电力负荷的定义范文

导语：如何才能写好一篇电力负荷的定义，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

Mile’s手术是中低位直肠癌治疗的常用方法。患者广泛存在围手术期焦虑、抑郁、睡眠障碍等各种应激症状[1]，妨碍患者的躯体康复和重返社会的治疗预期。通过心理治疗护理联合小脑顶核电刺激治疗（CES），可以改善患者的抑郁焦虑状态。

1临床资料

1.1一般资料

自2010-2011年，病房治疗Mile’s手术围手术期病例40例。其中男性28例，女性12例；年龄分布，18-35岁8例（20%），35-65岁24例（60%），大于65岁8例（20%）。

1.2纳入标准

符合Mile’s手术适应症的直肠癌患者，在手术前后2周内；既往无心理疾病和精神疾病史。

符合CCMD-3标准抑郁症单次抑郁发作（F32.0）诊断标准，并至少符合以下4项[2]：

（1）兴趣丧失，无愉

（2）精力减退和疲乏感

（3）运动性迟滞或激越

（4）自我评价降低，有自责或内疚感

（5）联想困难或思考能力下降

（6）反复出现欲死念头或存在自伤自杀行为

（7）睡眠障碍，如失眠、早醒或过多睡眠

（8）食欲降低或体重明显减轻

（9）减退

1.3排除标准

合并精神分裂症状

年龄小于18岁或大于80岁以上的患者

2治疗方法

小脑顶核电刺激治疗：采用CVFT-010M型，将刺激电极置于双侧乳突根部后方并固定，将无创电刺激引入小脑顶核，强度和频率为患者耐受量。治疗时间为30分钟，前1周为每日2次，后1周为每日1次，2周为1疗程。

心理治疗护理：术前沟通和宣教；手术分析；术后症状分析；陪伴、交谈和其他足够时间的诚恳交流等。

3疗效观察

3.1观察项目

Beck抑郁问卷（BDI）：治疗开始前及2周后分别进行自主回答并由量表工作人员计算总分。

汉密尔顿抑郁量表（HAMD）24项版本：治疗开始前及2周后分别由量表工作人员测量

3.2统计学方法

计量结果以X±S表示，自身配对样本比较使用t检验。

3.3疗效标准

Beck抑郁问卷（BDI）：≤4分，无抑郁或极轻微；5-13分，轻度；14-20分，中度，≥21分，重度。

篇2

关键词：负荷 预测 时间序列法

中图分类号：TM93 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）11（c）-0105-02

电力负荷预测具有十分重要的作用，其是调度中心制订发电计划及发电厂报价的依据，同时其也可以为发电计划程序、离线网络分析和合理的调度安排提供数据，而其准确率的高低对电力系统的运行、控制和生产计划都有着非常重要的影响。为了更加准确的预测市场对电力电量的需求，现如今已有很多预测方法被用于电力电量的预测，各种方法都有其优缺点。随着电力市场的发展，人们对负荷预测精度的要求也越来越高。为了进一步提高预测精度，则需要对传统方法进行一些改进，使预测结果具有更高的参考价值。随着现代科学技术的不断进步，理论研究的逐步深入，以灰色理论、时间序列理论、模糊数学等为代表的新兴交叉学科理论的出现，为负荷预测的飞速发展提供了坚实的理论依据和数学基础。

1 负荷预测及分类

电力负荷实质上是指电力的需求量或用电量，即能量的时间变化率，也可以被定义为发电厂、供电地区或电网在某一瞬间所承担的工作负荷。

电力负荷往往具有以下一些特点：（1）电力负荷往往以天为单位不断起伏的，具有较大的周期性；（2）电力负荷的变化过程一般不会有较大的突变，属于连续性变化；（3）电力负荷对一些因素会比较敏感，比如季节、温度、天气等。

在对负荷进行预测时，需要考虑系统的运行特性、增容决策等因数，以便更加准确的确定未来某特定时刻的负荷数据。就负荷本身而言，其主要是指电力需求量或用电量。电力电量预测对电力系统安全经济运行和国名经济发展具有重要意义。

由于对电力负荷进行预测的目的会有所不同，所以将其分为四类即：（1）超短期负荷预测，主要是用于对未来一小时以内的负荷进行预测；（2）短期负荷预测，主要是指日负荷预测和周负荷预测，分别用于安排日调度计划和周调度计划；（3）中期负荷预测，主要是指一个月到一年的负荷预测，主要用于确定机组运行方式和设备的大规模修理计划等情况；（4）长期负荷预测，主要指未来3～5年甚至更长时间内的负荷预测，主要是用于电网规划部门。

2 负荷预测影响因素

通过实践证明影响负荷变化的因素有很多，所以负荷是时刻变化的，相关实验证明负荷预测总负荷（由各个单个负荷组成）一般具有一定的变化规律，其各分量与总负的关系可写为：

其中字母的具体含义如下所示。

表示典型负荷分量，其主要的特点在于具有线性变化和周期变化；表示天气条件温度情况，通过分析各种因素的负荷影响程度，得到温度往往是最重要的气候影响变量；表示时间变化的影响，可以大致的归纳为如下三点，即人们作息时间，法定及传统节，日季节变化；表示特殊事件，比如：自然灾害、拉闸限电、系统故障等等。这类事件具有很强的随机性，难以预测，只能依靠调度人员的经验判断；表示随机产生的因素，考虑到负荷序列本质上就是一个随机序列，负荷的随机分量是负荷中的不遵循规律的部分，是不能准确预测的，可以通过模型或算法来考虑这些分量。

3 预测电力电量负荷的常用方法

3.1 弹性系数法

电力弹性系数的基本定义是电力负荷年均增长率和国民经济年均增长率之比，其主要作用在于可以用来衡量国民经济发展和用电需求。该系数可以大致的分为两大类，既电力生产弹性系数和电力消费弹性系数。使用该种预测方法的前提在于必须预先知道预测期内国民经济的发展目标及其年平均增长速度，如果已经事先知道了弹性系数的预测值，便可以利用国内生产总值的年均增长率来预测出规划期所需的电力和电量。该方法的主要缺陷在于需要进行大量统计调研工作。

3.2 时间序列法

该方法的原理在于利用负荷的历史资料，设法建立一个数学模型，用以描述电力负荷这个随机变量变化过程的统计规律性；同时利用该模型建立一定的负荷预测数学表达式，进而对未来的负荷进行预测。

3.3 灰色预测法

该方法的基本原理在于利用关联空间、光滑离散函数等概念定义灰导数与灰微分方程，进而用离散数据列建立微分方程形式的动态模型。利用该方法可以建立这样的灰微分方程。还模型是利用离散随机变量数经过生成变为随机性被显著削弱而且较有规律的生成数，建立起的微分方程，这样便于对其变化过程进行研究和描述。

4 时间序列中的一次、二次、三次指数平滑预测方法

指数平滑法是生产预测中常用的一种方法，可用于中短期电力负荷的预测，该方法是在移动平均法基础上发展起来的一种时间序列分析预测法，它是通过计算指数平滑值，配合一定的时间序列预测模型对现象的未来进行预测。其原理是任一期的指数平滑值都是本期实际观察值与前一期指数平滑值的加权平均。根据平滑次数的不同，指数平滑法可分为：一次指数平滑法、二次指数平滑法和三次指数平滑法。

以下分别建立三种指数平滑模型，进行负荷的预测：

4.1 一次指数平滑预测模型

4.2 建立二次指数平滑预测模型

4.3 建立三次指数平滑预测模型

（1）选择所需要进行预测的目标时段；（2）选择原始数据的数量。（如：选择7年）；（3）平滑常数a值的选定。（如：平滑常数a=0.4）；（4）利用MATLAB程序进行预测。

通过如下的一个实例进行预测，预测鄂州市全社会用电量，原始数据如表1。

利用上述的指数平滑预测法建模模型进行预测，可以得到如下的数据，见表2。

5 结语

电力负荷预测是电力系统规划决策、经济运行的前提和基础，电力负荷的准确预测对电力系统的经济运行和国民经济的发展具有重要意义，所以有必要对负荷预测问题进行深层地研究。

参考文献

[1] 牛东晓，曹树华，赵磊，等.电力负荷预测技术及其应用[M].北京：中国电力出版社，1998.

