CN113872187B - 一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于配网系统技术领域，提供了一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，包括：根据开关安装位置，建立相应的负荷点集以及故障区域集；获取系统负荷数据，根据系统各负荷点年负荷曲线，建立可再生分布式发电概率模型，在可再生分布式发电概率模型的基础上，考虑负荷点与分布式发电所有划分等级所对应的分布概率组合情况，得到孤岛成功形成的概率；根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，然后得到相应的孤岛类型；基于孤岛类型，对获得的负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间进行相应的可靠性评估，最后得到相应的可靠性评估指标。

Description

一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法
技术领域
本发明属于配电系统技术领域，尤其涉及一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
客观正确地评估配电系统可靠性，能有效探明系统中的薄弱环节，指导电力系统规划、运行和维护，从而达到配电系统安全、稳定、可靠运行的目标。目前，随着分布式电源以及相关技术的发展，为了更好地利用分布式电源，在原有配电网的基础上引入了“微网”的概念。在智能电网配电系统中，由于先进的自动化水平以及允许多微网运行模式保护方案的实施，微网的孤岛运行方式有助于提高电网的局部以及整体可靠性。
然而，到目前为止，国内外对微网以及接入分布式电源的配电系统进行可靠性评估的研究还较少。某些资料采用解析法对含有微电网的配电系统进行了简单的可靠性评估，并对比了不同容载比下微网对配电网可靠性的影响，给出了孤岛运行方式下的特定网络负荷点的故障率以及持续时间的计算方式；但仅只考虑计划孤岛情况，没有进行实时孤岛运行的分析。部分文献以蒙特卡罗模拟法为基础，提出一种含微网的配电网的可靠性评估算法；但模拟法依靠大量的采样数据，计算量太大。有些发明通过考虑分布式电源的接入，建立了分布式电源的概率模型，采用解析法对计及分布式电源的配电网可靠性进行了评估，但并没有考虑可再生分布式发电这一情况。
发明内容
为了解决上述背景技术中存在的技术问题，本发明提供一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其可以对含微网的配电系统进行有效的可靠性评估。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
本发明提供一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法。
一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，包括：
根据开关安装位置，建立相应的负荷点集以及故障区域集；
获取系统负荷数据，根据系统各负荷点年负荷曲线，建立可再生分布式发电概率模型，在可再生分布式发电概率模型的基础上，考虑负荷点与分布式发电所有划分等级所对应的分布概率组合情况，得到孤岛成功形成的概率；
根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，然后得到相应的孤岛类型；
基于孤岛类型，对获得的负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间进行相应的可靠性评估，最后得到相应的可靠性评估指标。
进一步的，所述可再生分布式发电概率模型为：
Figure BDA0003258993320000021
其中，ρAV,d表示发电机组自身可用率。
进一步的，所述得到相应的可靠性评估指标的过程包括：
基于孤岛类型分别计算故障区域集中相应的故障点所造成负荷点停电的故障率和停电持续时间；
基于故障区域集中相应的故障点所造成负荷点停电的故障率和停电持续时间，得到负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间；
根据负荷点年平均故障率与年平均停运时间，计算相应的可靠性评估指标。
进一步的，所述故障分类情况包括：
第一类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装任何的开关，则分支馈线k故障时，负荷点i的停电时间为修复时间；
第二类：若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，但断路器没有安装在配电变电所出线端与负荷点之间，则故障点j对负荷点i没有影响；
第三类：若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，并且仅安装在配电变电所出线端与负荷点之间，则分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间；
