摘要:高比例新能源系统储能容量优化,对于提高新能源消纳能力,降低储能电站建设成本具有重要意义。研究了抽水蓄能、压缩空气、电化学储能等储能电站的容量效益、电量效益,提出了储能电站参与调峰的成本效益分析模型,进而提出了一种确定高比例新能源系统储能电站建设规模和型式的方法。以我国西北地区实际高比例新能源系统为研究对象,分析了储能的容量需求、各种储能的成本和效益,研究结果可为我国高比例新能源系统储能容量需求、储能规划和运行提供参考。
储能在电网中可以发挥调频、调峰等多种功能,通过储能提高电网的新能源接纳能力成为研究热点[1,2,3,4,5,6,7]。文献[8]针对新能源发电的波动问题,提出利用储能平抑新能源发电的波动。文献[9]以最小化储能投资成本和弃风成本为优化目标,建立储能与电网一体化优化模型。文献[10]建立储能双层规划模型,外层配置储能容量,内层优化储能充放电功率。文献[11]利用生产模拟程序计算了江苏电网不同场景的储能需求。文献[12]建立一种综合优化模型研究多种储能设备的规划和运行。仿真算例表明所提模型可用于研究储能对提高风电接入能力的作用,适用于多种应用场景。文献[13]对微电网储能容量协同优化进行了研究。文献[14]发现用户侧储能在峰谷电价差较大地区具有经济性。文献[15]提出了储能经济效益系数指标,用以计算年储能的利润率。文献[16]对微电网储能容量协同优化进行了研究,考虑了源、荷的预测误差,在保证较好经济效益的同时,提升了微电网的并网友好特性水平。文献[17]针对用户侧储能目前没有得到充分利用的情况,提出了建立储能服务市场的相关建议。文献[18]研究了典型的储能配置案例,指出了用户侧储能在峰谷电价套利等方面的应用前景和存在的问题。文献[19]构建了考虑机组燃料成本、启停成本、环境成本及运行维护成本的机组组合模型。文献[20]提出了储能两阶段鲁棒规划模型,以包含机组燃料成本、储能投资成本、弃风惩罚成本及切负荷惩罚成本的综合成本最小为目标,采用列生成算法求解。文献[21]构建了储能随机规划方法,建立了不同典型日下系统期望运行成本的平均值最小模型。
随着我国西北地区高比例新能源发电的大规模接入,对储能容量需求和效益的综合评估是储能健康发展的迫切需求。本文建立了高比例新能源系统储能需求和效益评估模型。储能需求分析部分采用8760h生产仿真模拟,考虑了储能运行方式、新能源配额约束、新能源弃电率约束等。储能效益分析模型中,计算不同类型储能的容量效益和电量效益,并将其折算成经济指标,与储能成本对比,计算出不同储能的净效益,从而选择最经济的储能类型。研究结果可为我国高比例新能源系统储能电站容量优化提供参考。
1、数学模型
1.1 储能容量需求与类型分析
以规划水平年内系统净收益最大为目标,提出一种储能电站优化规划的启发式算法,计算流程如图1所示,主要为:
(1)利用8760h生产仿真模拟程序,分析系统新能源弃电量和弃电时段分布,确定高比例新能源系统储能电站的容量需求。一般以新能源消纳配额或者新能源弃电率低于某一门槛值为约束,本文考虑新能源弃电率低于5%;
(2)在系统供电可靠性水平不变的情况下,计算储能电站投入运行后,系统可以降低的火电装机和煤耗,进而分析不同类型储能电站的容量效益和电量效益,得出不同储能类型的净效益;
(3)对不同储能类型的净效益进行排序,选择最优的储能类型与容量需求。
1.2 生产模拟数学模型
(1)目标函数
在满足负荷需求约束下,尽量减少新能源弃电和发电煤耗,目标函数为
式中:f(pthi,t)为火电机组i在时段t的发电成本函数;pthi,t为火电机组i在时段t的有功出力;Qupi,t和Qoffi,t分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用;λ1、λ2、λ3分别为弃风、弃光、弃水的惩罚因子;λ4为失负荷惩罚;λ5为失备用惩罚;Wb,t为时段t内节点b的风电出力;W(0)b,t为时段t内节点b的风电预测出力;Sb,t为时段t内节点b的光伏出力;S(0)b,t为时段t内节点b的光伏预测出力;Ei,t为水电机组i时段t的弃水;lb,t和hb,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量;G为所有火电机组的集合;M为所有水电机组的集合;T为所有时段的集合;B为所有节点的集合。
图1储能容量需求与类型分析
(2)约束条件
包括系统平衡约束、电站/机组运行约束、地区间联络线功率约束等,本节主要介绍储能约束。
