CN117175543A - 一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明属于配电网技术领域，公开了一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法及系统。该方法包括：在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；进行新型配电网典型规划策略优化；结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。本发明典型场景分析分析不同地区的资源禀赋与负荷特点，进行典型场景的配电网规划策略分析。分别是分析分布式电源影响的应用场景、分析电网侧储能影响的应用场景、基于源网荷储一体化的综合应用场景、新能源发电高渗透率配网场景。

Description

一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法及系统

技术领域

本发明属于配电网技术领域，尤其涉及一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法及系统。

背景技术

当前能源分析机构已达成共识，我国能源领域实现碳中和的整体思路是构建以新型电力系统为基础的能源互联网，能源生产加速清洁化、能源消费高度电气化、能源配置日趋平台化、能源利用日益高效化。能源格局的深刻调整同时给电力系统带来深刻变化：电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。电网形态由单向逐级输电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网转变。运行特性由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式、大电网与微电网协同控制模式转变。

以新能源为主体的新型电力系统，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、分布式可观可测可控、源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效基本特征的电力系统。

通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：现有技术对新能源并网及可调节负荷接入的协调能力、储能在配电网应用的功能定位、能源数字化对配电网发展模式的新需求不能进行有效调整，使得新型电力系统不能有效耦合，影响电网利用率。

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可调节负荷的配电网规划策略优化方法及系统。

所述技术方案如下：一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法包括：

S1，在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

S2，进行新型配电网典型规划策略优化；

S3，结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

在步骤S1中，对分布式电源接入进行分析包括：

对于分布式电源接入的配电网，基于多场景分析的电力电量平衡策略分析了不可控分布式电源的置信出力，变电站设计时以分布式电源电量渗透率、容量渗透率及供电距离作为基础进行规划策略优化，网架规划方面分析可靠性、电压约束、网损分析、分布式电源接入方式影响。

在步骤S1中，对不同场景储能进行分析包括：

电源侧储能分析作为电源或负荷的双向特性，在电力平衡分析时纳入储能，并分析新能源上送边界下储能容量配置策略分析。

在步骤S1中，可调节负荷特性影响因素进行分析包括：

包括负荷预测、变电容量需求、网架规划方案优化分析，在分析负荷预测中包括最大负荷预测纳入工业、商业、居民负荷的调节能力，负荷特性曲线的计算流程；

变电容量需求包括：将分布式电源布置在匹配性高的负荷处，并通过制定互动策略利用负荷的调节能力提升互补度、匹配度；

网架规划方案优化分析时分析负荷的互补性、分布式电源与负荷的匹配性，并将互补程度高的负荷接入同一线路。

在步骤S2中，进行新型配电网典型规划策略优化包括：基于多场景分析的电力电量平衡策略、分析上级电网容量的可接入新能源估算策略。

进一步的，基于多场景分析的电力电量平衡策略包括：

获取网架结构、主变负载率、变电站间隔资源、馈线形式、线路容量、线路负载率以及联络形式；

多角度进行配电网网架结构优化，分析主变N-1安全性、线路N-1安全性，分析不满足安全要求的接入方式；

综合各方案的经济性与技术性，进行方案比选。

进一步的，分析上级电网容量的可接入新能源估算策略包括：基于不同场景储能的配电网规划策略，以及电源侧储能的配电网规划策略。

进一步的，分析上级电网容量的可接入新能源估算策略还包括：新能源上送边界的储能容量配置策略，可调节负荷的配电网规划策略。

本发明的另一目的在于提供一种可调节负荷的配电网规划策略优化系统，包括：

影响因素分析模块，用于在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

规划策略优化模块，用于进行新型配电网典型规划策略优化，并结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

进一步的，所述可调节负荷的配电网规划策略优化系统在该养殖领域、屋顶光伏采取分布式发电领域、配电网领域、基于分布式电源渗透率及供电距离的变电站、网架上的应用。

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：

(1)分布式电源的配电网规划策略分析：在对分布式电源主要类型及特点、并网模式等分析的基础上，主要包括基于多场景分析的电力电量平衡策略、基于分布式电源渗透率和供电距离的变电站策略、基于电源容量及可靠性要求的网架策略、分析上级电网容量的可接入新能源估算策略等，并在原有配网规划方法的基础上提出需要重点改进之处。

(2)基于不同场景储能的配电网规划策略优化：分析储能在新型电力系统构建中的作用、定位，提出可适应未来配电网规划的储能接入点原则及消纳模式。分析不同场景下的储能对配电网规划产生的影响分别分析，电网侧储能聚焦于变电站设计与网架规划，电源侧储能聚焦电力平衡分析与网架规划。同时，对新能源上送边界的储能容量配置策略进行分析。

(3)使用可调节负荷的配电网规划策略分析结合负荷特性对可调节负荷进行分类分析，并对配电网规划策略产生的影响进行分析。分析不同的可调节负荷基础上，提出需求预测策略优化，包括最大负荷预测、负荷特性预测等，并开展分析源荷的变电容量预测策略优化与网架规划策略优化分析。

(4)典型场景分析分析不同地区的资源禀赋与负荷特点，开展典型场景的配电网规划策略分析。分别是分析分布式电源影响的应用场景、分析电网侧储能影响的应用场景、基于源网荷储一体化的综合应用场景、新能源发电高渗透率配网场景。

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可调节负荷的配电网规划策略优化方法流程图；

图2是本发明实施例提供的基于多场景分析的电力电量平衡策略图；

图3是本发明实施例提供的IEEE33节点网架结构图。

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。

实施例1，如图1所示，本发明实施例提供一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法包括：

S1，在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

S2，进行新型配电网典型规划策略优化；

S3，结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

本发明分析分布式电源接入的配电网，基于多场景分析的电力电量平衡策略合理分析了不可控分布式电源的置信出力，变电站设计时以分布式电源电量渗透率、容量渗透率及供电距离作为基础提出了规划策略优化，网架规划方面则分析了可靠性、电压约束、网损分析、分布式电源接入方式等影响。同时，提出了分析上级电网容量的可接入分布式新能源的容量策略。

储能不同场景下对配电网规划产生的影响不同。电网侧储能主要作用为延缓和替代输变电投资、提高电网安全运行水平，在网架规划时分析了局部地区点负荷的增加带来电网改造的问题、地区整体负荷的突增带来的电网安全运行问题、大规模可再生能源上送带来的电网安全运行问题这三种场景。电源侧储能分析其可作为电源或负荷的双向特性，在电力平衡分析时纳入储能，并分析了新能源上送边界下储能容量配置策略分析。

分析配电网规划时增加可调节负荷资源规划环节，并更新现有流程中受可调节负荷影响较大的规划环节内容，包括负荷预测、变电容量需求、网架规划方案优化等。在分析可调节负荷的需求预测策略时，提出最大负荷预测纳入工业、商业、居民负荷的调节能力，负荷特性曲线的计算流程。网架规划策略分析时合理分析负荷的互补性、分布式电源与负荷的匹配性，提出应将互补程度高的负荷接入同一线路，分布式电源布置在匹配性高的负荷处，并可通过制定合理的互动策略利用负荷的调节能力提升互补度、匹配度。

能源数字化对配电网规划的影响主要分析了负荷预测、配电网二次系统、变电站选址等方面。配电网规划环节中的大数据挖掘和利用逐渐成熟将会对负荷预测精细度提升有帮助。采取新型继电保护方案将会有效应对配电网内分布式电源、可调节负荷等的大规模接入。能源数字化带来的数字基础设施建设需求增加将会在未来变电站选址时，对土地功能复合性、能源效率等方面提出更多的要求。

典型应用场景主要分析了分析分布式电源影响的应用场景、分析电网侧储能影响的应用场景、基于源网荷储一体化的综合应用场景以及新能源发电高渗透率配网场景。分析分布式电源影响的应用场景以华东地区某养殖基地为例，主要体现了基于多场景分析的电力电量平衡策略、基于分布式电源渗透率及供电距离的变电站设计策略。分析电网侧储能影响的应用场景以某办公楼群电网改造项目为例，主要体现了基于多场景分析的电力电量平衡策略、基于可控电源容量及用户等级的负荷保供策略、基于最大负荷不确定性的网架规划优化策略。基于源网荷储一体化的综合应用场景以某综合园区为例，主要体现了分析可调节负荷的配电网负荷特性预测策略、分析分布式电源与可调节负荷的变电容量预测、基于负荷互补性与可调节性的网架规划策略、基于可调节负荷与分布式电源匹配性的网架规划策略。新能源发电高渗透率配网场景以金寨县为例，主要体现了基于多场景分析的电力电量平衡策略、分析上级电网容量的可接入新能源估算策略。

本发明还提供一种可调节负荷的配电网规划策略优化系统包括：

影响因素分析模块，用于在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

规划策略优化模块，用于进行新型配电网典型规划策略优化，并结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

为进一步详细描述本申请的技术方案，结合以下实施例作进一步描述。

实施例2，本发明实施例提供的可调节负荷的配电网规划策略优化方法包括以下内容。

1、分布式电源的配电网规划策略分析。

1.1可控电源：

(1)冷热电三联供特性：

冷热电联供系统(CCHP)集制冷、供热、发电为一体。电负荷由原动机和电网供电；热负荷由原动机发电设备的热回收系统提供，不足部分由燃气锅炉补充；冷负荷由吸收制冷机供给，电制冷机补足剩余冷负荷。CCHP系统属于配置在用户侧的分布式能源，其以天然气为主要原料带动燃气轮机等燃气发电设备运行，产生的电能直接供应给用户，发电后的余热通过热回收系统向用户供热、供冷。和大规模集中式供能相比，分布式CCHP系统有两个明显优势：一是总体能源利用率显著提高，达到45％甚至于超过60％；二是分布式CCHP系统有助于减少污染物例如NOx和CO2排放。

