一種含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法與流程

本發明屬于電力
技術領域：
，特別涉及一種含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法。
背景技術：
：可再生能源以分布式電源形式接入配電網是減輕我國能源壓力和保護環境的有效手段，且分布式電源接入配電網的情況在我國已經很常見。光伏發電相對而言開發潛力較大，但其本身受環境制約較強，具有間歇性和隨機性。分布式電源接入配電網會對配電網的潮流分布、保護控制、諧波、穩定性等方面造成影響。當分布式電源的滲透率較低時，可能這些影響不是很顯著，但隨著滲透率不斷增加，這些影響便不容忽視。另一方面，隨著社會經濟發展，人民生活水平提高，用戶對供電可靠性的要求越來越高，我國很多地區對供電可靠性要求已經達到“五個九”，因此，針對分布式電源接入配電網進行研究是很有必要的。配電網可靠性評估的核心即計算出各負荷點的可靠性指標，進而計算出整個配電系統的可靠性指標。常見的負荷點可靠性指標包括：平均故障率、平均停電時間、每次故障平均停電持續時間；常見的系統可靠性指標包括：系統平均停電頻率指標(SystemAverageInterruptionFrequencyIndex，SAIFI)、用戶平均停電頻率指標(CustomerAverageInterruptionFrequencyIndex，CAIFI)、系統平均停電持續時間指標(SystemAverageInterruptionDurationIndex，SAIDI)、用戶平均停電持續時間指標(CustomerAverageInterruptionDurationIndex，CAIDI)、平均供電可用度指標(AverageServiceAvailabilityIndex，ASAI)、系統總電量不足指標(energynotsupplied，ENS)、系統平均電量不足指標(averageenergynotsupplied，AENS)等。系統可靠性指標可由各負荷點指標計算而得。目前國內外已有一些針對分布式電源接入后配電網可靠性的研究，較為典型的可分為兩大類：模擬法和解析法。其中，模擬法又以蒙特卡洛法最為常見。分布式電源接入配電網后的可靠性評估，其難點在于將分布式電源的時序功率輸出與系統負荷變化相匹配；另外，我國配電網建設已經加大了力度，配電網的結構已經從以往的單輻射形式逐漸向多分段、多聯絡的形式轉變，而現有研究在計算可靠性指標時基本未考慮轉供(聯絡線)對配電網可靠性造成的影響。技術實現要素：本發明的目的是提供一種含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法，在同一時間軸上考慮光伏發電和負荷的時序變化，考慮故障情況下光伏構成微電網后孤島運行情況，并考慮了轉供方案(聯絡線)對可靠性的影響，對光伏發電本身的數據量要求較少，能更精確地反映含高滲透率光伏發電配電網的可靠性。為了實現上述目的，本發明提供了如下技術方案：本發明提供一種含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法，該方法包括以下步驟：步驟一，建立配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線；統計得到配電網中各負荷點一年中每日最大負荷變化曲線和典型日負荷率變化曲線，將一年中每日最大負荷變化曲線和典型日負荷率變化曲線擬合得到配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線；步驟二，建立配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線；首先，通過計算建立光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線；統計得到光伏發電的典型日輸出功率曲線；然后，將一年中每日最大輸出功率曲線和典型日輸出功率曲線擬合得到配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