提升配电网承载力和调节能力的整县分布式光伏储能配置方法

张光儒 任浩栋 马振祺 王学斌 陈 杰

提升配电网承载力和调节能力的整县分布式光伏储能配置方法

张光儒1任浩栋1马振祺1王学斌2陈 杰1

（1. 国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730070； 2. 国网甘肃省电力公司兰州供电公司，兰州 730030）

本文针对整县分布式光伏建设导致的配电网投资规模剧增、电网调峰和调压困难的问题展开研究，基于规划分布式光伏装机规模与县域电网负荷匹配度，提出综合考虑消纳与电网调节能力的储能配置策略，一方面解决配电网超承载能力的问题，另一方面缓解调峰压力并抑制分布式光伏反送导致的过电压问题。最后，通过案例验证了方法的有效性，为整县分布式光伏规划和有源配电网调节能力建设提供参考。

整县分布式光伏；电网承载能力；调峰；调压

0 引言

2021年9月8日，国家能源局正式确定676个县（市、区）作为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点[1]。随后，各省陆续发布了整县分布式光伏集中推进工作方案，但在方案中关于储能配置，各省仅做了原则性的配置要求，并未给出具体的配置规模测算依据。如宁夏要求各县（市、区）分布式光伏开发储能配置比例不低于10%；河北要求按装机容量的10%～30%（根据发展阶段适时调整）、2～4h配置储能设施，储能设施原则上应以村镇为单位，在主要并网点集中建设；浙江要求对光伏发电消纳有困难的区域，尤其是装机规模在1MW以上、集中连片规模较大的区域，根据消纳情况，鼓励配置一定比例的储能；河南要求开发企业要结合当地开发时序、用电负荷发展情况，开展配套储能相关论证，通过共享储能和分布式储能并举，促进分布式光伏所发电力就地就近消纳。

目前，国内储能研究更多关注在控制策略和优化运行方面。文献[4]提出电化学储能在保底变电站中的接入方式和配置方案，并提出相应的控制策略，实现了保底变电站并离网的无缝平滑切换。文献[5]提出利用储能降低电网网损的方法，并未给出储能的配置规模原则。文献[6]综合考虑平滑风电出力、提高预测精度和参与辅助服务市场等方面因素，提出一种风电配置储能的评价模型，给出最优的储能配置比例，可为分布式光伏提供参考，但暂未分析其在调峰、调压方面的作用。文献[7]提出一种基于粒子群算法的多电源配电网储能功率配置方法，有效降低了网损，但并未研究储能配置规模对调峰、调压等的影响。文献[8]提出一种基于多主体投资多微电网系统优化配置方法，主要考虑微电网投资成本、延缓配电网升级及购售电收益等问题，并未深入探讨调峰调压等问题。文献[9]提出一种光伏并网系统加入储能装置进行调峰控制的策略，但仅限于设备层面的控制，并未探究配置的有关问题。文献[10-12]重点研究用户侧储能配置及优化运行决策方法，并未考虑电网的承载能力和调节能力。文献[13]在对基于激励的需求响应机制进行分析的基础上对用户侧储能参与需求响应进行运行优化分析，但仅分析了参与需求响应的盈利模式，并未综合考虑储能成本的影响。文献[14]提出一种提升区域电压稳定性的分布式储能协调运行策略，有效提升了区域电网电压稳定运行水平，但其未涉及配电网弹性调节能力。文献[15]重点研究低压分布式电源（含储能）未来的发展模式，探讨了低压柔性互联技术及其典型应用。文献[16]以微电网总运行成本最小为目的，建立考虑储能电池老化及荷电状态初始值等两种运行特性的优化运行模型，但未考虑储能对系统调峰调压的影响。可见，目前关于储能配置方法及其对配电网投资、调峰调压影响的综合研究较少。为适应整县分布式光伏接入给配电网带来的挑战，需探索“分布式光伏+储能”配置模式，为提升分布式光伏消纳、电网改造及调节能力建设等提供参考。

