涂 煉，劉滌塵，廖清芬，朱振山，冀星沛

（武漢大學(xué) 電氣工程學(xué)院，湖北 武漢 430072）

0 引言

配電系統(tǒng)處于電力系統(tǒng)末端，與用戶直接相連，一旦配電系統(tǒng)發(fā)生故障或進(jìn)行檢修和試驗(yàn)，會(huì)直接造成對(duì)用戶供電的中斷[1]。由太陽能、風(fēng)能等可再生能源組成的分布式發(fā)電具備獨(dú)立供電的能力，能夠減小系統(tǒng)故障影響，顯著提高配電網(wǎng)供電可靠性。且其資源豐富、污染小等優(yōu)點(diǎn)伴隨著能源危機(jī)與環(huán)境污染日益嚴(yán)峻的現(xiàn)狀，有利于促進(jìn)中國能源的可持續(xù)發(fā)展。

單獨(dú)的風(fēng)電和光伏出力都具有隨機(jī)性、間歇性的特點(diǎn)，風(fēng)電和太陽能大規(guī)模接入對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行會(huì)產(chǎn)生很大的沖擊。配置適當(dāng)容量的儲(chǔ)能裝置組成風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，利用風(fēng)能和太陽能在時(shí)間上的互補(bǔ)性以及儲(chǔ)能元件平抑功率波動(dòng)的特性可使風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的總輸出功率保持相對(duì)平穩(wěn)。目前風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)中儲(chǔ)能容量的確定，主要分為單目標(biāo)優(yōu)化方法和多目標(biāo)優(yōu)化方法[2-4]，優(yōu)化目標(biāo)包括功率平衡、供電可靠性和安裝成本等。文獻(xiàn)[5]則從儲(chǔ)能平抑總有功功率波動(dòng)特性開展研究，并提出了5個(gè)指標(biāo)綜合衡量總輸出功率特性的指標(biāo)。

對(duì)于儲(chǔ)能裝置接入的可靠性評(píng)估，蒙特卡洛算法被認(rèn)為是目前唯一行之有效的算法[6]，已取得了廣泛應(yīng)用。文獻(xiàn)[7-10]分別建立風(fēng)機(jī)、光伏和儲(chǔ)能模型，分析了風(fēng)光互補(bǔ)特性、儲(chǔ)能對(duì)總輸出功率的補(bǔ)充以及不同容量配置的風(fēng)光儲(chǔ)對(duì)配電網(wǎng)可靠性評(píng)估的影響，并提出含分布式電源（DG）的孤島運(yùn)行能有效改善配電網(wǎng)可靠性；文獻(xiàn)[11-12]將偽序貫蒙特卡洛模擬方法應(yīng)用于主動(dòng)配電網(wǎng)的可靠性評(píng)估，提高了蒙特卡洛模擬法評(píng)估可靠性的速度；文獻(xiàn)[13]在文獻(xiàn)[11-12]的基礎(chǔ)上，提出一種含風(fēng)光儲(chǔ)的準(zhǔn)序貫蒙特卡洛方法，考慮蓄電池不同充放電控制策略下含風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的配電系統(tǒng)可靠性評(píng)估。

上述研究工作表明風(fēng)電、光伏以及儲(chǔ)能裝置的協(xié)調(diào)運(yùn)行以及孤島運(yùn)行都會(huì)對(duì)配電網(wǎng)的可靠性評(píng)估產(chǎn)生影響，但并未針對(duì)含風(fēng)光儲(chǔ)可靠性評(píng)估中儲(chǔ)能容量的優(yōu)化進(jìn)行研究。為此，本文采用改進(jìn)的準(zhǔn)序貫蒙特卡洛對(duì)含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)進(jìn)行可靠性評(píng)估，首先從儲(chǔ)能平抑風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)角度，提出了2個(gè)評(píng)價(jià)風(fēng)光儲(chǔ)總輸出有功功率波動(dòng)的指標(biāo)，并進(jìn)行儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化，同時(shí)在考慮系統(tǒng)故障后的孤島運(yùn)行基礎(chǔ)上，結(jié)合儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化結(jié)果對(duì)比分析不同風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略以及孤島劃分方案對(duì)配電網(wǎng)可靠性評(píng)估的具體影響。