線；步驟三，根據光伏發電裝機容量Ppv，確定光伏發電最大可供電范圍和轉供對端最大可供電范圍，即確定光伏發電最多可能包含的負荷點和轉供對端最多可能包含的負荷點；步驟四，根據步驟一得到的配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線、步驟二得到的配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線和步驟三得到的光伏發電最大可供電范圍，求出光伏發電最大可供電范圍內的各負荷點可由光伏發電供電的概率；步驟五，搜索負荷點；步驟六，求各負荷點的最小路，并分別記錄各負荷點的最小路和非最小路上的設備；步驟七，確定各負荷點的最小路和非最小路上的設備的設備故障率和故障時間對各負荷點可靠性指標的貢獻；步驟八，計算各負荷點可靠性指標；步驟九，根據各負荷點可靠性指標計算配電網系統可靠性指標。所述步驟二中，通過如下式計算得到光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線：影響光伏發電輸出功的主要因素是太陽輻射強度和溫度；在不考慮遮擋的情況下，每日太陽輻射強度Iday只與日地之間的相對位置有關，可由式(1)計算而得:式中，S0為太陽常數，為1367W/m2；N表示日序；光伏發電一年中每日最大輸出功率Pdm則可由式(2)計算而得；式中，Pstc為標準條件下(對應太陽輻射強度Istc＝1000W/m2，溫度Tstc＝25℃)光伏發電的輸出功率；αT為光伏發電的功率溫度系數，％/K；Iday為每日太陽輻射強度，W/m2；Tdm為每日光伏板的最高溫度，℃。所述步驟三中，轉供對端也相當于一個電源，它的最大供電范圍求取方法與光伏發電的最大可供電范圍求取方法相同；光伏發電最大可供電范圍求取方法具體如下式(3)所示：式中，maxNLP表示光伏發電最大可供電范圍，是負荷點的集合；Ni表示距離電源點第i近，且能形成通路的負荷點；PNi表示負荷點Ni所連負荷的最大值，kW；PPv表示光伏發電裝機容量，kW。所述步驟四中，光伏發電最大可供電范圍內的各負荷點可由光伏發電供電的概率為：式中，Pi為光伏發電最大可供電范圍內的負荷點i可由光伏發電供電的概率；t為疊加負荷曲線與步驟二得到的配電網中光伏發電一年中每小時輸出功率曲線置于同一時間軸下時，位于光伏發電一年中每小時輸出功率曲線下方的時間；其中，疊加負荷曲線為步驟一中負荷點i一年中每小時的負荷變化曲線與以負荷點i為最遠負荷點的光伏發電最大可供電范圍的子集中所有負荷點的一年中每小時的負荷變化曲線相疊加的曲線。所述步驟五中，給配電網中所有負荷點進行連續編號。所述步驟六中，將配電網中的節點和二端口設備分別進行編號，其中節點編號按照進線首端是1，出線末節點為編號最大值的規律進行連續編號；從電源點，即節點1，開始搜索，訪問當前所有鄰接節點，然后再依次從已訪問的鄰接節點繼續搜索，直至搜索到負荷點時，此時電源點到負荷點所經過路徑即為該負荷點的最小路，記錄此時電源點到負荷點所經過的設備編號；電源點到負荷點所經過的設備即為該負荷點的最小路上的設備，其余設備均為該負荷點的非最小路上的設備；然后繼續搜索，直到所有負荷點都搜索完畢為止，記錄得到各負荷點的最小路和非最小路上的設備。所述步驟七包括如下步驟：a、判斷各最小路上的負荷點是否在轉供對端最大可供電范圍內：如果負荷點i在轉供對端的最大可供電范圍內，則負荷點i所對應最小路上所有設備的設備故障率為0，故障時間為設備每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算；否則繼續判斷各最小路上的負荷點是否在光伏發電最大供電范圍內：如果負荷點i在光伏發電最大供電范圍內，設備j為在其最小路上任意一設備，則設備j的故障率為(1-Pi)λj，其中，Pi為步驟四中求得的光伏發電最大可供電范圍內的負荷點i可由光伏發電供電的概率，λj為設備j統計所得的設備故障率，故障時間為設備j每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算；否則負荷點i既不