儲能支撐大規(guī)模分布式光伏接入的價值評估

黃碧斌，李瓊慧

（國網(wǎng)能源研究院，北京 102209）

0 引言

在國家政策大力支持下，近年來我國分布式光伏保持快速發(fā)展勢頭，連續(xù)2年新增超過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用示范區(qū)、光伏扶貧工程等區(qū)域，帶來了一些技術問題，包括電壓偏差、設備過載、電能質量等。以海寧示范區(qū)110 kV尖山2號變供電區(qū)為例，分布式光伏滲透率達到63%，凈負荷曲線的峰谷特性發(fā)生明顯改變，低谷出現(xiàn)在正午，僅為日高峰負荷的30%。根據(jù)《太陽能利用“十三五”規(guī)劃》（征求意見稿）［1］，2020年底我國分布式光伏將達到7×104MW，未來分布式光伏對電力系統(tǒng)的影響將更為顯著，局部區(qū)域需要采用多項技術措施以適應高比例分布式光伏接入。目前通常采用優(yōu)化接入方式、進行電網(wǎng)改造、加強運行監(jiān)控等措施以提高電網(wǎng)接納分布式光伏的能力［2-5］。隨著儲能技術的逐漸成熟和其成本的降低，儲能作為一種提高電網(wǎng)接納能力的有效技術手段，也將在未來獲得更廣泛的應用［6-7］。

目前國內外已有一些儲能支撐大規(guī)模分布式光伏接入的研究。文獻［8］針對我國典型中壓饋線，以安裝儲能系統(tǒng)的容量最小為目標，研究了不同儲能容量對光伏消納能力的影響。文獻［9］以澳大利亞某低壓配電網(wǎng)為案例，選擇在多個并網(wǎng)點接入蓄電池，采用基于SOC反饋的充放電策略，研究了儲能對緩解光伏造成的配電網(wǎng)電壓越限問題的作用。文獻［10］以24 h中15min間隔的潮流計算結果為基礎，通過優(yōu)化儲能的管理策略，解決光伏發(fā)電出力過高引起的過電壓問題，以提高配電網(wǎng)對光伏的消納能力。總的來看，現(xiàn)有研究仍有一些需要完善的方面，譬如，采用我國實際案例可更好地反映儲能的作用，開展年度8760 h分析可更好地反映季節(jié)差異，各類技術措施的實施策略需要符合實際應用，綜合考慮和對比分析多種技術措施可使研究成果更具科學性。

本文提出了一種儲能支撐高比例分布式光伏接入的價值評估方法，利用年度8760 h潮流計算和優(yōu)化方法，得到有儲能和無儲能接入情況下的最優(yōu)技術措施組合，通過對比不同措施組合的成本構成，評估儲能支撐分布式光伏接入的價值，案例分析表明所提方法可以提高價值評估結果的準確性和針對性。

1 儲能對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)將會導致配電網(wǎng)產(chǎn)生雙向潮流，可能帶來電壓控制問題和線路過載問題［11-12］。其中電流過載問題和電壓越限問題密切相關，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)假日時期，尤其是在分布式光伏出力較大、用電負荷較小的時候。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、夜晚受進的特點，2015年最大送出電力210MW，最大受進電力50MW。部分時段居民用戶電壓已達到260V，村級光伏電站并網(wǎng)點電壓達到450V，遠超電能質量的國家標準要求，已出現(xiàn)成片地區(qū)家用電器損壞、光伏逆變器頻繁強制退出等問題。

電流過載問題是指反向潮流過大，超過線路和變壓器限制，超過運行極限。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展示了德國某區(qū)域大量安裝光伏發(fā)電設備后變電站的電力輸送情況，從圖中可見，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

針對分布式光伏帶來的電壓越限和電流過載問題，目前已有“PV-GRID”、“Connecting The Sun”等多個知名研究項目開展了支撐大規(guī)模分布式光伏接入的技術措施研究［11-12］。

支撐大規(guī)模分布式光伏接入的技術措施可分為電網(wǎng)側、電源用戶側、源網(wǎng)荷互動3類。電網(wǎng)側措施包括電網(wǎng)改造、有載調壓、高級電壓控制、靜態(tài)無功控制、電網(wǎng)側儲能等；電源用戶側措施包括用戶側儲能、政策激勵下的自發(fā)自用、光伏限電、光伏發(fā)電無功功率控制等；源網(wǎng)荷互動措施包括基于價格信號的需求響應、廣域電壓控制等。

