考慮經濟性的大規模風光儲系統容量優化配置

羅星巖，馬少華

(沈陽工業大學電氣工程學院，遼寧 沈陽 110870)

儲能容量的優化配置一般是在綜合考慮儲能系統成本、高低功率轉換成本、土木建設成本、運維成本、電站電池種類等因素的前提下，以提高系統運行穩定性、安全性和經濟性為目的，尋求最優的儲能容量配置方案。如果儲能設備配置容量過大，會導致部分電池閑置浪費，對經濟性不利；儲能配置容量過小，則對系統運行穩定性與安全性造成隱患。因此，合理的配置儲能容量需滿足在完成儲能電站自身調峰調頻等任務的基礎上，滿足電網調度運行需求；配置的容量應盡可能滿足電網的經濟需要，確保以較小的成本完成電網優化運行任務。

有關于儲能配置優化的問題，國內外學者在各種場景下做了很多研究。文獻[1]為蓄電池和超級電容器組成的混合儲能系統，使用改進量子粒子群算法配置儲能容量，該算法對平均最優粒子權重分配不同，使其適應度減小趨勢不同，從而提高混合儲能容量配置的經濟性。文獻[2]對含有大規模風電的配網場景，以有功網損、電壓偏差及總投資成本最小建立模型作為目標函數，使用改進的鯨魚算法對模型求解，仿真結果表明，該算法可以對儲能系統的選址、定容提供有效結果，從而提升風儲聯合系統的經濟性和安全性。文獻[3]以蓄電池的系統級芯片、超級電容的端電壓和最大功率作為約束，同時考慮能量控制策略的影響，應用改進粒子群優化算法同時對蓄電池和超級電容的容量和功率進行設計。本文主要研究大規模儲能系統容量優化配置問題。

1 儲能電站成本

1.1 儲能電站全生命周期成本

儲能電站的全生命周期成本可以分為安裝成本和運行成本[4]。其中，安裝成本是指建設儲能站所需的投資成本；運行成本是指儲能電站日常運行時產生的成本，包括運行維護成本、電站殘值和附加成本等。其結構組成如圖1所示。

圖1 儲能電站全生命周期成本

a.儲能系統成本

儲能系統成本由材料成本和電池制造成本構成。由于儲能系統具有能量和功率的特性，因此采用儲能系統的能量成本Ce和儲能系統的功率成本Cp來評估不同情景下的儲能系統成本。

b.功率轉化成本

功率轉化成本具體表示為儲能額定功率與額定容量的比值。目前大多數電化學儲能系統的功率轉換器成本為50～80萬元/MWh。

Ce=λpeCp

(1)

式中：λpe為儲能額定功率除以儲能額定容量；Ce為系統能量成本，萬元/MWh；Cp為系統功率成本，萬元/MWh。

c.建設成本

儲能電站的建設成本包括儲能站施工建設、設計規劃等成本，其成本為儲能系統成本的3%～10%，其數學表達式如下。

式中：Cte、Ctp分別為儲能容量型和儲能功率型系統場景下各自的建設成本，萬元/MWh；λt為儲能建設成本與儲能系統成本的比值。

d.運行維護成本

儲能電站的運行維護成本是指儲能站建設完成投運后，日常運行投入的燃料費用、設備維修保養費用、零部件更換費用、人力費用、報廢部件折舊費用等。通過調研可知，抽水蓄能電站相比于其他電化學儲能技術，其運行維護成本最高，其年均運行維護費用為7000～8000萬元/GW。綜合起來，運維成本占系統成本的1%～10%，具體與電池種類相關。其表達式為

式中：Cye、Cyp分別為容量型和功率型儲能站的運行維護成本，萬元/MWh；λy為運行維護成本與系統成本的比值。

e.電站殘值

電站殘值是指電化學儲能電站服役期過去后減去處理成本后的剩余價值。目前，鉛蓄電池和全釩液流電池種類的回收價值較高，占系統成本的20%～40%。三元鋰電池的電池組中，電極材料含有鈷、鎳等金屬元素，價格較高，其回收價值為10%～18%。而磷酸鐵鋰電池由于材料中沒有貴重金屬，所以其回收價值較低。

此外，電化學儲能站在服役期結束后，電池組件由于壽命過低報廢，不過其功率轉換裝置依然具有利用價值，因此，儲能電站殘值在3%～40%，具體值與儲能技術類型有關。

式中：Cce、Ccp分別為容量型儲能站和功率型儲能站的電站殘值，萬元/MWh；λc為儲能電站殘值與儲能系統成本的比值。

f.附加成本

儲能電站附加成本是指除上述成本外的其他成本，包括銀行貸款利息、辦理證件費用、準許入網檢測費用、各種項目管理費等附加費用。目前該項成本缺少標準性和規范性的統一評價標準，通過調研以及數據測算，附加成本費用與儲能系統成本比值為10%～20%，未來隨著儲能電站項目逐步規范化、標準化，在擁有統一評價指標后，該項成本將明顯降低。

