李翠萍，東哲民，李軍徽，李紅軍，周恒宇，金 強(qiáng)

（1. 現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點實驗室（東北電力大學(xué)）,吉林省吉林市 132012；2. 國網(wǎng)河北省電力有限公司邯鄲供電分公司,河北省邯鄲市 056000；3. 國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司,北京市 102209；4. 國網(wǎng)營口供電公司,遼寧省營口市 115000）

0 引言

預(yù)計到 2030 年分布式電源（distributed generator,DG）并網(wǎng)裝機(jī)總?cè)萘繉⑦_(dá)到130 GW［1-2］。隨著接入規(guī)模不斷增大,其出力間歇性與電網(wǎng)負(fù)荷時空匹配性差的問題愈發(fā)凸顯,配電網(wǎng)對DG 的消納能力逐漸下降。若限制DG 出力會造成較大的資源浪費(fèi)［3-5］,而優(yōu)化DG 接入位置及容量等方式所起到的效果有限,難以實現(xiàn)DG 的就地消納［6］。

分布式儲能（distributed energy storage,DES）技術(shù)的不斷成熟,為解決DG 消納問題提供了新的解決方案［7］。文獻(xiàn)［8-10］指出儲能可用于提升配電網(wǎng)對新能源的消納,優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行。文獻(xiàn)［11-13］指出組合控制DG、儲能等多種分布式能源,可加大配電網(wǎng)對可再生能源的接納能力。文獻(xiàn)［14-15］指出利用儲能提高DG 消納比例是發(fā)展智能電網(wǎng)不可或缺的一部分。

已有研究表明,儲能可應(yīng)用于配電網(wǎng)DG 消納場景,而合理有效的儲能控制策略是保證儲能系統(tǒng)高效運(yùn)行的基礎(chǔ)［16］。文獻(xiàn)［17-18］指出集群技術(shù)將成為促進(jìn)能源消納與電力生產(chǎn)的重要手段,且合理利用儲能配置是提高系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的重點。文獻(xiàn)［19-20］構(gòu)建儲能控制模型,并發(fā)揮其功率時空支撐作用,降低DG 接入影響。文獻(xiàn)［21］提出一種利用儲能與風(fēng)光火聯(lián)合控制的調(diào)度策略,以達(dá)到提高新能源消納能力的目的。已有儲能控制策略多以配電網(wǎng)供電負(fù)荷為對象,對網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部源荷匹配性考慮不足,無法兼顧各區(qū)域負(fù)荷與DG 出力情況。

DG 接入多呈現(xiàn)數(shù)量多、位置分散等特點,極易出現(xiàn)局部功率過剩,造成向上級電網(wǎng)倒送功率的現(xiàn)象,給電壓質(zhì)量、繼電保護(hù)設(shè)置等帶來不利影響。通過集群的控制方式對電網(wǎng)進(jìn)行分區(qū)控制,可進(jìn)一步實現(xiàn)區(qū)域資源的就地消納,降低區(qū)域間功率流動對電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。文獻(xiàn)［22-24］指出集群劃分由指標(biāo)體系構(gòu)建與算法實現(xiàn)組成。文獻(xiàn)［25］在削峰填谷策略的基礎(chǔ)上,提出一種用于促進(jìn)風(fēng)電消納的平衡區(qū)域劃分方法。文獻(xiàn)［26］提出了計及網(wǎng)絡(luò)連接與集群孤島運(yùn)行等情況的多目標(biāo)儲能規(guī)劃。

現(xiàn)階段集群方面研究集中于集群劃分方法及儲能容量配置,對儲能參與DG 消納集群控制策略研究相對不足,且已有控制策略對儲能運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性考慮不足,難以兼顧儲能在參與新能源消納中帶來的綜合收益。

針對配電網(wǎng)分布式電源功率倒送引起的新能源消納問題,本文為充分發(fā)揮配電網(wǎng)區(qū)域的自治能力,提出了一種提高配電網(wǎng)對新能源消納能力的儲能集群控制策略。建立了考慮綜合性能的集群劃分指標(biāo),并采用遺傳算法進(jìn)行優(yōu)化求解。在此基礎(chǔ)上,逐層開展配電網(wǎng)與集群的削峰填谷,以儲能額外消納新能源帶來的收益與減小網(wǎng)絡(luò)損耗的收益之和最大為目標(biāo),優(yōu)化各儲能時序出力；通過與基于容量分配儲能控制進(jìn)行對比,結(jié)果表明本策略可有效提高新能源消納比例。

