考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统

摘要

本发明涉及一种考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统，包括依次连接的数据库模块、输入模块、分析模块、规划及评估模块和输出模块；所述的输入模块从数据库模块获取接线模式、微网数据和电力设备数据，所述的分析模块根据输入模块输入的数据分析计算出各接线模式的购置阶段费用各运行阶段费用数据，并发送至规划及评估模块；所述的规划及评估模块根据接收到的数据，首先对微网中分布式电源进行规划，得到微网单位负荷年费用，随后对含此微网的接线模式进行经济性评估，输出模块输出规划及评估结果。与现有技术相比，本发明具有效率高、整合性强、紧密结合工程实际等优点。

说明书

技术领域

本发明涉及一种考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统。 

背景技术

随着电网规模的不断扩大，超大规模电力系统也呈现出一些弊端，比如成本高，运行难度大，难以适应用户越来越高的安全和可靠性要求以及多样化的供电需求等。为了克服这些弊端，微网技术应运而生，其能弥补远距离、超高压输电的不足，并能满足用户越来越高的安全可靠性需求。 

微网技术的提出旨在中低压电网层面上实现分布式发电技术的灵活、高效应用，解决数量庞大、形式多样的分布式电源并网运行时的主要问题，因此在微网中研究分布式电源优化规划十分必要；其次，微网接入配电网对传统接线方式的经济性、可靠性等都会产生一定程度的影响，因此研究微网接入配电网后的接线模式非常重要；最后，对微网接入后的接线模式进行经济性和可靠性成本评价。因此，对微网接入后的接线模式规划及评估对配电网而言十分重要。 

经对现有文献进行检索发现，现有文献中，缪源诚、程浩忠、龚小雪等在《中国电机工程学报》(2012，32(1)：17-23)上发表的《含微网的配电网接线模式探讨》通过建立隶属度函数从最大短路电流、最大支路电压降落、系统平均供电可靠率指标、单位负荷年费4个方面对含微网以及不含微网的各种配电网接线模式进行综合评价，由此给出含微网的配电网接线模式推荐意见；徐迅、陈楷、龙禹等在《电网技术》(2013，37(4)：914-921)上发表的《考虑环境成本和时序特性的微网多类型分布式电源选址定容规划》以分布式电源投资费用、燃料费用、网络损耗费用和环境赔偿费用最小为目标函数，采用遗传算法对规划模型进行求解，规划了微网中的分布式电源类型、位置和容量。柳璐、王和杰、程浩忠等在《考虑经济性的电力系统经济性评估方法》建立了更具完整性和兼容性的三维LCC模型并提出了一系列经济性评估策略和指标为进一步加强成本管理和完善经济性评估方法提供了新的思 路和有效手段。以上文献从微网接入后的接线模式、微网中分布式电源优化规划以及经济性评价角度进行论述，缺乏整合性，所以在微网中分布式电源的规划以及接入后的接线模式评估值得深入研究。 

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种效率高、整合性强、紧密结合工程实际的考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统。 

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现： 

一种考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统，其特征在于，包括依次连接的数据库模块、输入模块、分析模块、规划及评估模块和输出模块； 

所述的输入模块从数据库模块获取接线模式、微网数据和电力设备数据，所述的分析模块根据输入模块输入的数据分析计算出各接线模式的购置阶段费用各运行阶段费用数据，并发送至规划及评估模块；所述的规划及评估模块根据接收到的数据，首先对微网中分布式电源(Distributed Generation，简称DG)进行规划，得到微网单位负荷年费用，随后对含此微网的接线模式进行经济性评估，输出模块输出规划及评估结果。 

所述的数据库模块包含网架接线模式库、微网库和电力设备库；所述的输入模块输入数据包含地块面积、地块负荷密度、网架接线模式、微网参数、电力设备参数以及配电网经济技术需求指标数据。 

所述的分析模块包括购置阶段费用计算子模块、运行阶段费用计算子模块、环境成本计算子模块和配电网经济技术约束子模块； 

其中，购置阶段费用计算子模块根据地块面积、地块负荷特点数据、网架接线模式、微网参数及电力设备参数的数据计算购置阶段费用；运行阶段费用子模块根据地块面积、地块负荷特点数据、网架接线模式、微网参数及电力设备参数的数据计算运行阶段费用；环境成本计算子模块计算微网接入下配电网接线模式的环境成本；配电网经济技术约束子模块给出了微网中分布式电源优化规划需满足的经济技术约束条件。 

