实时线损计算（精选7篇）
实时线损计算 篇1
1 10 k V线损实时计算系统的基本功能
1) 系统的管理功能。该系统具备数据管理、用户权限管理、终端运行管理、设备资产管理、终端资产管理、SIM卡资产管理、客户信息管理等、客户安全用电管理、报表管理、远程抄表等管理功能。
2) 系统应用功能。系统能够实现数据采集功能、负荷数据采集、电能量数据采集、抄表数据采集、工况数据采集、电能质量数据采集等应用功能。
3) 数据处理功能。系统具备事件告警、计算、统计分析功能、数据合理性检查和分析、远程计量故障分析等数据处理功能。
4) 异常告警处理功能。终端实时采集、分析表计数据。具备非正常用电报警、短路、分流报警、电能表参数更改报警、电表失压报警、负荷过载报警、电能表异常报警、电表通讯异常报警、终端上电、停电报警、表计故障报警、网络通讯异常报警、主站设备异常报警、终端异常报警等异常告警功能。
5) 远程抄表。可根据电能量电费结算的需求, 主站定时、完整的采集客户的电能量数据;通过RS485数据通讯接口或其它多种接口方式, 系统的终端能够抄录表计提供的各项示度数据;支持手动实时抄表、自动定时抄表、预约抄表等多种方式;支持自动定时抄表失败时按照用户设定的策略自动补抄, 自动补抄次数可以修改, 补抄失败则提供失败名单。
2
1) 保证所有的抄表子系统正常运行, 检查每个抄表系统的异常情况, 统计出不能正常抄表的终端, 要分析原因 (终端故障, 通讯故障, 主站故障) , 形成相应的工作单发给相关部门。2) 统计A、B、C、D类电压监测系统中的异常电压, 统计出电压合格率不合格的一些监测点, 形成报表发送给相关人员。3) 接收调度发送的关于手拉手, 旁路代供等线路改变情况, 及时调整系统中相应的线路档案信息, 保证计算线损的准确性。4) 统计线路的线损情况, 将线损率异常的线路形成报表发送给线损专工, 使之及时处理。5) 对一些需要算费的用户, 核查每天采集的电量信息, 查找电量异常情况。6) 统计一些用电异常的大用户, 形成报表, 发送给营销部, 进行分析。7) 定期核查用户档案信息, 保持与营销MIS系统的档案一致, 如图1所示。
1) 系统通过变电站终端、各配电变压器终端、高压用户终端采集终端实时数据信息上传至主站 (信息集成平台) 。2) 主站对上传的数据信息进行汇总分析, 形成供售电量数据结构, 进行线损实时计算。3) 通过WEB发布平台对线损计算结果进行实时公布, 同时实时公布采集到的终端的各项数据、异常报警等信息。4) 线损管理人员通过WEB界面了解10 k V线路的线损完成情况, 如图2所示。
3系统的科学性、先进性、创新性
1) 该系统主要收集配电台区现场运行数据, 存入数据库, 进行整理、分析, 使管理者及时、准确、直接了解负荷变化情况、线损完成情况、设备运行情况。在线损统计, 提高供电质量, 提高供电可靠性等方面都发挥着积极的作用。
2) 在线损管理方面, 即为分电压、分线路、分台区统计考核线损率提供了可靠的数据, 又解决了当前配电变压器抄表困难及人为抄表差错的发生。
3) 该系统所有数据为实时数据, 为及时找出管理上的薄弱环节, 实现线损的可控、在控提供了强有力的条件。
4) 实现了三相电流、电压、电能表指示数等数据的实时上传及计算。同时在线检测客户用电设备的运行情况, 能够远程控制客户用电情况。
5) 线损率出现异常后, 管理人员可及时看到线路所出现的异常告警, 有针对性地进行现场调查, 查找出原因。
4结论
10 k V线路线损实时计算范围主要针对公司有损10 k V线路。通过10 k V线损实时计算系统的应用, 实时的对各项数据进行统计分析, 能够及时有效的解决10 k V线损管理中出现的各种问题, 在降低10 k V及低压线损方面起到了非常重要的作用, 能够为供电企业带来巨大的经济效益、管理效益、社会效益。
摘要：10kV线损实时计算系统充分利用电量计量系统已有的技术资源;系统符合技术先进、功能实用的要求;系统功能分层、满足分层功能扩充的要求;系统满足适应性强、人机界面友好、灵活、方便的要求;系统可信息多向传输、相互查询。
关键词：10kV线损,实时计算,系统
线损计算分析在降低线损中的作用 篇2
关键词：电网线损；线损计算；降低线损
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）26-0031-02
线损计算分析能够全面系统地衡量一个供电企业的综合管理水平，是供电企业的日常管理工作当中一项极其重要的经济技术指标。它的产生主体分为两个方面：一是管理线损，一个是理论线损，即技术线损，下面我们就目前的现状来分析两个方面所面临的问题：
1 线损管理的现状、存在问题
影响线损管理的重要因素：（1）架空线路运行管理；（2）变电站运行管理；（3）配电线路运行管理；（4）用户侧用电管理。
下面简要说说四个方面所面临的管理问题：
1.1 架空线路的运行管理
基本措施：建设线路运行管理的组织机构，各岗位人员开展各项工作必须遵循运行规程；对各种规程、图表、技术资料和各种记录进行健全；对带电作业技术进行推广；巡线人员按期巡视每条线路，其中包括正常巡视、夜间巡视、故障巡视。
1.2 变电站运行管理
变电站运行的主要任务包括电力设备的运行操作和维护管理工作。因而，我们必须提高技术人员的素质和变电运行管理水平。电气误操作是变电站人为责任事故的主要表现，它会带来严重的后果，有可能造成人身伤亡、电网瓦解和设备损坏。管理人员没有严格执行操作票制度、违章操作常常会引发电气误操作的发生。防止人为事故的方法有：一是提高管理人员的思想素质；二要靠规程制度、责任制的落实；三要靠技术管理与人员技术素质的不断
提高。
1.3 配电线路运行管理
主要包括配变的空、轻载运作；对未能及时投退的电容器进行补偿；如果配电变压器没有按照季节的不同负荷改变，去对电压档位进行调适，这将会造成电能损失。也即是未能根据季节性来对主、配变压器分接头位置进行调整，因此造成运行电压不能够维持在额定状态下进行运作；也未能做到及时的对低压三相负荷进行衡量以及倒负荷工作。
