考虑经济性的大规模风光储系统容量优化配置

罗星岩，马少华

(沈阳工业大学电气工程学院，辽宁 沈阳 110870)

储能容量的优化配置一般是在综合考虑储能系统成本、高低功率转换成本、土木建设成本、运维成本、电站电池种类等因素的前提下，以提高系统运行稳定性、安全性和经济性为目的，寻求最优的储能容量配置方案。如果储能设备配置容量过大，会导致部分电池闲置浪费，对经济性不利；储能配置容量过小，则对系统运行稳定性与安全性造成隐患。因此，合理的配置储能容量需满足在完成储能电站自身调峰调频等任务的基础上，满足电网调度运行需求；配置的容量应尽可能满足电网的经济需要，确保以较小的成本完成电网优化运行任务。

有关于储能配置优化的问题，国内外学者在各种场景下做了很多研究。文献[1]为蓄电池和超级电容器组成的混合储能系统，使用改进量子粒子群算法配置储能容量，该算法对平均最优粒子权重分配不同，使其适应度减小趋势不同，从而提高混合储能容量配置的经济性。文献[2]对含有大规模风电的配网场景，以有功网损、电压偏差及总投资成本最小建立模型作为目标函数，使用改进的鲸鱼算法对模型求解，仿真结果表明，该算法可以对储能系统的选址、定容提供有效结果，从而提升风储联合系统的经济性和安全性。文献[3]以蓄电池的系统级芯片、超级电容的端电压和最大功率作为约束，同时考虑能量控制策略的影响，应用改进粒子群优化算法同时对蓄电池和超级电容的容量和功率进行设计。本文主要研究大规模储能系统容量优化配置问题。

1 储能电站成本

1.1 储能电站全生命周期成本

储能电站的全生命周期成本可以分为安装成本和运行成本[4]。其中，安装成本是指建设储能站所需的投资成本；运行成本是指储能电站日常运行时产生的成本，包括运行维护成本、电站残值和附加成本等。其结构组成如图1所示。

图1 储能电站全生命周期成本

a.储能系统成本

储能系统成本由材料成本和电池制造成本构成。由于储能系统具有能量和功率的特性，因此采用储能系统的能量成本Ce和储能系统的功率成本Cp来评估不同情景下的储能系统成本。

b.功率转化成本

功率转化成本具体表示为储能额定功率与额定容量的比值。目前大多数电化学储能系统的功率转换器成本为50～80万元/MWh。

Ce=λpeCp

(1)

式中：λpe为储能额定功率除以储能额定容量；Ce为系统能量成本，万元/MWh；Cp为系统功率成本，万元/MWh。

c.建设成本

储能电站的建设成本包括储能站施工建设、设计规划等成本，其成本为储能系统成本的3%～10%，其数学表达式如下。

式中：Cte、Ctp分别为储能容量型和储能功率型系统场景下各自的建设成本，万元/MWh；λt为储能建设成本与储能系统成本的比值。

d.运行维护成本

储能电站的运行维护成本是指储能站建设完成投运后，日常运行投入的燃料费用、设备维修保养费用、零部件更换费用、人力费用、报废部件折旧费用等。通过调研可知，抽水蓄能电站相比于其他电化学储能技术，其运行维护成本最高，其年均运行维护费用为7000～8000万元/GW。综合起来，运维成本占系统成本的1%～10%，具体与电池种类相关。其表达式为

式中：Cye、Cyp分别为容量型和功率型储能站的运行维护成本，万元/MWh；λy为运行维护成本与系统成本的比值。

e.电站残值

电站残值是指电化学储能电站服役期过去后减去处理成本后的剩余价值。目前，铅蓄电池和全钒液流电池种类的回收价值较高，占系统成本的20%～40%。三元锂电池的电池组中，电极材料含有钴、镍等金属元素，价格较高，其回收价值为10%～18%。而磷酸铁锂电池由于材料中没有贵重金属，所以其回收价值较低。

此外，电化学储能站在服役期结束后，电池组件由于寿命过低报废，不过其功率转换装置依然具有利用价值，因此，储能电站残值在3%～40%，具体值与储能技术类型有关。

式中：Cce、Ccp分别为容量型储能站和功率型储能站的电站残值，万元/MWh；λc为储能电站残值与储能系统成本的比值。

f.附加成本

储能电站附加成本是指除上述成本外的其他成本，包括银行贷款利息、办理证件费用、准许入网检测费用、各种项目管理费等附加费用。目前该项成本缺少标准性和规范性的统一评价标准，通过调研以及数据测算，附加成本费用与储能系统成本比值为10%～20%，未来随着储能电站项目逐步规范化、标准化，在拥有统一评价指标后，该项成本将明显降低。

