雙碳背景下儲能布點對配網(wǎng)線路的降損實踐

張 碩，楊 坤，宋浩杰

（國網(wǎng)安徽省電力有限公司祁門縣供電公司，安徽 黃山 245600）

1 臺區(qū)背景介紹

鳳凰嶺臺區(qū)位于祁門縣大米第一村——蘆荔村，該臺區(qū)2015 年改造，臺區(qū)配變型號S11-200，有兩處扶貧光伏共120 kW，用戶數(shù)53戶，其中三相用戶8戶，單相用戶45戶，戶均容量3.77 kV·A。臺區(qū)低壓主線路線徑70 mm2，下戶線線徑25 mm2。

該臺區(qū)負荷為常規(guī)居民負荷和農(nóng)業(yè)加工生產(chǎn)負荷，總負荷相對較小，年負荷呈單高峰，高峰負荷發(fā)生在冬季，光伏滲透率較高，光伏發(fā)電無法就地完全消納，且上送較大。2023年1—9月，臺區(qū)分布式光伏上網(wǎng)電量 84 188.4 kW·h，供電量108 653.4 kW·h，售電量 105 537.6 kW·h，損耗電量3 115.8 kW·h，線損率2.87%。臺區(qū)基本拓撲如圖1所示，臺區(qū)線損情況如表1所示。

表1 臺區(qū)線損統(tǒng)計情況 kW·h

圖1 鳳凰嶺臺區(qū)連接拓撲圖

本研究通過在低壓臺區(qū)的不同位置接入儲能裝置，探索儲能裝置對臺區(qū)線損的影響。實現(xiàn)光儲平衡，電能就地消納，提升網(wǎng)架經(jīng)濟運行水平，減少損耗。探索偏遠山區(qū)光儲微網(wǎng)與大電網(wǎng)供電經(jīng)濟效益分析。

2 儲能配置

2.1 儲能設(shè)備配置原則

2.1.1 儲能安裝位置

當光伏發(fā)電無法就地消納時，多余電量向配變側(cè)反供，配置儲能的位置到光伏的距離應(yīng)小于光伏到配變的距離，實現(xiàn)反供半徑最小，損耗最小。

當儲能放電時，儲能到負荷集中區(qū)域距離應(yīng)小于配變到負荷集中區(qū)域距離，完成就地消納，實現(xiàn)供電半徑最小，損耗最小。

2.1.2 儲能容量配置

儲能配置容量應(yīng)能滿足臺區(qū)8 h供電需求，在光伏大發(fā)期時可直接消納剩余電量，降低配變倒送負載，在晚上或陰雨天時接替光伏進行供電，降低線損。鳳凰嶺臺區(qū)22:00—次日06:00的平均日供電量為18.8 kW·h，因此此次試點配置20 kW·h儲能設(shè)備1套。

2.2 本試驗儲能裝置

配置的儲能設(shè)備為國軒高科磷酸鐵鋰電池，并離網(wǎng)逆變設(shè)備1套，支持光伏和儲能雙并網(wǎng)，配置的儲能設(shè)備如下：儲能總?cè)萘繛?0 kW·h，采用分布式儲能柜型式安裝，采用直流可控、直流輸出模式，輸出并入0.4 kV直流電網(wǎng)并通過并離網(wǎng)逆變器接入配網(wǎng)線路。電池采用模塊化設(shè)計和前維護設(shè)計，選用100 A·h電芯，1P16S組成電池包，4個電池包通過BEMS串聯(lián)成一個電池簇，其容量計算如下：100 A·h × 3.2 V × 16 × 4電池包串聯(lián) = 20.48 kW·h。

3 試驗方案

方案一：將20 kW·h的儲能電池及并離網(wǎng)逆變器安裝在蘆荔村扶貧電站光伏發(fā)電側(cè)，與光伏電站共用表計，設(shè)置儲能電池充電時間為09:00—16:30，放電時間為20:00—23:30。

方案二：將儲能電池及并離網(wǎng)逆變器移至鳳凰嶺臺區(qū)公用配變側(cè)，繼續(xù)進行試驗，充放電時間保持不變。

通過電能表采集鳳凰嶺臺區(qū)的分時供電量和用電量，分別計算出在未安裝儲能時、儲能安裝于光伏側(cè)時、儲能安裝于公用配電側(cè)時的臺區(qū)分時線損，從而分析出儲能對線損的影響情況。

3.1 未接入儲能時線損模擬仿真結(jié)果及實際數(shù)據(jù)分析

假設(shè)I光、I2、I3分別為光伏發(fā)電電流及用戶負荷電流且相對恒定，I4為光伏返送配變電流，各段電阻值如圖2所示。

圖2 未接入儲能時段線路示意圖

線路總體損耗計算如下：

在未考慮儲能裝置下分析損耗情況，代入（8月3日、8月4日、8月5日）24點采集平均數(shù)據(jù)進行仿真分析，可得到當日臺區(qū)原始線損狀況，如表2所示。

表2 臺區(qū)原始線損情況

線路模擬線損結(jié)果為1.53%，實際線損率為3.03%。

取樣日期（8月4日、8月7日、8月13日）全天平均供電量400.6 kW·h，用電量388.46 kW·h，平均線損率為3.03%，如表3所示。

表3 選取日臺區(qū)線損統(tǒng)計 kW·h

3.2 儲能接入光伏側(cè)

