集中-分布式混合压缩空气储能电站优化规划策略

尹斌鑫，苗世洪，李姚旺，张松岩，赵海彭

（1.华中科技大学电气与电子工程学院，湖北省 武汉市 430074；2.强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学），湖北省 武汉市 430074；3.清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市 100084；4.清华四川能源互联网研究院，四川省 成都市 610213）

0 引言

随着城市化进程和乡村振兴战略的推进，城镇居民的生活水平不断提高，城镇用电负荷水平大幅度提升［1］，中国广东、河北、湖南等多地出现了缺电问题［2-4］。为了解决以上问题，可采取扩建输电线路、就地增建电源和安装储能等方法。其中，分布式储能可安装在负荷附近，能够缓解输配电线路阻塞、延缓输配电设备增容、平抑分布式可再生能源波动，受到越来越多的关注［5-6］。电池作为成熟的储能技术已在分布式储能领域应用，具有响应迅速、效率高等优点，但使用寿命较短、存在安全风险等缺点。因此，目前仍未得到有效克服［7-8］。

已有部分学者研究了先进压缩空气储能（compressed air energy storage，CAES）技术作为分布式储能的可行性［9］。先进CAES 克服了传统CAES 依赖化石燃料、循环效率低、依靠大型储气室等 缺 点［10-12］。 其 中，先 进 绝 热 压 缩 空 气 储 能（advanced adiabatic compressed air energy storage，AA-CAES）通过存储和再利用压缩热取消了化石燃料的使用，提高了系统效率。液态空气储能（liquid air energy storage，LAES）在AA-CAES 的基础上，将高压空气深冷液化并储存在储罐中，在发电时加压升温汽化，从而摆脱了对大型储气室的依赖，且能量密度更大，可移动存储［9］，适合作为分布式储能。

上述先进CAES 系统优点突出，各国开展了多项工程验证工作［13-15］，尤其是AA-CAES 系统方面。已经建成了多座大容量的工程，包括：1）2021 年，江 苏 金 坛60 MW/300 MW·h 盐 穴AA-CAES 示范项目并网试验成功［16-17］；2）同年，河北张家口100 MW/400 MW·h 的AA-CAES 国家示范项目送电成功［18］。以上工程充分验证了AA-CAES 技术的可 行 性。在LAES 系 统 方 面，2018 年，Highview 电力公司在英国兰开夏郡邦利的5 MW/15 MW·h LAES 系统正式投运［19］，并宣布将于2023 年在英国曼彻斯特郡部署一个50 MW/250 MW·h 的LAES电站［20］。可以看出，LAES 技术近年来发展迅速，在国内外示范工程中得到了验证应用，逐渐趋于成熟［21］。

AA-CAES 和LAES 具有较强的技术和经济互补性［9］，二者结合可以降低AA-CAES 对大型储气室的依赖，运行更加灵活。文献［22-23］将二者组成混合储能系统，在电价较低时利用电能制取液态空气和高压空气，在电价较高时利用液态空气发电，很好地发挥了AA-CAES 和LAES 的优势，分析结果表明混合储能系统具备经济性。但是，以上研究仅考虑AA-CAES 和LAES 在同一场地的情况，未能考虑二者接入不同网络、不同位置的场景。

对此，文献［9］以LAES 为能源枢纽站，在不同电网处灵活配置分布式CAES 电站，提出了一种基于LAES 枢纽站的分布式CAES 结构和相应的控制方法。在负荷低谷期，LAES 生产液态空气，同时还可通过分流阀为AA-CAES 生产高压空气。在负荷高峰期，LAES 利用液态空气发电，生产的高压空气则可用储气罐储存并运输至远方AA-CAES 发电站，AA-CAES 利用高压空气发电。但文献［9］未建立分布式CAES 电站的能量流通模型，也未考虑储气罐运输的相关问题，难以反映分布式CAES 电站运行时能量效率、各项实际成本、整体经济效益的真实情况，也未能提出分布式CAES 电站的优化规划策略。

同时，根据工程建设情况来看，目前已建成多座大规模（数十兆瓦至百兆瓦级）的AA-CAES 电站，且更多的大规模（百兆瓦级及以上）AA-CAES 电站仍在规划和建设中，而LAES 电站规模仍相对较小。以百兆瓦级及以上的AA-CAES 电站为枢纽中心建立分布式LAES，将更符合当前工程建设现状。且由于液态空气的密度高于高压空气，LAES 系统的能量密度高于AA-CAES 系统。相较于高压空气而言，液态空气更适合于通过储罐运输至远方用于发电，分布式LAES 比分布式AA-CAES 在运输方面将更具优势。

