金 迪，潘 郁，周家華，王元凱，操瑞發(fā)，張 興，杜士平

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司寧波供電公司，浙江 寧波 315000；2.浙江優(yōu)能電力設(shè)計有限公司，浙江 寧波 315100）

0 引言

據(jù)相關(guān)研究，過去10 年間，可再生能源發(fā)電成本處于持續(xù)下降態(tài)勢。2018 年，中國LCOE（太陽能光伏加權(quán)平均電力成本）為0.067 美元/kWh，已低于國內(nèi)燃?xì)獬杀?，并將?026 年實現(xiàn)與煤電成本的競爭優(yōu)勢。

由于光伏接入點(diǎn)和接入容量具有很大的隨機(jī)性，且出力受光照強(qiáng)度和溫度影響而具有較大的波動性，因此分布式光伏規(guī)模化接入對電網(wǎng)的安全運(yùn)行帶來了很大挑戰(zhàn)[1-4]。安裝適量的ESS（儲能系統(tǒng)），利用儲能、分布式光伏和負(fù)荷需求之間的時序互補(bǔ)特性，能顯著抑制光伏出力的波動性，從而提高規(guī)劃方案的經(jīng)濟(jì)性[5]。

國內(nèi)外對分布式儲能在配電網(wǎng)中的優(yōu)化配置進(jìn)行了大量深入研究，部分研究成果側(cè)重于分布式電源與儲能的聯(lián)合優(yōu)化規(guī)劃。文獻(xiàn)[5]提出了一種主動配電網(wǎng)規(guī)劃運(yùn)行聯(lián)合優(yōu)化模型，實現(xiàn)ESS及DG（分布式電源）的選址定容的經(jīng)濟(jì)調(diào)度。文獻(xiàn)[6]基于DG 和負(fù)荷的時序特性，建立了DG 和儲能選址定容的規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[7]從經(jīng)濟(jì)成本、電壓質(zhì)量以及局部自治區(qū)域功率波動等3 個方面建立了分布式電源和儲能系統(tǒng)的多目標(biāo)協(xié)調(diào)規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[8]首先建立分布式電源與配電網(wǎng)的聯(lián)合擴(kuò)展規(guī)劃模型，其次在分布式電源規(guī)劃結(jié)果的基礎(chǔ)上，基于傅立葉頻譜分析理論，建立儲能規(guī)劃模型。

部分研究成果從降低網(wǎng)損、改善電壓質(zhì)量、減緩配電網(wǎng)增容投資方面進(jìn)行了儲能的優(yōu)化配置。文獻(xiàn)[10]建立了以電壓偏差、線路有功損耗及儲能容量最小為目標(biāo)的分布式儲能系統(tǒng)選址定容優(yōu)化配置模型，用來解決農(nóng)村低壓配電網(wǎng)季節(jié)性電壓偏低與線路損耗等嚴(yán)重問題。文獻(xiàn)[11-13]從改善電壓的角度研究儲能系統(tǒng)最佳選址及配置，其中文獻(xiàn)[12-13]還考慮了光伏出力的影響，但都是給定光伏接入容量及接入點(diǎn)，沒有考慮光伏接入的隨機(jī)性。文獻(xiàn)[14-15]從減小網(wǎng)損、節(jié)省投資角度研究了儲能的優(yōu)化配置，沒有考慮光伏接入的影響。

以上研究成果或是未考慮光伏接入的影響；或是考慮了光伏接入，但接入容量及接入點(diǎn)是事先給定的；或是將光伏出力看作恒定值，導(dǎo)致分布式儲能的優(yōu)化配置研究結(jié)果帶有一定的主觀性。隨著光伏發(fā)電成本的逐漸降低、國家能源轉(zhuǎn)型改革力度的不斷加大，分布式光伏并網(wǎng)規(guī)模、并網(wǎng)點(diǎn)隨機(jī)性會越來越大，未來負(fù)荷面臨很大的不確定性，儲能的優(yōu)化規(guī)劃結(jié)果不能適應(yīng)大規(guī)模光伏接入的場景。

