王昌照 ，汪隆君 ，王 鋼 ，張 堯 ，丁茂生

（1.華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州 510640；2.國網(wǎng)寧夏電力公司，寧夏 銀川 750001）

0 引言

為克服當(dāng)前以大機(jī)組、大電網(wǎng)、高電壓為主的集中式單一供電方式的弊端，分布式發(fā)電供能系統(tǒng)憑借其發(fā)電方式靈活、環(huán)境友好、有助于提高用戶供電可靠性和電能質(zhì)量等優(yōu)點(diǎn)，越來越多地被接入配電系統(tǒng)［1-2］。處于電力系統(tǒng)末端的配電系統(tǒng)，不僅是直接影響用戶供電可靠性和供電質(zhì)量的重要環(huán)節(jié)，還成為分布式發(fā)電供能系統(tǒng)的接入點(diǎn)、靈活互動智能用電的實(shí)現(xiàn)地。

一方面，分布式電源 DG（Distribution Generation）的接入改變了傳統(tǒng)配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，孤島運(yùn)行方式應(yīng)運(yùn)而生。另一方面，由于一次能源受到地理?xiàng)l件和氣候變化等因素的制約，以風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電為代表的可再生能源發(fā)電系統(tǒng)，其輸出功率呈現(xiàn)強(qiáng)波動性和間歇性；而且同一地理位置不同類發(fā)電系統(tǒng)間或不同地理位置同類發(fā)電系統(tǒng)間均具有相關(guān)性，且它們間的出力服從相關(guān)非正態(tài)分布。另外，負(fù)荷間及其與電源間也同樣存在相關(guān)性問題。這些都對供電可靠性產(chǎn)生深遠(yuǎn)的影響，因此在含DG配電網(wǎng)可靠性評估時(shí)，必須充分地加以考慮，才能符合工程實(shí)際。

目前針對DG出力呈現(xiàn)波動性和間歇性，含DG配電網(wǎng)可靠性評估多采用模擬法［3-6］，抽樣生成DG一次能源參數(shù)和負(fù)荷功率，再根據(jù)故障后果分析統(tǒng)計(jì)生成可靠性指標(biāo)。文獻(xiàn)［7］研究了計(jì)及故障重構(gòu)的含DG配電網(wǎng)的可靠性評估快速算法。近年來，DG一次能源參數(shù)相關(guān)性的影響引起研究者的關(guān)注，文獻(xiàn)［8-11］分別研究了風(fēng)速相關(guān)性對隨機(jī)優(yōu)化調(diào)度、最優(yōu)潮流、發(fā)電系統(tǒng)可靠性及發(fā)輸電系統(tǒng)可靠性的影響；文獻(xiàn)［12］還在假設(shè)風(fēng)速服從正態(tài)分布的前提下研究了風(fēng)速-負(fù)荷相關(guān)性對供電可靠性的影響，但忽略了風(fēng)機(jī)容量與風(fēng)速-負(fù)荷相關(guān)性的綜合影響，所得結(jié)論并不全面。可見，目前含DG配電網(wǎng)可靠性評估方法還未實(shí)現(xiàn)在考慮DG間出力服從相關(guān)非正態(tài)分布情況下，同時(shí)計(jì)及相同類型DG間、不同類型DG間、負(fù)荷間、DG-負(fù)荷間的相關(guān)性問題。

針對以上問題，本文在傳統(tǒng)配電網(wǎng)可靠性解析法基礎(chǔ)上，分析負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率及其影響因素，基于Nataf變換技術(shù)生成相關(guān)隨機(jī)變量的樣本空間，研究計(jì)及DG出力和負(fù)荷相關(guān)性的配電網(wǎng)可靠性評估方法，采用改進(jìn)的IEEE-RBTS BUS6系統(tǒng)驗(yàn)證所提方法。

1 區(qū)塊定義及其可靠性評估指標(biāo)

