黃碧斌，李瓊慧

（國(guó)網(wǎng)能源研究院，北京 102209）

0 引言

在國(guó)家政策大力支持下，近年來(lái)我國(guó)分布式光伏保持快速發(fā)展勢(shì)頭，連續(xù)2年新增超過(guò)2×103MW。局部地區(qū)分布式光伏滲透率較高，尤其是分布式光伏應(yīng)用示范區(qū)、光伏扶貧工程等區(qū)域，帶來(lái)了一些技術(shù)問(wèn)題，包括電壓偏差、設(shè)備過(guò)載、電能質(zhì)量等。以海寧示范區(qū)110 kV尖山2號(hào)變供電區(qū)為例，分布式光伏滲透率達(dá)到63%，凈負(fù)荷曲線的峰谷特性發(fā)生明顯改變，低谷出現(xiàn)在正午，僅為日高峰負(fù)荷的30%。根據(jù)《太陽(yáng)能利用“十三五”規(guī)劃》（征求意見(jiàn)稿）［1］，2020年底我國(guó)分布式光伏將達(dá)到7×104MW，未來(lái)分布式光伏對(duì)電力系統(tǒng)的影響將更為顯著，局部區(qū)域需要采用多項(xiàng)技術(shù)措施以適應(yīng)高比例分布式光伏接入。目前通常采用優(yōu)化接入方式、進(jìn)行電網(wǎng)改造、加強(qiáng)運(yùn)行監(jiān)控等措施以提高電網(wǎng)接納分布式光伏的能力［2-5］。隨著儲(chǔ)能技術(shù)的逐漸成熟和其成本的降低，儲(chǔ)能作為一種提高電網(wǎng)接納能力的有效技術(shù)手段，也將在未來(lái)獲得更廣泛的應(yīng)用［6-7］。

目前國(guó)內(nèi)外已有一些儲(chǔ)能支撐大規(guī)模分布式光伏接入的研究。文獻(xiàn)［8］針對(duì)我國(guó)典型中壓饋線，以安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量最小為目標(biāo)，研究了不同儲(chǔ)能容量對(duì)光伏消納能力的影響。文獻(xiàn)［9］以澳大利亞某低壓配電網(wǎng)為案例，選擇在多個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)接入蓄電池，采用基于SOC反饋的充放電策略，研究了儲(chǔ)能對(duì)緩解光伏造成的配電網(wǎng)電壓越限問(wèn)題的作用。文獻(xiàn)［10］以24 h中15min間隔的潮流計(jì)算結(jié)果為基礎(chǔ)，通過(guò)優(yōu)化儲(chǔ)能的管理策略，解決光伏發(fā)電出力過(guò)高引起的過(guò)電壓?jiǎn)栴}，以提高配電網(wǎng)對(duì)光伏的消納能力?？偟膩?lái)看，現(xiàn)有研究仍有一些需要完善的方面，譬如，采用我國(guó)實(shí)際案例可更好地反映儲(chǔ)能的作用，開展年度8760 h分析可更好地反映季節(jié)差異，各類技術(shù)措施的實(shí)施策略需要符合實(shí)際應(yīng)用，綜合考慮和對(duì)比分析多種技術(shù)措施可使研究成果更具科學(xué)性。

本文提出了一種儲(chǔ)能支撐高比例分布式光伏接入的價(jià)值評(píng)估方法，利用年度8760 h潮流計(jì)算和優(yōu)化方法，得到有儲(chǔ)能和無(wú)儲(chǔ)能接入情況下的最優(yōu)技術(shù)措施組合，通過(guò)對(duì)比不同措施組合的成本構(gòu)成，評(píng)估儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值，案例分析表明所提方法可以提高價(jià)值評(píng)估結(jié)果的準(zhǔn)確性和針對(duì)性。

1 儲(chǔ)能對(duì)分布式光伏接入的作用

1.1 制約分布式光伏接入的主要因素

分布式光伏發(fā)電大量接入電網(wǎng)將會(huì)導(dǎo)致配電網(wǎng)產(chǎn)生雙向潮流，可能帶來(lái)電壓控制問(wèn)題和線路過(guò)載問(wèn)題［11-12］。其中電流過(guò)載問(wèn)題和電壓越限問(wèn)題密切相關(guān)，都是由反向潮流引起的，但兩者受到的約束不同。