各種技術措施的成本不同，不同情景下最優(yōu)技術措施組合的成本也不完全相同?！癈onnecting The Sun”以實際低壓配電網(wǎng)為案例，研究了采取電網(wǎng)改造、限電、自動功率調節(jié)和智能配電變壓器等不同策略的成本，結果如圖2所示。其中，實際郊區(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%。各項成本中，減少光伏系統(tǒng)上網(wǎng)電量的成本為光伏運營商承擔的成本，其余均為配電運營商承擔的成本。

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

1.3 儲能支撐分布式光伏接入的作用

儲能系統(tǒng)具備有功功率的雙向調節(jié)和無功功率的四象限調節(jié)能力，可以有效緩解分布式光伏接入后的節(jié)點電壓升高和設備過載問題。當電壓越限或者電流過載時，通過儲能系統(tǒng)存儲部分分布式光伏電量，尤其是出力高峰時刻電量，可以降低配電網(wǎng)反向潮流帶來的電網(wǎng)電壓升高的負面影響，以及電流過載的風險，從而降低高峰出力帶來的電網(wǎng)改造需求和光伏限電量。同時，在大部分情況下還將有利于配電網(wǎng)網(wǎng)損的減小。此外，利用儲能采用逆變器并網(wǎng)、可靈活調節(jié)無功功率的特點，將儲能調節(jié)和無功補償設備、變壓器分接頭等措施協(xié)調配合，調整配電網(wǎng)電壓分布。

2 儲能支撐分布式光伏接入的價值評估方法

2.1 價值評估思路和流程

儲能應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)了儲能支撐分布式光伏接入的價值。相對于發(fā)電側利用儲能降低預測誤差避免懲罰成本、用戶側利用儲能套利等應用領域的儲能價值評估，對儲能在支撐分布式光伏接入方面的價值評估比較復雜，主要原因在于儲能只是提高電網(wǎng)接納能力的可選措施之一，實際研究中不能將儲能作為唯一的技術措施進行價值評估。

本文提出的評估儲能支撐分布式光伏接入的價值的基本思路是，將電網(wǎng)改造、儲能、限電等作為備選措施，針對實際案例開展研究，優(yōu)化確定有儲能和無儲能接入2種情況下適應高比例分布式光伏接入的最優(yōu)技術措施組合，通過對比2種情況下技術措施的成本，從而評估儲能支撐分布式光伏接入的價值。在求解最優(yōu)技術措施組合時，需要基于分布式光伏接入電網(wǎng)后的年度運行狀態(tài)，以各項技術措施的總成本最優(yōu)為目標進行確定。

儲能支撐分布式光伏接入的價值評估的流程如圖3所示，具體步驟如下。

圖3 儲能支撐分布式光伏接入的價值評估流程Fig.3 Flowchart of value assessment for energy storage in supporting large-scale integration of distributed PVs

（1）確定儲能接入點?？紤]到單個變電站供電區(qū)域內沒有太多儲能適宜選點，在實際應用中往往不適合通過優(yōu)化方法確定儲能選址。儲能支撐分布式光伏接入的主要作用是防止出現(xiàn)電壓越限和電流過載問題，因此在確定儲能接入點時可以選擇電壓穩(wěn)定薄弱節(jié)點。目前有多種能夠確定電壓穩(wěn)定薄弱節(jié)點的方法，其中，局部L指標法具有簡便、快捷、實用等特點，常被用于評價饋線系統(tǒng)各節(jié)點的電壓穩(wěn)定程度［13］。

（2）確定線路更換備選方案庫。配電網(wǎng)中同一型號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，因此，在電網(wǎng)改造中更換線路通常是整條更換。本文研究從實際應用出發(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，供技術措施組合優(yōu)化時使用。

（3）進行技術措施組合優(yōu)化。優(yōu)化目標是電網(wǎng)改造、限電、儲能投資等各項技術措施總成本最小，成本計算需要基于含分布式光伏和儲能的配電網(wǎng)年度8760 h潮流計算結果。采用智能優(yōu)化算法進行優(yōu)化求解，確定技術措施組合。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；限電措施方面，得到各個小時的限電量；儲能措施方面，得到各個儲能接入點的儲能容量和在各個時間點的充放電情況。

