线损实测与理论计算（精选7篇）
线损实测与理论计算 篇1
为全面了解电网运行状况, 掌握电网的薄弱环节以及各级线损的构成比例, 明确节能降损的主攻方向, 切实推进线损管理工作, 更好地为电网建设、技术改造以及制定下一年度节能降损措施及线损考核指标提供可靠依据, 南方电网公司每年均组织各分子公司开展线损理论计算, 力求进一步加强线损理论计算、分析与技术线损管理工作, 提高线损管理水平。
以2013年南方电网线损理论计算为研究对象, 阐述线损理论计算遵循标准、计算范围、计算软件要求、计算时段选取等基本原则;提出由各分子公司代表月 (日) 理论计算线损率折算为南方电网全网年度理论计算线损率的计算方法;对理论与统计线损率的差异、西电东送损耗、500k V主要重损设备、县级供电企业等进行损耗分析, 总结在线损理论计算中存在的主要问题, 并提出相应的措施和建议。
1 线损理论计算条件
1.1 线损理论计算标准
线损理论计算应遵循南方电网公司两个企业标准, 即《线损理论计算技术标准》[2]和《线损理论计算软件技术标准》。
1.2 线损理论计算范围
线损理论计算范围包括:35k V及以上交流输电网;20/10/6k V配电网;0.4k V低压网;其他元件 (电容器、电抗器、互感器、调相机和站用变等) ;高压直流输电系统。
1.3 线损理论计算软件的要求
线损理论计算软件不要求统一, 但计算方法符合南方电网公司《线损理论计算技术标准》中所推荐的方法。0.4k V及以下电力网主要采用典型台区法 (部分具备计算条件的单位采用全台区法) , 按负荷分类, 要求各地市供电局、供电所选用典型台区不得少于技术标准中的9个且不得低于低压台区总数的5%。
1.4 计算时段选取原则
计算时段是为了简化计算, 按一定原则选取的某个月 (或某一天) 作为代表月 (日) , 计算全年月 (日) 平均线损率的时段。计算时段选取的原则:电力网的运行方式、潮流分布正常, 能代表计算期的正常情况, 负荷水平在年最大负荷的85%~95%之间;代表月 (日) 的供电量接近计算期的平均月 (日) 供电量;计算期有多种接线方式时, 应考虑多种对应的形式;气候情况正常, 气温接近计算期的平均温度;代表月 (日) 负荷记录应完整, 能满足计算需要, 一般应有电厂、变电所、线路等一天24小时正点的发电 (上网) 、供电、输出、输入的电流, 有功功率和无功功率, 电压以及全天电量记录。
2 线损理论计算方法及结果分析
2013年南方电网线损理论计算的单位包括广东、广西、云南、贵州、海南等5家电网公司, 广州、深圳2家供电局, 以及负责西电东送的超高压输电公司共8家单位。这里, 广东电网公司不含广州、深圳供电局。
2.1 计算时段的选择
2013年南方电网线损理论计算未统一计算时段, 各分子公司根据自身实际情况选取, 具体如表1所示。其中广东、广州、深圳等3家单位选取代表月, 其余5家单位选取代表日。此外, 由于西电东送通道的糯扎渡、溪洛渡 (简称“两渡”) 电站送出工程普侨、牛从直流工程分别于9月3日、10月13日投产, 不同时期西电东送接线方式发生较大变化, 故需对三个不同时期的代表日进行线损理论计算。
2.2 计算方法
南方电网及各分子公司的供电量取2013统计值, 在对各分子公司选取的代表月 (日) 各电压等级供电量及线损电量进行全年折算时, 以各分子公司实际全年供电量为基准进行归一化处理, 全网的线损电量由各子公司的线损电量折算为全年并进行累计。
南方电网线损理论计算公式为:
式中, a为时间折算系数, 当代表月折算至年度时, a取12;当代表日折算至年度时, a取365。
各分子公司理论与统计供电量折算系数:
南方电网年度线损理论计算的具体步骤如下:
(1) 各分子公司根据实际情况进行代表月 (日) 线损理论计算。
(2) 根据式 (1) 、 (2) 将代表月 (日) 的线损理论计算供电量、线损电量折算至年度值。
(3) 各分子公司根据年度实际供电量, 根据式 (3) 、 (4) 对理论线损电量进行折算。
(4) 根据式 (5) 计算南方电网的年度线损理论线损率。
2.3 理论与统计线损率对比分析
2013年南方电网理论线损率计算结果见表2。
注:超高压公司以普侨、牛从直流投运日期为分界点, 按天数将3个时段的供电量和线损电量折算到全年值。
从表2可以看出, 2013年南方电网理论线损为6.64%, 较年度统计线损率低0.55个百分点。由于各分子公司的电网发展水平、用电负荷结构、用电特性等差异较大, 从而线损率相差亦较大, 其中深圳供电局理论线损率最低 (仅为3.58%) , 而云南电网公司理论线损率最高 (为7.02%) 。各分子公司理论与统计线损率偏差为0.16~1.24个百分点, 主要原因是:
(1) 计算时段选取的影响。广西、云南、贵州、海南电网公司和超高压输电公司采用代表日方式计算, 由于代表日方式计算结果具有一定程度的偶然因素, 并且广西、云南、贵州西部三省区水、火电装机容量构成差别较大, 丰、枯期电网潮流差别明显, 代表日只能反映电网丰期或枯期的一种特性, 不能充分反映该省区电网全年运行情况。
(2) 统计不同期的影响。统计线损率需要保证供、售电抄表的同期性, 归纳结算点的一致性, 才能形成有效的对比分析。但实际上供、售电量抄表存在一定偏差, 售电量无法准确反映一个周期内的实际用电情况, 统计线损率存在一定偏差。
(3) 理论线损计算方法的影响。主网采用潮流算法, 无法计及架空线温升的损失和电晕损失;低压网采用典型台区法, 受人为因素影响较大, 理论计算结果存在一定的误差。
2.4 线损电量构成分析
南方电网各电压等级损耗构成见表3。从该表可见, 各类损耗中, 线路损耗比重较大, 达74.4%;其次为变压器, 占比约21.0%, 其他元件及低压表计损耗约占4.6%。
南方电网线损电量占比见表4。由该表可见:
(1) 10k V和0.4k V电压层为南方电网的重损层, 两者线损电量合计占比达到44.2%;500k V电压层因受西电东送长距离、大规模电能输送的影响, 线损电量占比为16.6%。
(2) 广东主、配网线路损耗占比属南方电网平均水平, 表明其电网结构相对均衡。
(3) 西电东送电网具有“强直弱交”特性, 表现为超高压公司的其直流线损电量占比较高, 约占七成。
(4) 深圳电网20/10/6k V电网线损电量占比偏高, 反映10k V配网为其重损层, 主要原因是深圳10k V配电网负荷较密地区配网损耗量偏高, 且500k V电网仅含主变损耗、35k V以上主网损耗整体偏低, 导致中低压配电网线损电量占比相对偏高, 从而使10k V线损电量偏大。广西、云南电网因主网损耗占比偏大, 是导致其10k V配网线损电量占比偏低的主要因素。
(5) 广州、海南电网0.4k V电网线损电量占比偏高, 反映低压网为其重损层。广州0.4k V低压网主要受配变轻载等问题影响, 损耗电量偏大;而海南全省负荷密度较小, 且低压网平均供电过长、配变轻载等原因, 导致其低压损耗较大。
2.5 西电东送损耗分析
“两渡”直流工程投运对西电东送理论线损率影响较大, “两渡”未投产、普侨投产、“两渡”均投产3个时段的理论线损率分别为4.25%、6.30%和7.12%。这是由于糯扎渡直流工程投产初期时只有极2低端阀组投运, 单阀组运行电压为400k V, 而牛从双回直流投产初期时只完成了单回单极调试, 直流系统均处于单极金属运行方式, 线路阻抗大, 因此线损率均处于较高状态, 从而提高了西电东送通道的损耗率。
