本發明涉及電網配電領域，更具體涉及一種線損率影響因素的相關性確定方法。
背景技術：
：對配電網而言，準確評估其節能降損潛力，是科學展開節能改造工作的前提，也是指導配電網節能規劃和運行的理論基礎和根本依據。由于配電網負荷密度、供電半徑等差別，不同配電網的供電損耗差別較大，規定相同的線損考核指標則不夠合理，容易導致節能改造工作的而失敗。目前電網節能降損潛力評估方面鮮有研究，尤其是在準確評估各個因素影響程度的前提下進行的節能降損潛力評估。因此，在降損資金固定的情況下，采取怎樣的降損組合措施，來實現最佳的節能降損效果，是目前亟待解決的問題，為此首先要確定配電網線損率的各影響因素與線損率的相關性，才能進一步評估電網的節能降損潛力。技術實現要素：(一)要解決的技術問題本發明要解決的技術問題是如何對影響線損率的各個因素作差異化的分析與評價，挖掘降損潛力，避免采用高費用低效果的降損措施。(二)技術方案為了解決上述技術問題，本發明提供了一種線損率影響因素的相關性確定方法，所述方法包括以下步驟：s1、根據各級配電網的建設需求、規劃需求以及運行需求確定最低級變電站的出線條數、各級變電站的數量以及各級變電站的容量；s2、以配網單位供電面積年費用最小為目標函數，以各級配電線的線路截面積、各級配電線的功率因數、各級配電線的線路平均負載率、各級變電站的變壓器的平均負載率以及最低級配電線的供電半徑作為待優化變量、在滿足最低級配電線的線路允許電壓損耗的約束條件下求解出年費用最小時各個所述待優化變量的值；s3、根據各級變電站的數量、各級變電站的容量以及所述步驟s2得到的各個所述待優化變量的值確定各級配電線的線路年電能損耗和各級變電站的年電能損耗；根據所述最低級變電站的出線條數、所述步驟s2優化得到的各級變電站的變壓器的平均負載率、所述各級配電線的線路年電能損耗以及所述各級變電站年電能損耗確定對應的線損率；s4、根據所述步驟s3得到的所述線損率，利用相關性函數確定各個所述待優化變量與線損率的相關性。優選地，所述方法還包括以下步驟：s5、將所述步驟s4得到相關性進行排序。優選地，所述方法設定所述各級配電線的功率因數相等，所述各級配電線的線路平均負載率相等，所述配電線每提高一級，對應的供電半徑增大一倍，所述各級變電站的變壓器的平均負載率相等，并且所述各級變電站的變壓器的平均負載率等于最低級變電站的變壓器的平均負載率，其中所述最低級變電站為電壓最低的變電站，最低級配電線為電壓最低的配電線。優選地，所述各級配電網包括兩級變電站，所述目標函數為：式中，f為配電網單位供電面積年費用，f1為第一級變電站的年費用，f2為第二級變電站的年費用，f10為第二級配電線的年費用，f35為第一級配電線的年費用，其中所述第二級配電線為所述第二級變電站的低電壓輸出線路，所述第一級配電線為所述第一級變電站的低電壓輸出線路，所述為第一級變電站的電壓高于所述為第二級變電站的電壓，l10為所述第二級配電線的供電半徑，l35為所述第一級配電線的供電半徑；所述約束條件為：δu＝[2×(ρ10/s10+tanψ×x)×q×π×l103]/[3×1000×u102]<＝5％式中，ρ10所述第二級配電線的電阻率，s10為第二級配電線的線路截面積，ψ為第二級配電線的功率因數角，x為單位長度電阻，q為第二級變電站的變壓器的負荷密度，l10為所述第二級配電線的供電半徑，u10為所述第二級配電線的額定電壓；所述第一級變電站的年費用利用如下公式計算：f1＝(λ+γ)*z1+d*a1式中，λ為投資貼現率，γ為年運行維護率，z1為所述第一級變電站的容量和綜合造價的線性回歸關系，d為電的單價，a1為第一級變電站的年電能損耗；所述第二級變電站的年費用利用如下公式計算：f2＝(λ+γ)*z2+d*a2式中，λ為投資貼現率，γ為年運行維護率，z2為所述第二級變電站的容量和綜合造價的線性回歸關系，d為電的單價，a2為第二級變電站的年電能損耗；所述第一級配電線的年費用利用如下公式計算：f35＝(λ+γ)*z35+d*a35式中，λ為投資貼現率，γ為年運行維護率，z35為所述第一級配電線的線路截面積和綜合造價的線性回歸關系，d為電的單價，a35為第一級配電線的線路年電能損耗；所述第二級配電線的年費用利用如下公式計算：f10＝(λ+γ)*z10+d*a10式中，λ為投資貼現率，取值0.11，γ為年運行維護率，取值0.04.z10為所述第二級配電線的線路截面積和綜合造價的線性回歸關系，d為電的單價，a10為第二級配電線的線路年電能損耗。