CN102915516A - 基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，包括输入模块、分析模块、综合评价模块、输出模块和数据库模块，所述的输入模块分别连接分析模块、综合评价模块和数据库模块，所述的分析模块、综合评价模块和输出模块依次连接；分析模块根据输入模块输入的数据分析计算出各可行接线模式下的经济性数据、可靠性数据、电压质量约束影响因子和短路电流约束影响因子，并发送至综合评价模块，综合评价模块根据接收到的数据获得接线模式的综合评价结果和定性分析结果，并根据综合评价结果自动选择最优接线模式，输出模块输出最优接线模式。与现有技术相比，本发明具有效率高、整合性强、紧密结合工程实际等优点。

Description

基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台

技术领域

本发明涉及一种配电网的接线模式选择系统，尤其是涉及一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台。

背景技术

随着社会对供电可靠性需求和价值认识的日益提高，电力企业对供电可靠性的要求不断提高，我国电力行业越来越重视供电的可靠性以及相关的经济性问题。

目前，在优化规划过程中，大多数配电网研究仅以辐射性约束作为配电网规划在拓扑结构上的要求，未将接线模式因素考虑在内，这并不能满足实际应用需求。对配电网而言，接线模式的选择尤为重要，它不仅直接牵涉到电网建设的经济性，而且也关系到供电可靠性，还对整个电力工业以及相关地区的发展都具有重要意义。

我国配电网高、中压接线模式种类繁多，需针对不同地区用户的类型和特点，选择合理的架线模式与之搭配，一方面使可靠性达到用户需求，另一方面也尽量降低成本，避免造成不必要的浪费，从而实现电力系统经济性和可靠性综合较优。而对于配电网而言，接线模式的选择定会成为规划工作中非常重要的一个方面。

经对现有文献进行检索发现，现有的技术文献中，陈庭记、程浩忠、何明等在《电网技术》(2000，24(9)：35-38)上发表的《城市中压配电网接线模式研究》从经济性、可靠性、母线电压水平以及网损率等方面对城市中压10kV配电网络常见的接线模式进行了比较和分析；潘峰、汪利华、周敏等在《电气应用》(2010，29(5)，32-34)上发表的《高中压配电网接线模式的综合评价方法》综合考虑了配电网接线模式的安全性、经济性和可靠性等，提出了一种综合评价体系；王成山、王赛一、葛少云等在《电力系统自动化》(2002，26(24)，34-39)上发表的《中压配电网不同接线模式经济性和可靠性分析》在不同变电所容量和不同区域负荷密度条件下，对中压配电网常用的几种接线模式进行了经济性和可靠性分析。以上文献均从不同角度分析比较了各接线模式的优缺点，但各文献均只从某个角度进行论述，缺乏整合性，同时，对于配电网最优接线模式的选择的方法未能有效进行论述，故在最优接线模式选择上仍未得到充分的研究。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种效率高、整合性强、紧密结合工程实际的基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，包括输入模块、分析模块、综合评价模块、输出模块和数据库模块，所述的输入模块分别连接分析模块、综合评价模块和数据库模块，所述的分析模块、综合评价模块和输出模块依次连接；

所述的输入模块将数据库模块数据和输入数据发送至分析模块和综合评价模块，分析模块根据接收到的数据分析计算出各可行接线模式下的经济性数据、可靠性数据、电压质量约束影响因子和短路电流约束影响因子，并发送至综合评价模块，综合评价模块根据接收到的数据获得接线模式的综合评价结果和定性分析结果，并根据综合评价结果自动选择最优接线模式，输出模块输出最优接线模式。

所述的输入数据包括地块面积和地块负荷特点数据；所述的数据库模块包括网架接线模式库、城市特点库和潮流数据库。

所述的分析模块包括经济性计算子模块、可靠性计算子模块、电压质量约束子模块和短路电流约束子模块；

其中，经济性计算子模块根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库的数据计算当前地块各接线模式下的经济性数据；可靠性计算子模块根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库的数据计算当前地块各接线模式下的可靠性数据；电压质量约束子模块根据潮流数据库的数据计算电压质量约束影响因子；短路电流约束子模块根据潮流数据库的数据计算短路电流约束影响因子。

