应用管理工具与数学模型解决教学提纲.doc

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1、Good is good, but better carries it.精益求精，善益求善。应用管理工具与数学模型解决-应用管理工具与数学模型解决线损分摊不合理的问题一、选题理由在通辽市农电系统建设营销管理信息系统之前，存在线损分摊的不合理性。1由于没有转化计算机程序语言，计算不准确，只能按照受电点的用电量的比例粗放式的分摊。2没有考虑66千伏、10千伏线路的结构，阻抗，主变压器的有功、无功损耗来进行损失的分摊计算。3手工计算量大，费时费力。2005年通辽市农电系统建设营销管理信息系统为解决线损分摊提供了可能，但在建设中也发现存在如下问题。通辽市农电系统营销管理信息系统建设中将线损统计与分摊繁

2、琐的人工计算解脱出来，纳入现代化管理的范畴解决营销管理信息系统线损分摊在本局的营销管理信息系统建设过程中，发现存在如下问题在线损管理中因为左中电网的构成现状，原营销管理信息系统的需求和模块不能解决左中局趸购电量分摊到各供电营业所二、现状调查左中农电局现有在电业局趸购计量点共5处，其中按电压等级分又有66千伏、10千伏计量点。66千伏受电点10处，10千伏受电点一处。左中农电局各供电营业所有两所共用一条10千伏线路，有一所用一条或一条以上，也有一所用两条（或以上）10千伏线路的上端，其他供电营业所用该10千伏线路的下端。在共用10千伏线路中，左中局目前在10千伏分界处都装配了10千伏计量分段表。

3、66千伏线路、10千伏共用部分的线损没有根据实际的理论计算结果和负荷运行的有关参数进行合理对各个受电点进行分摊。三、原因分析确定要因线损分摊不准确的原因主要有：1、没有考虑电网结构和线路、设备以及运行参数；2、不能取得在线的电流、电压的运行参数；3、线损分摊缺少经验公式；4、人工计算工作量较大，不准确；确定要因造成线损分摊不准确的要因主要是没有考虑电网结构和线路、设备以及实际的运行参数。10千伏配电网结构复杂，共用线路的损失分摊没有经验公式手工计算量大，计算繁琐线损分摊不准确的原因没有考虑电网结构和实际的运行参数因10千伏线路配电变压器没有安装负控等装置，不能取得在线运行参数四、设定目标因为目

4、前左中局66千伏线路的特殊性，基本可以划分三条。即66千伏保宝线、66千伏林巴线、66千伏双舍线。其中：66千伏保宝线既有66千伏计量又有10千伏计量，66千伏林巴线在10千伏计量，为体现线损分摊的合理性，将66千伏、10千伏线损具体分摊到供电营业所，统计营业所的购电量，为下一步农电企业进行购入单价、购售分析、考核、成本决策提供统计报表以及决策的技术支持。为解决10千伏线路共用部分的线损计算的问题，建立数学模型来进行分析，简化计算共用线路的损耗计算问题。五、制定对策小组全体人员多次召开会议，大家集思广益分析我局的电网现状，并充分考虑我局的特殊性与全局的普遍性相结合，制定能够全市适用的线损分摊的

5、解决方案，同时由于配电网接线的复杂性，潮流分布的电流值不宜采集，需要设定一个数学模型来解决10千伏共用部分的损耗计算。要素对策措施目标线损分摊不准确考虑电网结构与运行参数分析电网的结构和实际能够得到的运行参数，制定合理的计算方法并建立数学模型解决线损分摊不合理的问题，实现营销管理信息系统中对线损的分摊与统计六、解决问题的方式根据PDCA循环的管理工具的处理问题的方法，按照计划、执行、处理、检查的程序QC小组以解决线损分摊不准确为出发点，将算法转化计算机语言为目标，与软件开发公司密切合作，积极开展工作。七、根据计划设定的目标制定解决问题的办法（一）66千伏线损的分摊如图1所示，计算各所主变的有功

6、变损、和所属66千伏T接线路的线损，分摊共用线路的线损。1、66千伏线损计算如下：2-4段线损损耗功率损耗电量（有功）2-3段线损损耗功率损耗电量（有功）2、A、B变电所主变的变损计算（根据每月投运主变的台数，系统能够进行计算）（此处应根据主变投运台数分别计算）(KWh)（此处应根据主变投运台数分别计算）(KWh)3、视在功率的计算根据每月的有功、无功表的电量比上月运行时间求得。4、T点的有功功率就等于2-3、2-4段的线路有功损耗功率，A、B所的主变有功损耗功率，和实际负荷功率之和。即有功电量就是：(KWh)5、1-2间的线损即A1-A2，分摊的方法就按需求中的比例分摊的计算方法确定各所的线