式中：Coe、Cop分别为容量型储能站和功率型储能站的附加成本，万元/MWh；λo为储能电站的附加成本与储能系统成本的比值。

1.2 储能系统度电成本

度电成本又被称为平准化成本(levelized cost of energy, LCOE)，是对储能电站在整个生命周期内的成本与其总发电量平准化后计算得到的储能成本。其计算方式为储能电站总投资/储能电站总发电量。度电成本的计算对储能容量配置和储能技术经济性评估具有重要指导意义。其计算表达式如下。

式中：Cdu为度电成本，万元/MWh；Csum为储能系统总成本，万元/MWh；Esum为储能电站全生命周期内总发电量，kWh；N为循环使用寿命，a；KDOD为放电深度，%；η为系统能量效率，%。其计算参数以及几种类型的储能技术度电成本如表1所示。

表1 各类型电池系统技术经济参数

表1选取当前比较常用的3种储能电池类型，由表1可知，铅碳电池的投资成本和运维成本相对较低，但是其冲放电深度和循环次数不如磷酸铁锂电池和全钒液流电池，而且铅碳电池对环境的污染比其他两者更大；全钒液流电池具有优秀的循环次数和100%的冲放电深度，不过其度电成本也最为高昂，不适合作为大规模储能系统配置方案；磷酸铁锂电池具有相对较低的度电成本以及比较优秀的循环寿命。

以磷酸铁锂电池储能站为例，为计算其系统度电成本，首先要分析其系统的能量成本、电池循环寿命和铁锂储能电站残值。磷酸铁锂电池储能站对度电成本影响因素如图2所示。

(a)系统能量成本影响

(b)循环寿命影响

(c)电站残值影响图2 磷酸铁锂电池储能站对度电成本影响因素

2 风光储容量配置分析

2.1 目标函数

电网中用于提高新能源消纳的储能系统容量优化配置，综合考虑磷酸铁锂电池储能站的各项成本以及所产生的年收益，以储能系统1年净收益最大为目标，建立储能容量优化配置模型。净收益数学模型如下。

式中：Ij(n)为第n年系统第j项收益，包括电化学储能站充放电运行收益、峰谷差电价收益、新能源发电并网政策补贴、设备减缓扩容收益等；Ck(n)为第n年系统第k项成本，包括光伏阵列与电化学储能站的投资成本、系统的运行维护成本以及储能退役电池更换成本。

弃风弃光惩罚成本的表达形式为[5]

Cq=KPVPv,t+KwtPw,t

(8)

式中：KPV、Kwt为弃光、弃风惩罚成本系数；Pv,t、Pw,t为t时刻的弃光、弃风量。

2.2 约束条件

a.光伏和风电的最大输出功率小于地区最大消纳能力Pasmax与储能的最大充电功率(即额定功率P)之和。

PPV+Pwt≤Pasmax+P≤PPVmax+Pwtmax

(9)

b.储能系统能量平衡约束：储能系统在一个充放电周期内能量平衡，一般周期为1天。

c.储能系统荷电状态约束：荷电状态约束是为了保证在储能运行过程中SOC始终在安全范围内，从而最大程度延长储能电池寿命。

SOCmin≤SOC≤SOCmax

(11)

2.3 储能功率及容量计算

根据储能优化曲线P(i)及上述约束条件，可计算储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为储能额定功率；E为储能额定容量；Pd(i)为i时段储能的放电功率；Pc(i)为i时段储能充电功率；E[n]为储能的充放电电量；Epos[n]为计算周期内最大正能量；Eneg[n]为最大负能量。

3 算例分析

本文选取青海海西某地区项目为例，据统计，目前海西地区光伏总装机容量为3724 MW。随着具有随机性、不确定性的光伏和风电大规模并网，新能源在电源装机的比例快速提高，给电力系统带来一系列重大挑战。一是随着新能源的快速增长,电网与新能源之间发展不平衡矛盾日益明显，省内负荷增长缓慢，消纳能力有限，需要在更大范围内优化配置，且局部网架结构薄弱，送电能力不足；二是大规模新能源接入,青海电网运行特性发生重大变化，电网功率波动性和不确定性导致电网电压稳定、频率稳定等问题进一步激化,电网安全稳定形势更加严峻。

