CN115659597A - 一种配电网可开放容量标准计算仿真方法、系统及应用 - Google Patents

Abstract

本发明属于配电网数据处理技术领域，公开了一种配电网可开放容量标准计算仿真方法、系统及应用。所述仿真方法包括：获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；固化配电网开放容量标准计算相关仿真边界条件；分别对配变、线路、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。本发明构建仿真模型，分场景开展配电网设备最大接入分布式电源容量仿真：依据配电设备开放容量计算方法及原则，通过调整线路长度、设备容量、负荷及其分布、负载率等参数，分场景对10kV配变、10kV线路、高压变电站的最大接入容量进行仿真，得出仿真结果，为分布式电源接入容量提供参考。

Description

一种配电网可开放容量标准计算仿真方法、系统及应用

技术领域

本发明属于配电网数据处理技术领域，尤其涉及一种配电网可开放容量标准计算仿真方法、系统及应用。

背景技术

配电网可开放容量评估是电网规划及运维管理的一个热点和难点。配电网设备装接负荷或者新能源过多容易造成配电网的重过载运行，产生安全隐患、可靠供电等问题；配电网设备装接负荷或者新能源较少又容易导致轻载运行，设备利用率低，浪费电力资源。

通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：(1)现有技术中不能明确配电网开放容量标准计算涉及的数据需求，无法准确获得最大接入容量信息。(2)现有技术中不能固化配电网开放容量标准计算相关边界条件，不能对10kV线路热稳定极限负荷及10kV线路最大接入分布式电源仿真边界条件进行准确确认。(3)现有技术中，没有结合配变、线路、变电站分场景的最大接入容量仿真，不能给出配电网设备可开放容量典型计算结果。不能不能为实际运行提供理论支持，使得设备利用率以及电力资源利用率差。

发明内容

为克服相关技术中存在的问题，本发明公开实施例提供了一种配电网可开放容量标准计算仿真方法、系统及应用。

所述技术方案如下：配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

S1，获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源数据、分布式电源的建设规划数据、地理位置数据、电网结构数据、运行方式数据、负荷类型数据、负荷水平数据以及时间尺度数据；

S2，固化配电网开放容量标准计算仿真边界条件；边界条件包括：配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

S3，分别对线路、配变、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。对线路最大接入容量进行仿真包括：基于均匀式负荷分布模型、递减式负荷分布模型、递增式负荷分布模型、先增后减式负荷分布模型、先减后增式负荷分布模型，依次构建各负荷分布模型的负荷分布函数：

p(x)＝P/L；

p(x)＝2P·x/L²；

p(x)＝2P·(L-x)/L²；

p(x)是距线路首端x km处负荷点三相功率(即三相负荷密度)(kW*km^-1)，P是线路始端传输三相有功功率(kW)，x是距线路首端距离(km)，L是线路总长度(km)。

对配变最大接入容量进行仿真包括：分布式光伏容量占比＝分布式光伏容量/10kV配变容量×100％。

对变电站最大接入容量进行仿真包括：电网侧储能容量配置：通过降低变电站负载率、削峰填谷以降低电网负荷峰谷差率，对变电站降载以及削峰填谷的储能容量配置；

电源侧储能容量配置：采用样本估计整体的方法对区域内新能源侧储能容量配置进行估算；

用户侧储能容量配置：采取样本估计方法对区域内的用户侧储能容量配置进行估算。

本发明的另一目的在于提供一种实现所述配电网可开放容量标准计算仿真方法的系统，该配电网可开放容量标准计算仿真系统包括：

数据获取模块，用于获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源、分布式电源的建设规划数据、地理位置、电网结构、运行方式、负荷类型、负荷水平以及时间尺度数据；

仿真边界条件固化模块，用于固化配电网开放容量标准计算相关仿真边界条件，边界条件包括配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

分场景仿真计算模块，用于分别对配变、线路、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。

本发明的另一目的在于提供一种计算机设备，所述计算机设备包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法。

本发明的另一目的在于提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，使得所述处理器执行所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法。

结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：

第一、针对上述现有技术存在的技术问题以及解决该问题的难度，紧密结合本发明的所要保护的技术方案以及研发过程中结果和数据等，详细、深刻地分析本发明技术方案如何解决的技术问题，解决问题之后带来的一些具备创造性的技术效果，具体描述如下：

本发明梳理配电网可开放容量标准计算数据需求，从配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值等方面分析计算原则，依据相关数据及原则，应用有源配电网综合分析系统工具进行仿真，并计算出典型配电网设备可开放容量结果，本发明有助于合理、高效利用电网资源，科学指导多元化负荷和新能源的有序接入。

第二、把技术方案看作一个整体或者从产品的角度，本发明所要保护的技术方案具备的技术效果和优点，具体描述如下：本发明构建仿真模型，分场景开展配电网设备最大接入分布式电源容量仿真：依据配电设备开放容量计算方法及原则，通过调整线路长度、设备容量、负荷及其分布、负载率等参数，分场景对10kV配变、10kV线路、高压变电站的最大接入容量进行仿真，得出仿真结果，为分布式电源接入容量提供参考。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于解释本公开的原理。

图1是本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算方法流程图；

图2是本发明实施例提供的均匀式负荷分布曲线图；

图3是本发明实施例提供的为递减式负荷分布曲线图；

图4是本发明实施例提供的为递增式负荷分布曲线图；

图5是本发明实施例提供的为先增后减式负荷分布曲线图；

图6是本发明实施例提供的为先减后增式负荷分布曲线图；

图7是本发明实施例提供的400kVA配变仿真模型图；

图8是本发明实施例提供的1600VA配变仿真模型图；

图9是本发明实施例提供的10kV线路最大接入分布式光伏仿真示意图；

图10是本发明实施例提供的配电网可开放容量标准计算仿真系统示意图；

图11高压变电站最大接入分布式光伏仿真示意图；

图中：1、数据获取模块；2、仿真边界条件固化模块；3、分场景仿真计算模块。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明。但是本发明能够以很多不同于在此描述的其他方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似改进，因此本发明不受下面公开的具体实施的限制。