式中：Coe、Cop分別為容量型儲能站和功率型儲能站的附加成本，萬元/MWh；λo為儲能電站的附加成本與儲能系統成本的比值。

1.2 儲能系統度電成本

度電成本又被稱為平準化成本(levelized cost of energy, LCOE)，是對儲能電站在整個生命周期內的成本與其總發電量平準化后計算得到的儲能成本。其計算方式為儲能電站總投資/儲能電站總發電量。度電成本的計算對儲能容量配置和儲能技術經濟性評估具有重要指導意義。其計算表達式如下。

式中：Cdu為度電成本，萬元/MWh；Csum為儲能系統總成本，萬元/MWh；Esum為儲能電站全生命周期內總發電量，kWh；N為循環使用壽命，a；KDOD為放電深度，%；η為系統能量效率，%。其計算參數以及幾種類型的儲能技術度電成本如表1所示。

表1 各類型電池系統技術經濟參數

表1選取當前比較常用的3種儲能電池類型，由表1可知，鉛碳電池的投資成本和運維成本相對較低，但是其沖放電深度和循環次數不如磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池，而且鉛碳電池對環境的污染比其他兩者更大；全釩液流電池具有優秀的循環次數和100%的沖放電深度，不過其度電成本也最為高昂，不適合作為大規模儲能系統配置方案；磷酸鐵鋰電池具有相對較低的度電成本以及比較優秀的循環壽命。

以磷酸鐵鋰電池儲能站為例，為計算其系統度電成本，首先要分析其系統的能量成本、電池循環壽命和鐵鋰儲能電站殘值。磷酸鐵鋰電池儲能站對度電成本影響因素如圖2所示。

(a)系統能量成本影響

(b)循環壽命影響

(c)電站殘值影響圖2 磷酸鐵鋰電池儲能站對度電成本影響因素

2 風光儲容量配置分析

2.1 目標函數

電網中用于提高新能源消納的儲能系統容量優化配置，綜合考慮磷酸鐵鋰電池儲能站的各項成本以及所產生的年收益，以儲能系統1年凈收益最大為目標，建立儲能容量優化配置模型。凈收益數學模型如下。

式中：Ij(n)為第n年系統第j項收益，包括電化學儲能站充放電運行收益、峰谷差電價收益、新能源發電并網政策補貼、設備減緩擴容收益等；Ck(n)為第n年系統第k項成本，包括光伏陣列與電化學儲能站的投資成本、系統的運行維護成本以及儲能退役電池更換成本。

棄風棄光懲罰成本的表達形式為[5]

Cq=KPVPv,t+KwtPw,t

(8)

式中：KPV、Kwt為棄光、棄風懲罰成本系數；Pv,t、Pw,t為t時刻的棄光、棄風量。

2.2 約束條件

a.光伏和風電的最大輸出功率小于地區最大消納能力Pasmax與儲能的最大充電功率(即額定功率P)之和。

PPV+Pwt≤Pasmax+P≤PPVmax+Pwtmax

(9)

b.儲能系統能量平衡約束：儲能系統在一個充放電周期內能量平衡，一般周期為1天。

c.儲能系統荷電狀態約束：荷電狀態約束是為了保證在儲能運行過程中SOC始終在安全范圍內，從而最大程度延長儲能電池壽命。

SOCmin≤SOC≤SOCmax

(11)

2.3 儲能功率及容量計算

根據儲能優化曲線P(i)及上述約束條件，可計算儲能功率及容量如下式(12)—式(14)所示。

P=max(Pd(i),Pc(i))

(12)

n=1,2,…，N

(13)

式中：P為儲能額定功率；E為儲能額定容量；Pd(i)為i時段儲能的放電功率；Pc(i)為i時段儲能充電功率；E[n]為儲能的充放電電量；Epos[n]為計算周期內最大正能量；Eneg[n]為最大負能量。

3 算例分析

本文選取青海海西某地區項目為例，據統計，目前海西地區光伏總裝機容量為3724 MW。隨著具有隨機性、不確定性的光伏和風電大規模并網，新能源在電源裝機的比例快速提高，給電力系統帶來一系列重大挑戰。一是隨著新能源的快速增長,電網與新能源之間發展不平衡矛盾日益明顯，省內負荷增長緩慢，消納能力有限，需要在更大范圍內優化配置，且局部網架結構薄弱，送電能力不足；二是大規模新能源接入,青海電網運行特性發生重大變化，電網功率波動性和不確定性導致電網電壓穩定、頻率穩定等問題進一步激化,電網安全穩定形勢更加嚴峻。

