考慮光伏DG孤島續(xù)航能力的配電網(wǎng)可靠性評估

伍 言，劉俊勇，向 月，劉友波，楊嘉湜，王 卓

（1.四川大學(xué) 電氣信息學(xué)院，四川 成都 610065；2.四川大學(xué) 智能電網(wǎng)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610065；3.四川省電力公司，四川 成都 610061）

0 引言

光伏（PV）發(fā)電是公認(rèn)的最具發(fā)展?jié)摿Φ目稍偕茉醇夹g(shù)[1-2]。光伏系統(tǒng)與建筑相結(jié)合，標(biāo)志著光伏發(fā)電由邊遠(yuǎn)地區(qū)和特殊應(yīng)用向城市過渡，由集中電站向分布式供電模式過渡[3]，具有更為廣闊的應(yīng)用前景。城市中的用戶安裝了光伏DG后，當(dāng)光伏發(fā)電量超過其本身負(fù)荷需求時(shí)即對外整體呈發(fā)電特性，當(dāng)系統(tǒng)側(cè)電源或上級饋線發(fā)生故障，這些用戶可以脫離主配電網(wǎng)獨(dú)立運(yùn)行，并與周圍負(fù)荷組成孤島，繼續(xù)向島內(nèi)負(fù)荷供電[3]，提高島內(nèi)負(fù)荷的供電可靠性。

已有許多學(xué)者深入研究了DG接入對配電網(wǎng)可靠性的影響[4-10]。文獻(xiàn)[5]提出了以等值有效負(fù)荷最大為目標(biāo)的孤島劃分方法，并對傳統(tǒng)最小路法進(jìn)行改進(jìn)，使之適用于對含DG的配電網(wǎng)進(jìn)行可靠性指標(biāo)計(jì)算。該文獻(xiàn)的研究對象為傳統(tǒng)恒功率DG，沒有考慮包括光伏DG在內(nèi)的不可調(diào)度DG對于可靠性的影響。文獻(xiàn)[6]利用簡化網(wǎng)絡(luò)得到區(qū)域元件故障影響表，基于序貫蒙特卡洛仿真法，研究了DG的隨機(jī)功率輸出、設(shè)備運(yùn)行與故障狀態(tài)以及負(fù)荷的隨機(jī)容量對系統(tǒng)可靠性的影響。文獻(xiàn)[7]提出了含DG區(qū)域節(jié)點(diǎn)的網(wǎng)絡(luò)劃分方法，分析了不同故障類型對配電網(wǎng)可靠性的影響。并網(wǎng)DG主要通過孤島運(yùn)行改善配電網(wǎng)可靠性，而上述文獻(xiàn)均未對孤島運(yùn)行過程中電力供需的動(dòng)態(tài)變化進(jìn)行深入分析。文獻(xiàn)[8]建立了時(shí)變負(fù)荷模型，利用蒙特卡洛法研究了孤島運(yùn)行可靠性，但沒有從全局角度分析DG對于配電網(wǎng)的影響。文獻(xiàn)[9]通過分析風(fēng)電功率隨機(jī)輸出特性和支網(wǎng)絡(luò)故障特性，計(jì)算DG供電范圍內(nèi)負(fù)荷的可靠性指標(biāo)。雖然光伏電源輸出同樣受天氣影響，具有一定隨機(jī)性，但也隨時(shí)間具有確定性變化規(guī)律。

本文通過構(gòu)造受天氣及時(shí)間影響的光伏DG功率輸出模型，仿真分析了孤島狀態(tài)下DG對負(fù)荷的支撐能力，根據(jù)影響孤島系統(tǒng)可靠性的因素提出了最優(yōu)孤島劃分算法，并對傳統(tǒng)最小路法進(jìn)行改進(jìn)，使其適用于含光伏DG的配電網(wǎng)可靠性指標(biāo)計(jì)算。