7、损实际分摊的值。（二）10千伏线损的分摊，如图21、为了将66千伏存在的线变损分摊到各供电营业所，为简化计算10千伏共用部分的部分线损可不摊，直接按比例分担即可。2、如果需要分摊10千伏共用部分，则需要计算B供电营业所的负荷电流，即：A所的负荷提取所有10千伏变台的计费电量（低压侧计量应加变损），功率因数取该变电所出口功率因数，求出负荷功率，考虑线形负荷，计算时取负荷电流的0.577倍(假定线性负荷，建立数学模型进行推导，在后面篇幅进行推导)。10千伏共用线路的线损为以上如果A所提取负荷过于繁琐，也可用10千伏出口表的视在功率减去10千伏分段表的视在功率。即：则A、B所分摊10千伏线损按供电比

8、例分摊，即：分摊后的A所供电量为：3、视在功率的计算根据每月的有功、无功表的电量比上月运行时间求得。（三）最后将66千伏的线损按现10千伏线损分摊后的供电量比例分摊到具体的供电营业所。四、公式符号说明A-电量（全部指有功电量）（KWh千瓦时）P-平均有功功率（KW千瓦）Q-平均无功功率(Kvar千乏)Ue-所属电压等级的额定电压（KV千伏）L-线路线路的长度（Km千米）r0-单位长度的线损率（/Km欧姆/千米）T-月运行时间（h小时）-指损失的符号Cos-功率因数Se-主变容量K-负荷形状系数（四）附表（表一、表二）（点位置1）电业局66千伏购电点计费功率P0+jQ0（点位置3）农电局A变电所

9、10千伏主二次功率P1+jQ1（点位置4）农电局B变电所10千伏主二次功率P2+jQ2T接点位置2图一农电局变电所10千伏出口表1P0+jQ010千伏分段表2A所营业区B所营业区A所负荷视在功率P1+jQ1B所分段表视在功率P2+jQ2图二八、与软件开发公司共同建设营销管理信息系统，并处理线损分摊模块在实施过程中出现的问题1、在66千伏、10千伏线损分摊的原则及计算方法中，计算公式多次用到P-平均有功功率（KW千瓦）Q-平均无功功率(Kvar千乏)这两个参数，营销系统无法得到。你能不能把公式换一种方式，即：公式中用到的参数都是营销系统里确切的量（比如月用电量、运行天数等）或经过简单计算可以得出

10、的（如功率因数）。以免因为对公式和计算的理解不一致，造成计算错误。2、如果用平均有功功率计算，是不是考虑负荷曲线调整系数？3、根据主变投运台数分别计算的，是不是每台变压器都有对应电量？如果没有，分别计算的方法是什么？4、计算线路共用部分损耗时，电流IbIa，系数是怎么得出的，是考虑距离因素吗？5、如果A所提取负荷过于繁琐，也可用10千伏出口表的视在功率减去10千伏分段表的视在功率提取负荷过于繁琐是指的什么？如何提取负荷？九、对于软件开发公司提出问题的处理（解答按提问问题的先后顺序）、解答：当然可以，平均有功、无功功率就是线路结点或变电所出口电源点的有功、无功电量比月运行时间。即：AP-指某结点

11、的有功电量；AQ-指某结点的无功电量；月运行时间可以提取每月的实际时间，也可取定值720小时。、解答：你的观点我非常赞同，其实在上一次会议上我也提到。在正常情况下用平均电量或平均功率计算线变损时，应根据所在网络的负荷曲线图求出波形形状系数K进行修正。公式如下：查阅有关资料其经验公式为：If-变电所出口典型日24小时方均根电流值；IP-变电所出口典型日24小时平均电流值；Imax-变电所出口典型日24小时最大电流；应为K值和电网结构，负荷性质密切相关，所以经验公式不能代表旗县农电企业电网的现状，在营销mis系统是不能应用的。实际在配电线路的每个结点的K值都是不同的，但计算或统计（没有表计）都有难