2.6 500k V重损设备分析
广东、广西电网500k V主要重损线路如表5所示, 广东电网500k V主要重损变压器如表6所示, 这些重损线路和变压器基本代表了南方电网重损设备的特点。500k V重损线路通常为长距离、大容量输电, 为大型水电站或发电厂的送出线路, 或是西电东送主通道线路。广东电网的500k V重损主变均在东莞, 主要原因是该区域的主变负荷较重, 其中莞城站4台主变的负载率均超过了85%, 可考虑新建变电站或扩建主变来均衡负荷, 使主变运行于经济区间内, 从而降低损耗。
2.7 县级供电企业线损理论计算分析
各省区县级供电企业理论线损率最高单位见表7, 这些县级供电企业理论线损率较高, 主要原因是:电网网架薄弱, 线路老化严重, 配网难以满足负荷增长需求;地处山区, 用户分散且小用户多, 高耗能配电变压器大量使用;配网无功补偿装置配置率偏低, 导致无功传送较多, 功率因数偏低, 损耗加大。
此外, 广东省陆丰供电局和云南省宁蒗供电公司统计线损率比理论值分别高出4.76、5.32个百分点。除上述客观原因外, 陆丰供电局主要是由于窃电问题较为严重, 管理线损仍有较大压缩空间;宁蒗供电公司则是由于上划不久, 人员严重不足, 抄表不同期造成线损率偏高。
3 线损理论计算存在的问题
(1) 计算基础条件仍需进一步完善。目前各分、子公司使用的线损理论计算软件均为单机录入版本, 计量自动化系统未全部覆盖, 仍需要组织众多基层人员进行海量数据录入。由于基层单位线损管理人员变动较频繁、各级培训水平不一、部分单位分工不明确等, 计算的准确度极易受到影响。
(2) 计算时段未能完全代表全年运行方式。广西、云南、贵州、海南电网以及超高压公司均采用代表日方式计算, 计算结果具有部分偶然因素。此外, 广西、云南、贵州西部三省区水电资源丰富, 丰、枯期电网潮流差别明显, 代表日只能反映电网丰期或枯期的一种特性, 因此代表日亦不能充分反映地区电网全年总体运行情况。
(3) 部分计算条件未能严格执行。理论线损低压网计算采用典型台区法, 而典型台区的选取受抄表条件的限制, 部分地区未能严格按城市、郊区、农村的三类性质台区以及重、中、轻三种负荷的分类选取, 造成各类型台区容量统计存在一些误差。另外, 由部分典型台区来推算整个低压网的损耗, 也可能会带来一定偏差。
4 措施及建议
(1) 推进全网统一输电网层级线损理论计算。考虑到220k V及以上的输电网网架相对稳定, 且信息自动化水平较完善, 建议建立全网220k V及以上统一的线损理论计算系统, 每年实施多次全网统一的线损理论计算。
(2) 实施理论线损在线计算。110k V及以下电网通常由各地市供电局管理, 各地区经济、技术差异较大, 建议各单位根据本单位信息自动化水平程度, 实施线损理论在线计算。
(3) 精心组织开展线损理论计算工作。线损理论计算涉及部门较多, 各部门之间需加强联动性, 职责清楚, 做到横向协调、纵向贯通, 提高线损理论计算的工作效率和质量。
参考文献
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[3]南方电网公司.线损理论计算软件技术标准 (试行) [Z].南方电网公司, 2008
线损实测与理论计算 篇2
随着近几年来电网改造步伐的加快,保定地区电网的供电能力和电网结构都有了显著的提高和加强。因此,如何利用理论手段实现电网损耗的科学化分析,对指导电网节能降损有着非常重要的意义。通过对电网进行理论网损分析研究可以确定电网运行的经济状况,面临当前电网的供用电形势,如何依靠技术措施来指导电网实际的经济运行工作就显得非常重要。
1 系统实施背景
在现有离线理论线损计算分析系统的条件下,河北南网每年组织一次统一代表日负荷实测及线损理论计算工作。受天气变化、电网运行方式等因素的影响,提前确定的“代表日”往往无法有效确保代表性,也无法真实反映电网在不同负荷水平、不同运行方式下的线损理论计算值。以保定电网为例,2007-2009年代表日,都有不同程度的降雨,负荷、电量整体水平不高,未能得到较大负荷水平下的线损理论计算值,不能体现电网经济运行水平。
由于负荷实测需要在1天内记录各个测量点的24 h整点的有功、无功、电量、电压等计算所需的运行数据,同时还要根据运行方式的变化调整电网结构数据。尽管线损理论计算软件给使用者提供了很多方便,但由于数据量大、时间短,使用者的工作量仍然很大。同时负荷实测和线损理论计算对数据的同时性、准确性等要求较高,目前采用的离线计算方式在一定程度上会影响实测的精度,基于此,本文提出了利用实时数据对电网电能损耗率进行在线计算的方法。
2 系统原理与架构
2.1 原理概述
按照国家电力行业标准《电力网电能损耗计算导则》(DL/T686-1999)与调度自动化相结合,直接调用电网实时测量数据进行全方位(分区、分压、分线)的电网线损理论计算,解决线损理论计算工作量大、时效性、准确性不高、只计算代表日理论线损等问题。按照这个系统设计和开发理念,保定供电公司从2010年1月份起,组织开发了“保定110 kV网理论线损在线计算系统”(见图1),目前已在公司系统全面推广应用。
系统采用B/S和C/S相结合的模式,终端采用浏览器访问模式,实现起来快捷方便,有效提高了工作效率。系统采用Microsoft公司的.Net架构进行开发,编码语言使用C#,后台数据库选用Oracle 10g。“保定110 kV网理论线损在线计算系统”主要以图形为基础,依据潮流计算原理,采用牛顿-拉夫逊法实时计算出潮流分布,再根据潮流分布计算出理论线损,实时对全网的理论线损进行在线监测。
2.2 系统架构
“保定110 k V网理论线损在线计算系统”通过实时线损计算,能从SCADA系统中取得实时线损计算所需的数据,根据这些数据修改网络结构及潮流图,调用潮流计算模块计算出潮流,根据潮流分析理论线损损耗,将结果保存到数据库中;分布式查询,用户可以在网络中查询计算结果离线分析,网络结构及潮流图由实时线损计算系统产生后,可以使用OTLAS对潮流图进行计算分析,离线计算结果可以修正实时线损计算结果。
本系统采用三层结构,分为服务层、中间层和客户端。服务层主要负责生成实时潮流图并计算,中间层负责从数据库中读取数据提供给客户端,并根据客户端的命令开启或关闭服务层。客户端负责计算结果的查询显示及离线分析。
2.3 线损及潮流计算
2.3.1 数据需求
理论线损在线系统与SCADA等电力自动化系统采用中间数据库表或视图为载体,按照预先定义的库、表结构定义和权限配置,实现各种数据交换。以电能量采集系统为例,数据集成接口从安全III区的数据库镜像读取数据,计算需求数据分为电网结构数据和电网运行数据2部分。
电网结构数据包括:
1)母线参数:母线名称、母线电压等级、母线节点编号;
2)变压器参数:变电站名称、变压器名称、变压器额定电压、额定容量、空载损耗、空载电流、短路电压、短路损耗、变压器档位信息、变压器运行档位、变压器两侧或三侧的节点编号;
3)线路参数:线路长度、线路型号、线路两端的节点编号;
4)开关参数:开关名称、开关两端的节点编号;