第四类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都没有安装在变电所出线端与负荷点i之间，则当分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为分段开关的转换时间；
第五类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都仅安装在变电所出线端与负荷点i之间，则当分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间。
进一步的，所述第三类故障分类情况包括：
在断路器k与故障点j之间没有分段开关或者在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，且所有分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间，分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间；
在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，但不是所有分段开关都安装在断路器k与变电所出线端之间时，当分支馈线j发生故障时，负荷点i的停电时间为分段开关g的转换时间。
进一步的，在断路器k与故障点j之间没有分段开关，分支馈线j故障时，
Figure BDA0003258993320000041
式中：ρA,k、ρA,g分别表示来自断路器以及分段开关下游分布式电源持续供电可能性大小；tr,g、tAV,g和tr,j分别表示最靠近故障点的分段开关的转换时间、重新接入分布式电源从而形成孤岛g所用的时间以及故障点修复时间，λi,j和Ui,j分别表示分支馈线j故障所造成的负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
进一步的，在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，且所有分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间，分支馈线j故障时，
Figure BDA0003258993320000042
ρA,k表示来自断路器下游分布式电源持续供电可能性大小；tr,g表示最靠近故障点的分段开关的转换时间，λi,j和Ui,j分别表示分支馈线j故障所造成的负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
进一步的，所述相应的孤岛类型的获得包括：
根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，若为第三类故障情况或者第五类故障情况，确定负荷点所在的孤岛类型。
进一步的，所述可靠性评估指标包括：系统平均停电频率指标和系统平均停电持续时间指标。
进一步的，所述系统平均停电频率指标和系统平均停电持续时间指标的计算公式为：
SAIFI＝∑(λiNi)/∑Ni
SAIDI＝∑(UiNi)/∑Ni
式中：SAIFI表示系统平均停电频率指标、SAIDI表示系统平均停电持续时间指标，λi以及Ui分别表示负荷点的故障停运率与年平均停运时间；Ni为负荷点i的用户数。
具体来说，首先，根据配电网内部元件故障后引起负荷点故障时间的不同，将故障情况进行系统性分类，以弥补现有分类方式过于笼统的缺陷，并在此基础上引入不同类型的分布式电源，通过考虑微网孤岛运行情况，对故障分类方式进行相关改进，从而可以有效评估含微网的配电系统可靠性。此外，由于孤岛运行下的微网能否正常运行需要考虑分布式电源发电容量与其内部负荷之间的供需关系，为了对配电网络进行更加准确有效的评估，本发明通过采集系统负荷数据得到其对应的年负荷曲线，并在此基础上建立该系统的聚类负荷模型。然后，通过考虑分布式电源自身的特征，提出了传统分布式电源以及可再生分布式电源发电模型，并通过研究甩负荷与切负荷相关条例，综合网络负荷模型以及分布式发电模型，提出了微网中分布式电源对负荷供电充裕度概率模型，并将该模型成功运用到含有微网的配电网可靠性评估中。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明通过搜集负荷数据，建立年度负荷曲线，并根据年度负荷曲线特点，建立了系统聚类负荷模型。此外，根据分布式电源自身特点，提出了传统分布式电源与可再生分布式电源的发电模型。最后提出了微网模式运行下分布式电源对负荷持续供电的充裕度概率模型，并将其成功应用到含微网的配电系统可靠性评估中。该模型综合考虑了甩负荷与切负荷2种情况，弥补了现有配电系统评估中只考虑甩负荷的不足。
本发明附加方面的优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1是本发明计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法的流程图；
图2是本发明实施例中复杂辐射状配电网图；
图3是本发明实施例中带有分布式电源复杂配电网拓扑示意图。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