CCHP系统的输出功率由冷热电负荷共同决定，而系统负荷时刻都在变化，存在较大的波动性，且随着昼夜的变化、四季的交替，呈现一定的动态特征和规律。具体而言，冷负荷主要集中在夏季，而热负荷主要集中在冬季，具有明显的季节性；而且商业用途的负荷，其冷热负荷往往集中于白天，具有明显的负荷尖峰，且与电力负荷趋势一致；不同类型的设施，其冷热电负荷分布也呈现一定的特征。因此，需根据不同设施的负荷比例及特征，以及不同的季节时段，选择相应的机组、容量和运行策略，以实现冷热电联供系统与负荷达到最佳匹配，充分有效利用能源。

(2)生物质发电：生物质发电是利用生物质所具有的生物质能进行的发电，是可再生能源发电的一种，包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。国家在生物质能发电的上网电价上给予了扶持，同时，处理废气、垃圾等，还能征收垃圾处理费，因此可以良性发展。生物质发电项目也需要锅炉和汽轮机配合，驱动发电机发电，其主要发电形式有直接燃烧发电、混合发电、气化发电、沼气发电和垃圾发电。

(3)储能系统：在新型电力系统下，储能系统已成为大规模新能源发电接入电力系统和有效利用的重要支撑环节。储能技术发挥作用越来越明显，并不断向着更高功率密度、更高能量密度、更高安全性、更加环境有好性、更高效率的技术目标发展。储能电池对配电网有很大的支撑，已经广泛的应用于配电网。储能技术的形式多种多样，但又有许多相似之处，按储能原理可将储能技术分为四类，分别为：电磁储能、机械储能、热力储能和电化学储能。从实现的功能上分类，储能技术又可以分为以下两种类型：第一是功率型储能，第二是能量型储能。功率型储能元件的响应时间很短，不仅反应速度快，而且功率较大，其缺点是储能容量较小；功率型储能元件由于具有瞬时功率大且响应速度快的优点，经常被用在平缓功率波动、调频等场所。对于能量型的储能元件一般情况下由于其自放电率低可以较长时间储能，但与功率型储能元件相比其响应起来需要较长的时间；能量型储能元件凭借能够大量储存能量的优点，如抽水蓄能电站，经常被用在调峰的场所。目前储能电池凭借其平抑波动、削峰填谷、提高电能质量、延缓电网升级改造等优势，已广泛应用于配电网关键节点。储能电池的使用不受地形、气候等条件限制，且其出力完全可控，是平滑负荷曲线的绝佳选择。在新型电力系统的背景下，广义的电力储能不仅包含实现电能双向转换的设备，还应包含电能与其他能量形式的单向存储与转换设备，可定义为实现电力与热能、化学能、机械能等能量之间的单向或双向存储设备。

1.2不可控电源：

(1)光伏发电：光伏发电出力的影响因素主要包括太阳辐射照度以及光伏电池板的运行温度，其最大功率跟踪模式下的输出功率可表示为：P_PV＝G_rAη_s[1-β(T_c-25)]；其中，P_PV是光伏发电的输出功率；G_r为当前到达光伏发电系统表面的实际光伏照度；A为光伏电池面积；η_s为标准测试条件下的标称功率；T_c为光伏电池板温度；β为温度系数。光伏发电系统发电量与太阳在空中的位置以及云层的覆盖多少有关，因此具有显著的间歇性、随机性和周期性。在一天内，上午随着太阳高度角的增大，太阳辐射照度逐渐增大，光伏发电出力增加，直到正午达到最大，下午逐渐降低，到太阳落山降为0。从季节性来看，夏季接受太阳辐射照度较大，光伏发电出力较大，冬天太阳辐射照度较弱，光伏出力较小。从天气因素来看，晴天时，相邻日之间的光伏发电呈现较强的相关性和规律性；而多云和阴雨天，光伏出力存在较大的波动性，相邻日之间出力曲线差异较大；当云层快速通过遮挡阳光时，光伏出力会表现出很强的随机波动性。

(2)风力发电：风力发电将空气动能转化为电能，其出力特性与当地风能变化的特性有着密切的联系。风力发电机的输出功率与风速之间的数学公式关系为：P_w＝C_p(T_trs)πρR²V³/2，其中，ρ是空气密度；R是风力机半径；C_p(T_trs)为风机的风能利用系数；T_trs是叶尖速比，其中风能利用系数为叶尖速比的函数；V为风速；P_w为风力发电机的输出功率。自然界中，风能具有很大的随机性和间歇性，风的大小和方向都处于不断地变化之中，因此风电机组的输出功率也处于频繁的变化中。风力发电的出力随时间尺度变化较大，且与区域、规模、时段等因素均有一定的联系。一般来说，当多个风电机组在较大地理范围内连接在一起时，其输出功率之间具有较强的互补性，能有效消除短时的紊流型波动，使输出功率较为平稳，呈现明显的聚合效应。此外，风力资源还具有较强的季节性，春、冬两季风力较强，为风电高发期，而夏季风力最弱，需由其他机组出力弥补。

1.3分布式并网模式：(1)完全自发自用模式：这种模式适用于需要长期且持久用电的生产制造企业，用电侧需求较大，可完全或大部分消纳光伏电站所产生的电能。分析一些用户无法确保自身用电能够持续消耗光伏电力，或者生产无法保证持续性，不采用此种并网方式。单体500kW以下，并且用户侧有配电变压器的光伏电站，建议采用这种模式，因为其升压所需增加的投资占投资比例较大。(可以短时倒送电，比如调试时，而长期不允许)，其最初潮流方向设计是固定的。所以需要安装防逆流装置来避免电力的反送。目前，市场有多机防逆流和单机防逆流解决方案。通过实时监测配电变压器低压侧出口电压、电流信号计算出输入电网的功率或接入点靠近电网侧的电能潮流方向，一旦发现逆变器向电网输入能量，立即通过RS485通讯的方式控制逆变器降低输出电流，减小光伏系统发电功率，从而达到光伏系统防逆流的功能。

(2)自发自用余电上网模式：分布式电源选择自发自用余电上网是较理想的模式。在酒店、医院、市政、商业中心、社区中心等重要的建筑内，可将光伏、风机、燃气三联供等叫集中的分布式电源构建微网系统进行综合管理，用户根据自身对供电可靠性或者峰谷电价的需求，在自身楼顶布置光伏电池或小型风机，同时可配置储能系统组建微网系统，其发出的电能主要供楼内负荷使用，多余的电力输送给电网。对于这种运行模式，光伏并网点设在用户电表的负载侧，需要增加一块分布式电源反送电量的计量电表，或者将电网用电电表设置成双向计量。用户自己直接用掉的分布式发电量，以节省电费的方式直接享受电网的销售电价；反送电量单独计量，并以规定的上网电价进行结算，电网企业按照当地脱硫燃煤标杆电价收购分布式电源的上网电量。在这种情况下，分布式电源的用户应尽可能全部将发电量自用，否则馈入电网的电量的价值要小于自用电量的价值。

(3)全额上网模式：对于可利用能源结构较为单一，且容量相对较小的区域，可以采用就近接入、就近消纳的方式直接并网，通过已铺设的屋顶光伏、小型风机、微型燃机三联供、地源热泵等分布式电源直接并网运行，从而起到减少电能传输损耗和分布式电源利用率提高的作用。

(4)离网自平衡模式：离网型微电网的应用场景包括解决海岛和偏远地区的用电问题，该类地区长期保持孤立离网运行状态，采用柴油发电机、风力发电、光伏发电和储能系统联合供应，保证无电地区的能源供应，实现孤立电网的自平衡。

1.3.1对负荷特性的影响：分布式电源能源为局部区域提供电力能源，将分布式电源与配电网并联形成大型可调整的供电电源，既能减轻集中供电的输电压力，又能够对用电峰谷时期进行优化调节。但是在分布式电源并网模式下，由于电网并联的存在会改变原本简单的电网负荷增长模式，给局部区域的电网负荷带来较大波动，并改变原有的负荷特性。配电网的典型日负荷是随着各种因素变化的，因此工作时间用电需求更大，导致工作段的负荷始终居高不下。但以光伏为主的配电网，夏季典型日的中午10:00-15:00，电网负荷值会迅速下降，主要就是由于分布式光伏的抵扣作用减小了中午时段的负荷值。而冬季典型日的中午10:00-15:00，由于太阳在南回归线辐照小，削弱了光伏电源的出力，因此负荷曲线和传统配电网的负荷曲线偏差较小。同样，在包含分布式燃气三联供的商业楼宇中，由于余热利用制冷的原因，中午高温时段的负荷变化不大。而传统的电制冷为主的楼宇，中午高温时段将出现负荷尖峰。

当配电网区域内有多种类型的用电负荷时，简单地将最大负荷值与分布式电源的出力进行叠加计算是不一定科学的，需要综合分析负荷整体特性与分布式电源出力的特性曲线，得到更准确的负荷特性。

1.3.2对潮流分布的影响：传统配电网网络拓扑结构通常呈辐射状，在正常状况下开环运行，在发生故障或者负荷转供才可能出现短时环网运行。在传统配电网中，潮流流动方向都是由根节点流向末端节点的。当加入分布式电源所发出的功率大于与之连接点的负荷功率时，剩余功率将为其他负荷节点供电或者回流到主电网中形成环网，使得潮流方向发生改变，潮流方向不再单一等问题，甚至部分节点可能出现潮流回流。分布式发电技术所采用的电源和机组类型是多种多样的，因此如何对各种类型的能源进行有效协调和利用，如何对配电网中各种能源结构进行合理确定是急需解决的问题。可以说，分布式发电技术的大规模运用，将极大地改变国家能源规划和能源政策，并且影响配电网规划的整个决策过程。

