整县光伏开发背景下配电网储能配置研究

廖剑波，林大增，余 维，陈垣玮，陈建聪

(国网福州供电公司经济技术研究所，福建省 福州市 350009)

以传统化石燃料为支撑的能源体系面临着环境污染、温室效应、资源枯竭等问题[1-3]，当前全球正掀起一场以可再生能源为核心的绿色能源革命[4]。2020年9 月，中国在联合国大会上提出力争2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和目标[5]。2021年3月，进一步提出构建以新能源为主体的新型电力系统[6-8]。2021年6 月，国家能源局印发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，县域分布式光伏大开发工作正式启动[9-10]。可再生能源分布式发电具有随机性和间歇性[11-12]，储能具有电源-负荷双重特性，可平抑绿电波动、促进削峰填谷[13-14]，储能深度融入配电网是可再生能源分布式发电产业发展和新型电力系统建设的必然趋势。2021年以来多地出台了新建风、光电站强制配置储能的政策[15-16]，以增强系统的灵活调节能力，配储比例要求普遍在10%～20%(1～4 h)，但政策大多针对集中式电站。

当前针对整县光伏的研究较少，文献[9]对浙江各地整县分布式光伏开发的社会效益与投资收益进行了计算分析。文献[17]针对整县分布式光伏接入配电网，提出分布式光伏调度管理系统架构，设计了全景监视、自动发电控制等功能应用。而储能优化配置的研究已较为深入。文献[18]考虑风、光、荷不确定性，结合机会约束等对信息间隙决策理论模型进行改进，以减少投资成本、减弱电压波动为导向建立多目标储能配置模型，运用非劣排序复合微分进化算法进行求解。文献[19]计及储能电池的可移动与即插即用特性，认为储能的容量与位置在年内灵活可调，提出一种以季节为时间尺度、以净收益为目标的储能动态配置规划方法，基于二阶锥模型实施求解。当前储能配置问题主要采用建立优化模型、再利用算法求解的模式，并且其中多嵌套有优化运行，规划-运行双层寻优，往往较为复杂，在实际工程分析中适用性不佳。

本文首先建立包括电压波动劣化度、光伏就地消纳率等在内的高渗透率光伏配电网的运行评价指标;提出一种旨在平抑净负荷波动、考虑续航能力的储能实用充放电策略，以简化储能运行问题;提出一种计及光伏、储能的配电网时序潮流计算分析方法，给出其计算流程。以福州闽侯实际配电网为算例，计算光伏开发不同阶段、配置不同容量储能的配电网潮流及运行指标，以诊断光伏接入给配电网带来的负面影响，继而分析储能的起配渗透率、配置优化效果并讨论其经济性。本文力图避免复杂的优化问题求解，基于实用化分析给出贴近电网工程的规划建议，以供整县分布式光伏开发及其配储工作参考借鉴。

为了定量评价和比对含高渗透率光伏配电网的运行状态优劣，从潮流、电压、绿电消纳等多维度考虑定义了运行评价指标。

(1) 潮流阻塞支路次数。

式中:KPFB为潮流阻塞支路次数指标，用于表征配电网发生潮流阻塞的严重程度，指标值越大潮流阻塞越严重;T为运行周期的总时段数;NB为支路总数;Stj为t时段支路j的视在功率;SN为其额定容量;A为重载功率系数，取80%;atj为t时段支路j的潮流阻塞标识变量，当线段发生正向或反向重过载时取1，否则取0。

(2) 电压越限节点次数。

式中:KVV为电压越限节点次数指标，用于表征配电网发生电压越限的严重程度，指标值越大电压越限越严重;NN为节点总数;Uti为t时段节点i的电压(标幺值);UN为额定电压;ΔUmax为电压偏差允许限值，10 kV 取0.07;βti为t时段节点i的电压越限标识变量，当电压越过偏差允许限值时取1，否则取0。

(3) 峰谷差。

式中:KPVD为峰谷差指标，用于表征配电网峰荷与谷荷差距的大小，指标值越大峰谷差越大;Pti为t时段节点i的净负荷值，负荷为正、电源出力为负。

(4) 网损。

式中:KPL为总网损指标，用于表征配电网有功损耗的大小，指标值越大网损越大;ΔPtj为t时段支路j的有功损耗值。

(5) 电压波动劣化度。

式中:KVFD为电压波动劣化度指标，该指标用最严重节点的电压时序方差与电压均值偏差之积来衡量配电网电压波动劣化的严重程度，计及了波动剧烈程度(电压时序方差)和波动中心偏离程度(电压均值偏差)两方面因素，指标值越大表示电压波动劣化程度越高为节点i的电压时序均值。

