随着常规能源的日益短缺和能源需求的日益增长,越来越多的国家开始重视新能源发电技术的开发与应用。由于新能源发电具有随机性的特点,大规模新能源发电并网一定程度上影响电网运行的安全性和可靠性。尽管风光储联合系统是大规模可再生能源发电极有前途的一种高效利用形式,但是如何选择合适的储能容量、风光储控制策略等使系统运行风险较小仍然是研究的热点。所以本文从风险评估角度出发深入分析和研究风光储发电系统接入对原系统的影响。首先,本文系统介绍了基于序贯蒙特卡洛法的发输电风险评估基本理论,包括元件停运模型、系统故障分析模型、离散化负荷周期序列模型等。其次,针对威布尔分布不能反映风速时序特性的缺点,建立某地区风速的ARMA时间序列,该模型能反映风电场的未来风速分布特性；借助HOMER软件解决获取光辐射值时存在的困难,并通过光伏发电输出功率模型形成光伏发电原始数据。然后根据储能电池的容量、充放电时间和额定功率等自身特性,优化了储能时间序列模型。考虑到四种风光储控制策略的不同特点,建立相应的储能充放电策略模型,策略包括浮充放电策略、考虑负荷峰谷特性的储能策略、计划出力储能策略及平衡发电功率策略。另外针对储能技术提出新的评价指标,即储能平均能量状态指标、储能不可放电率及风光储出力波动评价指标,完善了含风光储的电力系统风险评估评价指标体系。在上述风光储发电模型、风险评估方法、风险评估指标体系的基础上通过Matlab7.0编写的程序对IEEE-RBTS和IEEE-RTS79测试系统进行风险评估。主要分析风光容量配比、储能容量、不同储能充放电策略及风光储不同接入地点对系统风险水平的影响。通过对具体算例的分析,验证了本文风光储模型的正确性以及提出的评价指标的参考意义。