CN110492482A - 一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明是一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，包括：建立储能经济运行数学模型、建立网络约束和储能***功率电量约束、储能经济调度控制策略设计、建立评估指标以及储能运行效果分析。通过综合分析配电网中的各种负荷情况，以此对应确定储能动作方式和方法。本发明对配电网的削峰填谷、延缓配电设备升级有着显著效果，应对不同负荷情况，针对性的采取储能动作方式，同时节能经济，可以解决防止变压器过载与功率倒送等故障，保证配电网和储能***的安全稳定运行。具有方法科学合理，适用性强，效果佳等优点。

Description

一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法
技术领域
本发明属于分布式储能领域，尤其涉及一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，具体是利用分布式储能降低配电网负荷峰谷差的方法以满足配电设备升级改造需求。
背景技术
随着化石能源的日渐枯竭，电力需求与环境问题日益突出。电动汽车EV(ElectricVehicles，EV)、分布式电源(Distributed Generations，DG)凭借其低能耗、无污染的优点得到长足的发展。大规模EV的充电行为使负荷高峰大幅抬升，传统配电网规划未考虑到EV大规模接入的充电需求，现有配置的变压器容量有限，极易出现变压器过载的现象。针对变压器过载问题，传统的措施是对配电设备进行增容改造，但存在新增设备利用率、投资收益率低的问题。DG可以有效缓解配电网因EV接入带来的供电压力，但由于其间歇性，当其出力过大时，可能出现功率倒送至上级电网的情况，倒送的功率使配电网局部产生过电压，相应的传输功率损耗也将大幅提升，上级电网继保装置也需做出较大的调整。为了减少DG对电网的不利影响，传统措施是削减DG出力，但因此降低了DG利用率，进而减少了DG的投资收益。为了解决配电网的变压器过载和功率倒送问题，采用分布式储能是切实可行的办法。因此，如何合理的设计储能***的经济调度方法成为了解决配电网变压器过载和功率倒送问题、延缓配电设备升级改造的关键。
发明内容
针对上述现有技术中存在的问题，本发明提供一种科学合理，适用性强，效果佳的用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，其目的是通过储能对电量移峰填谷实现减小配电网峰谷差，缓解变压器过载，又可以减少配电网向主网的功率倒送。该方法综合分析了配电网中的各种负荷情况，以此对应确定储能动作方式和方法，对配电网移峰填谷进行全面控制。
为解决上述现有技术中存在的问题，本发明所采取的技术方案是：一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，其特征是，它包括建立储能经济运行数学模型，综合考虑建立网络结构、储能***功率和电量建立约束条件，设计储能经济调度控制策略，并建立技术与经济指标，对调度策略进行评估。具体的步骤有：
1)建立储能经济运行数学模型
优化的目标是在变压器不过载、储能安全运行的基础上，实现储能日运行效益达到最优，具体目标函数为：
maxF＝FLOSS+FA (1)
式中，F为储能日运行效益；FLOSS为储能接入配电网后日内减少网损费用带来的收益；FA为储能日内的削峰填谷套利收入，各个分量计算公式为：
①套利收益FT
定义套利收益为储能放电获得的售电收益与充电支付的购电成本的差值
FT＝Fsale-Fbuy (2)
式中，Fsale为储能在负荷高峰期间释放电能带来的售电收益；储能实际购电成本Fbuy为从上级电网购电的费用，Pess,l,c(t)为第l个储能在t时刻的充电功率值，Pess,l,dis(t)为第l个储能在t时刻的放电功率值，充电为负，放电为正；N为储能总数量；
