基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法

摘要

本发明公开了一种基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法，包括根据配电网的网络结构、规划年限内的负荷预测数据和地区环境因素，确定主动配电网运行的典型日参数；根据主动配电网的运行管理模式，对各典型日内各固定时段进行潮流计算，计算各典型日下主动配电网运行的基本参数；其中，各典型日下主动配电网运行的基本参数包括：各典型日内各固定时段各节点电压和各条线路的传输功率；根据各典型日下主动配电网运行的基本参数，计算得到基本参数相应的灵敏度系数；以分布式电源接入主动配电网产生的综合成本最小为目标函数，采用内点法来确定满足约束条件的最优规划方案。本发明计算时间短，具有良好的实用性。

说明书

技术领域

本发明属于配电网领域，尤其涉及一种基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法。

背景技术

主动配电网是通过灵活的网络拓扑结构来管理潮流以便对分布式能源进行主动控制和主动管理的配电系统，能增加系统对分布式能源接纳能力、提高系统对于可再生能源消纳水平、提高配电系统资产利用效率并减缓其升级投资，同时改善供电质量及供电可靠性。

主动配电网规划中优化变量较多，且分布式电源输出功率受气象条件影响存在较大的不确定性，增加了主动配电网规划的复杂程度，目前国内外关于主动配电网规划的研究中大多采用人工智能算法，且优化过程中需要进行大量潮流计算，大大增加了计算量，难以满足实际工程中对主动配电网规划的需要。

发明内容

为了解决现有技术的缺点，本发明提供一种基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法。本发明降低了优化问题的复杂程度，同时避免了优化过程中不断进行潮流计算，提高了主动配电网规划的效率。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法，包括：

步骤(1)：根据配电网的网络结构、规划年限内的负荷预测数据和地区环境因素，确定主动配电网运行的典型日负荷参数和环境参数；

步骤(2)：根据主动配电网的运行管理模式、典型日负荷参数和环境参数，对各典型日内各固定时段的主动配电网进行潮流计算，得到各典型日下主动配电网运行的基本参数；主动配电网运行的基本参数包括各节点电压和各条线路的传输功率；

步骤(3)：根据各典型日下主动配电网运行的基本参数，计算基本参数相应灵敏度系数；

步骤(4)：利用灵敏度系数来构造以分布式电源接入主动配电网产生的综合成本最小为目标函数且满足约束条件的主动配电网分布式电源定容规划优化模型；

求解主动配电网分布式电源定容规划优化模型，得到满足约束条件的最优规划方案。

在步骤(4)中，主动配电网分布式电源定容规划优化模型的目标函数为：

>

其中，C为规划年限内的综合成本，为规划年限中的第y年典型日j的运行成本，N^y为配电网规划年限，N^D为典型日的数目，C^CAP为分布式电源折算到每年的平均投资成本；y、j和N^D均为正整数。

其中，规划年限中，主动配电网在典型日j的运行成本为：

$>C_j^{VAR}=\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(C_{i,j,ma}+C_{i,j,en}-C_{i,j,ele}-C_{i,j,sub})+C_{j,loss}$>

式中，C_i,j,ma、C_i,j,en、C_i,j,ele、C_i,j,sub为分布式电源i在典型日j的运行费用、排放费用、售电收益和清洁能源发电补贴，C_j,loss为分布式电源i在典型日j的网损费用增加量；N^DG为新增分布式电源的数目；N^DG和i均为正整数。

其中，分布式电源i在典型日j的网损费用增加量C_j,loss为：

$>\left(\begin{array}{c}{C}_{j,loss}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{j,k}^{loss}·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri}\\ =\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\left(\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}\right(R_{i,j,k,loss,1}^P·P_i+R_{i,j,k,loss,2}^P·P_i·P_i+R_{i,j,k,loss,1}^Q·Q_i+R_{i,j,k,loss,2}^Q·Q_i·Q_i))·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri}\end{array}\right)$>

式中，为无功输出功率为Q_i时在典型日j时段k有功损耗变化量；ele_pic为电价，T_h为时长，其值为1小时；为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数，为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数；N^DG为新增分布式电源的数目；P_i为分布式电源i有功输出功率；N^DG、i、j和k均为正整数。

当分布式电源接入使网损降低时，C_j,loss为负值。

在步骤(4)中，主动配电网规划的约束条件包括接入点的接入容量限制、分布式电源接入配电网的接入容量限制、线路容量约束、电压水平约束以及分布式电源和储能系统输出功率约束。

