摘要 在“雙碳”目標、新型電力系統(tǒng)加快推進下，中國分布式光伏呈現(xiàn)快速發(fā)展態(tài)勢，在高比例分布式光伏接入地區(qū)易發(fā)生電網電壓升高越限和反向潮流設備過載等問題，影響分布式光伏接入配電網承載力。充分考慮配電網側獨立儲能調節(jié)作用，研究提出了提高分布式光伏接入電網承載力水平的獨立儲能優(yōu)化配置及充放電策略?？紤]了基于時序潮流和兩步式迭代的配電網側獨立儲能應用綜合成本效益，以系統(tǒng)成本最小為原則，科學合理確定獨立儲能配置容量和充放電控制策略。選取某村低壓配電網為案例，通過配電系統(tǒng)經濟分析和優(yōu)化軟件（DEAP），仿真分析了所提獨立儲能充放電控制策略的有效性。
1 基于時序潮流和兩步式迭代的配電網側獨立儲能應用綜合成本效益
1.1 綜合成本分析
1.2 約束條件
1.3 求解算法
本文采用兩步式迭代計算方法，從而保證計算精度和計算速度，如圖1所示，主要流程為：在全年8760 h每個時刻點上，首先不考慮儲能系統(tǒng)接入，計算分析配電系統(tǒng)時序潮流運行情況，根據時序潮流計算結果，得出儲能系統(tǒng)控制策略；然后，預先設置儲能系統(tǒng)的充放電控制策略、分布式電源出力控制策略、電網改造備選方案范圍等，重新計算配電系統(tǒng)時序潮流運行情況，以此驗證相關控制策略的準確性。該計算方法下不再需要將每個時刻點儲能的出力狀態(tài)設為自變量，提高了計算精度，也避免儲能出力狀態(tài)比電網狀態(tài)延遲一個時刻點，確保了計算精度。
2 計及分布式光伏承載力的儲能充放電策略
結合分布式電源接入電網承載力的行業(yè)標準要求，儲能運行控制策略的主要思路為分別判斷全網最高電壓和最高設備反向負載率，根據電壓和設備反向負載率情況判斷充放電策略?；究紤]如下。
1）關于電壓的判斷。對含分布式光伏的配電網開展時序潮流分析，計算全網各節(jié)點電壓，當某時刻出現(xiàn)電壓越限時，對所有配電網側獨立儲能進行充電，確保該時刻下電網所有節(jié)點電壓滿足國標允許偏差，其中儲能系統(tǒng)滿足其充放電功率要求。當電網最高電壓在國標允許偏差范圍時，對儲能系統(tǒng)放電，以備后續(xù)充電。
2）關于設備反向負載率的判斷。電網返送潮流不能超過設備負載限額的一定比例，所評估的設備主要包含35~220 kV變壓器和10~110 kV線路，若評估區(qū)域中含有大量的380/220 V電壓等級分布式電源，則也應對10 kV配電變壓器進行評估。當某時刻全網最高反向負載率超過最大允許反向負載率（根據行業(yè)標準取–0.8），對所有配電網側獨立儲能進行充電，確保該時刻下各變壓器和線路負載率滿足運行要求，其中儲能系統(tǒng)滿足其充放電功率要求。當全網不存在潮流返送時，獨立儲能系統(tǒng)進行放電，以備后續(xù)充電。圖2為儲能系統(tǒng)控制策略流程，圖2中：Vmax為系統(tǒng)最高電壓標幺值；LFmax為最大反向負載率；LFBmax、LFBmin分別為允許最大、最小反向負載率；Umax、Umin分別為系統(tǒng)最高、最低運行電壓。
3 案例分析
3.1 案例情況
案例為包含4臺配電變壓器的村級低壓配電網，選擇某臺配電變壓器為研究對象，容量100 kV·A，如圖3所示。共有戶表數63戶，其中居民60戶，三相動力3戶。圖3中每個光伏組件圖標表示安裝3 kW光伏發(fā)電的屋頂，加粗線路表示主干線，未加粗線路為分支線。該低壓配電網負荷特性和分布式光伏出力特性如圖4~6所示。
3.2 工具介紹
