CN112039110B - 一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，它包括：建立IGBT的失效模式，选择RC热网络法建立IGBT的电热耦合模型并得到工作时的结温，最后采用Coffin‑Manson‑Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估；选择部件计数法对直流配电网关键设备进行可靠性预测；通过冗余方法分析后分别对三种不同结构的MMC型换流器、ISOP型直流变压器以及光伏储能并网用的AC/DC变流器和DC/DC变流器进行可靠性建模；对直流配电系统可靠性评估；对交直流互联配电系统可靠性评估；解决了对含光储系统的交直流混合电网的可靠性评估采用现有技术的评估方法存在准确性较差等技术问题。
Description
技术领域
本发明属于电力系统可靠性评估技术领域，尤其涉及一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法。
背景技术
目前，随着5G网络、数据中心等新型基础设施建设，电网技术的研究进步与新基建的发展需求息息相关；发展直流技术，对采用直流供电的数据中心意义重大。同时，传统依靠火力发电的形式已经越来越难以适应当前用户的需求，而可再生能源、能源互联网以及现代电力电子技术的研究日益成熟，将电能的研究与利用推上了新台阶。
大量增长的分布式电源和储能装置在接入交流配电系统时需要使用大量的换流装置，城市用电负荷的快速增长、电动汽车产业的迅速发展以及用户对电能质量要求的不断提高等，都使得配电网的需求越来越复杂。与交流配电系统相比，直流配电系统在分布式电源与储能装置的接入、电能质量、无功补偿等方面具有优势，由此可见，现在的交流电网在未来将会发展成为交直流混合电网的形态。
可靠性评估是电力系统的基础性问题，电力系统可靠性评估对系统的规划和运行具有指导意义。传统的交流配电网已经形成了一套成熟的可靠性评估体系，其主要包括解析法和模拟法两种方法。其中，解析法包括故障模式后果分析法、最小路法、最小割集法以及网络等值法等，其具有物理概念清楚、模型精度高等优点，但是计算量会随着系统的规模增加而急剧增大，适用于规模较小的系统；模拟法包括序贯蒙特卡洛模拟法以及非序贯蒙特卡洛模拟法，模拟法通过随机抽样进行故障状态选择，适用于规模复杂的系统。
对于直流配电网，主要的研究集中在控制及保护技术的研发以及换流器、直流变压器等关键设备的研制方面，关于可靠性评估方面的研究较少，而直流配电网又不同于交流配电网，两者具有明显的区别。
首先，直流配电网的网架结构不同于交流配电网，交流配电网都是闭环设计，开环运行，而直流配电网可以采取闭环运行方式，且没有无功功率的问题。目前的直流配电示范工程也大都采取多电源供电的方式。
其次，直流配电网的关键设备的构成不同于交流配电网。交流配电网的变压器、断路器等设备主要采用机械式结构，而直流配电网的换流器、变压器、断路器等设备则主要是以电力电子器件构成，因此其可靠性模型不同于机械结构设备的可靠性模型，需对它们重新建立可靠性模型。
最后，直流配电网中接入了许多的分布式电源以及储能装置，相对于由单一主电源供电的交流配电网，情况复杂了许多。
因此在考虑系统负荷、分布式电源等随机因素影响的柔性直流配电网可靠性评估时，采用现有技术的可靠性评估方法存在评估准确性较差等技术问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：提供一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，以解决现有技术对含光储系统的交直流混合电网的可靠性评估采用现有技术的评估方法存在准确性较差等技术问题。
本发明的技术方案是：
一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，它包括：
步骤S1：建立IGBT的失效模式，选择RC热网络法建立IGBT的电热耦合模型并得到工作时的结温，最后采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估；
步骤S2：选择部件计数法对直流配电网关键设备进行可靠性预测；通过冗余方法分析后分别对三种不同结构的MMC型换流器、ISOP型直流变压器以及光伏储能并网用的AC/DC变流器和DC/DC变流器进行可靠性建模；
步骤S3：根据步骤S1和S2建立的模型对直流配电系统可靠性评估；
步骤S4、根据步骤S1和S2建立的模型对交直流互联配电系统进行可靠性评估。
步骤S1具体包括：
步骤S11：对IGBT和二极管进行损耗计算，包括通态损耗、开关损耗以及截止损耗；
步骤S12：建立IGBT的电热耦合模型并得到工作时的结温；将IGBT内部温度的运算转化为由Foster模型等效的电流源、电阻和电容串联的一阶电路运算，IGBT和二极管的功率损耗分别作为对应的电流源输入，IGBT和二极管的热阻热容作为对应的电阻电容，则IGBT和二极管芯片到壳之间的电压即为结温；