1 風(fēng)光儲(chǔ)元件模型

1.1 風(fēng)機(jī)功率輸出模型

風(fēng)機(jī)輸出功率由當(dāng)?shù)仫L(fēng)速和風(fēng)機(jī)參數(shù)決定，其建模過程分為2個(gè)步驟：綜合考慮隨機(jī)性與時(shí)變性的前提下對(duì)風(fēng)速進(jìn)行模擬；根據(jù)機(jī)組性能參數(shù)確定一定風(fēng)速下的功率輸出。

自回歸滑動(dòng)平均 ARMA（Auto-Regressive and Moving-Average）模型能夠體現(xiàn)時(shí)間序列中前后數(shù)據(jù)的相關(guān)性，本文首先基于風(fēng)速的歷史數(shù)據(jù)采用ARMA模型[14]對(duì)實(shí)時(shí)風(fēng)速vt進(jìn)行建模。在實(shí)時(shí)風(fēng)速vt下，風(fēng)機(jī)的輸出功率可由如下分段函數(shù)表示[15]：

其中，Pwt為風(fēng)機(jī)實(shí)時(shí)輸出功率；Pr為單臺(tái)風(fēng)機(jī)額定出輸出功率；vci、vr和vco分別為風(fēng)機(jī)的切入風(fēng)速、額定風(fēng)速和切出風(fēng)速；m為風(fēng)機(jī)輸出功率擬合特性曲線階數(shù)，本文中m取2。

1.2 光伏功率輸出模型

光伏發(fā)電是將太陽的輻射能轉(zhuǎn)化為電能的能源變換系統(tǒng)。根據(jù)實(shí)時(shí)太陽能輻射強(qiáng)度和光伏電池板參數(shù)，建立光伏發(fā)電系統(tǒng)的功率輸出特性[16]：

其中，Ppvt為實(shí)時(shí)光伏輸出功率；Psn為光伏發(fā)電系統(tǒng)的額定功率；Gbt為t時(shí)刻光照強(qiáng)度系數(shù)，可由歷史光照強(qiáng)度的概率分布抽樣得到；Gstd為標(biāo)準(zhǔn)光照強(qiáng)度，一般為1 kW/m2；Rc為特定強(qiáng)度的光照強(qiáng)度，一般為150 W/m2。

1.3 儲(chǔ)能元件建模

儲(chǔ)能裝置采用鉛酸蓄電池，并采用KiBaM模型[17]對(duì)鉛酸蓄電池模型建模來模擬蓄電池的動(dòng)態(tài)充放電。由風(fēng)機(jī)、光伏和蓄電池組成的聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)中，蓄電池根據(jù)風(fēng)機(jī)和光伏發(fā)電的輸出功率之和與其計(jì)劃出力的功率差額來調(diào)節(jié)其充放電狀態(tài)，如式（3）、（4）所示。

其中，Pext為t時(shí)刻風(fēng)機(jī)和光伏發(fā)電量之和與計(jì)劃發(fā)電量差額，其值可正可負(fù)；Papt為t時(shí)刻風(fēng)光儲(chǔ)計(jì)劃發(fā)電量；Pbt為 t時(shí)刻蓄電池的充電功率；Pmcbt、Pmdcbt分別為蓄電池充放電約束下最大充電和放電功率，其值主要受蓄電池荷電狀態(tài)、充放電電流、最大充放電率影響[18]。

2 風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行下的儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化

2.1 風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略

風(fēng)光儲(chǔ)接入配電網(wǎng)用以提高配電網(wǎng)的供電可靠性，考慮配電網(wǎng)的故障孤島運(yùn)行，根據(jù)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率的計(jì)劃值，提出如下2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略。

策略1：容量跟蹤策略，令風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)輸出功率為風(fēng)光聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)裝機(jī)容量的一定比例，此時(shí)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率表現(xiàn)出類似常規(guī)機(jī)組特性，其計(jì)劃輸出功率按風(fēng)光聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)裝機(jī)容量保持恒定。

其中，Cw和Cpv分別為風(fēng)電機(jī)組和光伏發(fā)電的裝機(jī)容量；Fre為比例系數(shù)。

策略2：負(fù)荷跟隨策略，令風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)毎時(shí)刻輸出功率根據(jù)當(dāng)時(shí)風(fēng)光儲(chǔ)供電范圍內(nèi)的負(fù)荷量而定，即風(fēng)光儲(chǔ)的聯(lián)合輸出功率要滿足供電范圍內(nèi)負(fù)荷需求。