②网损收益FLOSS
定义网损收益为储能接入前***网损费用FLOSS1与接入后网损费用FLOSS2的差值
FLOSS＝FLOSS1-FLOSS2 (5)
式中，M(t)为t时刻从主网购电的分时电价；Ploss,n(t)储能接入前第n条支路在t时刻的有功线损、Ploss-ESS,n(t)为储能接入后第n条支路在t时刻的有功线损；NL为配电网支路总数；
2)建立网络约束、储能***功率和电量约束
①网络约束：
(a)潮流方程约束
式中，Pi(t)为t时刻注入节点i的有功功率，Qi(t)为t时刻注入节点i的无功功率；Ui(t)为t时刻节点i电压幅值，Uj(t)为t时刻节点j电压幅值；Gij为节点导纳矩阵中第i行j列元素的实部，Bij为节点导纳矩阵中第i行j列元素的虚部；δij(t)为t时刻节点i、j相角差，N为节点总数；
(b)主网供电负荷功率约束
主网供电负荷必须小于变压器额定容量，且不允许出现功率倒送，
式中，α为变压器最大负载率。
②储能约束：
(a)ESS荷电状态约束
考虑到储能的寿命，防止出现过充过放，储能荷电状态不超过上下限，
SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax (10)
式中，SOCmin为储能荷电状态下限，SOCmax为储能荷电状态上限，
(b)ESS充放电功率约束
-PESS,N≤PESS(t)≤PESS,N (11)
式中，PESS,N为储能额定功率；
3)储能经济调度控制方法设计
具体控制流程如下：
(a)输入典型日负荷、EV、DG数据、储能参数，潮流计算得到主网供电负荷Ps，计算储能接入前网损费用Floss1、储能可调节电量Ead＝EESS(SOCmax-SOCmin)，设定削峰线Pf初值为PSmax，设定填谷线Pg初值为PSmin，设置迭代次数h＝1；
(b)当主网供电负荷功率大于削峰线值(Ps(t)>Pf)时，储能放电，储能放电功率为Pdc(t)＝(Ps(t)-Pf)/d，计算储能日内放电量Edc＝ΣPdc(t)△t；
(c)当主网供电负荷功率小于填谷线值(Ps(t)<Pg)时，储能充电，储能充电功率为Pc(t)＝(Ps(t)-Pg)*c，计算储能日内充电量Ec＝ΣPc(t)△t；
(d)根据储能典型日内充放电量平衡原则，判断充放电量是否相等，即是否满足条件0<Ec-Edc<ε，ε＝0.1，若满足条件，则输出对应的储能时序出力PESS(h)，否则填谷线上移(Pg＝Pg+△P)，转至步骤(c)计算，直至满足迭代条件为止；
(e)输出储能时序出力PESS(h)，根据式(5)计算储能售电收益Fsale，将储能时序出力按容量大小分配给各个储能进行潮流计算，根据式(7)计算储能接入后网损费用FLOSS2、式(4)计算储能购电成本Fbuy，根据式(1)计算对应储能出力的综合收益Fh；
(f)判断储能充电量是否超过储能可调节电量，即Ec>Ead，若满足条件，输出每次迭代对应储能运行收益，否则削峰线下移Pf(h+1)＝Pf(h+1)-△P，迭代次数h＝h+1，转至步骤(b)计算，直至满足条件停止迭代；
(g)确定削峰线Pf(i)小于变压器额定有功容量PT(Pf(i)<PT)所对应的运行收益集合Ωi＝{Fi,Fi+1,…，Fm，…，Fh}，确定最大运行收益Fm＝max(Ωi)，输出最优运行收益Fm对应的储能时序出力PESS(m)；
4)建立评估指标
①DG年利用小时数hDG
定义DG年利用小时数hDG为DG年实际发电量EDG与DG额定装机容量PDGN之比，
式中，为第j天tj时刻DG实际出力值，为第j天tj时刻弃掉的DG出力值；
②等值年投资成本Ceq-inv
定义等值年投资成本为设备年投资成本Cinv与年运行收益Fy之差与设备使用年限y之比，
Fy＝FLOSS，y+FT，y (15)
式中，Cinv为设备投资成本；Fy为设备在使用年限获得的运行收益；FLOSS,y为年网损，FT,y为套利收益，y为设备使用年限；
③变压器设备年利用率ηT
为了反映变压器的设备利用率，定义变压器设备利用率ηT为变压器年实际供电量与变压器设备年理论最大供电量之比，