在上述背景下，对于已经建有大规模AACAES 电站的电力系统，可在AA-CAES 电站周围缺电的城镇配电网处建设分布式LAES 电站，利用AA-CAES 电站储存的高压空气制取液态空气，并运输至缺电区域用以填补供电缺口。据此，本文面向电力系统中负荷演变的场景，设计了一种集中-分布式混合CAES 电站架构，并研究其优化规划与运行方法。

本文首先结合AA-CAES 和LAES 两种储能电站的特点，设计了集中-分布式混合CAES 电站基本结构和运行流程。然后，研究混合CAES 电站的运行过程，建立了各过程的能量流通、转化和损耗模型。在此基础上，基于全寿命周期成本理论，考虑设备的安装成本与系统运行成本，建立了集中-分布式混合CAES 电站优化规划与运行模型。最后，通过仿真分析，对比了建设混合CAES 电站的方案和扩建输电线路、增建燃气轮机、建设电池储能等方案的效果，仿真结果验证了本文混合CAES 电站优化规划与运行模型的有效性，对比结果体现了混合CAES 电站在部分场景中的优势。

1 集中-分布式混合CAES 电站系统架构

集中-分布式混合CAES 电站的架构示意图如图1 所示。

图1 集中-分布式混合CAES 电站架构示意图Fig.1 Schematic diagram of structure of centralized-distributed hybrid CAES station

本文所述面向以下场景：在输电网层级已建立了百兆瓦级及以上集中式AA-CAES 电站，而其周围城镇由于社会发展出现较大的用电负荷增长情况，原有输电线路容量已经不足以支撑增长后的用电需求。在此场景下，可依托大规模AA-CAES 电站建设分布式LAES 电站，用于填补该城镇的电力负荷供应缺口。AA-CAES 电站接入大电网处，在电能富余时驱动压缩机将空气压缩至高温高压状态，并通过换热器降至常温储存，同时将压缩热存储在蓄热器中。发电过程中，利用蓄热器存储的热量预热高压空气，随后高温高压空气驱动膨胀机发电。AA-CAES 电站往往采用大型盐穴作为储气室，储能容量较大，其主要用于大电网的削峰填谷和备用支撑等场景。分布式LAES 利用蓄冷回热器存储的冷量，将AA-CAES 电站储气室中存储的高压空气深冷液化并储存至液态空气储罐中，随后将液态空气储罐和蓄冷回热器共同运输至缺电的城镇配电网。在用电高峰期，液态空气经低温泵升压后通向蓄冷回热器释放冷量变为常温高压空气，再经由换热器加热变为高温高压空气驱动透平发电。在上述过程中，液化过程所用的冷量来自发电过程中蓄冷回热器存储的液态空气的冷量，以及未液化的常压空气所携带的冷量。同时，为使分布式LAES 系统在储、释能压力相等时能高效运行，在蓄冷液化段添加低温膨胀机，用于补充不足的冷量［10］。发电过程所需的热量则由城镇配电网中的燃气轮机所提供。需要指出的是，集中式AA-CAES 电站通常在负荷低谷期存储高压空气，而在负荷高峰期发电。可在负荷低谷期增大AA-CAES 电站的压缩功率，从而存储更多的高压空气，分布式LAES 电站利用该部分空气即可满足自身运行需求（分布式LAES电站的功率和容量仅为AA-CAES 电站的10%以下），因此对AA-CAES 电站发电过程的影响可控。

2 集中-分布式混合CAES 电站建模

AA-CAES 电站的模型已较为成熟，本文不再赘述，详见文献［24］。本章主要对LAES 电站液化存储、运输、汽化和发电等过程进行建模。

2.1 分布式LAES 电站液态空气充气过程建模

液化率Y表示液化过程的损耗，如式（1）所示［25］。液化所需冷量和汽化时低温泵功耗等参数的计算方法将在后文介绍。

式中：ṁCAES，out为AA-CAES 电站储气室输出的高压空气质量流量；ṁLAES，in为进入LAES 电站液态空气储罐的液态空气质量流量。

LAES 电站的液态空气存储在液态空气储罐中，储罐中液态空气的质量如下：

式中：mLAES，t为t时段液态空气储罐中空气的质量；ṁLAESc，t和ṁLAESg，t分 别 为t时 段LAES 电 站 的 充 气 质量流量和发电消耗的空气质量流量；Δt为单位调度时长，本文取1 h。

