一种中压配电网线损计算方法

摘要

本发明公开了一种中压配电网线损计算方法，对配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据进行融合分析，通过适当的预处理技术消除数据缺陷，提高计算精度，防止算法不收敛的风险；采用测量区域分解和配变负荷分配计算得到各配电变压器的负荷数据，接着采用前推回代法进行配电网潮流计算，最后根据潮流计算的结果算出配电网的理论线损，提高了配电网理论线损算法的适用性和准确性，具有实用的工程化应用价值。

权利要求

1.一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

获取配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据；

预处理：采用一个时间段的测量平均值代替某一时刻的瞬时值的方法处理配电网测量数据；

测量区域分解：按照测量配置情况将配电线路划分为若干个独立测量区域，对每一个测量区域，将该区域的输入功率测量值减去向与其相连的所有区域输出的功率测量值，得到的结果作为该区域内的所有负荷及损耗之和Parea；

配变负荷分配：将该区域内的Parea按照该时间段内各配电变压器的用电量进行比例分配，作为配电变压器上的功率伪测量值；

潮流计算：采用前推回代法进行配电网潮流计算，得出配电线路上各导线段各节点的电流、电压、有功功率和无功功率；

线损计算：将潮流计算的结果代入配电网线损计算的基本公式，得出配电网的理论线损。

2.根据权利要求1所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，所述预处理的测量平均值的计算周期为5分钟。

3.根据权利要求1所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，所述预处理步骤计算测量平均值后，若存在上下游测量平均值失配缺陷，采用状态估计方法对错误量进行修正。

4.根据权利要求1所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，所述测量区域的交界处均配置有有效测量，相连区域间的有功功率和无功功率交换值有实时测量，所述区域是最小独立区域，不能再分解。

5.根据权利要求1所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，进行配电负荷分配时，当各配电变压器的用电量无法获取时，按照各配电变压器的有功功率进行比例分配；

当各配电变压器的有功功率也无法获取时，按照各配电变压器的配置容量进行比例分配。

6.根据权利要求1所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，当配电网出现弱环运行方式时，采用前推回代法进行配电网潮流计算前，先进行虚拟解环处理：把联络开关视作断开处理，同时在联络开关两侧线路叠加等价负荷，两侧线路叠加的虚拟环路等价负荷在数值上相等，正负号相反。

7.根据权利要求1-6任一所述的一种中压配电网线损计算方法，其特征在于，所述线损计算延后24小时进行，实施基于昨日数据的历史潮流计算。

说明书

一种中压配电网线损计算方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种线路损耗计算方法，特别是一种实用化的中压配电网线损计算方法。

背景技术

[0002] 线损是衡量电力企业的一项重要技术经济指标，可以反映电网的规划设计、生产技术和运营管理的水平，也是指导电网经济运行和节能降损的重要依据。

[0003] 配电网理论线损计算是对电能在输送和分配过程中各元件产生的电能损耗进行计算并统计各类损耗所占比例，确定配电网线损的变化规律。但由于配电网结构复杂、参数多样、普遍存在资料不完善或监控设备不足等客观问题，配电网理论线损计算一直是个难题。为此，国内外开发很多配电网线损算法，大致可分为三个方面：

[0004] 简化模型法：如均方根电流法、损失因数法、等值电阻法等；

[0005] 统计分析法：如回归分析法、基于人工神经网络(ANN)的线损计算等；

[0006] 潮流计算法：如前推回推潮流算法、牛顿拉夫逊算法等。

[0007] 其中，简化模型法的成熟度最高，同时具有编程简单和依赖数据较少等特点，是传统配电网线损计算的主流算法，缺点是计算准确度相对较低。

[0008] 统计分析法目前基本还停留在理论研究阶段，离工程化的实际应用还有较大距离。

[0009] 潮流计算法是当前的主要发展趋势：随着配电自动化的高速发展，潮流计算所依赖的基础数据条件逐渐改善，采用计算准确度更好的潮流法成为配电网线损计算的必然之路。