5)发电机参数:发电机名称、发电机类型(PQ、PV、平衡)、发电机节点编号、负荷参数、负荷名称、是否为过网电量、是否为无损电量、负荷节点编号;
6)电容器参数:电容器名称、容量(Kvar)、介质损耗的正切值、是否计算损耗、额定电压(kV)、组数、电容器节点编号;
7)电抗器参数:电抗器名称、额定电流(kA)、一相功率损耗(MW)、一相电抗器容量(MVar)、额定电压(kV)、电抗百分值(%)、电抗器节点编号。
电网运行数据包括:平衡节点的母线电压、发电机负荷的有功电量无功电量、开关的状态、变压器的运行档位、电容器的投运容量。
2.3.2 计算方法
1)计算原理。本软件采用的牛顿法(或称牛顿-拉夫逊法)是潮流计算中解非线性方程组最有效的方法,基本原理是在解的某一邻城内的某一初始点出发,沿着该点的一阶偏导数———雅可比矩阵,朝减小方程残差的方向前进一步,在新的点上再计算残差和雅可比矩阵继续前进,重复这一过程直到残差达到收敛标准,即得到了非线性方程组的解。因为越靠近解,偏导数的方向越准,收敛速度也就越快,所以,牛顿法具有二阶收敛特性,而所谓“某一邻域”是指雅可比矩阵方向均指向解的范围,否则可能走向非线性函数的其他极值点。
牛顿-拉夫逊潮流计算的核心问题是修正方程式的建立和求解,软件根据对节点注入功率的约束、对节点电压大小的约束和对相对相位角的约束条件自动列出电力网络的修正方程式,然后利用牛顿法迭代原理进行迭代计算。
2)计算过程。计算机进行潮流计算总共分3步:第1步列功率方程组;第2步列修正方程组;第3步计算机进行迭代计算。在实际应用中常用的方法除牛顿-拉夫逊法还有高斯-赛德尔法和PQ分解法等,它们之间的差别主要在于第2步分列“修正方程”不同。
在进行潮流计算时有可能出现计算不收敛的情况,设定最大迭代次数强制收敛后结果一般伴随着节点计算电压的失真,造成此种情况一般是由于基础数据不准确和计算数据采集失真造成的。
3 系统功能说明
3.1 电网建模
可根据电网地理分布及电气接线方式制作系统接线图,为实时理论计算提供设备参数与网络结构。接线图可按照实际需求以(多)双层或单层的方式绘制,双层绘制第一层包含所有的变电站和线路(见图2),第二层包含所有的站内接线图(见图3),具体项目包含母线、开关、变压器,高压电抗器和等值负荷等元件,通过点击不同元件,可修改或查询元件参数或状态。
3.2 理论线损计算
将原有的人工采集数据、离线计算方式转变为系统自动采集、实时计算方式,对电网线损构成的分析由单一对某一时间断面的计算转换为随负荷、电网结构、运行方式等变化的实时连续计算,计算后结果存入数据库,供Web查询使用(见图4)。查询数据可按需求展示为单点、日、月曲线及饼图。
3.2.1 在线计算
用户可以设置图形模板、计算时间和间隔等,其中图形模板主要对计算图形进行选择设置;用户可以通过对计算时间和计算间隔的设置来定义配网理论线损在线计算的开始时间和计算周期。
3.2.2 离线计算与分析
可导出任意时间断面数据进行离线计算,并进行降损分析,包括:优化网络结构、改造和更换设备降损分析;变压器负荷切改降损分析;线损经济计算分析;线损随各种因素变化曲线分析。
3.2.3 补算
由于数据源系统数据不齐全或者数据突变等其他原因造成的计算不准确,系统提供补算功能,用户可以通过补算窗口录入相关数据重新计算,并把最新计算结果存入数据库中。补算功能可以通过设定由系统自行补算,也可以在数据校对、设置后人工进行补算。
3.2.4 数据屏蔽
对于因数据采集装置或通讯问题等造成的数据失真情况,系统提供了数据屏蔽功能,用户可以通过该功能对数据失真点设置正常范围区间进行屏蔽,对超出区间的数值不予采纳,并可以预先设定好一基准数值,当发送数据失真时,可采用此基准值进行计算。
4 应用与实践
4.1 变压器损耗分析与控制
利用本系统,在110 kV变电站不同运行方式下进行实时理论计算,分析线损率的变化情况,可为变电站方式调整、负荷分配提供客观、科学的指导意见。
通过SCADA实时数据可见,2010年5月18日110 kV安泰站2台主变分列运行,1号主变带0.5万kW负荷,2号主变带1.4万kW负荷。通过本系统进行主变损耗计算,安泰站1号主变理论线损率为0.765%,2号主变为0.327%。通过电能计量装置统计,1号主变线损率为0.98%,2号主变为0.47%。通过理论值与统计值对比分析可见,由于主变分列运行,2台主变负载率水平不同,造成轻载主变损失率较高。
由于该站实际运行方式考虑供电安全、可靠性等因素,为了提供主变运行方式对线损率影响的相关数据,通过本系统虚拟该站主变方式调整,并进行计算。首先下载实时在线数据并导入离线计算分析软件,在离线软件中虚拟调整主变运行方式,然后进行理论计算。计算结果如下(见图5)。
通过理论计算可见,110 kV安泰站2台主变并列运行后,负荷分配均匀,在相同的负荷水平下,2台主变的损失率均为0.382%,而分列运行时1号主变为0.765%,2号主变为0.327%,综合损失率为0.533%,主变并列运行与分列运行比较,损失率降低了0.151个百分点。
2010年上半年安泰站供电量为6 823万kW·h,如采用主变并列运行,理论计算可少损失电量10.3万kW·h,全年可少损失20多万kW·h。保定供电公司现有103座110 kV变电站,基本都采用分列运行方式,主变之间存在不同程度的负载率差异,因此,按上述计算结果估算,如都采用并列运行,全年可少损失电量1 000多万kW·h。
运用上述方法综合分析主网线损率,并为经济活动分析等相关工作提供有力依据。在保证电网安全、稳定、可靠的前提下,一方面调度运行部门应根据变电站负荷情况,及时调整主变运行方式,尤其针对负荷水平较低的变电站,适当采用一主一备运行,避免主变轻载运行造成的高损现象;另一方面生产部门应详细梳理变电站出线负荷分配不均情况,进行分析并制定具体方案予以调整,避免由此造成的损失率上升现象。
保定供电公司相关单位及时采取了措施,如110 kV南庄站,由于负荷水平不高,现阶段主变采用一主一备运行方式;发策部、生技部、农电部、调度所积极配合,合理安排变电站出线,协调县市公司调整负荷,以保证变电站母线负荷均匀分布。通过以上工作,公司2010年110 kV网线损率同比降低0.05个百分点,相对少损失电量800多万kW·h。
4.2 电网运行方式分析
通过110 kV在线理论计算,为电网检修工作提供了有力依据,合理安排运行方式,最大限度地缩短检修工作时间,以及电网非正常方式运行时间,可为企业带来经济效益。
公司2010年6月上旬为配合高速重点工作建设,计划开展220 kV保易双回、易白双回线路停电检修工作。此项工作是保定供电公司有史以来涉及作业范围最大的一项工作,同时也是涉及电网运行方式调整最多的一项工作,共涉及5座220 k V站(白石山、易州、高碑店、涿州、容城)及其供电小区内12座110 kV变电站运行方式的调整。
5月下旬在制定检修期间电网运行方式调整方案后,通过“110 k V理论线损在线计算”系统对运行方式调整前后的电网理论计算值进行了对比分析。
计算结果表明,在正常方式下,5个供电小区理论线损值合计为1.14%,检修期间非正常运行方式下,理论线损值为1.62%,相对上升0.48个百分点,5个供电小区6月份日供电量约2 000万kW·h,原计划3天工期,电网非正常运行方式下增损约30万kW·h。
