考慮經(jīng)濟(jì)性的大規(guī)模風(fēng)光儲(chǔ)系統(tǒng)容量?jī)?yōu)化配置

羅星巖，馬少華

(沈陽(yáng)工業(yè)大學(xué)電氣工程學(xué)院，遼寧 沈陽(yáng) 110870)

儲(chǔ)能容量的優(yōu)化配置一般是在綜合考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)成本、高低功率轉(zhuǎn)換成本、土木建設(shè)成本、運(yùn)維成本、電站電池種類等因素的前提下，以提高系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性、安全性和經(jīng)濟(jì)性為目的，尋求最優(yōu)的儲(chǔ)能容量配置方案。如果儲(chǔ)能設(shè)備配置容量過(guò)大，會(huì)導(dǎo)致部分電池閑置浪費(fèi)，對(duì)經(jīng)濟(jì)性不利；儲(chǔ)能配置容量過(guò)小，則對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性與安全性造成隱患。因此，合理的配置儲(chǔ)能容量需滿足在完成儲(chǔ)能電站自身調(diào)峰調(diào)頻等任務(wù)的基礎(chǔ)上，滿足電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行需求；配置的容量應(yīng)盡可能滿足電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)需要，確保以較小的成本完成電網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行任務(wù)。

有關(guān)于儲(chǔ)能配置優(yōu)化的問(wèn)題，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在各種場(chǎng)景下做了很多研究。文獻(xiàn)[1]為蓄電池和超級(jí)電容器組成的混合儲(chǔ)能系統(tǒng)，使用改進(jìn)量子粒子群算法配置儲(chǔ)能容量，該算法對(duì)平均最優(yōu)粒子權(quán)重分配不同，使其適應(yīng)度減小趨勢(shì)不同，從而提高混合儲(chǔ)能容量配置的經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[2]對(duì)含有大規(guī)模風(fēng)電的配網(wǎng)場(chǎng)景，以有功網(wǎng)損、電壓偏差及總投資成本最小建立模型作為目標(biāo)函數(shù)，使用改進(jìn)的鯨魚(yú)算法對(duì)模型求解，仿真結(jié)果表明，該算法可以對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的選址、定容提供有效結(jié)果，從而提升風(fēng)儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性和安全性。文獻(xiàn)[3]以蓄電池的系統(tǒng)級(jí)芯片、超級(jí)電容的端電壓和最大功率作為約束，同時(shí)考慮能量控制策略的影響，應(yīng)用改進(jìn)粒子群優(yōu)化算法同時(shí)對(duì)蓄電池和超級(jí)電容的容量和功率進(jìn)行設(shè)計(jì)。本文主要研究大規(guī)模儲(chǔ)能系統(tǒng)容量?jī)?yōu)化配置問(wèn)題。

1 儲(chǔ)能電站成本

1.1 儲(chǔ)能電站全生命周期成本

儲(chǔ)能電站的全生命周期成本可以分為安裝成本和運(yùn)行成本[4]。其中，安裝成本是指建設(shè)儲(chǔ)能站所需的投資成本；運(yùn)行成本是指儲(chǔ)能電站日常運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生的成本，包括運(yùn)行維護(hù)成本、電站殘值和附加成本等。其結(jié)構(gòu)組成如圖1所示。

圖1 儲(chǔ)能電站全生命周期成本

a.儲(chǔ)能系統(tǒng)成本

儲(chǔ)能系統(tǒng)成本由材料成本和電池制造成本構(gòu)成。由于儲(chǔ)能系統(tǒng)具有能量和功率的特性，因此采用儲(chǔ)能系統(tǒng)的能量成本Ce和儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率成本Cp來(lái)評(píng)估不同情景下的儲(chǔ)能系統(tǒng)成本。

b.功率轉(zhuǎn)化成本

功率轉(zhuǎn)化成本具體表示為儲(chǔ)能額定功率與額定容量的比值。目前大多數(shù)電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率轉(zhuǎn)換器成本為50～80萬(wàn)元/MWh。

Ce=λpeCp

(1)

