廖劍波，林大增，余 維，陳垣瑋，陳建聰

(國網福州供電公司經濟技術研究所，福建省 福州市 350009)

0 引言

以傳統(tǒng)化石燃料為支撐的能源體系面臨著環(huán)境污染、溫室效應、資源枯竭等問題[1-3]，當前全球正掀起一場以可再生能源為核心的綠色能源革命[4]。2020年9 月，中國在聯(lián)合國大會上提出力爭2030年前二氧化碳排放達到峰值、2060年前實現碳中和目標[5]。2021年3月，進一步提出構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[6-8]。2021年6 月，國家能源局印發(fā)《關于報送整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》，縣域分布式光伏大開發(fā)工作正式啟動[9-10]。可再生能源分布式發(fā)電具有隨機性和間歇性[11-12]，儲能具有電源-負荷雙重特性，可平抑綠電波動、促進削峰填谷[13-14]，儲能深度融入配電網是可再生能源分布式發(fā)電產業(yè)發(fā)展和新型電力系統(tǒng)建設的必然趨勢。2021年以來多地出臺了新建風、光電站強制配置儲能的政策[15-16]，以增強系統(tǒng)的靈活調節(jié)能力，配儲比例要求普遍在10%～20%(1～4 h)，但政策大多針對集中式電站。

當前針對整縣光伏的研究較少，文獻[9]對浙江各地整縣分布式光伏開發(fā)的社會效益與投資收益進行了計算分析。文獻[17]針對整縣分布式光伏接入配電網，提出分布式光伏調度管理系統(tǒng)架構，設計了全景監(jiān)視、自動發(fā)電控制等功能應用。而儲能優(yōu)化配置的研究已較為深入。文獻[18]考慮風、光、荷不確定性，結合機會約束等對信息間隙決策理論模型進行改進，以減少投資成本、減弱電壓波動為導向建立多目標儲能配置模型，運用非劣排序復合微分進化算法進行求解。文獻[19]計及儲能電池的可移動與即插即用特性，認為儲能的容量與位置在年內靈活可調，提出一種以季節(jié)為時間尺度、以凈收益為目標的儲能動態(tài)配置規(guī)劃方法，基于二階錐模型實施求解。當前儲能配置問題主要采用建立優(yōu)化模型、再利用算法求解的模式，并且其中多嵌套有優(yōu)化運行，規(guī)劃-運行雙層尋優(yōu)，往往較為復雜，在實際工程分析中適用性不佳。

本文首先建立包括電壓波動劣化度、光伏就地消納率等在內的高滲透率光伏配電網的運行評價指標;提出一種旨在平抑凈負荷波動、考慮續(xù)航能力的儲能實用充放電策略，以簡化儲能運行問題;提出一種計及光伏、儲能的配電網時序潮流計算分析方法，給出其計算流程。以福州閩侯實際配電網為算例，計算光伏開發(fā)不同階段、配置不同容量儲能的配電網潮流及運行指標，以診斷光伏接入給配電網帶來的負面影響，繼而分析儲能的起配滲透率、配置優(yōu)化效果并討論其經濟性。本文力圖避免復雜的優(yōu)化問題求解，基于實用化分析給出貼近電網工程的規(guī)劃建議，以供整縣分布式光伏開發(fā)及其配儲工作參考借鑒。

1 含高滲透率光伏配電網的運行評價指標

為了定量評價和比對含高滲透率光伏配電網的運行狀態(tài)優(yōu)劣，從潮流、電壓、綠電消納等多維度考慮定義了運行評價指標。

(1) 潮流阻塞支路次數。

式中:KPFB為潮流阻塞支路次數指標，用于表征配電網發(fā)生潮流阻塞的嚴重程度，指標值越大潮流阻塞越嚴重;T為運行周期的總時段數;NB為支路總數;Stj為t時段支路j的視在功率;SN為其額定容量;A為重載功率系數，取80%;atj為t時段支路j的潮流阻塞標識變量，當線段發(fā)生正向或反向重過載時取1，否則取0。