[0010] 但潮流法在工程实践中也面临很多挑战：比如配电线上的实时测量配置不足，算法适应性差，难以满足实际工程应用等。

发明内容

[0011] 为解决上述问题，本发明的目的在于提供一种中压配电网线损计算方法，可以提高配电网理论线损算法的适用性和准确性，具有实用的工程化应用价值。

[0012] 本发明解决其问题所采用的技术方案是：

[0013] 一种中压配电网线损计算方法，包括以下步骤：

[0014] 获取配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据；

[0015] 预处理：采用一个时间段的测量平均值代替某一时刻的瞬时值的方法处理配电网测量数据；

[0016] 测量区域分解：按照测量配置情况将配电线路划分为若干个独立测量区域，对每一个测量区域，将该区域的输入功率测量值减去向与其相连的所有区域输出的功率测量值，得到的结果作为该区域内的所有负荷及损耗之和Parea；

[0017] 配变负荷分配：将该区域内的Parea按照该时间段内各配电变压器的用电量进行比例分配，作为配电变压器上的功率伪测量值；

[0018] 潮流计算：采用前推回代法进行配电网潮流计算，得出配电线路上各导线段各节点的电流、电压、有功功率和无功功率；

[0019] 线损计算：将潮流计算的结果代入配电网线损计算的基本公式，得出配电网的理论线损。

[0020] 本方法对配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据进行融合分析，通过适当的预处理技术消除数据缺陷，提高计算精度，防止算法不收敛的风险；采用测量区域分解和配变负荷分配计算得到各配电变压器的负荷数据，接着采用前推回代法进行配电网潮流计算，最后根据潮流计算的结果算出配电网的理论线损，提高了配电网理论线损算法的适用性和准确性，具有实用的工程化应用价值。

[0021] 进一步，所述预处理的测量平均值的计算周期为5分钟。

[0022] 进一步，所述预处理步骤计算测量平均值后，若存在上下游测量平均值失配缺陷，采用状态估计方法对错误量进行修正。

[0023] 进一步，所述测量区域的交界处均配置有有效测量，相连区域间的有功功率和无功功率交换值有实时测量，所述区域是最小独立区域，不能再分解。按照此方法进行区域分解后，就可以把整条线路的负荷分配问题转化为每个测量区域独立的负荷分配问题，从而把负荷准确细分到各个配电线路采集区域，与线路实际潮流更加一致。

[0024] 进一步，进行配电负荷分配时，当各配电变压器的用电量无法获取时，按照各配电变压器的有功功率进行比例分配；当各配电变压器的有功功率也无法获取时，按照各配电变压器的配置容量进行比例分配。

[0025] 进一步，当配电网出现弱环运行方式时，采用前推回代法进行配电网潮流计算前，先进行虚拟解环处理：把联络开关视作断开处理，同时在联络开关两侧线路叠加等价负荷，两侧线路叠加的虚拟环路等价负荷在数值上相等，正负号相反。

[0026] 进一步，所述线损计算延后24小时进行，实施基于昨日数据的历史潮流计算。由于从用电信息采集系统获取配电网测量数据存在时间上的滞后性，不能满足实时潮流计算的要求，把线损计算延后一天进行可以有效利用来自用电信息采集系统的配电网测量数据。

[0027] 本发明的有益效果是：本发明采用的一种中压配电网线损计算方法，对配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据进行融合分析，通过适当的预处理技术消除数据缺陷，提高计算精度，防止算法不收敛的风险；采用测量区域分解和配变负荷分配计算得到各配电变压器的负荷数据，接着采用前推回代法进行配电网潮流计算，最后根据潮流计算的结果算出配电网的理论线损，提高了配电网理论线损算法的适用性和准确性，具有实用的工程化应用价值。

附图说明

[0028] 下面结合附图和实例对本发明作进一步说明。

[0029] 图1是本发明一种中压配电网线损计算方法的流程图；

[0030] 图2是本发明一种中压配电网线损计算方法的配电网线路π型电气模型图；

[0031] 图3是本发明一种中压配电网线损计算方法的测量区域分解示意图。

具体实施方式

[0032] 参照图1，本发明的一种中压配电网线损计算方法，包括以下步骤：

[0033] 获取配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据；

[0034] 预处理：采用一个时间段的测量平均值代替某一时刻的瞬时值的方法处理配电网测量数据；

[0035] 测量区域分解：按照测量配置情况将配电线路划分为若干个独立测量区域，对每一个测量区域，将该区域的输入功率测量值减去向与其相连的所有区域输出的功率测量值，得到的结果作为该区域内的所有负荷及损耗之和Parea；