(6) 光伏就地消纳率。

式中:KLC为光伏就地消纳率指标，该指标以光伏出力在本网络消纳的比例来定义，用于表征配电网对分布式光伏的消纳能力，指标值越大表示光伏出力倒送上级电网越少、就地消纳程度越高、配电网绿电消纳能力越强;Pt，0-1为t时段首端支路的有功功率;φ为首端支路发生功率倒送的时间段集合;Ptk为t时段光伏k的有功出力;NPV为光伏总数量。

风、光等绿电高渗透率接入将导致配电网潮流不确定性和运行风险大大增加[20-22]，储能是平抑风光荷波动、促进绿电消纳与配电网运行优化[23-24]的关键性调节资源。当前储能优化配置与运行多采用嵌套双层寻优[25-28]、计算较为复杂，在实际规划工作中实用性不理想，为避免求解高维度优化问题，本文提出一种简化的储能实用充放电策略以支撑潮流计算分析。

储能充放电运行旨在平抑配电网净负荷波动、促进光伏消纳。正常运行状态下，储能尽可能以净负荷功率值出力，净负荷为正、储能放电支撑，净负荷为负、储能充电蓄能，将日间多余的光伏电能转移至夜间消纳，同时减弱光荷双重波动对配电网的负面影响;考虑到储能电池容量有限，为防止容量过快耗尽、无法连续支撑优化运行，设置储能充放电出力限值，净负荷高于限值时则储能以限值出力。在潮流阻塞、电压越限或故障等不良工况下，储能出力不受限值约束，允许其以储能变流器(power conversion system，PCS)最大功率出力，具体出力值取决于运行需求。储能充放电出力为

式中:PESS，t为t时段储能有功出力，正值为充电、负值为放电;PNET，t为t时段配电网净负荷值;PPCS为PCS额定容量;TESS为储能最大出力续航小时数;θ为储能限功率系数，考虑到储能日均1.5个循环和全容量裕度下8 h的充放电需求，本文取1/8;sgn()为符号函数;P′ESS，t为不良工况下储能实际出力值。

储能充放电还需满足荷电状态(state of charge，SOC)的相关约束条件，即

其中:αSOC，t为t时段储能SOC 值;λcha，t、λdis，t分别为t时段储能的充、放电状态系数，充电时λcha，t=1、λdis，t=0，放电时λcha，t=0、λdis，t=1;EESS为储能电池额定容量;η为充放电效率;αSOC，min为储能最大放电深度，本文取10%。

储能充放电策略的流程图如图1所示。

图1 平抑净负荷波动的储能实用充放电策略流程Fig.1 Flow chart of energy storage practical charging and discharging strategy for restraining net load fluctuation

基于上述配电网运行评价指标和储能实用充放电策略，本文提出一种考虑光伏、储能运行的配电网多场景时序潮流计算分析方法，用于整县光伏开发下配电网运行及储能配置的研究。其流程如图2所示，详细步骤如下文所述。

图2 含光储的配电网时序潮流计算分析流程Fig.2 Flow chart of distribution network time-series power flow calculation and analysis considering PV and energy storage

(1) 将实际配电网转化为可进行潮流计算的数学模型，生成网络拓扑、节点时序负荷、支路阻抗及最大载荷等基础数据，同时输入光伏容量、时序光强和储能电池电量、PCS容量、限功率系数、SOC 限值及初值等参数。

(2) 选取某个运行日场景的t时段为计算时间断面。

(3) 计算配电网净负荷值，并基于平抑净负荷波动的实用充放电策略确定储能出力。

(4) 实施配电网潮流计算及校验，对于发生越限的情形，调整储能出力以尽可能消除越限，并记录场景下当前时段的电压、功率、损耗等潮流关键参数。

(5) 判断是否所有时段均完成计算，若完成，则计算当前日场景的配电网运行评价指标;否则进入下一时段，返回步骤(2)。

(6) 判断是否所有日场景均完成计算，若完成，则潮流计算结束，继而基于运行指标开展配电网运行分析和储能配置的相关研究;否则进入下一日场景，返回步骤(2)。

以福州市闽侯县光伏渗透率较高的10 kV BZ线为实例，开展光伏开发不同阶段、配置不同容量储能的配电网潮流计算分析。算例馈线载流量550 A、额定容量10 MV·A，2021年最大负荷达6.25 MW，供区内存在农村居民、贸易公司、石厂、纺织厂、学校等多类负荷，目前已接入光伏3.6 MV·A，渗透率达57.6%，区域光伏开发潜力较大。馈线的等效拓扑如图3所示。

