CN107294081B - 线损率影响因素的相关性确定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种线损率影响因素的相关性确定方法，本发明提出单位供电面积年费用最小的目标函数，将线损率的各影响因素设置为目标函数的待优化变量。在满足最低级配电线路允许电压损耗的条件下，利用所提出的目标函数，得到不同负荷密度下配电网的各优化变量，从而建立配电网线损率的计算公式，最后根据线损率利用相关性函数得到各单一影响因素对线损率的影响规律。本发明的方法能够计算得到各个影响因素与线损率的相关性，具有较高的参考性，可为配电网节能降损、升级改造提供借鉴。

Description

线损率影响因素的相关性确定方法
技术领域
本发明涉及电网配电领域，更具体涉及一种线损率影响因素的相关性确定方法。
背景技术
对配电网而言，准确评估其节能降损潜力，是科学展开节能改造工作的前提，也是指导配电网节能规划和运行的理论基础和根本依据。由于配电网负荷密度、供电半径等差别，不同配电网的供电损耗差别较大，规定相同的线损考核指标则不够合理，容易导致节能改造工作的而失败。
目前电网节能降损潜力评估方面鲜有研究，尤其是在准确评估各个因素影响程度的前提下进行的节能降损潜力评估。因此，在降损资金固定的情况下，采取怎样的降损组合措施，来实现最佳的节能降损效果，是目前亟待解决的问题，为此首先要确定配电网线损率的各影响因素与线损率的相关性，才能进一步评估电网的节能降损潜力。
发明内容
(一)要解决的技术问题
本发明要解决的技术问题是如何对影响线损率的各个因素作差异化的分析与评价，挖掘降损潜力，避免采用高费用低效果的降损措施。
(二)技术方案
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种线损率影响因素的相关性确定方法，所述方法包括以下步骤：
S1、根据各级配电网的建设需求、规划需求以及运行需求确定最低级变电站的出线条数、各级变电站的数量以及各级变电站的容量；
S2、以配网单位供电面积年费用最小为目标函数，以各级配电线 的线路截面积、各级配电线的功率因数、各级配电线的线路平均负载率、各级变电站的变压器的平均负载率以及最低级配电线的供电半径作为待优化变量、在满足最低级配电线的线路允许电压损耗的约束条件下求解出年费用最小时各个所述待优化变量的值；
S3、根据各级变电站的数量、各级变电站的容量以及所述步骤S2得到的各个所述待优化变量的值确定各级配电线的线路年电能损耗和各级变电站的年电能损耗；根据所述最低级变电站的出线条数、所述步骤S2优化得到的各级变电站的变压器的平均负载率、所述各级配电线的线路年电能损耗以及所述各级变电站年电能损耗确定对应的线损率；
S4、根据所述步骤S3得到的所述线损率，利用相关性函数确定各个所述待优化变量与线损率的相关性。
优选地，所述方法还包括以下步骤：
S5、将所述步骤S4得到相关性进行排序。
优选地，所述方法设定所述各级配电线的功率因数相等，所述各级配电线的线路平均负载率相等，所述配电线每提高一级，对应的供电半径增大一倍，所述各级变电站的变压器的平均负载率相等，并且所述各级变电站的变压器的平均负载率等于最低级变电站的变压器的平均负载率，其中所述最低级变电站为电压最低的变电站，最低级配电线为电压最低的配电线。
优选地，所述各级配电网包括两级变电站，所述目标函数为：
Figure BDA0000957901220000021
式中，F为配电网单位供电面积年费用，F1为第一级变电站的年费用，F2为第二级变电站的年费用，F10为第二级配电线的年费用，F35为第一级配电线的年费用，其中所述第二级配电线为所述第二级变电站的低电压输出线路，所述第一级配电线为所述第一级变电站的低 电压输出线路，所述为第一级变电站的电压高于所述为第二级变电站的电压，L10为所述第二级配电线的供电半径，L35为所述第一级配电线的供电半径；
所述约束条件为：
ΔU＝[2×(ρ10/S10+tanψ×x)×q×π×L10 3]/[3×1000×U10 2]<＝5％
式中，ρ10所述第二级配电线的电阻率，S10为第二级配电线的线路截面积，ψ为第二级配电线的功率因数角，x为单位长度电阻，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径，U10为所述第二级配电线的额定电压；
所述第一级变电站的年费用利用如下公式计算：
F1＝(λ+γ)*Z1+d*A1
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z1为所述第一级变电站的容量和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A1为第一级变电站的年电能损耗；
所述第二级变电站的年费用利用如下公式计算：
F2＝(λ+γ)*Z2+d*A2
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z2为所述第二级变电站的容量和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A2为第二级变电站的年电能损耗；