1 光伏DG孤島續(xù)航能力分析

1.1 影響孤島系統(tǒng)可靠性的因素

在孤島運(yùn)行過程中，有功、無功以及頻率、電壓控制僅由DG提供，而光伏電源不可調(diào)度且不具有傳統(tǒng)集中供電電源具有的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和過載能力[8]，無法隨負(fù)荷需求的變化而變化，故會(huì)導(dǎo)致島內(nèi)負(fù)荷供電的中斷。雖然儲(chǔ)能電池的引入能夠在一定程度上改善DG的輸出，并在DG出力不足時(shí)暫時(shí)滿足負(fù)荷的需要，但儲(chǔ)能電池自身的容量限制使其無法完全保證孤島的可靠運(yùn)行。此外，受本身輸出特性影響，由光伏DG供電的孤島具有某些特殊的運(yùn)行特點(diǎn)，影響其可靠性的因素如下。

a.孤島形成的時(shí)刻。例如19∶00到22∶00居民與商業(yè)負(fù)荷達(dá)到一天中的最大值，而此時(shí)光伏電源沒有功率輸出，負(fù)荷僅能由儲(chǔ)能電池供電，孤島發(fā)生故障的可能性較高。

b.氣候及天氣狀況。主要影響DG功率輸出。

c.負(fù)荷隨機(jī)波動(dòng)。

d.DG功率曲線與負(fù)荷特性曲線的相似性。二者的變化規(guī)律越接近，系統(tǒng)的可靠性越高。

e.儲(chǔ)能電池的容量及所能提供的最大功率。

f.孤島內(nèi)設(shè)備和DG的可靠性指標(biāo)。

為了仿真分析孤島系統(tǒng)的續(xù)航能力，需要建立能夠反映光伏DG特性的功率輸出模型。

1.2 光伏電源功率輸出模型

光伏發(fā)電的控制采用最大功率點(diǎn)跟蹤（MPPT）[11]控制策略，光伏發(fā)電的輸出功率直接決定于光照強(qiáng)度，而光照強(qiáng)度在一天中隨著時(shí)間和天氣等因素的變化不是一個(gè)穩(wěn)定值，所以光伏發(fā)電的輸出功率是隨著光照強(qiáng)度的變化而波動(dòng)的[12]。光照強(qiáng)度的不確定性主要源于天氣變化的隨機(jī)性，因此可以假設(shè)，如果能夠確定天氣狀況，便可以確定一天內(nèi)光照強(qiáng)度隨時(shí)間的變化規(guī)律，在已知光伏電池光電轉(zhuǎn)換效率的情況下，可以進(jìn)一步確定光伏電源在任意時(shí)刻的輸出功率。對光伏DG功率輸出隨機(jī)特性的建模在一定程度上即是對天氣變化狀況的建模。

基于上述分析，本文建立如下功率輸出模型：

其中，w（t）為天氣影響因子，它代表光伏DG在t時(shí)刻受天氣影響的功率輸出與典型日晴天條件下該時(shí)刻功率輸出Psunny（t）的比值。天氣狀況為晴、多云、陰、雨時(shí)，w 的取值分別為 w1、w2、w3、w4，當(dāng)天氣狀況發(fā)生變化，w 的取值也隨之在 w1、w2、w3、w4間變動(dòng)。以四狀態(tài)馬爾科夫鏈描述時(shí)間間隔為0.5 h的天氣變化情況，如圖1所示。

圖1 天氣狀態(tài)轉(zhuǎn)移模型Fig.1 Weather state transition model

圖1 中，W1、W2、W3、W4分別表示天氣狀況為晴、多云、陰、雨，aij為天氣Wi到天氣Wj的轉(zhuǎn)移率，即0.5 h前后天氣狀況由Wi轉(zhuǎn)變?yōu)閃j的概率，其值可以由觀測或統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)得到。由于光伏電源的輸出功率直接取決于光伏電池的短路電流和二極管飽和電流，而它們均與溫度有關(guān)，當(dāng)天氣狀況發(fā)生變化，溫度無法隨光照強(qiáng)度的改變而立即改變，故t時(shí)刻天氣對光伏輸出的影響應(yīng)計(jì)及前一時(shí)段（即0.5 h前）的天氣狀況。w（t）的修正式為：

