考慮分布式再生能源和儲能的主動配電網(wǎng)可靠性評估

， ，，，

(1.國網(wǎng)四川省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，四川 成都 610041;2. 廈門大學儀器與電氣系，福建 廈門 361005；3. 積成電子股份有限公司，山東 濟南 250100)

0 引 言

隨著電力需求的日益增長，能源危機和環(huán)境污染的不斷加劇，越來越多的清潔能源被加以利用，并以分布式電源(distributed generation,DG)的形式并入電網(wǎng)。為了充分利用分布式清潔能源，并降低分布式能源間歇性、波動性等特點對電網(wǎng)的影響，主動配電網(wǎng)技術(shù)應運而生。

主動配電網(wǎng)不同于傳統(tǒng)配電網(wǎng)絡，除了有大電網(wǎng)連接以外，自身還包含了多種電源以及多個用戶，增加了網(wǎng)絡的復雜度。同時網(wǎng)絡中還安裝了主動管理設(shè)備，在多種復雜情況下可以進行不同的控制管理，更大程度發(fā)揮分布式電源的優(yōu)勢并盡量避免其對配電系統(tǒng)的干擾。因此，針對傳統(tǒng)配電網(wǎng)的可靠性評估方法已經(jīng)不再適用于主動配電網(wǎng)絡[1]。近年來，國內(nèi)外學者針對主動配電網(wǎng)的可靠性評估理論與方法展開了一系列研究。文獻[2]提出的配電系統(tǒng)可靠性算法是基于編號法和蒙特卡洛模擬法展開的，并說明了分布式電源的接入對系統(tǒng)可靠性水平的提升有積極的影響。文獻[3]探討了在加入分布式電源后，配電網(wǎng)可靠性的研究理論和計算方法，同樣說明了分布式電源并網(wǎng)一定程度上提高了系統(tǒng)的可靠性。

下面通過運用序貫蒙特卡洛模擬法，提出了一種適用于含分布式電源的主動配電網(wǎng)可靠性分析方法，該方法結(jié)合傳統(tǒng)可靠性指標和針對分布式電源的可靠性指標進行研究，并解決了在評估過程中，不同系統(tǒng)網(wǎng)絡類型的潮流計算與潮流平衡調(diào)整問題，總結(jié)出了完整的可靠性評估步驟。

1 可靠性評估指標

結(jié)合TOPSIS法[4]和本征向量法，綜合傳統(tǒng)可靠性指標和針對分布式電源的可靠性指標[5]，提出了適用于主動配電網(wǎng)的可靠性綜合評估值。該綜合評估值既包含了頻率、時間、電量的信息和孤島運行時的電力供求狀況，又反映了分布式電源接入對系統(tǒng)的影響。傳統(tǒng)可靠性指標有：系統(tǒng)平均停電頻率(system average interruption frequency index, SAIFI)、系統(tǒng)平均停電持續(xù)時間指標(system average interruption duration index, SAIDI)、系統(tǒng)總電量不足指標(energy not supplied, ENS)和電能質(zhì)量指標(voltage quality, VOL)。針對分布式電源的新指標包括：DG對SAIDI的貢獻系數(shù)DSAIDI，DG對SAIFI的貢獻系數(shù)DSAIFI和孤島電力不足期望(expected demand not supplied when being island, EDNSI)。

1.1 傳統(tǒng)可靠性指標

1)系統(tǒng)平均停電頻率指標(SAIFI)

(1)

式中：λi為負荷點i故障率的平均值；Ni為負荷點i的用戶數(shù)；SAIFI的單位為次/(戶·年)。該指標也被定義為用戶平均停電次數(shù)(average interruption times of customer, AITC)。

2)系統(tǒng)平均停電持續(xù)時間指標(SAIDI)

(2)

式中：Ui為負荷點i的年停電時間平均值；SAIDI的單位為小時/(戶·年)。該指標還被定義為用戶平均停電時間(average interruption hours of customer, AIHC)。

3)系統(tǒng)總電量不足指標(ENS)

ENS=∑LaiUi

(3)

式中，Lai為接入負荷點i的負荷平均值。

4)電能質(zhì)量指標(VOL)

(4)

式中：(Vr-Vmin)(Vmax-Vr)∑|Pj|表示系統(tǒng)中各個節(jié)點在額定電壓下的總體電壓水平；K為主動配電網(wǎng)中的節(jié)點總數(shù)；Vi為節(jié)點i的電壓幅值；Vmax、

