本發(fā)明涉及電網(wǎng)配電領(lǐng)域，更具體涉及一種線損率影響因素的相關(guān)性確定方法。
背景技術(shù)：
：對配電網(wǎng)而言，準確評估其節(jié)能降損潛力，是科學(xué)展開節(jié)能改造工作的前提，也是指導(dǎo)配電網(wǎng)節(jié)能規(guī)劃和運行的理論基礎(chǔ)和根本依據(jù)。由于配電網(wǎng)負荷密度、供電半徑等差別，不同配電網(wǎng)的供電損耗差別較大，規(guī)定相同的線損考核指標則不夠合理，容易導(dǎo)致節(jié)能改造工作的而失敗。目前電網(wǎng)節(jié)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(jié)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(xiàn)最佳的節(jié)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(wǎng)線損率的各影響因素與線損率的相關(guān)性，才能進一步評估電網(wǎng)的節(jié)能降損潛力。技術(shù)實現(xiàn)要素：(一)要解決的技術(shù)問題本發(fā)明要解決的技術(shù)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(shù)方案為了解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明提供了一種線損率影響因素的相關(guān)性確定方法，所述方法包括以下步驟：s1、根據(jù)各級配電網(wǎng)的建設(shè)需求、規(guī)劃需求以及運行需求確定最低級變電站的出線條數(shù)、各級變電站的數(shù)量以及各級變電站的容量；s2、以配網(wǎng)單位供電面積年費用最小為目標函數(shù)，以各級配電線的線路截面積、各級配電線的功率因數(shù)、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(yōu)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(yōu)化變量的值；s3、根據(jù)各級變電站的數(shù)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(yōu)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(jù)所述最低級變電站的出線條數(shù)、所述步驟s2優(yōu)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(yīng)的線損率；s4、根據(jù)所述步驟s3得到的所述線損率，利用相關(guān)性函數(shù)確定各個所述待優(yōu)化變量與線損率的相關(guān)性。優(yōu)選地，所述方法還包括以下步驟：s5、將所述步驟s4得到相關(guān)性進行排序。優(yōu)選地，所述方法設(shè)定所述各級配電線的功率因數(shù)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(yīng)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(yōu)選地，所述各級配電網(wǎng)包括兩級變電站，所述目標函數(shù)為：式中，f為配電網(wǎng)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(shù)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(xiàn)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(guān)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(xiàn)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(guān)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(xiàn)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(guān)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(xiàn)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(guān)系，d為電的單價，a10為第二級配電線的線路年電能損耗。優(yōu)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(shù)，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(shù)；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(jù)與對應(yīng)的變電站的容量擬合的回歸關(guān)系得到。優(yōu)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(shù)，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(shù)；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(jù)與對應(yīng)的變電站的容量擬合的回歸關(guān)系得到。優(yōu)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(shù)，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(shù)，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(yōu)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(shù)，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(shù)，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(yōu)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(shù)，w為所述各級變電站的變壓器的平均負載率。優(yōu)選地，所述第二級配電線的年最大負荷小時數(shù)、所述第一級配電線的年最大負荷小時數(shù)、所述第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數(shù)以及所述第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數(shù)相等；所述第二級變電站的變壓器的年運行小時數(shù)與所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數(shù)相等。(三)有益效果本發(fā)明提供了一種線損率影響因素的相關(guān)性確定方法，本發(fā)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(guān)性，具有較高的參考性，可為配電網(wǎng)節(jié)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(fā)明實施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對實施例或現(xiàn)有技術(shù)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(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下，還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。