電力負荷的定義范文

導語：如何才能寫好一篇電力負荷的定義，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

篇1

Mile’s手術是中低位直腸癌治療的常用方法?；颊邚V泛存在圍手術期焦慮、抑郁、睡眠障礙等各種應激癥狀[1]，妨礙患者的軀體康復和重返社會的治療預期。通過心理治療護理聯合小腦頂核電刺激治療（CES），可以改善患者的抑郁焦慮狀態。

1臨床資料

1.1一般資料

自2010-2011年，病房治療Mile’s手術圍手術期病例40例。其中男性28例，女性12例；年齡分布，18-35歲8例（20%），35-65歲24例（60%），大于65歲8例（20%）。

1.2納入標準

符合Mile’s手術適應癥的直腸癌患者，在手術前后2周內；既往無心理疾病和精神疾病史。

符合CCMD-3標準抑郁癥單次抑郁發作（F32.0）診斷標準，并至少符合以下4項[2]：

（1）興趣喪失，無愉

（2）精力減退和疲乏感

（3）運動性遲滯或激越

（4）自我評價降低，有自責或內疚感

（5）聯想困難或思考能力下降

（6）反復出現欲死念頭或存在自傷自殺行為

（7）睡眠障礙，如失眠、早醒或過多睡眠

（8）食欲降低或體重明顯減輕

（9）減退

1.3排除標準

合并精神分裂癥狀

年齡小于18歲或大于80歲以上的患者

2治療方法

小腦頂核電刺激治療：采用CVFT-010M型，將刺激電極置于雙側乳突根部后方并固定，將無創電刺激引入小腦頂核，強度和頻率為患者耐受量。治療時間為30分鐘，前1周為每日2次，后1周為每日1次，2周為1療程。

心理治療護理：術前溝通和宣教；手術分析；術后癥狀分析；陪伴、交談和其他足夠時間的誠懇交流等。

3療效觀察

3.1觀察項目

Beck抑郁問卷（BDI）：治療開始前及2周后分別進行自主回答并由量表工作人員計算總分。

漢密爾頓抑郁量表（HAMD）24項版本：治療開始前及2周后分別由量表工作人員測量

3.2統計學方法

計量結果以X±S表示，自身配對樣本比較使用t檢驗。

3.3療效標準

Beck抑郁問卷（BDI）：≤4分，無抑郁或極輕微；5-13分，輕度；14-20分，中度，≥21分，重度。

篇2

關鍵詞：負荷 預測 時間序列法

中圖分類號：TM93 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）11（c）-0105-02

電力負荷預測具有十分重要的作用，其是調度中心制訂發電計劃及發電廠報價的依據，同時其也可以為發電計劃程序、離線網絡分析和合理的調度安排提供數據，而其準確率的高低對電力系統的運行、控制和生產計劃都有著非常重要的影響。為了更加準確的預測市場對電力電量的需求，現如今已有很多預測方法被用于電力電量的預測，各種方法都有其優缺點。隨著電力市場的發展，人們對負荷預測精度的要求也越來越高。為了進一步提高預測精度，則需要對傳統方法進行一些改進，使預測結果具有更高的參考價值。隨著現代科學技術的不斷進步，理論研究的逐步深入，以灰色理論、時間序列理論、模糊數學等為代表的新興交叉學科理論的出現，為負荷預測的飛速發展提供了堅實的理論依據和數學基礎。

1 負荷預測及分類

電力負荷實質上是指電力的需求量或用電量，即能量的時間變化率，也可以被定義為發電廠、供電地區或電網在某一瞬間所承擔的工作負荷。

電力負荷往往具有以下一些特點：（1）電力負荷往往以天為單位不斷起伏的，具有較大的周期性；（2）電力負荷的變化過程一般不會有較大的突變，屬于連續性變化；（3）電力負荷對一些因素會比較敏感，比如季節、溫度、天氣等。

在對負荷進行預測時，需要考慮系統的運行特性、增容決策等因數，以便更加準確的確定未來某特定時刻的負荷數據。就負荷本身而言，其主要是指電力需求量或用電量。電力電量預測對電力系統安全經濟運行和國名經濟發展具有重要意義。

由于對電力負荷進行預測的目的會有所不同，所以將其分為四類即：（1）超短期負荷預測，主要是用于對未來一小時以內的負荷進行預測；（2）短期負荷預測，主要是指日負荷預測和周負荷預測，分別用于安排日調度計劃和周調度計劃；（3）中期負荷預測，主要是指一個月到一年的負荷預測，主要用于確定機組運行方式和設備的大規模修理計劃等情況；（4）長期負荷預測，主要指未來3～5年甚至更長時間內的負荷預測，主要是用于電網規劃部門。

2 負荷預測影響因素

通過實踐證明影響負荷變化的因素有很多，所以負荷是時刻變化的，相關實驗證明負荷預測總負荷（由各個單個負荷組成）一般具有一定的變化規律，其各分量與總負的關系可寫為：

其中字母的具體含義如下所示。

表示典型負荷分量，其主要的特點在于具有線性變化和周期變化；表示天氣條件溫度情況，通過分析各種因素的負荷影響程度，得到溫度往往是最重要的氣候影響變量；表示時間變化的影響，可以大致的歸納為如下三點，即人們作息時間，法定及傳統節，日季節變化；表示特殊事件，比如：自然災害、拉閘限電、系統故障等等。這類事件具有很強的隨機性，難以預測，只能依靠調度人員的經驗判斷；表示隨機產生的因素，考慮到負荷序列本質上就是一個隨機序列，負荷的隨機分量是負荷中的不遵循規律的部分，是不能準確預測的，可以通過模型或算法來考慮這些分量。

3 預測電力電量負荷的常用方法

3.1 彈性系數法

電力彈性系數的基本定義是電力負荷年均增長率和國民經濟年均增長率之比，其主要作用在于可以用來衡量國民經濟發展和用電需求。該系數可以大致的分為兩大類，既電力生產彈性系數和電力消費彈性系數。使用該種預測方法的前提在于必須預先知道預測期內國民經濟的發展目標及其年平均增長速度，如果已經事先知道了彈性系數的預測值，便可以利用國內生產總值的年均增長率來預測出規劃期所需的電力和電量。該方法的主要缺陷在于需要進行大量統計調研工作。

3.2 時間序列法

該方法的原理在于利用負荷的歷史資料，設法建立一個數學模型，用以描述電力負荷這個隨機變量變化過程的統計規律性；同時利用該模型建立一定的負荷預測數學表達式，進而對未來的負荷進行預測。

3.3 灰色預測法

該方法的基本原理在于利用關聯空間、光滑離散函數等概念定義灰導數與灰微分方程，進而用離散數據列建立微分方程形式的動態模型。利用該方法可以建立這樣的灰微分方程。還模型是利用離散隨機變量數經過生成變為隨機性被顯著削弱而且較有規律的生成數，建立起的微分方程，這樣便于對其變化過程進行研究和描述。

4 時間序列中的一次、二次、三次指數平滑預測方法

指數平滑法是生產預測中常用的一種方法，可用于中短期電力負荷的預測，該方法是在移動平均法基礎上發展起來的一種時間序列分析預測法，它是通過計算指數平滑值，配合一定的時間序列預測模型對現象的未來進行預測。其原理是任一期的指數平滑值都是本期實際觀察值與前一期指數平滑值的加權平均。根據平滑次數的不同，指數平滑法可分為：一次指數平滑法、二次指數平滑法和三次指數平滑法。

以下分別建立三種指數平滑模型，進行負荷的預測：

4.1 一次指數平滑預測模型

4.2 建立二次指數平滑預測模型

4.3 建立三次指數平滑預測模型

（1）選擇所需要進行預測的目標時段；（2）選擇原始數據的數量。（如：選擇7年）；（3）平滑常數a值的選定。（如：平滑常數a=0.4）；（4）利用MATLAB程序進行預測。

通過如下的一個實例進行預測，預測鄂州市全社會用電量，原始數據如表1。

利用上述的指數平滑預測法建模模型進行預測，可以得到如下的數據，見表2。

5 結語

電力負荷預測是電力系統規劃決策、經濟運行的前提和基礎，電力負荷的準確預測對電力系統的經濟運行和國民經濟的發展具有重要意義，所以有必要對負荷預測問題進行深層地研究。

參考文獻

[1] 牛東曉，曹樹華，趙磊，等.電力負荷預測技術及其應用[M].北京：中國電力出版社，1998.

