CN107370182A - 一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，包括以下步骤：计算主动配电网馈线最大装接配变容量；计算主动配电网馈线最优分段；以及采用上级变电站的最大接入能力对变电站馈线分布式电源加总容量进行校验，以获得主动配电网最大消纳能力。本发明对分布式电源接入方案进行了优化，与传统规划相比，在不失可靠性的同时，达到降低系统建设费用的效果，实现整体的经济性，确保配电网的持续发展对电力企业和用户都能负担得起。
Description
技术领域
本发明涉及一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法。
背景技术
传统的配电网规划依赖灵活的网络结构和足够的容量裕度来应对负荷的不确定性，以保证系统的安全可靠性，运行控制方法相对简单。
详细来说，传统配电网规划方法是针对某个负荷预测结果采用最大容量裕度(存在最严重工况为小概率事件的情况)，从而规划阶段找到处理所有运行问题的最优解，传统规划方法相对简单。
同时传统配电网规划处理分布式能源的基本原则是“即插即忘”，传统的运行模式和控制策略相对简单，出现电压越限情况分布式电源即离网运行，这样大大降低分布式能源的渗透率。
随着DER(分布式电源)的大量接入、渗透率快速增长，将使配电网的功率与故障电流双向流动，其运行特性与故障特征都发生了实质性的变化，传统的潮流与故障分析、电压无功控制、继电保护方法以及运行管理措施对配电网已不再适应，投资效益也大受影响，均需要进行相应的调整与改进。配电网规划应从被动规划向主动规划转变，主动吸收大规模分布式电源的接入。
主动规划不再仅仅考虑一个简单的配电网运行状态断面，而是将配电网的规划建设和灵活管控相结合，在满足电力需求和系统安全的前提下，利用灵活管控技术来协调大规模间歇式能源处出力与负荷的匹配度，并对其进行技术经济分析，在不失可靠性的同时，达到降低系统建设费用的效果，实现整体的经济性，确保配电网的持续发展对电力企业和用户都能负担得起。
在主动规划的背景下，现有的分布式电源接入方案需要优化。
发明内容
本发明的目的在于提供一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，以优化分布式电源接入方案。
为此，本发明提供了一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，包括以下步骤：步骤一：计算主动配电网馈线最大装接配变容量；步骤二、主动配电网馈线最优分段；以及步骤三、采用上级变电站的最大接入能力对变电站馈线分布式电源加总容量进行校验，以获得主动配电网最大消纳能力。
本发明对分布式电源接入方案进行了优化，通过电力资源合理布局，最大程度地提高电网对分布式电源的消纳能力。规避分布式电源给传统电网带来的电能质量差、功率倒送严重、利用率低等问题。
除了上面所描述的目的、特征和优点之外，本发明还有其它的目的、特征和优点。下面将参照图，对本发明作进一步详细的说明。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1是根据本发明的主动配电网“源—网—荷”三元规划体系的示意图；
图2是根据本发明的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法的流程图；
图3是根据本发明的新能源接纳能力计算流程图；
图4是典型架空系统分布式电源接入模型示意图；
图5是典型电缆系统分布式电源接入模型示意图；
图6是传统配电网不同分段下用户停电损失及投资成本示意图；
图7是本发明的含分布式电源馈线不同分段下用户停电损失及投资成本示意图；以及
图8为集中接入末端的示意图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
如图1所示，本发明在主动配电网的基础上提出了源—网—荷三元规划体系，在传统规划基础上体现以下几点不同：1)负荷特点分析、负荷性质分类，进行多元负荷预测，重点预测给出可时间平移的负荷量，不能时间平移的负荷量；2)电力电量平衡：“源-网-荷”一体化平衡，即综合考虑分布式电源出力、多元负荷而进行的电力平衡；3)网架规划：“网-源”协同规划，论证分布式电源最优接入容量、最优接入点，优化分布式电源接入方案，并应用电气计算论证分布式电源接入对电网的影响。
主动配电网规划的电力平衡在传统“网-荷”电力平衡的基础上，考虑分布式电源出力及置信区间，实现“源-网-荷”三位一体的电力电量平衡。给出约90％电力平衡置信区间，概率性规划；小概率区间采用控制、需求响应的方式解决。下面给出高中压配电网电力平衡计算公式。
