CN115689187A - 一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法及系统,包括：获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；本发明采用统筹考虑配电设备自身约束指标及配电系统各类约束指标，计算能接纳的分布式光伏容量上限的方法，解决了可开放容量计算主要聚焦在负荷可开放容量的问题，为大规模分布式光伏安全消纳及配电网的可靠运行提供支撑。

Description

一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法及系统

技术领域

本发明涉及配电网规划领域，具体涉及一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法及系统。

背景技术

随着我国能源转型战略加速推进及分布式智能电网的建设，分布式新能源尤其是分布式光伏呈现规模化发展趋势，配电网由传统无源网络向供需互动的有源网络演变。一方面，分布式光伏的无序、大量接入，可能引起部分地区配电网出现电压偏高、谐波超标、短路电流过大、设备反向重过载，甚至在光伏大发时刻向主网返送潮流等问题，给配电网发展带来极大挑战，阻碍分布式光伏的健康、有序发展。另一方面，国家能源局修订了《供电企业信息公开实施办法》，要求电网企业按季度更新本地区配电网接入能力和容量受限情况，科学引导分布式光伏开发利用。此外，现有可开放容量计算主要聚焦在负荷的可开放容量，或是仅针对配电设备本体进行可开放容量计算，具有较大局限性。因此，需要明确配电设备及配电系统的分布式光伏可开放容量，确保分布式光伏的就地就近消纳和科学健康发展。

发明内容

为了解决现有可开放容量计算主要聚焦在负荷的可开放容量，或是仅针对配电设备本体进行可开放容量计算，具有较大局限性的问题，本发明提供了一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法，包括：

获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

优选的，所述基于所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量，包括：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

基于所述中压线路的计算参数结合基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

基于所述高压变电站的计算参数结合基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

优选的，所述基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{Pb_Pv}为配电变压器的分布式光伏可开放容量；P_{Pb_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的配电变压器的最小净负荷；S_Pb为配电变压器的额定容量；T_Pb为配电变压器的长期最大允许负载率；η_pb为配电变压器的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{pb_bbzt}为配电变压器的分布式光伏报装在途容量。

优选的，所述基于中压线路分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{xl_pv}为中压线路的分布式光伏可开放容量；P_{xl_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的中压线路的最小净负荷；U_xl为中压线路的额定电压；I_xl为中压线路的额定电流；T_xl为中压线路的长期最大允许负载率；η_xl为中压线路的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数；S_{xl_bbzt}为中压线路供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

优选的，所述基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{bdz_pv}为高压变电站的分布式光伏可开放容量；P_{bdz_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的高压变电站的最小净负荷；S_bdz为高压变电站的额定容量；T_bdz为高压变电站的长期最大允许负载率；η_bdz为高压变电站的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{bdz_bbzt}为高压变电站供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

优选的，所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数包括：

最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、额定容量、长期最大允许负载率、功率因数、电压偏差、额定电压、额定电流、潮流约束、短路电流约束、谐波约束和区域分布式光伏出力系数。

优选的，所述以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量，包括：

以不向所在220kV电网返送潮流为约束采用等比例法修正高压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

优选的，其特征在于，还包括

将同一区域的高压变电站的保证可开放容量叠加得到所述区域的可开放容量；

其中，区域包括：区县、地市、省级、国家级。

基于同一发明构思本发明还提供了一种配电网分布式光伏可开放容量计算系统：

参数获取模块，用于获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

计算模块，用于基于所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

修正模块，用于以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

优选的，其特征在于，所述计算模块具体用于：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

基于所述中压线路的计算参数结合基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

基于所述高压变电站的计算参数结合基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

优选的，所述修正模块具体用于：

以不向所在220kV电网返送潮流为约束采用等比例法修正压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