所述第一级配电线的年费用利用如下公式计算：
F35＝(λ+γ)*Z35+d*A35
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z35为所述第一级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A35为第一级配电线的线路年电能损耗；
所述第二级配电线的年费用利用如下公式计算：
F10＝(λ+γ)*Z10+d*A10
式中，λ为投资贴现率，取值0.11，γ为年运行维护率，取值0.04.Z10为所述第二级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A10为第二级配电线的线路年电能损耗。
优选地，所述第一级变电站的年电能损耗为：
A1＝T1×ΔP01+τmax1×ΔPmax1
式中，T1为所述第一级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP01为第一级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax1为第一级变电站的变压器的负载损耗，τmax1为第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数；
所述第一级变电站的变压器的空载损耗以及第一级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
优选地，所述第二级变电站的年电能损耗为：
A2＝T2×ΔP02+τmax2×ΔPmax2
式中，T2为所述第二级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP02为第二级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax2为第二级变电站的变压器的负载损耗，τmax2为第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数；
所述第二级变电站的变压器的空载损耗以及第二级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
优选地，所述第一级配电线的线路年电能损耗为：
Figure BDA0000957901220000041
式中，τmax35为所述第一级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率，ρ35为所述第一级配电线的电阻率，L35为所述第一级配电线的供电半径，U35为所述第一级配电线的额定电压，g为所述第一级配电线的功率因数，S35为第一级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级变电站的变压器最大负荷，并且
Figure BDA0000957901220000042
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
优选地，所述第二级配电线的线路年电能损耗为：
Figure BDA0000957901220000051
式中，τmax10为所述第二级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率，ρ10为所述第二级配电线的电阻率，L10为所述第二级配电线的供电半径，U10为所述第二级配电线的额定电压，g为所述第二级配电线的功率因数，S10为第二级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级变电站的变压器最大负荷，并且
Figure BDA0000957901220000052
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
优选地，利用如下公式确定所述线损率：
G＝[M×(A10+A35+A2)+A1]/[M×(A35++max10×Pmax×W)+A1]
式中，G为所述线损率，M为所述第二级变电站的出线条数，w为所述各级变电站的变压器的平均负载率。
优选地，所述第二级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数以及所述第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数相等；
所述第二级变电站的变压器的年运行小时数与所述第一级变电站的变压器的年运行小时数相等。
(三)有益效果
本发明提供了一种线损率影响因素的相关性确定方法，本发明所提出的方法能够计算得到的各个影响因素与线损率的相关性，具有较高的参考性，可为配电网节能降损、升级改造提供借鉴。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明的线损率影响因素的相关性确定方法的流程图；
图2是本发明的一个较佳实施例的配电网的供电区域分层示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不能用来限制本发明的范围。
