計及綜合能源系統接入影響的配電網可靠性評估方法

繆惠宇，史明明，費駿韜，張宸宇

(國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院，南京 211103)

0 引 言

隨著環(huán)境污染和能源短缺問題的日益突出，構建可持續(xù)發(fā)展的能源體系已成為該領域發(fā)展的主要方向[1-2]。綜合能源系統(Integrated Energy System, IES)通過合理調度、分配異質能源，可以實現不同能源間的優(yōu)勢互補，提高能源利用效率，緩解環(huán)境污染問題[3]。經電氣接口接入配電網后[4]，IES內部多能流通過能量轉換設備與配電網發(fā)生耦合，并產生雙向的電功率交互，傳統的配電網可靠性評估方法已不再適用，評估IES接入對配電網可靠性的影響成為亟需解決的問題。

目前，配電網可靠性評估方法已較為成熟，基于蒙特卡洛原理的狀態(tài)隨機抽樣方法[5-6]不受系統規(guī)模和復雜程度的影響，被廣泛應用于多種分布式資源協同控制下的配電網可靠性評估。文獻[7]考慮大規(guī)模分布式光伏接入，評估了不同數量、容量和位置的光伏接入下配電網的可靠性風險；文獻[8]分析了不同可靠性約束條件下含風-光-儲微網的配電網可靠性水平；文獻[9]對負荷聚合商的負荷削減與負荷轉移兩種需求響應進行決策優(yōu)化，改善配電網運行可靠性指標；文獻[10]基于電動汽車的時空轉換模型，探討了大規(guī)模集群電動汽車充放電對配電網運行可靠性的影響。然而，在配電網可靠性評估領域，考慮IES接入影響的相關研究尚處于起步階段。

IES接入配電網后，能夠充分發(fā)揮其多能互補的靈活性，為配電網的可靠性提升提供新的途徑；同時，IES與配電網間雙向的電能交互改變了IES的運行策略[11-12]，對IES自身供能可靠性產生的影響同樣不可忽視。現階段對于IES自身供能的可靠性已有大量研究，文獻[13]在考慮多能存儲和柔性負荷的需求響應的情況下，以IES成本最低為目標進行負荷削減，以統計其供能可靠性；文獻[14]提出“閥級”以表征設備的重要程度，明確了IES供能的薄弱環(huán)節(jié)；文獻[15]提出IES多能互補的基本運行策略，對熱負荷慣性準穩(wěn)態(tài)建模，提升IES運行的可靠性。文獻[16]考慮元件的兩狀態(tài)故障，構建綜合能源可靠供能區(qū)間模型，分析儲能裝置運行策略對IES供能可靠性的影響。然而，上述研究僅以IES微網為研究對象，并未考慮IES與外部能源系統的耦合對于二者可靠性的相互影響。

基于上述研究現狀，提出一種計及IES接入影響的配電網可靠性評估方法。首先，對IES-配電網聯合系統的設備和負荷建模，以一個調度周期內運行成本最低為目標，分別建立IES和配電網的最優(yōu)負荷削減模型；其次，將聯絡線功率作為耦合變量，采用目標級聯法(Analysis Target Cascading, ATC)分布式求解聯合系統的最優(yōu)負荷削減量；然后，考慮配電網與IES設備兩狀態(tài)單階故障，基于馬爾可夫鏈蒙特卡洛評估計及IES接入影響的配電網可靠性；最后，在不同的IES運行方式、并網方式下對算例系統進行可靠性評估，計算不同運行場景下聯合系統的可靠性指標，通過供能可靠性提升率分析IES接入后制約配電網可靠性的因素，并通過靈敏度分析得到IES中不同能量轉換設備對配電網可靠性的重要度。

1 IES-配電網聯合系統建模

IES經電氣接口接入配電網，與配電網自有負荷共同構成IES-配電網聯合系統，如圖1所示。IES消納區(qū)域可再生能源，合理調度電、氣、熱三種儲能充放，向氣源購買天然氣以維持熱電聯產機組和燃氣鍋爐運行，通過電鍋爐平衡電、熱負荷差異。同時，IES通過聯絡線與配電網進行靈活的購售電交易，在區(qū)域能源短缺時購電，滿足自身負荷需求，在區(qū)域功率過剩時售電，與上級電網共同為配電網負荷聯合供電，并在配電網發(fā)生故障時提供一定程度的功率支撐，從而實現IES-配電網聯合系統的高效、可靠運行。