一、解释说明实施例：

如图1所示，本发明实施例提供一种配电网可开放容量标准计算仿真方法包括以下步骤：

S101，获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；

所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源、分布式电源的建设规划数据、地理位置、电网结构、运行方式、负荷类型、负荷水平以及时间尺度数据；

S102，固化配电网开放容量标准计算相关仿真边界条件；

边界条件包括配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

S103，分别对配变、线路、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。

实施例1

本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算方法包括以下步骤：

本发明实施例通过分析新能源发展情况、配网对新能源的接纳能力及配电网可开放容量已有的分析成果，传统配电网可开放容量的计算方法及其存在的不足，指明新型电力系统下配电网的可开放容量计算模型的改进方向。

针对大规模分布式电源接入配电网，提对配电网运行特性产生的影响；根据配电网潮流优化结果，基于影响因素分析方法分析配电网开放容量与间隔资源、容量资源、网架结构、运行约束、灵活性资源等的内在关系，为配电网可开放接入容量的选取提供理论依据。

基于配电网可开放容量影响因素，分别分析线路和配变接入负荷和分布式电源的开放容量计算方法，提出相应的数学模型、计算流程以及数据需求。其中，负荷接入主要分析N-1 通过率和重过载情况等约束条件；光伏接入主要分析电压偏差、网络损耗、谐波、三相不平衡等约束条件。

基于配电设备开放容量计算方法，统筹分析配电网现状、新能源规划及电网规划信息，构建配电系统可开放容量评估模型；提评估模型优化求解方法，得到配电系统开放容量及系统运行模拟结果；根据配电系统可开放容量计算流程，提需求数据的获取和整合方法。

梳理配电网可开放容量标准计算数据需求，从配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值等方面分析计算原则，依据相关数据及原则，应用有源配电网综合分析系统工具进行仿真，并计算出配电网设备可开放容量典型结果。

本发明实施例选取典型区域，对结果开展实证应用，验证结果的科学性、有效性和实用性。

下面结合配电网设备开放容量计算方法对本发明技术方案作进一步描述

1.常规情况下配电网设备开放容量计算方法

常规情况下，配电网设备开放容量计算主要分为10kV配变开放容量、10kV线路开放容量及高压变电站三级配电网设备的开放容量计算。其中：10kV配变开放容量应不大于10kV 线路开放容量，10kV线路开放容量不大于高压变电站开放容量。常规情况下影响配电网设备开放容量的因素主要为负载率、供电能力、功率因数、负荷等。

2.常规情况下10kV配变开放容量计算方法

常规情况下10kV配变不能重载运行，10kV配变最大负载率可达到80％，故10kV配变开放容量计算公式如下：

式中，k_pb为10kV配变开放容量，α_pb为10kV配变最大负载率，一般取值为80％；R_pb为10kV配变容量；δ_pb为10kV配变功率因数，一般取0.9；P_pb为10kV配变已有最大负荷。

3.常规情况下10kV线路开放容量计算方法

常规情况下10kV线路开放容量计算公式如下：

式中，k_zxl为10kV线路开放容量；U_zxlN为10kV线路标称电压；I为10kV线路安全电流；δ_zxl为功率因数，一般取0.95；α_zxl为10kV线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。P_zxl为10kV线路的已有最大负荷。

4.常规情况下高压变电站开放容量计算方法

4.1高压变电站主变最大负载率计算方法

(1)变电站典型联络模型

变电站典型联络模型是指将不同的变电站站内主变配置与不同的互联变电站座数进行组合，并用10kV线路将变电站进行联络所形成的供电模型。根据国家电网公司《配电网典型供电模式研究》，在同一供电模块中，变电站的任意一台主变仅与对侧站的其中一台主变相互联络。该联络模式结构清晰，转供明确，所需线路少，在满足“N-1”的条件下设备理论负载率高。因此，建立的联络模型可以这种对称联络结构为基础.

综上所述，以对称联络结构为基础，选取变电站站内主变台数为2～3台，10kV线路为单联络、两联络和三联络建立典型联络模型。

同时，本发明选取的互联变电站座数为2～4座。当同一供电块有更多的变电站时，可将已建立的典型联络模型进行扩展。例如，对于N座变电站环形供电的情况来说，每座站只与相邻的两座变电站有联络，可归入三座变电站互联的典型变电站联络模型。

为简化分析层次，将变电站典型联络模型中的互联变电站座数和站内主变配置两个维度合并，形成“变电站—主变”(m×n)的组合模式，“变电站—主变”(m×n)的组合模式有六种：2×2、2×3、3×2、3×3、4×2、4×3。

变电站站内主变联络关系和变电站联络模型中的主变配置、变电站座数共同影响变电站主变负载率。因此，对于一定的变电站组合模式，只要确定了变电站站内电气主接线方式，就可以计算出变电站主变的理想负载率。

通过分析国内城市变电站电气主接线形式可知，当前高压变电站中主变配置通常为2～3 台。

站内低压侧主接线形式介绍如下：

当高压变电站内为双主变配置时，其站内低压侧一般采用单母分段接线模式；

在该接线模式下，站内任意一台主变故障，其所带负荷可通过母联开关转移到站内另外一台主变上。

当高压变电站内为三主变配置时，其站内低压侧可采用单母四分段接线模式；

在该接线模式下，若站内不装设自切连跳装置，当中间一台主变故障时，其所带负荷可以通过两侧的主变共同转带，但当两边的主变故障时，只能由中间一台主变进行负荷转带。若站内装设了自切连跳装置，当站内任意一台主变故障时，其他两台主变能均分故障主变的负荷。