Vmin和Vr分別為節(jié)點電壓上、下限值和額定值；Pi為節(jié)點i注入功率；Pj為節(jié)點j注入功率。當電壓水平越優(yōu)時，VOL會越高；當節(jié)點電壓是額定值時，該指標值為最大值為1[3]。

1.2 針對分布式電源的指標

1)DSAIDI為DG對SAIDI的貢獻系數(shù)，是DG并網(wǎng)后SAIDI的減少量與DG容量之比，計算方法為

(5)

式中：SAIDI0代表DG并網(wǎng)前的系統(tǒng)停電時間平均值；SAIDI1代表DG并網(wǎng)后的系統(tǒng)停電時間平均值；PDG是網(wǎng)絡中各個分布式電源的額定容量。

(2)DG對SAIFI的貢獻系數(shù)DSAIFI，是DG并網(wǎng)后配電網(wǎng)SAIFI的削減值與DG容量的比值。計算公式為

(6)

式中，SAIFI0和SAIFI1分別代表DG并網(wǎng)前后的系統(tǒng)平均停電頻率。

3)孤島電力不足期望

EDNSI=∑(P(t)C(t))

(7)

式中：C(t)為孤島運行t時刻負荷削減量；P(t)為此刻該事件發(fā)生的概率。其中分布式電源出力和負荷削減特性均對C(t)的值有一定影響。

2 序貫蒙特卡洛仿真

序貫蒙特卡洛模擬方法是在固定時段內(nèi)，按照時間順序，通過抽樣模擬元件的狀態(tài)轉(zhuǎn)移過程，最終獲取系統(tǒng)狀態(tài)轉(zhuǎn)移的虛擬過程[6]。

為簡化計算，對于系統(tǒng)中的元件，只考慮正常運行和故障停運兩種狀態(tài)。抽樣的元件考慮了風機、光伏、蓄電池以及線路。一般來說，元件的正常狀態(tài)持續(xù)時間和故障修復時間都服從指數(shù)分布，其概率密度函數(shù)為

f(t)=λe-λt

(8)

g(t)=μe-μt

(9)

式中：λ為失效率；μ為修復率；f(t)為t時刻發(fā)生故障的概率；g(t)為t時刻被修復完成的概率。

對概率密度函數(shù)求積分得到概率與時間的關(guān)系后，通過產(chǎn)生[0,1]之間的隨機數(shù)，運用概率密度函數(shù)的反函數(shù)來確定系統(tǒng)元件的具體工作狀態(tài)，用于抽樣的反函數(shù)公式為

(10)

(11)

式中，R1、R2為[0,1]間均勻分布的隨機數(shù)。對無故障工作時間TTF和失效時間TTR進行圖1所示的狀態(tài)持續(xù)時間抽樣。

圖1 故障與修復狀態(tài)抽樣

通過序貫蒙特卡洛模擬抽樣得到各個元件的運行狀態(tài)后，便可獲得整個系統(tǒng)的運行狀態(tài)，進而對系統(tǒng)的可靠性進行評估。

3 可靠性評估流程

3.1 網(wǎng)絡類型分類

在蒙特卡洛仿真過程中，部分線路或者分布式電源可能發(fā)生故障，使得配電網(wǎng)絡由一個網(wǎng)絡裂解成多個網(wǎng)絡，形成不同類型的網(wǎng)絡區(qū)域。所以在進行潮流計算之前，應先對網(wǎng)絡區(qū)域類型進行分類。網(wǎng)絡區(qū)域類型可分為3類：第1類為網(wǎng)絡中含有電源節(jié)點(類型1)；第2類為網(wǎng)絡中不含有電源節(jié)點，但含有PV節(jié)點(類型2)；第3類為網(wǎng)絡中既不含有電源節(jié)點，又不含有PV節(jié)點(類型3)。

第1類網(wǎng)絡可直接按照第3.2節(jié)所述的改進的前推回代潮流計算方法進行計算。第3類網(wǎng)絡無電源，不需要進行潮流計算。第2類網(wǎng)絡需要對參考平衡節(jié)點和部分線路進行處理。由于第2類網(wǎng)絡中沒有電源點，故需要選擇一個PV節(jié)點作為參考平衡節(jié)點，這里以PV節(jié)點編號最小的一個節(jié)點作為參考平衡節(jié)點。當網(wǎng)絡正常時，某一線路的始節(jié)點和末節(jié)點是相對于給定電流正方向而言的，這樣便于前推回代潮流計算時確定迭代方向。因此當參考平衡節(jié)點改變之后，需要調(diào)整部分線路的節(jié)點編號。如圖2所示，如果電源點0節(jié)點發(fā)生故障，則該網(wǎng)絡將節(jié)點6定為參考平衡節(jié)點，部分線路始末節(jié)點調(diào)整如表1所示。因此，對于第2類網(wǎng)絡，需要先選定新的參考平衡節(jié)點，調(diào)整線路的始末節(jié)點，然后才可根據(jù)第3.2節(jié)所述的改進的前推回代潮流計算方法進行潮流計算。