优选的，所述还包括区域容量确定模块；

所述区域容量确定模块具体用于：

将同一区域的高压变电站的保证可开放容量叠加得到所述区域的可开放容量；

其中，区域包括：区县、地市、省级、国家级。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明提供了一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法,包括：获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。本发明采用统筹考虑配电设备自身的约束指标及配电系统的各类约束指标，计算其所能接纳的分布式光伏容量上限的方法，解决了现有可开放容量计算主要聚焦在负荷的可开放容量，或是仅针对配电设备本体进行可开放容量计算，具有较大局限性的问题，对于电网企业，能够更加科学合理的规划配电网，避免造成资源浪费或者超量接入分布式光伏，影响配电网的安全稳定运行；对于用户，能够更准确的获知信息，有效提升分布式光伏投资主体的办电效率。

附图说明

图1是本发明提供的一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法流程图；

图2是本发明的分布式光伏可开放容量计算总体流程图；

图3是本发明的分布式光伏可开放容量修正示意图；

图4是本发明的配电变压器分布式光伏可开放容量计算流程图；

图5是本发明的中压线路分布式光伏可开放容量计算流程图；

图6是本发明的高压变电站分布式光伏可开放容量计算流程图。

具体实施方式

为了更好地理解本发明，下面结合说明书附图和实例对本发明的内容做进一步的说明。

实施例1：

本发明提供一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法,如图1所示，包括：

步骤1：获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

步骤2：基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

步骤3：以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

步骤1中对获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，包括：

自下而上计算配电设备分布式光伏可开放容量。

1)通过配电变压器的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、配电变压器额定容量、配电变压器长期最大允许负载率、配电变压器功率因数、配电变压器电压偏差约束条件，求得配电变压器最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得基于配电变压器设备自身约束的分布式光伏可开放容量。

2)通过中压线路的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、中压线路额定电压、中压线路额定电流、中压线路长期最大允许负载率(根据线路N-1约束确定)、中压线路功率因数、中压线路电压偏差约束条件，求得中压线路最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量。

3)通过高压变电站的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、主变额定容量、主变长期最大允许负载率(根据主变满足N-1约束确定)、主变功率因数、潮流约束(含电压偏差约束和不向220KV电网返送潮流)、短路电流约束、谐波约束条件，求得高压变电站最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得高压变电站分布式光伏可开放容量。

步骤2中对基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量，包括：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

通过配电变压器的计算参数求得基于配电变压器设备自身约束的分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{Pb_Pv}为配电变压器的分布式光伏可开放容量；P_{Pb_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的配电变压器的最小净负荷；S_Pb为配电变压器的额定容量；T_Pb为配电变压器的长期最大允许负载率；η_pb为配电变压器的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{pb_bbzt}为配电变压器的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

配电变压器的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

基于所述中压线路的计算参数结合基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

通过中压线路计算参数求得基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{xl_pv}为中压线路的分布式光伏可开放容量；P_{xl_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的中压线路的最小净负荷；U_xl为中压线路的额定电压；I_xl为中压线路的额定电流；T_xl为中压线路的长期最大允许负载率；η_xl为中压线路的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数；S_{xl_bbzt}为中压线路供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

中压线路的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

基于所述高压变电站的计算参数结合基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

通过高压变电站的计算参数求得高压变电站最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得高压变电站分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{bdz_pv}为高压变电站的分布式光伏可开放容量；P_{bdz_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的高压变电站的最小净负荷；S_bdz为高压变电站的额定容量；T_bdz为高压变电站的长期最大允许负载率；η_bdz为高压变电站的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{bdz_bbzt}为高压变电站供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

高压变电站的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即正负电压偏差之和应控制在10％范围内；

基准年是指计算当月/季度的过去12个月，因为能源局要求是按季度报送可开放容量，所以每个季度都要计算，计算基础数据建议取自计算当月/季度之前过去12个月的数据，滚动计算，提高计算的准确性。

步骤3中对以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量，包括：

以不向所在220kV电网返送潮流为约束采用等比例法修正高压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