当高压变电站内为三主变配置时，其站内低压侧也可采用单母六分段接线模式；

在该接线模式下，站内任意一台主变故障时，其所带的负荷可以都均分给站内其他两台主变。因此，有三台主变时，有自切连跳装置的母线四分段接线同母线六分段环式接线情况相同，当站内任意一台主变故障时，其所带的负荷都能均分给站内其他两台主变。

(2)变电站主变最大负载率取值

若需满足主变“N-1”校验，则故障主变有直接与间接两种转移方式。所谓直接转移方式，即将所带负荷转移给与它直接相连的同站与异站主变；所谓间接转移方式，即利用同站主变的过载能力，将过载部分的负荷转移给与其有站间联络关系的主变。两种转移方式的最终状态均应使得任意主变不过载。

4.2常规情况下高压变电站开放容量计算方法

常规情况下高压变电站开放容量计算公式如下：

式中，k_gb为高压变电站开放容量；α_gb为高压变电站最大负载率；δ_gb为高压变电站功率因数，一般取0.98；R_gb为高压变电站容量；P_gb为高压变电站已有最大负荷。

4.3基于新型电力系统的配电网设备开放容量计算方法

4.3.1配电网设备分布式电源最大接纳能力

1)10kV配变对分布式电源最大接纳能力

配变接入分布式光伏的最大容量主要取决于配变容量、配变负荷大小、反送潮流不重载运行、电压偏差满足导则要求。

配变最大可接入分布式光伏容量的计算方法为：

P_pbf-P_pbmin＝α_pbR_pbδ_pb (4)

式中，P_pbf为10kV配变最大接入分布式电源的容量；P_pbmin为10kV配变基准年最小负荷日负荷；α_pb为10kV配变负载率，一般取值小于等于80％；R_pb为10kV配变容量；δ_pb为10kV配变功率因数，一般取0.9；U_pbf为接入分布式光伏后配变低压侧母线电压；U_pbN为配变低压侧母线电压。

10kV线路对分布式电源最大接纳能力

10kV接入分布式光伏的最大容量主要取决于10kV线路的供电能力、10kV线路负荷大小、反送潮流N-1运行要求(不重载运行要求)，电压偏差满足导则要求。

式中，P_zxlf为10kV线路最大接入分布式电源的容量；P_zxlmin为10kV线路基准年最小负荷日负荷；U_zxlN为10千伏标称电压；I为10kV线路安全电流；δ_zxl为功率因数，一般取0.95；α_zxl为10kV线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。U_zxlif为每段10kV线路接入分布式电源后的电压，i为10kV线路分段，一般小于等于5.

4.3.2高压变电站对分布式电源最大接纳能力

高压变电站接入分布式光伏的最大容量主要取决于高压变电站的供电能力、高压变电站负荷大小、反送潮流N-1运行要求(不重载运行要求)，短路电流、电压偏差、电压质量满足导则要求。

P_gbf-P_gbmin＝α_gbR_gbδ_gb (8)

I_xz＞I_m (9)

I_xzh＞I_h (11)

式中，P_gbf为高压变电站最大接入分布式电源的容量；P_zxlmin为高压变电站基准年最小负荷日负荷；α_gb为高压变电站满足N-1情况下最大负载率；δ_gb为高压变电站功率因数，一般取0.98；R_gb为高压变电站容量；I_xz为系统母线短路电流；I_m为允许的短路电流值；U_gbf为高压变电站接入后的电压值；U_gbN为高压变电站标称电压值；I_xzh为第h谐波电流值；I_h为GB/T 14549规定的第h谐波电流限值.

4.4基于新型电力系统的配电网设备开放容量

基于新型电力系统的配电网设备会接入分布式电源、储能等灵活资源，这些因素会增加配电网设备的供电能力，进而增加配电网设备的可开放容量。

考虑分布式电源、储能的因素，10kV配变开放容量计算公式如下：

式中，k_xpb为考虑灵活资源的10kV配变开放容量；α_pb为10kV配变最大负载率，一般取值为80％；R_pb为10kV配变容量；δ_pb为10kV配变功率因数，一般取0.9；P_pb为10kV配变已有最大负荷；P_pbfc为10kV配变最大负荷情况下的分布式电源出力；P_pbc为10kV配变最大负荷情况下储能削减负荷能力。

考虑分布式电源、储能的因素，10kV线路开放容量计算公式如下：

式中，k_zxl为10kV线路开放容量；U_zxlN为10kV线路标称电压；I为10kV线路安全电流；δ_zxl为功率因数，一般取0.95；α_zxl为10kV线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。P_zxl为10kV线路的已有最大负荷。P_zxlfc为10kV线路最大负荷情况下的分布式电源出力；P_zxlc为10kV线路最大负荷情况下储能削减负荷能力。

考虑分布式电源、储能的因素，高压变电站开放容量计算公式如下：

式中，k_gb为高压变电站开放容量；α_gb为高压变电站最大负载率；δ_gb为高压变电站功率因数，一般取0.98；R_gb为高压变电站容量；P_gb为高压变电站已有最大负荷；P_gbfc为高压变电站最大负荷情况下的分布式电源出力；P_gbc为高压变电站最大负荷情况下储能削减负荷能力。

4.5配电系统开放容量计算方法

4.5.1常规情况下配电系统可开放容量计算方法

常规情况下配电系统开放容量为高压变电站可开放容量的叠加，故配电系统开放容量计算公式如下：

其中，配电系统中单台变电站所带线路的开放容量总和不大于该变电站可开放容量，即：

配电系统中单条线路所带配变的开放容量总和不大于该线路可开放容量，即：

式中，k_cpx为常规情况下配电系统可开放容量；k_gbi为第i个高压变电站可开放容量；k_gb为高压变电站可开放容量；k_zxlj为第j条10kV线路可开放容量；k_zxl为10kV线路可开放容量； k_pbe为第e个10kV配变可开放容量。