保定供电公司多次组织研讨检修工作方案,并召开检修工作部署动员会,在保安全、高质量、高效率工作的前提下,将运行方式调整安排在零点后进行,并且,在每天凌晨5:00后就开始工作,最大限度地缩减工作时间,2天即完成了此项工作,恢复了电网正常运行方式,减少了非正常方式运行下的增损电量。
5 结语
为提高110 kV线损理论计算管理水平,进一步摸清保定电网110 kV网线损情况,提出了一种利用实时数据进行电网电能损耗率在线计算的思路,即根据电网线损理论计算软件的计算原理,通过与SCADA等电力自动化系统接口,获取实时数据,转化并实现在线计算分析。同时,通过潮流核对,可确保当前运行方式与线损计算的条件一致,以达到实时了解和控制系统真实运行情况的目的。在减少人为错误、提高效率的同时,也可提高计算的准确性和精度。
参考文献
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线损实测与理论计算 篇3
1 理论线损计算
1.1 理论线损计算方法
由于线路有功电能量和无功电能量均取值于电能表, 因此, 采用“电量法”进行线损理论计算不仅简便易行, 而且精确度较高, 适用于农村电网的线损理论计算, 是现行常用的新方法。
理论线损计算公式为
式中AL———线路损失电能量, kW·h;
Ap.g———线路有功电能量, kW·h;
Aq.g———线路无功电能量, kvar·h;
Upj———线路平均运行电压, 为方便计算, 可取额定电压UN, k V;
Rdz———线路导线等值电阻, Ω;
T———供电时间, 每月的天数乘以24, h;
K———线路负荷曲线特征系数, 根据经验可取1.1。
1.2 对公式参数的几点说明
(1) 线路有功电能量、无功电能量。根据线路关口计量表有功表码读数、无功表码读数乘以倍率可计算取得。 (2) 线路平均运行电压。可取10作为一个固定值, 一般波动不大。 (3) 供电时间。一般按照每月的天数乘以24 h求得, 如某条线路因故停运时间较长, 供电时间应减去停运时间 (可从变电所远程抄表系统中查取) 。 (4) 线路导线等值电阻。影响等值电阻的因素虽然很多, 但其误差最多涉及到小数后1位, 所以线路等值电阻主要取决于配电网络的结构, 在结构不变的情况下, 可以把它近似作为一个常量对待。也就是说, 电力网的等值电阻可以1次计算, 逐月使用。巨野县供电公司利用某软件公司开发的线损计算软件对10 kV线路的等值电阻逐一进行了计算。
根据式 (1) , 在Excel电子表格中合理设计报表, 输入有功起、止码与无功起、止码, 即可算出线路理论损失电能量。Excel中公式如图1。
2 管理线损系数确定
结合工作实际, 考虑到线损管理中应留有一定的管理裕度。根据线路供电能量和线路长度制定管理线损系数 (见表1) , 该系数根据每年线损管理水平的提高, 会逐步下调。
根据表1对管理线损系数的说明, 在Excel电子表格中, 利用Choose函数, 根据各线路的供电能量及长度自动判断生成管理线损系数。公式见图2。
3 考核指标形成
根据上述理论线损计算及管理线损系数, 即可形成10 kV线路线损考核指标。下面举例说明。
2010年3月份某10 k V线路关口表有功表码为5 431.64 (上月为5 156.93) , 无功表码为1 418.72 (上月为5 156.93) , 该关口表倍率为6 000, 计算得有功电能量为1 648 260 k W·h, 无功电能量为557 460 kvar·h。该线路导线等值电阻为0.575 4Ω, 负荷曲线特征系数K取值为1.1, 线路平均运行电压Upj取值为10 kV, 供电时间T为744 h。将数据代入式 (1) , 计算得到该线路理论损失电能量为28 332 k W·h, 理论损失率为1.72%。该线路总长度为5.15 km, 根据本月供电能量及线路长度, 管理线损系数为1.8%, 本月该线路线损考核指标为3.52%, 结果完成2.95%。
4 应注意的两点
(1) 线路导线长度、型号、配电变压器参数等基础数据一定要准确。该公司对所有10 kV线路进行普查, 采用卫星定位系统对线路进行测绘, 结合农、城网新建、改造数据, 核实了10 kV线路的基础数据。在此基础上, 生产技术部线路专工根据线路的变化及时对10kV配电线路地理信息系统进行维护, 确保系统数据与线路实际相符。只有基础资料准确可靠, 计算出来的结果才科学合理。对每条10 kV线路的导线等值电阻每年计算1次即可。当某条线路进行改造, 变动较大时, 应及时重新进行导线等值电阻计算。
衢州电网线损理论计算分析 篇4
关键词：地区电网,线损,理论计算,降损,措施
1 本年度线损理论计算有关情况
1.1 代表日选取
衢州电力局于7月25日组织了衢州电网全口径负荷实测及全口径线损理论计算工作。
1.2 计算范围、计算内容、计算方法和计算程序
计算内容:220 k V变压器损耗、110 k V电网线损、35 k V电网线损、10 k V及以下配网 (计算范围不小于20%的10 k V线路线损) 。低压配电线损实测分析, 暂定每个地区选市中心、郊区和城乡交界处三类典型10 k V配电台区, 每类台区各选三个以上配变的低压网 (所有低压线) 进行实测、计算和分析 (按典型日或典型周及典型月) 。电网的线损理论计算使用郑州大方软件有限公司开发的软件。
2 代表日基本情况
2.1 电网概况
衢州电网位于浙江西部电网末端, 主要通过信安-双龙2回500 k V线路以及双龙-太真线、双龙-南竹线、石窟-黄村线3条220 k V线路与系统联系, 境内主要电源有:乌溪江水电站29.25万千瓦, 黄坛口水电站8.8万千瓦, 巨化自备热电厂23.0万千瓦, 巨宏热电厂13.5万千瓦。
截至2011年底, 衢州电网共有500 k V变电所1座, 即信安变, 容量2×75万千伏安, 220 k V公用变电所10座, 20台主变, 容量324万千伏安, 110 k V变电所35座, 主变60台, 变电容量255.25万千伏安。500 k V线路2条, 总长度为126.06 km。220 k V线路25条, 总长度为588.29 km。110千伏线路84条, 总长度934.60 km。2011年衢州市最高负荷约187.72万千瓦, 全社会用电量约为111.42亿千瓦时。
2.2 负荷实测日天气情况
2012年负荷实测日衢州地区天气晴、有时多云, 日降水量0 mm, 衢州全市最高气温35℃, 最低27.1℃;相对湿度78%, 最大风速5.7m/s, 极大风速7.4m/s。
2.3 负荷情况
实测日衢州地区全口径最高负荷186.68万千瓦, 比去年实测日实测的187.7万千瓦下降0.55%;省统调最高负荷172.16万千瓦, 比去年实测日的179.6万千瓦下降4.12%。
衢州地区实测日全口径日电量为4016.5万千瓦时, 比去年实测日全口径3833.6万千瓦时增长4.77%;省统调实测日电量3465.3万千瓦, 比去年实测日的2496.16万千瓦时增长38.83%。
2.4 代表日电网运行方式
衢州电网35 kV及以上均采用正常方式下的全接线全保护运行方式。
3 线损理论计算汇总与分析
3.1 代表日线损理论计算结果