式中，PT(t)为变压器实际供电功率值，EG为投建变压器年实际供电量，ET为投建变压器年最大供电量，T为8760h；SN为投建变压器额定视在容量，PN额定有功容量、为功率因数。
本发明是一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，包括：建立储能经济运行数学模型、建立网络约束和储能***功率电量约束、储能经济调度控制策略设计、建立评估指标以及储能运行效果分析。通过综合分析配电网中的各种负荷情况，以此对应确定储能动作方式和方法。本发明对配电网的削峰填谷、延缓配电设备升级有着显著效果，应对不同负荷情况，针对性的采取储能动作方式，同时节能经济，可以解决防止变压器过载与功率倒送等故障，保证配电网和储能***的安全稳定运行。具有方法科学合理，适用性强，效果佳等优点。
附图说明
图1为一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法流程图；
图2为模式一主网供电负荷变化图；
图3为模式一主网供电负荷日特性曲线图；
图4为模式一不同方案储能出力曲线图；
图5为模式一日运行收益变化图；
图6为模式二主网供电负荷变化图；
图7为模式二主网供电负荷日特性曲线图；
图8为模式二不同方案储能出力曲线图；
图9为模式二日运行收益变化曲线图。
具体实施方式
下面利用附图和实施例对本发明的一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法作进一步说明。
本发明是一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，包括建立储能经济运行数学模型、建立网络约束和储能***功率电量约束、储能经济调度控制方法设计、建立评估指标以及储能运行效果分析。具体步骤是：
步骤1.建立储能经济运行数学模型。
优化的目标是在变压器不过载、储能安全运行的基础上，实现储能日运行效益达到最优，具体目标函数为：
maxF＝FLOSS+FA (1)
式中，F为储能日运行效益；FLOSS为储能接入配电网后日内减少网损费用带来的收益；FA为储能日内的削峰填谷套利收入。各个分量计算公式如下：
(1)套利收益FT
定义套利收益为储能放电获得的售电收益与充电支付的购电成本之差。
FT＝Fsale-Fbuy (2)
式中，Fsale为储能在负荷高峰期间释放电能带来的售电收益；储能实际购电成本Fbuy为从上级电网购电的费用。Pess,l,c(t)、Pess,l,dis(t)为第l个储能在t时刻的充、放电功率大小(充电为负，放电为正)；N为储能个数。
(2)网损收益FLOSS
定义网损收益为储能接入前***网损费用与接入后网损费用之差。
FLOSS＝FLOSS1-FLOSS2 (5)
式中，M(t)为t时刻从主网购电的分时电价；Ploss,n(t)、Ploss-ESS,n(t)分别为储能接入前后第n条支路在t时刻的有功线损；NL为配电网支路总数。
步骤2.建立网络约束、储能***功率和电量约束。
(1)网络约束：
(a)潮流方程约束
式中，Pi(t)、Qi(t)为t时刻注入节点i的有功和无功功率；Ui(t)、Uj(t)为t时刻节点i、j电压幅值；Gij、Bij为节点导纳矩阵中第i行j列元素的实部与虚部；δij(t)为t时刻节点i、j相角差，N为节点总数。
(b)主网供电负荷功率约束
主网供电负荷必须小于变压器额定容量，且不允许出现功率倒送。
式中，α为变压器最大负载率。
(2)储能约束：
(a)ESS荷电状态约束
考虑到储能的寿命，防止出现过充过放，储能荷电状态不超过上下限。
SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax (10)
式中，SOCmin、SOCmax分别为储能荷电状态上下限。
(b)ESS充放电功率约束
-PESS,N≤PESS(t)≤PESS,N (11)
式中，PESS,N为储能额定功率容量。
步骤3.储能经济调度控制方法设计。