(2) 電壓越限節(jié)點次數。

式中:KVV為電壓越限節(jié)點次數指標，用于表征配電網發(fā)生電壓越限的嚴重程度，指標值越大電壓越限越嚴重;NN為節(jié)點總數;Uti為t時段節(jié)點i的電壓(標幺值);UN為額定電壓;ΔUmax為電壓偏差允許限值，10 kV 取0.07;βti為t時段節(jié)點i的電壓越限標識變量，當電壓越過偏差允許限值時取1，否則取0。

(3) 峰谷差。

式中:KPVD為峰谷差指標，用于表征配電網峰荷與谷荷差距的大小，指標值越大峰谷差越大;Pti為t時段節(jié)點i的凈負荷值，負荷為正、電源出力為負。

(4) 網損。

式中:KPL為總網損指標，用于表征配電網有功損耗的大小，指標值越大網損越大;ΔPtj為t時段支路j的有功損耗值。

(5) 電壓波動劣化度。

式中:KVFD為電壓波動劣化度指標，該指標用最嚴重節(jié)點的電壓時序方差與電壓均值偏差之積來衡量配電網電壓波動劣化的嚴重程度，計及了波動劇烈程度(電壓時序方差)和波動中心偏離程度(電壓均值偏差)兩方面因素，指標值越大表示電壓波動劣化程度越高為節(jié)點i的電壓時序均值。

(6) 光伏就地消納率。

式中:KLC為光伏就地消納率指標，該指標以光伏出力在本網絡消納的比例來定義，用于表征配電網對分布式光伏的消納能力，指標值越大表示光伏出力倒送上級電網越少、就地消納程度越高、配電網綠電消納能力越強;Pt，0-1為t時段首端支路的有功功率;φ為首端支路發(fā)生功率倒送的時間段集合;Ptk為t時段光伏k的有功出力;NPV為光伏總數量。

2 平抑凈負荷波動的儲能實用充放電策略

風、光等綠電高滲透率接入將導致配電網潮流不確定性和運行風險大大增加[20-22]，儲能是平抑風光荷波動、促進綠電消納與配電網運行優(yōu)化[23-24]的關鍵性調節(jié)資源。當前儲能優(yōu)化配置與運行多采用嵌套雙層尋優(yōu)[25-28]、計算較為復雜，在實際規(guī)劃工作中實用性不理想，為避免求解高維度優(yōu)化問題，本文提出一種簡化的儲能實用充放電策略以支撐潮流計算分析。

儲能充放電運行旨在平抑配電網凈負荷波動、促進光伏消納。正常運行狀態(tài)下，儲能盡可能以凈負荷功率值出力，凈負荷為正、儲能放電支撐，凈負荷為負、儲能充電蓄能，將日間多余的光伏電能轉移至夜間消納，同時減弱光荷雙重波動對配電網的負面影響;考慮到儲能電池容量有限，為防止容量過快耗盡、無法連續(xù)支撐優(yōu)化運行，設置儲能充放電出力限值，凈負荷高于限值時則儲能以限值出力。在潮流阻塞、電壓越限或故障等不良工況下，儲能出力不受限值約束，允許其以儲能變流器(power conversion system，PCS)最大功率出力，具體出力值取決于運行需求。儲能充放電出力為

式中:PESS，t為t時段儲能有功出力，正值為充電、負值為放電;PNET，t為t時段配電網凈負荷值;PPCS為PCS額定容量;TESS為儲能最大出力續(xù)航小時數;θ為儲能限功率系數，考慮到儲能日均1.5個循環(huán)和全容量裕度下8 h的充放電需求，本文取1/8;sgn()為符號函數;P′ESS，t為不良工況下儲能實際出力值。

儲能充放電還需滿足荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)的相關約束條件，即

其中:αSOC，t為t時段儲能SOC 值;λcha，t、λdis，t分別為t時段儲能的充、放電狀態(tài)系數，充電時λcha，t=1、λdis，t=0，放電時λcha，t=0、λdis，t=1;EESS為儲能電池額定容量;η為充放電效率;αSOC，min為儲能最大放電深度，本文取10%。

儲能充放電策略的流程圖如圖1所示。

圖1 平抑凈負荷波動的儲能實用充放電策略流程Fig.1 Flow chart of energy storage practical charging and discharging strategy for restraining net load fluctuation

3 含光儲的配電網時序潮流計算分析

基于上述配電網運行評價指標和儲能實用充放電策略，本文提出一種考慮光伏、儲能運行的配電網多場景時序潮流計算分析方法，用于整縣光伏開發(fā)下配電網運行及儲能配置的研究。其流程如圖2所示，詳細步驟如下文所述。