分布式电源90％可信出力：可信出力Pβ是指DG在一定概率(置信度)内至少能够达到的出力水平，例如β＝90％时DGR可信出力为P90％，表示DGR的出力有90％的概率在P90％以上。Pβ可由DG出力的概率密度函数或累计分布函数计算。
110kV网供负荷＝全社会用电负荷-厂用电-220kV及以上电网直供负荷-110kV电网直供负荷-220kV直降35kV负荷-220kV直降10kV负荷-35kV及以下上网常规电源发电负荷-分布式电源90％可信出力；
10kV网供(公用)负荷＝220kV直供10kV负荷+110kV直供10kV负荷+35kV直供10kV负荷+10kV分布式电源90％可信出力-10kV专线用户负荷-0.38kV分布式电源90％可信出力。
下面结合图2对本发明的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法进行说明，如图2所示，该分布式电源接入规划方法包括以下步骤：
S101：计算主动配电网馈线最大装接配变容量和主动配电网馈线最优分段。
S103、计算主动配电网馈线最优分段；以及
S105、采用上级变电站的最大接入能力对变电站馈线分布式电源加总容量进行校验，以获得主动配电网最大消纳能力。
下面对步骤S101中的主动配电网馈线最大装接配变容量的计算过程进行介绍：
1.计算原则
确定各典型接线方式下的供电能力及装接配变容量，主要原则如下：
(1)不同截面导线的供电能力依据持续热稳定电流计算。
(2)线路装接配变总容量上限根据导线的传输功率、馈线装接分布式电源出力，以及配电变压器的经济负载率、同时率、功率因数来综合估算。
(3)为保证电压质量，线路末端压降应控制在5％范围内。
2.计算公式
(1)供电能力计算公式
式中：P-线路负载；I-线路允许电流；U-线路额定电压；COSΦ-线路功率因数。
(2)装接配变容量的计算公式为
式中：P-线路负载；PDG-分布式电源出力；β-配变经济负载率；γ-配变之间的同时率；COSΦ-配变功率因数。
(3)按电压降落计算公式为ΔU％＝PmaxL(ro+xo×tanφtanφ)/10Ue2
式中：ΔU％-线路电压损失，％；Pmax-线路最大负载，kW；L-线路长度，km；Ue-线路额定电压，kV；Ro-线路单位长度电阻，Ω/km；Xo-线路单位长度电抗，Ω/km；tanφ-线路功率因数角Φ的正切值。
3.计算条件
(1)10kV主干架空线选择JKLYJ-240绝缘导线和LGJ-240钢芯铝绞线，环境温度40℃时热稳定电流分别为500A和560A。
(2)配电变压器经济负载率取0.5、配变之间的同时率取0.8、配变功率因数取0.95、线路功率因数取0.9。
(3)架空辐射式接线方式不考虑N-1要求，线路负载率不超过100％。
(4)架空多分段单联络、多分段适度联络方式按照线路运行N-1准则，一路线路故障不损失负荷，线路负载率取50％。
(5)10kV主干电缆选择YJV22-300和YJV22-400电缆，环境温度25℃时热稳定电流分别为423A和482A。
(6)配电变压器经济负载率取0.5、配变之间的同时率取0.8、配变功率因数取0.95、线路功率因数取0.9。
(7)电缆单环式、双环式按照线路运行N-1准则，一路线路故障不损失负荷，线路负载率取50％。
(8)接入分布式电源的馈线在发生故障时，首先变电站出线开关断开，为防止形成非计划孤岛，分布式电源全部断开。隔离故障后，故障段停电，且段内分布式电源脱网退出运行，非故障段所带负荷由段内分布式电源及联络线路共同恢复供电。
4.不考虑分布式电源出力的计算结果
本次计算以JKLYJ-240导线为例进行说明，单条线路供电能力：
单条线路装接配变容量：
S＝P/(β×γ×COSΦ)＝8180/(0.5*0.8*0.95)＝21500kVA
架空线路典型接线的装接配变容量如下表1所示：
表1架空线路典型接线装接配变容量
电缆线路典型接线的装接配变容量如表2所示。
表2电缆线路典型接线装接配变容量
5.考虑分布式电源出力的计算结果
分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25％。63MVA的主变出线12回，平均单回馈线装接分布式电源容量1.25MW。同时，给出下列结论：单条馈线的最优接入容量为2.25-4MW。下面按照分别接入容量为1MW、2M、3MW、4MW的分布式电源，置信容量按照80％概率下的出力10％考虑，计算馈线最大装接配变容量。
架空线路典型接线的装接配变容量如表3所示。
表3架空线路典型接线的装接配变容量
电缆线路典型接线的装接配变容量如表4所示。
