基于NSL0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统的制作方法

本发明属于配电网技术领域，尤其涉及一种基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统。

背景技术：

配电网是指从输电网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网。是由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿器及一些附属设施等组成的，在电力网中起重要分配电能作用的网络。将电力系统中从降压配电变电站(高压配电变电站)出口到用户端的这一段系统称为配电系统。配电系统是由多种配电设备(或元件)和配电设施所组成的变换电压和直接向终端用户分配电能的一个电力网络系统。配电网由架空线路、杆塔、电缆、配电变压器、开关设备、无功补偿电容等配电设备及附属设施组成，它在电力网中的主要作用是分配电能。从配电网性质角度来看，配电网设备还包括变电站的配电装置。然而，现有配电网信号重构速度慢、收敛速度慢；同时，不能对地区电网接纳新能源能力进行评估。

我国配电网结构落后多年，一直缺乏合理科学的规划，传统配电网中主要有以下不足：通信节点数量巨大、类型繁多、分布不均匀、系统组织困难；通信系统多分布在户外，恶劣气候的考验需要更高的可靠性保障；通信带宽要求得不到保证，由于采用的多种通信系统和多层集成方式，不同业务流要求带宽和实时性不同。线损率是综合反映电力网规划计划、生产运行和经营管理水平的主要经济技术指标。如何准确、合理地自动计算出配电网理论损耗电量，同时计算出各类损耗所占的比例使当前面临的问题。

造成电能质量不合格的原因是多方面的，配电网而言，最为重要的是有功和无功问题，两者中又是无功对电压的影响较为突出。只有无功功率和无功潮流在电网中合理分布，才能确保无功的分层、分区实现就地平衡，也是降低网损和线损的主要解决办法。近年来，很多研究通过使用电力电子设备来进行无功补偿，使得电能质量在一定程度上有了较大的改善，但这些电力电子器件在开通和关断期间会引入谐波；由于安装在变电站或线路末端，只能实现定点补偿，无法做到从整个配电网的角度实现无功优化和补偿。

综上所述，现有技术存在的问题是：

(1)现有配电网信号重构速度慢、收敛速度慢；同时，不能对地区电网接纳新能源能力进行评估。

(2)现有电力电子器件在开通和关断期间会引入谐波；由于安装在变电站或线路末端，只能实现定点补偿，无法做到从整个配电网的角度实现无功优化和补偿。

技术实现要素：

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统。

本发明是这样实现的，一种基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法，包括：

第一步，通过信号重构模块按以下步骤对采集的电网信号进行重构，将所述电信号转换为数字信号；

(1)采集电网信号y；

(2)信号样本y重构原始信号g，然而g是不稀疏的，由y直接重构出g的过程不能成立，此时，将原始信号进行稀疏表示：

g＝ψx；

式中，x为原始信号g在ψ变换域的稀疏表示，ψ表示稀疏变换基；

采用的稀疏变换基为离散余弦变换基，考虑到公式y＝φg，则信号y与变换域稀疏信号x之间存在着如下的关系：

y＝φψx＝ax；

式中，a＝φψ为感知矩阵，表示矩阵和稀疏变换基的乘积；

将y看作是稀疏信号x关于矩阵a的值，通过求解一个类似最优l0范数问题来重构稀疏信号x，即

(3)重构稀疏信号x进行以下步骤得到重构的原始信号；具体包括：

(3.1)输入：

m×n的感知矩阵a，其中m＜＜n，a＝φψ；

长度为m的值y；

输出：

长度为n的重构稀疏信号满足初始化各参数：

x0＝a^t(aat)^-1y；

选择合适的σ递减序列{σ1,σ2,...,σj},σj＝βσj-1，β(0＜β＜1)为递减因子；

(3.2)进行外循环：j＝1,2,3,...,j

a、σ＝σj；

b、xj＝xj-1；

c、r0＝0；

d、内部循环：n＝1,2,3,...,n

a)计算修正后的牛顿方向

b)对重构信号进行更新

c)根据梯度投影原理，得到

d)计算余量，

e)判断余量的差值，若||r-r0||＜e则退出当前σ值下的内循环，否则r0＝r；

e、

(3.3)得到重构稀疏信号所述将重构的稀疏信号乘上稀疏变换基ψ进行稀疏反变换得到重构的原始信号

第二步，通过规划模块利用规划程序对接入配电网的能源互联规划；通过调度模块利用调度程序调度电网能源；通过评估模块利用评估程序对地区电网接纳新能源能力进行评估，所述评估程序执行方法包括：