1 配電網(wǎng)儲能集群控制結(jié)構(gòu)

1.1 典型配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

為考慮分布式電源接入對配電網(wǎng)造成的影響,本文建立含分布式儲能的配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖,如圖1 所示。主要包括分布式光伏、分散式風(fēng)電、儲能及常規(guī)負(fù)荷。定義Ps為上級電網(wǎng)向配電網(wǎng)供給功率的大小,Ps≥0 表示功率流向為圖中參考方向,Ps＜0 表示配電網(wǎng)內(nèi)功率向上級電網(wǎng)倒送。

圖1 基于集群的配電網(wǎng)架構(gòu)Fig.1 Architecture of cluster based distribution network

根據(jù)配電網(wǎng)內(nèi)部節(jié)點特性等因素,將負(fù)荷、分布式電源與儲能劃歸為不同集群。圖1 中彩色虛線框內(nèi)部為具有不同特性的控制集群,根據(jù)不同區(qū)域集群凈負(fù)荷特性及儲能配置情況,設(shè)計分布式儲能集群優(yōu)化控制策略,保證新能源消納的前提下提高儲能系統(tǒng)的運(yùn)行效益。

1.2 配電網(wǎng)儲能集群控制

有效地處理分布式電源接入的分散性及出力的不確定性,是提升配電網(wǎng)分布式電源消納比例的關(guān)鍵。在對含分布式電源配電網(wǎng)集群劃分的基礎(chǔ)上,優(yōu)化儲能的時序出力可以進(jìn)一步提高消納比例。本文首先在配電網(wǎng)層面對配電網(wǎng)凈負(fù)荷功率開展削峰填谷分析；然后根據(jù)各集群負(fù)荷凈功率曲線,依次確定集群儲能充電功率與放電功率,完成集群層面儲能功率的確定；最后根據(jù)集群內(nèi)部各節(jié)點電氣特性確定各節(jié)點儲能時序功率,具體流程見附錄A圖A1。

儲能集群控制分為配電網(wǎng)集群劃分、配電網(wǎng)-集群儲能控制及集群-節(jié)點儲能控制三部分。因此,形成儲能集群控制結(jié)構(gòu)應(yīng)首先對配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分。集群劃分包括指標(biāo)構(gòu)建與求解,根據(jù)網(wǎng)絡(luò)劃分原則與應(yīng)用場景選擇合適的指標(biāo),并通過一定的求解方法不斷優(yōu)化所構(gòu)建指標(biāo),劃分效果影響著儲能系統(tǒng)的控制效果。

2 配電網(wǎng)集群劃分

2.1 集群劃分指標(biāo)

配電網(wǎng)集群劃分綜合性能指標(biāo)包括結(jié)構(gòu)性與功能性［14］。模塊度是衡量網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的常用指標(biāo),在配電網(wǎng)中多采用基于電氣距離的模塊度指標(biāo)來衡量電力網(wǎng)絡(luò)劃分的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度。有功功率平衡度是指集群內(nèi)部源荷有功功率的平衡能力。本文綜合模塊度和有功功率平衡度指標(biāo)對配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,以保證策略能夠有效提高新能源消納比例。

2.1.1 基于電氣距離的模塊度指標(biāo)

本文采用基于電氣距離權(quán)重的模塊度定義方式。首先采用牛頓-拉夫遜法計算出各節(jié)點電壓靈敏度,并依此進(jìn)行空間電氣距離的計算,具體公式如下：

式中：m為網(wǎng)絡(luò)中所有邊權(quán)之和；ki為與節(jié)點i相連邊的邊權(quán)之和；kj為與節(jié)點j相連邊的邊權(quán)之和；f1為模塊度指標(biāo)。

2.1.2 有功功率平衡度指標(biāo)

為表示在一定時間尺度下集群內(nèi)部源荷匹配程度,采用基于凈功率的形式定義有功功率平衡度指標(biāo)［14］

式中：Pck為第ck個集群的有功功率平衡度指標(biāo)；T為場景的時間尺度,本文取96；Pclu,ck（t）為第ck個集群t時刻的凈功率值；f2為有功功率平衡度指標(biāo)；c為集群總數(shù)。定義集群ck的凈功率小于0 的部分為集群富余功率。