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关键词：负荷预测模型；超短期负荷预测；一元线性回归法；标准离差检验

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）34-0056-03

对电力市场的分析与预测的主要内容是对电力负荷的预测。它关系着者电网的安全、稳定与经济运行。同时，也是电力系统发展规划的基础性工作。对符合预测的准确性研究，是电力调度系统中极为重要的课题。而负荷需求又受诸多因素的影响，如地区经济发展水平、能源供应方式、用电结构、电价水平、天气变化、需求侧管理政策等，从而使电力负荷变化呈非平稳的随机过程。常用的电力系统负荷预测方法包括灰色预测法、人工神经网络等。但是没有一种方法能确保在所有情况下都能得到满意的结果。因为地区不同，其经济发展特点等具体情况不同，故采用单一预测模型的预测精度具有明显的地

域性。

本文根据内江市隆昌地区的经济发展情况及负荷组成情况，在短期数据中，负荷呈现周期性的平稳增长，周期内平均负荷的规律是线性上升的。利用这一性质采用回归分析法进行研究并建立回归预测模型，采用标准离差检验，其误差值满足要求。

一、负荷预测模型

电力负荷预测模型的建立，就是确定负荷预测值（即模型输出量）及与预测量相关的决定因素（称为模型输入量）。一般情况下我们假设任一时刻电力系统的负荷都可以由正常负荷分量、气象敏感负荷分量、特殊事件负荷分量、随机负荷分量4个独立成分的线性组合而成，即：

（1）

式中：、、、、分别为时刻的系统总负荷及其正常负荷分量、气象敏感负荷分量、特殊事件负荷分量、随机负荷分量。

（一）正常负荷分量

正常负荷分量与天气、温度无关，但对于不同的预测周期，它具有不同的变化规律。在超短期负荷预测中，一般采用线性函数，甚至为常函数；在短期负荷预测中，一般呈周期性变化，采用周期函数，而在中长期负荷预测中，仍然呈周期性变化，但增长趋势明显，故采用线性变化和周期变化函数共同描述，即：

（2）

其中：为线性变化负荷分量，

（3）

式中：a、b为线性方程的截距与斜率；为误差。

周期变化负荷分量，

（4）

式中：为时刻，通常取1、2、3……24小时；为过去第天第小时的负荷变化系数；为过去第天第小时的负荷；为过去第天的日平均负荷；为过去日负荷的天数。

（二）气象敏感负荷分量

一系列气象因素，如温度、湿度、风力、阴晴等都与气象敏感负荷分量密切相关。我们在建立气象敏感负荷模型时，考虑温度与湿度被是最重要的影响因素，通常以气象变量（横坐标）及对应日峰值（纵坐标）画出一个分散图。如图1所示，是以温度做气象变量的气象敏感负荷模型图，定义了三条直线段来表示气象敏感负荷模型，即：

图 1 温度敏感负荷模型

式中：为时刻温度敏感负荷分量；为温度；、为冷临界温度和斜率；、为热临界温度和斜率。

（三）特殊事件负荷分量

考虑特殊事件的关键是积累足够的相关经验，归纳出修正规则，可以用专家系统方法也可以简单地采用人工修正。简单的人工修正是调度员根据历史经验，按不同时间段对负荷预测作出修正。

（四）随机负荷分量

负荷的随机波动是指某些未知的不确定因素引起的负荷变化，这种不确定的随机波动负荷在不同的电网内，随系统结构及负荷组成的差异，其大小不相同。例如，对超短期负荷预测来说，巨大的轧钢负荷就属于随机干扰。随机负荷常表现出某种随机性，用时间序列分析方法建立模型。

1．AR模型。定义为其本身过去值的有限项加权和的基础上，增加一个干扰量，即：

（6）

其中，阶数和系数（=1、2、3……）可以由过去值通过均方误差最小等准则来得到。

2．MA模型。定义为现在和过去的干扰量的有限项加权和，即：

（7）

其中，阶数q和系数（=1、2、3……q）也由过去值通过均方误差最小等准则来得到。

3．ARMA模型。定义为其本身过去值的有限项加权和的基础上，叠加现在和过去的干扰量的有限项加权和，即：

（8）

二、负荷预测基本算法

负荷预测模型确定了之后，进一步就是应确定采取什么样的负荷预测算法。实用上可以采取实验比较法，即利用某一电网的历史数据来确定适合于该电网的最有效的算法，在精度一致的条件下，选择较简单的算法。

下面就以内江电网的用电量、历史负荷数据为例进行分析，根据内江地区经济发展情况，分析用电组成情况可知，居民用电负荷比例最重，工业用电相对较少，地理环境处于川南部，属于自然灾害少发地。由于经济增长平稳，故用电量急剧变化不大，采用回归分析法进行研究。常用的回归预测模型分为线形与非线性两大类，其中线性回归又包括一员线性回归和多元线性回归，非线性回归也有一元非线性回归和多元非线性回归两种。

（一）一元线性回归预测模型

该模型建立起负荷y与时间的一元线性关系。

（9）

其中，参数、由最小二乘法求解，即以误差平方和最小的原理来估计参数、。

设给定历史负荷序列，表示误差平方和，有：

（10）

当取最小值时：

（11）

解以上联立方程（11）可得到：

（12）

将（12）式代入（9）式得到的一元线性回归预测模型，具有最小的误差平方和。

（二）实例分析

对内江市连续数年的夏季负荷峰谷值及出现时刻进行统计分析，可得出其日负荷特性统计规律：该市电网日负荷峰值出现在19:00～22:30，峰值出现在21:00的概率较高。日负荷中，早高峰出现在11:00～12:00，晚高峰出现在19:00～22:30，谷底出现在06:00～07:00。由于其用电组成部分中居民用电占大部分，其余时段特别是下午时刻腰荷时段呈平稳态势。内江市隆昌县地区电网更呈现出这一特性，因此可采用夏季某一天下午时段的历史负荷数据根回归模型做计算。

表 1 历史负荷值

t 1 2 3 4 5 6 7 8

5.52 5.59 5.65 5.68 5.77 5.95 5.9 6.01

解：根据公式（12）可求出系数b：

然后求出系数a：

在求出参数a、b后，回归模型就建立好了，根据可计算出负荷与实际数据由较好的拟合度，但还必须进行数理统计和经济意义的检验。通常按标准离差法检验，公式为：

（13）

其中；取表1中数值。

故

所以将、值带入公式（13）中可得：

该s值越小越好。

同时还需检验s与实际值的平均值的比值，即：

由于该值为，一般认为超短期预测误差不应超过1，因此本次预测精度更高，满足要求。

三、结语

本文以内江市隆昌地区电网的用电量、历史负荷数据为例进行分析，根据经济发展情况及负荷组成情况，发现在短期数据中，负荷呈现周期性的平稳增长型，周期内平均负荷的规律是线性上升的。其用电量急剧变化不大，故采用回归分析法进行研究。在某个短时刻里，确定影响其变化的一个或多个因素，建立回归预测模型，此模型也体现了“远大近小”的规律，实例计算结果表明在某一时间段内此预测方法简单实用，采用标准离差检验，其误差值满足要求。但实际电力负荷预测中，由于预测发展变化的规律复杂多样，时间长短不同，根据预测范围不同，影响因素不同，不同地区电网可采用其他预测模型或是几种组合预测模型来预测。对其结果也可采用不同的方法来检验。因此本文所介绍的预测方法仅是其中之一，仅供探讨。下一步的研究方向致力于对众多影响因素和中长期负荷的关系进行细致深入的分析，从而使预测结果更加具有可信度。

