一种含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法与流程

本发明属于电力
技术领域：
，特别涉及一种含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法。
背景技术：
：可再生能源以分布式电源形式接入配电网是减轻我国能源压力和保护环境的有效手段，且分布式电源接入配电网的情况在我国已经很常见。光伏发电相对而言开发潜力较大，但其本身受环境制约较强，具有间歇性和随机性。分布式电源接入配电网会对配电网的潮流分布、保护控制、谐波、稳定性等方面造成影响。当分布式电源的渗透率较低时，可能这些影响不是很显著，但随着渗透率不断增加，这些影响便不容忽视。另一方面，随着社会经济发展，人民生活水平提高，用户对供电可靠性的要求越来越高，我国很多地区对供电可靠性要求已经达到“五个九”，因此，针对分布式电源接入配电网进行研究是很有必要的。配电网可靠性评估的核心即计算出各负荷点的可靠性指标，进而计算出整个配电系统的可靠性指标。常见的负荷点可靠性指标包括：平均故障率、平均停电时间、每次故障平均停电持续时间；常见的系统可靠性指标包括：系统平均停电频率指标(SystemAverageInterruptionFrequencyIndex，SAIFI)、用户平均停电频率指标(CustomerAverageInterruptionFrequencyIndex，CAIFI)、系统平均停电持续时间指标(SystemAverageInterruptionDurationIndex，SAIDI)、用户平均停电持续时间指标(CustomerAverageInterruptionDurationIndex，CAIDI)、平均供电可用度指标(AverageServiceAvailabilityIndex，ASAI)、系统总电量不足指标(energynotsupplied，ENS)、系统平均电量不足指标(averageenergynotsupplied，AENS)等。系统可靠性指标可由各负荷点指标计算而得。目前国内外已有一些针对分布式电源接入后配电网可靠性的研究，较为典型的可分为两大类：模拟法和解析法。其中，模拟法又以蒙特卡洛法最为常见。分布式电源接入配电网后的可靠性评估，其难点在于将分布式电源的时序功率输出与系统负荷变化相匹配；另外，我国配电网建设已经加大了力度，配电网的结构已经从以往的单辐射形式逐渐向多分段、多联络的形式转变，而现有研究在计算可靠性指标时基本未考虑转供(联络线)对配电网可靠性造成的影响。技术实现要素：本发明的目的是提供一种含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法，在同一时间轴上考虑光伏发电和负荷的时序变化，考虑故障情况下光伏构成微电网后孤岛运行情况，并考虑了转供方案(联络线)对可靠性的影响，对光伏发电本身的数据量要求较少，能更精确地反映含高渗透率光伏发电配电网的可靠性。为了实现上述目的，本发明提供了如下技术方案：本发明提供一种含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法，该方法包括以下步骤：步骤一，建立配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线；统计得到配电网中各负荷点一年中每日最大负荷变化曲线和典型日负荷率变化曲线，将一年中每日最大负荷变化曲线和典型日负荷率变化曲线拟合得到配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线；步骤二，建立配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线；首先，通过计算建立光伏发电一年中每日最大输出功率曲线；统计得到光伏发电的典型日输出功率曲线；然后，将一年中每日最大输出功率曲线和典型日输出功率曲线拟合得到配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