圖2 含光儲的配電網時序潮流計算分析流程Fig.2 Flow chart of distribution network time-series power flow calculation and analysis considering PV and energy storage

(1) 將實際配電網轉化為可進行潮流計算的數學模型，生成網絡拓撲、節(jié)點時序負荷、支路阻抗及最大載荷等基礎數據，同時輸入光伏容量、時序光強和儲能電池電量、PCS容量、限功率系數、SOC 限值及初值等參數。

(2) 選取某個運行日場景的t時段為計算時間斷面。

(3) 計算配電網凈負荷值，并基于平抑凈負荷波動的實用充放電策略確定儲能出力。

(4) 實施配電網潮流計算及校驗，對于發(fā)生越限的情形，調整儲能出力以盡可能消除越限，并記錄場景下當前時段的電壓、功率、損耗等潮流關鍵參數。

(5) 判斷是否所有時段均完成計算，若完成，則計算當前日場景的配電網運行評價指標;否則進入下一時段，返回步驟(2)。

(6) 判斷是否所有日場景均完成計算，若完成，則潮流計算結束，繼而基于運行指標開展配電網運行分析和儲能配置的相關研究;否則進入下一日場景，返回步驟(2)。

4 實例分析

以福州市閩侯縣光伏滲透率較高的10 kV BZ線為實例，開展光伏開發(fā)不同階段、配置不同容量儲能的配電網潮流計算分析。算例饋線載流量550 A、額定容量10 MV·A，2021年最大負荷達6.25 MW，供區(qū)內存在農村居民、貿易公司、石廠、紡織廠、學校等多類負荷，目前已接入光伏3.6 MV·A，滲透率達57.6%，區(qū)域光伏開發(fā)潛力較大。饋線的等效拓撲如圖3所示。

圖3 10 kV BZ線網絡拓撲Fig.3 10 kV feeder BZ network topology

選取夏季氣溫較高、饋線凈負荷最大日鄰近7天作為夏季典型場景，冬季春節(jié)前停工、饋線凈負荷最小日鄰近7天作為冬季典型場景。14個日場景的凈負荷曲線如圖4所示，其中暖色為夏季、冷色為冬季。

圖4 10 kV BZ線運行日場景Fig.4 10 kV feeder BZ day scenarios

光伏滲透率是基于負荷進行計算的，而不同設備的負荷相異，為統(tǒng)一光伏容量滲透的描述、便于不同設備參照對比，下文采用容量滲透率(光伏容量占設備額定容量的比率)來描述光伏開發(fā)情況。設置如表1 所示的5 個光伏開發(fā)階段，由階段S1(現狀)至S5，光伏容量滲透率依次升高。考慮到待開發(fā)的主要是農村民房和小微企業(yè)樓房屋頂，具有面積小且分散的特點，故其接入方式主要采用就近接入配變低壓側或就近T 接10 kV 饋線，為盡可能貼合實際的簡化潮流模型，本文考慮光伏分散接入，將新增光伏容量平攤入每個節(jié)點。

表1 不同開發(fā)階段的光伏接入情況Table_1 PV access at different development stages

4.1 配電網潮流計算及運行分析

對不同光伏開發(fā)階段、各日場景下的配電網依次進行潮流計算和運行評價指標統(tǒng)計。指標結果如表2所示(篇幅所限僅列出冬、夏各2個場景)，凈負荷最大日(夏季場景3)、最小日(冬季場景4)的首端支路功率及敏感節(jié)點電壓的時序分布曲線分別見圖5—6。

圖5 不同光伏容量滲透率下凈負荷最大日的首端支路功率及節(jié)點20電壓的時序分布曲線Fig.5 Time-series curve of head branch power and 20th node voltage at the maximum net load day under different PV capacity penetration

圖6 不同光伏容量滲透率下凈負荷最小日的首端支路功率及節(jié)點20電壓的時序分布曲線Fig.6 Time-series curve of head branch power and 20th node voltage at the minimum net load day under different PV capacity penetration

