CN103646356B - 一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，该方法以特高压交流输电线损理论计算为基础拟合特高压交流综合网损率与输送功率的曲线关系，再利用依据关口电量统计数据计算得出的综合网损率实际值与输送功率的关系拟合曲线对原始曲线进行几何平均修正，最后依据修正曲线函数关系式来确定特高压交流综合网损率的数值。与采用固定综合网损率的传统方法相比，本发明考虑了特高压交流综合网损率随输送功率的变动关系，确定的综合网损率计划值更趋近于实际值，使得特高压跨区电能交易更加公平合理，保障了交易相关方的合理利益，且方法简单易行、准确度高，既可以应用于定期交易也可以应用于实时交易。

Description

一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法

技术领域

本发明涉及一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，属于特高压输电交易相关的线损管理与交易结算领域。

背景技术

我国地域辽阔，能源资源和电力负荷分布极不均衡，建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，可以实现跨区域、长距离、大功率的电能传输和交易，发挥更大范围的电力资源优化配置功能。特高压电网，指的是1000kV的交流或±800kV的直流电网，其特点为电压高、功率大、损耗小、送电距离长、线路结构单一。我国目前已投入运营的特高压项目包括晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流试验示范工程、四川（向家坝）-上海±800kV特高压直流输电工程、锦屏-苏南±800kV特高压直流输电工程。

网损率定义为在特定的时间和运行方式下，每单位增量的电能消费或传输引起的系统损耗增量。特高压综合网损率可通过系统中总损耗电量（包括线路线损、变压器变损，直流输电还包括换流站损耗）除以始端送电量计算得到。交易网损构成主要交易成本之一，在特高压跨区电能交易的计划编制和交易结算中，必须考虑网损对交易计划和结算费用的影响，需要根据综合网损率计划值的大小对结算电量或投标价格进行修正或折算，因此特高压综合网损率计划值的确定方法是否科学合理直接关系到交易各方的经济利益，受到交易相关方的密切关注。

目前，特高压交流综合网损率理论计算方法是通过采用本领域公认的电力系统分析程序如：中国电科院开发的电力系统分析综合程序PSASP对实际系统进行潮流计算（潮流计算是根据给定的电网结构、参数和发电机、负荷等元件的运行条件，确定电力系统各部分稳态运行状态参数的计算），得到通过特高压交流线路和变压器始端及末端的功率，继而计算得出特高压交流线路不同输送功率对应的综合网损率理论值。对于高电压、长距离输电线路，其功率损耗主要包括两部分：一是电阻性损耗，它是由线路电阻发热引起，是线路电阻、导线长度和线路电流的函数；二是电晕损耗，它由强电场作用下导线周围空气电离形成的电晕放电引起，它受气象条件、导线选型和运行电压等因素的影响，电晕损耗由输电线路模型中对地电导表征。由于PSASP等相关程序交流线路模型中线路对地参数仅考虑了并联电容，而忽略了对地电导，因此如果直接用PSASP等相关程序潮流计算的结果计算综合网损率，实际上只考虑了线路的电阻损耗，而没有计及线路的电晕损耗，110kV及其以下线路的电晕损耗很小，基本上都忽略不计，但由于电晕损耗和电压的平方呈正比，超高压、特高压交流输电的电晕损耗已经是一个较大的数值，必须予以考虑。因此，通过PSASP等相关计算程序得到的特高压交流综合网损率理论计算值由于未考虑线路电晕损耗必然存在一定的误差，实际上，特高压交流综合网损率理论计算值η_理论应按如下公式进行计算：

其中：P为特高压交流输送功率；ΔP_R、ΔP_T分别为通过PSASP等相关程序计算得出的特高压交流线路电阻损耗和特高压交流系统主变变损；ΔP_C为特高压交流线路电晕损耗，由于电晕损耗和线路电流无关，相对于功率的变化来说是一个常数，可以结合特高压交流线路途径地区天气情况以及各种天气条件下的电晕损耗实测值估算得到。