线；步骤三，根据光伏发电装机容量Ppv，确定光伏发电最大可供电范围和转供对端最大可供电范围，即确定光伏发电最多可能包含的负荷点和转供对端最多可能包含的负荷点；步骤四，根据步骤一得到的配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线、步骤二得到的配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线和步骤三得到的光伏发电最大可供电范围，求出光伏发电最大可供电范围内的各负荷点可由光伏发电供电的概率；步骤五，搜索负荷点；步骤六，求各负荷点的最小路，并分别记录各负荷点的最小路和非最小路上的设备；步骤七，确定各负荷点的最小路和非最小路上的设备的设备故障率和故障时间对各负荷点可靠性指标的贡献；步骤八，计算各负荷点可靠性指标；步骤九，根据各负荷点可靠性指标计算配电网系统可靠性指标。所述步骤二中，通过如下式计算得到光伏发电一年中每日最大输出功率曲线：影响光伏发电输出功的主要因素是太阳辐射强度和温度；在不考虑遮挡的情况下，每日太阳辐射强度Iday只与日地之间的相对位置有关，可由式(1)计算而得:式中，S0为太阳常数，为1367W/m2；N表示日序；光伏发电一年中每日最大输出功率Pdm则可由式(2)计算而得；式中，Pstc为标准条件下(对应太阳辐射强度Istc＝1000W/m2，温度Tstc＝25℃)光伏发电的输出功率；αT为光伏发电的功率温度系数，％/K；Iday为每日太阳辐射强度，W/m2；Tdm为每日光伏板的最高温度，℃。所述步骤三中，转供对端也相当于一个电源，它的最大供电范围求取方法与光伏发电的最大可供电范围求取方法相同；光伏发电最大可供电范围求取方法具体如下式(3)所示：式中，maxNLP表示光伏发电最大可供电范围，是负荷点的集合；Ni表示距离电源点第i近，且能形成通路的负荷点；PNi表示负荷点Ni所连负荷的最大值，kW；PPv表示光伏发电装机容量，kW。所述步骤四中，光伏发电最大可供电范围内的各负荷点可由光伏发电供电的概率为：式中，Pi为光伏发电最大可供电范围内的负荷点i可由光伏发电供电的概率；t为叠加负荷曲线与步骤二得到的配电网中光伏发电一年中每小时输出功率曲线置于同一时间轴下时，位于光伏发电一年中每小时输出功率曲线下方的时间；其中，叠加负荷曲线为步骤一中负荷点i一年中每小时的负荷变化曲线与以负荷点i为最远负荷点的光伏发电最大可供电范围的子集中所有负荷点的一年中每小时的负荷变化曲线相叠加的曲线。所述步骤五中，给配电网中所有负荷点进行连续编号。所述步骤六中，将配电网中的节点和二端口设备分别进行编号，其中节点编号按照进线首端是1，出线末节点为编号最大值的规律进行连续编号；从电源点，即节点1，开始搜索，访问当前所有邻接节点，然后再依次从已访问的邻接节点继续搜索，直至搜索到负荷点时，此时电源点到负荷点所经过路径即为该负荷点的最小路，记录此时电源点到负荷点所经过的设备编号；电源点到负荷点所经过的设备即为该负荷点的最小路上的设备，其余设备均为该负荷点的非最小路上的设备；然后继续搜索，直到所有负荷点都搜索完毕为止，记录得到各负荷点的最小路和非最小路上的设备。所述步骤七包括如下步骤：a、判断各最小路上的负荷点是否在转供对端最大可供电范围内：如果负荷点i在转供对端的最大可供电范围内，则负荷点i所对应最小路上所有设备的设备故障率为0，故障时间为设备每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算；否则继续判断各最小路上的负荷点是否在光伏发电最大供电范围内：如果负荷点i在光伏发电最大供电范围内，设备j为在其最小路上任意一设备，则设备j的故障率为(1-Pi)λj，其中，Pi为步骤四中求得的光伏发电最大可供电范围内的负荷点i可由光伏发电供电的概率，λj为设备j统计所得的设备故障率，故障时间为设备j每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算；否则负荷点i既不在任何转供对端最大可供电范围内，也不在任何光