步骤S13：采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估，
下式所示：
式中，ΔTj是IGBT的结温差，α、β是模型参数，根据功率循环曲线通过函数拟合得到；Tm为平均结温。Ea是激活能，数值为9.89×10-20J，kB是玻尔兹曼常数。
步骤S2包括以下步骤：
步骤S21：冗余方法分析，不同冗余设计可靠性计算公式如下：
主动冗余：当单元系统的冗余设计为主动冗余时，n个子模块中至少有k个子模块投入运行可以保证单元系统的正常运行，假设子模块数量为n，当单元系统正常运行时需要k个子模块正常工作，子模块的故障率为λSM，可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小；
被动冗余：当单元系统的冗余设计为被动冗余时，有n-k个备用子模块，它们服从尺度参数为λSM、形状参数为n-k+1的伽马分布，可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
上式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小，k为可以保证单元系统的正常运行子模块数量；
步骤S22：采用部件计数法对模块化多电平换流器MMC可靠性建模；
混合MMC中当半桥子模块故障时采用冗余的全桥子模块进行替换工作，因此混合MMC的桥臂可靠性分为两种情况计算：
(1)故障的半桥子模块可由冗余配置的半桥子模块进行替换工作，故障的全桥子模块可由冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R1，计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性；
(2)故障的半桥子模块数目超过了冗余配置的半桥子模块数目，超过的数目小于冗余配置的全桥子模块数量减去故障的全桥子模块数量，即故障的半桥子模块有一部分能够由未投入使用的冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R2计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性；
步骤S23：采用部件计数法对直流变压器可靠性建模；
DAB模块分为逆变电路DC/AC、高频变压器T、整流电路AC/DC三个部分，其中逆变电路由4个IGBT、一个滤波电容以及电感L构成，整流电路由4个IGBT和一个滤波电容构成；则DAB模块的结构可靠性模型为逆变电路DC/AC、整流电路AC/DC、滤波电容C、电感L和高频变压器T串联的电路结构；
步骤S24：采用部件计数法对AC/DC型变流器可靠性建模：
AC/DC型变流器采用三相两电平AC/DC变流器，由IGBT、电容L、电感C以及隔离变压器T构成，其中IGBT组成的全桥部分实现AC/DC的变换功能，电容L以及电感C进行滤波，隔离变压器T用来隔离交流电网与直流电网，提高安全性；三相两电平AC/DC变流器的结构可靠性模型为IGBT、电感C和电容L串联电路；步骤S25：采用部件计数法对DC/DC型变流器可靠性建模：
Buck-Boost型DC/DC变流器由IGBT、电感L以及电容C组成；当电路进行充电操作时，即IGBT1工作，IGBT2关断，此时为Buck充电电路；当电路进行放电操作时，即IGBT1关断，IGBT2工作，此时为Boost升压电路；Buck/Boost型DC/DC变流器的结构可靠性模型为IGBT、电感L以及电容C的串联结构。
IGBT的通态损耗Pcond_t与流过IGBT的电流ic、集射极通态压降Vce和占空比δ(t)有关，公式为：
Pcond_t＝ic·Vce·δ(t)
IGBT的通态压降Vce与电流ic、阈值电压Vce0、导通电阻Rch和结温Tj有关，公式为：
式中阈值压降导通电阻/>与结温Tj相关，根据IGBT手册提供的输出特
性曲线，使用线性插值法近似计算相应结温下的参数：
式中，分别为对应温度T1、T2的阈值压降；
二极管的通态损耗与IGBT的通态损耗计算相同，即：
Pcond_D＝ic·VF[1-δ(t)]
二极管Pon的阈值压降VF表示为：
式中表示与结温Tj相关的阈值压降VF的初始值，/>为与结温Tj相关的二
极管导通电阻；
IGBT的开关损耗与通态损耗的计算公式为：
Psw_t＝Pon+Poff
式中，Pon_t与Poff_t分别表示IGBT的开通与关断的损耗，fsw表示开关频率，Esw_on与Esw_off表示额定条件下IGBT的开通损耗与关断损耗，与/>表示门极电阻Rg对IGBT开通损耗与关断损耗的影响系数，Esw_on、Esw_off、/>通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流；/>表示温度系数，/>