（4）對比評估儲能的價值。基于有儲能和無儲能接入情況下的技術措施優(yōu)化組合成本，對比得到儲能支撐分布式光伏接入的價值，即減少的電網(wǎng)改造成本和限電損失。

2.2 儲能模型和控制策略

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

儲能裝置具有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)的切換通過觸發(fā)器來實現(xiàn)。當儲能裝置工作在充電或放電狀態(tài)時，串聯(lián)的充放電損耗電阻主要用來模擬充放電損耗。當儲能裝置工作在閑置狀態(tài)時，考慮到裝置本身存在一定的損耗，在模型中并聯(lián)一個導納來模擬。

儲能模型存在如下基本約束：當儲能裝置工作在充電狀態(tài)時，儲能裝置能量不斷增加，直至達到額定容量時，切換至閑置狀態(tài)。當儲能裝置工作在放電狀態(tài)時，儲能裝置能量不斷減少，直至達到最低允許容量時，切換至閑置狀態(tài)。同時考慮到儲能裝置自身的承受力，充電功率和放電功率均不能超過設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 儲能控制策略

考慮到每個時間點上儲能充放電狀態(tài)與電網(wǎng)運行狀態(tài)有關，最準確的方法是進行迭代計算處理使得儲能滿足控制目標，但是這種方法需要多次重復計算，耗費大量計算時間。因此，本文從兼顧計算速度和控制精度的角度出發(fā)，采用2步計算的簡化方法。第1步，將所有儲能置為閑置狀態(tài)，進行潮流計算，獲取無儲能情況下的配電網(wǎng)運行狀態(tài)；第2步，根據(jù)配電網(wǎng)運行狀態(tài)和儲能控制策略，得到該時刻下的儲能充放電狀態(tài)及充放電功率，重新計算配電網(wǎng)運行狀態(tài)。

本文采用的儲能控制策略為，當某個時刻全網(wǎng)最高節(jié)點電壓超出國家標準規(guī)定的7%偏差時，對所有儲能進行充電，確保該時刻下各節(jié)點電壓滿足國家標準要求。如果此時儲能裝置已經(jīng)充滿，則不再充電，此時允許出現(xiàn)限電。當全網(wǎng)最高電壓小于額定電壓的5%時，儲能進行放電，為后續(xù)儲存限電電量做好準備。同時，儲能充放電狀態(tài)和功率控制需要符合不超過額定容量、不小于最小允許容量、小于規(guī)定充放電功率等儲能基本約束條件。

儲能控制策略流程如圖4所示，圖中字母A、B、C表示對應的運行控制操作，其具體操作分別如下。

圖4 儲能的控制策略Fig.4 Control strategy of energy storage

B：若系統(tǒng)最大節(jié)點電壓標幺值Umax小于1.05p.u.，對儲能進行放電（放電比例rdischarge為該時刻負荷的1.05倍與光伏發(fā)電量的差值除以所有儲能總功率），為后續(xù)存儲限電電量做準備。

C：若系統(tǒng)最大節(jié)點電壓標幺值Umax小于1.05 p.u.，對儲能進行放電，若計算得到的放電比例rdischarge＞15%，則將放電比例控制為15%，主要目的是保證儲能放電后不引起電壓越限。

若系統(tǒng)最大節(jié)點電壓標幺值Umax介于1.05 p.u.和1.07 p.u.之間時，將儲能狀態(tài)仍然保持為閑置狀態(tài)，不再對潮流進行重新計算。

2.4 儲能選址

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

負荷節(jié)點j的局部Lj指標定義為：

其中，aG為所有發(fā)電機的節(jié)點集合；aL為全部負荷的節(jié)點集合；Lj為第j個負荷節(jié)點的局部指標；Ui為第i個發(fā)電機節(jié)點的復電壓；Uj為第j個負荷節(jié)點的復電壓；Fji為負荷參與因子［8］。

2.5 優(yōu)化目標

優(yōu)化目標為技術措施總成本最低，成本主要包括電網(wǎng)改造成本、限電損失、儲能投資成本、運維成本等，計算式為：

其中，Call為各種技術措施的總成本；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價值之積表示。

其中，CE為單位限電量的價值。

（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)確定的備選線路對線路進行整條更換［5］。

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

（3）儲能投資成本。

儲能投資成本通常以裝機容量和單位裝機容量成本之積表示。

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

3 儲能支撐分布式光伏接入的案例分析

國網(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］中加入了儲能模型，可對含分布式電源的配電網(wǎng)進行優(yōu)化分析，得到適應大規(guī)模分布式電源接入配電網(wǎng)的最優(yōu)技術措施組合。