模擬仿真結(jié)果，儲能接入光伏側(cè)線路示意圖如圖3所示。

圖3 儲能接入光伏側(cè)線路示意圖

將儲能裝置數(shù)據(jù)代入原有臺區(qū)拓撲中光伏安裝位置進行仿真，儲能裝置容量按照20 kW·h，轉(zhuǎn)換效率按照85%進行計算，追求盡可能減小光、儲設(shè)備間距離，儲能裝置在拓撲中的位置如圖如圖4所示。通過仿真分析可知線損率由原臺區(qū)1.53%下降至1.35%，降幅11.76%，光伏供電期間（取樣日期8月20日、8月21日、8月22日）線損率情況如表4所示。

表4 光伏供電期間臺區(qū)線損統(tǒng)計表 kW·h

圖4 儲能裝置拓撲位置圖

小結(jié)：在光伏側(cè)添加儲能裝置后，較無儲能裝置線損率降低，儲能裝置獨立供電期間，線損率由平均3.03%降低至2.84%。

3.3 儲能接入配變側(cè)

儲能接入配變側(cè)線路示意圖如圖5所示。

圖5 儲能接入配變側(cè)線路示意圖

將儲能裝置容量按20 kW·h，轉(zhuǎn)換效率按照85%進行計算，代入原有臺區(qū)拓撲中公用配變出口位置進行仿真，儲能裝置預(yù)計安裝位置如圖6所示。通過仿真分析可知，線損率由原臺區(qū)1.53%下降至1.50%，降幅1.96%，儲能接入配變側(cè)時（取樣日期：9月17日、9月19日、9月29日），線損情況如表5所示。

表5 儲能接入配變側(cè)線損統(tǒng)計表 kW·h

圖6 儲能裝置預(yù)計安裝位置示意圖

小結(jié)：在公用配變側(cè)添加儲能裝置后，較無儲能裝置線損率下降，線損率由平均的3.03%下降至2.93%，降幅為3.30%。

3.4 臺區(qū)短時供需平衡

觀察10月13—17日20:00—21:30的公用配變正向有功功率表計和反向有功功率表計，公用儲能完全獨立給臺區(qū)供電，臺區(qū)每日最長2 h，最短0.5 h，實現(xiàn)了臺區(qū)用電供需平衡。而S11-200變壓器空載損耗為240 W，負載損耗為2 600 W，每小時損耗為2.84 kW·h。剔除儲能裝置日損耗3.78 kW·h（含轉(zhuǎn)化效率及逆變器自身工作損耗等），供需平衡時，每日最高節(jié)約損耗1.90 kW·h。

4 試驗結(jié)論

方案一：儲能在光伏側(cè)降損最優(yōu)。ΔP光＜ΔP，在光伏側(cè)安裝儲能裝置后，模擬仿真線損率下降了0.18%，實測結(jié)果下降了0.19%，降幅為6.20%。

方案二：儲能在配變側(cè)損耗居中。ΔP光＜ΔP配＜ΔP，在公用配變側(cè)配置儲能后，線損略有下降，模擬仿真線損率下降了0.03%，實測結(jié)果下降了0.10%，降幅為3.30%，如表6所示。

表6 試驗結(jié)果對比 %

根據(jù)實測損耗結(jié)果，儲能在光伏側(cè)ΔP光損耗最低，儲能在配變側(cè)ΔP配損耗居中，未接入儲能時ΔP損耗最高。同理論計算結(jié)果一致。

5 其他展望和下一步工作計劃

5.1 分布式儲能建設(shè)展望

當前配電網(wǎng)分布式光伏大量且無序接入配電臺區(qū)，為電網(wǎng)可靠運行帶來許多新的挑戰(zhàn)：（1）分布式光伏的大量接入，直流電源通過逆變器轉(zhuǎn)為交流電流后并網(wǎng)，然后交流電源再對儲能電池進行充電。2次交直流轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)損耗很大，嚴重制約了分布式電源就地消納的能源利用率；（2）分布式光伏接入電網(wǎng)造成了電網(wǎng)逆向且不確定的功率流動，增加電網(wǎng)損耗，增加電網(wǎng)經(jīng)濟運行管理的難度；（3）分布式光伏和電動汽車充電樁接入易引起電網(wǎng)白天過電壓、晚上低電壓，降低供電質(zhì)量。

5.2 “光儲柔直”低壓臺區(qū)經(jīng)濟運行研究

解決分布式光伏接入和離散式充電樁接入的情況下，配電網(wǎng)的經(jīng)濟運行的問題，優(yōu)化分布式光伏接入逆變器的控制策略和充電樁的控制策略，實現(xiàn)發(fā)電和充電功率控制，避免低壓臺區(qū)和低壓線路重過載，指導(dǎo)分布式光伏和充電樁有序接入。

5.3 “光儲柔直”低壓臺區(qū)電壓優(yōu)化管理

依托融合終端和智能感知裝置，精準完善低壓臺區(qū)拓撲，結(jié)合分布式光伏、充電樁和低壓用戶的運行電量數(shù)據(jù)，控制“光儲柔直”系統(tǒng)的功率和電壓、約束分布式光伏用戶的電壓和功率因數(shù)。