所述的经济性数据包括变电站经济性数据和线路经济性数据。

所述的变电站经济性数据为变电站综合费用等年值NF_S：

${\mathrm{NF}}_S=C_S\frac{r{(1+r)}^n}{{(1+r)}^n-1}\×{10}^{-4}+U_S$

其中，U_S为变电站运行费用，C_S为变电站综合投资费用，r电力工业年投资回收率，n为变电站经济使用年限；

所述的变电站运行费用的计算公式为

U_S＝αΔA_S×10^-4+U₀

其中，U₀为变电站的维护检修费，α为电价，ΔA_S为变压器全年的电能损失总值。

所述的线路经济性数据为线路综合费用等年值NF_L：

${\mathrm{NF}}_L=C_L\frac{r{(1+r)}^{n_L}}{{(1+r)}^{n_L}-1}\×{10}^{-4}+U_L$

其中，U_L为变电站运行费用，U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁，U₁为线路的维护检修费，n_L为线路经济使用年限，α为电价，ΔA_L线路全年的电能损失总值，ΔA_L的计算公式为

ΔA_L＝N_L×(ΔP+KΔQ)×μ×τ×α

N_L表示变电站出线总回数，K为无功经济当量，τ为最大负荷损耗小时数；μ为线路负荷分布系数；ΔP、ΔQ分别表示负荷分段上的有功和无功损耗，计算公式为

$\mathrm{\ΔP}=\frac{(P^2+Q^2)\×L_s\×r_0}{U_N^2}$

$\mathrm{\ΔQ}=\frac{(P^2+Q^2)\×L_s\×x_0}{U_N^2}$

其中，P、Q为线路输送的总的有功功率和无功功率，U_N为额定电压；L_s为单回常带负荷线路长度，r₀、x₀分别表示每公里线路的电阻值和电抗值；

C_L为变电站综合投资费用，计算公式为

C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c)

其中，L为每回主干线长度；k_q为线路曲折系数，即运用理想线路长度估算实际线路长度时的比例系数；C₁为线路单位长度投资；C_d为线路首端断路器投资；C_f为分段开关的投资；C_c为联络开关分摊到各条支路的费用；num为线路的分段数。

所述的可靠性数据包括系统平均断电持续时间指标SAIDI和平均用电有效度指标ASAI：

其中，N_i为负荷点i的用户数，U_i为年停运时间，8760为单个用户全年需用电小时数，计算式如下：

8760(时)＝365(天)×24(时/天)

所述的短路电流约束影响因子F₁通过以下公式计算：

$F_1=\left\{\begin{array}{cc}0,& T=t\left(\max \right)<1\\ -10000,& T=t\left(\max \right)>1\end{array}\right.$

其中，T为短路电流约束；

为各条之路上断路器遮断电流向量；

为各条支路上的最大短路电流向量，n_l为支路数；

所述的电压质量约束影响因子F₂通过以下公式计算：

$F_2=\left\{\begin{array}{cc}0,& U=\max \left(U_f\right)<10\%\\ -10000,& U=\max \left(U_f\right)>10\%\end{array}\right.$

其中，U为电压质量约束，

为各节点的电压偏移比，U_e＝[U_e1，U_e2，…，U_en]为各节点的电压期望值，

为各节点的电压偏移量最大时的电压值，n为节点数。

所述综合评价结果通过以下公式为计算：

P＝P₀+F₁+F₂

其中，

ω_i为各目标权重，

μ_i为由各目标隶属度函数求得的目标隶属度；F₁为短路电流约束影响因子，F₂为电压质量约束影响因子，当F₁或F₂被赋予罚值-10000时，剔除该接线模式。

所述的各目标包括系统平均供电可靠率ASAI、系统平均停电持续时间SAIDI及单位负荷年费用C；

所述的系统平均供电可靠率ASAI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}\sin \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2(100-x_0)}\right)(x-x_0),x_0\&le;x\&le;100\\ 0,x<x_0\end{array}\right.$

其中，x₀为系统的平均供电可靠率的最小值；

所述的系统平均停电持续时间SAIDI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{cc}\cos \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2t_0}t\right)& 0\&le;t<t_0\\ 0& t\&GreaterEqual;t_0\end{array}\right.$

其中，t₀为设定的平均停电时间阈值；

所述的单位负荷年费用C的计算公式为：

$C=\frac{{\mathrm{NF}}_S+{\mathrm{NF}}_L}{S}$

其中，NF_S为变电站综合费用等年值，NF_L为线路综合费用等年值，S为总负荷；

所述的单位负荷年费用C的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}1,C\&le;C_{\min }\\ \frac{C_{\max }-C}{C_{\max }-C_{\min }},C_{\min }<C\&le;C_{\max }\\ 0,C>C_{\max }\end{array}\right.$

