高滲透率間歇性分布式能源的接入，給配電系統的安全、經濟和可靠運行帶來了一系列的問題，主動配電系統應運而生。在主動配電系統中，間歇性分布式電源、響應負荷、儲能裝置等分布式資源及其主動式協調控制與管理的引入，使得傳統配電系統的可靠性評估理論與方法無法適應，主動配電系統可靠性評估面臨一系列新的挑戰。從可靠性評估模型、評價指標及評估算法3個方面詳細介紹了主動配電系統的可靠性評估體系。最后，通過實際算例系統驗證了所提評估體系的有效性。

0引言

電力需求的持續增長、傳統能源的短缺，環境保護的需要以及電力市場的開放正驅動電網朝著高效、靈活、智能和可持續方向發展，以適應未來的技術需求。可持續發展是未來電網的基礎特征，其本質表現為分布式發電(distributedgeneration，DG)尤其是可再生能源發電的規模化接入與應用。然而，分布式發電也給電力系統特別是配電系統帶來巨大影響。大量的分布式電源接入配電系統后，直接改變了傳統配電網的拓撲結構，其由輻射狀的無源網絡變成遍布中小型電源的有源網絡，潮流也不再單向地由變電站母線流向負荷。配電網的上述變化使得其繼電保護的機理和定值發生深刻的變化，并帶來電壓閃變、頻率波動及電壓和頻率的偏移等電能質量問題，給電網的安全穩定運行帶來很大威脅。目前，微電網(簡稱微網)技術在不斷發展成熟，給分布式發電的集成提供了可能的解決方案。

但是，由于容量限制以及控制目標不同，微網尚不能完全解決規模化分布式發電尤其是可再生能源發電集成到配電系統帶來的問題。隨著分布式發電的滲透率在電力系統各層級上的不斷提高，其對配電系統的影響成為配電系統規劃和運行中必須考慮的問題。針對這一現狀，主動配電系統(activedistributionsystem，ADS)技術應運而生。

主動配電系統是利用先進的信息、通信以及電力電子技術對規模化接入分布式資源實施主動管理，自主協調控制分布式發電、分布式儲能裝置及響應負荷等分布式資源單元，積極消納可再生能源并確保網絡的安全、經濟運行的新型配電系統。主動配電系統的特征包括高度可觀可控性、靈活調節的網絡拓撲、主動協調優化管理及與用戶的靈活互動等。由于在可再生能源消納方面具有顯著的優勢，主動配電系統的研究已經成為國內外的熱點，并在主動配電系統的規劃與設計、運行控制與保護、優化理論與方法等方面取得了初步的進展，主動配電系統可靠性評估的研究才剛剛起步。主動配電系統與傳統配電系統有著明顯的區別，微網、需求響應、儲能裝置及分層協調的主動管理等給主動配電系統的可靠性評估帶來一系列新的挑戰。

本文梳理和歸納了主動配電系統可靠性評估面臨的挑戰，提出了主動配電系統的可靠性評估體系，并從可靠性評估的模型、評價指標及評估算法3個方面進行了詳細的介紹。最后，通過美國東北地區某實際算例系統驗證了所提主動配電系統可靠性評估體系的有效性。

1主動配電系統可靠性評估面臨的挑戰

由于傳統配電系統“環網設計，開環運行”的特點，饋線由單一電源點供電，任何一條饋線上發生故障，都可能導致饋線后面的負荷全部停電。因此，在傳統配電系統可靠性評估中，對系統狀態的評估相對容易實現。而在主動配電系統中，當饋線上發生故障時，系統可能會出現含微網的孤島運行方式。此外，微網中的可再生能源發電與傳統分布式電源相比，其輸出功率具有隨機性和間歇性，也更增加了主動配電系統可靠性評估的難度。同時，需求響應，儲能裝置及其分層協調的

主動式管理等使得主動配電系統可靠性評估的理論和方法都將發生巨大的變化。

如圖1所示，主動配電系統可靠性評估將面臨可再生能源隨機特性、雙向隨機潮流、多微網的分層結構及主動式協調控制與管理等帶來的一系列的挑戰。

1.1 可再生能源的隨機特性

主動配電系統的特征之一是系統中遍布光伏、風力發電等間歇性分布式電源。這些間歇性電源的輸出功率具有顯著的不確定性，對主動配電系統的可靠運行具有顯著的影響。建立合理的可靠性評估模型，準確刻畫可再生能源輸出功率的隨機特性，并進一步定量評估這種不確定性對可靠性的影響，是主動配電系統可靠性評估首先需要解決的問題。