图3 10 kV BZ线网络拓扑Fig.3 10 kV feeder BZ network topology

选取夏季气温较高、馈线净负荷最大日邻近7天作为夏季典型场景，冬季春节前停工、馈线净负荷最小日邻近7天作为冬季典型场景。14个日场景的净负荷曲线如图4所示，其中暖色为夏季、冷色为冬季。

图4 10 kV BZ线运行日场景Fig.4 10 kV feeder BZ day scenarios

光伏渗透率是基于负荷进行计算的，而不同设备的负荷相异，为统一光伏容量渗透的描述、便于不同设备参照对比，下文采用容量渗透率(光伏容量占设备额定容量的比率)来描述光伏开发情况。设置如表1 所示的5 个光伏开发阶段，由阶段S1(现状)至S5，光伏容量渗透率依次升高。考虑到待开发的主要是农村民房和小微企业楼房屋顶，具有面积小且分散的特点，故其接入方式主要采用就近接入配变低压侧或就近T 接10 kV 馈线，为尽可能贴合实际的简化潮流模型，本文考虑光伏分散接入，将新增光伏容量平摊入每个节点。

表1 不同开发阶段的光伏接入情况Table_1 PV access at different development stages

4.1 配电网潮流计算及运行分析

对不同光伏开发阶段、各日场景下的配电网依次进行潮流计算和运行评价指标统计。指标结果如表2所示(篇幅所限仅列出冬、夏各2个场景)，净负荷最大日(夏季场景3)、最小日(冬季场景4)的首端支路功率及敏感节点电压的时序分布曲线分别见图5—6。

图5 不同光伏容量渗透率下净负荷最大日的首端支路功率及节点20电压的时序分布曲线Fig.5 Time-series curve of head branch power and 20th node voltage at the maximum net load day under different PV capacity penetration

图6 不同光伏容量渗透率下净负荷最小日的首端支路功率及节点20电压的时序分布曲线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、图5—6可知:随着接入容量增加、光伏就地消纳率指标逐渐降低，冬季指标显著劣于夏季，冬季春节前工商业停工、净负荷较低，光伏容量稍大则易于出现功率反向，绿电消纳情况较差。5个开发阶段中，光伏容量达到11 MW 时出现了电压越上限、14 MW 时发生馈线反向重载，光伏高渗透率接入首先引发的可能是电压越限问题，应重视配电网的电压越限运行风险和无功电压控制。光伏高额出力可以有效削减午间峰荷、甚至形成午间净负荷低谷，而日落后光伏无出力、无法削减晚峰，随着光伏接入容量的增大，净负荷低谷不断下沉、峰谷差不断扩大。光伏接入容量适中时，其出力能够被邻近负荷消纳，从而减少线路上传输的功率，实现降损(如容量渗透率由36%提升至70%的夏季场景)，容量进一步增加、负荷消纳有限时，日间长时的功率倒送反而引起网损升高。电压波动劣化度指标随着光伏渗透率升高而增大，电压波动愈发剧烈、波动均值偏离标准值愈远，各场景的电压波动最劣节点均为18或20节点，可见馈线末端或光伏大容量并网节点为电压薄弱环节、应引起注意。

表2 不同光伏容量渗透率下的配电网运行评价指标Table 2 Operation indexes of distribution network under different PV capacity penetration

4.2 储能起配渗透率

储能的起配渗透率(即开始配置储能的光伏容量渗透率)与光伏运行条件、馈线负荷水平及支路参数、无功电压设备配置、绿电就地消纳需求、网络运行要求等多种因素密切相关，宜视馈线情况具体分析。对BZ线而言，其负荷水平适中、未配置特殊调压设备、可承受一定量的光伏倒送(由同母线下其他馈线消纳)、无特殊运行要求。光伏容量渗透率达到70%时，冬季日间馈线发生较长时间的功率倒送;容量渗透率达到100%时，无论冬夏均出现长时间功率倒送;容量渗透率达到110%附近时发生电压越上限，而后继续接入出现馈线反向重载。综合考虑，推荐BZ线容量渗透率达到80%～100%时开始配置储能。需要指出的是，若同母线下其他馈线也大规模接入光伏，变电站10 kV 母线的光伏消纳能力较弱，则起配渗透率应适度降低。

4.3 配电网储能配置技术经济分析

在已发生电压越限的开发阶段S4(光伏接入容量11 MW、容量渗透率110%)情形下，研究不同的储能容量配置方式对光伏消纳及配电网运行的影响，考虑表3所示的几种储能容量配置方案。电池采用成本适中、综合性能较优的磷酸铁锂电池。储能并网点为光伏接入容量较大的20节点。储能投资主体为电网公司，配置目的主要为优化配电网运行和促进光伏消纳，力图提升区域用能综合效益而非经济盈利。

