技术领域
[0001] 本
发明属于电
力系统城市配电网弹性评估技术领域，具体涉及一种交直流混合配电网弹性运行调控方法。
背景技术
[0002] 近年来城市配电网负荷
密度高，对供电可靠性和
电能质量都有较高要求，然而城市空间有限，通过假设新线路来满足负荷的持续增长已经变得愈发困难，虽然目前一般城市配电网供电容量较大，然而由于断面传输功率等约束，许多线路之间存在阻塞现象，当面临负荷高峰期时，配电网许多区域均有较大供
电压力，配电网供电弹性较低。并且现在随着锋利、光伏等分布式
可再生能源大量接入电网，其出力间隙性以及随机性给电网的经济安全运行带来了巨大冲击。另一方面随着目前电力
电子技术的不断成熟，换流器造价的损耗逐渐降低，使得目前许多学者致力于直流配电网的研究。直流配电网具有损耗低、电能质量高、功率控制容易、易于清洁能源接入、输电容量大和环境污染小等优势，图1中的交直流配电网结合交流和直流配电网的优势，具有拓扑灵活、潮流可控的优势，可以利用原有空间提升线路的传输能力，并且可以提高清洁能源的消纳能力。
[0003] 现有的相关研究中，一篇文献中详细介绍了弹性电网及其恢复力的基本概念与世界各国研究现状，并从弹性电网需要应对的扰动时间、评估理论、恢复力提升策略等方面入手，详细分析弹性电网及其恢复力研究方向和重点及在
智能电网框架下构建弹性电网的具体措施；另外一篇文献中提出一种考虑网架重构和灾区复电过程的配电网抗台
风韧性评估模型，根据不同等级台风下设备的故障率，同时考虑集中型、分散型、集中分散型三种常见故障设备分布方式来生成台风影响下的设备故障率集合，通过吸收率、适应率及修复率3综合指数对结果进行量化描述，并通过算例验证了该评估模型的可行性；
现有技术还提供了一种城市弹性配电网恢复力评估方法，通过建立分区配电网弹性评估体系，并利用AHP层次分析法确定各指数权重，选取典型区域从
预防阶段、渗透阶段和恢复阶段对城市配电网弹性程度进行评估。
[0004] 该方法中没有考虑现如今高渗透分布式电源对弹性评估的影响，且上述两篇文献对电网弹性的研究均只限于传统交流电网，没有对交直流电网弹性进行研究，难以适应当前新形势与新环境要求。
发明内容
[0005] 针对现有技术中的上述不足，本发明提供的交直流混合配电网弹性运行调控方法解决了上述背景技术中存在的问题。
[0006] 为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：一种交直流混合配电网弹性运行调控方法，包括以下步骤：
[0007] S1、确定交直流混合配电网弹性评估指数；
[0008] S2、建立交直流配电网时序转供模型；
[0009] S3、利用贪婪搜索
算法对交直流混合配电网时序转供模型求解，得到交直流混合配电网故障后的负荷转供结果；
[0010] S4、根据交直流混合配电网弹性评估指数的计算公式对负荷转供结果进行弹性评估，得到加权弹性评估指数；
[0011] S5、通过改进粒子群算法，以加权弹性评估指数为目标函数，对交直流混合配电网中各储能时段输出功率进行优化，确定交直流混合配电网的出力方式，实现交直流混合配电网的弹性运行调控。
[0012] 进一步地，所述步骤S1中的交直流混合配电网弹性评估指数包括用户平均停电时间指数、电量损失指数、短时停电用户数量指数和长时停电用户数据指数；
[0013] 其中，平均停电时间指数RCML的计算公式为：
[0014]
[0015] 式中，Tfault为故障持续时间；
[0017] αt,n为节点n在t时刻的恢复供电情况；
[0018] Tt为每个时间间隔的长度；
[0019] Nn为节点n的用户数量；
[0020] 所述电量损失指数RENS的计算公式为：
[0021]
[0022] 式中，Lt,n为节点n在t时刻的负荷功率；
[0023] 所述短时停电用户数量指数RSCI为：
[0024]