伏发电最大可供电范围内，因此负荷点i最小路上任意设备j的设备故障率为其本身设备故障率λj，故障时间为设备j每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算；b、判断各负荷点非最小路上的设备属于分支线、主馈线还是光伏发电；如果负荷点i非最小路上的设备属于分支线，则不参与该负荷点i最小路上负荷点可靠性指标的计算；如果负荷点i非最小路上的设备属于主馈线，则需以该主馈线的故障率和故障时间以并联等值参与该负荷点i可靠性指标的计算；主馈线的故障率和故障时间为该主馈线上的所有设备的设备故障率λj和设备每次故障平均停电持续时间的串联等值；如果负荷点i非最小路上的设备属于光伏发电，则需以等效设备的故障率和故障时间以并联等值参与该负荷点i可靠性指标的计算；等效设备的故障率和故障时间为光伏发电的故障率和故障时间与主馈线的故障率和故障时间的并联等值。所述步骤八中，利用步骤七中得到的设备故障率和故障时间，使用下列串联等值式或并联等值式计算各负荷点可靠性指标，即负荷点年平均停电持续时间；串联等值Ui＝λiγi(7)式中，λi为负荷点i故障率；λj为设备j的故障率；γi为负荷点i每次故障平均停电持续时间，h/次；γj为设备j每次故障平均停电持续时间，h/次；Ui为负荷点i年平均停电持续时间，h/年；并联等值两个设备(设备1和设备2)的并联等值计算如式(8)-(10)所示，多个设备的并联可以先将其中两个并联，然后在与其他设备依次并联；Ui＝λiγi(10)式中，λi为负荷点i故障率；λ1为设备1的故障率；γi为负荷点i每次故障平均停电持续时间，h/次；γ1为设备1每次故障平均停电持续时间，h/次；λ2为设备2的故障率；γ2为设备2每次故障平均停电持续时间，h/次；Ui为负荷点i年平均停电持续时间，h/年。所述步骤九中，具体计算式如下：系统平均停电频率指标，如式(11)所示：λi为负荷点i故障率，由串联等值或并联等值式计算而得；Ni为负荷点i所带用户户数；系统平均停电持续时间指标，如式(12)所示：式中，Ui为负荷点i年平均停电时间，Ni为负荷点i所带用户户数，SAIDI的单位为h/户·年；用户平均停电持续时间指标，如式(13)所示：式中，Ui为负荷点i年平均停电时间，λi为负荷点i故障率，由串联等值或并联等值式计算而得，Ni为负荷点i所带用户户数；CAIDI的单位为h/次或min/次；系统总电量不足指标，如式(14)所示：ENS＝∑LaiUi(14)式中，Lai为接入负荷点i的平均负荷，Ui为负荷点i年平均停电时间；ENS的期望值为EENS，单位为kWh/年或MWh/年；系统平均电量不足指标，如式(15)所示：式中，Lai为接入负荷点i的平均负荷，Ui为负荷点i年平均停电时间，Ni为负荷点i所带用户户数；AENS的单位为kWh/户·年或MWh/户·年。与现有技术相比，本发明的有益效果在于：本发明在同一时间轴建立了负荷变化模型和光伏发电输出功率模型，且同时考虑了当前实际配电网中转供方案(即联络线)对配电网可靠性的影响，对光伏发电本身的数据量要求较少，能更准确地反映实际配电系统的可靠性。本发明考虑外界因素对分布式电源输出功率的影响，建立了分布式光伏发电输出功率模型；建立了配电网负荷模型；在传统配电网供电可靠性指标计算方法基础上，引入分布式电源故障特性及分布式电源可靠性模型，建立含分布式电源的配电网供电可靠性评估模型。采用本发明所述方法建立光伏发电模型所需的数据量小、精度高；且同时考虑了实际配电网中联络线转供方案对配电网可靠性带来的影响，更切合实际。附图说明图1为本发明一种含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法的可靠性评估流程图；图2为实施例的实际电网结构图；图3a为实施例的拓扑结构图；图3b为负荷点LP3最小路Road1的拓扑结构图；图3c为负荷点LP6最小路Road2的拓扑结构图；图3d为负荷点LP11最小路Road3的拓扑结构图；图4实施例配电线路各负荷点一年中每日最大负荷变化曲线图；图5实施例配电线路各负荷点一年中每小时负荷变化曲线图；图6实施例光伏发电一年中每小时输出功率曲线图。