1.2 雙向不確定性潮流

傳統配電系統具有“單電源、輻射狀”的運行特點，饋線中的潮流從單一電源流向負荷，是單向的確定性潮流。主動配電系統中，隨著間歇性分布式電源及微網的接入，負荷不再從單一的電源接受電能，饋線上的潮流不再是單向的。例如，微網并網運行時，若微網中的總發電容量大于總負荷需求，對配電網來說微網相當于一個電源，注入電能;若微網中的總發電容量小于總負荷需求，對配電網來說微網相當于一個負荷，吸收電能。此外，由于分布式電源出力的隨機性、響應負荷及儲能裝置的引入等，系統中潮流具有了更強的不確定性特征。

雙向不確定性潮流使得單純基于電源到負荷聯通性判斷的傳統配電系統可靠性評估理論與方法不再適應，如何通過模型刻畫主動配電系統中的雙向不確定性潮流，并在評估中計及其影響成為主動配電系統可靠性評估面臨的挑戰之一。

1.3 多微網分層結構

主動配電系統中遍布間歇性分布式電源，為平抑其不確定性，間歇性分布式電源通常與儲能裝置、響應負荷等組成微網，作為整體運行。微網的運行具有一定的獨立性，多個微網的接入便形成了主動配電系統多微網的分層結構。對含微網的主動配電系統進行可靠性評估時，考慮到微網有并網運行和孤島運行兩種狀態，在微網并網運行時，應把含微網的配電系統作為一個整體進行研究，而在微網孤島運行時，應將微網和配電系統的數據綜合起來求得總的系統指標。在一定的情況下還可將微網當作一個小系統進行可靠性評估，以衡量微網孤島運行的可靠性。因此，主動配電系統的可靠性評估模型和算法需要適用于多微網的分層結構，定量評估微網本身的可靠性水平及微網與主動配電系統相互作用對可靠性的影響。

1.4 主動式協調控制與管理

對分布式電源、儲能裝置及響應負荷等進行主動協調式控制與管理是主動配電系統的一大特征。主動式協調控 制與管理徹底改變了傳統配電系統被動接受電能的運行模式，對主動配電系統的可靠性有顯著的影響。主動協調式控制與管理徹底顛覆了傳統的用戶角色、促進了由 供方主導的電網向用戶參與的互動電網的轉變，同時引起網絡潮流的雙向流動。對響應負荷協調控制與管理將改變負荷曲線，而實際負荷曲線的改變將直接影響用戶 可靠性的評估結論。傳統配電系統可靠性評估中通常采用無彈性的負荷模型，隨著需求響應的引入，現有負荷可靠性模型已經不再適用。因此，如何計及主動式協調 控制與管理的影響也是主動配電系統可靠性評估必須解決的問題。

綜述所述，如何建立準確的間歇性分布式電源的可靠性評估模型，解決網絡拓撲的 改變及潮流的不確定性給可靠性評估帶來的一系列問題，計及主動式協調控制與管理的影響，定量評估微網本身的可靠性水平及微網與主動配電系統相互作用對可靠 性的影響，都是主動配電系統可靠性評估中面臨的挑戰。

2 主動配電系統的可靠性評估體系

針對上述挑戰，本文作者基于已有研究基礎，提出了主動配電系統可靠性評估體系，以下分別從主動配電系統可靠性評估的模型、評價指標及評估算法3個方面對評估體系進行詳細介紹。

2.1 主動配電系統可靠性評估模型

可靠性評估模型是主動配電系統可靠性評估的基礎，主要包括基于通用停運表的分布式電源多狀態模型、基于虛擬電源的微網可靠性評估模型、響應負荷與儲能裝置的協調優化模型等。

2.1.1 基于通用停運表的分布式電源多狀態模型

基于通用停運表的分布式電源多狀態模型主要考慮以下因素：①分布式發電機一次能源的隨機性和間歇性;②可再生能源轉化系統的功率輸出特性;③分布式發電系統自身故障率與修復時間的影響，容量為2MW的風力發電機停運表模型的示例如表1所示。