[0025] 式中，Dnode为系统节点集合；
[0026] Cn为节点n中的用户数量；
[0027] Ton为节点n在当前停电时间中的停电持续时间；
[0028] Ts为界定短时时间停电与长时时间停电的
阈值；
[0029] 所述长时停电用户数量指数RLCI为：
[0030]
[0031] 进一步地，所述步骤S2中的时序转供模型包括目标函数及其约束条件；
[0032] 所述约束条件包括有功功率实时平衡约束、
无功功率实时平衡约束、直流潮流约束、节点电压约束、各支路的功率极限约束和转供过程连续性约束；
[0033] 其中，目标函数为：
[0034] min F(xsw,xbg)
[0035] 式中，F(·)为目标函数；
[0037] xbg为各备供电源在不同时段的输出功率；
[0038] 所述有功功率实时平衡约束为：
[0039]
[0040] 式中，Pa,t为第t时刻节点a注入的有功功率；
[0041] Ua,t为第t时刻节点a的电压幅值；
[0042] Nd为待重构网络中的节点总数；
[0043] b为节点编号；
[0044] Ub,t为节点b在t时刻的电压幅值；
[0045] Gab为节点a和节点b之间的电导；
[0046] δab,t为第t时刻节点a和节点b之间的电纳；
[0047] Bab为节点a和节点b之间的电纳；
[0048] T为故障修复过程中的时段集合；
[0049] 所述无功功率实时平衡约束为：
[0050]
[0051] 式中，Qa,t为第t时刻节点a注入的无功功率；
[0052] Ub,t第t时刻节点b的电压幅值；
[0053] 所述直流潮流约束为：
[0054]
[0055]
[0056] 式中， 为t时刻直流
[0057] 侧支路jk的有功功率；
[0058] 为t时刻直流侧支路ij的有功功率；
[0060] 为t时刻直流侧支路的ij的有功功率；
[0061] 为t时刻直流节点i的电压；
[0062] 为t时刻直流节点j的注入功率；
[0063] 为t时刻直流节点j的电压；
[0064] 所述节点电压约束为：
[0065]
[0066] 式中，Pj,t为第t时刻支路j上的有功功率；
[0067] Pjmax为支路j上容许流过的有功功率最大值；
[0068] Tr为故障修复过程中的时段集合；
[0069] Ωline为交直流混合配电网的支路集合；
[0070] 所述各支路的功率极限约束为：
[0071]
[0072] 式中，Unmin为节点i容许的电压下限值；
[0073] Un,t为第t时刻节点n的电压值；
[0074] Unmax为节点i容许的电压上限值；
[0075] Ωnode为节点i容许的电压上限值；
[0076] 所述转供过程连续性约束为：
[0077]
[0078] 式中， 为表示节点停电状态的0-1变量；
[0079] 当为0时，表示节点n在t时刻处于停电状态；为1时表示节点n为被恢复为供电状态。
[0080] 进一步地，所述步骤S3为在考虑交直流混合配电网中的存在储能装置、
风力发电分布式电源和光伏分布式电源的情况下利用贪婪搜索算法对交直流混合配电网时序转供模型求解；
[0081] 所述步骤S3具体为：
[0082] S31、进行参数初始化，i＝1,j＝1；
[0083] S32、设交直流混合配电网中的故障发生在第i时段；
[0084] S33、初始化对第j个备供电源中的已经转供的节点数据矩阵DF；
[0085] S34、根据已经转供的节点数据矩阵DF更新第j个备供电源中待转供的节点数据矩阵DW；
[0086] S35、判断更新后的节点数据矩阵DW中的数据是否发生变化；
[0087] 若是，则进入步骤S36；
[0088] 若否，则进入步骤S37；
[0089] S36、根据转供优先级依次确定节点数据矩阵DW中节点转供可行性，并进入步骤S38；
[0090] S37、判断j是否达到交直流配电网中备供电源总数；