在任何轉供對端最大可供電范圍內，也不在任何光伏發電最大可供電范圍內，因此負荷點i最小路上任意設備j的設備故障率為其本身設備故障率λj，故障時間為設備j每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算；b、判斷各負荷點非最小路上的設備屬于分支線、主饋線還是光伏發電；如果負荷點i非最小路上的設備屬于分支線，則不參與該負荷點i最小路上負荷點可靠性指標的計算；如果負荷點i非最小路上的設備屬于主饋線，則需以該主饋線的故障率和故障時間以并聯等值參與該負荷點i可靠性指標的計算；主饋線的故障率和故障時間為該主饋線上的所有設備的設備故障率λj和設備每次故障平均停電持續時間的串聯等值；如果負荷點i非最小路上的設備屬于光伏發電，則需以等效設備的故障率和故障時間以并聯等值參與該負荷點i可靠性指標的計算；等效設備的故障率和故障時間為光伏發電的故障率和故障時間與主饋線的故障率和故障時間的并聯等值。所述步驟八中，利用步驟七中得到的設備故障率和故障時間，使用下列串聯等值式或并聯等值式計算各負荷點可靠性指標，即負荷點年平均停電持續時間；串聯等值Ui＝λiγi(7)式中，λi為負荷點i故障率；λj為設備j的故障率；γi為負荷點i每次故障平均停電持續時間，h/次；γj為設備j每次故障平均停電持續時間，h/次；Ui為負荷點i年平均停電持續時間，h/年；并聯等值兩個設備(設備1和設備2)的并聯等值計算如式(8)-(10)所示，多個設備的并聯可以先將其中兩個并聯，然后在與其他設備依次并聯；Ui＝λiγi(10)式中，λi為負荷點i故障率；λ1為設備1的故障率；γi為負荷點i每次故障平均停電持續時間，h/次；γ1為設備1每次故障平均停電持續時間，h/次；λ2為設備2的故障率；γ2為設備2每次故障平均停電持續時間，h/次；Ui為負荷點i年平均停電持續時間，h/年。所述步驟九中，具體計算式如下：系統平均停電頻率指標，如式(11)所示：λi為負荷點i故障率，由串聯等值或并聯等值式計算而得；Ni為負荷點i所帶用戶戶數；系統平均停電持續時間指標，如式(12)所示：式中，Ui為負荷點i年平均停電時間，Ni為負荷點i所帶用戶戶數，SAIDI的單位為h/戶·年；用戶平均停電持續時間指標，如式(13)所示：式中，Ui為負荷點i年平均停電時間，λi為負荷點i故障率，由串聯等值或并聯等值式計算而得，Ni為負荷點i所帶用戶戶數；CAIDI的單位為h/次或min/次；系統總電量不足指標，如式(14)所示：ENS＝∑LaiUi(14)式中，Lai為接入負荷點i的平均負荷，Ui為負荷點i年平均停電時間；ENS的期望值為EENS，單位為kWh/年或MWh/年；系統平均電量不足指標，如式(15)所示：式中，Lai為接入負荷點i的平均負荷，Ui為負荷點i年平均停電時間，Ni為負荷點i所帶用戶戶數；AENS的單位為kWh/戶·年或MWh/戶·年。與現有技術相比，本發明的有益效果在于：本發明在同一時間軸建立了負荷變化模型和光伏發電輸出功率模型，且同時考慮了當前實際配電網中轉供方案(即聯絡線)對配電網可靠性的影響，對光伏發電本身的數據量要求較少，能更準確地反映實際配電系統的可靠性。本發明考慮外界因素對分布式電源輸出功率的影響，建立了分布式光伏發電輸出功率模型；建立了配電網負荷模型；在傳統配電網供電可靠性指標計算方法基礎上，引入分布式電源故障特性及分布式電源可靠性模型，建立含分布式電源的配電網供電可靠性評估模型。采用本發明所述方法建立光伏發電模型所需的數據量小、精度高；且同時考慮了實際配電網中聯絡線轉供方案對配電網可靠性帶來的影響，更切合實際。附圖說明圖1為本發明一種含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法的可靠性評估流程圖；圖2為實施例的實際電網結構圖；圖3a為實施例的拓撲結構圖；圖3b為負荷點LP3最小路Road1的拓撲結構圖；圖3c為負荷點LP6最小路Road2的拓撲結構圖；圖3d為負荷點LP11最小路Road3的拓撲結構圖；圖4實施例配電線路各負荷點一年中每日最大負荷變化曲線圖；圖5實施例配電線路各負荷點一年中每小時負荷變化曲線圖；圖6實施例光伏發電一年中每小時輸出功率曲線圖。