配電網(wǎng)分布式儲能集群調(diào)壓控制策略

李翠萍，東哲民，李軍徽，張紅斌，金 強，錢 康

（1. 現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室（東北電力大學），吉林省吉林市132012；2. 國網(wǎng)經(jīng)濟技術研究院有限公司，北京市102209；3. 中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司，江蘇省南京市211102）

0 引言

截至2019 年，電動汽車（electric vehicle，EV）在中國的保有量達381 萬輛，分散式風電累計裝機容量20 GW，分布式光伏累計裝機容量52 GW［1-2］。預計到2030 年EV 保有量將達到8 000 萬輛，分布式電源（distributed generator，DG）并網(wǎng)裝機總?cè)萘繉⑦_到130 GW［3］。大規(guī)模EV 與DG 接入引起了配電網(wǎng)節(jié)點電壓波動和越限問題［4-6］。

傳統(tǒng)措施對配電設備升級改造存在設備利用率低、經(jīng)濟性差且短期無法實施等弊端。對DG 接入點、接入容量優(yōu)化等可獲得的效果有限且難以從根本上解決電壓質(zhì)量問題［7-8］。

分布式儲能（distributed energy storage，DES）的不斷發(fā)展，為配電網(wǎng)電壓的調(diào)節(jié)與控制提供了新的解決方案［9-10］。文獻［11］指出儲能接入可解決新增設備投資成本高、利用率低等問題。文獻［12-14］指出儲能接入配電網(wǎng)可以改善系統(tǒng)潮流、提高配電網(wǎng)電壓質(zhì)量、降低電壓波動及網(wǎng)損。文獻［15］以電壓偏差平方和為目標，提出一種綜合儲能有功-無功調(diào)節(jié)的控制方法。文獻［16］在考慮儲能經(jīng)濟性的前提下提出了全網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)方法。

分布式儲能在配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)方面的應用集中于與傳統(tǒng)措施配合或單獨利用儲能來緩解用電高峰期電能質(zhì)量下降的問題［17］。傳統(tǒng)控制主要從配電網(wǎng)角度出發(fā)，利用儲能在越限時充放電進行電壓調(diào)控，其對節(jié)點間電氣特性考慮不足，難以兼顧調(diào)控過程中多方面影響，調(diào)控效果受到大幅度限制。

集群控制是指將電力網(wǎng)絡中具有相似電氣特性的節(jié)點劃分為對應集群，把系統(tǒng)總控制目標分解為各集群控制目標，利用節(jié)點間的協(xié)作特性進一步將集群控制任務分配至各節(jié)點的控制方式。基于集群的儲能控制方式可以彌補傳統(tǒng)控制的不足，降低DG 與EV 接入對電壓造成的影響［18］。文獻［19-20］給出了集群在電力系統(tǒng)中的定義及劃分的一般步驟。文獻［21］提出一種利用電氣距離將電力系統(tǒng)劃分為電氣相干區(qū)域的規(guī)劃方法。文獻［22］研究了儲能對風電平衡區(qū)域劃分的影響因素，提出了區(qū)域電網(wǎng)優(yōu)化劃分方法。文獻［23］提出了基于集群劃分的網(wǎng)-源-儲規(guī)劃方法，能夠有效降低網(wǎng)損和電壓波動。文獻［24］指出進行集群電壓控制時，應考慮節(jié)點注入有功功率對電壓幅值的影響。

上述儲能參與配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的研究中，基于集群的儲能調(diào)壓控制策略研究較少，且現(xiàn)階段集群儲能控制主要從電壓安全約束角度出發(fā)，對儲能實際運行中的經(jīng)濟性考慮不足，在儲能成本仍較高的背景下較難實行。

