服務(wù)“鄉(xiāng)村振興”并網(wǎng)型光儲(chǔ)微電網(wǎng)技術(shù)的探討與研究

嚴(yán)宇航

（國網(wǎng)寧夏電力有限公司寧東供電公司，寧夏靈武 750411）

引言

為貫徹落實(shí)國家“鄉(xiāng)村振興”戰(zhàn)略，高效支撐綠色發(fā)展，緊密服務(wù)農(nóng)村更加美麗宜居，農(nóng)民生活更加富裕的發(fā)展目標(biāo)，近幾年，寧夏各地政府大力支持荒地開墾種植經(jīng)濟(jì)作物及農(nóng)牧業(yè)發(fā)展。農(nóng)村地區(qū)土地資源廣，返鄉(xiāng)務(wù)農(nóng)人員逐年增加，荒地開墾面積逐年擴(kuò)大，農(nóng)牧業(yè)發(fā)展較為迅速，機(jī)械化作業(yè)程度不斷提升，對(duì)電能質(zhì)量要求逐步提高。

寧夏各地國家級(jí)自然保護(hù)區(qū)、水源地保護(hù)區(qū)以及文物保護(hù)區(qū)分布較廣，黨的十八大以來，國家大力推進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)，生態(tài)保護(hù)紅線內(nèi)建設(shè)項(xiàng)目的相關(guān)手續(xù)很難辦理，電網(wǎng)建設(shè)環(huán)境日益嚴(yán)峻，保護(hù)區(qū)內(nèi)電網(wǎng)存在線路老化、供電半徑過長、末端電壓較低、電能質(zhì)量較差，不能滿足人民群眾的生產(chǎn)和生活用電需求等問題，新建變電站及線路因需穿越保護(hù)區(qū)而無法有效落地實(shí)施解決以上問題。因此，開拓解決農(nóng)村地區(qū)電能質(zhì)量問題的新思路是電網(wǎng)企業(yè)面臨的新問題。通過建設(shè)光儲(chǔ)微電網(wǎng)一體化供能系統(tǒng)，能有效避免線路跨越保護(hù)區(qū)問題，助力打造清潔、低碳、高效的用電示范工程[1]，實(shí)現(xiàn)保護(hù)區(qū)內(nèi)人與自然的和諧發(fā)展。

1 資源稟賦分析

1.1 太陽能資源

從能源總量來看，該地區(qū)的年平均日照小時(shí)數(shù)達(dá)到3300 h/y，可利用光照時(shí)間較多。年均總輻射量達(dá)到1600 kWh/m2，能源密度較高，利于控制建設(shè)規(guī)模。整體上來看，該地區(qū)太陽能資源比較豐富。

1.2 該區(qū)域光伏發(fā)電數(shù)據(jù)分析

通過調(diào)研，獲得該地區(qū)附近某光伏電站的年出力數(shù)據(jù)，由于此光伏電站與該地區(qū)位置非常接近，分析可得該地區(qū)光伏發(fā)電特征如下：

①整體上，光伏出力水平較高，由于氣候比較穩(wěn)定，全年云雨天氣較少，光伏出力波動(dòng)相對(duì)較小；

②當(dāng)?shù)氐墓夥隽Τ尸F(xiàn)明顯的季節(jié)分布趨勢，每年6～11月為光伏出力高峰月份，整體出力水平超出其他月份約40%；

③從日內(nèi)出力曲線可以看出，光伏的出力呈現(xiàn)明顯的日內(nèi)趨勢特征，在下午1點(diǎn)左右光伏出力達(dá)到峰值，沿著日出和日落時(shí)間出力逐漸減少。

2 負(fù)荷特征分析

2.1 年負(fù)荷特性分析

該地區(qū)負(fù)荷整體上呈現(xiàn)出季節(jié)性變化趨勢。每年5～10月為排灌季節(jié)，是負(fù)荷高峰期，11月到次年4月為非高峰季節(jié)。

該地區(qū)負(fù)荷中心由某35 kV變電站10 kVⅠ線和10 kVⅡ線供電，通過調(diào)研這兩條線的負(fù)荷，可以看出每年5～10月份排灌高峰期用電負(fù)荷最大，11～4月份非排灌高峰期用電負(fù)荷較小。具體負(fù)荷情況見表1。

表1 該地區(qū)重點(diǎn)線路年用電量

2.2 日負(fù)荷特性分析

10 kVⅠ線和10 kVⅡ線典型日負(fù)荷曲線分別如圖1，2所示。由圖可知，在生產(chǎn)旺季，日間和夜間用電負(fù)荷分別達(dá)到1 MW和2 MW以上，呈現(xiàn)持續(xù)用電的特征，需要電網(wǎng)全天地持續(xù)供電。同時(shí)，日間最高負(fù)荷大約是夜間負(fù)荷的兩倍，又呈現(xiàn)出較為明顯的日夜負(fù)荷差異。每天7～9點(diǎn)和夜間18～20點(diǎn)有負(fù)荷快速增長的趨勢。

