李翠萍，東哲民，李軍徽，李紅軍，周恒宇，金 強(qiáng)

（1. 現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（東北電力大學(xué)）,吉林省吉林市 132012；2. 國(guó)網(wǎng)河北省電力有限公司邯鄲供電分公司,河北省邯鄲市 056000；3. 國(guó)網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司,北京市 102209；4. 國(guó)網(wǎng)營(yíng)口供電公司,遼寧省營(yíng)口市 115000）

0 引言

預(yù)計(jì)到 2030 年分布式電源（distributed generator,DG）并網(wǎng)裝機(jī)總?cè)萘繉⑦_(dá)到130 GW［1-2］。隨著接入規(guī)模不斷增大,其出力間歇性與電網(wǎng)負(fù)荷時(shí)空匹配性差的問題愈發(fā)凸顯,配電網(wǎng)對(duì)DG 的消納能力逐漸下降。若限制DG 出力會(huì)造成較大的資源浪費(fèi)［3-5］,而優(yōu)化DG 接入位置及容量等方式所起到的效果有限,難以實(shí)現(xiàn)DG 的就地消納［6］。

分布式儲(chǔ)能（distributed energy storage,DES）技術(shù)的不斷成熟,為解決DG 消納問題提供了新的解決方案［7］。文獻(xiàn)［8-10］指出儲(chǔ)能可用于提升配電網(wǎng)對(duì)新能源的消納,優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行。文獻(xiàn)［11-13］指出組合控制DG、儲(chǔ)能等多種分布式能源,可加大配電網(wǎng)對(duì)可再生能源的接納能力。文獻(xiàn)［14-15］指出利用儲(chǔ)能提高DG 消納比例是發(fā)展智能電網(wǎng)不可或缺的一部分。

已有研究表明,儲(chǔ)能可應(yīng)用于配電網(wǎng)DG 消納場(chǎng)景,而合理有效的儲(chǔ)能控制策略是保證儲(chǔ)能系統(tǒng)高效運(yùn)行的基礎(chǔ)［16］。文獻(xiàn)［17-18］指出集群技術(shù)將成為促進(jìn)能源消納與電力生產(chǎn)的重要手段,且合理利用儲(chǔ)能配置是提高系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的重點(diǎn)。文獻(xiàn)［19-20］構(gòu)建儲(chǔ)能控制模型,并發(fā)揮其功率時(shí)空支撐作用,降低DG 接入影響。文獻(xiàn)［21］提出一種利用儲(chǔ)能與風(fēng)光火聯(lián)合控制的調(diào)度策略,以達(dá)到提高新能源消納能力的目的。已有儲(chǔ)能控制策略多以配電網(wǎng)供電負(fù)荷為對(duì)象,對(duì)網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部源荷匹配性考慮不足,無法兼顧各區(qū)域負(fù)荷與DG 出力情況。

DG 接入多呈現(xiàn)數(shù)量多、位置分散等特點(diǎn),極易出現(xiàn)局部功率過剩,造成向上級(jí)電網(wǎng)倒送功率的現(xiàn)象,給電壓質(zhì)量、繼電保護(hù)設(shè)置等帶來不利影響。通過集群的控制方式對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行分區(qū)控制,可進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)區(qū)域資源的就地消納,降低區(qū)域間功率流動(dòng)對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。文獻(xiàn)［22-24］指出集群劃分由指標(biāo)體系構(gòu)建與算法實(shí)現(xiàn)組成。文獻(xiàn)［25］在削峰填谷策略的基礎(chǔ)上,提出一種用于促進(jìn)風(fēng)電消納的平衡區(qū)域劃分方法。文獻(xiàn)［26］提出了計(jì)及網(wǎng)絡(luò)連接與集群孤島運(yùn)行等情況的多目標(biāo)儲(chǔ)能規(guī)劃。

現(xiàn)階段集群方面研究集中于集群劃分方法及儲(chǔ)能容量配置,對(duì)儲(chǔ)能參與DG 消納集群控制策略研究相對(duì)不足,且已有控制策略對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性考慮不足,難以兼顧儲(chǔ)能在參與新能源消納中帶來的綜合收益。