式中：λpe為儲(chǔ)能額定功率除以儲(chǔ)能額定容量；Ce為系統(tǒng)能量成本，萬(wàn)元/MWh；Cp為系統(tǒng)功率成本，萬(wàn)元/MWh。

c.建設(shè)成本

儲(chǔ)能電站的建設(shè)成本包括儲(chǔ)能站施工建設(shè)、設(shè)計(jì)規(guī)劃等成本，其成本為儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的3%～10%，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下。

式中：Cte、Ctp分別為儲(chǔ)能容量型和儲(chǔ)能功率型系統(tǒng)場(chǎng)景下各自的建設(shè)成本，萬(wàn)元/MWh；λt為儲(chǔ)能建設(shè)成本與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的比值。

d.運(yùn)行維護(hù)成本

儲(chǔ)能電站的運(yùn)行維護(hù)成本是指儲(chǔ)能站建設(shè)完成投運(yùn)后，日常運(yùn)行投入的燃料費(fèi)用、設(shè)備維修保養(yǎng)費(fèi)用、零部件更換費(fèi)用、人力費(fèi)用、報(bào)廢部件折舊費(fèi)用等。通過(guò)調(diào)研可知，抽水蓄能電站相比于其他電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)，其運(yùn)行維護(hù)成本最高，其年均運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用為7000～8000萬(wàn)元/GW。綜合起來(lái)，運(yùn)維成本占系統(tǒng)成本的1%～10%，具體與電池種類相關(guān)。其表達(dá)式為

式中：Cye、Cyp分別為容量型和功率型儲(chǔ)能站的運(yùn)行維護(hù)成本，萬(wàn)元/MWh；λy為運(yùn)行維護(hù)成本與系統(tǒng)成本的比值。

e.電站殘值

電站殘值是指電化學(xué)儲(chǔ)能電站服役期過(guò)去后減去處理成本后的剩余價(jià)值。目前，鉛蓄電池和全釩液流電池種類的回收價(jià)值較高，占系統(tǒng)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(jià)格較高，其回收價(jià)值為10%～18%。而磷酸鐵鋰電池由于材料中沒(méi)有貴重金屬，所以其回收價(jià)值較低。

此外，電化學(xué)儲(chǔ)能站在服役期結(jié)束后，電池組件由于壽命過(guò)低報(bào)廢，不過(guò)其功率轉(zhuǎn)換裝置依然具有利用價(jià)值，因此，儲(chǔ)能電站殘值在3%～40%，具體值與儲(chǔ)能技術(shù)類型有關(guān)。

式中：Cce、Ccp分別為容量型儲(chǔ)能站和功率型儲(chǔ)能站的電站殘值，萬(wàn)元/MWh；λc為儲(chǔ)能電站殘值與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的比值。

f.附加成本

儲(chǔ)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(fèi)用、準(zhǔn)許入網(wǎng)檢測(cè)費(fèi)用、各種項(xiàng)目管理費(fèi)等附加費(fèi)用。目前該項(xiàng)成本缺少標(biāo)準(zhǔn)性和規(guī)范性的統(tǒng)一評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，通過(guò)調(diào)研以及數(shù)據(jù)測(cè)算，附加成本費(fèi)用與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本比值為10%～20%，未來(lái)隨著儲(chǔ)能電站項(xiàng)目逐步規(guī)范化、標(biāo)準(zhǔn)化，在擁有統(tǒng)一評(píng)價(jià)指標(biāo)后，該項(xiàng)成本將明顯降低。

式中：Coe、Cop分別為容量型儲(chǔ)能站和功率型儲(chǔ)能站的附加成本，萬(wàn)元/MWh；λo為儲(chǔ)能電站的附加成本與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的比值。

1.2 儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本

度電成本又被稱為平準(zhǔn)化成本(levelized cost of energy, LCOE)，是對(duì)儲(chǔ)能電站在整個(gè)生命周期內(nèi)的成本與其總發(fā)電量平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本。其計(jì)算方式為儲(chǔ)能電站總投資/儲(chǔ)能電站總發(fā)電量。度電成本的計(jì)算對(duì)儲(chǔ)能容量配置和儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評(píng)估具有重要指導(dǎo)意義。其計(jì)算表達(dá)式如下。