1.4 用户侧用电管理
1.4.1 在对营业进行管理时所产生的损失：主要包括了用户在用电时违反相关的规章制度或者进行窃取用电、在进行抄表时发生抄漏或者抄错、功率因数太低、营业核算出错、倍率不符等这些所产生的电能损失。
1.4.2 在对计量技术进行管理时所产生的损失：主要包括计量装置所产生的差错或者连接线时出错（表计和互感器没有按照预定的周期进行校验和轮换，在完工进行验收时对用电计量装置检查不够仔细）；用电计量装置的产品不符合要求或者标准表在进行校验时超过了允许的误差范畴，从而使一些已经经过校验的电能表在超误差的状况下继续运作；二次回路的连接导线不合格；电压互感器的二次回路没有进行良好的接触，电压损失超过了所允许的范畴等所形成的计量损失。
2 电网传输过程中产生的理论损耗
目前线损管理上对理论线损有两种算法：一是潮流算法，二是分段算法。第一种需对各个节点的实时数据进行实时核算从而得出系统中大概理论线损，但由于其需要的数据量时刻在变化，导致其具有一定的不确定性，另一种是将整个电网的不同设备进行单个计算，然后求和得出其总值，这种算法对其运行各个设备之间的互相影响并没有考虑进去，得出的是一个静态值，但相对而言，比较好操作，所以目前深圳局的理论算法采用的是第二种。
3 重视线损计算分析在降低线损中的作用
在进行降损工作时，显得尤为重要的是线路的经济运行。要发掘出经济线损率和降损工作的能力，我们必须对线损进行理论计算。要保证在管理线损工作时做出好成绩，必须很好地掌握线路的负荷分布和变化规律，分析整个线路的负荷系数的经济运行区域。
据了解，目前我国城市的电力网中线路的固定损耗很不平衡。平均大约为百分之七十，而大部分只在百分之五十五到百分之八十五之间。在对我国当前的线损率进行统计后发现，我国远远未能达到理论线损率，而所说的理论线损率也和最佳状态不挂钩。与此同时，相当多的配电线路都在进行轻负荷运行，原因在于在线路上的配电变压器的综合负载率也没有达到综合经济负载率。供电企业应当对此采取措施进行管理，然而，供电企业却没有予以足够的重视。
4 降损的技术措施
降损的技术措施包括建设性措施和运行性措施。
4.1 建设性措施
加大投资金额，更新原有设施，从而降低线损。具体可以从以下四方面考虑：
4.1.1 加速对耗能变压器的革新。为了降低变压器自身损耗，可以选择S11系列的低耗能变压器或者非晶合金变压器。
4.1.2 增加建设线路回路，选择大截面导线。比较经济电流的密度进行时的最大负荷和与之相对应的最大负荷利用小时数，如果出现了负荷电流假设超出了此导线的经济电流数值的情况，那么必须假设第二回路，而应该减少负荷电流或者换掉导线，还要增加导线。
4.1.3 及时增加必要的无功补偿设备，优化配置电网无功。无功补偿遵循“分级补偿、就地平衡”的原则，将集中和分散以及随地补偿互相结合起来，提高功率因数，减少损耗。把无功补偿装置安装在低压线路中，当进行无功补偿措施时，把电网的电力率维持在0.9以上。
4.1.4 及时对计量装置进行革新。把用电计量装置安装在供电设施产权界处，此外，还要不断提升计量装置的准确度。利用86系列宽幅度电能表或者电子式电能表以及防窃电能表，让降损能够达到最低。
4.2 运行性措施
4.2.1 将线路升压引入城区和大工业负荷区：在负荷不断增加的情况下，线路中产生的损耗增大的情况也接踵而至。除此之外，还引发了电压质量的一些问题。因而，我们必须引进更高一级的电压线路，更新改造城网，从而优化降低损耗的效果。
4.2.2 简化电压层次，减少重复变电容量：为进一步减少损耗，不需要经过10kV电压等级的变压，我们可以将35kV电压引进县城或大工业，供电采用35/0.4kV直变。
4.2.3 最佳的运行方式是选择避免迂回供电：避免迂回供电或近电远供，从而减少线损，达到减少对末端电压质量影响的目的。
4.2.4 加大导线的截面：为降低损耗，必须减少线路的总电阻，那就是说要增大导线的截面。
4.2.5 合理选择，将变压器容量控制在经济运行状
态中。
4.2.6 新型节能型变压器的运用范围进行扩大：目前深圳已要求新装变压器都是S9系列以上的，绝大部分都是S11，主要在配变更新中要针对旧款变压器进行更新，果断地舍弃老型号的高损耗变压器。
4.2.7 尽可能地平衡配备三相负荷：没有平衡配变低压侧三相负荷常常会导致出现损耗大的现象。不平衡度越高损耗就会越大。如果出现了该现象，变压器的使用寿命会出现缩短的情况。
4.2.8 处理导线接头。导线接头只有比较小的接触电阻，电阻剧增会发生线损。
4.2.9 加强电力线路的维护和提高检修质量。对线路进行有规律的巡查，从而减少因接头电阻过大而引起损失事件的发生。
4.2.10 实施无功补偿，增强功率因数：安装电容器进行无功补偿，将电网电压和功率提高，从而降低系统无功电流输入。这在降低系统的损耗与节约能量时发挥了重要的作用。如表1的数据显示着提高功率因数和降低损耗之间的联系。
5 结语
总的来说，要更好地落实降损节能，要进一步加强线损的管理，应当更加重视对理论线损计算和分析工作的落实。管理线损是为了达到在理论线损计算中所得到的结果的水平，为了能够更好地管理线损，运用经济线损率来进行指导刻不容缓。由此可见，为了给理论计算带来更好的帮助，供电企业应立足实际，对工作进行管理，对理论线损计算进行基础准备。我们必须不断地积累关于线路或设备的参数资料以及负荷的改变等方面资料，从而得到更加精准的理论计算结果。
参考文献
[1]国家电力公司农电工作部.县供电企业管理[M].北京：中国电力出版社，2012.
[2]齐义禄.节能降损技术手册[M].北京：中国电力出版社，2013.
[3]电力部.国家电力公司电力网电能损耗管理规定
[M].北京：中国电力出版社，2011.
[4]虞忠平.电力网电能损耗[M].北京：中国电力出版社，2012.