圖1是本發(fā)明的線損率影響因素的相關(guān)性確定方法的流程圖；圖2是本發(fā)明的一個較佳實施例的配電網(wǎng)的供電區(qū)域分層示意圖。具體實施方式下面結(jié)合附圖和實施例對本發(fā)明作進一步詳細描述。以下實施例用于說明本發(fā)明，但不能用來限制本發(fā)明的范圍。一種線損率影響因素的相關(guān)性確定方法，如圖1所示，所述方法包括以下步驟：s1、根據(jù)各級配電網(wǎng)的建設(shè)需求、規(guī)劃需求以及運行需求確定最低級變電站的出線條數(shù)、各級變電站的數(shù)量以及各級變電站的容量；s2、以電網(wǎng)單位供電面積年費用最小為目標函數(shù)，以各級配電線的線路截面積、各級配電線的功率因數(shù)、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(yōu)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(yōu)化變量的值；s3、根據(jù)各級變電站的數(shù)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(yōu)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(jù)所述最低級變電站的出線條數(shù)、所述步驟s2優(yōu)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(yīng)的線損率；s4、根據(jù)所述步驟s3得到的所述線損率，利用相關(guān)性函數(shù)確定各個所述待優(yōu)化變量與線損率的相關(guān)性。優(yōu)選方法，選用matlab中內(nèi)置的求兩種變量相關(guān)性的函數(shù)corrcoef作為所述相關(guān)性函數(shù)。上述方法能夠計算得到的各個影響因素的相關(guān)性，具有較高的參考性，可為配電網(wǎng)節(jié)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(guān)性進行排序。從步驟可以方便以后查詢以及應(yīng)用。進一步地，所述方法設(shè)定所述各級配電線的功率因數(shù)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(yīng)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(shè)計可以簡化計算過程，并且能夠得到精確的結(jié)果。進一步地，所述各級配電網(wǎng)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(wǎng)，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(shù)為：式中，f為配電網(wǎng)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(shù)針對10kv供電線，為10kv電線此約束條件的推導(dǎo)過程如下:假設(shè)供電區(qū)域內(nèi)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(shè)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(shù)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(xiàn)率，可根據(jù)實際情況確定，例如取0.01；γ為年運行維護率，可根據(jù)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(guān)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(xiàn)率，優(yōu)選取值為0.11，γ為年運行維護率，優(yōu)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(guān)系，是一個已知量，d為電的單價，優(yōu)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(xiàn)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(guān)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(xiàn)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(guān)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(shù)，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(shù)。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(jù)所述第一級變電站的數(shù)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(shè)定了各級變電站的數(shù)量，并根據(jù)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(jù)與對應(yīng)的變電站的容量擬合的回歸關(guān)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(shù)，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(shù)；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(jù)所述第二級變電站的數(shù)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(jù)與變電站容量擬合的回歸關(guān)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(shè)定了各級變電站的數(shù)量，并根據(jù)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(fā)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(fù)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(jù)與對應(yīng)的變電站的容量擬合的回歸關(guān)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(shù)，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(shù)(即各級配電線的功率因數(shù))，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(shù)，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(shù)(即各級配電線的功率因數(shù))，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(yōu)化模型的目標函數(shù)，其中年費用計及110/35/10kv配電網(wǎng)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(yōu)化變量內(nèi)容涉及面廣、考慮周到，利用本發(fā)明所提出的方法計算得到的各個影響因素的相關(guān)性排序結(jié)果比較可靠，具有較高的參考性，可為配電網(wǎng)節(jié)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(shù)(即最低級變電站的出線條數(shù))。