LAES 电站液态空气质量需要满足以下约束：

式中：mLAES，0为初始时刻液态空气储罐中空气的质量；mLAES，max为液态空气储罐最大储气质量，如式（4）所示［26］。

式中：ρLA为液态空气的质量密度，忽略罐内压强的影响，取值为900 kg/m3［26］；VLAES为LAES 电站全部液态空气储罐的总容积。

分 布 式LAES 电 站 的 充 气 量ṁLAESc，t应 小 于 当前储罐的最大空余容量：

式中：uLAESc，t为0-1 变量，表示t时段LAES 电站是否充 气，若LAES 在t时 段 充 气，则uLAESc，t=1，反 之uLAESc，t=0。

为了减少LAES 电站与AA-CAES 电站进行交互时对沿途居民的干扰，设置LAES 电站每日的充气次数限制如下：

根据前文分析，分布式LAES 电站制取液态空气的过程对集中式AA-CAES 电站的影响可控。结合式（1）和AA-CAES 电站压缩功率与空气质量流量的关系式［24］，制取液态空气过程中的等效能耗ELAESc，t为：

式中：kCAESc为压缩功率与空气质量流量的比例。

2.2 分布式LAES 电站发电过程建模

蓄冷回热器需要存储液态空气汽化过程中的冷量，所需蓄冷容量计算如下：

式中：QCES，max为蓄冷回热器的最大蓄冷量；hLAESp，out为低温泵输出到蓄冷回热器中的空气比焓；hLAESg，in为蓄冷回热器输出到LAES 发电过程的空气比焓。

汽化过程中，采用低温泵对液态空气进行升压以便于汽化，低温泵的功耗计算如下：

式 中：PLAESp，t为t时 段LAES 电站发电过程低温泵的耗电功率；hLAESp，in为低温泵的入口液态空气比焓。

以上分布式LAES 电站液化过程与汽化过程的公式是对系统热力学过程的定性描述，未涉及具体系统功耗的计算。为精确分析系统的能效，除定性分析外，还应对系统各设备的功耗进行定量计算。而分布式LAES 电站液化、汽化过程较为复杂，工作介质存在多种存在形式，且在部分热力设备中还存在相变的情况，仅通过手动进行物性计算的方式将非常复杂繁琐。为了提高计算效率和准确度，本文采用当前广泛应用的过程模拟软件Aspen Plus 对分布式LAES 电站的液化、汽化过程进行计算。本文采用文献［10］中通过液体膨胀机进行液化的一次抽气系统结构和参数进行模拟计算。

液态空气经低温泵加压通入蓄冷回热器中释冷后变为常温高压空气，随后通入换热器中进行预热，预热过程消耗的热功率计算如下［27］：

蓄热器的蓄热、放热功率约束如下：

蓄热器的蓄热量约束如下：

式 中：QHES，t为t时 段 蓄 热 器 的 储 热 量；QHES，0为 初 始时刻的蓄热器储热量；ηHESc和ηHESd分别为蓄热器的储热效率和放热效率；QHES，max为蓄热器的额定储热量。

空气经换热器加热后驱动膨胀机发电，发电功率的表达式如下［24］：

式 中：PLAESg，t为LAES 在t时 段 的 发 电 功 率；γ为 空气的比热比；τLAESg，i为LAES 电站第i级膨胀机的膨胀比；Rg=286.7 J/（kg·K）为空气的气体常数；ηLAESg为LAES 电站发电过程效率。

发电功率的上下限约束如下：

式 中：uLAESg，t为0-1 变 量，表 示LAES 电 站 是 否 处 于发电工况，当LAES 电站处于发电工况时uLAESg，t=1，反 之uLAESg，t=0；PLAESg，rate为LAES 电站的 额 定 发 电 功 率；PLAESg，min为LAES 电 站 的 最 小 发电功率，本文将其设置为额定发电功率的40%。

