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1、区域性电网实时 经济调度,宋钦刚 潍坊安丘市供电公司,引 言,电力工业既是重要的能源生产部门，同时又是耗能大户，电力系统在发、供、用电过程中，其自身电能损耗是相当大的。根据有关资料的估算：从发电、供电、用电全过程中-广义电力系统中的各种电气设备全部总的电能损耗约占发电量的25%左右。据今年上半年全国发电量12686.69亿千瓦时估计，今年全国发电量将达27000亿千瓦时左右，全国今年线损率为6.3%左右、线损电量1600亿千瓦时左右；全国广义电力系统电能损耗总量将高达30004000亿千瓦时,这相当于一个较大电力系统的发电量。,全国一年有两到三个三峡电站发电量被空耗 电能效率调查之一 信息来源
2、:新华社 2004-9-3 综合输变电线损和终端用电设备损失，全国因电能利用效率低下造成的电力浪费每年2000亿千瓦时还多。而三峡电站26台70万千瓦发电机组全部运行时，年均发电量才850亿千瓦时，全国一年空耗的电能相当于2-3个三峡电站的年发电量。业内资深人士认为，我国每年至少有2000亿千瓦时的节电潜力。挖掘节电潜力，实施电网经济调度，降低电力系统的损耗，提高供电经济效益是电力调度部门的中心工作。,引 言,区域性电网实时经济调度的实现,根据电网实时运行工况，通过调度自动化主站计算机实时、定量化的计算出电网运行中变压器、电力线路的经济运行方式,负载的经济调配、以及各变电站母线最优运行电压。可
3、实时的通告值班调度员进行电网调度操作。可实现自动的进行变压器投退、电容器投退和变压器有载开关调整，以及最优开环运行点、双电源变电站、用户倒电源操作。,区域性电网实时经济调度主要内容,一、变压器的经济运行二、电力线路的经济运行 三、电力网的经济运行电压调整与无功功率的优化四、负荷的控制与调整,一、变压器的经济运行,电力系统从发电、供电、用电需要经过35次变压过程。由于变压器台数多，总容量大，电能损耗约占发电量的10%左右，占电力系统线损的50%左右。在农电系统中占农电网损耗的60%-70%。因此，搞好变压器的经济运行和经济调度，对降低系统的线损有着十分重要的意义,变压器的经济运行实质,由于供电负
4、荷受用户用电情况和季节性影响较大，在一昼夜及四季的负荷有较大变化（特别是农业负荷）。因此，在负荷小时将一台或几台变压器退出，负荷大时再投入，使之处于最佳经济运行状态。,变压器的经济运行,不同负荷情况下该投入的台数则由查曲线的方法确定。即把每台变压器的总损耗（包括有功、无功和综合损耗）与负荷的关系画成曲线，把合起来几台变压器的总损耗和负荷的关系也画成曲线，放在一个坐标中，通过查曲线的方法就能确定多少负荷该投入几台变压器才能经济运行。,计算机计算变压器经济运行曲线,变压器实时经济调度实现,调度自动化系统在远动主站，按各变电站变压器经济运行区间进行编程，在调度值班室调度工作站显示各站变压器运行情况及
5、实际损耗曲线，当某个变电站的变压器达到经济运行区间拐点时，调度工作站将发出信号，提示值班调度员进行该站变压器解并列操作；或自动化主站自动进行该站变压器解并列操作。,安丘电网35kV景芝站两台主变经济运行的实例,2002年景芝站年平均负荷 3800千伏安，最低负荷2500千伏安，最高负荷4500千伏安。原运行方式：1#主变S7-5000千伏安单独运行，满载后并上2#主变SFZ7-8000千伏安运行。现运行方式：正常为2#主变运行，当负荷超过4622千伏安后，1#、2#主变并列运行。年节电145400千瓦时。,例安丘电网按损耗和负荷的关系曲线经济运行节电结果如下表,二、合理确定环网的运行方式及双电
6、源用户的运行方式,环形电力网是合环还是开环运行，以及在哪一点开环运行；双电源用户用哪一电源点供电。都是与电力网的安全、可靠和经济性有关的调度运行方式问题，也是经济调度的重要课题。从增强供电的可靠性和提高供电的经济性出发，应当采用合环方式运行，但是合环会导致继电保护配合上的复杂化和运行设备短路容量的限制。所以大部分的电网（特别是区域性电网）均采用开环运行的。,线路经济运行方式考虑的基本原则,从降低线损的观点来考虑，在均一网络中同一电压等级的环网，功率分布与各段电阻成反比,即功率经济分布，这时合环运行即可取得很好的降损效果。如果必须采用开环方式运行，可通过在线或离线潮流计算，找到有功功率分点，从分