其中，C_min、C_max为设定的单位负荷年费用阈值。

与现有技术相比，本发明通过对地块进行综合的经济性和可靠性计算，从而获得最优的配电网接线模式，能够解决选择适应各地块特点的配电网接线模式的问题，具有效率高、整合性强、紧密结合工程实际等特点。

附图说明

图1为本发明的结构示意图；

图2为ASAI隶属度函数曲线示意图；

图3为SAIDI隶属度函数曲线示意图；

图4为单位负荷年费用隶属函数曲线示意图；

图5为综合评价模块计算综合评价结果的流程图；

图6为实施例中某地区中压配电网输电线路单线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。

实施例1

如图1所示，一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，包括输入模块1、分析模块2、综合评价模块3、输出模块4和数据库模块5，所述的输入模块1分别连接分析模块2、综合评价模块3和数据库模块5，所述的分析模块2、综合评价模块3和输出模块4依次连接。数据库模块5包括网架接线模式库51、城市特点库52和潮流数据库53。

所述的输入模块1将数据库模块5的数据和输入数据发送至分析模块2和综合评价模块3，输入数据包括地块面积和地块负荷特点数据；分析模块2根据接收到的数据分析计算出各可行接线模式下的经济性数据、可靠性数据、电压质量约束影响因子和短路电流约束影响因子，并发送至综合评价模块3；综合评价模块3根据分析模块2发送的数据和城市特点库52中的数据获得接线模式的综合评价结果和定性分析结果，并根据综合评价结果自动选择最优接线模式，输出模块4输出最优接线模式。

所述的分析模块2包括经济性计算子模块21、可靠性计算子模块22、电压质量约束子模块23和短路电流约束子模块24；其中，经济性计算子模块21根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库51的数据计算当前地块各接线模式下的经济性数据；可靠性计算子模块22根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库51的数据计算当前地块各接线模式下的可靠性数据；电压质量约束子模块根据潮流数据库53的数据计算电压质量约束影响因子；短路电流约束子模块根据潮流数据库53的数据计算短路电流约束影响因子。

所述的经济性数据包括变电站经济性数据和线路经济性数据。所述的变电站经济性数据为变电站综合费用等年值NF_S：

${\mathrm{NF}}_S=C_S\frac{r{(1+r)}^{n_S}}{{(1+r)}^{n_S}-1}\&times;{10}^{-4}+U_S$

其中，U_S为变电站运行费用，C_S为变电站综合投资费用，r电力工业年投资回收率(贴现率)，取10％，n_S为变电站经济使用年限，取25年；

所述的变电站运行费用的计算公式为

U_S＝αΔA_S×10^-4+U₀

其中，U₀为变电站的维护检修费(万元)，α为电价(元/kWh)，ΔA_S为变压器全年的电能损失总值。

所述的线路经济性数据为线路综合费用等年值NF_L：

${\mathrm{NF}}_L=C_L\frac{r{(1+r)}^{n_L}}{{(1+r)}^{n_L}-1}\&times;{10}^{-4}+U_L$

其中，U_L为变电站运行费用，U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁，U₁为线路的维护检修费(万元)，n_L为线路经济使用年限(经济寿命)，架空线路取为30年，电缆线路取40年，α为电价(元/kWh)，ΔA_L线路全年的电能损失总值，ΔA_L的计算公式为

ΔA_L＝N_L×(ΔP+KΔQ)×μ×τ×α

N_L表示变电站出线总回数，或称二次干线数据；K为无功经济当量，τ为最大负荷损耗小时数，可根据最大负荷利用小时数T_max与功率因数

查表得到；μ为线路负荷分布系数，取为0.33；ΔP、ΔQ分别表示负荷分段上的有功和无功损耗，计算公式为

$\mathrm{\&Delta;P}=\frac{(P^2+Q^2)\&times;L_s\&times;r_0}{U_N^2}$

$\mathrm{\&Delta;Q}=\frac{(P^2+Q^2)\&times;L_s\&times;x_0}{U_N^2}$

其中，P、Q为线路输送的总的有功功率和无功功率，取P等于P_L，则Q等于

U_N为额定电压；L_s为单回常带负荷线路长度，r₀、x₀分别表示每公里线路的电阻值和电抗值；

C_L为变电站综合投资费用，计算公式为

C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c)

