提升配电网电压质量的分布式储能经济优化配置方法

5 算例分析

为验证所建双层优化模型的合理及有效性,本节分别采用IEEE-33节点配电系统和某工业园区实际线路进行算例分析。

5.1 IEEE-33节点配电系统算例

系统结构如图4所示,网络基准额定电压UN为12.66 kV,总负荷为3715.0j2300.0 kvar,节点电压的上下限分别取1.05  UN、0.95 UN[10]。

图4 IEEE-33节点配电网测试系统

Fig. 4 IEEE-33 distribution test system

由层次分析法求得各目标权重为χ=0.39、γ=0.39、τ=0.12、δ=0.10。储能装置的单位功率容量成本及能量容量成本见文献[18],年利率τ为20%,储能装置使用寿命y为5年,折现因子β为0.33,充放电效率为90%,高峰时段电价为0.6元/(kW•h),低谷时段电价为0.35元/(kW•h),电价划分高峰时段为08:00—21:00,低谷时段为21:00—08:00。ESS允许接入的节点为2—33,最大允许安装功率为300  kW,允许ESS最大接入个数Ness为3,对双层优化模型下的储能优化配置情况及系统电压质量进行分析。

5.1.1 储能装置经济优化配置情况分析

本节结合配置储能与扩容配电设备如变压器

2种措施的经济性对比,对储能优化配置情况进行分析。考虑储能实时运行调度功率对上层模型线路损耗和主网购电成本的影响,采用分支定界和序列二次规划法求解双层优化模型,得到储能装置的接入位置、额定容量和系统年运行费用如表1所示。

表1 ESS位置容量及系统年运行经济成本(1)

Tab. 1 Location and capacity of ESS and cost(1)

系统典型日负荷曲线[10]如图5所示,由图示负荷可知,扩容前的变压器一天中长达12  h的时间处于过载状态,主要集中在白天9:00—17:00时间段。变压器扩容一般按照原设备容量50%的比例增扩[19],图示阴影部分表示相对于扩容前,扩容后闲置的变压器功率容量,由图5可知一天中的大部分时间变压器处于闲置状态,因此设备利用率较低。

图5 负荷典型日特性曲线

Fig. 5 Typical daily load curve

查阅变压器造价等资料[19],得到按此比例扩容的变压器升级费用约70万元,由网络损耗和用户购电等构成的系统年运行费用如表2所示：

表2 变压器扩容后系统年运行费用

Tab. 2 Operation cost after transformer expansion

通过表1与表2结果对比得出,系统采用配置储能的措施时,投资成本G1虽高于传统变压器扩容费用,但配置储能后年运行总费用低于采用变压器扩容方式的费用,且储能的接入使得高峰负荷时期,线路承载压力减小,线路损耗成本较变压器扩容方式节省12.43万元。用户从主网购电费用节省102.62万元,因为系统在负荷低谷时段依靠储能装置按低谷电价储存的电能在高峰电价时段释放,则用户从主网的购电费用大幅度降低,降低幅度达到28.43%。所以相比于传统扩容方式,配置储能可为系统带来明显的经济效益。

5.1.2 考虑储能实时运行调度的配置情况分析

为进一步验证本文所建双层模型的优越性,本节分别采用以下2种场景进行比较：

1)场景1。不考虑下层储能装置的实时功率调度,只根据典型负荷曲线,在设定的固定时段对储能进行恒功率充放电；

2)场景2。采用本文双层储能优化配置模型,考虑储能装置的实时充放电功率调度。

2种场景下储能装置配置结果如表3所示,系统年费用对比如表4所示。

表3 2种情景储能装置配置结果

Tab. 3 Results of two ESS scenario configuraton

表4 两情景下系统投资运行费用比较

Tab. 4 Compsrison of system cost of two scenario

通过表4各费用指标对比可以发现：场景2考虑了储能装置的实时运行功率调度,系统网络损耗成本和主网购电费用均比场景1有所降低,网络损耗成本降低了18.47%,用户从上级主网年购电费用降低了21.11%。这是因为相对于前者,考虑储能装置的实时功率调度进一步平抑了系统各时刻的负荷波动,相应的网络损耗成本和用户主网购电费用也降低,系统总的运行成本减少。因此,验证了考虑储能装置实时运行调度的双层优化模型在系统运行经济效益方面的优越性。