其中，Lti為t時(shí)刻供電范圍內(nèi)負(fù)荷i的負(fù)荷量。

2.2 風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出有功功率波動(dòng)指標(biāo)

在風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下，根據(jù)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率計(jì)劃值，從儲(chǔ)能平抑有功功率波動(dòng)的角度提出2個(gè)有功功率波動(dòng)指標(biāo)，對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的輸出有功功率波動(dòng)進(jìn)行評(píng)價(jià)。

t時(shí)刻，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)輸出功率最大值為Pmt=Pwt+Ppvt+Pmdcbt，根據(jù)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率的計(jì)劃值，實(shí)際的風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率Pallt為：

儲(chǔ)能平抑可再生能源功率波動(dòng)其實(shí)就是通過調(diào)節(jié)儲(chǔ)能裝置的充放電狀態(tài)，達(dá)到消除注入功率不穩(wěn)定、計(jì)劃外功率波動(dòng)的目的。當(dāng)Pmt＜Papt時(shí)，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率不能達(dá)到計(jì)劃出力。

為定量評(píng)價(jià)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)按計(jì)劃出力的波動(dòng)程度，采用方差的概念來描述風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率相對(duì)計(jì)劃出力的偏離程度。方差是用來度量隨機(jī)變量與其數(shù)學(xué)期望之間的偏離程度，描述一段時(shí)間內(nèi)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率相對(duì)其計(jì)劃值的偏離程度。定義式（8）的有功功率功率波動(dòng)率Pα表示評(píng)估時(shí)間段T內(nèi)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率相對(duì)于計(jì)劃值Papt的偏離程度。

可知Pα值越小，風(fēng)光儲(chǔ)實(shí)際輸出有功功率相對(duì)計(jì)劃值波動(dòng)越小。隨著儲(chǔ)能容量的增加，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率在滿足計(jì)劃功率需求外，會(huì)出現(xiàn)較大剩余，這部分剩余能量對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率波動(dòng)沒有改善，還會(huì)造成一定的能源浪費(fèi)?？紤]這部分能量剩余，定義風(fēng)光儲(chǔ)的最大輸出功率相對(duì)計(jì)劃值波動(dòng)的有功功率波動(dòng)率Pβ如下：

可知Pβ值越小，風(fēng)光儲(chǔ)的資源利用率越高。

2.3 儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化

考慮在一定量的風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量下改變儲(chǔ)能容量配置。選擇Pα指標(biāo)越小的儲(chǔ)能容量，可使風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率相對(duì)計(jì)劃值波動(dòng)越?。欢x擇Pβ指標(biāo)越小的儲(chǔ)能容量，可以減小能源浪費(fèi)。

而在風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量確定時(shí)，隨著儲(chǔ)能容量的逐漸增加，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的供電能力也逐漸提高。 結(jié)合式（8）、式（9），有功功率波動(dòng) Pα隨儲(chǔ)能容量增加而逐漸減小，隨著儲(chǔ)能容量的不斷增加，其對(duì)Pα值的影響也會(huì)逐漸減小，最終Pα的變化會(huì)趨于穩(wěn)定；而有功功率波動(dòng)Pβ考慮到儲(chǔ)能裝置的儲(chǔ)能特性，其變化隨儲(chǔ)能容量增加開始也會(huì)逐漸減小，隨儲(chǔ)能容量不斷增加，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率在剛好滿足計(jì)劃需求時(shí)，Pβ出現(xiàn)最小值，之后隨儲(chǔ)能容量再次增加，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率在滿足計(jì)劃需求外會(huì)出現(xiàn)能量剩余，且剩余能量逐漸增多，Pβ值也會(huì)逐漸變大。

同時(shí)考慮Pα和Pβ指標(biāo)，選擇Pα較小且Pβ波動(dòng)不大的儲(chǔ)能容量作為優(yōu)化結(jié)果可減小風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出有功功率波動(dòng)并減小能源浪費(fèi)。對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)中儲(chǔ)能裝置的容量?jī)?yōu)化分以下3個(gè)步驟：