实时线损计算 篇3
智能电网利用现代通信手段和计算机技术实现发电与用电之间信息双向流动。得益于强大的信息采集、分析与控制能力, 智能电网具有自我修复、自适应性强、安全可靠和经济高效等优势[1]。当前智能电网正朝着信息化、数字化、自动化和互动化方向发展[2]。
为了对智能电网运行情况进行监测, 配电线路始端和变压器处都装有量测终端, 每隔一定时间自动将测量数据传回供电局。对于配电网中的量测终端, 当前技术难以保证较高的同步性, 同一时刻传回的数据可能是不同时刻的测量值, 只能称为准实时数据。这些数据分散存储于供电局的不同系统中, 没有实现数据共享, 缺乏有效利用的方法。
线损率是综合反映电网企业规划设计、电网建设、技术进步、生产运行和经营管理水平, 衡量电网电能损耗高低的一项重要经济技术指标。配电网电压等级低, 线路和变压器电量损失大, 为了更好地进行线损管理, 运行人员对其实时性或准实时性提出了更高的要求。
当前配电网理论线损计算可以分为传统方法和智能算法2类[3,4,5,6,7]。鉴于我国配电网实际情况, 传统计算方法主要有等值电阻法、均方根电流法等方法。这些方法都是基于电流进行计算。传统计算方法采用的模型较简单, 不依赖很详细的运行数据, 适合手工计算。由于没有用到智能配电网中大量的量测数据, 传统方法的计算结果精度不高, 输出结果不够丰富, 不能满足电力企业对线损管理的要求。随着智能电网技术的完善, 配电网的线损计算可以采用的数据逐渐增多, 研究利用智能终端的准实时数据精确评估线损情况, 更好地指导降损工作, 在理论与实践上都有重要意义。当前智能电网的建设还处于起步阶段, 配电网自动化覆盖率低, 可以采集的数据较少, 甚至只能获得馈线始端电压、注入的电流和功率。供电局的不同系统中存有大量准实时数据的历史记录, 有些系统能够提供实际的负荷曲线, 若能加以有效利用, 则可以在一定程度上弥补数据较少的不足。
本文提出一种准实时数据的配电网理论线损计算方法。利用线路始端节点注入功率和部分变压器量测终端的准实时功率, 估计出与实际运行情况相符的配电网潮流状态进行线损计算。与基于电流法的理论线损计算方法不同的是, 本文提出的方法以潮流作为状态估计结果, 不仅可以得到每条支路的线损情况, 还能比较精确地得到节点电压值, 进而对电压质量进行评估。本文方法可以满足在线计算要求, 其潮流结果可以作为降损优化计算的基础数据, 为降损措施提供数据支持。
1 配电网理论线损计算的优化模型
1.1 状态估计
智能电网的监测与调度离不开状态估计。状态估计利用冗余的测量数据, 获得最接近系统实际运行状态的估计值[8]。理论上当状态估计的结果与实际系统运行情况一致程度较高时, 估计结果计算的线损也应该有较高的精度。然而配电网呈辐射状、分支多, 从经济角度考虑难以像输电网一样在所有支路上安装量测装置, 量测数据的冗余度较低, 不能直接使用早已在输电网中广泛应用的状态估计方法。针对当前情况, 很多学者提出了一些适用于智能配电网的状态估计方法[9,10,11,12,13]。目前大多数方法需要事先知道所有负荷的功率, 难以应用到量测数据比较少的配电网上。
状态估计也称作滤波, 目的是尽量从被噪声污染的数据中提取出系统实际值。假设电力系统的测量值用z表示, 存在如下关系:
其中, 为状态量;为与状态变量有关的函数;为服从正态分布的量测误差。若以h (x) 表示量测量的真实值, 则式 (1) 具有明确的物理意义, 即真实值在传输过程中受到其他因素的影响, 各种误差叠加后得到测量值。状态估计中量测量多于状态量, 因而可以利用多余的量测资源重复量测, 提高状态量的估计精度。
1.2 智能配电网理论线损模型
相对基于电流法的方法而言, 以潮流法为基础的理论线损计算可以提供较为精确的结果, 同时也能提供较为丰富的结果信息。若能得到网架信息以及每个节点流入和流出功率的数据, 便可以利用任意一种方法求解潮流方程, 计算潮流状态和线损情况。受建设成本的限制, 即使智能配电网也难以在线路的所有位置安装量测终端, 且使用无线传输时易受外界影响, 不能避免数据丢包现象, 很多情况下无法获得每个节点的数据, 量测量的冗余度比较低。现场传回的量测量是准实时值, 传输过程中也会受到噪声的污染, 直接应用会带来较大误差。基于潮流的状态估计可以尽可能消除噪声对测量值的影响, 但在配电网量测量少于状态量时无能为力, 更不能估计出没有量测量的状态量。为了利用潮流对配电网进行理论线损计算, 本文提出了基于状态估计的智能配电网理论线损计算模型。
其中, 分别表示相应变量的上、下限;分别为负荷有功和无功功率, 即变压器低压侧运行数据, k为负荷数量;为节点电压, n为所有节点数量。通常状态估计的目标函数会引入量测方差的倒数作为权系数, 将不同量测量区别对待。实际应用中要想获得比较精确的量测方差是很难的, 除了依据量测装置的参数以外, 也需要参考运行人员的经验。
式 (2) 采用不带权系数的目标函数不但降低了模型的复杂程度, 也利于现场应用。式 (3) 是包含配电网所有节点的潮流方程。与传统的状态估计中的等式约束是零注入方程不同, 本文的等式约束是潮流方程。加入潮流方程有2个重要的作用:一是实际存在的配电网潮流状态必然满足潮流方程, 加入这个约束可以提高状态估计的合理性与估计精度;二是利用潮流方程可以推算出缺失量测量节点的信息。和输电网测量设备众多不同, 在配电网量测量冗余度比较低的情况下, 很难用状态估计常用的最小二乘法估计出所有状态量, 但状态量之间隐含着由潮流方程描述的电路理论上的联系。潮流方程是非线性的, 难以显式地给出描述各量测量间联系的数学表达式, 可作为等式约束利用迭代方法由一个状态量隐式地推出另一个状态量。
典型的状态估计是没有不等式约束的, 但本文模型引入的不等式约束对于提高状态量估计的精度有着重要作用。一般而言, 各节点电压都在额定电压附近, 用式 (4) 进行约束。式 (5) 、 (6) 中上下限可以通过历史数据获得。某些节点量测值的误差会对另一些状态量产生影响, 使得这些状态量的值偏离实际值较远。若没有不等式约束, 则这些偏离实际值较远的状态量又会影响另一些节点状态量的估计, 从而严重影响估计结果。不等式约束能够对可能偏离实际值较远的估计值进行限制, 将其箝制在合理范围内, 减少对其余节点的影响。
在不考虑其他电源的情况下, 用潮流法进行配电网线损计算时只需要知道负荷节点功率和电压。为了简便, 可以直接选择负荷功率作为量测量, 即:
其中, PD0和QD0分别为负荷有功、无功的量测量。
选择量测函数等于负荷功率, 即:
通常状态估计选择电压幅值和相角作为状态量, 完成估计后利用这些量计算功率、电流等其他量。本文为了估计负荷和计算分支线路、变压器的功率损耗情况, 选择
作为状态量, 其中, α为节点电压相角, 其余各变量的意义如前文所述。本文引入的潮流约束已经包含了负荷和电压之间的关系, 与传统方法估计完成后再计算负荷是等价的。
式 (2) — (6) 是一个有等式和不等式约束的非线性优化问题。式 (3) 是网络潮流约束, 式 (4) — (6) 与最优潮流中的安全运行约束一致, 只是表达的意义不同, 与最优潮流在形式上一致[14]。最优潮流的不等式安全约束是为了对系统进行控制, 将运行状态限制在安全范围内。本文的不等式约束没有对系统进行控制的目的, 只是为了限制错误数据对估计结果的影响。通常最优潮流以经济性作为目标, 得到一种系统的调节方案供运行人员参考。本文以减小状态量和量测量之间的差值作为目标函数, 是为了估计一种已经存在的系统状态。