本文通过深入分析整县分布式光伏储能配置的电网改造敏感性、调峰敏感性和调压敏感性，给出整县分布式光伏背景下的储能配置模式，并基于储能配置模式提出一种储能规模测算分析方法，以期为整县分布式光伏规划、运行控制等提供参考。

1 整县分布式光伏储能配置模式分析

本文中整县分布式光伏都按接入中低压配电网考虑，即整县分布式光伏都接入10kV及以下配电网。结合目前国内储能站址及投资建设实际情况，整县分布式光伏储能配置有两种模式，即在变电站集中式建设和在分布式光伏侧分散式建设。由此，下面主要以集中式模式和分散式模式进行对比研究。另外，由于整县分布式光伏规划以县域电网为整体进行，因此本文中的承载能力分析以县域电网为主，针对台区、线路或变电站的分析方法与之类似。

1.1 电网改造敏感性分析

分散式储能配置是指将储能配置在台区或中压线路。不配置储能时台区承载能力为

式中：DCC为台区超承载能力；DG-PDCC为台区下分布式光伏最大出力；DN为台区额定容量；LoadDCC为典型日光伏出力最大时台区负荷功率，可用式（2）近似计算；LoadDCC,max为典型日台区最大负荷功率。

不配置储能时中压配电线路承载能力为

式中：LCC为中压线路超承载能力；DG-PLCC为中压配电线路下分布式光伏最大出力；LN为线路最大承载量；LCN为线路的传输容量，与线径、导线材料及线路的电压等级有关；LoadLN,max为典型日中压配电线路最大负荷功率。

若分别在台区、中压线路配置储能，则台区、中压线路超承载能力为

（6）

对比式（1）、式（3）和式（5）、式（6）可知，在规划分布式光伏容量不变的情况下，通过配置储能，可以减少台区、中压线路的超承载能力规模，减小电网扩容改造的规模。

集中式储能配置是指在35kV或110kV变电站进行储能配置。若不配置储能，变电站超承载能力为

式中：TCC为变电站超承载能力；DG-PTCC为变电站下分布式光伏最大出力；TN为主变额定容量；LoadTCC为典型日光伏出力最大时变电站负荷功率。

若配置储能，变电站超承载能力为

对比式（7）和式（8）可知，通过配置储能，可以减少变电站超承载能力规模，从而减小电网改造的规模。但若在变电站集中配置储能，无法缓解或消除中压配电线路和台区超承载能力的问题。

1.2 调压敏感性分析

分布式光伏大量接入配电网会导致电压越限的问题，参照文献[17-18]通过配置储能来改善台区、中压配电线路电压越限问题的思路，本文主要考虑因分布式光伏大规模反送引起的过电压问题。以最恶劣情况考虑，即分布式光伏全部上网，若分布式光伏输出有功功率、无功功率分别为DG、DG，分布式光伏出口电压为DG，按照经典的电压变化公式，则并网点电压变化D为

式中，、分别为分布式光伏发电端至并网点的线路电阻、电抗。

当分布式光伏接入后，配电网由单端网络变为有源网络，潮流可能会因此出现频繁换向，白天光伏出力较大时个别线路会出现电压升高甚至越限，晚上负荷较大时又会导致电压降落明显。当配置储能后，在白天光伏出力较大而负荷较小时，储能装置进行充电，则分布式光伏反送引起的电压变化可表示为

式中，CN、CN分别为储能装置输出的有功功率、无功功率。

从式（10）可以看出，储能有助于抑制电压越限问题。同时，在晚上负荷较大时，通过储能装置就地释放功率，可消除或减轻配电网线路、台区存在的低电压问题。

1.3 调峰敏感性分析

本文中，分散式储能配置主要以解决超10kV线路承载能力或分布式光伏就地消纳问题为主，35kV或110kV集中式储能配置以解决超主变额定容量问题为主。以此为边界条件的储能配置规模，在同等分布式光伏装机规模和配置比例下，分散式配置规模装机较集中式配置规模大，更有助于缓解电网调峰矛盾。若分散式储能配置规模和集中式储能配置规模比例都以分布式光伏装机为准，则35kV和110kV变电站集中配置储能与10kV及以下光伏分散式配置储能的调峰效果相当。

