CN111416388A - 一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，包括：1)进行无储能电站情况下的生产模拟，统计火电煤耗，火电装机需求；2)给定储能容量系列，储能时长系列；3)计算储能场景{P_ESS,i,T_j}的净效益F_i ^j；4)计算储能场景{P_ESS,i,T_j+1}的净效益F_i ^j+1；5)若F_i ^j+1>F_i ^j，表明储能时长增加后，系统净收益增加；反之，储能容量P_ESS,i下的最优储能时长即为T_j；6)重复上述步骤，计算出一系列储能容量{P_ESS,i}下的最优储能时长T_j及其净效益{F_i ^j}，{F_i ^j}中最大值对应的储能容量和储能时长为最优储能配置方案。采用本方法可以储能效益最大为目标，确定高比例新能源系统储能容量需求、储能时长，可全面评估储能电站效益与成本。

Description

一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法

技术领域

本发明涉及电力系统规划和运行调度领域，特别涉及一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法。

背景技术

随着风电、光伏等新能源发电的大规模并网，新能源弃电的问题已经日益成为新能源并网的难题，利用储能提高电网的新能源接纳能力成为研究热点。如何评估储能在系统中发挥的作用，对储能进行合理的经济性评估和补偿是储能大规模发展和生存的关键因素。以储能效益最大为目标，建立高比例新能源系统储能容量需求、储能时长的优化方法，可全面评估储能电站效益与成本，对于我国新能源发电合理开发规模、储能设施的效益评估具有重大意义。

发明内容

为解决现有技术中储能全面评估问题，本发明提出一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法。采用本方法可优化高比例新能源系统的储能容量和储能时长，全面评估储能电站效益与成本。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，包括以下步骤：

1)通过无储能电站情况下的全时段8760h生产模拟，计算火电煤耗F_f，火电装机需求P_G；

2)给定储能容量系列{P_ESS,i}，储能时长系列{T_j}，i＝0，1，2…N；j＝0,1,2…M；

3)进行全时段8760h生产模拟，求得储能场景{P_ESS,i,T_j}下的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j；

4)增加储能时长，进行全时段8760h生产模拟，计算储能场景{P_ESS,i,T_j+1}的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j+1；

5)若F_i ^j+1＞F_i ^j，令F_i ^j＝F_i ^j+1，j＝j+1，转向步骤4)；反之，储能容量P_ESS,i下的最优储能时长为T_j；

6)重复上述步骤，计算出一系列储能容量{P_ESS,i}下的最优储能时长及其净效益{F_i ^j}，{F_i ^j}中最大值对应的储能容量和储能时长为最优储能配置方案。

作为本发明的进一步改进，步骤(1)中生产模拟运行方式包括电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线及直流送电曲线等。

作为本发明的进一步改进，步骤3)和步骤4)中储能效益主要体现在电量效益和容量效益两个方面。

(1)电量效益

储能电站投入运行后，可显著提高新能源接纳能力，减少新能源弃电量，从而减少火电发电量及燃料消耗：

E_ecc＝κ(F_f-F_f-ess) (1)

式中，E_ecc为储能加入前后系统节约的煤耗成本，F_f和F_f-ess分别为加入储能前、后的耗煤量；κ为标煤单价。

(2)容量效益

储能容量效益为储能电站投入运行后，在系统供电可靠性保持不变的情况下，可以减少的常规电源装机容量。折算成经济指标，可用被储能替代的火电装机对应的投资等年值和年运行维护费表示：

E_rpp＝C_in,g+C_om,g (2)

C_in,g＝CRF(r,Y_G)K_G(P_G-P_G-ess) (3)

C_om,g＝ηK_G(P_G-P_G-ess) (4)

式中：E_rpp为储能的容量效益，C_in.g和C_om.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,Y_G)为等年值系数；P_G和P_G-ess分别为储能加入前后系统的火电装机；K_G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；Y_G为火电机组寿命。