其中的附图标记为：A转供对端1B转供对端2C转供对端3“+”表示串联“//”表示并联E1为图3b中除了标出的设备之外，其他设备的等效电路E2为图3c中节点5之下的所有设备的等效电路E3为图3c中节点13之下的所有设备的等效电路E4为图3d中节点5以左所有设备的等效电路E5为图3d中节点6以下所有设备的等效电路具体实施方式下面结合实施例对本发明进行进一步说明。如图1所示，本发明的含光伏发电构成微电网的配电网可靠性评估方法，包括以下步骤：步骤一，建立配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线。在对配电网可靠性进行评估时，往往以一年为一个周期，因此需要建立周期长达一年的负荷变化模型，且单位时间跨度越小，负荷变化模型则越精确，若有实际的负荷变化情况则最佳。之后的光伏发电输出模型建立也是如此。统计得到配电网中各负荷点一年中每日最大负荷变化曲线和典型日负荷率变化曲线，将一年中每日最大负荷变化曲线和典型日负荷率变化曲线拟合得到配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线。步骤二，建立配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线。首先，通过计算建立光伏发电一年中每日最大输出功率曲线；统计得到光伏发电的典型日输出功率曲线；然后，将一年中每日最大输出功率曲线和典型日输出功率曲线拟合得到配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线。具体过程如下：通过如下式计算得到光伏发电一年中每日最大输出功率曲线:影响光伏发电输出功的主要因素是太阳辐射强度和温度。在不考虑遮挡的情况下，每日太阳辐射强度Iday只与日地之间的相对位置有关，可由式(1)计算而得:式中，S0为太阳常数，约为1367W/m2；N表示日序。光伏发电一年中每日最大输出功率Pdm则可由式(2)计算而得。式中，Pstc为标准条件下(对应太阳辐射强度Istc＝1000W/m2，温度Tstc＝25℃)光伏发电的输出功率；αT为光伏发电的功率温度系数，％/K；Iday为每日太阳辐射强度，W/m2；Tdm为每日光伏板的最高温度，℃。将统计得到的光伏发电的典型日输出功率曲线与光伏发电一年中每日最大输出功率曲线拟合，得到配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线。步骤三，根据光伏发电装机容量Ppv，确定光伏发电最大可供电范围和转供对端最大可供电范围，即确定光伏发电最多可能包含的负荷点和转供对端最多可能包含的负荷点。转供对端也相当于一个电源，它的最大供电范围求取方法与光伏发电的最大可供电范围求取方法相同，在此，仅以光伏发电说明最大可供电范围求取方法，具体如下式(3)所示。式中，maxNLP表示光伏发电最大可供电范围，是负荷点的集合；Ni表示距离电源点第i近，且能形成通路的负荷点；PNi表示负荷点Ni所连负荷的最大值，kW；PPv表示光伏发电装机容量，kW。步骤四，根据步骤一得到的配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线、步骤二得到的配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线和步骤三得到的光伏发电最大可供电范围，求出光伏发电最大可供电范围内的各负荷点可由光伏发电供电的概率。转供对端对负荷点供电范围内的负荷点，可供电概率为100％。如式(4)所示：光伏发电最大可供电范围内的各负荷点可由光伏发电供电的概率为：式中，Pi为光伏发电最大可供电范围内的负荷点i可由光伏发电供电的概率；t为叠加负荷曲线与步骤二得到的配电网中光伏发电一年中每小时输出功率曲线置于同一时间轴下时，位于光伏发电一年中每小时输出功率曲线下方的时间；其中，叠加负荷曲线为步骤一中负荷点i一年中每小时的负荷变化曲线与以负荷点i为最远负荷点的光伏发电最大可供电范围的子集中所有负荷点的一年中每小时的负荷变化曲线相叠加的曲线。