4.5.2面向新型电力系统的配电网可开放容量计算方法

除常规情况下配电系统开放容量外，面向新型电力系统的有源配电网还需考虑需求侧管理削减的可中断负荷，以及分布式电源与储能接入配电系统带来的开放容量叠加，故面向新型电力系统的有源配电网可开放容量计算公式如下：

k₁＝k_cpx+ΔP+P_x+S_c

式中，ΔP为同过需求响应削减的可中断负荷；P_x为区域最大负荷情况下的新能源出力； S_c为区域最大负荷情况下的配电系统储能削减负荷能力。

一)需求响应削减可中断负荷计算方法

P_kz＝αP_xkz

式中，P_kz为需求响应可中断负荷；

α为需求响应系数；

P_xkz为与用户协商确定的需求响应可中断负荷资总和。

需求侧灵活资源能够配合配电网以经济调控为目的主动参与电网，能够在时间或空间上转移，其潜在类型多，但受价格、激励机制、基础设施约束，实施规模偏小，实现方式相对单一。需求侧灵活资源作为需求响应的重要资源，主要分为四大类：电动汽车灵活资源、工业用户灵活资源、商业用户灵活资源及居民用户灵活资源。

(1)电动汽车平衡资源

电动汽车以充换站形式参与电网的调度，为可转移负荷。电动汽车需求响应系数约0.2～ 0.6。

(2)工业用户灵活资源

工业用户灵活资源一般对电量的需求量较大、负荷相对稳定峰谷差小、速度快、智能化水平高，是电力系统中重要的柔性负荷。依照用电习惯，可以将工业高载能负荷分布可中断型负荷、可平移负荷。可平移负荷是专门针对班次能够调整的工业大企业。电网与这些用户签订合约，在合约期内，工业能够接受电网的调度命令，安排工作进度。可平移工业用户需求响应系数约0.3～0.5；可中断负荷内主要为工业生产中不重要负荷，对用电质量不高的负荷，以减小负荷的需求的方式改善用户的需求电量，减小峰谷差。可平移工业用户需求响应系数约0.6～0.8。

(3)商业用户灵活资源

大商业用户用电容量大，用电时间比较集中，调度时间没有那么灵活，负荷难以发生转移。商业大用户能够参与电网调度的负荷主要有建筑物外灯、建筑区内的电动汽车、中央空调等，为可削减负荷，在负荷高峰期削减负荷，减少平均用电功率。商业用户需求响应系数约0.6～0.8。

(4)居民用户灵活资源

居民用户中约60％负荷可以作为柔性负荷，在有序引导下改变用电行为参与电网的调度。柔性用电负荷设备包括智能空调、照明、洗衣机、电饭锅、电动汽车等。居民用户需求响应系数约0.5～0.7。

二)新能源出力特性

(1)水力发电厂出力特性

受发电峰谷价差影响，水电往往白天集中发电，并引起倒送高峰。从日出力特性分析，水电站的日出力在早上7：00之前较小，在晚上19：00～21：00出力较大，分别对应的系统负荷的较低和较高的时段，水电站秋冬的出力小于春夏。

(2)光伏电厂出力特性

光伏出力随光照强度、天气、季节、温度等自然因素而变化，具有随机波动性；光伏出力多集中在白天，尤其是午间时段，而夜晚出力为零，呈现显著的时段性，无法持续稳定的供给电力。

从短时和日出力特性来看，光伏发电出力呈现较强的波动性、显著的时段性。不同季节条件下，光伏最大出力的发生时刻也不同，但变化不大，典型日光伏出力时间为7：00～17： 00时段，集中在白天，尤其是午间时段，而夜晚出力为零，无法持续稳定的供给电力。光伏发电出力和日间负荷匹配度较高，具有正调峰特性，但由于晚上难以发电，难以有效匹配晚高峰。

从年度出力特性来看，光伏发电出力呈现明显的季节特性，春秋季发电较多，全年大部分时段出力小于其装机容量的50％。一年内光伏出力每天相似但不同，这体现了光伏出力的周期性和非平稳性。

(3)风力发电厂出力特性

风电出力一年内各小时、各日、各月之间变化均很大，不连续性及突变性的特征较为明显，且无变化规律可言。在日出力特性上，总体呈白天小夜间大的变化趋势，风功率密度的日变化情况与风速基本一致。在日特性上，风电出力日变化曲线呈现“一峰一谷”的特点，在1：00～8：00出力最大，12：00～17：00出力最小，白天10：00～18：00的平均出力小于夜间18：00～次日6：00的平均出力。

由于风力的间歇性、随机性和波动性以及风电场的本身特性(如：风速变化、风剪切、偏航误差、塔影效应等因素)使得风电机组的输入风能具有不稳定性，导致了风电出力会随机波动，从而可能引起系统频率稳定问题，因此在考虑系统电源出力安排与备用容量时需增加风电影响因素，并且需要搭配对应的储能系统实现输出平滑。

4.6储能容量配置方法

(1)电网侧储能容量配置方法

电网侧储能主要考虑降低变电站负载率、削峰填谷以降低电网负荷峰谷差率，提出用于变电站降载以及削峰填谷的储能容量配置方法。

1)用于降低变电站负载的储能容量配置方法

变电站的负载率较高。若变电站的最大负载率超过90％，则会严重威胁变电站的安全运行。配置储能设备的功率需考虑两种因素：1)保证重要负荷的运行；2)变压器不能存在重载运行的情况。

储能功率的计算公式如下：

P_BESS＝max{max{P(t)-P_OL}；P_C}

式中：P_BESS为储能的配置功率选取值；P(t)为实时负荷功率值；P_OL为变电站的重载功率阈值；P_C为重要负荷的功率大小。

基于上述储能功率选取值，配置储能的容量还需考虑：变电站的重载时间；重要负荷运行一个周期所需时间。

储能容量的计算公式如下：

E_BESS＝P_BESS×max{T_OL；T_C}

式中：E_BESS为储能的配置容量选取值；P_BESS为储能的配置功率选取值；T_OL为变电站的重载时间；T_C为重要负荷的运行周期。

2)用于削峰填谷的储能容量配置方法

削峰填谷问题是电网运行的基本问题之一。大多数火电机组的调节能力不足。水电机组具有运行方式灵活、迅速起停的特点，且其调节范围可接近100％，但是其建设地点的选取完全依赖地理条件。储能因其响应快速且其建设不受地理条件限制的特点，能够满足电网大规模的削峰填谷需求。