自上而下修正配电设备分布式光伏可开放容量。

1)根据高压变电站的分布式光伏可开放容量，通过均匀修正或统筹协调，如图3所示，确定该高压变电站下所有中压线路的分布式光伏可开放容量。

2)根据中压线路的分布式光伏可开放容量，通过均匀修正或统筹协调，确定该线路下所有配电变压器的分布式光伏可开放容量。

除此步骤1、2、3之外，还包括：

将同一区域的高压变电站的保证可开放容量叠加得到所述区域的可开放容量；

其中，区域包括：区县、地市、省级、国家级。

区(县)级、地市级、省级分布式光伏可开放容量的计算。

考虑220kV变电站不存在反向潮流，因此，各220kV变电站的分布式光伏可开放容量是独立的，不同220kV变电站的分布式光伏可开放容量可直接叠加。

对于无220kV电网区域，以不向所在330kV电网返送潮流为约束(因为西北地区无220kV电网)。

1)当220kV站不存在跨(区)县供电时，计算该区(县)所有220kV变电站的分布式光伏可开放容量，作为该区(县)分布式光伏可开放容量。

2)当220kV站存在跨(区)县供电时，计算该区(县)所有高压变电站的分布式光伏保证可开放容量，作为该区(县)分布式光伏可开放容量。

3)计算该地市所有区(县)的分布式光伏可开放容量，作为该地市分布式光伏可开放容量。

4)计算该省所有地市的分布式光伏可开放容量，作为该省的分布式光伏可开放容量。

实施例2：

基于同一种构思本发明还提供了一种配电网分布式光伏可开放容量计算系统：

参数获取模块，用于获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

计算模块，用于基于所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

修正模块，用于以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

参数获取模块具体用于：

获取配电变压器、中压线路、高压变电站的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、额定容量、长期最大允许负载率、功率因数、电压偏差、最大允许分布式光伏出力、额定电压、额定电流、潮流约束、短路电流约束、谐波和区域分布式光伏出力系数。

计算模块具体用于：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

通过配电变压器的计算参数求得基于配电变压器设备自身约束的分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{Pb_Pv}为配电变压器的分布式光伏可开放容量；P_{Pb_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的配电变压器的最小净负荷；S_Pb为配电变压器的额定容量；T_Pb为配电变压器的长期最大允许负载率；η_pb为配电变压器的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{pb_bbzt}为配电变压器的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

配电变压器的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

以中压线路的供电电压偏差范围为指标基于所述中压线路的计算参数结合中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

通过中压线路计算参数求得基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{xl_pv}为中压线路的分布式光伏可开放容量；P_{xl_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的中压线路的最小净负荷；U_xl为中压线路的额定电压；I_xl为中压线路的额定电流；T_xl为中压线路的长期最大允许负载率；η_xl为中压线路的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数；S_{xl_bbzt}为中压线路供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

中压线路的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

以高压变电站的供电电压偏差范围为指标基于所述高压变电站的计算参数结合高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

通过高压变电站的计算参数求得高压变电站最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得高压变电站分布式光伏可开放容量。

其计算公式为：

式中，S_{bdz_pv}为高压变电站的分布式光伏可开放容量；P_{bdz_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的高压变电站的最小净负荷；S_bdz为高压变电站的额定容量；T_bdz为高压变电站的长期最大允许负载率；η_bdz为高压变电站的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{bdz_bbzt}为高压变电站供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

约束条件为：

高压变电站的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即正负电压偏差之和应控制在10％范围内。

修正模块具体用于：

以不向所在220KV电网返送潮流为约束采用等比例法修正压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

如图2所示，为分布式光伏可开放容量计算总体流程，包括“自下而上”设备角度计算和“自上而下”系统角度修正2步：

(1)“自下而上”设备角度计算：以最小负荷日光伏出力期间最小净负荷时刻，单个配电设备安全运行为边界，分别计算配电变压器、中压线路、变电站的分布式光伏可开放容量PB1、XL1、BD1。

(2)“自上而下”系统角度修正：以最小负荷日光伏出力期间最小净负荷时刻，整个系统安全运行为边界，通过“不向220kV反送电”，修正变电站分布式光伏可开放容量为BD2；通过变电站可开放容量BD2修正线路分布式光伏可开放容量为XL2；通过线路可开放容量XL2修正配电变压器分布式光伏可开放容量为PB2。