式中：Cdu為度電成本，萬(wàn)元/MWh；Csum為儲(chǔ)能系統(tǒng)總成本，萬(wàn)元/MWh；Esum為儲(chǔ)能電站全生命周期內(nèi)總發(fā)電量，kWh；N為循環(huán)使用壽命，a；KDOD為放電深度，%；η為系統(tǒng)能量效率，%。其計(jì)算參數(shù)以及幾種類型的儲(chǔ)能技術(shù)度電成本如表1所示。

表1 各類型電池系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)

表1選取當(dāng)前比較常用的3種儲(chǔ)能電池類型，由表1可知，鉛碳電池的投資成本和運(yùn)維成本相對(duì)較低，但是其沖放電深度和循環(huán)次數(shù)不如磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池，而且鉛碳電池對(duì)環(huán)境的污染比其他兩者更大；全釩液流電池具有優(yōu)秀的循環(huán)次數(shù)和100%的沖放電深度，不過(guò)其度電成本也最為高昂，不適合作為大規(guī)模儲(chǔ)能系統(tǒng)配置方案；磷酸鐵鋰電池具有相對(duì)較低的度電成本以及比較優(yōu)秀的循環(huán)壽命。

以磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能站為例，為計(jì)算其系統(tǒng)度電成本，首先要分析其系統(tǒng)的能量成本、電池循環(huán)壽命和鐵鋰儲(chǔ)能電站殘值。磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能站對(duì)度電成本影響因素如圖2所示。

(a)系統(tǒng)能量成本影響

(b)循環(huán)壽命影響

(c)電站殘值影響圖2 磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能站對(duì)度電成本影響因素

2 風(fēng)光儲(chǔ)容量配置分析

2.1 目標(biāo)函數(shù)

電網(wǎng)中用于提高新能源消納的儲(chǔ)能系統(tǒng)容量?jī)?yōu)化配置，綜合考慮磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能站的各項(xiàng)成本以及所產(chǎn)生的年收益，以儲(chǔ)能系統(tǒng)1年凈收益最大為目標(biāo)，建立儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化配置模型。凈收益數(shù)學(xué)模型如下。

式中：Ij(n)為第n年系統(tǒng)第j項(xiàng)收益，包括電化學(xué)儲(chǔ)能站充放電運(yùn)行收益、峰谷差電價(jià)收益、新能源發(fā)電并網(wǎng)政策補(bǔ)貼、設(shè)備減緩擴(kuò)容收益等；Ck(n)為第n年系統(tǒng)第k項(xiàng)成本，包括光伏陣列與電化學(xué)儲(chǔ)能站的投資成本、系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)成本以及儲(chǔ)能退役電池更換成本。

棄風(fēng)棄光懲罰成本的表達(dá)形式為[5]

Cq=KPVPv,t+KwtPw,t

(8)

式中：KPV、Kwt為棄光、棄風(fēng)懲罰成本系數(shù)；Pv,t、Pw,t為t時(shí)刻的棄光、棄風(fēng)量。

2.2 約束條件

a.光伏和風(fēng)電的最大輸出功率小于地區(qū)最大消納能力Pasmax與儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)能量平衡約束：儲(chǔ)能系統(tǒng)在一個(gè)充放電周期內(nèi)能量平衡，一般周期為1天。

c.儲(chǔ)能系統(tǒng)荷電狀態(tài)約束：荷電狀態(tài)約束是為了保證在儲(chǔ)能運(yùn)行過(guò)程中SOC始終在安全范圍內(nèi)，從而最大程度延長(zhǎng)儲(chǔ)能電池壽命。

SOCmin≤SOC≤SOCmax

(11)

2.3 儲(chǔ)能功率及容量計(jì)算

根據(jù)儲(chǔ)能優(yōu)化曲線P(i)及上述約束條件，可計(jì)算儲(chǔ)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(chǔ)能額定功率；E為儲(chǔ)能額定容量；Pd(i)為i時(shí)段儲(chǔ)能的放電功率；Pc(i)為i時(shí)段儲(chǔ)能充電功率；E[n]為儲(chǔ)能的充放電電量；Epos[n]為計(jì)算周期內(nèi)最大正能量；Eneg[n]為最大負(fù)能量。

