曾銳明

（廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司梅州供電局，廣東 梅州 514000）

隨著新能源電站（如風(fēng)電、光伏）的不斷接入，其對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行及潮流分布產(chǎn)生了較大影響[1-3]，此外，大規(guī)模新能源的接入使得電網(wǎng)的潮流分布發(fā)生了較大變化，部分地區(qū)配電網(wǎng)甚至出現(xiàn)大量潮流倒送（反送）現(xiàn)象，引起線損突增，對(duì)電力系統(tǒng)的可靠性和經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生了嚴(yán)重影響[4-7]。

線損管理是供電企業(yè)經(jīng)營管理的重點(diǎn)，隨著售電市場的全面放開，供電企業(yè)的利潤空間受到了極大壓縮，企業(yè)經(jīng)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(duì)配電網(wǎng)線損影響，本文建立220 kV 變壓器統(tǒng)計(jì)線損率計(jì)算模型，分析新能源等地方電源出力對(duì)線損的影響，并引入源荷比系數(shù)，利用實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)得出源荷比與配電網(wǎng)線損之間的關(guān)系，進(jìn)而制定針對(duì)性的降損管理措施。

1 線損概述

根據(jù)Q/CSG 2253003—2021《中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司線損管理細(xì)則》，線損是指電能在電網(wǎng)傳輸過程中，在輸電、變電、配電和營銷等各個(gè)環(huán)節(jié)所產(chǎn)生的電能損耗和損失，可分為技術(shù)線損和管理線損。在日常經(jīng)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(biāo)作為管控抓手，是電網(wǎng)企業(yè)的重要經(jīng)營指標(biāo)和技術(shù)指標(biāo)，體現(xiàn)了電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)、生產(chǎn)運(yùn)行、裝備狀況和經(jīng)營管理水平。

2 新能源、水電等地方電源出力對(duì)配電網(wǎng)線損影響分析

對(duì)于地方電網(wǎng)來說，反向（上送）電量并未納入統(tǒng)計(jì)線損率計(jì)算，但由于其流過主變，產(chǎn)生了主變損耗，導(dǎo)致統(tǒng)計(jì)線損率增加。以下搭建整體數(shù)學(xué)模型說明（僅以220 kV主變統(tǒng)計(jì)線損率為例）。

圖1 220 kV主變統(tǒng)計(jì)線損率模型圖

注釋：P1為110 kV負(fù)荷，G1為110 kV就地消納的電能（與負(fù)荷就地抵消），由變壓器B1供電，供電負(fù)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(tǒng)計(jì)線損率

對(duì)某一電壓層級(jí)電網(wǎng)，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(duì)于固定的負(fù)荷P，若地方電源出力較小，將緩解主變和線路的負(fù)載，進(jìn)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(huì)超過原正向的負(fù)載率，增加損耗電量?？梢?，隨著地方電源出力增大，線損率將出現(xiàn)由降轉(zhuǎn)升的特性。

3 地方電源消納對(duì)配電網(wǎng)線損影響特性分析

地區(qū)線損率和該地區(qū)消納能力息息相關(guān)，若電源和負(fù)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(fù)荷的時(shí)間特性吻合，將在多時(shí)段就地消納電能，進(jìn)一步降低線損率?？梢?，地區(qū)線損率與網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷和電源時(shí)空分布特性均有直接聯(lián)系。

由上節(jié)模型可知，隨著地方電源的出力增大，線損率將出現(xiàn)由降轉(zhuǎn)升的特性。為分析電源出力對(duì)地區(qū)線損率的影響，本文利用歷史數(shù)據(jù)，引入源荷比系數(shù)x，得出該地區(qū)線損率極小值對(duì)應(yīng)的理論源荷比。

以2022年1—6月A地區(qū)配電網(wǎng)的線損率Y、源荷比x（地方電源/地區(qū)負(fù)荷）為數(shù)據(jù)源，如表1 所示，利用最小二乘法進(jìn)行二次函數(shù)擬合，可得出線損率：

