CN107492908B - 一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法 - Google Patents

一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，包括以下步骤：绘制典型日负荷特性曲线，选取最大负荷时刻；获取n%出力概率下的最小出力值，预测规划区域最大负荷，进行电力电量平衡，规划变电站座数和变电容量；计算容量限制下的馈线最大可接入分布式电源容量；对馈线进行潮流计算、短路计算，校验各节点电压、短路电流；制定配电网安全性评估模型，计算1‑n%概率分布式电源出力下的不安全负荷,并进行判断。本发明的有益效果：以潮流计算节点电压、短路电流不越限为约束，以馈线、变电站最大接入能力、电网安全性为条件校验规划方案合理性，解决传统规划方法面向大量分布式电源接入无法实现全局优化规划问题。

Description

一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法
技术领域
本发明涉及电网规划技术领域，具体来说，涉及一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法。
背景技术
分布式发电DG(distributed generator)是指在用户附近配置较小的发电机组(小于50MW)，以满足特定用户的用电需求或支持现存配电网的经济运行。这些小的机组包括燃料电池、微型燃气轮机、光伏电站、屋顶光伏、风力发电等。分布式电源接入配电网带来提高供电可靠性、利于平衡负荷、提高电网防灾害水平、减小主网投资等一系列积极的影响，同样也会带来电压调整问题、继电保护问题、重合闸成功率、短路电流水平、电网规划设计等一些技术问题。
根据国家新能源的战略决策部署，在可预见的未来将会有大量分布式电源接入配电网，传统配电网规划方法无法满足分布式电源接入的规划需求。从规划层面实现分布式电源接入的顶层设计，研究一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，为规划技术人员及企业管理人员提供决策依据变得非常迫切。
发明内容
针对相关技术中的上述技术问题，本发明提出一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，能够克服现有技术的上述不足。
为实现上述技术目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，包括以下步骤：
S1：绘制典型日负荷特性曲线，选取最大负荷时刻；收集连续多年同一季度每天该时刻的出力数据，设置初始分布式电源出力概率n％,其中，80≤n≤100；
S2：获取设置出力概率下的分布式电源最小出力值，预测规划区域最大负荷，进行电力电量平衡，规划110kV变电站座数和变电容量；预测110kV变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大可接入分布式电源的总容量；
S3：预测地块最大负荷，计算所需中压馈线规模，配置配电设备、开关设施；计算容量限制下的馈线最大可接入分布式电源容量；
S4：运用典型接线模式组网，规划馈线最优分段；根据段内机容配比原则，规划分段内接入最优分布式电源容量，并确定已知分布式电源容量的最优接入位置或已知接入位置的最优接入容量；
S5：对馈线进行潮流计算、短路计算，计算各节点电压、短路电流；
S6：判断节点电压、短路电流是否越限，若越限，将馈线装接容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路电流计算，直至满足要求为止；
S7：累加馈线各段分布式电源最大接入容量求得该条馈线分布式电源最大接入容量，累加各条馈线分布式电源最大接入容量求得变电站下所有中压馈线分布式电源最大接入容量总和；
S8：判断分布式电源接入容量是否超过变电站最大接入容量，若越限，将馈线容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路计算，直至满足要求为止；
S9：制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型，计算分布式电源1-n％概率分布式电源出力下的不安全负荷；
S10：判断不安全负荷是否大于零，若大于零，则设置出力概率递增2％，重新进行馈线规划，直至不安全负荷小于或等于零为止。
进一步的，在步骤S1中，所述的典型日为该规划区域最大负荷日。
进一步的，在步骤S2中，所述的进行电力电量平衡、规划110kV变电站座数和变电容量的步骤包括：