優選地，所述第一級變電站的年電能損耗為：a1＝t1×δp01+τmax1×δpmax1式中，t1為所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數，δp01為第一級變電站的變壓器的空載損耗，δpmax1為第一級變電站的變壓器的負載損耗，τmax1為第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數；所述第一級變電站的變壓器的空載損耗以及第一級變電站的變壓器的負載損耗均根據與對應的變電站的容量擬合的回歸關系得到。優選地，所述第二級變電站的年電能損耗為：a2＝t2×δp02+τmax2×δpmax2式中，t2為所述第二級變電站的變壓器的年運行小時數，δp02為第二級變電站的變壓器的空載損耗，δpmax2為第二級變電站的變壓器的負載損耗，τmax2為第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數；所述第二級變電站的變壓器的空載損耗以及第二級變電站的變壓器的負載損耗均根據與對應的變電站的容量擬合的回歸關系得到。優選地，所述第一級配電線的線路年電能損耗為：式中，τmax35為所述第一級配電線的年最大負荷小時數，v為所述第二級配電線的線路平均負載率，ρ35為所述第一級配電線的電阻率，l35為所述第一級配電線的供電半徑，u35為所述第一級配電線的額定電壓，g為所述第一級配電線的功率因數，s35為第一級配電線的線路截面積，pmax為所述第二級變電站的變壓器最大負荷，并且式中，q為第二級變電站的變壓器的負荷密度，l10為所述第二級配電線的供電半徑。優選地，所述第二級配電線的線路年電能損耗為：式中，τmax10為所述第二級配電線的年最大負荷小時數，v為所述第二級配電線的線路平均負載率，ρ10為所述第二級配電線的電阻率，l10為所述第二級配電線的供電半徑，u10為所述第二級配電線的額定電壓，g為所述第二級配電線的功率因數，s10為第二級配電線的線路截面積，pmax為所述第二級變電站的變壓器最大負荷，并且式中，q為第二級變電站的變壓器的負荷密度，l10為所述第二級配電線的供電半徑。優選地，利用如下公式確定所述線損率：g＝[m×(a10+a35+a2)+a1]/[m×(a35++max10×pmax×w)+a1]式中，g為所述線損率，m為所述第二級變電站的出線條數，w為所述各級變電站的變壓器的平均負載率。優選地，所述第二級配電線的年最大負荷小時數、所述第一級配電線的年最大負荷小時數、所述第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數以及所述第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數相等；所述第二級變電站的變壓器的年運行小時數與所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數相等。(三)有益效果本發明提供了一種線損率影響因素的相關性確定方法，本發明所提出的方法能夠計算得到的各個影響因素與線損率的相關性，具有較高的參考性，可為配電網節能降損、升級改造提供借鑒。附圖說明為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創造性勞動的前提下，還可以根據這些附圖獲得其他的附圖。圖1是本發明的線損率影響因素的相關性確定方法的流程圖；圖2是本發明的一個較佳實施例的配電網的供電區域分層示意圖。具體實施方式下面結合附圖和實施例對本發明作進一步詳細描述。以下實施例用于說明本發明，但不能用來限制本發明的范圍。一種線損率影響因素的相關性確定方法，如圖1所示，所述方法包括以下步驟：s1、根據各級配電網的建設需求、規劃需求以及運行需求確定最低級變電站的出線條數、各級變電站的數量以及各級變電站的容量；s2、以電網單位供電面積年費用最小為目標函數，以各級配電線的線路截面積、各級配電線的功率因數、各級配電線的線路平均負載率、各級變電站的變壓器的平均負載率以及最低級配電線的供電半徑作為待優化變量、在滿足最低級配電線的線路允許電壓損耗的條件下求解出年費用最小時各個所述待優化變量的值；s3、根據各級變電站的數量、各級變電站的容量以及所述步驟s2得到的各個所述待優化變量的值確定各級配電線的線路年電能損耗和各級變電站的年電能損耗；根據所述最低級變電站的出線條數、所述步驟s2優化得到的各級變電站的變壓器的平均負載率、所述各級配電線的線路年電能損耗以及所述各級變電站年電能損耗確定對應的線損率；s4、根據所述步驟s3得到的所述線損率，利用相關性函數確定各個所述待優化變量與線損率的相關性。