目前，特高压交流综合网损率实际值则是依据特高压交流输电关口电量历史统计数据通过以下公式计算得出：

其中：η_实际为某个时间段内（如月度或年度）综合网损率的实际计算值；ΔQ为该时间段内特高压交流系统总的网损电量；Q为该时间段内特高压交流系统总的送电量；为该时间段内所有特高压主变中压侧关口送电量之和；为该时间段内所有特高压主变中压侧关口受电量之和。

特高压交流综合网损率实际值计算方法是运用实际工程实践中某个时间段的关口电量统计数据来计算综合网损率，计算结果更为精确，但是由于计量装置的计量准确度、核算误差等因素也存在一定的误差，且该方法是事后计算的，考虑到交易结算的时效性，因此该方法无法直接运用在特高压跨区电能交易的计划编制和交易结算中。

当前在特高压交流跨区电能交易的计划编制和交易结算中，尚无有效的综合网损率计划值的确定方法，普遍采用的办法是取单一的固定网损率。以晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流示范工程为例，该工程起于山西晋东南（长治）变电站，经河南南阳变电站，止于湖北荆门变电站，连接华北、华中两大区域电网，是西北部煤炭能源中心向中东部负荷中心送电的重要输电通道，该工程在交易计划编制及结算过程中，综合网损率计划值一律取为1.5%。采用固定网损率固然简单，但存在以下问题：

1、特高压交流综合网损率是随着特高压输送功率变化而变动的，采用固定数值准确性较差。综合网损率确定的不准确将直接导致特高压交易结算中结算电量计算的不准确，从而影响交易的公平性。通过统计分析特高压交流示范工程近两年的历史数据发现，尽管特高压交流综合网损率大多维持在1.4%-1.5%之间，但最小网损率仅为1.22%，最大网损率已达到2.17%，当前这种计划网损率无论特高压输送功率大小均取一固定值的方法显然是不合理的。

2、缺乏拓展性和延伸性。特高压交流综合网损率同输送功率密切相关，当特高压交流实际输送功率超出工程实践历史数据范围时，综合网损率也将发生较大的变化，根据当前方法无法快速地对网损率做出修正，拓展性与延伸性较差。

针对当前特高压交流综合网损率计划值采用固定值的不足，可以考虑结合特高压交流输电理论线损计算和实际线损率计算结果，采用最小二乘法或利用相关软件（如Excel、SPSS、MATLAB）进行曲线拟合的方法得到特高压交流综合网损率与输送功率之间的函数关系，进而寻求出一种科学合理的应用于特高压交流跨区电能交易中综合网损率计划值的确定方法，由于特高压交流线路网络结构较为单一，一般情况下综合网损率与输送功率呈现二次抛物线的关系。

发明内容

本发明的目的是提供一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法。该方法针对现行特高压交流输电交易线损管理及交易结算中综合网损率采用固定值的作法存在的问题，提出以特高压交流输电线损理论计算为基础拟合综合网损率与输送功率的曲线关系，再利用根据关口电量统计数据计算得出的综合网损率实际值与输送功率的关系拟合曲线对原始曲线进行几何平均修正，最后依据修正曲线函数关系式确定特高压交流综合网损率的方法，使得特高压交流综合网损率计划值更加趋近于实际值，极大地提升了交易结算的公平性。本发明简单易行，准确性高，能够应用于特高压交流输电定期或实时交易的计划编制及电量结算中，为特高压交流输电线路的运行管理和交易结算提供了新的思路和方法。