1)根据变电容量平衡计算主变容量的接纳能力p1，根据线路限额水平校验线路送出能力p2，将两者相比取最小值作为上送断面最大可能接纳新能源装机理论值p3；

2)根据电网间隔资源情况评估最大可接纳规模p4，与上送断面最大可能接纳新能源装机理论值p3对比，取最小值作为电网最大可接纳新能源装机理论值p5；

3)将电网最大可接纳新能源装机理论值p5与220kv电网电力送出能力p6作对比，取最小值作为电网最大可接纳新能源装机理论值p7；

4)在考虑全省调峰能力的基础上，结合其他地区的新能源接纳能力，确定本地区电网最大可接纳新能源装机理论值p8。

进一步，步骤1)中，所述主变容量的接纳能力p1的计算公式如下：

p1＝(主变容量×功率因数-(供电出力-负荷))/新能源出力率+已有及规划新能源装机容量其中，主变容量选取220kv主变进行计算，功率因数选取0.95；

供电出力和负荷选取的时段一致，根据负荷特性分析及新能源出力特性，选取两者相减最大时段；

供电出力＝生物质、垃圾、燃机各类机组×厂用电+已有及规划新能源装机容量×新能源出力率；

负荷＝各站点全年最大负荷×该时段负荷占全年最大负荷的百分比；

新能源出力率的选取方式为：分析该地区或周边已投运新能源电站8760小时出力数据，得到新能源大发的月份、时段及新能源出力率数值；

负荷特性分析是指：研究地区历史3至5年的8760小时负荷数据，通过分析年负荷曲线、四季典型日负荷曲线，得到负荷低谷月份、各季典型日负荷高峰、低谷时段，根据新能源大发时段，确定此时段负荷占全年最大负荷的百分比；

步骤1)中，所述线路限额水平校验线路送出能力p2的计算公式如下：

p2＝(断面限额水平+负荷-供电出力)/新能源出力率+已有及规划新能源装机容量其中，负荷与供电时段的选取与p1选取的供电出力和负荷相同；断面限额水平＝断面受进电力能力-断面送出电力能力，断面限额水平根据网架结构综合分析，确定220kv站点所属断面，结合220kv线路的输送限额确定断面限额水平；

步骤2)中，所述电网间隔资源情况评估最大可接纳规模p4的计算公式如下：

p4＝110kv可用间隔数×该电压等级线路容许的新能源规模+35kv可用间隔数×该电压等级线路容许的新能源规模+已有及规划新能源装机容量；

其中，110kv可用间隔数＝220kv变电站110kv终期规模+110kv变电站110kv终期规模-已用110kv间隔-规划使用110kv间隔；35kv可用间隔数＝220kv变电站35kv终期规模+110kv变电站35kv终期规模-已用35kv间隔-规划使用35kv间隔；110kv线路容许的新能源规模按100mw，35kv线路容许的新能源规模按40mw；

步骤3)中，所述220kv电网电力送出能力p6的计算公式如下：

p6＝电网重要线路或主变n-1方式下电网可接纳的新能源装机容量；

其中，电网可接纳的新能源装机容量＝已有新能源装机容量+规划新能源装机容量+满足潮流计算校验电网可再增加的新能源装机容量。

进一步，所述基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法具体包括：步骤一，通过供电站为配电网供电操作；通过调压器调节供电电压；通过智能电表检测供电电流；通过电网信号采集器采集电网信号；主控机通过网络通信模块利用无线发射器连接互联网进行网络通信；

步骤二，通过信号重构模块对采集的电网信号进行重构，将所述电信号转换为数字信号；通过规划模块利用规划程序对接入配电网的能源互联规划；通过调度模块利用调度程序调度电网能源；通过评估模块利用评估程序对地区电网接纳新能源能力进行评估；通过故障检测模块利用故障检测设备确定电网故障区域；通过保护模块进行线路保护以隔离所述故障区域；通过终端模块利用终端设备向主控机上传电网数据，所述电网数据包括遥侧、遥信、电能、数字量、定值的实时数据；