篇3

關鍵詞：負荷預測模型；超短期負荷預測；一元線性回歸法；標準離差檢驗

中圖分類號：TM715 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2011）34-0056-03

對電力市場的分析與預測的主要內容是對電力負荷的預測。它關系著者電網的安全、穩定與經濟運行。同時，也是電力系統發展規劃的基礎性工作。對符合預測的準確性研究，是電力調度系統中極為重要的課題。而負荷需求又受諸多因素的影響，如地區經濟發展水平、能源供應方式、用電結構、電價水平、天氣變化、需求側管理政策等，從而使電力負荷變化呈非平穩的隨機過程。常用的電力系統負荷預測方法包括灰色預測法、人工神經網絡等。但是沒有一種方法能確保在所有情況下都能得到滿意的結果。因為地區不同，其經濟發展特點等具體情況不同，故采用單一預測模型的預測精度具有明顯的地

域性。

本文根據內江市隆昌地區的經濟發展情況及負荷組成情況，在短期數據中，負荷呈現周期性的平穩增長，周期內平均負荷的規律是線性上升的。利用這一性質采用回歸分析法進行研究并建立回歸預測模型，采用標準離差檢驗，其誤差值滿足要求。

一、負荷預測模型

電力負荷預測模型的建立，就是確定負荷預測值（即模型輸出量）及與預測量相關的決定因素（稱為模型輸入量）。一般情況下我們假設任一時刻電力系統的負荷都可以由正常負荷分量、氣象敏感負荷分量、特殊事件負荷分量、隨機負荷分量4個獨立成分的線性組合而成，即：

（1）

式中：、、、、分別為時刻的系統總負荷及其正常負荷分量、氣象敏感負荷分量、特殊事件負荷分量、隨機負荷分量。

（一）正常負荷分量

正常負荷分量與天氣、溫度無關，但對于不同的預測周期，它具有不同的變化規律。在超短期負荷預測中，一般采用線性函數，甚至為常函數；在短期負荷預測中，一般呈周期性變化，采用周期函數，而在中長期負荷預測中，仍然呈周期性變化，但增長趨勢明顯，故采用線性變化和周期變化函數共同描述，即：

（2）

其中：為線性變化負荷分量，

（3）

式中：a、b為線性方程的截距與斜率；為誤差。

周期變化負荷分量，

（4）

式中：為時刻，通常取1、2、3……24小時；為過去第天第小時的負荷變化系數；為過去第天第小時的負荷；為過去第天的日平均負荷；為過去日負荷的天數。

（二）氣象敏感負荷分量

一系列氣象因素，如溫度、濕度、風力、陰晴等都與氣象敏感負荷分量密切相關。我們在建立氣象敏感負荷模型時，考慮溫度與濕度被是最重要的影響因素，通常以氣象變量（橫坐標）及對應日峰值（縱坐標）畫出一個分散圖。如圖1所示，是以溫度做氣象變量的氣象敏感負荷模型圖，定義了三條直線段來表示氣象敏感負荷模型，即：

圖 1 溫度敏感負荷模型

式中：為時刻溫度敏感負荷分量；為溫度；、為冷臨界溫度和斜率；、為熱臨界溫度和斜率。

（三）特殊事件負荷分量

考慮特殊事件的關鍵是積累足夠的相關經驗，歸納出修正規則，可以用專家系統方法也可以簡單地采用人工修正。簡單的人工修正是調度員根據歷史經驗，按不同時間段對負荷預測作出修正。

（四）隨機負荷分量

負荷的隨機波動是指某些未知的不確定因素引起的負荷變化，這種不確定的隨機波動負荷在不同的電網內，隨系統結構及負荷組成的差異，其大小不相同。例如，對超短期負荷預測來說，巨大的軋鋼負荷就屬于隨機干擾。隨機負荷常表現出某種隨機性，用時間序列分析方法建立模型。

1．AR模型。定義為其本身過去值的有限項加權和的基礎上，增加一個干擾量，即：

（6）

其中，階數和系數（=1、2、3……）可以由過去值通過均方誤差最小等準則來得到。

2．MA模型。定義為現在和過去的干擾量的有限項加權和，即：

（7）

其中，階數q和系數（=1、2、3……q）也由過去值通過均方誤差最小等準則來得到。

3．ARMA模型。定義為其本身過去值的有限項加權和的基礎上，疊加現在和過去的干擾量的有限項加權和，即：

（8）

二、負荷預測基本算法

負荷預測模型確定了之后，進一步就是應確定采取什么樣的負荷預測算法。實用上可以采取實驗比較法，即利用某一電網的歷史數據來確定適合于該電網的最有效的算法，在精度一致的條件下，選擇較簡單的算法。

下面就以內江電網的用電量、歷史負荷數據為例進行分析，根據內江地區經濟發展情況，分析用電組成情況可知，居民用電負荷比例最重，工業用電相對較少，地理環境處于川南部，屬于自然災害少發地。由于經濟增長平穩，故用電量急劇變化不大，采用回歸分析法進行研究。常用的回歸預測模型分為線形與非線性兩大類，其中線性回歸又包括一員線性回歸和多元線性回歸，非線性回歸也有一元非線性回歸和多元非線性回歸兩種。

（一）一元線性回歸預測模型

該模型建立起負荷y與時間的一元線性關系。

（9）

其中，參數、由最小二乘法求解，即以誤差平方和最小的原理來估計參數、。

設給定歷史負荷序列，表示誤差平方和，有：

（10）

當取最小值時：

（11）

解以上聯立方程（11）可得到：

（12）

將（12）式代入（9）式得到的一元線性回歸預測模型，具有最小的誤差平方和。

（二）實例分析

對內江市連續數年的夏季負荷峰谷值及出現時刻進行統計分析，可得出其日負荷特性統計規律：該市電網日負荷峰值出現在19:00～22:30，峰值出現在21:00的概率較高。日負荷中，早高峰出現在11:00～12:00，晚高峰出現在19:00～22:30，谷底出現在06:00～07:00。由于其用電組成部分中居民用電占大部分，其余時段特別是下午時刻腰荷時段呈平穩態勢。內江市隆昌縣地區電網更呈現出這一特性，因此可采用夏季某一天下午時段的歷史負荷數據根回歸模型做計算。

表 1 歷史負荷值

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：根據公式（12）可求出系數b：

然后求出系數a：

在求出參數a、b后，回歸模型就建立好了，根據可計算出負荷與實際數據由較好的擬合度，但還必須進行數理統計和經濟意義的檢驗。通常按標準離差法檢驗，公式為：

（13）

其中；取表1中數值。

故

所以將、值帶入公式（13）中可得：

該s值越小越好。

同時還需檢驗s與實際值的平均值的比值，即：

由于該值為，一般認為超短期預測誤差不應超過1，因此本次預測精度更高，滿足要求。

三、結語

本文以內江市隆昌地區電網的用電量、歷史負荷數據為例進行分析，根據經濟發展情況及負荷組成情況，發現在短期數據中，負荷呈現周期性的平穩增長型，周期內平均負荷的規律是線性上升的。其用電量急劇變化不大，故采用回歸分析法進行研究。在某個短時刻里，確定影響其變化的一個或多個因素，建立回歸預測模型，此模型也體現了“遠大近小”的規律，實例計算結果表明在某一時間段內此預測方法簡單實用，采用標準離差檢驗，其誤差值滿足要求。但實際電力負荷預測中，由于預測發展變化的規律復雜多樣，時間長短不同，根據預測范圍不同，影響因素不同，不同地區電網可采用其他預測模型或是幾種組合預測模型來預測。對其結果也可采用不同的方法來檢驗。因此本文所介紹的預測方法僅是其中之一，僅供探討。下一步的研究方向致力于對眾多影響因素和中長期負荷的關系進行細致深入的分析，從而使預測結果更加具有可信度。

