配电网线损分析指标研究

配电网线损分析指标研究

0配电网线损的考核方法研究在线损失和在线损失率是反映电网运营的重要指标，通常用作对电网公司的评价和比较指标。但是,由于馈线的线路布局、负荷特性、负荷分布、供电半径等存在很大差异,采用统一线损或线损率作为考核或比对目标的做法不够科学。对于供电半径短、主干分支多或负荷主要集中在馈线首段的情形,较容易获得比较低的线损或线损率指标,但可能并不反映运行管理的水平,因为可能还有较大的降损潜力。而对于供电半径长、主干分支少或负荷主要集中在馈线末梢的情形,即使运行管理的水平很高,并且充分挖掘了降损潜力,其线损或线损率指标可能仍比较高。解决上述问题的关键是要定义出一条特定的馈线技术上所能达到的“极限”线损或线损率,将其当前实际线损或线损率与“极限”线损或线损率进行比较,从差距中反映该馈线的运行管理水平,以及尚有多少降损潜力。“极限”线损或线损率指标也为科学制定线损目标提供依据。另一方面,可以采用的降损措施有很多种,但是需要研究各种措施对损耗降低所发挥的作用的大小,即线损或线损率究竟对哪种降损措施最敏感,究竟哪种降损措施的投资收益率最高等。在此基础上,需要对将线损或线损率降低到期望值所需的最佳(改动最少或最经济)降损措施组合进行优化,得出在费用约束下的最佳改造方案。目前有关线损的研究工作主要集中在理论线损算法的改进、线损分析以及降损措施的研究等方面。文献对理论线损算法进行了改进,提高了理论线损计算精度。文献通过理论分析得到了基于能量线性叠加的电源输出功率、支路传输功率和支路线损解析表达式,给出了线损与电源关系的解析表达式。文献利用调度自动化系统和管理信息系统的实时系统数据,提出了一种线损综合分析法。文献提出将配电网线损影响因素分为电网规划建设因素、电网技术因素、运行管理因素、外在因素等四大类,并对各因素对线损的影响进行了分析。文献根据地区电网的特点和实例分析,在运行方式、经济调度、电网改造和线损管理等方面提出了一些降低线损的措施。文献分析了电网的技术线损分布及构成和我国电网技术线损存在的主要问题,提出了降低技术线损的对策。文献在考核线损率指标科学性方面提出了利用计划线损率与实际完成线损率之间的最小方差来衡量的方法。尽管在配电网线损研究方面已经取得了上述研究成果,但是仍存在下列问题:1)未反映所考察的配电网在综合采取各种措施后能够达到的极限线损率,使得线损考核指标缺乏客观的依据。2)未反映各种单项降损措施对配电网降损的作用效果,影响了降损措施的优化。为了解决上述问题,本文提出一系列极限线损分析指标,在此基础上,提出一种基于极限线损率和极限降损率指标的配电网降损措施优化步骤。1极端射线损伤分析指标1完全降损的线损线损对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,最大限度地采取了该电力企业可采用的所有降损措施后的线损,称为“极限线损”。极限线损条件下的线损率称为“综合极限线损率”,用λl表示。所能降低的线损率称为“综合极限降损率”,用△λ表示。对于该定义说明如下:(1)馈线的布局结构是给定的。(2)负荷的特性和负荷分布是给定的。(3)可采用的降损措施一般包括:加大导线截面至该电力企业规定的极限截面、无功补偿至该电力企业规定的极限程度、优化变压器选型至该电力企业规定的极限型号变压器(如S9型或S11型)、平衡三相负荷至某种极限指标、优化运行方式等。对于线损或线损率而言,理论上讲其极限为0,但这样理论意义上的极限是没有实际意义的,因为它需要建立在诸如超导等理想条件下,而在现实中无法实现。这里所谓的“极限”线损或“极限”线损率是指已经最大限度地采取了所有可采取降损措施后得到的线损或线损率,即实际上可以得到的最低线损或线损率,尽管从某种意义上讲它不如为0的极限情况那么严格,但却具有鲜明的实际意义,因为它清楚地反映出当前在线损方面的运行管理水平差距,以及尚有多少降损潜力。2截面极限线损率对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,将其全部馈线段都采用该电力企业规定的极限截面型号导线,而其他参数保持不变时的线损率称为“截面极限线损率”,用λ1表示。对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,单一采取增大导线截面的降损措施所能降低的线损率称为“截面极限降损率”,用△λ1表示。3无功补偿极限线损率对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,将其无功全部补偿到该电力企业规定的极限程度而其他参数保持不变时的线损率称为“无功补偿极限线损率”,用λ2表示。