1.3.3对系统可靠性的影响：可控电源有功出力稳定可调，完全自发自用模式下可有效提高用户自身的供电可靠性，相当于多了一路备用电源。分布式能源的接入在一定程度上可以作为常规配变的补充，在配网停电时继续给重要用户供电。在完全自发自用模式下，分布式发电机容量小于用户侧容量，这时分布式电源与电力系统一起为用电设备提供电源，与电网并网运行。分布式电源发生故障时，由电力系统带全部负荷；电力系统发生故障时，分布式电源带其额定容量下的较重要负荷。为避免发电机的非同期并列，会要求用户配置同期装置和控制、保护装置齐全可靠。目前,各类分布式燃机、生物质发电均自带完善的自动并网控制系统以及负荷自动分配系统。同时，为了使这些发电机组并网后可靠稳定运行，机组设置了安全完善的保护装置，一旦机组出现下列故障，会自动掉闸，与电网解列自动停机。在自发自用余电上网、全额上网模式下，可控电源也可为配电网提供支撑，可提高整个系统的可靠性。可控电源可以消除配电网的部分过负荷和堵塞，减少输电线路上输送的功率，增加配电网备用供电容量，加强配电网电压调节性能，从而保障供电的可靠性。不可控电源波动性强，会对系统造成不可避免的随机性影响，应当从系统可靠性的角度研究不可控分布式电源的随机性对配电网可靠性的影响。(1)配电网发生故障时电压会明显下降，此时如果安装的分布式电源没有低电压穿越能力，为了降低故障面积就会切除该电源，之后通过线路故障重合闸再将其接入电网,不仅不能支撑此刻的电压而且会使电压下降的更多。(2)如果分布式电源不能与配电网继电保护设备很好地配合,可能会引发继电保护装置误动作,从而降低配电网可靠运行水平。

1.3.4对损耗的影响：在配电网中的负荷附近接入分布式电源系统，整个配电系统的功率流向将发生变化，从而影响系统的网络损耗。根据节点负荷和分布式电源出力大小的关系，可以分为以下4种情况：(1)系统中每个节点的负荷量都大于或等于该节点的分布式电源输出量。(2)系统中至少有一个节点的分布式电源输出量大于该节点的负荷量，但整个系统分布式电源的输出量小于系统中的总负荷量。(3)系统中至少有一个节点的分布式电源输出量大于该节点的负荷量，且整个系统分布式电源的输出量大于系统中的总负荷量，但分布式电源的总输出量小于总负荷量的两倍。(4)系统中分布式电源的总输出量不小于总负荷量的两倍。在完全自发自用模式下，分布式燃机以及不可控电源，只存在情况1，可减少配网损耗。在自发自用余电上网、全额上网模式下，所有分布式电源会存在情况2、情况3、情况4。在情况2时，分布式燃机、储能项目都可降低配网损耗；在情况3时，分布式燃机以及不可控电源都可降低配网损耗，储能项目既可能降低配网损耗，也可能增加配电损耗，需结合充放电时段具体分析；在情况4时，所有分布式电源都将增大配网损耗。

1.3.5对电压的影响：在分布式电源接入电力系统后,节点电压及线路传输功率均发生了变化。在没有分布式电源接入的电力系统中，电压分布一般按照馈线上的潮流分布而逐渐降低，电压降落与升高严格按照电网结构和潮流分布的关系进行，而在分布式电源并入原有的电网中之后，原有电力系统中馈线上的传输功率会下降，进而导致原有电网结构中每一个节点电压随着接入分布式电源的容量和类型出现不同程度的升高或降低。在完全自发自用模式下，配电网内的潮流方向并不发生改变，电力流经各个节点后电压逐级下降，但由于潮流变小，因此负荷节点处的电压将会升高。在自发自用余电上网模式及全额上网模式下，配电网就变成了一个多电源网络，对于每一个节点来说，电压和潮流大小和方向将会是多变的。有多个电源经过节点，受到叠加的潮流有可能与原来的方向相反，部分节点处的电压将会高于上级变电站的低压侧母线电压，造成电压偏差。由于可控电源中，分布式燃机等具备较强的无功调节能力，通过合理的升压变档位设置，可有效控制配电网内的电压处于合理水平。而不可控电源接入电力系统后，将会抬高负荷节点的电压负荷节点，电压升高的多少则与分布式电源接入的位置和容量比例有关。假如负荷全部处于配电网的末端及附近，则发生扰动时电压的波动很大。不可控电源的有功、无功出力均不稳定，这种不确定性可能也会导致配电网内的节点电压严重超标，因此在设计规划分布式电源接入电力系统中时需要分析到电压偏移量要满足电力系统原有的节点电压最大偏移量，并适当配置动态可调的无功设备。在离网自平衡模式下，分布式电源对配电网电压无影响。

1.4接入方式：完全自发自用及余电上网的分布式电源，与用户负荷统筹考虑接入配电网的方案。

全额上网分布式电源接入配电网的方式，应遵循分层、分区、分散接入的原则。在配电网规划中，宜根据分布式电源的容量和布局研究确定接入方案。在满足电网安全运行条件下，分布式电源优先就近接入。单个分布式电源宜采用一级电压等级接入配电网，经技术经济比较确有需要，可采用两级电压等级接入配电网。接入110kV、35kV电网的分布式电源，宜采用专线方式并网；接入10-(20)kV电网的电源可采用专线接入，在满足电网安全运行及电能质量要求时，也可采用T接方式并网。

全额上网分布式电源接入配电网时宜根据电源的送出容量、送电距离、电网安全、电网条件、电源升压站及送出线路投资等因素论证后确定接入电网的电压等级，分布式电源接入电压等级。有不同电压等级可供选择时，在满足配电网安全稳定运行的条件下优先采用低电压等级接入。

1.5电力电量平衡方法：

传统电力电量平衡的系统参数多采取简化的约束条件，随着分布式可再生能源在配电网中得到越来越广泛的应用，其发电的间歇性和波动性为配电网规划带来不确定性。将风光总占比达到20％的地区假设为高比例新能源场景，在此场景下需对电力电量平衡方法作出改进。

对于不可控分布式可再生能源，通过分析历史出力数据与概率分布等信息，结合地区供电区域类型选取合适的分布式电源置信度出力。由于光伏的最小出力发生在夜间，风电出力季节性变化受所在区域气候条件影响，负荷高峰发生在夏季，因此在进行平衡分析时分析日间、夜间两种场景，季节则主要分析夏季与春秋季。

1.5.1，定义分布式电源置信度出力：分布式电源出力在一定的置信区间下的预测值，按照地区选取分布式电源历史出力数据，以整点时刻出力作为概率分布模型。

分析分布式电源接入的配电网，合理分析不可控分布式电源出力，形成了基于多场景分析的电力电量平衡策略。如图2所示。

1.5.2，电力平衡分析方法.电力平衡应分电压等级、分年度进行，并分析各类分布式电源等影响。

涉及外部交换电量的配电网进行电力平衡分析时，应分析配电网内部分布式电源出力的影响，可控电源的发电功率按照典型出力进行计算，不可控电源的发电功率按照置信度出力进行计算。

全额上网的分布式电源，其发电量或者功率将作为配电网的电源参与平衡分析。余电上网模式或完全自发自用的分布式电源，其发电量或者功率将直接从电力需求内扣除。

分析可控分布式电源，电力平衡过程中应根据其典型运行方式。可控分布式电源主要包含冷热电联供系统、生物质发电等。

分析不可控分布式电源，电力平衡过程中应根据其置信区间的出力大小，分类分析。不可控分布式电源主要包含光伏发电、风力发电等。

不可控分布式电源出力预测方法：选取地区该类分布式电源的历史出力数据，样本数据按整点时刻分组，形成一定置信区间下的分布式电源日出力曲线。置信度越高，涵盖到的极端天气越多，出力预测的可靠性越高，因此根据地区的供电区域类型选择不同的置信度。根据相关研究，高置信度下分布式电源出力过小，置信度过小时出力的可靠性不大，建议光伏发电选取88％-98％之间的置信度，建议风电选取88％-98％之间的置信度。

分析配网内接入不可控分布式电源时，需区分日间和夜间负荷水平。季节主要分析夏季与春秋。

1.5.3电量平衡分析方法：可控电源发电量平衡按照典型出力下的利用小时数进行计算，不可控电源的发电量可根据地区资源特性综合分析获得，若没有明确的资源分析报告，可通过额定容量和发电利用小时数确定，发电利用小时数可暂按如下选择。

在进行分布式电源发电量估算时，分析5％弃风弃光电量。

对于分布式电源较多的区域预测网供电量时，分布式电源中风电、光伏、燃机、生物质的接入皆会降低网供电量，主要由发电特性和负荷特性决定。因此在计算网供电量时，需要扣除分布式电源的发电量。

1.6分布式电源的变电站规划：

传统的变电站选址设计以变电站满足N-1条件的负载率作为约束条件，而当高渗透的分布式电源接入配电网时，其出力可供应一部分负荷，在变电站选址定容规划时若不分析分布式电源，会造成变电站选址不合理和容量的浪费，从而导致全社会投资浪费。因此，需要对变电站规划设计方案作出改进。结合分布式电源装机容量、并网模式、供电距离以及地区负荷情况等，分析以下3种场景。场景1：分布式电源多点接入，可就地消纳；场景2：大规模分布式电源接入，远大于配电网系统用电量，可通过集中上送的方式消纳；场景3：分布式电源与地区负荷特性不完全匹配，可能存在倒送。

1.6.1，定义分布式电源容量渗透率S1：分布式电源装机容量与配电网系统全年最大负荷的百分比；定义分布式电源电量渗透率S2：接入配电网系统的分布式电源发电量与全年系统用电量的百分比；

分析分析分布式电源的配电网，形成了基于分布式电源电量渗透率S1、容量渗透率S2及供电距离L的变电站设计策略。

场景1：若S1≤0.5，分布式电源主要在本地区消纳，分布式电源宜就近分散接入配电网，实现就地消纳，接入变电站靠近负荷中心，主变容量一般以负荷水平校核。若电源送出距离过长，则应避免接入该电压等级变电站，可考虑低电压等级多回接入方式。

场景2：若S1>0.5，且S2>2时，分布式电源倒送概率较大，分布式电源宜集中接入枢纽变电站，接入枢纽变电站布点应主要靠近电源，主变容量一般以电源容量校核。若分布式电源接入需求大，可适当提高枢纽变电站的主变台数或单台容量上限。

场景3：若S1>0.5，且S2≤2时，分布式电源有一定的倒送概率，分布式电源宜集中接入枢纽变电站，接入枢纽变电站布点应主要靠近电源，同时在各负荷中心设置小容量变电站。若电源送出距离过长，则应避免接入该电压等级变电站，可分析低电压等级多回接入方式。