圖2 節(jié)點編號調(diào)整

線路編號故障前始節(jié)點末節(jié)點故障后始節(jié)點末節(jié)點2122132332434435455465665

3.2 潮流計算

分布式電源接入配電網(wǎng)，給配電網(wǎng)的功率損耗、電壓分布和潮流計算帶來了巨大的影響。當分布式電源接入配電網(wǎng)后，潮流的流向也會發(fā)生變化，不僅僅是從變電站母線流向負荷的單一方向，也可能會出現(xiàn)回流現(xiàn)象，其電壓變化更加復雜，因此有必要對網(wǎng)絡中的潮流分布進行進一步分析。

這里將風力發(fā)電機和光伏電池等效為PV節(jié)點處理；蓄電池等效為PV節(jié)點；負荷等效為PQ節(jié)點。采用改進的前推回代潮流計算方法，通過無功修正，將有分布式電源接入的PV節(jié)點轉(zhuǎn)化為PQ節(jié)點進行計算[8]。其計算方法如下：

1)形成PV型分布式電源節(jié)點的節(jié)點電抗矩陣，并給定無功初始值，將其轉(zhuǎn)化為PQ型節(jié)點進行計算。

2)從線路末端開始前推計算系統(tǒng)各個支路的損耗和傳輸功率，直至前推到始端電源節(jié)點。

3)從始端電源節(jié)點開始，通過已知首段電壓和前推得到的功率，回代計算支路電壓降和支路末端電壓，直至回代到網(wǎng)絡線路最末端。

4)判斷收斂情況。對于PQ型節(jié)點，連續(xù)兩次迭代的電壓幅值之差小于或等于給定收斂精度即達到收斂。對于PV型節(jié)點，本次迭代電壓幅值與該PV節(jié)點原給定電壓幅值之差小于或等于預設(shè)精度即為收斂。若收斂，繼續(xù)下一步；否則，則轉(zhuǎn)至步驟2)。

5)輸出潮流計算結(jié)果，計算結(jié)束。

3.3 潮流平衡調(diào)整策略

在潮流計算收斂的前提下，系統(tǒng)可能出現(xiàn)電能富余或者電能缺供的情況，針對不同的情況，需要對蓄電池的出力、風力發(fā)電機和光伏系統(tǒng)的出力以及負荷供給進行調(diào)整，以使得系統(tǒng)潮流平衡。不同的網(wǎng)絡類型有不同的調(diào)整策略。類型3中既沒有電源節(jié)點也沒有PV節(jié)點，故無需進行調(diào)整。類型1和類型2的潮流平衡調(diào)整策略如圖3和圖4所示。

電量富余時，逐步減小蓄電池的出力，每次調(diào)整之后檢驗蓄電池荷電狀態(tài)約束并重新進行潮流計算，直到電源點的出力符合其出力限制或者所有蓄電池都達到調(diào)整下限。當?shù)?類網(wǎng)絡(不含電源點，但含有PV節(jié)點)系統(tǒng)電量不足時，逐步增加平衡節(jié)點之外所有蓄電池出力，最后才調(diào)整平衡節(jié)點上蓄電池的出力；同樣，當系統(tǒng)電量富余時，逐步減小平衡節(jié)點之外蓄電池的出力，最后才調(diào)整平衡節(jié)點上蓄電池的出力，每次調(diào)整之后檢驗蓄電池荷電狀態(tài)約束并重新進行潮流計算，直到平衡節(jié)點的出力符合平衡節(jié)點出力限制或者所有蓄電池都達到調(diào)整極限。

圖3 潮流平衡調(diào)整(類型1)

圖4 潮流平衡調(diào)整(類型2)

2)負荷削減

當系統(tǒng)電力不足，而所有的蓄電池都達到了最大出力時，則需要對負荷進行削減。逐步削減負荷，每次調(diào)整之后重新進行潮流計算，直到平衡節(jié)點符合出力約束。