（1）有功功率波動(dòng)率Pα隨蓄電池容量的增加，其值的相對(duì)變化小于閾值εα?xí)r，取該波動(dòng)率對(duì)應(yīng)蓄電池容量為Cbat1；

（2）有功功率波動(dòng)率Pβ隨蓄電池容量變化最小值對(duì)應(yīng)蓄電池容量為Cbat2；

（3） 蓄電池的最優(yōu)容量確定為 Cbat=max（Cbat1，Cbat2）。

3 含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)可靠性評(píng)估

3.1 含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)故障過程分析

根據(jù)故障擴(kuò)散范圍和恢復(fù)供電范圍，以開關(guān)裝置為邊界可以將配電系統(tǒng)分為若干自動(dòng)隔離區(qū)和最小隔離區(qū)[19]。如圖1所示配電系統(tǒng)，包括B1—B7共7個(gè)斷路器、熔斷器F1以及D1—D4共4個(gè)隔離開關(guān)，以開關(guān)裝置為邊界可將系統(tǒng)分為Z1—Z3共3個(gè)自動(dòng)隔離區(qū)，以及sub1—sub7共7個(gè)最小隔離區(qū)，后文所提饋線區(qū)如非特別說明，為最小隔離區(qū)。配電網(wǎng)非電源元件故障后，故障隔離分為2個(gè)階段：自動(dòng)隔離開關(guān)瞬間動(dòng)作，防止故障擴(kuò)散；以最小隔離區(qū)為單元，故障對(duì)應(yīng)最小隔離區(qū)開關(guān)裝置動(dòng)作隔離故障，同時(shí)自動(dòng)隔離裝置閉合以減小故障影響范圍?？紤]系統(tǒng)故障后由DG供電的孤島運(yùn)行模式，配電網(wǎng)故障后各饋線區(qū)可以分為故障區(qū)、無影響區(qū)、上游隔離區(qū)、上游無縫孤島區(qū)、下游隔離孤島區(qū)和下游無縫孤島區(qū)[13]。

圖1 含DG的配電網(wǎng)分區(qū)圖Fig.1 Partition diagram of distribution system with DGs

3.2 配電網(wǎng)孤島劃分方案

故障下可利用DG單獨(dú)對(duì)負(fù)荷供電形成孤島，孤島形成條件必須滿足整個(gè)孤島運(yùn)行期間孤島內(nèi)的功率平衡，即由風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出最大功率不小于孤島內(nèi)負(fù)荷總量以及孤島內(nèi)網(wǎng)損消耗。

其中，α為網(wǎng)損率，為簡(jiǎn)化潮流，可取孤島內(nèi)負(fù)荷量的 5%；[ts，te]為孤島持續(xù)時(shí)間。

當(dāng)孤島內(nèi)功率不平衡時(shí)，需采取削負(fù)荷措施。在保證功率平衡的基礎(chǔ)上，根據(jù)削負(fù)荷策略的不同，考慮如下3種孤島劃分方案。

（1）方案1：不考慮負(fù)荷的重要度，根據(jù)負(fù)荷量大小優(yōu)先保證負(fù)荷量大的負(fù)荷供電。

（2）方案2：考慮負(fù)荷的重要度，按照負(fù)荷重要度優(yōu)先保證重要度高且負(fù)荷量大的負(fù)荷供電。

（3）方案3：不考慮負(fù)荷的重要度，以有利于故障恢復(fù)后孤島模式與并網(wǎng)模式的快速轉(zhuǎn)換為原則，切除的負(fù)荷個(gè)數(shù)最少，形成最大的孤島供電范圍。