針對(duì)配電網(wǎng)分布式電源功率倒送引起的新能源消納問題,本文為充分發(fā)揮配電網(wǎng)區(qū)域的自治能力,提出了一種提高配電網(wǎng)對(duì)新能源消納能力的儲(chǔ)能集群控制策略。建立了考慮綜合性能的集群劃分指標(biāo),并采用遺傳算法進(jìn)行優(yōu)化求解。在此基礎(chǔ)上,逐層開展配電網(wǎng)與集群的削峰填谷,以儲(chǔ)能額外消納新能源帶來的收益與減小網(wǎng)絡(luò)損耗的收益之和最大為目標(biāo),優(yōu)化各儲(chǔ)能時(shí)序出力；通過與基于容量分配儲(chǔ)能控制進(jìn)行對(duì)比,結(jié)果表明本策略可有效提高新能源消納比例。

1 配電網(wǎng)儲(chǔ)能集群控制結(jié)構(gòu)

1.1 典型配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

為考慮分布式電源接入對(duì)配電網(wǎng)造成的影響,本文建立含分布式儲(chǔ)能的配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖,如圖1 所示。主要包括分布式光伏、分散式風(fēng)電、儲(chǔ)能及常規(guī)負(fù)荷。定義Ps為上級(jí)電網(wǎng)向配電網(wǎng)供給功率的大小,Ps≥0 表示功率流向?yàn)閳D中參考方向,Ps＜0 表示配電網(wǎng)內(nèi)功率向上級(jí)電網(wǎng)倒送。

圖1 基于集群的配電網(wǎng)架構(gòu)Fig.1 Architecture of cluster based distribution network

根據(jù)配電網(wǎng)內(nèi)部節(jié)點(diǎn)特性等因素,將負(fù)荷、分布式電源與儲(chǔ)能劃歸為不同集群。圖1 中彩色虛線框內(nèi)部為具有不同特性的控制集群,根據(jù)不同區(qū)域集群凈負(fù)荷特性及儲(chǔ)能配置情況,設(shè)計(jì)分布式儲(chǔ)能集群優(yōu)化控制策略,保證新能源消納的前提下提高儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)行效益。

1.2 配電網(wǎng)儲(chǔ)能集群控制

有效地處理分布式電源接入的分散性及出力的不確定性,是提升配電網(wǎng)分布式電源消納比例的關(guān)鍵。在對(duì)含分布式電源配電網(wǎng)集群劃分的基礎(chǔ)上,優(yōu)化儲(chǔ)能的時(shí)序出力可以進(jìn)一步提高消納比例。本文首先在配電網(wǎng)層面對(duì)配電網(wǎng)凈負(fù)荷功率開展削峰填谷分析；然后根據(jù)各集群負(fù)荷凈功率曲線,依次確定集群儲(chǔ)能充電功率與放電功率,完成集群層面儲(chǔ)能功率的確定；最后根據(jù)集群內(nèi)部各節(jié)點(diǎn)電氣特性確定各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能時(shí)序功率,具體流程見附錄A圖A1。

儲(chǔ)能集群控制分為配電網(wǎng)集群劃分、配電網(wǎng)-集群儲(chǔ)能控制及集群-節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能控制三部分。因此,形成儲(chǔ)能集群控制結(jié)構(gòu)應(yīng)首先對(duì)配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分。集群劃分包括指標(biāo)構(gòu)建與求解,根據(jù)網(wǎng)絡(luò)劃分原則與應(yīng)用場(chǎng)景選擇合適的指標(biāo),并通過一定的求解方法不斷優(yōu)化所構(gòu)建指標(biāo),劃分效果影響著儲(chǔ)能系統(tǒng)的控制效果。

2 配電網(wǎng)集群劃分

2.1 集群劃分指標(biāo)

配電網(wǎng)集群劃分綜合性能指標(biāo)包括結(jié)構(gòu)性與功能性［14］。模塊度是衡量網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的常用指標(biāo),在配電網(wǎng)中多采用基于電氣距離的模塊度指標(biāo)來衡量電力網(wǎng)絡(luò)劃分的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度。有功功率平衡度是指集群內(nèi)部源荷有功功率的平衡能力。本文綜合模塊度和有功功率平衡度指標(biāo)對(duì)配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,以保證策略能夠有效提高新能源消納比例。