其中，L为每回主干线长度(km)；k_q为线路曲折系数，即运用理想线路长度估算实际线路长度时的比例系数，对于不相互联的接线方案，k_q取1.1，对于互联的方案，k_q取1.3；C₁为线路单位长度投资(万元/km)；C_d为线路首端断路器投资(万元/台)；C_f为分段开关的投资(万元/台)；C_c为联络开关分摊到各条支路的费用；num为线路的分段数。

上述经济性数据表现为配电网费用等年值NF_N，配电网费用等年值即为变电站综合费用等年值和线路综合费用等年值之和，计算公式为NF_N＝NF_S+NF_L。

所述的可靠性数据包括系统平均断电持续时间指标SAIDI和平均用电有效度指标ASAI：

其中，N_i为负荷点i的用户数，U_i为年停运时间，8760为单个用户全年需用电小时数，计算式如下：

8760(时)＝365(天)×24(时/天)

所述的短路电流约束影响因子F₁通过以下公式计算：

$F_1=\left\{\begin{array}{cc}0,& T=t\left(\max \right)<1\\ -10000,& T=t\left(\max \right)>1\end{array}\right.$

其中，T为短路电流约束；

为各条之路上断路器遮断电流向量；

为各条支路上的最大短路电流向量，n_l为支路数；

所述的电压质量约束影响因子F₂通过以下公式计算：

$F_2=\left\{\begin{array}{cc}0,& U=\max \left(U_f\right)<10\%\\ -10000,& U=\max \left(U_f\right)>10\%\end{array}\right.$

其中，U为电压质量约束，

为各节点的电压偏移比，U_e＝[U_e1，U_e2，…，U_en]为各节点的电压期望值，

为各节点的电压偏移量最大时的电压值，n为节点数。

所述综合评价结果通过以下公式为计算：

P＝P₁+F₁+F₂

其中，

ω_i为各目标权重，

所述的各目标权重可取为表1所示数据。

表1各项评价指标的权重因子取值表

μ_i为由各目标隶属度函数求得的目标隶属度；F₁为短路电流约束影响因子，F₂为电压质量约束影响因子，当不满足约束条件，F₁或F₂被赋予罚值-10000时，剔除该接线模式。

所述的各目标包括系统平均供电可靠率ASAI、系统平均停电持续时间SAIDI及单位负荷年费用C。

所述的系统平均供电可靠率ASAI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}\sin \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2(100-x_0)}\right)(x-x_0),x_0\&le;x\&le;100\\ 0,x<x_0\end{array}\right.$

其中，x₀为系统的平均供电可靠率的最小值，根据配电网络可靠率的平均水平，取为0.99，该隶属度函数图形如图2所示；

所述的系统平均停电持续时间SAIDI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{cc}\cos \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2t_0}t\right)& 0\&le;t<t_0\\ 0& t\&GreaterEqual;t_0\end{array}\right.$

其中，t₀为设定的平均停电时间阈值，取为1h。根据规划网络平均停电持续时间的平均水平当系统平均停电时间为0时，最满意，隶属度为1；当系统平均停电时间为t₀时或者大于t₀时，满意度降为0，隶属函数图如图3所示；

所述的单位负荷年费用C的计算公式为：

$C=\frac{{\mathrm{NF}}_S+{\mathrm{NF}}_L}{S}$ (万元/MW)

其中，NF_S为变电站综合费用等年值，NF_L为线路综合费用等年值，S为总负荷；

所述的单位负荷年费用C的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}1,C\&le;C_{\min }\\ \frac{C_{\max }-C}{C_{\max }-C_{\min }},C_{\min }<C\&le;C_{\max }\\ 0,C>C_{\max }\end{array}\right.$

其中，C_min、C_max为设定的单位负荷年费用阈值，对于某个年费用值C_min，认为其经济性极佳，当单位负荷年费用小于等于C_min时，令满意度等于1；当年费用太高，高于某个值C_max时，经济性便不能得到满足，满意度等于0。当单位负荷年费用处于C_min和C_max之间时，建立一个满意度和费用之间线性递减的关系。隶属函数图形如图4所示。C_min可取为1万元/MW，C_max可取为100万元/MW。