表4电缆线路典型接线的装接配变容量
从上表4中，可得出以下结论：
(1)分布式电源接入馈线可以提高装接配变容量。
(2)在分布式电源可信出力保守考虑的情况下，分布式电源接入2MW，馈线装接配变的最大容量可提高20％左右。
下面对步骤S103中的主动配电网馈线最优分段的计算过程进行介绍：
分布式电源接入配电网将会提升配电网可靠性，具体表现在电网出现故障后，分布式电源采用孤网运行方式供带部分负荷，减小部分负荷的停电时间，进而提升供电可靠性。合理的分段可以缩小停电影响范围，也是提升供电可靠性的关键措施。分段数增加停电影响范围减小，停电损失减小，但分段数增加投资也进一步增加。本项目建立架空及电缆系统的总成本分析模型模型，采用故障遍历法分析停电影响，绘制成本效益曲线，求解合理分段范围。
图3和图4给出典型架空、电缆系统分布式电源接入示意图。对于辐射型线路分布式电源接入后在故障情况下起到联络线路转供作用，与联络线路故障遍历原理相同，本模型以联络接线为例分析。
表5给出典型参数的计算取值。
表5计算参数取值表
在上表5中，线路实施配电自动化，开关节点均具有遥控功能；线路容量、负荷、分布式电源接入为平均分布。
以段为单位逐一遍历，段线路故障情况下停电、复电影响，并汇总形成综合停电结果。由于线路故障率远高于开关故障率，因此忽略开关故障影响，因考虑段内线路故障段而影响，段故障率等效为段内所有线路长度的故障率。以架空线路为例给出逐一遍历过程：
第1段故障：
第1段内线路两侧开关跳开，实现自动隔离。第1段的用户及发电企业均为修复完成后恢复供电，其余段在主站评估优化孤岛供电范围后恢复分布式电源的供电负荷。停电时户数为：
第i段故障，停电时户数为：
第n段故障，停电时户数为：
遍历所有分段，停电时户数为：
平均停电小时数为：
用户停供电电量为：
发电商减发电量为：
用户停电损失为：
发电商减发损失为：
VPG＝EG×KF
分段投资为：
VPG＝N×RD
1.不含分布式电源馈线合理分段分析
上述模型中机容比设置为0，分析计算结果即是传统无分布式电源接入配电网的合理分段情况，计算结果如表6所示。
表6传统电网不同分段下的停电损失及分段投资计算汇总表
| 分段(段) | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 平均停电小时数(小时) | 14.15 | 10.62 | 9.44 | 8.85 | 8.49 | 8.26 | 8.09 | 7.96 |
| 用户停供电电量(万kwh) | 3.23 | 2.42 | 2.15 | 2.02 | 1.94 | 1.89 | 1.85 | 1.82 |
| 发电商停发电量(万kwh) | 2.91 | 2.18 | 1.94 | 1.82 | 1.75 | 1.70 | 1.66 | 1.64 |
| 用户停电损失(万元) | 64.63 | 48.47 | 43.09 | 40.39 | 38.78 | 37.70 | 36.93 | 36.35 |
| 发电商停发损失(万元) | 1.45 | 1.09 | 0.97 | 0.91 | 0.87 | 0.85 | 0.83 | 0.82 |
| 总损失(万元) | 66.08 | 49.56 | 44.06 | 41.30 | 39.65 | 38.55 | 37.76 | 37.17 |
| 投资(万元) | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 |
| 总成本(万元) | 71.08 | 59.56 | 59.06 | 61.30 | 64.65 | 68.55 | 72.76 | 77.17 |
从图6可以看出，传统配电网不分段至分2段停电小时数下降最为明显，3-5段相对较为平缓，在第7段后成本投入将超过停电损失的降低值，投入产出比下降。因此对于传统电网，建议分段选取为3-5段左右。
2.含分布式电源馈线合理分段分析
上述模型中机容比设置为0.6，即分布式电源接入为6MW。分析计算结果即是传统无分布式电源接入配电网的合理分段情况，计算结果如表7所示。
表7含分布式电源馈线不同分段下停电损失及投资成本计算汇总表
| 分段 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 平均停电小时数(小时) | 14.15 | 7.67 | 5.50 | 4.42 | 3.77 | 3.34 | 3.03 | 2.80 |
| 用户停供电电量(万kwh) | 3.23 | 1.75 | 1.26 | 1.01 | 0.86 | 0.76 | 0.69 | 0.64 |