其中的附圖標記為：A轉供對端1B轉供對端2C轉供對端3“+”表示串聯“//”表示并聯E1為圖3b中除了標出的設備之外，其他設備的等效電路E2為圖3c中節點5之下的所有設備的等效電路E3為圖3c中節點13之下的所有設備的等效電路E4為圖3d中節點5以左所有設備的等效電路E5為圖3d中節點6以下所有設備的等效電路具體實施方式下面結合實施例對本發明進行進一步說明。如圖1所示，本發明的含光伏發電構成微電網的配電網可靠性評估方法，包括以下步驟：步驟一，建立配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線。在對配電網可靠性進行評估時，往往以一年為一個周期，因此需要建立周期長達一年的負荷變化模型，且單位時間跨度越小，負荷變化模型則越精確，若有實際的負荷變化情況則最佳。之后的光伏發電輸出模型建立也是如此。統計得到配電網中各負荷點一年中每日最大負荷變化曲線和典型日負荷率變化曲線，將一年中每日最大負荷變化曲線和典型日負荷率變化曲線擬合得到配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線。步驟二，建立配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線。首先，通過計算建立光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線；統計得到光伏發電的典型日輸出功率曲線；然后，將一年中每日最大輸出功率曲線和典型日輸出功率曲線擬合得到配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線。具體過程如下：通過如下式計算得到光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線:影響光伏發電輸出功的主要因素是太陽輻射強度和溫度。在不考慮遮擋的情況下，每日太陽輻射強度Iday只與日地之間的相對位置有關，可由式(1)計算而得:式中，S0為太陽常數，約為1367W/m2；N表示日序。光伏發電一年中每日最大輸出功率Pdm則可由式(2)計算而得。式中，Pstc為標準條件下(對應太陽輻射強度Istc＝1000W/m2，溫度Tstc＝25℃)光伏發電的輸出功率；αT為光伏發電的功率溫度系數，％/K；Iday為每日太陽輻射強度，W/m2；Tdm為每日光伏板的最高溫度，℃。將統計得到的光伏發電的典型日輸出功率曲線與光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線擬合，得到配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線。步驟三，根據光伏發電裝機容量Ppv，確定光伏發電最大可供電范圍和轉供對端最大可供電范圍，即確定光伏發電最多可能包含的負荷點和轉供對端最多可能包含的負荷點。轉供對端也相當于一個電源，它的最大供電范圍求取方法與光伏發電的最大可供電范圍求取方法相同，在此，僅以光伏發電說明最大可供電范圍求取方法，具體如下式(3)所示。式中，maxNLP表示光伏發電最大可供電范圍，是負荷點的集合；Ni表示距離電源點第i近，且能形成通路的負荷點；PNi表示負荷點Ni所連負荷的最大值，kW；PPv表示光伏發電裝機容量，kW。步驟四，根據步驟一得到的配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線、步驟二得到的配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線和步驟三得到的光伏發電最大可供電范圍，求出光伏發電最大可供電范圍內的各負荷點可由光伏發電供電的概率。轉供對端對負荷點供電范圍內的負荷點，可供電概率為100％。