考慮分布式再生能源和儲能的主動配電網可靠性評估

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(1.國網四川省電力公司經濟技術研究院，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。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的影響，主動配電網技術應運而生。

主動配電網不同于傳統配電網絡，除了有大電網連接以外，自身還包含了多種電源以及多個用戶，增加了網絡的復雜度。同時網絡中還安裝了主動管理設備，在多種復雜情況下可以進行不同的控制管理，更大程度發揮分布式電源的優勢并盡量避免其對配電系統的干擾。因此，針對傳統配電網的可靠性評估方法已經不再適用于主動配電網絡[1]。近年來，國內外學者針對主動配電網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一定程度上提高了系統的可靠性。

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可靠性分析方法，該方法結合傳統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，不同系統網絡類型的潮流計算與潮流平衡調整問題，總結出了完整的可靠性評估步驟。

1 可靠性評估指標

結合TOPSIS法[4]和本征向量法，綜合傳統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的影響。傳統可靠性指標有：系統平均停電頻率(system average interruption frequency index, SAIFI)、系統平均停電持續時間指標(system average interruption duration index, SAIDI)、系統總電量不足指標(energy not supplied, ENS)和電能質量指標(voltage quality, VOL)。針對分布式電源的新指標包括：DG對SAIDI的貢獻系數DSAIDI，DG對SAIFI的貢獻系數DSAIFI和孤島電力不足期望(expected demand not supplied when being island, EDNSI)。

1.1 傳統可靠性指標

1)系統平均停電頻率指標(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；SAIFI的單位為次/(戶·年)。該指標也被定義為用戶平均停電次數(average interruption times of customer, AITC)。

2)系統平均停電持續時間指標(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)電能質量指標(VOL)

(4)

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

Vmin和Vr分別為節點電壓上、下限值和額定值；Pi為節點i注入功率；Pj為節點j注入功率。當電壓水平越優時，VOL會越高；當節點電壓是額定值時，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，是DG并網后SAIDI的減少量與DG容量之比，計算方法為

(5)

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

(2)DG對SAIFI的貢獻系數DSAIFI，是DG并網后配電網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并網前后的系統平均停電頻率。

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，按照時間順序，通過抽樣模擬元件的狀態轉移過程，最終獲取系統狀態轉移的虛擬過程[6]。

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

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。

對概率密度函數求積分得到概率與時間的關系后，通過產生[0,1]之間的隨機數，運用概率密度函數的反函數來確定系統元件的具體工作狀態，用于抽樣的反函數公式為

(10)

(11)

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

圖1 故障與修復狀態抽樣

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

3 可靠性評估流程

3.1 網絡類型分類

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

第1類網絡可直接按照第3.2節所述的改進的前推回代潮流計算方法進行計算。第3類網絡無電源，不需要進行潮流計算。第2類網絡需要對參考平衡節點和部分線路進行處理。由于第2類網絡中沒有電源點，故需要選擇一個PV節點作為參考平衡節點，這里以PV節點編號最小的一個節點作為參考平衡節點。當網絡正常時，某一線路的始節點和末節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。因此當參考平衡節點改變之后，需要調整部分線路的節點編號。如圖2所示，如果電源點0節點發生故障，則該網絡將節點6定為參考平衡節點，部分線路始末節點調整如表1所示。因此，對于第2類網絡，需要先選定新的參考平衡節點，調整線路的始末節點，然后才可根據第3.2節所述的改進的前推回代潮流計算方法進行潮流計算。

圖2 節點編號調整

線路編號故障前始節點末節點故障后始節點末節點2122132332434435455465665

3.2 潮流計算

分布式電源接入配電網，給配電網的功率損耗、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后，潮流的流向也會發生變化，不僅僅是從變電站母線流向負荷的單一方向，也可能會出現回流現象，其電壓變化更加復雜，因此有必要對網絡中的潮流分布進行進一步分析。

這里將風力發電機和光伏電池等效為PV節點處理；蓄電池等效為PV節點；負荷等效為PQ節點。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節點轉化為PQ節點進行計算[8]。其計算方法如下：

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

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

3)從始端電源節點開始，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，直至回代到網絡線路最末端。

4)判斷收斂情況。對于PQ型節點，連續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型節點，本次迭代電壓幅值與該PV節點原給定電壓幅值之差小于或等于預設精度即為收斂。若收斂，繼續下一步；否則，則轉至步驟2)。

5)輸出潮流計算結果，計算結束。

3.3 潮流平衡調整策略

在潮流計算收斂的前提下，系統可能出現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、風力發電機和光伏系統的出力以及負荷供給進行調整，以使得系統潮流平衡。不同的網絡類型有不同的調整策略。類型3中既沒有電源節點也沒有PV節點，故無需進行調整。類型1和類型2的潮流平衡調整策略如圖3和圖4所示。

電量富余時，逐步減小蓄電池的出力，每次調整之后檢驗蓄電池荷電狀態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整下限。當第2類網絡(不含電源點，但含有PV節點)系統電量不足時，逐步增加平衡節點之外所有蓄電池出力，最后才調整平衡節點上蓄電池的出力；同樣，當系統電量富余時，逐步減小平衡節點之外蓄電池的出力，最后才調整平衡節點上蓄電池的出力，每次調整之后檢驗蓄電池荷電狀態約束并重新進行潮流計算，直到平衡節點的出力符合平衡節點出力限制或者所有蓄電池都達到調整極限。

圖3 潮流平衡調整(類型1)

圖4 潮流平衡調整(類型2)

2)負荷削減

當系統電力不足，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，每次調整之后重新進行潮流計算，直到平衡節點符合出力約束。

3)棄風棄光

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

3.4 可靠性評估步驟

1)給定初始網絡結構、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，得到每個時刻的網絡結構。

3)對每個時刻的網絡進行分析，判斷網絡斷裂成的網絡個數，并根據網絡類型對網絡進行潮流分析。若潮流不平衡，則需根據潮流不平衡調整策略進行調整。

4)根據潮流計算的結果統計計算可靠性指標。

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

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的網絡結構和線路參數均參照IEEE 33節點系統，PQ節點的用戶數均為10，其他節點不連接用戶。9個方案的分布式電源參數如表2所示。電壓上限設置為1.05 p.u.，電壓下限設置為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為1。蒙特卡洛總仿真時長設置為8760 h，仿真10次。統計9個方案10次的仿真數據，可靠性綜合評估指標如圖5所示。

表2 分布式電源參數

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，合理設置風、光、儲的接入位置和裝機容量對于系統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，在一定范圍內裝機容量越大，系統的可靠性越高。

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光伏系統的裝機容量是方案的2倍，方案8風力發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的可靠性。

5 結 語

為了綜合評估主動配電網的可靠性，運用了兩類可靠性指標進行評估，即傳統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運行狀態，從而進一步將網絡類型分成3類。應用改進的前退回代潮流計算方法計算網絡潮流，并對潮流不平衡進行調整，最終計算系統的綜合可靠性指標。隨著主動配電網技術的逐步發展，配電網結構將更加復雜，用戶側作為獨立的利益主體將更多地參與到配網中來，考慮源—網—荷三方互動的主動配電網可靠性評估是未來重要的研究方向。