7、点进行开环运行。在非均一程度较大的网络中,即电缆和架空线路构成的环网、截面相差太大的线路或通过变压器构成的环网等，功率按阻抗成反比分布,即功率自然分布。这时通过在线或离线实际网损计算，选择最优解列点开环运行。双电源用户根据电网实际接线，通过在线或离线潮流计算和实际网损计算选择电源点。,例安丘电网35kV白芬子站计算实例,例 35kV白芬子站计算公式,电网损耗在线计算公式：（一）、35kV白芬子站由110KV南埠站供电时开环网损耗：有功损耗：P1=PL2+PB2+PL3+PL5+PB1+PL1 综合损耗：PZ1=PZL2+PZB2+PZL3+PZL5+PZB1+PZL1（二）、35kV白芬子站由
8、110KV雹泉站供电时开环网损耗：有功损耗：P2=P L2+P B2+P L3+P L4+P B1+P L1 综合损耗：PZ2=P ZL2+P ZB2+PZ L3+P ZL4+P ZB1+PZ L1（三）、当 P1 P2（或PZ1 PZ2）时，35KV白芬子站由110kV南埠站供电经济。反之，由110KV雹泉站供电经济。,例 35kV白芬子站计算结果,原运行方式：35kV白芬子站由110kV南埠站供电；35kV管公站由110kV雹泉站供电。因为白芬子站距南埠站要比距雹泉站近得多，多年来此方式一直被认为是经济运行方式。通过对该环网潮流计算和实际网损计算，35kV白芬子站和35kV管公站均由雹泉站
9、供电，年节电30.4万千瓦时。,三、电力网的经济运行电压调整与无功功率的优化,无功电压优化理论的广泛研究和无功电压优化元件大量应用，使无功电压管理水平大大提高。SCADA系统（监控、数据采集系统）、MIS系统（管理信息系统）、DMS系统（配电网管理系统）、EDC系统（经济调度控制系统）等EMS系统（能量管理系统）的大量应用，使电网调度运行管理水平发生了质的飞跃。我们通过调度自动化系统实时在线计算和离线计算，从理论上解决了电网最优经济运行电压问题和无功优化问题，为电网调度无功电压管理与优化开辟了光明的前景。,以前电网调度电压调整与无功管理情况 定性规定范围,无功调整：配电线路尽量使平均功率因数达
10、到0.90以上，但不得高于0.98；输电线路尽量使平均功率因数达到0.95以上；变电站主变平均功率因数达到0.95以上。电网电压是以母线电压范围为依据来调整的，也就是说给了一个定性的电网电压允许偏差范围。一般发电厂220kV母线为220kV-242kV，110kV母线为110kV-120kV，35kV母线为35kV-40kV，10kV母线为10kV-11kV；一般变电站500kV、220kV、110kV、35kV、10kV母线分别为500kV-550kV、213.4kV-235.4kV、106.7kV-117.7kV、33.95kV-38.5kV、10kV-10.7kV。,以前实际电网调度运行
11、工况,无功调整分层、分区就地平衡达不到，避免不了长距离线路或多级变压器输送无功功率现象。各级电压在允许偏差范围内基本达到，但时有超允许偏差范围发生。电网高峰负荷时的电压值一般都比电网低谷负荷时的电压值低。对某个区域性电网和电压等级在每段具体的时间内没有一个最优的运行电压值。,区域性电网电压调整与无功功率的优化的理论依据,电网的可变损耗分：线路损耗：PL=3I2LRL10-3=（PL/Ucos）2 RL-(1)QL=3IL2XL10-3=（PL/Ucos）2 XL-(2)线路综合损耗：PZL=3I2L（RL+KQ XL）=（PL+QL）/U）2（RL+KQ XL）=（PL/Ucos）2（RL+K
12、Q XL）-(3),电网无功电压管理与优化的理论依据,变压器负载损耗：P k=（PB/Ucos）2RB=（Sb/Se）2（Ue1/U 1）2 Pk-(4)Q k=（PB/Ucos）2XB=（Sb/Se）2（Ue1/U 1）2 Qk-(5)变压器负载综合损耗：PZB=（PB/Ucos）2（RB+KQ XB）=（Sb/Se）2（Ue1/U 1）2（Pk+KQ Qk）-(6),电网无功电压管理与优化的理论依据,电网的固定损耗为变压器空载损耗：P0=（U 1/Ue1）2 P0-(7)Q0=（U 1/Ue1）2 Q0-(8)空载综合损耗：P0Z=P0+KQ Q0=（U 1/Ue1）2（P0+KQ Q0）
13、-(9),公式推导结论1,由上述公式可以推导出无功补偿线损降低的百分数：P%=1-（cos1/cos2）2 100%当功率因数从0.85补偿到0.95时，则：P%=1-（0.85/0.95）2 100%=19.95%即：线损降低19.95%。结论：欠补时，无功补偿使功率因数每增加0.1，线损降低约为20%左右！,公式推导结论2,由上述公式可以看出，当负荷不变时，线路的损耗和变压器负载损耗（可变损耗）与线路电压平方成反比，即：P=Pe（U e/U）2,当电压偏移-10%，则U=0.9 U e，P=1.235 Pe 可变损耗增加23.5%当电压偏移+10%，则U=1.1 U e，P=0.826 P