(3)储能净收益

加入储能后系统的总效益为：

E＝E_ecc+E_rpp (6)

储能的净收益为：

F＝E-C (7)

式中，F有可能大于零、也有可能小于零，若F大于零，说明储能是有效益的；若F小于零，说明储能不经济；C为储能年成本费用：

C＝C_in+C_om (8)

式中，C_in为储能投资的等年值；C_om为储能的年运行维护成本。

C_in＝C(r,Y_C)[C_PP_ESS+C_EE_ESS] (9)

C_om＝K_OP_ESS+K_MQ_ESS (10)

E_ESS＝P_ESST (11)

式中：P_ESS、E_ESS分别为储能的功率和容量；T为储能时长；C_P、C_E分别储能的功率和容量的单位投资。C(r,Y_C)为等年值系数，Y_C为储能寿命。K_O为储能的单位功率年运行维护成本系数；K_M为储能的单位容量年运行维护成本系数；Q_ESS为储能的年发电量。在上述储能的年运行成本系数和年维护成本系数不易确定时，运行维护费一般按初始投资的一定比例近似估算。

作为本发明的进一步改进，步骤(3)和步骤(4)中采用8760h全时段生产仿真模拟，可考虑多种储能运行策略、机组启停、储能跨日调节等因素。

(1)第一运行策略

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，有弃电的日子基本充放电循环一次，缺点是基本不存在替代火电装机效应。

(2)第二运行策略

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电池容量，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。

(3)第三运行策略

以全系统最优运行为目标，优化安排储能电站的工作位置。

相对于现有技术，本发明的有益效果是：

本发明的方法考虑了高比例新能源系统中储能的容量效益、电量效益，通过储能产生的效益和成本确定高比例新能源系统中储能容量和时长。在计算储能容量效益和电量效益时，采用8760小时生产仿真，考虑了储能电站的运行策略，可以全面评估储能电站的容量效益、电量效益，确定系统最优的储能建设规模和新能源弃电率。采用本方法可以储能效益最大为目标，确定高比例新能源系统储能容量需求、储能时长，可全面评估储能电站效益与成本。

附图说明

图1是本发明的计算流程图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明中的技术方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

如图1所示，一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，包括以下步骤：

1)通过无储能电站情况下的全时段8760h生产模拟，计算火电煤耗F_f，火电装机需求P_G；

2)给定储能容量系列{P_ESS,i}，储能时长系列{T_j}，i＝0，1，2…N；j＝0,1,2…M；

3)进行全时段8760h生产模拟，求得储能场景{P_ESS,i,T_j}下的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j；

4)增加储能时长，进行全时段8760h生产模拟，计算储能场景{P_ESS,i,T_j+1}的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j+1。

其中储能效益主要体现在电量效益和容量效益两个方面。

(1)电量效益

储能电站投入运行后，可显著提高新能源接纳能力，减少新能源弃电量，从而减少火电发电量及系统燃料消耗：

E_ecc＝κ(F_f-F_f-ess) (1)

式中，E_ecc为储能加入前后系统节约的煤耗成本，F_f和F_f-ess分别为加入储能前、后的耗煤量；κ为标煤单价。

(2)容量效益

储能容量效益为储能电站投入运行后，在系统供电可靠性保持不变的情况下，可以减少的常规电源装机容量。折算成经济指标，可用被储能替代的火电装机对应的投资等年值和年运行维护费表示：

E_rpp＝C_in,g+C_om,g (2)

C_in,g＝CRF(r,Y_G)K_G(P_G-P_G-ess) (3)

C_om,g＝ηK_G(P_G-P_G-ess) (4)

式中：E_rpp为储能的容量替代效益；C_in.g和C_om.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,Y_G)为等年值系数；P_G和P_G-ess分别为储能加入前后系统的火电装机；K_G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；Y_G为火电机组寿命。

(3)储能净收益

加入储能后系统的总效益为：

E＝E_ecc+E_rpp (6)