圖1 典型日10 kVⅠ線時(shí)序負(fù)荷

圖2 典型日10 kVⅡ線線時(shí)序負(fù)荷

3 低電壓原因分析

3.1 三相不平衡

根據(jù)調(diào)研反饋，10 kVⅠ線和10 kVⅡ線在負(fù)荷高峰期通過負(fù)荷調(diào)整，基本實(shí)現(xiàn)負(fù)荷在三相間的均衡，尚不存在影響電壓跌落的情況。

3.2 線路過長，供電半徑過大

根據(jù)調(diào)研，10 kVⅠ線全長119.93 km，其中主干線長5.71 km，各分支線長114.22 km，最遠(yuǎn)供電線路供電半徑為21.53 km；10 kVⅡ線全長70 km，其中主干線長5.66 km，各分支線長69.78 km，最遠(yuǎn)供電線路供電半徑為30.4 km。兩條線路均存在10 kV主線過長，支線供電半徑過長的問題。由此可見供電半徑過長是線路末端低電壓的主要原因。

3.3 灌溉季節(jié)異步電機(jī)較多，缺乏無功補(bǔ)償

在電力系統(tǒng)中，無功功率為電力網(wǎng)絡(luò)及各種電力設(shè)備提供勵(lì)磁，主要為變壓器和感應(yīng)電動(dòng)機(jī)提供勵(lì)磁電流。無功功率來源主要有發(fā)電機(jī)、高壓輸電線路、大型同步電動(dòng)機(jī)和補(bǔ)償裝置。該地區(qū)10 kVⅠ線和10 kVⅡ線兩條線路的主要負(fù)荷包括灌溉電機(jī)等動(dòng)力設(shè)備，需要無功功率。每年夏秋灌溉季節(jié)，系統(tǒng)中動(dòng)力設(shè)備同時(shí)率較高，需要大量無功功率，如未能得到補(bǔ)償，則會(huì)造成線路整體電壓下降，加重末端電壓過低的問題。從調(diào)研了解到的情況來看，當(dāng)?shù)氐钠骄β室驍?shù)在0.8左右，有時(shí)會(huì)降到0.7以下，線路末端無功補(bǔ)償缺乏是造成線路末端低電壓問題的主要原因之一。

綜上所述，造成線路末端低電壓的原因有兩個(gè)：一是線路過長、供電半徑過大，是造成電壓損失的主要原因；二是線路負(fù)荷主要包括異步電機(jī)水泵等，排灌季節(jié)同時(shí)率較高，導(dǎo)致功率因數(shù)降低，無功需求增加，線路功率傳輸過大。

4 微電網(wǎng)配置方案

4.1 光儲(chǔ)系統(tǒng)主要約束

4.1.1 容量約束[1,2]

在規(guī)劃微電網(wǎng)電源之前，結(jié)合微電網(wǎng)內(nèi)部負(fù)荷功率及自然資源儲(chǔ)藏量，確定規(guī)劃微電網(wǎng)電源的總?cè)萘俊７植际诫娫囱b機(jī)容量受到微電網(wǎng)內(nèi)部自然資源分布及儲(chǔ)藏情況的限制。

4.1.2 可再生能源裝機(jī)比例約束

受到環(huán)保政策的限制，微電網(wǎng)新能源發(fā)電的裝機(jī)容量需達(dá)到一定比例值[2]。結(jié)合微電網(wǎng)的地理位置考慮各類分布式電源的占地面積以及可再生自然資源儲(chǔ)藏量等多種因素，需要對(duì)分布式電源裝機(jī)容量的上限加以限制。

4.1.3 供電可靠性約束

光伏系統(tǒng)應(yīng)保證示范區(qū)域內(nèi)負(fù)荷供給的可靠性，保證末端負(fù)荷的有效支撐。

4.1.4 可再生能源消納利用率約束

應(yīng)保證可再生能源的優(yōu)化利用，盡量避免棄光現(xiàn)象，滿足國家對(duì)于新能源消納棄風(fēng)棄光率的要求。

4.1.5 電能質(zhì)量約束

保證線路末端電壓穩(wěn)定運(yùn)行在一定范圍內(nèi)。

4.1.6 儲(chǔ)能電池充放電約束

儲(chǔ)能電池是微電網(wǎng)中的核心裝置，配置成本一般較高[3]，儲(chǔ)能電池自身的充放電特性在規(guī)劃時(shí)應(yīng)予以考慮，避免頻繁充放電對(duì)儲(chǔ)能電池本身的損害。

4.2 光儲(chǔ)系統(tǒng)規(guī)劃方案

通過統(tǒng)計(jì)2019年灌溉期（5到10月）10 kVⅠ線和10 kVⅡ線最大負(fù)荷出現(xiàn)的頻率、電壓日曲線、日負(fù)荷曲線等可看出用電高峰集中在兩個(gè)時(shí)段，一個(gè)是白天7點(diǎn)到9點(diǎn)，另一個(gè)是傍晚18點(diǎn)到晚20點(diǎn)，結(jié)合線路末端目標(biāo)電壓值，經(jīng)過計(jì)算，基本確定儲(chǔ)能與光伏的建設(shè)容量為3 MW。因此，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)配置3 MWp光伏，1 MW/4 MWh儲(chǔ)能，2 MvarSVG，可達(dá)到10 kVⅠ線和10 kVⅡ線末端電壓符合國家關(guān)于配電網(wǎng)電壓偏差（7%）的要求。