[0091] 若是，则进入步骤S311；
[0092] 若否，则令j的值加1，并返回步骤S33；
[0093] S38、判断节点数据矩阵DW中的可转供节点是否能通过潮流校验；
[0094] 若是，则进入步骤S39；
[0095] 若否，则返回步骤S36；
[0096] S39、更新通过潮流校验的节点的数据，并将该节点加入节点数据矩阵DF中，并进入步骤S310；
[0097] S310、判断节点数据矩阵DF中的是否已包含交直流混合配电网中的所有节点；
[0098] 若是，则进入步骤S37；
[0099] 若否，则返回步骤S34；
[0100] S311、将节点数据矩阵DF中各节点的数值输出并存储，并进入步骤S312；
[0101] S312、判断i是否达设定的待评估时段总数；
[0102] 若是，则进入步骤S313；
[0103] 若否，则令i的值加1，并返回步骤S32；
[0104] S313、将更新后节点数据矩阵DF中各节点的数值作为交直流混合配电网故障后的负荷转供结果。
[0105] 进一步地，所述步骤S36中，转供优先级的确定方法具体为：
[0106] A1、根据备供容量对交直流配电网中的备供电源进行排序；
[0107] A2、根据备供电源的排序，将各备供电源依次作为根节点，负荷节点作为叶节点依次建立对应的转供负荷搜索树；
[0108] A3、根据建立的转供负荷搜索树，完成负荷转供优先级的确定。
[0109] 进一步地，所述待转供的节点数据矩阵DW中的节点数据均包括一个时间戳变量ai，ai表示i节点负荷恢复供电的时间。
[0110] 进一步地，交直流混合配电网中的储能装置对应的储能模型为：
[0111]
[0112] 式中， 为储能装置在t+1时刻的
荷电状态；
[0113] 为储能装置在t时刻的荷电状态；
[0114] 为t时刻在节点n的储能的放电状态；
[0115] Δt为时间间隔；
[0116] 为储能装置t时刻的放电功率；
[0117] 为节点n储能的放电效率；
[0118] 为节点n的储能的容量；
[0119] 为t时刻在节点n的储能的充电状态；
[0120] 为储能装置t时刻的充电功率；
[0121] 为节点n储能的充电效率；
[0122] 为节点n的储能的容量；
[0123] 所述储能模型的约束条件包括充放电约束、放电功率约束、充电功率约束和荷电状态约束；
[0124] 所述充放电约束为：
[0125]
[0126] 式中，T为故障持续时间；
[0127] Ωs为区域节点集合；
[0128] 所述放电功率约束为：
[0129]
[0130] 式中， 为n号节点储能的最小放电功率；
[0131] 为n号节点储能的最大放电功率；
[0132] 所述充电功率约束为：
[0133]
[0134] 式中， 为n号节点储能的最小充电功率；
[0135] 为n号节点储能的最大充电功率；
[0136] 所述荷电状态约束为：
[0137]
[0138] 式中， 为代表n号节点储能的最小荷电状态；
[0139] 为代表n号节点储能的最大荷电状态；
[0140] 所述交直流混合配电网中的风力发电分布式电源对应的风力发电出力模型为：
[0141]
[0142] 式中，PWD,t为t时刻风机的输出功率；
[0143] R为风机的额定容量；
[0144] vt为t时刻的风速；
[0146] vs为额定风速；
[0148] 交直流混合配电网中的光伏分布式电源对应的光伏模型为：
[0149]
[0150] 式中，f(PPV)为光伏功率输出函数；
[0151] PPV为光伏输出功率；
[0152] Pmax为光伏最大输出功率；
[0153] Γ(·)为Gamma函数；
[0154] α为Beta分布的形状参数；
[0155] β为Beta分布的形状参数；
[0156] a和b为Beta分布的形状参数；