储能的净收益为：

F＝E-C (7)

式中，F有可能大于零、也有可能小于零，若F大于零，说明储能是有效益的；若F小于零，说明储能不经济；C为储能年成本费用：

C＝C_in+C_om (8)

式中，C_in为储能投资的等年值；C_om为储能的年运行维护成本。

C_in＝C(r,Y_C)[C_PP_ESS+C_EE_ESS] (9)

C_om＝K_OP_ESS+K_MQ_ESS (10)

E_ESS＝P_ESST (11)

式中：P_ESS、E_ESS分别为储能的功率和容量；T为储能时长；C_P、C_E分别储能的功率和容量的单位投资；C(r,Y_C)为等年值系数；Y_C为储能寿命；K_O为储能的单位功率年运行维护成本系数；K_M为储能的单位容量年运行维护成本系数；Q_ESS为储能的年发电量。在上述储能的年运行成本系数和年维护成本系数不易确定时，运行维护费一般按初始投资的一定比例近似估算。

其中采用8760h全时段生产仿真模拟，可考虑多种储能运行策略、机组启停、储能跨日调节等因素。

(1)第一运行策略

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，有弃电的日子基本充放电循环一次，缺点是基本不存在替代火电装机效应。

(2)第二运行策略

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电池容量，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。

(3)第三运行策略

以全系统最优运行为目标，优化安排储能电站的工作位置。

5)若F_i ^j+1＞F_i ^j，表明储能时长增加后，系统净收益进一步增加，则令F_i ^j＝F_i ^j+1，j＝j+1，转向步骤4)；反之，储能容量P_ESS,i下的最优储能时长即为T_j。

6)重复上述步骤，计算出一系列储能容量{P_ESS，i}下的最优储能时长T_j及其净效益{F_i ^j}，{F_i ^j}中最大值对应的储能容量和储能时长为最优储能配置方案。

本发明的原理为：该方法以全生命周期系统储能的净效益最大为目标，考虑储能的容量效益、电量效益，采用8760h生产仿真模拟程序进行生产仿真模拟，考虑了多种储能运行策略、机组启停、储能跨日调节等因素。

下面以某实际系统为例，作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是实例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

实施例

本发明高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，具体步骤如下：

(1)读入各省区的电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线、储能成本和技术参数等信息。考虑储能建设成本变化，分析两个场景，如表1和表2所示。

表1经济测算指标(情形一)

表2经济测算指标(情形二)

(2)进行全年8760小时生产模拟，计算不同储能容量和时长情况下的储能收益，计算结果如表3所示。

可以看出，装设300～1200MW电池储能，储能时长2h时，可替代火电装机约300～1000MW，储能时长3h时，可替代火电装机约300～1200MW，储能时长4h时，可替代火电装机约300～1200MW。其中储能容量在800MW以下时，容量替代率可达到100％。

装设300～1200MW电池储能，储能时长2h时，储能收益为1.95～5.91亿元；储能时长3h时，储能收益为2.13～6.38亿元；储能时长4h时，储能收益为2.15～6.65亿元；。

表3储能收益分析

(3)计算不同储能容量和时长情况下的储能成本，如表4～5所示。

表4储能成本分析(情形一)

表5储能成本分析(情形二)

(4)计算不同储能容量和时长的净收益。计算结果储能的净效益分析见表6。

情形一，储能单位功率投资500元/kW，单位容量投资1500元/kWh，装设储能装机不超过800MW，且储能时长2h时，系统的净效益大于零，但若储能时长超过2h或储能装机超过800MW，系统的净效益均小于零。

情形二，储能单位功率投资400元/kW，单位容量投资1000元/kWh，储能时长2h，储能装机在1200MW以下，系统的净效益大于零；储能时长3h，储能装机在800MW以下，系统的净效益大于零；储能时长4h，储能装机在300MW以下，系统的净效益大于零。

