雙高背景下的配電網損耗關鍵因素降損潛力量化方法研究

于丹文，張 巖，段福凱，曾祥軍

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.山東電力研究院，山東 濟南 250003；3.國網山東省電力公司臨沂供電公司，山東 臨沂 276004；4.山東大學電氣工程學院，山東 濟南 250061）

0 引言

在我國“雙碳”目標的引領下，分布式電源高比例接入配電網，配電網的構成要素、組織結構和生產運行模式均發生了形態演變［1-3］，同時非線性負荷和電力電子裝置的大規模應用，造成電能質量問題凸顯，對電網電力平衡、無功調節、電能質量控制等提出了更高要求［4-6］。以上因素直接導致雙高背景下的配電網電能損耗在分布特征、評價指標、管控手段等方面發生了顯著的變化［7-9］。

當前階段，對配電網電能損耗的管理主要以理論線損計算為依據，在實際應用中面臨以下兩方面問題：一方面，傳統理論線損計算依賴詳盡的配電網參數［10-11］，受到設備規模、監測條件、通信路徑等因素限制，10 kV 以下電壓等級的理論線損計算面臨基礎數據不足、數據質量欠佳等現實問題，理論線損計算結果準確度欠佳；另一方面，傳統的理論線損計算方法包括平均電流法、等值電阻法、損失因數法等［12-14］，無法同時關注各種復雜的線損影響因素，缺乏對損耗產生規律以及導致高損的關鍵因素的識別與判斷。

為提高配電網技術線損管理水平，提出一種針對雙高配電網的損耗關鍵因素降損潛力量化方法。首先基于現場調研及電能質量測試數據，對典型區域配電網損耗影響因素與線損電量開展Pearson 相關性分析，研究判斷配電網電能損耗關鍵因素；然后，針對經濟運行優化、無功平衡優化、電網網架優化和設備選型優化4 類技術降損措施，建立技術降損潛力量化評估模型，提出技術降損潛力量化評估方法；最后，以某10 kV 配電線路的實測歷史數據為例，證明本方法的正確性和有效性，為制定科學合理的降損策略提供理論支撐。

1 損耗關鍵因素識別

1.1 Pearson相關性分析

Pearson 相關系數法是用來衡量兩個變量之間相關性大小的一種方法［15］，計算公式為

式中：X、Y為包含n個數據的變量集合；ρ(X,Y)為X、Y的總體Pearson 相關系數；Cov(X,Y)為X、Y的總體協方差；σX、σY為X、Y的標準差。

Pearson 相關系數的輸出范圍為［-1，1］，相關系數的絕對值越大，相關性越強，負值代表負相關，正值代表正相關，相關系數越接近于-1 或1，相關度越強；相關系數越接近于0，相關度越弱。

1.2 基于SPSS的損耗關鍵影響因素分析模型

結合在線監測系統歷史數據以及現場實測數據，針對某110 kV變電站的12條10 kV配電線路，從線路長度、架設方式、供電類型、公用變壓器臺數、用戶專用變壓器臺數、用戶個數、分布式光伏接入點數、分布式光伏接入容量、線路損失電量等10 余個維度形成線路的電能損耗影響因素庫，構建損耗特性畫像，建立損耗關鍵影響因素分析模型。

統計產品與服務解決方案（Statistical Product and Service Solutions，SPSS）軟件包含數據錄入、整理、分析功能，可用于統計學分析運算、數據挖掘、預測分析和決策支持任務［16-17］。為明確損耗關鍵因素，利用SPSS 軟件通過計算多維數據與線損電量的Pearson相關系數，判斷影響損耗的關鍵因素。

多維數據與月平均線損電量的相關性分析所涉及的參數統計描述如表1所示。

采用Pearson 相關性分析需要滿足：數據為連續變量、數據無異常值、數據存在線性相關關系；數據服從正態分布的檢驗要求。經檢驗，多維數據滿足上述要求，與線損電量的相關性和顯著性分析結果如表2所示。