[0036] 配变负荷分配：将该区域内的Parea按照该时间段内各配电变压器的用电量进行比例分配，作为配电变压器上的功率伪测量值；

[0037] 潮流计算：采用前推回代法进行配电网潮流计算，得出配电线路上各导线段各节点的电流、电压、有功功率和无功功率；

[0038] 线损计算：将潮流计算的结果代入配电网线损计算的基本公式，得出配电网的理论线损。

[0039] 本方法对配电自动化系统和用电信息采集系统的配电网测量数据进行融合分析，通过适当的预处理技术消除数据缺陷，提高计算精度，防止算法不收敛的风险；采用测量区域分解和配变负荷分配计算得到各配电变压器的负荷数据，接着采用前推回代法进行配电网潮流计算，最后根据潮流计算的结果算出配电网的理论线损，提高了配电网理论线损算法的适用性和准确性，具有实用的工程化应用价值。

[0040] 进一步，所述预处理的测量平均值的计算周期为5分钟。

[0041] 进一步，所述预处理步骤计算测量平均值后，若存在上下游测量平均值失配缺陷，采用状态估计方法对错误量进行修正。

[0042] 进一步，所述测量区域的交界处均配置有有效测量，相连区域间的有功功率和无功功率交换值有实时测量，所述区域是最小独立区域，不能再分解。按照此方法进行区域分解后，就可以把整条线路的负荷分配问题转化为每个测量区域独立的负荷分配问题，从而把负荷准确细分到各个配电线路采集区域，与线路实际潮流更加一致。

[0043] 进一步，进行配电负荷分配时，当各配电变压器的用电量无法获取时，按照各配电变压器的有功功率进行比例分配；当各配电变压器的有功功率也无法获取时，按照各配电变压器的配置容量进行比例分配。

[0044] 进一步，当配电网出现弱环运行方式时，采用前推回代法进行配电网潮流计算前，先进行虚拟解环处理：把联络开关视作断开处理，同时在联络开关两侧线路叠加等价负荷，两侧线路叠加的虚拟环路等价负荷在数值上相等，正负号相反。

[0045] 进一步，所述线损计算延后24小时进行，实施基于昨日数据的历史潮流计算。由于从用电信息采集系统获取配电网测量数据存在时间上的滞后性，不能满足实时潮流计算的要求，把线损计算延后一天进行可以有效利用来自用电信息采集系统的配电网测量数据。

[0046] 中压配电网理论线损计算的详细实现如下：

[0047] (一)配电网线损计算的基本公式

[0048] 参照图2，配电网线路的导线段采用π型电气模型，线路总功率损耗ΔPL包括线路载荷损耗PR和对地电导损耗PG，由于线路对地电导损耗主要是由于绝缘子泄露和电晕引起，在中低压配电网可作忽略处理，所以工程计算中只需计及线路载荷损耗PR即可，可以用公式(1)表示。

[0049] ΔPL＝PR+PG≈PR＝3I2RL (1)

[0050] 其中，I表示导线段中流过的电流值，RL表示导线段的阻抗值。

[0051] 由公式(1)，可以推导出导线段的线损计算公式：

[0052]

[0053] 其中，ΔEL表示电能损耗，T为统计周期，I(t)为t时刻的电流值，RL表示导线段的阻抗值。

[0054] 假定一条配电线由m条导线段构成，则在统计时段T内产生的电能损耗ΔEsum为：

[0055]

[0056] 其中，Ri表示第i条导线段的阻抗值，Ii、Ui、Pi、Qi分别表示t时刻第i条导线段所对应的电流、电压、有功功率、无功功率。

[0057] 线路总供电量Esum的计算公式为：

[0058]

[0059] 其中，PL为线路首端有功功率。

[0060] 线损率Rloss的计算公式为：

[0061]

[0062] 公式(3)(4)(5)共同构成了配电网线损计算的基本计算公式。显而易见，依据这些公式计算线损的一个重要过程是计算线路潮流(即求解线路上各导线段各节点的电流、电压、有功功率、无功功率)。