需要注意的是，附图中的流程图和框图示出了根据本公开的各种实施例的方法和系统的可能实现的体系架构、功能和操作。应当注意，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段、或代码的一部分，所述模块、程序段、或代码的一部分可以包括一个或多个用于实现各个实施例中所规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为备选的实现中，方框中所标注的功能也可以按照不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个接连地表示的方框实际上可以基本并行地执行，或者它们有时也可以按照相反的顺序执行，这取决于所涉及的功能。同样应当注意的是，流程图和/或框图中的每个方框、以及流程图和/或框图中的方框的组合，可以使用执行规定的功能或操作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以使用专用硬件与计算机指令的组合来实现。
实施例一
如图1所示，本实施例提供了一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法。
一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，包括：
根据开关安装位置，建立相应的负荷点集以及故障区域集；
获取系统负荷数据，根据系统各负荷点年负荷曲线，建立可再生分布式发电概率模型，在可再生分布式发电概率模型的基础上，考虑负荷点与分布式发电所有划分等级所对应的分布概率组合情况，得到孤岛成功形成的概率；
根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，然后得到相应的孤岛类型；
基于孤岛类型，对获得的负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间进行相应的可靠性评估，最后得到相应的可靠性评估指标。
1配电网结构简化与可靠性评估指标
1.1配电网结构简化
由于配电网结构复杂，元件较多，在采用解析法进行可靠性评估之前需要对其进行相应的近似简化假设。假设过程如下：
1)配电网络放射式运行，除开闭所外，在一次变电所主馈线出线端一定装有断路器。
2)每条馈线中安装大量的分段开关，馈线中只有断路器以及分段开关，不再含有其他类型开关，且断路器与分段开关完全可靠。
3)各元件之间具有串联逻辑关系，且忽略二重及三重以上元件故障。
4)故障发生时，最靠近故障处的断路器以及相应的分段开关首先动作，断开故障。
5)若配电馈线发生故障，通过转供完全能够满足其转供线路负荷需求。
6)当开关断开时，若负荷点不能通过变电所供电，这被认为是该开关的下游节点；反之，则被称作该开关的上游节点。
1.2可靠性评估指标
衡量电力系统供电可靠性，主要依据负荷的停电时间以及停电次数。常用的系统可靠性指标主要有：系统平均停电频率指标SAIFI、系统平均停电持续时间指标SAIDI，其相应计算公式如下：
SAIFI＝∑(λiNi)/∑Ni
SAIDI＝∑(UiNi)/∑Ni
式中：λi以及Ui分别表示负荷点的故障停运率(单位为次/年)与年平均停运时间(单位为h/年)；Ni为负荷点i的用户数。
Figure BDA0003258993320000081
Figure BDA0003258993320000091
式中λi,j和Ui,j分别表示分支馈线j故障所造成的负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
2配电网可靠性评估
图1为一个包含多个隔离分段开关、断路器、多个故障点以及负荷点的复杂辐射状配电网示意图。其中，节点表示连接用户、分布式电源或者终端开关站的连接点(注意：本发明节点不是指开关节点)；用各配电分支馈线表示连接2个节点之间的电气设备。各分支馈线按照一定顺序进行编号，每个节点编号数参照变电所位置取相应的其上游分支馈线的编号。假设故障分支馈线j的故障修复时间为tr,j，为了叙述方便，断路器变量用k表示，分段器变量用g表示。下面以图2为例，分别给出未接入分布式电源的传统配网与含微网的复杂配电网可靠性评估过程。
2.1传统配网及其故障情况分类
现有文献在故障点对于负荷点的影响情况上叙述比较笼统，没有系统性。为此，本发明根据负荷点、故障点以及不同类型开关的相对位置，将故障点对负荷点影响情况进行系统性分类：
1)第1类情况。若在故障点j与负荷点i之间没有安装任何的开关(如图1中，i＝12和j＝11)，则分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为修复时间。因此，可以得出
Figure BDA0003258993320000092
式中fj表示分支馈线j的故障率。
2)第2类情况。若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，但断路器没有安装在配电变电所出线端与负荷点之间(如图1中，i＝12，j＝14和k＝13)，则故障点j对负荷点i没有影响。因此，可以得出
Figure BDA0003258993320000101