圖1 IES-配電網聯合系統結構

1.1 能量轉換設備模型

IES中能量轉換設備包括熱電聯產機組、燃氣鍋爐和電鍋爐，其出力可統一表示為：

(1)

1.2 儲能設備模型

電、氣、熱三種儲能設備可采用統一的充放能模型[17]表示：

(2)

1.3 負荷模型

(1)IES負荷

將IES中的電、熱負荷視為完全可中斷的柔性負荷，且積極參與需求響應[18-19]，在供能不足的情況下通過負荷削減和轉移，維持聯合系統的電功率平衡：

(3)

(2)配電網用戶負荷

將配電網用戶的負荷視為部分可中斷負荷，在條件允許時必須保證供電，否則按一定比例削減，可表示為：

(4)

2 IES-配電網聯合系統最優(yōu)負荷削減

IES并網運行后，需要通過IES-配電網聯合系統的最優(yōu)負荷削減，在不同的系統運行狀態(tài)下優(yōu)化調度各響應資源，以達到系統最優(yōu)運行的目的。在合理的運行策略下，應當滿足：

(1)系統無故障正常運行時，IES充分消納區(qū)域光伏、風電，若無法滿足自身負荷需求，IES需要向配電網購電以維持自身運行；反之，IES售出多余電能；

(2)當IES中設備發(fā)生故障時，通過聯絡線向配電網購電以滿足自身負荷需求，故障嚴重情況下IES進行負荷削減，IES自身負荷供能會受到影響；

(3)當配電網主饋線發(fā)生故障時，IES調度各設備出力，通過聯絡線向配電網售電，為配電網負荷提供功率支撐，二者協商得到動態(tài)的孤島運行方案。

2.1 IES最優(yōu)負荷削減

2.1.1 目標函數

IES最優(yōu)負荷削減模型的目標函數為IES在研究周期T內購售能、棄光、棄風、負荷削減和需求響應成本之和最低：

minFIES=fPSE+fALW+fEHC+fDR

(5)

(1)購售能成本

(6)

式中PE,t、PG,t為t時刻聯絡線上IES購/售電功率和IES向氣源的購氣功率；PE,t為正代表IES向配電網購電；PE,t為負代表IES向配電網售電；pG,t為t時刻購氣價格，pE,t為t時刻購/售電價格：

(7)

(2)棄光、棄風成本[20]

(8)

式中RPV,t、RWT,t為t時刻棄光、棄風功率；pPV、pWT為棄光、棄風單價。

(3)負荷削減成本

(9)

(4)需求響應成本

(10)

2.1.2 約束條件

(2)功率平衡約束

(11)

(2)設備出力約束

(12)

(3)氣源出力約束

0≤PG,t≤PG,max

(13)

式中PG,max為氣源出氣功率上限。

(4)儲能約束

(14)

(5)爬坡約束

(15)

(6)負荷削減與需求響應約束

以電負荷為例，其削減量與轉移量滿足：

(16)

(7)聯絡線容量約束

PE,min≤PE,t≤PE,max

(17)

式中PE,max、PE,min為聯絡線電功率上下限。

2.2 配電網最優(yōu)負荷削減

2.2.1 目標函數

配電網最優(yōu)負荷削減模型的目標函數為配電網在研究周期T內購售電與負荷削減成本最低：

minFDN=fPSP+fEC

(18)

(1)購售電成本

(19)

式中PD,t為t時刻配電網向上級電網購電量；pD,t為t時刻配電網向上級電網購電價格。

(2)負荷削減成本

定義Ψ為故障后無法由上級電網供電的負荷點集合，Π為故障發(fā)生后可以由IES恢復供電的負荷點集合，則配電網負荷削減成本可表示為：

(20)

2.2.2 約束條件

(1)購電約束

0≤PD,t≤PD,max

(21)

式中PD,max為配電網向上級電網購電功率上限。

(2)聯絡線容量約束

同式(17)。

(3)負荷削減約束

(22)

式中δi為配電網節(jié)點i負荷的可削減比例。

(4)功率平衡與拓撲連接約束約束

若故障后不產生孤島，配電網功率平衡約束為：

(23)