3.3 基于改進(jìn)準(zhǔn)序貫蒙特卡洛仿真方法的含風(fēng)光儲(chǔ)配電網(wǎng)可靠性評(píng)估

不考慮配電系統(tǒng)上級(jí)電站容量限制時(shí)，只有當(dāng)系統(tǒng)內(nèi)非電源元件故障才可能導(dǎo)致用戶停電風(fēng)險(xiǎn)。本文對(duì)傳統(tǒng)準(zhǔn)序貫蒙特卡洛方法[13]進(jìn)行改進(jìn)，對(duì)同一饋線區(qū)內(nèi)元件采用式（11）、式（12）進(jìn)行等效，將饋線區(qū)元件等效作為單個(gè)抽樣元件[20]，提出改進(jìn)準(zhǔn)序貫蒙特卡洛仿真方法進(jìn)行配電網(wǎng)可靠性評(píng)估，算法主要包括以下兩方面：（1）對(duì)等效的饋線區(qū)元件進(jìn)行序貫抽樣；（2）在其故障期間對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)元件進(jìn)行非序貫狀態(tài)抽樣，統(tǒng)計(jì)并計(jì)算系統(tǒng)可靠性指標(biāo)，其中風(fēng)機(jī)采用經(jīng)典的二狀態(tài)模型，光伏陣列和蓄電池組考慮到元件組的部分故障，采用三狀態(tài)模型[21]。該算法可進(jìn)一步提高可靠性評(píng)估的計(jì)算速度。

其中，λi、γi（γi=1/μi）分別為元件 i的平均年故障率和平均故障停運(yùn)時(shí)間；S為對(duì)應(yīng)饋線區(qū)。

在相同的風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下，含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)可靠性評(píng)估流程圖如圖2所示。

4 算例分析

本文采用修改的IEEE RBTS BUS6主饋線F4及其分支饋線[22]作為算例系統(tǒng)，如圖3所示，該測(cè)試系統(tǒng)共有23個(gè)負(fù)荷點(diǎn)，負(fù)荷峰值參數(shù)及負(fù)荷類型如表1所示，每小時(shí)負(fù)荷模型數(shù)據(jù)取自文獻(xiàn)[23]，所有負(fù)荷均為可控負(fù)荷。圖中接入5組DG，每組DG中包含若干同型號(hào)風(fēng)電機(jī)組、1個(gè)光伏陣列和1個(gè)蓄電池組，風(fēng)機(jī)型號(hào)為Enercon E33，單塊光伏組件在標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下最大輸出功率為250 W，蓄電池型號(hào)為Hoppecke 24 OPzS 3000，風(fēng)光儲(chǔ)元件參數(shù)詳見文獻(xiàn)[13]。單臺(tái)風(fēng)機(jī)的故障概率為4.6次/a，修復(fù)率為58.4次/a；光伏陣列和蓄電池組的狀態(tài)模型參數(shù)相同，故障狀態(tài)概率為PR=3.1%，降額狀態(tài)概率為PL=5.58%。饋線故障率為 0.065次 /（a·km），配電變壓器故障率為0.015次/a，修復(fù)時(shí)間均為5 h。假設(shè)母線和開關(guān)均100%可靠動(dòng)作，故障隔離與恢復(fù)時(shí)間均為1 h。

圖2 含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)可靠性評(píng)估流程圖Fig.2 Flowchart of reliability evaluation for distribution system with wind-PV-storage

圖3 含風(fēng)光儲(chǔ)的IEEE RBTS BUS6系統(tǒng)算例Fig.3 Modified IEEE RBTS BUS6 system with wind-PV-storage for case analysis

表1 負(fù)荷數(shù)據(jù)Table 1 Load data

4.1 儲(chǔ)能裝置容量?jī)?yōu)化

算例中系統(tǒng)負(fù)荷峰值為11.6533 MW，設(shè)定每組DG中風(fēng)機(jī)和光伏裝機(jī)容量均為670 kW時(shí)，由風(fēng)光聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)組成的可再生能源滲透率達(dá)到系統(tǒng)負(fù)荷峰值的57%。考慮在2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下蓄電池的容量?jī)?yōu)化，其中容量跟蹤策略下取Cre=0.9。改變蓄電池容量，變化步長(zhǎng)為600 kW·h，評(píng)估時(shí)間段T取1 a，有功功率波動(dòng)率Pα和Pβ的結(jié)果如圖4、5所示。

由圖4、5可知，在2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下，有功功率波動(dòng)率Pα隨儲(chǔ)能容量增加而逐漸減小，最后趨于穩(wěn)定；而有功功率波動(dòng)率Pβ隨蓄電池容量的增加出現(xiàn)先減小后增大的過程，Pβ出現(xiàn)最小值之后逐漸增加，表明隨著蓄電池容量的增加，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率在滿足計(jì)劃需求所剩余的能量逐漸增多。