3)第3类情况。若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，并且仅安装在配电变电所出线端与负荷点之间，则分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间。因此，可以得出
Figure BDA0003258993320000102
上述情况又可分为：①在断路器k与故障点j之间没有分段开关(如图1中，i＝12，j＝7和k＝4)；②在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，且所有分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间(如图1中，i＝12，j＝2，k＝4以及g＝3，该文称这种情况为3.1)，式(5)同样适用于上述①和②两种情况。③在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，但不是所有分段开关都安装在断路器k与变电所出线端之间(如图1中，i＝12，j＝9，k＝4以及g＝8，该文称这种情况为3.2)，对于这种情况，当分支线路j发生故障时，负荷点i的停电时间为分段开关g的转换时间，用tr,g表示。故可以得出
Figure BDA0003258993320000103
4)第4类情况。若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都没有安装在变电所出线端与负荷点i之间(如图1中，i＝12，j＝16，k＝15)，则当分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为分段开关的转换时间，即tr,g。故可以得到
Figure BDA0003258993320000111
5)第5类情况。若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都仅安装在变电所出线端与负荷点i之间(如图1中，i＝12，j＝6和g＝11)，则当分支线路j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间。则可以得到
Figure BDA0003258993320000112
值得注意的是，对于情况3)，文献[10]认为，故障点对负荷点的影响情况都可以按照式(5)来描述，并没有考虑分段隔离开关进而将故障情况进行细分。从上述分析看来，这样是不妥的，故本发明所提方法更加准确。
2.2含微网的复杂配电网
对于含微网的复杂配电网，故障点对负荷点的影响取决于如下因素：负荷点电力需求以及负荷点位置；故障点位置；开关类型以及开关的安装位置；分布式电源类型、容量以及安装位置。分布式电源的接入有可能使系统中某些负荷点进入微网孤岛运行模式，为此需要对孤岛成功运行概率进行分析，然后在此基础上对含微网的配电系统进行可靠性评估。
2.2.1微网的供电充裕度概率分析
孤岛模式下的微网能否正常运行需要考虑分布式电源发电容量与其内部负荷之间的供需关系。因此，为了更加有效地评估配电网可靠性，需要对微网中分布式电源供电充裕度概率情况进行相应分析。分析情况如下：
1)负荷以及分布式发电概率模型。
电力系统负荷具有随机变化、难以确定的特性，模拟实际负荷变化较为困难。为此，传统电力系统可靠性评估时，往往只对某一特定负荷水平进行分析计算，从而得到特定负荷水平下的可靠性指标。然而，系统可靠性水平受负荷变化影响较大，因此，基于单一负荷水平下的系统年度化可靠性指标在某些应用场合缺乏实际意义。为提高系统可靠性评估的准确性，需要在评估中考虑负荷变化的影响。为此，本发明通过搜集系统负荷数据，建立其年度负荷曲线。年负荷曲线是由对应各个时间负荷值组成的，包括的负荷水平数太多。为了便于进行可靠性分析，根据其年负荷曲线特点，对其进行分级处理，并采用聚类技术负荷水平接近的负荷点归并到同一级；然后，根据年负荷曲线计算每一级的分布概率，从而得到系统的年度负荷概率模型。
对于传统不可再生分布式电源，其对系统的贡献主要取决于电力需求以及发电机组自身的可靠性，为了更好地反映发电机组的性能，需要引入该发电机组在未来某段时间内的强迫停运率，用FOR表示，其可以通过故障平均修复时间(MTTR)与故障平均持续时间(MTBF)之间的比值求得。因此，传统不可再生发电机组(d)的自身可用率可以表示为
ρAV,d＝1-FOR＝MTTF/MTBF
对于可再生分布式电源，相对于传统分布式电源来说，它们对系统的贡献不仅依赖于电力需求和发电机组自身的可靠性；当其有效时，它们的输出功率还依赖于其原始能源(如太阳能或者风能)。因此，就可用性概率而言，其可以描述为传统发电机组，但它的输出功率与年度负荷概率模型相似。当其输出功率为0时，表示其发电是有效的，但是缺乏能量来源。此外，将与功率划分等级对应的概率
Figure BDA0003258993320000121
跟发电机组自身可用率(ρAV,d)结合起来，可以得到该可再生分布式电源输出划分级数为l的功率的概率，其表达式为
Figure BDA0003258993320000131
l＝1，即输出功率为0时，出现此种情况有2种可能，一是发电单元本身就无效；二是发电单元有效，但缺乏能量来源，从而使发电单元不能正常发电。若发电单元是有效的，但缺乏能量来源，这种情况该可再生分布式电源输出划分级数为1的功率的概率可以通过表达式