二极管的关断损耗，计算方法与IGBT的计算方法相同，公式为：
式中Esw_rr表示额定条件下二极管的关断损耗，表示门极电阻Rg对二极管关断损耗的影响系数，Esw_rr、/>通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；表示温度系数，/>Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流。
步骤S3所述对直流配电系统可靠性评估的方法为：
步骤S31：对直流配电网进行可靠性评估：
A.将配电网系统内的元件和节点进行编号，并建立Excle表格，在表格内输入对应元件的故障率与修复时间、负荷节点的容量、以及光伏和储能装置的容量和发电时间，在Matlab中读取表格；
B.根据节点编号形成表示拓扑结构的邻接矩阵LA，邻接矩阵为布尔矩阵，矩阵中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j相邻连接，为0表示节点i和节点j不连接；根据邻接矩阵与连通矩阵的关系对邻接矩阵进行n-1次自乘，n为节点数，形成连通矩阵LAC，连通矩阵中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j连通，为0表示节点i和节点j不连通；
C.产生N个随机数，N为元件数，由蒙特卡洛原理得到N个元件的无故障工作时间并选择时间最短的元件作为故障元件，记录故障元件的编号以及故障发生的时间，生成对应元件的修复时间；
D.将邻接矩阵中故障元件的相应节点号改为0，并生成连通矩阵LACF；根据连通矩阵LACF与LAC的变化判定当前系统状态；
E.根据统计得到的负荷点的故障次数以及故障持续时间，以及可靠性指标的计算公式进行负荷点可靠性指标以及系统的可靠性指标的计算。
系统状态分为如下三类：
1)系统内负荷节点不与其它节点连通，该负荷点停电，负荷点的停电时间为故障元件的修复时间；
2)系统内发生孤岛运行，此时根据模拟时间判断光伏电源的供电情况，如果光伏电源供电，根据光伏电源供电时间和容量以及储能系统供电时间和容量判断孤岛内负荷点是否停电以及停电时间；
3)有元件故障但故障元件切除后不影响系统内负荷节点的整体连通性，此时负荷点是否停电需进一步判断；首先根据MMC换流器与电源点以及直流母线的连接状态判断MMC换流器是否为系统内提供功率；然后判断MMC换流器是否为与接在同一母线的负荷点提供功率；在交直流互联系统中，若MMC换流器为直流母线侧提供功率，则不能向接在同一交流母线的交流负荷提供功率；最后将MMC换流器能够向直流母线侧提供的功率以及通过直流母线侧供电的所有负荷点的功率进行比较，当提供的功率大于负荷点需要的功率时，负荷点不停电，当提供的功率小于负荷点需要的功率时，根据负荷点的重要程度以及功率大小进行负荷切除，切除的负荷的停电时间即为故障元件的修复时间。
步骤S4包括以下步骤：
步骤S41：不考虑交流侧部分仅对直流配电网部分进行计算分析；
步骤S42：不考虑直流侧部分，即仅对交流配电网部分进行计算分析；
步骤S43：考虑交直流系统互联，但不考虑直流负荷及光储部分，当交流侧负荷点停电由直流侧进行转供；
步骤S44：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电不由直流侧进行转供；
步骤S45：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供；该场景计算直流侧转供部分对系统可靠性的改善；
步骤S46：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供；该场景计算光储并网对系统可靠性的改善作用。
本发明的有益效果是：
本发明考虑到电力电子设备的核心元件为IGBT，而IGBT的可靠性则与其结温息息相关，因此本发明对IGBT进行了可靠性评估；接着对由IGBT为核心构成的MMC型换流器、ISOP型直流变压器、光伏储能并网的换流器建立了可靠性模型；最后对直流配电网以及交直流互联配电系统进行了可靠性评估。
本发明的优点：
当IGBT应用于不同的电力电子设备中时，由于其工作电流不同，结温也不同，导致其寿命也不相同；即便是在同一电力电子设备中，流过IGBT的电流也并不相同，因此寿命也不相同，因此本发明通过IGBT的电热耦合模型以及Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT的寿命进行评估，提高了整个系统可靠性评估的准确性。