2.3 分布式LAES 电站运输过程建模

分布式LAES 电站需要将空罐和蓄冷回热器运往集中式AA-CAES 电站处，并将装满液态空气的储罐和蓄冷回热器运回LAES 电站处。

需要运输的液态空气储罐质量计算如下：

式中：mst，t为t时段运输液态空气所需储罐的质量；mst1和Vst1分别为单个储罐的质量和容积；kst=mst1/(ρLAVst1)为储罐质量与所运输液态空气质量的比例。

需要运输的蓄冷回热器质量mCESt，t为［28-29］：

式中：cCES为蓄冷回热器的平均比热容，可根据文 献［28-29］参 数 进 行 计 算；TLAESg，out，0为 蓄 冷 回热器出口气温；TLAESp，out为低温泵出口温度；kCES=(hLAESg，in-hLAESp，out)/[cCES(TLAESg，out，0-TLAESp，out)]为比例系数，表示所需运输的蓄冷回热器的质量与相应液态空气的质量成正比。

根据对分布式LAES 电站运输过程往返载重的分析，可得到分布式LAES 电站的运输成本DLAESt，t：

式中：dLAESt为单位运输距离下单位重量的运输成本；l为LAES 电站与AA-CAES 电站 的距离。

2.4 LAES 电站备用约束

LAES 电站汽化后的发电过程与AA-CAES 电站类似，因此本文不再赘述，详见文献［30］。

3 混合CAES 电站优化规划模型

3.1 优化目标

本文以城镇配电网运营商为主体进行研究，分析其建立混合CAES 电站的最优容量和建成后的运行方法。为了更好地分析建设混合CAES 电站经济性，本文设置了扩建输电线路、增建燃气轮机、建设电池储能等方案进行对比。优化规划目标为新建设施的投资成本与建成后系统的运行成本之和最小，即

式中：Dtotal为日均总成本；Dinv为日均投资成本；Ntyp为典型日的种类数；κj为第j类典型日所占比例；Dop，j为第j类典型日的系统运行成本。

3.1.1 投资成本

本文采用全寿命周期成本方法将投资成本等效为日均成本，从而将其与运行成本统一考量。投资成本包括LAES 电站、电池储能、扩建输电线路、增建燃气轮机等的安装成本，以及工程周期内达到使用寿命需要更换设备的置换成本。

1）安装成本

式 中：Dins为 总 日 均 安 装 成 本；DLAES，ins、Dbat，ins、Dptl，ins和DCHP，ins分别为LAES 电站、电池储能、扩建输电线路和增建燃气轮机的安装成本；s为折现率，本文取为8%；Ne为工程周期，本文设 定为20 年；dLAESg为LAES 电站单位额定发电功率安装成本；dHES和dCES分别为蓄热器和蓄冷回热器的单位容量安装成本；dst为 液 态 空 气 储 罐 的 单 位 容 积 安 装 成 本；dbat，p和dbat，e分别为电池储能的功率转化和能量存储单元的单位安装成本［31］；Pbat，rate和Ebat，rate分别为电池储能的额定功率和额定容量；dptl为输电线路单位容量、单位长度的安装成本，本文假设输电线路的长度和LAES 电站与AA-CAES 电站的距离相等，均为l；dptl，l为输电线路单位长度的安装成本；Pptl为扩建输电线路容量；dCHP为燃气轮机单位额定发电功率的安 装 成 本；PCHP，2，rate为 新 建 燃 气 轮 机 的 额 定 发 电功率。

2）置换成本

在本文需增建的设施中，电池储能的寿命（10年）短于工程周期（20 年）。因此，计算其置换成本Drep如下：

式中：Nbat为电池储能的寿命；k为置换次数；nbat=Ne/Nbat-1 为电池储能需要置换的总次数，当Ne/Nbat为非整数时，nbat向上取整。

3.1.2 运行成本

系统运行成本包括向大电网购电的成本、燃气轮机的运行成本以及LAES 电站的运行成本。LAES 电站运行时除了需要支付运输成本外，还消耗了AA-CAES 电站存储的高压空气，高压空气压缩过程中消耗了电能，需要支付该部分电能的购电成本。因此，运行成本Dop计算如下：

式中：de，t和Pb，t分别为t时段向大电网购电的电价和功 率；FCHP，m，t为 燃 气 轮 机t时 段 消 耗 的 天 然 气 量，m=1 表示现有燃气轮机，m=2 表示新建燃气轮机；dng为 天 然 气 价 格；DCHPs，t为t时 段 热 电 联 产 机 组的启动成本。

