CN115759802A - 一种储能系统经济性评估系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种储能系统经济性评估系统，具体包括储能系统的成本测算模型指标构建、储能系统的全寿命周期成本测算模型构建、储能系统收益指标模型构建、储能系统每种收益模式测算评估四个模块；本发明基于储能项目财务信息参数以及模式收益参数，在约束条件的前提下，综合多种可以应用模式，进行项目经济性过程结果计算，得出项目生命期内各年的收益和支出数据，科学合理准确的评估储能系统的经济性，方便项目建设相关方进行投资决策，大化储能系统价值，实现储能系统的经济效益最大化。
Description
技术领域：
本发明涉及电力系统经济性评估领域，更具体地，涉及一种储能系统经济性评估系统。
背景技术：
目前，储能的应用场景多样，主要包含用户侧、分布式电源侧和配网侧，且多以独立的储能系统，储能与分布式电源相结合(如光储系统)或微网等方式呈现。但由于电力体制以及相应价格机制的限制，储能系统的实际应用通常比较单一，且无法得到合理的补偿。迫切的需要创新的运营模式以及经济性评价工具，量化项目投资分析，为投资者综合考虑储能设备投资、分时电价政策、确定最佳的储能项目投资方案，预测项目收益，提高项目投资决策的科学性。目前的储能项目缺少一种能够有效评估多种应用模式经济性工具，进而影响储能项目的科学投资，合理建设，使得储能项目投运建设管理缺少一种标尺化准绳，阻碍了储能项目的投资、落地和维护。
发明内容：
本发明目的就是为了弥补已有技术的缺陷，提供一种储能系统经济性评估系统，可实现最大化储能系统价值，实现储能系统的经济效益最大化。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种储能系统经济性评估系统，其特征在于，包括成本测算模型指标构建、储能系统的全寿命周期成本测算模型构建、储能系统收益指标模型构建、储能系统每种收益模式测算评估四个模块；
其储能系统的成本测算模型指标构建特征为不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本评估、不考虑风险的动态成本评估和考虑风险的动态成本评估；评价指标为全寿命周期成本，不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本具体为：
C＝C1+C2+∑C3,k+C4+C5-C6-∑C7,k
式中：C为储能系统全寿命周期成本折现值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C1为配置储能系统发生的初始投资成本，元；C2为储能系统全寿命周期年均运维成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C3,k为储能系统全寿命周期内第k次因更换改造发生的成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C4为储能系统全寿命周期充放电损耗成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C5为储能系统全寿命周期末年设备处置成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C6为储能系统全寿命周期末年能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C7,k为储能系统全寿命周期末年每次更换电池能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；
其中考虑风险的静态成本的全寿命周期成本为各成本参数的变动风险，且不考虑资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年，成本参数变动为考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险，如表1分析：
表1基于概率分布的效益风险概率水平分析
不考虑风险的动态成本评估的全寿命周期成本具体为：
AC＝C1(A/p，ρ，n)+C2+∑C3,k(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)+C4+C5(A/F，ρ，n)-C6(A/F，ρ，n)-∑C7,k C5(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)
式中：k为电池组件更换次数，n′为电池更换寿命。
考虑风险的动态评估的全寿命周期成本具体为各成本参数的变动风险和资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年；其变动参数包括考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险，具体分析如表2所示：
表2基于概率分布的效益风险概率水平分析
用表2测算考虑风险动态评估下各类型电池更换经济寿命年。
其储能系统收益指标模型指标包括15个指标，具体为；
提高可再生能源消纳收益具体为：
I1＝prs×ees
式中：I1为储能用于提高可再生能源消纳的年收益额，元；prs为可再生能源发电上网电价，元/kWh；
为因配置储能而使可再生能源年减少弃电电量，kWh；