2.1.1 基于電氣距離的模塊度指標(biāo)

本文采用基于電氣距離權(quán)重的模塊度定義方式。首先采用牛頓-拉夫遜法計(jì)算出各節(jié)點(diǎn)電壓靈敏度,并依此進(jìn)行空間電氣距離的計(jì)算,具體公式如下：

式中：m為網(wǎng)絡(luò)中所有邊權(quán)之和；ki為與節(jié)點(diǎn)i相連邊的邊權(quán)之和；kj為與節(jié)點(diǎn)j相連邊的邊權(quán)之和；f1為模塊度指標(biāo)。

2.1.2 有功功率平衡度指標(biāo)

為表示在一定時(shí)間尺度下集群內(nèi)部源荷匹配程度,采用基于凈功率的形式定義有功功率平衡度指標(biāo)［14］

式中：Pck為第ck個(gè)集群的有功功率平衡度指標(biāo)；T為場(chǎng)景的時(shí)間尺度,本文取96；Pclu,ck（t）為第ck個(gè)集群t時(shí)刻的凈功率值；f2為有功功率平衡度指標(biāo)；c為集群總數(shù)。定義集群ck的凈功率小于0 的部分為集群富余功率。

2.2 集群劃分方法

綜合系統(tǒng)整體模塊度、有功功率平衡度等因素,以系統(tǒng)的劃分方式為變量,在盡可能實(shí)現(xiàn)各集群區(qū)域自治調(diào)控的基礎(chǔ)上,建立如下考慮綜合指標(biāo)電網(wǎng)集群劃分模型。

式中：λ1和λ2分別為不同指標(biāo)的權(quán)重系數(shù),其中λ1+λ2=1,本文中取λ1=λ2=0.5。

本文采用遺傳算法對(duì)所構(gòu)建集群劃分模型進(jìn)行求解。采用二進(jìn)制編碼形式,分別將各基因位置為0或1 來表示配電網(wǎng)各支路連接情況。以IEEE 33節(jié)點(diǎn)配電系統(tǒng)為例,定義某一染色體各基因位為00001000 00000000 00000000 10000000,則對(duì)應(yīng)配電網(wǎng)劃分情況見附錄A 圖A2。求解流程見附錄A圖A3。

3 分布式儲(chǔ)能集群控制策略

3.1 儲(chǔ)能控制策略設(shè)計(jì)

3.1.1 目標(biāo)函數(shù)

優(yōu)化目標(biāo)為既定配置下儲(chǔ)能日運(yùn)行效益最優(yōu)。

式中：FP為儲(chǔ)能運(yùn)行帶來的收益；FDG為儲(chǔ)能額外消納新能源帶來的售電收益；Floss為儲(chǔ)能運(yùn)行帶來的網(wǎng)損收益。

1）消納新能源售電收益FDG

儲(chǔ)能消納新能源的售電收益為儲(chǔ)能吸收倒送功率并在負(fù)荷高峰時(shí)段釋放帶來的售電收益。

式中：Fsale為儲(chǔ)能釋放電能帶來的售電收益；Fbuy為儲(chǔ)能充電購(gòu)電費(fèi)用,當(dāng)儲(chǔ)能運(yùn)行在新能源消納區(qū)域時(shí) 為0；PESS,c,k（t）為t時(shí) 刻 儲(chǔ) 能k的 充 電 功 率；PESS,d,k（t）為t時(shí)刻儲(chǔ)能k的放電功率；NE為儲(chǔ)能接入總數(shù)；M（t）為t時(shí)刻從主網(wǎng)購(gòu)電的分時(shí)電價(jià)；Δt為時(shí)間間隔,本文取15 min。

2）儲(chǔ)能運(yùn)行減小網(wǎng)損的收益Floss

式中：Floss1為儲(chǔ)能接入前網(wǎng)損費(fèi)用；Floss2為儲(chǔ)能接入后網(wǎng)損費(fèi)用；Ploss,n（t）為配電網(wǎng)第n條支路原始網(wǎng)絡(luò)有功損耗；Ploss-ESS,n（t）為該支路在儲(chǔ)能接入后的網(wǎng)絡(luò)有功損耗；NL為支路總數(shù)。網(wǎng)損收益為儲(chǔ)能接入前、后系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗減少量所帶來的收益［27］。