針對上述問題，本文首先建立了基于電氣距離的模塊度集群劃分指標，并給出配電網(wǎng)集群劃分的步驟；然后，依據(jù)越限嚴重集群優(yōu)先與先集群后節(jié)點原則制定了分布式儲能集群調(diào)壓控制策略，以儲能綜合效益最大為目標確定儲能最優(yōu)出力；最后，通過算例仿真與常規(guī)儲能調(diào)壓方案進行對比，驗證了本文所提策略的有效性。

1 配電網(wǎng)集群劃分

本文采用基于電氣距離的模塊度指標作為配電網(wǎng)集群劃分依據(jù)。模塊度是衡量網(wǎng)絡社區(qū)結(jié)構強度的指標，其數(shù)值大小由網(wǎng)絡實際連接情況及邊權決定。電力網(wǎng)絡中，節(jié)點間邊權主要由電抗權、空間距離權及電氣距離權等表示，其中電氣距離權能夠更加有效地反映節(jié)點間的電氣聯(lián)系。

配電網(wǎng)中，電氣距離權主要由節(jié)點間電壓靈敏度決定。兩節(jié)點間有功注入量變化量與節(jié)點電壓變化量之間的關系［25］可表示為：

式中：Ei為節(jié)點i 電壓，Pj為節(jié)點j 功率，?Ei/?Pj表示節(jié)點j 單位功率變化引起的節(jié)點i 電壓變化量；UN為配電網(wǎng)節(jié)點額定電壓，取12.66 kV；Ri為節(jié)點i 與節(jié)點i-1 之間的等效電阻。

利用基于節(jié)點電壓靈敏度的歐氏距離法計算節(jié)點之間的電氣距離，即

采用基于電氣距離權重的模塊度定義方式描述節(jié)點間的電氣耦合程度，并通過衡量系統(tǒng)整體模塊度確定系統(tǒng)的最優(yōu)劃分，即

式中：ρ 為系統(tǒng)模塊度；m 為網(wǎng)絡邊權之和；ki和kj分別為與節(jié)點i 和節(jié)點j 相連邊的邊權之和。

具體劃分流程如下：①將各個節(jié)點視作一個集群，計算各集群相鄰節(jié)點合并到該集群中系統(tǒng)模塊度變化量，確定最大的模塊度變化量并將其對應的節(jié)點合并到集群中，重復此過程直至模塊度不再發(fā)生變化；②將隸屬于同一個集群的節(jié)點等效為一個節(jié)點，參與迭代判斷過程，尋找網(wǎng)絡整體模塊度最大時對應的網(wǎng)絡劃分，即為最優(yōu)劃分方式。

2 集群儲能電壓調(diào)節(jié)控制策略

針對配電網(wǎng)節(jié)點電壓越限問題，在對配電網(wǎng)集群劃分的基礎上，構建儲能經(jīng)濟調(diào)壓模型并制定合理的充放電控制策略，實現(xiàn)對節(jié)點電壓的調(diào)節(jié)。

2.1 集群儲能調(diào)壓模型

2.1.1 目標函數(shù)

本文優(yōu)化目標為在消除節(jié)點電壓越限基礎上，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)日運行效益最優(yōu)。具體目標函數(shù)為：

1）套利收益FT

定義套利收益為儲能放電獲得的日售電收益與日購電成本之差，即

式中：Fsale為儲能釋放電能帶來的售電收益；Fbuy為儲能充電購電費用；M(t)為t 時刻從主網(wǎng)購電的分時 電 價；PESS，l，char(t)和PESS，l，dis(t)分 別 為 第l 個 儲 能在t 時刻的充、放電功率大小（放電為正）；NESS為儲能個數(shù)；T 取96。

2）網(wǎng)損收益Floss

定義網(wǎng)損收益為儲能接入前系統(tǒng)網(wǎng)損費用Floss，1與接入后 網(wǎng)損費用Floss，2之差，即

式中：Ploss，b(t)和Ploss，ESS，b(t)分別為儲能接入前、后第b 條支路在t 時刻的有功線損；NL為配電網(wǎng)支路總數(shù)。

2.1.2 約束條件

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 和j的電壓幅值；Gij和Bij分別為節(jié)點導納矩陣中第i 行第j 列元素的實部和虛部；δij(t)為t 時刻節(jié)點i 和j的相角差。