上述通用停運表模型反映了可再生資源變化引起的分布式電源功率輸出的不確定性。另一個方面，基于通用停運表的分布式電源多狀態模型具有較好的通用性。

當分布式電源為不同類型時，其有不同的額定容量和強迫停運率，通過應用通用停運表的并聯卷積計算，可以得到不同類型機組的綜合停運表。因此，該模型 可以很容易處理不同類型、不同額定容量機組的情況，從而為含多分布式電源的主動配電系統可靠性評估奠定基礎。此外，通過“兩步采樣”法，先對分布式電源狀 態進行采樣，如果機組處于運行狀態，再基于停運表模型對其輸出功率進行采樣，就可以同時計及分布式電源隨機故障和輸出功率的隨機性。

2.1.2 基于虛擬電源的微網可靠性評估模型

主 動配電系統中往往含有多個微網，這些微網具有并網運行和孤島運行兩種靈活的運行模式。并網運行時，由于內部功率平衡情況的不確定性，微網既可以作為主動配 電系統的負荷運行，又可以作為電源運行。微網的這種特性可以用虛擬電源(virtual power plant，VPP)的概念來刻畫。對主動配電系統來說，微網接入相當于在公共連接點(PCC)接入了VPP，它可以代表微網的運行方式，可作為微網的可 靠性評估模型。

文獻[10]以RBTS BUS6 F4饋線系統為例，給出了基于VPP的微網可靠性評估模型示意圖(見圖2)。利用VPP代表微網，它有兩種角色：電源和負荷。圖2中，圖(a)為RBTS BUS6 F4饋線示意圖。微網1作為電源，而微網2作為負荷時的情形，如圖(b)所示。

利用上述基于VPP的微網可靠性評估模型，可以很好地刻畫微網接入后給主動配電系統帶來的雙向隨機潮流，進而評估其對可靠性的影響。

.1.3 響應負荷與儲能裝置協調優化模型

主動配電系統中引入了響應負荷及儲能裝置，正是通過對響應負荷及儲能裝置等的主動式協調控 制與管理，主動配電系統能夠有效地減少可再生能源隨機性的影響，實現可再生能源的消納。文獻[12]介紹了響應負荷與儲能裝置協調優化的實施框架，如圖3 所示。其中，微網中心控制器可以接收日前的天氣和電價預測信息。天氣信息隨后被應用到風力和光伏發電的輸出功率概率模型中，確定風力和光伏的出力。結合電 價預測信息、分布式電源的出力、負荷及儲能的優化模型，中心控制器求解協調優化模型，然后將得到的控制命令下發給負荷和儲能裝置，實現其協調優化。

文獻[11]介紹了基于電價的需求響應模型，文獻[12-13]則根據負荷的優先級將負荷分為關鍵負荷、可轉移負荷及可中斷負荷，進而提出了基于激 勵的需求響應模型。儲能裝置的協調優化模型主要考慮充放電約束及充放電策略[11-13]。基于需求響應及儲能裝置模型，可以建立響應負荷與儲能裝置的協 調優化模型，模型的具體介紹可參見文獻[12]。值得注意的是，由于主動式協調控制與管理的引入，響應負荷需要改變其用電行為，以響應電價或者激勵機制， 這樣的響應行為將直接影響用戶對供電的滿意度。文獻[13]基于用戶用電量的改變和用電費用的改變分別提出了兩種衡量用戶滿意度的指標。

基于用電量改變的滿意度指標定義如下：

式中：et是引入需求響應前用戶t時刻用電量;etop引入需求響應后的用電量。

基于用電費用改變的滿意度指標定義如下：

基于上述滿意度指標的定義，可以在協調優化模型中增加用戶滿意度約束，即：

式中：M和S是滿意度指標的下限。

此外，負荷功率和儲能裝置輸出功率也有相應的約束，分別由需求響應模型和儲能裝置模型決定。分布式 風力發電和光伏的受其一次能源限制難以調度，但其出力特性直接影響負荷與儲能裝置的協調優化，同時常規分布式電源出力對負荷與儲能裝置協調優化也有重要的 影響。本文在協調優化中考慮了分布式電源隨機故障及其輸出功率的隨機性，具體模型見2.1.1節。