[0157] 且 其中，μ、δ为一定时间段内光照强度的平均值和方差。
[0158] 进一步地，所述步骤S4具体为：
[0159] 根据交直流混合配电网弹性评估指数的计算公式计算交直流混合配电网故障后的负荷转供结果对应的弹性评估指数，并确定每个弹性评估指数的权值，得到加权弹性评估指数。
[0160] 本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
[0161] 1、本发明通过建立涵盖储能系统模型、光伏模型及风力发电模型以及交直流配电网动态时序转供模型，构建了以弹性最大为目标的交直流混合配电网弹性运行调控模型；
[0162] 2、本发明通过在交直流配电网中安装储能装置，有效利用储能装置在提供紧急备用电源
支撑，平抑分布式清洁能源出力
波动等特性，增强配电网弹性。同时，跟进现代电网发展趋势，结合直流配电网损耗低、电能质量高、功率控制容易、输电容量大和环境污染小等优势，提出交直流配电网弹性运行调控方法，使配电网的拓扑灵活、潮流可控，提高配电网的供电可靠性及弹性；
[0163] 3、本发明提出的交直流混合配电网弹性运行调控方法，考虑交直流配电网区域内风力及光伏等分布式电源的出力特性，结合储能的控制策略，利用所提的动态时序转供模型进行负荷转供，并在转供完成后进行弹性指数计算，然后采用改进粒子群算法，以加权弹性指数最小为目标，以储能各时段输出功率为优化变量进行优化，最终提高了交直流混合配电网的弹性运行程度。
附图说明
[0164] 图1为本发明背景技术中交直流混合配电网一般结构示意图；
[0165] 图2为本发明中交直流混合配电网弹性运行调控方法
流程图；
[0166] 图3为本发明中利用贪婪搜索算法对时序转供模型求解过程流程图；
[0167] 图4为本发明中电压源型换流器结构示意图；
[0168] 图5为本发明提供的
实施例中基于IEEE33节点改造的交直流混合配电网拓扑图；
[0169] 图6为本发明提供的实施例中储能各时段输出功率曲线示意图；
[0170] 图7为本发明提供的实施例中VSC各时段的控制方式曲线示意图。
具体实施方式
[0171] 下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于
本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的
权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
[0172] 如图2所示，一种交直流混合配电网弹性运行调控方法，包括以下步骤：
[0173] S1、确定交直流混合配电网弹性评估指数；
[0174] S2、建立交直流配电网时序转供模型；
[0175] S3、利用贪婪搜索算法对交直流混合配电网时序转供模型求解，得到交直流混合配电网故障后的负荷转供结果；
[0176] S4、根据交直流混合配电网弹性评估指数的计算公式对负荷转供结果进行弹性评估，得到加权弹性评估指数；
[0177] S5、通过改进粒子群算法，以加权弹性评估指数为目标函数，对交直流混合配电网中各储能时段输出功率进行优化，确定交直流混合配电网的出力方式，实现交直流混合配电网的弹性运行调控。
[0178] 上述步骤S1中的交直流混合配电网弹性评估指数包括用户平均停电时间指数、电量损失指数、短时停电用户数量指数和长时间停电用户数据指数；
[0179] 其中，平均停电时间指数RCML的计算公式为：
[0180]
[0181] 式中，Tfault为故障持续时间；
[0182] Ωc为含有用户的馈线节点集合，为一个0-1变量，当该值为1时代表该节点停电，为0时代表该节点恢复供电；
[0183] αt,n为节点n在t时刻的恢复供电情况；
[0184] Tt为每个时间间隔的长度，本发明方法中该值为1；
[0185] Nn为节点n的用户数量；