本文针对配电网的特点, 利用了最优潮流的思想, 建立了配电网的状态估计。和传统的状态估计以多估少不同, 利用潮流的内在联系, 通过目标函数的实现和不等式约束箝制作用, 实现配电网状态估计以少估多的目标, 是最优潮流在状态估计中的一个新应用。
1.3 模型求解方法
配电网通常是辐射状运行, 为其专门开发的前推回代迭代法具有计算速度快、收敛性好和内存占用少的优点[15]。但是前推回代迭代法也存在难以处理PV节点弱环网的不足, 变压器π型等值和补偿电容等值的对地导纳也会导致潮流不收敛[15,16]。牛顿-拉夫逊法等利用了导数信息的方法, 可以用于输电网, 也可以用于配电网潮流计算中。这类算法虽然在计算过程中需要重新生成雅可比矩阵, 且配电网节点多也导致导纳矩阵规模较大, 但其收敛性与专门开发的配电网潮流算法相比并没有本质的劣势[17,18,19]。实际上由于利用了导数信息, 这类算法应该有更好的收敛性。优化问题的求解比潮流计算有更大的难度, 选择合适的求解算法变得至关重要。得益于现代计算机技术的进步, 配电网计算已不需要考虑内存占用和计算时间的问题, 为了保证收敛性应选择鲁棒性较好的算法。
由式 (2) — (6) 描述的问题的基本形式与最优潮流问题类似, 可以用求解最优潮流的方法进行求解。内点法是一种求解非线性优化问题的方法, 属于需要导数信息的一类算法, 能够实现最优潮流在线计算, 广泛用于求解电力系统最优化问题。本文采用文献[20]中的内点法求解基于状态估计的智能配电网理论线损计算模型。虽然文献[20]只是将内点法用于输电网, 但其应用范围也可拓展到配电网;且由于利用了雅可比矩阵和海森矩阵, 其应用到配电网计算中也具有稳定性好、计算速度快的优点。
2 智能配电网量测终端配置
为了适应智能电网的要求, 很多配电网在多处都装有量测终端采集并上传运行数据。由于分布区域广, 配变的运行数据常常通过GPRS网络传输到数据中心, 由此带来的一个问题就是信号不稳定, 有时甚至丢失信号。正常情况下量测终端每15 min采集一次数据并上传到供电局数据中心。
智能配电网量测终端的典型配置如图1所示。由图1可见, 并不是所有变压器上都装有量测终端, 现场量测终端覆盖率无法达到100%, 监测配电网实时运行情况存在一定困难。馈线由变电站母线引出, 头节点电压即为母线电压。头节点注入功率由变电站馈线出口处量测装置采集。可以假设变电站内采集的数据是没有被误差污染的实际值, 直接作为常数加入方程中。相对于变压器量测终端上传的数据, 变电站内采集的数据误差较小, 因而这样的假设是可以接受的。
正常情况下, 配电网量测终端会定时通过无线传输方式上传变压器运行数据到供电局的营配一体化系统。对于那些无法上传数据的配电网量测终端, 供电局会安排专门人员到现场拷贝数据, 然后导入系统中。当系统中的记录足够多便可以画出各个量测点典型负荷曲线。一般而言, 用户按其用电特性可以分为工业负荷、商业负荷、居民负荷3类, 其负荷曲线也有所不同。
图2中实线表示的是居民用户典型负荷曲线, 虚线表示的是考虑波动后的负荷上下界, 可以根据历史数据在典型负荷曲线基础上乘以一定系数, 得到其每个时刻运行的可行域。若预测负荷在某些节日会有较大变化, 可以适当增加2条虚线之间的距离。合理的上下界应考虑负荷可能出现的最大或最小值, 过大或过小都会影响模型的估计精度。进行计算时可以用典型负荷曲线作为初值, 以虚线值作为不等式约束中负荷的上、下界。
3 算例分析
3.1 算例介绍
现以1条实际辐射型配电线路为例进行说明, 采用现场数据进行计算。线路基本信息如下:节点数为206, 负荷数为62, 计算时刻为高峰期20:00, 线路总长为11.91 km, 线路主干线长度为3.59 km, 变压器总容量为22290 k V·A。
为了简化讨论, 认为典型负荷曲线的值与现场数据的值一致, 现场数据作为真值使用。除非特别说明, 分别在典型负荷曲线上乘以1.2和0.8作为负荷上、下界, 即认为实际负荷在典型负荷曲线的±20%范围内。线损情况只计算到10 k V线路及变压器。选择基准电压为10 k V, 节点电压标幺值为1, 电压上、下界标幺值分别为1.07和0.93。实际线损计算中用到的数据都不是真实值, 而是被噪声污染后的量测值, 为了模拟实际情况可以在真实值的基础上叠加一定的噪声。负荷节点处功率量测值由以下公式计算:
其中, Xi为量测值;为服从正态分布标准差σ=0.05的随机数;X0为真实值。
3.2 情形讨论
为了分析所提模型和方法的适用性, 分别考虑了智能配电网可能存在的4种情形。
a.负荷功率100%可知。
假设可以获得所有节点的功率, 这种情形模拟了配电网量测终端覆盖率100%且都正常运行的情况, 也是最理想的情况。此时目标函数式 (2) 中包含所有负荷的量测值, 所有负荷的量测值都按式 (10) 叠加噪声。
b.负荷功率50%可知。
假设有10个节点的负荷功率未知, 即只能采集到50%的数据, 这是与现场实际比较相符的一种情况。一般而言, 配电线路上既有供电局负责维护的公共变压器, 也会有用户自己购买和管理的专用变压器。出于经济上的考虑, 用户往往不会在专用变压器上安装与公共变压器一样的量测终端, 这部分变压器也不能实时上传负荷;受设备制造水平限制, 公共变压器上的量测终端也无法保证所有时间都正常工作, 总有出现故障不能上传数据的时候。这2个因素使得真正可用的数据比较少。这种情形下目标函数式 (2) 中只包含可知负荷的量测值, 量测值由式 (10) 叠加噪声得到。
c.始端功率可知。
假设只知道头节点功率数据, 这是最极端的一种情形。一些新建设的线路可能已经装有量测终端, 但在线路刚开始投入运行时还没有启用, 此时只能通过变电站内部量测设备监测线路的送电情况。在一些配电网自动化程度比较低的地方, 配电线路也只有来自变电站内部的送电数据。此种情形下目标函数式 (2) 中不包含任何一个量测量。
d.典型负荷曲线偏差大。
这种情形在始端可知情形下增加了对典型负荷曲线与实际负荷值差别较大情况的考虑, 这时依据典型负荷曲线设置的上界或下界较接近实际值。算例仿真时在62个负荷中随机选取5个, 认为其典型负荷曲线低于实际负荷25%, 为实际负荷的75%, 且实际负荷有60%的波动范围, 分别在其典型负荷曲线上乘以1.05和0.45作为负荷上、下界。又另随机选取5个负荷, 认为其典型负荷曲线高于实际负荷25%, 分别在其典型负荷曲线上乘以1.55和0.95作为负荷上、下界。
4种情形下的等式与不等式约束都要计算所有节点, 头节点功率不叠加噪声作为常数直接加入潮流方程中。
3.3 评价标准
借用状态估计相关标准进行评价, 仿真测试时统计了最大偏差率和估计误差统计值作为估计性能指标, 其中估计误差统计值和最大偏差率的计算公式分别为式 (11) 、 (12) [8]:
其中, 为估计值;为第i个量测函数;Si为真实值;一般认为JSM<1足以说明估计结果比较理想。式 (11) 和 (12) 表示的都是估计结果与真实值的偏离程度, 实际工程中真实值是不可知的, 若用第i个量测值zi替换Si则变成估计结果与量测值的偏离程度, 即:, x赞
3.4 分析和讨论
4种情形的估计性能指标示于表1、2中。负荷功率100%可知、负荷功率50%可知以及始端功率可知这3种情形依次代表了量测量个数由多到少的3种情况。由JSM和JSN的变化可见, 随着量测量个数的减少, 估计结果与真实值的差距也相应减小。其变化可以这样解释, 由于量测值是在真实值基础上叠加噪声得到, 2个值之间必然存在差别, 目标函数式 (2) 的作用是使估计结果尽量与量测值一致, 显然与量测值的偏差越大, 与真实值的偏差就越小。