| 发电商停发电量(万kwh) | 2.91 | 1.58 | 1.13 | 0.91 | 0.78 | 0.69 | 0.62 | 0.58 |
| 用户停电损失(万元) | 64.63 | 35.01 | 25.13 | 20.20 | 17.23 | 15.26 | 13.85 | 12.79 |
| 发电商停发损失(万元) | 1.45 | 0.79 | 0.57 | 0.45 | 0.39 | 0.34 | 0.31 | 0.29 |
| 总损失(万元) | 66.08 | 35.80 | 25.70 | 20.65 | 17.62 | 15.60 | 14.16 | 13.08 |
| 投资(万元) | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 |
| 总成本(万元) | 71.08 | 45.80 | 40.70 | 40.65 | 42.62 | 45.60 | 49.16 | 53.08 |
从图7可以看出，分布式电源接入馈线较传统馈线相比，停电损失曲线更陡洼，增加分段对主动配电网来说效果更加明显，主动配网分段应较传统电网分段更多。分段增加至3段前停电损失下降较为明显，4段及以后停电损失变化趋于平稳，总成本曲线上看，4-6段为总成本最小区间，6段后投资明显上升，停电损失降低效果甚微。因此，对于推荐主动配电网合理分段区间为4-6段。
3.段内分布式电源接入方式研究
从电网角度来看，分布式电源接入集中于末端为首端或平均接入，均可在故障停电情况下实现部分负荷的恢复供电，对可靠性影响不是很大；但从发电企业角度来看，由于分段内的线路长度不同，段故障停电率也不同，分布式电源接入不同的分段对其发电利润有一定的影响。为了给出分布式电源段内最佳接入原则，分别分析集中接入及分散接入对供电企业减发损失的影响。
(1)集中接入
假设分布式电源接入容量为10MW，集中接入不同分段对发电企业上网减发电量的影响。假设集中于末端，如图8所示。
第i段故障，两侧开关判断故障后自动隔离，全线停电，分布式电源孤岛保护脱网。主站根据负荷情况、分布式电源出力预测，优化分布式电源供电范围，恢复部分负荷供电，若待恢复负荷大于分布式电源装接容量，则需降额出力，分布式电源损失费用为孤岛形成过程损失及降额出力损失。遍历所有故障段，汇总得出如下计算公式：
发电商减发损失为：
VPG＝EG×KF
分别对不同分段的集中接入进行算例计算，求得孤岛形成过程中减发电量、修复过程降额出力减发电量、发电企业总损失，详见表8。
表8不同分段集中接入分布式电源的降额出力损失计算表
| 接入段 | 第5段 | 第4段 | 第3段 | 第2段 | 第1段 |
| 接入容量(MW) | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| 段故障率(次/km·年) | 0.94 | 0.94 | 0.94 | 0.94 | 0.94 |
| 形成孤岛过程减发电量(MWh) | 9.44 | 9.11 | 8.31 | 7.51 | 7.08 |
| 修复过程降额出力减发电量(MWh) | 84.92 | 84.92 | 84.92 | 84.92 | 84.92 |
| 发电企业损失发电量(MWh) | 94.36 | 94.03 | 93.23 | 92.43 | 92.00 |
| 减发上网收入(万元) | 4.72 | 4.70 | 4.66 | 4.62 | 4.60 |
(2)分散接入
对于集中接入方式，若接入段出现故障，段内所有分布式电源均脱网陪停。对于分散接入方式，单一段故障的影响相对较小，恢复供电的协调方式也更加灵活。遍历所有故障段，汇总得出如下计算公式：
发电商减发损失为：
VPG＝EG×KF
表9分散接入分布式电源的降额出力损失计算表
从表9可以看出，分散接入较集中接入发电企业损失费用减小，分段数越多损失越多，4段以上损失减少不大。因此建议分布式电源采用分布式接入，最优方式为分布式电源容量与分段配变容量相当。
下面对步骤S105中新能源接纳能力校验进行说明。
(1)新能源接纳能力计算流程
新能源接纳能力分析首先应确定新能源接纳能力计算时刻，准备研究数据；然后基于容量约束分别计算110kV及以下新能源接纳能力、220kV及以下新能源接纳能力、220kV新能源接纳能力；最后采用潮流计算对理论计算结果进行验证。
(2)计算步骤
S201、明确新能源接纳能力计算时刻
分析年、日负荷特性，风电、光伏出力特性，选择电网负荷与新能源出力差值最大的时刻作为新能源接纳能力研究时刻。
白天风电光伏均出力，在白天选择电网负荷与新能源出力差值最大的时刻作为新能源接纳能力研究时刻。