一种线损率影响因素的相关性确定方法，如图1所示，所述方法包括以下步骤：
S1、根据各级配电网的建设需求、规划需求以及运行需求确定最低级变电站的出线条数、各级变电站的数量以及各级变电站的容量；
S2、以电网单位供电面积年费用最小为目标函数，以各级配电线的线路截面积、各级配电线的功率因数、各级配电线的线路平均负载率、各级变电站的变压器的平均负载率以及最低级配电线的供电半径作为待优化变量、在满足最低级配电线的线路允许电压损耗的条件下求解出年费用最小时各个所述待优化变量的值；
S3、根据各级变电站的数量、各级变电站的容量以及所述步骤S2得到的各个所述待优化变量的值确定各级配电线的线路年电能损耗和各级变电站的年电能损耗；根据所述最低级变电站的出线条数、所述步骤S2优化得到的各级变电站的变压器的平均负载率、所述各级配电线的线路年电能损耗以及所述各级变电站年电能损耗确定对应的线损率；
S4、根据所述步骤S3得到的所述线损率，利用相关性函数确定各个所述待优化变量与线损率的相关性。优选方法，选用matlab中内置的求两种变量相关性的函数corrcoef作为所述相关性函数。
上述方法能够计算得到的各个影响因素的相关性，具有较高的参考性，可为配电网节能降损、升级改造提供借鉴。
进一步地，上述法还包括以下步骤：
S5、将所述步骤S4得到相关性进行排序。从步骤可以方便以后查询以及应用。
进一步地，所述方法设定所述各级配电线的功率因数相等，所述各级配电线的线路平均负载率相等，所述各级变电站的变压器的平均负载率相等，并且所述各级变电站的变压器的平均负载率等于最低级变电站的变压器的平均负载率。所述配电线每提高一级，对应的供电半径增大一倍，例如35kV配电线的供电半径是10kV配电线的供电半径的两倍。这种设计可以简化计算过程，并且能够得到精确的结果。
进一步地，所述各级配电网包括两级变电站，例如配电为110/35/10这个电压序列下的配电网，则两级变电站分别为110/35kV变电站和35/10kV变电站，所述目标函数为：
Figure BDA0000957901220000071
式中，F为配电网单位供电面积年费用，F1为第一级变电站(即110/35kV变电站)的年费用，F2为第二级变电站(即35/10kV变电站)的年费用，F10为第二级配电线(10kV线路)的年费用，F35为第一级配电线(35kV线路)的年费用，其中所述第二级配电线为所述第二级变电站的低电压输出线路，所述第一级配电线为所述第一级变电站的低电压输出线路，所述为第一级变电站的电压高于所述为第二级变电站的电压，L10为所述第二级配电线的供电半径，L35为所述第一级配电线的供电半径。
上述约束条件即为10kV线路的电压允许损耗，下面公式中各参数针对10kV供电线，为10kV电线此约束条件的推导过程如下:
假设供电区域内m条出线,负荷中心位于线路2/3处，线路电压损 耗相当于负荷集中于负荷中心处的电压损耗。设单位面积上的负荷
Figure BDA0000957901220000081
P0＝q*1,q表示负荷密度，x为10kV线路单位长度电抗，取0.4Ω/km，
Figure BDA0000957901220000082
为功率因数角。那么
Figure BDA0000957901220000083
所以：
Figure BDA0000957901220000084
所述第一级变电站的年费用利用如下公式计算：
F1＝(λ+γ)*Z1+d*A1
式中，λ为投资贴现率，可根据实际情况确定，例如取0.01；γ为年运行维护率，可根据实际情况确定，例如取0.04；Z1为所述第一级变电站的容量和综合造价的线性回归关系，是一个已知量，d为电的单价，取0.00005(万元)，A1为第一级变电站的年电能损耗。
所述第二级变电站的年费用利用如下公式计算：
F2＝(λ+γ)*Z2+d*A2
式中，λ为投资贴现率，优选取值为0.11，γ为年运行维护率，优选取值为0.04Z2为所述第二级变电站的容量和综合造价的线性回归 关系，是一个已知量，d为电的单价，优化取值为0.00005(万元)。A2为第二级变电站的年电能损耗。
所述第一级配电线的年费用利用如下公式计算：
F35＝(λ+γ)*Z35+d*A35
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z35为所述第一级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，是一个已知量，d为电的单价，A35为第一级配电线的线路年电能损耗；
所述第二级配电线的年费用利用如下公式计算：
F10＝(λ+γ)*Z10+d*A10
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z10为所述第二级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，是一个已知量，d为电的单价，A10为第二级配电线的线路年电能损耗。
进一步地，所述第一级变电站的年电能损耗为：
A1＝T1×ΔP01+τmax1×ΔPmax1