優選方法，選用matlab中內置的求兩種變量相關性的函數corrcoef作為所述相關性函數。上述方法能夠計算得到的各個影響因素的相關性，具有較高的參考性，可為配電網節能降損、升級改造提供借鑒。進一步地，上述法還包括以下步驟：s5、將所述步驟s4得到相關性進行排序。從步驟可以方便以后查詢以及應用。進一步地，所述方法設定所述各級配電線的功率因數相等，所述各級配電線的線路平均負載率相等，所述各級變電站的變壓器的平均負載率相等，并且所述各級變電站的變壓器的平均負載率等于最低級變電站的變壓器的平均負載率。所述配電線每提高一級，對應的供電半徑增大一倍，例如35kv配電線的供電半徑是10kv配電線的供電半徑的兩倍。這種設計可以簡化計算過程，并且能夠得到精確的結果。進一步地，所述各級配電網包括兩級變電站，例如配電為110/35/10這個電壓序列下的配電網，則兩級變電站分別為110/35kv變電站和35/10kv變電站，所述目標函數為：式中，f為配電網單位供電面積年費用，f1為第一級變電站(即110/35kv變電站)的年費用，f2為第二級變電站(即35/10kv變電站)的年費用，f10為第二級配電線(10kv線路)的年費用，f35為第一級配電線(35kv線路)的年費用，其中所述第二級配電線為所述第二級變電站的低電壓輸出線路，所述第一級配電線為所述第一級變電站的低電壓輸出線路，所述為第一級變電站的電壓高于所述為第二級變電站的電壓，l10為所述第二級配電線的供電半徑，l35為所述第一級配電線的供電半徑。上述約束條件即為10kv線路的電壓允許損耗，下面公式中各參數針對10kv供電線，為10kv電線此約束條件的推導過程如下:假設供電區域內m條出線,負荷中心位于線路2/3處，線路電壓損耗相當于負荷集中于負荷中心處的電壓損耗。設單位面積上的負荷p0＝q*1,q表示負荷密度，x為10kv線路單位長度電抗，取0.4ω/km，為功率因數角。那么所以：所述第一級變電站的年費用利用如下公式計算：f1＝(λ+γ)*z1+d*a1式中，λ為投資貼現率，可根據實際情況確定，例如取0.01；γ為年運行維護率，可根據實際情況確定，例如取0.04；z1為所述第一級變電站的容量和綜合造價的線性回歸關系，是一個已知量，d為電的單價，取0.00005(萬元)，a1為第一級變電站的年電能損耗。所述第二級變電站的年費用利用如下公式計算：f2＝(λ+γ)*z2+d*a2式中，λ為投資貼現率，優選取值為0.11，γ為年運行維護率，優選取值為0.04z2為所述第二級變電站的容量和綜合造價的線性回歸關系，是一個已知量，d為電的單價，優化取值為0.00005(萬元)。a2為第二級變電站的年電能損耗。所述第一級配電線的年費用利用如下公式計算：f35＝(λ+γ)*z35+d*a35式中，λ為投資貼現率，γ為年運行維護率，z35為所述第一級配電線的線路截面積和綜合造價的線性回歸關系，是一個已知量，d為電的單價，a35為第一級配電線的線路年電能損耗；所述第二級配電線的年費用利用如下公式計算：f10＝(λ+γ)*z10+d*a10式中，λ為投資貼現率，γ為年運行維護率，z10為所述第二級配電線的線路截面積和綜合造價的線性回歸關系，是一個已知量，d為電的單價，a10為第二級配電線的線路年電能損耗。進一步地，所述第一級變電站的年電能損耗為：a1＝t1×δp01+τmax1×δpmax1式中，t1為所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數，δp01為第一級變電站的變壓器的空載損耗，δpmax1為第一級變電站的變壓器的負載損耗，τmax1為第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數。其中，所述第一級變電站的變壓器的空載損耗以及第一級變電站的變壓器的負載損耗均根據所述第一級變電站的數量、容量以及第一級變電站的變壓器的平均負載率計算得到。在實際計算過程中為了簡化計算過程，提高計算效率設定了各級變電站的數量，并根據配置的第一級變電站的容量x35計算其空載損耗以及負載損耗，計算公式如下：δp01＝0.0008×x35+10.039δpmax1＝0.0034×x35×w+32.2w為所述第一級變電站的主變壓器的平均負載率。通過上面的計算公式可知所述第一級變電站的變壓器的空載損耗以及第一級變電站的變壓器的負載損耗均根據與對應的變電站的容量擬合的回歸關系得到。