储能电站在参与系统功率平衡的贡献为放电功率减去充电功率,即
式中:PtB为储能电站t时刻对系统的功率贡献;Pi,tBOut为第i个储能电站t时刻的放电功率;Pi,tBIn为第i个储能电站t时刻的充电功率。
平衡约束为
式中:xBIni,t为第i个储能电站t时刻是否充电的0-1变量,1表示储能处于充电状态,0表示储能未处于充电状态;PBIn,mini为最小充电功率;PBIn,maxi为最大充电功率;xBOuti,t为第i个储能电站t时刻是否发电的0-1变量,1表示储能电站处于发电状态,0表示机组未处于发电状态;PBOut,mini为最小发电功率;PBOut,maxi为最大发电功率。
充放电状态整数变量约束为
该式表示任意一个时刻,充电和放电的状态只能任选其一。
储能电站能量流动约束
式中:Ei,t为第i个储能电站t时刻内部存储的电能;ηBIn为储能电站充电效率;ηBOut为储能电站放电效率。
储能电站能量约束
式中:EiMax、EiMin分别为第i个储能电站内部存储的电能的最大值与最小值。
充电状态切换整数变量约束
式中:sBIn,upi,t为第i个储能电站t时刻由非充电转换到充电的动作变量,1表示由未充电切换到充电,0表示没有这种状态变化;sBIn,downi,t为第i个储能电站t时刻由充电切换到未充电的动作变量,1表示由充电切换到未充电,0表示没有这种状态变化;类似地,sBOut,upi,t为第i个储能电站t时刻由非放电转换到放电的动作变量,1表示由未放电切换到放电,0表示没有这种状态变化;sBOut,downi,t为第i个储能电站t时刻由放电切换到未放电的动作变量,1表示由放电切换到未放电,0表示没有这种状态变化。
上述中的充电状态切换整数变量二者不可同时发生,故有约束
2、储能效益评估
高比例新能源系统中加入储能后可减少新能源弃电量,从而减少火电发电量及燃料消耗,折算成经济指标
式中:Eecc为储能加入前后节约的煤耗成本;Ff和Ff-ess分别为加入储能前后全年的耗煤量;κ为标煤单价。
储能电站投入运行后,系统可以减少常规电源装机容量,如图2所示,即计算在可靠性水平不变的情况下,储能电站投入运行后,可以降低的火电装机,折算成经济指标
式中:Erpp为储能的容量替代效益;Cin,g和Com,g分别为储能替代火电装机容量对应的投资等年值和年运行维护费;CRF(r,YG)为等年值系数;PG和PG-ess分别为储能加入前后系统的火电装机;KG为火电的单位投资;η为火电的运行维护费率;r为基准折现率;YG为火电机组寿命。
图2储能电站替代容量原理示意图
电网中加入储能后系统的总效益为
储能电站的净收益为
式中:CESS为储能在全生命周期的年成本费用,即
式中:CIn为储能投资的等年值;COM为储能的年运行维护成本,即
式中:PESS、EESS分别为储能的功率和容量;CP、CE分别为储能的功率和容量的单位投资;C(r,YC)为等年值系数;YC为储能寿命;KO为储能的单位功率年运行维护成本系数;KM为储能的单位容量年运行维护成本系数;QESS为储能的年发电量。
可以看出,FESS有可能大于零、也有可能小于零。若FESS大于零,说明储能是有效益的;若FESS小于零,说明储能不经济。
3、算例
3.1 研究基础
以我国西北某省区为算例,基础数据和技术经济指标如表1—表4所示。储能类型考虑抽蓄电站、压缩空气、电池储能3种型式,电池储能考虑铅酸电池、钠硫电池、液流电池和锂离子电池。
表1西北某省区实际电网数据
表2各类储能设备的效率
表3储能参数
表4经济测算指标
3.2 储能容量需求分析
按新能源弃电率低于5%控制,逐步增加储能容量直至满足新能源弃电约束,如图3—图4所示,可以看出:
(1)对于同一储能装机容量,随着储能时长的增加弃电率逐步降低;对于同一储能时长,随着储能装机容量的增长弃电率逐步降低;
(2)储能装机容量小于3000MW,储能时长小于10h,新能源弃电率难以降低至5%以下;储能装机容量大于3000MW,储能时长在10h以内,新能源弃电率可能降低至5%以下。
通过储能需求分析,认为储能装机选择3000MW、储能时长8h为基本的储能需求。
图3储能与新能源弃电率关系
图4储能容量需求
3.3 储能成本效益分析
测算不同类型的储能的效益,从而对不同储能类型进行排序。由于储能效益的发挥与储能运行方式相关,考虑3种储能策略:1