综上所述，在同等规模的分布式光伏装机容量下，分散式储能配置有助于降低台区、中压配电线路和变电站改造规模，而集中式储能配置仅可减低变电站改造规模；分散式储能配置有利于改善台区、中压配电线路电压质量；分散式储能配置更有助于缓解调峰矛盾。因此，建议将储能配置于分布式光伏侧，与分布式光伏打包一体化并网。

2 储能规模测算方法

根据县域电网负荷水平和规划整县分布式光伏容量不同，配置储能的主要目的也不尽相同。若规划分布式光伏规模巨大，则配置储能的主要作用在于缓解因分布式光伏反送引起的电网超承载能力问题，同步减轻电网调峰、调压压力。若规划分布式光伏容量略高于当地最大负荷，则配置储能的主要作用在于促进分布式光伏就地消纳，同时减轻电网调峰、调压压力。从技术和政策落地角度来讲，建议分布式配套储能规模测算应以县域电网为主体进行，综合考虑就地消纳、调峰、调压及电网改造的经济性，储能配置最小规模为

其中

3 算例分析

本文以甘肃省某县整县分布式光伏建设为例进行对比分析。该县农村地区网架结构、负荷与分布式光伏规划容量基本概况见表1（由于城区分布式光伏暂无详尽规划，暂不纳入计算）。

表1 基本概况

在分散式配置储能时，对该县农村地区进行储能规模测算，对30条10kV线路进行电力平衡分析，分析结果见表2。表2中，负荷功率为光伏出力最大时的负荷功率，负值表示在现有分布式光伏装机条件下已出现反送电，正值表示未出现反送电。

表2 10kV各线路电力平衡分析结果

（续表2）

从该县30条10kV线路电力平衡分析结果可知，有12条线路需配置储能。这12条线路中规划分布式光伏总量为53.261MW。分别按规划光伏容量的10%、20%、30%及不超过线路承载能力进行储能配置计算，12条10kV线路储能配置分析见表3。

结合表2和表3可知，如果进行分散式储能配置，当储能按照光伏规划总量的10%配置时，储能配置量为5.325MW，需对11条超承载能力线路进行扩容改造；当储能按照光伏规划总量的20%配置时，储能配置量为10.650MW，需对11条超承载能力线路进行扩容改造；当储能按照光伏规划总量的30%配置时，储能配置量为16.275MW，需对7条超承载能力线路进行扩容改造；若按照反送容量不超过线路承载能力进行储能配置，则需配置储能量为19.405MW，此时不需对线路进行改造。

表3 12条10kV线路储能配置分析

对于集中式储能配置，当10kV线路未改造时，分布式光伏可能会因线路容量限制不能全部反送到35kV电网侧；如果10kV线路已完成扩容改造，则接在10kV侧的分布式光伏按可反送至网侧最大功率考虑，因此对于集中式储能配置的计算分为10kV线路未改造和10kV线路完成改造进行。

若10kV线路未改造，在35kV侧各主变电力平衡分析见表4。

表4 35kV各主变电力平衡分析（10kV线路未改造）

若10kV线路已完成改造，在35kV侧各主变电力平衡分析见表5。

表5 35kV各主变电力平衡分析（10kV线路已改造）

因此，如果进行集中式储能配置，当不对10kV线路进行改造时，10kV线路能接入的光伏总量为44.125MW，由表4可知，只有35kV变电站1超过主变容量，若储能按照可接入光伏量的10%、20%、30%配置，可得配置规模分别为0.985MW、1.970MW、2.955MW，在上述储能配置下仍需对35kV变电站1进行扩容，扩容量分别为4.635MW、3.650MW、2.665MW。若不对主变进行扩容，需配置储能5.620MW。