2）節(jié)點電壓約束

式 中：Ui，t為 節(jié) 點i 在t 時 刻 的 電 壓 大 小；Umin為 節(jié) 點電壓允許最小值，取0.95UN；Umax為節(jié)點電壓允許最大值，取1.05UN。

3）儲能荷電狀態(tài)約束

為防止出現(xiàn)儲能過充過放，儲能荷電狀態(tài)應不超過上下限。設置儲能日內(nèi)充放電量相同，初始荷電狀態(tài)為0.2。

儲能荷電狀態(tài)約束如下式所示：

儲能充放電功率約束如下式所示：

式中：SOC，min為荷電狀態(tài)下限；SOC，max為荷電狀態(tài)上限；SOC(t)為t 時刻荷電狀態(tài)；SOC(0)為周期初始荷電狀態(tài)，本文取0.2；SOC(T )為周期末尾時刻的荷電狀 態(tài)；PESS，N為 儲 能 額 定 功 率；PESS(t)為t 時 刻 儲 能功率。

4）電壓調(diào)節(jié)比例約束

將節(jié)點電壓允許偏差范圍進行歸一化處理，作為電壓調(diào)節(jié)比例，即

式中：λad為調(diào)節(jié)比例；Uad為實際調(diào)節(jié)電壓，包括調(diào)節(jié)電壓上限Uu與下限Ud；Vrn為電壓允許偏差范圍。

2.2 評估指標

電壓允許偏差范圍取±5%（本文取12.027～13.293 kV），為確定儲能的最優(yōu)動作機制，建立如下評價標準衡量儲能的調(diào)節(jié)效果。

1）電壓越限指標

電壓越限時間為：

式中：tol為配電網(wǎng)整體越限時長；t 時刻發(fā)生電壓越限時Lt為1，否則為0。

電壓越限幅度為：

式中：ΔUVL，u為最大越上限幅度；ΔUVL，d為最大越下限 幅 度；UVL，u為 電 壓 越 上 限 時 的 節(jié) 點 電 壓；UVL，d為電壓越下限時的節(jié)點電壓。

2）系統(tǒng)電壓偏差水平

式中：Dreg為系統(tǒng)電壓偏差，反映了系統(tǒng)電壓偏離額定電壓的程度，其數(shù)值越接近1 表示越接近額定電壓水平、系統(tǒng)電壓水平越高。

3）電壓波動指標

通過計算節(jié)點電壓波動總和的均值，對比分析儲能接入前后節(jié)點電壓波動的改善情況，即

2.3 儲能控制策略設計

采用上文所述基于節(jié)點電壓靈敏度的電氣距離對配電網(wǎng)進行集群劃分，利用儲能對各區(qū)域電壓進行調(diào)節(jié)。為定量表述各節(jié)點儲能電壓的改善程度，定義電壓影響因子為：

式中：Nc為集群內(nèi)節(jié)點數(shù)；si為節(jié)點i 的電壓影響因子，表示節(jié)點i 儲能對所處區(qū)域節(jié)點電壓的改善程度。

首先，根據(jù)第1 章所述方法以系統(tǒng)模塊度為指標將配電網(wǎng)劃分成不同集群，設置電壓調(diào)節(jié)比例為初始值；然后，選取電壓越限最嚴重集群中的最嚴重節(jié)點作為優(yōu)先調(diào)節(jié)對象，計算調(diào)節(jié)比例對應的電壓調(diào)節(jié)上下限，利用所處集群內(nèi)部儲能充放電進行電壓調(diào)節(jié)，循環(huán)檢測并調(diào)節(jié)各越限集群節(jié)點電壓，直至全網(wǎng)電壓恢復至合理范圍內(nèi)；接著不斷更新電壓調(diào)節(jié)比例，輸出不同調(diào)節(jié)比例下的儲能運行收益；最后，確定最優(yōu)的電壓調(diào)節(jié)比例與儲能時序出力。具體步驟如下。

