不平衡負(fù)荷下10/0.4kV配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化

朱磊斌

（泛城設(shè)計股份有限公司，浙江 杭州 310000）

0 引 言

電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行離不開配電網(wǎng)的使用，在電能運輸、分配等過程中，能量損耗較大。線損率作為衡量配電網(wǎng)運行經(jīng)濟性的關(guān)鍵指標(biāo)，也是電力企業(yè)較為關(guān)注的指標(biāo)。配電網(wǎng)運行過程中存在網(wǎng)架結(jié)構(gòu)薄弱、設(shè)備老化等問題，導(dǎo)致線損較大，針對配電網(wǎng)極限線損率的優(yōu)化研究顯得尤為重要。研究人員設(shè)計了多種優(yōu)化方法，其中基于層次分析和通過區(qū)域間相關(guān)性確定標(biāo)準(zhǔn)重要性（Analytic Hierarchy Process-Criteria Importance Though Intercrieria Correlation，AHPCRITIC）算法的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法與基于改進(jìn)反向傳播（Back Propagation，BP）神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法的應(yīng)用較為廣泛。

基于AHP-CRITIC 算法的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法主要是利用層次分析法（Analytic Hierarchy Process，AHP）確定線損指標(biāo)的主觀權(quán)重，再結(jié)合通過區(qū)域間相關(guān)性確定標(biāo)準(zhǔn)重要性（Criteria Importance Though Intercrieria Correlation，CRITIC）算法分析線損指標(biāo)屬性的客觀權(quán)重，以此提高極限線損優(yōu)化效果[1]。基于改進(jìn)BP 神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法主要是利用K-Means 聚類和Levenberg-Marquiardt 改進(jìn)BP 網(wǎng)絡(luò)模型，以此提高極限線損優(yōu)化效果[2]。以上2 種方法均存在不同程度的弊端，影響配電網(wǎng)線損優(yōu)化效果[3]。基于此，本文在不平衡負(fù)荷下設(shè)計10/0.4 kV 配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法。

1 基于不平衡負(fù)荷的10/0.4 kV 配電網(wǎng)線損率優(yōu)化設(shè)計

1.1 不平衡負(fù)荷下配電網(wǎng)變壓器的補償電流檢測

在優(yōu)化極限線損率的過程中，第一個環(huán)節(jié)就是檢測補償電流[4]。假設(shè)配電網(wǎng)的3 個電路處于負(fù)荷不平衡狀態(tài)，電壓與電流分別為ua、ub、uc與ia、ib、ic，兩相補償電壓為ux、uy，兩相補償電流為ix、iy，則

式中：C32為克拉克變化系數(shù)。根據(jù)式（1）和式（2），不平衡負(fù)荷狀態(tài)下的有功功率與無功功率為

式中：m為有功功率；n為無功功率。將式（3）簡化可得

式中：Cmn為克拉克變換之后的功率參數(shù)。在不平衡負(fù)荷下，m與n可以分解為

式中：與為不平衡負(fù)荷下有功功率與無功功率的直流電流分量；m與n為不平衡負(fù)荷下有功功率與無功功率的高頻諧波分量；m與n為不平衡負(fù)荷下有功功率與無功功率的負(fù)序電流分量[5]。將檢測到的各個補償電流分量與配網(wǎng)實際損耗相加，檢測配電網(wǎng)的極限線損，降低線損檢測誤差。

1.2 10/0.4 kV 配電網(wǎng)極限線損計算模型優(yōu)化

配電網(wǎng)線損包括繞組、配電網(wǎng)、變壓器等一系列元件的損耗，在線損率優(yōu)化的過程中需要將極限線損完整地還原出來，有助于提高線損率優(yōu)化效果，減少線損誤差[6]。變壓器損耗計算公式為

式中：Wb為變壓器損耗；Pm為變壓器有功損耗；Pn為變壓器無功損耗；Sm為變壓器等效有功負(fù)荷；Sn為變壓器等效無功負(fù)荷；t為變壓器運行時間[7]。變壓器持續(xù)負(fù)荷曲線如圖1 所示。

圖1 變壓器持續(xù)負(fù)荷曲線

在負(fù)荷不平衡的狀態(tài)下，變壓器持續(xù)負(fù)荷存在2個變化階段，其中Pmax為最大功率，Pmin為最小功率。Pmax越大，負(fù)荷曲線的波動越大，線損也會隨之增加[8]。在只考慮變壓器線損的情況下，對極限線損率進(jìn)行優(yōu)化。極限線損率計算公式為

