双碳背景下储能布点对配网线路的降损实践

张 硕，杨 坤，宋浩杰

（国网安徽省电力有限公司祁门县供电公司，安徽 黄山 245600）

1 台区背景介绍

凤凰岭台区位于祁门县大米第一村——芦荔村，该台区2015 年改造，台区配变型号S11-200，有两处扶贫光伏共120 kW，用户数53户，其中三相用户8户，单相用户45户，户均容量3.77 kV·A。台区低压主线路线径70 mm2，下户线线径25 mm2。

该台区负荷为常规居民负荷和农业加工生产负荷，总负荷相对较小，年负荷呈单高峰，高峰负荷发生在冬季，光伏渗透率较高，光伏发电无法就地完全消纳，且上送较大。2023年1—9月，台区分布式光伏上网电量 84 188.4 kW·h，供电量108 653.4 kW·h，售电量 105 537.6 kW·h，损耗电量3 115.8 kW·h，线损率2.87%。台区基本拓扑如图1所示，台区线损情况如表1所示。

表1 台区线损统计情况 kW·h

图1 凤凰岭台区连接拓扑图

本研究通过在低压台区的不同位置接入储能装置，探索储能装置对台区线损的影响。实现光储平衡，电能就地消纳，提升网架经济运行水平，减少损耗。探索偏远山区光储微网与大电网供电经济效益分析。

2 储能配置

2.1 储能设备配置原则

2.1.1 储能安装位置

当光伏发电无法就地消纳时，多余电量向配变侧反供，配置储能的位置到光伏的距离应小于光伏到配变的距离，实现反供半径最小，损耗最小。

当储能放电时，储能到负荷集中区域距离应小于配变到负荷集中区域距离，完成就地消纳，实现供电半径最小，损耗最小。

2.1.2 储能容量配置

储能配置容量应能满足台区8 h供电需求，在光伏大发期时可直接消纳剩余电量，降低配变倒送负载，在晚上或阴雨天时接替光伏进行供电，降低线损。凤凰岭台区22:00—次日06:00的平均日供电量为18.8 kW·h，因此此次试点配置20 kW·h储能设备1套。

2.2 本试验储能装置

配置的储能设备为国轩高科磷酸铁锂电池，并离网逆变设备1套，支持光伏和储能双并网，配置的储能设备如下：储能总容量为20 kW·h，采用分布式储能柜型式安装，采用直流可控、直流输出模式，输出并入0.4 kV直流电网并通过并离网逆变器接入配网线路。电池采用模块化设计和前维护设计，选用100 A·h电芯，1P16S组成电池包，4个电池包通过BEMS串联成一个电池簇，其容量计算如下：100 A·h × 3.2 V × 16 × 4电池包串联 = 20.48 kW·h。

3 试验方案

方案一：将20 kW·h的储能电池及并离网逆变器安装在芦荔村扶贫电站光伏发电侧，与光伏电站共用表计，设置储能电池充电时间为09:00—16:30，放电时间为20:00—23:30。

方案二：将储能电池及并离网逆变器移至凤凰岭台区公用配变侧，继续进行试验，充放电时间保持不变。

通过电能表采集凤凰岭台区的分时供电量和用电量，分别计算出在未安装储能时、储能安装于光伏侧时、储能安装于公用配电侧时的台区分时线损，从而分析出储能对线损的影响情况。

