用于電網(wǎng)削峰填谷的儲能系統(tǒng)容量配置及經(jīng)濟性評估

修曉青，李建林，惠東

(中國電力科學研究院，北京市100192)

0 引言

近年來，隨著人民生活水平的提高和電力負荷的快速增長，電網(wǎng)負荷峰谷差逐步增大，與此同時，隨機性、波動性、不可調(diào)度性的可再生能源大規(guī)模并網(wǎng)，導致電網(wǎng)的調(diào)峰問題更加突出，也給電力調(diào)度造成一系列的困難。電力系統(tǒng)中電源及輸配電設備均按照電網(wǎng)高峰負荷規(guī)劃建設，但電網(wǎng)高峰負荷持續(xù)時間較短，導致為滿足高峰負荷需求而規(guī)劃建設的電力設備資產(chǎn)利用率較低。研究解決電網(wǎng)調(diào)峰問題、提高資產(chǎn)利用率是現(xiàn)階段電網(wǎng)建設面臨的一個重要課題。

我國的電源結構以火電為主，大多數(shù)常規(guī)火電機組能夠靈活調(diào)節(jié)出力的能力不足額定容量的50%，當負荷峰谷差低于火電機組的調(diào)整范圍時，需要部分小容量機組啟停調(diào)峰或壓火調(diào)峰，甚至需投資建設更多的機組并改進火電機組的運行方式來滿足調(diào)峰需求，從而大幅增加了系統(tǒng)的運行成本［1-3］。據(jù)統(tǒng)計，近年來我國電網(wǎng)負荷的峰谷差為38% ～48%［4］。以遼寧電網(wǎng)為例，2011年遼寧電網(wǎng)峰值負荷為22 362 MW，低谷負荷為12 708 MW，峰谷差為43.2%。

調(diào)峰問題是電網(wǎng)運行中的基本問題。啟停迅速、運行方式靈活的調(diào)峰技術符合電網(wǎng)調(diào)峰技術的應用需求。在電力系統(tǒng)常規(guī)調(diào)峰技術中，相比于火電機組，水電機組啟停迅速、運行方式靈活，且調(diào)峰深度接近100%［4-5］，但水電機組的建設受地理條件的限制，不能進行大規(guī)模的推廣應用。

大規(guī)模電池儲能系統(tǒng)因其快速響應特性，具有優(yōu)越的調(diào)峰性能，可在用電低谷期作為負荷存儲電能，在用電高峰期作為電源釋放電能，實現(xiàn)發(fā)電和用電間解耦及負荷調(diào)節(jié)，削減負荷峰谷差，且其建設不受地理條件限制。以鋰離子電池、全釩氧化還原液流電池、鈉硫電池為代表的電池儲能系統(tǒng)，可有效延緩甚至減少電源和電網(wǎng)建設，提高能源利用效率和電網(wǎng)整體資產(chǎn)利用水平，改變現(xiàn)有電力系統(tǒng)的建設模式［6-7］。

影響儲能技術在電力領域規(guī)?；瘧玫闹饕蛩刂饕▋δ芟到y(tǒng)規(guī)模、技術水平、安全性及經(jīng)濟性。當儲能系統(tǒng)的容量達到MW/MWh級規(guī)模能力、滿足MW/MWh級下的安全性、循環(huán)壽命達到5 000次及以上、充放電效率達到80%及以上時，儲能系統(tǒng)的高成本成為限制其大規(guī)模應用的關鍵因素，從而有必要研究儲能應用的容量配置問題，進而評估儲能項目運營的經(jīng)濟性。儲能系統(tǒng)的應用研究主要包括2個層次:(1)在規(guī)劃前期，根據(jù)儲能系統(tǒng)應用方向，配置儲能系統(tǒng)容量，并進行經(jīng)濟性評估;(2)在儲能系統(tǒng)運行過程中，根據(jù)儲能系統(tǒng)應用目標，研究儲能系統(tǒng)在線優(yōu)化控制問題，文獻［8-9］對電池儲能系統(tǒng)削峰填谷的在線優(yōu)化控制進行了研究，文獻［10-15］研究了風電場中儲能容量的配置方法。關于規(guī)劃前期，儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰的容量配置及經(jīng)濟性問題對儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展意義重大，本文將重點圍繞此問題展開研究。