步驟1：輸入典型日負荷、EV 和DG 數(shù)據(jù)、儲能參數(shù)等，根據(jù)基于電氣距離的模塊度指標對配電網(wǎng)集群進行劃分，形成配電網(wǎng)節(jié)點集群。

步驟2：統(tǒng)計各集群內(nèi)部節(jié)點電壓越限時間與越限幅度；若存在節(jié)點電壓越限則篩選越限集群幅度最大集群（越限幅度相同時取越限時間最長），設置電壓調(diào)節(jié)比例λad為0，迭代次數(shù)h=1，否則不動作。

步驟3：選取集群電壓越限最嚴重的集群K 作為調(diào)節(jié)對象，統(tǒng)計K 內(nèi)部各個節(jié)點電壓越限幅度，選擇越限最嚴重節(jié)點L 作為調(diào)節(jié)對象，計算節(jié)點L 的電壓靈敏度SLL=?EL/?PL。

步驟6：判斷電壓調(diào)節(jié)比例是否小于最大值，若滿足條件，則增大電壓調(diào)節(jié)比例（λad=λad+γ，γ 取0.001）；迭代次數(shù)h=h+1，返回步驟3 重新進入循環(huán)，直至不滿足條件。

步驟7：確定電壓可調(diào)節(jié)范圍內(nèi)對應的儲能運行 收 益 集 合Ai={ Fi，F(xiàn)i+1，…，F(xiàn)m，…，F(xiàn)h}，確 定 最大運行收益Fm=max(Ai)，輸出儲能最大運行收益Fm對應的時序出力PESS(m)。

具體流程圖如附錄A 圖A1 所示，分時電價如附錄A 表A1 所示。

3 仿真分析

3.1 算例條件

采用IEEE 33 節(jié)點配電網(wǎng)算例系統(tǒng)，系統(tǒng)基準容量為SB=10 MVA，電壓等級為12.66 kV；節(jié)點12，15，30，32 處接入分布式光伏，節(jié)點8，21，24，28處接入分散式風電，節(jié)點8，15，28，32 處接入EV；節(jié)點13，18，20，24，28，32 處接入DES，根據(jù)集群劃分結(jié)果形成不同儲能集群。儲能集群1 包含節(jié)點20和24 儲能，集群2 包含節(jié)點28 和32 儲能，集群3 包含節(jié)點13 和18 儲能，荷電狀態(tài)范圍為0.05～0.95，初始荷電狀態(tài)為0.2；配電網(wǎng)額定電壓為12.66 kV，電壓允許偏差范圍為±5%。

采用所提集群劃分方法對IEEE 33 節(jié)點配電系統(tǒng)進行集群劃分，劃分結(jié)果如圖1 所示。

圖1 IEEE 33 節(jié)點配電系統(tǒng)集群劃分結(jié)果Fig.1 Cluster partition results of IEEE 33-bus distribution system

為驗證所提策略的優(yōu)勢，在相同容量配置前提下，對比本文策略和傳統(tǒng)方案的技術與經(jīng)濟效果。

方案1：傳統(tǒng)控制方式。統(tǒng)計各節(jié)點電壓越限情況，計算各儲能安裝點節(jié)點電壓影響因子；選擇影響因子占比最大處儲能參與電壓調(diào)節(jié)，根據(jù)越限嚴重節(jié)點越限幅度及兩節(jié)點電壓靈敏度確定儲能時序出力；計算調(diào)節(jié)前后系統(tǒng)網(wǎng)損收益及儲能運行套利收益。