1.6.2，变电站规划优化：含有分布式电源的配电网宜根据变电站数量与位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电分区，分区应有大致明确的供电范围，正常运行时不交叉、不重叠，分区的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。

若配电网内有大量分布式电源接入需求，为避免主变过载，可适当提高变电站的主变台数和单台容量上限。

一般情况下，场景1中变电站的布点定容以负荷中心为优先分析，场景2中的变电站规划以分布式电源为优先分析。在场景3中，分布式电源与地区负荷特性不匹配会产生多种变电站布点定容方案，变电站供电范围内不同类型负荷的负荷特性与分布式电源置信度出力大小有着密切的关系。在进行变电站布点方案比选时，可综合分析方案全寿命周期技术经济性、分布式电源置信容量价值等。具体步骤如下：

不分析分布式电源的接入，对规划区域进行传统变电站规划，即根据目标年负荷、已有变电站容量以及事先给定的变电站候选点，确定新建变电站个数及容量组合方案；

计算各变电站供电范围内可靠性指标、投资经济性等；

分析分布式电源与负荷特性的多种变电站选址定容方案，不可控分布式电源按置信出力预测；

评估各方案的经济性、技术合理性，并以可靠性进行校核；

确定区域变电站布点规划方案。

1.6.3分析分布式电源的配电网网架规划：

配电网网架布局规划以负荷预测和变电站规划结果为基础，是配电网规划中的重要环节。由于大量分布式电源的接入及可调节负荷的增加，对传统配电网的网架布局规划方法产生一定的影响，引起了原有配电网负荷密度的降低，同时分布式电源的接入位置与出力特性以及不同的负荷类型使得系统运行方式多样化，对配电网网架规划过程中的接线模式、线路选型及线路走廊均有影响。

1.6.4基于可靠性的网架规划优化：分析基于可控电源容量及用户等级的负荷保供策略。未来随着新型电力系统的不断构建及碳中和碳达峰政策的深入推进，分析基于可控电源容量及区域类型的网架策略。分析不可控分布式电源，建议采用定量计算的方式开展可靠性评估确定网架优化方案。

定义可控分布式电源装机容量为K1，系统负荷为K2。(1)基于可控电源容量及用户等级的负荷保供策略分析分析分布式电源的配电网，形成了基于可控电源容量及用户等级的负荷保供策略。重要电力用户供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电，当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能满足保安负荷供电要求，也可采用可控分布式电源充当保安电源。1)特级重要电力用户宜采用双电源或多电源供电，当0.5K2≤K1≤K2时，可采用单链+可控分布式电源的供电结构；当K1≥K2时，可采用双辐射+可控分布式电源的供电结构。2)一级重要电力用户宜采用双电源供电，当0.5K2≤K1≤K2时，可采用双辐射+可控分布式电源的供电结构；当K1≥K2时，可采用单辐射+可控分布式电源的供电结构。

3)二级重要电力用户宜采用双回路供电，当K1>0.5K2时，也可采用单回路电源+可控分布式电源的供电结构。

4)普通电力用户宜采用单回路供电，或以可控分布式电源为主的供电结构。

(2)基于可控电源容量及区域类型的网架策略。分析分析分布式电源的配电网，形成了基于可控电源容量及区域类型的网架策略。可控分布式电源容量K1与负荷K2的关系如下：当0.5K2≤K1≤K2时，可控分布式电源可替代部分配网线路；当K1≥K2时，可控分布式电源可替代多数配网线路。1)A+、A、B类供电区域高压配电网宜采用链式或双环网结构。当0.5K2≤K1≤K2时，可采用单链+单辐射+可控分布式电源的结构、单环网+单辐射+可控分布式电源的结构；当K1≥K2时，可采用双辐射+可控分布式电源的结构。2)C类供电区域高压配电网宜采用链式、环网结构，也可采用双辐射结构。当0.5K2≤K1≤K2时，可采用双辐射+可控分布式电源的结构；当K1≥K2时，可采用单辐射+可控分布式电源的结构。3)D类供电区域高压配电网可采用辐射式或环网结构，有条件的地区也可采用单链结构。当0.5K2≤K1≤K2时，可采用单辐射+可控分布式电源的结构；当K1≥K2时，可采用可控分布式电源为主的供电结构。4)E类供电区域高压配电网可采用单辐射结构，或以可控分布式电源为主的供电结构。

1.7基于电压约束的分布式电源接入点优化：

分布式电源单点接入与多点接入对配电网电压的影响，其中，IEEE33节点网架结构如图3。

(1)分布式电源单点接入：分析分布式电源单点接入配电网，本章分别从分布式电源的接入容量以及接入位置两方面对配电网电压的影响进行分析。设定分布式电源接入容量不超过系统的负荷总量。

分布式电源并网位置保持不变，使分布式电源接入容量按照20％、40％、60％、80％、100％，的渗透率，对比其分别接入节点2、9、17、24时节点电压变化。不论分布式电源的并网位置时馈线首端、中端、末端或是重负荷节点，其接入都会抬升配电网的电压，接入容量越大，电压抬升越高。但是当分布式电源的渗透率过高时，节点就开始出现电压越上限情况。当分布式电源接入靠近馈线末端时，电压越限情况就更严重。由此可见，分布式电源接入虽然可以改善节点电压尤其是馈线末端电压偏低的，但是如果不合理的规划其接入容量，就会造成电压越限的情况。

分布式电源并网基本概况保持不变，使分布式电源分别接入首端节点2、19，中部节点9、末端节点17、32，重负荷节点24、29，轻负荷节点10，对比其渗透率25％、50％、75％、100％节点电压变化。当分布式电源接入首端节点时，对电压的影响最小，电压改善较小，当分布式电源渗透率达100％时，大部分节点仍未达到安全电压下限0.95。而在馈线的末端和对电压都有很大的改善效果，尤其当分布式电源接入长馈线末端时，电压抬升作用明显。但对比其他节点可知，当分布式电源接入末端节点时，更容易造成节点电压越限。由以上分析可知，分布式电源的并网也需要选择合理的接入位置。

(2)分布式电源多点接入：

分析分布式电源多点接入配电网，分别从接入方式和并网位置两个方面对配网电压的影响分析。

保持不同接入方式下分布式电源接入电网的总容量不变，对比集中接入以及分散接入对电压的影响情况。分散接入分布式电源得到的节点电压结果最为平滑，所有的节点均在0.95-1.05之间，没有出现局部电压极大值，而且使供电电压平稳。而集中接入时，很容易造成节点电压的抬升，使电压越限。

分析并网位置不同对配电网电压的影响时，分别分析接入馈线首端、中端和末端三个方案。分布式电源的三种分散接入方案都或多或少的对电压有提升作用，其中方案1即各分布式电源接入各馈线首端节点对电压的抬升作用最小，各节点电压仍越下限。方案3的电压抬升效果最好，但是末端电压已经接近极限值，方案2对电压的抬升效果最理想。

由此可见，基于电压约束的分布式电源接入点优化策略如下：

1)单个分布式电源接入：当分布式电源渗透率60％以下为佳，可有效改善电网末端电压偏低的情况，提升节点电压。当接入节点越靠近线路末端以及并网容量越大时，分析出现电压越限的情况。

2)多个分布式电源接入：当配电网接入总容量相同的分布式电源时，分析分散接入线路的方式，当接入馈线中端时整体节点电压分布均匀，电压曲线也更平滑，不容易出现节点电压越限的情况。而集中接入线路尤其是馈线末端时，需要分析并网点附近电压的越限情况。

1.8基于分布式电源接入方式及容量的网架规划优化：

常规中压配电网的接线方式虽大多可形成环网，但正常运行下均已开环运行为主。以放射状链式配电网为例，分析单点接入分布式电源时，以馈线末端电压为全线最低找出负荷平衡点位置，以及分布式电源临界可安装位置，建议分布式电源接入位置为负荷平衡点及临界安装位置之间，并将馈线首端电压为全线最高作为约束条件，进行分布式电源可接入容量定容。根据算例得出，越是靠近线路末端，对于分布式电源的可接入容量越低，反之越靠近母线端，分布式电源的可接入容量越高。

分析接入分布式电源的配电网网架结构可靠性时，选取中压配电网架空线路的典型接线方式分析单辐射接线、不同母线出线的环状接线、三供一备接线三种接线方式，根据相关研究结果：(1)同一变电站容量下，当区域负荷密度相同时，三供一备接线方式的可靠性略高于不同母线出线的环状接线方式，单电源辐射接线方式最低。但三供一备接线方式和不同母线出线的环状接线方式的可靠性相差并不大，在应对发生几率较低的多重故障情形下具有更高更可靠的优势，一般情况下不同母线出线的环状接线方式可靠性可满足安全要求。(2)当接线模式、变电站容量固定时，该接线方式的供电可靠性与负荷密度成正比。即当变电站容量不变时，负荷密度增大相当于供电半径减小，馈线长度缩短，相应配电系统的可靠性提升。(3)由于分布式电源大量接入会带来不稳定影响，建议分布式电源可与储能、重要负荷等以微电网模式接入配电网。

分析分布式电源接入方式及容量对配电网网架规划产生的影响时，侧重于电压、可靠性、现有接线适用性等影响消纳的重要因素，具体步骤如下：

1)梳理现状配电网，包括网架结构、主变负载率、变电站间隔资源、馈线形式、线路容量、线路负载率以及联络形式等。

2)多角度开展配电网网架结构优化，分析主变N-1安全性、线路N-1安全性，分析不满足安全要求的接入方式采取相应改造措施。

3)综合各方案的经济性与技术性，进行方案比选。

1.9基于网损分析的网架规划优化：对于整个配电网系统而言，引入分布式电源的容量及位置将对配电网的损耗产生影响。根据分布式电源出力和节点负荷的大小关系，可分为以下4种情形：(1)系统中每个节点的负荷量都大于或等于该节点的分布式电源输出量，分布式电源可减少配电网损耗。(2)系统中至少有一个节点的分布式电源输出量大于该节点的负荷量，但整个系统分布式电源的输出量小于系统中的总负荷量，可控分布式电源的接入可降低配电网损耗。(3)系统中至少有一个节点的分布式电源输出量大于该节点的负荷量，且整个系统分布式电源的输出量大于系统中的总负荷量，但分布式电源的总输出量小于总负荷量的两倍，配电网损耗降低和增大都有可能。(4)系统中分布式电源的总输出量不小于总负荷量的两倍，分布式电源将增大配电网损耗。以放射状链式配电网为例，分析不同容量的分布式电源接入配电网的不同位置。根据相关研究结果，当引入分布式电源小容量时，网损最小点出现在系统末端；当引入大容量的分布式电源时，网损最小点出现在负荷中心附近。基于分布式电源接入配电网后的网损分析，根据相关研究结果，综合分析区域供电类型以及可靠性与经济性指标，对于负荷密度大的区域分布式电源适合采取集中接入的方式，对于负荷密度较小的区域分布式电源适合均匀接入各负荷点。