根据IGBT的失效率与结构可靠性模型建立了电力电子设备的可靠性模型，由于电力电子设备多由多个子模块连接而成，导致其故障率也要高于相应的交流设备，如直流变压器的故障率约为0.30316次/年，而交流变压器的故障率约为0.015次/年。本发明采取冗余设计的方式降低电力电子设备的故障率，同时也考虑成本问题，在降低设备故障率的情况下尽可能的控制成本。
本发明对直流配电网以及交直流互联配电系统进行可靠性评估，结果表明由于目前直流电力电子设备故障率较高，导致直流配电网的可靠性较低；在现有交流配电网的基础上接入直流部分，并在交流侧停电时用直流侧对交流侧负荷点进行转供，该方式可以有效改善原有交流配电系统的可靠性；对于包含直流负荷的交直流互联配电系统，该方式同样可以改善系统的可靠性；同时在负荷点处采用光储装置并网的方式也可以改善负荷点以及配电系统的可靠性。
解决了现有技术对含光储系统的交直流混合电网的可靠性评估采用现有技术的评估方法存在准确性较差等技术问题。
附图说明：
图1为本发明整体流程示意图；
图2为IGBT的Foster模型示意图；
图3为直流变压器中IGBT结温变化波形示意图一；
图4为直流变压器中IGBT结温变化波形示意图二；
图5为AC/DC变流器中IGBT结温变化波形示意图；
图6为DC/DC变流器中IGBT结温变化波形示意图一；
图7为DC/DC变流器中IGBT结温变化波形示意图二；
图8为不同冗余设计单元系统故障率与冗余度关系示意图；
图9为DAB模块结构可靠性模型示意图；
图10为三相两电平AC/DC变流器拓扑示意图；
图11为三相两电平AC/DC变流器的结构可靠性模型示意图；
图12为Buck/Boost型DC/DC变流器拓扑示意图；
图13为Buck/Boost型DC/DC变流器结构可靠性模型示意图；
图14为直流配电网可靠性评估流程示意图；
图15为具体实施方式负荷点故障率示意图；
图16为具体实施方式负荷点平均停电持续时间示意图；
图17为具体实施方式负荷点年平均停电时间示意图。
具体实施方式：
下面结合附图及实例对本发明做进一步说明。
本发明具体包括以下步骤：
步骤S1：建立IGBT的失效模式。然后选择RC热网络法建立IGBT的电热耦合模型并得到其工作时的结温，最后采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估。
步骤S2：选择部件计数法对直流配电网关键设备进行可靠性预测。冗余设计之后分别对三种不同结构的MMC型换流器、ISOP型直流变压器以及光伏储能并网用的AC/DC变流器和DC/DC变流器进行可靠性建模。
步骤S3：直流配电系统可靠性进行评估；
步骤S4：对交直流互联配电系统进行可靠性评估。
S1进一步包括以下步骤：
步骤S11：对IGBT和二极管进行损耗计算，包括通态损耗、开关损耗以及截止损耗。IGBT的通态损耗Pcond_t与与流过IGBT的电流ic、集射极通态压降Vce、占空比δ(t)有关，具体公式如下。
Pcond_t＝ic·Vce·δ(t)
IGBT的通态压降Vce与电流ic、阈值电压Vce0、导通电阻Rch、结温Tj有关，具体公式如下。
式中，阈值压降导通电阻/>与结温Tj相关，通常根据IGBT手册提供的输出特性曲线，使用线性插值法近似计算相应结温下的参数。
式中，分别为对应温度T1、T2的阈值压降，在IGBT输出特性曲线中通常提供的温度T1＝25℃，T2＝125℃。
二极管的通态损耗与IGBT的通态损耗计算相同，即：
Pcond_D＝ic·VF[1-δ(t)]
其中，电流ic与上相同，二极Pon管的阈值压降VF可表示为：
上式中表示与结温Tj相关的阈值压降VF的初始值，/>为与结温Tj相关的二极管导通电阻。
IGBT的开关损耗与通态损耗不同，与占空比和调制方式无关，导通电流、结温、电压、驱动电阻等因素是影响开关损耗大小的关键，具体计算公式如下。
Psw_t＝Pon+Poff
式中，Pon_t与Poff_t分别表示IGBT的开通与关断的损耗，fsw表示开关频率，Esw_on与Esw_off表示额定条件下IGBT的开通损耗与关断损耗，与/>表示门极电阻Rg对IGBT开通损耗与关断损耗的影响系数，Esw_on、Esw_off、/>可以通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流；/>表示温度系数，通常/>
二极管的开通损耗较小，一般忽略不计，仅需计算关断损耗，计算方法与IGBT的计算方法相同。
式中，电流ic与上相同，Esw_rr表示额定条件下二极管的关断损耗，表示门极电阻Rg对二极管关断损耗的影响系数，Esw_rr、/>可以通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；/>表示温度系数，通常/>Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流。
步骤S12：建立IGBT的电热耦合模型。模型如图2所示：