配電網(wǎng)可靠性不僅與網(wǎng)絡(luò)拓?fù)溆嘘P(guān)，還與影響故障擴(kuò)散范圍和供電恢復(fù)范圍的開關(guān)配置緊密聯(lián)系。配電網(wǎng)故障發(fā)生后的處理過程可分為2個(gè)階段：故障隔離和故障恢復(fù)。故障隔離階段，斷路器和熔斷器快速切除故障；故障恢復(fù)階段，分段開關(guān)隔離故障，將分閘的斷路器和聯(lián)絡(luò)開關(guān)作合閘操作，恢復(fù)非故障失電區(qū)的供電。因此，本文以開關(guān)裝置為邊界將配電網(wǎng)分為若干區(qū)域塊（簡稱區(qū)塊），即形成區(qū)塊為節(jié)點(diǎn)、開關(guān)為連接弧的配電網(wǎng)開關(guān)-區(qū)塊模型。

區(qū)塊是多個(gè)相互連通元件的集合，且不含開關(guān)裝置，是故障影響的最小單位，其可靠性參數(shù)可采用可靠性串聯(lián)模型進(jìn)行求解，即：

其中，λel和γel分別為區(qū)塊l的等效故障率和等效修復(fù)時(shí)間；λi和γi分別為區(qū)塊中元件i的平均故障率和平均故障停運(yùn)時(shí)間；Nel為區(qū)塊l的元件數(shù)量。

由于配電網(wǎng)開關(guān)-區(qū)塊模型數(shù)學(xué)本質(zhì)是簡單無向圖，可靠性評估的后果分析問題則可轉(zhuǎn)化為區(qū)塊節(jié)點(diǎn)與電源節(jié)點(diǎn)的連通性問題。故障隔離階段，與原網(wǎng)供電源仍有聯(lián)系的區(qū)塊為A類，停運(yùn)時(shí)間為0；故障恢復(fù)階段，根據(jù)與原網(wǎng)供電源和備用電源的連通情況判斷其他區(qū)塊類型：與原網(wǎng)供電源仍有聯(lián)系的區(qū)塊為B類，停運(yùn)時(shí)間為故障隔離時(shí)間；僅與備用電源連通的區(qū)塊為C類，停運(yùn)時(shí)間為故障隔離與切換恢復(fù)時(shí)間；不與電源聯(lián)系的區(qū)塊為D類，停運(yùn)時(shí)間為故障修復(fù)時(shí)間?；谏鲜龇诸?，區(qū)塊l的平均停運(yùn)率、年平均停運(yùn)時(shí)間和平均停運(yùn)時(shí)間分別為：

其中，SBCD為使區(qū)塊l成為B、C、D類的故障區(qū)塊集合；toli為由區(qū)塊i造成的區(qū)塊l的停運(yùn)時(shí)間。

2 負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率及其影響

DG并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，配電網(wǎng)網(wǎng)供電源和DG聯(lián)合向負(fù)荷供電；DG并網(wǎng)點(diǎn)上游發(fā)生故障時(shí)，操作開關(guān)使DG運(yùn)行于孤島運(yùn)行方式，就近向非故障失電區(qū)負(fù)荷持續(xù)供電，形成一個(gè)小型自治電力系統(tǒng)——孤島，孤島大小取決于DG出力與負(fù)荷功率的平衡情況；DG故障時(shí)，跳開并網(wǎng)開關(guān)，DG退出運(yùn)行，不影響網(wǎng)供電源對負(fù)荷進(jìn)行供電。結(jié)合文獻(xiàn)［13］的保護(hù)邏輯，DG的接入，配電網(wǎng)出現(xiàn)了新的區(qū)塊類型E類，該類區(qū)塊在故障隔離階段僅與DG相連，且處于無縫切換的孤島內(nèi)，停運(yùn)時(shí)間為0。

在孤島運(yùn)行時(shí)，由于一次能源受到地理?xiàng)l件和氣候變化等因素的制約，以風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電為代表的可再生能源發(fā)電系統(tǒng)，其輸出功率呈現(xiàn)強(qiáng)波動性和間歇性，且負(fù)荷功率也隨時(shí)間變化，此時(shí)并不能保證孤島內(nèi)負(fù)荷點(diǎn)時(shí)刻都能從DG獲得功率支持。為此，定義在一定供電恢復(fù)策略和轉(zhuǎn)供電源（包括DG和備用電源）容量約束條件下，負(fù)荷獲得轉(zhuǎn)供電源功率支持的概率，簡稱負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率，即：