定义可控分布式电源装机容量为K1，系统负荷为K2。

1.10上级电网容量的可接入新能源估算策略：当配电网有一定规模新能源接入时，由于装机容量、所处地理位置不同，各电站同一时刻叠加后有效出力与总装机相比较小。因此在进行地区配电网对于新能源装机的消纳能力分析时，应分析一定统计概率要求下最大有效出力。一般情况下，分析范围选取越大，所获得的有效出力系数越低，建议以市为范围的置信度有效出力系数进行计算。

1.11新能源出力系数及负荷系数选取：新能源最大有效出力系数估算：根据调度运行数据，选择最近5-10年的全年新能源出力系数概率分布特性进行累计分析，对光伏电站低于某出力系数的累计出现频率进行观察，形成新能源的置信度最大有效出力系数。为了确定某地区配电网新能源综合最大送出场景具体出现时段，应对该地区某日的新能源总出力与负荷的差值进行计算，所得差值最大值的出现时段下该地区的新能源外送需求最大，该时段即为新能源最大送出时段。另一方面，分析到不同季节下地区电网由于机组检修等原因存在运行方式不同的情况，应对四季均选取典型日进行分析。随着新能源持续增长，假设午间风电、光伏同时大发时午间时刻成为综合新能源最大出力时刻。若该时刻叠加网内低负荷，午间时段将成为地区电网新能源送出条件最严苛情况。依据全省月负荷系数分析及各季节典型日负荷特性，获得对应于综合新能源最大出力时刻的午间负荷系数。

1.12消纳原则及平衡校核方式：在确定某分区电网可消纳新能源出力时，应依据该电力分区上级主变的配置容量及对应主变允许上送潮流确定原则限额。110kV电网允许上送潮流按照上级220kV主变容载比1.8倍升压分析，即允许上

送潮流不超过对应年份配置220kV主变总容量的1/1.8。进行光伏电站接入分区电力平衡时，对所在110kV电网分区进行四季节典型日最大送出时刻电力平衡分析，最后以计算所得最小的新能源可消纳容量作为该110kV分区电网的原则消纳容量，并以该季节的典型校核方式作为平衡计算中光伏电站最大送出的校核方式。需要注意的是，该节计算所得110kV分区电网光伏电站最大消纳容量只表征了110kV地区电网特定水平年对光伏电站出力的整体消纳能力。所得结果未对电网潮流分布及局部通道过载问题进行分析，最终接入电压等级与方式后续应进一步根据技术经济分析深入比较后获得。

2、基于不同场景储能的配电网规划策略分析。

2.1储能对配电网的影响分析：(1)对损耗的影响：在完全自发自用模式下，储能系统在放电时，配网损耗情况与可控分布式电源类似；储能系统在充电时，会加重配电网的总负荷量，导致损耗增加。通常，储能系统都在系统负荷较低充电，在系统负荷较重时放电，因此整体来看储能系统也可减少配网损耗。在自发自用余电上网、全额上网模式下，储能放电功率小于总负荷两倍时，储能项目既可能降低配网损耗，也可能增加配电损耗，需结合充放电时段具体分析；当储能放电功率大于总负荷两倍时，将增大配网损耗。

(2)对电压的影响：当配电支路负荷变化时，电力系统必须要有将电压保持在一定水平的能力。对于配电网的正常运行来说，电压管理和电压的稳定性是重要的因数。储能电池并入电网运行最为理想的情况是燃料电池只发出有功功率，这样就不会参与到公共连接点处的电压调节。储能系统对电压的控制能力较弱，充电时会加重线路潮流，加大馈线的电压降；放电时可能减小电压降，也可能增加电压差。

(3)对系统可靠性的影响：在配电网的储能与不可控分布式电源联合运行后，可大大降低配网内其他不可控电源随机性对电网运行的负面影响，有效地平滑光伏、风电的输出功率，降低配电网内潮流、电压波动性，提高系统可靠性。

2.2分析电网侧储能的配电网规划策略分析。2.2.1趋势分析：在分析电网侧配置储能时，主要分析以下因素：提高电网安全稳定运行水平。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局适当容量的储能设备，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，作为提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力的重要措施。用于延缓和替代输变电投资。对于建设较为完善的城市电网，输电走廊资源和变电站站址资源较为紧张，其升级扩建的成本较高。在负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等安装适当容量的储能设备，可以延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。增强电网薄弱区域供电保障能力。在供电能力不足的偏远地区，结合地区负荷特性合理布局电网侧储能，提高地区供电保障能力，满足当地新增用能需求。

在对储能选址定容时，可分析以下因素：电网侧储能系统选址应结合电网应用需求、电网网架结构、负荷分布等条件综合开展，结合不同储能形式对选址的要求，以就近接入为原则进行布局，有多个备选站址情况的，应通过技术经济综合对比优化选择。为满足调峰或消除设备重过载的需求，电网侧储能宜布置在功率波动较大或存在输电阻塞、设备重过载的电网区域。为满足提高供电可靠性需求，电网侧储能系统宜接入重要负荷所在的输配电网内。基于调峰需求的定容方法，应充分分析变电站的负荷特性曲线及储能设施布局布置特点，合理利用现有变电站场站资源，充分发挥储能系统利用效率。新建变电站储能设备应尽量均匀配置于各台主变，已有变电站按照实际情况配置。储能设备容量配置应根据变电站峰值功率优化选择，或满足变电站高峰期电量曲线削峰需求。综合来说，配置变电站处储能设备的功率可分析以下三种因素：保证重要负荷的运行；变压器不存在过载运行的情况；能够将变电站削峰至其重载功率以下。储能功率的选取如下：P＝max{max{P(t)-P_OL}；P_C}；式中，P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。

2.2.2变电站设计：在进行配电网规划设计时，当已有变电站具有以下情形时，可以分析配置合适容量的储能：变电站主变压器负载率高，难以满足新增负荷发展需求。随着区域负荷增长，变电站难以承载更多的负载。变电站不具备增容或扩建条件。变电站原有设备选型的技术标准不高，若对变电站增容，设备需要更换，经济性不高；如果进行扩建，则可利用场地不足。出线间隔和廊道受阻。变电站没有预留足够的出线通道，即使将变电站增容或扩建，在新增出线方面面临没有通道可走的局面。配电网络可靠性差。如配电网络多为单辐射结构，很少互联，且部分线路状况老旧迂回，而供电范围内存在敏感性负荷多，供电可靠性差。负荷峰谷差大，设备利用率低。如变电站负荷峰值和峰谷差都很大，设备利用率较低，假如通过变压器增容来解决调峰问题，由于峰值时间较短，会导致设备利用率降低，经济性很低。

因此，由于储能配置的目的与地区负荷特性以及不可控分布式电源发展的情况对变电站运行产生的影响密切相关，可基于电网侧将变电站及储能协同规划设计。

2.2.3网架规划

对于整个配电网系统而言，电网侧储能的主要作用包括延缓和替代输变电投资、提高电网安全稳定运行水平等。本次分析以下3种典型场景.

场景1：局部地区点负荷的增加带来电网改造的问题。随着生活方式的提升改变，在原负荷密度较低的地区由于负荷增加需要新建配套电网设施，甚至上一级线路也要随之扩容。在此场景下，可对储能投资与电网基础设施投资对比分析后进行网架规划优化。

定义线路供电能力为A，未来预测最大负荷为B，平均负荷为C。场景2：地区整体负荷的突增带来的电网安全运行问题。由于季节及特殊天气下，地区最大负荷增加造成变电站主变过载等情形，若通过下级线路转供效果有限，或者通过变电站联络线转供但可能会带来电网运行风险。因为最大负荷出现的时段比较少，持续时间短，若进行电网基础设施建设可能会形成浪费。在此场景下，可对储能投资与电网基础设施投资对比分析后进行网架规划优化。

定义地区配电网容载比为A，地区主变重载占比B，连续越限时间X。

场景3：大规模可再生能源上送带来的电网安全运行问题。随着整个电网系统内可再生能源的渗透率不断提升，限制其并网容量与可再生能源发电利用率的因素主要分析线路的输送能力限制和变电站变电容量。在此场景下，可对储能投资与电网基础设施投资对比分析后进行网架规划优化。

定义上级线路供电能力为A，最大可再生能源出力为B，可再生能源平均出力为C。

2.3，电源侧储能的配电网规划策略分析。

2.3.1，趋势分析:在分析电源侧配置储能时，主要分析以下因素：用于平抑不可控分布式电源发电波动。利用储能设备灵活的充放电能力，实现平滑风电、光伏等不可控分布式电源出力曲线的效果，减少其出力波动性对电网的负面影响，促进风电、光伏的消纳。用于提升不可控分布式电源发电的市场竞争力。电网中常出现弃风弃光的情况。配置储能设备能够提升不可控分布式电源在电力市场中的竞争力，提高其投资的经济效益以及投资者的开发积极性。分析储能选址定容时，主要分析以下因素：为满足不可控分布式电源消纳需求，宜分析光伏、风电等接入容量较大导致消纳困难的电网区域。基于不可控分布式电源消纳的电源侧储能容量，应根据不可控分布式电源历史发电曲线和调度计划发电曲线等数据，结合发电和调度预测，平滑发电功率波动和跟踪发电计划的调节需求量综合确定。对于电源侧储能配置的估算方法，若主要分析平抑不可控分布式电源出力的波动性时，通过分析不可控分布式电源的类型(风电、光伏)及装机容量大小，结合典型不可控分布式电源出力数据，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.