1、一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，其特征在于，该方法包含下列步骤：

a、按下式计算，得到特高压交流线路不同输送功率对应的综合网损率理论计算值η_理论为：

其中：P为特高压交流输送功率，ΔP_R为特高压交流线路电阻损耗，ΔP_T为特高压交流系统主变变损；ΔP_C为特高压交流线路电晕损耗；

b、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流线路不同输送功率及对应的综合网损率理论计算值η_理论进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²；

c、依据关口电量统计数据，确定特高压交流系统在不同时长的各个时间段内的平均输送功率并按下式计算得到每个时间段相应的综合网损率实际计算值η_实际为：

其中：ΔQ为每个时间段内特高压交流系统总的网损电量，Q为该时间段内特高压交流系统总的送电量；为该时间段内所有特高压主变中压侧关口送电量之和，为该时间段内所有特高压主变中压侧关口受电量之和；

d、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流平均输送功率及对应的综合网损率实际计算值η_实际进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₂(P)=a₁+b₁×P+c₁×P²；

e、从特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取n+1个点：[P₁，η₁(P₁)]，[P₂,η₁(P₂)]…[P_i,η₁(P_i)]，…[P_n+1,η₁(P_n+1)]，其中P₁为特高压交流线路的最小输送功率，P_n+1为特高压交流线路的最大输送功率， $P_i=P_1+\frac{(P_{n+1}-P_1)\×(i-1)}{n},i=\mathrm{1,2},...,n,n+1;$ 再从特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取横坐标相同的n+1个点：[P₁,η₂(P₁)]，[P₂,η₂(P₂)]…[P_i,η₂(P_i)]，…[P_n+1,η₂(P_n+1)]，通过几何平均修正，得到修正曲线上的点： $[P_1,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_1\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_1\right)}],[P_2,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_2\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_2\right)}]\·\·\·[P_i,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_i\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_i\right)}],\·\·\·[P_{n+1},\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_{n+1}\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_{n+1}\right)}],$ 采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，拟合得到特高压交流综合网损率与输送功率之间的修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²；

f、对有关口电量历史统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率代入修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值；对没有关口电量统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率代入理论计算值拟合曲线函数关系式η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值。

步骤c所述的各个时间段的划分方法为：以整点小时数据记录特高压交流输送功率的变化情况，每个时间段起始整点小时的输送功率称为初始功率，当后续整点小时输送功率的变化幅度达到初始功率的a%时（取5%至10%之间的一个数值），进入下一个时间段。

步骤e所述的n∈{20,21,22，…，200}。

本发明具有以下优点：

1.以线损理论计算为基础进行曲线拟合，根据关口电量统计数据计算得出的实际值拟合曲线修正作为调节手段来确定特高压交流综合网损率计划值，避免了单纯采取某一种方法所带来的误差。此外，随着关口统计数据的不断积累，可以对原始拟合曲线进行持续的偏差修正，准确性高，说服力强，可靠性好。

2.根据特高压交流综合网损率与输送功率之间的函数关系式确定综合网损率的数值，可以较好地反映特高压交流综合网损率随输送功率的变化趋势，克服了采用固定综合网损率计划值准确度差的缺点，大大减小了计划网损率与实际网损率之间的偏差，使得特高压交流输电交易结算更加公平合理。

3.不受时间约束，可以用于定期交易线损管理及交易结算中，也可以应用于实时交易中，且方法简单易行，实用性强。

4.具有较好的拓展性与延伸性。当特高压交流输送功率超出原始数据的范围时，仍可根据拟合曲线快速地确定相应的综合网损率数值。

附图说明

图1为一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法流程示意图。

图2为1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程示意图。

图3为特高压交流示范工程综合网损率理论计算值与输送功率的关系拟合曲线示意图。

图4为特高压交流示范工程综合网损率实际计算值与输送功率的关系拟合曲线示意图。

图5为特高压交流示范工程综合网损率与输送功率的理论计算值拟合曲线、实际计算值拟合曲线以及修正拟合曲线比较示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的说明。

实施例一

本发明提出的一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法流程如图1所示，包括以下步骤：

a、选取代表年份的各种典型运行方式进行综合网损率的理论计算，计算功率范围涵盖较小值至特高压交流额定输送功率。特高压交流线路不同输送功率对应的综合网损率理论计算值η_理论按下式进行计算：