其中，Pr｛·｝為概率；Ωr為轉(zhuǎn)供電源區(qū)塊的集合；Pj為轉(zhuǎn)供電源j的容量；Ωl為轉(zhuǎn)供電源恢復(fù)到區(qū)塊l路徑上所含負(fù)荷區(qū)塊的集合；Pk為區(qū)塊k的負(fù)荷功率；Λ為供電恢復(fù)策略。從定義可看出，負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率的影響因素包括電源出力、負(fù)荷功率和供電恢復(fù)策略，其中供電恢復(fù)策略則決定了恢復(fù)路徑，即負(fù)荷轉(zhuǎn)供順序。

結(jié)合區(qū)塊分類可知，負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率只與配電網(wǎng)區(qū)域網(wǎng)絡(luò)模型的C類和E類區(qū)塊有關(guān)，而與A類、B類和D類區(qū)塊無關(guān)。為便于描述，下文稱C類和E類區(qū)塊為待轉(zhuǎn)供區(qū)塊。若考慮轉(zhuǎn)供電源容量約束，待轉(zhuǎn)供區(qū)塊l可能無法獲得轉(zhuǎn)供電源足夠的功率支持，則其停運(yùn)時(shí)間為故障修復(fù)時(shí)間，即區(qū)塊i故障時(shí)待轉(zhuǎn)供區(qū)塊l在概率prli下為可轉(zhuǎn)供區(qū)塊，在概率1-prli下為不可轉(zhuǎn)供區(qū)塊。根據(jù)全概率公式，區(qū)塊l的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間修正為：

其中，SE為使區(qū)塊l成為E類的故障區(qū)塊集合；SBD為使區(qū)塊l成為B、D類的故障區(qū)塊集合；SCE為使區(qū)塊l成為C、E類的故障區(qū)塊集合。

從式（7）和式（8）可知，負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率作用于待轉(zhuǎn)供區(qū)塊的可靠性指標(biāo)，進(jìn)而影響系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)。因此，負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率是定量求解DG對供電可靠性指標(biāo)影響的關(guān)鍵。

孤島劃分作為含DG配電網(wǎng)故障恢復(fù)策略的重要組成部分，應(yīng)該在事故預(yù)備方案中安排。故障發(fā)生時(shí)按照既定方案實(shí)施孤島劃分，這有助于保證緊急情況下調(diào)度和故障后恢復(fù)供電的有序進(jìn)行。為便于工程應(yīng)用，針對每次DG出力和負(fù)荷功率的抽樣，本文采用啟發(fā)式孤島劃分方法［14］。當(dāng)抽樣的數(shù)量足夠大時(shí)，系統(tǒng)狀態(tài)的抽樣頻率可作為其概率的無偏估計(jì)，則負(fù)荷轉(zhuǎn)供概率可表示成：

其中，Nli為區(qū)塊i故障時(shí)區(qū)塊l獲得供電的次數(shù)；Nmax為抽樣數(shù)。

3 相關(guān)隨機(jī)變量的樣本空間生成

風(fēng)速和輻照強(qiáng)度分別服從威布爾（Weibull）分布和貝塔（Beta）分布［15］，均為非正態(tài)分布。 當(dāng)計(jì)及相關(guān)性時(shí)，它們之間的出力服從相關(guān)非正態(tài)分布，而當(dāng)前對于相關(guān)非正態(tài)分布隨機(jī)變量沒有直接抽樣方法，需要將原始隨機(jī)變量空間映射到相互獨(dú)立的標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)空間，再通過逆變換才能生成相關(guān)隨機(jī)變量的樣本空間。Nataf變換［16］僅需已知每個(gè)隨機(jī)變量的邊緣概率密度函數(shù)和隨機(jī)變量之間的相關(guān)系數(shù)，而不需給定工程實(shí)踐中難以獲得的隨機(jī)變量聯(lián)合概率密度函數(shù)，具有實(shí)現(xiàn)簡單、精度高等優(yōu)勢。為此，本文采用Nataf變換生成DG一次能源參數(shù)/負(fù)荷功率相關(guān)性的樣本空間。只要已知一次能源和負(fù)荷的概率分布函數(shù)、相關(guān)系數(shù)矩陣、DG的出力特性即可抽樣獲得DG出力和負(fù)荷功率，且可同時(shí)計(jì)及相同類型DG間、不同類型DG間、負(fù)荷間、DG-負(fù)荷間的相關(guān)性問題。