若故障后產生孤島，配電網滿足功率平衡和拓撲連接約束：

(24)

式中Φ為表述配電網負荷上下游關系的集合。

式(24)第二項含有0-1變量與連續(xù)變量相乘的結構，令:

(25)

則式(24)第二項可改寫為：

(26)

2.3 聯合系統最優(yōu)負荷削減分布式求解策略

配電網與IES屬于不同的利益主體，有著各自的運行目標，且二者的實時運行信息并不互通，當系統發(fā)生故障后，以任何一方的負荷削減方案作為最終的調度運行方案必然會損害另一方的經濟利益，為平衡二者的對立關系，最大化聯合系統運行的整體可靠性，采用基于ATC理論的分布式求解方法，將IES與配電網交互的聯絡線功率作為耦合變量，迭代求解聯合系統的最優(yōu)負荷削減，確定系統的最優(yōu)運行方案。具體算法步驟如下：

(27)

(28)

(5)判斷式(29)收斂條件是否滿足，若滿足，則輸出優(yōu)化結果，否則轉到步驟(6)：

(29)

(6)由式(30)更新罰函數乘子，令K=K+1，然后轉到步驟(2)，重新開始循環(huán)。

(30)

3 考慮IES接入的配電網可靠性評估

3.1 馬爾科夫鏈蒙特卡洛狀態(tài)抽樣

配電網與IES設備元件均采用故障的兩狀態(tài)模型，元件在正常運行與故障停運兩種狀態(tài)間相互轉換，假設配電網與IES僅發(fā)生單階故障，考慮到IES-配電網聯合系統運行狀態(tài)的時間連續(xù)性，采用馬爾科夫鏈蒙特卡洛方法進行抽樣[15]。由各自設備元件的故障率和修復率建立配電網與IES的轉移概率矩陣，設置初始狀態(tài)均為正常運行，分別得到配電網與IES的馬爾科夫鏈，從中抽樣即可得到的IES-配電網聯合系統的運行狀態(tài)。馬爾科夫狀態(tài)空間轉移圖可由圖2表示。

圖2 狀態(tài)空間轉移圖

3.2 IES-配電網聯合系統可靠性指標計算

為全面評估IES接入對配電網可靠性的影響，在統計配電網負荷點可靠性指標的基礎上，計算配電網可靠性指標，并統一采用ENNS指標計算聯合系統供能可靠性提升率，以直觀比較不同運行場景下IES電、熱負荷和配電網負荷可靠性的變化程度，分析制約聯合系統可靠性的影響因素：

(31)

同時，為衡量IES能量轉換設備在不同維護狀態(tài)下對配電網可靠性的影響，對配電網可靠性關于能量轉換設備故障率的靈敏度進行分析，計算能量轉換設備k在故障率變?yōu)閟%初始值，且其余設備故障率不變的情況下，配電網負荷的EENS變化程度：

(32)

進一步得到IES能量轉換設備的相對重要度：

(33)

式中M為IES能量轉換設備總數。

3.3 考慮IES接入的配電網可靠性評估流程

在合理的容量配置下，聯合系統無故障正常運行時不產生負荷削減，因此對聯合系統進行可靠性評估只需統計故障日的可靠性指標。采用馬爾科夫鏈蒙特卡洛方法抽樣得到故障日的系統設備元件狀態(tài)，在Matlab下采用商業(yè)求解器CPLEX分布式求解聯合系統的負荷削減問題，ATC迭代收斂后得到最終的故障日調度優(yōu)化結果，從而統計IES負荷削減量和配電網負荷點停電情況，進而計算系統的可靠性指標。當IES與配電網EENS指標的方差系數均小于給定值，或模擬總年數達到上限時，輸出可靠性指標。

4 算例分析

算例采用改進的IEEE RBTS-BUS6主饋線F4及其分支饋線[21]，系統共包括30條饋線、23臺配電變壓器、23個負荷點，各負荷點用戶數、時序負荷曲線參考文獻[22]，并在圖3所示位置接入如圖1所示結構的IES，假設保護裝置和開關均可靠動作，且孤島成功切換的概率為100%。