3.1.2 約束條件

本文考慮約束主要為配電網(wǎng)與儲(chǔ)能運(yùn)行約束,包括潮流約束、電壓約束、儲(chǔ)能荷電狀態(tài)約束、功率與容量約束。

1）潮流方程約束

式中：Pi（t）和Qi（t）分別為t時(shí)刻注入節(jié)點(diǎn)i的有功和無功功率；Ui（t）和Uj（t）分別為t時(shí)刻節(jié)點(diǎn)i、j的電壓幅值；Gij和Bij分別為節(jié)點(diǎn)導(dǎo)納矩陣中第i行第j列 元 素 的 實(shí) 部 與 虛 部；δij（t）為t時(shí) 刻 節(jié) 點(diǎn)i、j相角差［27］。

2）儲(chǔ)能荷電狀態(tài)約束

式中：SOC,min為儲(chǔ)能荷電狀態(tài)下限,取0.1；SOC,max為儲(chǔ)能荷電狀態(tài)上限,取0.9；SOC（t）為t時(shí)刻儲(chǔ)能的荷電狀態(tài),初始荷電狀態(tài)等于周期末荷電狀態(tài),本文取0.45；PESS（t）為t時(shí)刻 儲(chǔ) 能 功率；PESS,N為 儲(chǔ) 能 額定功率。

3）節(jié)點(diǎn)電壓約束

式中：Umin為節(jié)點(diǎn)電壓允許最小值；Umax為節(jié)點(diǎn)電壓允許最大值；Un,t為節(jié)點(diǎn)n在t時(shí)刻的電壓。設(shè)置配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電壓約束范圍為0.95UN～1.05UN。

4）分布式電源消納比例約束

定義新能源消納比例最大值為1,最小值為0。

式中：ηDG為分布式電源消納比例。

3.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)

為反映本文所提策略的有效性與先進(jìn)性,建立如下指標(biāo)。

1）分布式電源消納比例

定義DG 消納比例ηDG為額外消納的分布式電源電量Ead與不采取措施應(yīng)棄掉Eab的電量之比。

2）電壓越限節(jié)點(diǎn)數(shù)

配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電壓是限制分布式電源消納的主要因素之一,過多消納新能源有可能造成節(jié)點(diǎn)電壓越限等問題,降低供電質(zhì)量。

式中：Ne為電網(wǎng)電壓越限節(jié)點(diǎn)總數(shù)；Ln為0-1 變量,若時(shí)間尺度T內(nèi)n節(jié)點(diǎn)電壓出現(xiàn)越限則Ln為1,否則為0。

3）負(fù)荷峰谷差

利用儲(chǔ)能消納配電網(wǎng)倒送功率,在負(fù)荷高峰時(shí)釋放起到了削峰填谷作用,定義凈負(fù)荷曲線上負(fù)荷功率最大值Ps,max與最小值Ps,min的差值為負(fù)荷峰谷差Pfg。

4）負(fù)荷波動(dòng)程度

定義一天內(nèi)各相鄰時(shí)刻負(fù)荷功率差值的平均值為負(fù)荷波動(dòng)程度。

式中：Pcg為負(fù)荷波動(dòng)程度；Pt為t時(shí)刻負(fù)荷功率。

在對(duì)配電網(wǎng)集群劃分后利用儲(chǔ)能對(duì)分布式電源進(jìn)行消納,構(gòu)建集群儲(chǔ)能控制策略,具體實(shí)現(xiàn)流程見附錄A 圖A4。

4 仿真分析

4.1 算例參數(shù)

采用IEEE 33 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)算例系統(tǒng),分布式電源接入節(jié)點(diǎn)為4、7、8、14、24、25、30、32,具體接入情況見附錄A 圖A5,節(jié)點(diǎn)14、32、30、8、7、4、25、24 接入電動(dòng)汽車；設(shè)置儲(chǔ)能系統(tǒng)安裝數(shù)目為6。各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能配置如表1 所示。分時(shí)電價(jià)見附錄A 表A1。