用于削峰填谷的储能的功率应取电网调峰的功率最大限值。储能功率的计算公式如下：

P_BESS＝max{|ΔP₁|,|ΔP₂|,…,|ΔP_N|}

式中：P_BESS为储能系统的功率选取值；|ΔP_i|(i＝1,2,…,N)为各个时刻计算得到的储能系统的出力需求值。

基于以上的储能功率确定值，储能的容量选取如式所示。

E_BESS＝max{N₁,N₂}

N₁＝max{|ΔP₁ΔT|,|ΔP₁ΔT+ΔP₂ΔT|,…,|ΔP₁ΔT+ΔP₂ΔT+…+ΔP_NΔT|}

式中：E_BESS为储能系统的容量选取值；ΔT为数据采样时间间隔；1～m₁，m₂～m₃，...， m_j～m_n为储能处于充放电状态的时间段。

一般情况下，电网侧储能按照削减高压变电站最大负荷至65％以下所需功率、时间2～4 小时确定储能容量，储能接入线路按照满足“N-1”的负载率确定。

(2)电源侧储能容量配置方法

新能源固有的间歇性特质，使其出力无法被精准预测，不利于电网稳定运行。储能具有快速双向调节出力的能力，可以平抑新能源出力的波动，使其出力平滑。新能源侧配置储能设备主要考虑平抑新能源出力的波动性。

新能源侧储能的容量配置与新能源的发电数据密切相关。基于新能源出力数据及并网有功功率变化速率的要求，可得到储能功率变化范围曲线，即：

|P_BESS,k|≤ΔP_wmax-ΔP_max

式中：P_BESS,k为储能k时刻的输出功率；ΔP_wmax为平抑前10min最大功率波动值；ΔP_max为新能源向电网输入功率10min内最大变化允许值。

储能需求功率服从正态分布，由正态分布3δ原理可知，约有99.7％的情况属于区间μ+3δ，即包含99.7％的情况下平抑新能源功率波动所需要储能系统的输出功率。储能功率计算公式如下：

P_BESS＝max{|μ-3δ|,|μ+3δ|}

式中：P_BESS为储能功率选取值；

为储能功率的平均值；K为样本数量；μ、δ分别为样本数据的均值和标准差。

鉴于基于历史出力数据的储能容量配置计算实质上为一种估计方法，利用上述储能功率 P_BESS乘以储能持续出力小时数ΔT，储能容量计算公式如下：

E_BESS＝P_BESSΔT

对于区域内新能源侧储能容量配置的计算，考虑到区域内新能源数量繁多，可采用样本估计整体的方法对区域内新能源侧储能容量配置进行估算。

对于区域内新能源侧储能容量配置的估算，可按照以下步骤进行实施：

1)统计区域内各新能源的类型(风电、光伏)及装机容量大小，分析典型新能源出力数据，包括功率变化率及功率变化率最大值，得到对应的储能所需功率变化曲线。

2)利用样本估计整体的方法，对整个区域内的新能源侧储能容量配置需求进行估算。

一般情况下，为了抑制新能源出力波动，提升新能源发电的稳定性，提高电能质量，促进新能源高效消纳利用，保证系统安全稳定运行，电源侧储能原则上按照新能源装机容量的 10％～20％配置储能。

(3)用户侧储能容量配置方法

用户侧储能一般配置可靠性需求较高、电能质量敏感、峰谷差大和需求侧响应比例高的用户。用户停电事件的发生属于概率事件，用户侧储能容量需求可按照其期望值分析。依据以往停电事件发生的经验，得到供电可靠率。每次停电对于用户造成的电量不足的期望值为：

E_ENS＝T₀(1-H_s)P₀

式中：E_ENS为用户电量不足的期望值；T₀为用户年生产小时数；H_s为供电可靠率；P₀为保证用户正常生产所需功率。

储能容量期望值可根据投入储能前后的故障停电率之差进行确定，即

E_BESS＝E_ENS(λ_s-λ₀)

式中：E_ENS为储能容量期望值；λ_s为未投入储能设备时的故障停电率；λ₀为负荷用户允许的最大故障停电率。

为了获得区域内用户侧储能的整体容量配置方案，可采取适当的样本估计方法对区域内的用户侧储能容量配置进行估算。

对于区域内的用户负荷进行估算，仅仅进行数量上的估算，不具有实际参考价值。对于不同类型用户，其负荷特性不同，对于故障停电率的要求也不同。通常，工业负荷比较平稳，商业负荷具有规律性，居民负荷波动性较大。因此，对于区域内用户侧储能的容量配置，可按照以下步骤进行实施：

所述采取样本估计方法对区域内的用户侧储能容量配置进行估算包括：

1)对区域内的用户类型进行分类，根据各个类别用户中的典型用户负荷曲线，分析其负荷特性，包括负荷峰值、峰值时段、负荷谷值、谷值时段、负荷平均值、负荷峰谷差等。

2)统计区域内各类用户负荷的总电量，分析各类用户负荷用电量的占比。依据各类用户负荷的重要程度，规定其对供电可靠性的要求。

3)利用样本估计整体的方法，对整个区域内的用户侧储能容量配置需求进行估计。采用对不同类型用户负荷分别估计，最后叠加为整体储能容量配置需求的计算方法。

一般情况下，改善供电质量的用户，用户侧储能可根据实际负荷规模、电能质量要求按需配置用户，比如储能配置容量为超过最大负载率60％以上的负荷与持续时间的乘积；峰谷套利的用户，储能容量一般可按照最大负荷的10％～20％左右配置，放电时间2小时。