電壓越限問(wèn)題主要是源于反向潮流引起的電壓升高，多出現(xiàn)在天氣良好的節(jié)假日時(shí)期，尤其是在分布式光伏出力較大、用電負(fù)荷較小的時(shí)候。以金寨縣為例，分布式光伏快速發(fā)展使得金寨電網(wǎng)呈現(xiàn)白天送出、夜晚受進(jìn)的特點(diǎn)，2015年最大送出電力210MW，最大受進(jìn)電力50MW。部分時(shí)段居民用戶電壓已達(dá)到260V，村級(jí)光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓達(dá)到450V，遠(yuǎn)超電能質(zhì)量的國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)要求，已出現(xiàn)成片地區(qū)家用電器損壞、光伏逆變器頻繁強(qiáng)制退出等問(wèn)題。

電流過(guò)載問(wèn)題是指反向潮流過(guò)大，超過(guò)線路和變壓器限制，超過(guò)運(yùn)行極限。隨著分布式光伏滲透率增大，反向功率的發(fā)生也更加頻繁。圖1展示了德國(guó)某區(qū)域大量安裝光伏發(fā)電設(shè)備后變電站的電力輸送情況，從圖中可見(jiàn)，反向功率可能比變壓器或者線路的容量還高。

圖1 某變電站接入分布式光伏后的反向潮流Fig.1 Reverse power flow after distributed PVs are connected to a substation

1.2 支撐大規(guī)模分布式光伏接入的措施

針對(duì)分布式光伏帶來(lái)的電壓越限和電流過(guò)載問(wèn)題，目前已有“PV-GRID”、“Connecting The Sun”等多個(gè)知名研究項(xiàng)目開展了支撐大規(guī)模分布式光伏接入的技術(shù)措施研究［11-12］。

支撐大規(guī)模分布式光伏接入的技術(shù)措施可分為電網(wǎng)側(cè)、電源用戶側(cè)、源網(wǎng)荷互動(dòng)3類。電網(wǎng)側(cè)措施包括電網(wǎng)改造、有載調(diào)壓、高級(jí)電壓控制、靜態(tài)無(wú)功控制、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能等；電源用戶側(cè)措施包括用戶側(cè)儲(chǔ)能、政策激勵(lì)下的自發(fā)自用、光伏限電、光伏發(fā)電無(wú)功功率控制等；源網(wǎng)荷互動(dòng)措施包括基于價(jià)格信號(hào)的需求響應(yīng)、廣域電壓控制等。

各種技術(shù)措施的成本不同，不同情景下最優(yōu)技術(shù)措施組合的成本也不完全相同?！癈onnecting The Sun”以實(shí)際低壓配電網(wǎng)為案例，研究了采取電網(wǎng)改造、限電、自動(dòng)功率調(diào)節(jié)和智能配電變壓器等不同策略的成本，結(jié)果如圖2所示。其中，實(shí)際郊區(qū)低壓電網(wǎng)（122戶用戶）光伏安裝容量占初始變壓器容量（250 kV·A）比例為72%。各項(xiàng)成本中，減少光伏系統(tǒng)上網(wǎng)電量的成本為光伏運(yùn)營(yíng)商承擔(dān)的成本，其余均為配電運(yùn)營(yíng)商承擔(dān)的成本。