由表2 分析可知，線損電量與用戶專用變壓器臺數的顯著性值為0.002＜0.01，相關性數值為0.798＞0.6，說明兩者在0.01 水平的相關性顯著；線損電量與用戶個數的顯著性值為0.011＜0.05，相關性數值為0.701＞0.6，說明兩者在0.05 水平的相關性顯著；同理，線損電量與公用變壓器臺數在0.05 水平的相關性顯著。此外，觀察數據組合的相關性和顯著性分析結果，公用變壓器臺數、用戶個數又與分布式光伏的接入點數、接入容量、供電線路總長度顯著相關。結合上述分析結果，該110 kV 變電站的12 條10 kV配電線路線損電量與長距離供電且末端用戶負荷較重相關性較高，此外，高比例分布式電源的集中無序接入引發的潮流變化，也是線損電量增加的影響因素之一。

表2 相關性、顯著性分析結果

1.3 技術降損措施分類及原理

實現電能損耗降低的措施分為4 類，包括經濟運行優化、無功平衡優化、電網網架優化和設備選型優化［18-21］。

經濟運行優化主要指在保證整個電力系統穩定、可靠、安全的基本前提下，供電質量符合有關標準規定，實現電能生產、電能輸送效率的最大化，減少燃料消耗、降低供電成本，并經過對比選擇變壓器與電力線路損壞最小的運作模式。電網經濟運行優化可以在不新增大規模投資的前提下，充分利用現有的設備、元件，采用調整運行電壓、調整變壓器負載系數、配電臺區低壓三相負荷平衡調整等手段，達到降低電能損耗的目標。

無功平衡優化是指當系統的結構參數及負荷情況給定時，通過合理規劃電網“站—線—變—戶”各級無功補償點位置、優化補償容量、提升現有無功補償裝置利用效率等技術手段，使傳輸線上流動的無功功率減少的技術降損方式。無功平衡優化按照無功補償的總體原則，從“分散與集中補償相結合、低壓與高壓補償相結合、降損與調壓相結合”三個維度綜合權衡，通過“站—線—變—戶”分級補償、就地平衡、四級聯動、區域優化，能夠有效減少由于無功功率在傳輸過程中產生的電能損耗。

電網網架優化是指在一個冗余電力網絡上優化出一個滿足線路輻射狀、容載比、線路負載、電壓損耗等要求的電網，并達到提高電能質量，降低網絡損耗等目的。電網網架優化降損是指通過完善電網規劃、推進電網建設、調整變電站布點、優化網絡布局，達到降低損耗、優化節點電壓分布、提高運行性能的目的。

設備選型優化是指購置設備時，根據生產工藝要求和市場供應情況，按照技術上先進、經濟上合理，生產上適用的原則，以及可行性、維修性、操作性和能源供應等要求，進行調查和分析比較，以確定設備的優化方案。設備選型優化降損通過降低設備本體損耗、提升無功補償設備的工作效率兩個角度產生降損效益。

2 技術降損潛力量化評估

2.1 經濟運行優化

2.1.1 電網運行電壓調整

電網運行電壓調整通過接頭等調壓措施，在保證電能質量的基礎上對電網運行電壓作小幅度地調整，實現技術降損。

電網運行電壓調整的節電量為：

式中：Δ（ΔA）1為調整電網運行電壓后的節電量，kWh；ΔAR、ΔAG分別為被調整電網的可變損耗（銅損）電量、固定損耗（鐵損）電量，kWh；α為母線電壓調整率；U、U′分別為調整電網運行電壓前、后的母線電壓，kV。

2.1.2 變壓器負載系數調整

變壓器負載系數調整通過對變壓器負載系數實施經濟調整，降低變壓器的電能損耗。

變壓器固有經濟負載系數為βj，當變壓器運行負載系數小于βj時，提高平均負載系數有利于降損，變壓器負載系數調整的節電量為：

式中：Δ（ΔA）2為變壓器負載系數調整后的節電量，kWh；kz為變壓器負荷的形狀系數，可參考GB/T 13462—2008 中附錄C1.2 計算，簡化計算可近似取1；β1、β2分別為負載系數調整前、后變壓器的平均負載系數；P0為變壓器空載損耗，kW；Pk為變壓器額定負載損耗，kW；T為節電量選取的統計周期，h。