[0186] 所述电量损失指数RENS的计算公式为：
[0187]
[0188] 式中，Lt,n为节点n在t时刻的负荷功率；
[0189] 所述短时停电用户数量指数RSCI为：
[0190]
[0191] 式中，Dnode为系统节点集合；
[0192] Cn为节点n中的用户数量；
[0193] Ton为节点n在当前停电时间中的停电持续时间；
[0194] Ts为界定短时时间停电与长时时间停电的阈值；
[0195] 所述长时停电用户数量指数RLCI为：
[0196]
[0197] 上述步骤S2中的时序转供模型包括目标函数及其约束条件；
[0198] 所述约束条件包括有功功率实时平衡约束、无功功率实时平衡约束、直流潮流约束、节点电压约束、各支路的功率极限约束和转供过程连续性约束；
[0199] 其中，目标函数为：
[0200] min F(xsw,xbg)
[0201] 式中，F(·)为目标函数；
[0202] xsw为开关在不同时段的开闭状态；
[0203] xbg为各备供电源在不同时段的输出功率；
[0204] 所述有功功率实时平衡约束为：
[0205]
[0206] 式中，Pa,t为第t时刻节点a注入的有功功率；
[0207] Ua,t为第t时刻节点a的电压幅值；
[0208] Nd为待重构网络中的节点总数；
[0209] b为节点编号；
[0210] Ub,t为节点b在t时刻的电压幅值；
[0211] Gab为节点a和节点b之间的电导；
[0212] δab,t为第t时刻节点a和节点b之间的电纳；
[0213] Bab为节点a和节点b之间的电纳；
[0214] T为故障修复过程中的时段集合；
[0215] 所述无功功率实时平衡约束为：
[0216]
[0217] 式中，Qa,t为第t时刻节点a注入的无功功率；
[0218] Ub,t第t时刻节点b的电压幅值；
[0219] 所述直流潮流约束为：
[0220]
[0221]
[0222] 式中， 为t时刻直流侧支路jk的有功功率；
[0223] 为t时刻直流侧支路ij的有功功率
[0224] rdc,ij为直流ij的电阻；
[0225] 为t时刻直流侧支路的ij的有功功率；
[0226] 为t时刻直流节点i的电压；
[0227] 为t时刻直流节点j的注入功率；
[0228] 为t时刻直流节点j的电压；
[0229] 所述节点电压约束为：
[0230]
[0231] 式中，Pj,t为第t时刻支路j上的有功功率；
[0232] Pjmax为支路j上容许流过的有功功率最大值；
[0233] Tr为故障修复过程中的时段集合；
[0234] Ωline为交直流混合配电网的支路集合；
[0235] 所述各支路的功率极限约束为：
[0236]
[0237] 式中，Unmin为节点i容许的电压下限值；
[0238] Un,t为第t时刻节点n的电压值；
[0239] Unmax为节点i容许的电压上限值；
[0240] Ωnode为节点i容许的电压上限值；
[0241] 所述转供过程连续性约束为：
[0242]
[0243] 式中， 为表示节点停电状态的0-1变量；
[0244] 当为0时，表示节点n在t时刻处于停电状态；为1时表示节点n为被恢复为供电状态；其中，转供过程连续性约束是为了确保转供过程能够安全可靠的持续进行。
[0245] 转供过程连续性约束考虑了转供时段间的关联性，其实质含义是对某负荷用户的电力转供一旦开始，则需确保转供过程能够持续至故障修复时刻为止，即每一用户在一次故障事故中仅容许停电一次。相较对各时段独立优化转供路径的传统网络重构方法，这一约束条件规避了重构过程中可能导致的用户多次停电问题，确保了转供方式在工程实际中的可行性。
[0246] 步骤S3为在考虑交直流混合配电网中的存在储能装置、风力发电分布式电源和光伏分布式电源的情况下利用贪婪搜索算法对交直流混合配电网时序转供模型求解；