4.7配电网可开放容量标准计算原则

4.7.1数据需求

(1)配电网开放容量标准计算应以分布式电源并网数据、分布式电源并网性能数据、负荷数据、储能数据、电网设备参数、电网安全运行边界数据等为基础开展计算评估，并充分考虑在建及已批复电源项目；

(2)数据应来源于历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源、分布式电源的建设规划数据，并充分考虑地理位置、电网结构、运行方式、负荷类型、负荷水平、时间尺度等因素。

4.7.2数据准备

(1)配电网数据

配电网一次接线图、配电网地理接线图、10kV线路单线图、电网等值阻抗图、各级母线短路容量表等。

(2)设备数据

1)配电网设备参数、运行限值；

2)电源特性数据：电源名称、机组台数、机组类型、发电机组额定功率、视在功率、机组装机容量、理论发电量、机组功率因数调节范围等。

(3)运行数据

1)运行方式数据：包括配电网和电源正常运行方式数据。

2)配电网运行数据：评估周期内各新能源、分布式电源出力、电网负荷、母线电压等历史数据；

3)电网各节点谐波电流、间谐波电压含有率实测值。

4.7.3数据处理

(1)计算电网阻抗参数。

(2)根据配电网内新能源、分布式电源装机的实际情况将同一分区、同类型、同属性的电源机组归类整理和等值计算

4.8计算原则

4.8.1配电网设备最大负载率

(1)10kV配变最大负载率为80％。

(2)10kV线路最大负载率如下表1所示。

表1各种接线模式的10kV线路最大负载率取值情况表

(3)高压变电站最大负载率如下表2所示。

表2典型模型下变电站最大负载率取值情况表

4.8.2电压偏差

配电网规划要保证网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量执行GB 12325的规定。

(1)110～35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10％。

(2)10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7％。

(3)220V单相供电电压允许偏差为标称电压的+7％与-10％。

4.8.3谐波电流允许值

分布式电源所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549《电能质量公用电网谐波》的规定，不应超过下表中规定的允许值，其中分布式电源向配电网注入的谐波电流允许值按此电源协议容量与其公共连接点上发/供电设备容量之比进行分配.

4.8.4短路电流允许值

应从网架结构、电压等级、阻抗选择、运行方式和变压器容量等方面合理控制各电压等级的短路容量，使各电压等级断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。变电站内母线正常运行方式下的短路电流水平一般不应超过下表中的对应数值.

4.9 10kV线路热稳定极限负荷

热稳定即额定短时耐受电流，在规定的使用和性能条件下，在规定的短时间内，开关设备和控制设备在合闸位置能够承载的电流的有效值，等于开关设备和控制设备的短路额定值.

4.10 10kV线路最大接入分布式电源仿真边界条件

由于中压线路接带负荷较多，单回线路接带30台以上的配变比较常见，负荷的分布情况也成为影响电压的重要因素。基本的负荷分布模型如图2均匀式负荷分布曲线图所示。

针对以上各基本负荷分布模型，构建负荷分布函数，具体情况如下表3所示。

表3各负荷分布模型的负荷分布函数

架空线路导线型号选取JKLYJ-240，电缆线路导线型号选取YJV22-3×300，固定母线电压为10.5kV，变电站功率因数选取0.98，光伏功率因数选取0.9，选取4回线路进行仿真计算，4回线路主干长度分别为3、5、10、15km，线路分段为3段，按照负荷均匀式分布、递增式分布、递减式分布、凸型分布、凹型分布开展软件仿真，软件采用自主研发的《有源配电网综合分析系统》。

实施例2

本发明实施例提供的仿真计算包括：

(1)10kV配变最大接入分布式光伏仿真

10kV配变(400kVA、1600kVA)最大接入分布式光伏仿真中，如图7 400kVA配变仿真模型图所示；如图8，1600VA配变仿真模型图所示。

在本发明实施例中，400kVA配变最大接入分布式光伏容量如下表2所示。

表4 400kVA配变最大接入分布式光伏容量仿真结果表

1600kVA配变最大接入分布式光伏容量如下表5所示。

表5 1600kVA配变最大接入分布式光伏容量仿真结果表

2. 10kV线路最大接入分布式光伏仿真

10kV线路最大接入分布式光伏仿真示意图，如图9所示，01-15-1代表12km线路第一段；01-15-2代表12km线路第二段；01-15-3代表12km线路第三段；02-10-1代表7km线路第一段；03-5-1代表5km线路第一段；04-3-1代表3km线路第一段。

(1)10kV线路负荷均匀分布仿真结果

10kV线路负荷均匀分布情况下最大接入分布式光伏容量如下表6所示。

表6 10kV架空线路负荷均匀分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

表7， 10kV电缆线路负荷均匀分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

(2)10kV线路负荷递减分布仿真结果

10kV线路负荷递减分布情况下最大接入分布式光伏容量如下表8所示。

表8， 10kV架空线路负荷递减分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

表9 10kV电缆线路负荷递减分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

(3)10kV线路负荷递增分布仿真结果

10kV线路负荷递增分布情况下最大接入分布式光伏容量如下表10所示。

表10 10kV架空线路负荷递增分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

表11 10kV电缆线路负荷递增分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

(4)10kV线路负荷凸型分布仿真结果

10kV线路负荷凸型分布情况下最大接入分布式光伏容量如下表11所示。

表11 10kV架空线路负荷凸型分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

表12 10kV电缆线路负荷凸型分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

(5)10kV线路负荷凹型分布仿真结果

10kV线路负荷凹型分布情况下最大接入分布式光伏容量如下表13所示。

表13 10kV架空线路负荷凹型分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

表14 10kV电缆线路负荷凹型分布情况下最大接入分布式光伏容量仿真结果表

高压变电站最大接入容量仿真

高压变电站最大接入分布式光伏仿真示意图如图11所示。不同负载率情况下高压变电站最大接入分布式光伏容量如下表15所示。

表15 110kV高压变电站(2×50MVA)最大接入分布式光伏容量仿真结果表

4.配电网设备可开放容量典型计算结果

根据上述研究成果，配电网设备可开放容量典型计算结果如下表16-表18.