2.2 集群劃分方法

綜合系統(tǒng)整體模塊度、有功功率平衡度等因素,以系統(tǒng)的劃分方式為變量,在盡可能實現(xiàn)各集群區(qū)域自治調(diào)控的基礎(chǔ)上,建立如下考慮綜合指標(biāo)電網(wǎng)集群劃分模型。

式中：λ1和λ2分別為不同指標(biāo)的權(quán)重系數(shù),其中λ1+λ2=1,本文中取λ1=λ2=0.5。

本文采用遺傳算法對所構(gòu)建集群劃分模型進(jìn)行求解。采用二進(jìn)制編碼形式,分別將各基因位置為0或1 來表示配電網(wǎng)各支路連接情況。以IEEE 33節(jié)點配電系統(tǒng)為例,定義某一染色體各基因位為00001000 00000000 00000000 10000000,則對應(yīng)配電網(wǎng)劃分情況見附錄A 圖A2。求解流程見附錄A圖A3。

3 分布式儲能集群控制策略

3.1 儲能控制策略設(shè)計

3.1.1 目標(biāo)函數(shù)

優(yōu)化目標(biāo)為既定配置下儲能日運(yùn)行效益最優(yōu)。

式中：FP為儲能運(yùn)行帶來的收益；FDG為儲能額外消納新能源帶來的售電收益；Floss為儲能運(yùn)行帶來的網(wǎng)損收益。

1）消納新能源售電收益FDG

儲能消納新能源的售電收益為儲能吸收倒送功率并在負(fù)荷高峰時段釋放帶來的售電收益。

式中：Fsale為儲能釋放電能帶來的售電收益；Fbuy為儲能充電購電費(fèi)用,當(dāng)儲能運(yùn)行在新能源消納區(qū)域時 為0；PESS,c,k（t）為t時 刻 儲 能k的 充 電 功 率；PESS,d,k（t）為t時刻儲能k的放電功率；NE為儲能接入總數(shù)；M（t）為t時刻從主網(wǎng)購電的分時電價；Δt為時間間隔,本文取15 min。

2）儲能運(yùn)行減小網(wǎng)損的收益Floss

式中：Floss1為儲能接入前網(wǎng)損費(fèi)用；Floss2為儲能接入后網(wǎng)損費(fèi)用；Ploss,n（t）為配電網(wǎng)第n條支路原始網(wǎng)絡(luò)有功損耗；Ploss-ESS,n（t）為該支路在儲能接入后的網(wǎng)絡(luò)有功損耗；NL為支路總數(shù)。網(wǎng)損收益為儲能接入前、后系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗減少量所帶來的收益［27］。

3.1.2 約束條件

本文考慮約束主要為配電網(wǎng)與儲能運(yùn)行約束,包括潮流約束、電壓約束、儲能荷電狀態(tài)約束、功率與容量約束。

1）潮流方程約束

式中：Pi（t）和Qi（t）分別為t時刻注入節(jié)點i的有功和無功功率；Ui（t）和Uj（t）分別為t時刻節(jié)點i、j的電壓幅值；Gij和Bij分別為節(jié)點導(dǎo)納矩陣中第i行第j列 元 素 的 實 部 與 虛 部；δij（t）為t時 刻 節(jié) 點i、j相角差［27］。

2）儲能荷電狀態(tài)約束

式中：SOC,min為儲能荷電狀態(tài)下限,取0.1；SOC,max為儲能荷電狀態(tài)上限,取0.9；SOC（t）為t時刻儲能的荷電狀態(tài),初始荷電狀態(tài)等于周期末荷電狀態(tài),本文取0.45；PESS（t）為t時刻 儲 能 功率；PESS,N為 儲 能 額定功率。

3）節(jié)點電壓約束

式中：Umin為節(jié)點電壓允許最小值；Umax為節(jié)點電壓允許最大值；Un,t為節(jié)點n在t時刻的電壓。設(shè)置配電網(wǎng)節(jié)點電壓約束范圍為0.95UN～1.05UN。

4）分布式電源消納比例約束

定義新能源消納比例最大值為1,最小值為0。

式中：ηDG為分布式電源消納比例。

3.2 評價指標(biāo)

為反映本文所提策略的有效性與先進(jìn)性,建立如下指標(biāo)。

1）分布式電源消納比例

定義DG 消納比例ηDG為額外消納的分布式電源電量Ead與不采取措施應(yīng)棄掉Eab的電量之比。

2）電壓越限節(jié)點數(shù)