其中：P为特高压交流输送功率；ΔP_R、ΔP_T分别为通过相关程序计算得出的特高压交流线路电阻损耗和特高压交流系统主变变损；ΔP_C为特高压交流线路电晕损耗，由于电晕损耗和线路电流无关，相对于功率的变化来说是一个常数，可以结合特高压交流线路途径地区天气情况以及各种天气条件下的电晕损耗实测值估算得到。

b、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流线路不同输送功率及对应的综合网损率理论计算值η_理论进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²；

c、依据关口电量统计数据，确定特高压交流系统在不同时长的各个时间段内的平均输送功率并按下式计算得到每个时间段相应的综合网损率实际计算值η_实际为：

其中：ΔQ为每个时间段内特高压交流系统总的网损电量，Q为该时间段内特高压交流系统总的送电量；为该时间段内所有特高压主变中压侧关口送电量之和，为该时间段内所有特高压主变中压侧关口受电量之和；

上述各个时间段的具体划分方法为：以整点小时数据记录特高压交流输送功率的变化情况，每个时间段起始整点小时的输送功率称为初始功率，当后续整点小时输送功率的变化幅度达到初始功率的a%时（取5%至10%之间的一个数值），进入下一个时间段。

d、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流平均输送功率及对应的综合网损率实际计算值η_实际进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₂(P)=a₁+b₁×P+c₁×P²；

e、从特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取n+1个点：[P₁,η₁(P₁)]，[P₂,η₁(P₂)]…[P_i,η₁(P_i)]，…[P_n+1,η₁(P_n+1)]，其中P₁为特高压交流线路的最小输送功率，P_n+1为特高压交流线路的最大输送功率， $P_i=P_1+\frac{(P_{n+1}-P_1)\×(i-1)}{n},i=\mathrm{1,2},...,n,n+1,n\∈\{\mathrm{20,21,22},...,200\};$ 再从特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取横坐标相同的n+1个点：[P₁,η₂(P₁)]，[P₂,η₂(P₂)]…[P_i,η₂(P_i)]，…[P_n+1,η₂(P_n+1)]，通过几何平均修正，得到修正曲线上的点： $[P_1,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_1\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_1\right)}],[P_2,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_2\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_2\right)}]\·\·\·[P_i,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_i\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_i\right)}],\·\·\·[P_{n+1},\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_{n+1}\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_{n+1}\right)}],$ 采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，拟合得到特高压交流综合网损率与输送功率之间的修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²；

f、对有关口电量历史统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率（由交易时间段特高压交流计划交易电量数值除以时间长度得到）代入修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值；对没有关口电量统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率代入理论计算值拟合曲线函数关系式η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值。

实施例二

将本发明的一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法应用于晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流示范工程输电交易的月度线损管理与交易结算中，具体的实施步骤如下：

a、如图2所示，1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程起于山西晋东南（长治）变站，经河南南阳变电站，止于湖北荆门变电站。运用中国电科院开发的电力系统分析综合程序（PSASP）进行特高压交流线损理论计算，选取代表年份的各种典型运行方式，计算功率范围涵盖较小值至特高压交流额定输送功率。其中，特高压交流综合网损率线损理论计算结果是在相关程序计算结果的基础上考虑电晕损耗之后的修正值，具体计算方法见公式（1），计算用到的线路电晕损耗是根据相关的文献资料，结合特高压交流示范工程线路途径地区天气情况以及各种天气条件下的电晕损耗实测值估算得到，估算特高压线路年平均电晕损失功率为14.81kW/km，则长南线电晕损耗功率5.31MW，南荆线电晕损耗功率4.16MW，全线年平均电晕损耗功率9.47MW。特高压交流输送功率及相应综合网损率理论计算结果如下表所示：