當變壓器運行負載系數大于βj時，降低平均負載系數有利于降損，變壓器負載系數調整的節電量為

2.1.3 配電臺區低壓三相負荷平衡調整

配電臺區低壓三相負荷的平衡調整通過優化各相負荷分配，降低線路損耗，其節電量為

式中：Δ（ΔA）3為配電臺區低壓三相負荷平衡調整后的節電量，kWh；IA1、IB1、IC1和IN1分別為調整前A、B、C三相負荷均方根電流值和中性線電流值，A；IA2、IB2、IC2和IN2分別為調整后A、B、C 三相負荷均方根電流值和中性線電流值，A；R、RN分別為相導線電阻、中性線電阻，Ω。

其中，中性線電流IN為

式中：IA、IB、IC和IN分別為A、B、C 三相負荷均方根電流值和中性線電流值，A。針對調整前進行中性線電流計算時，與式（7）中IA1、IB1、IC1和IN1含義相同；針對調整后中性線電流進行計算時，與式（7）中IA2、IB2、IC2和IN2含義相同。

2.2 無功平衡優化

當電網中某一點投運不超過該點需求的無功補償容量，則從該點至電源點所有串聯回路無功潮流都將減少，從而使該點以前串接元件的電能損耗減少。

采用并聯電力電容器、電抗器補償裝置時，增加無功補償裝置的節電量為

式中：Δ（ΔA）4為增加無功補償裝置進行無功平衡優化后的節電量，kWh；AP為節電量檢測點年供電量，kWh；cosφ、cosφ′分別為增加無功補償裝置進行無功平衡優化前、后檢測點處的功率因數；KQ為補償點以前（一般至上一級母線電壓處）無功潮流流經的各串接元件的無功經濟當量的總和；K為無功補償裝置損耗率。

為規范計算所需基礎數據的選取，需要對上文所提的無功平衡優化前后的檢測點進行說明。檢測點是指用于電網技術降損措施前評估與后評價的電氣量檢測位置。對于變壓器無功補償裝置，功率因數節電量檢測點可選擇補償點所在變壓器高壓側出線，檢測信號取自變壓器出線二次側的電壓互感器和電流互感器，或直接取自變壓器高壓側出線；對于線路無功補償裝置，功率因數節電量檢測點可選擇補償裝置所在線路首端，檢測信號取自線路首端二次側的電壓互感器和電流互感器，或直接取自線路首端。

采用其他無功補償裝置時，增加無功補償裝置的節電量為

式中：Ks為無功補償裝置總損耗占額定補償容量的比率，由裝置生產廠家提供，其中SVC 取0.8%；Qr為無功補償裝置額定容量，kvar。

2.3 電網網架優化

2.3.1 縮短供電距離

縮短供電距離通過減小線路等效電阻降低損耗，其節電量為

式中：Δ（ΔA）5為縮短供電距離后的節電量，kWh；Irms1、Irms2分別為縮短供電距離前、后的線路的均方根電流，A；r1、r2分別為縮短供電距離前、后的導線單位長度電阻，Ω/km；L1、L2分別為縮短供電距離前、后的線路長度，km。

2.3.2 線路升壓改造

線路升壓改造通過提高線路運行電壓，減少線路輸送電能損耗，其節電量為

式中：Δ（ΔA）6為線路升壓改造后的節電量，kWh；UL1、UL2分別為線路升壓改造前、后的線路平均運行電壓，kV；R1、R2分別為線路升壓改造前、后的導線電阻，Ω，在升壓改造后線路路徑相同且導線型號相同的情況下R1=R2。

2.4 設備選型優化

2.4.1 變壓器選型優化

變壓器選型優化是指通過更換節能型變壓器、增容改造等措施降低變壓器損耗。

雙繞組變壓器改造的節電量為

式中：ΔA為雙繞組變壓器電能損耗，kWh；Uav為變壓器分接頭側系統平均運行電壓，kV；Utap為變壓器的分接頭電壓，kV；Irms為負載側的均方根電流，A；IM為負載側額定電流，kW；Δ（ΔA）7為變壓器選型優化后的節電量，kWh；ΔA1、ΔA2為變壓器選型優化前、后的變壓器電能損耗，kWh；L為導線長度，m。

2.4.2 導線截面改造

導線截面改造通過更換大截面導線減小線路單位長度電阻，進而降低輸電線路損耗，其節電量為

式中：Δ（ΔA）8為導線截面改造后的節電量，kWh；L為導線長度，m。

3 案例

3.1 問題分析

根據1.2 節相關性分析結果，該110 kV 變電站10 kV 出線的電能損耗主要與配電線路過長、供電范圍交叉、負荷矩不合理等問題相關，造成電網損耗，同時影響末端供電質量。此外，高比例分布式光伏接入改變了配電網結構，傳統配電網單向供電的格局被打破，系統潮流由單向變為雙向，且隨機性、波動性加劇，不可避免地對配電網的電壓質量、經濟指標和安全穩定產生影響，也是造成配電網損耗增加的重要因素。