参考文献

[1] 刘继春，等．电力市场运营系统[M]．北京：中国电力出版社，2007．

[2] 汪峰，于尔铿，阎承山，等．基于因素影响的电力系统短期负荷预测方法的研究[J]．中国电机工程学报，1999，19

（8）．

[3] 雷绍兰，孙才新，周，等．基于径向基神经网络和自适应神经模糊系统的电力系统短期负荷预测方法[J]．中国电机工程学报，2005，25（22）．

[4] 李翔，高山，陈昊．基于变机构协整理论的中长期电力负荷预测模型[J]．电网技术，2007，31（9）．

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关键词：脆弱性 配电网 云计算 风险评估

中图分类号：TP393.08 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）05（b）-0038-02

随着现代化工业的发展，我国电力系统的规模越来越大，以及各种新设备的相继使用，使电力系统变得日益复杂。现有的电力系统通常采取的是集中控制的系统结构，这就要求控制中心要从多路远处采集数据，同时当故障发生时，控制中心将难以在短时间内对故障进行快速的有效地处理。另一方面，传统的电力系统安全评估方法已难以适应电力系统的复杂性和随机性，难以提供电网安全健康状态的实时、定量和直观的诊断信息，无法建立有效的控制和决策支持系统，无法满足电力市场的要求，造成了电力资源的浪费。因此需要一个智能的系统实时地、随机地对复杂的电力系统实施控制。该文提出的基于云计算的配电网脆弱性分析系统能够定量地抓住决定安全性等级的两个因素：事故的严重性和可能性。并在此基础上引入了风险指标，从而可以对电力系统做出更详细更安全的指标。

1 云计算配电网脆弱性分析的系统架构

电力系统的脆弱性分析目的是为了找出电力系统内外的脆弱点和薄弱区域，得出系统内各元件抗扰动和维持正常能力的程度。基于云计算的配电网脆弱性分析系统是利用自动化技术、网络技术的高速发展，由通过Internet相互连接的多种设备和用户组成的一个复杂实体。

从总体上看，整个系统主要由云计算控制中心、风险评估系统、分散在配电网系统中的各种存储设备以及被云计算整合的各种计算资源所组成。其中云计算控制中心和风险评估系统是整个配电网脆弱性分析系统的核心。

云计算控制中心首先通过Internet与由大量传感器和其他数据采集设备组成的相连接，并把采集到的各种数据信息整合成相应的计算资源。然后根据用户设定的需求，将整合的计算资源通过Internet分配给被风险评估系统。再由风险评估系统根据相应的风险评估指标对配电网脆弱性进行分析，所获得的风险评估结果将通过Internet重新汇总到云计算控制中心，最后再反馈给用户。

2 云计算控制中心

配电网脆弱性分析系统利用云计算理论对比较分散的需要监控的大量信息采用分散存储，分层控制。云计算控制中心设立中心调度所、变电站控制中心，以及用户/线路等分层控制中心，应用分散递阶控制理论，将整个配电网复杂的控制分解为若干个相互关联子系统的控制，使对多变量过程的控制解耦，在中心调度所设立组织层，在地区调度所、变电站控制中心设立协调层，根据配电网的特点将其划分为线路子系统和用户子系统等，并在子系统中设立响应层在逻辑上采用分层控制结构。

本系统的最底物理层为响应层（用户/线路），设置在每个本地的子系统中，对现场实施预定义的控制行为。中间层是协调层（变电站控制中心），协调层运用知识库对响应层提交的警报或故障事件进行诊断并将控制信号反馈给响应层，对各子系统中的故障进行实时处理，有效地控制故障的传播。如果该事件的影响超过了某个预定义的极限，协调层将把这个事件提交给组织层即最高层（中心调度所）。这样选择配电网中的一些会影响到整体稳定性的重要负荷和线路，再结合各个变电站和调度中心，即可组成云计算控制主体结构。

3 风险评估系统

3.1 风险评估原理

风险评估理论建立在概率性方法的基础上，是一种分析系统不确定性因素导致灾害的可能性和这种灾害的严重度相结合的理论。风险评估是指采用一系列逻辑步骤，使设计人员和安全工程师能够以一种系统的方式检查由于设备的使用而产生的灾害，因此可以选择适合的方法。电力系统的风险指标能够定量地把握事故的可能性和严重性这两个决定系统可靠性的因素，从而能够比较全面的反映事故对整个电力系统的影响及相应的系统脆弱性程度。

3.2 风险评估的风险指标

该设计中风险评估定义了四种风险评估指标，分别是线路过负荷风险、变压器过负荷风险、低电压风险和失负荷风险。综合风险反映的是发生事故后系统各项风险的综合。所以将综合风险指标定义为线路过负荷风险指标、变压器过负荷风险指标、低电压风险指标和失负荷风险指标四个的累加。因此综合风险指标的计算公式为：

在此公式中，风险指标反映了电力系统的脆弱程度，电力系统在受到发生某些事故的概率和后果严重度的综合表现。通过计算系统的风险指标来确定配电网的脆弱性状况。

4 配电网脆弱性分析功能的实现

由于在本系统中确立了四种系统安全性问题，即线路过负荷风险、变压器过负荷风险、低电压风险和失负荷风险。此四种安全性问题是从电网安全性的不同角度对系统进行脆弱性描述，所以风险评估中针对每一个事故都要分别计算上述不同类型的风险指标。

在配电网脆弱性计算流程中，首先确立故障目标集，包含所有需要计算的可能发生故障的元件；利用已知数据计算目标集内每个故障发生的概率，并且计算每个故障发生后系统的潮流分布情况，从潮流结果中运用有效数据按照上面所建立的各种风险模型计算，求出每个故障下的各种风险指标。最后当目标集内的所有故障全部计算完后，通过风险指标的整合对系统脆弱性进行分析。

5 结语

该文提出了一种新颖的基于云计算的配电网脆弱性分析系统，并设计了适用于配电网脆弱性和安全性分析的云计算分层控制结构，同时将风险评估理论引入配电网的脆弱性分析中，为配电网的安全性和脆弱性分析提供新的理论依据，为电网的智能脆弱性分析提供了一个思路，也是未来电网脆弱性和安全性分析研究的发展趋势。

参考文献

[1] 曹阳，高志远.云计算模式在电力调度系统中的应用[J].中国电力，2012，45（6）：14-17

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关键词： 脆弱性评估； 电网脆弱性； 网流； 电网结构； 虚拟容量

中图分类号： TM711文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）07-0032-02

引言

随着社会经济的不断发展电力系统的规模也越来越大，相应的运行控制手段也日趋复杂，电力系统的安全运行需要防患于未然，各类保护、安全自动装置的配置是一种事后的稳定维持控制手段，而脆弱性评估则属于事前的主动检测，能够很好地协调系统的运行方式及规划发展，具有极强的理论及现实指导意义。

电力系统的脆弱性可以抽象为电网对外界攻击的敏感性。目前对电力系统的脆弱性评估主要是基于微分方程理论、能量函数及复杂网络理论来进行分析。微分方程理论是通过建立系统元件的详细数学模型，以时域仿真的形式对系统进行动态分析[1，2]。能量函数法则是通过构建支路能量函数模型计算各支路当前输送值偏离初始值的距离，以此确定系统的脆弱区[3]，这两种基于一定运行方式的分析方法对故障模拟，寻找系统脆弱环节起到了很好的作用。基于复杂网络理论如小世界理论的电网脆弱性研究揭示了某些电网结构上所具有的小世界特质[4-7]，但目前还未能结合电源和负荷的分布及线路容量来考虑电网的结构，因此具有一定的局限性。事实上，电网的拓扑结构是电网所具有的内在、本质的特性，强壮、合理的电网拓扑才是电力系统安全运行的首要因素，其次才是运行方式的影响。因此，通过系统地量度电力系统中各元件的重要性，从而给出电网结构上的脆弱性评估指标，从电网自身的拓扑结构分析寻找电网本身所固有的脆弱性对建设坚强电网将具有重要指导意义。