方案2：集群調(diào)壓控制。采用本文所提控制策略，對配電網(wǎng)及儲能集群進行劃分，基于劃分結(jié)果計算集群儲能功率，以儲能綜合收益最大為目標，確定儲能最優(yōu)功率充放電。為加強對比性，兩方案均采用同一調(diào)節(jié)比例。

3.2 不同方案下的結(jié)果分析

3.2.1 場景1：電壓越下限

EV 接入比例較高且DG 接入比例較低時，配電網(wǎng)節(jié)點出現(xiàn)電壓越下限。其中風電各接入點接入0.2 MW、光伏各接入點接入0.3 MW、EV 各接入點接入0.1 MW、儲能接入節(jié)點及裝機容量見表1。

集 群2 和3 分 別 在10：30—11：30 和19：30—22：00 左右出現(xiàn)節(jié)點電壓越下限，利用集群2 與集群3 儲能在電壓越限時放電抬升節(jié)點電壓。各集群儲能動作情況如附錄B 圖B1 所示。

儲能日運行收益如圖2 所示。隨著調(diào)節(jié)比例的不斷提升，儲能運行收益不斷增加，直至達到最大電壓調(diào)節(jié)標準時收益最大。原因如下：①儲能所需釋放電能不斷增加，越限時段多位于峰時電價時段，儲能套利收益不斷增加；②網(wǎng)損收益與調(diào)節(jié)電壓越限時段網(wǎng)損的減小量與儲能充電時期網(wǎng)損的增加量有關，隨著調(diào)節(jié)比例的上升，網(wǎng)損減小量趨于飽和，而儲能充電帶來的網(wǎng)損逐漸增大，同時功率流動也帶來一定的網(wǎng)損，造成了網(wǎng)損收益呈現(xiàn)凸函數(shù)形式變化；③由于所建模型以儲能綜合收益最大為目標，該場景下參與低儲高發(fā)電量較多，網(wǎng)損減少量相對較少，故儲能收益主要來源于套利收益。

表1 場景1 設備參數(shù)Table 1 Device parameters in scenario 1

圖2 場景1 儲能日運行收益Fig.2 Daily operation income of energy storage in scenario 1

2 種方案儲能運行效果如表2 所示。

表2 場景1 不同方案儲能日運行效果對比Table 2 Comparison of daily operation results of energy storage with different schemes in scenario 1

1）不同方案下電壓偏差水平對比分析

儲能接入前系統(tǒng)在18：00—22：00 處于較低的電壓水平。方案2 較方案1 該時段電壓偏差水平高0.18。原因如下：①方案1 僅根據(jù)電壓影響因子選定單一節(jié)點儲能參與配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)，對其他區(qū)域的節(jié)點電壓影響較大；②方案2 針對不同區(qū)域的電壓越限情況確定各集群儲能總出力，根據(jù)集群內(nèi)部儲能電壓影響因子分配儲能功率，提高了受調(diào)節(jié)集群的整體電壓偏差水平；③方案2 根據(jù)不同集群的電壓實際越限情況，依據(jù)越限嚴重集群優(yōu)先原則，逐步對各集群電壓進行調(diào)節(jié)，考慮了調(diào)節(jié)需求大的集群對后續(xù)調(diào)節(jié)的影響。不同方案下系統(tǒng)電壓偏差水平如附錄B 圖B2 所示。

2）不同方案下網(wǎng)損對比分析

儲能接入前系統(tǒng)網(wǎng)損集中在10：00—12：00 與19：00—22：00 時段。方案1 與方案2 均通過儲能在晚高峰放電達到抬升電壓、降低該時段網(wǎng)損的目的。所構建模型為不發(fā)生電壓越限情況下儲能綜合收益最大，故儲能最優(yōu)動作方式主要由儲能套利決定。不同方案下的系統(tǒng)網(wǎng)損見附錄B 圖B3。