2.2 主動配電系統可靠性評價指標

電力系統的可靠性水平需要通過其可靠性指標實現描述和度量，可靠性指標體系的研究是電力系統可靠性評估研究重要的方面。本節定義了一系列新的，針對主動配電系統可靠性評估的特有指標及其計算方法，并分析各指標的具體含義。

2.2.1 微網相關指標

微 網是相對獨立的小型配電網絡，主動配電系統及微網的運行和監管人員往往需要了解微網整體的可靠性水平，因此需要定義新的反映微網整體可靠性水平的指標。此 外，由微網靈活的運行特性可知，其對于主動配電系統而言，可能運行于電源狀態，也可能運行與負荷狀態，因此本文還定義了微網等值電源/負荷指標，用以反映 微網的運行特性。

1)微網停電頻率指標(microgrid interruption frequency index，MIFI)，MIFI是指微網中的用戶在單位時間內的平均停電次數，其計算公式如下：

2)微網供電可用率(microgrid supply available probability，MSAP)，MSAP表示研究周期內用戶不停電的小時總數與用戶要求的總供電時間之比，其數學表達式如下：

3)微網缺供電量指標(microgrid energy shortage index，MESI)，MESI是指研究周期內系統總供電量與負荷要求的總用電量之間的差額，其數學表達式如下：

4)微網等值電源/負荷指標(equivalent source/load index，ESLI)，ESLI反映研究周期內微網與主動配電系統電量交換的總體情況，其計算公式如下：

2.2.2 用戶需求響應指標

引入需求響應后，用戶將根據系統的運行狀態、電價、分布式電源出力以及儲能裝置運行狀態等調整用電需求，用戶的實際用電和原始的需求將產生偏差，通過定義如下的指標，可以很好的描述該偏差，從而定量評價需求響應對用戶的影響。

1)負荷調整頻率指標(load change frequency index，LCFI)，LCFI反映用戶在研究周期內(例如一天內) ， 發生負荷調整的頻率。根據負荷調整的趨勢(減小或者增大)，LCFI又可以分為LCFIdown和LCFIup：

2)負荷調整的持續時間指標(load change duration index，LCDI)，LCDI反映研究周期內，用戶用電功率處于減小或者增大狀態的持續時間， 可以分別用LCFIdown和LCFIup表示如下：

3)負荷調整電量指標(load change energy index，LCEI)，LCEI反映用戶在研究周期內，用電量變化的總量

2.2.3 儲能裝置可靠性指標

主動配電系統中，儲能裝置的充放電策略受到分布式電源輸出功率、負荷需求以及微網運行狀態等多種因素的影響，進而影響其放電次數和放電深度，對其壽命產生直接影響。對此，本文定義了儲能裝置的放電次數及平均放電深度指標，用以反映儲能裝置可靠性受到的影響。

1)儲能裝置的放電次數指標(disge times index，DTI)，DTI反映儲能裝置在研究周期內的放電次數。

2)儲能裝置的平均放電深度指標(disge depth index，DDI)，DDI是指儲能裝置在研究周期內的平均每次放電釋放的電量，可以用如下公式表示：

2.3 主動配電系統可靠性評估算法

高效的可靠性評估算法是主動配電系統可靠性評估體系的核心。本文基于上述分布式電源和微網的可靠 性評估模型，針對主動配電系統的多微網分層結構特點，提出了基于區域劃分和最小路的系統狀態評估方法。此外，通過時序蒙特卡羅模擬將響應負荷與儲能裝置的 協調優化過程與可靠性評估過程有機結合，實現了計及主動式協調控制與管理的主動配電系統可靠性評估。

2.3.1 基于區域劃分與最小路的系統狀態評估方法

如圖2所示，基于區域劃分和最小路的系統狀態評估方法首先以微網接入系統的公共接入點及自動開關(斷路器)為界，將系統劃分為微網與非微網的各個區域。基于上述區域劃分和最小路方法以及分層評估的思想，負荷節點最小路的形成可以分為以下兩個層次：

1) 主動配電系統層次。基于VPP概念，分別考慮微網作為電源和負荷的情況，形成最小路：當微網作為電源時，形成含微網的主動配電系統中每個負荷節點的最小 路，此時，負荷節點往往有兩條以上的最小路，分別為其到配電系統的主電源和微網的最小路;將微網作為負荷時，微網與非微網區域的負荷節點一樣，形成微網到 配電系統主電源的最小路。