夜间仅有风电出力，光伏不出力，在夜间选择电网负荷与风电出力差值最大的时刻作为风电接纳能力研究时刻。
确定新能源接纳能力研究时刻后，提取此时刻电网负荷、新能源出力、常规机组出力，计算新能源综合出力系数。确定风电接纳能力研究时刻后，提取此时刻电网负荷、风电出力、常规机组出力，计算风电出力系数。
kx*(Sf+Sg)＝kf*Sf+kg*Sg
上式中kx为综合出力系数，Sf为风电装机容量，Sg为光伏装机容量，kf为风电出力系数，kg为光伏出力系数。
S203、计算110kV及以下新能源接纳能力
(1)计算110kV及以下新能源接纳能力容量约束值
110kV及以下上网的新能源出力若不能就地完全消纳，电力需要通过220kV主变上送至主网，220kV变电容量即为110kV及以下新能源接纳能力容量约束值，等于本地220kV变电站主变容量之和。
Sy110＝ΣSti------------------------------(1)
式中Sy110为110kV及以下新能源接纳能力容量约束值，Sti是为220kV主变容量。
(2)计算110kV及以下新能源接纳能力
110kV及以下新能源接纳能力。
S110x＝(Sy110+P110x–P110c)/kx----------------(2)
式中S110x为110kV及以下新能源接纳能力，P110x为新能源接纳能力研究时刻的110kV及以下电网负荷，P110c为110kV及以下常规能源出力，kx为新能源综合出力系数。
(3)计算110kV及以下风电接纳能力
110kV及以下风电接纳能力。
S110f＝(Sy110+P110f–P110c)/kf----------------(3)
式中S110f为110kV及以下风电接纳能力，P110f为风电接纳能力研究时刻的110kV及以下电网负荷，P110c为110kV及以下常规能源出力，kf为风电出力系数。
S205、计算220kV及以下新能源接纳能力
(1)计算220kV及以下新能源接纳能力容量约束值
220kV及以下新能源出力若不能就地完全消纳，电力需要上送至主网。一种情况是通过220kV线路直接上送至本地500kV变电站，由500kV电网进行外送；另一种情况是通过区域之间的220kV联络线进行外送。以上两种情况的220kV线路输送容量之和即为220kV及以下新能源的容量约束值。
1)区内220kV线路容量约束值
区内220kV线路是指500kV变电站直供的220kV线路，其上送总容量同时也受其上级500kV主变容量的限制。所以区内220kV线路容量约束值应为线路输送总容量和500kV主变容量之间的最小值。
Syln＝MIN(ΣSlnli，ΣS500kVi)--------------(4)
式中Syln为区内220kV线路容量约束值，Slnli为区内220kV线路输送容量，S500kVi为区内500kV变电容量。
2)220kV联络线路容量约束值
220kV联络线路是指本地与区外联络的220kV线路。所以220kV联络线路容量约束值为联络线路输送容量之和。
Sylw＝ΣSlwli---------------------------------------------(5)
式中Sylw为220kV联络线路容量约束值，Slwli为220kV联络线路输送容量。
3)220kV线路容量约束值
220kV线路容量约束值为区内220kV线路容量约束值与220kV联络线路总容量约束值之和。
Sy220＝Syln+Sylw-------------------------------------------(6)
式中Sy220为220kV线路容量约束值。
(2)计算220kV及以下新能源接纳能力
220kV及以下新能源接纳能力。
S220x＝(Sy220+P220x-P220c)/kx--------------(7)
式中S220x为220kV及以下新能源接纳能力，P220x为新能源接纳能力研究时刻的220kV及以下电网负荷，P220c为220kV及以下常规能源出力，kx为新能源综合出力系数。
(3)计算220kV及以下风电接纳能力
220kV及以下风电接纳能力。
S220f＝(Sy220+P220f–P220c)/kf---------------(8)
式中S220f为220kV及以下风电接纳能力，P220f为风电接纳能力研究时刻的220kV及以下电网负荷，P220c为220kV及以下常规能源出力，kf为风电出力系数。
S207、计算220kV新能源接纳能力
220kV新能源接纳能力为220kV及以下新能源接纳能力与110kV及以下新能源接纳能力差值。