圖2 不同電壓控制策略下的成本Fig.2 Costs for different voltage control strategies

1.3 儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的作用

儲(chǔ)能系統(tǒng)具備有功功率的雙向調(diào)節(jié)和無(wú)功功率的四象限調(diào)節(jié)能力，可以有效緩解分布式光伏接入后的節(jié)點(diǎn)電壓升高和設(shè)備過(guò)載問(wèn)題。當(dāng)電壓越限或者電流過(guò)載時(shí)，通過(guò)儲(chǔ)能系統(tǒng)存儲(chǔ)部分分布式光伏電量，尤其是出力高峰時(shí)刻電量，可以降低配電網(wǎng)反向潮流帶來(lái)的電網(wǎng)電壓升高的負(fù)面影響，以及電流過(guò)載的風(fēng)險(xiǎn)，從而降低高峰出力帶來(lái)的電網(wǎng)改造需求和光伏限電量。同時(shí)，在大部分情況下還將有利于配電網(wǎng)網(wǎng)損的減小。此外，利用儲(chǔ)能采用逆變器并網(wǎng)、可靈活調(diào)節(jié)無(wú)功功率的特點(diǎn)，將儲(chǔ)能調(diào)節(jié)和無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備、變壓器分接頭等措施協(xié)調(diào)配合，調(diào)整配電網(wǎng)電壓分布。

2 儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值評(píng)估方法

2.1 價(jià)值評(píng)估思路和流程

儲(chǔ)能應(yīng)用在含高比例分布式光伏的配電網(wǎng)中可以減少電網(wǎng)改造并降低光伏限電量，體現(xiàn)了儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值。相對(duì)于發(fā)電側(cè)利用儲(chǔ)能降低預(yù)測(cè)誤差避免懲罰成本、用戶側(cè)利用儲(chǔ)能套利等應(yīng)用領(lǐng)域的儲(chǔ)能價(jià)值評(píng)估，對(duì)儲(chǔ)能在支撐分布式光伏接入方面的價(jià)值評(píng)估比較復(fù)雜，主要原因在于儲(chǔ)能只是提高電網(wǎng)接納能力的可選措施之一，實(shí)際研究中不能將儲(chǔ)能作為唯一的技術(shù)措施進(jìn)行價(jià)值評(píng)估。

本文提出的評(píng)估儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值的基本思路是，將電網(wǎng)改造、儲(chǔ)能、限電等作為備選措施，針對(duì)實(shí)際案例開展研究，優(yōu)化確定有儲(chǔ)能和無(wú)儲(chǔ)能接入2種情況下適應(yīng)高比例分布式光伏接入的最優(yōu)技術(shù)措施組合，通過(guò)對(duì)比2種情況下技術(shù)措施的成本，從而評(píng)估儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值。在求解最優(yōu)技術(shù)措施組合時(shí)，需要基于分布式光伏接入電網(wǎng)后的年度運(yùn)行狀態(tài)，以各項(xiàng)技術(shù)措施的總成本最優(yōu)為目標(biāo)進(jìn)行確定。

儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值評(píng)估的流程如圖3所示，具體步驟如下。

圖3 儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值評(píng)估流程Fig.3 Flowchart of value assessment for energy storage in supporting large-scale integration of distributed PVs

（1）確定儲(chǔ)能接入點(diǎn)?？紤]到單個(gè)變電站供電區(qū)域內(nèi)沒(méi)有太多儲(chǔ)能適宜選點(diǎn)，在實(shí)際應(yīng)用中往往不適合通過(guò)優(yōu)化方法確定儲(chǔ)能選址。儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的主要作用是防止出現(xiàn)電壓越限和電流過(guò)載問(wèn)題，因此在確定儲(chǔ)能接入點(diǎn)時(shí)可以選擇電壓穩(wěn)定薄弱節(jié)點(diǎn)。目前有多種能夠確定電壓穩(wěn)定薄弱節(jié)點(diǎn)的方法，其中，局部L指標(biāo)法具有簡(jiǎn)便、快捷、實(shí)用等特點(diǎn)，常被用于評(píng)價(jià)饋線系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)的電壓穩(wěn)定程度［13］。

（2）確定線路更換備選方案庫(kù)。配電網(wǎng)中同一型號(hào)線路通常都是一整條線路，不存在仿真分析模型中的線路節(jié)點(diǎn)，因此，在電網(wǎng)改造中更換線路通常是整條更換。本文研究從實(shí)際應(yīng)用出發(fā)，將同一條主干線或者分支線作為整體，納入線路更換備選方案庫(kù)，供技術(shù)措施組合優(yōu)化時(shí)使用。

