈线偶内,应将负荷从负荷节点压降大的一侧转移到压降小的一侧,即将负荷从热馈线转移到冷馈线,才能达到降低网损的目的[9]。
对于无功补偿良好的配电网[10],可以将公式中的变量取实部,即忽略掉无功潮流和无功引起的沿线电压降,则式(5)可以转化为:
将记作Ix,则式(6)可写成:
对式(7)进行求导,令导函数等于零,可以求出函数取极值的点,有
网损减小的极值为:
通过上述介绍可以得知,在馈线偶内进行网络重构时,当通过开关操作转移有功电流值接近Iopt时可以得到最佳的重构效果。
配电网馈线偶内的重构过程如下。首先根据潮流计算结果得到联络开关两侧节点压降,利用式(8)求出最佳转移 电流Iopt。根据负荷 转移的启 发原则,应将负荷从热馈线向冷馈线进行转移。假设联络开关闭合,然后依次判断并计算热馈线一侧通过分段开关打开所能转移的电流值Ix,并将这些值分别与最佳转移电流值Iopt进行比较,将与其最接近的电流值所对应的分段开关作为最佳分段开关。通过最佳分段开关与联络开关的配合,可以实现馈线偶内的最佳负荷转移,实现该馈线偶内的网损最小化,达到馈线偶内的重构目的。馈线偶网损最小的重构流程如图1所示。
2.2以馈线偶为基础的全网网损减小重构
本文提出的全网重构方法建立在单一馈线偶重构的基础之上。重构之前,以单一馈线偶联络开关两侧节点电压降的差值为依据,对全网的馈线偶从大到小进行排序,作为重构的顺序。在重构过程中,为避免针对某一馈线偶重构不成功而造成的重构死循环,利用“优化标记”对馈线偶进行标记。
进行全网重构之前,利用“优化标记”将所有馈线偶标定为待优化。按照上述重构顺序,对压差最大的馈线偶进行重构,重构结束后将“优化标记”标定为已优化。依次对单一馈线偶进行重构,直到所有的馈线偶全部被标定为已优化,实现全网网损最小的重构目标。因此,“优化标记”除了防止重构死循环外,还起到网络重构结束标志的作用。基于馈线偶的全网负荷均衡化的流程如图2所示。
全网负荷均衡步骤如下。
步骤1:找出全网 联络开关,根据潮流 计算结果,计算所有联络开关两侧节点电压压降差值。
步骤2:将步骤1中所求差值从大到小进行排序,放入列表A中,并与馈线偶相对应,所有馈线偶标定为待优化。
步骤3:取出列表A中所有待优化馈线偶中联络开关两侧节点电压压降差值最大的馈线偶,按照单一馈线偶重构方法进行重构。
步骤4:将步骤3中重构后的馈线偶标定为已优化,并对该馈线内的联络开关位置进行判断。若联络开关位置发生变动,则转步骤5;若开关位置未发生变动,则转步骤7。
步骤5:重新对重构后的馈线偶进行潮流计算,得到馈线偶各处电压。
步骤6:把所有与实施重构的馈线偶直接相连的所有馈线偶中标定为已优化的联络开关再次标定为待优化,并将这些馈线偶联络开关两侧节点压降重新计算并更新到列表A中。
步骤7:判断列表A中的所有馈线偶是否已经全部标定为已优化。若存在待优化联络开关,转步骤3重复上述过程;否则结束重构过程,全网重构结束,给出重构结果,即开关操作列表。
2.3关键点分析
1)快速性。本文方法以单一馈线偶作为基础进行重构,只有当全网潮流初始化获得初始潮流数据时进行全网潮流计算。重构过程中的潮流计算都是针对单一馈线偶而不必进行大规模的全网潮流计算,相比于其他重构方法大大减少了重构所需时间。此外,馈线偶内进行重构时,利用支路交换法中公式的改进形式,直接估算馈线偶内的最佳转移电流,避免了相对耗时的多次潮流计算,缩短了重构时间。
2)创新性。单一馈线偶重构完成后,需要进行全网重构。本文利用联络开关两侧压差大小不同依次对馈线偶进行重构,保证了整个重构的有序性。
重构过程中若某一馈线重构不成功,或重构后该馈线两侧节点压差值仍不是全网馈线偶中的最大值,将会造成重构死循环。为了避免重构中上述情况的发生,采用“优化标记”的方式对所有馈线偶进行标定。当某一馈线偶重构不成功或者重构后馈线偶两侧节点压差值仍不是最大的情况下,也将其标定为已优化,则可以顺序进行其他馈线偶的重构。
同时该“优化标记”还可以作为全网重构结束的标志,即当全网所有馈线偶均被标定为已优化后,全网重构结束。
2.4与最优流模式法对比分析