如式(4)所示：光伏發電最大可供電范圍內的各負荷點可由光伏發電供電的概率為：式中，Pi為光伏發電最大可供電范圍內的負荷點i可由光伏發電供電的概率；t為疊加負荷曲線與步驟二得到的配電網中光伏發電一年中每小時輸出功率曲線置于同一時間軸下時，位于光伏發電一年中每小時輸出功率曲線下方的時間；其中，疊加負荷曲線為步驟一中負荷點i一年中每小時的負荷變化曲線與以負荷點i為最遠負荷點的光伏發電最大可供電范圍的子集中所有負荷點的一年中每小時的負荷變化曲線相疊加的曲線。步驟五，搜索負荷點。給配電網中所有負荷點進行編號，順序沒有限制，但編號不能重復，優選為連續編號，便于通過計算機編程實現。步驟六，求各負荷點的最小路，并分別記錄各負荷點的最小路和非最小路上的設備。將配電網中的節點和二端口設備(線路和變壓器等)分別進行編號。其中節點編號按照進線首端是1，出線末節點為編號最大值的規律進行連續編號。從電源點(即節點1)開始搜索，訪問當前所有鄰接節點，然后再依次從已訪問的鄰接節點繼續搜索，直至搜索到負荷點時，此時電源點到負荷點所經過路徑即為該負荷點的最小路，記錄此時電源點到負荷點所經過的設備編號；電源點到負荷點所經過的設備即為該負荷點的最小路上的設備，其余設備均為該負荷點的非最小路上的設備。然后繼續搜索，直到所有負荷點都搜索完畢為止，記錄得到各負荷點的最小路和非最小路上的設備。可以看出，最小路和負荷點是一一對應的，且在不考慮光伏電源和轉供對端的情況下，最小路上任意設備故障均會導致與之對應的負荷點發生故障。步驟七，確定各負荷點的最小路和非最小路上的設備的設備故障率和故障時間對各負荷點可靠性指標的貢獻。a、判斷各最小路上的負荷點是否在轉供對端最大可供電范圍內：如果負荷點i在轉供對端的最大可供電范圍內，則負荷點i所對應最小路上所有設備的設備故障率為0，故障時間為設備每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算；否則繼續判斷各最小路上的負荷點是否在光伏發電最大供電范圍內：如果負荷點i在光伏發電最大供電范圍內，設備j為在其最小路上任意一設備，則設備j的故障率為(1-Pi)λj，其中，Pi為步驟四中求得的光伏發電最大可供電范圍內的負荷點i可由光伏發電供電的概率，λj為設備j統計所得的設備故障率，故障時間為設備j每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算；否則負荷點i既不在任何轉供對端最大可供電范圍內，也不在任何光伏發電最大可供電范圍內，因此負荷點i最小路上任意設備j的設備故障率為其本身設備故障率λj，故障時間為設備j每次故障平均停電持續時間；并以此參與該負荷點i可靠性指標的計算。b、判斷各負荷點非最小路上的設備屬于分支線、主饋線還是光伏發電。如果負荷點i非最小路上的設備屬于分支線，則不參與該負荷點i最小路上負荷點可靠性指標的計算；因為，對于分支線，默認其首端裝有熔斷器，當分支線上設備發生故障時，熔斷器熔斷，故障不會影響其它支線正常工作，即不會影響最小路上負荷點的可靠性指標；如果負荷點i非最小路上的設備屬于主饋線，則需以該主饋線的故障率和故障時間以并聯等值參與該負荷點i可靠性指標的計算；主饋線的故障率和故障時間為該主饋線上的所有設備的設備故障率λj和設備每次故障平均停電持續時間的串聯等值；如果負荷點i非最小路上的設備屬于光伏發電，則需以等效設備的故障率和故障時間以并聯等值參與該負荷點i可靠性指標的計算；等效設備的故障率和故障時間為光伏發電的故障率和故障時間與主饋線的故障率和故障時間的并聯等值。步驟八，計算各負荷點可靠性指標。利用步驟七中得到的設備故障率和故障時間，使用下列串聯等值式或并聯等值式計算各負荷點可靠性指標，即負荷點年平均停電持續時間。串聯等值Ui＝λiγi(7)式中，λi為負荷點i故障率；λj為設備j的故障率；γi為負荷點i每次故障平均停電持續時間，h/次；γj為設備j每次故障平均停電持續時間，h/次；Ui為負荷點i年平均停電持續時間，h/年。并聯等值兩個設備(設備1和設備2)的并聯等值計算如式(8)-(10)所示。多個設備的并聯可以先將其中兩個并聯，然后在與其他設備依次并聯。Ui＝λiγi(10)式中，λi為負荷點i故障率；λ1為設備1的故障率；γi為負荷點i每次故障平均停電持續時間，h/次；γ1為設備1每次故障平均停電持續時間，h/次；λ2為設備2的故障率；γ2為設備2每次故障平均停電持續時間，h/次；Ui為負荷點i年平均停電持續時間，h/年。