综合评价模块3根据城市特点库和分析模块发送来的数据计算各接线模式综合评价结果(综合满意值)的流程如图5所示。具体步骤为：首先根据地块特点和城市特点库中现有网络的特点，筛选出可行的接线模式；根据每种接线模式的经济性数据、可靠性数据，以及是满足短路电流约束和电压质量约束，输出各地块最优的综合满意值S及对应的接线模式。

实施例2

参考图1所示，本实施例将基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台用于中国某实际地区配电网络接线模式的评估与选择。在此基础上，比较本平台介入前后该地区配电网络接线模式经济性和可靠性综合评价结果。下面给出本平台介入前，该地区中压配电网络接线模式的经济性和可靠性评估结果，如表2～表7所示；

表2某地区中心区块变电站概况介绍

表3某地区中心区块变电站经济性评估结果         单位：万元

变电站名称	综合投资费用	运行费用	综合费用等年值
				CZ变电站	1890.00	189	397.22
NM变电站	1890.00	189	397.22
				总计	3780.00	192.00	794.44

表410kV中压配电网线路情况统计

线路名称	投运时间	主干线型号	线路长度(km)
				CPQ线	2005-3	LGJ-150	4.52
GD线	2002-5	JKLYJ-150	1.76
				HY线	2003-5	JKLYJ-150	2.67
QH线	2003-9	JKLYJ-150	7.40
				YJY线	2003-1	JKLYJ-150	5.46
YC线	2003-1	JKLYJ-150	18.71
				ZZN线	2003-5	JKLYJ-150	2.04
ZZ线	2002-5	JKLYJ-150	9.12
				ZSD线	2002-5	JKLYJ-150	6.20
ZSX线	2002-5	JKLYJ-150	5.69
				CN线	2002-3	JKLYJ-150	14.27
CX线	2004-5	LGJ-120	8.42
				CZ线	2002-2	JKLYJ-150	6.53

TS线

2004-5

LGJ-120

16.73

表5 10kV中压配电线路情况统计

表6 10kV中压配电设备经济性评估

名称	数量(台)	单位投资(万元/台)	投资费用(万元)
				分段开关	44	6	264
联络开关	17	6	102
				首端断路器	14	6	84
开关站	1	250	250
				总计	/	/	700

利用式C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c)计算得到线路的综合投资费用为5998.35万元，利用式U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁计算得到线路的运行费用为395.32万元。

取贴现率为10％，架空线路的经济使用年限为30年，电缆线路的经济使用年限取40年，计算出其综合费用等年值为1014.88万元。

表7配电网经济性评估                 单位：万元

变电站综合费用等年值	794.44
		线路综合费用等年值	1014.88
配电网综合费用等年值	1809.32
		单位负荷年费用	43.76

配电网费用等年值即为变电站综合费用等年值和线路综合费用等年值之和，即为1809.32万元。溧水县城地区的年最大负荷为41.35MW，该地区单位负荷年费用为43.76万元。

该地区中心地块共有10kV配电线路14条，主要采用架空线路，表8为对各条线路的可靠性进行的计算。

表8某地区中心地块10kV中压配电网线路可靠性水平

从表中可以看出，该地区中心地块的平均停电频率为1.0974次/年，平均停电时间为2.9911h/年，供电可靠率为99.9659％。从可靠性指标上面来看，该地区中心地块的可靠性指标属于较低的水平。

下面针对各条线路的可靠性水平的分布情况进行分析。

表9该地区中心地块中压配电网供电可靠率分布表

从表中可以看出，该地区中心地块的供电可靠率较低。14条线路中，供电可靠率大于99.98％的仅有4条，而小于99.94％的也有1条。

从接线模式角度看，溧水县城中心区可靠性水平较低的原因主要有以下几个方面：

(1)溧水县城中心区的电缆化率约为33％；

(2)多数10kV线路长度过长，71％的线路的总长度高于5km；

(3)负荷过于分散；

(4)部分分段过长，转供能力差。

为提高这些线路供电可靠性水平，从接线模式角度入手，可采用的方法包括设置合理的分段、增强与邻近线路的联络、增加备用线路、对重要用户采用电缆进行供电等。

为验证本平台对于中压配电网接线模式的改造的准确性，本实施例主要比较平台介入前后该地区中压配电网综合评价结果，以及比较本平台给出的改造方案与定性分析结果。

本平台介入后可得到该地区中压配电网最优接线模式，下表为根据此最优接线模式得到的改造方案，其中，该地区单线图如图6所示。

表10线路改造情况表

此改造方案大致通过增加联络线、分段开关等对已有线路进行改造，从而得到最优接线模式。比较本平台介入前所做的定性分析，可知本平台得到的最优接线模式，所需做的改造工作与定性分析一致。