2种场景下配置储能后负荷日特性曲线的对比如图6所示：

图6 不同场景下负荷日特性曲线

Fig. 6 Daily load curve under different scenes

由图6不同配置情形下的负荷曲线可得,场景2考虑实时功率优化调度下的储能装置在负荷低谷00:00—5:00时段吸收的电能高于场景1,8:00开始负荷高峰期,8:00—12:00各时段场景2比场景1的储能装置分别多出力176.64  kW、129.89 kW、184.48 kW和68.06  kW,17:00前整个负荷高峰时段,场景2的储能装置释放的电能多于场景1。综上所述,在平抑负荷波动、削峰填谷方面,场景2储能配置情形比场景1的效果更显著,因此相较于储能装置恒功率充放电,考虑实时功率的优化调度更有利于节能,进一步达到降低网损的目的。

5.1.3 储能装置改善电压质量情况分析

将按照5.1.1节配置储能与未接入储能时的系统电压情况进行分析比较,选取图5典型日负荷曲线中系统负荷最大的时间点13点作为典型研究点,比较2种情况下的节点电压偏差指标Ddev如图7所示。

高峰负荷时期线路供电能力不足,系统节点电压偏差变大,电压质量降低。通过图7可以发现,系统在接入储能装置前节点电压偏差较大,最大高达8.36%,系统在接入储能装置后,节点电压偏差明显较接入储能装置前有所改善,电压偏差减小到5%以下,满足系统要求水平,系统电压质量提高。

为分析ESS对改善系统电压波动、电压偏低的有效性,比较接入储能前后系统电压情况,接入储

图7 接入与未接入储能装置各节点电压偏差

Fig. 7 Node voltage deviation with or without ESS

能装置前后节点电压曲线如图8所示：

图8 接入储能装置前后电压分布曲线

Fig. 8 Voltage of node with or without ESS

通过图8(a)可以发现,系统长线路的末端节点电压较低,尤其在高峰负荷时期,线路损耗加大,进一步影响系统的节点电压质量,造成系统线路末端电压过低,幅值低于0.95  UN;接入储能装置后系统节点电压幅值有了明显提升,接入点附近的节点电压提升幅度较大,尤其长线路节点6—33段的末端33节点电压提升幅度最大,达到1.03%。一天中,电压的波动也有所降低,降低幅度达到18.42%,表明储能装置对提高系统节点电压幅值,抑制系统电压波动有一定作用。

5.1.4 储能改善电压质量的优越性分析

为进一步分析在系统对有功容量的需求过大时,应用储能装置改善电压质量的方法相比传统措施的优越性,本节考虑负荷高峰期时有功负荷增大,系统有功容量不足,对比此时系统电压情况和正常负荷时电压情况如图9所示。

进一步结合前文储能配置情况,比较负荷高峰时的电压、接入储能装置时以及接入传统无功补偿装置3种情况下的电压情况,无功补偿装置的接入位置及容量同储能装置接入时一致,电压情况对比如图10所示。

图9 正常负荷与高峰负荷时系统节点电压

图10 3种情况下的电压情况

Fig. 10 Voltage conditions of three cases

由图9可知,系统在处于负荷高峰期时,较大需求的有功功率流过线路,线路损耗增大,电压降落明显,与正常负荷情况时相比,负荷越重的长线路分支末端电压降低越多,正常负荷时的系统节点18电压为11.556  kV,线路重载时,节点18电压为10.827  kV,根据电压偏差规定[20],此时节点电压超出偏差允许范围。图10为针对上述电压问题,分别采取配置储能和无功补偿后的节点电压幅值改善情况,由图10可知,储能装置以及无功补偿装置的接入,均能在一定程度上改善电压偏低问题,但进一步可以看出,储能装置接入后,节点18的电压为11.125  kV,电压提升且幅值在系统电压偏差允许范围内;无功补偿装置接入后,该节点电压10.972  kV,根据规定[20]及本文对系统节点电压偏差不超过±5%的规定[12],无功补偿接入后系统末端节点18的电压幅值虽有提升但仍低于电压偏差允许下限。同时,对比其他节点采用储能和无功补偿后的电压幅值可知：采用储能装置能整体改善该测试系统的电压质量,而无功补偿装置仅仅改善测试系统中少数几个节点的电压质量。因此可以推断：此时系统的电压偏低问题主要由有功容量不足导致。储能装置接入时,可为高峰负荷时期的系统提供有功支撑,释放的有功功率对系统潮流起到整体调节作用,而传统无功补偿装置此时无法起到填补系统有功缺额的作用。因此,系统有功功率不足时,无功补偿装置对节点电压的改善效果不如储能装置。