所述的购置阶段费用包括变电站设备购置费用和线路设备购置费用； 

所述的变电站设备购置费用为变电站设备购置费用等年值NF_S： 

${\mathrm{NF}}_S=C_S\frac{r{(1+r)}^{n_S}}{{(1+r)}^{n_s}-1}\times {10}^{-4}$

其中，C_S为变电站综合投资费用，r电力工业年投资回收率，n_s为变电站经济使用年限； 

所述的线路设备购置费用为线路设备购置费用等年值： 

${\mathrm{NF}}_L=C_L\frac{{r(1+r)}^{n_L}}{{(1+r)}^{n_L}-1}\times {10}^{-4}$

式中n_L为线路经济使用年限，C_L为线路综合投资费用，计算公式为 

C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c) 

其中，L为每回主干线长度；k_q为线路曲折系数，即运用理想线路长度估算实际线路长度时的比例系数；C₁为线路单位长度投资；C_d为线路首端断路器投资；C_f为分段开关的投资；C_c为联络开关分摊到各条支路的费用；num为线路的分段数。 

所述的运行阶段费用包括变电站运行费用、线路运行费用、以及可靠性收益； 

所述的变电站运行费用为变电站运行费用等年值： 

U_S＝αΔA_S×10^-4+U₀

其中，U₀为变电站的维护检修费，α为电价，ΔA_S为变压器全年的电能损失总和； 

所述的线路运行费用为线路运行费用等年值： 

U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁

U₁为线路的维护检修费，α为电价，单位为元/kWh，ΔA_L线路全年的电能损失总和，ΔA_L的计算公式为： 

ΔA_L＝N_L×(ΔP+KΔQ)×μ×τ 

N_L表示变电站出线总回数，K为无功经济当量，τ为最大负荷损耗小时数；μ为线路负荷分布系数；ΔP、ΔQ分别表示负荷分段上的有功和无功损耗，计算公式为： 

$\mathrm{\Delta P}=\frac{(P^2+Q^2)\times L_s\times r_0}{U_N^2}$

$\mathrm{\Delta Q}=\frac{(P^2+Q^2)\times L_s\times x_0}{U_N^2}$

其中，P、Q为线路输送的总的有功功率和无功功率，U_N为额定电压；L_s为单回常带负荷线路长度，r₀、x₀分别表示每公里线路的电阻值和电抗值； 

所述的微网可靠性收益为微网接入后，各接线模式的可靠性提高而减少了用户 停电事件，从而减少了用户的停电损失，可靠性收益的公式为： 

$C_{\mathrm{re}}=k_{\mathrm{re}}\times a\times \underset{i}{\Sigma }{N}_i\times \mathrm{\Delta SAIDI}$

式中，C_re停电时间减少带来的可靠性效益；k_re为可靠性效益折算倍数；a为平均电价；为用户总数；ΔSAIDI为加入微网前后用户平均停电时间差； 

所述的SAIDI为： 

式中，N_i为负荷点i的用户数，U_i为年停运时间。 

所述的环境成本为微网发电的环境价值，公式为： 

$C_e=\stackrel{n}{\underset{i=1}{\Sigma }}(V_{\mathrm{ei}}\times Q_i+V_i)$

式中，V_ei为第i项污染物的环境价值；Q_i为第i项污染物的排放量；V_i为第i项污染物的排污收费额。 

所述的规划及评估模块包括微网中分布式电源规划子模块和接线模式经济性评估子模块，微网中分布式电源规划子模块计算得到微网中的分布式电源接入类型、数量和位置，进一步得到微网单位负荷年费用，并将数据传入接线模式经济性评估子模块。 

所述的微网中分布式电源规划子模块的目标为微网年费用最小，约束条件为潮流平衡约束、电压约束、支路潮流约束，以遗传算法作为模型的求解算法，得到微网中分布式电源安装位置、安装容量以及安装类型，并计算得到微网单位负荷年费用。 

所述的微网年费用最小： 

min C_MG＝C_DG+C_f+C_loss+C_e

式中：C_DG为DG投资费用；C_f为DG产生的燃料费用；C_loss为网络损耗费用；C_e为环境污染赔偿费用； 

所述的潮流平衡约束： 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}+\stackrel{N_{\mathrm{type}}}{\underset{j=1}{\Sigma }}(n_{\mathrm{ij}}^{\mathrm{dg}}\times P_{\mathrm{dgj}})-P_{L_i}=U_i\underset{j\in i}{\Sigma }{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\theta }_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\theta }_{\mathrm{ij}})\\ Q_{\mathrm{Gi}}+\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{type}}}{\Sigma }}(n_{\mathrm{ij}}^{\mathrm{dg}}\times P_{\mathrm{dgj}})\times \tan \alpha -Q_{L_i}=U_i\underset{j\in i}{\Sigma }{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\theta }_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\theta }_{\mathrm{ij}})\end{array}\right)$