3 算例分析

本文選取青海海西某地區(qū)項(xiàng)目為例，據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前海西地區(qū)光伏總裝機(jī)容量為3724 MW。隨著具有隨機(jī)性、不確定性的光伏和風(fēng)電大規(guī)模并網(wǎng)，新能源在電源裝機(jī)的比例快速提高，給電力系統(tǒng)帶來(lái)一系列重大挑戰(zhàn)。一是隨著新能源的快速增長(zhǎng),電網(wǎng)與新能源之間發(fā)展不平衡矛盾日益明顯，省內(nèi)負(fù)荷增長(zhǎng)緩慢，消納能力有限，需要在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，且局部網(wǎng)架結(jié)構(gòu)薄弱，送電能力不足；二是大規(guī)模新能源接入,青海電網(wǎng)運(yùn)行特性發(fā)生重大變化，電網(wǎng)功率波動(dòng)性和不確定性導(dǎo)致電網(wǎng)電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定等問(wèn)題進(jìn)一步激化,電網(wǎng)安全穩(wěn)定形勢(shì)更加嚴(yán)峻。

3.1 儲(chǔ)能配置計(jì)算

海西新能源集中地區(qū)主要表現(xiàn)為海西地區(qū)缺乏常規(guī)水電或者火電的調(diào)峰電源，由于新能源發(fā)電的功率波動(dòng)性和不確定性導(dǎo)致電網(wǎng)電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定等問(wèn)題進(jìn)一步激化，帶來(lái)新能源送出進(jìn)一步受限。另外，類似領(lǐng)跑者基地或者平價(jià)上網(wǎng)基地的新能源電站的增加，由于其優(yōu)先上網(wǎng)、不參加電力交易等各方面原因?qū)?dǎo)致上網(wǎng)輸送容量受限，海西地區(qū)其存量電站上網(wǎng)小時(shí)數(shù)會(huì)比原來(lái)降低。在新能源發(fā)電系統(tǒng)中接入儲(chǔ)能裝置的首要目的在于改善整個(gè)發(fā)電系統(tǒng)的時(shí)間-功率輸出曲線，減少間歇式可再生能源對(duì)電網(wǎng)的不利影響。針對(duì)青海地區(qū)棄光現(xiàn)象嚴(yán)重，儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)其進(jìn)行削峰填谷，提高光伏發(fā)電利用率。因此，儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率/容量配置與其在風(fēng)力光伏發(fā)電系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)的具體功能相關(guān)。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(shí)率乘以0.9的同時(shí)系數(shù)，獲得海西地區(qū)的光伏發(fā)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(qū)典型光伏日出力曲線

風(fēng)電日最大出力接近滿功率運(yùn)行的概率為27%，大于90%額定功率運(yùn)行的概率為45%。但風(fēng)電出力隨機(jī)更大，因此考慮將某風(fēng)電場(chǎng)各時(shí)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(shí)率乘以0.9的同時(shí)系數(shù)，獲得海西地區(qū)的風(fēng)力發(fā)電總出力曲線，如圖5所示。

圖5 海西地區(qū)風(fēng)力發(fā)電典型日出力曲線

綜合海西地區(qū)各光伏電站及風(fēng)電站的上網(wǎng)電價(jià)，根據(jù)容量比得到整個(gè)海西地區(qū)的綜合上網(wǎng)電價(jià)為0.88元/kWh，購(gòu)電成本按綜合電價(jià)的10%考慮，即0.088元/kWh。

通過(guò)以上研究，對(duì)該算例中電化學(xué)儲(chǔ)能電站種類選取了磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)、全釩液流電池系統(tǒng)以及碳鉛電池系統(tǒng)，各類型儲(chǔ)能電池的容量?jī)?yōu)化目標(biāo)函數(shù)可表達(dá)為