[0063] (二)配电网测量数据的获取

[0064] 潮流计算需要配电网测量数据的支持。配电网测量配置具有如下特点：

[0065] 馈线出口节点：测量丰富且精度高，一般有电压、电流、有功、无功等全测量。

[0066] 馈线上的一些分段节点和分支节点：安装了FTU/DTU采集装置，一般电流(幅值)和电压(幅值)的采集精度较高，但功率采集数据的质量较低(主要原因是安装过程中较少校核CT/PT的极性方向)。实际工程应用中使用电流作为状态量计算可取得较好效果。

[0067] 配变节点(负荷节点)：一般配电自动化系统中不设置配变采集装置(较少情况下配电自动化系统会接入一些TTU装置)，配变实时测量极端欠缺。

[0068] 由此可见，配电网的实时测量点配置较少，特别是配变实时测量(即实时负荷数据)极度缺乏，满足不了电网的“可观测”条件。以前只能通过按配变容量分配的方法估算各支路电流，准确性较低。

[0069] 本算法中通过接入用电信息采集系统的配变负荷数据以弥补配电自动化系统中的测量不足。以配电自动化系统的自有数据为基础，通过接入用电信息采集系统的配变计量数据，可以有效解决配变负荷未知的问题：取得全部线路末端的配变负荷电流以后，使用基尔霍夫电流定律，可以向前推算出各个分支线路以及主干线路的电流。

[0070] 从用电信息采集系统中获取配电网测量数据存在时间上的滞后性，不能满足“实时潮流计算”的要求：因其数据按整点周期进行采集和存储，再加上汇总、转发接口等方面的影响，传送到配电自动化系统一般有2小时至1天的延时。

[0071] 为了有效利用来自用电信息采集系统的配电网测量数据，把线损计算延后一天进行：今日计算昨日线损。即实施基于昨日数据的“历史潮流计算”(计算周期可按照配电自动化系统中历史数据的保存周期进行，一般为5分钟)。

[0072] (三)配电自动化系统测量预处理

[0073] 目前配电网实时测量的采集同步率较低，各测点数据不在同一时间断面上，而配网测量的合理性受采集同步率的影响较大，往往导致潮流计算不收敛或不准确。

[0074] 考查配电网的某个断面上的全部测量，常常出现上游测量和下游测量不匹配的问题(比如线路区间流入电流小于流出电流)。这种错误有一部分是采集系统的缺陷导致的，但也有很大一部分是采集系统正常但采集时刻不一致导致的。

[0075] 配电网的负荷变化速度快、变化幅度大，测量采集的同步率问题导致的上下游失配问题比较普遍。例如，在0点15分这个时间断面上，收集到的数据未必都是真正在同一时刻点采集的，有些测量点上送了0点13分的数据，有些测量点上送了0点14分的数据。配电网的负荷波动幅度较快，即使采集时刻只差了几秒，负荷电流可能已经发生了较大变化，导致配电自动化系统从各个测量点收集到的数据不能满足电力潮流分布规律。从而使得线损计算无法顺利进行。

[0076] 虽然在某个时刻点上的电网数据可能因为同步率问题出现互相矛盾，但从统计规律来看，在某个时段内考查各测量点的平均值，仍然在一定程度上与潮流分布规律相匹配。因此采用一个时段的统计值代替某一时刻的瞬时值进行计算，可以有效提高潮流计算的收敛率。

[0077] 这需要配电自动化系统在保存配电测量历史数据时，对测量进行预处理：即以5分钟为周期，保存该周期类的测量平均值。后文提到的配电测量数据，均指测量平均值，而不是传统算法中的测量瞬时值。

[0078] 采用测量平均值后，如果仍有少量线路存在上下游测量失配问题，则需要对测量系统的缺陷进行消缺处理，或是采用状态估计方法对错误测量进行修正。

[0079] (四)测量区域分解

[0080] 传统的配电网线损计算，大多直接把出线功率在全配电线上统一分配，配电自动化系统的测量数据未获充分利用，计算精度不高。

[0081] 配电自动化系统一般选择在线路分段开关和重要分支开关上配置测量，充分利用这些测量是提高线损计算准确度的重要手段。

[0082] 一种简单实用的方法是按照测量配置情况将配电线路划分为若干个独立区域进行处理。分解得到的区域要满足以下两个要求：

[0083] 1)各区域的交界处均配置了有效测量，而且相连区域间的有功功率和无功功率交换值有实时测量；

[0084] 2)各区域是最小独立区域，不能再分解。

[0085] 考虑到线路上的实时测量有很多是全测量，可以利用全测量点来简单划分区域，使得每个区域只有边界上才有全测量点，内部不含其他全测量点。这样得到的各区域就满足上述的两个要求，称为测量区域。