现场数据的真实值是不可知的, 只能相信量测值比较接近真实值, 通过估计结果接近量测值来逼近真实值, 且量测量越多接近效果越好。由JZM和JZN的变化趋势可看出当可获取的数据量较多时, 估计结果与量测值的偏差比较小, 在负荷功率100%可知的情形中, JZM几乎为0。仿真结果与对模型的期盼一致。
始端可知的情形中, 目标函数对状态量的估计没有作用, 仍然依靠头节点功率以及潮流方程式 (3) 得到了估计值, 由表1、2中数值表明在该情形下与量测值和真实值的最大偏差都小于15%, 说明本文提出的模型能很好地克服配电网因数据量少而不能进行理论线损计算的问题, 在几乎没有量测量的情形下估计结果都有较高精度。
典型负荷曲线偏差大的情形下既没有负荷功率量测值, 典型负荷曲线也没有很好地给出负荷的上下界, 可用数据是所有情形中最差的, 导致估计精度相对较低。
值得注意的是, 4种情形下JSM都小于1, 全部符合状态估计的要求。随着量测终端的升级换代, 量测值的精度会逐渐提高, 易知在量测值与真实值相差很小的情况下估计结果便会和真实值基本一致。
估计性能指标表达的意义较抽象, 一般而言电力公司更愿意用合格率来评估状态估计的质量, 其计算公式如下:
利用文献[21]中的公式:
本文中αi取值3σi, σi=0.05。和zi分别对应正态分布的期望μ和随机变量。由概率论的知识可知, 正态分布概率密度曲线99.73%的面积在μ±3σ的范围内, 若zi与之间的距离大于3σ, 便认为小概率事件发生了, 所以这个点的估计是不合格的。若式 (16) 成立, 则认为点估计合格。实际生产中, 状态估计合格率要求达到98%以上[22]。
对3种情形下的合格率进行仿真测试, 结果如表3所示。
由于始端可知和典型负荷曲线偏差大的情形中没有量测值, 所以不计算合格点数。由前面估计性能指标的测试可知, 负荷功率100%可知和负荷功率50%可知的情形下估计结果都很理想, 表3中所有点估计合格也在意料之中, 满足实际工程应用要求。
获得各种状态量的估计结果后可以很容易地计算配电网线损情况。总的网损用下式计算:
其中, Pr为头节点有功功率;PD, i为状态值, 是PD中的第i个元素。式 (17) 得到的只是功率值, 实际线损计算中常用电量值。可以将线损计算时间等分为N个时间段, 利用
作为功率在时间段上的积分, 从而得到近似的电量。其中, Δti表示时间段长度, 本文选取Δti为15 min;Piloss表示在这个时间段内任意一点的瞬时功率。
为了进行比较分析, 4种情形下计算的网损与等值电阻法计算的损耗一同列在表4中进行比较, 所计算的总损耗为24 h总的有功损耗。等值电阻法采用文献[23]中介绍的公式。
本文涉及的是理论线损计算的内容, 并不对管理线损进行讨论, 下文提到的真实值都是理论计算的值, 而不是现场实际值。
由表4中的结果可以看到等值电阻法计算的网损与实际值相差较大。由于等值电阻法的基本思想是依据变压器容量对负荷平均分配, 没有考虑变压器负载率, 计算所用的均方根电流不能代表一整天的电流情况, 计算的理论线损与实际值差别较大。本文所介绍的方法在4种情形下网损的计算结果基本相同, 即使在典型负荷曲线偏差大时也能得到与实际值基本一致的线损计算结果, 这是因为虽然某些数值较小的估计值相对误差大, 但绝对误差并不大, 所以最终线损计算结果与真实值相差不大。
进行线损计算时不仅需知总的有功损耗, 还需知每条分支线路上的有功损耗情况, 从而找出损耗较严重的线路进行降损。直接用估计结果计算4种情形下20:00—21:00的线损。分支线路有功损耗的情况列在表5中, 由于数据比较多, 只以降序列出损耗最大的几条线路的有功损耗。类似地, 表6中也以降序列出损耗最大的几个变压器支路的有功损耗。
表5、6显示利用测量值计算的损耗误差较大, 4种情形下支路损耗与真实值基本一致, 说明本文提出的方法能有效克服量测值存在误差导致计算结果偏差大的问题。其中, 节点14、23之间线路的线损较大, 应仔细分析损耗较大的原因并提出整改措施。
4种情形下的电压分布如图3所示, 其中, 横坐标表示电压范围 (标幺值) , 纵坐标表示落入此范围的节点电压数;测量值即指用负荷测量值进行潮流计算后得到的电压。显然4种情形下电压分布与真实值基本一致, 而且都在正常范围内。
除计算各支路有功损耗外, 所得负荷值也可作为已知量计算最优潮流, 用优化理论制定降损措施。
4 结论
实时线损计算 篇4
1 10k V配电线路实时线损分析是营运的基础保障
1.1 实时线损分析所存在的问题
10k V配电线路的实时线损统计, 是无法通过系统数据的形式, 对实时线损进行监测和分析的。其主要原因有如下几点, 首先在客户的基础信息和实际的用电信息不相符, 这对实际的用电统计难度较大, 其次很多客户的电表计量装置还使用机械式, 根本不支持实时的电量收集, 有的地区电表的计量效果和终端形式存在兼容上的问题, 不能进行正常的电量采集。导致很多系统在实施采集方向急需改进, 并且在电量采集、数据推送等方面存在较大问题。
1.2 全面推进需求侧监测主站系统应用的重要途径
需求侧监测中心主站系统具备了10k V线路线损数据的实时化、信息共享化的基本特点, 相应的主要功能包括:
1.2.1 自动抄表和运行监测。实现变电站、公变、专用变客户及部分居民的自动抄表工作。
1.2.2 电量自动采集与监控。监测日供售电量总体情况。
1.2.3 实时监测线路、台区线损指标。
1.2.4 实时监测客户异常报警信息, 分析原因。基于以上功能, 开展10k V线路实时线损分析, 对系统应用的推进有较大的促进作用。
1.3 在营销管理方面加强控制手段
在10 k V实时线损分析过程中, 要将营销数据作为首要管理对象, 并且做到梳理、审核、要保证实际用电情况和营销数据的统一性, 这样就能够提高线损的实际监控能力, 并且在监测效率和准确性上提供保证。
2 如何开展10k V线路实时线损管理工作
2.1 完善线损管理机制
在线损管理中, 要将核心管理机制和组织结构的优化最为重点, 并且根据专人设立合适的系统管理后台, 10k V线路的管理指标作为主线, 并且对系统管理中的客户、计量点等进行数据分析和汇集。要查出问题存在的主要原因, 针对相关的管理部门进行实施的落实和处理。并且提高销售业务实施专业的管理和监督性。
2.2 深化管理系统
针对不同的线路要合理的对营销信息。用电量、数据传送、实际设备用电等信息进行和对, 要保证在进行影响的过程中能够形成良好的沟通范围, 并且组织营销、开发等部门进行综合性的探讨, 积极提高管理系统的实际应用能力, 并且将数据进行合理分配, 使其能够达到相关部门手中, 以提高数据利用效率。
2.3 数据资料库必须做到详细准确
针对管理区域中的用电用户可以建立一个完成的数据库, 作为管理的依据, 一旦在区域内出现了客户、公用区、计量点等信息的同时, 要通过数据记录、抄表等形式进行核对, 并且要建立一套完整的数据信息资料体系, 能够做到提供电线路、变压器信息、客户供售电量、计量点信息、表计信息、现场抄表终端信息及办理的相关用电业务情况。
2.4 建立专项分析讨论会和工作日志制度
每天提取核查范围内的高线损线路, 掌握当日的实时线损值, 对高线损线路进行逐条逐户的对照分析, 在工作日志中全面记录当天的核查分析工作的内容, 及时掌握线损分析的进度和处理反馈情况, 重点归纳存在的问题。分析汇总出影响线损实时数据主要问题:现场抄表设备安装、抄表稳定情况、信息维护情况及系统信息与现场设备的一致性等。
