【电力系统】基于粒子群优化对分布式发电位置进行优化附Matlab代码

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🔥 内容介绍

分布式发电(Distributed Generation, DG)是指靠近负荷中心或能源产地的小型发电系统(如光伏、风电、燃气轮机、储能电站),其核心特性是 “就地生产、就地消纳”,可有效降低电网输电损耗、提升可再生能源利用率,是新型电力系统 “源网荷储” 协同发展的关键组成部分。

DG 位置优化是指在配电网规划中,通过科学选址确定 DG 的安装节点,实现 “经济性、可靠性、环保性” 三大目标平衡:

  • 经济性:降低配电网线损(DG 就近供电减少输电损耗,线损率可从 8%-10% 降至 3%-5%)、延缓电网升级投资(DG 分担负荷压力,避免配变、线路过载导致的扩容成本);
  • 可靠性:提升负荷供电可靠性(DG 可作为备用电源,在电网故障时支撑关键负荷,停电时间缩短 50% 以上)、改善电压质量(DG 输出功率可补偿线路电压降,电压偏差控制在 ±5% 标准范围内);
  • 环保性:增加可再生能源消纳比例(光伏、风电等 DG 替代燃煤发电,减少 CO₂排放,每 MW 光伏年减排约 800 吨 CO₂)、降低电网整体碳排放强度。

例如,在城市配电网中,若 DG 选址不当(如安装在负荷稀疏的偏远节点),会导致 DG 出力需远距离传输,不仅增加线损,还可能引发局部电压越限;而将光伏 DG 安装在商业负荷密集的城区节点,可实现 “白天负荷高峰与光伏出力高峰匹配”,最大化就地消纳率,提升优化效益。

分布式发电位置优化的核心影响因素

DG 位置优化需综合考虑配电网拓扑、负荷分布、DG 类型等多因素,这些因素直接决定优化目标的实现效果,主要包括:

影响因素

具体表现

对选址的影响

配电网拓扑结构

节点连接关系、线路阻抗、电压等级(如 10kV、0.4kV)

线路阻抗大的区域(如偏远郊区)需优先选址 DG 以补偿电压降;环网结构比辐射网更易适配多 DG 选址

负荷分布特性

负荷密度(如 kW/km²)、负荷类型(居民负荷、商业负荷、工业负荷)、负荷时序变化

商业负荷密集区(白天高负荷)优先选址光伏 DG;工业负荷稳定区可选址燃气轮机 DG 实现基荷支撑

DG 类型与特性

出力特性(光伏 / 风电的间歇性、燃气轮机的可控性)、额定容量、功率因数

间歇性 DG(光伏)需靠近灵活负荷(如可调节工商业负荷)选址,减少出力波动对电网的影响

电网约束条件

节点电压上限(如 10.5kV)、线路电流限额(如 400A)、DG 接入容量限制

选址需避开电压易越限的节点(如线路末端);线路过载节点需优先选址 DG 以降低潮流

经济性指标

DG 投资成本、运维成本、网损成本、补贴政策

靠近负荷中心选址可降低网损成本,但需权衡土地租金(城区节点土地成本高于郊区)

这些因素的耦合作用使 DG 位置优化成为复杂的多约束、多目标优化问题,传统经验性选址方法(如 “负荷中心就近选址”)难以兼顾所有因素,需采用科学的优化算法实现全局最优。

⛳️ 运行结果

📣 部分代码

%        Bus Bus  Voltage Angle     ---Load---- -------Generator------------Static Mvar

%        No  code Mag.    Degree    MW    Mvar     MW       Mvar    Qmin  Qmax  +Qc/-Ql

% busdata=[1  1   1.05     0     0     0  260.2    -16.1  0   0 0

%          2  2   1.043    -5.48   21.7    12.7   40    50    -40  50 0

%          3  0   1.021 -7.96 2.4 1.2 0     0      0   0 0

%          4  0   1.012 -9.62 7.6 1.6 0     0      0   0 0

%          5  2   1.01   -14.37   94.2 19    0    37     40  -40 0

%          6  0   1.01   -11.34 0     0    0     0      0   0 0

%          7  0   1.002   -13.12 22.8 10.9 0     0      0   0 0

%          8  2   1.01   -12.1 30    30    0    37.3 40  -10 0

%          9  0   1.051   -14.38 0     0    0        0      0   0 0

%         10  0   1.045   -15.97 5.8 2    0     0      0   0 0.19

%         11  2   1.062 -14.39 0     0    0    16.2 24  -6    -8.5

%         12  0   1.057 -15.24 11.2 7.5    0     0      0   0 0

%         13  2   1.051 -15.24 0     0    0    10.6 24  -6    -10

%         14  0   1.042 -16.13 6.2    1.6    0     0      0   0 0

%         15  0   1.038 -16.22 8.2    2.5    0     0      0   0 0

%         16  0   1.045 -15.83 3.5    1.8    0     0      0   0 0

%         17  0   1.04    -16.14 9    5.8    0     0      0   0 0

%         18  0   1.028 -16.82 3.2    0.9    0     0      0   0 0

%         19  0   1.026 -17    9.5    3.4    0     0      0   0 0

%         20  0   1.03    -16.8 2.2    0.7    0     0      0   0 0

%         21  0   1.033 -16.42 17.5 11.2 0     0      0   0 0

%         22  0   1.033 -16.41 0    0    0     0      0   0 0

%         23  0   1.027 -16.61 3.2    1.6    0     0      0   0 0

%         24  0   1.021 -16.78 8.7    6.7    0     0      0   0 0.043

%         25  0   1.017 -16.35 0    0    0     0      0   0 0

%         26  0   1    -16.77 3.5    2.3    0     0      0   0 0

%         27  0   1.023 -15.82 0    0    0     0      0   0 0

%         28  0   1.007 -11.97 0    0    0     0      0   0 0

%         29  0   1.003 -17.06 2.4    0.9    0     0      0   0 0

%         30  0   0.992 -17.94 10.6 1.9    0     0      0   0 0];

% for a=1:jum_DG

%     busdata((busPQ(1,a+jum_DG*2)),7)=busdata((busPQ(1,a+jum_DG*2)),7)+busPQ(1,a);

%     busdata((busPQ(1,a+jum_DG*2)),8)=busdata((busPQ(1,a+jum_DG*2)),8)+busPQ(1,a+jum_DG);

% end

      %                          Line code

%                                        Line code

%         Bus bus   R      X     1/2 B   = 1 for lines

%         nl  nr  p.u.   p.u.   p.u.     > 1 or < 1 tr. tap at bus nl

% linedata=[1   2   0.0192   0.0575   0.02640    1

%           1   3   0.0452   0.1852   0.02040    1

%           2   4   0.0570   0.1737   0.01840    1

%           3   4   0.0132   0.0379   0.00420    1

%           2   5   0.0472   0.1983   0.02090    1

%           2   6   0.0581   0.1763   0.01870    1

%           4   6   0.0119   0.0414   0.00450    1

%           5   7   0.0460   0.1160   0.01020    1

%           6   7   0.0267   0.0820   0.00850    1

%           6   8   0.0120   0.0420   0.00450    1

%           6   9   0.0      0.2080   0.0        1

%           6  10   0         .5560   0          1

%           9  11   0         .2080   0          1

%           9  10   0         .1100   0          1

%           4  12   0         .2560   0          1

🔗 参考文献

[1]徐雷.基于改进粒子群算法的电力系统无功优化[D].西华大学[2025-09-17].DOI:CNKI:CDMD:2.1016.283281.

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