配電網(wǎng)節(jié)點電壓是限制分布式電源消納的主要因素之一,過多消納新能源有可能造成節(jié)點電壓越限等問題,降低供電質(zhì)量。

式中：Ne為電網(wǎng)電壓越限節(jié)點總數(shù)；Ln為0-1 變量,若時間尺度T內(nèi)n節(jié)點電壓出現(xiàn)越限則Ln為1,否則為0。

3）負(fù)荷峰谷差

利用儲能消納配電網(wǎng)倒送功率,在負(fù)荷高峰時釋放起到了削峰填谷作用,定義凈負(fù)荷曲線上負(fù)荷功率最大值Ps,max與最小值Ps,min的差值為負(fù)荷峰谷差Pfg。

4）負(fù)荷波動程度

定義一天內(nèi)各相鄰時刻負(fù)荷功率差值的平均值為負(fù)荷波動程度。

式中：Pcg為負(fù)荷波動程度；Pt為t時刻負(fù)荷功率。

在對配電網(wǎng)集群劃分后利用儲能對分布式電源進(jìn)行消納,構(gòu)建集群儲能控制策略,具體實現(xiàn)流程見附錄A 圖A4。

4 仿真分析

4.1 算例參數(shù)

采用IEEE 33 節(jié)點配電網(wǎng)算例系統(tǒng),分布式電源接入節(jié)點為4、7、8、14、24、25、30、32,具體接入情況見附錄A 圖A5,節(jié)點14、32、30、8、7、4、25、24 接入電動汽車；設(shè)置儲能系統(tǒng)安裝數(shù)目為6。各節(jié)點儲能配置如表1 所示。分時電價見附錄A 表A1。

表1 儲能設(shè)備參數(shù)Table 1 Parameters of energy storage equipment

采用第1 章所提方法進(jìn)行集群劃分,最優(yōu)染色體解為00010010 00000000 00000000 00000000,解碼后劃分結(jié)果見附錄A 圖A6。

為驗證本文方案的優(yōu)勢,構(gòu)建如下方案,對比各方案下儲能系統(tǒng)運(yùn)行的技術(shù)效果及經(jīng)濟(jì)效益。

方案1：傳統(tǒng)方案。針對配電網(wǎng)總供電負(fù)荷,確定總儲能功率并按照各節(jié)點儲能容量進(jìn)行功率分配,形成儲能運(yùn)行收益集合,確定儲能最優(yōu)時序出力。

方案2：本文方案?？紤]綜合性能指標(biāo)對配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,采用本文所提儲能控制策略,對各集群儲能時序出力進(jìn)行優(yōu)化。

4.2 方案對比結(jié)果分析

儲能系統(tǒng)接入前各集群凈功率見附錄A 圖A7。由于分布式電源接入比例較高,在08：00—11：00 與14：00—16：00 附近出現(xiàn)了DG 出力大于負(fù)荷的情況,造成了有功功率向上級電網(wǎng)倒送的現(xiàn)象。其中集群1 在12：00—16：00 時段出現(xiàn)了較大功率富余,集群2 在04：00—10：00 時段與15：00 附近出現(xiàn)了功率富余,集群3 在12：00—18：00 時段出現(xiàn)了功率富余,各集群負(fù)荷均在21：00 附近達(dá)到峰值。

分別根據(jù)不同儲能系統(tǒng)控制方式對倒送功率進(jìn)行消納,方案2 中各節(jié)點儲能系統(tǒng)出力如圖2 所示；方案1 中各節(jié)點儲能系統(tǒng)出力見附錄A 圖A8。

圖2 方案2 中各節(jié)點儲能系統(tǒng)出力Fig.2 Output of energy storage system on each bus in scheme 2

基于已有儲能配置,采用不同儲能控制方案,分別從運(yùn)行效果與經(jīng)濟(jì)性角度對儲能運(yùn)行效益進(jìn)行比較分析。不同方案下的儲能系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)如表2 所示。通過對比基于集群的儲能控制與直接從配電網(wǎng)角度出發(fā)的儲能控制效果可以看出,2 種方案均可提高配電網(wǎng)DG 消納比例并獲得一定儲能運(yùn)行收益；但考慮集群負(fù)荷特性確定儲能功率的運(yùn)行方案更具有優(yōu)勢。