3 线损分析取得的成效
通过对线损进行实施分析, 我们完成了用电营销和信息库的建设, 并且在发展的过程中对于线路、变压器用户等进行了系统核查, 将过去工作中的疑难问题进行解决, 对于错误的线路、信息、计量等关系进行了更正, 使客户信息和实际现场保持相互一致, 并列在用电量、线损等指标在统计上更加准确, 为提高营销管理和细化管理项目奠定了基础。通过对管辖区域的数据统计和过滤, 将存在的问题进行很好的分析.我们发现, 系统功能完善的过程, 也就是对所存在问题处理的过程, 通过不断的完善系统。将所存在的电量变化, 线损实时数据、客户端运营等进行很好的改进, 是客户数据得到了良好的数据支持。
3.1 做好监督管理
针对不同的业务形式可以通过业务评价体系和管理流程进行调度和处理, 并且将处理过程中的信息内容。设备问题、线路维护等进行系统性的监控, 是业务在受力的过程中更加的规范化。
3.2 完善了实时监测技术手段
实时分析的过程中可以将高科技手段很好的利用, 并且形成计算机网络控制, 对于每个客户可以通过计算机网络进行监控, 尤其对于大波动电压进行检测, 并且通过电流、电压和功率曲线的分析, 对客户的用电情况进行监督, 判断用电过程中发生的问题, 这对提高用电管理, 防止窃电现象有着十分良好的经济效益。
结语
针对10k V线路采取实施分析时进行影响管理中最为重要的一项, 我们通过对其线损形成的原因进行分析, 并且将最新型的自动化信息采集技术相互结合, 为降低线损带来了巨大的成效。使线损能够被有效的控制, 同时使电网的自动营销系统得到了很好的应用, 保障了在营销方面的工作效率。
摘要：目前我国的经济建设的过程中需要大量能源作为基础, 电力是经济发展不可或缺的能源之一, 加强其建设性就成为提高经济建设的最有效措施。10kV配电线路是用电用户数量最多的线路之一, 但是就目前来看我们在管理上存在服务面和人力资源相互矛盾的方面。所以对电力营销就要使其具备先进性, 能够适合社会发展。
关键词：用电性,营销,分析
参考文献
[1]陈益伟.广西电力线损统计系统软件在玉林供电局的应用[A].广西电机工程学会第九届青年学术论坛论文集[C].2006.
实时线损计算 篇5
1 国内应用现状及不足
目前, 国内目前使用的绝大多数都是离线的理论线损计算软件, 线损专职人员在工作时, 大约80%的工作时间都花在数据收集上, 只有15%时间放在线损统计上, 仅有5%的精力进行科学的结论分析, 这是一个非常不健康的现象。同时, 与目前及未来的电网运行需求相比较, 国内的线损计算软件还存在着以下不足。
(1) 缺少及时性。传统的理论和统计线损计算都是建立在事后估算的基础上, 而实时的电网线损率却是反映电网运行情况的重要指标。
(2) 准确性不足。原有理论计算软件通过人工量测典型日24点负荷进行线损计算, 误差较大, 这会对线损管理效果打折扣。
(3) 降损分析困难。采用技术措施进行降损时, 评估降损效益及投资回报是很困难的, 采取降损技术措施前一般是凭经验定量分析一下, 无法采用技术经济分析或者优化计算等定量分析根据来确定降损技术措施的效果。
2 长葛电网实时线损监测及管理系统
长葛电网实时线损监测及管理系统主要分为主网和配网两部分, 主要包括110k V、35k V、10k V等电压等级, 同时满足线损“四分”管理 (指分压、分片、分线、分台区) 工作的需要。
2.1 主网模块的功能和特点
长葛电网主网 (35k V及以上电压等级) 线损在线监测及分析管理, 是以SCADA量测数据经过状态估计后, 使用熟数据进行周期 (1分钟) 的理论线损计算, 累计得到每天、每周、每月的线损值, 省却了原有理论线损软件大量的人工工作。
模块具有以下功能和特点:
(1) 将线损指标作为一个监测量进行在线监测, 随时掌握线损变化情况。
(2) 自动理论线损计算, 不需手工输入数据, 随时可以计算, 将大大减小理论线损计算工作量。
(3) 大大提高理论线损精度, 由于系统每分钟进行一次线损累计, 提供了最接近实际线损值的理论线损值供线损管理参考, 误差值在3%以内, 将提高管理效果及管理效益。
(4) 系统提供完整的实时曲线、历史曲线及各类报表, 用户可随时进行降损分析, 从而及时发现电网薄弱环节、及时找出损坏过大元件及设备、及时确定管理线损, 可尽早提出降损的技术措施及管理措施。
(5) 系统扩展支持电量采集系统和营销系统的接入, 方便地访问电量、负荷等数据, 屏蔽了数据存储和数据表述的差异, 从技术上保障了多个不同程序架构、不同数据存储结构系统的互联, 即插即用且支持渐进集成。
(6) 全网、分级、分片的在线网损及网损率曲线, 三种线损计算值可同时显示, 从而形成实际线损、理论线损、统计线损的三值对比。
2.2 配网模块的功能和特点
配网线损率在电网全部损耗中所占的比重在不断增大, 降低配网线损率将有效的降低电网综合线损率, 降低配网线损率已经成为电网降损增效的关键所在。
长葛电网配网 (10k V电压等级) 线损在线监测及分析管理, 实现与SCADA系统、营销系统、G I S系统的通信和数据共享, 利用SCADA、营销系统及GIS系统的实时数据实现10k V配电网线损在线自动计算、分析及图形化显示, 利用GIS系统提供的10k V配电网的设备信息和空间信息, 可以有效地解决理论线损计算前手工输入信息量大、日常维护工作繁琐的问题, 提高计算结果的准确性和可信度, 具有实时传、容量大、速率快、费用低、灵活方便、结构简单等优点。
(1) 线损指标实行动态管理。
在线监测、自动生成、分析生产经营指标, 进行电量、线损指标计算势分析, 避免人工抄表的时间延迟, 使同一条线路、同一台区抄录的供、售电量口径一致, 能够真实反映出线路或台区的线损状况, 使线损指标体系等具有较强的指导意义。
(2) 完善需求侧管理。
通过各计量点数据, 统计分析某一时段内负荷的变化、最大最小值及发生时间、负荷率、峰谷差等数据, 及时掌握设备运行情况, 帮助管理者了解电网线损、变损、负荷、电能质量等重要运行参数, 进行需求侧管理, 使电网运行更加经济合理。
(3) 抄、核、收问题。
模块的应用, 避免了抄表不准时、不到位、抄飞表、错抄、漏抄等现象, 减少了电量波动, 使审核和收费工作更具严密性、科学性, 在减少电量电费差错的同时提高了企业形象。
(4) 防窃电问题。
模块应用后, 可以根据每天线损率变化异常情况和异常报警情况, 对各抄表系统数据分析, 找出问题计量点, 遏止窃电行为, 避免了不必要的损失。
(5) 减少了管理线损, 使统计线损更接近于理论线损, 提高了企业的经济效益。
2.3 WEB网络发布功能
新系统同时采用C/S和B/S两种架构设计模式, 支持客户端查询和网络浏览器登陆查询, 提供曲线、报表、柱状图、饼状图等多种形式, 方便直观, 报表格式统一采用标准格式, 方便的汇总和对比, 大大方便线损专职人员的工作, 也便于专业领导及时掌握真实的电网线损情况, 及时分析电网线损原因, 并利用软件进行相应的降损分析, 提高线损管理水平。
3 结语
分析电网技术线损的技术层次和水平, 长葛电网技术线损工作需要有进一步的加强和完善, 在线线损系统的实现, 能够协助长葛电网线损管理人员从技术角度对电网线损进行有效的分析和管理, 有效提高技术降损能力, 同时也从一定角度增加了管理线损的经验和手段, 使得长葛电网整体线损管理水平大大提高, 最终实现降低线损、提高管理水平的综合目标, 并能够在此基础上, 百尺竿头, 更进一步!