4 求解步驟

綜上所述，考慮相關(guān)性的含DG配電網(wǎng)可靠性評估流程如圖1所示。

圖1 評估流程圖Fig.1 Flowchart of assessment

（1）按照開關(guān)位置和類型，將配電網(wǎng)分為若干區(qū)塊，區(qū)塊可靠性參數(shù)按照式（1）和式（2）計(jì)算；

（2）將服從相關(guān)系數(shù)為ρij的非正態(tài)分布通過Nataf變換為服從相關(guān)系數(shù)為ρ0ij的標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)分布［16-17］；

（3）作Choleskey分解得到獨(dú)立標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)分布，根據(jù)文獻(xiàn)［15］，抽樣獲得負(fù)荷功率和DG一次能源參數(shù)，按照DG的出力特性計(jì)算DG出力；

（4）收斂條件為抽樣次數(shù)i達(dá)到規(guī)定值或方差系數(shù)小于規(guī)定的誤差；

（5）采用式（7）—（10）計(jì)算待轉(zhuǎn)供區(qū)塊的可靠性指標(biāo)。

需要說明的是，所提方法僅需抽樣處于待轉(zhuǎn)供區(qū)塊的負(fù)荷功率和一次能源參數(shù)，并作啟發(fā)式孤島劃分，而不是網(wǎng)絡(luò)中所有的負(fù)荷功率和一次能源參數(shù)，這是因?yàn)镈G接入僅作用于待轉(zhuǎn)供區(qū)塊可靠性指標(biāo)，進(jìn)而影響系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。這樣處理會大幅減少抽樣隨機(jī)變量的數(shù)量，有助于提高可靠性評估的效率。

5 算例分析

為了驗(yàn)證本文所提的計(jì)及DG出力和負(fù)荷相關(guān)性的配電網(wǎng)可靠性評估方法的有效性，于是在IEEE-RBTSBUS6 饋線［18］的基礎(chǔ)上接入 DG，并假設(shè)配電變壓器均裝有熔斷器，線路均配有分段開關(guān)，系統(tǒng)拓?fù)淙鐖D2所示。該系統(tǒng)具有負(fù)荷點(diǎn)23個(gè)、熔斷器23個(gè)、配電變壓器23臺、分段開關(guān)22個(gè)、斷路器4臺和若干DG。饋線負(fù)荷點(diǎn)用戶數(shù)和平均功率參考文獻(xiàn)［18］。

圖2 可靠性測試系統(tǒng)Fig.2 Reliability test system

假設(shè)線路故障率為 0.05次/（a·km），修復(fù)時(shí)間為 4 h；變壓器故障率為 0.015次/（a·臺），修復(fù)時(shí)間為50 h；故障隔離時(shí)間Tiso為0.1 h；故障隔離與切換恢復(fù)時(shí)間Tres為0.2 h；熔斷器均能100%可靠熔斷；風(fēng)力機(jī)組可靠性模型采用兩狀態(tài)模型，其故障狀態(tài)概率為8.7%；光伏陣列可靠性模型采用具有降額狀態(tài)的簡化三狀態(tài)模型［19］，其故障狀態(tài)概率為3.1%，0.5降額狀態(tài)概率為5.6%。算例的抽樣收斂判據(jù)為方差系數(shù)小于10-3。需要指出的是，為穩(wěn)定孤島系統(tǒng)電壓和頻率，通常會配置燃?xì)廨啓C(jī)或儲能裝置，兩者均可控，能跟蹤孤島內(nèi)的凈負(fù)荷實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)［20］。但本文旨在發(fā)現(xiàn)能量波動性與相關(guān)性對供電可靠性影響的規(guī)律，故假設(shè)在不考慮燃?xì)廨啓C(jī)和儲能裝置的情況下，孤島電壓和頻率都能維持正常。