參考文獻

[1] 劉繼春，等．電力市場運營系統[M]．北京：中國電力出版社，2007．

[2] 汪峰，于爾鏗，閻承山，等．基于因素影響的電力系統短期負荷預測方法的研究[J]．中國電機工程學報，1999，19

（8）．

[3] 雷紹蘭，孫才新，周，等．基于徑向基神經網絡和自適應神經模糊系統的電力系統短期負荷預測方法[J]．中國電機工程學報，2005，25（22）．

[4] 李翔，高山，陳昊．基于變機構協整理論的中長期電力負荷預測模型[J]．電網技術，2007，31（9）．

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關鍵詞：脆弱性 配電網 云計算 風險評估

中圖分類號：TP393.08 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2013）05（b）-0038-02

隨著現代化工業的發展，我國電力系統的規模越來越大，以及各種新設備的相繼使用，使電力系統變得日益復雜。現有的電力系統通常采取的是集中控制的系統結構，這就要求控制中心要從多路遠處采集數據，同時當故障發生時，控制中心將難以在短時間內對故障進行快速的有效地處理。另一方面，傳統的電力系統安全評估方法已難以適應電力系統的復雜性和隨機性，難以提供電網安全健康狀態的實時、定量和直觀的診斷信息，無法建立有效的控制和決策支持系統，無法滿足電力市場的要求，造成了電力資源的浪費。因此需要一個智能的系統實時地、隨機地對復雜的電力系統實施控制。該文提出的基于云計算的配電網脆弱性分析系統能夠定量地抓住決定安全性等級的兩個因素：事故的嚴重性和可能性。并在此基礎上引入了風險指標，從而可以對電力系統做出更詳細更安全的指標。

1 云計算配電網脆弱性分析的系統架構

電力系統的脆弱性分析目的是為了找出電力系統內外的脆弱點和薄弱區域，得出系統內各元件抗擾動和維持正常能力的程度?；谠朴嬎愕呐潆娋W脆弱性分析系統是利用自動化技術、網絡技術的高速發展，由通過Internet相互連接的多種設備和用戶組成的一個復雜實體。

從總體上看，整個系統主要由云計算控制中心、風險評估系統、分散在配電網系統中的各種存儲設備以及被云計算整合的各種計算資源所組成。其中云計算控制中心和風險評估系統是整個配電網脆弱性分析系統的核心。

云計算控制中心首先通過Internet與由大量傳感器和其他數據采集設備組成的相連接，并把采集到的各種數據信息整合成相應的計算資源。然后根據用戶設定的需求，將整合的計算資源通過Internet分配給被風險評估系統。再由風險評估系統根據相應的風險評估指標對配電網脆弱性進行分析，所獲得的風險評估結果將通過Internet重新匯總到云計算控制中心，最后再反饋給用戶。

2 云計算控制中心

配電網脆弱性分析系統利用云計算理論對比較分散的需要監控的大量信息采用分散存儲，分層控制。云計算控制中心設立中心調度所、變電站控制中心，以及用戶/線路等分層控制中心，應用分散遞階控制理論，將整個配電網復雜的控制分解為若干個相互關聯子系統的控制，使對多變量過程的控制解耦，在中心調度所設立組織層，在地區調度所、變電站控制中心設立協調層，根據配電網的特點將其劃分為線路子系統和用戶子系統等，并在子系統中設立響應層在邏輯上采用分層控制結構。

本系統的最底物理層為響應層（用戶/線路），設置在每個本地的子系統中，對現場實施預定義的控制行為。中間層是協調層（變電站控制中心），協調層運用知識庫對響應層提交的警報或故障事件進行診斷并將控制信號反饋給響應層，對各子系統中的故障進行實時處理，有效地控制故障的傳播。如果該事件的影響超過了某個預定義的極限，協調層將把這個事件提交給組織層即最高層（中心調度所）。這樣選擇配電網中的一些會影響到整體穩定性的重要負荷和線路，再結合各個變電站和調度中心，即可組成云計算控制主體結構。

3 風險評估系統

3.1 風險評估原理

風險評估理論建立在概率性方法的基礎上，是一種分析系統不確定性因素導致災害的可能性和這種災害的嚴重度相結合的理論。風險評估是指采用一系列邏輯步驟，使設計人員和安全工程師能夠以一種系統的方式檢查由于設備的使用而產生的災害，因此可以選擇適合的方法。電力系統的風險指標能夠定量地把握事故的可能性和嚴重性這兩個決定系統可靠性的因素，從而能夠比較全面的反映事故對整個電力系統的影響及相應的系統脆弱性程度。

3.2 風險評估的風險指標

該設計中風險評估定義了四種風險評估指標，分別是線路過負荷風險、變壓器過負荷風險、低電壓風險和失負荷風險。綜合風險反映的是發生事故后系統各項風險的綜合。所以將綜合風險指標定義為線路過負荷風險指標、變壓器過負荷風險指標、低電壓風險指標和失負荷風險指標四個的累加。因此綜合風險指標的計算公式為：

在此公式中，風險指標反映了電力系統的脆弱程度，電力系統在受到發生某些事故的概率和后果嚴重度的綜合表現。通過計算系統的風險指標來確定配電網的脆弱性狀況。

4 配電網脆弱性分析功能的實現

由于在本系統中確立了四種系統安全性問題，即線路過負荷風險、變壓器過負荷風險、低電壓風險和失負荷風險。此四種安全性問題是從電網安全性的不同角度對系統進行脆弱性描述，所以風險評估中針對每一個事故都要分別計算上述不同類型的風險指標。

在配電網脆弱性計算流程中，首先確立故障目標集，包含所有需要計算的可能發生故障的元件；利用已知數據計算目標集內每個故障發生的概率，并且計算每個故障發生后系統的潮流分布情況，從潮流結果中運用有效數據按照上面所建立的各種風險模型計算，求出每個故障下的各種風險指標。最后當目標集內的所有故障全部計算完后，通過風險指標的整合對系統脆弱性進行分析。

5 結語

該文提出了一種新穎的基于云計算的配電網脆弱性分析系統，并設計了適用于配電網脆弱性和安全性分析的云計算分層控制結構，同時將風險評估理論引入配電網的脆弱性分析中，為配電網的安全性和脆弱性分析提供新的理論依據，為電網的智能脆弱性分析提供了一個思路，也是未來電網脆弱性和安全性分析研究的發展趨勢。

參考文獻

[1] 曹陽，高志遠.云計算模式在電力調度系統中的應用[J].中國電力，2012，45（6）：14-17

篇5

關鍵詞： 脆弱性評估； 電網脆弱性； 網流； 電網結構； 虛擬容量

中圖分類號： TM711文獻標識碼： A 文章編號： 1009-8631（2011）07-0032-02

引言

隨著社會經濟的不斷發展電力系統的規模也越來越大，相應的運行控制手段也日趨復雜，電力系統的安全運行需要防患于未然，各類保護、安全自動裝置的配置是一種事后的穩定維持控制手段，而脆弱性評估則屬于事前的主動檢測，能夠很好地協調系統的運行方式及規劃發展，具有極強的理論及現實指導意義。

電力系統的脆弱性可以抽象為電網對外界攻擊的敏感性。目前對電力系統的脆弱性評估主要是基于微分方程理論、能量函數及復雜網絡理論來進行分析。微分方程理論是通過建立系統元件的詳細數學模型，以時域仿真的形式對系統進行動態分析[1，2]。能量函數法則是通過構建支路能量函數模型計算各支路當前輸送值偏離初始值的距離，以此確定系統的脆弱區[3]，這兩種基于一定運行方式的分析方法對故障模擬，尋找系統脆弱環節起到了很好的作用?；趶碗s網絡理論如小世界理論的電網脆弱性研究揭示了某些電網結構上所具有的小世界特質[4-7]，但目前還未能結合電源和負荷的分布及線路容量來考慮電網的結構，因此具有一定的局限性。事實上，電網的拓撲結構是電網所具有的內在、本質的特性，強壯、合理的電網拓撲才是電力系統安全運行的首要因素，其次才是運行方式的影響。因此，通過系統地量度電力系統中各元件的重要性，從而給出電網結構上的脆弱性評估指標，從電網自身的拓撲結構分析尋找電網本身所固有的脆弱性對建設堅強電網將具有重要指導意義。