经过上述计算，每个设备都有2个分布式光伏可开放容量，一个是站在设备自身角度计算的分布式光伏可开放容量PB1、XL1、BD1，称之为协商可接入容量；一个是站在系统角度修正后的分布式光伏可开放容量PB2、XL2、BD2，因为该容量既满足系统整体约束，也满足设备自身约束，称之为保证可接入容量。

图2中涉及的区域分布式光伏出力同时率、最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、反向不重载最大传输功率解释如下：

(1)区域分布式光伏出力同时率：区域分布式光伏最大出力/区域分布式光伏装机容量，该数据可通过统计获得，根据计算精准度需求，可按地市、区(县)、220kV变电站统计计算。

(2)最小负荷日光伏出力期间最小净负荷：根据现状电网、规划电网计算需求，可采用基准年统计负荷，也可采用水平年预测负荷。

(3)反向不重载最大传输功率：根据DL/T 2041《分布式电源接入电网承载力评估导则》，返送潮流上限按设备限额的80％计算。

均匀修正：

步骤S1以“最小负荷日光伏出力期间最小净负荷时刻，不向220kV变电站反送电”为约束，通过潮流计算确定该220kV变电站的最大分布式光伏可开放容量及该220kV变电站下所有高压变电站最终的分布式光伏可开放容量。

步骤S2通过高压变电站，采用“等比例法”修正该高压变电站下所有中压馈线的分布式光伏可开放容量。

以线路1、线路2为例，线路1、线路2所属高压变电站修正前、后的分布式光伏可开放容量分别为(15+Y)MWp、(13+X)MWp(为维持表述的准确性，此处假设X、Y均为0MWp)，线路1、线路2修正前的分布式光伏可开放容量为8.2MWp、10.8MWp，其和为19MWp，超过其所在高压变电站的13MWp，因此需要进行修正。采用“等比例法”修正线路1、线路2的分布式光伏可开放容量，修正后的分布式光伏可开放容量分别为：

线路1：8.2/(8.2+10.8)*13＝5.6MWp

线路2：10.8/(8.2+10.8)*13＝7.4MWp

经过计算，线路1的分布式光伏可开放容量有2个，分别是修正前的8.2MWp(设备角度，协商可接入容量)和修正后的5.6MWp(系统角度，保证可接入容量)。

步骤S3通过中压馈线，采用“等比例法”修正该中压馈线下所有配电变压器的分布式光伏可开放容量，计算原理同步骤S2，此处不予赘述。

(2)统筹安排：

在均匀修正的基础上，结合区域分布式光伏资源禀赋差异，对各高压变电站、中压线路、配电变压器的可开放容量进行修正，每个设备的分布式光伏可开放容量接入上限为站在设备自身角度的修正前容量。

该场景下：假设线路1光伏接入需求小，容量可分配给同变电站线路2。根据步骤S2，对图3左上的计算结果，线路1、线路2站在系统角度的保证可接入容量分别为5.6MWp、7.4MWp；线路1、线路2站在设备角度的协商可接入容量分别为8.2MWp、10.8MWp；根据上级高压变电站的约束，线路1、线路2的分布式光伏接入量总和应控制在13MWp。考虑线路1光伏接入需求小，可将其可开放容量额度的一部分在线路2允许的范围内(最大上限为10.8MWp)分给线路2，因此，线路1、线路2根据资源禀赋差异等实际情况的统筹安排后的分布式光伏可开放容量为2.2MWp和10.8MWp。

同理，可通过线路对配电变压器进行均匀修正和统筹安排，此处不予赘述。

通过统筹安排，可确保各配电设备在系统安全、可靠运行的前提下，使分布式光伏可开放容量最大化。

实施例3：

此处以我国典型的220kV/110kV/10kV电压层级为例，对于220kV/66kV/10kV、220kV/35kV/10kV等电压层级计算原理相同，可参照执行；此处以现状电网为例，规划电网只需要带入规划电网网架、设备、负荷等相关计算数据，计算原理相同。

