基于新能源等地方電源出力對配電網線損影響的研究

曾銳明

（廣東電網有限責任公司梅州供電局，廣東 梅州 514000）

隨著新能源電站（如風電、光伏）的不斷接入，其對電網的安全穩定運行及潮流分布產生了較大影響[1-3]，此外，大規模新能源的接入使得電網的潮流分布發生了較大變化，部分地區配電網甚至出現大量潮流倒送（反送）現象，引起線損突增，對電力系統的可靠性和經濟性產生了嚴重影響[4-7]。

線損管理是供電企業經營管理的重點，隨著售電市場的全面放開，供電企業的利潤空間受到了極大壓縮，企業經營面臨的降本增效壓力越來越大。為深入研究地方電源出力對配電網線損影響，本文建立220 kV 變壓器統計線損率計算模型，分析新能源等地方電源出力對線損的影響，并引入源荷比系數，利用實際運行數據得出源荷比與配電網線損之間的關系，進而制定針對性的降損管理措施。

1 線損概述

根據Q/CSG 2253003—2021《中國南方電網有限責任公司線損管理細則》，線損是指電能在電網傳輸過程中，在輸電、變電、配電和營銷等各個環節所產生的電能損耗和損失，可分為技術線損和管理線損。在日常經營管理中，通常用綜合線損率（簡稱線損率）、線損異常率等指標作為管控抓手，是電網企業的重要經營指標和技術指標，體現了電網規劃建設、生產運行、裝備狀況和經營管理水平。

2 新能源、水電等地方電源出力對配電網線損影響分析

對于地方電網來說，反向（上送）電量并未納入統計線損率計算，但由于其流過主變，產生了主變損耗，導致統計線損率增加。以下搭建整體數學模型說明（僅以220 kV主變統計線損率為例）。

圖1 220 kV主變統計線損率模型圖

注釋：P1為110 kV負荷，G1為110 kV就地消納的電能（與負荷就地抵消），由變壓器B1供電，供電負荷為P。G2為110 kV 未就地消納的電力，由變壓器B2上送，上送電能為G。變壓器B1/B2變損均為b。

購電量為P-G+G1+G2；售電量為P1。其中：P=(P1-G1)×(1 -b)，G=G2×(1 -b)。

則統計線損率

對某一電壓層級電網，若就地消納的電能大于上送電能，將降低線損率；若就地消納的電能小于上送電能，將推高線損率。對于固定的負荷P，若地方電源出力較小，將緩解主變和線路的負載，進而降低損耗電量。隨著地方電源出力不斷增大，主變和線路將承載反向的電力，可能會超過原正向的負載率，增加損耗電量。可見，隨著地方電源出力增大，線損率將出現由降轉升的特性。

3 地方電源消納對配電網線損影響特性分析

地區線損率和該地區消納能力息息相關，若電源和負荷距離近，將就地消納電力降低線損率；若電源出力和用電負荷的時間特性吻合，將在多時段就地消納電能，進一步降低線損率。可見，地區線損率與網架結構、負荷和電源時空分布特性均有直接聯系。

由上節模型可知，隨著地方電源的出力增大，線損率將出現由降轉升的特性。為分析電源出力對地區線損率的影響，本文利用歷史數據，引入源荷比系數x，得出該地區線損率極小值對應的理論源荷比。

以2022年1—6月A地區配電網的線損率Y、源荷比x（地方電源/地區負荷）為數據源，如表1 所示，利用最小二乘法進行二次函數擬合，可得出線損率：

表1 2022年1—6月實測源荷比與線損率

圖1 2022年1-6月源荷比和線損率之間的關系

由結果可知，2022年1—6月當A 地區配電網源荷比達到0.38 時，線損率最小，地方電源出力降低或增大均會增加該地區的線損率。因此0.38 即為2022年A 地區配電網線損率極小值對應的理論源荷比（簡稱最經濟源荷比，因網架結構和線損管理在不同月份均有不同，因此實際結果和該值略有差異），該值代表該地區的網架結構、負荷和電源時空分布特性對線損的影響，反映該地區的消納能力。

為進一步驗證和對比，選取2020年1—6月（該時段地方電源較為充裕）A地區配電網的線損率Y、源荷比x為數據源分析，如表2所示，利用最小二乘法進行二次函數擬合，可得出線損率：

表2 2020年1—6月實測源荷比與線損率

由結果可知，2020年1—6月當A地區配電網地方電源出力與地區負荷的比例達到0.24 時，線損率最小，地方電源出力降低或者增大均會增加該地區的線損率。因此0.24即為2020年A地區配電網線損率極小值對應的理論源荷比。可見隨著電網網架結構的改善、電源和負荷進一步平衡，該地區的最經濟源荷比將隨著增大，消納能力進一步提升。

圖2 2020年1-6月源荷比和線損率之間的關系

4 結論

通過上述分析可知：隨著地方電源出力的不斷增長，線損率將出現由降轉增的情況。本文提出一種基于實際運行數據驅動的分析方法，引入源荷比系數，利用某地區歷史數據進行二次函數擬合，得出該地區電網的最經濟源荷比，且隨著電網網架結構的改善、電源和負荷進一步平衡，該地區的最經濟源荷比將隨之增大，消納能力進一步提升。

5 管理優化建議

全力優化電網運行方式，在保障電網安全穩定和電力可靠供應的同時，盡可能使負荷和電源就地平衡，避免主變、線路重過載運行。

按照電源并網電壓等級推薦表，滿足國家鼓勵發展的各類電源及新能源的接入要求，重點提升系統的靈活性和適應性，提升電網對分布式電源接納能力，結合就地消納的要求，按“一合同兩協議”的原則，規范小水電、光伏等清潔能源接入，并盡可能接入負荷中心，實現就地消納。

電網規劃建設綜合采取優化電網結構、簡化電壓等級、縮短供電半徑、減少迂回線路，選擇合適導線截面、變壓器規格與容量，合理配備無功補償裝置等措施，減少交叉供電、迂回供電、無功遠距離交換。優先解決設備過載、重載、臺區電壓偏低、設備利用率不高等問題，達到降低運行損耗的目的。完善網架結構，提升地區電網的最優消納值。

做好用戶側和發電側管理，完善用戶側響應、調控新能源、水電等地區電源出力，實現源荷平衡，避免電力倒送。