(a)输入典型日负荷、EV、DG数据、储能参数等。潮流计算得到主网供电负荷Ps，计算储能接入前网损费用Floss1、储能可调节电量Ead＝EESS(SOCmax-SOCmin)。设定削峰线Pf初值为PSmax，设定填谷线Pg初值为PSmin，设置迭代次数h＝1。
(b)当主网供电负荷功率大于削峰线值(Ps(t)>Pf)时，储能放电，储能放电功率为Pdc(t)＝(Ps(t)-Pf)/d，计算储能日内放电量Edc＝ΣPdc(t)△t。
(c)当主网供电负荷功率小于填谷线值(Ps(t)<Pg)时，储能充电，储能充电功率为Pc(t)＝(Ps(t)-Pg)*c，计算储能日内充电量Ec＝ΣPc(t)△t。
(d)根据储能典型日内充放电量平衡原则，判断充放电量是否相等，即是否满足条件0<Ec-Edc<ε(ε＝0.1)，若满足条件，则输出对应的储能时序出力PESS(h)，否则填谷线上移(Pg＝Pg+△P)，转至步骤3计算，直至满足迭代条件为止。
(e)输出储能时序出力PESS(h)，根据式3-3计算储能售电收益Fsale，将储能时序出力按容量大小分配给各个储能进行潮流计算，根据式3-7计算网损费用Floss2、式3-4计算储能购电成本Fbuy，根据式3-1计算对应储能出力的综合收益Fh。
(f)判断储能充电量是否超过储能可调节电量，即Ec>Ead，若满足条件，输出每次迭代对应储能运行收益，否则削峰线下移(Pf(h+1)＝Pf(h+1)-△P)，迭代次数h＝h+1，转至步骤2计算，直至满足条件停止迭代。
(g)确定削峰线Pf(i)小于变压器额定有功容量PT(Pf(i)<PT)所对应的运行收益集合Ωi＝{Fi,Fi+1,…，Fm，…，Fh}，确定最大运行收益Fm＝max(Ωi)，输出最优运行收益Fm对应的储能时序出力PESS(m)。
步骤4.建立评估指标。
(1)DG年利用小时数hDG
定义DG年利用小时数hDG为DG年实际发电量EDG与DG额定装机容量PDGN之比。
式中，为第j天tj时刻DG实际出力与弃掉的DG出力大小。
(2)等值年投资成本Ceq-inv
定义等值年投资成本为设备年投资成本Cinv与年运行收益Fy之差与设备使用年限y之比。
Fy＝FLOSS，y+FT，y (15)
式中，Cinv为设备投资成本；Fy为设备在使用年限获得的运行收益；FLOSS,y与FT,y分别为年网损、套利收益；y为设备使用年限。
(3)变压器设备年利用率ηT
为了反映变压器的设备利用率，定义变压器设备利用率ηT为变压器年实际供电量与变压器设备年理论最大供电量之比。
式中，PT(t)为变压器实际供电功率大小；EG为投建变压器年实际供电量；ET为投建变压器年最大供电量；T为8760h；SN、PN、分别为投建变压器额定视在容量、额定有功容量、功率因数。
步骤5.储能运行效果分析。
本实例选取IEEE33节点算例***，给定算例条件：
①该***基准容量为SB＝10MVA，电压等级为10.5kV，变压器额定容量为3500kVA，额定功率PT＝2976kW。
②风电、光伏、电动汽车、储能接入节点及装机容量如表1所示，表1为各设备分布及储能参数表。
表1各设备分布及储能参数
③节点1为平衡节点，与上级电网相连，最大运行方式下***总有功负荷为3715kW，表2为最大运行方式下各个节点负荷。
表2最大运行方式下各个节点负荷
针对配电网储能两种典型运行模式，分别在相同的储能容量前提下采用两种方案对比经济性。
(1)方案1：恒功率方法。不考虑功率经济调度需求，只根据主网供电负荷曲线，在其峰谷时段储能以恒功率进行充放电。
(2)方案2：经济调度方法。采用本发明所提出的控制方法，考虑功率经济调度需求，计及储能运行经济性，储能以最优功率充放电。