設(shè)以下2種類型DG及其參數(shù)為：

a.風(fēng)力發(fā)電機(jī)，切入風(fēng)速vci=3 m/s，額定風(fēng)速vN=14 m/s，切出風(fēng)速 vco=25 m/s，尺度參數(shù) c=10.7，形狀參數(shù)k=3.97；

b.光伏陣列，Beta分布形狀參數(shù)α=2.0、β=0.8。

采用供電恢復(fù)策略為：優(yōu)先滿足用戶數(shù)多、平均功率大的負(fù)荷；若用戶數(shù)相同，優(yōu)先滿足平均功率大的負(fù)荷。各負(fù)荷恢復(fù)供電的優(yōu)先級列于表1。

表1 負(fù)荷恢復(fù)供電的優(yōu)先級Table 1 Load priority for service restoration

5.1 算法適應(yīng)性分析

評估不同場景的負(fù)荷點(diǎn)可靠性指標(biāo)和系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。

場景①：負(fù)荷服從相關(guān)的正態(tài)分布，其方差σ=0.2E，E為期望值，相關(guān)系數(shù)為0.8。

場景②：在場景①的基礎(chǔ)上，在節(jié)點(diǎn)15、20和25分別接入1臺額定功率PDG=1 MW的a型DG，其各節(jié)點(diǎn)的風(fēng)速相關(guān)系數(shù)為0.9，且風(fēng)速與負(fù)荷不相關(guān)。

場景③：在場景②的基礎(chǔ)上，在節(jié)點(diǎn)13、18和21分別接入額定功率PDG=1 MW的b型DG，其各節(jié)點(diǎn)的輻照強(qiáng)度相關(guān)系數(shù)為0.7，且風(fēng)速與輻照強(qiáng)度的相關(guān)系數(shù)為-0.3，但風(fēng)速和輻照強(qiáng)度均與負(fù)荷不相關(guān)。

場景④：在場景③的基礎(chǔ)上，僅設(shè)定輻照強(qiáng)度與負(fù)荷的相關(guān)，其相關(guān)系數(shù)為0.6。

表2 和表3分別列出了部分負(fù)荷點(diǎn)可靠性指標(biāo)和系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。表3中，SAIFI為系統(tǒng)平均停電頻率指標(biāo)；SAIDI為系統(tǒng)平均停電持續(xù)時(shí)間指標(biāo)；CAIDI為用戶平均停電持續(xù)時(shí)間指標(biāo)；ASAI為系統(tǒng)平均供電可用率指標(biāo)；ENSI為系統(tǒng)電量不足指標(biāo)。

表2 負(fù)荷點(diǎn)可靠性指標(biāo)Table 2 Reliability indices of load points

表3 系統(tǒng)可靠性指標(biāo)Table 3 System reliability indices

從表2和表3可以得出下列結(jié)論。

a.場景②的SAIFI和SAIDI較場景①有所降低，因?yàn)楣收细綦x后情況下DG可就近向非故障失電區(qū)負(fù)荷持續(xù)供電，從而提高了負(fù)荷點(diǎn)可靠性；DG接入數(shù)量的增多，致使場景③的SAIFI和SAIDI進(jìn)一步降低；在場景③基礎(chǔ)上增加輻照強(qiáng)度與負(fù)荷的相關(guān)性情況，反而削弱了供電可靠性，這是因?yàn)椤芇DG/∑PL較小，為 1.25，其中 PL為負(fù)荷功率，且輻照強(qiáng)度與負(fù)荷為正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為0.6，即光伏發(fā)電出力與負(fù)荷一致性較強(qiáng)，但DG出力常常小于額定功率且具有波動性，因此只要光伏發(fā)電出力略微減少，必將導(dǎo)致負(fù)荷的電力需求無法得到滿足。