步骤三，通过数据采集模块利用scada服务器实时采集所述终端设备上传的数据，同时向所述终端模块发送数据信息及控制命令；通过数据存储模块利用数据库服务器存储所述电网的实时数据；通过数据处理模块利用数据处理程序对基于数据库服务器存储的数据进行处理分析；通过线损计算模块与线损计算程序进行线路线损计算；通过补偿模块利用补偿组件根据所述线路线损计算结果控制电容器投切操作，进行无功补偿。

步骤四，通过显示模块利用液晶显示屏显示电网的实时数据。

本发明的另一目的在于提供一种实施所述的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统，所述基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统包括：

主控机，与网络通信模块、信号重构模块、规划模块、调度模块、评估模块、故障检测模块、保护模块、终端模块、数据采集模块、数据存储模块、数据处理模块、线损计算模块、补偿模块、显示模块连接，用于控制各个设备正常工作；

网络通信模块，与主控机连接，用于通过无线发射器连接互联网进行网络通信；

信号重构模块，与主控机连接，用于对采集的电网信号进行重构，将所述电信号转换为数字信号；

规划模块，与主控机连接，用于通过规划程序对接入配电网的能源互联规划；

调度模块，与主控机连接，用于通过调度程序调度电网能源；

评估模块，与主控机连接，用于通过评估程序对地区电网接纳新能源能力进行评估；

故障检测模块，与主控机连接，用于通过故障检测设备确定电网故障区域；

保护模块，与主控机连接，用于进行线路保护以隔离所述故障区域；

终端模块，与主控机连接，用于通过终端设备向主控机上传电网数据，所述电网数据包括遥侧、遥信、电能、数字量、定值的实时数据；

数据采集模块，与主控机连接，用于通过scada服务器实时采集所述终端设备上传的数据，同时向所述终端模块发送数据信息及控制命令；主控机输出的数据上传至所述数据总线，所述电流互感器、电压互感器接入所述配电网的三相模块，通过所述电压互感器和电流互感器对电网的电压和电流进行实时数据采集，由电压互感器和电流互感器经过所述信号调理模块将电压和电流信号转换成幅值低的电压和电流信号，输入所述ad转换模块完成采样，所述主控机通过测量所述ad转换模块输出脉冲信号的两个上升沿的时间间隔，来确定所述配电网的信号周期，保证采样的同时性；

数据存储模块，与主控机连接，用于通过数据库服务器存储所述电网的实时数据；

数据处理模块，与主控机连接，用于通过数据处理程序对基于数据库服务器存储的数据进行处理分析；

线损计算模块，与主控机连接，用于通过线损计算程序进行线路线损计算；并进行：变压器损耗、各变压器的形状系数、各变压器的损耗电量、变压器总损耗电量、线路损耗、各分段线路上的形状系数、第j段线路的月平均电流及各分段线路上的损耗电量的计算；

补偿模块，与主控机连接，用于通过补偿组件根据所述线路线损计算结果控制电容器投切操作，进行无功补偿；

显示模块，与主控机连接，用于通过液晶显示屏显示电网的实时数据。

进一步，所述主控机还包括应用服务器、前置服务器、防火墙路由器、共享打印机，所述前置服务器通过所述防火墙路由器与数据总线连接，所述网络工作站、应用服务器、共享打印机与所述防火墙路由器共同连接在所述数据总线上，进行数据交换；所述电网线路包括主供电线路、配电房母线、负荷线路；

所述数据存储模块中存储有表达线损信息的维度表和事实表，其中所述维度表包括时间维度表、管理责任人维度表、拓扑维度表、损失原因维度表、降损方法维度表、计算方法维度表；

所述终端模块包括馈线自动化终端、配电变压器检测终端、环网柜、开闭站。

进一步，所述保护模块进一步还包括：线路纵差动保护模块、母差保护模块、过流保护模块、失灵保护模块；

线路纵差动保护模块，用于对所述主供电线路进行纵差保护；

母差保护模块，用于对所述配电房母线进行母差保护；

过流保护模块，用于对所述负荷线路进行过流保护；

失灵保护模块，用于在所述纵差保护和/或所述过流保护未生效时隔离故障区域；

所述主供电线路上设置有所述线路纵差动保护模块、所述过流保护模块以及所述失灵保护模块，所述配电房母线上设置有所述母差保护模块，所述配电房负荷线路上设置有所述过流保护模块以及所述失灵保护模块。