通過分析可知，當(dāng)光伏發(fā)電曲線與負(fù)荷曲線在同一坐標(biāo)系時(shí)，白天光伏給儲(chǔ)能充電電量約為2.34 MWh，早高峰時(shí)儲(chǔ)能放電約1.822 MWh，晚高峰放電約2.333 MWh，總計(jì)放電約4 MWh，能夠滿足要求。低谷充電功率為0.2 MW，能夠滿足變壓器的運(yùn)行條件。

4.3 光儲(chǔ)系統(tǒng)接入方案

根據(jù)現(xiàn)場調(diào)研及負(fù)荷分析，初步確定微電網(wǎng)可接入位置為10 kVⅠ線線路末端負(fù)荷中心處，采用分布式光伏進(jìn)行10 kV并網(wǎng)，組件選用多晶275 Wp約11 000塊，經(jīng)逆變器、匯流箱、3000 kVA變壓器升壓并入10 kV，同時(shí)配置SVG保證電能質(zhì)量。

儲(chǔ)能方案采用預(yù)制艙，24個(gè)164.8 kWh電池柜分為兩組，分別匯流后接至兩臺(tái)500 kW的儲(chǔ)能變流器并接入低壓交流母線，再經(jīng)1250 kVA變壓器匯入10 kV電網(wǎng)。

4.4 微電網(wǎng)運(yùn)行策略

通過分析可知，該區(qū)域內(nèi)負(fù)荷的年度變化特征明顯，每年5～10月負(fù)荷較重，其他月份負(fù)荷明顯變小，因此微電網(wǎng)年際運(yùn)行策略如下[4‐6]：

（1）由于光伏發(fā)電量與負(fù)荷年際變化呈正相關(guān)趨勢，微電網(wǎng)在每年負(fù)荷旺季（5～10月）重點(diǎn)運(yùn)行，此時(shí)光伏發(fā)電功率較大，可以滿足負(fù)荷需求；

（2）微電網(wǎng)在每年負(fù)荷淡季（11～4月）可以退出運(yùn)行，依靠現(xiàn)有10 kV線路滿足負(fù)荷需求；

（3）運(yùn)行期間，需要通過監(jiān)控系統(tǒng)對(duì)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測，同時(shí)需運(yùn)檢人員進(jìn)行系統(tǒng)維護(hù)。

根據(jù)該區(qū)域負(fù)荷的日間特性，應(yīng)重點(diǎn)滿足用電高峰集中的兩個(gè)時(shí)段，一個(gè)是白天7點(diǎn)到9點(diǎn)，另一個(gè)是傍晚18點(diǎn)到晚20點(diǎn)。微電網(wǎng)系統(tǒng)日間充放電策略為：

充電場景：

（1）光伏的發(fā)電高峰出現(xiàn)在12點(diǎn)附近，若此時(shí)負(fù)荷水平不高，光伏剩余電量存至儲(chǔ)能，儲(chǔ)能應(yīng)以滿足傍晚18～20點(diǎn)削峰需求量為宜；

（2）該區(qū)域夜間負(fù)荷約為日間負(fù)荷的60%，儲(chǔ)能可以利用夜間系統(tǒng)負(fù)荷小的時(shí)段充電，儲(chǔ)能應(yīng)盡量充滿，以備兩個(gè)高峰負(fù)荷需求。

放電場景：

（1）白天7到9點(diǎn)光伏發(fā)電功率較低，儲(chǔ)能需放電，放電主要來源于前日夜間低谷充電，放電深度以削峰為主要目標(biāo)，并適當(dāng)留有余量；

（2）在晚18到20點(diǎn)負(fù)荷高峰放電，放電主要來源于夜間低谷充電和日間光伏儲(chǔ)能，可加大放電深度，運(yùn)行至較低SOC水平。

5 結(jié)束語

近年來，我國儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用快速發(fā)展，已在電力系統(tǒng)各個(gè)環(huán)節(jié)得到示范應(yīng)用，本研究的光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)旨在解決新建線路因跨越自然保護(hù)區(qū)等無法解決農(nóng)網(wǎng)線路供電半徑過長、末端電壓低、電能質(zhì)量差等相關(guān)問題，為解決農(nóng)村地區(qū)電能質(zhì)量問題提供了新思路和新方案。光儲(chǔ)微電網(wǎng)通過在線路中引入分布式電源，在線路末端增加有功和無功注入，可以改善線路潮流，降低網(wǎng)供負(fù)荷量，減小線路壓降，提升線路末端電壓水平，并且可以有效解決當(dāng)?shù)刎?fù)荷需求，提高供電質(zhì)量，服務(wù)“鄉(xiāng)村振興”戰(zhàn)略，高效支撐綠色發(fā)展，助力農(nóng)村更加美麗宜居，農(nóng)民生活更加富裕的發(fā)展目標(biāo)。