本文基于光伏歷史出力數(shù)據(jù)，分析了規(guī)?；植际焦夥某隽μ匦?；采用蒙特卡洛模擬法隨機(jī)模擬不同光伏接入場景，從而得到配電網(wǎng)允許接入的分布式光伏最大裝機(jī)容量；基于相關(guān)土地規(guī)劃，通過屋頂面積、屋頂光伏可利用面積、光伏系統(tǒng)表面積估算分布式光伏潛在裝機(jī)容量；利用負(fù)荷曲線和光伏出力曲線，進(jìn)行潮流計算，根據(jù)越限程度確定分布式儲能總功率及總電量。以一個低壓臺區(qū)為例進(jìn)行了分析、驗證。

1 規(guī)?；植际焦夥隽μ匦?/h2>

光伏實際出力受到氣象條件如云層遮蔽、空氣散射等隨機(jī)性因素影響，在不同季節(jié)和不同時刻具有波動性。

實驗表明，在眾多影響因素中，太陽輻照度、溫度對光伏電源出力的影響程度較大：在其他因素不變的情況下，一定范圍內(nèi)，光伏組件的輸出功率隨光照強(qiáng)度的增加而呈線性增加，隨組件表面溫度的增加而呈線性減少。

1.1 月出力特性

寧波某區(qū)域分布式光伏月出力特性見圖1。

圖1 寧波某區(qū)域分布式光伏月出力特性

由圖1 可知，該區(qū)域分布式光伏在11 月至來年2 月平均出力最低，在6—8 月平均出力較高，表現(xiàn)出光伏發(fā)電受季節(jié)氣候、天氣變化和日照小時數(shù)等因素約束的特點(diǎn)。2—11 月，最大出力差不多都在裝機(jī)容量的80%以上。

1.2 日出力特性

圖2 為該區(qū)域分布式光伏1 年中24 個整點(diǎn)時刻最大出力、平均出力的統(tǒng)計平均值。

圖2 寧波某區(qū)域分布式光伏出力時序統(tǒng)計

由圖2 可知，分布式光伏規(guī)模較大時，出力變化較為平滑，由于夜間無光照，在19:00 至次日6:00 出力接近0；而正午陽光充足，在10:00—14:00 光伏出力最大，最大出力和平均出力的統(tǒng)計平均值占裝機(jī)容量的91%和47%以上。

2 分布式儲能優(yōu)化配置方法

2.1 總體思路

分布式儲能優(yōu)化配置總體思路如下：

（1）基于歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)預(yù)測該區(qū)域未來最小負(fù)荷曲線，結(jié)合網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和分布式光伏出力特性，分析該區(qū)域最小負(fù)荷下滿足潮流、電壓約束的分布式光伏最大裝機(jī)容量。

（2）基于相關(guān)土地規(guī)劃，評估該區(qū)域分布式光伏潛在的最大裝機(jī)容量及可能并網(wǎng)的裝機(jī)容量，判斷區(qū)域電網(wǎng)能否全部消納可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量，若不能全部消納，則可考慮配置分布式儲能。

（3）基于該區(qū)域凈負(fù)荷曲線，對各整點(diǎn)時刻進(jìn)行潮流計算，得出1 天24 h 中存在節(jié)點(diǎn)電壓或線路潮流越上限的所有時刻，減小光伏出力，直至所有節(jié)點(diǎn)或支路不發(fā)生越限,越限時刻對應(yīng)的光伏出力減小量的最大值為應(yīng)安裝的儲能總功率，求出所有越限時刻光伏出力減小量之和，可得到儲能總電量。考慮光伏消納的分布式儲能優(yōu)化配置原理見圖3。

圖3 分布式儲能優(yōu)化配置原理

2.2 區(qū)域電網(wǎng)允許接入的光伏最大裝機(jī)容量

采用蒙特卡洛模擬法隨機(jī)模擬不同光伏接入場景，從而得到配電網(wǎng)的光伏消納能力：針對某一時刻負(fù)荷數(shù)據(jù)，在系統(tǒng)中隨機(jī)選取光伏接入點(diǎn)和接入容量，通過潮流計算得到該場景下系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)電壓、各支路潮流的變化情況。對于不同光伏裝機(jī)的情況，隨機(jī)模擬多次上述場景來評估配電系統(tǒng)光伏消納的能力。

對于一個有N 個負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的配電網(wǎng)，模擬具體步驟如下：