式中：Xmn為極限線損率；Pmn為線損電量；Pxy為供電量；km為目標(biāo)線損率。

在得出極限線損率Xmn的值后，判斷線損率是否滿足目標(biāo)要求，再對其進(jìn)行優(yōu)化處理。在線損優(yōu)化費用較少時，將km作為約束條件，通過降低km減少線損費用，提升優(yōu)化效果。

2 實 驗

為了驗證本文設(shè)計的線損率優(yōu)化方法是否具有使用價值，對其進(jìn)行實驗分析。將基于AHP-CRITIC算法的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法（以下簡稱方法1）、基于改進(jìn)BP 神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法（以下簡稱方法2）以及本文設(shè)計的基于不平衡負(fù)荷的配電網(wǎng)變壓器極限線損率優(yōu)化方法（以下簡稱本文方法）進(jìn)行對比，具體實驗過程與實驗結(jié)果如下。

2.1 實驗過程

以10/0.4 kV 配電網(wǎng)為例，配電網(wǎng)線路簡圖如圖2 所示。

圖2 配電網(wǎng)線路簡圖

由圖2 可知，1 ～18 為線路節(jié)點，其中節(jié)點1為電源節(jié)點，節(jié)點2～節(jié)點18為負(fù)荷節(jié)點。節(jié)點2、4、6、7、8、9 以及17 為I 類用電負(fù)荷，節(jié)點10、12、14、15以及16 為II 類用電負(fù)荷，節(jié)點3、5、11、13 以及18為III 類用電負(fù)荷，I 類用電負(fù)荷、II 類用電負(fù)荷、III類用電負(fù)荷均為不平衡負(fù)荷狀態(tài)。配網(wǎng)變壓器主干線A-1 采用AGJ-120 型導(dǎo)線，支線A-2 采用AGJ-70 型導(dǎo)線，支線A-3 采用AGJ-50 型導(dǎo)線。a1～a19為各個支路。在用電負(fù)荷不平衡的狀態(tài)下對配網(wǎng)線損進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化前后線損變化曲線如圖3 所示。

圖3 優(yōu)化前后線損變化曲線

由圖3 可知，線損優(yōu)化前在0 ～6 kW 的范圍內(nèi)變化，處于持續(xù)增加的態(tài)勢。經(jīng)過優(yōu)化后，線損控制在2 kW 以內(nèi)。在預(yù)算小于80 萬元時，線損在2 kW以內(nèi)基本保持穩(wěn)定，此時線損優(yōu)化效果較好。

2.2 實驗結(jié)果

在上述實驗條件下，考慮到極限線損優(yōu)化經(jīng)費緊張的問題，將配電網(wǎng)變壓器極限線損優(yōu)化費用設(shè)定為25.966 萬元～91.610 萬元，目標(biāo)線損率隨優(yōu)化費用的變化而變化。已知優(yōu)化費用越低則線損率越低、極限線損率優(yōu)化效果越佳，在其他條件均一致的情況下，對比方法1、方法2 以及本文方法優(yōu)化后的極限線損率，實驗結(jié)果如表1 所示。

表1 實驗結(jié)果

在目標(biāo)極限線損率一致的條件下，方法1 優(yōu)化后的極限線損率與目標(biāo)線損率相差約±0.1%，大部分都超過了目標(biāo)線損率，極限線損率優(yōu)化效果不佳。方法2 優(yōu)化后的極限線損率與目標(biāo)極限線損率相差±0.15%，仍存在較多線損率超出目標(biāo)線損率的情況，極限線損率優(yōu)化效果同樣不佳。而本文方法優(yōu)化后的極限線損率均在目標(biāo)極限線損率以內(nèi)，使用本文設(shè)計的優(yōu)化方法能夠以最少的成本達(dá)到極限線損率優(yōu)化的目的，符合預(yù)期要求。

3 結(jié) 論

隨著能源使用頻率的增加，其損耗嚴(yán)重影響著電力系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。在不平衡負(fù)荷下檢測補償電流并計算極限線損，判斷線損率是否滿足目標(biāo)線損率要求，采取設(shè)計的優(yōu)化方法對進(jìn)行線損率優(yōu)化，從而真正意義上提高配電網(wǎng)的運行經(jīng)濟性，促進(jìn)電力領(lǐng)域的可持續(xù)發(fā)展。