由表2、圖5—6可知:隨著接入容量增加、光伏就地消納率指標逐漸降低，冬季指標顯著劣于夏季，冬季春節(jié)前工商業(yè)停工、凈負荷較低，光伏容量稍大則易于出現功率反向，綠電消納情況較差。5個開發(fā)階段中，光伏容量達到11 MW 時出現了電壓越上限、14 MW 時發(fā)生饋線反向重載，光伏高滲透率接入首先引發(fā)的可能是電壓越限問題，應重視配電網的電壓越限運行風險和無功電壓控制。光伏高額出力可以有效削減午間峰荷、甚至形成午間凈負荷低谷，而日落后光伏無出力、無法削減晚峰，隨著光伏接入容量的增大，凈負荷低谷不斷下沉、峰谷差不斷擴大。光伏接入容量適中時，其出力能夠被鄰近負荷消納，從而減少線路上傳輸的功率，實現降損(如容量滲透率由36%提升至70%的夏季場景)，容量進一步增加、負荷消納有限時，日間長時的功率倒送反而引起網損升高。電壓波動劣化度指標隨著光伏滲透率升高而增大，電壓波動愈發(fā)劇烈、波動均值偏離標準值愈遠，各場景的電壓波動最劣節(jié)點均為18或20節(jié)點，可見饋線末端或光伏大容量并網節(jié)點為電壓薄弱環(huán)節(jié)、應引起注意。

表2 不同光伏容量滲透率下的配電網運行評價指標Table 2 Operation indexes of distribution network under different PV capacity penetration

4.2 儲能起配滲透率

儲能的起配滲透率(即開始配置儲能的光伏容量滲透率)與光伏運行條件、饋線負荷水平及支路參數、無功電壓設備配置、綠電就地消納需求、網絡運行要求等多種因素密切相關，宜視饋線情況具體分析。對BZ線而言，其負荷水平適中、未配置特殊調壓設備、可承受一定量的光伏倒送(由同母線下其他饋線消納)、無特殊運行要求。光伏容量滲透率達到70%時，冬季日間饋線發(fā)生較長時間的功率倒送;容量滲透率達到100%時，無論冬夏均出現長時間功率倒送;容量滲透率達到110%附近時發(fā)生電壓越上限，而后繼續(xù)接入出現饋線反向重載。綜合考慮，推薦BZ線容量滲透率達到80%～100%時開始配置儲能。需要指出的是，若同母線下其他饋線也大規(guī)模接入光伏，變電站10 kV 母線的光伏消納能力較弱，則起配滲透率應適度降低。

4.3 配電網儲能配置技術經濟分析

在已發(fā)生電壓越限的開發(fā)階段S4(光伏接入容量11 MW、容量滲透率110%)情形下，研究不同的儲能容量配置方式對光伏消納及配電網運行的影響，考慮表3所示的幾種儲能容量配置方案。電池采用成本適中、綜合性能較優(yōu)的磷酸鐵鋰電池。儲能并網點為光伏接入容量較大的20節(jié)點。儲能投資主體為電網公司，配置目的主要為優(yōu)化配電網運行和促進光伏消納，力圖提升區(qū)域用能綜合效益而非經濟盈利。

表3 不同的儲能容量配置方案Table3 Different ESS capacity configuration schemes

不同儲能容量配置方案下、各日場景的配電網運行評價指標如表4所示，凈負荷最大日、最小日的首端支路功率及敏感節(jié)點電壓的時序分布曲線分別見圖7—8。

圖7 不同儲能容量配置方案下凈負荷最大日的首端支路功率及節(jié)點20電壓的時序分布曲線Fig.7 Time-series curve of head branch power and 20th node voltage at the maximum net load day under different energy storage capacity configuration schemes

圖8 不同儲能容量配置方案下凈負荷最小日的首端支路功率及節(jié)點20電壓的時序分布曲線Fig.8 Time-series curve of head branch power and 20th node voltage at the minimum net load day under different energy storage capacity configuration schemes

由表4、圖7—8可知，配置儲能后電壓越上限問題得到了解決。對比C1、C3、C5(或C2、C4、C6)方案，配置儲能縮小了饋線負荷的峰谷差、降低了線損、減輕了電壓波動劣化度、提升了光伏就地消納率，備電時長相同時，儲能PCS功率越大，優(yōu)化效果越好。類似的，對比C1與C2(或C3與C4、C5與C6)方案，功率相同時，儲能電量越大，充放電續(xù)航時間越長，優(yōu)化效果越佳。潮流曲線印證了儲能配置效果，光伏倒送引起的日間谷荷由儲能充電得到了一定填充，儲能放電又削減了無光的夜間峰荷，凈負荷曲線更加平滑;另一方面儲能削峰填谷促進節(jié)點電壓分布更加均勻、波動性減弱。