表16 10kV配变最大可开放容量计算结果表

表17 10kV电缆线路最大可开放容量计算结果表

表18高压变电站主变最大可开放容量计算结果表

实施例3

如图10所示，本发明实施例提供一种配电网可开放容量标准计算仿真系统包括：

数据获取模块1，用于获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源、分布式电源的建设规划数据、地理位置、电网结构、运行方式、负荷类型、负荷水平以及时间尺度数据；

仿真边界条件固化模块2，用于固化配电网开放容量标准计算相关仿真边界条件，边界条件包括配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

分场景仿真计算模块3，用于分别对配变、线路、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。

在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。

上述装置/单元之间的信息交互、执行过程等内容，由于与本发明方法实施例基于同一构思，其具体功能及带来的技术效果，具体可参见方法实施例部分，此处不再赘述。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本发明的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

二、应用实施例：

应用例1：本发明实施例提供的基于新型电力系统的配电网设备开放容量计算方法可应用于某省示范区、开发区配电网。除常规情况下配电系统开放容量外，面向新型电力系统的有源配电网还需考虑需求侧管理削减的可中断负荷，以及分布式电源与储能接入配电系统带来的开放容量叠加，可中断负荷取区域现状最大负荷的10％，经计算：某省示范区新型电力系统的有源配电网可开放容量为60.53MVA。而示范区配电系统常规开放容量为33.53MVA；某省开发区新型电力系统的有源配电网可开放容量为371.95MVA。

应用例2：本发明实施例提供了一种计算机设备，该计算机设备包括：至少一个处理器、存储器以及存储在所述存储器中并可在所述至少一个处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意各个方法实施例中的步骤。

应用例3：本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时可实现上述各个方法实施例中的步骤。

应用例4：本发明实施例还提供了一种信息数据处理终端，所述信息数据处理终端用于实现于电子装置上执行时，提供用户输入接口以实施如上述各方法实施例中的步骤，所述信息数据处理终端不限于手机、电脑、交换机。

应用例5：本发明实施例还提供了一种服务器，所述服务器用于实现于电子装置上执行时，提供用户输入接口以实施如上述各方法实施例中的步骤。

应用例6：本发明实施例提供了一种计算机程序产品，当计算机程序产品在电子设备上运行时，使得电子设备执行时可实现上述各个方法实施例中的步骤。

所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质至少可以包括：能够将计算机程序代码携带到拍照装置/终端设备的任何实体或装置、记录介质、计算机存储器、只读存储器(Read-OnlyMemory，ROM)、随机存取存储器(RandomAccessMemory，RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质。例如U盘、移动硬盘、磁碟或者光盘等。

三、实施例相关效果的证据：

本发明实施例系统性地分析出配电网开放容量的影响因素，通过层次分析法将配电网开放容量的影响因素分为安全可靠、清洁低碳、灵活高效、开放互动四方面，并通过鱼骨图分析法分析各方面具体影响因素，构建配电网可开放容量影响因素体系。

本发明实施例还选取某省示范区、某省开发区作为典型区域，应用研究成果开展实证应用，验证了成果的科学性、有效性和实用性。本发明实施例固化了配电网可开放容量计算流程，将配电网可开放容量年度评价定为必需的常态化工作，并树立了精细规划管理理念。根据配电系统开放容量计算方法和标准计算原则，将配电网设备和面向新型电力系统的有源配电系统可开放容量评价定为必需的常态化工作，并树立精细规划管理理念，完善研究成果，积累实施经验，更好地服务新型配电系统规划、运维管理工作，精准提升存量配电网建设的安全性、可靠性和经济性。

本发明实施例应用结果，开发配电网可开放容量智能计算软件，开发固化智能计算软件实现了配电网接入资源和可开放容量信息快速查看，大大压缩人工参与的工作环节和时间，同样业扩受理的在途容量及时计算更新到相应线路和主变的可开放容量中，避免了同一条线路同时间区间超负荷受理过多的业扩需求。本发明实施例积极采取措施提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力

1)服务分布式电源并网。推广应用新能源发电功率预测系统、分布式电源“即插即用”并网设备等技术，满足新能源、分布式电源广泛接入的要求；有序建设新型配电系统、分布式多能源互补等示范工程，提高了分布式电源与配电网的协调能力。

2)实施用户智能友好互动工程。以智能电表为载体，建设智能计量系统，打造智能服务平台，全面支撑用户信息互动、分布式电源接入、电动汽车充放电、电采暖等业务，鼓励用户参与电网削峰填谷，提高了配电网整体承载能力。

3)应用先进配电技术，科学选择导线截面和变压器规格，提升经济运行水平，加强配电网无功规划和运行管理，实现各电压层级无功就地平衡，减少了电能传输损失，科学高效提升配电网可开放容量。

以上所述，仅为本发明较优的具体的实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

S1，获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；

所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源数据、分布式电源的建设规划数据、地理位置数据、电网结构数据、运行方式数据、负荷类型数据、负荷水平数据以及时间尺度数据；

S2，固化配电网开放容量标准计算仿真边界条件；

边界条件包括：配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

S3，分别对线路、配变、变电站、分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。

2.根据权利要求1所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，步骤S3中，对线路最大接入容量进行仿真包括：