2.3.2，由于储能可作为电源或负荷的双向特性，对于接入电源侧储能,在电力平衡过程中分析：当分布式电源最大出力时，储能可作为负出力的电源；分布式电源最小出力时，储能可作为正出力的电源.

电力平衡分电压等级、分年度进行，结合分布式电源的可控特性分析储能的作用.

应分析储能容量逐年衰减的影响，储能容量衰减系数应根据储能的类型和使用年限综合确定.不可控分布式电源主要包含光伏发电、风力发电等。

2.3.3，变电站设计:在分析电源侧储能的影响时，应结合电源结构、负荷特性及电力系统网架结构，充分分析配电网中不可控分布式电源规模占比及资源特性，并覆盖典型场景。结合不可控分布式电源装机容量、储能配置规模、地区负荷情况等，分析以下3种场景。场景1：配电网系统内不可控分布式电源装机比例较低(R1≤0.1)，配置的储能主要用于平抑不可控分布式电源发电的波动性，因此暂不分析对变电站规划产生的影响；场景2：配电网系统内不可控分布式电源装机比例适中(0.1＜R1≤0.2)，配置储能除了平抑其发电波动性，可提升不可控分布式电源发电的利用率；场景3：配电网系统内不可控分布式电源装机比例较高(0.2＜R1≤0.5)，储能配置除了提升不可控分布式电源利用情况，还可在配电网系统对常规电源起到一定的替代能力，因而需综合分析对配电网规划产生的影响。定义不可控分布式电源容量渗透率R1：不可控分布式电源装机容量与配电网系统电源装机容量的百分比。

定义储能容量渗透率R2：储能系统额定功率与配电网系统不可控分布式电源装机容量的百分比。

2.3.4，新能源上送边界的储能容量配置策略分析：

新能源上送边界的储能容量配置策略如下：1)收集地区历史数据，根据最近5-10年的新能源出力特性得到新能源最大有效出力，以及常规机组出力、原始负荷数据等；2)根据电压约束、可靠性及网损影响等条件确定新能源的接入方式；3)根据国家省级能源主管部门制定的新能源电力消纳责任权重指标，确定新能源弃电率上限；4)结合上级电网变电容量以确定新能源可接入的容量上限；5)以配电网新能源全年发电量最大为优化目标，分析基准负荷约束、新能源发电功率限制、新能源弃电率限制、储能运行限制等约束条件，开展储能与新能源的容量配比优化测算；6)得到储能的配置容量。

3、可调节负荷的配电网规划策略优化。

3.1可调节负荷影响分析

3.1.1趋势分析：传统配电网规划主要是通过确定何时何地建设何种类型的线路、变电站和新增电源等设备，来满足未来年负荷增长和电网发展需求。在负荷快速增长的趋势下，配电网规划通常以保障用电可靠性为核心，忽略了配电设备利用效率和整体经济社会效益的提升。当前，负荷侧资源已成为配电网规划所必须应对的新元素，可调节负荷的有效利用将对配电网设备利用率和经济性有显著的提升。

3.1.2可调节负荷分类.对可调节负荷研究的成果，有以下两种可调节负荷场景定义。(1)调度响应方式，(2)用户及设备类型。

3.1.3配电网规划策略影响分析.本发明究将在配电网规划时分析增加可调节负荷资源规划环节，并更新现有流程中受可调节负荷影响较大的规划环节内容，包括负荷预测、变电容量需求、网架规划方案优化等。

3.2预测策略。

3.2.1随着配电网的管理由粗放型向精细化转变，配电网负荷预测也从传统负荷预测转变为空间负荷预测，其目的是提供负荷发展状况及水平，同时确定各供电区、各规划年供用电量，最大负荷及规划地区系统总的负荷发展水平，确定各规划年用电负荷构成.

本发明需求预测分析分布式电源、可调节负荷以及储能影响的配电网规划策略优化，包括最大负荷需求预测、负荷特性分析、用电量需求预测。

其中，最大负荷预测：负荷预测是进行目标区域配电网规划设计技术的基础，准确的预测对配电网规划的质量具有重要影响。常用的全社会负荷预测方法包括平均增长率法、最大负荷利用小时数法、大电力用户法、负荷密度指标法。

可调节负荷可以根据电网调度和负荷引导机制进行主动调节，为配电网安全经济运行发挥作用。在配电网规划中，需求侧响应最重要的作用是削减峰值负荷。对于工业负荷，主要分析可中断负荷进行经济手段调节。电力公司事先与意愿参与可中断负荷响应的用户签订可中断负荷服务合同，在电网高峰负荷时段，响应电网中断负荷命令，参与电网互动；在电网低谷负荷时段，可以适度增加工业负荷。对于商业负荷，主要分析电力蓄冷蓄热技术、电动汽车换电站参与电网调度两种调节因素。电力蓄冷蓄热技术多应用于商业综合体。在夏季，在电力负荷低谷时段采用电动制冷机组制冷，利用水的显热以冰或低温水的形式将冷量储存起来，在用电高峰将其释放，以满足商业综合体的空调，从而实现电网移峰填谷的目的。在冬季，在电网低谷时段运行电加热对存放在蓄热罐中的蓄热介质进行加热，将电能转化成热能储能起来，在用电高峰时段将其释放，以满足商业综合体的采暖或者生活热水需求，来实现移峰填谷。采用燃气型制冷/热设备后，电制冷/热设备的功率将会下降。考虑到燃气型制冷/热设备通常为集中供冷/热方式，因此其主机的额定功率与终端空调间存在5％-10％的损耗。采用加权平均的方式分析数据，得到全年能源消耗率(APF)为3.59。若集中管输损耗按照7.5％计算，则采用燃气型制冷/热设备。分析电动汽车换电站对最大负荷预测影响时，可根据省市级电动汽车发展规划得到电动汽车规模及分类比例，结合电动汽车换电站总量和分布，对可削减的负荷进行测算。对于居民负荷，采用峰谷分时电价措施进行经济手段调节。对各时段分别制定不同的电价水平，鼓励用户合理安排用电时间，缓解电网高峰用电压力。分时电价措施难以准确计算计算电网峰荷时段转移的负荷量，可控负荷响应系数可根据实时电价发展规划通过试点区域进行一定时期的试运行统计得到，或者参考国内外电价机制较为完善的先行试点区借鉴获得。

分析可调节负荷的最大负荷公式为：P＝P₀-K₁P₁-K₂P₂-K₃P₃-K₄P₄；式中，P为分析可调节负荷后最大负荷；P₀为常规预测方法下最大负荷；P₁为参与可中断负荷响应的工业负荷，K₁为该负荷调节系数；P₂为可通过蓄冷蓄热技术进行转换的商业负荷，K₂为该负荷调节系数；P₃为参与需求响应的电动汽车换电站负荷，K₃为该负荷调节系数；P₄为可根据电价措施转移用电的居民负荷，K₄为该负荷调节系数。各负荷调节系数可参考国内外可调节负荷机制实施较为成熟的试点区借鉴获得。

所述负荷特性预测：在传统配电网规划中，往往采用电力系统饱和负荷和最大变电容量进行电力平衡的方法。随着新型电力系统的建设深入推进，可调节负荷的大规模增长使得此方法已无法满足配电网的发展要求，需采用基于时间连续变化的电源负荷平衡。此外，配电网区域内分布式电源的接入也会对负荷特性预测结果产生一定的影响。

分析可调节负荷的配电网负荷特性预测策略如下：1)根据配电网区内的不同用地性质，将系统负荷分为四类：工业负荷、商业负荷和其他常规负荷，计算各负荷的占比情况。2)选取典型日，调研地区各负荷类型的典型日负荷曲线。3)收集地区历史负荷数据的方式设定四类负荷类型可调节负荷的调节系数，若无法获得地区历史负荷曲线，借鉴同类地区可调节负荷先行试点的实施成果。同时，调研不同用户参与负荷调节的意愿。4)结合地区不同负荷的典型日负荷曲线，叠加可调节负荷的实施作用，并根据区内负荷比例拟合成该地区的典型日负荷曲线。5)地区不可控分布式电源接入电网规模较大的，需要通过典型日负荷曲线和分布式电源发电曲线叠加拟合来分析负荷特性。

所述电量需求预测:传统配电网规划中，常见的电量需求预测方法包括电力弹性系数法、产值用电单耗法、分行业预测法、类比法、平均增长率法、一元线性回归法、人均综合用电量法等。以分行业预测法为基础，通过需求侧管理手段对不同行业的负荷进行引导可缓解电网高峰的用电压力。基于温度的可调节负荷会带来用电量的直接减少，一般多出现于商业负荷、居民负荷。

另外，在预测全社会用电量时，分布式电源的接入不会影响全社会用电量。分析储能的接入时，由于损耗会增加全社会用电量，因此储能需根据运行方式扣除损耗，具体根据储能年运行曲线来计算。

3.3变电站与网架规划.本发明分析源荷的变电站与网架规划策略时，主要包括变电容量优化与网架规划优化，分析可调节负荷与分布式电源的接入影响，并研究可调节负荷互补度、负荷与电源匹配度对网架规划时优化作用。本节所提到的分布式电源若无特别说明，皆为不可控分布式电源。

3.3.1变电容量预测影响分析.(1)分析分布式电源与可调节负荷的变电容量预测。当配电网接入分布式电源后，会对不同分区、不同电压等级的变电容量需求带来一定的影响。常规的变电容量分析主要分析下送潮流，分布式电源接入配电网后最大电力输送需求不再简单直接等同于最大负荷，变电容量需求以及规划线路需要根据净负荷最大时的电力输送容量确定。特别的，当区域安装的分布式电源较多时，最大电力外送需求可能超过最大下网供电需求，此时变电容量需分析上送的最大容量，反之，配电网区域对电网电力输送的最大需求仍是下网供电时产生，变电容量与线路需要分析下网供电的最大容量。

当分析分布式电源与负荷的叠加效应时，需要结合分布式电源的容量、分布及出力特性，以及配电网区域的多元负荷特性进行分析。对于可控分布式电源，可对电网等效为一个负的负荷用户，将对最大负荷起到一定的抵扣作用。对于不可控分布式电源，出力预测方法分析对最大负荷影响时需结合不可控分布式电源置信区间出力与配电网区域的负荷特性。