式中，T1为所述第一级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP01为第一级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax1为第一级变电站的变压器的负载损耗，τmax1为第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数。
其中，所述第一级变电站的变压器的空载损耗以及第一级变电站的变压器的负载损耗均根据所述第一级变电站的数量、容量以及第一级变电站的变压器的平均负载率计算得到。在实际计算过程中为了简化计算过程，提高计算效率设定了各级变电站的数量，并根据配置的第一级变电站的容量X35计算其空载损耗以及负载损耗，计算公式如下：
ΔP01＝0.0008×X35+10.039
ΔPmax1＝0.0034×X35×w+32.2
w为所述第一级变电站的主变压器的平均负载率。通过上面的计算公式可知所述第一级变电站的变压器的空载损耗以及第一级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
所述第二级变电站的年电能损耗为：
A2＝T2×ΔP02+τmax2×ΔPmax2
式中，T2为所述第二级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP02为第二级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax2为第二级变电站的变压器的负载损耗，τmax2为第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数；
所述第二级变电站的变压器的空载损耗以及第二级变电站的变压器的负载损耗均根据所述第二级变电站的数量、容量以及第二级变电站的变压器的平均负载率计算得到，或者根据与变电站容量拟合的回归关系得到的。在实际计算过程中为了简化计算过程，提高计算效率设定了各级变电站的数量，并根据配置的第二变电站的容量X10计算其空载损耗以及负载损耗，计算公式如下：
ΔP02＝0.001×X10+1.0529
ΔPmax2＝0.0038×X10×w+13.338
w为第二级变电站的主变压器的平均负载率，其中本发明在计算时假定第二级变电站的主变压器的平均负载率与第一级变电站的主变压器的平均负载率相等，以简化计算复杂度，提高计算效率。
同时，通过上面的额计算公式可知所述第二级变电站的变压器的空载损耗以及第二级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
进一步地，所述第一级配电线的线路年电能损耗为：
Figure BDA0000957901220000101
式中，τmax35为所述第一级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率(即最低级变电站的变压器的平均负载率)，ρ35为所述第一级配电线的电阻率，L35为所述第一级配电线的供电半径，U35为所述第一级配电线的额定电压，例如对于110/35的变压器额定电压为35kV，g为所述第一级配电线的功率因数(即各级配电线的功率因数)，S35为第一级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级 变电站的变压器最大负荷(即最低级变电站的变压器最大负荷)，并且
Figure BDA0000957901220000111
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
所述第二级配电线的线路年电能损耗为：
Figure BDA0000957901220000112
式中，τmax10为所述第二级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率，即各级配电线的线路平均负载率，ρ10为所述第二级配电线的电阻率，L10为所述第二级配电线的供电半径，U10为所述第二级配电线的额定电压，例如对于35/10的变压器额定电压为10kV，g为所述第二级配电线的功率因数(即各级配电线的功率因数)，S10为第二级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级变电站的变压器最大负荷，并且
Figure BDA0000957901220000113
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
上述方法以单位供电面积年费用最小作为优化模型的目标函数，其中年费用计及110/35/10kV配电网各级变电站的投资、损耗及维护费用、各级线路投资、损耗及维护费用等，优化变量内容涉及面广、考虑周到，利用本发明所提出的方法计算得到的各个影响因素的相关性排序结果比较可靠，具有较高的参考性，可为配电网节能降损、升级改造提供借鉴。
进一步地，利用如下公式确定所述线损率：
G＝[M×(A10+A35+A2)+A1]/[M×(A35+τmax10×Pmax×W)+A1]