表1特高压交流示范工程综合网损率理论值与相应输送功率的计算结果

b、根据表1数据绘制特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率的散点图如图3所示，由图可见特高压交流综合网损率随输送功率的变化呈现较为明显的U型二次曲线关系，随着特高压交流输送功率的增大，综合网损率先减小后增大，采用最小二乘法进行曲线拟合，求出拟合曲线的函数表达式如下：

η₁(P)=1.958-0.004P+1.038×10^-5P²

c、将以整点小时数据记录的特高压交流输送功率变化曲线划分为不同时间长度的多个分段，具体划分方法为：每个时间段起始整点小时的输送功率称为初始功率，当后续整点小时输送功率的变化幅度达到初始功率的10%时，进入下一个时间段。

依据特高压交流示范工程关口电量历史统计数据及划分的各个分段时间长度，确定特高压交流系统在每个时间段内的平均输送功率，并按公式（2）计算得到每个时间段相应的综合网损率实际计算值η_实际，计算结果如下：

表2南阳主变投运后特高压交流示范工程综合网损率实际值与相应输送功率的计算结果

d、根据表2数据绘制特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率的散点图如图4所示（剔除2012年5月和10月两组明显异常数据），同样采用最小二乘法进行曲线拟合，求出拟合曲线的函数表达式如下：

η₂(P)=3.098-0.019P+5.303×10^-5P²

e、利用特高压交流综合网损率与输送功率的实际计算值拟合曲线对理论计算值拟合曲线进行几何平均修正。考虑到特高压交流示范工程实际工程实践中交流输送功率大多维持在250万千瓦及以下，因此小功率运行时实际计算值拟合曲线较为准确，而当运行功率较大时，实际计算值拟合曲线将会产生较大的误差，此时理论计算值拟合曲线将具有较好的参考价值，因此选用两条曲线的几何平均值作为修正曲线η_修正(P)上的数值，具体操作方法如下：

从特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取n+1个点：[P₁,η₁(P₁)]，[P₂,η₁(P₂)]…[P_i,η₁(P_i)]，…[P_n+1,η₁(P_n+1)]，其中P₁为特高压交流线路的最小输送功率，P_n+1为特高压交流线路的最大输送功率， $P_i=P_1+\frac{(P_{n+1}-P_1)\×(i-1)}{n},i=\mathrm{1,2},...,n,n+1,n\∈\{\mathrm{20,21,22},...,200\};$ 再从特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取横坐标相同的n+1个点：[P₁,η₂(P₁)]，[P₂,η₂(P₂)]…[P_i,η₂(P_i)]，…[P_n+1,η₂(P_n+1)]，通过几何平均修正，得到修正曲线上的点： $[P_1,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_1\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_1\right)}],[P_2,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_2\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_2\right)}]\·\·\·[P_i,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_i\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_i\right)}],\·\·\·[P_{n+1},\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_{n+1}\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_{n+1}\right)}],$ 理论计算值拟合曲线、实际计算值拟合曲线以及修正拟合曲线比较如图5所示，拟合修正曲线得到相应的函数关系式为：

η_修正(P)=2.351-0.0095P+2.564×10^-5P²

f、在特高压交流输电交易月度计划编制及交易结算过程中，只需根据月度计划平均输送功率大小（由特高压交流月度计划交易电量数值除以720小时得到）代入修正函数关系式η_修正(P)即可算出较为准确的特高压交流综合网损率计划值。

但是考虑到简单易操作性，这里将修正曲线根据特高压交流输送功率的大小分为若干区间段：[P₁,P₂]，[P₂,P₃]…[P_i,P_i+1]，…，功率区间段[P_i,P_i+1]对应的综合网损率大小通过修正关系式计算得出，设定为如此可得到一系列功率区间及其对应的综合网损率大小。