通過(guò)計(jì)算將三者優(yōu)化目標(biāo)簡(jiǎn)化為

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

從上述優(yōu)化目標(biāo)可以看到，在目前國(guó)內(nèi)各主流電池系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)水平下，鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性最佳，因此考慮選擇鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)。

圖6為某鐵鋰儲(chǔ)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(shí)段內(nèi)，儲(chǔ)能站執(zhí)行充電操作，充電的功率根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度實(shí)時(shí)調(diào)整；在09：00—11：00、13：00—17：00儲(chǔ)能電站執(zhí)行放電操作，在晝間時(shí)段內(nèi)，電池儲(chǔ)能系統(tǒng)配合光伏電站工作，當(dāng)光照強(qiáng)度足夠滿足負(fù)荷需求時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)不動(dòng)作，當(dāng)光照強(qiáng)度下降且光伏電站出力無(wú)法滿足負(fù)荷需求時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)放電緩解電網(wǎng)壓力。

圖6 鋰電池儲(chǔ)能站日充放電功率曲線

儲(chǔ)能采用提高新能源發(fā)電消納的運(yùn)行策略，當(dāng)新能源出力大于海西地區(qū)最大消納能力時(shí)啟動(dòng)，針對(duì)典型出力曲線，可以得到如圖7所示的儲(chǔ)能運(yùn)行曲線。根據(jù)運(yùn)行曲線，可得在考慮鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)10%充電成本的情況下，海西地區(qū)的棄風(fēng)棄光率將下降至0.3%。考慮到實(shí)際工程情況，建議海西地區(qū)配置3360 MWh的鐵鋰儲(chǔ)能電池系統(tǒng)，海西地區(qū)的棄風(fēng)棄光率降為1.2%。

圖7 海西地區(qū)儲(chǔ)能系統(tǒng)日典型出力曲線

3.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

海西地區(qū)規(guī)劃建設(shè)的儲(chǔ)能發(fā)電站共有5座，記作A、B、C、D、E(見(jiàn)表2)，根據(jù)儲(chǔ)能全壽命周期成本及度電成本測(cè)算，總投資為27.3億元，系統(tǒng)度電成本為0.44元/kWh。

表2 海西地區(qū)儲(chǔ)能電站安裝成本和規(guī)模

當(dāng)儲(chǔ)能發(fā)電站以0～0.5元/kWh購(gòu)買光伏棄電電量，并以0.966元/kWh的上網(wǎng)電價(jià)由電網(wǎng)企業(yè)全額收購(gòu)時(shí)，年效益如表3所示。

表3 不同購(gòu)電成本情況下各電站年效益

當(dāng)儲(chǔ)能發(fā)電站免費(fèi)購(gòu)買新能源棄電電量時(shí)，儲(chǔ)能發(fā)電站的投資效益最大，年回報(bào)率為18.3%，5.5年內(nèi)可回收投資。若要儲(chǔ)能發(fā)電站的年回報(bào)率達(dá)8%及以上，且在壽命周期(12年)內(nèi)回收投資，儲(chǔ)能發(fā)電站的購(gòu)電價(jià)格應(yīng)不大于0.4元/kWh。

4 結(jié)語(yǔ)

本文詳細(xì)分析了儲(chǔ)能電站全壽命周期內(nèi)的各項(xiàng)成本，并給出不同類型儲(chǔ)能技術(shù)的儲(chǔ)能站度電成本，以此為基礎(chǔ)計(jì)算儲(chǔ)能站最優(yōu)容量配置。以儲(chǔ)能系統(tǒng)年收益最大和光伏電站棄光量最小作為優(yōu)化目標(biāo)，計(jì)算得到磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能站綜合經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，且最優(yōu)的功率/容量配比為1∶4。再通過(guò)購(gòu)電成本與各電站年效益關(guān)系分析經(jīng)濟(jì)效益，若要儲(chǔ)能電站年回報(bào)率8%以上，且在壽命周期(12年)內(nèi)回收投資，儲(chǔ)能電站的購(gòu)電價(jià)格應(yīng)不大于0.4元/kWh。