（1）給定區(qū)域配電網(wǎng)年最大負(fù)荷PLmax及年最小負(fù)荷曲線，設(shè)定初始光伏容量滲透率λ=λ0=0，則光伏年最大發(fā)電功率為Pmax0=PLmax×λ0，依據(jù)本區(qū)域分布式光伏最大出力時序統(tǒng)計數(shù)據(jù)，給定光伏系統(tǒng)年最大出力曲線（考慮到實際中配電網(wǎng)區(qū)域面積相對較小，假定各節(jié)點(diǎn)相同裝機(jī)的光伏出力相同）。

（2）在N 個負(fù)荷節(jié)點(diǎn)集合中，隨機(jī)選取m0個節(jié)點(diǎn)用于接入光伏系統(tǒng)，各節(jié)點(diǎn)裝機(jī)容量為Pi（i=1，2，…，m0），則，其中η 為光伏系統(tǒng)平均發(fā)電效率，參考圖2 分析結(jié)果，可取η=0.91。

（3）計算系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)潮流，記錄系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)電壓、支路潮流，判斷是否越限。若不存在節(jié)點(diǎn)電壓或支路潮流越限，則將容量滲透率增加一個固定值Δλ（Δλ＞0），即λ1=λ0+Δλ，重新計算光伏年最大發(fā)電功率Pmax1=PLmax×λ1，滿足。

（4）對于每一光伏滲透率λk，重復(fù)步驟（1）—（3），直到系統(tǒng)電壓或支路潮流越限，得到最大光伏滲透率λmax，從而得到電網(wǎng)允許接入的光伏最大裝機(jī)容量：

2.3 區(qū)域分布式光伏最大裝機(jī)潛力評估

通過估算屋頂面積、屋頂光伏可利用面積、光伏系統(tǒng)表面積來估算分布式光伏裝機(jī)容量。估算時，一般只考慮居住、公共管理與公共服務(wù)設(shè)施、商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施、工業(yè)及物流倉儲等用地性質(zhì)的地塊，具體方法如下。

2.3.1 屋頂總面積計算

在通常的建筑形體中，屋頂投影面積與建筑基底面積都是二維平面，假設(shè)建筑屋頂投影總面積與建筑的基底面積相等，則：

式中：Ahy·roof為建筑屋頂投影總面積；Acover為建筑基底面積；BD 為建筑密度；Aland為用地面積。

利用Ahy·roof計算真正的屋頂總面積Aroof，引入屋頂總面積利用系數(shù)ft，則：

2.3.2 屋頂光伏可利用面積計算

從屋頂?shù)目偯娣e得到屋頂光伏可利用面積，引入?yún)?shù)屋頂光伏可利用系數(shù)，其含義是指屋頂光伏可利用面積與屋頂總面積之比：

式中：Ar·pv為屋頂光伏可利用面積；fr·pv為屋頂光伏可利用系數(shù)；Aroof為屋頂總面積。

屋頂光伏可利用系數(shù)取值見表1[16]。

表1 屋頂光伏可利用系數(shù)建議值

2.3.3 光伏系統(tǒng)組件表面積計算

當(dāng)屋頂光伏可安裝面積確定后，不同傾斜角和遮陽角的選擇、可以安裝的光伏組件表面積也不同，只要估算出光伏板安裝面積，即可估算光伏系統(tǒng)的發(fā)電功率。

光伏系統(tǒng)組件表面積計算公式為：

式中：Apv為光伏系統(tǒng)組件表面積；GCR 為光伏系統(tǒng)組件的地面占用率，即光伏系統(tǒng)組件的表面積與其所占用的屋頂面積之間的比例；SA 為安全通道所占面積折減系數(shù)；a 為光伏板安裝后的高度；b 為光伏板之間的水平空隙間距；c 為光伏板的寬度；d 為光伏板之間的間距；α 為遮陽角；β 為傾斜角。

為了滿足日常檢修和防止火災(zāi)的要求，在屋頂上安裝光伏需要與構(gòu)件之間以及光伏組件之間保持一定的安全通道，當(dāng)光伏安裝傾角達(dá)到一定的角度時，可以利用光伏板之間的距離做安全通道，不用額外的占用空間；當(dāng)安裝角度較低時，就需要有額外的空間。相關(guān)研究根據(jù)這一導(dǎo)則估算了安裝通道的面積比例，如表2 所示。

表2 全通道占用屋頂面積比例值[16]