1 儲能系統(tǒng)容量配置策略

儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)示意圖如圖1所示，儲能電池經(jīng)直交變換、升壓變壓器升壓后接入大電網(wǎng)。

儲能技術用于電網(wǎng)削峰填谷的容量配置，包括功率配置和容量配置。儲能系統(tǒng)的功率需滿足系統(tǒng)調(diào)峰的功率限值，功率和容量的計算公式為

圖1 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)示意Fig.1 Energy storage systems integrated to grid

式中:PESS為儲能系統(tǒng)功率;EESS為儲能系統(tǒng)容量;ΔPi為各個時刻儲能系統(tǒng)出力需求;ΔT為樣本數(shù)據(jù)采樣時間間隔;1～m1、m2～m3，mj～mn為樣本數(shù)據(jù)中需要儲能不間斷充電 /放電的數(shù)據(jù)采樣時刻，其中不間斷充電時間定義為連續(xù)不放電時間，不間斷放電時間定義為連續(xù)不充電時間。

考慮儲能系統(tǒng)充放電平衡約束，控制儲能系統(tǒng)的充放電，控制策略如下:

(1)導入待處理的負荷數(shù)據(jù)，統(tǒng)計負荷的峰值與谷值;

(2)根據(jù)負荷峰谷值，設定儲能調(diào)節(jié)后合成出力低谷值Pref，并為合成出力峰值賦初值Pmax;

(3)系統(tǒng)循環(huán)賦初值n=1;

(4)比較負荷與Pref、Pmax的大小關系。當負荷小于Pref時，儲能電池充電;當負荷大于Pmax時，儲能電池放電;負荷在Pref、Pmax之間時，儲能電池不動作。

(5)n=n+1;

(6)若n小于所載入負荷數(shù)據(jù)的條數(shù)時，返回步驟(4)，否則進行步驟(7);

(7)統(tǒng)計儲能電池的充電電量、放電電量;

(8)判斷儲能電池充放電是否平衡。若充電電量大于放電電量，減小Pmax，返回步驟(3);若充電電量小于放電電量，增大Pmax，返回步驟(3);若充放電平衡，由式(1)～(4)計算儲能系統(tǒng)的功率、容量。

2 經(jīng)濟性分析

2.1 成本分析

電池儲能系統(tǒng)成本主要包括初始投資成本和運營維護成本。儲能系統(tǒng)的初始投資成本主要由功率成本和容量成本構成。容量成本與儲能電池的投資有關，功率成本與儲能電池用雙向變流器、監(jiān)控系統(tǒng)的投資有關。儲能系統(tǒng)的運行維護成本為維持儲能電站處于良好的待機狀態(tài)所需要的費用。

儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命是其成本分析中的重要參量。儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命，即標稱容量降至儲能電池初始額定容量的80%時，電池的完整充放電循環(huán)次數(shù)。影響電池循環(huán)壽命的主要因素包括極端溫度、過度充放電、充放電深度及充放電速率。儲能系統(tǒng)在標準充放電電流、電壓、溫度條件下工作時，其循環(huán)壽命為充放電深度的函數(shù)。儲能系統(tǒng)使用壽命年限為

式中:Tlife為對應充放電深度下儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命;Lcyc_year為年充放電循環(huán)次數(shù)。

假定不考慮儲能系統(tǒng)正常使用期內(nèi)的設備更換成本，為便于分析，根據(jù)儲能系統(tǒng)的使用壽命和基準收益率，可將儲能系統(tǒng)的總投資成本在壽命期內(nèi)進行成本分攤，與儲能系統(tǒng)的年維護成本疊加，得到儲能系統(tǒng)的費用年值。儲能系統(tǒng)費用年值為