b.所提方法適用于計(jì)及相同類型DG間、不同類型DG間、負(fù)荷間、DG-負(fù)荷間相關(guān)性的配電網(wǎng)可靠性評估。

5.2 風(fēng)速-負(fù)荷相關(guān)性的影響

在節(jié)點(diǎn) 13、15、18、20、21 和 25 分別接入 1 臺額定容量為PDG的a型DG，風(fēng)速相關(guān)系數(shù)取為0.9；負(fù)荷功率PL服從相關(guān)正態(tài)分布，其方差σ=0.2E，負(fù)荷間相關(guān)系數(shù)為0.8。不同∑PDG/∑PL條件下LP21年平均停運(yùn)時(shí)間的隨風(fēng)速-負(fù)荷相關(guān)系數(shù)ρWS-L的變化情況列于表4。

由表4可以看出，當(dāng)∑PDG/∑PL較小時(shí)，如∑PDG/∑PL=0.875，LP21的 E 隨 ρWS-L的增大而顯著變化，其變化率高達(dá)50%。這是因?yàn)榇藭r(shí)接入節(jié)點(diǎn)21和25的DG總?cè)萘績H為1.4 MW，而饋線F7的總負(fù)荷為1.0956 MW，當(dāng)風(fēng)速與負(fù)荷為負(fù)相關(guān)時(shí)，風(fēng)電出力能更好地滿足待轉(zhuǎn)供負(fù)荷較小時(shí)的情況；當(dāng)相關(guān)系數(shù)增大，即風(fēng)速與負(fù)荷的一致性逐漸增強(qiáng)，由于風(fēng)電出力時(shí)常小于額定功率且具有波動性，即使較大的風(fēng)電出力也常常難以滿足待轉(zhuǎn)供負(fù)荷較大時(shí)的情況，致使可靠性下降。反之，∑PDG/∑PL較大時(shí)，如∑PDG/∑PL=1.500，即接入節(jié)點(diǎn) 21和 25的DG總?cè)萘窟_(dá)到2.4 MW，LP21的E隨相關(guān)系數(shù)增大而減小，這是因?yàn)橐延凶銐虻碾娫慈萘吭陲L(fēng)速與負(fù)荷正相關(guān)時(shí)滿足較大的待轉(zhuǎn)供負(fù)荷；若風(fēng)速與負(fù)荷負(fù)相關(guān)，則會出現(xiàn)能滿足較小待轉(zhuǎn)供負(fù)荷而不能滿足較大待轉(zhuǎn)供負(fù)荷的情況，致使可靠性降低。當(dāng)∑PDG/∑PL=0.375時(shí)，由于DG容量很小，已對供電可靠性的提高基本沒有影響，即不管風(fēng)速與負(fù)荷的相關(guān)性如何，都不能改善待轉(zhuǎn)供負(fù)荷較大和較小情況下的可靠性。

表4 負(fù)荷點(diǎn)年平均停運(yùn)時(shí)間與風(fēng)速-負(fù)荷相關(guān)系數(shù)的關(guān)系Table 4 Relationship between annual average outage duration of load point and wind speed-load correlation coefficient

以上說明了∑PDG/∑PL及DG一次能源參數(shù)與負(fù)荷相關(guān)性對系統(tǒng)可靠性影響大。

5.3 風(fēng)速相關(guān)系數(shù)的影響

在節(jié)點(diǎn) 13、15、18、20、21 和 25 分別接入 1 臺額定容量為PDG的風(fēng)力發(fā)電機(jī)，設(shè)負(fù)荷功率PL恒定，研究不同∑PDG/∑PL條件下風(fēng)速相關(guān)系數(shù)ρ對負(fù)荷點(diǎn)可靠性指標(biāo)的影響。表5和6列出了不同∑PDG/∑PL條件下負(fù)荷點(diǎn) LP8、LP14和 LP21的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間隨相關(guān)系數(shù)ρ的變化情況。