式中：P_Gi分别为节点i的发电机有功出力，N_type为待选分布式电源类型；为 节点i安装类型j分布式电源数量；P_dgj为类型j的分布式电源单位出力(kW)；为节点i的有功负荷，U_i是节点i电压向量的幅值，j∈i表示节点i与节点j相连，G_ij和B_ij分别是导纳矩阵的实部和虚部，分别表示电导和电纳，θ_ij表示i和j两节点电压间的相角差；Q_Gi为节点i的发电机无功出力，α为功率因数角，为节点i的有功负荷； 

所述的电压约束： 

0.93U_N≤U_i≤1.07U_N(i＝1...N_b) 

式中：U_N为节点额定电压，U_i为节点i的电压幅值，N_b为节点数量； 

所述的支路潮流约束： 

S_j≤S_jmax

S_j为支路传输功率，S_jmax为支路传输功率上限。 

所述的接线模式经济性评估子模块，得到含微网的接线模式单位负荷年费用，公式为： 

C＝(NF_s+NF_L+U_S+U_L+C_MG-C_re)/L 

式中，NF_s、NF_L为变电站、线路设备购置费用；U_S、U_L为变电站、线路运行费用；C_MG为微网年费用；C_re为微网所减少的环境成本；L为负荷大小。 

与现有技术相比，本发明具有效率高、整合性强、紧密结合工程实际等优点。 

附图说明

图1为本发明的结构示意图； 

图2为规划及评估模块计算的流程图； 

图3为含微电网的配电网单辐射接线； 

图4为含微电网的配电网双侧电源多分段单联络接线模式； 

图5为含微电网的配电网两供一备接线模式； 

图6为含微电网的配电网多分段多联络接线模式； 

图7为含微电网的配电网双侧电源手拉手环网接线模式； 

图8为含微电网的配电网双侧电源双环网接线模式； 

图9为29节点典型微电网结构图。 

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。 

实施例1 

如图1所示，一种考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统，包括依次连接的数据库模块1、输入模块2、分析模块3、规划及评估模块4、输出模块5； 

所述的输入模块2从数据库模块1获取接线模式、微网数据、电力设备数据，分析模块3根据输入模块2输入的数据分析计算出各接线模式购置阶段费用、运行阶段费用，并发送至规划及评估模块4，规划及评估模块4根据接收到的数据，首先对微网中分布式电源进行规划，得到微网单位负荷年费用，随后对含此微网的接线模式评估经济性，输出模块5输出规划及评估结果。 

所述的数据库模块1包含网架接线模式库11、微网库12和电力设备库13；所述的输入模块2输入数据包含地块面积、地块负荷密度、网架接线模式、微网参数、电力设备参数以及配电网经济技术需求指标。 

所述的分析模块3包括购置阶段费用计算子模块31、运行阶段费用计算子模块32、环境成本计算子模块33和配电网经济技术约束子模块34。 

其中，购置阶段费用计算子模块31根据地块面积、地块负荷特点数据、网架接线模式、微网参数及电力设备参数的数据计算购置阶段费用；运行阶段费用子模块32根据地块面积、地块负荷特点数据、网架接线模式、微网参数及电力设备参数的数据计算运行阶段费用；环境成本计算子模块33计算微网接入下配电网接线模式的环境成本；配电网经济技术约束子模块34给出了微网中分布式电源优化规划需满足的条件。 

所述的规划及评估模块4包括微网中分布式电源规划子模块42和接线模式经济性评估子模块41。微网中分布式电源规划子模块42规划得到微网中的分布式电源接入类型、数量和位置，得到微网单位负荷年费用，并将数据传入接线模式经济性评估子模块41。 