进一步，线损计算模块还用于计算配电网总损耗电量。

进一步，补偿模块中，所述补偿组件由电流互感器、电压互感器、信号调理模块、电容器投切控制装置、光电耦合装置、主控器件、数据存储装置以及ad转换模块构成，所述电容器投切控制装置用于进行投切操作；

补偿模块进行无功补偿中，所述主控机经过抽样、分析和优化计算，生成投切控制命令，i/o口输出的信号再进行光耦耦合装置，将操作命令传送给所述电容器投切控制装置进行投切操作；所述电源开关输出端连接所述主控器件的复位引脚，用于在出现死机的情况下，手动复位；所述配电网的三相模块引出分别接入所述跌落式熔断器组中的跌落式熔断器，所述两个电容器组和避雷器组并联接入所述跌落式熔断器组的输出端，其中每组电容器组包括三个电阻、三个电容以及三个高压接触器，所述电容器采用单星形布线方式，所述主控机控制所述高压接触器进行投切，避免采用电力电子设备投切引入谐波。

本发明的另一目的在于提供一种实现所述基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法的信息数据处理终端。

本发明的另一目的在于提供一种计算机可读存储介质，包括指令，当其在计算机上运行时，使得计算机执行如所述的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法。

本发明的优点及积极效果为：本发明通过信号重构模块nsl0重构算法对采集电网信号进行重构，对得到的变换域稀疏信号进行处理实现原始信号重构；具有收敛速度快，处理效率高等优点；同时，通过评估模块对该地区电网，从主变容量、间隔资源、上送断面等各个断面进行分析，各站点新能源接纳能力分析充分，有利于该地区后期新能源布局；第二，不仅考虑该地区电网自身接纳能力，同时对电网送出能力、全省调峰能力进行了分析，确保本地区新能源接纳能力满足电网送出及全省调峰的要求。

本发明在稳定的数据采集手段的基础上，为整个供电企业提供准确完整的数据支持，为企业决策层决策提供强有力的数据基础；通过信息化管理，简化线损管理员的工作，提升其工作效率；及时迅速的发现线损计算及分析中所产生的问题，找到线损产生的具体环节及原因，为降低线损提供科学化的建议。本发明有效减少了通信节点，降低了系统冗余度；通信可靠性强；有效监测电网无功分布情况，并及时进行相应的补偿。

附图说明

图1是本发明实施例提供的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统结构框图；

图2是本发明实施例提供的主控机连接示意图。

图3是本发明实施例提供的保护模块示意图。

图中：1、供电站；2、调压器；3、智能电表；4、电网信号采集器；5、主控机；6、网络通信模块；7、信号重构模块；8、规划模块；9、调度模块；10、评估模块；11、故障检测模块；12、保护模块；12-1、线路纵差动保护模块；12-2、母差保护模块；12-3、过流保护模块；12-4、失灵保护模块；13、终端模块；14、数据采集模块；15、数据存储模块；16、数据处理模块；17、线损计算模块；18、补偿模块；19、显示模块。

图4是本发明实施例提供的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法流程图。

具体实施方式

为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下。

下面结合附图对本发明的结构作详细的描述。

如图1和图2所示，本发明实施例提供的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划系统包括：供电站1、调压器2、智能电表3、电网信号采集器4、主控机5、网络通信模块6、信号重构模块7、规划模块8、调度模块9、评估模块10、故障检测模块11、保护模块12、终端模块13、数据采集模块14、数据存储模块15、数据处理模块16、线损计算模块17、补偿模块18、显示模块19。

供电站1，与调压器2、智能电表3、电网信号采集器4连接，用于为配电网供电操作。

调压器2，与供电站1、主控机5连接，用于调节供电电压。

智能电表3，与供电站1、主控机5连接，用于检测供电电流。

电网信号采集器4，与供电站1、主控机5连接，用于采集电网信号。

主控机5，与调压器2、智能电表3、电网信号采集器4、网络通信模块6、信号重构模块7、规划模块8、调度模块9、评估模块10、故障检测模块11、保护模块12、终端模块13、数据采集模块14、数据存储模块15、数据处理模块16、线损计算模块17、补偿模块18、显示模块19连接，用于控制各个设备正常工作。