接入点的接入容量限制：

$>0\le \underset{i=1}{\overset{N_m^{DG}}{\Sigma }}{P}_i^{rat}\le P_m^{max}$>

式中，P_i^rat为分布式电源i的额定输出功率，为节点m的接入的分布式电源个数，为节点m允许接入的分布式功率最大值。

分布式电源接入配电网的接入容量限制：

$>\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}{P}_i^{rat}\le P_{dis}^{\max }$>

式中，为配电网允许接入的分布式电源功率最大值。

分布式电源和储能系统输出功率约束：

P_i^DG-min≤P_i≤P_i^DG-max

式中，P_i^DG-min和P_i^DG-max为分布式电源i的输出功率下限和上限，P_i为分布式电源i有功输出功率。

线路容量约束：

$>S_l^0+\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}{R}_{i,j,l,pow}{S}_i\le S_l^{\max }$>

式中，为配电网未接入分布式电源时线路l的传输功率，S_l^max为线路l的容量的最大值；R_i,j,k,l,vol为分布式电源i输出功率在典型日j时段k对线路l的传输功率灵敏度系数；S_i为分布式电源输出功率。

电压水平约束：

$>U_m^{\min }\le U_m^0+\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(R_{i,j,k,m,vol}^P·P_i+R_{i,j,k,m,vol}^Q·Q_i)\le U_m^{\max }$>

其中，为配电网未接入分布式电源时节点m的电压有效值，分别为节点电压有效值的下限和上限，P_i为分布式电源有功输出功率，Q_i为无功输出功率，为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数。

步骤(1)中，根据配电网的网络结构、负荷预测数据和地区环境因素确定主动配电网运行的典型日参数的具体步骤包括：根据电网规划年限内的负荷预测数据和地区环境因素统计数据，对规划年限内的每一年生成4个代表该年配电网各个季度的典型日场景，在每个典型日场景中，负荷数据和环境参数在各个小时内保持不变。其中，各典型日场景的负荷数据根据负荷预测得出，影响分布式电源输出功率的地区环境因素由地区历史风速和光照数据统计得出。

步骤(2)中，主动配电网的运行管理模式具体包括：受光照强度或风速气象因素影响的不可控分布式电源，以及按照平滑分布式电源出力运行的可控分布式电源。

步骤(2)中，对各典型日内各固定时段进行潮流计算，计算各典型日下主动配电网运行的基本参数的具体内容包括：各典型日内各固定时段各节点电压和各条线路的传输功率。

步骤(3)中，根据潮流计算得到的主动配电网运行参数计算得到基本参数相应的灵敏度系数的具体步骤包括：分布式电源有功输出功率为：

P_i＝f_i^P(P_i^cap)

式中，P_i为分布式电源i有功输出功率，P_i^cap为分布式电源i的容量，f_i^P为分布式电源i的有功输出函数表达式。

分布式电源无功输出功率为：

Q_i＝f_i^Q(P_i^cap)

式中，Q_i为分布式电源i有功输出功率，f_i^Q为分布式电源i的无功输出函数表达式。

分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数具体表示为：

$>R_{i,j,k,m,vol}^P=\left(\begin{array}{cc}\frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }{R}_l}{U_0},& m\in {\mathrm{npath}}_i\\ \frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_i}{\Sigma }{R}_l}{U_0},& i\in {\mathrm{npath}}_m\\ 0,& m\notin {\mathrm{npath}}_i\cap i\notin {\mathrm{npath}}_m\end{array}\right)$>

$>R_{i,j,k,m,vol}^Q=\left(\begin{array}{cc}\frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }{X}_l}{U_0}& m\in {\mathrm{npath}}_i\\ \frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_i}{\Sigma }{X}_l}{U_0}& i\in {\mathrm{npath}}_m\\ 0& m\notin {\mathrm{npath}}_i\cap i\notin {\mathrm{npath}}_m\end{array}\right)$>

式中，U₀为配电网功率流入点(通常为变压器二次侧母线)电压，bpath_i为分布式电源i到配电网功率流入点经过的支路集合，npath_i为分布式电源i到配电网功率流入点经过的节点集合，bpath_m为节点m到配电网功率流入点经过的支路集合，npath_m为节点m到配电网功率流入点经过的节点集合，R_l为支路l的电阻，X_l为支路l的电抗。