S2.1.1：预测区域最大负荷，剔除110kV专线负荷，获取110kV变电站网供负荷，进行电力平衡：所需110kV最大变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*2.1，所需110kV最小变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*1.8，取中间值作为规划变电容量，所需规划变电容量＝(所需最大变电容量+所需最小变电容量)/2；
S2.1.2：取三台50MVA的典型配置，计算规划110kV变电站座数，变电站座数＝int(110kV变电站容量/150)。
进一步的，在步骤S2中，所述的预测变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大接入能力的步骤包括：
S2.2.1：预测110kV变电站管辖范围内最小负荷；
S2.2.2：110kV变电站最大接纳能力为最小负荷时分布式电源上送不过载，且满足N-1校验，即110kV变电站最大接入能力＝变电站最小负荷+变电站N-1校验容量；变电站N-1校验容量为扣减最大一台主变容量后的变电站剩余总容量。
进一步的，在步骤S3中，所述计算所需中压馈线规模的公式为：所需10kV馈线回数＝(预测地块最大总负荷*地块间负荷同时系数-10kV专线负荷)/单条馈线经济供电负荷；所述最大可接入分布式电源容量计算公式为：最大可接入分布式电源容量＝10kV馈线输送容量*功率因数。
进一步的，在步骤S3中，所述配置配电设备、开关设施的步骤包括：
S3.1：依据地块负荷预测结果，确定地块所需新增配变容量，地块新增配变容量＝地块预测负荷/配变经济运行负载率-现有配变容量，地块新增配变台数＝地块新增配变容量/该类供区单台配变的典型容量；
S3.2：在确定配变容量及台数的基础上布置开关设施，最小环网柜座数＝int[(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最小接入配变容量]，最大环网柜座数＝(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最大接入配变容量，规划环网柜座数＝int[(最小环网柜座数+最大环网柜座数)/2]。
进一步的，在步骤S4中，所述规划馈线最优分段的步骤包括：
S4.1.1：以典型单环网、双环网模式组网，馈线分段设置为1段-8段，计算不同分段的投资成本；
S4.1.2：计算不同分段情况下，任一元件故障带来的停电电量，乘以度电产值，求得停电损失；
S4.1.3：逐个选取第i+1段与第i段进行比较，计算增量效益、增量成本及增量效益成本比，选取增量效益成本比最接近1的方案为最优的分段方案。
进一步的，在步骤S4中，所述制定段内机容配比原则的制定步骤包括：
S4.2.1：已知分布式电源接入容量，构建以接入位置为变量的网损函数，求取网损对接入位置的偏导数；
S4.2.2：取偏导为零，求得分布式电源接入容量与最优接入位置的函数关系，若已知分布式电源接入位置，可求得最优接入容量，同时若已知分布式电源容量，可求得最优接入位置；
S4.2.3：选择不同分段数为例进行计算，可得出结论：分布式电源供带接入点及接入点后段负荷的同时向上供带至10kV母线侧一半的负荷，网损最小，也即分布式电源就近消纳损耗最小；
S4.2.4：基于步骤S4.2.3的结论，制定段内机容配比原则的公式为：分段内分布式电源装接容量＝(接入点及接入点后各段装接配变总容量+接入点至10kV母线侧装接配变容量/2)*配变平均负载率。
进一步的，在步骤S6中，所述节点电压、短路电流的限值为：10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％；10kV节点处短路电流限值为20kA，110kV母线处短路电流限值为31.5kA。
进一步的，在步骤S9中，所述制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型的步骤包括：
S9.1：设置110kV变电站一台大容量主变故障的工况；
S9.2：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.3：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.4：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.5：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]。
本发明的有益效果：通过区域(地块)最大负荷预测、变电站最小负荷预测，求取变电站、馈线最大接入能力；基于历史数据统计，获取分布式电源不同概率下的出力区间，考虑分布式电源出力进行电力电量平衡，计算所需馈线规模，配置配变及开关设施；构建分布式电源容量、接入位置与馈线网损的关系模型，制定典型接线模式下的分布式电源最优接入准则，运用准则进行分布式电源的最优接入方案规划；以潮流计算节点电压、短路电流不越限为约束，以馈线、变电站最大接入能力、电网安全性为条件校验规划方案合理性，实现考虑分布式电源接入的馈线优化规划，解决传统规划方法面向大量分布式电源接入无法实现全局优化规划问题。