式中:Cp為儲能系統(tǒng)單位功率成本;CE為儲能系統(tǒng)單位容量成本;PESS為儲能系統(tǒng)額定功率;EESS為儲能系統(tǒng)額定容量;n為儲能系統(tǒng)使用壽命年限;i為儲能項目投資收益率;Cm為儲能系統(tǒng)單位運維成本;Q為儲能系統(tǒng)年發(fā)電量。

2.2 經(jīng)濟效益分析

儲能系統(tǒng)定位為電網(wǎng)負荷削峰填谷，其經(jīng)濟效益包括直接效益和間接效益。直接效益主要來自于儲能系統(tǒng)采取削峰填谷模式運營，通過電網(wǎng)用電高峰與用電低谷的電價差獲取的經(jīng)濟效益。儲能系統(tǒng)的間接效益主要包括節(jié)煤效益、環(huán)境效益以及儲能系統(tǒng)延緩發(fā)輸配電設備投資帶來的經(jīng)濟效益。

儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益Iincome可分為功率效益、容量效益和環(huán)境效益，計算式為

式中:Rp_vest為常規(guī)發(fā)電機組單位功率投資額;Rout為儲能系統(tǒng)上網(wǎng)電價;Rin為儲能系統(tǒng)充電電價;RTP為常規(guī)火電機組的單位供電成本;Vi為儲能減少第i種污染物排放帶來的環(huán)境效益;n為污染物總數(shù);Qi為第i種污染物的排放量。

影響儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性的相關指標主要包括峰谷價差，儲能系統(tǒng)功率、容量、投資成本、運行維護成本、充放電深度及相應充放電深度下的循環(huán)壽命［16-17］，以及常規(guī)火電機組投資額、發(fā)電成本、環(huán)境成本等。用于評估削峰填谷的儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性的數(shù)學模型為

由式(8)可知，僅當S＞0時儲能系統(tǒng)的投資具備經(jīng)濟性。儲能系統(tǒng)投資具備規(guī)模經(jīng)濟性的條件為

3 仿真研究

以某地區(qū)2011年11月份的實際負荷數(shù)據(jù)為例進行分析，該地區(qū)凌晨0:00～6:00為用電低谷期，上午11:00前后為用電小高峰，晚17:00前后為用電高峰期。峰值負荷為 22 207 kW，低谷負荷為17 761 kW，峰谷差為20%。

采用鋰離子電池儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)負荷調(diào)峰，將用電低谷期負荷抬升至18 761 kW時，可將峰荷期常規(guī)機組出力降至20 525 kW，儲能系統(tǒng)完成一個完整充放電過程，所需儲能系統(tǒng)的功率為1 681 kW，容量為4 100 kW·h，此時峰谷差降為8.6%。負荷與儲能的合成出力及負荷曲線如圖2所示。

圖2 負荷與儲能系統(tǒng)合成出力曲線Fig.2 Synthetic output curves of load and energy storage system

參與電網(wǎng)調(diào)峰的儲能系統(tǒng)容量與儲能系統(tǒng)的調(diào)峰程度、當?shù)仉娋W(wǎng)負荷特性密切相關。儲能系統(tǒng)功率和容量需求如圖3所示。本地區(qū)的電網(wǎng)負荷，隨著調(diào)峰程度的增加，所需儲能系統(tǒng)的功率、容量隨之增加。儲能系統(tǒng)的功率受限于峰值負荷的調(diào)節(jié)量，仿真結果表明，該地區(qū)儲能系統(tǒng)的功率與峰值負荷功率的減小量相同。

考慮儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命，仿真過程中設定儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)范圍為［0.1，0.9］，每天完成1個完整充放電循環(huán)，并且以天為單位滿足充放電平衡約束，使用壽命約為15年。根據(jù)儲能系統(tǒng)容量配置與電網(wǎng)負荷調(diào)節(jié)量的關系，從社會整體效益和投資者角度分別分析儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。

圖3 儲能系統(tǒng)功率和容量需求曲線Fig.3 Power demand and capacity demand curves of energy storage system