3.1 未接入储能时线损模拟仿真结果及实际数据分析

假设I光、I2、I3分别为光伏发电电流及用户负荷电流且相对恒定，I4为光伏返送配变电流，各段电阻值如图2所示。

图2 未接入储能时段线路示意图

线路总体损耗计算如下：

在未考虑储能装置下分析损耗情况，代入（8月3日、8月4日、8月5日）24点采集平均数据进行仿真分析，可得到当日台区原始线损状况，如表2所示。

表2 台区原始线损情况

线路模拟线损结果为1.53%，实际线损率为3.03%。

取样日期（8月4日、8月7日、8月13日）全天平均供电量400.6 kW·h，用电量388.46 kW·h，平均线损率为3.03%，如表3所示。

表3 选取日台区线损统计 kW·h

3.2 储能接入光伏侧

模拟仿真结果，储能接入光伏侧线路示意图如图3所示。

图3 储能接入光伏侧线路示意图

将储能装置数据代入原有台区拓扑中光伏安装位置进行仿真，储能装置容量按照20 kW·h，转换效率按照85%进行计算，追求尽可能减小光、储设备间距离，储能装置在拓扑中的位置如图如图4所示。通过仿真分析可知线损率由原台区1.53%下降至1.35%，降幅11.76%，光伏供电期间（取样日期8月20日、8月21日、8月22日）线损率情况如表4所示。

表4 光伏供电期间台区线损统计表 kW·h

图4 储能装置拓扑位置图

小结：在光伏侧添加储能装置后，较无储能装置线损率降低，储能装置独立供电期间，线损率由平均3.03%降低至2.84%。

3.3 储能接入配变侧

储能接入配变侧线路示意图如图5所示。

图5 储能接入配变侧线路示意图

将储能装置容量按20 kW·h，转换效率按照85%进行计算，代入原有台区拓扑中公用配变出口位置进行仿真，储能装置预计安装位置如图6所示。通过仿真分析可知，线损率由原台区1.53%下降至1.50%，降幅1.96%，储能接入配变侧时（取样日期：9月17日、9月19日、9月29日），线损情况如表5所示。

表5 储能接入配变侧线损统计表 kW·h

图6 储能装置预计安装位置示意图

小结：在公用配变侧添加储能装置后，较无储能装置线损率下降，线损率由平均的3.03%下降至2.93%，降幅为3.30%。

3.4 台区短时供需平衡

观察10月13—17日20:00—21:30的公用配变正向有功功率表计和反向有功功率表计，公用储能完全独立给台区供电，台区每日最长2 h，最短0.5 h，实现了台区用电供需平衡。而S11-200变压器空载损耗为240 W，负载损耗为2 600 W，每小时损耗为2.84 kW·h。剔除储能装置日损耗3.78 kW·h（含转化效率及逆变器自身工作损耗等），供需平衡时，每日最高节约损耗1.90 kW·h。

4 试验结论

方案一：储能在光伏侧降损最优。ΔP光＜ΔP，在光伏侧安装储能装置后，模拟仿真线损率下降了0.18%，实测结果下降了0.19%，降幅为6.20%。

方案二：储能在配变侧损耗居中。ΔP光＜ΔP配＜ΔP，在公用配变侧配置储能后，线损略有下降，模拟仿真线损率下降了0.03%，实测结果下降了0.10%，降幅为3.30%，如表6所示。

表6 试验结果对比 %

根据实测损耗结果，储能在光伏侧ΔP光损耗最低，储能在配变侧ΔP配损耗居中，未接入储能时ΔP损耗最高。同理论计算结果一致。

5 其他展望和下一步工作计划

5.1 分布式储能建设展望

当前配电网分布式光伏大量且无序接入配电台区，为电网可靠运行带来许多新的挑战：（1）分布式光伏的大量接入，直流电源通过逆变器转为交流电流后并网，然后交流电源再对储能电池进行充电。2次交直流转换环节损耗很大，严重制约了分布式电源就地消纳的能源利用率；（2）分布式光伏接入电网造成了电网逆向且不确定的功率流动，增加电网损耗，增加电网经济运行管理的难度；（3）分布式光伏和电动汽车充电桩接入易引起电网白天过电压、晚上低电压，降低供电质量。

5.2 “光储柔直”低压台区经济运行研究

解决分布式光伏接入和离散式充电桩接入的情况下，配电网的经济运行的问题，优化分布式光伏接入逆变器的控制策略和充电桩的控制策略，实现发电和充电功率控制，避免低压台区和低压线路重过载，指导分布式光伏和充电桩有序接入。

5.3 “光储柔直”低压台区电压优化管理

依托融合终端和智能感知装置，精准完善低压台区拓扑，结合分布式光伏、充电桩和低压用户的运行电量数据，控制“光储柔直”系统的功率和电压、约束分布式光伏用户的电压和功率因数。