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是根据本发明实施例所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法的流程示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，根据本发明实施例所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，包括以下步骤：
S1：绘制典型日负荷特性曲线，选取最大负荷时刻；收集连续多年同一季度每天该时刻的出力数据，设置初始分布式电源出力概率n％,其中，80≤n≤100；
S2：获取设置出力概率下的分布式电源最小出力值，预测规划区域最大负荷，进行电力电量平衡，规划110kV变电站座数和变电容量；预测110kV变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大可接入分布式电源的总容量；
S3：预测地块最大负荷，计算所需中压馈线规模，配置配电设备、开关设施；计算容量限制下的馈线最大可接入分布式电源容量；
S4：运用典型接线模式组网，规划馈线最优分段；根据段内机容配比原则，规划分段内接入最优分布式电源容量，并确定已知分布式电源容量的最优接入位置或已知接入位置的最优接入容量；
S5：对馈线进行潮流计算、短路计算，计算各节点电压、短路电流；
S6：判断节点电压、短路电流是否越限，若越限，将馈线装接容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路电流计算，直至满足要求为止；
S7：累加馈线各段分布式电源最大接入容量求得该条馈线分布式电源最大接入容量，累加各条馈线分布式电源最大接入容量求得变电站下所有中压馈线分布式电源最大接入容量总和；
S8：判断分布式电源接入容量是否超过变电站最大接入容量，若越限，将馈线容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路计算，直至满足要求为止；
S9：制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型，计算分布式电源1-n％概率分布式电源出力下的不安全负荷；
S10：判断不安全负荷是否大于零，若大于零，则设置出力概率递增2％，重新进行馈线规划，直至不安全负荷小于或等于零为止。
在一具体实施例中，在步骤S1中，所述的典型日为该规划区域最大负荷日。
在一具体实施例中，在步骤S2中，所述的进行电力电量平衡、规划110kV变电站座数和变电容量的步骤包括：
S2.1.1：预测区域最大负荷，剔除110kV专线负荷，获取110kV变电站网供负荷，进行电力平衡：所需110kV最大变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*2.1，所需110kV最小变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*1.8，取中间值作为规划变电容量，所需规划变电容量＝(所需最大变电容量+所需最小变电容量)/2；
S2.1.2：取三台50MVA的典型配置，计算规划110kV变电站座数，变电站座数＝int(110kV变电站容量/150)。
在一具体实施例中，在步骤S2中，所述的预测变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大接入能力的步骤包括：
S2.2.1：预测110kV变电站管辖范围内最小负荷；
S2.2.2：110kV变电站最大接纳能力为最小负荷时分布式电源上送不过载，且满足N-1校验，即110kV变电站最大接入能力＝变电站最小负荷+变电站N-1校验容量；变电站N-1校验容量为扣减最大一台主变容量后的变电站剩余总容量。
在一具体实施例中，在步骤S3中，所述计算所需中压馈线规模的公式为：所需10kV馈线回数＝(预测地块最大总负荷*地块间负荷同时系数-10kV专线负荷)/单条馈线经济供电负荷；所述最大可接入分布式电源容量计算公式为：最大可接入分布式电源容量＝10kV馈线输送容量*功率因数。
在一具体实施例中，在步骤S3中，所述配置配电设备、开关设施的步骤包括：
S3.1：依据地块负荷预测结果，确定地块所需新增配变容量，地块新增配变容量＝地块预测负荷/配变经济运行负载率-现有配变容量，地块新增配变台数＝地块新增配变容量/该类供区单台配变的典型容量；