由于光照強(qiáng)度不同，各季節(jié)條件下光伏電源的典型功率輸出曲線也不同。本文根據(jù)光照強(qiáng)度日平均值大小將全年分為3個(gè)部分：5月至8月（夏季）、3月至4月及9月至10月（春、秋季）、11月至次年2月（冬季），分別根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)確定各個(gè)季節(jié)下光伏電源的典型功率輸出曲線。圖2為夏季南方某地晴天天氣下光伏電源輸出功率曲線。

圖2 夏季南方某地晴天天氣下光伏電源輸出功率曲線Fig.2 Power output curve of photovoltaic generation in summer sunny weather

1.3 負(fù)荷模型

負(fù)荷同樣表現(xiàn)出顯著的季節(jié)性特征，冬夏季的負(fù)荷率明顯高于春秋季。居民、工業(yè)、商業(yè)3類負(fù)荷的夏季典型日負(fù)荷分布曲線如圖3所示。實(shí)際中，每天同一時(shí)刻的負(fù)荷都不相同，為模擬負(fù)荷波動(dòng)對孤島可靠性的影響，假定t時(shí)刻的負(fù)荷值符合已知期望與標(biāo)準(zhǔn)差的正態(tài)分布，正態(tài)分布的期望為歷史統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)中此時(shí)刻負(fù)荷的平均值，標(biāo)準(zhǔn)差為該時(shí)刻負(fù)荷歷史平均值的1／10。

圖3 3類典型夏季日負(fù)荷曲線Fig.3 Three kinds of typical summer load curve

1.4 孤島可靠性仿真分析

采用蒙特卡洛法分析各類季節(jié)條件下孤島運(yùn)行的可靠性。隨機(jī)生成孤島在一天中形成的時(shí)間，利用上述模型構(gòu)造以10 s為單位的DG輸出序列及負(fù)荷變化序列，分析動(dòng)態(tài)條件下能量輸出是否能夠滿足負(fù)荷需求。根據(jù)馬爾科夫過程逼近原理，極限狀態(tài)概率在進(jìn)一步轉(zhuǎn)移過程中保持不變，故求解由狀態(tài)轉(zhuǎn)移率aij構(gòu)成的狀態(tài)轉(zhuǎn)移矩陣方程[13]可以得到4類天氣的極限狀態(tài)概率，此概率即為模擬孤島形成時(shí)4類天氣出現(xiàn)的概率。孤島運(yùn)行過程中，按天氣狀態(tài)轉(zhuǎn)移模型模擬天氣的變化。

2 孤島劃分算法

安裝在不同用戶上的光伏DG容量不同，加之光伏發(fā)電量具有不確定性，因此各個(gè)光伏用戶在不同時(shí)段表現(xiàn)出的發(fā)電與用電特性也不盡相同。定義日平均發(fā)電量大于日平均用電量的用戶為呈發(fā)電特性的負(fù)荷，反之即為呈用電特性的負(fù)荷。當(dāng)系統(tǒng)側(cè)電源或上級饋線發(fā)生故障，呈發(fā)電特性的負(fù)荷可以脫離主配電網(wǎng)運(yùn)行，并將多余的電力提供給周圍呈用電特性的負(fù)荷或未安裝光伏電源的普通負(fù)荷，維持一定范圍孤島系統(tǒng)的運(yùn)行。

呈發(fā)電特性的負(fù)荷的數(shù)量與供電量均有限，需在故障發(fā)生前事先確定孤島范圍，在其與主系統(tǒng)斷開后有計(jì)劃地對島內(nèi)負(fù)荷供電，保證小系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。傳統(tǒng)DG遵循調(diào)度，可以對容量范圍內(nèi)的所有負(fù)荷持續(xù)穩(wěn)定地供電。光伏電源能量輸出具有隨機(jī)性與間歇性，不能簡單地以孤島內(nèi)DG容量和負(fù)荷量的匹配關(guān)系作為孤島劃分的原則[14]，必須在遍歷所有可行負(fù)荷組合的基礎(chǔ)上，通過分析比較不同孤島劃分方案下島內(nèi)負(fù)荷日分布特性與DG日發(fā)電規(guī)律的匹配關(guān)系，確定最合理的孤島劃分方案。