12、度，这里应取变电所各10千伏出口的K值。如果营销MIS系统和变电所10千伏各出口的计量表计有接口并能提取数据，每月可设定一个典型记录日，提取一天24小时的电流值（I1、I2、.I24）。来计算方均根电流及平均电流值，即：在原文档中我未用K值进行修正，主要考虑有，系统能否自动提取数据并自动计算，如果需要人工计算并人工输入主要存在的问题是各供电营业所人员素质较低，困难较大。现根据你的建议对原文档的各计算公式进行修改（见原文）。、解答：每台主变主二次都有计量表计和对应的电量。、解答：其实不能称为系数，只是一个具体的定值，为了简化第五个问题的计算繁琐性，我将共用线路即A所的负荷理想化为线形负荷，假定没

13、有B所的情况，构建了一个A所在共用线路各结点的负荷电流的数学模型，设关口电流为I0，则各结点的数学模型如下：A所得线路损耗为所以应取A所实际负荷电流的0.577倍加B所的负荷电流来计算共用线路的损失，此数值最好在系统算法中设定好，如果每月用手工输入易发生错误。、解答：A所提取负荷过于繁琐是指按常规计算方法计算，应具备的数据是共用线路每个结点的电量或平均功率，和每个结点之间的导线长度，然后分段计算线路损失。如图并举例计算如下:农电局变电所10千伏出口表1P0+jQ010千伏分段表2A所营业区B所营业区B所分段表视在功率P2+jQ2.；.最后计算各结点之间线损之和。显然这种算法对于你们编程和我们以

14、后进行维护都比较繁琐，先提条件系统需要有个配电线路网络图的支持。所以在原文中我列举的第一个公式就是提取A所所有负荷的有功电量或有功功率之和，但对于高供低计的还应提取变损，系统如果能够满足要求也可以。功率因数的计算公式既是：该线路变电所关口表的加权功率因数。十、线损分摊模块的功能检查，给软件开发公司提供在营销管理信系统程序编制中提供的分摊实例计算。如下：I.66千伏线损分摊实例计算架玛吐变电所代力吉变电所保康城西变电所宝龙山66千伏趸购点保康城南变电所变电参数如下：所名主变型号容量（KVA）有功电量（KWh）无功电量（kvarh）负荷形状系数空载电流阻抗电压空载损耗KW短路损耗KW功率因数保康变

15、电所1S7630016908002781601.10.379.098.5439.340.992SJ163001.10.988.3711.5057.701.00保南变电所1SZ91000011228404711201.10.318.8810.6046.700.9221.00代力吉变电所1S920000.478.273.5714.431.002S92000439940167201.10.387.863.4414.151.00架玛吐变电所1S92000610284510001.10.48.33.4614.431.002S920001.10.3688.3423.2714.201.00线路参数如下：线路

16、名称导线型号LGJ-导线电阻率（/km）长度M电阻R宝保线保南线1200.273.921.06架保线700.4625.4311.70保架线700.4621.079.69计算如下：（一）保代线、城南线线损代力吉变电所变、线损耗1、有功损耗2、无功损耗代力吉所一次功率为3、线损为保康西变电所变、线损1、有功损耗2、无功损耗保康城南所变线、损1、有功损耗2、无功损耗保康城南变电所一次功率为3、线损为（二）架保线线损保康西变电所一次功率为（代力吉、城南所合计）66千伏架保线损失架玛吐所变、线损1、有功损耗2、无功损耗（三）架玛吐变电所T节点的视在功率宝架线线损（四）线损分摊1、宝龙山变电所趸购有功电量

17、为4134240千瓦时，理论计算折算趸购电量为4019264千瓦时，统计线损为114976千瓦时，此线损根据各66千伏线损进行修正如下：66千伏保代线的实际线损为66千伏城南变线损为66千伏架保线线损为66千伏宝架线线损2、线损分摊，架保线线损分摊，按照主二次供电量分摊代力吉变电所应分摊保康西变电所应分摊城南变电所应分摊=109313.8-14781.11-56807.51=37725.183、线损分摊，宝架线线损分摊，按照主二次供电量分摊代力吉变电所应分摊保康西变电所应分摊城南变电所应分摊架玛吐变电所分摊=129804.4-14779.54-56801.5-37721.2=20502.16（

18、五）各所实际购电量=变电所主二次供电量+变压器有功损耗+变电所送电线路有功损失+66千伏共用部分分摊线损1、代力吉变电所=439940+3629+14781+14780+1709=474839（千瓦时）2、保康城南变电所=1122840+8795+37725+37721+1320=1208401（千瓦时）3、保康西变电所=1690800+11040+56808+56802=1815450（千瓦时）4、架玛吐变电所=4134240-474839-1208401-1815450=635550（千瓦时）汇总如下变电所购电量主二次供电量66千伏损失损失率（）代力吉474839439940348997.