本地区代表日线损理论计算汇总结果:总线损率为4.1 7%, 2 2 0 k V电网线损率为0.21%, 1 10 (66) k V电网线损率为0.62%, 35 k V电网线损率为1.03%, 2 0 k V电网线损率为3.0 3%, 1 0 (6) k V电网线损率为2.41%, 380 V电网汇总线损率为5.6 6%。
3.2 分压线损理论计算分析
(1) 220 k V电网线损理论计算分析。
系统中20台投运的220 k V主变, 7月25日一天中共损耗了4.32万度电量 (2011年3.37万度电量、2010年3.52万度电量、2009年2.77万度电量、2008年2.72万度电量、2007年2.23万度电量、2 00 6年2.2 8万度电量) , 占总损耗的4.12%, 比去年理论计算3.85%上升了0.27个百分点;其中总铜损1.99 (去年1.90) 万度, 占220 k V主变总损耗的59.93% (去年56.23%) ;铁损13.30 (去年1.48) 万度, 占220 k V主变总损耗的40.07% (去年43.86%) 。220 k V主变损耗在主网中所占比率以及铜损比率出现上升, 而钱损比率下降。
(2) 110 k V电网线损理论计算分析。
线路情况如下。
系统中本次带负荷运行的46条线路, 7月25日一天, 其总损耗为3.30万度 (1 1年4.21万度、10年3.7 6万度、09年2.65万度、0 8年4.1 7万度) , 占总损耗的3.1 4% (去年4.1 0%) , 比1 0年下降了0.9 6个百分点, 线损率为0.184% (11年0.224%、10年0.251%、09年0.197%、08年0.312%、07年0.278%、06年0.31%) , 比去年理论计算下降了0.04个百分点。
主变情况如下。
系统中60台110 k V主变, 7月25日一天中共损耗了5.726万度电量 (去年5.882万度电量) , 占总损耗的5.46% (去年5.85%) , 同比下降0.39个百分点;其中总铜损3.585万度 (去年3.458万度) , 占110 k V主变总损耗的61.79% (去年58.79%) ;铁损2.140万度 (去年2.424万度) 占110k V主变总损耗的37.39% (去年41.21%) , 说明主网中110 k V主变的负载较轻, 铜铁损比率同比变化不大, 同时总损耗量在主网线损中有所减少。
(3) 35 k V电网线损理论计算分析。
7月25日负荷实测时, 35 k V的供电量是766.57万千瓦时, 同上年代表日757.90万千瓦时相比, 电量上升了8.67万千瓦时。线路理论计算损耗为1.03%, 比上年代表日下降了0.02个百分点。线损构成中, 线路损耗比重和铜铁损比重均有增大。原因是重损变损耗变化影响到35 k V的线损。同比其它损耗略有下降或持平, 理论线损也是有所下降。
(4) 20 k V电网线损理论计算分析。
去年同期20 k V电网尚未投动, 今年7月25日负荷实测时, 20 k V的供电量是7.876万千瓦时。线路理论计算损耗为3.028%。
(5) 10 k V电网线损理论计算分析。
相比较而言, 农村的变压器负载率要大于城区的负载率, 城区变压器的负载率低主要是最近几年新建的房地产项目建设后总体居住率不高, 而且变压器配置均按照较高标准备置, 所以造成城网内负荷率偏低。城区内和大部分农村线路的功率因素均较高, 但由于地理环境关系, 一些偏远山区大多数10 k V线路的功率因数偏低, 造成线损一直偏高, 这些线路的导线损耗一般占整个线路损耗的60%以上, 个别线路占到80%以上。
(6) 380 k V电网线损理论计算分析。
典型居民小区负荷实测情况来看, 在现有居民生活用电水平下, 所有小区变的配变负载率普遍很低。
4 存在的问题、措施和建议
线损实测与理论计算 篇5
线损率是供电企业的重要技术经济指标, 能够综合反映供电企业经营过程中规划、建设、运行、营销等环节的优化程度。线损的理论计算, 作为电网损耗评价诊断的基础性工作, 得到了供电企业的高度重视。国家电网公司自2005 年以来, 坚持每年组织各省市公司开展线损理论计算工作, 其中2005 年、2012 年分别开展了大、中、小三种负荷方式下的线损理论计算工作, 目的在于摸清技术线损的现状和变化规律, 找出技术线损管理工作薄弱环节, 提出技术降损措施。由于各省市公司在开展线损理论计算工作中, 对各级电网的计算方法、计算范围等不尽相同, 对线损理论计算结果的准确性产生了一定的影响。本文通过剖析线损理论计算常见问题, 提出建设性的改进对策措施, 进一步提高线损理论计算的规范性、可比性。
线损理论计算常见问题
实测参数短缺
客户端实测参数的短缺
线损理论计算中典型日运行数据的采集是一项不可或缺的工作, 包括35k V及以上客户端的整点电流 (或有功功率、无功功率) 、有功电量、无功电量等数据, 以满足潮流计算的要求。由于用以采集客户端数据的负控系统常以采集有功功率与电量为主, 若无功功率不能直接采集, 只能根据对应的整点有功功率和电量功率因数进行折算得到, 进而影响线损理论计算的正确性。
变电站实测参数的短缺
具有10 (6/20) k V出线的变电站, 其线路出口运行参数以电流和有功功率为主, 因此, 当出现出口电量数据缺失时, 无法采用积分电量补充无功电量数据, 进而影响线损理论计算的正确性。
变电站站用电的归算不统一
站用电取值不统一
《国家电网公司2005 年代表日负荷实测及线损理论计算与分析工作大纲》 (以下简称《工作大纲》) 规定:110k V及以上电网站用电量损失按实测电量进行计算, 其中缺少抄见电量的110k V变电站, 推荐按1.5 万k Wh/ (月·站) 统一计算, 35k V变电站按0.2万k Wh/ (月·站) 统一计算。
据统计, 2013 年苏州电网9 座500k V变电站站用电量平均值8.8 万k Wh/ (月·站) , 86 座220k V变电站站用电量平均值2.4 万k Wh/ (月·站) , 296座110 k V变电站站用电量平均值1.0 万k Wh/ (月·站) , 85 座35 k V变电站站用电量平均值0.85 万k Wh/ (月·站) 。由此可见, 计算大纲未对500 、220k V变电站站用电量给出推荐值, 110 k V及以下变电站的站用电推荐值与实际统计值偏差较大。
站用电的归算不合理
站用电量是线损理论计算中损失电量的一个部分, 电压等级的归属去向, 直接影响该电压等级的线损率水平。《工作大纲》对于站用电量纳入损失电量的电压等级归算不明确, 导致部分单位在开展线损理论计算时, 将站用电量损失计入变电站所在的最高电压等级, 如110k V变电站站用电量计入110k V损失电量, 这是不合理的。站用电通常采用两种供电模式, 外部供电模式和内部供电模式, 应当对这两种供电模式分别进行归算。
(1) 外部供电模式。以500k V变电站为代表, 通常采用35k V站用变压器, 由于500k V变电站内部并没有35k V母线, 通常采用外部电源, 因此, 这部分站用电量理应计入35k V电压等级的损失电量。
(2) 内部供电模式。220k V及以下变电站均采用这种模式, 通常站用变压器由主变压器低压侧母线供电, 这部分站用电量应计入该电压等级的损失电量。