S3.2：在确定配变容量及台数的基础上布置开关设施，最小环网柜座数＝int[(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最小接入配变容量]，最大环网柜座数＝(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最大接入配变容量，规划环网柜座数＝int[(最小环网柜座数+最大环网柜座数)/2]。
在一具体实施例中，在步骤S4中，所述规划馈线最优分段的步骤包括：
S4.1.1：以典型单环网、双环网模式组网，馈线分段设置为1段-8段，计算不同分段的投资成本；
S4.1.2：计算不同分段情况下，任一元件故障带来的停电电量，乘以度电产值，求得停电损失；
S4.1.3：逐个选取第i+1段与第i段进行比较，计算增量效益、增量成本及增量效益成本比，选取增量效益成本比最接近1的方案为最优的分段方案。
在一具体实施例中，在步骤S4中，所述制定段内机容配比原则的制定步骤包括：
S4.2.1：已知分布式电源接入容量，构建以接入位置为变量的网损函数，求取网损对接入位置的偏导数；
S4.2.2：取偏导为零，求得分布式电源接入容量与最优接入位置的函数关系，若已知分布式电源接入位置，可求得最优接入容量，同时若已知分布式电源容量，可求得最优接入位置；
S4.2.3：选择不同分段数为例进行计算，可得出结论：分布式电源供带接入点及接入点后段负荷的同时向上供带至10kV母线侧一半的负荷，网损最小，也即分布式电源就近消纳损耗最小；
S4.2.4：基于步骤S4.2.3的结论，制定段内机容配比原则的公式为：分段内分布式电源装接容量＝(接入点及接入点后各段装接配变总容量+接入点至10kV母线侧装接配变容量/2)*配变平均负载率。
在一具体实施例中，在步骤S6中，所述节点电压、短路电流的限值为：10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％；10kV节点处短路电流限值为20kA，110kV母线处短路电流限值为31.5kA。
在一具体实施例中，在步骤S9中，所述制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型的步骤包括：
S9.1：设置110kV变电站一台大容量主变故障的工况；
S9.2：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.3：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.4：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.5：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]。
为了方便理解本发明的上述技术方案，以下通过具体使用方式上对本发明的上述技术方案进行详细说明。
在具体使用时，本发明所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法的操作流程如下：
首先绘制典型日负荷特性曲线，选取最大负荷时刻；收集连续多年典型日所在季度每天该时刻的出力数据，设置初始分布式电源出力概率n％，其中，80≤n≤100，所述典型日为该规划区域最大负荷日。
然后获取设置出力概率下的分布式电源最小出力值，预测规划区域最大负荷，进行电力电量平衡，规划110kV变电站座数和变电容量；预测110kV变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大可接入分布式电源的总容量；其中：
规划110kV变电站座数和变电容量的步骤包括：
a1预测区域最大负荷，剔除110kV专线负荷，获取110kV变电站网供负荷，进行电力平衡：
SS,MAX＝(Lmax-FW-FDG)×rmax
SS,MIN＝(Lmax-FW-FDG)×rmin
SS＝(SS,MAX+SS,MIN)×0.5
注解：SS,MAX为所需110kV最大变电容量；Lmax为区域最大负荷；FW为稳定电源平均出力；FDG为设置概率下分布式电源最小出力；rmax为容载比要求上限，取2.1；SS,MIN为所需最小变电容量；rmin为容载比要求下限，取1.8；SS为所需规划变电站容量；其中，《配电网规划设计技术导则》(Q/GDW1738-2012)中要求110kV电网容载比上限为2.1、110kV电网容载比下限为1.8。
a2取三台50MVA的典型配置，计算规划110kV变电站座数：
Figure BDA0001418204120000101
注解：NS为规划变电站座数。
容量限制下的110kV变电站最大接入分布式电源总容量计算步骤为：
b1、预测110kV变电站管辖范围内最小负荷；
b2、110kV变电站最大接纳能力为最小负荷时分布式电源上送不过载，且满足N-1校验。最大接入容量计算方法为：
ACS＝LS,min+SN-1
注解：ACS为变电站分布式电源最大接入总容量；LS,min为变电站最小负荷；SN-1为扣减最大一台主变容量后的变电站剩余总容量。