式中，G为所述线损率，M为所述第二级变电站的出线条数(即最低级变电站的出线条数)。w为所述各级变电站的变压器的平均负载 率。
所述第二级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数以及所述第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数相等，可取值4000；
所述第二级变电站的变压器的年运行小时数与所述第一级变电站的变压器的年运行小时数相等，可取值7000。
上述方法提出单位供电面积年费用最小的目标函数，将线损率的各影响因素设置为目标函数的优化变量。在满足最低级配电线路允许电压损耗的条件下，利用所提出的目标函数，得到不同负荷密度下配电网的各优化变量，从而建立配电网线损率的计算公式，最后根据线损率利用相关性函数得到各单一影响因素对线损率的影响规律，进而得到线损率与其各个影响因素的相关性排序，为A+～E类供电区域类型的配电网进行降损方案选择提供理论依据，并指导在有限资金下配电网的节能降损、升级改造工作，挖掘最大的降损潜力。
下面通过一个实施例对上述方法案进行详细的说明，此实施例的配电网为110/35/10电压序列的电网，如图2所示。
一种线损率影响因素的相关性确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
Step1：根据配电网建设、规划与运行规程要求，需分层设计、构建各级配电网变电站的规模(座数)与容量，各级配电线路出线条数与供电半径。
Step2：建立理想电网模型，假设供电区域内负荷近似均匀分布，并假设第一级110/35kV变电站个数为1，第二级35/10kV变电站个数为4，各级线路出线条数均为4，35kV线路长度为10kV线路长度的2倍。110/35kV、35/10kV变电站的供电区域近似圆形，主变压器容载比均为2，各级变电站和线路的功率因数相同。
Step3:以配电网单位供电面积年费用最小为目标函数，设置10kV 线路供电半径、35kV线路供电半径、10kV线路截面积、35kV线路截面积、功率因数、线路平均负载率(各级线路平均负载率相等)、变压器平均负载率为优化变量(假设各级变压器平均负载率相等)，在满足10kV线路允许电压损耗的条件下，求解出单位面积年费用最小时的各个优化变量。
Step4：根据上述优化变量列出线损率函数
Figure BDA0000957901220000131
其中4为线路出线条数，A10为10kV线路年电能损耗，A35为35kV线路年电能损耗，A1为110/35kV变电站年电能损耗，A2为35/10kV变电站年电能损耗，w为线路平均负载率，τmax10为年最大负荷小时数。
所述步骤Step1中，作为基准的35/10kV变电站最大功率由区域负荷密度、10kV线路长度等确定；显然一座35/10kV变电站的最大负荷Pmax的计算式如下：
Figure BDA0000957901220000132
其中，L10为10kV线路供电半径，q为负荷密度。
在不同负荷密度下，改变某一影响因素(即上述优化变量)大小，求得相应的线损率。在此基础上根据相关性函数，求出各个影响因素与线损率的相关性大小并排序。
所述步骤Step2中，目标函数单位面积年费用计算涉及变压器损耗及线路损耗等，变压器损耗是由变压器的空载损耗ΔP0及负载损耗ΔPk组成，其计算依据的是同一类型(S9系列)变压器损耗参数值拟合得到的曲线，如下表。
Figure BDA0000957901220000133
Figure BDA0000957901220000141
公式中，S代表变电站容量。根据各级容载比都为2的假设，则S＝2Pmax。
本实施例所构建的模型是以35kV线路截面积、10kV线路截面积、10kV线路长度(即10kV线路的供电半径)、35kV线路长度(即35kV线路的供电半径)、变压器平均负载率、线路平均负载率、功率因数为优化变量，以单位供电面积最小年费用为目标函数，以10kV线路允许电压损耗为约束条件的非线性规划模型。通过该模型即可以得到在不同负荷密度下的优化变量值。本实施例中L35＝2L10。
利用此实施例求解得到优化结果，见表1。
表1 110/35/10kV配电网线损率各影响因素的优化计算结果
Figure BDA0000957901220000142
表1中，线损由下式计算得出：
Figure BDA0000957901220000143
基于此，比如在50kW/km2的负荷密度下，改变某一影响因素的参数，保持其余影响因素的参数不变，得到该影响因素与线损率的线性相关性系数，列于表2。
表2 负荷密度q＝50时各影响因素相关系数计算结果
10kV线路长(km) 8 7 6 5 4 相关系数
线损率(％) 0.51 0.51 0.53 0.56 0.62 -0.9072
10kV线路截面积(mm<sup>2</sup>) 70 95 120 150 185 相关系数
线损率(％) 0.60 0.57 0.55 0.54 0.53 -0.9587
35kV线路截面积(mm<sup>2</sup>) 70 95 120 150 185 相关系数
线损率(％) 0.51 0.51 0.51 0.51 0.51 -0.9657