低压电网表损处理不当
低压电网电能表的功耗是低压电网线损的组成部分之一, 《工作大纲》对此并没有明确规定, 因此, 在推算380V电网理论线损时, 往往造成电能表表损电量的丢失, 导致计算结果的偏差。
对供电企业而言, 电能表是数量最庞大的设备。据统计, 苏州电网拥有低压单相电能表约342.1 万只, 三相电能表约76.7 万只, 按照单相电能表耗电0.7k Wh/ 月, 三相电能表耗电1.4k Wh/ 月计, 低压电网电能表表损电量达到了346.9 万k Wh/ 月, 显然不可忽略不计。
线损理论计算方法多样
在开展35k V及以上电网线损理论计算时, 各省市公司的做法比较一致, 通常采用全网计算的方式, 计算电网中每条线路、各个元件的损耗, 形成35k V及以上电网的线损理论计算结果。但是, 在开展10 (6/20) k V及以下电网的线损理论计算时, 各省市公司采用了不同的计算范围和计算方法。
10 (6/20) k V线损理论计算的多样性
10 (6/20) k V线路具有电网设备数量多、网络拓扑复杂、计算工作量大的特点, 各省市公司在开展这项工作时采取的方法大致归纳为以下几种。
(1) 全网计算法。就是采用所有10 (6/20) k V线路开展线损理论计算, 得到10 (6/20) k V电网的线损理论计算结果。这种方法通常适用于10 (6/20) k V线路总数200 条及以下的县级单位。
(2) 比例抽样计算法。由于有些县级单位10 (6/20) k V线路总数较多, 达到400~1000 条, 这时, 采用全网计算法, 由于人力因素的制约, 难以保证计算工作在规定的时间内完成, 因此采用了按比例抽样计算的方法, 通过样本的计算来推算10 (6/20) k V电网的线损理论计算结果。
(3) 定数抽样计算法。是抽样计算的一种表现形式, 与比例抽样不同的是, 其抽取的样本是一个定数, 而不是按一个百分比形式抽取, 这样的抽样方式, 便于规定统一的模板进行计算汇总, 推算10 (6/20) k V电网的线损理论计算结果。
显然, 比例抽样计算法、定数抽样计算法对抽样的要求比较高, 样本的代表性直接决定了计算结果的正确性。
380V线损理论计算的多样性
380V电网的线损理论计算, 是线损理论计算中困难最大的部分, 《工作大纲》规定:低压配电线损实测分析问题, 暂定每个地区供电企业选市中心、郊区和城乡交界处三类典型10k V配电台区, 每类台区各选三个配变的低压网 (所有低压线) 进行实测、计算和分析 (按典型日或典型周及典型月) 。同时对实测的不少于9 个台区变压器安装低压台区线损记录 (测试) 仪, 比较实测计算数据与仪器记录数据, 以取得低压线损率的可信数据。
然后又在《2005 年度国家电网公司线损理论计算约定和边界条件》中约定:380V电网线损计算中, 线损率应进行典型台区实测, 尚未进行实测的, 可采用以下推荐值:城区取6%, 城乡交界和远郊区取7.5%。将接户线损失和电能表损失均考虑在低压损失内。
这样, 一部分省市公司按照《工作大纲》的要求, 开展典型台区的线损理论计算, 得到典型台区的线损率指标, 按照低压供电量推算380V电网的理论线损;另一部分省市公司按照《2005 年度国家电网公司线损理论计算约定和边界条件》采用直接选取推荐值, 根据低压供电量推算380V电网的理论线损。这就导致了计算结果不具备可比性。
线损理论计算结果评价存在局限性
线损理论计算结果的评价通常采用分元件的方式, 重点针对重损变、重损线开展分析, 但这种分析方法存在一定的局限性。
变损率分析的局限性
变压器有功损耗 (以双绕组变压器为例) 可以表示为:
则变损率可表示为:
式中, △ P0为变压器的空载有功损耗, △ PK为变压器的短路有功损耗, S为变压器负荷的视在功率, SN为变压器的额定容量, c o s ϕ 为负荷功率因数。
当 Δ P0= Δ PK ( S / SN) 2时, 即铜损与铁损相等时, △ A% 取得极小值 (近似值) , 但若考虑设备投资费用等因素, 此时未必处于真正的经济运行状态。 如S11 型500k VA变压器空载损耗 (0.675k W) 相比同容量S9 型变压器 (0.960 k W) 下降30%, 如果单纯采用变损率来衡量变压器的经济运行状态, 那么越是节能的变压器, 经济运行的负荷率越低, 显然是不合理的。
线路损失率分析的局限性
由于电网结构与负荷密度、地理环境密切相关, 电网规划时, 变电站布点必须从地区负荷增长的远景出发, 若某些时期个别区域存在长距离供电现象, 虽然线路损失率偏高, 但只要其电压降满足要求, 经济电流密度满足要求, 满足规划经济性的要求, 就应该认为其是合理的, 这样的高损区域更适合配合电网规划进行逐步优化, 单纯用线路损失率的高低来评判线损的合理状况是片面的。
改进的对策措施
建立完善线损理论计算的保障体系
线损理论计算作为一项常态化的工作, 应避免成为突击性、临时性任务, 应建立完善的组织和技术保障体系, 使线损理论计算工作融入日常管理, 主要体现在以下三个方面。
(1) 线损理论计算中电网模型的构建应与相关工作高度融合, 成为其日常工作的一个组成部分。如35k V及以上电压等级的线损理论计算, 可以直接依托数据采集与监控系统 (SCADA) 的建模数据, 甚至可以组建线损理论计算在线计算模块。10 (6/20) k V配电线路的建模可以结合配电系统的单线图等。
(2) 线损理论计算负荷实测数据应高度依托相关系统, 相关系统应可按照指定格式直接输出相关数据。如:35k V及以上电压等级的负荷实测数据可直接依托SCADA系统的遥测量数据;负控系统采集客户端数据、用电信息采集系统采集配电变压器运行数据等。
(3) 线损理论计算软件应集成嵌入相关专业系统, 避免大量重复劳动。35k V及以上电压等级的线损理论计算依托SCADA系统的建模和实时数据构成在线计算模块, 通过对一段时间的 (多个断面) 线损理论计算结果, 运用概率统计的方法, 可以得到更具有代表性的线损理论计算结果, 避免代表日线损理论计算所产生的局限性;10 (6/20) k V及以下配电线路的线损理论计算与配电管理信息系统 (MIS) 相结合, 提高数据资料的及时性, 通过负荷实测数据的导入, 直接进行线损理论计算, 从而提高工作效率。
加快制定线损理论计算技术标准
原《工作大纲》已不适应线损理论计算工作深入开展的实际需要。为进一步推进线损理论计算工作朝着规范化、标准化的方向不断发展, 避免由于计算方法和计算范围的偏差导致计算结果不具备可比性, 分析方法不具有针对性, 对线损管理工作的指导意义有限等问题, 迫切需要制定线损理论计算技术标准, 为各基层单位开展线损理论计算工作提供技术保障和依据。
结束语
在大力提倡节能减排的今天, 正确评价、诊断电网的能耗水平, 推进对高损环节实施改造, 努力实现电网的线损水平最优化对于国家实现节能减排目标、供电企业增收节支, 无疑是双赢的。因此, 不断改进线损理论计算的方法, 规范工作流程, 是提高电网技术降损经济分析的重要手段, 也是技术降损管理的重要内容。
参考文献
[1]国家电网公司2005年代表日负荷实测及线损理论计算与分析工作大纲[Z], 2005.