Figure BDA0003258993320000132
表示；若发电单元是无效的，其概率可以通过表达式(1-ρAV,d)描述。所以对于l＝1这种情况，该可再生分布式电源输出划分级数为1的功率的概率为
Figure BDA0003258993320000133
对于其他情况，如果可再生分布式电源不是完全有效，其输出功率可能性将减少，其对应的概率表达式为
Figure BDA0003258993320000134
每个传统分布式电源可以被视为具有概率为
Figure BDA0003258993320000135
的可再生分布式电源模型中的一个特例(即只要发电单元没有效，输出功率就为0)；否则，当发电单元有效时，输出功率等于标称值，即ρGN,d。因此，对于传统分布式电源可以得出如下供电概率模型：
Figure BDA0003258993320000136
2)微网的供电充裕度概率模型。
正如前面所述，在配电系统中，若开关安装在故障点与分布式电源之间，当故障发生时，开关动作，则开关下游馈线部分网络将通过孤岛模式继续运行。孤岛模式成功运行与否取决于分布式发电容量与微网中负荷量之间的相对大小。而现有方法往往采取甩负荷的措施来保证孤岛的成功运行，而忽略了切负荷情况。为了提高配电网可靠性评估的准确性，本发明综合考虑了系统甩负荷与切负荷2种情况。具体来说，在上述负荷与分布式发电概率模型的基础上，考虑负荷点与分布式发电所有划分等级所对应的分布概率组合情况，从而得到孤岛成功形成的概率，其表达式为
Figure BDA0003258993320000141
式中：Nj表示在孤岛j中所有分布式电源与负荷点划分等级水平的组合数目；
Figure BDA0003258993320000142
表示第m种组合中，孤岛j中总的负荷需求；
Figure BDA0003258993320000143
表示第m种组合中孤岛j中总的有效输出功率；ρj,m表示与第m种组合相关的概率，表达式为
Figure BDA0003258993320000144
其中，NLj,l，NGj,l表示孤岛j中负荷点数目以及分布式电源数目；
Figure BDA0003258993320000145
表示孤岛j中年度负荷概率模型中第i个负荷点所对应的的概率以及分布式电源年度发电模型中第k个发电单元所对应的的概率。对于第m种组合情况，若总的有效输出功率不小于总的需求功率，则本地分布式电源可以对孤岛模式中所有负荷进行供电，则
Figure BDA0003258993320000146
若总的有效输出功率小于总的需求功率，则本地分布式电源仅仅可以对孤岛模式中的部分负荷进行供电，则
Figure BDA0003258993320000147
当对所有的组合情况，其对应的总的有效输出功率都不小于总的功率需求，则ρA,j＝1；此外，若孤岛中没有分布式电源，则ρA,j＝0。同样，对于含有转供开关的配电网络，若转供开关安装在开关j的下游区域，故障发生时，开关j断开，则下游负荷点将通过闭合转供开关继续供电。对于这种情况，可以认为ρA,j＝1，而不用再考虑分布式电源的容量情况，这是因为在先进自动化水平以及快速通信设施存在情况下，这部分负荷一定可以通过有效替代路径继续供电。
2.2.2含微网的配电系统可靠性分析
分布式电源的出现，不会影响到上述故障分类情况1)、2)、4)中负荷点的年平均故障停运率以及年平均停运时间。而在第3类情况中，故障发生时安装在故障点与负荷点i之间最靠近故障点的断路器最先断开(根据假设4)，然后由分布式电源单独供电，从而形成微网孤岛运行模式，故故障点对负荷点的影响大小(即负荷点供电连续性)取决于安装在下游节点的分布式电源的供电充裕性。具体可靠性分析过程如下：
1)对于第3类情况，在断路器k与故障点j之间没有分段开关(如图1中，i＝12，j＝7和k＝4)，由于分布式电源的接入，这部分负荷有可能进入微网孤岛运行状态。故分支馈线j故障导致负荷点i的故障率λi,j以及停电持续时间Ui,j表达式改写为
Figure BDA0003258993320000151
式中ρA,k表示由于断路器k动作而形成的孤岛中分布式电源供电充裕度概率大小。
2)对于第3类情况中的①，所有的分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间(如图1中，i＝12，j＝2，k＝4以及g＝3)。故障发生时，首先断路器k断开将故障j隔离，形成孤岛(为了叙述方便，以相应的断路器变量表示，即后面称其为孤岛k)，本地分布式电源对负荷点i以可能性大小为ρA,k的方式对其进行继续供电。然后，最接近故障点的分段开关g断开，并重新连接安装在分段开关g与断路器k之间的分布式电源，同时断路器k立即闭合。断路器k闭合后，形成了孤岛g(为了区分以上孤岛，并且为了叙述方便，以分段开关变量对新形成孤岛重新命名)。设分布式电源重新接入网络从而形成新的孤岛所用时间为tAV,g，因此故障发生后，经过时间tr,g+tAV,g，孤岛g形成。在断路器闭合之前，即在(0，tr,g+tAV,g)时间内，负荷点i由孤岛k单独供电；随后，断路器闭合，孤岛g形成；在(tr,g+tAV,g，tr,j)内，负荷点i由孤岛g继续供电。故障点j对负荷点i的影响程度取决于上述孤岛k与孤岛g的持续供电概率的大小。通过以上分析，可以得出如下表达式：
Figure BDA0003258993320000161