步驟九，根據各負荷點可靠性指標計算配電網系統可靠性指標。具體計算式如下：系統平均停電頻率指標(systemaverageinterruptionfrequencyindex，SAIFI)，如式(11)所示。λi為負荷點i故障率(由串聯等值或并聯等值式計算而得)，Ni為負荷點i所帶用戶戶數。系統平均停電持續時間指標(systemaverageinterruptiondurationindex，SAIDI)，如式(12)所示。式中，Ui為負荷點i年平均停電時間，Ni為負荷點i所帶用戶戶數。SAIDI的單位為h/戶·年。用戶平均停電持續時間指標(customeraverageinterruptiondurationindex，CAIDI)，如式(13)所示。式中，Ui為負荷點i年平均停電時間，λi為負荷點i故障率(由串聯等值或并聯等值式計算而得)，Ni為負荷點i所帶用戶戶數。CAIDI的單位為h/次或min/次。系統總電量不足指標(energynotsupplied，ENS)，如式(14)所示。ENS＝∑LaiUi(14)式中，Lai為接入負荷點i的平均負荷，Ui為負荷點i年平均停電時間。ENS的期望值為EENS(expectedenergynotsupplied)，單位為kWh/年或MWh/年。系統平均電量不足指標(averageenergynotsupplied，AENS)，如式(15)所示。式中，Lai為接入負荷點i的平均負荷，Ui為負荷點i年平均停電時間，Ni為負荷點i所帶用戶戶數。AENS的單位為kWh/戶·年或MWh/戶·年。實施例該實施例包括一條我國北方某地區10kV配電線路，其電網結構如圖2所示，該線路共有3個轉供對端；經簡化，其簡化拓撲結構圖如圖3a所示。該配電網共包括49個節點(節點0至節點48)，24臺配電變壓器(T1至T24)，24個負荷點(LP1至LP24)以及24條連接線路(L1至L24)。圖3a中L1～L11組成了此配電網的主饋線，其余線路或配電變壓器所組成的支路均為分支線路，且配電變壓器上方標記為變壓器名稱、額定容量(kVA)和所帶用戶數，例如T1(315/2)則表示：配電變壓器T1的額定容量為315kVA，該變壓器共為2戶用戶供電。實施例所示配電線路中總配變容量為4750kVA，共有用戶315戶。實施例配電網中共包含2處光伏發電接入：①容量為0.5MW的光伏發電PV1接入節點13；②容量為0.5MW的光伏發電PV2接入節點17。步驟一，建立配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線。實施例一年中每日最大負荷變化曲線如圖4所示，根據表1所示的該區域典型日負荷率統計表，得到典型日負荷率變化曲線；通過將一年中每日最大負荷變化曲線和典型日負荷率變化曲線擬合得到配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線，如圖5所示。表1實施例典型日負荷率統計表各負荷點的負荷變化應與整條10kV配電線路負荷變化情況類似，在此簡化考慮，各負荷點的負荷曲線形狀與總負荷曲線一樣，而幅值按照各負荷點安裝的配變容量占總配變容量的比值分配。步驟二，建立配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線。通過計算建立光伏發電一年中每日最大輸出功率曲線；統計得到光伏發電的典型日輸出功率曲線；然后，將一年中每日最大輸出功率曲線和典型日輸出功率曲線擬合得到配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線，如圖6所示。步驟三，根據光伏發電裝機容量Ppv，確定光伏發電最大可供電范圍和轉供對端最大可供電范圍，即確定光伏發電最多可能包含的負荷點和轉供對端最多可能包含的負荷點。本實施例中共有三處轉供對端A、B、C(轉供對端1連接在節點28，轉供對端2連接在節點34，轉供對端3連接在節點36)，即三個聯絡點連接的10kV線路。三處轉供對端的可轉帶負荷均為0.5MW。