表1 2022年1—6月實(shí)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(guān)系

由結(jié)果可知，2022年1—6月當(dāng)A 地區(qū)配電網(wǎng)源荷比達(dá)到0.38 時(shí)，線損率最小，地方電源出力降低或增大均會(huì)增加該地區(qū)的線損率。因此0.38 即為2022年A 地區(qū)配電網(wǎng)線損率極小值對(duì)應(yīng)的理論源荷比（簡稱最經(jīng)濟(jì)源荷比，因網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和線損管理在不同月份均有不同，因此實(shí)際結(jié)果和該值略有差異），該值代表該地區(qū)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷和電源時(shí)空分布特性對(duì)線損的影響，反映該地區(qū)的消納能力。

為進(jìn)一步驗(yàn)證和對(duì)比，選取2020年1—6月（該時(shí)段地方電源較為充裕）A地區(qū)配電網(wǎng)的線損率Y、源荷比x為數(shù)據(jù)源分析，如表2所示，利用最小二乘法進(jìn)行二次函數(shù)擬合，可得出線損率：

表2 2020年1—6月實(shí)測源荷比與線損率

由結(jié)果可知，2020年1—6月當(dāng)A地區(qū)配電網(wǎng)地方電源出力與地區(qū)負(fù)荷的比例達(dá)到0.24 時(shí)，線損率最小，地方電源出力降低或者增大均會(huì)增加該地區(qū)的線損率。因此0.24即為2020年A地區(qū)配電網(wǎng)線損率極小值對(duì)應(yīng)的理論源荷比?？梢婋S著電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的改善、電源和負(fù)荷進(jìn)一步平衡，該地區(qū)的最經(jīng)濟(jì)源荷比將隨著增大，消納能力進(jìn)一步提升。

圖2 2020年1-6月源荷比和線損率之間的關(guān)系

4 結(jié)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(xiàn)由降轉(zhuǎn)增的情況。本文提出一種基于實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)驅(qū)動(dòng)的分析方法，引入源荷比系數(shù)，利用某地區(qū)歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行二次函數(shù)擬合，得出該地區(qū)電網(wǎng)的最經(jīng)濟(jì)源荷比，且隨著電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的改善、電源和負(fù)荷進(jìn)一步平衡，該地區(qū)的最經(jīng)濟(jì)源荷比將隨之增大，消納能力進(jìn)一步提升。

5 管理優(yōu)化建議

全力優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行方式，在保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定和電力可靠供應(yīng)的同時(shí)，盡可能使負(fù)荷和電源就地平衡，避免主變、線路重過載運(yùn)行。

按照電源并網(wǎng)電壓等級(jí)推薦表，滿足國家鼓勵(lì)發(fā)展的各類電源及新能源的接入要求，重點(diǎn)提升系統(tǒng)的靈活性和適應(yīng)性，提升電網(wǎng)對(duì)分布式電源接納能力，結(jié)合就地消納的要求，按“一合同兩協(xié)議”的原則，規(guī)范小水電、光伏等清潔能源接入，并盡可能接入負(fù)荷中心，實(shí)現(xiàn)就地消納。

電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)綜合采取優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、簡化電壓等級(jí)、縮短供電半徑、減少迂回線路，選擇合適導(dǎo)線截面、變壓器規(guī)格與容量，合理配備無功補(bǔ)償裝置等措施，減少交叉供電、迂回供電、無功遠(yuǎn)距離交換。優(yōu)先解決設(shè)備過載、重載、臺(tái)區(qū)電壓偏低、設(shè)備利用率不高等問題，達(dá)到降低運(yùn)行損耗的目的。完善網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提升地區(qū)電網(wǎng)的最優(yōu)消納值。

做好用戶側(cè)和發(fā)電側(cè)管理，完善用戶側(cè)響應(yīng)、調(diào)控新能源、水電等地區(qū)電源出力，實(shí)現(xiàn)源荷平衡，避免電力倒送。