电力网线损理论计算

电力网线损理论计算(节选)
卫志农  董峰   河海大学农村电气化学院 (210024)
摘要   本文将原有的电力网线损理论计算的模型进行拓展研究，提出新型的计算模型。同时，对由于负荷曲线造成的病态潮流进行研究，提出一种自适应识别、调整的方法，提高了计算的收敛性。采用实例计算，证明本方法是可行的。
关键词   线损  运行模式  自适应识别
1  线损理论计算
1.1  线损理论计算模型
原有的基于潮流的线损计算模型只取计算时段中的一天为典型日，计算该天的网损，然后乘上总时段，得到系统总的线损为：
ΣP=PtypeT     (1)
式中    Ptype——典型日网损  kW
T——总天数
然而在T时段内，系统的发电功率、负荷功率和网络拓扑结构会发生较大的变化，仅选用一种运行模式必然会造成较大的计算误差，同时采用这种方法得到的平均功率与实际该运行方式下的功率相差也较大，这也是导致潮流计算不易收敛的原因。基于潮流的线损计算模型为利用网络典型日的运行参数、拓扑结构进行潮流计算得到线损值的方法。它考虑了负荷曲线的影响，选取多种不同的运行方式，将计算时段内系统的运行模式归为几类(如在一周内，五天工作日可以归为一类运行模式，两天休息日可以归为另一类运行模式)。只要计算这几类运行模式所对应的网损，然后分别乘以各个模式所对应的天数，将它们相加即可得到总的网损为：
ΣP=Ptype1T1+Ptype2T2+…+PtypenTn               (2)
公式中各变量的意义同式(1)。
运行模式的分类可以采用聚类分析方法，也可以采用人工分类方法。采用Kohonen神经网络和模糊系统相结合，对负荷曲线分类，也能取得了比较好的结果。以人工方法进行网损计算模式的判别，一般一年内可以分为八个模式，见表1。在计算过程中，由用户指定工作模式和每种模式的持续时间。根据该模式的负荷曲线和系统拓扑图计算网损，然后乘以天数，得到总线损。
表1 人工方法进行网损计算模式
模式1
模式2
模式3
模式4
模式5
模式6
模式7
模式8
春季
休息日
春季
工作日
夏季
休息日
夏季
工作日
秋季
休息日
秋季
工作日
冬季
休息日
冬季
工作日
1.2  负荷曲线的自适应调整
当计算电力系统稳态潮流时，会出现振荡或发散的情况，我们称之为病态潮流，称此时的电力系统为具有病态条件的电力系统。
利用典型日负荷曲线，求取平均功率计算潮流，很容易产生病态电力系统。其原因是：①典型负荷曲线选取不当(典型日运行工况不具有代表性或者各个母线负荷曲线选取不同时)，造成系统全局或局部功率严重不平衡，使得系统表现为运行参数病态；②由平均功率所引入的误差；③数据输入时的错误导致。
对系统病态(即计算发散时)情况的分析可知，辐射型线路、重负荷线路很容易导致发散。其表现为该区域内节点的电压相角差很大，区域内支路的流动功率越限的可能性比较大。针对这种情况，我们提出将直流潮流法作为网络异常负荷点的识别方法，它能快速估算潮流，且与用精确潮流法计算电压相角误差不超过10%，能够判断出最大的电压相角差。直流潮流的数学模型如下
Pij=(3)
式中    Pij——线路流动有功功率  kW
δij——线路两端的电压相角差
Xij——线路的电抗 Ω
令Ui=Uj≈1，sinδij≈δij
得
Pij=
所以    P=-Bδ′     (4)
式中    P——节点注入有功功率列向量
B——不计支路电阻的节点导纳矩阵
δ′——节点相角差列向量
根据电压相角的偏差程度，判断引发潮流计算不收敛的重负荷节点，找到负荷功率较重的区域。然后根据一定的调整规则调整负荷曲线，使得计算收敛。
2  算例
本文采用的试验网络为18个节点，27条支路。其中发电节点4个，负荷节点8个，空节点6个。容量基准值为100MW，电压均归算至110kV侧。原有算法的计算结果如表2所示。表中数据为典型日系统总的发电、负荷和线损率。表3为计算时段内总发电、负荷和线损率。
对该网络在计算时段内采用两种运行模式进行计算，一种模式为工作日，另一种为休息日。在各个负荷节点、发电节点电量不变的情况下，计算结果如下。表4为运行模式1的日发电、负荷、线损率。表5为运行模式2的日发电、负荷、线损率。表6为计算时段内系统总的发电、负荷、线损率。

由此我们可以看出，在计算时段内仅考虑一种计算模式，所引起的误差可达5%。将本文提出的计算模型应用于河南省电力系统，计算河南省高压输电网的线损，结果表明本文提出的算法计算准确度高、算法收敛性好。

3  结论
通过实际算例验证，本文提出的网损计算方法有以下一些特点：
(1) 网损计算模型合理，计算结果准确度高。
(2) 网损计算方法适应性强，实用性好。
(3) 当计算出现发散时，能自适应识别并调整有关数据，使其收敛并给出合理结果。