3.1 储能配置计算

海西新能源集中地区主要表现为海西地区缺乏常规水电或者火电的调峰电源，由于新能源发电的功率波动性和不确定性导致电网电压稳定、频率稳定等问题进一步激化，带来新能源送出进一步受限。另外，类似领跑者基地或者平价上网基地的新能源电站的增加，由于其优先上网、不参加电力交易等各方面原因将导致上网输送容量受限，海西地区其存量电站上网小时数会比原来降低。在新能源发电系统中接入储能装置的首要目的在于改善整个发电系统的时间-功率输出曲线，减少间歇式可再生能源对电网的不利影响。针对青海地区弃光现象严重，储能系统对其进行削峰填谷，提高光伏发电利用率。因此，储能系统的功率/容量配置与其在风力光伏发电系统中实现的具体功能相关。某200 MW光伏电站日出力曲线如图3所示。

图3 某200 MW光伏电站日出力曲线

考虑到各光伏电站的同时率乘以0.9的同时系数，获得海西地区的光伏发电总出力曲线，如图4所示，最大光伏出力3301 MW。

图4 海西地区典型光伏日出力曲线

风电日最大出力接近满功率运行的概率为27%，大于90%额定功率运行的概率为45%。但风电出力随机更大，因此考虑将某风电场各时刻的最大出力绘制典型出力曲线。同样考虑到各电站的同时率乘以0.9的同时系数，获得海西地区的风力发电总出力曲线，如图5所示。

图5 海西地区风力发电典型日出力曲线

综合海西地区各光伏电站及风电站的上网电价，根据容量比得到整个海西地区的综合上网电价为0.88元/kWh，购电成本按综合电价的10%考虑，即0.088元/kWh。

通过以上研究，对该算例中电化学储能电站种类选取了磷酸铁锂电池系统、全钒液流电池系统以及碳铅电池系统，各类型储能电池的容量优化目标函数可表达为

通过计算将三者优化目标简化为

式中：FLi为锂离子电池系统最佳功率容量配比；FLc为铅碳电池储能系统最佳功率容量配比；FVa为全钒液流电池储能系统最佳配比。

从上述优化目标可以看到，在目前国内各主流电池系统的技术经济水平下，锂电池储能系统的经济性最佳，因此考虑选择锂电池储能系统。

图6为某铁锂储能站某日充放电功率曲线。由图6可知，在00：00—06：00、20：00—24：00夜间时段内，储能站执行充电操作，充电的功率根据电网调度实时调整；在09：00—11：00、13：00—17：00储能电站执行放电操作，在昼间时段内，电池储能系统配合光伏电站工作，当光照强度足够满足负荷需求时，储能系统不动作，当光照强度下降且光伏电站出力无法满足负荷需求时，储能系统放电缓解电网压力。

图6 锂电池储能站日充放电功率曲线

储能采用提高新能源发电消纳的运行策略，当新能源出力大于海西地区最大消纳能力时启动，针对典型出力曲线，可以得到如图7所示的储能运行曲线。根据运行曲线，可得在考虑锂电池储能系统10%充电成本的情况下，海西地区的弃风弃光率将下降至0.3%。考虑到实际工程情况，建议海西地区配置3360 MWh的铁锂储能电池系统，海西地区的弃风弃光率降为1.2%。

图7 海西地区储能系统日典型出力曲线

3.2 经济效益分析

海西地区规划建设的储能发电站共有5座，记作A、B、C、D、E(见表2)，根据储能全寿命周期成本及度电成本测算，总投资为27.3亿元，系统度电成本为0.44元/kWh。

表2 海西地区储能电站安装成本和规模

当储能发电站以0～0.5元/kWh购买光伏弃电电量，并以0.966元/kWh的上网电价由电网企业全额收购时，年效益如表3所示。

表3 不同购电成本情况下各电站年效益

当储能发电站免费购买新能源弃电电量时，储能发电站的投资效益最大，年回报率为18.3%，5.5年内可回收投资。若要储能发电站的年回报率达8%及以上，且在寿命周期(12年)内回收投资，储能发电站的购电价格应不大于0.4元/kWh。

4 结语

本文详细分析了储能电站全寿命周期内的各项成本，并给出不同类型储能技术的储能站度电成本，以此为基础计算储能站最优容量配置。以储能系统年收益最大和光伏电站弃光量最小作为优化目标，计算得到磷酸铁锂电池储能站综合经济性最优，且最优的功率/容量配比为1∶4。再通过购电成本与各电站年效益关系分析经济效益，若要储能电站年回报率8%以上，且在寿命周期(12年)内回收投资，储能电站的购电价格应不大于0.4元/kWh。