[0086] 参照图3，一条馈线包括3个全测量点M1，M2，M3，则该馈线可以分成3个区域A，B，C。测量点M2下游的区域为B区，M3下游的区域为C区，其他区域为A区。

[0087] 在划分完测量区域后，可以得到区域内的总消耗功率值：对每一个测量区域，将该区域的输入功率测量值减去向与其相连的所有区域输出的功率测量值，此结果作为该区域内的所有负荷和损耗之和。可以用公式表达为：

[0088] Parea＝Pinput-∑Poutput (6)

[0089] 其中，Parea为区域内的总消耗功率，Pinput为区域的输入功率，∑Poutput为区域的总输出功率。

[0090] 这样分解后，就可以把整条线路的负荷分配问题转化成每个测量区域独立的负荷分配问题，从而把负荷准确细分到各个配电线路采集区域，与线路实际潮流更加一致。

[0091] (五)配变负荷分配

[0092] 用电信息采集系统的测量数据和配电自动化系统的数据采集周期相差很大(一般地，配电自动化系统每5分钟保存一次全测量数据，而用电信息采集系统每小时保存一次测量数据)，因两个系统中的采集周期不同步，需要对用采数据进行转化以匹配配电自动化系统自身的测量数据。即以5分钟为周期计算各个配变在对应时刻点的功率值(伪测量)。

[0093] 假定按照测量区域分解法，求得某个配电线路区域内的总消耗功率为Parea，该区域内共有k个配变，每个配变在该时段T(1小时周期)内的统计电量为Aj(T)，则该配变在T时段内t时刻(5分钟周期)的负荷功率伪测量Pj(T)可按公式(7)计算：

[0094]

[0095] 公式(7)把配电自动化系统某个时间断面上采集的区域功率测量，按照该时段内各配变的用电量进行比例分配，作为配变上的功率伪测量。

[0096] 当该时段的配变电量无法获取时，也可依照对应周期T内采集的配变有功功率Pj(T)进行比例分配(因为有功功率Pj(T)是配变j在T时刻的瞬时采集值，不同于电量是该时段累计采集值，准确度略差)：

[0097]

[0098] 当该时段的配变测量均无法获取时，则依照传统的配变容量法进行功率分配：

[0099]

[0100] 其中，Sn(j)为第j个配变的额定容量。

[0101] (六)使用改进的潮流法计算线损

[0102] 先由配电自动化系统对配电网的测量数据进行预处理，消除数据缺陷，提高计算精度，防止出现算法不收敛的风险。

[0103] 接着实施测量区域分解，使用公式(6)得到各个区域内的总消耗功率值。再利用公式(7)(8)(9),计算得到各个配变分负荷数据。

[0104] 这样，配电线的电源侧测量数据(线路首端测量，由配电自动化系统采集得到)和负荷侧测量数据(配变负荷数据，由前述计算过程得到)都变成已知，满足了经典潮流计算条件。

[0105] 然后采用兼具快速和稳定特性的前推回代法进行配电网潮流计算。

[0106] 一般地，配电网是辐射型网络，特别适合使用前推回代法进行潮流计算。特殊情况下，配电网也会出现弱环运行方式，需要先做“虚拟解环”的处理，然后才能使用前推回代法计算潮流。

[0107] “虚拟解环”的方法：把联络开关视作断开处理，同时在联络开关两侧线路叠加“交换”的等价负荷。(两侧线路叠加的虚拟环路等价负荷在数值上相等，但正负号相反。即功率流出侧叠加一个正负荷，功率流入侧叠加一个等值的负负荷。)

[0108] 最后，将潮流计算的结果代入公式(3)(4)(5),即可求得配电网的理论线损。

[0109] 以上所述，只是本发明的较佳实施例而已，本发明并不局限于上述实施方式，只要其以相同的手段达到本发明的技术效果，都应属于本发明的保护范围。