步骤五，搜索负荷点。给配电网中所有负荷点进行编号，顺序没有限制，但编号不能重复，优选为连续编号，便于通过计算机编程实现。步骤六，求各负荷点的最小路，并分别记录各负荷点的最小路和非最小路上的设备。将配电网中的节点和二端口设备(线路和变压器等)分别进行编号。其中节点编号按照进线首端是1，出线末节点为编号最大值的规律进行连续编号。从电源点(即节点1)开始搜索，访问当前所有邻接节点，然后再依次从已访问的邻接节点继续搜索，直至搜索到负荷点时，此时电源点到负荷点所经过路径即为该负荷点的最小路，记录此时电源点到负荷点所经过的设备编号；电源点到负荷点所经过的设备即为该负荷点的最小路上的设备，其余设备均为该负荷点的非最小路上的设备。然后继续搜索，直到所有负荷点都搜索完毕为止，记录得到各负荷点的最小路和非最小路上的设备。可以看出，最小路和负荷点是一一对应的，且在不考虑光伏电源和转供对端的情况下，最小路上任意设备故障均会导致与之对应的负荷点发生故障。步骤七，确定各负荷点的最小路和非最小路上的设备的设备故障率和故障时间对各负荷点可靠性指标的贡献。a、判断各最小路上的负荷点是否在转供对端最大可供电范围内：如果负荷点i在转供对端的最大可供电范围内，则负荷点i所对应最小路上所有设备的设备故障率为0，故障时间为设备每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算；否则继续判断各最小路上的负荷点是否在光伏发电最大供电范围内：如果负荷点i在光伏发电最大供电范围内，设备j为在其最小路上任意一设备，则设备j的故障率为(1-Pi)λj，其中，Pi为步骤四中求得的光伏发电最大可供电范围内的负荷点i可由光伏发电供电的概率，λj为设备j统计所得的设备故障率，故障时间为设备j每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算；否则负荷点i既不在任何转供对端最大可供电范围内，也不在任何光伏发电最大可供电范围内，因此负荷点i最小路上任意设备j的设备故障率为其本身设备故障率λj，故障时间为设备j每次故障平均停电持续时间；并以此参与该负荷点i可靠性指标的计算。b、判断各负荷点非最小路上的设备属于分支线、主馈线还是光伏发电。如果负荷点i非最小路上的设备属于分支线，则不参与该负荷点i最小路上负荷点可靠性指标的计算；因为，对于分支线，默认其首端装有熔断器，当分支线上设备发生故障时，熔断器熔断，故障不会影响其它支线正常工作，即不会影响最小路上负荷点的可靠性指标；如果负荷点i非最小路上的设备属于主馈线，则需以该主馈线的故障率和故障时间以并联等值参与该负荷点i可靠性指标的计算；主馈线的故障率和故障时间为该主馈线上的所有设备的设备故障率λj和设备每次故障平均停电持续时间的串联等值；如果负荷点i非最小路上的设备属于光伏发电，则需以等效设备的故障率和故障时间以并联等值参与该负荷点i可靠性指标的计算；等效设备的故障率和故障时间为光伏发电的故障率和故障时间与主馈线的故障率和故障时间的并联等值。步骤八，计算各负荷点可靠性指标。利用步骤七中得到的设备故障率和故障时间，使用下列串联等值式或并联等值式计算各负荷点可靠性指标，即负荷点年平均停电持续时间。串联等值Ui＝λiγi(7)式中，λi为负荷点i故障率；λj为设备j的故障率；γi为负荷点i每次故障平均停电持续时间，h/次；γj为设备j每次故障平均停电持续时间，h/次；Ui为负荷点i年平均停电持续时间，h/年。并联等值两个设备(设备1和设备2)的并联等值计算如式(8)-(10)所示。多个设备的并联可以先将其中两个并联，然后在与其他设备依次并联。Ui＝λiγi(10)式中，λi为负荷点i故障率；λ1为设备1的故障率；γi为负荷点i每次故障平均停电持续时间，h/次；γ1为设备1每次故障平均停电持续时间，h/次；λ2为设备2的故障率；γ2为设备2每次故障平均停电持续时间，h/次；Ui为负荷点i年平均停电持续时间，h/年。步骤九，根据各负荷点可靠性指标计算配电网系统可靠性指标。