3.2 约束条件

3.2.1 其他设备约束

1）燃气轮机

燃气轮机的功率约束、天然气消耗量约束详见文献［32］，其爬坡约束、备用约束和启停时间约束与常规火电机组相近，本文不再赘述。

2）电池储能

充放电功率约束如下：

式中：Pbatc，t和Pbatd，t分别为t时段电池储能的充电功率 和 放 电 功 率；ubatc，t和ubatd，t为 表 示 电 池 充 放 电 工 况的0-1 变量，当电池处于充电状态时ubatc，t=1，当电池处于放电状态时ubatd，t=1。

电池的能量约束如下：

式 中：Ebat，t和Ebat，0分 别 为t时 段 和 初 始 时 刻 电 池 储存的能量；ηbatc和ηbatd分别为电池的充、放电效率；Smax和Smin分别为电池的荷电状态上、下限。

电池的备用能力约束如下：

3.2.2 系统运行约束

除设备约束外，系统运行时还应满足购电功率约束、弃风约束、功率平衡约束、备用约束等约束。

1）购电约束

式中：Pb，max为扩建输电线路后向上级电网购电功率的上限；Pb，base为现有输电容量所允许的最大购电功率。

2）弃风约束

式 中：PWcur，t和PW，t分 别 为t时 段 弃 风 功 率 和 风 电 的预测功率。

3）功率平衡约束

式中：PL，t为t时段的负荷功率。

4）备用约束

3.3 求解方法

上文所列约束中，式（5）、式（11）、式（14）和式（22）等约束存在变量相乘的情况，可采用文献［33］的转化方法进行线性化。以式（14）为例进行转化，其 中uLAESg，t PLAESg，min≤PLAESg，t部 分 可 转 化 为 式（30），而PLAESg，t≤uLAESg，t PLAESg，rate部 分 可 转 化 为式（31）。

式中：M为一个近似无穷大的常数。

当uLAESg，t=1 时，式（30）和式（31）的第2 行公式被 松 弛，第1 行 公 式 分 别 变 为PLAESg，min≤PLAESg，t和PLAESg，t≤PLAESg，rate，与 原 公 式 等 效；当uLAESg，t=0 时，式（30）和式（31）的第1 行公式被松弛，第2 行公式分 别 变 为0 ≤PLAESg，t和PLAESg，t≤0，即PLAESg，t=0，与原公式等效。经过转化后，本文的优化问题变为混合整数线性规划问题，可采用常见的商业求解器进行求解［34-35］。本文采用MATLAB 的Yalmip 工具箱调用Cplex 12.8.0 求解器对上述优化问题进行求解。

4 算例仿真与分析

4.1 算例参数

AA-CAES 电站压缩部分和储气室出口压力等参 数 见 附 录A 表A1［10］。分 布 式LAES 电 站 的 参 数见附录A 表A2。其中，本文根据文献［36］中LAES电站的单位功率安装成本折半计算LAES 电站单位充电/发电功率的安装成本。需要指出的是，分布式LAES 电站仅有发电过程而无压缩过程，因此分布式LAES 电站单位功率安装成本为常规LAES 电站单位功率安装成本的50%；液态空气储罐的参数参考液氮储罐的市场情况；蓄冷器和蓄热器的参数参考文献［37］，运输成本参数参考［38］。根据以上参数可以计算得到AA-CAES 电站的效率为65.28%，分布式LAES 电站的效率为56.75%。燃气轮机的参数主要参考文献［32］，已有燃气轮机的额定发电功率为3 MW，其余参数根据文献［38］的参数进行等比例换算；新建燃气轮机的运行参数以类似方法获取；燃气轮机的安装成本为7 898 440 元/MW，寿命为25 年［37］。电池储能的参数详见附录A 表A3。现有输电容量为7 MW，输电线路的其他参数详见附录A 表A4［37］。

典型日负荷预测曲线是基于文献［39］获取的，详见附录A 图A1。典型日风电出力预测曲线见附录A 图A2。过渡季、夏季和冬季在一年中所占比例分 别 为0.167 1、0.419 2 和0.413 7［39］。时 段1～7、23～24 的电价为255 元/（MW·h）；时段8～11、15～18 的 电 价 为638 元/（MW·h）；其 余 时 段 的 电 价为1 020 元/（MW·h）。假设风电和负荷的最大预测误差分别为20%和5%。