基于均匀式负荷分布模型、递减式负荷分布模型、递增式负荷分布模型、先增后减式负荷分布模型、先减后增式负荷分布模型，依次构建各负荷分布模型的负荷分布函数：

p(x)＝P/L

p(x)＝2P·x/L²

p(x)＝2P·(L-x)/L²

p(x)是距线路首端x km处负荷点三相功率，即三相负荷密度，单位为kW*km^-1；P是线路始端传输三相有功功率，单位为kW；x是距线路首端距离，单位为km；L是线路总长度，单位为km。

3.根据权利要求1所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，步骤S3中，对配变最大接入容量进行仿真包括：

分布式光伏容量占比＝分布式光伏容量/10kV配变容量×100％。

4.根据权利要求1所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，步骤S3中，对变电站最大接入容量进行仿真包括：

电网侧储能容量配置：通过降低变电站负载率、削峰填谷以降低电网负荷峰谷差率，对变电站降载以及削峰填谷的储能容量配置；

电源侧储能容量配置：采用样本估计整体的方法对区域内新能源侧储能容量配置进行估算；

用户侧储能容量配置：采取样本估计方法对区域内的用户侧储能容量配置进行估算。

5.根据权利要求4所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，降低变电站负载率包括：

配置储能设备的功率，计算公式如下：

P_BESS＝max{max{P(t)-P_OL}；P_C}

式中，P_BESS为储能的配置功率选取值，P(t)为实时负荷功率值，P_OL为变电站的重载功率阈值，P_C为重要负荷的功率大小；基于上述储能功率选取值，配置储能的容量计算公式如下：

E_BESS＝P_BESS×max{T_OL；T_C}

式中，E_BESS为储能的配置容量选取值，P_BESS为储能的配置功率选取值，T_OL为变电站的重载时间，T_C为重要负荷的运行周期；

削峰填谷包括：储能的功率取电网调峰的功率最大限值，储能功率的计算公式如下：

P_BESS＝max{|ΔP₁|,|ΔP₂|,…,|ΔP_N|}

式中，P_BESS为储能系统的功率选取值，|ΔP_i|(i＝1,2,…,N)为各个时刻计算得到的储能系统的出力需求值；基于以上的储能功率确定值，储能的容量选取式为：

E_BESS＝max{N₁,N₂}

N₁＝max{|ΔP₁ΔT|,|ΔP₁ΔT+ΔP₂ΔT|,…,|ΔP₁ΔT+ΔP₂ΔT+…+ΔP_NΔT|}

式中：E_BESS为储能系统的容量选取值；ΔT为数据采样时间间隔；1～m₁，m₂～m₃，...，m_j～m_n为储能处于充放电状态的时间段。

6.根据权利要求5所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，所述储能功率P_BESS变化范围曲线：

|P_BESS,k|≤ΔP_wmax-ΔP_max

式中：P_BESS,k为储能k时刻的输出功率；ΔP_wmax为平抑前10min最大功率波动值；ΔP_max为新能源向电网输入功率10min内最大变化允许值；

储能需求功率服从正态分布，由正态分布3δ可知，储能功率计算公式如下：

P_BESS＝max{|μ-3δ|,|μ+3δ|}

式中，P_BESS为储能功率选取值，

为储能功率的平均值，K为样本数量，μ、δ分别为样本数据的均值和标准差；

利用上述储能功率P_BESS乘以储能持续出力小时数ΔT，储能容量计算公式如下：

E_BESS＝P_BESSΔT

对于区域内新能源侧储能容量配置的计算，区域内新能源数量多；采用样本估计整体的方法对区域内新能源侧储能容量配置进行估算，具体包括：

1)统计区域内各新能源的类型及装机容量大小，分析典型新能源出力数据，包括功率变化率及功率变化率最大值，得到对应的储能所需功率变化曲线；

2)利用样本估计整体的方法，对整个区域内的新能源侧储能容量配置需求进行估算。

7.根据权利要求4所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法，其特征在于，在用户侧储能容量配置中，每次停电对于用户造成的电量不足的期望值为：

E_ENS＝T₀(1-H_s)P₀

式中，E_ENS为用户电量不足的期望值，T₀为用户年生产小时数，H_s为供电可靠率，P₀为保证用户正常生产所需功率；

储能容量期望值根据投入储能前后的故障停电率之差进行确定，即

E_BESS＝E_ENS(λ_s-λ₀)

式中：E_ENS为储能容量期望值；λ_s为未投入储能设备时的故障停电率；λ₀为负荷用户允许的最大故障停电率；

所述采取样本估计方法对区域内的用户侧储能容量配置进行估算包括：

1)对区域内的用户类型进行分类，根据各个类别用户中的典型用户负荷曲线，分析其负荷特性，包括负荷峰值、峰值时段、负荷谷值、谷值时段、负荷平均值、负荷峰谷差；

2)统计区域内各类用户负荷的总电量，分析各类用户负荷用电量的占比；

3)利用样本估计整体的方法，对整个区域内的用户侧储能容量配置需求进行估计；采用对不同类型用户负荷分别估计，最后叠加为整体储能容量配置。

8.一种实施权利要求1-7任意一项所述配电网可开放容量标准计算仿真方法的系统，其特征在于，该配电网可开放容量标准计算仿真系统包括：

数据获取模块(1)，用于获取配电网开放容量标准计算涉及的数据；所述数据包括：历史运行数据、运行设备参数、电网实测数据、电网和新能源、分布式电源的建设规划数据、地理位置、电网结构、运行方式、负荷类型、负荷水平以及时间尺度数据；

仿真边界条件固化模块(2)，用于固化配电网开放容量标准计算相关仿真边界条件，边界条件包括配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值、短路电流允许值、线路热稳定极限负荷及线路最大接入分布式电源；

分场景仿真计算模块(3)，用于分别对配变、线路、变电站分场景的最大接入容量进行仿真，获得配电网设备可开放容量计算结果。

9.一种计算机设备，其特征在于，所述计算机设备包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行权利要求1-7任意一项所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法。

10.一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时，使得所述处理器执行权利要求1-7任意一项所述的配电网可开放容量标准计算仿真方法。

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