圖4 容量跟蹤策略下風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)有功功率波動(dòng)率指標(biāo)變化情況Fig.4Pα-capacity curve andPβ-capacity curve of system with wind-PV-storage，applying capacity-tracking strategy

圖5 負(fù)荷跟隨策略下風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)有功功率波動(dòng)率指標(biāo)變化情況Fig.5Pα-capacity curve andPβ-capacity curve of system with wind-PV-storage，applying load-following strategy

根據(jù)2.3節(jié)儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化原則，閾值εα取5%，計(jì)算得到2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下蓄電池的最佳蓄電池容量以及對(duì)應(yīng)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出有功功率波動(dòng)率指標(biāo)如表2所示。

表2 蓄電池容量?jī)?yōu)化結(jié)果Table 2 Results of battery capacity optimization

容量跟蹤策略下，改變Cre值，以風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出有功功率波動(dòng)率指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，可以得到儲(chǔ)能容量的優(yōu)化結(jié)果如表3所示。

表3 Cre變化下蓄電池容量?jī)?yōu)化結(jié)果Table 3 Results of battery capacity optimization for different Crevalues

從表3可以看出，隨著Cre的增加，優(yōu)化的儲(chǔ)能容量基本呈現(xiàn)逐漸增加的趨勢(shì)，出現(xiàn)儲(chǔ)能容量相同主要是由于儲(chǔ)能容量改變步長(zhǎng)的原因，而對(duì)比在儲(chǔ)能容量相同的結(jié)果，Cre的增加會(huì)使得風(fēng)光儲(chǔ)的聯(lián)合輸出有功功率波動(dòng)變大。

4.2 基于儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化結(jié)果的配電網(wǎng)可靠性評(píng)估

（1）風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下配電網(wǎng)可靠性評(píng)估對(duì)比。

為便于進(jìn)行結(jié)果對(duì)比，考慮風(fēng)光儲(chǔ)容量相同的情況，設(shè)定每組DG中風(fēng)機(jī)和光伏的容量均為670 kW，由表3可知此時(shí)容量跟蹤策略下Cre=0.85時(shí)，2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化結(jié)果均為7200 kW·h。計(jì)算DG接入后系統(tǒng)的可靠性指標(biāo)，包括系統(tǒng)平均停電頻率指標(biāo)（SAIFI）、系統(tǒng)平均停電持續(xù)時(shí)間指標(biāo)（SAIDI）、電量不足期望（EENS），具體結(jié)果如表4所示。由表可知在相同的孤島劃分方案下，負(fù)荷跟隨策略的可靠性指標(biāo)均要優(yōu)于容量跟蹤策略。

表4 可靠性評(píng)估結(jié)果對(duì)比Table 4 Comparison of reliability evaluation results

考慮容量跟蹤策略下Cre對(duì)系統(tǒng)可靠性評(píng)估結(jié)果的影響，圖6給出了較能反映系統(tǒng)可靠性的系統(tǒng)年平均停電時(shí)間指標(biāo)隨Cre的變化情況?？芍?，系統(tǒng)可靠性隨Cre的增大逐漸提高，但在風(fēng)光儲(chǔ)配置容量相同的情況下，容量跟蹤策略下的系統(tǒng)可靠性水平仍要低于負(fù)荷跟隨策略。事實(shí)上，當(dāng)Cre足夠大時(shí)，容量跟蹤策略與負(fù)荷跟隨策略的計(jì)算過程相同，2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略為同一種運(yùn)行策略。

圖6 系統(tǒng)平均停電時(shí)間隨Cre變化Fig.6 Curve of SAIDI vs.Cre

基于孤島劃分方案1，進(jìn)一步對(duì)比不同風(fēng)光容量和蓄電池容量下2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略的系統(tǒng)平均停電時(shí)間指標(biāo)，結(jié)果如圖7、8所示。分析可以得到與表4相同的結(jié)果，可知采用負(fù)荷跟隨策略時(shí)系統(tǒng)的供電可靠性要高于容量跟蹤策略。綜上分析，容量跟蹤策略側(cè)重于對(duì)DG輸出功率的可控性，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率計(jì)劃性強(qiáng)，數(shù)值相對(duì)平緩；而負(fù)荷跟隨策略則偏重于保證負(fù)荷供電，風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合輸出功率變化較大，上述分析結(jié)果表明容量跟蹤策略增加對(duì)分布式電源發(fā)電的可控性是以犧牲系統(tǒng)供電可靠性為代價(jià)的。