调频辅助服务收益具体为：
I2＝∑IAGC+∑Ir
其中，IAGC＝∑pAGC×k×Di，Ir＝∑pr×Prs，式中：I2为储能系统用于调频辅助服务的年收益，元；IAGC为调频里程每月补偿收入，元；Ir为调频容量每月补偿收入，元；pAGC为AGC调频里程每天补偿单价，元/kW；k为调频性能指标；Di为储能的每天调频里程，kW；pr为调频容量每天补偿单价，元/kW；Prs为储能的每天调频容量，kW；
调峰辅助服务收益具体为：
I3＝I31+I32
其中，I31＝∑(ps×es)，I32＝p’×Pr×n，式中：I3为储能系统用于调峰辅助服务的年收益，元；I31为储能系统用于深度调峰辅助服务的年收益，元；I32为储能用于启停调峰辅助服务的年收益，元；ps为储能每天调峰电价，元/kWh；es为储能每天调峰电量，kWh；p’为储能启停调峰结算电价，元/kW；Pr为储能年启停调峰容量，kW；n为年启停调峰次数，次；
黑启动收益具体为：
I4＝∑I41+I42
其中，I41＝ph×Pe，I42＝ph×n，式中：I4为储能系统黑启动年收益，元；I41为黑启动服务能力月补偿收益，元；I42为黑启动服务使用补偿收益，元；ph为黑启动服务能力补偿标准，元/kW；Pe为储能额定容量，kW；ph为单次黑启动补偿标准，元/次；n为黑启动年使用次数；
可中断负荷旋转备用收益具体为：
I5＝pb×Pb×tb
式中：I5为储能系统旋转备用年收益，元；pb为可中断负荷旋转备用补偿标准，元/kWh；pb为旋转备用容量，单位为kW；tb为提供旋转备用的时间，h；
峰谷价差收益具体为：
I6＝∑(po×eo–pi×ei)
式中：I6为储能系统峰谷套利年收益，元；po为每天峰段放电价格，元/kWh；eo为每天放电电量，kWh；pi为每天谷段充电价格，元/kWh；ei为每天充电电量，kWh；
减少最大需量效益具体为：
I7＝∑(px×ΔPx)
式中：I7为配置储能系统后最大需量减少而获得的效益，元；px为每月最大需量电价，元/kW·月；ΔPx为配置储能系统后最大需量减少容量，kW/月；
减少停电损失效益具体为：
I8＝qt×pt×n
式中：I8为配置储能系统后减少停电损失效益，元；qt为单次停电损失电量，kWh/次；pt为电量电价，元/kWh；n为年停电次数，次；
需求响应效益具体为：
I9＝∑(IR+ID)
其中，IR＝pR×Pry，ID＝ps×Pdy，式中：I9为储能提供需求响应的年收益，元；IR为需求响应容量月补偿费用，元；ID为需求响应电能量月补偿费用，元；pR为需求响应容量月补偿标准，元/kW·月；Pry为月有效响应容量，kW/月；ρs为需求响应电能量月补偿标准，元/kWh·月；Pdy为月有效响应电量，kWh/月；
延缓电网投资收益具体为：
I10＝[Cp-Cj(P/A，ρ，n)-Cs(P/A，ρ，n)-Cc(P/F，ρ，n)+Cz(P/F，ρ，n)]×[1-(P/F，ρ，t)]-C
式中：I10为配置储能系统后延缓电网投资的年收益，元；Cp为配电网设施扩建投资，元；Cj为配电网设施年运维费用，元；Cs为年损耗费用，元；Cc为处置费用，元；Cz为回收残值，元；ρ为贴现率；t为延缓时间；C为储能系统全寿命周期成本折现值；
缓解输配线路阻塞效益具体为：
I11＝n×T×ΔPhph
式中：I13为配置储能系统后缓解线路阻塞的收益，元；n为缓解输配线路阻塞周期次数，次；T为减少峰段有功功率时长，h；ΔPh为峰段减少有功功率，kW；ph为峰段电价，元/kWh；
降低线损效益具体为：
I12＝△Lllpll
式中：I12为配置储能系统后的降损效益，元；△Lll为配置储能系统前后情况下因降损增供电量，kWh；pll为平均输配电价或所在电压等级输配电价，元/kWh；
输配电收益具体为：
I13＝∑eks×pp
式中：I13为输配电收益，元；eks为每天可销售电量，kWh；pp为输配电价，元/kWh；
两部制电费收益具体为：
I14＝I141+I142
其中，
I142＝Pe×Pr，式中：I141为配置储能系统后的电量电费，元；I142为配置储能系统后的容量电费，元；Pe为电量电价，元/kWh；eks为每天可销售电量，kWh；Pe为储能额定容量，元/kWh；Pr为容量电价，元/kWh；
节能减排效益具体为：
I15＝∑eks×Δqc×β×Pc
式中：I15为配置储能系统后降低煤电机组煤耗而带来的碳减排效益，元；eks为每天可销售电量，kWh；Δqc为供电煤耗，t/kWh；β为碳排放因子，t/kWh；Pc为碳排放价格，元/t。
其储能系统每种收益模式测算评估特征为总收益与全寿命周期成本的差值，不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本收益评估如下模型测算：
SJ＝S总-C
不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本收益如下模型测算：
SJ＝S总-AC
S总为每种收益模式测算总收益，SJ为每种收益模式测算净收益，S总由上述指标构成。
本发明优点：
本发明提供一种储能系统经济性评估系统，利用储能的多元价值特性，在约束条件的前提下，综合多种可以应用的场景，测算储能系统的经济运行模式，发挥储能系统的功能，最大化储能系统价值，实现储能系统的经济效益最大化，主要创新点如下：
1、传统的储能系统经济评价模型，仅针对某一阶段进行评价，本发明基于储能系统建立前、运营中和使用后三阶段，建立储能系统的全寿命周期成本测算模型，可对储能系统全阶段成本进行测算；