分布式电源输出有功功率为P_i时，分布式电源输出功率S_i为：

$>S_i=\frac{P_i}{cos\left({\alpha }_i\right)}$>

式中，α_i为分布式电源i的额定功率因数。

分布式电源i输出功率在典型日j时段k对线路l的传输功率灵敏度系数R_i,j,k,l,vol，具体表示为：

$>R_{i,j,l,pow}=\left(\begin{array}{cc}-1& 1\in {\mathrm{npath}}_i\\ 0& 1\notin {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right).$>

分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数分别具体表示为：

$>\left(\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,1}^P=2\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{R_l·P_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right)$>

$>\left(\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,2}^P=\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{R_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right)$>

$>\left(\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,1}^Q=2\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{X_l·Q_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right)$>

$>\left(\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,2}^Q=\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{X_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right)$>

式中，P_l为支路l传输的有功功率，Q_l为支路l传输的无功功率，V_l为支路l的支路电压。

步骤(4)中，分布式电源折算到每年的平均投资成本C^CAP的计算公式为：

$>C^{CAP}=\underset{i=1}{\overset{N^{DG}}{\Sigma }}\frac{P_i^{cap}·e_{i,inv}}{T_i^{proj}}$>

其中，i为新增的分布式电源，N^DG为新增分布式电源的数目，c_i,inv为分布式电源i的初投资，T_i^proj为分布式电源i的项目周期，P_i^cap为分布式电源i的容量，e_i,inv为单位容量的分布式电源i的投资费用。

分布式电源i在典型日j的运行费用C_i,j,ma的计算公式为：

C_i,j,ma＝P_i^cap·e_i,j,ma

式中，e_i,j,ma为单位容量的分布式电源i在典型日j的运行费用。

分布式电源i在典型日j的售电收益C_i,j,ele的计算公式为：

$>C_{i,j,ele}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(P_{i,j,k}·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri})$>

式中，ele_pic为电价，T_h为时长，其值为1小时。

分布式电源i在典型日j的发电补贴的计算公式为：

$>C_{i,j,sub}^{DG}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(P_{i,j,k}·T_h*{\mathrm{sub}}_i^{pri})$>

式中，为分布式电源i的单位发电补贴。

本发明的有益效果为：

(1)本发明以分布式电源的接入容量为优化变量，以分布式电源接入主动配电网产生的综合成本为目标函数，根据配电网的网络结构、地区环境因素和规划年限内的预测负荷进行潮流计算，并通过计算得到各项灵敏度，借助于灵敏度系数表示接入分布式电源后配电网的运行参数，将分布式电源定容规划问题简化为二次规划问题，采用内点法对分布式电源的接入容量进行优化。根据灵敏度分析确定规划方案的运行参数，并将主动配电网定容规划问题转换为二次规划问题，降低了优化问题的复杂程度，同时避免了优化过程中不断进行潮流计算，提高了主动配电网规划的效率。

(2)本发明将主动配电网分布式电源定容规划问题合理简化为二次规划问题，降低了主动配电网分布式电源定容规划的难度，提高了主动配电网规划的工程应用价值；

根据灵敏度分析确定规划方案的运行参数，避免了配电网规划过程中复杂的潮流计算，提高了主动配电网规划的效率。

附图说明

图1为本发明的基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图与实施例对本发明做进一步说明：

如图1所示，一种基于灵敏度的主动配电网分布式电源定容规划方法，具体包括：

步骤1，根据配电网的网络结构、规划年限内的负荷预测数据和地区环境因素，确定主动配电网运行的典型日参数；

步骤2，根据主动配电网的运行管理模式，对各典型日内各固定时段进行潮流计算，得到各典型日下主动配电网运行的基本参数；

步骤3，根据各典型日下主动配电网运行的基本参数，计算得到基本参数相应的灵敏度系数；

步骤4，利用灵敏度系数，构造以分布式电源接入主动配电网产生的综合成本最小为目标函数，满足约束条件的主动配电网分布式电源定容规划优化模型，采用内点法来确定满足约束条件的最优规划方案。

步骤1中，根据配电网的网络结构、负荷预测数据和地区环境因素确定主动配电网运行的典型日参数的具体步骤包括：根据电网规划年限内的负荷预测数据和地区环境因素统计数据，对规划年限内的每一年生成4个代表该年配电网各个季度的典型日场景，在每个典型日场景中，负荷数据和环境参数在各个小时内保持不变。其中，各典型日场景的负荷数据根据负荷预测得出，影响分布式电源输出功率的地区环境因素由地区历史风速和光照数据统计得出。

步骤2中，主动配电网的运行管理模式具体包括：光伏和风力发电机为不可控分布式电源，其输出功率为受光照强度和风速等气象因素影响，压缩空气储能等储能系统为可控分布式电源，以天为周期，储能系统按照平滑分布式电源出力运行。