当前特高压交流示范工程实际输送功率基本维持在50到250万千瓦之间，考虑到今后特高压交流输送功率可能会有更大或更小的数值，将功率范围扩大至30万到580万，并选取50万千瓦为区间段长度，依据修正曲线函数关系式得到表3所示的特高压交流综合网损率计划值。

表3特高压交流示范工程综合网损率计划值查询表

在实际的特高压交流输电交易月度计划编制及交易结算过程中，只需要根据月度计划平均输送功率大小确定其所在的区间段，查询表3即可确定较为准确的特高压交流月度综合网损率计划值。

Claims (4)

1.一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，其特征在于，该方法包含下列步骤：

a、按下式计算，得到特高压交流线路不同输送功率对应的综合网损率理论计算值η_理论为：

其中：P为特高压交流输送功率，ΔP_R为特高压交流线路电阻损耗，ΔP_T为特高压交流系统主变变损；ΔP_C为特高压交流线路电晕损耗；

b、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流线路不同输送功率及对应的综合网损率理论计算值η_理论进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²；

c、依据关口电量统计数据，确定特高压交流系统在不同时长的各个时间段内的平均输送功率并按下式计算得到每个时间段相应的综合网损率实际计算值η_实际为：

其中：ΔQ为每个时间段内特高压交流系统总的网损电量，Q为该时间段内特高压交流系统总的送电量；为该时间段内所有特高压主变中压侧关口送电量之和，为该时间段内所有特高压主变中压侧关口受电量之和；

d、采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，对特高压交流平均输送功率及对应的综合网损率实际计算值η_实际进行曲线拟合，得到特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线η₂(P)=a₁+b₁×P+c₁×P²；

e、从特高压交流综合网损率理论计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取n+1个点：[P₁,η₁(P₁)]，[P₂,η₁(P₂)]…[P_i,η₁(P_i)]，…[P_n+1,η₁(P_n+1)]，其中P₁为特高压交流线路的最小输送功率，P_n+1为特高压交流线路的最大输送功率， $P_i=P_1+\frac{(P_{n+1}-P_1)\×(i-1)}{n},i=\mathrm{1,2},...,n,n+1;$ 再从特高压交流综合网损率实际计算值与输送功率之间关系的拟合曲线中选取横坐标相同的n+1个点：[P₁,η₂(P₁)]，[P₂,η₂(P₂)]…[P_i,η₂(P_i)]，…[P_n+1,η₂(P_n+1)]，通过几何平均修正，得到修正曲线上的点： $[P_1,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_1\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_1\right)}],[P_2,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_2\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_2\right)}]\·\·\·[P_i,\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_i\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_i\right)}],\·\·\·[P_{n+1},\sqrt{{\mathrm{\η}}_1\left(P_{n+1}\right){\mathrm{\η}}_2\left(P_{n+1}\right)}],$ 采用最小二乘法，在横坐标为特高压交流输送功率，纵坐标为综合网损率的直角坐标系中，拟合得到特高压交流综合网损率与输送功率之间的修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²；

f、对有关口电量历史统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率代入修正关系式η_修正(P)＝a₃+b₃×P+c₃×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值；对没有关口电量统计数据的特高压交流输电工程，在其交易计划编制及结算中，将交易时间段的特高压交流计划平均输送功率代入理论计算值拟合曲线函数关系式η₁(P)=a₀+b₀×P+c₀×P²，即得到特高压交流综合网损率的计划值。

2.根据权利要求1所述的一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，其特征在于，步骤c所述的各个时间段的划分方法为：以整点小时数据记录特高压交流输送功率的变化情况，每个时间段起始整点小时的输送功率称为初始功率，当后续整点小时输送功率的变化幅度达到初始功率的a%时，进入下一个时间段。

3.根据权利要求2所述的一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，其特征在于，所述的a%取5%至10%之间的一个数值。

4.根据权利要求1所述的一种特高压交流跨区电能交易中综合网损率的确定方法，其特征在于，步骤e所述的n∈{20,21,22，…，200}。