当已完成10kV线路的改造时，10kV线路能接入的光伏总量为64.175MW，由表5可知，35kV变电站1和变电站4超过主变容量，若储能按照光伏规划量的10%、20%、30%配置，可得配置规模分别为2.622MW、5.244MW、7.866MW，在上述储能配置下变电站4不再超出主变容量，但变电站1仍超过主变容量，若不对变电站1和变电站4扩容，共需配置储能8.178MW。综上所述，集中式储能配置与改造规模见表6，表6中35kV改造规模测算中以功率因数为1计算。

表6 集中式储能配置与改造规模

从表3可知，若中压配电线路或台区侧分散式配置储能，则10kV超承载能力电网改造规模大幅减少。若按照不超过线路承载能力进行分散式储能配置，配置量达到19.405MW，且配置储能后，10kV线路反送电量均不会超过7座35kV变电站，即不需再对35kV变电站进行储能配置。从表6可以看出，若不在10kV侧进行储能配置，则需对35kV主变进行储能配置，并且为保证规划分布式光伏全部接入，仍需对10kV线路进行扩容改造，改造规模为19.405MW，此时35kV变电站需配置储能量达到8.178MW，改造与储能配置总量达到27.583MW。由此可得，若中压配电线路及台区侧配置储能，则反送至35kV分布式光伏规模有所下降，降低了变电站改造或配置储能规模。

分布式光伏接入中压配电线路结构及并网方式具有相似性，本文选择该县域变电站接入分布式光伏电站容量最大的35kV变电站1的114线进行电压校核计算分析。小负荷方式下反送的电站出力更多，电压升高更明显，因此选择典型日早06:00至晚08:00之间小负荷方式进行计算，其接入容量较大的A并网点电压计算结果见表7。

表7 分布式光伏电站接入点10kV侧电压计算结果

由仿真计算结果可知，小负荷方式下，按拟并网容量计算时，A分布式光伏电站接入以后，引起10kV线路电压升高较多，采用分散式和集中式两种储能配置方式进行调压，从结果可以看出，分散式储能对于小负荷时电压越限问题调节作用明显，集中式储能调节作用不明显。但由于装机规模过大，电压未控制在越限范围之内，需要控制装机规模和配置储能两种措施并举，保证电压在合格范围以内。

此外，若以规划分布式光伏装机规模进行储能配置，则集中式和分散式配置储能后对电网调峰效果的影响相当。由表3与表5、表6的分析可知，集中式配置储能在10kV线路未改造和完成改造条件下，同等配置比例时的储能规模均小于分散式配置，因此分散式配置更有助于缓解电网调峰压力。

4 结论

本文针对整县分布式光伏的储能配置问题，通过电网改造、调峰、调压敏感性分析，给出了储能配置模式建议。同时，在考虑分布式光伏不反送、全额消纳的基础上，给出了相应的储能规模配置测算方法。最后，通过算例验证分析了配置模式及规模测算的有效性，本文研究结果可为整县分布式光伏规划、储能配比要求等提供有益参考。但本文研究主要基于网源协调思路展开，即实现整县分布式光伏发展与电网发展相协调，在储能应用经济性方面暂未深入，后续将结合分布式光伏应用场景进一步深入研究。

[1] 边萌萌, 张昕宇, 李博佳, 等. 整县屋顶分布式光伏发电系统应用的技术要点分析[J]. 太阳能, 2021(11): 41-47.

[2] 李建林, 马会萌, 惠东. 储能技术融合分布式可再生能源的现状及发展趋势[J]. 电工技术学报, 2016, 31(14): 1-10.

[3] 李勇, 姚天宇, 乔学博, 等. 基于联合时序场景和源网荷协同的分布式光伏与储能优化配置[J]. 电工技术学报, 2022, 37(13): 3289-3303.