对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,单一采取无功补偿的降损措施所能降低的线损率称为“无功补偿极限降损率”,用△λ2表示。4优化变压器极限线损率对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,将其变压器全部改造为该电力企业规定的极限型号变压器,而其他参数保持不变时的线损率称为“优化变压器极限线损率”,用λ3表示。对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,单一采取优化变压器的降损措施所能降低的线损率称为“优化变压器极限降损率”,用△λ3表示。5平衡极限线损率对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,将其三相负荷平衡至该电力企业规定的极限情况,而其他参数保持不变时的线损率称为“三相平衡极限线损率”,用λ4表示。对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,单一采取三相平衡的降损措施所能降低的线损率称为“三相平衡极限降损率”,用△λ4表示。6优化运行极限线损率对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,采取网络优化运行方式,而其他参数保持不变时的线损率称为“优化运行极限线损率”,用λ5表示。对于一条给定布局结构的馈线,在给定负荷特性和负荷分布下,单一采取优化运行的降损措施所能降低的线损率称为“优化运行极限降损率”,用△λ5表示。2降损优化措施经过上节所述的极限线损指标分析,若综合极限线损率λ或综合极限降损率△λ仍不能够满足要求,表明即使全部采取上述5种降损措施也不能达到预期目标,还需要采取进一步的措施,将在第3节详细论述。若综合极限线损率l或综合极限降损率△λ能够满足要求,表明可以通过对上述5种降损措施的优化来达到预期目标。并且:若△λ1最大,表明该配电网导线截面太小,首先应考虑增大导线截面的降损措施。若△λ2最大,表明该配电网无功问题突出,首先应考虑增加无功资源的降损措施。若△λ3最大,表明该配电网变压器损耗较大,首先应考虑优化高能耗变压器选型的降损措施。若△λ4最大,表明该配电网三相不平衡问题突出,首先应考虑采取三相平衡的降损措施。若△λ5最大,表明该配电网首先应考虑调整运行方式的降损措施。在降损改造费用宽松情况下,可采取下列步骤得出降损优化措施:(1)计算当前情况下的线损率。(2)判断此时线损率或降损率是否满意?若是,则执行(6);否则,进行(3)。(3)计算当前情况下的极限降损率。若△λi最大,则选取第i类降损措施中,对△λi的贡献最大的单项改进措施放入降损措施集合M。(4)计算采取集合M中的降损措施后的线损率或降损率。(5)返回(2)。(6)计算采取集合M中的降损优化措施的总费用C∑,集合M中就是降损优化措施。(7)退出。在降损改造费用紧张的情况下,在优化中需要将最大改造费用Cmax作为约束条件,并且采取下列步骤得出降损优化措施:(1)计算当前情况下的线损率,C∑=0。(2)判断此时线损率或降损率是否满意?若是,集合M中就是降损优化措施,则执行(10);否则,进行(3)。(3)计算当前情况下的极限降损率,若△λi最大,则将第i类降损措施放入集合Q中。(4)从集合Q中选取△λ()/C最大的单项改进措施,其中△λ()表示该单项改进措施对线损率的改进,C表示该单项改进措施的费用。(5)若C∑+C>Cmax,则将该单项改进措施从集合Q中删去,进行(6);否则将该单项改进措施放入降损措施集合M,C∑=C∑+C,执行(7)。(6)此时集合Q是否为空?若是,则执行(9);否则,返回(4)。(7)计算采取集合M中的降损措施后的线损率或降损率。(8)返回(2)。(9)若存在仅次于△λi的降损措施,则将仅次于△λi的降损措施放入集合Q中,返回(4);否则,表明现有改造费用不够,无法使线损率或降损率满意,进行(10)。(10)退出。3劳动效率的优化若全部采取上述5种降损措施仍不能达到预期目标,则有必要考虑采取下列措施之一或全部:将部分负荷转移到其他线路或新建线路上;缩短供电半径。定义将负荷i转移到其他线路的质量指标为其中:△λI,i表示将负荷i从馈线I转移走后馈线I所降低的线损率;△λII,i表示将负荷i转移到馈线II后馈线II所增加的线损率。因此,将部分负荷转移到其他线路或新建线路上的优化措施生成步骤如下:(1)将根据经验设计出的备选负荷转移方案放入集合O,计算采取集合O中方案后,馈线Ⅰ综合极限线损率l或综合极限降损率△λi是否满意,将满意的方案放入集合Q。