表1 儲(chǔ)能設(shè)備參數(shù)Table 1 Parameters of energy storage equipment

采用第1 章所提方法進(jìn)行集群劃分,最優(yōu)染色體解為00010010 00000000 00000000 00000000,解碼后劃分結(jié)果見附錄A 圖A6。

為驗(yàn)證本文方案的優(yōu)勢(shì),構(gòu)建如下方案,對(duì)比各方案下儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行的技術(shù)效果及經(jīng)濟(jì)效益。

方案1：傳統(tǒng)方案。針對(duì)配電網(wǎng)總供電負(fù)荷,確定總儲(chǔ)能功率并按照各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能容量進(jìn)行功率分配,形成儲(chǔ)能運(yùn)行收益集合,確定儲(chǔ)能最優(yōu)時(shí)序出力。

方案2：本文方案?？紤]綜合性能指標(biāo)對(duì)配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,采用本文所提儲(chǔ)能控制策略,對(duì)各集群儲(chǔ)能時(shí)序出力進(jìn)行優(yōu)化。

4.2 方案對(duì)比結(jié)果分析

儲(chǔ)能系統(tǒng)接入前各集群凈功率見附錄A 圖A7。由于分布式電源接入比例較高,在08：00—11：00 與14：00—16：00 附近出現(xiàn)了DG 出力大于負(fù)荷的情況,造成了有功功率向上級(jí)電網(wǎng)倒送的現(xiàn)象。其中集群1 在12：00—16：00 時(shí)段出現(xiàn)了較大功率富余,集群2 在04：00—10：00 時(shí)段與15：00 附近出現(xiàn)了功率富余,集群3 在12：00—18：00 時(shí)段出現(xiàn)了功率富余,各集群負(fù)荷均在21：00 附近達(dá)到峰值。

分別根據(jù)不同儲(chǔ)能系統(tǒng)控制方式對(duì)倒送功率進(jìn)行消納,方案2 中各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能系統(tǒng)出力如圖2 所示；方案1 中各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能系統(tǒng)出力見附錄A 圖A8。

圖2 方案2 中各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能系統(tǒng)出力Fig.2 Output of energy storage system on each bus in scheme 2

基于已有儲(chǔ)能配置,采用不同儲(chǔ)能控制方案,分別從運(yùn)行效果與經(jīng)濟(jì)性角度對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)行效益進(jìn)行比較分析。不同方案下的儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)如表2 所示。通過對(duì)比基于集群的儲(chǔ)能控制與直接從配電網(wǎng)角度出發(fā)的儲(chǔ)能控制效果可以看出,2 種方案均可提高配電網(wǎng)DG 消納比例并獲得一定儲(chǔ)能運(yùn)行收益；但考慮集群負(fù)荷特性確定儲(chǔ)能功率的運(yùn)行方案更具有優(yōu)勢(shì)。

表2 不同方案下的儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)Table 2 Operation parameters of energy storage system in different schemes

相較于對(duì)比方案在功率倒送充電并在負(fù)荷高峰釋放,本文策略考慮了各集群凈負(fù)荷特性,并允許儲(chǔ)能根據(jù)其所處區(qū)域負(fù)荷特性進(jìn)行充放電,其中節(jié)點(diǎn)14、18 儲(chǔ)能系統(tǒng)在功率倒送時(shí)段前利用儲(chǔ)能初始電能進(jìn)行放電；方案1 由于充電時(shí)間固定,吸收同樣比例DG 所需儲(chǔ)能容量大于方案2,相同儲(chǔ)能配置下方案2 的DG 消納比例高出方案1 約4%。由于額外消納DG 無須花費(fèi)購(gòu)電費(fèi)用,方案2 售電收益增加量來源于額外消納的新能源；依據(jù)各集群倒送功率確定其內(nèi)部?jī)?chǔ)能功率,減少跨區(qū)域功率流動(dòng),故儲(chǔ)能日運(yùn)行收益上高出9%。此外,方案2 的負(fù)荷峰谷差比方案1 低4%,負(fù)荷波動(dòng)程度相較于方案1 降低10%。2 種方案均未出現(xiàn)電壓越限。