具体计算式如下：系统平均停电频率指标(systemaverageinterruptionfrequencyindex，SAIFI)，如式(11)所示。λi为负荷点i故障率(由串联等值或并联等值式计算而得)，Ni为负荷点i所带用户户数。系统平均停电持续时间指标(systemaverageinterruptiondurationindex，SAIDI)，如式(12)所示。式中，Ui为负荷点i年平均停电时间，Ni为负荷点i所带用户户数。SAIDI的单位为h/户·年。用户平均停电持续时间指标(customeraverageinterruptiondurationindex，CAIDI)，如式(13)所示。式中，Ui为负荷点i年平均停电时间，λi为负荷点i故障率(由串联等值或并联等值式计算而得)，Ni为负荷点i所带用户户数。CAIDI的单位为h/次或min/次。系统总电量不足指标(energynotsupplied，ENS)，如式(14)所示。ENS＝∑LaiUi(14)式中，Lai为接入负荷点i的平均负荷，Ui为负荷点i年平均停电时间。ENS的期望值为EENS(expectedenergynotsupplied)，单位为kWh/年或MWh/年。系统平均电量不足指标(averageenergynotsupplied，AENS)，如式(15)所示。式中，Lai为接入负荷点i的平均负荷，Ui为负荷点i年平均停电时间，Ni为负荷点i所带用户户数。AENS的单位为kWh/户·年或MWh/户·年。实施例该实施例包括一条我国北方某地区10kV配电线路，其电网结构如图2所示，该线路共有3个转供对端；经简化，其简化拓扑结构图如图3a所示。该配电网共包括49个节点(节点0至节点48)，24台配电变压器(T1至T24)，24个负荷点(LP1至LP24)以及24条连接线路(L1至L24)。图3a中L1～L11组成了此配电网的主馈线，其余线路或配电变压器所组成的支路均为分支线路，且配电变压器上方标记为变压器名称、额定容量(kVA)和所带用户数，例如T1(315/2)则表示：配电变压器T1的额定容量为315kVA，该变压器共为2户用户供电。实施例所示配电线路中总配变容量为4750kVA，共有用户315户。实施例配电网中共包含2处光伏发电接入：①容量为0.5MW的光伏发电PV1接入节点13；②容量为0.5MW的光伏发电PV2接入节点17。步骤一，建立配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线。实施例一年中每日最大负荷变化曲线如图4所示，根据表1所示的该区域典型日负荷率统计表，得到典型日负荷率变化曲线；通过将一年中每日最大负荷变化曲线和典型日负荷率变化曲线拟合得到配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线，如图5所示。表1实施例典型日负荷率统计表各负荷点的负荷变化应与整条10kV配电线路负荷变化情况类似，在此简化考虑，各负荷点的负荷曲线形状与总负荷曲线一样，而幅值按照各负荷点安装的配变容量占总配变容量的比值分配。步骤二，建立配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线。通过计算建立光伏发电一年中每日最大输出功率曲线；统计得到光伏发电的典型日输出功率曲线；然后，将一年中每日最大输出功率曲线和典型日输出功率曲线拟合得到配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线，如图6所示。步骤三，根据光伏发电装机容量Ppv，确定光伏发电最大可供电范围和转供对端最大可供电范围，即确定光伏发电最多可能包含的负荷点和转供对端最多可能包含的负荷点。本实施例中共有三处转供对端A、B、C(转供对端1连接在节点28，转供对端2连接在节点34，转供对端3连接在节点36)，即三个联络点连接的10kV线路。三处转供对端的可转带负荷均为0.5MW。