本文通過建立電網的隨機網流模型，在定義電網線路虛擬容量的基礎上考慮電網設備的隨機故障并提出相應的脆弱性評估指標將各元件在電網中的重要程度進行量化，從而為輸電系統規劃、運行方式的制定及采取相應的應對措施提供相應的參考及指導。

1電網等效網流模型

電網是一個時空跨度巨大的時變網絡，各類隨機因素都可影響其性能，因此，電網首先在性質上可以認為是一個隨機網絡，可以通過研究各類隨機因素對電網的影響尋找其薄弱環節。

電力都是起于發電機而終于負荷，因此任何電力系統都可以圖1表示。其中c（gi）、c（li） 、c（ei）、c（egi）、c（eli）、c（ngi）分別表示發電機Gi、負荷Li及相關線路的容量，p（gi）、p（li）、p（egi）、p（eli）分別表示各類隨機因素下發電機Gi、負荷Li及相關線路的失效概率并設其相互獨立。

圖1為一個多源多匯網絡，通過添加新的虛擬頂點S、T可將其化為單源單匯網絡如圖2所示。

電網中原有的具有一定容量限制的頂點如電源點Gi、負荷點Li都可通過頂點分解，將其用兩個理想頂點及兩點間的一條具有頂點容量的線路等效代替。頂點分解如圖3所示。在此等效情況下由于發電機實際出力或負荷量或容量只與其自身相關，因此各新添加支路失效概率可取為0，虛擬理想頂點S、T至發電機Gi或負荷頂點Li的支路容量應等于發電機或負荷頂點的相應容量，即有

c′（gi）=c（gi） （1）

p′（gi）=0 （2）

除去與電源及負荷等此類源匯頂點相連的支路外，系統其余支路容量仍然等于原支路容量。

c′（egi）=c（egi） （3）

對于原網絡中發電機與電力系統相連接支路，當發電機失效概率與線路失效概率相互獨立時，考慮到若發電機頂點失效，則相應支路也會失效，因此可得其失效概率為[8]：

p′（egi）=1-[1-p（gi）]×[1-p（egi）] （4）

對于電網內其余支路也可依連接情況按照式（1）-（4）作同樣等效變換，此時代表電網內各節點的頂點都變為網絡圖中的理想頂點，具有無限大的容量及0失效概率。

由圖論可知，網絡中的網流在任何一個中間頂點都必須滿足守恒條件f+（ν）=f-（ν），同時任何一條支路還都必須滿足支路容量約束，圖1電網化為圖2等效網流模型后原電網中所有節點都已變為等效網絡中的中間頂點，因此當網絡中的容量代表電力系統功率或電流時，圖2中各個中間頂點都能夠滿足電路中的功率及電流平衡條件，即滿足基爾霍夫第一定律[9，10]。

此外，對于網絡中的非電源及非負荷支路，由于隨運行方式不同其中潮流方向也可能不同，因此在化為圖2所示等效有向網流模型時可將其用兩條方向相反、容量相同的有向支路代替[11]，從而得到等效有向網流模型。

2脆弱性評估指標

圖2所得電網等效網流模型只具有各支路的線路容量及線路失效概率，頂點都已化為理想頂點，具有絕對的可靠性。對于圖2對應的網絡G（V，E），其中V、E分別為網絡G的頂點集及支路集，E中元素的容量c（ei）及失效概率p（ei）分別表示圖2等效系統中線路i的容量和失效概率。

定義：令cp（ei）=c（ei）[1- p（ei）]，稱cp（ei）為等效系統的虛擬線路容量。

由于虛擬線路容量cp（ei）的定義中包含線路實際容量及失效概率兩個因素，因此可以認為它是對二者的綜合反映[12]。

設經過虛擬線路容量轉換后的網絡為Gp（V，Ep），則Gp為一賦權有向網絡，考慮到電網的主要職能為傳輸電力，而電源點又是系統電力的唯一來源，因此設tij為Gp中源集頂點Vi到系統中任意頂點Vi的端容量，tij（ei）為支路ei停運后，頂點Vi到Vj的端容量。對于給定的兩個頂點Vi、Vj，若tij（ei）>tij（ej）則說明在支路ei、ej分別停運的情況下，ei支路停運的網絡還能夠相對更好地履行其傳輸電力的職能，即ei支路對頂點對Vi、Vj之間傳輸能力的影響較小，因此tij（ei）可以作為度量ei支路對頂點對Vi、Vj之間傳輸能力的一個指標，tij （ei）/tij可以作為度量ei支路對頂點對Vi、Vj之間傳輸能力的另一個指標。因為網絡中存在著多個頂點對，因此可取tij（ei）或tij(ei）/tij的函數為ei支路對整個網絡的脆弱性影響評估指標。

定義：令T（ei）=■φ[tij（ei）]ω（Vi，Vj），TR（ei）=■φ[tij（ei）/tij]ω（Vi，Vj） 稱T（ei）為ei支路的支路最大流靈敏度，TR（ei）為ei支路的支路相對最大流靈敏度。

設fij（ei）為Gp中頂點對Vi、Vj之間流量為端容量tij方式下流過ei支路流量的最小值，其中頂點Vi為系統源點，如果在Gp中，有fij（ei）>fij（ej）則說明ei支路對頂點對Vi、Vj之間流量的貢獻大于ej支路，即ei支路對tij的影響大于ej支路，因此，fij（ei）、 fij（ei）/tij都可以作為度量ei支路對頂點對Vi、Vj之間傳輸能力的指標[12]。

定義：令λ（ej）= ■φ[fij（ei）]ω（Vi，Vj），λR（ei）=■φ[fij（ei）/tij]ω（Vi，Vj） 稱λ（ei）為ei支路的支路影響度，λR（ei）為ei支路的相對支路影響度。

上述T（ei）、TR（ei）、λ（ei）、λR（ei）即為ei支路對網絡Gp中所有頂點對影響的度量值和相對度量值，這四個指標反映了最大流狀態下網絡中可能存在的輸供電瓶頸問題，說明的是網絡結構上的脆弱性。其中，T（ei）、TR（ei）指標越小，說明支路或節點在網絡中越重要，而λ（ei）、λR（ei）指標正好與其相反，其值越大則說明越重要。利用這四個指標可建立一脆弱性評價函數p，使其為四個指標或其中兩個的函數即可對電網脆弱性作出相應評價并將結果排序。

3算法流程

根據上述討論對電網結構脆弱性評估的計算流程為：

1.根據電網結構及設備容量將電網抽象為具有邊、點容量及失效概率的隨機有向網絡；

2.按照式（1）-（4）消去電網隨機有向網絡模型中的隨機因素，得到以虛擬線路容量表示邊容量的電網網流模型；

3.在系統網流模型的基礎上分別進行電網結構脆弱性指標的計算并根據指標值判斷電網的脆弱性。

4數字算例

采用文獻10中算例數據，其中發電機G1失效概率取0.06，G2失效概率為0.08，線路1-5失效概率取0.05，假設變電站不會過載，容量取500，同時系統其余設備完全可靠，失效概率為0，各頂點對權重相等都取為1，φ（x）=x，脆弱性評價函數為。p（x，y）=y/x，根據本文1節內容可得系統的網流模型如圖4所示。

對系統進行脆弱性分析結果如表1所示。

由表1可見，在T（ei）、TR（ei）、λ（ei）、λR（ei）四個指標的評價下，支路X1、X3是最重要的支路，同時它也是整個系統輸供電的一個瓶頸，這兩條支路是整個網絡系統結構上的關鍵點，這兩條支路之一一旦失效，則系統將損失大部分電源點從而引起負荷限電或產生連鎖故障反應，對其進行脆弱性綜合排序結果為：X3、X1、X8、X5、X4、X2、X7、X6，這也與文獻10中支路4、5最重要，1、2次之，3最不重要的結論相符合[10]。