所述的微网中分布式电源规划子模块的目标为微网年费用最小，约束条件为潮流平衡约束、电压约束、支路潮流约束，以遗传算法作为模型求解算法。 

所述的接线模式经济性评估子模块41，得到含微网的接线模式经济性，公式为： 

C＝(NF_s+NF_L+U_S+U_L+C_MG-C_re)/L 

式中，NF_s、NF_L为变电站、线路购置费用；U_S、U_L为变电站、线路运行费用；C_re为微网所减少的环境成本；L为负荷大小。 

所述的微网中分布式电源规划子模块42得到微网中分布式电源安装位置、安装容量以及安装类型。 

所述的微网年费用最小： 

min C_MG＝C_DG+C_f+C_loss+C_e

式中：C_DG为DG投资费用；C_f为DG产生的燃料费用；C_loss为网络损耗费用；C_e为环境污染赔偿费用。 

所述的潮流平衡约束： 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}+\stackrel{N_{\mathrm{type}}}{\underset{j=1}{\Sigma }}(n_{\mathrm{ij}}^{\mathrm{dg}}\times P_{\mathrm{dgj}})-P_{L_i}=U_i\underset{j\in i}{\Sigma }{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\theta }_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\theta }_{\mathrm{ij}})\\ Q_{\mathrm{Gi}}+\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{type}}}{\Sigma }}(n_{\mathrm{ij}}^{\mathrm{dg}}\times P_{\mathrm{dgj}})\times \tan \alpha -Q_{L_i}=U_i\underset{j\in i}{\Sigma }{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\theta }_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\theta }_{\mathrm{ij}})\end{array}\right)$

式中：P_Gi分别为节点i的发电机有功出力，N_type为待选分布式电源类型；为节点i安装类型j分布式电源数量；P_dgj为类型j的分布式电源单位出力(kW)；为节点i的有功负荷，U_i是节点i电压向量的幅值，j∈i表示节点i与节点j相连，G_ij和B_ij分别是导纳矩阵的实部和虚部，分别表示电导和电纳，θ_ij表示i和j两节点电压间的相角差；Q_Gi为节点i的发电机无功出力，α为功率因数角，为节点i的有功负荷。 

所述的电压约束： 

0.93U_N≤U_i≤1.07U_N(i＝1...N_b) 

式中，U_N为节点额定电压，U_i为节点i的电压幅值，N_b为节点数量。 

所述的支路潮流约束： 

S_j≤S_jmax

式中，S_j为支路传输功率，S_jmax为支路传输功率上限。 

所述的购置阶段费用包括变电站设备购置费用、线路设备购置费用。 

所述的运行阶段费用包括变电站运行费用、线路运行费用以及可靠性收益。 

所述的环境成本为微网发电的环境价值，公式为： 

$C_e=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}(V_{\mathrm{ei}}\times Q_i+V_i)$

式中，V_ei为第i项污染物的环境价值；Q_i为第i项污染物的排放量；V_i为第i项污染 物的排污收费额。 

所述的变电站设备购置费用为变电站设备购置费用等年值NF_S： 

${\mathrm{NF}}_S=C_S\frac{r{(1+r)}^{n_S}}{{(1+r)}^{n_s}-1}\times {10}^{-4}$

其中，C_S为变电站综合投资费用，r电力工业年投资回收率，n_S为变电站经济使用年限； 

所述的线路设备购置费用为线路设备购置费用等年值： 

${\mathrm{NF}}_L=C_L\frac{{r(1+r)}^{n_L}}{{(1+r)}^{n_L}-1}\times {10}^{-4}$

式中，C_L为线路综合投资费用，计算公式为 

C_L＝N_L×(L×k_q×C₁+C_d+(num-1)×C_f+C_c) 

其中，L为每回主干线长度；k_q为线路曲折系数，即运用理想线路长度估算实际线路长度时的比例系数；C₁为线路单位长度投资；C_d为线路首端断路器投资；C_f为分段开关的投资；C_c为联络开关分摊到各条支路的费用；num为线路的分段数。 

所述的变电站运行费用为变电站运行费用等年值： 

U_S＝αΔA_S×10^-4+U₀

其中，U₀为变电站的维护检修费，α为电价，ΔA_S为变压器全年的电能损失总和。 

所述的线路运行费用为线路运行费用等年值： 

U_L＝αΔA_L×10^-4+U₁

U₁为线路的维护检修费，n_L为线路经济使用年限，α为电价(元/kWh)，ΔA_L线路全年的电能损失总和，ΔA_L的计算公式为 

ΔA_L＝N_L×(ΔP+KΔQ)×μ×τ 

N_L表示变电站出线总回数，K为无功经济当量，τ为最大负荷损耗小时数；μ为线路负荷分布系数；ΔP、ΔQ分别表示负荷分段上的有功和无功损耗，计算公式为 

$\mathrm{\Delta P}=\frac{(P^2+Q^2)\times L_s\times r_0}{U_N^2}$

$\mathrm{\Delta Q}=\frac{(P^2+Q^2)\times L_s\times x_0}{U_N^2}$

其中，P、Q为线路输送的总的有功功率和无功功率，U_N为额定电压；L_s为单回常带负荷线路长度，r₀、x₀分别表示每公里线路的电阻值和电抗值； 

所述的可靠性收益为微网接入后，各接线模式的可靠性提高而减少了用户停电事件，从而减少了用户的停电损失。可靠性收益的公式为： 

$C_{\mathrm{re}}=k_{\mathrm{re}}\times a\times \underset{i}{\Sigma }{N}_i\times \mathrm{\Delta SAIDI}$