S220kVx＝S220x-S110x----------------------------------------(9)
式中S220kVx为220kV电压等级新能源接纳能力。
S209、新能源接纳能力理论计算结果验证
通过潮流计算对新能源接纳能力的理论计算结果进行验证。若潮流计算指标越限，则理论计算结果不合理，适当减少新能源接入量，重新计算直至满足校验为止，所对应的新能源接入量为新能源接纳能力。若指标不越限，则理论结算结果合理，理论计算结果为新能源接纳能力。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：计算主动配电网馈线最大装接配变容量；
步骤二：计算主动配电网馈线最优分段；以及
步骤三、采用上级变电站的最大接入能力对变电站馈线分布式电源加总容量进行校验，以获得主动配电网最大消纳能力。
2.根据权利要求1所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，所述步骤三包括以下步骤：
确定新能源接纳能力计算时刻，准备研究数据；
基于容量约束分别计算110KV及以下新能源接纳能力、220KV及以下新能源接纳能力、220KV新能源接纳能力，其中220kV新能源接纳能力为220kV及以下新能源接纳能力与110kV及以下新能源接纳能力差值；以及
采用潮流计算对理论计算结果进行验证，其中，若潮流计算指标越限，则适当减少新能源接入量，重新计算直至满足校验为止。
3.根据权利要求2所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，确定新能源接纳能力计算时刻包括：分析年、日负荷特性，风电、光伏出力特性，选择电网负荷与新能源出力差值最大的时刻作为新能源接纳能力研究时刻，在确定新能源接纳能力研究时刻后，提取此时刻电网负荷、新能源处理、常规机理出力，计算新能源综合出力系数。
4.根据权利要求3所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，基于容量约束计算110KV及以下新能源接纳能力包括：
计算110KV及以下新能源接纳能力容量约束值，其中，110KV及以下上网的新能源出力若不能就地完全消纳，电力需要通过220KV主变上送至主网，则110KV及以下新能源接纳能力容量约束值等于本地220KV变电站主变容量之和；以及
110KV及以下新能源接纳能力S110x＝(Sy110+P110x–P110c)/kx，其中，P110x为新能源接纳能力研究时刻的110kV及以下电网负荷，P110c为110kV及以下常规能源出力，kx为新能源综合出力系数，Sy110为110kV及以下新能源接纳能力容量约束值。
5.根据权利要求3所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，基于容量约束计算220KV及以下新能源接纳能力包括：
计算220KV及以下新能源接纳能力容量约束值，其中，220kV及以下新能源出力若不能就地完全消纳，电力需要上送至主网：一种情况是通过220kV线路直接上送至本地500kV变电站，由500kV电网进行外送；另一种情况是通过区域之间的220kV联络线进行外送，以上两种情况的220KV线路输送容量之和即为220KV及以下新能源的容量约束值；以及
计算220KV及以下新能源接纳能力S220x＝(Sy220+P220x-P220c)/kx，其中，P220x为新能源接纳能力研究时刻的220kV及以下电网负荷，P220c为220kV及以下常规能源出力，kx为新能源综合出力系数，Sy220为220KV及以下新能源接纳能力容量约束值。
6.根据权利要求1所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，
主动配电网馈线最大装接配变容量的计算公式为
其中，线路负载I为线路允许电流、即持续热稳定电流；U为线路额定电压；COSΦ为线路功率因数；PDG为分布式电源出力；β为配变经济负载率；γ为配变之间的同时率，其中，分布式电源总容量要求不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25％，线路末端压降要求在5％范围内。
7.根据权利要求1所述的主动配电网三元规划体系分布式电源接入规划方法，其特征在于，主动配电网馈线最优分段的计算方法包括以下步骤：
建立架空、电缆系统的总成本分析模型；
采用故障遍历法分析停电影响；以及
绘制成本效益曲线，求解合理分段范围。
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