[0247] 因此，如图3所示，上述步骤S3具体为：
[0248] S31、进行参数初始化，i＝1,j＝1；
[0249] S32、设交直流混合配电网中的故障发生在第i时段；
[0250] 其中，交直流配电网中的故障包括配电网中某个支路或其中的发
电机的故障，故障可包括不止一处故障；
[0251] S33、初始化对第j个备供电源中的已经转供的节点数据矩阵DF；
[0252] S34、根据已经转供的节点数据矩阵DF更新第j个备供电源中待转供的节点数据矩阵DW；
[0253] S35、判断更新后的节点数据矩阵DW中的数据是否发生变化；
[0254] 若是，则进入步骤S36；
[0255] 若否，则进入步骤S37；
[0256] S36、根据转供优先级依次确定节点数据矩阵DW中节点转供可行性，并进入步骤S38；
[0257] S37、判断j是否达到交直流配电网中备供电源总数；
[0258] 若是，则进入步骤S311；
[0259] 若否，则令j的值加1，并返回步骤S33；
[0260] S38、判断节点数据矩阵DW中的可转供节点是否能通过潮流校验；
[0261] 若是，则进入步骤S39；
[0262] 若否，则返回步骤S36；
[0263] S39、更新通过潮流校验的节点的数据，并将该节点加入节点数据矩阵DF中，并进入步骤S310；
[0264] S310、判断节点数据矩阵DF中的是否已包含交直流混合配电网中的所有节点；
[0265] 若是，则进入步骤S37；
[0266] 若否，则返回步骤S34；
[0267] S311、将节点数据矩阵DF中各节点的数值输出并存储，并进入步骤S312；
[0268] S312、判断i是否达设定的待评估时段总数；
[0269] 若是，则进入步骤S313；
[0270] 若否，则令i的值加1，并返回步骤S32；
[0271] S313、将更新后节点数据矩阵DF中各节点的数值作为交直流混合配电网故障后的负荷转供结果。
[0272] 在上述步骤S36中，其中，为提升故障后临时运行状态配电网的安全
稳定性，优先选择备供容量大的联络线进行负荷转供操作，备供容量可取联络线在故障修复期间各时刻所能输出最大功率的平均值；在每一个备供电源的转供搜索过程中，遇到多个负荷节点可进行转供的情况时，按负荷节点的优先级选择转供路径。负荷节点的优先级可根据优化目标设定。因此，贪婪搜索算法中转供优先级的确定方法具体为：
[0273] A1、根据备供容量对交直流配电网中的备供电源进行排序；
[0274] A2、根据备供电源的排序，将各备供电源依次作为根节点，负荷节点作为叶节点依次建立对应的转供负荷搜索树；
[0275] A3、根据建立的转供负荷搜索树，完成负荷转供优先级的确定。
[0276] 在上述过程中，传统负荷转供一般仅考虑单一时间断面的负荷转供，没有考虑各个时间断面的连续性，为了保障负荷转供连续性，给转供的节点数据矩阵DW的每个负荷节点定义一个时间戳变量ai；ai表示i节点负荷恢复供电的时间。由于转供时间连续性约束要求一次故障事故中每个负荷节点仅能停电一次，所以对某一转供路径来说，各个负荷节点的ai是唯一的，考虑到调用备供电源之前，各负荷节点均需等到故障修复完成后才能恢复供电，因此各负荷时间ai的初始值应为故障修复完成时段Ta，各电源节点的初始值为故障发生时段Tb。
[0277] 其中，交直流混合配电网中的储能装置对应的储能模型为：
[0278]
[0279] 式中， 为储能装置在t+1时刻的荷电状态；
[0280] 为储能装置在t时刻的荷电状态；
[0281] 为t时刻在节点n的储能的放电状态；
[0282] Δt为时间间隔；
[0283] 为储能装置t时刻的放电功率；
[0284] 为节点n储能的放电效率；
[0285] 为节点n的储能的容量；
[0286] 为t时刻在节点n的储能的充电状态；
[0287] 为储能装置t时刻的充电功率；