式中：ρA,k、ρA,g分别表示来自断路器以及分段开关下游分布式电源持续供电可能性大小；tr,g、tAV,g和tr,j分别表示最靠近故障点的分段开关的转换时间、重新接入分布式电源从而形成孤岛g所用的时间以及故障点修复时间。
3)对于第3类情况中的②，在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，但至少有一个分段开关没有安装在断路器与变电所出线端之间(如图1中，i＝12，j＝9，k＝4以及g＝8)。故障发生时，首先断路器k断开，将故障点j隔离，形成孤岛k，本地分布式电源以概率ρA,k对负荷点i继续供电。然后，最接近故障点的分段器g断开，负荷点重新连接到变电所出线端，由变电所出线端对其进行继续供电。由此可见，式(9)并不适用于这种情况。此种情况下的年平均故障率与停电持续时间表达式为
Figure BDA0003258993320000162
4)第5类情况中，由于在故障点j与负荷点i之间没有断路器，但至少安装一个分段开关，并且所有分段开关都安装在变电所出线端与负荷点之间(如图1中，i＝12，j＝6和g＝11)，故不论在配电线路上有没有安装分布式电源，分支馈线故障都会引起负荷点停电。负荷点年平均停电持续时间依赖于最靠近故障点的分段开关下游区域的分布式电源供电充裕性。详细来说，故障发生后，故障点所在支路上的断路器断开，然后最靠近故障点的分段开关g断开，从而形成孤岛g；故障被修复后，即经过时间tr,j后，负荷点重新接入到变电所出线端，由其继续供电。通过上述分析，可以得出如下分析表达式：
λi,j＝fj
Ui,j＝fj[tr,g+tAV,g+(1-ρA,k)(tr,j-tr,g-tAV,g)]
2.3等效处理
开关j与开关j+1之间的分支馈线同属于故障区域j，它们对负荷点的影响相同，故可以看成一个等效分支。等效分支区域故障率与修复时间分别为
Figure BDA0003258993320000171
Figure BDA0003258993320000172
式中：m表示属于故障区域j的分支馈线数目；fk表示区域中分支馈线k的故障率；tr,k表示分支馈线k相应的故障修复时间；feq,j表示区域等效故障率；treq,j表示区域等效故障修复时间。
同样，在开关j与开关j+1之间的所有负荷节点的也可以看作一个等效负荷点。故障区域j以相同的方式影响同属于等效负荷节点i中的任何负荷点，即在相同可靠区域内，具有相同的年均故障率与故障持续时间。
3算法流程
经过以上分析，可得计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法流程如图1：
1)根据开关安装位置，进行故障等效，建立相应的负荷点集以及故障区域集，负荷点集用I表示，故障区域集用J表示。
2)搜集系统负荷数据，绘制系统各负荷点年负荷曲线，在此基础上建立配电区域各负荷点聚类负荷概率模型，来模拟系统中的负荷变化。相似地，建立微网中各类分布式电源的发电概率模型，并通过式(9)计算孤岛成功形成的概率大小，即潜在孤岛中分布式电源对负荷点持续供电可能性大小。
3)根据负荷点、开关以及故障点相对位置寻找相应的分类情况。若是分类情况3或者情况5，则需要辨别负荷点所在孤岛类型。
4)根据情况类型运用相对应的表达式，分别计算故障区域集J中相应的故障点所造成负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
5)采用式(1)(2)分别计算负荷点i的年平均故障停运率以及年平均停运时间。
6)根据计算出的负荷点年平均故障率与年平均停运时间，计算相应的可靠性评估指标。
4算例分析
本发明在IEEE RBTS BUS6配电系统上添加了传统与可再生分布式电源，应用所提分析方法对其进行了评估。图3给出了该系统的拓扑示意图，其已经按照前面所述方法给予了编号。
根据负荷功率所占峰值比重情况，可以将负荷点年度负荷模型分为4类：第1类负荷点，2、4、6、8、10、12、14、16、18、20、22、24、26、35、36、39、41、45、48、50、51、53、56、59、63；第2类负荷点，28、34；第3类负荷点，30、32；第4类负荷点，37、38、43、47、52、55、57、58、61、62、64。此外，为了将繁多的数据表达明确，简化计算过程，本发明根据各类负荷点负荷功率所占峰值比重大小将负荷划分成5个等级，负荷功率所占峰值比重分别为20％、40％、60％、80％、100％。不同种类负荷点年度负荷模型如表1所示。
表1不同负荷种类相应负荷点年度负荷模型
Figure BDA0003258993320000181
Figure BDA0003258993320000191
可再生分布式电源年度发电模型见表2、3。
表2可再生分布式电源11,17,52年度发电模型
Figure BDA0003258993320000192
表3可再生分布式电源7,23,33,45年度发电模型
Figure BDA0003258993320000193
传统分布式电源年度发电模型如表4、5所示。
表4传统不可再生分布式电源30,55年度发电模型
Figure BDA0003258993320000194
表5传统不可再生分布式电源60年度发电模型
Figure BDA0003258993320000195