(2)此时集合Q是否为空?若是,则执行(7);否则,进行(3)。(3)从集合Q中选取使E最大的负荷转移措施,放入集合N。(4)采取集合N中降损措施后,判断馈线Ⅱ的综合极限线损率或降损率是否满意?若是,则进行(5),集合N中措施即为采取的负荷转移优化措施;否则,将该措施从集合Q、集合N中均删除,返回(2)。(5)计算集合N中转移措施的转移费用Cf。(6)采取基本降损措施优化,集合M与N的并集中的降损措施就是总的降损优化措施,退出。(7)重新设计出一些备选方案,返回(1)。至于缩短供电半径的优化措施,则需要依靠设计人员的经验确定若干方案后,经过技术经济分析与对比方能确定。4线路结构及改造费用【实例1】图1所示为10kV农网线路18节点辐射状配电网。节点1为电源点,节点2-18为负荷节点。其中,节点2、4、5、8、9、17、18为I类用电负荷;节点10、11、13、15、16为II类用电负荷;节点3、6、7、12、14为III类用电负荷。各节点配电变压器均采用S7型。主干线L-1采用LGJ-120型导线,支线L-2采用LGJ-70型导线,支线L-3采用LGJ-50型导线。各节点、各支路参数及各类型节点负荷曲线见附录1、附录2。支路b4、b7、b11、b15可由分段开关控制支路通断,支路b18、b19可由联络开关控制支路通断。由于配电网开环运行,支路b18、b19优化前状态为被断开,如图1虚线表示。规定极限情况下选取的导线型号为LGJ-240型,各节点配电变压器均选用S9型,无功补偿后功率因数,节点三相负荷全部平衡。改造费用见附录3。设目标线损率AG%=4.5%,在降损改造经费紧张情况下最大改造费用Cmax=26万元。采用本文论述的方法进行分析,可以得出:该18节点辐射状配电网优化前线损率A%=5.2856%。各项极限线损率指标计算结果如表1所示。各项极限降损率指标计算结果如表2所示。通过对比各项极限线损率指标和各项极限降损率指标,可以清楚地反应该18节点配电网线损在各降损措施方面的运行管理水平差距和所具备的降损潜力。其中该网络在导线截面、无功补偿、优化变压器、优化运行方面问题突出,存在较大改善空间,首先应考虑从这几个方面进行降损,制定相应的降损优化措施。因综合极限线损率uf06c能够满足目标线损率AG%的要求,表明可以通过基本降损措施优化来达到预期目标。(1)降损优化措施m采用本文论述的方法可以得出在改造费用宽松情况下,降损优化措施M如表3所示。采用表3中的降损优化措施后,线损率A%=4.4696%,改造总费用C=27.888万元。(2)负荷转移优化措施采用本文论述的方法和编写的程序可以得出在改造费用紧张情况下,降损优化措施M如表4所示。采用表4中的降损优化措施后,线损率A%=4.4890%,改造所需总费用C∑=25.966万元。【实例2】采取基本降损措施仍不能达到预期目标,还需要采取进一步的降损措施优化的例子。依然以实例1的模型来做分析,设此时目标线损率AG%=3.2%。已知18节点辐射状配电网综合极限线损率λ=3.2047%。因综合极限线损率uf06c不能够满足目标线损率AG%的要求,表明通过基本降损措施优化不能达到预期目标,需采用进一步降损措施优化。如图2所示,馈线I:它是一个18节点配电网。馈线II:它是一个7节点配电网。馈线II中节点1为电源点,节点2-7为负荷节点。各节点变压器均采用S7型。它的主干线L-1采用LGJ-120型导线,支线L-2采用LGJ-70型导线,支线L-3采用LGJ-50型导线。各节点、各支路参数及各类型节点负荷曲线见附录1、附录2。假设根据线路具体情况,可以将馈线I的部分负荷通过新增的支路(图中点线所示,新增支路均采用LGJ-240型导线)改由馈线II供电,并给出新增支路将馈线I的节点11、14、15、17、18的负荷转移到馈线II供电的几种可能的方案。设在降损改造经费紧张情况下最大改造费用Cmax=131万元。设拟定负荷转移方案为转移节点11、14、15、17、18中3个以内节点的负荷。若采取第3节的方法优化后发现线损率仍不能满足目标线损率要求,则增加转移节点负荷个数并重新制定转移方案。采用第3节论述的方法可以得出负荷转移优化措施N,如表5所示。采用表5中的负荷转移优化措施后,该18节点辐射状配电网优化前线损率A%=4.9288%。各项极限线损率指标计算结果如表6所示。通过对比各项极限线损率指标和各项极限降损率指标,可以清楚地反应该配电网线损在各降损措施方面的运行管理水平差距和所具备的降损潜力。其中该网络在导线截面、无功补偿、优化变压器、优化运行方面问题突出,存在较大改善空间,首先应考虑从这几个方面进行降损,制定相应的降损优化措施。此时,馈线I综合极限线损率uf06c能够满足目标线损率AG%要求,表明