(1)自下而上计算某220kV变电站下各配电变压器、中压线路、高压变电站分布式光伏可开放容量。

1)配电变压器分布式光伏可开放容量

通过配电变压器的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、配电变压器额定容量、配电变压器长期最大允许负载率、配电变压器功率因数、配电变压器电压偏差约束条件，求得配电变压器最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得基于配电变压器设备自身约束的分布式光伏可开放容量，如图4所示：

其计算公式为：

其中：

S_{pb_pv}为配电变压器的分布式光伏可开放容量；

P_{pb_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的配电变压器的最小净负荷；

S_pb为配电变压器的额定容量；

T_pb为配电变压器的长期最大允许负载率，初值可选0.8；

η_pb为配电变压器的功率因数；

τ为区域分布式光伏出力系数：

τ＝区域光伏最大出力/区域光伏装机容量

约束条件为：

配电变压器的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

2)中压线路分布式光伏可开放容量

通过中压线路的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、中压线路额定电压、中压线路额定电流、中压线路长期最大允许负载率(根据线路N-1约束确定)、中压线路功率因数、中压线路电压偏差约束条件，求得中压线路最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量，如图5所示：

其计算公式为：

其中：

S_{xl_pv}为中压线路的分布式光伏可开放容量；

P_{xl_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的中压线路的最小净负荷；

U_xl为中压线路的额定电压；

I_xl为中压线路的额定电流；

T_xl为中压线路的长期最大允许负载率，根据中压线路所在馈线组满足N-1要求确定，如单联络线路取值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％；

η_xl为中压线路的功率因数；

τ为区域分布式光伏出力系数：

τ＝区域光伏最大出力/区域光伏装机容量

约束条件为：

中压线路的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即电压偏差应控制在±7％范围内。

3)高压变电站(110kV～35kV变电站)分布式光伏可开放容量

通过高压变电站的最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、主变额定容量、主变长期最大允许负载率(根据主变满足N-1约束确定)、主变功率因数、潮流约束(含电压偏差约束和不向220KV电网返送潮流)、短路电流约束、谐波约束条件，求得高压变电站最大允许分布式光伏出力；结合区域分布式光伏出力系数，求得高压变电站分布式光伏可开放容量，如图6所示：

其计算公式为：

其中：

S_{bdz_pv}为高压变电站的分布式光伏可开放容量；

P_{bdz_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的高压变电站的最小净负荷；

S_bdz为高压变电站的额定容量；

T_bdz为高压变电站的长期最大允许负载率，根据高压变电站内主变满足N-1约束确定，如变电站采用典型2×2、2×3、3×3联络模型时，变电站最大允许负载率分别为75％、83.3％、88.9％；

η_bdz为高压变电站的功率因数；

τ为区域分布式光伏出力系数：

τ＝区域光伏最大出力/区域光伏装机容量

约束条件为：

高压变电站的供电电压偏差符合GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》要求，即正负电压偏差之和应控制在10％范围内；

系统母线短路电流应符合DL/T 5729《配电网规划设计技术导则》要求；

系统的谐波电流值应符合GB/T 14549《电能质量公用电网谐波》要求。

计算流程为：

(2)自上而下修正配电设备分布式光伏可开放容量。

1)根据高压变电站的分布式光伏可开放容量，通过均匀修正或统筹协调，确定该高压变电站下所有中压线路的分布式光伏可开放容量。

2)根据中压线路的分布式光伏可开放容量，通过均匀修正或统筹协调(，确定该线路下所有配电变压器的分布式光伏可开放容量。

(3)区(县)级、地市级、省级分布式光伏可开放容量的计算

考虑220kV变电站不存在反向潮流，因此，各220kV变电站的分布式光伏可开放容量是独立的，不同220kV变电站的分布式光伏可开放容量可直接叠加。

1)当220kV站不存在跨(区)县供电时，计算该区(县)所有220kV变电站的分布式光伏可开放容量，作为该区(县)分布式光伏可开放容量。

2)当220kV站存在跨(区)县供电时，计算该区(县)所有高压变电站的分布式光伏保证可开放容量，作为该区(县)分布式光伏可开放容量。

3)计算该地市所有区(县)的分布式光伏可开放容量，作为该地市分布式光伏可开放容量。

4)计算该省所有地市的分布式光伏可开放容量，作为该省的分布式光伏可开放容量。

显然，所描述的实施例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在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。