2.1 配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)樹模型及負(fù)荷組合遍歷

以某個(gè)呈發(fā)電特性的負(fù)荷點(diǎn)為根節(jié)點(diǎn)，其他負(fù)荷點(diǎn)為分支節(jié)點(diǎn)，以斷路器為界，根據(jù)節(jié)點(diǎn)關(guān)聯(lián)信息建立配電網(wǎng)有根樹，例如圖4中，PVLP為安裝了光伏電源的光伏負(fù)荷點(diǎn)，LP為普通負(fù)荷點(diǎn)，配電網(wǎng)有根樹的每棵有根子樹均代表一種負(fù)荷組合，即孤島劃分方式。

圖4 根據(jù)配電網(wǎng)建立的有根樹Fig.4 Rooted tree based on distribution network

以圖4所示配電網(wǎng)有根樹為例說明遍歷負(fù)荷組合的方法。Si代表含i個(gè)節(jié)點(diǎn)的有根子樹構(gòu)成的集合，從根節(jié)點(diǎn)出發(fā)，對Si中所有有根子樹添加1個(gè)節(jié)點(diǎn)，把擴(kuò)張后得到的含i+1個(gè)節(jié)點(diǎn)的子樹信息存放到Si+1中。包含1個(gè)節(jié)點(diǎn)的有根子樹只有（PVLP6）一棵，所以S1為 ｛（PVLP6）｝。添加 1個(gè)節(jié)點(diǎn)對子樹（PVLP6）進(jìn)行擴(kuò)張，可以得到3棵含2個(gè)節(jié)點(diǎn)的有根子樹，把它們的信息存入S2中得S2為｛（PVLP6，LP3），（PVLP6，PVLP5），（PVLP6，LP7）｝。 再依次對S2中的所有子樹添加1個(gè)節(jié)點(diǎn)，把得到的含3個(gè)節(jié)點(diǎn)的子樹信息存入 S3中，S3即為｛（PVLP6，LP3，LP2），（PVLP6，LP3，PVLP5），（PVLP6，LP3，LP7），（PVLP6，PVLP5，LP4），（PVLP6，PVLP5，LP7）｝。 依此類推，可以遍歷該有根子樹。再以此方法遍歷以PVLP5為根節(jié)點(diǎn)建立的有根樹，即可找到所有可行的負(fù)荷組合。

2.2 孤島劃分?jǐn)?shù)學(xué)模型

為了充分發(fā)揮DG和儲(chǔ)能電池效能，縮小停電范圍，降低主網(wǎng)故障造成的損失，在保證一定供電可靠性的基礎(chǔ)上，孤島范圍內(nèi)應(yīng)包含盡可能多的負(fù)荷，同時(shí)計(jì)及負(fù)荷的經(jīng)濟(jì)效益和用戶等級，優(yōu)先向重要負(fù)荷供電。孤島劃分模型的目標(biāo)函數(shù)為：

其中，Li為負(fù)荷點(diǎn)i的負(fù)荷值；Gk為通過子樹遍歷算法得到的負(fù)荷組合；δi為負(fù)荷重要度系數(shù)，一類、二類、三類負(fù)荷重要度系數(shù)分別為0.5、0.3、0.2。

光伏DG輸出不可調(diào)度，需由儲(chǔ)能電池平衡負(fù)荷。計(jì)及儲(chǔ)能電池的容量及輸出功率限制，孤島劃分模型的約束條件為：

其中，Pi（t）為安裝在負(fù)荷點(diǎn) i處的光伏 DG在 t時(shí)刻的發(fā)電功率，若用戶未安裝DG，則其取值為0；Est，i為負(fù)荷點(diǎn)i處配置的儲(chǔ)能電池容量；Pst為各儲(chǔ)能電池共同提供的最大輸出功率。

