朱正元，韋 浩，曾 莉，王澤民

（1.國網(wǎng)浙江蘭溪市供電有限公司，浙江 蘭溪 321100；2.天地電研（北京）科技有限公司，北京 102206）

0 引言

電網(wǎng)的線損關(guān)系到供電企業(yè)的經(jīng)濟效益，歷來是供電企業(yè)管理工作的重心。在新一輪電力體制改革的環(huán)境下，節(jié)能降損是供電企業(yè)提高經(jīng)濟效益的重要手段。隨著分布式電源、儲能、電動汽車充電等新技術(shù)的廣泛應(yīng)用，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)已逐步過渡到新一代智能配電網(wǎng)。新一代配電網(wǎng)中擁有高比例的可再生能源和高比例的電力電子裝備[1]，其潮流運行、負(fù)荷特性等都發(fā)生變化，與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)相比有了較大改變，線損的影響因素也越來越復(fù)雜，因此對電網(wǎng)的線損管理技術(shù)提出了更高的要求。

1 總體研究思路

在新的電網(wǎng)形態(tài)下，分布式能源、儲能設(shè)備、電動汽車等大量非線性設(shè)備接入電網(wǎng)，對電壓波動、諧波、功率因數(shù)、無功分布等都會造成影響。文獻(xiàn)[2]分析了電壓不合格、負(fù)荷分布不均、負(fù)荷波動大、三相不平衡、功率因數(shù)、諧波存在等因素都會對配電網(wǎng)中的損耗產(chǎn)生重要影響。例如，分布式光伏電站接入電網(wǎng)會造成接入點電壓抬高，偏離電網(wǎng)最優(yōu)運行電壓。另外，光伏電站通過電力電子設(shè)備接入電網(wǎng)，這類設(shè)備易產(chǎn)生高次諧波。這些影響因素又會間接引起線損變化。分布式電源、儲能設(shè)備、電動汽車等對電網(wǎng)的影響如表1 所示。

表1 分布式電源與多元負(fù)荷對線損影響

本節(jié)以分布式光伏電站為例進(jìn)行具體分析。D 線路用戶以工業(yè)用戶為主，裝接2 座光伏電站，光伏電站裝機容量分別為1 568 kW 和1 458 kW。由于當(dāng)天是除夕，線路負(fù)荷較小，光伏發(fā)電后線路無法消納，產(chǎn)生功率倒送現(xiàn)象，如圖1 所示。功率倒送使得光伏電站的供電半徑增大，提高了線損。

圖1 某地D 線路負(fù)荷曲線

根據(jù)分布式電源與多元負(fù)荷對線損的影響分析，本文提出了“源、網(wǎng)、荷”協(xié)調(diào)優(yōu)化的降損方法，包含“源”優(yōu)化、“網(wǎng)”優(yōu)化和“荷”優(yōu)化?！霸础眱?yōu)化主要分析多個裝接位置不同的分布式電源最優(yōu)出力的計算方法；“網(wǎng)”優(yōu)化主要分析多分段適度聯(lián)絡(luò)線路在分布式電源接入條件下的網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)判定條件；“荷”優(yōu)化主要分析避峰負(fù)荷的計算方法以及避峰前后線損的差值。圖2 為基于“源網(wǎng)荷”協(xié)調(diào)優(yōu)化的降損流程。

圖2 “源網(wǎng)荷”協(xié)調(diào)優(yōu)化流程

2 “源網(wǎng)荷”協(xié)調(diào)優(yōu)化

2.1 “源”優(yōu)化

2.1.1 “源、源”出力協(xié)調(diào)優(yōu)化

并網(wǎng)分布式電源一般采用自發(fā)自用余量上網(wǎng)方式或全額上網(wǎng)方式，通過實現(xiàn)分布式電源的就地消納，減少電網(wǎng)的功率輸送，從而降低輸電線路的損耗。當(dāng)分布式電源接入電網(wǎng)后，電力線路損耗的變化主要取決于分布式電源的接入容量、接入位置、功率因數(shù)等。分布式電源接入位置不當(dāng)、容量偏大會導(dǎo)致電源出力無法就地消納，甚至?xí)a(chǎn)生功率倒送，從而增大線路損耗[3]。

文獻(xiàn)[4]對分布式電源接入位置進(jìn)行了計算，得出單個分布式電源裝接容量為2/3 線路負(fù)荷并且在接入線路2/3 長度位置時，線損最小。

當(dāng)線路中接入一個或多個分布式電源時，可通過優(yōu)化調(diào)節(jié)分布式電源的出力，實現(xiàn)各個電源出力的就地消納和潮流最優(yōu)，達(dá)到線損最小的目的。分布式電源接入條件下的配電網(wǎng)潮流分布如式（1）所示：