本文方法重构时为单一馈线偶重构,即每次操作只是闭合一个联络开关形成环,然后利用估算公式重新打开该环。最优流模式法则是在不考虑配电网辐射状约束的前提下将全网所有开关闭合,形成多环网。简化后进行最优电流分布计算,断开最优流模式下流过电流最小的开关。重复上述操作,直至网络重新变为辐射状。两种方法本质上同属于网络重构中的启发式算法,启发式原则相同,均采取联络开关断口电压作为重构依据,但也有所不同,主要区别有以下几点。
1)重构初始状态不同:本文提出方法重构初始状态为辐射状网络,最优流模式法则将网络所有开关闭合,重构初始状态为环网。
2)启发原则中“断口压差”不同:两种方法均采用联络开关两侧压差即“断口压差”作为启发原则,但并不相同。本文方法中的“断口压差”为辐射状网络中断开的联络开关“端口压差”;最优流模式法中的“断口压差”则为环网中的闭合开关两侧压差。
3)重构速度不同:本文方法重构中均为单一馈线偶内环路,仅潮流初始化时需要全网潮流计算,重构过程中均为单环潮流计算;最优流模式法潮流计算则需要多次进行大规模环网潮流计算,重构速度相对较慢。
4)重构结果分析:两种方法均为启发式算法,重构结果并不能得到全局最优解,均可能陷入局部最优解。且本文方法重构结果对网络初始状态敏感,因此两种方法结果不一定相同,但都对实际网络的经济运行具有指导意义。
3算例验证及分析
针对本文所述方法,利用计算机编程进行实现。对两个典型算例的快速有效性进行了验证,给出重构前后结果并进行了对比分析。
算例1为一个广泛采用的简单三馈线系统,如图3所示。该系统共包含16条支路、16个节点,其中虚线表示断开线路。系统额定电压为23kV,并假定每条出线处电压均为额定电压。整个系统所带负荷功率值为(28.7+j17.3)MVA(忽略各节点无功补偿功率值),其各节点负荷情况如表1所示(基准电压为额定电压,基准容量为100MVA)。此外,馈线偶内重构时,只有网损减小超过1kW时才认为满足重构收益,允许重构。
利用本文方法对图3所示系统编程实现网络重构,重构中单一馈线偶重构平均耗时0.05s,系统重构共耗时0.2s,可以快速得到重构结果。全网重构结果如表2所示,其中TS5,11表示节点5和11之间的联络开关,其他类同。
算例2为一个185节点实际 配电网系 统,如图4所示。已将不能通过联络开关转移的负荷集中到主干线路上,可通过联络开关进行负荷转移,负荷单位为kVA。图中共涉及4座变电站,13个变压器及其引出馈线,包括20个联络开关和45个分段开关。配电系统的网络额定电压为10.5kV,并假定各馈线 出线电压 均为额定 电压,总负荷为91.58 MVA,各负荷的功率因数为0.9。
此外,馈线偶内 重构时,只有网损 减小超过1kW时才认为满足重构收益,允许重构。
同样利用本文介绍方法,对图4中的185节点系统编程实 现网络重 构。全网初 始潮流计 算用时0.7s,全网重构共进行22次单一馈线偶重构,单一馈线偶重构平均耗时0.05s,重构过程共耗时1.1s,整个过程总计用时1.8s,可以准确、快速地得到重构结果,完全符合在线应用的要求。将本文重构结果与文献[9]中算例进行比较,大致相同。全网重构结果如表3所示。表4所示为文献[9]中所述方法对185节点系统重构前后的结果对比分析。
根据表3和表4对比可以看出,本文方法与文献[9]中方法得到的仿真结果大致相同。其中仅有联络开关TS3,TS43,TS44的移动位置不同,两种方法中网损和电压的初始值及重构后的值也不相同。原因是由于本文中负荷的功率因数为0.9,但文献[9]中给出负荷的仅为视在功率,并未给出具体的功率因数,导致两者初始数据不同。但两种方法中联络开关位置移动趋势相同,网损及最低电压的变化趋势也相同,均可以起到减小网损的目的。通过对比,可以证明本文方法的正确性。
由上述两个算例结果分析表明,本文方法对于配电网网损减小的全网重构有比较明显的效果,重构速度快、耗时短,可以满足在线应用的目的,提高了系统的运行经济性。此外,通过结果数据也可以看出,该方法对于全网最低点电压的提高也有一定的促进作用,可以降低网络运行风险。两个典型算例验证了该方法的快速有效性。
4结语
作为配电自动化系统的高级应用模块[11],网络重构越来越受到重视。加上人们对于供电可靠性的要求越来越高,配电网中的联络开关与分段开关的数目也不断增多,为配电网网络重构提供了良好的应用基础。配电网网络重构也必然随着智能电网的不断推进和配电管理系统的快速发展而得到更广泛的研究[12],最终达到实用化程度。