网络通信模块6，与主控机5连接，用于通过无线发射器连接互联网进行网络通信。

信号重构模块7，与主控机5连接，用于通过nsl0重构算法对采集的电网信号进行重构，将所述电信号转换为数字信号。

规划模块8，与主控机5连接，用于通过规划程序对接入配电网的能源互联规划。

调度模块9，与主控机5连接，用于通过调度程序调度电网能源。

评估模块10，与主控机5连接，用于通过评估程序对地区电网接纳新能源能力进行评估。

故障检测模块11，与主控机5连接，用于通过故障检测设备确定电网故障区域。

保护模块12，与主控机5连接，用于进行线路保护以隔离所述故障区域；

终端模块13，与主控机5连接，用于通过终端设备向主控机上传电网数据，所述电网数据包括遥侧、遥信、电能、数字量、定值的实时数据；

数据采集模块14，与主控机5连接，用于通过scada服务器实时采集所述终端设备上传的数据，同时向所述终端模块发送数据信息及控制命令。

数据存储模块15，与主控机5连接，用于通过数据库服务器存储所述电网的实时数据。

数据处理模块16，与主控机5连接，用于通过数据处理程序对基于数据库服务器存储的数据进行处理分析。

线损计算模块17，与主控机5连接，用于通过线损计算程序进行线路线损计算。

补偿模块18，与主控机5连接，用于通过补偿组件根据所述线路线损计算结果控制电容器投切操作，进行无功补偿；

显示模块19，与主控机5连接，用于通过液晶显示屏显示电网的实时数据。

本发明提供的主控机5还包括应用服务器、前置服务器、防火墙路由器、共享打印机，所述前置服务器通过所述防火墙路由器与数据总线连接，所述网络工作站、应用服务器、共享打印机与所述防火墙路由器共同连接在所述数据总线上，进行数据交换。所述电网线路包括主供电线路、配电房母线、负荷线路。

本发明提供的数据存储模块中存储有表达线损信息的维度表和事实表，其中所述维度表包括时间维度表、管理责任人维度表、拓扑维度表、损失原因维度表、降损方法维度表、计算方法维度表。

本发明提供的终端模块13包括馈线自动化终端、配电变压器检测终端、环网柜、开闭站。

如图3所示，本发明提供的保护模块12进一步还包括：线路纵差动保护模块12-1、母差保护模块12-2、过流保护模块12-3、失灵保护模块12-4。

线路纵差动保护模块12-1，用于对所述主供电线路进行纵差保护。

母差保护模块12-2，用于对所述配电房母线进行母差保护。

过流保护模块12-3，用于对所述负荷线路进行过流保护。

失灵保护模块12-4，用于在所述纵差保护和/或所述过流保护未生效时隔离故障区域。

本发明提供的所述主供电线路上设置有所述线路纵差动保护模块、所述过流保护模块以及所述失灵保护模块，所述配电房母线上设置有所述母差保护模块，所述配电房负荷线路上设置有所述过流保护模块以及所述失灵保护模块。

如图4所示，本发明实施例提供的基于nsl0重构算法的接入配电网的能源互联规划方法包括：

s101，通过供电站为配电网供电操作；通过调压器调节供电电压；通过智能电表检测供电电流；通过电网信号采集器采集电网信号；主控机通过网络通信模块利用无线发射器连接互联网进行网络通信。

s102，通过信号重构模块利用nsl0重构算法对采集的电网信号进行重构，将所述电信号转换为数字信号；通过规划模块利用规划程序对接入配电网的能源互联规划；通过调度模块利用调度程序调度电网能源；通过评估模块利用评估程序对地区电网接纳新能源能力进行评估；通过故障检测模块利用故障检测设备确定电网故障区域；通过保护模块进行线路保护以隔离所述故障区域；通过终端模块利用终端设备向主控机上传电网数据，所述电网数据包括遥侧、遥信、电能、数字量、定值的实时数据。

s103，通过数据采集模块利用scada服务器实时采集所述终端设备上传的数据，同时向所述终端模块发送数据信息及控制命令；通过数据存储模块利用数据库服务器存储所述电网的实时数据；通过数据处理模块利用数据处理程序对基于数据库服务器存储的数据进行处理分析；通过线损计算模块与线损计算程序进行线路线损计算；通过补偿模块利用补偿组件根据所述线路线损计算结果控制电容器投切操作，进行无功补偿。

s104，通过显示模块利用液晶显示屏显示电网的实时数据。

下面结合具体实施例对本发明作进一步描述。

实施例1

本发明提供的信号重构模块7方法如下：

(1)采集电网信号y。

(2)信号样本y重构原始信号g，然而g是不稀疏的，由y直接重构出g的过程不能成立，此时，将原始信号进行稀疏表示：

g＝ψx(1)