为了更好地对比分析建设混合CAES 电站的效果，本文设置了5 种场景进行仿真，各场景的设置如表1 所示，其中，“√”表示该场景有相应的升级。需要指出的是，由于现有输电线路和燃气轮机的整体供电能力不足，如果只配置电池储能，仍然不足以满足系统的供电要求。因此，场景4 将同时扩建输电线路和增建电池。

表1 各场景设置Table 1 Setting of each scenario

4.2 仿真结果和对比分析

各场景的优化规划与调度结果如表2 所示，其中，QTES，max为蓄热器的最大容量。各设备的运行成本与系统运行成本均为考虑各典型日加权比例后的计算结果，场景1～4 的成本数据是以场景5 数据为基准的相对值。

表2 各场景规划结果Table 2 Planning results of each scenario

4.2.1 混合CAES 电站效益分析

从表2 中场景1～4 的总成本数据可以看出，在城镇配电网电负荷出现明显增长导致原配电网供电能力不足的情况下，依托AA-CAES 电站建设分布式LAES 电站的方案相比其他3 种方案的经济效益更优。接下来，从不同场景所选方案对系统各项成本的影响入手，分析混合CAES 电站经济性占优的原因。

在安装成本方面，场景1 的总日均安装成本最小。这主要是因为分布式LAES 电站可利用AACAES 电站的高压空气制取液态空气，从而无须建设压缩过程的各类设备，节省了部分安装成本。其次，分布式LAES 电站的单位容量安装成本远低于电池，单位发电功率的建设成本与电池相近，且使用寿命大于电池。同样地，相比于使用寿命相同的输电线路和燃气轮机，分布式LAES 电站的单位安装成本仍然占优。从表2 中各设施的安装容量也可看出，扩建输电线路、增建燃气轮机、建设电池储能等方案的最优容量往往较低，仅满足供电需求并保留一定的备用能力即可。而分布式LAES 电站对系统运行经济性的效果较好，同时可以用相对较小的安装成本取得与其他方案相近的效果。因此，分布式LAES 电站的最优功率和容量相对较大。

在运行成本方面，由表2 可以看出，场景3 的总运行成本较大，这是因为系统的供电缺口主要由发电效率不高的燃气轮机补足，其向大电网购电成本与燃气轮机运行成本之和组成的运行成本偏高。相较而言，场景1、2、4 的总运行成本较小且较为接近，但其成本的分布不同，场景1 中直接向大电网购电的成本较低，系统所缺电能主要由分布式LAES 电站供给。虽然其能量也是来自大电网处的AACAES 枢纽电站，但可在谷电价时段补充液态空气，因此分布式LAES 电站的运行成本在可接受的合理范围内。同时，分布式LAES 电站发电过程需要燃气轮机提供热能，因此场景1 中燃气轮机出力比场景2、4 大，燃气轮机运行成本有所上涨。但综合来看，场景1 的运行成本与场景3、4 相差不大，且存在较小的优势。场景2、4 的运行成本相差不大，且主要由向大电网购电的成本组成。这是因为场景2、4补足电能缺口的方法主要为扩大向上级电网购电的容量。场景2 通过扩建线路增大向大电网购电功率的上限，而场景4 还结合了电池储能，使得系统能减少峰值电价时段的购电量，从而轻微降低了购电成本。但由于电池的单位安装成本较高、使用寿命较短，电池在容量较小时能取得经济效益，且对系统的整体影响较小，从而场景2、4 的运行成本和总成本较为接近。

对场景5 进行分析，场景5 综合考虑各种方案进行优化。由于燃气轮机的经济效益较差，场景5 未配置新的燃气轮机。场景5 在场景1 的基础上额外建设了小容量的输电线路和电池储能，主要是用于增加系统的备用调节能力，以填补分布式LAES 电站备用容量的不可调节区域［30］。由于提高了备用调节能力，场景5 对分布式LAES 电站的额定功率和容量进行了小幅度调整，分布式LAES 电站的日均安装成本略微上浮，加上新建输电线路和电池储能的安装成本，日均安装成本有所上升，带来系统运行成本更大幅度的降低，系统总成本有所下降。

4.2.2 混合CAES 电站对系统运行方式的影响分析

本节对系统调度运行方式进行研究分析，以缺电情况最为严重的夏季典型日为对象，分析其调度结果。场景1、2、4、5 的典型日调度结果如图2 所示。需要指出的是，燃气轮机调节能力较低，其提供的备用容量较低，效果不明显且难以在图中展示，因此，图2 未标注燃气轮机的备用容量。