步骤S13：通过寿命模型评估IGBT可靠性，采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型，具体如下式所示：
式中，ΔTj是IGBT的结温差，α、β是模型参数，可以根据功率循环曲线通过函数拟合得到。Tm为平均结温。Ea是激活能，数值为9.89×10-20J，kB是玻尔兹曼常数，数值为1.381×10-23J/K。上个世纪末LESIT研究组对大量不同厂家生产的IGBT进行功率循环试验，拟合得出了通用的α、β两个值，其中α＝302500，β＝-5.039。γ取值在0-1之间，如图3和4。
表1直流变压器中IGBT的可靠性参数
表2AC/DC变流器中IGBT的可靠性参数
表3 DC/DC变流器中IGBT的可靠性参数
步骤S2进一步包括以下步骤：
步骤S21：冗余方法分析，不同冗余设计可靠性计算公式如下：
主动冗余：当单元系统的冗余设计为主动冗余时，n个子模块中至少有k个子模块投入运行可以保证单元系统的正常运行，其可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小。
被动冗余：当单元系统的冗余设计为被动冗余时，有n-k个备用子模块，它们服从尺度参数为λSM、形状参数为n-k+1的伽马分布，其可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
上式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小。k为可以保证单元系统的正常运行子模块数量。
步骤S22：采用部件计数法对模块化多电平换流器(MMC)可靠性建模
混合MMC中当半桥子模块故障时可采用冗余的全桥子模块进行替换工作，因此混合MMC的桥臂可靠性可以分为两种情况计算：
(1)故障的半桥子模块可由冗余配置的半桥子模块进行替换工作，故障的全桥子模块可由冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R1，计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性。
(2)故障的半桥子模块数目超过了冗余配置的半桥子模块数目，超过的数目小于冗余配置的全桥子模块数量减去故障的全桥子模块数量，即故障的半桥子模块有一部分能够由未投入使用的冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R2计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性。
表4MMC可靠性预测结果
(a)半桥MMC
(b)全桥MMC
(c)混合MMC
步骤S23：采用部件计数法对直流变压器可靠性建模
一个DAB模块可以分为逆变电路DC/AC、高频变压器T、整流电路AC/DC三个部分，其中逆变电路由4个IGBT、一个滤波电容以及电感L构成，整流电路由4个IGBT和一个滤波电容构成。
根据部件计数法，得到DAB模块的可靠性参数如表5所示：
表5 DAB模块可靠性预测结果
步骤S24：采用部件计数法对AC/DC型变流器可靠性建模
目前AC/DC型变流器已具有多种成熟的拓扑结构，根据相数可以分为单相和三相，根据电平数可以分为两电平和多电平，根据直流侧特性可以分为电压源型和电流源型。考虑本文所用的变流器电压等级较低，所以采用三相两电平的拓扑结构，
三相两电平AC/DC变流器由IGBT、电容L、电感C以及隔离变压器T构成，其中IGBT组成的全桥部分实现AC/DC的变换功能，电容L以及电感C进行滤波，隔离变压器T用来隔离交流电网与直流电网，提高安全性。本文的AC/DC变流器直流侧电压为400V，交流侧电压为380V，IGBT型号为2MB450VN-120-50。
采用部件计数法，对三相两电平AC/DC变流器进行可靠性预测，结果如下表：
表6三相两电平AC/DC变流器可靠性参数
| 元件 | λ(次/年) | 数量 | 质量系数 | λEQUIP(次/年) | 修复时间(h) |
| IGBT | 0.00405 | 6 | 1 | 0.0243 | 3 |
| C | 0.000584 | 4 | 3 | 0.007008 | 4 |
| L | 0.000105 | 3 | 3 | 0.000945 | 4 |
| AC/DC | - | - | - | 0.032253 | 3.25 |
步骤S25：采用部件计数法对DC/DC型变流器可靠性建模
在直流微网中，光伏和储能通过DC/DC型变流器与微网连接。DC/DC型变流器可以分为隔离型DC/DC变流器和非隔离型DC/DC变流器。隔离型DC/DC变流器在两极开关管间加入变压器，适用于变压变化大、功率高、需要电气隔离的场合；非隔离型DC/DC变流器控制较为简单、组成元件少，按结构可以分为Buck-Boost型、Cuk型、Sepic型等。本文所用的DC/DC变流器电压变比和功率都较小，所以采用Buck-Boost型DC/DC变流器。