19、35保康城南12084011122840855617.08保康西181545016908001246506.87架玛吐635550610284252663.98保宝线合计413424038638642703766.54购电量分摊到变电所之后，根据需求的计算步骤在分摊到各个供电营业所，进一步计算综合损失，即购售损失。（六）66千伏理论线损值1、代力吉变电所理论购电量=变电所主二次供电量+理论变损+理论线损=439940+3629+897+7763+7762=459992（千瓦时）2、保康西变电所理论购电量=1690800+11040+29834+29831=1761505（千瓦时）3、保康城南变

20、电所理论购电量=1122840+8795+693+19812+19811=1171951（千瓦时）4、架玛吐变电所理论购电量=610284+4765+10767=625816（千瓦时）66千伏理论线损和统计线损每月或按指定日期进行对比变电所统计损失率（）理论损失率（）差值（%）代力吉7.354.362.99保康城南7.084.192.89保康西6.874.012.86架玛吐3.982.481.5保宝线合计6.543.872.67II、10千伏线损分摊的实例计算农电局变电所10千伏出口表1P0+jQ010千伏分段表2A所营业区B所营业区A所负荷视在功率P1+jQ1B所分段表视在功率P2+jQ21

21、、线路参数（假设）如下：出口到分段表线路长度10千米，导线型号LGJ-35,出口表月有功电量300000千瓦时，无功电量140000千乏时，功率因数0.9。10千伏分段表月有功电量130000千瓦时，无功电量60000千乏时。2、为简化计算取以上如果A所提取负荷过于繁琐，也可用10千伏出口表的视在功率减去10千伏分段表的视在功率。即：A所的供电量有功为170000千瓦时，无功为80000千乏时。3、10千伏共用线路的线损为4、则A、B所分摊10千伏线损按供电比例分摊，即：5、具体根据66千伏损失分摊的原则，将分摊到主二次的购电量在根据供电量比例进行分摊到出口。即：A所购电量为=出口供电量+66

22、千伏线变损A所分摊部分-B所供电量-B所购电量为=B所供电量+66千伏线变损B所分摊部分+假设主二次供电量为301000千瓦时，分摊下来的购电量为308000千瓦时，则66千伏和母线损失为308000-300000=8000千瓦时。具体分摊为A所的购电量=300000+4533.33-130000-3920.49=170612.84（KWh）B所的购电量=130000+3466.67+3920.49=137387.16（KWh）十一、线损分摊在营销管理信息系统中的应用以及对一些遗留问题的处置根据我局编制的需求方案，在营销管理信息系统中增加了线损分摊的功能，可以自动生成报表，为线损的分析、指标的

23、考核以及营销管理的精细化提供了一个平台。1、66千伏购电点、66千伏线路、受电主变压器等运行参数的维护（1）趸购点变电站、66千伏变电站的维护（2）线路参数的维护2、线损分摊在系统中的实现过程点击线损分摊，系统自动完成将线损分摊到变电所、供电所，并可以查看分摊记录，如下：3、系统自动生成分摊后的66千伏线损统计报表4、线损分摊前后我局的各所千伏的线损比较变电站名称66千伏线损分摊后66千伏线损分摊前趸购电量主二次电量线损率（%)趸购电量主二次电量线损率（%)架玛吐变电所126447112364402.22131394012364405.90保康变电所665482463343204.826731

24、35463343205.90保康镇南变电所468175045398403.03482439645398405.90花吐古拉变电所250342823505206.11249785023505205.90珠日河变电所43377438470511.314088183847055.90舍伯吐变电所419563338312808.68407142438312805.90腰林毛都变电所101407390808510.459650049080855.90代力吉变电所150972214224205.78151157714224205.90努日木变电所6196415990403.326365885990405.

25、90白音塔拉变电所125934011988004.81127394111988005.90农场变电所103131087804014.869330758780405.90合计25167966236834905.9025167966236834905.90柱形图的线损比较十一、体会运用QC工具和分析方法，解决了66千伏、10千伏线损分摊不合理以及实现了在营销管理信息系统中不能分摊的问题。通过营销管理信息系统线损分摊模块的应用，解决了我局供电营业所线损分摊不合理的历史，满足了营销管理规范化、精细化管理的要求，解决了原来靠近线路手段供电所承担过多线损的历史，使线损统计分析更加趋于合理。同时能够科学的对各个供电营业所进行购电成本以及收入、效益分析，为农电企业的整体经济活动起到了推动作用。-