5結語

電網的結構脆弱性評估是一個復雜的問題，其中評估指標的選取是其中的一個難點。本文在建立電網等效網流模型的基礎上，根據定義的虛擬線路容量對電網絡進行等效變換，并在此基礎上提出評估電網結構脆弱性的相應指標：支路最大流靈敏度和支路的支路相對最大流靈敏度，并通過仿真算例證明指標的有效性及正確性。但對于真實的電力系統網絡，網絡結構更加復雜，對評估計算的運算效率要求也更高，結合電力系統網絡的特點，如何找到一個更加高效的網流計算方法將是進一步需要研究的問題。

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篇6

【關鍵詞】線損，節能，發電量

中圖分類號：TE08 文獻標識碼：A 文章編號：

一、前言

線損管理涉及面廣，跨度加大，是一項政策性、技術性很強的綜合性工作。為適應電力企業由計劃經濟向市場經濟的轉變，搞好電力供應，減少供電損失，向客戶提供優質、價廉、充足的電力，提高企業自身經濟效益，必須加強電網的線損管理工作。

二、線損的組成和計算方法

1、線損的組成

（一）技術上的線損

在輸送電力網和電能分配的時候，不可避免的會出現一部分損耗，其直接的原因是當時電力網的負荷情況和供電設備的參數異常，通常這部分正常合理的電能消耗就可以叫做技術線損，也可以叫做理論線損。

（二）管理上出現線損

在電力營銷的運作過程中，為準確計量和統計，需要安裝若干電能表、互感器等計量裝置和表計，不同程度的誤差與這些裝置與表計都有關系。與此同時，由于用電抄收人員的素質關系，又會出現估抄、漏抄和不按規定同期抄表的現象，再加上管理工作不善，執行力度不夠，存在部分透漏和少量自用及其他不明因素造成的各種損失。這類損失，歸根到底是我們管理不善引起的，所以稱之為管理線損。

2、按損耗特點可以分為以下幾個方面：

（一）可變損耗

可變損耗指的是跟電網中的負荷電流有關隨其大小而變化的損耗，其中包括導線中的損耗，變壓器繞組中的銅損，電流表和電度表電流線圈中的損耗等。

（二）固定損耗

固定損耗指的是電網中的負荷電流沒有任何關系但是不隨其變化的一種損耗。

（三）不明損耗

不明損耗系實際是指線損與理論線損之差的一種損耗。

3、線損的的計算方法

（一）均方電流值計算損耗

分析實際運行情況可以得出，輸送功率P是隨時間變化的，因此P是時間t的函數，即：

P＝P（t）

進一步考慮P（t）可知，形成P（t）的因數I，U，cosφ的φ角都是隨時間變化的，即：

I=I（t）

U＝U（t）

cosφ= cos[φ(t)].

假設cosφ及U不變，那么在輸電元件R中流過電流I（t）時，在時間T內損耗電能A，

A＝ I2（t）Rdt

通常的看，只有在特殊情況下，才能求出I＝I（t）的表達式。實際上，對于大多數情況可以用離散型分布函數來近似地求出A，即，以每小時運行人員抄錄的電流值Ii作為這一小時內的平均電流值，近似地認為這一小時內電流未發生變化，則這一小時內的電能損耗為：

A i＝ Ii2 R×I

式子末尾的1表示1小時，從而A i的量綱就成為電能的量綱。當明確這一點時，可以不必寫出 ×1．當測計期T內有幾個電流值時，總的損耗A為：

A＝

令IJ2為每小時電流平方的平均值，即：

IJ2＝

顯然

nIJ2=

于是A= nIJ2R (1)

這個式子表明，當一個供電元件的電阻R為已知時，n小時的總損耗可見用均方電流值求得。

（二）用最大負荷利用小時數Tmax和損耗小時數τ表示負荷特性及計算損耗

最常用的是同負荷曲線，負荷曲線具有周期性。除去用負荷曲線來描述負荷的特性以外，最大負荷利用小時數Tmax也是一種描述方法。

設某元件的全年供電量為A，元件的送電功率P（t）的最大值為Pmax則全年最大負荷利用小時數Tmax的定義為：

Tmax＝(2)

定義式表明，若以最大負荷均恒地供電、則在Tmax小時內就能完成全年供電量A。最大負荷利用小時數Tmax在全年意義上描述負荷的特性。下面敘述它和損耗小時數τ的關系。 類似最大負荷利用小時數Tmax二，設全年供電損失電量為A，損耗功率P=P（t）的最大值為P,max則全年供電損耗小時數τ的定義為：

τ=(3)

當元件R輸送功率為最大功率Pmax時，固cosφ假定不變，輸電電流I=I(t)也出現最大值Imax,于是Pmax=I2maxR

故A＝I2maxRτ(4)

由此可見對于已知元件電阻R及最大負荷電流Imax的情況來說，只要知道了就能求出該元件的全年損耗A，通常對于供電完成之后的情況，最大負荷電流是一定知道的。即使對于供電完成之前預測線報電量，也要給出最大負荷Pmax,從而 Imax也是可以知道的。于是關鍵在于如何求損耗小時數τ。

二、當前供電企業線損管理存在的問題

1、不合理的配電網布局和結構

較多的超供電半徑線路，超長的線路空間距離，較多的迂回和卡脖子線路供電現象，多而散的配電線路上負荷點，較遠的配變供電點離用電負荷中心，使得主配電架空導線截面與載荷量選擇不相匹配。

2、使用老化和陳舊的供電設備，損耗就會嚴重

很多還在使用高能耗配電變壓器和用電設備，在一些農村還存在早期架設的10kV線路，這是一種常見的線路損耗，而且十分嚴重。

3、配電變壓器負荷存在不平衡的狀態

空載運行時間長的配電變壓器，這些配電變壓器的固定損耗是很大的。農閑季節白天用電負荷小，經常輕載或空載運行，晚間則負荷較大；反之，則相反。還有配電變壓器容量和實際用電負荷不匹配的現象存在。

4、使用電能計量裝置的時候也會造成損耗

因為負荷變動大的大量用電客戶，而實際負荷率偏小，電流互感器配比偏大。下降了電壓互感器二次壓降過大造成的計量精度，照明戶的表，大量由于設備老化存在著計量精度不合格且偏慢的現象。

三、線損管理方法

篇7

摘要：

抽水蓄能電站具有優良的調峰填谷能力，能夠有效解決電力系統接入風電容量超過一定比例后引起的調峰及棄風問題．詳細介紹了應用在風力發電中的抽水蓄能電站的系統構成及其基本原理，綜合考慮發電效率問題，推導出抽水蓄能機組容量規劃的計算方法，并針對某一抽水蓄能電站的容量進行設計．

關鍵詞：

抽水蓄能；風力發電；機組容量

0引言

在全球生態環境不斷惡化、化石能源逐漸枯竭的今天，風電作為一種重要的可再生、清潔能源，已經成為解決全球性能源問題不可或缺的重要力量［1－2］．但由于風能存在間歇性、隨機性及不穩定性［3－4］等特點，當接入電網的風電容量超過一定比例后，會對電力系統的安全運行造成一定程度的影響，如在負荷低谷的大風時段，將導致大面積棄風現象發生，造成能源的浪費．抽水蓄能電站以其調峰填谷的獨特運行特性［5－6］，在負荷低谷的大風時段，將風能通過蓄水的方式進行儲存，在負荷高峰時段再將儲存的能量輸送到電網中去，在大大減少了資源浪費的同時保證了電網的安全穩定運行，成為我國電力系統有效的、不可或缺的調節工具．

1抽水蓄能原理及系統構成

作為間接存儲電能的一種方式，抽水蓄能電站可以幫助電網解決負荷高峰和低谷之間的電力供需矛盾．如圖1所示，在電網負荷低谷期，多余的電力帶動抽水泵把下水庫位的水抽到上水庫位，將其以重力勢能的形式存儲起來，當在電網負荷高峰期，存儲在上水庫位的水力帶動水力發電機組來發電，與其他電源一起向電網輸電，滿足高峰電網時的負荷需求．雖然在此次抽水蓄能中部分能量會在能量轉化過程中流失，但與其他相比，使用抽水蓄能電站要比增建煤電火電發電設備來滿足負荷高峰和低谷期的起停調峰等經濟效益更好．除了調峰外，抽水蓄能電站還具有調頻、調相和事故旋轉備用等多種功能．作為電網運行管理的一個重要工具，保障了電網的安全、穩定、經濟運行．從這個意義上講，抽水蓄能電站相當于一個能量儲存裝置，充分利用水作為能量載體，對電能在時間和空間上進行重新分配，以協調電網的發電出力和電力負荷在時間和空間上的不匹配問題，從而使整個電力系統達到安全、穩定、經濟運行．