步骤2中，对各典型日内各固定时段进行潮流计算，计算各典型日下主动配电网运行的基本参数的具体内容包括：各典型日内各固定时段各节点电压和各条线路的传输功率。

步骤3中，根据潮流计算得到的主动配电网运行参数计算得到基本参数相应的灵敏度系数的具体步骤包括：分布式电源有功输出功率为：

P_i＝f_i^P(P_i^cap)>

式中，P_i为分布式电源i有功输出功率，P_i^cap为分布式电源i的容量，f_i^P为分布式电源i的有功输出函数表达式。

分布式电源无功输出功率为：

Q_i＝f_i^Q(P_i^cap)(2)

式中，P_i为分布式电源i有功输出功率，P_i^cap为分布式电源i的容量，f_i^P为分布式电源i的有功输出函数表达式。

在典型日j时段k，分布式电源有功输出功率为P_i，无功输出功率为Q_i时，节点m电压变化量为：

$>{\mathrm{\Delta U}}_{j,k,m}=\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(R_{i,j,k,m,vol}^P·P_i+R_{i,j,k,m,vol}^Q·Q_i)---\left(3\right)$>

式中，为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对节点m的电压灵敏度系数，具体表示为：

$>R_{i,j,k,m,vol}^P=\left(\begin{array}{cc}\frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }{R}_l}{U_0},& m\in {\mathrm{npath}}_i\\ \frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_i}{\Sigma }{R}_l}{U_0},& i\in {\mathrm{npath}}_m\\ 0,& m\notin {\mathrm{npath}}_i\cap i\notin {\mathrm{npath}}_m\end{array}\right)---\left(4\right)$>

$>R_{i,j,k,m,vol}^Q=\left(\begin{array}{cc}\frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }{X}_l}{U_0}& m\in {\mathrm{npath}}_i\\ \frac{\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_i}{\Sigma }{X}_l}{U_0}& i\in {\mathrm{npath}}_m\\ 0& m\notin {\mathrm{npath}}_i\cap i\notin {\mathrm{npath}}_m\end{array}\right)---\left(5\right)$>

式中，U₀为配电网功率流入点(通常为变压器二次侧母线)电压，bpath_i为分布式电源i到配电网功率流入点经过的支路集合，npath_i为分布式电源i到配电网功率流入点经过的节点集合，bpath_m为节点m到配电网功率流入点经过的支路集合，npath_m为节点m到配电网功率流入点经过的节点集合，R_l为支路l的电阻，X_l为支路l的电抗。

分布式电源输出有功功率为P_i时，分布式电源输出功率S_i为：

$>S_i=\frac{P_i}{cos\left({\alpha }_i\right)}---\left(6\right)$>

式中，α_i为分布式电源i的额定功率因数。

分布式电源输出功率为S_i时，线路l传输功率的变化量为：

$>{\mathrm{\Delta S}}_l=\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}{R}_{i,j,l,pow}{S}_i---\left(7\right)$>

式中，R_i,j,k,l,vol为分布式电源i输出功率在典型日j时段k对线路l的传输功率灵敏度系数，具体表示为：

$>R_{i,j,l,pow}=\left(\begin{array}{cc}-1& 1\in {\mathrm{npath}}_i\\ 0& 1\notin {\mathrm{npath}}_i\end{array}\right)---\left(8\right).$>

分布式电源有功输出功率为P_i，无功输出功率为Q_i时在典型日j时段k有功损耗变化量为：

$>{\mathrm{\Delta P}}_{j,k}^{loss}=\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(R_{i,j,k,loss,1}^P·P_i+R_{i,j,k,loss,2}^P·P_i·P_i+R_{i,j,k,loss,1}^Q·Q_i+R_{i,j,k,loss,2}^Q·Q_i·Q_i)---\left(9\right)$>

式中，为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数，为分布式电源i输出有功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的一次项灵敏度系数，为分布式电源i输出无功功率在典型日j时段k对网损的二次项灵敏度系数，具体表示为：

$>\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,1}^P=2\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{R_l·P_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}---\left(10\right)$>

$>\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,2}^P=\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{R_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}---\left(11\right)$>

$>\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,1}^Q=2\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{X_l·Q_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}---\left(12\right)$>

$>\begin{array}{cc}{R}_{i,j,k,pow,2}^Q=\underset{l\in {\mathrm{bpath}}_m}{\Sigma }\frac{X_l}{V_l}& 1\in {\mathrm{npath}}_i\end{array}---\left(13\right)$>