式（4）表示無論孤島在何時(shí)形成，DG和儲(chǔ)能電池都能支撐島內(nèi)負(fù)荷用電td小時(shí)以上。式（5）是功率差額約束。 需要說明的是，Pi（t）和 Li（t）分別代表的是DG輸出功率與負(fù)荷在t時(shí)刻的歷史統(tǒng)計(jì)平均值。在孤島實(shí)際運(yùn)行中，受天氣及負(fù)荷隨機(jī)波動(dòng)的影響，并不能總是滿足約束條件，所以必須通過第1節(jié)所述的方法評估孤島系統(tǒng)可靠性，并在分析配電網(wǎng)可靠性時(shí)計(jì)及孤島續(xù)航失敗發(fā)生二次故障的概率。

3 配電網(wǎng)可靠性評估模型

文獻(xiàn)[15-17]提出了配電網(wǎng)可靠性計(jì)算的最小路法及計(jì)及DG的改進(jìn)算法，本文進(jìn)一步加入了DG孤島續(xù)航能力對可靠性的影響因素，使之適用于對含分散光伏DG的配電網(wǎng)進(jìn)行可靠性分析。

當(dāng)不考慮DG影響時(shí)，引起負(fù)荷停電的故障通?？梢苑譃樽儔浩鞴收稀⒆钚÷飞系酿伨€故障及非最小路上的饋線故障3類。接入DG后，3類故障中只有最小路上的饋線故障能夠觸發(fā)孤島的形成，此類故障的故障率為λa，則孤島的形成率為：

其中，λD、rD分別為DG的故障率和故障平均修復(fù)時(shí)間；λS，k為第 k段主饋線的故障率；ND為在所有光伏負(fù)荷點(diǎn)及負(fù)荷點(diǎn)i前面的主饋線段數(shù)量；j為孤島內(nèi)DG（即光伏負(fù)荷點(diǎn)）數(shù)量。

當(dāng)故障發(fā)生后，計(jì)及隔離開關(guān)的操作時(shí)間S以及孤島形成所需的倒閘操作時(shí)間T，需經(jīng)過max｛S，T｝后孤島才能形成。最小路上主饋線故障平均修復(fù)時(shí)間為rs，如果DG能夠維持孤島內(nèi)負(fù)荷的供電超過rs-max｛S，T｝，則DG能夠順利從孤島過渡到并網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)，這視為一次成功的孤島續(xù)航；而當(dāng)DG不能支撐孤島用電超過rs-max｛S，T｝，負(fù)荷會(huì)發(fā)生二次停電，這視為一次失敗的孤島續(xù)航。雖然失敗的孤島續(xù)航增加了負(fù)荷的故障率，但仍舊縮短了負(fù)荷的停電時(shí)間。設(shè)孤島失敗運(yùn)行的概率為λl，孤島運(yùn)行失敗時(shí)的平均續(xù)航時(shí)間為u，則孤島內(nèi)負(fù)荷的二次故障率及平均停電時(shí)間計(jì)算公式如下：

在孤島運(yùn)行過程中，DG發(fā)生故障同樣會(huì)導(dǎo)致負(fù)荷停電。此類故障的故障率及平均故障持續(xù)時(shí)間為：

由式（7）—（10）可以求得孤島內(nèi)負(fù)荷點(diǎn)的等值故障率和故障持續(xù)時(shí)間，進(jìn)而可以按照文獻(xiàn)[18]計(jì)算配電網(wǎng)的可靠性指標(biāo)：系統(tǒng)平均停電頻率指標(biāo)（SAIFI），用戶平均停電持續(xù)時(shí)間指標(biāo)（CAIDI），系統(tǒng)平均停電持續(xù)時(shí)間指標(biāo)（SAIDI），平均供電可用度指標(biāo)（ASAI），電量不足期望值（ENSI）。

4 仿真及算例分析

4.1 原始數(shù)據(jù)