图2所示模式一主网供电负荷变化中，当典型日DG处于满发状态时，DG出力较大，减少了上级电网的供电。但由于DG与负荷的时空差异特性，在某些时段配电网出现功率倒送现象，考虑***的安全运行，需要削减DG出力大小，或利用储能存储弃掉的这一部分电能。该模式下典型日中DG出力较大，配电网在5:30-9:00、11:45-16:45左右出现倒送现象，而在21:00左右变压器出现短暂的过载情况，若采取变压器扩容的方式，变压器闲置的容量如图3主网供电负荷日特性曲线中阴影部分所示，新投建的变压器在该典型日中基本没有得到利用，同时必须削减DG出力以减少其向主网的功率倒送，造成DG利用率降低。若利用储能对主网供电负荷削峰填谷，储能典型日出力如图4所示，根据方案2的经济调度方法收益如图5日运行收益变化所示，随着削峰线的下移，储能运行收益不断增加，直至典型日储能充放电量达到上限时收益最大。原因是一方面储能在功率倒送期间存储电能，购电成本为0，减少向主网功率倒送进而降低了网损，另一方面，在负荷高峰时释放电能获得的套利收益与网损收益会越来越多。
图6所示模式二主网供电负荷变化中，典型日DG出力较小时，变压器过载，储能在负荷低谷时存储电能，在负荷高峰时释放电能降低变压器负载率，起到延缓配电设备升级改造的效果。若倒送电量相较于过载电量较大时，则弃掉部分DG。反之，倒送电量不足时，差额电量从主网购电获得，并支付一定的购电费用。该模式下典型日中DG出力较小，变压器在19:30-21:30左右处于过载状态，若采取变压器扩容的方式，如图7主网供电负荷日特性曲线中阴影部分为变压器扩容部分，虽然变压器设备利用率有所提升，但扩容后的变压器仍有大量容量处于闲置状态。若利用储能对主网供电负荷削峰填谷，储能典型日出力如图8不同方案储能出力曲线所示，根据方案2的经济调度方法收益如图9日运行收益变化所示，总收益呈现波动式上升，且在限定范围内存在最大值。
为证明本调度方法具有良好的经济性，分别对比变压器扩容与不同储能调度方案的经济性，具体如表3变压器扩容与安装储能比较所示。
表3变压器扩容与安装储能比较
基于上述情况，采用本发明所述方法对该配电网***接入分布式储能***并配置控制方法。利用储能对主网供电负荷削峰填谷，在负荷高峰时放电以降低变压器负载率达到延缓配电设备升级改造的目的，在负荷低谷时充电尽可能的吸收倒送的电能，减少向主网的功率倒送，使能源的供给与消耗就地平衡。有效提高了储能***调度的经济性，表1为不同储能调度方案的经济性对比，结果表明本经济调度方法考虑了储能经济调度需求，以套利与网损综合收益最大为目标，大幅提升了储能运行收益。由此可以证明本发明中的控制方法真实有效，确实的能够通过配置分布式储能***控制方法实现对配电网的移峰填谷以减小配电网峰谷差，解决配电设备升级改造需求。
本发明实施例中的计算条件、图例、表等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (1)

1.一种用于延缓配电设备升级改造的储能经济调度方法，其特征是，它包括建立储能经济运行数学模型，综合考虑建立网络结构、储能***功率和电量建立约束条件，设计储能经济调度控制策略，并建立技术与经济指标，对调度策略进行评估。具体的步骤有：
1)建立储能经济运行数学模型
优化的目标是在变压器不过载、储能安全运行的基础上，实现储能日运行效益达到最优，具体目标函数为：
max F＝FLOSS+FA (1)
式中，F为储能日运行效益；FLOSS为储能接入配电网后日内减少网损费用带来的收益；FA为储能日内的削峰填谷套利收入，各个分量计算公式为：
①套利收益FT
定义套利收益为储能放电获得的售电收益与充电支付的购电成本的差值
FT＝Fsale-Fbuy (2)
式中，Fsale为储能在负荷高峰期间释放电能带来的售电收益；储能实际购电成本Fbuy为从上级电网购电的费用，Pess,l,c(t)为第l个储能在t时刻的充电功率值，Pess,l,dis(t)为第l个储能在t时刻的放电功率值，充电为负，放电为正；N为储能总数量；
②网损收益FLOSS
定义网损收益为储能接入前***网损费用FLOSS1与接入后网损费用FLOSS2的差值
FLOSS＝FLOSS1-FLOSS2 (5)
式中，M(t)为t时刻从主网购电的分时电价；Ploss,n(t)储能接入前第n条支路在t时刻的有功线损、Ploss-ESS,n(t)为储能接入后第n条支路在t时刻的有功线损；NL为配电网支路总数；