國網能源院自主設計開發(fā)了配電系統(tǒng)經濟分析和優(yōu)化軟件（DEAP），具有含分布式電源、儲能的配電網時序潮流分析，分布式電源、儲能與配電網協(xié)同規(guī)劃，含分布式電源、儲能等靈活資源的配電網優(yōu)化運營等功能。軟件具有界面友好、使用靈活、功能豐富等特點，已通過國家信息中心的權威測試，可有效支撐政府部門、電網公司、研究機構等開展項目量化投資分析。軟件界面如圖7所示。
針對配電系統(tǒng)案例，在DEAP軟件中進行詳細的電網、電源和負荷建模，可進行連續(xù)8760 h的潮流計算，支持三相、單相潮流、配電網可開放容量等計算，也可基于潮流計算結果，計算配電網網損、改造成本、分布式電源限電損失等成本，計算速度快，結果準確，可以應用于儲能支持分布式電源消納的計算。
3.3 案例計算結果分析
3.3.1 儲能位置的確定
考慮儲能系統(tǒng)提升分布式光伏承載力的主要作用是防止配電系統(tǒng)出現(xiàn)電壓越限、設備負載過載等問題，在儲能系統(tǒng)接入位置確定時，可以選擇系統(tǒng)內電壓穩(wěn)定薄弱點。根據相關研究成果，本文采用局部L指標法。通過計算，該供電變壓器電壓薄弱點為節(jié)點234，在該節(jié)點接入儲能。
3.3.2 情景設置
按照光伏裝機容量的5%、10%、15%、20%和30%分別配置不同的儲能規(guī)模，時長2 h。
為分析計及分布式光伏承載力的儲能充放電策略的作用，選擇基于光伏出力曲線的固定日充放電時間的策略作為對比策略，簡稱為固定策略。即根據地區(qū)分布式光伏年度8760 h出力曲線，削減到24 h，從而確定合適的儲能充放電時間。根據該地區(qū)的實際分布式光伏出力和凈負荷曲線，確定在中午11:00—13:00充電，同時為了防止儲能放電功率過大導致末端電壓升高，在此合理控制放電功率及時間，下午凈負荷高峰時16:00—21:00放電。削減后的分布式光伏出力和負荷功率曲線如圖8所示。
3.3.3 充放電策略下綜合成本的比較
結合儲能不同配置容量和控制策略，11種典型情景的計算分析結果如表1所示，其中，智能策略為本文所提策略。相關的計算參數選取原則為：限電損失計算時的電價按照分布式光伏建成時的上網電價1元/(kW·h)計算，獨立儲能投資成本為1 500元/(kW·h)，壽命為10年。
從表1可知：1）配置儲能后，系統(tǒng)供電的綜合成本（可對應增量度電成本）有增有減。儲能按照5%配置時，無論采用固定策略還是智能策略，均能降低系統(tǒng)供電的綜合成本；儲能按照10%配置時，采用智能策略時，可降低系統(tǒng)供電的綜合成本。若儲能配置比例過高，且采用固定策略時，系統(tǒng)供電的綜合成本大幅增加。2）無論采用固定策略還是智能策略，在同一控制策略下，隨著儲能配置比例增加，系統(tǒng)供電的綜合成本不斷增加。3）在同一儲能配置比例下，相比于固定策略，采用智能策略可有效降低系統(tǒng)供電的綜合成本。
綜上，在計及分布式光伏承載力的配電網側獨立儲能充放電策略中，應結合對象開展深入的量化分析，合理確定儲能配置比例，并優(yōu)先采用智能策略，以降低系統(tǒng)供電的綜合成本。
4 結論
本文提出了計及分布式光伏承載力的配電網側獨立儲能配置容量和充放電策略科學確定方法，通過實際案例計算分析驗證可知，應合理確定儲能配置容量，并優(yōu)選智能控制策略，以降低系統(tǒng)供電的綜合成本。為適應分布式光伏、新型儲能等新興市場主體快速發(fā)展，充分發(fā)揮其效率效益，應繼續(xù)開展相關市場機制、關鍵技術等研究，如深入研究配電網側獨立儲能的成本疏導機制、實現(xiàn)分布式光伏可觀可測可控的調度控制和通信技術、新型儲能控制和網架自愈控制協(xié)同技術等。
注：本文內容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。