（3）進(jìn)行技術(shù)措施組合優(yōu)化。優(yōu)化目標(biāo)是電網(wǎng)改造、限電、儲(chǔ)能投資等各項(xiàng)技術(shù)措施總成本最小，成本計(jì)算需要基于含分布式光伏和儲(chǔ)能的配電網(wǎng)年度8760 h潮流計(jì)算結(jié)果。采用智能優(yōu)化算法進(jìn)行優(yōu)化求解，確定技術(shù)措施組合。電網(wǎng)改造措施方面，得到需要改造的線路以及改造采用的線路型號(hào)；限電措施方面，得到各個(gè)小時(shí)的限電量；儲(chǔ)能措施方面，得到各個(gè)儲(chǔ)能接入點(diǎn)的儲(chǔ)能容量和在各個(gè)時(shí)間點(diǎn)的充放電情況。

（4）對(duì)比評(píng)估儲(chǔ)能的價(jià)值?；谟袃?chǔ)能和無(wú)儲(chǔ)能接入情況下的技術(shù)措施優(yōu)化組合成本，對(duì)比得到儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的價(jià)值，即減少的電網(wǎng)改造成本和限電損失。

2.2 儲(chǔ)能模型和控制策略

考慮到需要計(jì)算儲(chǔ)能接入后的配電網(wǎng)潮流，本文儲(chǔ)能模型采用電路模型，儲(chǔ)能出力由運(yùn)行策略控制，儲(chǔ)能容量通過(guò)優(yōu)化確定。這和電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬分析中的儲(chǔ)能模型有較大差異，后者充放電狀態(tài)往往是在給定約束條件下通過(guò)優(yōu)化得到。

儲(chǔ)能裝置具有3種工作狀態(tài)：充電、放電和閑置狀態(tài)。本文采用的電路模型中，3種狀態(tài)的切換通過(guò)觸發(fā)器來(lái)實(shí)現(xiàn)。當(dāng)儲(chǔ)能裝置工作在充電或放電狀態(tài)時(shí)，串聯(lián)的充放電損耗電阻主要用來(lái)模擬充放電損耗。當(dāng)儲(chǔ)能裝置工作在閑置狀態(tài)時(shí)，考慮到裝置本身存在一定的損耗，在模型中并聯(lián)一個(gè)導(dǎo)納來(lái)模擬。

儲(chǔ)能模型存在如下基本約束：當(dāng)儲(chǔ)能裝置工作在充電狀態(tài)時(shí)，儲(chǔ)能裝置能量不斷增加，直至達(dá)到額定容量時(shí)，切換至閑置狀態(tài)。當(dāng)儲(chǔ)能裝置工作在放電狀態(tài)時(shí)，儲(chǔ)能裝置能量不斷減少，直至達(dá)到最低允許容量時(shí)，切換至閑置狀態(tài)。同時(shí)考慮到儲(chǔ)能裝置自身的承受力，充電功率和放電功率均不能超過(guò)設(shè)定的最大允許充放電功率，否則裝置切換至閑置狀態(tài)。

2.3 儲(chǔ)能控制策略

考慮到每個(gè)時(shí)間點(diǎn)上儲(chǔ)能充放電狀態(tài)與電網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)有關(guān)，最準(zhǔn)確的方法是進(jìn)行迭代計(jì)算處理使得儲(chǔ)能滿足控制目標(biāo)，但是這種方法需要多次重復(fù)計(jì)算，耗費(fèi)大量計(jì)算時(shí)間。因此，本文從兼顧計(jì)算速度和控制精度的角度出發(fā)，采用2步計(jì)算的簡(jiǎn)化方法。第1步，將所有儲(chǔ)能置為閑置狀態(tài)，進(jìn)行潮流計(jì)算，獲取無(wú)儲(chǔ)能情況下的配電網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)；第2步，根據(jù)配電網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)和儲(chǔ)能控制策略，得到該時(shí)刻下的儲(chǔ)能充放電狀態(tài)及充放電功率，重新計(jì)算配電網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)。