將RBTSBus6網(wǎng)絡(luò)主饋線F4及其3條分支饋線F5、F6和F7作為研究對象，其系統(tǒng)接線如圖5所示。系統(tǒng)包括30條線路、23個(gè)熔斷器、23臺變壓器、21個(gè)隔離開關(guān)、4臺斷路器和23個(gè)負(fù)荷點(diǎn)，其中負(fù)荷點(diǎn) 14、15、16、20、21 為安裝了光伏組件的光伏負(fù)荷點(diǎn)。熔斷器均裝設(shè)在每條負(fù)荷支路首端。假設(shè)斷路器與熔斷器均100%可靠動(dòng)作，忽略其故障率對可靠性的影響。隔離開關(guān)操作時(shí)間為0.3 h，孤島形成所需的倒閘操作時(shí)間為0.15 h。表1列出了負(fù)荷數(shù)據(jù)，表2列出了安裝在各負(fù)荷點(diǎn)用戶側(cè)的光伏DG容量及蓄電池參數(shù)，表3列出了各元件的故障率和平均修復(fù)時(shí)間。其他參數(shù)見文獻(xiàn)[19]。

以中國南方光照充足的某城市作為光照及天氣的數(shù)據(jù)來源，夏季晴天天氣下光伏電源的輸出功率曲線如圖2所示。天氣狀況間的轉(zhuǎn)移率如表4所示。天氣影響因子 w1、w2、w3、w4分別取為 1、0.85、0.6、0.3。為簡化處理，不考慮不同季節(jié)間日照時(shí)間的差別，令冬季光伏電源的輸出功率為夏季的60%，春、秋季為夏季的80%。冬、夏季為負(fù)荷用電高峰，居民與商業(yè)負(fù)荷率較春、秋季平均上漲40%，工業(yè)負(fù)荷上漲10%。

圖5 含光伏DG的RBTSBus6配電網(wǎng)接線圖Fig.5 Connection diagram of RBTSBus6 distribution network with photovoltaic DG

表1 負(fù)荷數(shù)據(jù)Tab.1 Load data

表2 光伏DG安裝容量及蓄電池參數(shù)Tab.2 Photovoltaic DG installation capacity and battery parameters

表3 元件的可靠性指標(biāo)Tab.3 Reliability index of component

表4 天氣間的轉(zhuǎn)移率Tab.4 Transfer rate between weathers

4.2 孤島劃分方案

由設(shè)備可靠性數(shù)據(jù)得孤島續(xù)航3.5 h方能避免負(fù)荷發(fā)生二次故障，基于此，孤島劃分模型中的td取為3.5 h。由于不同季節(jié)條件下典型光伏DG輸出曲線與負(fù)荷曲線均會(huì)發(fā)生變化，所以不同季節(jié)的最優(yōu)孤島方案也不相同，如表5所示。春、秋季與夏季的孤島劃分方案一致，同記為夏季方案。

表5 不同季節(jié)下的最優(yōu)孤島劃分Tab.5 Optimal islanding for different seasons

4.3 孤島供電可靠性分析

圖6 瞬時(shí)電源出力、負(fù)荷變化以及儲(chǔ)能電池瞬時(shí)容量Fig.6 Instantaneous output of power supply，load variation and instantaneous capacity of storage cell

采用第1節(jié)建立的模型進(jìn)行孤島仿真運(yùn)行。在夏季方案下，孤島1中安裝在各用戶處的光伏電源容量總和為0.5 MW。忽略各蓄電池出力不均問題，它們共同提供的最大輸出功率為100 kW，容量之和為300 kW·h。圖6示出了在某2次運(yùn)行中，負(fù)荷值L、DG出力P以及蓄電池容量E的瞬時(shí)變化情況。圖6（a）中，孤島形成于 15∶00，天氣條件為晴，在 3.5 h 的模擬運(yùn)行中，瞬時(shí)負(fù)荷與DG瞬時(shí)出力的差值沒有超過蓄電池功率最大值，儲(chǔ)能電池電量也沒有耗盡，孤島續(xù)航成功。而圖6（b）中，受陰天影響，DG輸出功率明顯下降，雖然功率差值沒有發(fā)生越限，但在孤島運(yùn)行了3小時(shí)26分鐘7秒后儲(chǔ)能電池容量耗盡，孤島續(xù)航失敗，島內(nèi)負(fù)荷再度故障。