由表5和表6可得下列結(jié)論。

a.隨著∑PDG/∑PL的增大，負(fù)荷點(diǎn)可靠性提高。這是因?yàn)镈G出力越大，越多的待轉(zhuǎn)供區(qū)塊得以恢復(fù)供電。

b.當(dāng)∑PDG/∑PL較小時(shí)，負(fù)荷點(diǎn)可靠性隨相關(guān)系數(shù)ρ的增大而提高，如∑PDG/∑PL=0.875時(shí)，負(fù)荷點(diǎn)LP14的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間隨ρ的增大而變小。這是因?yàn)榇藭r(shí)電源備用容量不足，接入節(jié)點(diǎn)18和20的DG總?cè)萘繛?.4 MW，饋線F5的總負(fù)荷為1.0202 MW，當(dāng)ρ較小時(shí)，只要個(gè)別DG出力減小即會造成LP14供電不足，導(dǎo)致其可靠性偏低；隨著ρ的增加，DG出力一致性得以改善，則有利于LP14可靠性的提高。此外，∑PDG/∑PL=0.5時(shí)，LP14的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間就已出現(xiàn)上述情況，這是因?yàn)殡m然接入節(jié)點(diǎn)18和20的DG總?cè)萘繛?.8 MW，但是LP14在饋線F5供電恢復(fù)策略中具有較高的優(yōu)先級。

表5 負(fù)荷點(diǎn)平均停運(yùn)率與風(fēng)速相關(guān)系數(shù)的關(guān)系Table 5 Relationship between annual average outage rate of load point and wind speed correlation coefficient

表6 負(fù)荷點(diǎn)年平均停運(yùn)時(shí)間與風(fēng)速相關(guān)系數(shù)的關(guān)系Table 6 Relationship between annual average outage duration of load point and wind speed correlation coefficient

c.當(dāng)∑PDG/∑PL較大時(shí)，負(fù)荷點(diǎn)可靠性將隨相關(guān)系數(shù)ρ增大呈降低趨勢，如∑PDG/∑PL=1.25時(shí)，負(fù)荷點(diǎn)LP14和LP21的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間隨ρ的增大而變大。這是因?yàn)榇藭r(shí)電源備用容量充裕，接入節(jié)點(diǎn)18和20的DG總?cè)萘繛?.0 MW，饋線F5的總負(fù)荷為1.0202 MW，接入節(jié)點(diǎn)21和25的DG總?cè)萘繛?.0 MW，饋線F7的總負(fù)荷為1.0956 MW，ρ越小時(shí)DG出力互補(bǔ)性越好，即使個(gè)別DG出力減小也不會導(dǎo)致供電不足；反而隨著ρ增大將出現(xiàn)DG出力同時(shí)減小的情況，而且越來越顯著，從而導(dǎo)致可靠性降低。另外，∑PDG/∑PL=0.875時(shí)，LP21的平均停運(yùn)率和年平均停運(yùn)時(shí)間就已出現(xiàn)上述情況，這是因?yàn)殡m然接入節(jié)點(diǎn)21和25的DG總?cè)萘繛?.4MW，但是LP21在饋線F7供電恢復(fù)策略中具有較高的優(yōu)先級。

d.當(dāng)∑PDG/∑PL=0.5 時(shí)，LP8和 LP21的年平均停運(yùn)時(shí)間以及LP21的平均停運(yùn)率不變，這是因?yàn)槭艿紻G容量和恢復(fù)策略制約，它們始終無法處于孤島中，得到DG的供電；另外，LP8處于主干線，其平均停運(yùn)率是由主干線所有區(qū)塊的故障情況決定，因此不變。

e.∑PDG/∑PL=0.875時(shí)，由于DG轉(zhuǎn)供電源融合，LP8能處于孤島中，得到DG的供電。

6 結(jié)論

提出的計(jì)及DG出力和負(fù)荷相關(guān)性的配電網(wǎng)可靠性評估方法，不僅能有效解決含DG配電網(wǎng)可靠性建模時(shí)由于DG之間出力服從相關(guān)非正態(tài)分布而難以處理的困難，還可同時(shí)計(jì)及相同類型DG間、不同類型DG間、負(fù)荷間、DG-負(fù)荷間的相關(guān)性問題。算例分析表明：含DG配電網(wǎng)可靠性與DG和負(fù)荷相關(guān)性等具有復(fù)雜的相互關(guān)系，若忽略相關(guān)性的影響，將導(dǎo)致評估結(jié)果存在較大的誤差。