对于可调节负荷，主要分析其对变电站备用容量的影响。变电站备用容量主要包括检修备用容量、事故备用容量和负荷备用容量。根据工程实际经验，目前总备用容量一般区电网最大负荷的15％-20％。当分析可调节负荷的削峰潜力时，相应的总备用容量可进一步降低。

(2)容载比合理范围分析。容载比的配置水平直接决定了电网的经济性和适应性，合理的容载比应兼顾两者。目前容载比主要是根据主要是根据配电网规划导则中的计算规则和实际经验确定，取值控制在1.8-2.2范围之间。当配电网接入较大规模的分布式电源及可调节负荷时，若在电力平衡计算时未充分分析可调节负荷的响应特性、分布式电源的削峰能力时，建议可适当分析降低容载比的取值下限。

容载比是某一电压等级的整体概念，代表的是该电压等级上变电设备容量与负荷水平的相对关系。在电网规划中，一般采用容载比来确定某一电压等级的整体容量，然后再用负载率来选取单个变电站的容量。对于配电网而言，供电区域范围一般并不大，宜首先分析单个变电站最大允许负载率，再分析整个配电网系统的容载比。理论上讲，容载比与变电站的布点位置、数量、相互转供能力有关，容载比的确定要分析负荷分散系数(同时率的倒数)、平均功率因数、变压器负载率、负荷增长率等主要因素的影响，可用公式估算：式中：K₁为负荷分散系数(一般为同时率的倒数)，K₂为平均功率系数，K₃为变压器负载率，K₄为负荷增长率；其中，负载率的取值大小与变压器台数、电网结构及经济运行情况等因素有关。在高负载率(分析主变短时过载倍数1.3倍)情况下：

当N＝2时，最大允许负载率为65％；当N＝3时，最大允许负载率为87％；当N＝4时，最大允许负载率为100％；在低负载率情况下：当N＝2时，最大允许负载率为50％；当N＝3时，最大允许负载率为67％；当N＝4时，最大允许负载率为75％；当进行计算时，参数K₁取值范围分析1.05-1.15，参数K₂取值范围分析0.9-0.95，参数K₄取值范围分析1.02-1.1。参数K₃在不同负载及接线下，2台主变取值为50％-65％，3台主变取值为67％-87％，4台主变取值为75％-100％。根据上述分析结果，当配置2台主变时，容载比取值范围1.74-2.67；当配置3台主变时，容载比取值范围1.29-2.09；当配置4台主变时，容载比取值范围1.13-1.34。

容载比应分电压等级计算，对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，也可分区计算容载比。分析目前变电站内变压器的配置台数情况，以及负荷的发展速度，结合分布式电源与可调节负荷影响时，容载比推荐值如表1所示。

表1 220kV-35kV电网容载比选择范围

3.3.2源荷的变电容量预测策略优化.变电站定容是通过分布式电源、多种负荷和配电网之间的功率平衡，满足一定负载率下对峰值负荷的稳定供给。根据配电网规划区的负荷水平，扣除上下级变电站直供负荷及本级电源所供负荷，同时考虑规划区内负责供电的区外负荷或由外区对本区供电的负荷，即可计算所需变电总容量。分析可调节负荷的变电容量预测分析中，P1为规划水平年的预测负荷，与传统配电网预测负荷不同，此处的P1已分析负荷的可调节能力。

根据工业负荷、商业负荷、居民负荷的不同调节程度进行整体负荷的峰值负荷估算；P3为规划水平年由本电压等级以下的电源所供负荷。

随着新型电力系统构建的深入推进，当区内分布式电源接入规模较大时，不可控分布式电源的置信度出力与变电站供电范围的负荷大小、负荷特性也有着密切的关系。不同类型的负荷其负荷特性曲线不同，峰值与估值出现的时间也不同，如果仅限于总负荷分析，忽视不同产业的负荷变化影响，就很难准确评估不可控分布式电源的置信容量。根据相关研究成果，当变电站供电范围内只有商业负荷时，分布式电源的有效出力较大；当变电站供电范围内只有居民负荷时，分布式电源的有效出力较小。分析负荷特性对不可控分布式电源的出力影响，形成了分析负荷特性与分布式电源作用的变电容量预测策略。假设分布式电源容量与配电网总体负荷的比例为A，商业负荷与总体负荷的比例为B，居民负荷与总体负荷的比例为C。1)若A＜0.3，则配电网区域接入的分布式电源规模较小，不考虑负荷特性对其出力产生的影响。2)若A≥0.3，计算不同负荷的占比，其中商业负荷占比为B，居民负荷的占比为C。当商业负荷占比较大时(B≥0.7),分析分布式电源的有效出力取较大值；当居民负荷占比较大时(C≥0.7)，分析分布式电源的有效出力取较小值；其他情况出力取中间值。

3)结合调整后的分布式电源出力并进行变电容量分析。

3.3.3源荷的网架规划策略优化.

随着新型电力系统的不断发展，可调节负荷参与配电网运行的规模增大将对配电网的规划方案产生影响，如果在规划期忽略可调节负荷的存在，将影响配电网建设的裕度，从而影响配电网长期高质量发展。可调节负荷的负荷特性、以及与分布式电源的叠加效应会对配电网的负荷率、负载率产生一定的影响，从而影响线路接线模式。在开展配电网网架结构规划时，若通过制定合适的策略对可调节负荷进行合理地引导或调控，可以改善负荷的形态，降低分布式电源接入对线路利用率的影响，提高整体配电网设备利用的经济性。

分析源荷互动的网架规划时可利用以下评估指标：(1)负载率是指线路、变压器等设备所带最大负荷与额定容量的比值，正常运行方式下20％-80％范围为最佳。(2)负荷率是指在一个统计周期内设备的平均负荷与最大负荷之比，反映的是负荷曲线的平稳以及负荷运行特性，其数值越高表明设备的利用程度越高。(3)设备轻载率是在统计区域内轻载设备数量与所有设备总数的比值。不同类型的负荷用电规律不同，叠加不同负荷的典型日负荷曲线，当其用电时间上具有一定的互补性时，得到新的新负荷曲线会比各自的负荷曲线要光滑。若在规划时将互补程度高的负荷接入同一线路，将有效提高线路的利用率。同时，线路上的可调节负荷可以通过参与调度计划的模式与电网进行互动，若负荷之间的互动对互补度提升较小，可以根据线路中具体的负荷情况，分析可调节负荷的种类及其比例分析性地设计互动策略，从而缩小配电网设备所带负荷的峰谷差，提升设备的利用率。

负荷曲线的互补度可用下面公式进行计算：

ΔP_lmax＝max{ΔP_lxi}

式中：C为不同负荷的互补度；t为统计周期的时刻数；n为各时刻参与叠加的负荷数量；AP_ldi为i时刻不同设备负荷大小之和；P_ldi为各时刻不同设备的负荷大小。

同时，分布式电源的大规模接入以及渗透率越来越高，不同区域、不同渗透率的分布式电源出力特性差异较大，若合理分析负荷与分布式电源在供用电上的匹配性，满足安全运行的条件下可提高配电网设备利用的经济性。当线路所带负荷与分布式电源的匹配度越高，将在短期内减少线路的负载率，提升配电网长期的经济性。同时，由于分布式电源的出力受地理位置和自然条件的限制，可通过制定合理的互动策略利用负荷的调节能力提升匹配度。

负荷与分布式电源的匹配度可下面公式进行计算：

ΔP_ldmax＝max{ΔP_ldi}

式中：S为负荷与分布式电源的匹配度；t为统计周期的时刻数；n为t时刻参与计算的用户数量；AP_ldi为i时刻负荷大小与分布式电源出力大小的差值；P_Lki为各时刻不同用户的负荷大小；h为t时刻参与计算的分布式电源数量；P_DGyi为各时刻不同分布式电源的出力大小。

(1)基于负荷互补性与可调节性的网架规划策略优化。

分析不同负荷的互补性以及可调节性对配电网设备利用率的影响，形成了基于负荷互补性与可调节性的网架规划策略优化。假设规划区内线路轻载率为A(区内轻载线路与线路总数量的比值)，不同线路的互补度为B，分析可调节负荷后线路互补度为C。

1)计算规划区内线路的轻载率A，调研区内可调节负荷的组成及各自特性。

2)若A≥0.1，则配电网区内进行网架结构优化时可分析负荷的互补性与可调节负荷的作用；否则，按照传统配电网规划方法进行网架规划。

3)调研不同轻载线路的典型日负荷曲线，并计算互补度B。

4)含可调节负荷的轻载线路根据调节能力，计算负荷互动后，轻载线路之间的互补度C。

5)若C＞B，将满足条件的互补高的轻载线路之间预留联络通道，负荷接入时优先分析；否则，不分析可调节负荷的作用。

6)当区内新增负荷时，优先分析接入附近互补度高的轻载线路，并进行安全校验。

7)将上述方案与传统配电网网架规划方案进行经济性、安全性比较，确定最终方案。

(2)基于可调节负荷与分布式电源匹配性的网架规划策略优化。

分析负荷与分布式电源的匹配性以及负荷的可调节能力对配电网设备重载现象的缓解，形成了基于可调节负荷与分布式电源匹配性的网架规划策略优化。假设规划区内中压线路重载率为A(区内中压重载线路与线路总数量的比值)，分布式电源与线路的匹配度为B，分析可调节负荷后匹配度为C。