式中，C_re停电时间减少带来的可靠性效益；k_re为可靠性效益折算倍数；a为平均电价；为用户总数；ΔSAIDI为加入微网前后用户平均停电时间差。 

所述的SAIDI为： 

式中，N_i为负荷点i的用户数，U_i为年停运时间。 

规划与评估模块4根据分析模块发送来的数据对微网中分布式电源类型、容量及位置进行规划，并计算接线模式的经济性，具体的流程如图2所示。具体步骤为：首先根据配电网经济技术约束条件，求解微网中分布式电源优化规划模型，得到微网中分布式电源安装类型、容量及位置；随后将计算含微网的接线模式经济性，最后输出结果。 

实施例2 

本实例将考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统应用于某实际地区配电网络接线模式经济性评价及其中的微电网规划。该实例主要对架空线和电缆网，在典型负荷密度(农村地区1MW/km²、城镇地区10MW/km²、中心城区20MW/km²与负荷饱和地区30MW/km²)、不同变电站容量下的单位负荷年费用指标。架空线接线模式主要考虑单辐射接线、双侧电源多分段单联络接线、两供一备接线与多分段多联络接线称为方案1、2、3、4；电缆网接线模式主要考虑单辐射接线、双侧电源手拉手环网接线、两供一备接线与双侧电源双环式接线称为方案1、2、3、4。微电网使用年限取20年；贴现率取10％。含微电网的配电网结构如附图3～图8所示。 

本系统模块42微电网中分布式电源规划子模块对附图9所示的典型微电网进行分布式电源规划，其负荷数据及节点位置数据如表1、表2所示，其中表1为29节点典型微电网负荷数据表，表2为29节点典型微电网节点位置数据。 

表1 29节点典型微电网负荷数据表 

注：负荷类型中“1”为居民用电，“2”为商业用电。 

表2 29节点典型微电网节点位置数据 

节点 横坐标(km) 纵坐标(km) 节点 横坐标(km) 纵坐标(km) 1 1.976 1.09 16 2.856 0.182 2 1.056 1.026 17 2.488 0.272 3 0.48 1.304 18 3.272 1.738 4 1.928 1.798 19 2.876 1.56 5 0.196 1.076 20 3.112 1.394 6 3.64 0.474 21 2.348 0.112 7 0.524 0.914 22 2.128 0.334 8 2.876 1.808 23 3.3 0.474 9 0.184 1.602 24 3.44 1.49 10 1.008 1.586 25 2.304 1.556 11 0.664 1.822 26 1.172 0.354 12 3.36 0.904 27 2.388 0.506 13 0.548 0.43 28 2.944 1.196 14 0.916 0.182 29 3.616 0.718 15 3.424 1.192      

注：该微电网所采用线型为LGJ-185。 

通过考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统中微电网中分布式电源规划子模块，对29节点典型微电网中分布式电源进行规划，得到以下方案，表3为29节点典型微电网中分布式电源规划方案。 

表3 29节点典型微电网分布式电源规划方案 

注：11(1，16)为节点11接入了16×100kW的微型燃气轮机；2为风机，3为光 伏，4为储能。 

各负荷密度下，含微电网的典型接线模式经济性折算到单位负荷年费用指标见表4～表23，其中表4。其中，变电站经济使用年限为25年；架空线经济使用年限为30年；电缆经济使用年限为40年；贴现率取10％。 

表4 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×25MVA 

表5 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×25MVA 

表6 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×31.5MVA 

表7 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×31.5MVA 

表8 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×50MVA 

表9 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×50MVA 

表10 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×63MVA 

表11 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×63MVA 

表12 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×80MVA 

表13 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为2×80MVA 

表14 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×25MVA 

表15 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×25MVA 

表16 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×31.5MVA 

表17 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×31.5MVA 

表18 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×50MVA 

表19 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×50MVA 

表20 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×63MVA 

表21 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×63MVA 

表22 含微网架空线典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×80MVA 

表23 含微网电缆网典型接线模式单位负荷年费用对比表(万元/(MW·年)) 

注：变电站容量为3×80MVA 

通过本实施例的验证，可知考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统有效规划了典型微电网中分布式电源的安装类型、容量以及位置；随后，本系统对于四种典型负荷密度下，按架空线和电缆网分别计算了四种接线模式的单位负荷年费用折算值。 

本实例验证了考虑经济性的含微网配电网接线模式规划及评估信息系统对于微电网中分布式电源规划以及计算各类型含微电网的接线模式单位负荷年费用的有效性。