本平台基于经济性和可靠性的综合评价指标，对本实施例中接线模式进行改造，表11和表12为改造前后该地区综合评价结果。

表11该地区中压配电网综合评价指标(改造前)

本实施例中，在同样的参数设置下，该地区NM和CZ变电站的综合评价指标均低于理论值，可能的原因在于架空线比例过大、负载率过高，分段数和联络设置不合理，致使线路可靠率过低。

表12  该地区中压配电网综合评价指标(改造后)

本实施例中，通过表11和表12可以得到以下结论：

(1)本实施例中的地区综合评价结果低于理论值，原因在于该地区中压配电网接线模式的可靠性过低；

(2)本实施例中，平台介入前后短路电流和电压质量均在约束范围之内，未对最终改造结果造成影响；

(3)基于经济性和可靠性的中压配电网接线模式选择平台介入后，本实施例中的两个地块的平均用电有效度ASAI有了一定提高，且系统平均断电持续时间SAIDI明显降低。这表明该地区中压配电网的可靠性明显提高；

(4)基于经济性和可靠性的中压配电网接线模式选择平台介入后，本实施例中的两个地块单位负荷年费用较平台介入前有了一定提高。原因在于基于本平台得到的最优接线模式而做出的改造措施，主要是加装联络线和分段开关，这的确会加大中压配电网的投资，影响经济性。

(5)基于经济性和可靠性的中压配电网接线模式选择平台介入后，该地区中压配电网综合评价指标得到了改善，特别是CZ变由改造前的0.348347上升至改造后0.589534，效果非常显著。这代表本平台介入后，的确起到了平衡经济性和可靠性，达到最优接线模式的目的。

本实施例利用基于经济性与可靠性的中压配电网接线模式选择平台，对我国某实际地区的中压配电网进行最优接线模式选择，并根据此最优接线模式，提出针对当前接线模式的改造方案。最终结果达到了预先设想的效果，验证了本平台的准确性和有效性。

Claims (10)

1.一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，包括输入模块、分析模块、综合评价模块、输出模块和数据库模块，所述的输入模块分别连接分析模块、综合评价模块和数据库模块，所述的分析模块、综合评价模块和输出模块依次连接；

所述的输入模块将数据库模块数据和输入数据发送至分析模块和综合评价模块，分析模块根据接收到的数据分析计算出各可行接线模式下的经济性数据、可靠性数据、电压质量约束影响因子和短路电流约束影响因子，并发送至综合评价模块，综合评价模块根据接收到的数据获得接线模式的综合评价结果和定性分析结果，并根据综合评价结果自动选择最优接线模式，输出模块输出最优接线模式。

2.根据权利要求1所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的输入数据包括地块面积和地块负荷特点数据；所述的数据库模块包括网架接线模式库、城市特点库和潮流数据库。

3.根据权利要求2所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的分析模块包括经济性计算子模块、可靠性计算子模块、电压质量约束子模块和短路电流约束子模块；

其中，经济性计算子模块根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库的数据计算当前地块各接线模式下的经济性数据；可靠性计算子模块根据地块面积、地块负荷特点数据和网架接线模式库的数据计算当前地块各接线模式下的可靠性数据；电压质量约束子模块根据潮流数据库的数据计算电压质量约束影响因子；短路电流约束子模块根据潮流数据库的数据计算短路电流约束影响因子。

4.根据权利要求1所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的经济性数据包括变电站经济性数据和线路经济性数据。

5.根据权利要求1所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的变电站经济性数据为变电站综合费用等年值NF_S：

${\mathrm{NF}}_S=C_S\frac{r{(1+r)}^{n_S}}{{(1+r)}^{n_S}-1}\&times;{10}^{-4}+U_S$

其中，U_S为变电站运行费用，C_S为变电站综合投资费用，r电力工业年投资回收率，n_S为变电站经济使用年限；

所述的变电站运行费用的计算公式为

U_S＝αΔA_S×10^-4+U₀

其中，U₀为变电站的维护检修费，α为电价，ΔA_S为变压器全年的电能损失总值。

6.根据权利要求5所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的线路经济性数据为线路综合费用等年值NF_L：