图2 各场景夏季典型日调度结果Fig.2 Scheduling results in summer typical days of each scenario

根据图2（b）可知，扩建输电线路主要用于弥补负荷高峰时段的供电缺口以及提供备用。由于燃气轮机的发电效率较低，经济效益不高，仅在大电网购电和风电供电不足时发电。场景4 在场景2 的基础上额外考虑了建设电池储能的方案，根据图2（c）可知，电池可在负荷高峰时段分担一部分发电与提供备用的压力，因此部分负荷高峰时段大电网的备用容量可以为0，且供电功率有所下降，从而场景4中输电线路扩建容量可以小于场景2。

根据图2（c）可知，分布式LAES 电站的主要作用是在系统供电能力不足时发电并提供备用。由于LAES 电站发电过程中需要消耗热能且其发电往往在缺电时段，LAES 电站发电时燃气轮机大部分时段都处于运行状态，向系统输出电能的同时为LAES 电站提供热能。此外，可以看出在电价高峰时段，LAES 电站的发电量最大。这是因为LAES电站的运行成本（制取液态空气所耗电能的购电成本与LAES 电站运输成本之和）小于电价高峰时段节省的购电成本，LAES 电站此时发电具有经济效益。

根据图2（d）可知，场景5 在场景1 的基础上扩建了输电线路并安装了电池储能。其中，扩建输电线路的主要作用是在电价非高峰时段增大向大电网购电的功率，从而可以在这些时段减少经济效益较差的燃气轮机的使用。同时，由于增大了向大电网购电的功率上限，LAES 电站的额定发电功率可以适当减小，并且在部分时段停机。为了弥补LAES电站停机时的备用不可调节区，场景4 安装了电池储能提供正备用，并在部分时段发电减小供电压力。可以看出场景4 的运行成本相较于场景1 有一定程度的下降，但由于输电线路和电池储能的安装成本不低，场景4 的总成本相较于场景1 仅有小幅度的下降。

4.2.3 运输距离对混合CAES 电站经济性的影响

本节分析运输距离对混合CAES 电站经济性的影响，为此基于场景1 设置了场景6 和场景7，场景6和场景7 的运输距离分别为30 和40 km，其他参数与场景1 相同。不同运输距离下的规划结果如表3所示，其中，场景6 和场景7 的成本数据是以场景1数据为基准的相对值。

表3 不同运输距离下的规划结果Table 3 Planning results wtih different transportation distances

由表3 可知，当运输距离增大时，分布式LAES电站的额定功率和容量减小。这是因为其他参数不变运输距离变大时，分布式LAES 电站的运输成本上升，其经济性有所下降，因此最优容量变小。场景6 的总成本略小于场景2，说明运输距离在30 km 以下时，建设分布式LAES 电站的经济性优于扩建输电线路。随着运输距离进一步增大，分布式LAES电站的容量进一步减小，从而分布式LAES 电站的供电能力减弱，系统向大电网购电的成本上升，系统整体经济性进一步下降，但仍优于安装燃气轮机的方案（场景3）。

5 结语

本文针对因负荷增长导致的城镇配电网缺电问题，设计了一种集中-分布式混合CAES 电站架构，并建立了其优化规划模型，基于该模型对比了建设混合CAES 电站与扩建输电线路、增建燃气轮机、安装电池储能等方案的效益，得到以下结论：

1）分布式LAES 电站采用液态空气及其储罐作为能量的存储和运输介质，具有较高的能量密度，可有效弥补城镇配电网的供电缺口，而且其可在电价低谷时利用电能制取液态空气，在电价高峰时发电，从而可有效提高系统的经济性。

2）分布式LAES 电站可利用集中式AA-CAES电站的高压空气制取液态空气，从而节省了压缩过程各类设备的安装成本。同时，分布式LAES 电站还能显著降低系统运行成本，因此，安装分布式LAES 电站的方案在本文场景下经济效益最佳。

3）在本文算例参数条件下，兆瓦级的电池储能可配合扩建输电线路满足系统供电需求，而燃气轮机发电效率相对较低，其经济效益略低。

本文研究了单个分布式LAES 电站的优化规划问题，多个分布式LAES 与集中式AA-CAES 电站的联合规划与调度方法值得继续开展研究。

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