根据式(3)计算得到：PV1的最大可供电范围包括LP6和LP8；PV2的最大可供电范围包括LP12、LP13和LP14；转供对端1的最大可供电范围包括LP2、LP3、LP4和LP5；转供对端2的最大可供电范围包括LP10；转供对端3的最大可供电范围包括LP12和LP20。步骤四，根据步骤一得到的配电网中各负荷点一年中每小时的负荷变化曲线、步骤二得到的配电网中各光伏发电一年中每小时的输出功率曲线和步骤三得到的光伏发电最大可供电范围，求出光伏发电最大可供电范围内的各负荷点可由光伏发电供电的概率。根据式(4)计算结果如表2所示。表2各负荷点的可被光伏发电供电概率负荷点LP6LP8LP12LP13LP14概率/％33.220.849.943.719.8步骤五，搜索负荷点。搜索实施例中的负荷点，并进行编号，分别为LP1～LP24，详见图3a。步骤六，求各负荷点的最小路，并分别记录各负荷点的最小路上和非最小路上的设备。分别将实施例中的节点和二端口设备进行编号，详见图3a，并搜索出所有负荷点的最小路。分别以负荷点LP3、LP6和LP11为例，将电源点到这3个负荷点的最小路分别依次命名为Road1、Road2和Road3，如图3b～3d所示。如图3b所示，Road1上的设备包括线路L1、L2、L3，配电变压器T3，其余任何设备均为非此最小路上的设备；其中，E1为除了标出的设备之外，其他设备的等效电路。如图3c所示，Road2上的设备包括线路L1～L5、L13，配电变压器T6，其余任何设备均为非此最小路上的设备；其中，“+”表示串联，“//”表示并联；E2为图3a中节点5之下的所有设备的等效电路；E3为节点13之下的所有设备的等效电路。如图3d所示，Road3上的设备包括线路L1～L6和配电变压器T11，其余任何设备均为非此最小路上的设备；E4为图3a中节点5以左所有设备的等效电路；E5为节点6以下所有设备的等效电路。步骤七，确定各负荷点的最小路和非最小路上的设备的设备故障率和故障时间对各负荷点可靠性指标的贡献。以Road1为例，由于LP3在转供对端1的最大可供电范围内，故在计算LP3的负荷点可靠性指标时，Road1上所有设备故障率均按0计算；又如Road2，其对应的负荷点LP6并不在任何转供对端最大可供电范围内，但LP6却在PV1的最大可供电范围内，因此Road2上任意设备j的故障率为(1-Pi)λj；再如Road3，其对应负荷点LP11既不在任何转供对端最大可供电范围内，又不在任何光伏发电最大可供电范围内，因此Road3上任意设备j的故障率为其本身故障率λj。对于Road3非最小路上的配电变压器T6，配电变压器T6属于分支线sL1，线路L13～L16，配电变压器T6～T10共同组成了一条分支线sL1，且sL1所包括的设备对于Road3来说均为非最小路上设备，故这些设备对Road3所对应负荷点LP11的可靠性指标计算均无影响，即不参与LP11的可靠性指标计算。对于Road3非最小路上的线路L7，线路L7属于主馈线mL1，线路L7～L11共同组成了一条主馈线mL1，且mL1所包括的设备对于Road3来说均为非最小路上的设备，故mL1可看作与Road3并联于节点6，按照并联等值式计算可靠性指标。需要注意的是，mL1并非单独一个设备，其故障率和故障时间还需通过线路L7～L11进行串联等值后计算而得。对于Road3非最小路上的光伏发电PV2，在计算时，将PV2先与主馈线mL1进行并联等值后，再与Road3进行第二次并联等值计算。步骤八，计算各负荷点可靠性指标。综合步骤七中得到的设备故障率和故障时间，按照式(5)～(10)计算各负荷点的可靠性指标。表3光伏发电接入前后各负荷点可靠性指标对比步骤九，根据各负荷点可靠性指标计算配电网系统可靠性指标。根据式(11)～(15)计算系统可靠性指标，结果如下表所示，并与光伏发电未接入前进行了对比，可以看出，光伏发电的接入明显提高了系统的可靠性。表4光伏发电接入前后系统可靠性指标对比系统可靠性指标SAIFISAIDICAIDIENSAENS光伏发电接入前1.52494.20142.755324.63560.02082光伏发电接入后1.49174.1512.782724.06120.0203当前第1页1 2 3