[0288] 为节点n储能的充电效率；
[0289] 为节点n的储能的容量；
[0290] 所述储能模型的约束条件包括充放电约束、放电功率约束、充电功率约束和荷电状态约束；
[0291] 所述充放电约束为：
[0292]
[0293] 式中，T为故障持续时间；
[0294] Ωs为区域节点集合；
[0295] 所述放电功率约束为：
[0296]
[0297] 式中， 为n号节点储能的最小放电功率；
[0298] 为n号节点储能的最大放电功率；
[0299] 所述充电功率约束为：
[0300]
[0301] 式中， 为n号节点储能的最小充电功率；
[0302] 为n号节点储能的最大充电功率；
[0303] 所述荷电状态约束为：
[0304]
[0305] 式中， 为代表n号节点储能的最小荷电状态；
[0306] 为代表n号节点储能的最大荷电状态；
[0307] 所述交直流混合配电网中的风力发电分布式电源对应的风力发电出力模型为：
[0308]
[0309] 式中，PWD,t为t时刻风机的输出功率；
[0310] R为风机的额定容量；
[0311] vt为t时刻的风速；
[0312] vc为切入风速；
[0313] vs为额定风速；
[0314] vf为切出风速；
[0315] 该风机的期望输出功率E(PWD,t)为：
[0316]
[0317] 式中，f(vt)为风速的概率密度函数，本发明中风机为恒定功率因素模型，且概率分布呈Beta分布；
[0318] 交直流混合配电网中的光伏分布式电源对应的光伏模型为：
[0319]
[0320] 式中，f(PPV)为光伏输出功率函数；
[0321] PPV为光伏输出功率；
[0322] Pmax为光伏最大输出功率；
[0323] Γ(·)为Gamma函数；
[0324] α为Beta分布的形状参数；
[0325] β为Beta分布的形状参数；
[0326] a和b为Beta分布的形状参数；
[0327] 且 其中，μ、δ为一定时间段内光照强度的平均值和方差。
[0328] 该光伏的期望输出功率为E(PPV)：
[0329]
[0330] 本发明中光伏为恒定功率因素模型，且概率分布呈Beta分布。
[0331] 上述步骤S4具体为：
[0332] 根据交直流混合配电网弹性评估指数的计算公式计算交直流混合配电网故障后的负荷转供结果对应的弹性评估指数，并确定每个弹性评估指数的权值，得到加权弹性评估指数。
[0333] 需要说明的是，在进行交直流混合配电网中负荷节点转供时，需要对交直流混合配电网中的换流器(VSC)结构进行选择和对其工作模式进行确定(图4给出了电压源型换流器结构示意图)，相关公式为：
[0334]
[0335] 其中，式(1)为通过换流器注入交流网络的功率，式(2)为换流器侧的功率，式(3)-(6)表示换流器内的电压及
电流关系，式(7)表示换流器内的功率损耗，式(8)表示换流器注入直流网络的有功功率。
[0336] 式中，Ps为换流器注入交流网络的有功功率；
[0338] Qs为换流器注入交流网络的无功功率；
[0339] Vs为与换流器相连的交流节点电压；
[0340] 为换流器流向交流网络的电流的共轭；
[0341] Pc为换流器侧有功功率；
[0342] Qc为换流器侧无功功率；
[0343] Vc为与直流侧相连的换流站电压；
[0344] 为换流器侧电流的共轭；
[0345] Vc为与直流侧相连的换流站电压；
[0346] Vf为换流器内电压；
[0347] Zc为换流电抗器阻抗；
[0348] Ic为换流器侧电流；
[0349] Vf为换流器内电压；
[0350] Vs为与换流器相连的交流节点电压；
[0352] Is为换流器流向交流网络的电流；
[0353] Bf为换流器内对地电导；
[0354] Vf为换流器内电压；
[0355] If为换流器内对地电流；