（2）孤島劃分方案對(duì)配電網(wǎng)可靠性的影響對(duì)比。

圖7 系統(tǒng)平均停電時(shí)間隨蓄電池容量變化Fig.7 Curve of SAIDI vs.battery capacity

圖8 系統(tǒng)平均停電時(shí)間隨風(fēng)光裝機(jī)容量變化Fig.8 SAIDI for different wind-PV capacities

根據(jù)孤島劃分方案的不同，在2種風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下分別計(jì)算系統(tǒng)可靠性。

對(duì)比表4中故障后DG孤島運(yùn)行和故障后退出2種情況，故障后DG與負(fù)荷組成孤島運(yùn)行可以明顯提高配電網(wǎng)的供電可靠性；而在相同風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略下，系統(tǒng)的平均停電頻率和平均停電時(shí)間指標(biāo)呈現(xiàn)方案3最優(yōu)，方案2次之，方案1最差。

系統(tǒng)孤島運(yùn)行時(shí)，當(dāng)風(fēng)光儲(chǔ)發(fā)電量不能滿足負(fù)荷需求時(shí)，3種孤島劃分方案的削負(fù)荷的側(cè)重點(diǎn)不同：方案1優(yōu)先切除負(fù)荷量最小的負(fù)荷，方案2優(yōu)先切除重要度較低且負(fù)荷量較小的負(fù)荷，方案3為保證孤島供電范圍最大優(yōu)先切除負(fù)荷量較大的負(fù)荷。按負(fù)荷重要度對(duì)表1負(fù)荷進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，負(fù)荷平均值為一類負(fù)荷＞三類負(fù)荷＞二類負(fù)荷，故在本文負(fù)荷條件下，3種孤島劃分方案優(yōu)先切除負(fù)荷量大小均值滿足方案3＞方案2＞方案1。由以上分析可知系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)與負(fù)荷削減方案有關(guān)，優(yōu)先切除負(fù)荷量越大，系統(tǒng)供電可靠性越高。

同時(shí)，根據(jù)表1的負(fù)荷峰值分析，負(fù)荷量大的負(fù)荷包括工業(yè)、大型農(nóng)用等集中用電量大的負(fù)荷，而負(fù)荷量相對(duì)較小的是分散供電的居民、商業(yè)用電?？芍獌?yōu)先切除負(fù)荷量大的集中用電負(fù)荷相對(duì)于優(yōu)先切除負(fù)荷量相對(duì)較小的分散用電能夠提高系統(tǒng)的供電可靠性，但也會(huì)對(duì)社會(huì)效益產(chǎn)生一定的消極影響。因此，在實(shí)際情況下，需綜合權(quán)衡供電可靠性與社會(huì)效益，選擇合適的孤島劃分方案。

5 結(jié)論

本文采用改進(jìn)準(zhǔn)序貫蒙特卡洛方法對(duì)含風(fēng)光儲(chǔ)的配電網(wǎng)進(jìn)行可靠性評(píng)估，從儲(chǔ)能平抑風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)角度出發(fā)，提出2個(gè)有功功率波動(dòng)指標(biāo)對(duì)儲(chǔ)能容量進(jìn)行優(yōu)化，結(jié)合儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化結(jié)果對(duì)比分析風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略以及孤島劃分方案對(duì)配電網(wǎng)可靠性評(píng)估結(jié)果的影響。算法仿真結(jié)果表明：

（1）儲(chǔ)能容量對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)影響較大，合理選擇儲(chǔ)能容量可以減小風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)，并降低能源浪費(fèi)，提高系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性；

（2）風(fēng)光儲(chǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行策略中，容量跟蹤策略相比負(fù)荷跟隨策略能更好地提高系統(tǒng)的供電可靠性；

（3）故障后DG與負(fù)荷孤島運(yùn)行可以極大地提高系統(tǒng)供電可靠性，但同時(shí)不同的孤島劃分方案對(duì)配電網(wǎng)的供電可靠性影響較大，根據(jù)負(fù)荷削減方案的不同，孤島劃分方案3優(yōu)先削減負(fù)荷量大的集中用電負(fù)荷，可以獲得更高的供電可靠性。