不同方案下儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)節(jié)前后的系統(tǒng)負(fù)荷如圖3 所示。由于方案2 在儲(chǔ)能系統(tǒng)充電前進(jìn)行了放電,釋放儲(chǔ)能容量,在后續(xù)吸收倒送功率時(shí)相較于方案1 填谷線數(shù)值更小。

圖3 原始儲(chǔ)能配置調(diào)節(jié)前后負(fù)荷曲線對(duì)比Fig.3 Comparison of load curves before and after adjustment of original energy storage configuration

1）不同方案網(wǎng)絡(luò)損耗分析

不同方案下各時(shí)刻系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗見附錄A圖A9。調(diào)節(jié)前系統(tǒng)在12：00—16：00 與20：00—22：00 時(shí)段網(wǎng)絡(luò)損耗較大。在12：00—16：00 時(shí)段,系統(tǒng)倒送功率引起較大功率流動(dòng),帶來網(wǎng)絡(luò)損耗；在20：00—22：00 時(shí)段,晚高峰負(fù)荷激增造成網(wǎng)損增加。在上午10：00 附近,本文方案下節(jié)點(diǎn)14、18 儲(chǔ)能系統(tǒng)放電,減小該時(shí)刻網(wǎng)損；午間時(shí)期各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能系統(tǒng)充電,網(wǎng)損降低；晚高峰時(shí)期儲(chǔ)能系統(tǒng)放電,其間本文考慮了各集群負(fù)荷高峰比例,故該時(shí)段負(fù)荷較為平坦,網(wǎng)絡(luò)損耗較低。

2）不同方案節(jié)點(diǎn)電壓水平分析

不同方案下各時(shí)刻系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)電壓見附錄A圖A10。由于2 種方案均考慮了電壓約束,故均未出現(xiàn)節(jié)點(diǎn)電壓越限問題。

4.3 不同儲(chǔ)能配置下儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行效果分析

未來分布式儲(chǔ)能接入配電網(wǎng)比例將呈現(xiàn)不斷上升的趨勢(shì),故對(duì)不同儲(chǔ)能配置下的儲(chǔ)能系統(tǒng)控制策略運(yùn)行效益進(jìn)行對(duì)比分析。為驗(yàn)證儲(chǔ)能配置較高時(shí)本文策略的有效性,選擇儲(chǔ)能配置比例較高時(shí)進(jìn)行分析。各節(jié)點(diǎn)儲(chǔ)能配置如表3 所示。

表3 儲(chǔ)能配置增大后的儲(chǔ)能設(shè)備參數(shù)Table 3 Parameters of energy storage equipment after energy storage configuration is increased

儲(chǔ)能容量增加時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)如表4 所示。相較于傳統(tǒng)控制方案,本文方案的DG 消納比例高15%,日運(yùn)行收益高20%,且峰谷差有所縮小。

表4 儲(chǔ)能配置增大后不同方案的運(yùn)行參數(shù)Table 4 Operation parameters of different schemes after energy storage configuration is increased

隨著儲(chǔ)能容量的增大,DG 消納比例隨之增加,在此過程中,儲(chǔ)能在DG 功率倒送時(shí)段所需的充電容量不斷增加。方案1 中儲(chǔ)能系統(tǒng)僅在功率倒送及負(fù)荷高峰時(shí)動(dòng)作,而方案2 中儲(chǔ)能系統(tǒng)則在功率倒送時(shí)刻前額外進(jìn)行了一部分電能的釋放,故其在功率倒送期間所能存儲(chǔ)的電能更多。由于在充電前釋放電量的增加,其在功率倒送期間所能存儲(chǔ)的電能較多,故方案2 在消納比例上更具優(yōu)勢(shì),且負(fù)荷波動(dòng)程度相較于方案1 降低25%。不同方案下儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)節(jié)前后的系統(tǒng)負(fù)荷如圖4 所示,各時(shí)刻網(wǎng)損見附錄A 圖A11。各時(shí)刻節(jié)點(diǎn)電壓見附錄A 圖A12,均未出現(xiàn)電壓越限。

圖4 儲(chǔ)能配置調(diào)節(jié)前后負(fù)荷曲線對(duì)比Fig.4 Comparison of load curves before and after adjustment of energy storage configuration