[2]DL/T 686—1999, 电力网电能损耗计算导则[S].
线损实测与理论计算 篇6
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
线损实测与理论计算 篇7
配电网线损是电力生产经营企业和管理部门考核的一项重要经济指标,也是表征电力系统规划设计水平和经营管理水平的一项综合性技术经济指标。准确合理的配电网线损计算是电力生产经营企业和管理部门分析线损构成、制定降损措施的有力工具,对促进供用电企业降低能耗,提高经济效益,加强供用电运行管理具有重要的意义。
由于配电网结构的复杂性、参数多样性和资料不完善以及缺乏实时监控设备,配电网线损计算一直是个难题。配电网线损计算的主要目的是通过对电能在输送和分配过程中各元件产生的电能损耗及各类损耗所占比例的计算,来确定配电网线损的变化规律。
配电网的理论线损计算方法主要分为2大类:一类是基于网络主要损耗元件的物理特征建立的各种等值模型算法;另一类是基于馈线数据建立的各种统计模型和神经网络模型算法[1]。传统线损计算方法主要是均方根电流法、平均电流法、最大电流法和等值电阻法,因其计算精度不高,不便于降损分析。近年来,部分学者将遗传算法(GA)与人工神经网络理论(ANN)引入到配电网理论线损计算中,虽然计算精度有明显提高,但由于受到配电网结构复杂多样性的制约,需要建立学习样本并进行训练,计算过程比较复杂,通用性和实用性较差[2]。因此,线损的理论计算还需要进一步深入研究。
1 传统理论线损计算方法
传统理论线损计算方法主要有:均方根电流法、平均电流法、最大电流法和等值电阻法[1,3,4]。
均方根电流法的物理概念就是线路中流过的均方根电流所产生的电能损耗相当于实际负荷在同一时间内所产生的电能损耗。均方根电流法的优点是方法简单,按照代表日24 h整点负荷电流或无功功率或有功电量、无功电量、电压、配电变压器额定容量、参数等数据计算出均方根电流就可以进行电能损耗计算,易于计算机编程计算。但是计算结果因代表日选取的不同而不同,计算误差较大。
平均电流法的物理概念是线路中流过的平均电流所产生的电能损耗相当于实际负荷在同一时间内所产生的电能损耗。用实际中较容易得到并且较为精确的电量作为计算参数,计算结果较为准确,计算出的电能损耗结果精度较高;按照代表日平均电流和形状系数等数据计算就可以进行电能损耗计算,易于计算机编程计算。但对没有实测记录的配电变压器,形状系数不易确定,计算误差较大。
最大电流法是线路中流过的最大电流所产生的电能损耗相当于实际负荷在同一时间内所产生的电能损耗。计算所需资料少,只需测量出日最大电流并计算出损耗因数等数据就可以进行电能损耗计算,易于计算机编程计算。但损耗因数不易计算,不同的负荷曲线、网络结构和负荷特性,计算出的损耗因数不同,不能通用,使用时必须根据电网实际情况计算损耗因数;计算精度较低,常用于计算精度要求不高的场合。
《电力网电能损耗计算导则》推荐采用等值电阻法来简化计算配电网的线损。等值电阻法是基于均方根电流法推导而来的,它将配电网的可变损耗等价为2个等值电阻上的损耗,避开了配电网结构的复杂性,而且等值电阻法还可以根据实际电网中负荷的变化对这2个电阻进行修正,因此计算精度较高。这种方法只需要配电网首端的运行记录,同时收集和整理原始资料的工作也大为简化,因此是中压配电网线损计算的有效方法。但是等值电阻法需要假设计算条件,在一定程度上会影响计算精度。针对等值电阻法的上述缺陷和不足,本文对假设条件进行适当更正,提出了一种改进型理论线损算法。
2 改进型理论线损计算方法
等值电阻法的基本思想是,在线路首端(计量点处),假想一个等值的线路电阻,使通过线路首端等值电阻的总电流产生的能量损耗,与线路各分段电流通过分段电阻产生的实际电能损耗的总和相等。
传统等值电阻法的基本假设条件为:
(1)负荷按与配电变压器额定容量成比例均匀分布,各节点负荷率相同;
(2)各负荷点的功率因数、负荷曲线特征系数相等;
(3)忽略各节点电压差,认为各节点电压近似等于首端电压。
这些基本假设是基于电网设计数据和统计经验数据而提出的,误差相对较大。本文充分利用可获得的电网运行参数和数据,使假设条件更为合理,改善基本假定条件(1) 、(2)带来的误差;通过配电网潮流计算,可以考虑无功功率和线路电压损失对线损的影响,从而克服基本假定条件(3)带来的误差,提高线损计算的精度[5]。
对树状的中压配电网一般采用前推回代法计算潮流,前推回代法针对辐射状配电网的特点,以支路网损作为状态变量,进行前推回代求解[6]。对于环网运行的配电网,可采用牛顿-拉夫逊法进行潮流计算,求解功率分布和节点电压。本文主要针对10 kV/35 kV辐射状配电网采用前推回代法求解。
2.1 前推回代支路计算顺序
中压配电网络一般按闭环设计、开环运行,其基本单元是馈线,每条馈线与树状相似,以辐射型网络连接若干台配变。配电网正常运行时,可分解为多个树状辐射网络[7]。
这种网络属于图论中的树,每条馈线的首端(电源点)为根节点,把其他节点命名为叶节点和非叶节点,两节点之间仅有一条支路连通,只与一条支路相连接的节点为叶节点(根节点除外),其余节点为非叶节点。网络中支路数等于节点数减1,若设树状网中的节点数为n,则网络中的支路数就为n-1[8,9]。为研究方便,定义各支路的首末端节点i和j为从树根指向树梢。
前推回代法计算潮流,在迭代计算开始前,要先确定好支路的计算顺序。根据文献[9]的方法,先把与叶节点连接的支路排在计算顺序表的前面(同级叶节点相连支路的顺序可以任意),然后假设将已排序的支路拆除,这样又出现新的叶节点,再将与其连接的支路排在计算顺序表中,如此重复,直到根节点所在支路加入计算顺序表中为止。该顺序表即为从叶节点向根节点前推计算功率损耗的支路顺序,其逆序就是进行节点电压回代计算的顺序。
2.2 前推回代法潮流计算步骤
前推回代法潮流计算分2个步骤:一是前推运算;二是回代运算。前推运算时第1次迭代时用线路的额定电压,第2次及以后各次迭代使用前一次回代运算求出的节点电压。回代运算时利用前推运算所得的支路首端功率和本步骤刚算出的支路首端节点电压(对根节点用已知的电压)。
2.2.1 节点负荷计算
目前我国中压配电网只有变电站的每条出线首端和安装了负控装置的某些大用户负荷节点,负荷数据齐全,能采集实时的负荷数据,不需进行数据转换,在潮流计算时已计及负荷点的功率因数、负荷曲线特征系数的影响。