Figure BDA0003258993320000201
发电机组自身可用率为ρAV,d＝0.98，分布式电源的有效转换时间为tAV,j＝0.08h；此外，设分支线路45处的分段器转换时间为ts＝2h，其他线路上的分段器转换开关为ts＝1h。
根据故障区域划分情况，可以看出支路1、2属于故障区域1，而支路35、36、37、38、39、40、41、42、43、44同属于故障区域35，其他支路分类情况类似。
根据负荷点命名情况，负荷点LP2，被记作负荷节点i＝1；根据故障等效理论，负荷点LP35、LP36、LP37、LP38、LP39、LP41、LP43作用效果相同，可以看作一个负荷节点i＝35，其他负荷点分类情况类似。
通过上述对微网结构的复杂配电网概率分析，计算得出各孤岛供电充裕度概率情况如表6所示。其中，对于属于馈线F1与F2的孤岛，其供电充裕度概率大小为1，因为当馈线F1或F2发生故障时，断路器断开，接着最靠近故障的分段器首先动作将故障隔离，该分段器下游区域负荷点可以通过立即有效的转供进行继续供电。
表6各孤岛供电充裕度概率大小
Figure BDA0003258993320000202
Figure BDA0003258993320000211
根据负荷点、故障点以及开关的相对位置，对馈线进行情况分类，如表7、8、9、10所示。
表7馈线F1故障分类情况
Figure BDA0003258993320000212
表8馈线F2故障分类情况
Figure BDA0003258993320000213
表9馈线F3分类情况
Figure BDA0003258993320000214
表10馈线F4分类情况
Figure BDA0003258993320000221
采用本发明所提方法得出的传统配电系统可靠性指标与其余文献所提方法的结果进行对比，如表11所示。假设馈线F1和F2之间的转供开关完全有效，利用上述所提方法对微网结构的复杂配电网与未接入分布式电源的传统配电网可靠指标分别计算，结果如表12所示。
表11传统配电网可靠性指标计算结果
Figure BDA0003258993320000222
表12系统可靠性指标对比
Figure BDA0003258993320000223
通过表11可以看出，由于本发明第2.1小节提到分析方法的不足，导致了可靠性指标计算产生较大的误差。由表12可以看出，微网孤岛模式运行明显改善了系统的可靠性。同样由表12可以看出，对于馈线F1、F2以及F3，即使在孤岛运行情况下，它们的系统平均停电频率指标SAIFI也没有变化。这是因为除了变电所出线端处安装有一个断路器外，线路中再没有其他断路器，故障频率不会由于孤岛的存在而受到影响；此外，对于馈线F1与F2，由于转供开关的存在，孤岛运行对其系统平均停电持续时间指标SAIDI也没有影响。应该指出的是，本发明研究方式并未考虑孤岛的动态特性和稳定性评价，一般情况下，可靠性指标计算是在系统稳定状态下得出的，但本发明详细考虑了配电系统中负荷以及各类分布式电源充裕性概率情况，而充裕性概率评估与稳定状态的可靠性密切相关，因此可靠性指标在假设孤岛成功运行情况下的计算是准确的。
微电网作为智能电网的一个重要组成部分，可以充分发挥分布式电源的潜力，在目前能源短缺和环境恶化的大背景下，越来越受到重视与认可。随着电力系统的发展，将会有越来越多的微网接入配电系统，微网以及接入微网的配电系统的可靠性评估现已成为亟需解决的问题。结论如下：
1)提出了一种既适用于传统配网系统也适用于含分布式电源的配电系统可靠性评估方法，该方法通过故障点、负荷点、开关安放点以及分布式电源相对位置进行故障情况分类，然后逐一进行评估。
2)本发明通过搜集负荷数据，建立年度负荷曲线，并根据年度负荷曲线特点，建立了系统聚类负荷模型。此外，根据分布式电源自身特点，提出了传统分布式电源与可再生分布式电源的发电模型。最后提出了微网模式运行下分布式电源对负荷持续供电的充裕度概率模型，并将其成功应用到含微网的配电系统可靠性评估中。该模型综合考虑了甩负荷与切负荷2种情况，弥补了现有配电系统评估中只考虑甩负荷的不足。
3)在IEEE RBTS BUS6配电系统上添加了传统分布式电源与可再生分布式电源，并对本发明所提方法进行了验证，结果验证了所提方法的正确性。
4)本发明的研究是在假设开关完全可靠和分段开关仅为手动隔离开关的前提下进行的，因此对开关不完全可靠以及分段开关包含自动隔离开关的情况还需要展开进一步的研究。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，包括：
根据开关安装位置，建立相应的负荷点集以及故障区域集；
获取系统负荷数据，根据系统各负荷点年负荷曲线，建立可再生分布式发电概率模型，在可再生分布式发电概率模型的基础上，考虑负荷点与分布式发电所有划分等级所对应的分布概率组合情况，得到孤岛成功形成的概率；
根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，然后得到相应的孤岛类型；其中，所述孤岛类型包括传统分布式电源微网和可再生分布式电源微网；
所述故障分类情况包括：
第一类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装任何的开关，则分支馈线j 故障时，负荷点i的停电时间为修复时间；