現(xiàn)階段儲(chǔ)能成本仍然處于一個(gè)較高的水平,在實(shí)際儲(chǔ)能運(yùn)行中儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行控制策略效果與儲(chǔ)能系統(tǒng)配置密不可分,采用本文策略對(duì)計(jì)及儲(chǔ)能系統(tǒng)一次投資成本下的儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行效益進(jìn)行分析。以鋰離子電池為代表,單位儲(chǔ)能功率成本為1 500 元/kW,單位儲(chǔ)能容量成本為3 500 元/（kW·h）。

如圖5 所示,在計(jì)及儲(chǔ)能系統(tǒng)一次投資成本下,儲(chǔ)能系統(tǒng)日運(yùn)行收益先增后減小且存在極大值,當(dāng)消納比例為42%時(shí),儲(chǔ)能運(yùn)行凈收益達(dá)到最大值90.27 元/d。利用儲(chǔ)能對(duì)配電網(wǎng)供電負(fù)荷進(jìn)行倒送功率吸收并在高峰負(fù)荷時(shí)釋放,在促進(jìn)配電網(wǎng)對(duì)DG 消納比例的同時(shí)獲得了一定的經(jīng)濟(jì)收益。儲(chǔ)能日運(yùn)行凈收益如圖5 所示。儲(chǔ)能系統(tǒng)起始運(yùn)行在新能源消納區(qū)域,此時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)吸收配電網(wǎng)向上級(jí)電網(wǎng)倒送功率,無需額外的購(gòu)電費(fèi)用,將儲(chǔ)能存儲(chǔ)的電量在負(fù)荷高峰時(shí)段釋放并獲得額外消納新能源帶來的售電和網(wǎng)損收益。

圖5 儲(chǔ)能凈收益曲線Fig.5 Net income curve of energy storage

當(dāng)消納比例大于1 時(shí),儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行在購(gòu)電填谷區(qū),儲(chǔ)能功率隨著負(fù)荷填谷線的上移不端增大至負(fù)荷平均功率。此時(shí)接入配電網(wǎng)的新能源為100%消納,繼續(xù)增大比例則需要額外從上級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行購(gòu)電,此時(shí)儲(chǔ)能充電的功率來源于新能源倒送功率與購(gòu)電功率之和,其中后者相較于前者需額外花費(fèi)對(duì)應(yīng)時(shí)段的分時(shí)電價(jià)。隨著比例不斷上升,儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)行收益將不斷下降。

5 結(jié)語

針對(duì)分布式電源出力與負(fù)荷時(shí)空匹配性差造成的資源浪費(fèi)問題,本文將集群應(yīng)用于配電網(wǎng)儲(chǔ)能控制中,通過對(duì)配電網(wǎng)區(qū)域劃分來分析區(qū)域源荷匹配關(guān)系,進(jìn)而確定各區(qū)域儲(chǔ)能功率,并根據(jù)經(jīng)濟(jì)性確定最優(yōu)儲(chǔ)能時(shí)序出力。通過與基于容量分配的儲(chǔ)能控制策略對(duì)比,得出如下結(jié)論。

1）綜合模塊度和有功功率平衡度等電氣指標(biāo)對(duì)配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,可提高區(qū)域負(fù)荷與電源供需平衡性,發(fā)揮分布式儲(chǔ)能參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)的優(yōu)勢(shì),促進(jìn)區(qū)域內(nèi)部的能源消納。

2）本文所提控制策略綜合考慮不同區(qū)域的負(fù)荷與新能源的時(shí)空匹配關(guān)系,優(yōu)化了各集群與各節(jié)點(diǎn)的儲(chǔ)能功率,在相同儲(chǔ)能配置下可提高新能源消納比例最高可達(dá)15%,同時(shí)提高日運(yùn)行收益15%。

3）以鋰離子電池為例,新能源消納比例為42%時(shí)儲(chǔ)能日運(yùn)行收益最大,隨著儲(chǔ)能配置比例不斷增加,最大消納比例不斷增大的同時(shí)儲(chǔ)能運(yùn)行效益逐漸下降,現(xiàn)階段配置成本是限制新能源消納的主要因素。

下一步研究方向是將電動(dòng)汽車儲(chǔ)能應(yīng)用于配電網(wǎng)的調(diào)節(jié)中,進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行。

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