再然后，预测地块最大负荷，计算中压馈线条数，配置配电设备、开关设施；计算容量限制下的馈线最大接入能力；具体步骤如下：
首先确定馈线条数；地块累加最大负荷扣减用户专线负荷，确定馈线规模的方法为：
Figure BDA0001418204120000111
注解：NF为规划馈线规模；Li,S为第i个地块的最大负荷；k为地块间的同时系数；LZ为10kV专线负荷；LA为单条馈线容量；以标准环网接线为例，单条馈线LA可取值4MVA。
然后，配置配变容量、台数；区域最大负荷除以现状配变平均负载率为系数即为所需配置的配变容量，确定配变容量、台数的方法为：
Figure BDA0001418204120000112
注解：SF为地块新增配变容量；Li,S为地块预测负荷；LA,E为配变经济运行负载率；LS0为现有配变容量；NF为地块新增配变台数；SF为地块新增配变容量；S0为该类供区单台配变的典型容量。
其次，配置开关设施；在确定配变容量及台数的基础上布置开关设施规模范围，确定规模范围的方法为：
Figure BDA0001418204120000113
注解：NK为开关设施座数；SF为地块新增配变容量；SN为地块现有配变容量。
最后，确定馈线最大接入能力；馈线上送线路不过载为馈线最大接入能力，计算方法为：
ACF＝FS×COSΦ
注解：ACF为馈线最大可接入分布式电源容量；FS为馈线输送功率；COSФ为功率因数。
其次，运用典型接线模式组网，规划馈线最优分段；制定段内机容配比原则，规划分段内接入最优分布式电源容量，并确定已知分布式电源容量的最优接入位置或已知接入位置的最优容量；其中：
规划馈线最优分段步骤包括：
d1以典型单环网、双环网模式组网，馈线分段设置为1段-8段，计算不同分段的投资成本；
d2计算不同分段情况下，任意一元件故障带来的停电电量，乘以度电产值，计算停电损失；
d3逐个选取第i+1段与第i段进行比较，计算增量效益、增量成本及增量效益成本比，选取增量效益成本比最接近1的方案为最优的分段方案；
段内机容配比原则制定步骤包括：
e1假设负荷沿线均匀分布，已知分布式电源容量，构建以接入位置为变量的网损函数，求取网损对接入位置的偏导数；
已知分布式电源容量，网损函数表示为：
Figure BDA0001418204120000121
注解：PLOSS表示网损函数，x0表示接入点距离变电站母线的距离，l表示线路长度，Idg表示分布式电源出力电流，Id表示线路电流，R表示线路电阻。
e2取偏导为零，求得分布式电源容量与最优接入位置的函数关系，若已知分布式电源接入位置，变换求得已知接入位置下的最优接入容量
网损函数对接入位置求偏导，且等于零，求得最优接入位置：
Figure BDA0001418204120000122
进而，最优接入容量可表示为：
Idg＝(l+x0)/2lId
e3选择不同分段数为例进行计算，可得出结论：分布式电源供带接入点及下游负荷的同时向上供带至10kV母线侧一半的负荷，网损最小，也即分布式电源就近消纳损耗最小；
e4基于e3结论，制定段内机容配比原则，段内分布式电源装接容量为：
FSeg,dg＝(SSub+SEef/2)×RL
注解：FSeg,dg为分段内分布式电源装接容量；SSub为接入点及接入点后段配变装接容量；SEef为接入点至10kV母线侧的配变装接容量；RL为配变平均负载率。
然后，对馈线进行潮流计算、短路计算，计算各节点电压、短路电流；所述的配电网潮流计算采用适于辐射运行的前推回代法。
再然后，判断节点电压、短路电流是否越限，若越限，将馈线装接容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路电流计算，直至满足要求为止；本步骤所述的节点电压、短路电流限值为：10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％；10kV节点处短路电流限值为20kA，110kV母线处短路电流限值为31.5kA。
再其次，累加馈线各段分布式电源容量求得该条馈线分布式电源容量，累加各条馈线分布式电源容量求得变电站下所有中压馈线分布式电源容量总和。
然后，判断分布式电源接入容量是否超过变电站最大接入能力，若容量越限，将馈线容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路计算，直至满足要求为止。
再然后，制定基于短时过载的配电网安全性评估模型，计算10％概率分布式电源出力下的不安全负荷；具体步骤如下：
制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型步骤为：
首先根据《配电网规划设计技术导则》Q/GDW 1738-2012，第三级供电安全标准，要求N-1故障情况下15分钟内恢复负荷≥min(组负荷-12MW,2/3组负荷)，3小时内恢复全部负荷供电；不安全负荷为不满足供电安全标准要求的负荷即15分钟内要求最少恢复负荷与实际恢复负荷的差值；