針對該110 kV 變電站所在區域電網，考慮部分線路負載率較高，且無法通過聯絡線路倒負荷方式調整該處10 kV網架。因此，需要選用電網網架優化類降損措施中的“縮短供電距離”措施，將遠距離供電線路上的部分負荷切換到新線路上，縮短供電半徑，達到降低線損的目的。

所提雙高背景下的配電網損耗關鍵因素降損潛力量化方法的整體流程如圖1所示。

圖1 方法整體流程

3.2 關鍵因素降損潛力量化計算

該110 kV 變電站共有12 條10 kV 出線，以其中供電距離最長的10 kV A 線為例，全線線路長度41.29 km。10 kV A 線下轄變壓器110 臺，共計容量20 460 kVA，其中公用變壓器64臺，容量為13 290 kVA，專用變壓器46臺，容量7 170 kVA。

在綜合考慮線路負載情況及用戶負荷特點后，制定網架優化方案，將110 kV 變電站10 kV A 線路尾段的3條支線31個臺區負荷轉移至該110 kV變電站10 kV B線和10 kV C線。

切換完成后，10 kV A 線下轄公用變壓器52 臺，容量為103 100 kVA，專用變壓器27 臺，容量5 440 kVA；10 kV B 線下轄專用變壓器54 臺，公用變壓器11 臺，總容量12 710 kVA，平均負載率45%；10 kV C 線下轄專用變壓器23 臺，公用變壓器1 臺，總容量4 840 kVA，平均負載率31%。

網架結構優化如圖2所示。

圖2 110 kV變電站網架結構優化

網架結構優化前后10 kV A、B、C 線線路長度及單位長度電阻值如表3所示。

表3 網架結構優化前后線路單位長度電阻值

經過一段時間對在線監測系統數據的觀測統計，網架結構優化前后10 kV A、B、C 線路的均方根電流如表4所示。

表4 網架結構優化前后線路的均方根電流值 單位：A

根據式（11）量化評估技術降損措施實施后的節電量，網架優化降損措施實施后，10 kV A 線日均線損電量減少，節電量為

網架優化降損措施實施后，10kV B 線日均線損電量增加，節電量為

網架優化降損措施實施后，10 kV C 線日均線損電量增加，節電量為

綜上所述，三條線路總體日均線損電量減少，節電量為

據此估算，采用該方案后，年平均節電量472 357.45 kWh，按照平均購電價0.394 9 元/kWh 測算，年節能收益為18.65 萬元。項目總投資43 萬元，投資回收期2.3年。

上述算例證明本方法的正確性和有效性，為制定科學合理的降損策略提供理論支撐。

4 結語

針對雙高背景下的配電網損耗問題，首先提出一種基于SPSS 軟件Pearson 相關性的電能損耗關鍵影響因素判斷方法，基于現場調研及電能質量測試數據，從數據驅動的角度，在涉及線路長度、架設方式、供電類型、公用變壓器臺數、用戶專用變壓器臺數、用戶個數、分布式光伏接入點數、分布式光伏接入容量、線路損失電量等10 余個維度的影響因素庫中，根據相關性、顯著性結論定位對線損電量影響最為顯著的因素，為后續有針對性地實施量化計算分析奠定基礎。

在此基礎上，梳理明確經濟運行優化、無功平衡優化、電網網架優化和設備選型優化4 類技術降損措施，進行原理辨識，給出常見實施手段，并逐一建立措施對應的技術降損潛力量化評估模型，提出反映降損潛力的節電量計算公式，滿足降損節能收益的量化評價需求。

最后，針對典型高損臺區案例，基于第一階段辨識出的電能損耗關鍵影響因素，對所實施的技術降損措施進行量化分析，得到日、年平均節電量，證實所提方法能夠有效量化評估技術降損項目的降損成效，為深挖降損富礦、制定科學合理的降損計劃、開展針對性治理、總結提煉技術降損典型案例提供理論支撐。