3)棄風棄光

當系統(tǒng)電力富余，而所有的蓄電池都達到了最小出力時，則需要減少風力發(fā)電機和光伏系統(tǒng)的出力。對于第1類網(wǎng)絡(含電源點)，應逐步減小所有風力發(fā)電機和光伏系統(tǒng)的出力，每次調(diào)整后需重新進行潮流計算，直到平衡節(jié)點的出力符合出力限制；對于第2類網(wǎng)絡(不含電源點，但含有PV節(jié)點)，先減小平衡節(jié)點之外的所有風力發(fā)電機和光伏系統(tǒng)的出力，最后才調(diào)整平衡節(jié)點上的風力發(fā)電機和光伏系統(tǒng)的出力，每次調(diào)整后都應重新進行潮流計算，直到平衡節(jié)點的出力符合出力限制。

3.4 可靠性評估步驟

1)給定初始網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)、分布式電源安裝位置及裝機容量、負荷需求量以及線路與分布式電源的故障率、修復率。

2)逐個按時刻進行蒙特卡洛仿真，得到每個時刻的網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)。

3)對每個時刻的網(wǎng)絡進行分析，判斷網(wǎng)絡斷裂成的網(wǎng)絡個數(shù)，并根據(jù)網(wǎng)絡類型對網(wǎng)絡進行潮流分析。若潮流不平衡，則需根據(jù)潮流不平衡調(diào)整策略進行調(diào)整。

4)根據(jù)潮流計算的結(jié)果統(tǒng)計計算可靠性指標。

5)基于TOPSIS法和本征向量法計算可靠性綜合評估值，再根據(jù)綜合評估值來評價系統(tǒng)的可靠性高低。

4 算例分析

為驗證所提出可靠性評估方法的有效性，以IEEE 33節(jié)點為例，對9個方案進行了可靠性評估。

方案1至方案9的網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)和線路參數(shù)均參照IEEE 33節(jié)點系統(tǒng)，PQ節(jié)點的用戶數(shù)均為10，其他節(jié)點不連接用戶。9個方案的分布式電源參數(shù)如表2所示。電壓上限設(shè)置為1.05 p.u.，電壓下限設(shè)置為0.95 p.u.，線路傳輸功率限制為7000 kW，線路故障率為0.001，修復率為0.6。蓄電池的初始荷電狀態(tài)為1。蒙特卡洛總仿真時長設(shè)置為8760 h，仿真10次。統(tǒng)計9個方案10次的仿真數(shù)據(jù)，可靠性綜合評估指標如圖5所示。

表2 分布式電源參數(shù)

圖5 可靠性綜合評估指標

方案1和方案2的風、光、儲的接入位置和裝機容量不相同，方案1和方案5、方案6的風、光、儲的接入位置不同，但是裝機容量相同。在10次試驗中，這4個方案的可靠性差異較大，可靠性從大到小排列為方案5、方案1、方案6、方案2，可見，合理設(shè)置風、光、儲的接入位置和裝機容量對于系統(tǒng)的可靠性具有重要意義。

方案3、方案4與方案1的風、光、儲的接入位置相同，但方案3的裝機容量是方案1的0.5倍，方案4的裝機容量是方案1的2倍。在10次試驗中，這3個方案可靠性從大到小排列為方案4、方案1、方案3，可見，當風、光、儲的接入位置一致時，在一定范圍內(nèi)裝機容量越大，系統(tǒng)的可靠性越高。

方案1、方案7、方案8和方案9中，風、光、儲的接入位置相同，不同之處在于，方案7光伏系統(tǒng)的裝機容量是方案的2倍，方案8風力發(fā)電機的裝機容量是方案1的2倍，方案9蓄電池的容量是方案1的2倍。通過對比10次試驗的結(jié)果，4個方案的可靠性相差不大，但方案7和方案8可靠性會略微大于方案1和方案9。綜上所述，在一定程度上，風、光、儲的裝機容量越大，系統(tǒng)可靠性越高。合理選擇風、光、儲的接入位置可以大大提高系統(tǒng)的可靠性。

5 結(jié) 語

為了綜合評估主動配電網(wǎng)的可靠性，運用了兩類可靠性指標進行評估，即傳統(tǒng)可靠性指標和針對分布式電源的可靠性指標。運用序貫蒙特卡洛模擬法確定系統(tǒng)運行狀態(tài)，從而進一步將網(wǎng)絡類型分成3類。應用改進的前退回代潮流計算方法計算網(wǎng)絡潮流，并對潮流不平衡進行調(diào)整，最終計算系統(tǒng)的綜合可靠性指標。隨著主動配電網(wǎng)技術(shù)的逐步發(fā)展，配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)將更加復雜，用戶側(cè)作為獨立的利益主體將更多地參與到配網(wǎng)中來，考慮源—網(wǎng)—荷三方互動的主動配電網(wǎng)可靠性評估是未來重要的研究方向。