重復(fù)進(jìn)行10000次模擬運(yùn)行，系統(tǒng)共出現(xiàn)故障1196次，其中儲(chǔ)能電池電量耗盡故障67次，功率越限故障1129次，故障前平均續(xù)航時(shí)間為1.0942 h。故障主要集中發(fā)生在 2個(gè)時(shí)段：08∶00—10∶00和19∶00—22∶00，2 個(gè)時(shí)段的故障次數(shù)分別為 421 次及483次。造成故障集聚效應(yīng)的原因是這2個(gè)時(shí)段內(nèi)，負(fù)荷率急劇升高而DG功率輸出水平較低，甚至沒有輸出。

改變儲(chǔ)能電池容量研究其對孤島續(xù)航能力的影響。孤島運(yùn)行3.5 h不發(fā)生停電的概率隨著儲(chǔ)能電池容量的增加而不斷降低。當(dāng)儲(chǔ)能電池容量和額定功率提高1倍時(shí)，孤島不停電概率提高至99.3%，當(dāng)提高2倍時(shí)，在不考慮元件故障率的情況下，孤島可以達(dá)到100%可靠運(yùn)行。儲(chǔ)能電池價(jià)格昂貴，在確定實(shí)際安裝容量時(shí)需綜合考慮其提高系統(tǒng)可靠性帶來的經(jīng)濟(jì)效益與安裝成本之間的關(guān)系。由于本文不涉及經(jīng)濟(jì)性分析，所以不作討論。

為比較夏季和冬季2種孤島劃分方案的優(yōu)劣，分別計(jì)算2種方案下孤島在全年各季節(jié)的可靠性指標(biāo)，列于表6及表7中。

表6 孤島1的運(yùn)行可靠性指標(biāo)Tab.6 Reliability index of island 1

表7 孤島2的運(yùn)行可靠性指標(biāo)Tab.7 Reliability index of island 2

由表6和表7可知，在相同的孤島劃分方式下，光伏DG對島內(nèi)負(fù)荷的支撐能力隨氣候具有季節(jié)性變化。雖然春、秋2季光照強(qiáng)度較夏季有所下降，影響了DG的功率輸出，但負(fù)荷率也達(dá)到一年中的谷值，故春、秋季與夏季條件下孤島的可靠性指標(biāo)接近。而由于冬季光照強(qiáng)度降低，負(fù)荷率升高，孤島續(xù)航能力達(dá)到全年最低，島內(nèi)負(fù)荷的故障率明顯增大。

對比2種孤島方案可知：采用夏季方案時(shí)，島內(nèi)劃入了較多負(fù)荷，使DG的作用范圍更廣，但是在冬季卻由于支撐能力不足造成孤島系統(tǒng)故障率過高；采用冬季方案時(shí)，雖然島內(nèi)負(fù)荷減少使孤島系統(tǒng)可靠性得到提高，但卻減小了其作用范圍，限制了其對配電網(wǎng)可靠性的改善能力。

基于上述分析，在實(shí)際運(yùn)行中，應(yīng)有計(jì)劃地調(diào)整孤島范圍，適應(yīng)不同季節(jié)條件下的孤島運(yùn)行方式。在故障前，根據(jù)孤島劃分方案，預(yù)先確定解列點(diǎn)，對解列點(diǎn)進(jìn)行重點(diǎn)監(jiān)測以確定隔離裝置是否需要?jiǎng)幼饕越饬邢到y(tǒng)，形成孤島。在冬季，重新設(shè)定解列點(diǎn)的位置，縮小孤島范圍，以實(shí)現(xiàn)計(jì)劃孤島優(yōu)化運(yùn)行。

4.4 配電網(wǎng)可靠性指標(biāo)計(jì)算

將孤島可靠性指標(biāo)代入配電網(wǎng)可靠性評估模型，分別計(jì)算夏季、冬季及計(jì)劃調(diào)整3種孤島方案下系統(tǒng)的可靠性指標(biāo)，列于表8中。