根據式(3)計算得到：PV1的最大可供電范圍包括LP6和LP8；PV2的最大可供電范圍包括LP12、LP13和LP14；轉供對端1的最大可供電范圍包括LP2、LP3、LP4和LP5；轉供對端2的最大可供電范圍包括LP10；轉供對端3的最大可供電范圍包括LP12和LP20。步驟四，根據步驟一得到的配電網中各負荷點一年中每小時的負荷變化曲線、步驟二得到的配電網中各光伏發電一年中每小時的輸出功率曲線和步驟三得到的光伏發電最大可供電范圍，求出光伏發電最大可供電范圍內的各負荷點可由光伏發電供電的概率。根據式(4)計算結果如表2所示。表2各負荷點的可被光伏發電供電概率負荷點LP6LP8LP12LP13LP14概率/％33.220.849.943.719.8步驟五，搜索負荷點。搜索實施例中的負荷點，并進行編號，分別為LP1～LP24，詳見圖3a。步驟六，求各負荷點的最小路，并分別記錄各負荷點的最小路上和非最小路上的設備。分別將實施例中的節點和二端口設備進行編號，詳見圖3a，并搜索出所有負荷點的最小路。分別以負荷點LP3、LP6和LP11為例，將電源點到這3個負荷點的最小路分別依次命名為Road1、Road2和Road3，如圖3b～3d所示。如圖3b所示，Road1上的設備包括線路L1、L2、L3，配電變壓器T3，其余任何設備均為非此最小路上的設備；其中，E1為除了標出的設備之外，其他設備的等效電路。如圖3c所示，Road2上的設備包括線路L1～L5、L13，配電變壓器T6，其余任何設備均為非此最小路上的設備；其中，“+”表示串聯，“//”表示并聯；E2為圖3a中節點5之下的所有設備的等效電路；E3為節點13之下的所有設備的等效電路。如圖3d所示，Road3上的設備包括線路L1～L6和配電變壓器T11，其余任何設備均為非此最小路上的設備；E4為圖3a中節點5以左所有設備的等效電路；E5為節點6以下所有設備的等效電路。步驟七，確定各負荷點的最小路和非最小路上的設備的設備故障率和故障時間對各負荷點可靠性指標的貢獻。以Road1為例，由于LP3在轉供對端1的最大可供電范圍內，故在計算LP3的負荷點可靠性指標時，Road1上所有設備故障率均按0計算；又如Road2，其對應的負荷點LP6并不在任何轉供對端最大可供電范圍內，但LP6卻在PV1的最大可供電范圍內，因此Road2上任意設備j的故障率為(1-Pi)λj；再如Road3，其對應負荷點LP11既不在任何轉供對端最大可供電范圍內，又不在任何光伏發電最大可供電范圍內，因此Road3上任意設備j的故障率為其本身故障率λj。對于Road3非最小路上的配電變壓器T6，配電變壓器T6屬于分支線sL1，線路L13～L16，配電變壓器T6～T10共同組成了一條分支線sL1，且sL1所包括的設備對于Road3來說均為非最小路上設備，故這些設備對Road3所對應負荷點LP11的可靠性指標計算均無影響，即不參與LP11的可靠性指標計算。對于Road3非最小路上的線路L7，線路L7屬于主饋線mL1，線路L7～L11共同組成了一條主饋線mL1，且mL1所包括的設備對于Road3來說均為非最小路上的設備，故mL1可看作與Road3并聯于節點6，按照并聯等值式計算可靠性指標。需要注意的是，mL1并非單獨一個設備，其故障率和故障時間還需通過線路L7～L11進行串聯等值后計算而得。對于Road3非最小路上的光伏發電PV2，在計算時，將PV2先與主饋線mL1進行并聯等值后，再與Road3進行第二次并聯等值計算。步驟八，計算各負荷點可靠性指標。綜合步驟七中得到的設備故障率和故障時間，按照式(5)～(10)計算各負荷點的可靠性指標。表3光伏發電接入前后各負荷點可靠性指標對比步驟九，根據各負荷點可靠性指標計算配電網系統可靠性指標。根據式(11)～(15)計算系統可靠性指標，結果如下表所示，并與光伏發電未接入前進行了對比，可以看出，光伏發電的接入明顯提高了系統的可靠性。表4光伏發電接入前后系統可靠性指標對比系統可靠性指標SAIFISAIDICAIDIENSAENS光伏發電接入前1.52494.20142.755324.63560.02082光伏發電接入后1.49174.1512.782724.06120.0203當前第1頁1 2 3