[4] 程鑫, 龚贤夫, 张哲, 等. 电化学储能在保底变电站中的配置方案与控制策略[J]. 电力自动化设备, 2022, 42(1): 86-92.

[5] 杜永峰. 分布式储能参与电网降损场景的方法研究[J]. 电网与清洁能源, 2021, 37(10): 107-114.

[6] 王凯, 李喜兰, 刘振伟, 等. 风电集群的储能容量优化配置[J]. 电气自动化, 2021, 43(6): 23-25.

[7] 孟巍, 郭腾炫, 刘昳娟, 等. 基于粒子群算法的多电源配电网储能功率配置方法[J]. 电网与清洁能源, 2021, 37(11): 109-114.

[8] 潘瑞媛, 唐忠, 史晨豪, 等. 基于主从博弈的多主体投资多微网系统优化配置[J]. 中国电力, 2022, 55(6): 65-73, 127.

[9] 张明, 朴政国. 含储能的分布式光伏并网系统对配电网调峰的研究[J]. 电气技术, 2016, 17(12): 11-14, 19.

[10] 史林军, 杨帆, 刘英, 等. 计及社会发展的多场景用户侧储能容量优化配置[J]. 电力系统保护与控制, 2021, 49(22): 59-66.

[11] 赵宇明, 丁庆, 秦毅, 等. 深圳电网分布式电源与用户侧储能技术实践与思考[J]. 供用电, 2019, 36(3): 76-82.

[12] 陈轶玮, 钱啸, 汤易, 等. 两部制电价引导下储能系统优化运行方法[J]. 中国电力, 2021, 54(2): 98-103, 112.

[13] 肖静, 吴宁, 冯玉斌, 等. 计及需求侧响应的用户侧储能最优运行决策分析[J]. 电气技术, 2021, 22(3): 20-25.

[14] 孙永辉, 赵树野, 张秀路, 等. 提升区域电网电压稳定性的分布式储能协调运行策略[J]. 电力电容器与无功补偿, 2021, 42(5): 221-227.

[15] 徐旖旎, 刘海涛, 熊雄, 等. 低压配电台区柔性互联关键技术与发展模式[J]. 中国电机工程学报, 2022, 42(11): 3986-4001.

[16] 傅晓梅, 温步瀛, 唐雨晨. 考虑电池储能运行特性的微网优化运行[J]. 电气技术, 2021, 22(4): 12-19.

[17] 刘洪, 徐正阳, 葛少云, 等. 考虑储能调节的主动配电网有功-无功协调运行与电压控制[J]. 电力系统自动化, 2019, 43(11): 51-58.

[18] 卢毓东, 谢祥颖, 刘周斌, 等. 基于储能电源的配电网末端电压改善方法[J]. 电网与清洁能源, 2019, 35(6): 28-33.

County-wide distributed photovoltaic energy storage configuration method to improve the carrying capacity and regulation capacity of distribution network

ZHANG Guangru1REN Haodong1MA Zhenqi1WANG Xuebin2CHEN Jie1

(1. State Grid Gansu Electric Power Research Institution, Lanzhou 730070; 2. State Grid Lanzhou Electric Power Company, Lanzhou 730030)

To solve the increasing gird investment, difficulties in peak load regulation and gird voltage regulation caused by distributed photovoltaic (DPV) construction in county, an energy storage allocation strategy that comprehensively considers the consumption and grid regulation capacity is proposed based on the planned distributed photovoltaic installed capacity and the load matching degree. The proposed method solves the problem of overload capacity of distribution gird. On the other hand, it relieves the pressure of peak load regulation and suppresses the overvoltage caused by power flow reversal. Finally, the validity of the method is verified through a case, which provides reference for the DPV planning of the county and the adjustment capacity building of the active distribution gird.

county-wide distributed photovoltaic; grid carrying capacity; peak load regulation; grid voltage regulation

2022-02-17

2022-07-04

张光儒（1989—），男，汉族，甘肃武威人，硕士，主要从事主动配电网和新能源调度、运行控制技术研究工作。