表6不同储能容量和时长的净收益

以上内容是对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)通过无储能电站情况下的全时段8760h生产模拟，计算火电煤耗F_f，火电装机需求P_G；

2)给定储能容量系列{P_ESS,i}，储能时长系列{T_j}，i＝0，1，2…N；j＝0,1,2…M；

3)全时段8760h生产模拟，求得储能场景{P_ESS,i,T_j}的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j；

4)全时段8760h生产模拟，计算储能场景{P_ESS,i,T_j+1}的火电煤耗、火电装机需求，进而求得储能的净效益F_i ^j+1；

5)若F_i ^j+1＞F_i ^j，令F_i ^j＝F_i ^j+1，j＝j+1，转向步骤4)；反之，储能容量P_ESS,i下的最优储能时长为T_j；

6)重复上述步骤，计算出一系列储能容量{P_ESS,i}下的最优储能时长及其净效益{F_i ^j}，{F_i ^j}中最大值对应的储能容量和储能时长为最优储能配置方案。

2.根据权利要求1所述的一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，步骤1)中生产模拟运行方式包括电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线及直流送电曲线。

3.根据权利要求1所述的一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，步骤3)和步骤4)中储能效益体现在电量效益和容量效益；

所述电量效益是储能电站投入运行后，减少新能源弃电量，从而减少火电发电量及燃料消耗：

E_ecc＝κ(F_f-F_f-ess) (1)

式中，E_ecc为储能加入前后系统节约的煤耗成本，F_f和F_f-ess分别为加入储能前、后的耗煤量；κ为标煤单价；

所述容量效益是储能电站投入运行后，在供电可靠性保持不变的情况下，系统减少的常规电源装机容量，折算成经济指标，用被储能替代的火电装机对应的投资等年值和年运行维护费表示：

E_rpp＝C_in,g+C_om,g (2)

C_in,g＝CRF(r,Y_G)K_G(P_G-P_G-ess) (3)

C_om,g＝ηK_G(P_G-P_G-ess) (4)

式中：E_rpp为储能的容量效益；C_in.g和C_om.g分别为储能替代的火电装机容量对应的投资等年值和年运行维护费；CRF(r,Y_G)为等年值系数；P_G和P_G-ess分别为储能加入前后系统的火电装机；K_G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，Y_G为火电机组寿命；

加入储能后系统的总效益为：

E＝E_ecc+E_rpp (6)

储能的净收益为：

F＝E-C (7)

若F大于零，则储能是有效益的；若F小于零，则储能不经济；C为储能年成本费用：

C＝C_in+C_om (8)

式中，C_in为储能投资的等年值；C_om为储能的年运行维护成本；

C_in＝C(r,Y_C)[C_PP_ESS+C_EE_ESS] (9)

C_om＝K_OP_ESS+K_MQ_ESS (10)

E_ESS＝P_ESST (11)

式中：P_ESS、E_ESS分别为储能的功率和容量；T为储能时长；C_P、C_E分别储能的功率和容量的单位投资；C(r,Y_C)为等年值系数；Y_C为储能寿命；K_O为储能的单位功率年运行维护成本系数；K_M为储能的单位容量年运行维护成本系数；Q_ESS为储能的年发电量。

4.根据权利要求3所述的一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，在所述储能的年运行成本系数和年维护成本系数不易确定时，运行维护费按储能初始投资的比例近似估算。

5.根据权利要求1所述的一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，步骤3)和步骤4)中采用全年全时段生产仿真模拟。

6.根据权利要求1所述的一种高比例新能源系统储能需求和储能时长确定方法，其特征在于，步骤3)和步骤4)中生产仿真模拟考虑多种储能运行策略、机组启停及储能跨日调节因素；

第一运行策略是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；

第二运行策略是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电池容量，以便接纳下一时段的新能源弃电；

第三运行策略是以全系统最优运行为目标，通过数学优化安排储能电站储电和放电的工作位置。

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