通過各項指標對比，方案2 套利收益比方案1多160.96 元，系統(tǒng)電壓偏差水平高0.04，原因如下：①該場景下僅發(fā)生電壓越下限，儲能實際參與電價套利電量較多；②在未發(fā)生越限的情況下，依據(jù)經(jīng)濟性優(yōu)先原則，方案2 網(wǎng)損略有增加但獲得的套利收益較高。總體來看，方案2 具有更好的運行效益與技術效果。

儲能調(diào)節(jié)前后系統(tǒng)電壓如圖3 所示，采用本文方案進行調(diào)節(jié)，可完全消除節(jié)點電壓越限問題，且調(diào)節(jié)集群內(nèi)部節(jié)點電壓幅度有明顯提升，電壓波動指標較調(diào)節(jié)前降低了16.5%。

3.2.2 場景2：電壓越下限與越上限

DG 接入配電網(wǎng)比例較高時，同時出現(xiàn)節(jié)點電壓越上限和越下限。該場景下各設備接入位置不變，各節(jié)點設備參數(shù)如下：各光伏接入點接入0.7 MW，各風電接入點接入0.5 MW，各EV 接入點接入0.2 MW，儲能接入同場景1。

集群2 與集群3 在12：00—15：00 出現(xiàn)節(jié)點電壓越上限，在19：30—21：30 出現(xiàn)節(jié)點電壓越下限情況；利用集群2 與集群3 中儲能裝置在電壓越下限時進行放電抬升節(jié)點電壓。各集群儲能動作情況如附錄B 圖B4 所示。

圖3 場景1 儲能接入前后電壓分布Fig.3 Voltage distribution before and after energy storage connects to distribution network in scenario 1

儲能日運行收益如圖4 所示。隨著調(diào)節(jié)比例的上升，儲能收益先增后減，并在0.46 處達到最大值。在此過程中：①參與調(diào)節(jié)的套利電能逐漸增加，套利收益呈現(xiàn)增加趨勢，儲能的調(diào)節(jié)作用使得群間交互功率逐漸下降，網(wǎng)損收益呈現(xiàn)增加趨勢；②當優(yōu)先動作集群影響其他集群電壓恢復正常時，受影響集群儲能將不再動作，此時單一集群的調(diào)控即可使得全網(wǎng)電壓恢復正常；當實際調(diào)節(jié)比例大于圖4 中總收益曲線拐點對應的調(diào)節(jié)比例（0.46）時，優(yōu)先動作集群的調(diào)控效果均可影響其他集群電壓恢復正常；③當優(yōu)先動作集群影響其他集群電壓恢復正常時，因其他集群不再進行調(diào)節(jié)，此時儲能套利電量驟降，網(wǎng)損收益同時驟降，造成總收益曲線出現(xiàn)較大的拐點；④該場景下儲能運行收益由套利收益與網(wǎng)損收益共同決定。

2 種方案對應的運行效果如表3 所示。

1）不同方案下電壓偏差水平對比分析

儲能接入前系統(tǒng)在12：00—17：00 與19：00—22：00 期間系統(tǒng)電壓處于較低的電壓水平。方案2較方案1 該時段電壓偏差水平高0.1。原因如下：①方案1 只能在單一儲能的同時對電壓越上限與越下限節(jié)點進行電壓調(diào)節(jié)；②方案2 可分區(qū)對待集群內(nèi)部的越上限與越下限節(jié)點，通過在電壓越上限充電并在越下限時釋放電能，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)部功率互補，同時達到降低午間電壓水平與提升晚間電壓水平的效果；③方案2 分區(qū)域進行電壓越限調(diào)節(jié)，降低了對其他集群的電壓影響。不同方案下的系統(tǒng)電壓偏差水平如附錄B 圖B5 所示。

圖4 場景2 儲能日運行收益Fig.4 Daily operation income of energy storage in scenario 2

表3 場景2 不同方案儲能日運行效果對比Table 3 Comparison of daily operation results of energy storage with different schemes in scenario 2