14、e 可变损耗减少17.4%,公式推导结论3,当变压器外加电压在分接头电压附近时：变压器空载损耗与外加电压平方成正比-变压器空载损耗的电压静态特性。即：P0=（U 1/Ue1）2 P0,当电压偏移-10%，则U=0.9 U e，P0=0.81 P0 空载损耗减少19%当电压偏移+10%，则U=1.1 U e，P0=1.21 P0 空载损耗增加21%,对某个变电站的某个电压等级来说，经济运行的最佳电压运行点应通过以下公式确定，综合损耗最小的经济运行电压：Uz=4 P2（Rdz+KQ Xdz）Ue210-3/cos2（P0+KQ Q0）,公式推导结论4,变电站母线最佳经济运行电压推出,变电站母线实际
15、负荷电压及经济运行的最佳电压曲线图,经济运行电压调整与无功功率优化的主要措施,首先要搞好无功就地平衡，无功补偿的理想状态是各级电压线路上没有无功电流流动，各级电压母线的功率因数均等于1.为此，应本着自下而上，由末端向电源端的顺序逐级平衡补偿。在做到无功功率平衡的前提下，然后利用负荷电压的对应关系分时段按负荷进行电压调整。一般35-110千伏输电网，负载损耗约占总损耗的80%左右，此应提高运行电压。一般6-10千伏配电网，变压器空载损耗约占配电网总损耗的40%-80%。特别是后半夜运行时，因负荷低，运行电压高，造成空载损耗比例更大。所以配电线路（特别是农网）在深夜低负荷期间，在用户对电压偏移要求
16、的允许范围内，按电压下限运行，可使损耗减少。,经济运行电压调整与无功功率优化的实时调整,在保证电压质量和安全的基础上，通过调度自动化系统实时在线计算和离线计算，利用负荷电压的对应关系曲线，调度工作站将实时发出各个变电站电容投退信号和母线电压高低信号，提示值班调度员进行适度、合理地调整发电机端电压和变压器分接头、投切电容器及调相机，或自动化主站自动进行上述调整。使电网运行电压达到最优经济运行电压，使各级电压线路上无功电流流动最小，从而达到降损节电效。,电网无功电压管理与优化的实例,原北郊站，平均有功负荷13000千瓦，平均无功负荷5000千乏。经过理论计算，在35千伏用户化肥厂和北工线、一化线、
17、二化线等10千伏用户增加千瓦时2800千乏，使平均功率因数由0.933提高到0.986。北郊站主变年降损2.73万千瓦时，北郊线年降损21.5万千瓦时，上级主变年降损5.3万千瓦时，上级110千伏安埠线年降损6.25万千瓦时，220千伏安丘站主变年降损2.1万千瓦时-仅仅安丘电网年降损37.88万千瓦时。2.另外，通过调节南埠站和北郊站主变分接头，北郊线和北郊站主变及10千伏系统，年降损约5万千瓦时。,3.安丘电网年供电量约8亿千瓦时，仅仅通过电网无功优化管理和经济运行电压调整，近几年平均节电60万千瓦时以上。,四、负荷的控制与调整,由于电力系统负荷的变化幅度大，这不仅需要比较大的发电设备和供
18、电设备容量，而且也使线损增加。因为负荷曲线峰谷差大，使负荷曲线形状系数K值也大，在供电量相同的情况下等效功率也大，从而线损也大。如果设K=1时的线损为100%，则当K=1.05时线损增加10%；K=1.1时线损增加21%；K=1.2时线损增加44%。因此，搞好调整负荷工作是降损节能的重要环节之一。,调整和平衡电力负荷的具体措施,在调度管理工作中，通过电网调度自动化设备和配网自动化设备的遥测数据，就能准确地反映出电网的实际负荷情况。根据负荷情况实行高峰让电、限电，有计划的安排中午、后夜填谷负荷，使负荷峰谷差减小，负荷曲线变的平坦，从而使K值接近1。这样，不但有利于电力系统的调频、调压和经济运行，使设备得到充分利用，而且在其他条件相同的情况下，还可以降低电力网的线损。平衡配电变压器三相负荷也是降低电力网线损的重要措施。由于单相负荷的变化，常常出现三相电流不平衡。在变压器中，有的相电流甚至超过额定电流，有的相则较小，这除了影响变压器的安全运行外，也增加了线损。,五、结束语,本文系统论述了电网实时经济调度的主要技术措施和主要调度方式，并应用电网经济运行系统程序进行实例计算，内容有较强的实用性。对从事电力工作人员特别是调度、设计、线损管理人员有很好的借鉴作用。,谢谢各位领导！谢谢各位专家！,敬请提出宝贵意见,潍坊安丘市供电公司 宋钦刚 2006年9月,