表2 不同方案下的儲能系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)Table 2 Operation parameters of energy storage system in different schemes

相較于對比方案在功率倒送充電并在負(fù)荷高峰釋放,本文策略考慮了各集群凈負(fù)荷特性,并允許儲能根據(jù)其所處區(qū)域負(fù)荷特性進(jìn)行充放電,其中節(jié)點14、18 儲能系統(tǒng)在功率倒送時段前利用儲能初始電能進(jìn)行放電；方案1 由于充電時間固定,吸收同樣比例DG 所需儲能容量大于方案2,相同儲能配置下方案2 的DG 消納比例高出方案1 約4%。由于額外消納DG 無須花費(fèi)購電費(fèi)用,方案2 售電收益增加量來源于額外消納的新能源；依據(jù)各集群倒送功率確定其內(nèi)部儲能功率,減少跨區(qū)域功率流動,故儲能日運(yùn)行收益上高出9%。此外,方案2 的負(fù)荷峰谷差比方案1 低4%,負(fù)荷波動程度相較于方案1 降低10%。2 種方案均未出現(xiàn)電壓越限。

不同方案下儲能系統(tǒng)參與調(diào)節(jié)前后的系統(tǒng)負(fù)荷如圖3 所示。由于方案2 在儲能系統(tǒng)充電前進(jìn)行了放電,釋放儲能容量,在后續(xù)吸收倒送功率時相較于方案1 填谷線數(shù)值更小。

圖3 原始儲能配置調(diào)節(jié)前后負(fù)荷曲線對比Fig.3 Comparison of load curves before and after adjustment of original energy storage configuration

1）不同方案網(wǎng)絡(luò)損耗分析

不同方案下各時刻系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗見附錄A圖A9。調(diào)節(jié)前系統(tǒng)在12：00—16：00 與20：00—22：00 時段網(wǎng)絡(luò)損耗較大。在12：00—16：00 時段,系統(tǒng)倒送功率引起較大功率流動,帶來網(wǎng)絡(luò)損耗；在20：00—22：00 時段,晚高峰負(fù)荷激增造成網(wǎng)損增加。在上午10：00 附近,本文方案下節(jié)點14、18 儲能系統(tǒng)放電,減小該時刻網(wǎng)損；午間時期各節(jié)點儲能系統(tǒng)充電,網(wǎng)損降低；晚高峰時期儲能系統(tǒng)放電,其間本文考慮了各集群負(fù)荷高峰比例,故該時段負(fù)荷較為平坦,網(wǎng)絡(luò)損耗較低。

2）不同方案節(jié)點電壓水平分析

不同方案下各時刻系統(tǒng)節(jié)點電壓見附錄A圖A10。由于2 種方案均考慮了電壓約束,故均未出現(xiàn)節(jié)點電壓越限問題。

4.3 不同儲能配置下儲能系統(tǒng)運(yùn)行效果分析

未來分布式儲能接入配電網(wǎng)比例將呈現(xiàn)不斷上升的趨勢,故對不同儲能配置下的儲能系統(tǒng)控制策略運(yùn)行效益進(jìn)行對比分析。為驗證儲能配置較高時本文策略的有效性,選擇儲能配置比例較高時進(jìn)行分析。各節(jié)點儲能配置如表3 所示。

表3 儲能配置增大后的儲能設(shè)備參數(shù)Table 3 Parameters of energy storage equipment after energy storage configuration is increased

儲能容量增加時儲能系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)如表4 所示。相較于傳統(tǒng)控制方案,本文方案的DG 消納比例高15%,日運(yùn)行收益高20%,且峰谷差有所縮小。

表4 儲能配置增大后不同方案的運(yùn)行參數(shù)Table 4 Operation parameters of different schemes after energy storage configuration is increased

隨著儲能容量的增大,DG 消納比例隨之增加,在此過程中,儲能在DG 功率倒送時段所需的充電容量不斷增加。方案1 中儲能系統(tǒng)僅在功率倒送及負(fù)荷高峰時動作,而方案2 中儲能系統(tǒng)則在功率倒送時刻前額外進(jìn)行了一部分電能的釋放,故其在功率倒送期間所能存儲的電能更多。由于在充電前釋放電量的增加,其在功率倒送期間所能存儲的電能較多,故方案2 在消納比例上更具優(yōu)勢,且負(fù)荷波動程度相較于方案1 降低25%。不同方案下儲能系統(tǒng)參與調(diào)節(jié)前后的系統(tǒng)負(fù)荷如圖4 所示,各時刻網(wǎng)損見附錄A 圖A11。各時刻節(jié)點電壓見附錄A 圖A12,均未出現(xiàn)電壓越限。