2抽水蓄能機組容量規劃方法

2．1調峰容量比的定義

機組正常運行時，其發電范圍受最小技術出力和最大技術出力的約束．其中最小技術出力一般在額定出力的70％，少數機組可達到60％或50％．調峰容量比的定義為機組可靈活變化的容量數值與其額定容量之比．RG＝Pmax－PminPe×100％．（1）式中：RG為發電機組的調峰容量比（％）；Pe為發電機組的額定發電出力（MW）；Pmax為發電機組的最大技術出力（MW），多數火電機組其最大技術出力與額定出力相等；Pmin為發電機組的最小技術出力（MW）．按式（1）類推，可得到系統綜合調峰容量比，即系統中所有運行機組的可調節容量占到這些機組額定總容量的比值．Rs＝∑i（Pi．max－Pi．min）∑iCi，（2）式中：Rs為系統需求的綜合調峰容量比；Pi．max，Pi．min分別為機組i的最大、最小有功出力；Ci為機組i的裝設容量．

2．2抽水蓄能電站容量規劃方法

在以火力發電為主的電力系統中，系統綜合調峰容量比大多小于50％，若此時系統中有部分核電機組或（供熱期的）熱電機組等基荷機組，則綜合調峰容量比將更小．因此，只有電網負荷峰谷差占到最大負荷的比例小于或等于系統的綜合調峰容量比時，系統的調峰矛盾才能夠得以解決．由于以火電為主的系統其實際負荷無法滿足這一要求，而抽水蓄能電站機組的調峰容量比可達到200％，因此其裝設容量應以能夠滿足系統所需綜合調峰容量比為基本條件．則系統中抽水蓄能電站的裝設容量的計算公式為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為抽水蓄能電站裝設容量（MW）；RD為扣除抽水蓄能電站發電和抽水容量之后系統需求的綜合調峰容量比（％）；PD．max，PD．min分別為系統最大、最小負荷需求（MW）．式（3）實際上并未解決抽水蓄能電站容量確定的問題，抽水蓄能機組在運行時還需滿足另一項約束條件，即抽水電量與發電電量比，也就是電站發電效率的問題．如圖2所示，陰影面積分別表示抽蓄機組的發電量和抽水用電量，而它們之比為電站發電效率，抽蓄機組的發電效率大致在70％～80％之間，并且由于發電、抽水運行時間的不同，發電容量P1－P2在實際中不可能同抽水容量P3－P4相等，所以式（3）應改為RD＝（PD．max－PP－S1）－（PD．min＋PP－S2）PD．max－PP－S，ηP－S＝EgEu烅烄烆．（4）式中：PP－S1為抽水蓄能電站發電容量（MW），PP－S2為抽水蓄能電站抽水容量（MW），ηP－S為抽水蓄能電站的發電效率，Eg為抽水蓄能電站發電量（MWh），Eu為抽水蓄能電站抽水用電量（MWh）．抽水蓄能機組發電后，會改善電力系統中常規火電機組的出力曲線，使常規火電機組低谷出力上升，高峰出力下降，最極端的狀況是使常規機組出力保持恒定．取目標年中典型日負荷曲線，將使典型負荷日常規火電機組恒定出力所需要的抽水蓄能電站機組容量作為電站最大裝設容量，以在典型負荷日滿足常規火電機組基本調節容量作為電站的最小裝設容量，則抽水蓄能電站的裝設容量范圍為PP－S．min≤PP－S≤PP－S．max．（5）式中：PP－S．min，PP－S．max分別為抽水蓄能機組在最小、最大峰谷負荷日需裝設的容量．

3算例分析

按照電網規劃目標的最大負荷、最小負荷、年負荷曲線確定電網典型負荷曲線，該負荷曲線如表1所示，表2為系統當前機組構成．通過表1和表2可得到系統當前綜合調峰容量比為36．44％，低于系統所要求的40．25％．表3為在典型負荷曲線下P－S機組的年運行時間（以1500h計算）及對系統常規火電機組調峰容量比的影響，其中調峰容量比的計算如式（4）所示．根據系統提出的負荷峰谷差率40．25％的要求，可以確定抽水蓄能電站的裝機容量應該不小于400MW．

4結語

針對風力發電間歇性、隨機性的特點，構建抽水蓄能電站，充分利用其優良的調峰填谷能力，有效解決電力系統中調峰及棄風問題．介紹了抽水蓄能電站的基本原理及其系統結構，對抽水蓄能機組容量進行分析及設計，為后期抽水蓄能電站和大規模風力發電聯合運行模型的建立提供有效的理論依據．

參考文獻：

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篇8

本文以線損實測數據為基礎，給出線損的定義、分類及產生的原因，運用線損理論計算方法分析線損的成因和線損構成，針對性地提出降損策略，制定相應的降損改造方案。

【關鍵詞】線損 成因分析 線損構成 降損策略

1 線損的定義及其分類和產生的原因

1.1 線損的定義

電廠輸送出來的電能，通過電力網的輸電線路、變電站、配電網及用戶設備，要消耗一定數量的電能，這種消耗掉的電能稱為線損。

當電力網中的線損用電能損失的形式表示時，就體現為線損電量。線損電量通常是根據電能表所計量的總供電量與客戶售電量相減得出，即：

線損電量=供電量―售電量（1.1）

1.2 線損的分類

線損按其性質可分為技術線損和管理線損兩大類。

1.2.1 技術線損

技術線損又可分為不變線損和可變線損。

一般不隨負荷變動而變化，只要設備在線運行，就有損耗電能，這一部分損失認為是不變線損。

電網中電氣設備的不變線損主要包括：

（1）發電廠、變電站的升壓變壓器和降壓變壓器以及配電變壓器的鐵損；

（2）電纜和電容器的介質損失；

（2）計量設備的電度表電壓線圈損失；

（4）電網設備中的調相機、調壓器、電抗器、消弧線圈及PT等設備的固定損失（即鐵損）及絕緣子的損失；

（5）電能通過電力網的損失隨負荷電流的變動而變化的，它與電流的平方成正比，電流越大，損失越大，這一部分損失認為是可變線損。

電暈損耗。

電網中電氣設備的可變損失主要包括：

（1）發電廠、變電站的升壓變壓器和降壓變壓器以及配電變壓器銅損（即電流流經線圈的損失）；

（2）輸電線路、配電線路的銅損（即電流通過線路的損失）；

（3）電網設備中的調相機、調壓機、電抗器、消弧線圈及CT等設備的可變損失（即銅損）；

（4）計量設備的電度表電流線圈的損失；

1.2.2 管理線損

所謂管理線損是指由于管理方面的原因而產生的電能損耗，其數值等于實際線損與理論線損之差值。該種損耗大部分是由于人為因素造成的，有不確定性，難以用儀表和計算方法確定，只能由抄表統計電量確定，其中包括用戶違章用電的損失、漏電損失、抄表員錯抄表所造成的損失以及計量表計誤差超限所造成的損失等。