得到分布式光伏最大裝機(jī)潛力后，考慮經(jīng)濟(jì)性等多種因素的影響，乘以比例系數(shù)k，得到目標(biāo)年可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量PPVec。

相關(guān)計算公式為：

式中：PPVmax為光伏最大裝機(jī)潛力；PPVa為單個光伏組件額定功率；PPVec為可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量。

2.4 分布式儲能總功率及總電量確定

計算得到區(qū)域電網(wǎng)允許接入的光伏最大裝機(jī)容量、可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量，依據(jù)最小負(fù)荷日負(fù)荷曲線和可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)下最大出力曲線，計算最小負(fù)荷日1 天24 h 中存在節(jié)點(diǎn)電壓或線路潮流越上限的所有時刻，減小光伏出力,直至所有節(jié)點(diǎn)或支路不發(fā)生越限,得到各個越限時刻光伏出力減小量的最大值，即為需配置的分布式儲能總功率PCtotal。

求所有越限時刻光伏出力減小量之和，再綜合考慮充電效率和充放電深度，可得出儲能系統(tǒng)總電量：

式中：N 為1 天24 個整點(diǎn)時刻中發(fā)生電壓或支路潮流越限的數(shù)量；Pi為某越限時刻充電功率；ηc為儲能系統(tǒng)充電效率，假定充電效率為90%，放電深度為80%。

由以上分析可知，各個越限時刻儲能系統(tǒng)進(jìn)行充電以抵消部分光伏出力，光伏出力減小量即為該時刻儲能系統(tǒng)的充電功率。假定儲能系統(tǒng)采用恒功率放電策略，放電功率為額定功率PCtotal，則放電時長為：

式中：Td為儲能系統(tǒng)每天放電時長；ηd為儲能系統(tǒng)放電效率，假定也為90%。

放電區(qū)域的選擇如下：在負(fù)荷高峰值處做直線L，并以步長ΔM 向下移動，因負(fù)荷存在多個高峰期，因此水平直線L 會與負(fù)荷曲線交于2N個交點(diǎn)，統(tǒng)計N 個區(qū)域交點(diǎn)間距離之和，判斷是否等于放電時間Td，直到找到合理放電區(qū)域為止。

當(dāng)前應(yīng)用較多的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)一般由磷酸鐵鋰電池單元、PCS（儲能變流器）、并網(wǎng)柜、BMS（電池管理系統(tǒng)）、電池監(jiān)控系統(tǒng)、預(yù)裝式集裝箱和線纜組成，初始投資成本折算到單位容量為2 000～3 000 元/kWh。由于中國電力市場尚未完全建立，目前電網(wǎng)側(cè)儲能尚無成熟的商業(yè)模式，還未形成對儲能功能價值認(rèn)可的付費(fèi)機(jī)制。

3 算例分析

3.1 相關(guān)參數(shù)

以某臺區(qū)低壓配電網(wǎng)為例進(jìn)行仿真分析，該臺區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)見圖4，參數(shù)見表3。

圖4 某臺區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

對該臺區(qū)目標(biāo)年最小負(fù)荷曲線進(jìn)行預(yù)測，該臺區(qū)目標(biāo)年最大負(fù)荷為275 kW，歸一化后的年最小負(fù)荷日負(fù)荷曲線見圖5，且最小負(fù)荷發(fā)生在凌晨5:00，為39.5 kW，該時刻各節(jié)點(diǎn)負(fù)荷值見表4。假定其他時段各節(jié)點(diǎn)的負(fù)荷分布不變，同比例增大，則可得到最小負(fù)荷日各整點(diǎn)時刻各節(jié)點(diǎn)負(fù)荷的功率。

3.2 允許接入的最大光伏裝機(jī)容量

電網(wǎng)基準(zhǔn)功率為100 kVA，配電變壓器兩側(cè)的電壓基準(zhǔn)值分別為10.5 kV 和400 V，并選取節(jié)點(diǎn)18 為平衡節(jié)點(diǎn)，采用表4 中的負(fù)荷值計算不同容量滲透率下的電壓越限節(jié)點(diǎn)數(shù)百分比、潮流越限支路百分比，進(jìn)行1 000 次模擬后，結(jié)果如表5 所示。

表3 支路阻抗參數(shù)