本文通过建立电网的随机网流模型，在定义电网线路虚拟容量的基础上考虑电网设备的随机故障并提出相应的脆弱性评估指标将各元件在电网中的重要程度进行量化，从而为输电系统规划、运行方式的制定及采取相应的应对措施提供相应的参考及指导。

1电网等效网流模型

电网是一个时空跨度巨大的时变网络，各类随机因素都可影响其性能，因此，电网首先在性质上可以认为是一个随机网络，可以通过研究各类随机因素对电网的影响寻找其薄弱环节。

电力都是起于发电机而终于负荷，因此任何电力系统都可以图1表示。其中c（gi）、c（li） 、c（ei）、c（egi）、c（eli）、c（ngi）分别表示发电机Gi、负荷Li及相关线路的容量，p（gi）、p（li）、p（egi）、p（eli）分别表示各类随机因素下发电机Gi、负荷Li及相关线路的失效概率并设其相互独立。

图1为一个多源多汇网络，通过添加新的虚拟顶点S、T可将其化为单源单汇网络如图2所示。

电网中原有的具有一定容量限制的顶点如电源点Gi、负荷点Li都可通过顶点分解，将其用两个理想顶点及两点间的一条具有顶点容量的线路等效代替。顶点分解如图3所示。在此等效情况下由于发电机实际出力或负荷量或容量只与其自身相关，因此各新添加支路失效概率可取为0，虚拟理想顶点S、T至发电机Gi或负荷顶点Li的支路容量应等于发电机或负荷顶点的相应容量，即有

c′（gi）=c（gi） （1）

p′（gi）=0 （2）

除去与电源及负荷等此类源汇顶点相连的支路外，系统其余支路容量仍然等于原支路容量。

c′（egi）=c（egi） （3）

对于原网络中发电机与电力系统相连接支路，当发电机失效概率与线路失效概率相互独立时，考虑到若发电机顶点失效，则相应支路也会失效，因此可得其失效概率为[8]：

p′（egi）=1-[1-p（gi）]×[1-p（egi）] （4）

对于电网内其余支路也可依连接情况按照式（1）-（4）作同样等效变换，此时代表电网内各节点的顶点都变为网络图中的理想顶点，具有无限大的容量及0失效概率。

由图论可知，网络中的网流在任何一个中间顶点都必须满足守恒条件f+（ν）=f-（ν），同时任何一条支路还都必须满足支路容量约束，图1电网化为图2等效网流模型后原电网中所有节点都已变为等效网络中的中间顶点，因此当网络中的容量代表电力系统功率或电流时，图2中各个中间顶点都能够满足电路中的功率及电流平衡条件，即满足基尔霍夫第一定律[9，10]。

此外，对于网络中的非电源及非负荷支路，由于随运行方式不同其中潮流方向也可能不同，因此在化为图2所示等效有向网流模型时可将其用两条方向相反、容量相同的有向支路代替[11]，从而得到等效有向网流模型。

2脆弱性评估指标

图2所得电网等效网流模型只具有各支路的线路容量及线路失效概率，顶点都已化为理想顶点，具有绝对的可靠性。对于图2对应的网络G（V，E），其中V、E分别为网络G的顶点集及支路集，E中元素的容量c（ei）及失效概率p（ei）分别表示图2等效系统中线路i的容量和失效概率。

定义：令cp（ei）=c（ei）[1- p（ei）]，称cp（ei）为等效系统的虚拟线路容量。

由于虚拟线路容量cp（ei）的定义中包含线路实际容量及失效概率两个因素，因此可以认为它是对二者的综合反映[12]。

设经过虚拟线路容量转换后的网络为Gp（V，Ep），则Gp为一赋权有向网络，考虑到电网的主要职能为传输电力，而电源点又是系统电力的唯一来源，因此设tij为Gp中源集顶点Vi到系统中任意顶点Vi的端容量，tij（ei）为支路ei停运后，顶点Vi到Vj的端容量。对于给定的两个顶点Vi、Vj，若tij（ei）>tij（ej）则说明在支路ei、ej分别停运的情况下，ei支路停运的网络还能够相对更好地履行其传输电力的职能，即ei支路对顶点对Vi、Vj之间传输能力的影响较小，因此tij（ei）可以作为度量ei支路对顶点对Vi、Vj之间传输能力的一个指标，tij （ei）/tij可以作为度量ei支路对顶点对Vi、Vj之间传输能力的另一个指标。因为网络中存在着多个顶点对，因此可取tij（ei）或tij(ei）/tij的函数为ei支路对整个网络的脆弱性影响评估指标。

定义：令T（ei）=■φ[tij（ei）]ω（Vi，Vj），TR（ei）=■φ[tij（ei）/tij]ω（Vi，Vj） 称T（ei）为ei支路的支路最大流灵敏度，TR（ei）为ei支路的支路相对最大流灵敏度。

设fij（ei）为Gp中顶点对Vi、Vj之间流量为端容量tij方式下流过ei支路流量的最小值，其中顶点Vi为系统源点，如果在Gp中，有fij（ei）>fij（ej）则说明ei支路对顶点对Vi、Vj之间流量的贡献大于ej支路，即ei支路对tij的影响大于ej支路，因此，fij（ei）、 fij（ei）/tij都可以作为度量ei支路对顶点对Vi、Vj之间传输能力的指标[12]。

定义：令λ（ej）= ■φ[fij（ei）]ω（Vi，Vj），λR（ei）=■φ[fij（ei）/tij]ω（Vi，Vj） 称λ（ei）为ei支路的支路影响度，λR（ei）为ei支路的相对支路影响度。

上述T（ei）、TR（ei）、λ（ei）、λR（ei）即为ei支路对网络Gp中所有顶点对影响的度量值和相对度量值，这四个指标反映了最大流状态下网络中可能存在的输供电瓶颈问题，说明的是网络结构上的脆弱性。其中，T（ei）、TR（ei）指标越小，说明支路或节点在网络中越重要，而λ（ei）、λR（ei）指标正好与其相反，其值越大则说明越重要。利用这四个指标可建立一脆弱性评价函数p，使其为四个指标或其中两个的函数即可对电网脆弱性作出相应评价并将结果排序。

3算法流程

根据上述讨论对电网结构脆弱性评估的计算流程为：

1.根据电网结构及设备容量将电网抽象为具有边、点容量及失效概率的随机有向网络；

2.按照式（1）-（4）消去电网随机有向网络模型中的随机因素，得到以虚拟线路容量表示边容量的电网网流模型；

3.在系统网流模型的基础上分别进行电网结构脆弱性指标的计算并根据指标值判断电网的脆弱性。

4数字算例

采用文献10中算例数据，其中发电机G1失效概率取0.06，G2失效概率为0.08，线路1-5失效概率取0.05，假设变电站不会过载，容量取500，同时系统其余设备完全可靠，失效概率为0，各顶点对权重相等都取为1，φ（x）=x，脆弱性评价函数为。p（x，y）=y/x，根据本文1节内容可得系统的网流模型如图4所示。

对系统进行脆弱性分析结果如表1所示。

由表1可见，在T（ei）、TR（ei）、λ（ei）、λR（ei）四个指标的评价下，支路X1、X3是最重要的支路，同时它也是整个系统输供电的一个瓶颈，这两条支路是整个网络系统结构上的关键点，这两条支路之一一旦失效，则系统将损失大部分电源点从而引起负荷限电或产生连锁故障反应，对其进行脆弱性综合排序结果为：X3、X1、X8、X5、X4、X2、X7、X6，这也与文献10中支路4、5最重要，1、2次之，3最不重要的结论相符合[10]。

5结语

电网的结构脆弱性评估是一个复杂的问题，其中评估指标的选取是其中的一个难点。本文在建立电网等效网流模型的基础上，根据定义的虚拟线路容量对电网络进行等效变换，并在此基础上提出评估电网结构脆弱性的相应指标：支路最大流灵敏度和支路的支路相对最大流灵敏度，并通过仿真算例证明指标的有效性及正确性。但对于真实的电力系统网络，网络结构更加复杂，对评估计算的运算效率要求也更高，结合电力系统网络的特点，如何找到一个更加高效的网流计算方法将是进一步需要研究的问题。

参考文献：

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[9] 陈子岐，朱必文，刘峙山.图论[M].北京：高等教育出版社，1990.