圖4 儲能配置調(diào)節(jié)前后負(fù)荷曲線對比Fig.4 Comparison of load curves before and after adjustment of energy storage configuration

現(xiàn)階段儲能成本仍然處于一個較高的水平,在實際儲能運(yùn)行中儲能系統(tǒng)運(yùn)行控制策略效果與儲能系統(tǒng)配置密不可分,采用本文策略對計及儲能系統(tǒng)一次投資成本下的儲能系統(tǒng)運(yùn)行效益進(jìn)行分析。以鋰離子電池為代表,單位儲能功率成本為1 500 元/kW,單位儲能容量成本為3 500 元/（kW·h）。

如圖5 所示,在計及儲能系統(tǒng)一次投資成本下,儲能系統(tǒng)日運(yùn)行收益先增后減小且存在極大值,當(dāng)消納比例為42%時,儲能運(yùn)行凈收益達(dá)到最大值90.27 元/d。利用儲能對配電網(wǎng)供電負(fù)荷進(jìn)行倒送功率吸收并在高峰負(fù)荷時釋放,在促進(jìn)配電網(wǎng)對DG 消納比例的同時獲得了一定的經(jīng)濟(jì)收益。儲能日運(yùn)行凈收益如圖5 所示。儲能系統(tǒng)起始運(yùn)行在新能源消納區(qū)域,此時儲能系統(tǒng)吸收配電網(wǎng)向上級電網(wǎng)倒送功率,無需額外的購電費(fèi)用,將儲能存儲的電量在負(fù)荷高峰時段釋放并獲得額外消納新能源帶來的售電和網(wǎng)損收益。

圖5 儲能凈收益曲線Fig.5 Net income curve of energy storage

當(dāng)消納比例大于1 時,儲能系統(tǒng)運(yùn)行在購電填谷區(qū),儲能功率隨著負(fù)荷填谷線的上移不端增大至負(fù)荷平均功率。此時接入配電網(wǎng)的新能源為100%消納,繼續(xù)增大比例則需要額外從上級電網(wǎng)進(jìn)行購電,此時儲能充電的功率來源于新能源倒送功率與購電功率之和,其中后者相較于前者需額外花費(fèi)對應(yīng)時段的分時電價。隨著比例不斷上升,儲能系統(tǒng)的運(yùn)行收益將不斷下降。

5 結(jié)語

針對分布式電源出力與負(fù)荷時空匹配性差造成的資源浪費(fèi)問題,本文將集群應(yīng)用于配電網(wǎng)儲能控制中,通過對配電網(wǎng)區(qū)域劃分來分析區(qū)域源荷匹配關(guān)系,進(jìn)而確定各區(qū)域儲能功率,并根據(jù)經(jīng)濟(jì)性確定最優(yōu)儲能時序出力。通過與基于容量分配的儲能控制策略對比,得出如下結(jié)論。

1）綜合模塊度和有功功率平衡度等電氣指標(biāo)對配電網(wǎng)進(jìn)行集群劃分,可提高區(qū)域負(fù)荷與電源供需平衡性,發(fā)揮分布式儲能參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)的優(yōu)勢,促進(jìn)區(qū)域內(nèi)部的能源消納。

2）本文所提控制策略綜合考慮不同區(qū)域的負(fù)荷與新能源的時空匹配關(guān)系,優(yōu)化了各集群與各節(jié)點的儲能功率,在相同儲能配置下可提高新能源消納比例最高可達(dá)15%,同時提高日運(yùn)行收益15%。

3）以鋰離子電池為例,新能源消納比例為42%時儲能日運(yùn)行收益最大,隨著儲能配置比例不斷增加,最大消納比例不斷增大的同時儲能運(yùn)行效益逐漸下降,現(xiàn)階段配置成本是限制新能源消納的主要因素。

下一步研究方向是將電動汽車儲能應(yīng)用于配電網(wǎng)的調(diào)節(jié)中,進(jìn)一步實現(xiàn)儲能系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行。

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