(1)社會整體效益角度。以S為目標函數(shù)，分析儲能系統(tǒng)不同容量配置下的經(jīng)濟性。在現(xiàn)有技術經(jīng)濟水平下，鋰離子儲能電池成本約為4 500元/(kW·h)，監(jiān)控成本為5 000元/kW，常規(guī)火電機組的單位投資成本為374.72元/(kW·a)，220 kV輸電設備的單位投資成本為594元/(kW·a)，相關參量設置見表1［18-20］。

表1 參量設置Tab.1 Parameters setting

電網(wǎng)中配置儲能進行削峰填谷的經(jīng)濟效益如圖4所示。從圖4中可看，隨著所配置儲能系統(tǒng)功率的增加，儲能系統(tǒng)年收益先升高后降低。當儲能系統(tǒng)功率為753 kW、容量為684 kW·h時，年收益最大為13 740元，此時的峰谷差為15.3%，峰谷差降低了4.7%。分析儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性數(shù)學模型可得，儲能系統(tǒng)功率增大時，造成年收益下滑的主要原因是現(xiàn)階段儲能系統(tǒng)成本過高。因此有必要分析儲能電池在不同成本下的收益曲線情況。

圖4 儲能系統(tǒng)削峰填谷經(jīng)濟效益Fig.4 Economic benefits of peak load shifting of energy storage system

儲能系統(tǒng)不同成本下的收益如圖5所示。根據(jù)圖5可知，隨著每kW·h儲能成本C［單位為元/(kW·h)］的降低，儲能系統(tǒng)整體經(jīng)濟效益上升。當儲能電池成本高于3 000元/(kW·h)時，儲能系統(tǒng)投資規(guī)模不經(jīng)濟。儲能電池成本降為2 500元/(kW·h)時，隨著儲能系統(tǒng)規(guī)模的增大，儲能投資的年收益隨之增大，表明儲能成本降至該值時，儲能系統(tǒng)的投資具備規(guī)模經(jīng)濟性。

圖5 不同儲能系統(tǒng)成本下的經(jīng)濟效益Fig.5 Economic benefits under different costs of energy storage system

(2)投資者角度。對投資者而言，儲能系統(tǒng)的間接效益體現(xiàn)為儲能項目的政府補貼，因此不考慮目標函數(shù)中儲能系統(tǒng)的間接效益，僅從直接效益、政府補貼和儲能系統(tǒng)成本進行經(jīng)濟效益評估。峰谷價差與儲能項目的收益直接相關，政府補貼為500元/kW時，不同峰谷價差下儲能系統(tǒng)年收益如圖6所示。

圖6 不同峰谷價差下儲能系統(tǒng)年收益Fig.6 Annual revenue of energy storage system under different peak-valley difference

圖6(a)為儲能電池成本等于4 500元/(kW·h)時，不同峰谷價差下儲能系統(tǒng)的年收益。峰谷價差K小于2元/(kW·h)，儲能項目的投資不經(jīng)濟;峰谷價差大于2元/(kW·h)，投資具備規(guī)模經(jīng)濟性。

圖6(b)為儲能電池成本等于2 500元/(kW·h)時，不同峰谷價差下儲能系統(tǒng)年收益。峰谷價差小于1元/(kW·h)，儲能項目的投資不經(jīng)濟;峰谷價差大于1.5/(kW·h)，投資具備規(guī)模經(jīng)濟性。

4 結論

(1)用于電網(wǎng)削峰填谷時，電網(wǎng)調(diào)峰量不同，儲能系統(tǒng)的功率、容量也隨之不同。儲能系統(tǒng)功率值取決于系統(tǒng)調(diào)峰量的大小，容量值與峰值負荷的持續(xù)時間有關。

(2)在本文算例中，當儲能系統(tǒng)功率為峰值負荷的3.4%時，儲能系統(tǒng)達到最大經(jīng)濟效益。

(3)在現(xiàn)有的技術水平下，鋰離子電池儲能系統(tǒng)實現(xiàn)規(guī)?；瘧?，電池成本需降到2 500元/(kW·h)。

(4)為實現(xiàn)儲能技術的大規(guī)模發(fā)展，不僅需要廠商加大研究力度，提高儲能系統(tǒng)的技術性能，降低生產(chǎn)成本;而且需要政府出臺相關政策，支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

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