[10] 王锡凡.电网可靠性评估的随机网流模型[J].电力系统自动化，2006，30（12）：1-6，22.

篇6

【关键词】线损，节能，发电量

中图分类号：TE08 文献标识码：A 文章编号：

一、前言

线损管理涉及面广，跨度加大，是一项政策性、技术性很强的综合性工作。为适应电力企业由计划经济向市场经济的转变，搞好电力供应，减少供电损失，向客户提供优质、价廉、充足的电力，提高企业自身经济效益，必须加强电网的线损管理工作。

二、线损的组成和计算方法

1、线损的组成

（一）技术上的线损

在输送电力网和电能分配的时候，不可避免的会出现一部分损耗，其直接的原因是当时电力网的负荷情况和供电设备的参数异常，通常这部分正常合理的电能消耗就可以叫做技术线损，也可以叫做理论线损。

（二）管理上出现线损

在电力营销的运作过程中，为准确计量和统计，需要安装若干电能表、互感器等计量装置和表计，不同程度的误差与这些装置与表计都有关系。与此同时，由于用电抄收人员的素质关系，又会出现估抄、漏抄和不按规定同期抄表的现象，再加上管理工作不善，执行力度不够，存在部分透漏和少量自用及其他不明因素造成的各种损失。这类损失，归根到底是我们管理不善引起的，所以称之为管理线损。

2、按损耗特点可以分为以下几个方面：

（一）可变损耗

可变损耗指的是跟电网中的负荷电流有关随其大小而变化的损耗，其中包括导线中的损耗，变压器绕组中的铜损，电流表和电度表电流线圈中的损耗等。

（二）固定损耗

固定损耗指的是电网中的负荷电流没有任何关系但是不随其变化的一种损耗。

（三）不明损耗

不明损耗系实际是指线损与理论线损之差的一种损耗。

3、线损的的计算方法

（一）均方电流值计算损耗

分析实际运行情况可以得出，输送功率P是随时间变化的，因此P是时间t的函数，即：

P＝P（t）

进一步考虑P（t）可知，形成P（t）的因数I，U，cosφ的φ角都是随时间变化的，即：

I=I（t）

U＝U（t）

cosφ= cos[φ(t)].

假设cosφ及U不变，那么在输电元件R中流过电流I（t）时，在时间T内损耗电能A，

A＝ I2（t）Rdt

通常的看，只有在特殊情况下，才能求出I＝I（t）的表达式。实际上，对于大多数情况可以用离散型分布函数来近似地求出A，即，以每小时运行人员抄录的电流值Ii作为这一小时内的平均电流值，近似地认为这一小时内电流未发生变化，则这一小时内的电能损耗为：

A i＝ Ii2 R×I

式子末尾的1表示1小时，从而A i的量纲就成为电能的量纲。当明确这一点时，可以不必写出 ×1．当测计期T内有几个电流值时，总的损耗A为：

A＝

令IJ2为每小时电流平方的平均值，即：

IJ2＝

显然

nIJ2=

于是A= nIJ2R (1)

这个式子表明，当一个供电元件的电阻R为已知时，n小时的总损耗可见用均方电流值求得。

（二）用最大负荷利用小时数Tmax和损耗小时数τ表示负荷特性及计算损耗

最常用的是同负荷曲线，负荷曲线具有周期性。除去用负荷曲线来描述负荷的特性以外，最大负荷利用小时数Tmax也是一种描述方法。

设某元件的全年供电量为A，元件的送电功率P（t）的最大值为Pmax则全年最大负荷利用小时数Tmax的定义为：

Tmax＝(2)

定义式表明，若以最大负荷均恒地供电、则在Tmax小时内就能完成全年供电量A。最大负荷利用小时数Tmax在全年意义上描述负荷的特性。下面叙述它和损耗小时数τ的关系。 类似最大负荷利用小时数Tmax二，设全年供电损失电量为A，损耗功率P=P（t）的最大值为P,max则全年供电损耗小时数τ的定义为：

τ=(3)

当元件R输送功率为最大功率Pmax时，固cosφ假定不变，输电电流I=I(t)也出现最大值Imax,于是Pmax=I2maxR

故A＝I2maxRτ(4)

由此可见对于已知元件电阻R及最大负荷电流Imax的情况来说，只要知道了就能求出该元件的全年损耗A，通常对于供电完成之后的情况，最大负荷电流是一定知道的。即使对于供电完成之前预测线报电量，也要给出最大负荷Pmax,从而 Imax也是可以知道的。于是关键在于如何求损耗小时数τ。

二、当前供电企业线损管理存在的问题

1、不合理的配电网布局和结构

较多的超供电半径线路，超长的线路空间距离，较多的迂回和卡脖子线路供电现象，多而散的配电线路上负荷点，较远的配变供电点离用电负荷中心，使得主配电架空导线截面与载荷量选择不相匹配。

2、使用老化和陈旧的供电设备，损耗就会严重

很多还在使用高能耗配电变压器和用电设备，在一些农村还存在早期架设的10kV线路，这是一种常见的线路损耗，而且十分严重。

3、配电变压器负荷存在不平衡的状态

空载运行时间长的配电变压器，这些配电变压器的固定损耗是很大的。农闲季节白天用电负荷小，经常轻载或空载运行，晚间则负荷较大；反之，则相反。还有配电变压器容量和实际用电负荷不匹配的现象存在。

4、使用电能计量装置的时候也会造成损耗

因为负荷变动大的大量用电客户，而实际负荷率偏小，电流互感器配比偏大。下降了电压互感器二次压降过大造成的计量精度，照明户的表，大量由于设备老化存在着计量精度不合格且偏慢的现象。

三、线损管理方法

篇7

摘要：

抽水蓄能电站具有优良的调峰填谷能力，能够有效解决电力系统接入风电容量超过一定比例后引起的调峰及弃风问题．详细介绍了应用在风力发电中的抽水蓄能电站的系统构成及其基本原理，综合考虑发电效率问题，推导出抽水蓄能机组容量规划的计算方法，并针对某一抽水蓄能电站的容量进行设计．

关键词：

抽水蓄能；风力发电；机组容量

0引言

在全球生态环境不断恶化、化石能源逐渐枯竭的今天，风电作为一种重要的可再生、清洁能源，已经成为解决全球性能源问题不可或缺的重要力量［1－2］．但由于风能存在间歇性、随机性及不稳定性［3－4］等特点，当接入电网的风电容量超过一定比例后，会对电力系统的安全运行造成一定程度的影响，如在负荷低谷的大风时段，将导致大面积弃风现象发生，造成能源的浪费．抽水蓄能电站以其调峰填谷的独特运行特性［5－6］，在负荷低谷的大风时段，将风能通过蓄水的方式进行储存，在负荷高峰时段再将储存的能量输送到电网中去，在大大减少了资源浪费的同时保证了电网的安全稳定运行，成为我国电力系统有效的、不可或缺的调节工具．

1抽水蓄能原理及系统构成

作为间接存储电能的一种方式，抽水蓄能电站可以帮助电网解决负荷高峰和低谷之间的电力供需矛盾．如图1所示，在电网负荷低谷期，多余的电力带动抽水泵把下水库位的水抽到上水库位，将其以重力势能的形式存储起来，当在电网负荷高峰期，存储在上水库位的水力带动水力发电机组来发电，与其他电源一起向电网输电，满足高峰电网时的负荷需求．虽然在此次抽水蓄能中部分能量会在能量转化过程中流失，但与其他相比，使用抽水蓄能电站要比增建煤电火电发电设备来满足负荷高峰和低谷期的起停调峰等经济效益更好．除了调峰外，抽水蓄能电站还具有调频、调相和事故旋转备用等多种功能．作为电网运行管理的一个重要工具，保障了电网的安全、稳定、经济运行．从这个意义上讲，抽水蓄能电站相当于一个能量储存装置，充分利用水作为能量载体，对电能在时间和空间上进行重新分配，以协调电网的发电出力和电力负荷在时间和空间上的不匹配问题，从而使整个电力系统达到安全、稳定、经济运行．