表4 不同儲能容量配置方案下的配電網運行評價指標Table 4 Operation indexes of distribution network under different ESS capacity configuration schemes

圖9給出了凈負荷最小日C1、C3方案下儲能的日充放電運行曲線。分析可知C1、C3運行策略大體相同，主要為凌晨放電支持凈負荷、同時清空電量，日間以限功率充電吸收光伏過剩出力、直至16:00時段電量充滿，之后放電支撐晚間峰荷、實現削峰;兩者的區(qū)別在于C3配置儲能容量較大，按實用策略其限功率值較大，充放電支撐能力強于C1。

圖9 方案C1、C3的凈負荷最小日的儲能充放電曲線Fig.9 Energy storage charging and discharging curve of the minimum net load day of scheme C1 and C3

表5列出了儲能不同容量配置方案的投資增長率和凈負荷最小日運行指標提升率。以C3為例，相較于C1，其儲能容量和投資增長了100%，但峰谷差、網損、電壓波動劣化度僅分別下降6.56%、7.75%、22.11%，光伏就地消納率提升10.02%。當前儲能單位成本仍較高，隨著建設容量的增加，高投資增長率將引起項目投資大幅增加，而運行指標的優(yōu)化提升則相對較為有限。因而儲能容量規(guī)劃應統(tǒng)籌考慮主體投資能力、整縣光伏開發(fā)情況、綠電就地消納需求、網絡運行要求等多種因素。就BZ線案例而言，推薦采用經濟成本較低、可消除不良工況、使各運行指標和光伏消納得到一定提升的C1方案;但考慮到C1方案凈負荷最小日的最高電壓已接近上限1.07，若未來饋線還將繼續(xù)接入光伏且投資額度充足，亦可采用C2 或C3 方案進行配置。

表5 不同儲能容量配置方案的投資及運行指標優(yōu)化效果Table 5 Investment and operation index optimization effects of___different energy storage capacity configuration schemes__

5 結論

儲能深度融入配電網是新能源發(fā)展和新型電力系統(tǒng)建設的必然趨勢，隨著整縣分布式光伏開發(fā)推進，適時在高滲透率區(qū)域配置儲能極具必要性。本文針對整縣光伏開發(fā)背景下的配電網儲能配置展開研究，建立了含高滲透率光伏配電網的運行評價指標，提出以平抑凈負荷波動為目標的儲能實用充放電策略，之后梳理了含光儲的配電網時序潮流計算分析方法，以福州閩侯實際配電網的光伏開發(fā)為算例，開展光伏開發(fā)不同階段下配電網潮流及運行指標計算，分析了儲能不同容量配置方案的運行優(yōu)化效果及經濟性，得出如下結論。

(1) 整縣光伏大規(guī)模開發(fā)、高滲透率接入配電網可能引起潮流阻塞、電壓越限、峰谷差擴大、網損增加、電壓波動性增強、綠電就地消納困難等負面問題。

(2) 儲能起配滲透率與光伏運行條件、饋線負荷水平及參數、網絡運行要求等因素密切相關;對于負荷適中的常規(guī)饋線，推薦光伏容量滲透率達到80%～100%時開始配置儲能。

(3) 配置儲能有利于減輕配電網負面問題，儲能容量越大、運行優(yōu)化效果越顯著;但容量增加將引起投資快速增長，而運行指標提升則較為有限，儲能容量規(guī)劃應統(tǒng)籌考慮投資能力、光伏開發(fā)情況和就地消納需求、網絡運行要求等多種因素;對于無嚴重負面問題的常規(guī)饋線，可配置光伏容量10%、2 h的儲能。

(4) 所構建的運行指標能夠準確刻畫配電網運行狀態(tài)優(yōu)劣并診斷負面問題;所提儲能充放電策略和時序潮流計算方法科學有效，能較好地適用于含光儲配電網的規(guī)劃、運行等研究分析工作。