另外，根據供電設備的參數和電力網當時的運行負荷情況，由理論計算得出的線損，叫理論線損，又稱技術線損。

1.3 線損產生的原因

線損產生的原因主要有以下幾方面：

（1）理論線損主要是配電線路，主、配電變壓器用電計量表在電網運行過程中所造成的損耗。

（2）電網布局和結構不合理。主要表現在超供電半徑，線路距離超長。

（3）配電變壓器的負荷不平衡。主要表現在空載運行時間長，固定損耗大。負荷峰谷差大，線損率高。還存在著配電變壓器容量與實際用電負荷不匹配現象。

（4）無功補償不足。很多用戶不具備無功就地補償能力或無功能量補償不足，因而從配電網大量吸收無功功率，用電設備容量較多地被無功容量占用，設備承載率低。

2 理論線損計算方法的選擇

在計算理論線損時，本文提出了兩種理論線損計算方法，即電量法和前推回代潮流計算方法。這兩種方法充分利用了監控終端（FTU、TTU）的實測數據，以區段為單位進行理論網損的計算。線損的大小與電源的布局、負荷分布、網絡結構、運行方式、電壓等級的技術性能因素有關，并與調度、運行、檢修等管理水平有關，因此應對電能損耗進行深入的分析。分析內容可按實時、正點、日、月分時段或累計時段進行，并與計劃值、同期同口徑值、理論計算值分重點、分壓、分線、分臺區進行比較分析。

2.1 高壓輸電網線損理論計算選擇

由于35KV及以上高壓輸電網結構相對簡單，輸送負荷大，對線損計算精度要求高。對于35KV輸電網線損理論計算分為：輸電線路中電阻損耗、變壓器空載損耗和負載損耗三部分；而對于110KV及以上線路除了35KV的損耗外還存在線路的電暈損耗和線路絕緣子泄露損耗。由于輸電網的線損是指整體輸電網絡單位時間的電能損失對時間的積分，因此高壓輸電網線損理論計算方法有：代表日線損理論計算、全月線損理論計算，全年線損理論理計算。輸電網由于表計安裝充足，計量儀器和各種測量裝置齊全，線路和變壓器容量大，輸送負荷大，對線損計算精度要求高，因此應采用具有收斂性好、速度快等優點的前推回代潮流的方法來進行線損理論計算。

2.2 配電網線損理論計算選擇

配電網線損是整條電力網線損的重要組成部分。配電系統的特點是：網絡結構為輻射狀、設備型號多、主饋線支路多、以及所接的配電變壓器數量相當可觀、網絡結構復雜。目前，配電網線損的計算方法主要有：按電量求阻法、按容量求阻法、線損首端負荷曲線特征系統法、均方根電流法、最大電流法、平均電流法、線路等值電阻法等等。由于配電網儀器設備安裝不夠齊全，分支路的電參量數據往往無法獲取，因此配電網的電能損耗計算通常采用近似簡化算法。在原理上這些方法采用了對配電線路和變壓器等值電阻的計算方法，一般認為網絡各節點的負荷特征系數與首端相同，不考慮沿線的電壓損失對能耗的影響。

3 降損改造方案制定策略

3.1 無功補償方案制定

在分析電網電能質量和無功潮流分布最優的基礎上，計算無功補償方案的需要投資評價無功補償的經濟效益，制定無功補償方案策略，有選擇的采用一種或多種補償方式：配電站集中補償（隨器補償）、線路末端補償（隨線補償）、低壓集中補償（隨器補償）、低壓設備就地補償（隨機補償）。

3.2 提高電網經濟運行水平

以降低電網技術線損為重點，加強電網運行管理，提高電網經濟運行水平。深入分析配變經濟運行區域，比較線路負荷電流分布和經濟負荷電流，確定變壓器運行最佳容量和線路經濟運行方案，通過平衡變壓器低壓側相間負載、調整變壓器運行電壓、提高線路末端電壓和功率因數，降低線路損耗。加強配電網三相負荷平衡工作，及時調整低壓側三相負荷，減少電能損耗，從而提高企業的經濟效益。

4 結束語

配電網線損是一個綜合性的技術經濟指標，它不但可以反映電網結構和運行方式的合理性，而且可以反映電力企業的技術水平和管理水平。加快電網建設，優化電網結構，提高電網經濟運行水平，幫助工作人員及時發現管理中存在的問題，提高線損管理水平，具有重要的社會意義。

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.

關鍵詞：諧波；有源電力濾波器（APF）；諧波電流

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

中圖分類號：TH132.43 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2013）11-0026-02

0 引言

諧波是現代電子的副產品，當大量個人計算機（單相負荷）、UPS、變頻設備或能夠將交流轉換成直流的電子設備使用時，就產生了大量諧波。隨著現代科學技術的不斷發展，和國家節能減排工作的深入推進，火力發電廠的廠用電設備越來越多的用到變頻裝置，且單機容量較大，這類非線性負載會產生大量諧波電流，并進入廠用電系統，對系統內各種用電設備包括變壓器、電動機、電纜等均會造成不同程度的危害，因此消除或抑制諧波危害就顯得十分必要。

1 諧波的定義、產生的機理及危害

1.1 諧波的定義 諧波是具有50Hz整數倍頻率的周波的組成部分，其頻率是基波頻率的倍數。特性諧波由電路中整流器的數量決定，有以下公式：

H=（n×p）±1

其中：n整數（1、2、3、4）；p 整流器或脈沖數量。

1.2 諧波產生的機理 “線性”和“非線性”定義了電流與電壓波形之間的關系。線性負荷具有連續的電流，電壓、電流之間具有線性關系。非線性負荷具有非連續的電流，因此與電壓波形是不對應的。

非線性負荷產生諧波（在電流曲線上產生突然短脈沖），而不是平滑的正弦曲線（見圖1）。

更進一步的說，正是應用了前端整流器設計，才導致所有的變頻設備產生諧波。圖2示例了一個典型的6脈沖整流器。

變頻設備產生的諧波，其程度和幅值是由其本身設計以及非線性負荷與所聯配電系統阻抗的關系決定的。設備之前的電源線路阻抗決定了反饋到配電系統的諧波電流、電壓的幅值和振幅。圖3說明了這種關系。

此外，通過配電阻抗反饋的畸變電流引起了電壓降或諧波電壓畸變，其關系與配電系統的故障電流、阻抗是成比例的。

1.3 諧波的危害 電壓過高或諧波畸變能夠導致配電系統及其供電的設備出現各種問題，諸如電容器壽命減少、斷路器誤跳閘、變壓器損耗增加等。

2 諧波的治理措施

按照諧波產生及危害的領域，可分為主母線側諧波和終端用戶側諧波。

主母線側諧波的主要影響范圍是電力變壓器、配電主設備等。終端用戶側諧波的主要影響范圍是計算機、節能燈、控制及精密測量容量小。針對火電發電廠，本文主要介紹主母線側諧波的治理措施。

在火電發電廠中，當變壓器帶有較多變頻裝置時，比如空冷變壓器帶有風機變頻，變壓器主母線側就存在諧波，諧波次數在2～40，諧波頻率在100Hz～2kHz。此時諧波能量大，對設備有明顯物理損傷，諧波源較為單一，衰減較快時不干擾控制設備。為了消除主母線側諧波，采用有源電力濾波器（APF）是目前相當有效的方法。

將APF以并聯的方式接入電網，實時監測電網中由非線性負荷產生的電流波形，濾除其中的基波部分，并將剩余的部分反相，再通過IGBT變換器將反相電流注入到電網中，實現抑制諧波、動態補償無功的功能。

某型APF產品的工作原理如圖4所示。

關于APF的詳細內容可參見文獻1，本文不再贅述。

為了更好地消除、抑制諧波，那么合理地選擇APF就變得很重要，而諧波電流則是進行合理選擇的必要條件。

3 諧波電流的計算

由于諧波電流計算涉及到諸多因素，尤其是在實際發生的現場更為復雜，很多設備即使諧波源，同時也是吸收諧波的消諧裝置。在這種情況下，收集到完整的電氣設備諧波數據是很困難的，在此提出諧波電流計算的經驗公式，以滿足工程設計要求；

ITHD=k1×k2×THDi■（1）

ITHD：諧波電流，單位：A；

k1：負荷率，即計算負荷占變壓器額定容量的比例，通常在0.5～0.8之間；

k2：綜合治理系數，通常在0.2～01.0之間；

S：變壓器額定榮，單位：kVA；

THDi：諧波電流畸變率，通常在10%～35%之間。

k2的定義及選取。供電系統中的變頻設備不同，容量不同，接線形式不同，那么，諧波產生后，同樣會相互作用，同時，以功率因數校正為主的補償裝置也會與諧波相互作用，有吸收，也有震蕩，故設置k2系數。根據火電發電廠中的變頻設備類型、數量，k2取值在0.6～0.8。