2抽水蓄能机组容量规划方法

2．1调峰容量比的定义

机组正常运行时，其发电范围受最小技术出力和最大技术出力的约束．其中最小技术出力一般在额定出力的70％，少数机组可达到60％或50％．调峰容量比的定义为机组可灵活变化的容量数值与其额定容量之比．RG＝Pmax－PminPe×100％．（1）式中：RG为发电机组的调峰容量比（％）；Pe为发电机组的额定发电出力（MW）；Pmax为发电机组的最大技术出力（MW），多数火电机组其最大技术出力与额定出力相等；Pmin为发电机组的最小技术出力（MW）．按式（1）类推，可得到系统综合调峰容量比，即系统中所有运行机组的可调节容量占到这些机组额定总容量的比值．Rs＝∑i（Pi．max－Pi．min）∑iCi，（2）式中：Rs为系统需求的综合调峰容量比；Pi．max，Pi．min分别为机组i的最大、最小有功出力；Ci为机组i的装设容量．

2．2抽水蓄能电站容量规划方法

在以火力发电为主的电力系统中，系统综合调峰容量比大多小于50％，若此时系统中有部分核电机组或（供热期的）热电机组等基荷机组，则综合调峰容量比将更小．因此，只有电网负荷峰谷差占到最大负荷的比例小于或等于系统的综合调峰容量比时，系统的调峰矛盾才能够得以解决．由于以火电为主的系统其实际负荷无法满足这一要求，而抽水蓄能电站机组的调峰容量比可达到200％，因此其装设容量应以能够满足系统所需综合调峰容量比为基本条件．则系统中抽水蓄能电站的装设容量的计算公式为RD＝（PD．max－PP－S）－（PD．min＋PP－S）PD．max－PP－S，可得到PP－S＝（1－Rs）PD．max－PD．min2－RD．（3）式中：PP－S为抽水蓄能电站装设容量（MW）；RD为扣除抽水蓄能电站发电和抽水容量之后系统需求的综合调峰容量比（％）；PD．max，PD．min分别为系统最大、最小负荷需求（MW）．式（3）实际上并未解决抽水蓄能电站容量确定的问题，抽水蓄能机组在运行时还需满足另一项约束条件，即抽水电量与发电电量比，也就是电站发电效率的问题．如图2所示，阴影面积分别表示抽蓄机组的发电量和抽水用电量，而它们之比为电站发电效率，抽蓄机组的发电效率大致在70％～80％之间，并且由于发电、抽水运行时间的不同，发电容量P1－P2在实际中不可能同抽水容量P3－P4相等，所以式（3）应改为RD＝（PD．max－PP－S1）－（PD．min＋PP－S2）PD．max－PP－S，ηP－S＝EgEu烅烄烆．（4）式中：PP－S1为抽水蓄能电站发电容量（MW），PP－S2为抽水蓄能电站抽水容量（MW），ηP－S为抽水蓄能电站的发电效率，Eg为抽水蓄能电站发电量（MWh），Eu为抽水蓄能电站抽水用电量（MWh）．抽水蓄能机组发电后，会改善电力系统中常规火电机组的出力曲线，使常规火电机组低谷出力上升，高峰出力下降，最极端的状况是使常规机组出力保持恒定．取目标年中典型日负荷曲线，将使典型负荷日常规火电机组恒定出力所需要的抽水蓄能电站机组容量作为电站最大装设容量，以在典型负荷日满足常规火电机组基本调节容量作为电站的最小装设容量，则抽水蓄能电站的装设容量范围为PP－S．min≤PP－S≤PP－S．max．（5）式中：PP－S．min，PP－S．max分别为抽水蓄能机组在最小、最大峰谷负荷日需装设的容量．

3算例分析

按照电网规划目标的最大负荷、最小负荷、年负荷曲线确定电网典型负荷曲线，该负荷曲线如表1所示，表2为系统当前机组构成．通过表1和表2可得到系统当前综合调峰容量比为36．44％，低于系统所要求的40．25％．表3为在典型负荷曲线下P－S机组的年运行时间（以1500h计算）及对系统常规火电机组调峰容量比的影响，其中调峰容量比的计算如式（4）所示．根据系统提出的负荷峰谷差率40．25％的要求，可以确定抽水蓄能电站的装机容量应该不小于400MW．

4结语

针对风力发电间歇性、随机性的特点，构建抽水蓄能电站，充分利用其优良的调峰填谷能力，有效解决电力系统中调峰及弃风问题．介绍了抽水蓄能电站的基本原理及其系统结构，对抽水蓄能机组容量进行分析及设计，为后期抽水蓄能电站和大规模风力发电联合运行模型的建立提供有效的理论依据．

参考文献：

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篇8

本文以线损实测数据为基础，给出线损的定义、分类及产生的原因，运用线损理论计算方法分析线损的成因和线损构成，针对性地提出降损策略，制定相应的降损改造方案。

【关键词】线损 成因分析 线损构成 降损策略

1 线损的定义及其分类和产生的原因

1.1 线损的定义

电厂输送出来的电能，通过电力网的输电线路、变电站、配电网及用户设备，要消耗一定数量的电能，这种消耗掉的电能称为线损。

当电力网中的线损用电能损失的形式表示时，就体现为线损电量。线损电量通常是根据电能表所计量的总供电量与客户售电量相减得出，即：

线损电量=供电量―售电量（1.1）

1.2 线损的分类

线损按其性质可分为技术线损和管理线损两大类。

1.2.1 技术线损

技术线损又可分为不变线损和可变线损。

一般不随负荷变动而变化，只要设备在线运行，就有损耗电能，这一部分损失认为是不变线损。

电网中电气设备的不变线损主要包括：

（1）发电厂、变电站的升压变压器和降压变压器以及配电变压器的铁损；

（2）电缆和电容器的介质损失；

（2）计量设备的电度表电压线圈损失；

（4）电网设备中的调相机、调压器、电抗器、消弧线圈及PT等设备的固定损失（即铁损）及绝缘子的损失；

（5）电能通过电力网的损失随负荷电流的变动而变化的，它与电流的平方成正比，电流越大，损失越大，这一部分损失认为是可变线损。

电晕损耗。

电网中电气设备的可变损失主要包括：

（1）发电厂、变电站的升压变压器和降压变压器以及配电变压器铜损（即电流流经线圈的损失）；

（2）输电线路、配电线路的铜损（即电流通过线路的损失）；

（3）电网设备中的调相机、调压机、电抗器、消弧线圈及CT等设备的可变损失（即铜损）；

（4）计量设备的电度表电流线圈的损失；

1.2.2 管理线损

所谓管理线损是指由于管理方面的原因而产生的电能损耗，其数值等于实际线损与理论线损之差值。该种损耗大部分是由于人为因素造成的，有不确定性，难以用仪表和计算方法确定，只能由抄表统计电量确定，其中包括用户违章用电的损失、漏电损失、抄表员错抄表所造成的损失以及计量表计误差超限所造成的损失等。

另外，根据供电设备的参数和电力网当时的运行负荷情况，由理论计算得出的线损，叫理论线损，又称技术线损。

1.3 线损产生的原因

线损产生的原因主要有以下几方面：

（1）理论线损主要是配电线路，主、配电变压器用电计量表在电网运行过程中所造成的损耗。

（2）电网布局和结构不合理。主要表现在超供电半径，线路距离超长。

（3）配电变压器的负荷不平衡。主要表现在空载运行时间长，固定损耗大。负荷峰谷差大，线损率高。还存在着配电变压器容量与实际用电负荷不匹配现象。

（4）无功补偿不足。很多用户不具备无功就地补偿能力或无功能量补偿不足，因而从配电网大量吸收无功功率，用电设备容量较多地被无功容量占用，设备承载率低。

2 理论线损计算方法的选择

在计算理论线损时，本文提出了两种理论线损计算方法，即电量法和前推回代潮流计算方法。这两种方法充分利用了监控终端（FTU、TTU）的实测数据，以区段为单位进行理论网损的计算。线损的大小与电源的布局、负荷分布、网络结构、运行方式、电压等级的技术性能因素有关，并与调度、运行、检修等管理水平有关，因此应对电能损耗进行深入的分析。分析内容可按实时、正点、日、月分时段或累计时段进行，并与计划值、同期同口径值、理论计算值分重点、分压、分线、分台区进行比较分析。