Claims (12)

1.一种配电网分布式光伏可开放容量计算方法，其特征在于,包括：

获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

基于配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量，包括：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

基于所述中压线路的计算参数结合基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

基于所述高压变电站的计算参数结合基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{Pb_Pv}为配电变压器的分布式光伏可开放容量；P_{Pb_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的配电变压器的最小净负荷；S_Pb为配电变压器的额定容量；T_Pb为配电变压器的长期最大允许负载率；η_pb为配电变压器的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{pb_bbzt}为配电变压器的分布式光伏报装在途容量。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于中压线路分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{xl_pv}为中压线路的分布式光伏可开放容量；P_{xl_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的中压线路的最小净负荷；U_xl为中压线路的额定电压；I_xl为中压线路的额定电流；T_xl为中压线路的长期最大允许负载率；η_xl为中压线路的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数；S_{xl_bbzt}为中压线路供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式如下式所示：

式中，S_{bdz_pv}为高压变电站的分布式光伏可开放容量；P_{bdz_min}为基准年配电系统最小负荷日光伏出力期间所对应的高压变电站的最小净负荷；S_bdz为高压变电站的额定容量；T_bdz为高压变电站的长期最大允许负载率；η_bdz为高压变电站的功率因数；τ为区域分布式光伏出力系数：S_{bdz_bbzt}为高压变电站供电范围内的分布式光伏报装在途容量。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数包括：

最小负荷日光伏出力期间最小净负荷、额定容量、长期最大允许负载率、功率因数、电压偏差、额定电压、额定电流、潮流约束、短路电流约束、谐波约束和区域分布式光伏出力系数。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量，包括：

以不向所在220kV电网返送潮流为约束采用等比例法修正高压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括

将同一区域的高压变电站的保证可开放容量叠加得到所述区域的可开放容量；

其中，区域包括：区县、地市、省级、国家级。

9.一种配电网分布式光伏可开放容量计算系统，其特征在于，包括：

参数获取模块，用于获取配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数；

计算模块，用于基于所述配电变压器、中压线路和高压变电站的计算参数，采用分布式光伏可开放容量计算式分别结合三者自身约束得到三者的协商可接入容量；

修正模块，用于以不向所在220kV电网返送潮流为约束结合等比例法对所述三者的协商可接入容量逐级修正得到三者的保证可接入容量；

其中，一个所述高压变电站连接有多条中压线路，一条所述中压线路连接有多台配电变压器。

10.如权利要求9所述的系统，其特征在于，所述计算模块具体用于：

基于所述配电变压器的计算参数结合基于配电变压器自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到配电变压器的协商可接入容量；

基于所述中压线路的计算参数结合基于中压线路自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到中压线路的协商可接入容量；

基于所述高压变电站的计算参数结合基于高压变电站自身约束的分布式光伏可开放容量计算式得到高压变电站的协商可接入容量。

11.如权利要求10所述的系统，其特征在于，所述修正模块具体用于：

以不向所在220kV电网返送潮流为约束采用等比例法修正高压变电站的协商可接入容量得到高压变电站的保证可接入容量；

基于所述高压变电站的保证可接入容量采用等比例法修正中压线路的协商可接入容量得到中压线路的保证可接入容量；

基于所述中压线路的保证可接入容量采用等比例法修正配电变压器的协商可接入容量得到配电变压器保证可接入容量。

12.如权利要求9所述的系统，其特征在于，所述还包括区域容量确定模块；

所述区域容量确定模块具体用于：

将同一区域的高压变电站的保证可开放容量叠加得到所述区域的可开放容量；

其中，区域包括：区县、地市、省级、国家级。

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