2)在微網內部，形成每個負荷節點到該微網內所有分布式電源的最小路，為評估微網的狀態奠定基礎。與區域劃分和最小路確定相對應，基于區域劃分與最小路的系統狀態評估，由以下兩個層次組成：

1)對微網的狀態進行評估。此時，微網是一個含有分布式電源的多電源配電系統。

2)基于微網的狀態(負荷或者電源)，評估含多微網的主動配電系統的可靠性。通過對含微網的主動配電系統狀態和微網自身狀態兩個層次的評估，系統中所有負荷節點的供電狀態就可以確定，進而得到負荷節點以及系統的可靠性指標，實現含多微網的主動配電系統可靠性評估。

上 述區域劃分與最小路結合的可靠性評估算法充分發揮了微網“虛擬電源”的概念可靠性評估中的作用，結合“虛擬電源”的兩種狀態與分層評估的思想，使得含微網 的多電源配電系統可靠性評估易于實現;另外，由于該算法針對微網狀態開展了評估，對進一步分析微網運行情況具有重要意義。

2.3.2 計及協調優化的主動配電系統可靠性評估

隨著主動式協調控制與管理的引入，負荷以及儲能裝置的狀態隨著可再生能源出力、電 價等外部因素的變化而變化的，具有明顯的時序特性。如圖4所示，將系統的負荷與儲能裝置協調優化過程與可靠性評估通過時序蒙特卡羅模擬有機結合，解決了在 可靠性評估中考慮需求響應與儲能裝置充放電策略影響的難題，圖4中各個模塊的具體介紹參見文獻[12-13]。

3 算例分析

本節將提出主動配電系統可靠性評估體系用于美國東北地區某實際的配電系統，首先介紹系統的基本參數，然后從分布式電源及微網接入、需求響應與儲能裝置、用戶滿意度等不同的側面對可靠性評估的結果進行分析并給出結論，驗證所提評估體系的有效性。

3.1 算例系統簡介

算 例系統包括兩條饋線，共計356個負荷節點，3804個用戶供電，總負荷功率為14.35MW，具體拓撲結構、可靠性參數等信息參見文獻[14]。算例系 統中有兩個關鍵負荷，一個是避難所(Shelter)，另一個是應急中心(Emergency Center)。以下的研究將主要圍繞系統整體以及這兩個關鍵負荷進行。

3.2 分布式電源及微網接入

首先，以算例系統中的 自動開關SR、MR和RR為邊界，可以將系統劃分為如圖5所示的8個區域。其中，關鍵負荷避難所在區域1中，應急中心在區域2中。在關鍵負荷所在的節點分 別接入分布式電源將區域1和區域2配置成微網1和微網2。其中，分布式電源均為燃料電池，容量均為3MW，可靠性參數見文獻[14]。微網1、2的總平均 負荷功率分別為2.66MW和2.19MW，區域3、4與微網區域有直接的互動，因此，將引入區域可靠性指標(即微網可靠性指標)對它們進行定量評估，中 區域3、4的總平均負荷功率分別1.9MW和5.53MW。

采用基于蒙特卡羅模擬的主動配電系統可靠性評估算法對含微網的實際算例系統進行可靠性評估，表2、表3和表4分別給出關鍵負荷、不同區域和系統整體的可靠性指標。

由 表可知，關鍵負荷的故障率指標λ和停電時間指標U在微網引入后得到了有效的改善，以Shelter為例，其λ指標由3.23次/a減小到1.16次 /a，U指標由5.90 h/a減小到2.79 h/a，改善程度均在50%以上。每次故障的持續時間指標r有所上升，這是因為隨著微網接入，僅有少數嚴重的故障能造成關鍵負荷停電，其修復時間相對一般 故障往往更長，從而造成指標r上升。