所述第二級變電站的年電能損耗為：a2＝t2×δp02+τmax2×δpmax2式中，t2為所述第二級變電站的變壓器的年運行小時數，δp02為第二級變電站的變壓器的空載損耗，δpmax2為第二級變電站的變壓器的負載損耗，τmax2為第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數；所述第二級變電站的變壓器的空載損耗以及第二級變電站的變壓器的負載損耗均根據所述第二級變電站的數量、容量以及第二級變電站的變壓器的平均負載率計算得到，或者根據與變電站容量擬合的回歸關系得到的。在實際計算過程中為了簡化計算過程，提高計算效率設定了各級變電站的數量，并根據配置的第二變電站的容量x10計算其空載損耗以及負載損耗，計算公式如下：δp02＝0.001×x10+1.0529δpmax2＝0.0038×x10×w+13.338w為第二級變電站的主變壓器的平均負載率，其中本發明在計算時假定第二級變電站的主變壓器的平均負載率與第一級變電站的主變壓器的平均負載率相等，以簡化計算復雜度，提高計算效率。同時，通過上面的額計算公式可知所述第二級變電站的變壓器的空載損耗以及第二級變電站的變壓器的負載損耗均根據與對應的變電站的容量擬合的回歸關系得到。進一步地，所述第一級配電線的線路年電能損耗為：式中，τmax35為所述第一級配電線的年最大負荷小時數，v為所述第二級配電線的線路平均負載率(即最低級變電站的變壓器的平均負載率)，ρ35為所述第一級配電線的電阻率，l35為所述第一級配電線的供電半徑，u35為所述第一級配電線的額定電壓，例如對于110/35的變壓器額定電壓為35kv，g為所述第一級配電線的功率因數(即各級配電線的功率因數)，s35為第一級配電線的線路截面積，pmax為所述第二級變電站的變壓器最大負荷(即最低級變電站的變壓器最大負荷)，并且式中，q為第二級變電站的變壓器的負荷密度，l10為所述第二級配電線的供電半徑。所述第二級配電線的線路年電能損耗為：式中，τmax10為所述第二級配電線的年最大負荷小時數，v為所述第二級配電線的線路平均負載率，即各級配電線的線路平均負載率，ρ10為所述第二級配電線的電阻率，l10為所述第二級配電線的供電半徑，u10為所述第二級配電線的額定電壓，例如對于35/10的變壓器額定電壓為10kv，g為所述第二級配電線的功率因數(即各級配電線的功率因數)，s10為第二級配電線的線路截面積，pmax為所述第二級變電站的變壓器最大負荷，并且式中，q為第二級變電站的變壓器的負荷密度，l10為所述第二級配電線的供電半徑。上述方法以單位供電面積年費用最小作為優化模型的目標函數，其中年費用計及110/35/10kv配電網各級變電站的投資、損耗及維護費用、各級線路投資、損耗及維護費用等，優化變量內容涉及面廣、考慮周到，利用本發明所提出的方法計算得到的各個影響因素的相關性排序結果比較可靠，具有較高的參考性，可為配電網節能降損、升級改造提供借鑒。進一步地，利用如下公式確定所述線損率：g＝[m×(a10+a35+a2)+a1]/[m×(a35+τmax10×pmax×w)+a1]式中，g為所述線損率，m為所述第二級變電站的出線條數(即最低級變電站的出線條數)。w為所述各級變電站的變壓器的平均負載率。所述第二級配電線的年最大負荷小時數、所述第一級配電線的年最大負荷小時數、所述第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數以及所述第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數相等，可取值4000；所述第二級變電站的變壓器的年運行小時數與所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數相等，可取值7000。上述方法提出單位供電面積年費用最小的目標函數，將線損率的各影響因素設置為目標函數的優化變量。在滿足最低級配電線路允許電壓損耗的條件下，利用所提出的目標函數，得到不同負荷密度下配電網的各優化變量，從而建立配電網線損率的計算公式，最后根據線損率利用相關性函數得到各單一影響因素對線損率的影響規律，進而得到線損率與其各個影響因素的相關性排序，為a+～e類供電區域類型的配電網進行降損方案選擇提供理論依據，并指導在有限資金下配電網的節能降損、升級改造工作，挖掘最大的降損潛力。下面通過一個實施例對上述方法案進行詳細的說明，此實施例的配電網為110/35/10電壓序列的電網，如圖2所示。一種線損率影響因素的相關性確定方法，其特征在于，包括以下步驟：step1：根據配電網建設、規劃與運行規程要求，需分層設計、構建各級配電網變電站的規模(座數)與容量，各級配電線路出線條數與供電半徑。