基于新能源等地方电源出力对配电网线损影响的研究

曾锐明

（广东电网有限责任公司梅州供电局，广东 梅州 514000）

随着新能源电站（如风电、光伏）的不断接入，其对电网的安全稳定运行及潮流分布产生了较大影响[1-3]，此外，大规模新能源的接入使得电网的潮流分布发生了较大变化，部分地区配电网甚至出现大量潮流倒送（反送）现象，引起线损突增，对电力系统的可靠性和经济性产生了严重影响[4-7]。

线损管理是供电企业经营管理的重点，随着售电市场的全面放开，供电企业的利润空间受到了极大压缩，企业经营面临的降本增效压力越来越大。为深入研究地方电源出力对配电网线损影响，本文建立220 kV 变压器统计线损率计算模型，分析新能源等地方电源出力对线损的影响，并引入源荷比系数，利用实际运行数据得出源荷比与配电网线损之间的关系，进而制定针对性的降损管理措施。

1 线损概述

根据Q/CSG 2253003—2021《中国南方电网有限责任公司线损管理细则》，线损是指电能在电网传输过程中，在输电、变电、配电和营销等各个环节所产生的电能损耗和损失，可分为技术线损和管理线损。在日常经营管理中，通常用综合线损率（简称线损率）、线损异常率等指标作为管控抓手，是电网企业的重要经营指标和技术指标，体现了电网规划建设、生产运行、装备状况和经营管理水平。

2 新能源、水电等地方电源出力对配电网线损影响分析

对于地方电网来说，反向（上送）电量并未纳入统计线损率计算，但由于其流过主变，产生了主变损耗，导致统计线损率增加。以下搭建整体数学模型说明（仅以220 kV主变统计线损率为例）。

图1 220 kV主变统计线损率模型图

注释：P1为110 kV负荷，G1为110 kV就地消纳的电能（与负荷就地抵消），由变压器B1供电，供电负荷为P。G2为110 kV 未就地消纳的电力，由变压器B2上送，上送电能为G。变压器B1/B2变损均为b。

购电量为P-G+G1+G2；售电量为P1。其中：P=(P1-G1)×(1 -b)，G=G2×(1 -b)。

则统计线损率

对某一电压层级电网，若就地消纳的电能大于上送电能，将降低线损率；若就地消纳的电能小于上送电能，将推高线损率。对于固定的负荷P，若地方电源出力较小，将缓解主变和线路的负载，进而降低损耗电量。随着地方电源出力不断增大，主变和线路将承载反向的电力，可能会超过原正向的负载率，增加损耗电量。可见，随着地方电源出力增大，线损率将出现由降转升的特性。

3 地方电源消纳对配电网线损影响特性分析

地区线损率和该地区消纳能力息息相关，若电源和负荷距离近，将就地消纳电力降低线损率；若电源出力和用电负荷的时间特性吻合，将在多时段就地消纳电能，进一步降低线损率。可见，地区线损率与网架结构、负荷和电源时空分布特性均有直接联系。

由上节模型可知，随着地方电源的出力增大，线损率将出现由降转升的特性。为分析电源出力对地区线损率的影响，本文利用历史数据，引入源荷比系数x，得出该地区线损率极小值对应的理论源荷比。

以2022年1—6月A地区配电网的线损率Y、源荷比x（地方电源/地区负荷）为数据源，如表1 所示，利用最小二乘法进行二次函数拟合，可得出线损率：

表1 2022年1—6月实测源荷比与线损率

图1 2022年1-6月源荷比和线损率之间的关系

由结果可知，2022年1—6月当A 地区配电网源荷比达到0.38 时，线损率最小，地方电源出力降低或增大均会增加该地区的线损率。因此0.38 即为2022年A 地区配电网线损率极小值对应的理论源荷比（简称最经济源荷比，因网架结构和线损管理在不同月份均有不同，因此实际结果和该值略有差异），该值代表该地区的网架结构、负荷和电源时空分布特性对线损的影响，反映该地区的消纳能力。

为进一步验证和对比，选取2020年1—6月（该时段地方电源较为充裕）A地区配电网的线损率Y、源荷比x为数据源分析，如表2所示，利用最小二乘法进行二次函数拟合，可得出线损率：

表2 2020年1—6月实测源荷比与线损率

由结果可知，2020年1—6月当A地区配电网地方电源出力与地区负荷的比例达到0.24 时，线损率最小，地方电源出力降低或者增大均会增加该地区的线损率。因此0.24即为2020年A地区配电网线损率极小值对应的理论源荷比。可见随着电网网架结构的改善、电源和负荷进一步平衡，该地区的最经济源荷比将随着增大，消纳能力进一步提升。

图2 2020年1-6月源荷比和线损率之间的关系

4 结论

通过上述分析可知：随着地方电源出力的不断增长，线损率将出现由降转增的情况。本文提出一种基于实际运行数据驱动的分析方法，引入源荷比系数，利用某地区历史数据进行二次函数拟合，得出该地区电网的最经济源荷比，且随着电网网架结构的改善、电源和负荷进一步平衡，该地区的最经济源荷比将随之增大，消纳能力进一步提升。

5 管理优化建议

全力优化电网运行方式，在保障电网安全稳定和电力可靠供应的同时，尽可能使负荷和电源就地平衡，避免主变、线路重过载运行。

按照电源并网电压等级推荐表，满足国家鼓励发展的各类电源及新能源的接入要求，重点提升系统的灵活性和适应性，提升电网对分布式电源接纳能力，结合就地消纳的要求，按“一合同两协议”的原则，规范小水电、光伏等清洁能源接入，并尽可能接入负荷中心，实现就地消纳。

电网规划建设综合采取优化电网结构、简化电压等级、缩短供电半径、减少迂回线路，选择合适导线截面、变压器规格与容量，合理配备无功补偿装置等措施，减少交叉供电、迂回供电、无功远距离交换。优先解决设备过载、重载、台区电压偏低、设备利用率不高等问题，达到降低运行损耗的目的。完善网架结构，提升地区电网的最优消纳值。

做好用户侧和发电侧管理，完善用户侧响应、调控新能源、水电等地区电源出力，实现源荷平衡，避免电力倒送。