${\mathrm{NF}}_L=C_L\frac{r{(1+r)}^{n_L}}{{(1+r)}^{n_L}-1}\&times;{10}^{-4}+U_L$

其中，U_L为变电站运行费用，U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁，U₁为线路的维护检修费，n_L为线路经济使用年限，α为电价，ΔA_L线路全年的电能损失总值，ΔA_L的计算公式为

ΔA_L＝N_L×(ΔP+KΔQ)×μ×τ×α

N_L表示变电站出线总回数，K为无功经济当量，τ为最大负荷损耗小时数；μ为线路负荷分布系数；ΔP、ΔQ分别表示负荷分段上的有功和无功损耗，计算公式为

$\mathrm{\&Delta;P}=\frac{(P^2+Q^2)\&times;L_s\&times;r_0}{U_N^2}$

$\mathrm{\&Delta;Q}=\frac{(P^2+Q^2)\&times;L_s\&times;x_0}{U_N^2}$

其中，P、Q为线路输送的总的有功功率和无功功率，U_N为额定电压；L_s为单回常带负荷线路长度，r₀、x₀分别表示每公里线路的电阻值和电抗值；

C_L为变电站综合投资费用，计算公式为

C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c)

其中，L为每回主干线长度；k_q为线路曲折系数，即运用理想线路长度估算实际线路长度时的比例系数；C₁为线路单位长度投资；C_d为线路首端断路器投资；C_f为分段开关的投资；C_c为联络开关分摊到各条支路的费用；num为线路的分段数。

7.根据权利要求4所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的可靠性数据包括系统平均断电持续时间指标SAIDI和平均用电有效度指标ASAI：

其中，N_i为负荷点i的用户数，U_i为年停运时间，8760为单个用户全年需用电小时数。

8.根据权利要求7所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的短路电流约束影响因子F₁通过以下公式计算：

$F_1=\left\{\begin{array}{cc}0,& T=t\left(\max \right)<1\\ -10000,& T=t\left(\max \right)>1\end{array}\right.$

其中，T为短路电流约束；

为各条之路上断路器遮断电流向量；

为各条支路上的最大短路电流向量，n_l为支路数；

所述的电压质量约束影响因子F₂通过以下公式计算：

$F_2=\left\{\begin{array}{cc}0,& U=\max \left(U_f\right)<10\%\\ -10000,& U=\max \left(U_f\right)>10\%\end{array}\right.$

其中，U为电压质量约束，

为各节点的电压偏移比，U_e＝[U_e1，U_e2，…，U_en]为各节点的电压期望值，

为各节点的电压偏移量最大时的电压值，n为节点数。

9.根据权利要求8所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述综合评价结果通过以下公式为计算：

P＝P₁+F₁+F₂

其中，

ω_i为各目标权重，

μ_i为由各目标隶属度函数求得的目标隶属度；F₁为短路电流约束影响因子，F₂为电压质量约束影响因子，当F₁或F₂被赋予罚值-10000时，剔除该接线模式。

10.根据权利要求9所述的一种基于经济性和可靠性的配电网最优接线模式自动选择平台，其特征在于，所述的各目标包括系统平均供电可靠率ASAI、系统平均停电持续时间SAIDI及单位负荷年费用C；

所述的系统平均供电可靠率ASAI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}\sin \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2(100-x_0)}\right)(x-x_0),x_0\&le;x\&le;100\\ 0,x<x_0\end{array}\right.$

其中，x₀为系统的平均供电可靠率的最小值；

所述的系统平均停电持续时间SAIDI的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{cc}\cos \left(\frac{\mathrm{\&pi;}}{2t_0}t\right)& 0\&le;t<t_0\\ 0& t\&GreaterEqual;t_0\end{array}\right.$

其中，t₀为设定的平均停电时间阈值；

所述的单位负荷年费用C的计算公式为：

$C=\frac{{\mathrm{NF}}_S+{\mathrm{NF}}_L}{S}$

其中，NF_S为变电站综合费用等年值，NF_L为线路综合费用等年值，S为总负荷；

所述的单位负荷年费用C的隶属度函数为：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{c}1,C\&le;C_{\min }\\ \frac{C_{\max }-C}{C_{\max }-C_{\min }},C_{\min }<C\&le;C_{\max }\\ 0,C>C_{\max }\end{array}\right.$

其中，C_min、C_max为设定的单位负荷年费用阈值。

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