而其他大多数的负荷用户都只在变压器的低压侧安装了有功电度表,只能通过定期抄表获得有功电量数据。文献[9]采用精算的方法,对这类负荷先按照已知的变电站出线首端有功月负荷曲线将月有功电量数据分摊到日,得到每日用电量,再按照代表日有功负荷曲线分摊到每日的每个小时,得到潮流计算用的负荷有功功率;根据该节点负荷的性质按统计规律估计的月平均功率因数将月有功电量折算成月无功电量,再按照同样的方法分摊到每日的每个小时,得到潮流计算用的负荷无功功率。
在多数情况下,需要计算的是计测期的线损,用上述方法逐小时计算,计算时间太长。一种较实用的方法是,先根据实测或估计的各节点的平均功率因数将有功电量折算成无功电量,求取计测期有功、无功电量的小时平均值,再乘以各节点的负荷曲线特征系数K,得到潮流计算用的负荷功率均方根值。
2.2.2 变压器支路的功率损耗计算
假设变压器支路的首末端节点为i和j,则节点j就为叶节点,从叶节点开始前推计算功率分布。本文讨论的变压器负荷是变压器低压侧的负荷,并已将低压侧节点j的节点负荷PLDj+j QLDj和节点电压Uj归算到一次侧。
正常运行时,配电变压器的绕组有功、无功功率损耗为:
考虑节点电压的影响,配电变压器的铁心有功、无功功率损耗为:
可得变压器支路正常运行时的有功、无功功率损耗:
2.2.3 变压器支路的节点输出功率计算
根据功率平衡的原理可知,变压器支路ij首端节点i的输出功率为:
式(1)～(8)中:PLDj、QLDj分别为线路支路ij的节点j的有功、无功负荷;Rij、Xij分别为支路ij的电阻值和电抗值;SNij、UNij分别为支路ij变压器的额定容量和一次侧额定电压;U
2.2.4 线路支路的节点注入功率计算
一般配电网一条主馈线带有数条分支,各分支又带有各自的分支,线路支路ij的节点j的节点注入功率为:
2.2.5 线路支路的功率损耗计算
由于中压配电网电压较低,可以不考虑线路电容的充电功率,则线路支路ij的有功功率损耗和无功功率损耗分别为:
所以,线路支路ij首端节点i的输出功率为:
2.2.6 节点电压回代计算
已知支路ij首端节点i的功率Pi+j Qi和线电压Ui,则配电网中节点i到节点j的电压降落为:
其中,电压降落纵分量和横分量的模值分别为:
对于110 kV及以下电压等级的电力网,可以忽略电压降落横分量ΔUi,从而可以得到末端节点j的电压模值Uj为:
式(9)～(18)中:m为与支路ij节点j直接相连的下层支路数;
以上公式都需要经过迭代计算,对于节点功率及节点电压,根据经过修正的线路功率损耗求新的节点注入功率,再根据节点注入功率求新的节点电压,根据前后2次迭代的电压偏差是否小于设定阈值来判断是否收敛,如果收敛,则输出计算结果;如果不收敛,重复上述迭代计算过程直到满足收敛条件为止。对于变压器负荷功率及损耗功率的计算,也要反复迭代直到计算结果满足精度要求为止[11,12]。
3 算 例
某10 kV小型配电网,有LGJ-50、LGJ-35、LGJ-25共3种型号导线,7台配电变压器总容量为373 kVA,某月实际投运时间为t=555 h。该线路的有功供电量为35 460 kWh、无功供电量为26 140 kvarh,配电变压器总抄见电量为34 010 kWh,线路首端平均功率因数为0.80,实际综合线损率为4.09%。已测算得负荷曲线特征系数为K=1.08。各台变压器的额定容量、抄见电量等参数及线路结构如图1所示。本文将采用等值电阻法和改进的理论线损算法计算该配电网的理论线损和线损率。
查架空线路钢心铝绞线导线参数表和变压器技术参数表,可以分别得到本算例的线路参数和变压器技术参数(见表1、表2)。
3.1 应用等值电阻法计算线损
根据文献[4]介绍的“按电量求阻法”计算配电线路和变压器的等值电阻为:
式中:Re1、ReT分别为线路导线和变压器绕组的等值电阻;Apj∑为计算馈线段供电的变压器抄见电量之和;r0j为计算馈线段导线的单位电阻值;lj为计算馈线段的长度;
将表1、表2、图1中相关数据代入式(19)、式(20)计算可得: Re1=2.03 Ω,ReT=6.13 Ω,则该配电网的总等值电阻为:Req=Re1+ReT=8.16 Ω。
该配电网的总线损计算如下:
线路的理论线损率为:
3.2 应用改进型算法计算线损
为了修正传统等值电阻法基本假设条件(2)中各负荷点功率因数相等带来的误差,实测该配电网各台配电变压器的月抄见电量和构造各变压器低压侧负荷节点平均功率因数等数据如表2所示。
应用电力系统综合分析程序中的前推回代法对此配电网进行潮流计算,求解本算例配电线路功率分布和节点电压,经过3次迭代达到收敛条件,即:
本算例的潮流计算结果(已归算到一次侧)如表3所示。
根据式(11)推导,可以计算配电线路的电能损耗为:
根据式(1)、(3)、(5)推导,计算配电变压器的电能损耗为:
根据以上计算结果可得该配电网的总线损为:
线路的理论线损率为:
3.3 2种理论线损计算方法的分析比较
对图1所示配电网采用2种算法的理论线损计算结果如表4所示。
由表3计算结果可以看出,本文提出的改进型理论线损算法,比传统等值电阻法的计算精度提高了2.22%。由于本文采用的算例中变压器处于轻载状态、配电线路较短,配电变压器的固定损耗占线损的主要成分,随着配电变压器负载率的提高,本算法的计算精度将更为可观。
4 结 论
本文在传统等值电阻法的基础上对假设条件进行了更正和补充,采用改进型理论线损算法对10 kV配电网的线损进行了理论计算。由于考虑了节点负荷分配、负荷点的功率因数、配电线路与变压器的无功损耗以及电压偏差对线损计算的影响。计算结果比传统等值电阻法的计算精度提高了2.22%,更接近于理论线损值,为进一步减少管理线损,提高配电网线损管理水平提供了理论依据。
摘要：在分析了现有配电网线损计算方法优缺点的基础上,提出了一种改进型配电网理论线损计算方法。该方法充分利用可获取的配电网运行参数,利用功率平衡的原理来计算配电网的线损,并以15节点10 kV配电网的线损计算为例,验证了该方法的有效性。该方法采用的配电网运行参数数据量越大,计算精度越高,可以广泛应用于各供电公司、大型工矿企业和高等院校的理论线损计算与节电指标考核。
关键词：配电网,线损计算,节电
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