式中： L 為線路長度；P0為單位長度功率；xDG為分布式電源接入位置；PDG為分布式電源功率。

“源”優(yōu)化通過以一組電源（一般為2 座分布式電站）為出力協(xié)調(diào)優(yōu)化對象來說明。在分布式電源接入條件下，假設(shè)xG1和xG2分別為分布式電源的接入位置（距離線路首端長度）；PG1和PG2為DG的注入功率；Ploss為線路總損耗。

則有：

當(dāng)PG1和PG2出力控制在上式數(shù)值時，線損最小。

2.1.2 儲能設(shè)備接入容量與位置優(yōu)化

儲能設(shè)備既能充電又能放電，因此會對配電網(wǎng)的潮流分布和電壓分布都產(chǎn)生更復(fù)雜的影響。儲能設(shè)備在充電時作為負(fù)載設(shè)備，在放電時作為電源設(shè)備。因此，可將分布式儲能設(shè)備對線損的影響分成兩部分進(jìn)行計算，充電時作為負(fù)載設(shè)備接入電網(wǎng)，放電時作為電源接入電網(wǎng)，通過充放電時間的占比不同而計算出總線損的大小[5]。

同樣，采用類似光伏接入對線損影響的計算方法，配電網(wǎng)中的有功潮流分布可以表示為如下函數(shù)形式：

式中： xes為分布式儲能接入位置；Pes為儲能充放電功率。

當(dāng)儲能設(shè)備為放電狀態(tài)時，μ 為1；當(dāng)儲能設(shè)備為充電狀態(tài)時，μ 為-1。式中Ploss（x）為饋線單位長度損耗；r0為饋線單位長度電阻；U 為饋線三相等效電壓。此時配電網(wǎng)總損耗為：

當(dāng)放電時，μ=1 時，得到：

當(dāng)充電時，μ=-1 時，得到：

根據(jù)浙江省物價局文件，農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電采用六時段劃分情況，高峰時段、低谷時段各有12 h。因此，儲能設(shè)備充放電時間可按各12 h 計算。本文將接入儲能設(shè)備的一條典型線路視為一個供電系統(tǒng)。

（1）負(fù)荷等效為恒功率模型

按照充電12 h，放電12 h 計算，則：

由式（11）可以看出，分布式儲能設(shè)備在恒功率模型下增大線路損耗，儲能容量越大、接入點離首端越遠(yuǎn)，線損越大。

（2）負(fù)荷等效為波動功率模型

按照充電12 h，放電12 h，為方便計算，將線路負(fù)荷模型等效高峰時負(fù)荷為低谷時負(fù)荷的N倍，則系統(tǒng)總線損為：

通過Ploss分別對Pes，xes求偏導(dǎo)，得到：

當(dāng)裝接位置一定時，儲能設(shè)備最優(yōu)容量為：

當(dāng)儲能設(shè)備容量一定時，裝接位置最優(yōu)為：

2.2 “網(wǎng)”優(yōu)化

網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)控制的目的是更好地實現(xiàn)分布式電源出力的就地平衡和負(fù)荷在線路分布上的平衡。

當(dāng)單條線路分布式電源接入容量較大時，在有功出力高峰時，單條線路可能無法實現(xiàn)全部消納。而且，還會有電壓不合格、功率因數(shù)低等一系列問題。這就需要對電網(wǎng)運行方式重新整合計算，得出最優(yōu)的運行方式，通過操作聯(lián)絡(luò)開關(guān)和分段開關(guān)，實現(xiàn)線損最優(yōu)[6]。

如圖3 所示，以分布式電源接入下的三分段單聯(lián)絡(luò)線路作為網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)計算模型，假設(shè)負(fù)荷在線路上均勻分布，每段負(fù)荷均相等，分布式電源接入線路Ⅰ的第三段。網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的判定條件為：

式中： Ploss1為優(yōu)化前線損；Ploss2為優(yōu)化后線損；L1為線路Ⅰ總長度；L2為線路Ⅱ總長度；xG為分布式電源的接入位置（距離線路首端長度）；PG為分布式電源的注入功率。