本文采用的儲(chǔ)能控制策略為，當(dāng)某個(gè)時(shí)刻全網(wǎng)最高節(jié)點(diǎn)電壓超出國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的7%偏差時(shí)，對(duì)所有儲(chǔ)能進(jìn)行充電，確保該時(shí)刻下各節(jié)點(diǎn)電壓滿足國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)要求。如果此時(shí)儲(chǔ)能裝置已經(jīng)充滿，則不再充電，此時(shí)允許出現(xiàn)限電。當(dāng)全網(wǎng)最高電壓小于額定電壓的5%時(shí)，儲(chǔ)能進(jìn)行放電，為后續(xù)儲(chǔ)存限電電量做好準(zhǔn)備。同時(shí)，儲(chǔ)能充放電狀態(tài)和功率控制需要符合不超過(guò)額定容量、不小于最小允許容量、小于規(guī)定充放電功率等儲(chǔ)能基本約束條件。

儲(chǔ)能控制策略流程如圖4所示，圖中字母A、B、C表示對(duì)應(yīng)的運(yùn)行控制操作，其具體操作分別如下。

圖4 儲(chǔ)能的控制策略Fig.4 Control strategy of energy storage

B：若系統(tǒng)最大節(jié)點(diǎn)電壓標(biāo)幺值Umax小于1.05p.u.，對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行放電（放電比例rdischarge為該時(shí)刻負(fù)荷的1.05倍與光伏發(fā)電量的差值除以所有儲(chǔ)能總功率），為后續(xù)存儲(chǔ)限電電量做準(zhǔn)備。

C：若系統(tǒng)最大節(jié)點(diǎn)電壓標(biāo)幺值Umax小于1.05 p.u.，對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行放電，若計(jì)算得到的放電比例rdischarge＞15%，則將放電比例控制為15%，主要目的是保證儲(chǔ)能放電后不引起電壓越限。

若系統(tǒng)最大節(jié)點(diǎn)電壓標(biāo)幺值Umax介于1.05 p.u.和1.07 p.u.之間時(shí)，將儲(chǔ)能狀態(tài)仍然保持為閑置狀態(tài)，不再對(duì)潮流進(jìn)行重新計(jì)算。

2.4 儲(chǔ)能選址

采用局部L指標(biāo)法確定分布式光伏安裝后系統(tǒng)的最薄弱節(jié)點(diǎn)，將儲(chǔ)能接入這些節(jié)點(diǎn)，可有效降低分布式光伏對(duì)電網(wǎng)電壓的影響，提高儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的效果。局部L指標(biāo)Lj取值范圍為［0，1］，Lj值越接近1，該節(jié)點(diǎn)電壓越容易崩潰。

負(fù)荷節(jié)點(diǎn)j的局部Lj指標(biāo)定義為：

其中，aG為所有發(fā)電機(jī)的節(jié)點(diǎn)集合；aL為全部負(fù)荷的節(jié)點(diǎn)集合；Lj為第j個(gè)負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的局部指標(biāo)；Ui為第i個(gè)發(fā)電機(jī)節(jié)點(diǎn)的復(fù)電壓；Uj為第j個(gè)負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的復(fù)電壓；Fji為負(fù)荷參與因子［8］。

2.5 優(yōu)化目標(biāo)

優(yōu)化目標(biāo)為技術(shù)措施總成本最低，成本主要包括電網(wǎng)改造成本、限電損失、儲(chǔ)能投資成本、運(yùn)維成本等，計(jì)算式為：

其中，Call為各種技術(shù)措施的總成本；Cc為限電損失；Cr為分布式光伏接入引起的電網(wǎng)改造成本；Ces為儲(chǔ)能投資成本。

（1）限電損失。

分布式光伏發(fā)電的限電損失以限電量和單位電量?jī)r(jià)值之積表示。

其中，CE為單位限電量的價(jià)值。

（2）電網(wǎng)改造成本。

電網(wǎng)改造成本主要考慮線路更換的成本，根據(jù)確定的備選線路對(duì)線路進(jìn)行整條更換［5］。

其中，Ckmi為線路i的單位長(zhǎng)度成本；li為線路i的長(zhǎng)度；Ri表示線路i是否需要進(jìn)行改造，如需改造則為1，不改造則為0；m為該網(wǎng)絡(luò)中線路的數(shù)量。