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臺公用配變，主變容量為（3×100+200）kV·A；電源為城東站（35 kV），主變容量為（8+10）kV·A，2013 年最大負荷為11.7MW；該村低壓配變通過義安鎮(zhèn)512線路與城東站相連，義安鎮(zhèn)512線路總長為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，三相動力用戶37戶，2013年最大負荷為3464 kW。

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

3.2 案例計算結果

（1）確定儲能接入點。

該低壓配電網(wǎng)中有4個低壓臺區(qū)，除村南臺區(qū)外都接入了較多的分布式光伏，存在電壓超標風險，因此擬在除村南臺區(qū)外的3個臺區(qū)各選擇1個電壓薄弱點作為儲能接入點。根據(jù)局部L指標法，村東變電壓薄弱點為232節(jié)點，村東北變電壓薄弱點為234節(jié)點，村內變電壓薄弱點為231節(jié)點，因此選擇在這3個點接入儲能。

（2）確定線路更換備選方案。

根據(jù)該低壓配電網(wǎng)實際情況，設定14條線路更換備選方案，分別是村南變所有線路、村內變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。進行技術措施組合優(yōu)化時，電網(wǎng)改造方案對上述14條線路的更換進行0和1的優(yōu)選，0表示不更換，1表示更換。

（3）得到有／無儲能接入的成本分析結果。

利用G-NJP軟件對有/無儲能接入2種情況進行優(yōu)化分析，得到2種情況下的優(yōu)化技術措施組合的成本，并選擇有儲能接入情況下的2種典型情景一起進行分析，結果如圖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 案例分析結果Fig.6 Results of case analysis

分析優(yōu)化結果，得到如下結論。

（1）儲能接入可有效減少電網(wǎng)改造成本和限電損失，實際應用中需要優(yōu)化確定儲能裝機容量，從而確保技術措施總成本最小。無儲能接入情況下電網(wǎng)改造成本和限電損失合計47.4萬元，而有儲能接入情況下，通過儲能容量優(yōu)化和電網(wǎng)改造優(yōu)化，可以實現(xiàn)技術措施總成本的優(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，儲能支撐分布式光伏接入普遍不具備經(jīng)濟性。本文中按照20 a內儲能 4次更換的平均投資成本為2300元 ／（kW·h）計算，在此條件下，有儲能接入優(yōu)化情景的技術措施總成本仍然高于無儲能接入優(yōu)化情景，不具備經(jīng)濟性。如果對限電電量存在規(guī)定比例，譬如不超過5%，當出現(xiàn)限電比例稍高于5%的情況，此時進一步實施電網(wǎng)改造就不太經(jīng)濟，采用少量儲能則具備較好的經(jīng)濟性。

（3）從支撐分布式光伏接入的經(jīng)濟性上考慮，儲能選擇時偏向小容量、短時間。按照平均投資成本2300元初步估算，儲能接入如果要具有經(jīng)濟性，則單位千瓦時的儲能每年吸收限電電量應不少于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能，從而提高儲能利用次數(shù)。

（4）若考慮電力價值，本案例中當功率價值標準超過7.8元／kW時，儲能接入就具備經(jīng)濟性。就案例現(xiàn)有優(yōu)化結果來看，按照參考變壓器基本容量費40元 ／kW計算，100%儲能案例下可以實現(xiàn)累計電力價值10.2萬元，按照此標準計算，有儲能最優(yōu)情況下實際成本為39.2萬元，遠小于無儲能接入最優(yōu)情況下的47.4萬元。如果按照有儲能和無儲能最優(yōu)情況下成本持平的原則計算，則電力價值費用為7.8元 ／kW。

4 結論

本文針對儲能支撐分布式光伏接入應用，提出了一種基于多技術措施優(yōu)化組合的儲能價值評估方法。通過我國實際案例計算分析，對價值評估方法進行了實證研究，具有較強的科學性、準確性和實用性。

從案例結果來看，儲能接入可有效減少電網(wǎng)改造成本和限電損失，實際應用中需要注重優(yōu)化，但就儲能項目自身來看，目前尚不具備經(jīng)濟性。

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