线路平均负载率(％) 30 40 50 60 70 相关系数
线损率(％) 0.52 0.56 0.61 0.67 0.74 0.9931
功率因数 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 相关系数
线损率(％) 0.69 0.63 0.58 0.55 0.52 -0.9871
变压器平均负载率(％) 30 40 50 60 70 相关系数
线损率(％) 0.52 0.59 0.68 0.79 0.92 0.9955
同理得到不同负荷密度下，线损率与各个影响因素相关性(相关系数)，列于表3。
表3 线损率与各个影响因素相关系数结果
根据表3，从横向比较来看，随着负荷密度从50kW/km2增大到
Figure BDA0000957901220000151
400kW/km2，10kV线路供电半径与线损率的相关性总体逐渐变大，10kV线路和35kV线路截面积、线路和变压器平均负载率与线损率的相关性基本保持不变，平均功率因数与线损率的相关性逐渐变大。此 外，从纵向比较来看，随着负荷密度变大，变压器平均负载率始终为相关性最大的影响因素。
上述实施例是基于“110/35/10kV”电网模型的线损率各影响因素相关性排序方法，也适用于220/110/35/10kV、110/10kV、110/20kV等其它形式的电网模型。对某区域配电网用本方法计算得出该区域线损率各影响因素相关性排序，为该区域选择降损措施提供理论依据。
以上实施方式仅用于说明本发明，而非对本发明的限制。尽管参照实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，对本发明的技术方案进行各种组合、修改或者等同替换，都不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种线损率影响因素的相关性确定方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
S1、根据各级配电网的建设需求、规划需求以及运行需求确定最低级变电站的出线条数、各级变电站的数量以及各级变电站的容量；
S2、以配网单位供电面积年费用最小为目标函数，以各级配电线的线路截面积、各级配电线的功率因数、各级配电线的线路平均负载率、各级变电站的变压器的平均负载率以及最低级配电线的供电半径作为待优化变量，在满足最低级配电线的线路允许电压损耗的约束条件下求解出年费用最小时各个所述待优化变量的值；
S3、根据各级变电站的数量、各级变电站的容量以及所述步骤S2得到的各个所述待优化变量的值确定各级配电线的线路年电能损耗和各级变电站的年电能损耗；根据所述最低级变电站的出线条数、所述步骤S2优化得到的各级变电站的变压器的平均负载率、所述各级配电线的线路年电能损耗以及所述各级变电站年电能损耗确定对应的线损率；
S4、根据所述步骤S3得到的所述线损率，利用相关性函数确定各个所述待优化变量与线损率的相关性。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括以下步骤：
S5、将所述步骤S4得到的相关性进行排序。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法设定所述各级配电线的功率因数相等，所述各级配电线的线路平均负载率相等，所述配电线每提高一级，对应的供电半径增大一倍，所述各级变电站的变压器的平均负载率相等，并且所述各级变电站的变压器的平均负载率等于最低级变电站的变压器的平均负载率，其中所述最低级变电站为电压最低的变电站，最低级配电线为电压最低的配电线。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述各级配电网包括两级变电站，所述目标函数为：
Figure FDA0002171465180000021
式中，F为配电网单位供电面积年费用，F1为第一级变电站的年费用，F2为第二级变电站的年费用，F10为第二级配电线的年费用，F35为第一级配电线的年费用，其中所述第二级配电线为所述第二级变电站的低电压输出线路，所述第一级配电线为所述第一级变电站的低电压输出线路，所述为第一级变电站的电压高于所述为第二级变电站的电压，L10为所述第二级配电线的供电半径，L35为所述第一级配电线的供电半径；
所述约束条件为：
ΔU＝[2×(ρ10/S10+tanψ×x)×q×π×L10 3]/[3×1000×U10 2]<＝5％
式中，其中，ΔU为最低级配电线的线路允许电压损耗的约束条件，ρ10所述第二级配电线的电阻率，S10为第二级配电线的线路截面积，ψ为第二级配电线的功率因数角，x为单位长度电阻，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径，U10为所述第二级配电线的额定电压；
所述第一级变电站的年费用利用如下公式计算：
F1＝(λ+γ)*Z1+d*A1
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z1为所述第一级变电站的容量和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A1为第一级变电站的年电能损耗；