摘要：本文通过介绍长葛电网全网实时线损监测与管理系统, 涵盖10kV及以上电压等级, 阐述了长葛电网实时线损监测及管理系统的功能、特点及意义。
实时线损计算 篇6
低压电网配电结构非常复杂, 有三相四线、单相、三相三线等供电方式, 且各相电流也不平衡, 各种容量的变压器供电出线数不同, 沿线负荷分布没有严格的规律, 同一干线可能有几种导线截面。同时又缺乏完整、准确的线路参数和负荷资料。要详细、精确计算低压电网线损比计算高压配网困难的多。在实际低压线损理论计算中一般采用选择典型台区进行实测计算。
主要方式有:
(1) 统计法计算
在实际低压线损理论计算中采用选择典型台区进行实测 (代表日总表与各分表计量数据差) , 并计算出线损率, 然后利用典型代表日所在月低压系统总售电量, 计算得到低压系统天平均线损损耗。
△A=月低压售电量× (实测低压线损率/ (1-实测低压线损率) ) ÷月历天数
(2) 分段计算接户线和电表的电能损失
接户线按100m长每月0.5kw*h, 进行估算, 即:
式中:L——接户线长度, km
电能表按单相表每月1kw*h, 三相三线表每月2kw*h, 三项四线表每月3kw*h进行估算。
(3) 电压损失率法:计算方法和步骤如下:
确定低压电网的干线及其末端。凡从干线上接出的线路称为一级线路, 从上线支线支出的线路称为二级支线。以下步骤均指一个计算单元。
在低压电网最高负荷时测出配变出口电压U (max) , 末端电压U'max计算最大负荷时, 首、末端的电压损失率△U (max) %:
式中:U (Max) ——最大负荷时配变出口电压 (V)
U' (max) ——最大负荷时干线末端电压 (V)
按下式计算最大负荷时的功率损耗率:
式中:
式中:x——导线电抗 (Ω)
R——导线电阻 (Ω)
φ——电流与电压间的相角
按下列公式计算代表日电能耗损率及耗损电量
式中:f——负荷率, 各单位根据实际情况确定
F——损失因数 (一般查表得到)
A——代表日配变供电量 (kwh)
若配变出口无电度表, 可按下式计算损失电量
式中:IMax——最大负荷时测录的首端电流 (A)
对于负荷较大, 线路较长的一级支线, 测录支接点及支线末端电压, 然后按上述步骤计算支线的电能损耗。
一个单元的损耗电量= (干线的损耗电量+主要一级支线的损耗电量) /K
其中:K为干线及一级支线占计算单元的损耗电量百分数
一台配变电压器的低压网络的总损耗电量为其各计算单元总损耗电量之和。
2 配电线损测算装置简介
由于传统的理论线损采集、计算和统计方法涉及环节多、数据来源不可靠、数据不完整、工作量大、人为因素较多, 已不能适应企业向精细化管理发展的要求。因此, 对获取准确的真实值以进行配网线损理论计算的技术创新提出了更高、更紧迫的要求。
配电线损测算装置的应用就是要整合配电网现有各种方法, 通过对配网线路的运行参数进行实测, 实现在线计算10KV线路及台区的理论线损, 更好地解决上述的问题。提供一个快速、有效的管理工具。同时, 在保证理论线损更加准确性前提下, 减少线损管理人员的劳动强度, 提高工作效率。
2.1 配电线损测算装置的设计与实现
配网线损测算装置是以单片微处理器为核心及其相应接口组成的小型智能化监测仪器。是一种采用过采样技术采集交流信号, 用数字滤波、Mcu控制处理, 根据《线损计算导则》规定的方法, 实时计算配网理论线损的新型终端设备。它由电流互感器检测出三相电流的大小, 通过由放大器组成的信号调理单元, 变换成能被模数转换单元接受并与电流互感器一次侧输入电流成比例大小的电压信号, 经单片微处理器的采集、模数转换、特定的软件计算处理得到所需要的数据, 进一步送给显示单元和串口通讯单元。
线损主端的具体结构设计如下图所示, 线损主端包括嵌入式处理器202a、交采及通讯通道模块202b、SDRAM (Synchronous Dynamic Random Access Memory, 同步动态随机存储器) 芯片202c和NandFlash (闪存) 电路202d。交采及通讯通道模块202b、SDRAM芯片202c、NandFlash电路202d均与32位嵌入式处理器202a进行交互电连接。
其中, 嵌入式处理器为线损主端的核心, 其采用工业级别高速单片处理器, 主要进行数据计算处理、采集和对外围器件的控制, 可以为32嵌入式处理器、64位嵌入式处理器等。
交采及通讯通道模块通过接线端子与配电网的各相电压和CT连接, 实现与配电网的连接。该交采及通讯通道模块中集成了交采芯片和通讯芯片, 交采芯片能够对配电网的三相电压、电流等信号进行采集, 即基于交流电进行采集, 采用ADI公司的AD77系列;通讯芯片主要提供交流参数采集的信号调理和转换通道, 同时也是外部供电的通道, 更重要的是通讯的通道。
SDRAM芯片和NandFlash电路作为线损主端的数据存储和临时存储的器件, SDRAM和NandFlash电路的容量较大, 保证了线损主端运行复杂程序时所需的硬件资源, 显示界面和简洁的按键适合工业现场的常规人机交互工作。
另外, 该线损主端还包括点阵LCD模块202e、无线模块202f、6键键盘模块202g、本地调试串口202h、USB数据接口202i和电源管理单元202j, 该点阵LCD模块、无线模块、6键键盘模块、USB数据接口、本地调试串口和电源管理单元也都与32位嵌入式处理器进行交互电连接。
点阵LCD模块202e是液晶显示屏, 用于提供本地操作和数据显示。用户可以根据该点阵LCD模块输入参数, 在线损主端完成对线损的计算后, 该点阵LCD模块线损值显示出来。
无线模块202f是远程通讯的模块, 包括GPRS和短消息。线损主端通过无线模块能够将当前获得的线损值传输到后台中心, 使后台中心的工作人员能够快速获取计算出的线损值。
预留的本地调试串口202h, 用于现场调试和程序更新工作, 方便维护。
预留的USB数据接口202i, 用于存储数据的辅助手段而预留的接口, 方便在大容量的数据本地存储可扩展性, 以及现场数据的实时记录。
电源管理单元202j采用三相供电, 不会因为缺相导致断电, 也承担提供实时时钟的后备电源的功能, 即使外部电源掉电, 时钟电路也会有后备电源继续工作。
6键键盘是本地输入、查看、修改的操作按键, 用户也可以根据6键键盘输入参数, 并对线损主端进行按键操作。
2.2 测算装置主要功能
根据配网线路的结构和运行参数, 通过实测有功功率、无功功率、电流、电压等参数, 计算6-10kV线路和低压台区的理论线损, 包括导线损耗、变压器绕组铜损、变压器铁损、供电台区电表损耗。并根据变压器的铭牌参数, 准确计算变压器的铜损和铁损。
3 华北电网低压台区线损实测情况