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

不同储能容量配置方案下、各日场景的配电网运行评价指标如表4所示，净负荷最大日、最小日的首端支路功率及敏感节点电压的时序分布曲线分别见图7—8。

图7 不同储能容量配置方案下净负荷最大日的首端支路功率及节点20电压的时序分布曲线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

图8 不同储能容量配置方案下净负荷最小日的首端支路功率及节点20电压的时序分布曲线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、图7—8可知，配置储能后电压越上限问题得到了解决。对比C1、C3、C5(或C2、C4、C6)方案，配置储能缩小了馈线负荷的峰谷差、降低了线损、减轻了电压波动劣化度、提升了光伏就地消纳率，备电时长相同时，储能PCS功率越大，优化效果越好。类似的，对比C1与C2(或C3与C4、C5与C6)方案，功率相同时，储能电量越大，充放电续航时间越长，优化效果越佳。潮流曲线印证了储能配置效果，光伏倒送引起的日间谷荷由储能充电得到了一定填充，储能放电又削减了无光的夜间峰荷，净负荷曲线更加平滑;另一方面储能削峰填谷促进节点电压分布更加均匀、波动性减弱。

表4 不同储能容量配置方案下的配电网运行评价指标Table 4 Operation indexes of distribution network under different ESS capacity configuration schemes

图9给出了净负荷最小日C1、C3方案下储能的日充放电运行曲线。分析可知C1、C3运行策略大体相同，主要为凌晨放电支持净负荷、同时清空电量，日间以限功率充电吸收光伏过剩出力、直至16:00时段电量充满，之后放电支撑晚间峰荷、实现削峰;两者的区别在于C3配置储能容量较大，按实用策略其限功率值较大，充放电支撑能力强于C1。

图9 方案C1、C3的净负荷最小日的储能充放电曲线Fig.9 Energy storage charging and discharging curve of the minimum net load day of scheme C1 and C3

表5列出了储能不同容量配置方案的投资增长率和净负荷最小日运行指标提升率。以C3为例，相较于C1，其储能容量和投资增长了100%，但峰谷差、网损、电压波动劣化度仅分别下降6.56%、7.75%、22.11%，光伏就地消纳率提升10.02%。当前储能单位成本仍较高，随着建设容量的增加，高投资增长率将引起项目投资大幅增加，而运行指标的优化提升则相对较为有限。因而储能容量规划应统筹考虑主体投资能力、整县光伏开发情况、绿电就地消纳需求、网络运行要求等多种因素。就BZ线案例而言，推荐采用经济成本较低、可消除不良工况、使各运行指标和光伏消纳得到一定提升的C1方案;但考虑到C1方案净负荷最小日的最高电压已接近上限1.07，若未来馈线还将继续接入光伏且投资额度充足，亦可采用C2 或C3 方案进行配置。

表5 不同储能容量配置方案的投资及运行指标优化效果Table 5 Investment and operation index optimization effects of___different energy storage capacity configuration schemes__

储能深度融入配电网是新能源发展和新型电力系统建设的必然趋势，随着整县分布式光伏开发推进，适时在高渗透率区域配置储能极具必要性。本文针对整县光伏开发背景下的配电网储能配置展开研究，建立了含高渗透率光伏配电网的运行评价指标，提出以平抑净负荷波动为目标的储能实用充放电策略，之后梳理了含光储的配电网时序潮流计算分析方法，以福州闽侯实际配电网的光伏开发为算例，开展光伏开发不同阶段下配电网潮流及运行指标计算，分析了储能不同容量配置方案的运行优化效果及经济性，得出如下结论。

(1) 整县光伏大规模开发、高渗透率接入配电网可能引起潮流阻塞、电压越限、峰谷差扩大、网损增加、电压波动性增强、绿电就地消纳困难等负面问题。

(2) 储能起配渗透率与光伏运行条件、馈线负荷水平及参数、网络运行要求等因素密切相关;对于负荷适中的常规馈线，推荐光伏容量渗透率达到80%～100%时开始配置储能。

(3) 配置储能有利于减轻配电网负面问题，储能容量越大、运行优化效果越显著;但容量增加将引起投资快速增长，而运行指标提升则较为有限，储能容量规划应统筹考虑投资能力、光伏开发情况和就地消纳需求、网络运行要求等多种因素;对于无严重负面问题的常规馈线，可配置光伏容量10%、2 h的储能。

(4) 所构建的运行指标能够准确刻画配电网运行状态优劣并诊断负面问题;所提储能充放电策略和时序潮流计算方法科学有效，能较好地适用于含光储配电网的规划、运行等研究分析工作。

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