3.1 儲能配置計算

海西新能源集中地區主要表現為海西地區缺乏常規水電或者火電的調峰電源，由于新能源發電的功率波動性和不確定性導致電網電壓穩定、頻率穩定等問題進一步激化，帶來新能源送出進一步受限。另外，類似領跑者基地或者平價上網基地的新能源電站的增加，由于其優先上網、不參加電力交易等各方面原因將導致上網輸送容量受限，海西地區其存量電站上網小時數會比原來降低。在新能源發電系統中接入儲能裝置的首要目的在于改善整個發電系統的時間-功率輸出曲線，減少間歇式可再生能源對電網的不利影響。針對青海地區棄光現象嚴重，儲能系統對其進行削峰填谷，提高光伏發電利用率。因此，儲能系統的功率/容量配置與其在風力光伏發電系統中實現的具體功能相關。某200 MW光伏電站日出力曲線如圖3所示。

圖3 某200 MW光伏電站日出力曲線

考慮到各光伏電站的同時率乘以0.9的同時系數，獲得海西地區的光伏發電總出力曲線，如圖4所示，最大光伏出力3301 MW。

圖4 海西地區典型光伏日出力曲線

風電日最大出力接近滿功率運行的概率為27%，大于90%額定功率運行的概率為45%。但風電出力隨機更大，因此考慮將某風電場各時刻的最大出力繪制典型出力曲線。同樣考慮到各電站的同時率乘以0.9的同時系數，獲得海西地區的風力發電總出力曲線，如圖5所示。

圖5 海西地區風力發電典型日出力曲線

綜合海西地區各光伏電站及風電站的上網電價，根據容量比得到整個海西地區的綜合上網電價為0.88元/kWh，購電成本按綜合電價的10%考慮，即0.088元/kWh。

通過以上研究，對該算例中電化學儲能電站種類選取了磷酸鐵鋰電池系統、全釩液流電池系統以及碳鉛電池系統，各類型儲能電池的容量優化目標函數可表達為

通過計算將三者優化目標簡化為

式中：FLi為鋰離子電池系統最佳功率容量配比；FLc為鉛碳電池儲能系統最佳功率容量配比；FVa為全釩液流電池儲能系統最佳配比。

從上述優化目標可以看到，在目前國內各主流電池系統的技術經濟水平下，鋰電池儲能系統的經濟性最佳，因此考慮選擇鋰電池儲能系統。

圖6為某鐵鋰儲能站某日充放電功率曲線。由圖6可知，在00：00—06：00、20：00—24：00夜間時段內，儲能站執行充電操作，充電的功率根據電網調度實時調整；在09：00—11：00、13：00—17：00儲能電站執行放電操作，在晝間時段內，電池儲能系統配合光伏電站工作，當光照強度足夠滿足負荷需求時，儲能系統不動作，當光照強度下降且光伏電站出力無法滿足負荷需求時，儲能系統放電緩解電網壓力。

圖6 鋰電池儲能站日充放電功率曲線

儲能采用提高新能源發電消納的運行策略，當新能源出力大于海西地區最大消納能力時啟動，針對典型出力曲線，可以得到如圖7所示的儲能運行曲線。根據運行曲線，可得在考慮鋰電池儲能系統10%充電成本的情況下，海西地區的棄風棄光率將下降至0.3%。考慮到實際工程情況，建議海西地區配置3360 MWh的鐵鋰儲能電池系統，海西地區的棄風棄光率降為1.2%。

圖7 海西地區儲能系統日典型出力曲線

3.2 經濟效益分析

海西地區規劃建設的儲能發電站共有5座，記作A、B、C、D、E(見表2)，根據儲能全壽命周期成本及度電成本測算，總投資為27.3億元，系統度電成本為0.44元/kWh。

表2 海西地區儲能電站安裝成本和規模

當儲能發電站以0～0.5元/kWh購買光伏棄電電量，并以0.966元/kWh的上網電價由電網企業全額收購時，年效益如表3所示。

表3 不同購電成本情況下各電站年效益

當儲能發電站免費購買新能源棄電電量時，儲能發電站的投資效益最大，年回報率為18.3%，5.5年內可回收投資。若要儲能發電站的年回報率達8%及以上，且在壽命周期(12年)內回收投資，儲能發電站的購電價格應不大于0.4元/kWh。

4 結語

本文詳細分析了儲能電站全壽命周期內的各項成本，并給出不同類型儲能技術的儲能站度電成本，以此為基礎計算儲能站最優容量配置。以儲能系統年收益最大和光伏電站棄光量最小作為優化目標，計算得到磷酸鐵鋰電池儲能站綜合經濟性最優，且最優的功率/容量配比為1∶4。再通過購電成本與各電站年效益關系分析經濟效益，若要儲能電站年回報率8%以上，且在壽命周期(12年)內回收投資，儲能電站的購電價格應不大于0.4元/kWh。