京津唐电网线损理论计算在执行了多年的“三统一”原则当中, 380V系统边界条件取值:城区线损率为6%, 近远郊线损率为7.5%。各个地区利用线损理论计算程序, 按照两类地区供电量比例, 计算出380V系统综合线损率值。多年采用给定值计算, 对一些地区不够公平。京津唐电网线损计算从开始采用实测值计算低压线损, 北京、天津、冀北分别在城网、农网、城乡结合部选择典型台区及部分10KV线路, 共选取9个台区, 其中城区台区3个、城郊结合部台区3个、郊区台区3个, 使用配网线损测算装置进行负荷实测和理论线损计算。通过现场实际勘测、基础资料准备等一系列工作, 取得了大量实测数据, 试点结果比较真实地反映了大部分台区的理论线损状况。
通过不同类型的台区实测值和实际统计值的加权平均, 得出各单位低压380V电网实测线损率取值。
4 结束语
配网线损测算装置的问世, 不仅提供了更新的管理工具, 也是传统理论线损获取和管理方法的基础上, 具有创新意义的实测方法。通过对线损仪的应用, 在低压配网线损管理工作中, 建立起与分线路、分台区线损管理相适应的、新的实测方法, 即利用配网线损测算装置获取理论线损的直接方法, 将更加趋近实际的线损值。该方法真正实现了负荷实测与线损理论计算相结合, 使配网线损管理更符合供电企业集约化、精细化管理的发展需要。
使用配网线损测算装置, 只需一次性输入参数即可随时直接读取数据, 把繁琐的理论线损计算工程变成了简单的日常抄表工作, 大大减少了数据准备和数据处理的工作量。这不但使理论线损计算的组织、实施工作大幅度简化, 从一年到两年一次组织理论线损计算的会战, 变为可以随时随地根据实际情况获取理论线损数据;也使得基层线损管理人员能将更多精力用于数据结果的分析和使用, 因而提高了管理效率, 推动了分线分台区线损管理工作向集约化发展, 将进一步推动分线分台区线损管理工作的精细化。
参考文献
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[5]于永源《.电力系统分析》, 中国电力出版社, 2004.
[6]张英书《.电工技术》.机械工业出版社, 1991.
浅析中山电网线损计算 篇7
国家考核电网公司经营管理和生产运行的重要技术经济指标就是电网的线损率, 是电网公司管理水平的综合反映。因此, 对于电网来说研究电网的线损是具有重要意义的。中山供电局作为国家大型企业, 应该从管理与技术两个方面不断提升企业自身的节能损耗与生产经营管理水平的能力, 不断调整和优化电网结果, 做到技术线损合理, 管理线损最小, 保证中山电网的经济运行[2]。
2 线损产生的原因
从电能损耗示意图可以看出, 电能损总耗约占发电量的27%~28%。其中发电损耗占6%-7%、供电损耗占7%-8%、配电损耗7%-8%、用电损耗6%-7%。其产生的主要原因有四个:1、计量设备精度和管理等因素;2、电能在电磁交换过程中需要励磁功率;3、运行设备的泄漏电流产生;5因电阻和电感元件所产生的有功和无功。
3 线损理论计算方法 (均方根电流法)
为了节省时间和人力, 在满足工程精度要求的基础上, 采取均方根电流的求取, 将某时间内变化的电流的电能损耗问题求解转化为“恒定”均方根电流在该时段内电能损耗问题的求解。
式中Ijf为均方根电流
通过引入反应均方电流Ijf与平均电流Iav之间的等效关系的电流形状系数来简化相应的工作量。
电流形状系数K
电流形状系数是负荷率的函数k=F (f, α)
用T时段内的有功电能P和无功电能Q计算均方根电流Ijf
(考虑到利用T时段内的负荷曲线, 已经得到电流形状系数k)
把主网分为电缆线路、架空线路、三绕组变压器、双绕组变压器四个元件, 采用均方根电流法计算各个元件的电能损耗。而主网中的并联电抗器、并列电容器、站用变等元件按相应的方法计算。
3.1 线路损耗计算
3.2 变压器电能损耗因包括空载损耗及负载损耗
3.3 三绕组变压器损耗计算
4 中山主网线损理论计算分析
选取2012年10月17日中山电网110k V及以上电压等级的网络参数为依据, 对中山主网线损进行计算。线损计算方法将采用均方根电流法。分别从线路、变压器两个方面进行分析。
4.1 线路线损分析
中山电网110kV线路一共有170条线路, 从表中可以看出, 有五条线路的线损率相对较大, 分别是中朗线为1.04%、三谷乙线0.82%、三石线0.67%、小同乙线0.58%、德阜甲线0.53%。中朗线的线损率最高, 这是由于中朗线有四段不同的线路, 而且每段的导线型号都不一样, 传输距离也长, 线路长期重载运行, 导致线损率最高的原因。
从上述内容可以看出, 传输距离过长是线损率高的主要原因, 这会对供电的质量和安全产生影响。合理布置电源会对降低损耗有明显的效果, 将电源尽量布置在负荷中心, 尽量缩短供电距离。其次就是更换电阻更小的导线, 减少损耗。
4.2 变压器线损分析
中山电网双绕组变压器共有143台, 其中线损率比较高的有14台, 超过1%的有6台, 分别为永兴站#1变1.9%、怡乐站#1变1.5%、石岗站#3变1, 4%、兴涌站#2变1.2%、兴涌站#1变1.1%、马鞍站#2变1.0%。除了石岗站#3变, 其他主变由于负荷比较小导致的。石岗站#3变是由于空载损耗非常大, 到达总损耗的99%。约为其他主变空损的8倍。三绕组变压器共有36台, 其中线损率比较高的有7台, 超过1%的有2台, 分别为仁和站#1变1.8%、仁和站#2变1.6%。主要原因是这两台主变重载, 主变重载和轻载都不利于变压器的经济运行, 变压器在铁损等于铜损的时, 即负载约为60%左右时, 变压器的损耗最小。
对于新扩建主变或者主变改造, 优先采用低能耗变压器, 随着科技的发展, 目前较为先进的单晶合金变压器的铁损约为传统硅钢变压器的30%, 空载电流下降80%。其次就是合理安排运行方式, 保证变压器的经济运行。
4.3 合理安排运行方式、加强管理
调度运行部门应该根据安全经济运行, 认真分析制定年度、月度运行方式, 根据负荷情况及时调整电网运行方式, 合理分配主变负载率和线路潮流, 使电网安全经济运行。
加强对无功设备运行管理, 优化AVC调压策略, 保证电网关口和各个区域的功率因素合格, 尽可能减少无功在线路上的传输。
加强设备的运行维护, 合理安排设备检修计划, 尽可能让设备检修停电时间缩短, 同时也要把计划停运带来的电网损耗增加减少或者避免。
5 结束语
从中山电网理论线损计算结果可以看出, 电网运行方式比较合理, 个别线路存在供电线路过长和重载、主变负载率不高。优化电网布局, 对设备进行改造升级, 努力降低线损, 让电网始终处于经济运行状态。
参考文献
[1]唐雷鸣.线损理论计算方法的研究现状和展望[J].电气开关, 2012, 6:14-20.