求得：

圖3 多分段適度聯(lián)絡(luò)接線

當(dāng)PG滿足上式時，網(wǎng)架進(jìn)行重構(gòu)，否則保持原運行方式。

2.3 “荷”優(yōu)化

線路負(fù)荷波動大能夠增大線路的附加損耗，尤其是一些負(fù)荷峰值很高的工業(yè)大用戶，若不加限制引導(dǎo)，不僅減少了系統(tǒng)的備用容量，降低了系統(tǒng)運行的安全穩(wěn)定性，而且增大了系統(tǒng)線損。因此，供電企業(yè)主動安排用戶有序用電是非常有必要的[7]。

“荷”優(yōu)化主要在分布式電源接入的基礎(chǔ)上，對線路可限負(fù)荷進(jìn)行優(yōu)化，使得線路負(fù)荷趨于平穩(wěn)，從而降低線損。

（1）最大可限負(fù)荷計算

首先需要明確線路上有多少用戶，根據(jù)用戶負(fù)荷特性，識別客戶是否有可限負(fù)荷、可限負(fù)荷大小、可限負(fù)荷時間等，得出線路最大可限負(fù)荷為：

式中： PBF為負(fù)荷高峰期內(nèi)避峰負(fù)荷大??；N 為線路可避峰的客戶數(shù)量；T 為線路高峰負(fù)荷持續(xù)時間；Pbi為第i 個客戶的可避峰負(fù)荷；Ti為第i 個客戶避峰限電時間。當(dāng)該用戶不進(jìn)行避峰時，xi=0；當(dāng)該用戶進(jìn)行避峰時，xi=1。

（2）避峰負(fù)荷優(yōu)化

當(dāng)PR≤PM-PG-PBF時，線路上可限負(fù)荷全部參與避峰。

當(dāng)PR＞PM-PG-PBF時，可得到PR=PM-PG-aPBF，0＜a＜1，此時負(fù)荷波動最小，線損最優(yōu)。在滿足負(fù)荷避峰要求的同時，供電公司損失費用要達(dá)到最小。邊界條件為：

式中： PR為線路正常運行負(fù)荷；PM為線路高峰負(fù)荷；PG為分布式電源最大出力；a 為避峰負(fù)荷系數(shù)；PBF為最大可限負(fù)荷；C 為避峰費用；Pbj為用戶避峰負(fù)荷；Tj為用戶避峰時間；ρj為用戶避峰時段電價。

3 算例分析

以一組裝接有分布式光伏電站的中壓線路來舉例分析。線路參數(shù)如表2 所示，2 座分布式電站接入線路位置如圖4 所示，10 kV A 線上接有2座分布式光伏電站，分別為三江光伏（2.85 MW）、陸鑫光伏（1.56 MW），A 線負(fù)荷以工業(yè)負(fù)荷為主，負(fù)荷均勻分布，主干線長度4 km，線路最大負(fù)荷4.8 MW，線路分三段運行。其中三江光伏電站距線路首端1.5 km，陸鑫光伏電站距線路首端3 km。A 線對側(cè)聯(lián)絡(luò)線路為B 線，B 線負(fù)荷3.6 MW，主干線長度為3 km，線路分三段運行。

表2 線路參數(shù)

圖4 線路降損實例接線

根據(jù)2 座分布式電源裝機容量與裝接位置，按照式（5）、式（6）計算得出，當(dāng)三江光伏出力2.05 MW、陸鑫光伏出力1.4 MW 時，線損最小。

結(jié)合A 線與B 線接線模式、負(fù)荷分布、分布式電源接入點等，根據(jù)式（20）網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的判定條件進(jìn)行計算，此處分布式電源出力按照1.4 MW計算。

計算結(jié)果表明不滿足網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的條件，因此不需要進(jìn)行網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)。

4 結(jié)論

本文通過對分布式電源與多元負(fù)荷的特征進(jìn)行分析，得出了影響線損的主要因素，并從“源、源”最優(yōu)出力配置、儲能最優(yōu)接入點與最優(yōu)接入容量、網(wǎng)架重構(gòu)界定條件、避峰負(fù)荷計算等做了研究。研究結(jié)論包括以下幾點：

（1）中壓線路在一組分布式電源接入的情況下，為實現(xiàn)線損最優(yōu)，通過計算得出兩個分布式電源出力大小如何配置。

（2）當(dāng)單座儲能站的接入位置距電源距離為2/3 的地點接入配電網(wǎng)時線損最小，注入容量與峰谷負(fù)荷差和充放電時間有關(guān)。

（3）建立了網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的計算模型，并給出以降低線損為目標(biāo)的網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的判定條件。

（4）提出了線路避峰負(fù)荷的計算方法和避峰負(fù)荷優(yōu)化方法。