表8 系統(tǒng)可靠性指標(biāo)Tab.8 Reliability index of system

可以看出：除了略微增大了SAIFI外，光伏DG的接入對系統(tǒng)其他可靠性指標(biāo)均有不同程度的改善。而在3種孤島方案中，雖然夏季方案能夠得到最低的CAIDI，但這實(shí)際反映了該方案的劣勢，因?yàn)樵谟脩敉ｋ姵掷m(xù)時(shí)間總和接近的情況下，CAIDI越低，表明用戶停電頻率越高，這是由孤島冬季故障率大幅升高造成的。冬季方案雖然能得到較低的SAIFI，但由于孤島范圍較小，DG影響的負(fù)荷有限，其對系統(tǒng)其他指標(biāo)的改善情況明顯差于另外2種方案。綜合來看，計(jì)劃調(diào)整方案結(jié)合了2種方案的優(yōu)點(diǎn)，有4項(xiàng)指標(biāo)較優(yōu)，從而論證了按季節(jié)調(diào)整孤島范圍的合理性。

接入光伏DG前后部分負(fù)荷點(diǎn)的可靠性指標(biāo)對比結(jié)果見表9及表10。為分析光伏DG與普通DG對配電網(wǎng)可靠性影響的區(qū)別，在表中列出了相同用戶接入相同容量的普通DG后配電網(wǎng)各可靠性指標(biāo)的計(jì)算結(jié)果。

表9 部分負(fù)荷點(diǎn)的故障率Tab.9 Failure rate of some load points

表10 部分負(fù)荷點(diǎn)的停電持續(xù)時(shí)間Tab.10 Interruption duration of some load points

從以上結(jié)果可得以下結(jié)論。

a.表7中夏季孤島2續(xù)航失敗的概率為15.73%，與之對應(yīng)的島中負(fù)荷19與20的夏季故障率分別為2.151次／a和2.154次／a，平均停電持續(xù)時(shí)間分別為1.9090 h／次與1.9629 h／次。到了冬季，調(diào)整孤島范圍，負(fù)荷19被排除在孤島之外，其可靠性指標(biāo)與未接入DG時(shí)相同。而由于島中負(fù)荷減少，孤島續(xù)航能力提高，孤島故障概率降低為0.06%，負(fù)荷20的故障率與平均停電持續(xù)時(shí)間相應(yīng)地分別下降為2.056次／a和1.6361 h／次。這證明孤島續(xù)航能力的季節(jié)性變化直接決定負(fù)荷可靠性指標(biāo)的改善情況。

b.在接入普通DG時(shí)負(fù)荷點(diǎn)18的可靠性指標(biāo)得到改善，而接入光伏DG后其可靠性指標(biāo)卻無變化，可以看出：在容量相等的情況下，光伏DG對配電網(wǎng)的作用范圍更小。另外，光伏DG對孤島范圍內(nèi)負(fù)荷可靠性指標(biāo)的改善能力也要弱于普通DG。這是由光伏DG不可調(diào)度的輸出特性決定的。

5 結(jié)語

本文通過構(gòu)造受天氣及時(shí)間影響的光伏DG功率輸出模型，仿真分析了孤島狀態(tài)下DG對負(fù)荷的支撐能力，根據(jù)影響孤島系統(tǒng)可靠性的因素提出了最優(yōu)孤島劃分算法，在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步分析了孤島運(yùn)行可靠性對配電網(wǎng)可靠性的影響。通過算例可以得到以下結(jié)論：

a.季節(jié)性光照強(qiáng)度變化影響光伏DG對孤島運(yùn)行的支撐能力，就某個(gè)時(shí)段而言，孤島系統(tǒng)可靠性主要受天氣、孤島形成時(shí)間及儲(chǔ)能電池容量等因素的影響；

b.光伏DG能夠有效改善配電網(wǎng)可靠性，其改善程度取決于孤島劃分方式及運(yùn)行狀態(tài)；

c.針對光伏DG輸出隨季節(jié)變化的特點(diǎn)，提出了按季節(jié)調(diào)整孤島范圍的計(jì)劃孤島運(yùn)行方案，即在光照充足的夏季及負(fù)荷率較低的春、秋季在孤島中劃入較多負(fù)荷，而在光照強(qiáng)度低、負(fù)荷率高的冬季減少孤島負(fù)荷。仿真結(jié)果表明該方案能夠最大限度地發(fā)揮DG效能，提高配電網(wǎng)可靠性。