然后对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
其次对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
再然后对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
最后对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]。
最后，判断不安全负荷是否大于零，若大于零，则设置出力概率递增2％，重新进行馈线规划，直至不安全负荷小于零为止。
综上所述，通过区域(地块)最大负荷预测、变电站最小负荷预测，求取变电站、馈线最大接入能力；基于历史数据统计，获取分布式电源不同概率下的出力区间，考虑分布式电源出力进行电力电量平衡，计算所需馈线规模，配置配变及开关设施；构建分布式电源容量、接入位置与馈线网损的关系模型，制定典型接线模式下的分布式电源最优接入准则，运用准则进行分布式电源的最优接入方案规划；以潮流计算节点电压、短路电流不越限为约束，以馈线、变电站最大接入能力、电网安全性为条件校验规划方案合理性，实现考虑分布式电源接入的馈线优化规划，解决传统规划方法面向大量分布式电源接入无法实现全局优化规划问题。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，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 (10)

1.一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：绘制典型日负荷特性曲线，选取最大负荷时刻；收集连续多年同一季度每天该时刻的出力数据，设置初始分布式电源出力概率n％,其中，80≤n≤100；
S2：获取设置出力概率下的分布式电源最小出力值，预测规划区域最大负荷，进行电力电量平衡，规划110kV变电站座数和变电容量；预测110kV变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大可接入分布式电源的总容量；
S3：预测地块最大负荷，计算所需中压馈线规模，配置配电设备、开关设施；计算容量限制下的馈线最大可接入分布式电源容量；
S4：运用典型接线模式组网，规划馈线最优分段；根据段内机容配比原则，规划分段内接入最优分布式电源容量，并确定已知分布式电源容量的最优接入位置或已知接入位置的最优接入容量；
S5：对馈线进行潮流计算、短路计算，计算各节点电压、短路电流；
S6：判断节点电压、短路电流是否越限，若越限，将馈线装接容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路电流计算，直至满足要求为止；
S7：累加馈线各段分布式电源最大接入容量求得该条馈线分布式电源最大接入容量，累加各条馈线分布式电源最大接入容量求得变电站下所有中压馈线分布式电源最大接入容量总和；
S8：判断分布式电源接入容量是否超过变电站最大接入容量，若越限，将馈线容量降低10％或去除某一分布式电源，重新进行潮流、短路计算，直至满足要求为止；
S9：制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型，计算分布式电源1-n％概率分布式电源出力下的不安全负荷；
S10：判断不安全负荷是否大于零，若大于零，则设置出力概率递增2％，重新进行馈线规划，直至不安全负荷小于或等于零为止。
2.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S1中，所述的典型日为该规划区域最大负荷日。
3.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S2中，所述的进行电力电量平衡、规划110kV变电站座数和变电容量的步骤包括：
S2.1.1：预测区域最大负荷，剔除110kV专线负荷，获取110kV变电站网供负荷，进行电力平衡：所需110kV最大变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*2.1，所需110kV最小变电容量＝(区域最大负荷-稳定电源平均出力-设置概率下分布式电源最小出力)*1.8，取中间值作为规划变电容量，所需规划变电容量＝(所需最大变电容量+所需最小变电容量)/2；
S2.1.2：取三台50MVA的典型配置，计算规划110kV变电站座数，变电站座数＝int(110kV变电站容量/150)。
4.根据权利要求3所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S2中，所述的预测110kV变电站最小负荷，计算容量限制下的110kV变电站最大接入能力的步骤包括：