式中，P_l为支路l传输的有功功率，Q_l为支路l传输的无功功率，V_l为支路l的支路电压。

步骤4中，分布式电源接入主动配电网产生的综合成本表示为：

>

其中，C为规划年限内的综合成本，为规划年限中的第y年典型日j的运行成本，N^y为配电网规划年限，N^D为典型日的数目，C^CAP为分布式电源折算到每年的平均投资成本；y、j和N^D均为正整数。

分布式电源折算到每年的平均投资成本C^CAP的计算公式为：

$>C^{CAP}=\underset{i=1}{\overset{N^{DG}}{\Sigma }}\frac{P_i^{cap}·e_{i,inv}}{T_i^{proj}}---\left(15\right)$>

其中，i为新增的分布式电源，N^DG为新增分布式电源的数目，c_i,inv为分布式电源i的初投资，T_i^proj为分布式电源i的项目周期，P_i^cap为分布式电源i的容量，e_i,inv为单位容量的分布式电源i的投资费用。

运行成本的计算公式为：

$>C_j^{VAR}=\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(C_{i,j,ma}+C_{i,j,en}-C_{i,j,ele}-C_{i,j,sub})+C_{j,loss}---\left(16\right)$>

式中，为主动配电网在典型日j的运行成本，C_i,j,ma、C_i,j,en、C_i,j,ele、C_i,j,sub为分布式电源i在典型日j的运行费用、排放费用、售电收益和清洁能源发电补贴，C_j,loss为配电网在典型日j的网损增加费用。

分布式电源i在典型日j的运行费用C_i,j,ma的计算公式为：

C_i,j,ma＝P_i^cap·e_i,j,ma(17)

式中，e_i,j,ma为单位容量的分布式电源i在典型日j的运行费用。

分布式电源i在典型日j的售电收益C_i,j,ele的计算公式为：

$>C_{i,j,ele}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(P_{i,j,k}·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri})---\left(18\right)$>

式中，ele_pic为电价，T_h为时长，其值为1小时。

分布式电源i在典型日j的发电补贴的计算公式为：

$>C_{i,j,sub}^{DG}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(P_{i,j,k}·T_h*{\mathrm{sub}}_i^{pri})---\left(19\right)$>

式中，为分布式电源i的单位发电补贴。

分布式电源i在典型日j的网损费用增加量C_j,loss的计算公式为：

$>\begin{array}{c}{C}_{j,loss}=\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{j,k}^{loss}·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri}\\ =\underset{k=1}{\overset{24}{\Sigma }}\left(\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}\right(R_{i,j,k,loss,1}^P·P_i+R_{i,j,k,loss,2}^P·P_i·P_i+R_{i,j,k,loss,1}^Q·Q_i+R_{i,j,k,loss,2}^Q·Q_i·Q_i))·T_h*{\mathrm{ele}}_{pri}\end{array}---\left(20\right)$>

当分布式电源接入使网损降低时，C_j,loss为负值。

步骤4中，主动配电网分布式电源定容规划优化模型的约束条件包括：

接入点的接入容量限制：

$>0\le \underset{i=1}{\overset{N_m^{DG}}{\Sigma }}{P}_i^{rat}\le P_m^{max}---\left(21\right)$>

式中，P_i^rat为分布式电源i的额定输出功率，为节点m的接入的分布式电源个数，为节点m允许接入的分布式功率最大值。

分布式电源接入配电网的接入容量限制：

$>\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}{P}_i^{rat}\le P_{dis}^{\max }---\left(22\right)$>

式中，为配电网允许接入的分布式电源功率最大值。

线路容量约束：

$>S_l^0+\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}{R}_{i,j,l,pow}{S}_i\le S_l^{\max }---\left(23\right)$>

式中，为配电网未接入分布式电源时线路l的传输功率，为线路l的容量。

电压水平约束：

$>U_m^{\min }\le U_m^0+\underset{i=1}{\overset{N_{DG}}{\Sigma }}(R_{i,j,k,m,vol}^P·P_i+R_{i,j,k,m,vol}^Q·Q_i)\le U_m^{\max }---\left(24\right)$>

其中，为配电网未接入分布式电源时节点m的电压有效值，分别为节点电压有效值的下限和上限。

分布式电源和储能系统输出功率约束：

P_i^DG-min≤P_i≤P_i^DG-max(25)

其中，P_i^DG-min和P_i^DG-max为分布式电源i的输出功率下限和上限。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。