以下進一步分析微網整體及微網臨近區域的可靠性，微網(區域)停電頻率MIFI、微網(區域)供電可用 率MSAP及微網(區域)缺供電量MESI的評估結果。從表3可以看到，引入微網對不同區域的可靠性具有顯著的改善效果，以MIFI指標為例，引入微網 后，微網1、2和區域3、4的MIFI指標分別減小了1.5614、2.1133，1.8651次/(戶˙a)和1.5583次/(戶˙a)，改善程度分 別達到57.36%、63.91%、43.75%和48.15%;可見，微網區域的改善程度更為明顯。此外， 通過對微網等值電源/ 負荷可靠性指標(ESLI ) 進行評估可知， 微網1 、2 的ESLI 分別為2946.21 MWh和7062.23 MWh，均遠大于0，即微網對外呈現等值電源狀態。區域3和區域4每年的總需求電量為Etotal=8.30×104 MWh，微網1、2的ESLI分別占Etotal的3.55%和8.51%，因此，微網能給區域3、4提供一定的支援，通過指標ESLI這種支援作用得以 定量化的評估。

從系統整體來看，微網對可靠性的改善效果也十分顯著。其中指標SAIFI、SAIDI和EENS分別由引入微網前的 3.3525次/(戶˙a)、6.63 h/(戶˙a)和94.94MWh減小到1.6955次/(戶˙a)、3.69 h/(戶˙a)和58.54 MWh，改善程度分別為49.43%、44.34%和38.34%。

綜上所示， 通過對關鍵負荷、不同區域及系統整體可靠性指標的評估及分析可知，通過配置微網可以顯著的提高微網區域的可靠性，同時微網還能為臨近區域提供支援，提高臨近區域的可靠性水平;較傳統配電系統，含微網的主動配電系統可靠性水平顯著提高。

3.3 響應負荷與儲能裝置及其協調優化

為進一步考察需求響應與儲能裝置及其協調優化對主動配電系統可靠性的影響，上述算例系統做以 下修改：①將接入的分布式電源用風機替代，風機的額定功率為2MW;②為風機配置容量為0.96MWh的儲能裝置，其充放電策略為滿足充放電約束的前提 下，微網內發電大于負荷則放電，反之充電。以下基于上述計算條件，針對不同的方案進行計及需求響應與儲能裝置協調優化的主動配電系統可靠性評估。然后，分 別從傳統可靠性指標、微網指標、需求響應相關指標等方面對評估結果進行分析。各評估方案定義如下：

方案1：不考慮負荷需求響應，分布式電源供電優先級由其到負荷的電氣距離決定;

方案2 ： 考慮負荷需求響應， 將節點L106(Emergency center所在的節點)作為關鍵負荷節點，另外選取L104、L105、L107，L109及L115作為可轉移負荷，L131，L132及L133為可中斷負荷。

方案3：基于方案2，考慮儲能裝置充放電策略的優化，儲能裝置充電優先于可轉移和可中斷負荷，且僅在關鍵負荷供電無法得到保證時放電。

3.3.1 傳統可靠性指標

各評估方案下對系統可靠性指標的評估結果如表5所示。

對 比可知，由于將微網中的分布式電源改為風機，同時減小了分布式電源容量，微網對系統可靠性指標的改善程度降低。其中，接入微網后的EENS指標由表中的 58.54 MWh增加到表中的89.06 MWh。此外，從表中可以看出，需求響應和儲能裝置的充放電策略可以改善含微網主動配電系統的可靠性，以SAIFI指標為例，引入需求響應后，其降低了 2.27%;引入需求響應和儲能裝置充放電策略優化后，其降低了3.51%。

綜上所述，需求響應及儲能裝置充放電策略的優化對傳統的系統可 靠性指標改善有限，以下基于負荷可靠性指標的評估結果進行進一步分析。圖6給出了直觀的比較結果，從圖中可以看到隨著需求響應的引入(從方案1到方案 2)，關鍵負荷可靠性有顯著的提高，其次是可轉移負荷，而可中斷負荷的可靠性提升不明顯。儲能裝置充放電策略優化引入(從方案2到方案3)后，可轉移負荷 與可中斷負荷的可靠性有所下降。

綜上所述，考慮需求響應與儲能裝置充放電策略優化后，負荷尤其是關鍵負荷的傳統可靠性指標明顯改善;可轉移負荷的可靠性也有一定程度的提升;儲能裝置充放電策略可以提高關鍵負荷的可靠性但可能造成可轉移負荷與可中斷負荷可靠性的降低。