Buck/Boost型DC/DC变流器由IGBT、电感L以及电容C组成。当电路进行充电操作时，即IGBT1工作，IGBT2关断，此时为Buck充电电路。当电路进行放电操作时，即IGBT1关断，IGBT2工作，此时为Boost升压电路。本文的DC/DC变流器低压侧为400V，高压侧为±375V，IGBT型号为2MB200VH-120-50。
采用部件计数法，对Buck/Boost型DC/DC变流器进行可靠性预测，结果如下表：
表4.7 Buck/Boost型DC/DC变流器可靠性参数
步骤S3进一步包括以下步骤：
步骤S31：对贵州某地直流配电网拓扑分析，并对可靠性评估做出相应假设
步骤S31：对贵州某地直流配电网进行可靠性评估
A.将配电网系统内的元件和节点进行编号，并建立Excle表格，在表格内输入对应元件的故障率与修复时间、负荷节点的容量、以及光伏和储能装置的容量和发电时间，在Matlab中读取表格。
B.根据节点编号形成表示拓扑结构的邻接矩阵LA(邻接矩阵为布尔矩阵)，矩阵中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j相邻连接，为0表示节点i和节点j不连接。根据邻接矩阵与连通矩阵的关系对邻接矩阵进行n-1次自乘(n为节点数)形成连通矩阵LAC，连通矩阵(全连通也矩阵为布尔矩阵)中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j连通，为0表示节点i和节点j不连通。
C.产生N个随机数(N为元件数)，由蒙特卡洛原理得到N个元件的无故障工作时间并选择时间最短的元件作为故障元件，记录故障元件的编号以及故障发生的时间，生成对应元件的修复时间。
D.将邻接矩阵中故障元件的相应节点号改为0，并生成连通矩阵LAC1。根据连通矩阵LAC1与LAC的变化判定当前系统状态。可将系统状态分为如下三类：
1)系统内负荷节点不与其它节点连通，该负荷点停电。负荷点的停电时间为故障元件的修复时间。
2)系统内发生孤岛运行。此时根据模拟时间判断光伏电源的供电情况，如果光伏电源供电，根据光伏电源供电时间和容量以及储能系统供电时间和容量判断孤岛内负荷点是否停电以及停电时间。
3)不属于前两种状态的其它状态，即有元件故障，但故障元件切除后不影响系统内负荷节点的整体连通性，此时负荷点是否停电需进一步判断。首先根据MMC换流器与电源点以及直流母线的连接状态判断MMC换流器是否为系统内提供功率；然后判断MMC换流器是否为与接在同一母线的负荷点提供功率(在交直流互联系统中，若MMC换流器为直流母线侧提供功率，则不能向接在同一交流母线的交流负荷提供功率)；最后将MMC换流器能够向直流母线侧提供的功率以及通过直流母线侧供电的所有负荷点的功率进行比较，当提供的功率大于负荷点需要的功率时，负荷点不停电，当提供的功率小于负荷点需要的功率时，根据负荷点的重要程度以及功率大小进行负荷切除，切除的负荷的停电时间即为故障元件的修复时间。
E.根据统计得到的负荷点的故障次数以及故障持续时间，根据可靠性指标的计算公式进行负荷点可靠性指标以及系统的可靠性指标的计算。
步骤S4进一步包括以下步骤：
步骤S41：不考虑交流侧部分，即仅对直流配电网部分进行计算分析。
表S41.1直流配电网可靠性评估结果
步骤S42：不考虑直流侧部分，即仅对交流配电网部分进行计算分析。
表S42.1交流配电网可靠性评估结果
步骤S43：考虑交直流系统互联，但不考虑直流负荷及光储部分，当交流侧负荷点停电由直流侧进行转供。
步骤S44：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电不由直流侧进行转供。
表S44.1交直流配电系统可靠性评估结果
步骤S45：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供。该场景主要计算直流侧转供部分对系统可靠性的改善。
步骤S46：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供。该场景主要计算光储并网对系统可靠性的改善作用。
Claims (4)
1.一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，它包括：
步骤S1：建立IGBT的失效模式，选择RC热网络法建立IGBT的电热耦合模型并得到工作时的结温，最后采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估；
步骤S1具体包括：
步骤S11：对IGBT和二极管进行损耗计算，包括通态损耗、开关损耗以及截止损耗；