圖5 臺區(qū)最小負(fù)荷日負(fù)荷曲線

表4 最小負(fù)荷時刻各節(jié)點(diǎn)負(fù)荷值

由表5 可知，隨著光伏裝機(jī)容量的增大，該臺區(qū)節(jié)點(diǎn)電壓先發(fā)生越限。把電壓越限節(jié)點(diǎn)數(shù)百分比不超過5%作為允許接入的最大光伏裝機(jī)容量，則該臺區(qū)允許接入的光伏容量滲透率為33%，裝機(jī)容量為100 kW。

表5 電壓及潮流越限統(tǒng)計

3.3 分布式光伏最大裝機(jī)潛力

該臺區(qū)供電范圍內(nèi)適合安裝分布式光伏的屋頂資源，統(tǒng)計結(jié)果見表6。單個光伏組件面積取1.638 m2（0.992 m×1.652 m），功率取285 W。以2.3節(jié)所提方法評估光伏裝機(jī)潛力，得到光伏最大裝機(jī)潛力為534 kW，考慮經(jīng)濟(jì)性等多種因素的影響，假設(shè)目標(biāo)年有30%的屋頂資源得到了利用，則預(yù)測可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)為160 kW。

表6 臺區(qū)供電范圍內(nèi)屋頂資源及最大光伏裝機(jī)容量

3.4 分布式儲能總功率及總電量

考慮光伏接入后的凈負(fù)荷曲線見圖6?；谠搮^(qū)域凈負(fù)荷曲線潮流計算結(jié)果，得出1 天24 h中存在節(jié)點(diǎn)電壓越上限的時刻為9:00—16:00，各個越限時刻需設(shè)置的儲能功率見表7。

圖6 臺區(qū)最小負(fù)荷日負(fù)荷曲線

表7 越限時刻所需儲能容量統(tǒng)計

由表7 得到儲能總充電功率為PCtotal=65 kW，假設(shè)儲能系統(tǒng)充電效率ηc為90%，放電深度為80%，由式（8）計算得到儲能系統(tǒng)總電量Etotal=儲能總電量為ECtotal=322 kWh。額定放電功率下的放電時長為3.6 h，由圖6 可知，放電區(qū)間在19:00—23:00。初始投資成本按2 000 元/kWh 計算，則總投資為64.4 萬元，當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性較差。

4 結(jié)語

光伏發(fā)電受季節(jié)氣候、天氣變化和日照小時數(shù)等因素的影響，具有很大的隨機(jī)波動性?；诠夥鼩v史出力數(shù)據(jù)，分析了規(guī)?；植际焦夥某隽μ匦裕⒘斯夥b機(jī)容量和發(fā)電出力在不同月份、一天中不同時刻的比例關(guān)系。

采用蒙特卡洛模擬法隨機(jī)模擬不同光伏接入場景，從而得到配電網(wǎng)允許接入的分布式光伏最大裝機(jī)容量；基于相關(guān)土地規(guī)劃，通過屋頂面積、屋頂光伏可利用面積、光伏系統(tǒng)表面積估算分布式光伏潛在裝機(jī)容量和可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量。

依據(jù)最小負(fù)荷日負(fù)荷曲線和可能并網(wǎng)的光伏裝機(jī)下最大出力曲線，計算最小負(fù)荷日1 天24 h中存在節(jié)點(diǎn)電壓或線路潮流越上限的所有時刻，減小光伏出力，直至所有節(jié)點(diǎn)或支路不發(fā)生越限，得到各個越限時刻光伏出力減小量的最大值，即為需配置的分布式儲能總功率。求所有越限時刻光伏出力減小量之和，再綜合考慮充電效率和充放電深度，可得出儲能系統(tǒng)總電量。

合理規(guī)劃光伏的接入位置和接入容量，能夠有效地改善負(fù)荷三相不平衡，提高光伏滲透率。本文在分析低壓電網(wǎng)允許接入的光伏最大裝機(jī)容量時，未考慮三相不平衡的影響，需進(jìn)一步研究考慮三相不平衡的儲能優(yōu)化配置方法?？紤]到臺區(qū)負(fù)荷的不確定性，進(jìn)行模塊化開發(fā)設(shè)計和積木化應(yīng)用的移動式電池儲能系統(tǒng)是未來低壓側(cè)儲能發(fā)展的趨勢。