所述第二级变电站的年费用利用如下公式计算：
F2＝(λ+γ)*Z2+d*A2
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z2为所述第二级变电站的容量和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A2为第二级变电站的年电能损耗；
所述第一级配电线的年费用利用如下公式计算：
F35＝(λ+γ)*Z35+d*A35
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z35为所述第一级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A35为第一级配电线的线路年电能损耗；
所述第二级配电线的年费用利用如下公式计算：
F10＝(λ+γ)*Z10+d*A10
式中，λ为投资贴现率，γ为年运行维护率，Z10为所述第二级配电线的线路截面积和综合造价的线性回归关系，d为电的单价，A10为第二级配电线的线路年电能损耗。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述第一级变电站的年电能损耗为：
A1＝T1×ΔP01+τmax1×ΔPmax1
式中，T1为所述第一级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP01为第一级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax1为第一级变电站的变压器的负载损耗，τmax1为第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数；
所述第一级变电站的变压器的空载损耗以及第一级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述第二级变电站的年电能损耗为：
A2＝T2×ΔP02+τmax2×ΔPmax2
式中，T2为所述第二级变电站的变压器的年运行小时数，ΔP02为第二级变电站的变压器的空载损耗，ΔPmax2为第二级变电站的变压器的负载损耗，τmax2为第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数；
所述第二级变电站的变压器的空载损耗以及第二级变电站的变压器的负载损耗均根据与对应的变电站的容量拟合的回归关系得到。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述第一级配电线的线路年电能损耗为：
Figure FDA0002171465180000041
式中，τmax35为所述第一级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率，ρ35为所述第一级配电线的电阻率，L35为所述第一级配电线的供电半径，U35为所述第一级配电线的额定电压，g为所述第一级配电线的功率因数，S35为第一级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级变电站的变压器最大负荷，并且
Figure FDA0002171465180000042
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述第二级配电线的线路年电能损耗为：
Figure FDA0002171465180000043
式中，τmax10为所述第二级配电线的年最大负荷小时数，v为所述第二级配电线的线路平均负载率，ρ10为所述第二级配电线的电阻率，L10为所述第二级配电线的供电半径，U10为所述第二级配电线的额定电压，g为所述第二级配电线的功率因数，S10为第二级配电线的线路截面积，Pmax为所述第二级变电站的变压器最大负荷，并且
Figure FDA0002171465180000044
式中，q为第二级变电站的变压器的负荷密度，L10为所述第二级配电线的供电半径。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，利用如下公式确定所述线损率：
G＝[M×(A10+A35+A2)+A1]/[M×(A35+τmax10×Pmax×W)+A1]
式中，G为所述线损率，M为所述第二级变电站的出线条数，W为所述各级变电站的变压器的平均负载率。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述第二级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级配电线的年最大负荷小时数、所述第一级变电站的变压器的年最大负荷小时数以及所述第二级变电站的变压器的年最大负荷小时数相等；
所述第二级变电站的变压器的年运行小时数与所述第一级变电站的变压器的年运行小时数相等。
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