3.3.2 微網相關指標

由上可知，本節的需求響應及儲能裝置充放電策略優化主要在圖5的微網2內實施，基于本文定義的微網相關指標對微網2進行評估，評估結果如表6所示。

由表可知，需求響應及儲能裝置對微網2的可靠性具有明顯的改善作用，其中引入需求響應后，微網停電頻率指標MIFI降低了12.09%;引入需求響應和儲能裝置充放電策略優化后，其降低了16.85%，與表中SAIFI指標的改善程度相比更加明顯。

可 見，主動配電系統中接入微網，且基于微網實施需求響應和儲能裝置充放電策略優化后，僅僅依靠傳統配電系統可靠性指標，難以準確而全面的反映需求響應和儲能 裝置充放電策略對主動配電系統可靠性的影響，需要引進微網停電頻率MIFI、微網供電可用度MSAP及微網缺供電量MESI等指標。

3.3.3 需求響應及儲能裝置指標

如 前所述，需求響應的引入將直接改變用戶的用電習慣，用戶需要根據需求響應項目的規則將自己的用電需求向上(增大負荷需求)或者向下(減少負荷需求)調整。 與用戶的負荷調整類似，隨著儲能裝置的充放電策略的調整，其充放電頻率及放電深度會受到影響，進而影響儲能裝置的壽命。因此，計及需求響應及儲能裝置的主 動配電系統可靠性評估中，需要定義并評估需求響應及儲能裝置指標，評估結果如表7所示。

如 表7所示，方案1中不考慮負荷需求響應，因此沒有LCFI和LCEI指標的評估結果;方案2、3下負荷調整頻率指標LCFI分別達到3.41次/天 (LCFIdown和LCFIup合計)和3.98次/天;負荷調整電量指標LCEI分別為0.91 MWh/天和0.67 MWh/天。引入儲能裝置充放電策略的優化(由方案2到方案3)后，負荷調整頻率增加了16.80%，負荷調整電量指標減少了26.37%。而隨著需求響 應的引入，儲能裝置的放電次數增加，平均放電深度降低。

由上述評估結果可知，需求響應的引入對負荷尤其是關鍵負荷的故障率、停電持續時間等 傳統可靠性指標具有明顯的改善效果，但是付出的代價是系統中的可轉移與可中斷負荷對用電需求的調整及儲能裝置放電次數的增加。因此，計及需求響應與儲能裝 置的主動配電系統可靠性評估中，只有給出用戶的需求響應及儲能裝置。

3.4 用戶滿意度影響分析

響應負荷與儲能裝置的協調優化模型中的用戶滿意度約束對響應負荷的響應行為有明顯的影響。圖7和圖8展示了不同指標(用電方式指標M和用電費用指標S)對日負荷曲線的影響。

從圖中可以看出，用戶滿意度越高，負荷調整的可能性越低;用戶滿意度指標提供了量化用戶需求響應意愿的手段，為主動配電系統的需求響應項目設計提供參考。圖9展示了主動配電系統在不同用戶滿意度約束下的年運行效益。

由圖可知，用戶滿意度的提高，將有可能使得主動配電系統的年運行效益顯著下降，因為高滿意度意味著用戶可能在電價高時用電。

4 結語

分布式電源、響應負荷、儲能裝置及微網等分布式資源及其主動式協調控制和管理，給主動配電系統可靠性評估帶來了可再生能源隨 機特性、雙向不確定性潮流、多微網分層結構及主動式協調控制與管理等一系列的挑戰。本文提出主動配電系統的可靠性評估體系，從可靠性評估模型、評價指標及 評估算法3個方面，有針對性的給出了上述挑戰的解決方案，最后通過實際算例系統驗證了所提可靠性評估體系。本文的主要結論包括：

1)從分布式電源、微網和主動配電系統的層面分別建立了相應的可靠性模型，并提出了適用于主動配電系統的高效可靠性評估方法，定義了一系列適用于主動配電系統的可靠性評價指標，提出了主動配電系統的可靠性評估體系。

2)建立起需求側資源與儲能裝置協調控制的模型，提出了用戶滿意度指標，并研究了主動協調控制對主動配電系統可靠性的影響，使得可靠性評估更準確反應主動配電系統的運行實際。

未來，主動配電系統的可靠性評估研究將在計及規劃與運行一體化、考慮交直流混聯、物理與信息系統融合、多元用戶供需互動及多能源互補的分布式供能等方面迎來新的契機。