式中，x为原始信号g在ψ变换域的稀疏表示，ψ表示稀疏变换基，本发明中采用的稀疏变换基为离散余弦变换基。

考虑到公式y＝φg，则信号y与变换域稀疏信号x之间存在着如下的关系：

y＝φψx＝ax(2)

式中，a＝φψ为感知矩阵，表示矩阵和稀疏变换基的乘积。

将y看作是稀疏信号x关于“矩阵”a的值，通过求解一个类似最优l0范数问题来重构稀疏信号x，即

本发明提供的重构算法总结如下。

输入：

m×n的感知矩阵a，其中m＜＜n，a＝φψ。

长度为m的值y。

输出：

长度为n的重构稀疏信号满足初始化各参数：

x0＝a^t(aat)^-1y。

选择合适的σ递减序列{σ1,σ2,...,σj},σj＝βσj-1，β(0＜β＜1)为递减因子。

算法步骤：

进行外循环：j＝1,2,3,...,j

a、σ＝σj。

b、xj＝xj-1。

c、r0＝0。

d、内部循环：n＝1,2,3,...,n

a)计算修正后的牛顿方向

b)对重构信号进行更新

c)根据梯度投影原理，得到

d)计算余量，

e)判断余量的差值，若||r-r0||＜e则退出当前σ值下的内循环，否则r0＝r。

e、

得到重构稀疏信号

本发明提供的将重构的稀疏信号乘上稀疏变换基ψ进行稀疏反变换得到重构的原始信号

实施例2

本发明提供的评估模块10评估方法如下：

1)根据变电容量平衡计算主变容量的接纳能力p1，根据线路限额水平校验线路送出能力p2，将两者相比取最小值作为上送断面最大可能接纳新能源装机理论值p3。

2)根据电网间隔资源情况评估最大可接纳规模p4，与上送断面最大可能接纳新能源装机理论值p3对比，取最小值作为电网最大可接纳新能源装机理论值p5。

3)将电网最大可接纳新能源装机理论值p5与220kv电网电力送出能力p6作对比，取最小值作为电网最大可接纳新能源装机理论值p7。

4)在考虑全省调峰能力的基础上,结合其他地区的新能源接纳能力，确定本地区电网最大可接纳新能源装机理论值p8。

本发明提供的步骤1)中，主变容量的接纳能力p1的计算公式如下：

p1＝(主变容量×功率因数-(供电出力-负荷))/新能源出力率+已有及规划新能源装机容量其中，主变容量选取220kv主变进行计算，功率因数选取0.95。

供电出力和负荷选取的时段一致，根据负荷特性分析及新能源出力特性，选取两者相减最大时段。

供电出力＝生物质、垃圾、燃机各类机组×厂用电+已有及规划新能源装机容量×新能源出力率；

负荷＝各站点全年最大负荷×该时段负荷占全年最大负荷的百分比；

新能源出力率的选取方式为：分析该地区或周边已投运新能源电站8760小时出力数据，得到新能源大发的月份、时段及新能源出力率数值；

负荷特性分析是指：研究地区历史3至5年的8760小时负荷数据，通过分析年负荷曲线、四季典型日负荷曲线，得到负荷低谷月份、各季典型日负荷高峰、低谷时段，根据新能源大发时段，确定此时段负荷占全年最大负荷的百分比。

本发明提供的步骤1)中，线路限额水平校验线路送出能力p2的计算公式如下：

p2＝(断面限额水平+负荷-供电出力)/新能源出力率+已有及规划新能源装机容量其中，负荷与供电时段的选取与p1选取的供电出力和负荷相同；断面限额水平＝断面受进电力能力-断面送出电力能力，断面限额水平根据网架结构综合分析，确定220kv站点所属断面，结合220kv线路的输送限额确定断面限额水平。