步骤S12：建立IGBT的电热耦合模型并得到工作时的结温；将IGBT内部温度的运算转化为由Foster模型等效的电流源、电阻和电容串联的一阶电路运算，IGBT和二极管的功率损耗分别作为对应的电流源输入，IGBT和二极管的热阻热容作为对应的电阻电容，则IGBT和二极管芯片到壳之间的电压即为结温；
步骤S13：采用Coffin-Manson-Arrhenius广延指数模型对IGBT进行可靠性评估，下式所示：
式中，ΔTj是IGBT的结温差，α、β是模型参数，根据功率循环曲线通过函数拟合得到；Tm为平均结温，Ea是激活能，数值为9.89×10-20J，kB是玻尔兹曼常数；
IGBT的通态损耗Pcond_t与流过IGBT的电流ic、集射极通态压降Vce和占空比δ(t)有关，公式为：
Pcond_t＝ic·Vce·δ(t)
IGBT的通态压降Vce与电流ic、阈值电压Vce0、导通电阻Rch和结温Tj有关，公式为：
式中阈值电压导通电阻/>与结温Tj相关，根据IGBT手册提供的输出特性曲线，使用线性插值法近似计算相应结温下的参数：
式中，分别为对应温度T1、T2的阈值压降；
二极管的通态损耗与IGBT的通态损耗计算相同，即：
Pcond_D＝ic·VF[1-δ(t)]
二极管Pon的阈值压降VF表示为：
式中表示与结温Tj相关的阈值压降VF的初始值，/>为与结温Tj相关的二极管导通电阻；
IGBT的开关损耗的计算公式为：
Psw_t＝Pon+Poff
式中，Pon_t与Poff_t分别表示IGBT的开通与关断的损耗，fsw表示开关频率，Esw_on与Esw_off表示额定条件下IGBT的开通损耗与关断损耗，与/>表示门极电阻Rg对IGBT开通损耗与关断损耗的影响系数，Esw_on、Esw_off、/>通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流；/>表示温度系数，/>
二极管的关断损耗，计算方法与IGBT的计算方法相同，公式为：
式中Esw_rr表示额定条件下二极管的关断损耗，表示门极电阻Rg对二极管关断损耗的影响系数，Esw_rr、/>通过IGBT手册的相关曲线采用线性插值法近似计算；/>表示温度系数，/>Udc表示直流侧电压；UN和IN表示IGBT手册中进行开通损耗与关断损耗测试的测试电压和电流；
步骤S2：选择部件计数法对直流配电网关键设备进行可靠性预测；通过冗余方法分析后分别对三种不同结构的MMC型换流器、ISOP型直流变压器以及光伏储能并网用的AC/DC变流器和DC/DC变流器进行可靠性建模；
步骤S3：根据步骤S1和S2建立的模型对直流配电系统可靠性评估；
步骤S4、根据步骤S1和S2建立的模型对交直流互联配电系统进行可靠性评估；
步骤S4包括以下步骤：
步骤S41：不考虑交流侧部分仅对直流配电网部分进行计算分析；
步骤S42：不考虑直流侧部分，即仅对交流配电网部分进行计算分析；
步骤S43：考虑交直流系统互联，但不考虑直流负荷及光储部分，当交流侧负荷点停电由直流侧进行转供；
步骤S44：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电不由直流侧进行转供；
步骤S45：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分未并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供；该场景计算直流侧转供部分对系统可靠性的改善；
步骤S46：考虑交直流系统互联，加入直流负荷，光储部分并网，交流侧负荷点停电可由直流侧进行转供；该场景计算光储并网对系统可靠性的改善作用。
2.根据权利要求1所述的一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，其特征在于：步骤S2包括以下步骤：
步骤S21：冗余方法分析，不同冗余设计可靠性计算公式如下：主动冗余：当单元系统的冗余设计为主动冗余时，n个子模块中至少有k个子模块投入运行可以保证单元系统的正常运行，假设子模块数量为n，当单元系统正常运行时需要k个子模块正常工作，子模块的故障率为λSM，可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小；
被动冗余：当单元系统的冗余设计为被动冗余时，有n-k个备用子模块，它们服从尺度参数为λSM、形状参数为n-k+1的伽马分布，可靠度可表示为：
则单元系统的故障率为：
上式中Rs(t)为系统可靠度，i为流过系统的电流大小，k为可以保证单元系统的正常运行子模块数量；
步骤S22：采用部件计数法对模块化多电平换流器MMC可靠性建模；
混合MMC中当半桥子模块故障时采用冗余的全桥子模块进行替换工作，因此混合MMC的桥臂可靠性分为两种情况计算：
(1)故障的半桥子模块可由冗余配置的半桥子模块进行替换工作，故障的全桥子模块可由冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R1，计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性；