[0356] Ploss为换流站的功率损耗；
[0357] β为比例系数，不同换流器比例系数稍有不同；
[0358] Pc为换流器侧有功功率；
[0359] Pdc为换流站注入直流网络的有功功率；
[0360] 直流配电网中的VSC可以分别控制注入交流网络的有功功率和无功功率，对于有功功率Ps，有如下两种控制方式：(1)定有功功率，换流器注入交流网络的有功功率为恒定值。(2)定直流电压，换流器通过调整注入交流网络的有功功率保持换流器所连的直流节点的电压恒定；对于无功功率Qs，有如下两种控制方式：(1)定无功功率，换流器注入交流网络的无功功率为恒定值。(2)定交流电压，换流器通过调整注入交流网络的无功功率保持换流器所连交流节点的电压幅值恒定。因此，与有源网络连接时，VSC有如下四种控
制模式：(1)定直流电压Ud、交流无功功率Qs控制；(2)定直流电压Ud、交流
母线电压Us控制；(3)定交流有功功率Ps、交流无功功率Qs控制；(4)定交流有功功率Ps、交流无限电压Us控制。
[0361] 在本发明的一个实施例中，提供了利用本发明方法对交直流混合配电网运行进行调控的过程：
[0362] 以IEEE33节点为
基础改造的38节点交直流混合配电网的拓扑结构如图5所示，该交直流混合配电网含有三个容量为3MWh的储能装置分别位于节点22、节点30以及节点33，储能的最大输出功率为500KW/h，节点电压的上下线分别为0.96p.u和1.05pu，该实施例中时间间隔设置为1小时。为了更好地体现配电网抵抗极端故障的能力，在本实施例中，假定故障发生与10KV馈线出口，故障发生时间段为12：00—20：00，此时段为负荷高峰期，且负荷峰谷差大。最终计算得到的交流配电网弹性运行指数如表1所示：
[0363] 表1：交流配电网弹性运行指数
[0364]
[0365] 储能各时段的控制策略如图6所示，VSC各时段的控制策略如图7所示。
[0366] 为了体现储能对于交直流配电网的弹性支撑效果，在本文中，设置了如下三种场景对其进行弹性指数计算：
[0367] 场景1.不含储能的交直流配电系统；
[0368] 场景2.储能初始电量只有额定容量的一半，也就是1.5WMh；
[0369] 场景3.储能初始电量为额定容量，也就是3WMh；
[0370] 三种场景下的交直流混合配电网弹性运行指数计算结果表2所示：
[0371] 表2：不同场景下弹性指数计算结果
[0372]
[0373] 通过如上三种场景的分析可以看出，随着储能容量的增加，交直流配电网弹性指数值有着明显的提升，也标志着配电网弹性程度逐渐提高。同时也可以看出当系统备供电源不足时，储能对于系统的电源支撑作用，能有效降低停电损失及提高配电网弹性。
[0374] 本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
[0375] 1、本发明通过建立涵盖储能系统模型、光伏模型及风力发电模型以及交直流配电网动态时序转供模型，构建了以弹性最大为目标的交直流混合配电网弹性运行调控模型；
[0376] 2、本发明通过在交直流配电网中安装储能装置，有效利用储能装置在提供紧急备用电源支撑，平抑分布式清洁能源出力波动等特性，增强配电网弹性。同时，跟进现代电网发展趋势，结合直流配电网损耗低、电能质量高、功率控制容易、输电容量大和环境污染小等优势，提出交直流配电网弹性运行调控方法，使配电网的拓扑灵活、潮流可控，提高配电网的供电可靠性及弹性；
[0377] 3、本发明提出的交直流混合配电网弹性运行调控方法，考虑交直流配电网区域内风力及光伏等分布式电源的出力特性，结合储能的控制方式，利用所提的动态时序转供模型进行负荷转供，并在转供完成后进行弹性指数计算，然后采用改进粒子群算法，以加权弹性指数最小为目标，以储能各时段输出功率为优化变量进行优化，最终提高了交直流混合配电网的弹性运行程度。