本发明提供的步骤2)中，电网间隔资源情况评估最大可接纳规模p4的计算公式如下：

p4＝110kv可用间隔数×该电压等级线路容许的新能源规模+35kv可用间隔数×该电压等级线路容许的新能源规模+已有及规划新能源装机容量

其中，110kv可用间隔数＝220kv变电站110kv终期规模+110kv变电站110kv终期规模-已用110kv间隔-规划使用110kv间隔；35kv可用间隔数＝220kv变电站35kv终期规模+110kv变电站35kv终期规模-已用35kv间隔-规划使用35kv间隔；110kv线路容许的新能源规模按100mw，35kv线路容许的新能源规模按40mw。

本发明提供的步骤3)中，220kv电网电力送出能力p6的计算公式如下：

p6＝电网重要线路或主变n-1方式下电网可接纳的新能源装机容量。

其中，电网可接纳的新能源装机容量＝已有新能源装机容量+规划新能源装机容量+满足潮流计算校验电网可再增加的新能源装机容量。

实施例3

本发明提供的数据采集模块14中，所述数据采集方法包括：

所述主控机输出的数据上传至所述数据总线，所述电流互感器、电压互感器接入所述配电网的三相模块，通过所述电压互感器和电流互感器对电网的电压和电流进行实时数据采集，由电压互感器和电流互感器经过所述信号调理模块将电压和电流信号转换成幅值低的电压和电流信号，输入所述ad转换模块完成采样，所述主控机通过测量所述ad转换模块输出脉冲信号的两个上升沿的时间间隔，来确定所述配电网的信号周期，保证采样的同时性。

本发明提供的线损计算模块17中，所述线损计算过程如下：

1)计算变压器损耗。

2)计算各变压器的形状系数。

3)计算各变压器的损耗电量。

4)计算变压器总损耗电量。

5)计算线路损耗。

6)计算各分段线路上的形状系数。

7)计算第j段线路的月平均电流。

8)计算各分段线路上的损耗电量。

9)计算配电网总损耗电量。

实施例4

本发明提供的补偿模块18中，所述补偿组件由电流互感器、电压互感器、信号调理模块、电容器投切控制装置、光电耦合装置、主控器件、数据存储装置以及ad转换模块构成，所述电容器投切控制装置用于进行投切操作。

本发明提供的无功补偿的方法包括：所述主控机经过抽样、分析和优化计算，生成投切控制命令，i/o口输出的信号再进行光耦耦合装置，将操作命令传送给所述电容器投切控制装置进行投切操作。所述电源开关输出端连接所述主控器件的复位引脚，用于在出现死机的情况下，手动复位；所述配电网的三相模块引出分别接入所述跌落式熔断器组中的跌落式熔断器，所述两个电容器组和避雷器组并联接入所述跌落式熔断器组的输出端，其中每组电容器组包括三个电阻、三个电容以及三个高压接触器，所述电容器采用单星形布线方式，所述主控机控制所述高压接触器进行投切，避免采用电力电子设备投切引入谐波。

在上述实施例中，可以全部或部分地通过软件、硬件、固件或者其任意组合来实现。当使用全部或部分地以计算机程序产品的形式实现，所述计算机程序产品包括一个或多个计算机指令。在计算机上加载或执行所述计算机程序指令时，全部或部分地产生按照本发明实施例所述的流程或功能。所述计算机可以是通用计算机、专用计算机、计算机网络、或者其他可编程装置。所述计算机指令可以存储在计算机可读存储介质中，或者从一个计算机可读存储介质向另一个计算机可读存储介质传输，例如，所述计算机指令可以从一个网站站点、计算机、服务器或数据中心通过有线(例如同轴电缆、光纤、数字用户线(dsl)或无线(例如红外、无线、微波等)方式向另一个网站站点、计算机、服务器或数据中心进行传输)。所述计算机可读取存储介质可以是计算机能够存取的任何可用介质或者是包含一个或多个可用介质集成的服务器、数据中心等数据存储设备。所述可用介质可以是磁性介质，(例如，软盘、硬盘、磁带)、光介质(例如，dvd)、或者半导体介质(例如固态硬盘solidstatedisk(ssd))等。

以上所述仅是对本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改，等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。