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(shù)、所述第一級配電線的年最大負荷小時數(shù)、所述第一級變電站的變壓器的年最大負荷小時數(shù)以及所述第二級變電站的變壓器的年最大負荷小時數(shù)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(shù)與所述第一級變電站的變壓器的年運行小時數(shù)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(shù)，將線損率的各影響因素設(shè)置為目標函數(shù)的優(yōu)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(shù)，得到不同負荷密度下配電網(wǎng)的各優(yōu)化變量，從而建立配電網(wǎng)線損率的計算公式，最后根據(jù)線損率利用相關(guān)性函數(shù)得到各單一影響因素對線損率的影響規(guī)律，進而得到線損率與其各個影響因素的相關(guān)性排序，為a+～e類供電區(qū)域類型的配電網(wǎng)進行降損方案選擇提供理論依據(jù)，并指導(dǎo)在有限資金下配電網(wǎng)的節(jié)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(wǎng)為110/35/10電壓序列的電網(wǎng)，如圖2所示。一種線損率影響因素的相關(guān)性確定方法，其特征在于，包括以下步驟：step1：根據(jù)配電網(wǎng)建設(shè)、規(guī)劃與運行規(guī)程要求，需分層設(shè)計、構(gòu)建各級配電網(wǎng)變電站的規(guī)模(座數(shù))與容量，各級配電線路出線條數(shù)與供電半徑。step2：建立理想電網(wǎng)模型，假設(shè)供電區(qū)域內(nèi)負荷近似均勻分布，并假設(shè)第一級110/35kv變電站個數(shù)為1，第二級35/10kv變電站個數(shù)為4，各級線路出線條數(shù)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(qū)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(shù)相同。step3:以配電網(wǎng)單位供電面積年費用最小為目標函數(shù)，設(shè)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(shù)、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(yōu)化變量(假設(shè)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(yōu)化變量。step4：根據(jù)上述優(yōu)化變量列出線損率函數(shù)其中4為線路出線條數(shù)，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(shù)。所述步驟step1中，作為基準的35/10kv變電站最大功率由區(qū)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(yōu)化變量)大小，求得相應(yīng)的線損率。在此基礎(chǔ)上根據(jù)相關(guān)性函數(shù)，求出各個影響因素與線損率的相關(guān)性大小并排序。所述步驟step2中，目標函數(shù)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(jù)的是同一類型(s9系列)變壓器損耗參數(shù)值擬合得到的曲線，如下表。公式中，s代表變電站容量。根據(jù)各級容載比都為2的假設(shè)，則s＝2pmax。本實施例所構(gòu)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(shù)為優(yōu)化變量，以單位供電面積最小年費用為目標函數(shù)，以10kv線路允許電壓損耗為約束條件的非線性規(guī)劃模型。通過該模型即可以得到在不同負荷密度下的優(yōu)化變量值。本實施例中l(wèi)35＝2l10。利用此實施例求解得到優(yōu)化結(jié)果，見表1。表1110/35/10kv配電網(wǎng)線損率各影響因素的優(yōu)化計算結(jié)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(shù)，保持其余影響因素的參數(shù)不變，得到該影響因素與線損率的線性相關(guān)性系數(shù)，列于表2。表2負荷密度q＝50時各影響因素相關(guān)系數(shù)計算結(jié)果10kv線路長(km)87654相關(guān)系數(shù)線損率(％)0.510.510.530.560.62-0.907210kv線路截面積(mm2)7095120150185相關(guān)系數(shù)線損率(％)0.600.570.550.540.53-0.958735kv線路截面積(mm2)7095120150185相關(guān)系數(shù)線損率(％)0.510.510.510.510.51-0.9657線路平均負載率(％)3040506070相關(guān)系數(shù)線損率(％)0.520.560.610.670.740.9931功率因數(shù)0.750.80.850.90.95相關(guān)系數(shù)線損率(％)0.690.630.580.550.52-0.9871變壓器平均負載率(％)3040506070相關(guān)系數(shù)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(guān)性(相關(guān)系數(shù))，列于表3。表3線損率與各個影響因素相關(guān)系數(shù)結(jié)果根據(jù)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(guān)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(guān)性基本保持不變，平均功率因數(shù)與線損率的相關(guān)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(guān)性最大的影響因素。上述實施例是基于“110/35/10kv”電網(wǎng)模型的線損率各影響因素相關(guān)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(wǎng)模型。對某區(qū)域配電網(wǎng)用本方法計算得出該區(qū)域線損率各影響因素相關(guān)性排序，為該區(qū)域選擇降損措施提供理論依據(jù)。以上實施方式僅用于說明本發(fā)明，而非對本發(fā)明的限制。盡管參照實施例對本發(fā)明進行了詳細說明，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)當理解，對本發(fā)明的技術(shù)方案進行各種組合、修改或者等同替換，都不脫離本發(fā)明技術(shù)方案的精神和范圍，均應(yīng)涵蓋在本發(fā)明的權(quán)利要求范圍當中。當前第1頁12