（3）儲(chǔ)能投資成本。

儲(chǔ)能投資成本通常以裝機(jī)容量和單位裝機(jī)容量成本之積表示。

其中，CkWi為儲(chǔ)能i的單位裝機(jī)容量成本?？紤]到儲(chǔ)能的壽命明顯短于光伏發(fā)電和電網(wǎng)設(shè)備的使用壽命，且和儲(chǔ)能運(yùn)行情況有關(guān)，因此，儲(chǔ)能投資成本需要考慮儲(chǔ)能設(shè)備的更換。

3 儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入的案例分析

國(guó)網(wǎng)能源研究院在分布式電源和配電網(wǎng)聯(lián)合規(guī)劃軟件 G-NJP（distributed Generation and distribution Network Joint Planning）［14］中加入了儲(chǔ)能模型，可對(duì)含分布式電源的配電網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化分析，得到適應(yīng)大規(guī)模分布式電源接入配電網(wǎng)的最優(yōu)技術(shù)措施組合。

3.1 配電網(wǎng)案例概述

選擇河北某村低壓配電網(wǎng)為案例，該村共有4臺(tái)公用配變，主變?nèi)萘繛椋?×100+200）kV·A；電源為城東站（35 kV），主變?nèi)萘繛椋?+10）kV·A，2013 年最大負(fù)荷為11.7MW；該村低壓配變通過(guò)義安鎮(zhèn)512線路與城東站相連，義安鎮(zhèn)512線路總長(zhǎng)為26 km。

該村共有居民160余戶，戶表數(shù)為217戶，其中單相居民用戶180戶，三相動(dòng)力用戶37戶，2013年最大負(fù)荷為3464 kW。

該低壓配電網(wǎng)示意圖如圖5所示，圖中“ ”表示一個(gè)可安裝3 kW光伏的居民用戶屋頂，粗線表示主干線，細(xì)線表示分支線，數(shù)字表示節(jié)點(diǎn)編號(hào)。

3.2 案例計(jì)算結(jié)果

（1）確定儲(chǔ)能接入點(diǎn)。

該低壓配電網(wǎng)中有4個(gè)低壓臺(tái)區(qū)，除村南臺(tái)區(qū)外都接入了較多的分布式光伏，存在電壓超標(biāo)風(fēng)險(xiǎn)，因此擬在除村南臺(tái)區(qū)外的3個(gè)臺(tái)區(qū)各選擇1個(gè)電壓薄弱點(diǎn)作為儲(chǔ)能接入點(diǎn)。根據(jù)局部L指標(biāo)法，村東變電壓薄弱點(diǎn)為232節(jié)點(diǎn)，村東北變電壓薄弱點(diǎn)為234節(jié)點(diǎn)，村內(nèi)變電壓薄弱點(diǎn)為231節(jié)點(diǎn)，因此選擇在這3個(gè)點(diǎn)接入儲(chǔ)能。

（2）確定線路更換備選方案。

根據(jù)該低壓配電網(wǎng)實(shí)際情況，設(shè)定14條線路更換備選方案，分別是村南變所有線路、村內(nèi)變1條主干線和4條分支線、村東北變1條主干線和2條分支線、村東變1條主干線和4條分支線，如圖5所示。進(jìn)行技術(shù)措施組合優(yōu)化時(shí)，電網(wǎng)改造方案對(duì)上述14條線路的更換進(jìn)行0和1的優(yōu)選，0表示不更換，1表示更換。

（3）得到有／無(wú)儲(chǔ)能接入的成本分析結(jié)果。

利用G-NJP軟件對(duì)有/無(wú)儲(chǔ)能接入2種情況進(jìn)行優(yōu)化分析，得到2種情況下的優(yōu)化技術(shù)措施組合的成本，并選擇有儲(chǔ)能接入情況下的2種典型情景一起進(jìn)行分析，結(jié)果如圖6所示。