2）不同方案下網(wǎng)損對比分析

儲能接入前系統(tǒng)網(wǎng)損主要集中于12：00—18：00 與20：00—22：00 時段。方案1 在調(diào)控過程中儲能功率傳輸范圍大，造成了較高的網(wǎng)損。方案2根據(jù)各集群電壓越限情況，依次調(diào)用集群內(nèi)部儲能進行集群內(nèi)部電壓調(diào)節(jié)，降低了因儲能功率傳送而帶來的功率損耗，逐步調(diào)節(jié)考慮到各集群調(diào)壓對全網(wǎng)電壓分布的影響，故可獲得較高的網(wǎng)損收益。不同方案下的系統(tǒng)網(wǎng)損如附錄B 圖B6 所示。

通過各項指標對比可知：方案2 套利收益比方案1 多184.1 元，網(wǎng)損收益多169.7 元，方案2 系 統(tǒng)電壓偏差水平比方案1 高0.06。原因如下：①場景2 電壓越限多發(fā)生于峰時電價時段，儲能實際參與電價套利電量較少；②方案1 利用少數(shù)節(jié)點儲能進行全網(wǎng)的電壓調(diào)控，儲能輸出功率沿饋線輸送距離較遠，造成了較高的網(wǎng)損；③方案2 根據(jù)各集群電壓越限的情況，依次調(diào)用集群儲能進行集群電壓調(diào)節(jié)，降低了儲能功率傳送帶來的功率損耗，故網(wǎng)損收益高于方案1。總體來看，方案2 具有更好的運行效益與技術水平，因此方案2 控制方式具有更好的控制效果。

調(diào)節(jié)前系統(tǒng)電壓如圖5 所示，節(jié)點電壓越上限出現(xiàn)于光伏出力較大的午間時段，電壓越下限出現(xiàn)于負荷晚高峰時段系統(tǒng)長饋線末端節(jié)點；利用集群2 和3 儲能對相應集群電壓進行調(diào)節(jié)后，調(diào)節(jié)后集群內(nèi)部節(jié)點電壓幅度有明顯提升，且電壓波動指標較調(diào)節(jié)前降低36.6%。

圖5 場景2 儲能接入前后電壓分布Fig.5 Voltage distribution before and after energy storage connects to distribution network in scenario 2

4 結(jié)語

針對DG 與EV 接入配電網(wǎng)引起的節(jié)點電壓越限問題，提出了一種集群儲能調(diào)壓控制策略，以儲能運行過程中獲得的套利收益與網(wǎng)損收益最大為目標，構建了儲能經(jīng)濟調(diào)壓模型，確定了各集群儲能的最優(yōu)出力。通過算例仿真分析得出如下結(jié)論。

1）基于電氣距離的配電網(wǎng)集群劃分，可有效減少因儲能接入造成的區(qū)域間功率流動，便于儲能調(diào)節(jié)資源的合理調(diào)用，實現(xiàn)配電網(wǎng)電壓的分區(qū)控制。

2）本文所提控制策略綜合考慮了電壓越限問題及儲能運行收益，依據(jù)所建立的儲能經(jīng)濟調(diào)壓模型確定儲能最優(yōu)出力，不僅可以有效解決節(jié)點電壓越限問題，而且可以有效提高儲能系統(tǒng)運行經(jīng)濟性約15%，為儲能參與電壓調(diào)節(jié)控制策略的設計提供了參考。

3）當DG 在配電網(wǎng)中滲透率不同時，儲能系統(tǒng)主要收益來源不同。當DG 滲透率較低、電壓出現(xiàn)越下限時，儲能的主要收益來源于套利收益；當DG接入比例較高、電壓出現(xiàn)越下限與越上限時，儲能的主要收益為網(wǎng)損收益與套利收益。

未來的研究方向是如何利用儲能與DG 聯(lián)合進行電壓調(diào)節(jié)。在滿足相關約束的條件下不斷優(yōu)化儲能出力，實現(xiàn)更高效的電壓調(diào)節(jié)。

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