(2)故障的半桥子模块数目超过了冗余配置的半桥子模块数目，超过的数目小于冗余配置的全桥子模块数量减去故障的全桥子模块数量，即故障的半桥子模块有一部分能够由未投入使用的冗余配置的全桥子模块进行替换工作，此时的可靠性为R2计算公式如下：
式中，iH为故障的半桥子模块数量，NOH为冗余配置的半桥子模块数量，NH为正常工作时需要的半桥子模块数量，RH为半桥子模块的可靠性，iF为故障的全桥子模块数量，NOF为冗余配置的全桥子模块数量，NF为正常工作时需要的全桥子模块数量，RF为全桥子模块的可靠性；
步骤S23：采用部件计数法对直流变压器可靠性建模；
DAB模块分为逆变电路DC/AC、高频变压器T、整流电路AC/DC三个部分，其中逆变电路由4个IGBT、一个滤波电容以及电感L构成，整流电路由4个IGBT和一个滤波电容构成；则DAB模块的结构可靠性模型为逆变电路DC/AC、整流电路AC/DC、滤波电容C、电感L和高频变压器T串联的电路结构；
步骤S24：采用部件计数法对AC/DC型变流器可靠性建模：
AC/DC型变流器采用三相两电平AC/DC变流器，由IGBT、电容C、电感L以及隔离变压器T构成，其中IGBT组成的全桥部分实现AC/DC的变换功能，电容C以及电感L进行滤波，隔离变压器T用来隔离交流电网与直流电网，提高安全性；三相两电平AC/DC变流器的结构可靠性模型为IGBT、电感L和电容C串联电路；
步骤S25：采用部件计数法对DC/DC型变流器可靠性建模：
Buck-Boost型DC/DC变流器由IGBT、电感L以及电容C组成；当电路进行充电操作时，即IGBT1工作，IGBT2关断，此时为Buck充电电路；当电路进行放电操作时，即IGBT1关断，IGBT2工作，此时为Boost升压电路；Buck/Boost型DC/DC变流器的结构可靠性模型为IGBT、电感L以及电容C的串联结构。
3.根据权利要求1所述的一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，其特征在于：步骤S3所述对直流配电系统可靠性评估的方法为：
步骤S31：对直流配电网进行可靠性评估：
A.将配电网系统内的元件和节点进行编号，并建立Excle表格，在表格内输入对应元件的故障率与修复时间、负荷节点的容量、以及光伏和储能装置的容量和发电时间，在Matlab中读取表格；
B.根据节点编号形成表示拓扑结构的邻接矩阵LA，邻接矩阵为布尔矩阵，矩阵中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j相邻连接，为0表示节点i和节点j不连接；根据邻接矩阵与连通矩阵的关系对邻接矩阵进行n-1次自乘，n为节点数，形成连通矩阵LAC，连通矩阵中i行j列和j列i行的数值为1表示节点i和节点j连通，为0表示节点i和节点j不连通；
C.产生N个随机数，N为元件数，由蒙特卡洛原理得到N个元件的无故障工作时间并选择时间最短的元件作为故障元件，记录故障元件的编号以及故障发生的时间，生成对应元件的修复时间；
D.将邻接矩阵中故障元件的相应节点号改为0，并生成连通矩阵LACF；根据连通矩阵LACF与LAC的变化判定当前系统状态；
E.根据统计得到的负荷点的故障次数以及故障持续时间，以及可靠性指标的计算公式进行负荷点可靠性指标以及系统的可靠性指标的计算。
4.根据权利要求3所述的一种含光储系统的柔性直流配电网可靠性评估方法，其特征在于：系统状态分为如下三类：
1)系统内负荷节点不与其它节点连通，该负荷点停电，负荷点的停电时间为故障元件的修复时间；
2)系统内发生孤岛运行，此时根据模拟时间判断光伏电源的供电情况，如果光伏电源供电，根据光伏电源供电时间和容量以及储能系统供电时间和容量判断孤岛内负荷点是否停电以及停电时间；
3)有元件故障但故障元件切除后不影响系统内负荷节点的整体连通性，此时负荷点是否停电需进一步判断；首先根据MMC换流器与电源点以及直流母线的连接状态判断MMC换流器是否为系统内提供功率；然后判断MMC换流器是否为与接在同一母线的负荷点提供功率；在交直流互联系统中，若MMC换流器为直流母线侧提供功率，则不能向接在同一交流母线的交流负荷提供功率；最后将MMC换流器能够向直流母线侧提供的功率以及通过直流母线侧供电的所有负荷点的功率进行比较，当提供的功率大于负荷点需要的功率时，负荷点不停电，当提供的功率小于负荷点需要的功率时，根据负荷点的重要程度以及功率大小进行负荷切除，切除的负荷的停电时间即为故障元件的修复时间。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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