圖5 低壓配電網(wǎng)示意圖Fig.5 Schematic diagram of low voltage distribution network

圖6 案例分析結(jié)果Fig.6 Results of case analysis

分析優(yōu)化結(jié)果，得到如下結(jié)論。

（1）儲(chǔ)能接入可有效減少電網(wǎng)改造成本和限電損失，實(shí)際應(yīng)用中需要優(yōu)化確定儲(chǔ)能裝機(jī)容量，從而確保技術(shù)措施總成本最小。無(wú)儲(chǔ)能接入情況下電網(wǎng)改造成本和限電損失合計(jì)47.4萬(wàn)元，而有儲(chǔ)能接入情況下，通過(guò)儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化和電網(wǎng)改造優(yōu)化，可以實(shí)現(xiàn)技術(shù)措施總成本的優(yōu)化，典型情景下總成本可降低接近20%。

（2）在目前投資成本條件下，儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入普遍不具備經(jīng)濟(jì)性。本文中按照20 a內(nèi)儲(chǔ)能 4次更換的平均投資成本為2300元 ／（kW·h）計(jì)算，在此條件下，有儲(chǔ)能接入優(yōu)化情景的技術(shù)措施總成本仍然高于無(wú)儲(chǔ)能接入優(yōu)化情景，不具備經(jīng)濟(jì)性。如果對(duì)限電電量存在規(guī)定比例，譬如不超過(guò)5%，當(dāng)出現(xiàn)限電比例稍高于5%的情況，此時(shí)進(jìn)一步實(shí)施電網(wǎng)改造就不太經(jīng)濟(jì)，采用少量?jī)?chǔ)能則具備較好的經(jīng)濟(jì)性。

（3）從支撐分布式光伏接入的經(jīng)濟(jì)性上考慮，儲(chǔ)能選擇時(shí)偏向小容量、短時(shí)間。按照平均投資成本2300元初步估算，儲(chǔ)能接入如果要具有經(jīng)濟(jì)性，則單位千瓦時(shí)的儲(chǔ)能每年吸收限電電量應(yīng)不少于470 kW·h，折合每天至少吸收限電電量1 kW·h。這就要求選擇容量偏小的儲(chǔ)能，從而提高儲(chǔ)能利用次數(shù)。

（4）若考慮電力價(jià)值，本案例中當(dāng)功率價(jià)值標(biāo)準(zhǔn)超過(guò)7.8元／kW時(shí)，儲(chǔ)能接入就具備經(jīng)濟(jì)性。就案例現(xiàn)有優(yōu)化結(jié)果來(lái)看，按照參考變壓器基本容量費(fèi)40元 ／kW計(jì)算，100%儲(chǔ)能案例下可以實(shí)現(xiàn)累計(jì)電力價(jià)值10.2萬(wàn)元，按照此標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算，有儲(chǔ)能最優(yōu)情況下實(shí)際成本為39.2萬(wàn)元，遠(yuǎn)小于無(wú)儲(chǔ)能接入最優(yōu)情況下的47.4萬(wàn)元。如果按照有儲(chǔ)能和無(wú)儲(chǔ)能最優(yōu)情況下成本持平的原則計(jì)算，則電力價(jià)值費(fèi)用為7.8元 ／kW。

4 結(jié)論

本文針對(duì)儲(chǔ)能支撐分布式光伏接入應(yīng)用，提出了一種基于多技術(shù)措施優(yōu)化組合的儲(chǔ)能價(jià)值評(píng)估方法。通過(guò)我國(guó)實(shí)際案例計(jì)算分析，對(duì)價(jià)值評(píng)估方法進(jìn)行了實(shí)證研究，具有較強(qiáng)的科學(xué)性、準(zhǔn)確性和實(shí)用性。

從案例結(jié)果來(lái)看，儲(chǔ)能接入可有效減少電網(wǎng)改造成本和限電損失，實(shí)際應(yīng)用中需要注重優(yōu)化，但就儲(chǔ)能項(xiàng)目自身來(lái)看，目前尚不具備經(jīng)濟(jì)性。

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