S2.2.1：预测110kV变电站管辖范围内最小负荷；
S2.2.2：110kV变电站最大接纳能力为最小负荷时分布式电源上送不过载，且满足N-1校验，即110kV变电站最大接入能力＝变电站最小负荷+变电站N-1校验容量；变电站N-1校验容量为扣减最大一台主变容量后的变电站剩余总容量。
5.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S3中，所述计算所需中压馈线规模的公式为：所需10kV馈线回数＝(预测地块最大总负荷*地块间负荷同时系数-10kV专线负荷)/单条馈线经济供电负荷；所述最大可接入分布式电源容量计算公式为：最大可接入分布式电源容量＝10kV馈线输送容量*功率因数。
6.根据权利要求5所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S3中，所述配置配电设备、开关设施的步骤包括：
S3.1：依据地块负荷预测结果，确定地块所需新增配变容量，地块新增配变容量＝地块预测负荷/配变经济运行负载率-现有配变容量，地块新增配变台数＝地块新增配变容量/供区单台配变的典型容量；
S3.2：在确定配变容量及台数的基础上布置开关设施，最小环网柜座数＝int[(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最小接入配变容量]，最大环网柜座数＝(地块现有配变容量+地块新增配变容量)/环网柜最大接入配变容量，规划环网柜座数＝int[(最小环网柜座数+最大环网柜座数)/2]。
7.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S4中，所述规划馈线最优分段的步骤包括：
S4.1.1：以典型单环网、双环网模式组网，馈线分段设置为1段-8段，计算不同分段的投资成本；
S4.1.2：计算不同分段情况下，任一元件故障带来的停电电量，乘以度电产值，求得停电损失；
S4.1.3：逐个选取第i+1段与第i段进行比较，计算增量效益、增量成本及增量效益成本比，选取增量效益成本比最接近1的方案为最优的分段方案。
8.根据权利要求7所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S4中，所述段内机容配比原则的制定步骤包括：
S4.2.1：已知分布式电源接入容量，构建以接入位置为变量的网损函数，求取网损对接入位置的偏导数；
S4.2.2：取偏导为零，求得分布式电源接入容量与最优接入位置的函数关系，若已知分布式电源接入位置，可求得最优接入容量，同时若已知分布式电源容量，可求得最优接入位置；
S4.2.3：选择不同分段数为例进行计算，可得出结论：分布式电源供带接入点及接入点后段负荷的同时向上供带至10kV母线侧一半的负荷，网损最小，也即分布式电源就近消纳损耗最小；
S4.2.4：基于步骤S4.2.3的结论，制定段内机容配比原则的公式为：分段内分布式电源装接容量＝(接入点及接入点后各段装接配变总容量+接入点至10kV母线侧装接配变容量/2)*配变平均负载率。
9.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S6中，所述节点电压、短路电流的限值为：10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％；10kV节点处短路电流限值为20kA，110kV母线处短路电流限值为31.5kA。
10.根据权利要求1所述的一种基于分布式电源接入的馈线优化规划方法，其特征在于，在步骤S9中，所述制定基于供电安全标准的配电网安全性评估模型的步骤包括：
S9.1：设置110kV变电站一台大容量主变故障的工况；
S9.2：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.3：对于变电站容量大于12MVA且小于或等于36MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷-12-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.4：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+下级电网转供能力+(1-n％)概率分布式电源最小出力]；
S9.5：对于变电站容量大于36MVA且小于或等于180MVA的情况，若配网未实施配电自动化，则15分钟内实际恢复负荷＝扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力；不安全负荷＝变电站负荷*2/3-[扣减最大一台主变容量的剩余变电站容量+(1-n％)概率分布式电源最小出力]。
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