4.1 可靠性指標計算結果

圖4給出了對系統進行2000年可靠性評估后配電網負荷EENS指標和IES電、熱負荷EENS指標的方差系數收斂曲線，在模擬年數到達500年時兩個系統的方差系數均小于0.05，且配電網指標收斂速度快于IES指標，說明在所提出的基于馬爾可夫鏈蒙特卡洛的可靠性評估方法下，可以在有限的模擬年數內得到準確的可靠性評估結果。

圖3 改進的IEEE RBTS-BUS6 F4配電系統

圖4 方差系數收斂曲線

IES接入前后配電網各負荷點的可靠性指標如圖5、圖6所示。可見，在IES接入前，配電網主饋線上越靠近饋線末端的負荷供電可靠性越差，越靠近電源處的負荷供電可靠性越好。在IES接入后，負荷點1～6、17、18的供電可靠性指標基本不變；對于其他負荷點，年平均故障停運率相對IES接入前均有不同程度的提高，但其平均停運時間大幅下降，配電網負荷點可靠性總體得到了提升。

表1給出了IES-配電網聯合系統的可靠性指標。可見，在IES接入配電網后，配電網可靠性指標中除了系統平均停電頻率SAIFI稍有惡化，其余指標均明顯改善；而IES各項可靠性指標均大幅改善。IES-配電網聯合系統可靠性得到了顯著提升。

圖5 配電網負荷點年平均故障停運率

圖6 配電網負荷點年平均停運時間

表1 IES-配電網聯合系統可靠性指標

4.2 IES運行方式對系統可靠性影響分析

4.2.1 熱電耦合

將熱電聯產機組中的余熱鍋爐、電鍋爐移除，即IES中電能與熱能無法相互轉換，此時配電網EENS指標上升為31.026 6 MW·h/yr，IES電、熱負荷EENS指標分別上升為20.396 6 MW·h/yr、43.636 2 MW·h/yr。可見，在熱電解耦運行的情況下，IES電、熱充裕度均有所下降，因而在配電網故障時提供支撐的能力也隨之下降。

4.2.2 多能存儲和綜合需求響應

設置不同的儲能和需求響應場景，以分析IES接入后儲能與需求響應對配電網可靠性和自身可靠性的影響：場景1：基準場景，配置儲能和需求響應；場景2：配置儲能，不考慮需求響應；場景3：考慮需求響應，不配置儲能；場景4：不考慮需求響應，不配置儲能。

四種儲能與需求響應配置場景下聯合系統供能可靠性提升率如圖7所示，可見，在場景4中IES的熱負荷EENS指標則由于熱儲能和熱需求響應的缺失有所惡化。配置多能存儲或單獨考慮綜合需求響應不僅可以減少IES本身的負荷削減量，而且顯著提高了配電網的供電可靠性，這是由于儲能設備與可轉移負荷能夠在IES或配電網發(fā)生故障時主動響應聯合系統的供能不足情況，并在一定程度上提供功率支撐。此外，在場景1同時考慮儲能和需求響應的情況下，聯合系統的可靠性提升最大。可見多能存儲與綜合需求響應的協調優(yōu)化可以進一步擴大聯合系統的調度空間，提高系統運行的靈活性，從而提升區(qū)域供能的可靠性。

圖7 不同儲能和需求響應場景下可靠性提升率

4.2.3 運行策略

IES接入后具體的運行策略對聯合系統的可靠性有重大影響，記所提ATC求解方法得到的運行策略為策略1，分別設計策略2：以IES最優(yōu)負荷削減為目標確定聯絡線功率和策略3：IES接入后以配電網最優(yōu)負荷削減為目標確定聯絡線功率。

表2和圖8給出了三種策略下聯合系統的故障日平均運行成本和供能可靠性提高率。可見，通過ATC方法得到的最優(yōu)負荷削減策略可以更好地平衡配電網和IES之間的可靠性關系，使聯合系統總失負荷量最低，從而最大限度降低系統的運行成本。

表2 不同運行策略下故障日平均運行成本

圖8 不同運行策略下可靠性提升率

在策略2中，配電網可靠性最低。IES在保證自身可靠用能的前提下只根據日前電價向配電網購售電，在配電網故障時供給的電量相對于策略1更少，但對比沒有IES接入，配電網的可靠性仍得到一定提升。在策略3中，配電網可靠性最高。一旦配電網發(fā)生故障，IES必須向配電網最大程度地提供功率支撐，甚至削減自身負荷以保證配電網供電可靠性。同時，IES自身設備發(fā)生故障時，配電網并不主動向IES賣電，因此在配電網主導的運行策略下，IES相比接入配電網前電負荷可靠性反而大幅下降。