1)计算规划区内中压线路的重载率A，调研区内可调节负荷的组成及各自特性。

2)若A≥0.1，则配电网区内分布式电源接入时可分析与线路负荷的匹配特性；否则，按照传统配电网规划方法进行网架规划。

3)调研不同线路的典型日负荷曲线，并计算与分布式电源的匹配度B。

4)含可调节负荷的线路根据其调节能力，计算与分布式电源的匹配度C。

5)若C＞B，将优先分析分布式电源接入匹配度较高的线路，并进行安全校验；否则，不分析可调节负荷的作用。

6)将上述方案与传统配电网网架规划方案进行经济性、安全性比较，确定最终方案。

4、能源数字化对配电网规划的影响。

4.1对负荷预测影响分析.负荷精细化预测是配电网大数据的典型应用场景之一。通过全面综合地分析利用各类电力数据和与用电行为相关的各种自然、社会因素相关数据，发现并认知用户用电模式，挖掘影响用户用电行为模式的各个关联因素，深入理解用户的用电行为模式。具体技术模块包含如下几部分：1)数据聚合。2)用电行为特征分析。3)用电行为模式认知。4)用电行为理解。5)综合应用。通过深入地用户用电行为分析，掌握用户用电规律，对于需求侧管理、负荷预测等电网运行管理有重要的意义，同时能够根据用户用电需求提高电力服务水平，特别是通过深入分析各类别各行业用电信息，对于政府掌握经济运行情况和制定相关政策具有重要的价值。综合电网运行负荷数据、气象数据、地理信息系统、人口、经济、典型日等数据，基于用户用电行为分析，通过关联分析、回归分析、神经网络等各种数据挖掘和分析方法，识别影响负荷的敏感成分，进而构建不同类型不同目标的负荷预测模型，如系统短期负荷预测模型。

采用大数据分析和预测方法，对电网负荷进行预测计算，预测结果将应用到电网规划、节能经济调度等领域。

当前，配电网规划环节中的大数据挖掘和利用成熟度较低，主要受到以下因素影响：1)数据来源广、分散性强、种类繁多、总量庞大，配电网数据信息来自很多独立的数据管理系统，这些数据管理系统往往采用分散式存储、分布式管理模式，数据直接难以交互共享，一定程度上制约了数据的挖掘应用。2)配电网数字化支撑技术薄弱，由于相关技术还未规范化，因此导致大数据相关的各个环节缺乏连接性，无法打通整个配电网大数据服务的产学研用一体化生态链。

4.2对配电网二次系统影响分析.包括继电保护、自动化。

4.3对变电站选址影响分析.变电站选址根据区域负荷需求和本地资源禀赋，合理选择能源开发利用技术，综合规划，优化布点和布置，主要满足以下要求：1)实现高比例可再生能源的就地消纳；2)较高的综合能源系统整体利用效率；3)可满足用户多样化、差异化的用能需求；4)建设形式因地制宜，可灵活扩展。依托变电站建设区域综合能源服务站，变电站可进一步转型成为区域内能源数据的汇集和分析中心。通过经营区域能源站产生的大量数据可称为变电站的核心资源，通过开展用户能效监测分析，实现区域内能源供应端、需求端的互补协调，将能源站打造为区域内的能量流、信息流的协调控制中心。例如采用变电站+数据中心+储能的组合方式：单独建设数据中心存在运营成本高、电池利用率极低、不利于电池健康状态监测等问题，通过配置储能可改变(优化)柴油机配置和储油时间，优化减少UPS配置容量，降低数据中心占地及建设成本，同时定期充放电利于电池健康状态监测。同时，数据中心也可作为实现储能精细化管理的技术支撑，通过提高储能状态监测信息感知的广度、深度和密度，使量测性能更精准、决策控制更智能，从而将变电站、储能、数据中心作为独立个体的优势和需求深度融合。

为进一步证明上述实施例的积极效果，本发明基于上述技术方案进行如下实验。

应用例1，分布式电源影响的应用场景。该养殖基地项目一期占地面积651.5亩，分为4个区域：一个占地135亩、存栏85万羽的青年鸡场，用于饲养1日龄至产蛋期前的小鸡；一个占地392亩、存栏量300万羽的蛋鸡场，青年鸡在进入产蛋期前，被按批次转移至此进行饲养；一个占地30亩的鳄鱼场，用于处理死淘鸡，通过生物转化，保护生态环境；一个占地94.5亩的有机肥场，用于鸡粪处理，生产有机肥。

养殖场的主要用电负荷为照明、空调、动力传动、办公设备，根据厂区的设备报装，本项目区域内电力负荷约10.61MW。

应用例2，分布式电源。屋顶光伏采取分布式发电的方案，集中接入养殖场配电系统。彩钢瓦屋面采取平铺方式，可用面积约3000㎡；混凝土屋面经过综合分析采取约30°倾角的方式布置，可用面积约4000㎡。本区域光伏共3360个组件，每16块为一个组串，共210个组串，接入17台50KW的逆变器，构成1126kWp的光伏发电系统。

周边的空地约40000㎡，采用支架按照约30°的最佳倾角方式布置建设。本区域光伏共9600个组件，每16块为一个组串，共600个组串，接入22台200kW的逆变器，构成4368kWp的光伏发电系统。采用集中式并网方式接入周边变电站。风力发电机组的布置按充分利用风能资源为原则，结合场址区域的地形、协调周围的环境，进行风机布置。养殖场南侧规划建设1座风电场，预计建设19台2.5MW等级的风力发电机组。

应用例3，配电网。某地区最高电压等级为220kV，高压配电网电压等级为110kV和35kV，中压配电网电压等级为10kV。周边现有220千伏中双港站，110千伏长江站、35千伏前进站、35千伏港沿站、110千伏竖河站、35千伏新河站、35千伏富盛站、35千伏堡镇站、110千伏博园站、220千伏堡北站。

应用例4，采用基于分布式电源渗透率及供电距离的变电站设计策略、基于可控电源容量及区域类型的网架策略来改进接入方案。供区类型及用户等级：养殖场所和分布式电源所在地属于D类供电区域，养殖场属于普通用户。渗透率情况：风电容量47.5MW，风电场的年上网电量为10322万kWh，养殖场21MW，年用电量3210.96万千瓦时(抵扣分布式光伏的发电量101.34万千瓦时)。容量渗透率2.26，电量渗透率3.21。距离情况：新村风电距离枢纽变电站约15km，距离养殖场负荷距离约3km。根据基于分布式电源渗透率及供电距离的变电站设计策略表，电量渗透率大于0.5，且容量渗透率大于2，因此应采用110kV变电站，并直接接入220kV中双港变(枢纽变)，同时养殖场用户通过风电场的变电站引接电源。由于风电机组不属于可控分布式电源，因此根据本次研究的规划策略，仍然采用单辐射供电为主。因此，改进方案为就地建设1座110kV新村变，并将新村风电、光伏及养殖场统一接入该变电站。110kV新村变可采用1回110kV线路接入220kV中双港变，新村变可与风电场的升压站合建，升压站主变容量50MVA。当养殖场用户负荷增大到50MW以上后，分布式电源的容量渗透率小于1，电量渗透率达到1.35。电源与负荷中心距离L1约3km，电源与枢纽变电站距离L2约15km，L1＜L2。

应用例5，网架。通过内置可控的分布式电源(储能)，可有效降低对外电网的需求。基于最大负荷不确定性的网架规划优化策略，线路供电能力大于该办公楼群平均负荷，分析采取储能配置的方式延缓和替代输变电投资。预计储能功率为300kW。本改进方案仍采用双回路的供电模式，线路可维持2回YJV-240导线截面，用户变可维持2台800kVA主变。

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)

1.一种可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，该方法包括：

S1，在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

S2，进行新型配电网典型规划策略优化；

S3，结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

2.根据权利要求1所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，在步骤S1中，对分布式电源接入进行分析包括：

对于分布式电源接入的配电网，基于多场景分析的电力电量平衡策略分析了不可控分布式电源的置信出力，变电站设计时以分布式电源电量渗透率、容量渗透率及供电距离作为基础进行规划策略优化，网架规划方面分析可靠性、电压约束、网损分析、分布式电源接入方式影响。

3.根据权利要求1所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，在步骤S1中，对不同场景储能进行分析包括：

电源侧储能分析作为电源或负荷的双向特性，在电力平衡分析时纳入储能，并分析新能源上送边界下储能容量配置策略分析。

4.根据权利要求1所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，在步骤S1中，可调节负荷特性影响因素进行分析包括：

包括负荷预测、变电容量需求、网架规划方案优化分析，在分析负荷预测中包括最大负荷预测纳入工业、商业、居民负荷的调节能力，负荷特性曲线的计算流程；

变电容量需求包括：将分布式电源布置在匹配性高的负荷处，并通过制定互动策略利用负荷的调节能力提升互补度、匹配度；

网架规划方案优化分析时分析负荷的互补性、分布式电源与负荷的匹配性，并将互补程度高的负荷接入同一线路。

5.根据权利要求1所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，在步骤S2中，进行新型配电网典型规划策略优化包括：基于多场景分析的电力电量平衡策略、分析上级电网容量的可接入新能源估算策略。

6.根据权利要求5所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，基于多场景分析的电力电量平衡策略包括：

获取网架结构、主变负载率、变电站间隔资源、馈线形式、线路容量、线路负载率以及联络形式；

多角度进行配电网网架结构优化，分析主变N-1安全性、线路N-1安全性，分析不满足安全要求的接入方式；

综合各方案的经济性与技术性，进行方案比选。

7.根据权利要求5所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，分析上级电网容量的可接入新能源估算策略包括：基于不同场景储能的配电网规划策略，以及电源侧储能的配电网规划策略。

8.根据权利要求5所述的可调节负荷的配电网规划策略优化方法，其特征在于，分析上级电网容量的可接入新能源估算策略还包括：新能源上送边界的储能容量配置策略，可调节负荷的配电网规划策略。

9.一种可调节负荷的配电网规划策略优化系统，其特征在于，实施权利要求1-8任意一项可调节负荷的配电网规划策略优化方法，该系统包括：

影响因素分析模块，用于在对新型电力系统构建中的配电网规划发展趋势分析的基础上，根据分布式电源接入、不同场景储能以及可调节负荷特性影响因素进行分析；

规划策略优化模块，用于进行新型配电网典型规划策略优化，并结合电力实际，对典型场景进行配电网规划策略的应用分析。

10.根据权利要求9所述的可调节负荷的配电网规划策略优化系统，其特征在于，所述可调节负荷的配电网规划策略优化系统在该养殖领域、屋顶光伏采取分布式发电领域、配电网领域、基于分布式电源渗透率及供电距离的变电站、网架上的应用。