2.1 高压输电网线损理论计算选择

由于35KV及以上高压输电网结构相对简单，输送负荷大，对线损计算精度要求高。对于35KV输电网线损理论计算分为：输电线路中电阻损耗、变压器空载损耗和负载损耗三部分；而对于110KV及以上线路除了35KV的损耗外还存在线路的电晕损耗和线路绝缘子泄露损耗。由于输电网的线损是指整体输电网络单位时间的电能损失对时间的积分，因此高压输电网线损理论计算方法有：代表日线损理论计算、全月线损理论计算，全年线损理论理计算。输电网由于表计安装充足，计量仪器和各种测量装置齐全，线路和变压器容量大，输送负荷大，对线损计算精度要求高，因此应采用具有收敛性好、速度快等优点的前推回代潮流的方法来进行线损理论计算。

2.2 配电网线损理论计算选择

配电网线损是整条电力网线损的重要组成部分。配电系统的特点是：网络结构为辐射状、设备型号多、主馈线支路多、以及所接的配电变压器数量相当可观、网络结构复杂。目前，配电网线损的计算方法主要有：按电量求阻法、按容量求阻法、线损首端负荷曲线特征系统法、均方根电流法、最大电流法、平均电流法、线路等值电阻法等等。由于配电网仪器设备安装不够齐全，分支路的电参量数据往往无法获取，因此配电网的电能损耗计算通常采用近似简化算法。在原理上这些方法采用了对配电线路和变压器等值电阻的计算方法，一般认为网络各节点的负荷特征系数与首端相同，不考虑沿线的电压损失对能耗的影响。

3 降损改造方案制定策略

3.1 无功补偿方案制定

在分析电网电能质量和无功潮流分布最优的基础上，计算无功补偿方案的需要投资评价无功补偿的经济效益，制定无功补偿方案策略，有选择的采用一种或多种补偿方式：配电站集中补偿（随器补偿）、线路末端补偿（随线补偿）、低压集中补偿（随器补偿）、低压设备就地补偿（随机补偿）。

3.2 提高电网经济运行水平

以降低电网技术线损为重点，加强电网运行管理，提高电网经济运行水平。深入分析配变经济运行区域，比较线路负荷电流分布和经济负荷电流，确定变压器运行最佳容量和线路经济运行方案，通过平衡变压器低压侧相间负载、调整变压器运行电压、提高线路末端电压和功率因数，降低线路损耗。加强配电网三相负荷平衡工作，及时调整低压侧三相负荷，减少电能损耗，从而提高企业的经济效益。

4 结束语

配电网线损是一个综合性的技术经济指标，它不但可以反映电网结构和运行方式的合理性，而且可以反映电力企业的技术水平和管理水平。加快电网建设，优化电网结构，提高电网经济运行水平，帮助工作人员及时发现管理中存在的问题，提高线损管理水平，具有重要的社会意义。

篇9

Abstract： This article leads to effective measure for eliminating harm of harmonics from thermal power plant which is active power filter （APF） by analyzing how harmonics are produced. And， this article provides emprical formula which makes choice for APF more reasonable， accordingly reduces harm of harmonics.

关键词：谐波；有源电力滤波器（APF）；谐波电流

Key words： harmonics；active power filter （APF）；harmonic current

中图分类号：TH132.43 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）11-0026-02

0 引言

谐波是现代电子的副产品，当大量个人计算机（单相负荷）、UPS、变频设备或能够将交流转换成直流的电子设备使用时，就产生了大量谐波。随着现代科学技术的不断发展，和国家节能减排工作的深入推进，火力发电厂的厂用电设备越来越多的用到变频装置，且单机容量较大，这类非线性负载会产生大量谐波电流，并进入厂用电系统，对系统内各种用电设备包括变压器、电动机、电缆等均会造成不同程度的危害，因此消除或抑制谐波危害就显得十分必要。

1 谐波的定义、产生的机理及危害

1.1 谐波的定义 谐波是具有50Hz整数倍频率的周波的组成部分，其频率是基波频率的倍数。特性谐波由电路中整流器的数量决定，有以下公式：

H=（n×p）±1

其中：n整数（1、2、3、4）；p 整流器或脉冲数量。

1.2 谐波产生的机理 “线性”和“非线性”定义了电流与电压波形之间的关系。线性负荷具有连续的电流，电压、电流之间具有线性关系。非线性负荷具有非连续的电流，因此与电压波形是不对应的。

非线性负荷产生谐波（在电流曲线上产生突然短脉冲），而不是平滑的正弦曲线（见图1）。

更进一步的说，正是应用了前端整流器设计，才导致所有的变频设备产生谐波。图2示例了一个典型的6脉冲整流器。

变频设备产生的谐波，其程度和幅值是由其本身设计以及非线性负荷与所联配电系统阻抗的关系决定的。设备之前的电源线路阻抗决定了反馈到配电系统的谐波电流、电压的幅值和振幅。图3说明了这种关系。

此外，通过配电阻抗反馈的畸变电流引起了电压降或谐波电压畸变，其关系与配电系统的故障电流、阻抗是成比例的。

1.3 谐波的危害 电压过高或谐波畸变能够导致配电系统及其供电的设备出现各种问题，诸如电容器寿命减少、断路器误跳闸、变压器损耗增加等。

2 谐波的治理措施

按照谐波产生及危害的领域，可分为主母线侧谐波和终端用户侧谐波。

主母线侧谐波的主要影响范围是电力变压器、配电主设备等。终端用户侧谐波的主要影响范围是计算机、节能灯、控制及精密测量容量小。针对火电发电厂，本文主要介绍主母线侧谐波的治理措施。

在火电发电厂中，当变压器带有较多变频装置时，比如空冷变压器带有风机变频，变压器主母线侧就存在谐波，谐波次数在2～40，谐波频率在100Hz～2kHz。此时谐波能量大，对设备有明显物理损伤，谐波源较为单一，衰减较快时不干扰控制设备。为了消除主母线侧谐波，采用有源电力滤波器（APF）是目前相当有效的方法。

将APF以并联的方式接入电网，实时监测电网中由非线性负荷产生的电流波形，滤除其中的基波部分，并将剩余的部分反相，再通过IGBT变换器将反相电流注入到电网中，实现抑制谐波、动态补偿无功的功能。

某型APF产品的工作原理如图4所示。

关于APF的详细内容可参见文献1，本文不再赘述。

为了更好地消除、抑制谐波，那么合理地选择APF就变得很重要，而谐波电流则是进行合理选择的必要条件。

3 谐波电流的计算

由于谐波电流计算涉及到诸多因素，尤其是在实际发生的现场更为复杂，很多设备即使谐波源，同时也是吸收谐波的消谐装置。在这种情况下，收集到完整的电气设备谐波数据是很困难的，在此提出谐波电流计算的经验公式，以满足工程设计要求；

ITHD=k1×k2×THDi■（1）

ITHD：谐波电流，单位：A；

k1：负荷率，即计算负荷占变压器额定容量的比例，通常在0.5～0.8之间；

k2：综合治理系数，通常在0.2～01.0之间；

S：变压器额定荣，单位：kVA；

THDi：谐波电流畸变率，通常在10%～35%之间。

k2的定义及选取。供电系统中的变频设备不同，容量不同，接线形式不同，那么，谐波产生后，同样会相互作用，同时，以功率因数校正为主的补偿装置也会与谐波相互作用，有吸收，也有震荡，故设置k2系数。根据火电发电厂中的变频设备类型、数量，k2取值在0.6～0.8。