step2：建立理想電網模型，假設供電區域內負荷近似均勻分布，并假設第一級110/35kv變電站個數為1，第二級35/10kv變電站個數為4，各級線路出線條數均為4，35kv線路長度為10kv線路長度的2倍。110/35kv、35/10kv變電站的供電區域近似圓形，主變壓器容載比均為2，各級變電站和線路的功率因數相同。step3:以配電網單位供電面積年費用最小為目標函數，設置10kv線路供電半徑、35kv線路供電半徑、10kv線路截面積、35kv線路截面積、功率因數、線路平均負載率(各級線路平均負載率相等)、變壓器平均負載率為優化變量(假設各級變壓器平均負載率相等)，在滿足10kv線路允許電壓損耗的條件下，求解出單位面積年費用最小時的各個優化變量。step4：根據上述優化變量列出線損率函數其中4為線路出線條數，a10為10kv線路年電能損耗，a35為35kv線路年電能損耗，a1為110/35kv變電站年電能損耗，a2為35/10kv變電站年電能損耗，w為線路平均負載率，τmax10為年最大負荷小時數。所述步驟step1中，作為基準的35/10kv變電站最大功率由區域負荷密度、10kv線路長度等確定；顯然一座35/10kv變電站的最大負荷pmax的計算式如下：其中，l10為10kv線路供電半徑，q為負荷密度。在不同負荷密度下，改變某一影響因素(即上述優化變量)大小，求得相應的線損率。在此基礎上根據相關性函數，求出各個影響因素與線損率的相關性大小并排序。所述步驟step2中，目標函數單位面積年費用計算涉及變壓器損耗及線路損耗等，變壓器損耗是由變壓器的空載損耗δp0及負載損耗δpk組成，其計算依據的是同一類型(s9系列)變壓器損耗參數值擬合得到的曲線，如下表。公式中，s代表變電站容量。根據各級容載比都為2的假設，則s＝2pmax。本實施例所構建的模型是以35kv線路截面積、10kv線路截面積、10kv線路長度(即10kv線路的供電半徑)、35kv線路長度(即35kv線路的供電半徑)、變壓器平均負載率、線路平均負載率、功率因數為優化變量，以單位供電面積最小年費用為目標函數，以10kv線路允許電壓損耗為約束條件的非線性規劃模型。通過該模型即可以得到在不同負荷密度下的優化變量值。本實施例中l35＝2l10。利用此實施例求解得到優化結果，見表1。表1110/35/10kv配電網線損率各影響因素的優化計算結果表1中，線損由下式計算得出：基于此，比如在50kw/km2的負荷密度下，改變某一影響因素的參數，保持其余影響因素的參數不變，得到該影響因素與線損率的線性相關性系數，列于表2。表2負荷密度q＝50時各影響因素相關系數計算結果10kv線路長(km)87654相關系數線損率(％)0.510.510.530.560.62-0.907210kv線路截面積(mm2)7095120150185相關系數線損率(％)0.600.570.550.540.53-0.958735kv線路截面積(mm2)7095120150185相關系數線損率(％)0.510.510.510.510.51-0.9657線路平均負載率(％)3040506070相關系數線損率(％)0.520.560.610.670.740.9931功率因數0.750.80.850.90.95相關系數線損率(％)0.690.630.580.550.52-0.9871變壓器平均負載率(％)3040506070相關系數線損率(％)0.520.590.680.790.920.9955同理得到不同負荷密度下，線損率與各個影響因素相關性(相關系數)，列于表3。表3線損率與各個影響因素相關系數結果根據表3，從橫向比較來看，隨著負荷密度從50kw/km2增大到400kw/km2，10kv線路供電半徑與線損率的相關性總體逐漸變大，10kv線路和35kv線路截面積、線路和變壓器平均負載率與線損率的相關性基本保持不變，平均功率因數與線損率的相關性逐漸變大。此外，從縱向比較來看，隨著負荷密度變大，變壓器平均負載率始終為相關性最大的影響因素。上述實施例是基于“110/35/10kv”電網模型的線損率各影響因素相關性排序方法，也適用于220/110/35/10kv、110/10kv、110/20kv等其它形式的電網模型。對某區域配電網用本方法計算得出該區域線損率各影響因素相關性排序，為該區域選擇降損措施提供理論依據。以上實施方式僅用于說明本發明，而非對本發明的限制。盡管參照實施例對本發明進行了詳細說明，本領域的普通技術人員應當理解，對本發明的技術方案進行各種組合、修改或者等同替換，都不脫離本發明技術方案的精神和范圍，均應涵蓋在本發明的權利要求范圍當中。當前第1頁12