雙碳背景下儲能布點對配網線路的降損實踐

張 碩，楊 坤，宋浩杰

（國網安徽省電力有限公司祁門縣供電公司，安徽 黃山 245600）

1 臺區背景介紹

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

該臺區負荷為常規居民負荷和農業加工生產負荷，總負荷相對較小，年負荷呈單高峰，高峰負荷發生在冬季，光伏滲透率較高，光伏發電無法就地完全消納，且上送較大。2023年1—9月，臺區分布式光伏上網電量 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%。臺區基本拓撲如圖1所示，臺區線損情況如表1所示。

表1 臺區線損統計情況 kW·h

圖1 鳳凰嶺臺區連接拓撲圖

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

2 儲能配置

2.1 儲能設備配置原則

2.1.1 儲能安裝位置

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

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

2.1.2 儲能容量配置

儲能配置容量應能滿足臺區8 h供電需求，在光伏大發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儲能設備1套。

2.2 本試驗儲能裝置

配置的儲能設備為國軒高科磷酸鐵鋰電池，并離網逆變設備1套，支持光伏和儲能雙并網，配置的儲能設備如下：儲能總容量為20 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直流電網并通過并離網逆變器接入配網線路。電池采用模塊化設計和前維護設計，選用100 A·h電芯，1P16S組成電池包，4個電池包通過BEMS串聯成一個電池簇，其容量計算如下：100 A·h × 3.2 V × 16 × 4電池包串聯 = 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逆變器安裝在蘆荔村扶貧電站光伏發電側，與光伏電站共用表計，設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逆變器移至鳳凰嶺臺區公用配變側，繼續進行試驗，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、儲能安裝于光伏側時、儲能安裝于公用配電側時的臺區分時線損，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果及實際數據分析

假設I光、I2、I3分別為光伏發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點采集平均數據進行仿真分析，可得到當日臺區原始線損狀況，如表2所示。

表2 臺區原始線損情況

線路模擬線損結果為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 選取日臺區線損統計 kW·h

3.2 儲能接入光伏側

模擬仿真結果，儲能接入光伏側線路示意圖如圖3所示。

圖3 儲能接入光伏側線路示意圖

將儲能裝置數據代入原有臺區拓撲中光伏安裝位置進行仿真，儲能裝置容量按照20 kW·h，轉換效率按照85%進行計算，追求盡可能減小光、儲設備間距離，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 光伏供電期間臺區線損統計表 kW·h

圖4 儲能裝置拓撲位置圖

小結：在光伏側添加儲能裝置后，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

儲能接入配變側線路示意圖如圖5所示。

圖5 儲能接入配變側線路示意圖

將儲能裝置容量按20 kW·h，轉換效率按照85%進行計算，代入原有臺區拓撲中公用配變出口位置進行仿真，儲能裝置預計安裝位置如圖6所示。通過仿真分析可知，線損率由原臺區1.53%下降至1.50%，降幅1.96%，儲能接入配變側時（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 儲能接入配變側線損統計表 kW·h

圖6 儲能裝置預計安裝位置示意圖

小結：在公用配變側添加儲能裝置后，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供電，臺區每日最長2 h，最短0.5 h，實現了臺區用電供需平衡。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（含轉化效率及逆變器自身工作損耗等），供需平衡時，每日最高節約損耗1.90 kW·h。

4 試驗結論

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

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

表6 試驗結果對比 %

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

5 其他展望和下一步工作計劃

5.1 分布式儲能建設展望

當前配電網分布式光伏大量且無序接入配電臺區，為電網可靠運行帶來許多新的挑戰：（1）分布式光伏的大量接入，直流電源通過逆變器轉為交流電流后并網，然后交流電源再對儲能電池進行充電。2次交直流轉換環節損耗很大，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造成了電網逆向且不確定的功率流動，增加電網損耗，增加電網經濟運行管理的難度；（3）分布式光伏和電動汽車充電樁接入易引起電網白天過電壓、晚上低電壓，降低供電質量。

5.2 “光儲柔直”低壓臺區經濟運行研究

解決分布式光伏接入和離散式充電樁接入的情況下，配電網的經濟運行的問題，優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，實現發電和充電功率控制，避免低壓臺區和低壓線路重過載，指導分布式光伏和充電樁有序接入。

5.3 “光儲柔直”低壓臺區電壓優化管理

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