运行策略1:该策略以尽量接纳新能源弃电量为目标,兼顾晚高峰负荷供电,即在系统发生弃电时储能电站即储电,当没有弃电发生时,根据需要预留一部分电量,在负荷高峰时发电,其余电量即刻放电。该策略的优点是储放电时段清晰,缺点是基本不存在替代火电装机效应。
运行策略2:该策略在电网有新能源弃电发生时就储电,在系统不弃电且火电可继续压出力的时刻发电腾空,以便接纳下一时段的新能源弃电。该策略的优点是调度简单、易操作,储能电站能够充分利用,降低弃电率效果较好;缺点是储能系统频繁动作,在储/发之间来回切换,影响储能寿命,而且也无火电装机替代效益。
运行策略3:以全系统最优运行为目标,优化安排储能电站的工作位置。缺点是对调度运行技术要求较高,新能源出力预测不准可能导致系统运行存在风险。
以储能装机3000MW,储能时长8h的电池储能(运行效率按90%)为例,通过生产模拟确定不同运行策略下的储能电站的电量效益和容量效益,如表5所示。可以看出:储能按策略1运行,系统新能源弃电率可降低约3.06%,弃电量减少约17.70亿kWh,火电发电量减少约13.09亿kWh,节约发电煤耗约39.73万t,替代火电装机效益为0;储能按策略2运行,系统新能源弃电率可降低约3.23%,弃电量减少约18.71亿kWh,火电发电量减少约13.86亿kWh,节约发电煤耗约42.04万t,替代火电装机效益为0;储能按策略3运行,系统新能源弃电率可降低约3.76%,弃电量减少约21.83亿kWh,火电发电量减少约17.57亿kWh,节约发电煤耗约53.32万t,可替代约2000MW火电装机。
表5不同运行策略下的储能电站效益分析
因此,运行策略3的容量效益和电量效益能得到最大的发挥,储能获得的效益也最大,以下仅按策略3对不同储能类型进行成本效益分析,如表6—表7所示,可以看出:
(1)配置储能3000MW(8h),新能源弃电率可降低约3.8%,弃电量减少约22亿kWh。从系统运行煤耗情况来看,抽蓄转换效率按75%,火电发电量减少约17.57亿kWh,节约发电煤耗约53.41万t;压缩空气转换效率按40%~70%,火电发电量减少约9.89亿~16.13亿kWh,节约发电煤耗约30.44万~51.15万t;电池储能转换效率按70%~90%,火电发电量减少约16.13亿~20.79亿kWh,节约发电煤耗约51.15万~62.00万t;
(2)装设3000MW储能电站,系统容量效益约2000MW,容量替代率约66.67%。
表6储能电站电量效益分析
表7储能电站容量效益分析
储能成本效益分析结果如表8—表10所示。可以看出:
(1)电池类储能效率基本在70%以上,电量效益较好,抽蓄电站效率在75%左右,电量效益次之,压缩空气效率较低,大多低于60%,电量效益最差。电池类储能中,锂离子电池效率最高(约90%),电量效益最大,液流电池效率最低,电量效益最小;
(2)电池类储能单位投资较高,使用寿命较短,储能成本等年值较高,抽蓄电站和压缩空气使用寿命基本相当,压缩空气单位投资较高,储能成本等年值略高,抽蓄电站储能成本等年值最低。电池类储能中,锂离子电池储能成本等年值最低,传统铅酸电池储能成本等年值最高;
(3)目前储能成本较高,对于不同型式的储能,系统净收益均为负值,经济性较差。对比不同型式的储能,抽蓄电站净效益最好,电池类净效益最差。电池类储能中锂离子电池的净效益最好,传统铅酸电池净效益最差。
表8储能效益分析
注:火电单位投资按3500元/kWh,建设期2年,使用寿命按30年,运行维护费率按3%。
表9储能成本分析
表10储能净收益分析
4、结束语
(1)基于分层优化的思想,采用双层决策模型,将长时间尺度的储能规划问题放在外层优化中求解,将短时间尺度的运行问题放在内层优化中求解,降低了优化问题的求解规模;
(2)采用8760h生产仿真模拟程序,测算了高比例新能源系统中不同储能的容量效益和电量效益,考虑了储能电站的多种运行方式。对比了抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能的效益和成本;
(3)目前储能成本较高,高比例新能源系统装设储能的效益不能抵扣高额的成本,经济性较差。对比不同型式的储能,抽蓄电站净效益最好,电池类净效益最差。电池类储能中锂离子电池的净效益最好,传统铅酸电池净效益最差。
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基金:国家自然科学基金(51807149).
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