根據工程經驗，THDi的取值在20%～25%。變頻器數量較多時，可取值在25%～35%。

例如，某火力發電廠，一臺空冷變壓器的額定容量為2500kVA，負荷率k1為0.8，綜合治理系數k2取0.7，諧波電流畸變率取25%。

由公式（1），得

ITHD=0.8×0.7×25%■=505.2A

得出估算的諧波電流值，便可進一步選出適當的APF產品，從而避免了諧波電流值估算過大或過小，從而影響APF的諧波消除效果。

4 結束語

今天，隨著節能減排工作的深入開展，越來越多的火力發電廠設備開始使用變頻裝置，這些變頻裝置通常單機容量較大，其產生的諧波對廠用電系統的安全穩定運行造成了較大影響。作為一種有效的諧波治理措施，有源電力濾波（APF）的應用，可以很大程度上減少這種諧波的危害。為了更加合理的選擇APF，本文提出了一個諧波電流計算的經驗公式，對火電發電廠的工程設計具有積極的借鑒意義。

參考文獻：

[1]王兆安，劉進軍主編.《電力電子技術》第5版.機械工業出版社出版.

[2]馬勝利.變配電系統中的諧波治理.價值工程雜志，2012（05）.

篇10

關鍵字：供電數量；大客戶負荷；負荷計算；合理預測

中圖分類號：TU996文獻標識碼： A

1.引言

近年來，計算機和網絡技術的快速發展，在掀起全球信息化浪潮、推動經濟全球化進程的同時，對全球電力企業的發展、管理和服務，尤其是我國帶來了重大的影響。電力作為維持國民經濟發展的經濟命脈之一，在人類社會從以產品為導向時代轉變為以客戶為導向時代的今天，客戶的選擇決定著企業的命運，當然我國經濟的快速發展，保持電力生產穩步增長也已經成為了一種趨勢，作為面向社會各行各業、服務千萬家的電力企業，客戶也是企業發展的重中之重。作為電力企業如何在競爭中處于不敗地位，如何做到既能滿足客戶的需求又不浪費人力物力，電力企業就要做到對市場需求的總體把握，做好對市場負荷指標的分析，對未來市場的合理預測并作出相應調整措施。

2.我國電力的現狀和前景

近年來，我國電力供應緊張狀況雖有緩和但是與富裕的國民生活水平對電力的要求還相差一段距離，我國電網的安全性沒有保障，可靠性低，，損耗大，自動化水平不高，電網調峰容量不足，供電質量差，這遠遠不能適應21世紀信息時代對電力供應的質量、數量的要求。電力工業是國民經濟發展中最重要的基礎能源產業，是關系國計民生的基礎產業，是國民經濟的第一基礎產業，是世界各國經濟發展戰略中的優先發展重點。當然，作為一種基礎產業與先進的生產力，電力行業對促進國民經濟的快速發展和社會進步起到重要作用。電力的合理運用與社會經濟和社會發展有著十分密切的關系，它不僅是關系國家經濟安全的戰略大問題，而且與社會穩定密切，與人們的日常生活息息相關。在我們進入21世紀后，我國電力仍應該以較高的速度和更大的規模發展，電源和電網建設的任務仍應進行，在此同時，電力的發展還要合乎我國的可持續發展戰略，并受到環境的嚴重制約，使之在技術上、管理上適應電力市場化體制和競爭需要，有效控制電力生產成本，；將迎接全球和地區經濟一體化挑戰，使電網互聯范圍不斷擴大。合理降低電力產品稅率在未完全實現電力商品的市場化運營之前，應像其他經濟發達國家一樣，我國應把電力事業視為公益事業，實行低稅率，將電力產品的增值稅調到10% 以下為宜。

3.城區電力大客戶負荷指標分析

3.1.電力系統負荷的構成

電力系統的負荷就是系統中千萬個用電設備消費功率的總和。它們大致分為異步電動機、同步電動機、電熱電爐、整流設備、照明設備等幾大類。不同行業中，這些用電設備占的比重也不同。在城區供電中，供電公司大客戶在負荷計算中占很大比重，所以它們在供電網絡中往往起到決定性作用。

3.2.負荷曲線的設定與分析

負荷曲線是指在某一時間段內描繪負荷隨時間的推移而變化的曲線。

在大客戶供電負荷指標分析中，我們要按負荷性質繪制有功和無功的負荷曲線；按負荷持續時間可繪制日、月和年的負荷曲線；按負荷在電力系統內的地點可繪制個別用戶、電力線路、變電所、發電廠乃至整個地區、整個系統的負荷曲線。將這幾方面負荷曲線綜合在一起就可表明負荷曲線發與供的全部特性。分析負荷曲線可以了解負荷變動的規律。從工廠來說，可以合理地、有計劃地安排車間、班次或大容量設備的用電時間，從而降低負荷高峰，填補負荷低谷，這種“削峰填谷”的辦法可使負荷曲線比較平坦，調整負荷既提高了供電能力，也是節電的措施之一。

（1）全年消耗的電量AY為

全日消耗的電量AD為

（2）年最大負荷利用小時數Tmax

（3）平均負荷Pav

（4）負荷率，平均負荷與最大負荷的比值

有功負荷率

無功負荷率

3.3.負荷計算

就是在已知用電設備性質、容量等條件的情況下，按照一定的方法和規律，通過計算確定的電力負荷。它包括有功計算負荷、無功計算負荷、視在計算負荷和計算電流、尖峰電流等內容。

對于同一類型的用電設備組、同一類型車間或同一類企業，其負荷曲線具有相似的形狀。因此，典型負荷曲線就可作為負荷計算時各種必要系數的基本依據。利用這種系數，根據工廠所提供的用電設備容量、將其變換成電力設備所需要的假想負荷――計算負荷。

計算負荷可以為供電公司選擇供電系統中的導線和電纜截面積，并且確定變壓器容量，為選擇電氣設備參數、制定提高功率因素和整定保護裝置動作值措施等提供了可靠的依據。

計算過程中所用參數：

（1）需要系數Kd

在計算負荷過程中，當設備額定功率PN已知的條件下，只要實測統計出客戶用電設備組的計算負荷Pca，也就是在典型的用電設備組負荷曲線上出現30min的最大負荷Pmax，就可以求出需要系數Kd ，其計算定義如下：

（2）利用系數KU

利用系數的定義為：

（3）同時系數

有功同時系數：

無功同時系數：

(4) 形狀系數KZ

（5）附加系數Kf

（6）負荷持續率為一個工作周期內工作時間與工作周期的百分比值，用表示

式中T―工作周期；

tg―工作周期內的工作時間；

t0―工作周期內的停歇時間。

4.結束語

為確保城區供電公司國民及工業大客戶生產安全用電，城區供電公司必須結合當地的安全大檢查活動，積極組織技術人員對轄區多家大客戶的供電線路、設備運行情況、電源配置情況等進行全面安全檢查的同時，還要了解大客戶的用電負荷，使城區供電公司對下一季度、下一年供電數量有一定的總體把握，當然供電公司還要對用大客戶電設備健康狀況進行評估，技術人員應該仔細對大客戶的每一處用電設備設施、線路、配電裝置等展開全面檢查，以防留下安全隱患。

客戶負荷分為連續性生產、非連續生產、非生產性負荷等多種。供電公司必須根據各個用戶不同的用電特點，為用戶量身定制用電方案，尤其大客戶，應指導用戶增減變電容量，通過深入企業內部進行全面檢查，了解重要用戶的供電與用電的安全情況，理調整用電負荷，盡量避開用電尖峰時段，多利用用電低谷時段搞生產，這樣使企業在用電緊張時既能保證它的連續生產，又能最大限度的節約用電成本。城區供電公司必須對重要客戶及大客戶的供用電做好管理工作，只有這樣，才能確保電網和企業電力系統安全穩定的運行。

參考文獻

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[3] 周暉.張鴻.張廣輝.提高電網負荷率的措施及方法比較[J]；華北電力技術;1998（12).

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