第二类：若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，但断路器没有安装在配电变电所出线端与负荷点之间，则故障点j对负荷点i没有影响；
第三类：若在故障点j与负荷点i之间至少安装一个断路器，并且仅安装在配电变电所出线端与负荷点之间，则分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间；
第四类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都没有安装在变电所出线端与负荷点i之间，则当分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为分段开关的转换时间；
第五类：若在故障点j与负荷点i之间没有安装断路器，但在两者之间至少安装有一个分段开关，并且所有的分段开关都仅安装在变电所出线端与负荷点i 之间，则当分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间；
所述相应的孤岛类型的获得包括：
根据负荷点、开关以及故障点相对位置获取相应的故障分类情况，若为第三类故障情况或者第五类故障情况，确定负荷点所在的孤岛类型；
所述第三类故障分类情况包括：
在断路器k与故障点j之间没有分段开关或者在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，且所有分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间，分支馈线j故障时，负荷点i的停电时间为故障修复时间；
在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，但不是所有分段开关都安装在断路器k与变电所出线端之间时，当分支馈线j发生故障时，负荷点i的停电时间为分段开关g的转换时间；
基于孤岛类型，对获得的负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间进行相应的可靠性评估，最后得到相应的可靠性评估指标。
2.根据权利要求1所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，所述可再生分布式发电概率模型为：
Figure FDA0003845047640000021
其中，ρAV,d表示发电机组自身可用率，l为该可再生分布式电源输出划分级数，
Figure FDA0003845047640000022
为与功率划分等级对应的概率。
3.根据权利要求1所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，所述得到相应的可靠性评估指标的过程包括：
基于孤岛类型分别计算故障区域集中相应的故障点所造成负荷点停电的故障率和停电持续时间；
基于故障区域集中相应的故障点所造成负荷点停电的故障率和停电持续时间，得到负荷点年平均故障停运率和年平均停运时间；
根据负荷点年平均故障率与年平均停运时间，计算相应的可靠性评估指标。
4.根据权利要求1所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，但至少有一个分段开关没有安装在断路器与变电所出线端之间，分支馈线j故障时，
Figure FDA0003845047640000031
其中，ρA,k表示来自断路器下游分布式电源持续供电可能性大小；tr,g表示最靠近故障点的分段开关的转换时间，λi,j和Ui,j分别表示分支馈线j故障所造成的负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
5.根据权利要求1所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，在断路器k与故障点j之间安装有分段开关，且所有分段开关仅安装在断路器k与变电所出线端之间，分支馈线j故障时，
Figure FDA0003845047640000032
式中：ρA,k、ρA,g分别表示来自断路器以及分段开关下游分布式电源持续供电可能性大小；tr,g、tAV,g和tr,j分别表示最靠近故障点的分段开关的转换时间、重新接入分布式电源从而形成孤岛g所用的时间以及故障点修复时间，λi,j和Ui,j分别表示分支馈线j故障所造成的负荷点i停电的故障率和停电持续时间。
6.根据权利要求1所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，所述可靠性评估指标包括：系统平均停电频率指标和系统平均停电持续时间指标。
7.根据权利要求6所述的计及微网孤岛运行方式的配电系统可靠性评估方法，其特征在于，所述系统平均停电频率指标和系统平均停电持续时间指标的计算公式为：
SAIFI＝∑(λiNi)/∑Ni
SAIDI＝∑(UiNi)/∑Ni
式中：SAIFI表示系统平均停电频率指标、SAIDI表示系统平均停电持续时间指标，λi以及Ui分别表示负荷点的故障停运率与年平均停运时间；Ni为负荷点i的用户数。
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