2)建立网络约束、储能***功率和电量约束
①网络约束：
(a)潮流方程约束
式中，Pi(t)为t时刻注入节点i的有功功率，Qi(t)为t时刻注入节点i的无功功率；Ui(t)为t时刻节点i电压幅值，Uj(t)为t时刻节点j电压幅值；Gij为节点导纳矩阵中第i行j列元素的实部，Bij为节点导纳矩阵中第i行j列元素的虚部；δij(t)为t时刻节点i、j相角差，N为节点总数；
(b)主网供电负荷功率约束
主网供电负荷必须小于变压器额定容量，且不允许出现功率倒送，
式中，α为变压器最大负载率。
②储能约束：
(a)ESS荷电状态约束
考虑到储能的寿命，防止出现过充过放，储能荷电状态不超过上下限，
SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax (10)
式中，SOCmin为储能荷电状态下限，SOCmax为储能荷电状态上限，
(b)ESS充放电功率约束
-PESS,N≤PESS(t)≤PESS,N (11)
式中，PESS,N为储能额定功率；
3)储能经济调度控制方法设计
具体控制流程如下：
(a)输入典型日负荷、EV、DG数据、储能参数，潮流计算得到主网供电负荷Ps，计算储能接入前网损费用Floss1、储能可调节电量Ead＝EESS(SOCmax-SOCmin)，设定削峰线Pf初值为PSmax，设定填谷线Pg初值为PSmin，设置迭代次数h＝1；
(b)当主网供电负荷功率大于削峰线值(Ps(t)>Pf)时，储能放电，储能放电功率为Pdc(t)＝(Ps(t)-Pf)/d，计算储能日内放电量Edc＝ΣPdc(t)△t；
(c)当主网供电负荷功率小于填谷线值(Ps(t)<Pg)时，储能充电，储能充电功率为Pc(t)＝(Ps(t)-Pg)*c，计算储能日内充电量Ec＝ΣPc(t)△t；
(d)根据储能典型日内充放电量平衡原则，判断充放电量是否相等，即是否满足条件0<Ec-Edc<ε，ε＝0.1，若满足条件，则输出对应的储能时序出力PESS(h)，否则填谷线上移(Pg＝Pg+△P)，转至步骤(c)计算，直至满足迭代条件为止；
(e)输出储能时序出力PESS(h)，根据式(5)计算储能售电收益Fsale，将储能时序出力按容量大小分配给各个储能进行潮流计算，根据式(7)计算储能接入后网损费用FLOSS2、式(4)计算储能购电成本Fbuy，根据式(1)计算对应储能出力的综合收益Fh；
(f)判断储能充电量是否超过储能可调节电量，即Ec>Ead，若满足条件，输出每次迭代对应储能运行收益，否则削峰线下移Pf(h+1)＝Pf(h+1)-△P，迭代次数h＝h+1，转至步骤(b)计算，直至满足条件停止迭代；
(g)确定削峰线Pf(i)小于变压器额定有功容量PT(Pf(i)<PT)所对应的运行收益集合Ωi＝{Fi,Fi+1,…，Fm，…，Fh}，确定最大运行收益Fm＝max(Ωi)，输出最优运行收益Fm对应的储能时序出力PESS(m)；
4)建立评估指标
①DG年利用小时数hDG
定义DG年利用小时数hDG为DG年实际发电量EDG与DG额定装机容量PDGN之比，
式中，为第j天tj时刻DG实际出力值，为第j天tj时刻弃掉的DG出力值；
②等值年投资成本Ceq-inv
定义等值年投资成本为设备年投资成本Cinv与年运行收益Fy之差与设备使用年限y之比，
Fy＝FLOSS，y+FT，y (15)
式中，Cinv为设备投资成本；Fy为设备在使用年限获得的运行收益；FLOSS,y为年网损，FT,y为套利收益，y为设备使用年限；
③变压器设备年利用率ηT
为了反映变压器的设备利用率，定义变压器设备利用率ηT为变压器年实际供电量与变压器设备年理论最大供电量之比，
式中，PT(t)为变压器实际供电功率值，EG为投建变压器年实际供电量，ET为投建变压器年最大供电量，T为8760h；SN为投建变压器额定视在容量，PN额定有功容量、为功率因数。
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