根据工程经验，THDi的取值在20%～25%。变频器数量较多时，可取值在25%～35%。

例如，某火力发电厂，一台空冷变压器的额定容量为2500kVA，负荷率k1为0.8，综合治理系数k2取0.7，谐波电流畸变率取25%。

由公式（1），得

ITHD=0.8×0.7×25%■=505.2A

得出估算的谐波电流值，便可进一步选出适当的APF产品，从而避免了谐波电流值估算过大或过小，从而影响APF的谐波消除效果。

4 结束语

今天，随着节能减排工作的深入开展，越来越多的火力发电厂设备开始使用变频装置，这些变频装置通常单机容量较大，其产生的谐波对厂用电系统的安全稳定运行造成了较大影响。作为一种有效的谐波治理措施，有源电力滤波（APF）的应用，可以很大程度上减少这种谐波的危害。为了更加合理的选择APF，本文提出了一个谐波电流计算的经验公式，对火电发电厂的工程设计具有积极的借鉴意义。

参考文献：

[1]王兆安，刘进军主编.《电力电子技术》第5版.机械工业出版社出版.

[2]马胜利.变配电系统中的谐波治理.价值工程杂志，2012（05）.

篇10

关键字：供电数量；大客户负荷；负荷计算；合理预测

中图分类号：TU996文献标识码： A

1.引言

近年来，计算机和网络技术的快速发展，在掀起全球信息化浪潮、推动经济全球化进程的同时，对全球电力企业的发展、管理和服务，尤其是我国带来了重大的影响。电力作为维持国民经济发展的经济命脉之一，在人类社会从以产品为导向时代转变为以客户为导向时代的今天，客户的选择决定着企业的命运，当然我国经济的快速发展，保持电力生产稳步增长也已经成为了一种趋势，作为面向社会各行各业、服务千万家的电力企业，客户也是企业发展的重中之重。作为电力企业如何在竞争中处于不败地位，如何做到既能满足客户的需求又不浪费人力物力，电力企业就要做到对市场需求的总体把握，做好对市场负荷指标的分析，对未来市场的合理预测并作出相应调整措施。

2.我国电力的现状和前景

近年来，我国电力供应紧张状况虽有缓和但是与富裕的国民生活水平对电力的要求还相差一段距离，我国电网的安全性没有保障，可靠性低，，损耗大，自动化水平不高，电网调峰容量不足，供电质量差，这远远不能适应21世纪信息时代对电力供应的质量、数量的要求。电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是关系国计民生的基础产业，是国民经济的第一基础产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。当然，作为一种基础产业与先进的生产力，电力行业对促进国民经济的快速发展和社会进步起到重要作用。电力的合理运用与社会经济和社会发展有着十分密切的关系，它不仅是关系国家经济安全的战略大问题，而且与社会稳定密切，与人们的日常生活息息相关。在我们进入21世纪后，我国电力仍应该以较高的速度和更大的规模发展，电源和电网建设的任务仍应进行，在此同时，电力的发展还要合乎我国的可持续发展战略，并受到环境的严重制约，使之在技术上、管理上适应电力市场化体制和竞争需要，有效控制电力生产成本，；将迎接全球和地区经济一体化挑战，使电网互联范围不断扩大。合理降低电力产品税率在未完全实现电力商品的市场化运营之前，应像其他经济发达国家一样，我国应把电力事业视为公益事业，实行低税率，将电力产品的增值税调到10% 以下为宜。

3.城区电力大客户负荷指标分析

3.1.电力系统负荷的构成

电力系统的负荷就是系统中千万个用电设备消费功率的总和。它们大致分为异步电动机、同步电动机、电热电炉、整流设备、照明设备等几大类。不同行业中，这些用电设备占的比重也不同。在城区供电中，供电公司大客户在负荷计算中占很大比重，所以它们在供电网络中往往起到决定性作用。

3.2.负荷曲线的设定与分析

负荷曲线是指在某一时间段内描绘负荷随时间的推移而变化的曲线。

在大客户供电负荷指标分析中，我们要按负荷性质绘制有功和无功的负荷曲线；按负荷持续时间可绘制日、月和年的负荷曲线；按负荷在电力系统内的地点可绘制个别用户、电力线路、变电所、发电厂乃至整个地区、整个系统的负荷曲线。将这几方面负荷曲线综合在一起就可表明负荷曲线发与供的全部特性。分析负荷曲线可以了解负荷变动的规律。从工厂来说，可以合理地、有计划地安排车间、班次或大容量设备的用电时间，从而降低负荷高峰，填补负荷低谷，这种“削峰填谷”的办法可使负荷曲线比较平坦，调整负荷既提高了供电能力，也是节电的措施之一。

（1）全年消耗的电量AY为

全日消耗的电量AD为

（2）年最大负荷利用小时数Tmax

（3）平均负荷Pav

（4）负荷率，平均负荷与最大负荷的比值

有功负荷率

无功负荷率

3.3.负荷计算

就是在已知用电设备性质、容量等条件的情况下，按照一定的方法和规律，通过计算确定的电力负荷。它包括有功计算负荷、无功计算负荷、视在计算负荷和计算电流、尖峰电流等内容。

对于同一类型的用电设备组、同一类型车间或同一类企业，其负荷曲线具有相似的形状。因此，典型负荷曲线就可作为负荷计算时各种必要系数的基本依据。利用这种系数，根据工厂所提供的用电设备容量、将其变换成电力设备所需要的假想负荷――计算负荷。

计算负荷可以为供电公司选择供电系统中的导线和电缆截面积，并且确定变压器容量，为选择电气设备参数、制定提高功率因素和整定保护装置动作值措施等提供了可靠的依据。

计算过程中所用参数：

（1）需要系数Kd

在计算负荷过程中，当设备额定功率PN已知的条件下，只要实测统计出客户用电设备组的计算负荷Pca，也就是在典型的用电设备组负荷曲线上出现30min的最大负荷Pmax，就可以求出需要系数Kd ，其计算定义如下：

（2）利用系数KU

利用系数的定义为：

（3）同时系数

有功同时系数：

无功同时系数：

(4) 形状系数KZ

（5）附加系数Kf

（6）负荷持续率为一个工作周期内工作时间与工作周期的百分比值，用表示

式中T―工作周期；

tg―工作周期内的工作时间；

t0―工作周期内的停歇时间。

4.结束语

为确保城区供电公司国民及工业大客户生产安全用电，城区供电公司必须结合当地的安全大检查活动，积极组织技术人员对辖区多家大客户的供电线路、设备运行情况、电源配置情况等进行全面安全检查的同时，还要了解大客户的用电负荷，使城区供电公司对下一季度、下一年供电数量有一定的总体把握，当然供电公司还要对用大客户电设备健康状况进行评估，技术人员应该仔细对大客户的每一处用电设备设施、线路、配电装置等展开全面检查，以防留下安全隐患。

客户负荷分为连续性生产、非连续生产、非生产性负荷等多种。供电公司必须根据各个用户不同的用电特点，为用户量身定制用电方案，尤其大客户，应指导用户增减变电容量，通过深入企业内部进行全面检查，了解重要用户的供电与用电的安全情况，理调整用电负荷，尽量避开用电尖峰时段，多利用用电低谷时段搞生产，这样使企业在用电紧张时既能保证它的连续生产，又能最大限度的节约用电成本。城区供电公司必须对重要客户及大客户的供用电做好管理工作，只有这样，才能确保电网和企业电力系统安全稳定的运行。

参考文献

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[3] 周晖.张鸿.张广辉.提高电网负荷率的措施及方法比较[J]；华北电力技术;1998（12).

[4] 吴志强.吴志华.宋晓辉.王天华.城市居民负荷特性调查研究分析[A];2006电力系统自动化学术交流研讨大会论文集[C];2006.