4.3 IES并網方式對系統可靠性影響分析

4.3.1 聯絡線容量

IES與配電網通過聯絡線的能量交互實現互濟運行，設置不同的聯絡線容量，以分析IES接入后聯絡線容量對配電網可靠性和自身可靠性的影響。圖9給出了五種聯絡線容量下聯合系統供能可靠性提升率。可見，隨著聯絡線容量的增大，配電網與IES間交互功率上限提升，在故障場景下相互支撐的作用更加顯著，聯合系統的供能可靠性將得到提升。

圖9 不同聯絡線容量下可靠性提升率

然而，該提升作用在聯絡線容量增大到一定程度后逐漸趨于平穩(wěn)，這是由于配電網向上級電網購電量的上限和IES設備容量限制了二者的交互功率，在一定的容量配置下，IES-配電網聯合系統的可靠性水平難以再通過提高聯絡線功率上限進行提升。同時，對于IES電負荷，其供能可靠性提升率出現輕微下降，以支撐其熱負荷和配電網負荷的供能可靠性的繼續(xù)提升，達到聯合系統最優(yōu)負荷削減的目的。因此，應根據配電網與IES的設備容量水平，配置合適的聯絡線容量，從而充分利用IES設備的冗余功率，實現聯合系統的最優(yōu)運行。

4.3.2 接入位置

將該IES分別接入饋線18、30、10后對系統進行可靠性評估，得到不同接入位置下供能可靠性提升率如表3所示。可見，當IES的接入位置越靠近饋線末端時，配電網可靠性越高，同時IES電負荷可靠性越低，而IES熱負荷可靠性則不受影響，這是由于IES接入位置越靠近上級電網，配電網故障形成孤島的概率越小，IES和配電網同時發(fā)生故障的概率也越小。同時，配電網的具體可靠性水平也受IES接入位置附近配電網負荷的實時功率大小限制。

4.4 IES能量轉換設備對配電網可靠性的重要度

將IES某一能量轉換設備的故障率改為s%的初始故障率，在其余設備故障率保持不變的情況下對系統狀態(tài)重新抽樣，得到可靠性評估結果后，計算配電網可靠性關于IES能量轉換設備故障率的靈敏度。如圖10所示，隨著IES能量轉換設備故障率的下降，配電網可靠性逐步得到改善，降低熱電聯產機組故障率的效果最顯著，其次是電鍋爐，燃氣鍋故障率的變化對配電網可靠性幾乎不產生影響。即配電網可靠性指標對于熱電聯產機組的故障率變化的靈敏度最高，因此，在IES設備維護經費有限的情況下，優(yōu)先維護熱電聯產機組可以為配電網提供最高的可靠性增益。

表3 不同接入位置下可靠性提升率

圖10 配電網可靠性靈敏度

在靈敏度計算的基礎上得到設備重要度如圖11所示，可見IES中相同能量轉換設備在不同故障率下對于配電網可靠性的相對重要存在差異，但熱電聯產機組在不同故障率下對于配電網的可靠性都是最重要的。

圖11 IES能量轉換設備重要度

5 結束語

對IES-配電網聯合系統建立最優(yōu)負荷削減模型，采用ATC方法確定系統的運行策略，基于馬爾科夫鏈蒙特卡洛，提出計及IES接入影響的配電網可靠性評估方法，通過算例驗證了所提方法的有效性和正確性，并得到以下結論：

(1)IES接入后，在聯合系統最優(yōu)負荷削減策略下，通過聯絡線與配電網互濟運行，提高了除SAIFI以外的配電網可靠性指標，并改善了IES的供能可靠性；

(2)在IES中配置多種儲能，并考慮綜合需求響應的協同作用，能夠提升IES-配電網聯合系統的可靠性，聯絡線功率、接入位置和運行策略的不同也深刻影響著聯合系統的可靠性；

(3)IES能量轉換設備中熱電聯產機組對配電網可靠性的重要度最高，優(yōu)先維護熱電聯產機組可以為配電網提供最優(yōu)的可靠性增益。