2、传统的储能系统经济评价系统，在收益指标计算方面，考虑收益相关因素不够全面，本发明通过分析影响收益的因素，建立了储能系统收益指标模型，模型包含了15种，综合全面的评价储能系统带来的收益；
3、传统的储能系统经济评价系统，仅针对成本评价或收益评价，未能考虑成本和效益共同作用下，储能系统的经济状况，本发明构建总收益与全寿命周期成本的差值，评价系统可针对不同收益模式，进行经济性分析与测算。
附图说明：
图1：一种储能系统经济性评估系统工作流程图。
具体实施方式：
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。
下面结合附图描述本发明的一些实施例提供的一种储能系统经济性评估系统，包括成本测算模型指标构建、储能系统的全寿命周期成本测算模型构建、储能系统收益指标模型构建、储能系统每种收益模式测算评估四个模块；
其储能系统的成本测算模型指标构建特征为不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本评估、不考虑风险的动态成本评估和考虑风险的动态成本评估；评价指标为全寿命周期成本，不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本具体为：
C＝C1+C2+∑C3,k+C4+C5-C6-∑C7,k
式中：C为储能系统全寿命周期成本折现值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C1为配置储能系统发生的初始投资成本，元；C2为储能系统全寿命周期年均运维成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C3,k为储能系统全寿命周期内第k次因更换改造发生的成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C4为储能系统全寿命周期充放电损耗成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C5为储能系统全寿命周期末年设备处置成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C6为储能系统全寿命周期末年能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C7,k为储能系统全寿命周期末年每次更换电池能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；
其中考虑风险的静态成本的全寿命周期成本为各成本参数的变动风险，且不考虑资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年，成本参数变动为考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险，如表1分析：
表1基于概率分布的效益风险概率水平分析
不考虑风险的动态成本评估的全寿命周期成本具体为：
AC＝C1(A/p，ρ，n)+C2+∑C3,k(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)+C4+C5(A/F，ρ，n)-C6(A/F，ρ，n)-∑C7,kC5(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)
式中：k为电池组件更换次数，n′为电池更换寿命。
考虑风险的动态评估的全寿命周期成本具体为各成本参数的变动风险和资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年；其表动参数包括考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险，具体分析如表2所示：
表2基于概率分布的效益风险概率水平分析
用表2测算考虑风险动态评估下各类型电池更换经济寿命年。
进一步地，所述步骤S3中收益指标模型构建，指标15个指标，具体为；
提高可再生能源消纳收益具体为：
I1＝prs×ees
式中：I1为储能用于提高可再生能源消纳的年收益额，元；prs为可再生能源发电上网电价，元/kWh；
为因配置储能而使可再生能源年减少弃电电量，kWh；
调频辅助服务收益具体为：
I2＝∑IAGC+∑Ir
其中，IAGC＝∑pAGC×k×Di，Ir＝∑pr×Prs，式中：I2为储能系统用于调频辅助服务的年收益，元；IAGC为调频里程每月补偿收入，元；Ir为调频容量每月补偿收入，元；pAGC为AGC调频里程每天补偿单价，元/kW；k为调频性能指标；Di为储能的每天调频里程，kW；pr为调频容量每天补偿单价，元/kW；Prs为储能的每天调频容量，kW；
调峰辅助服务收益具体为：
I3＝I31+I32
其中，I31＝∑(ps×es)，I32＝p’×Pr×n，式中：I3为储能系统用于调峰辅助服务的年收益，元；I31为储能系统用于深度调峰辅助服务的年收益，元；I32为储能用于启停调峰辅助服务的年收益，元；ps为储能每天调峰电价，元/kWh；es为储能每天调峰电量，kWh；p’为储能启停调峰结算电价，元/kW；Pr为储能年启停调峰容量，kW；n为年启停调峰次数，次；
黑启动收益具体为：
I4＝∑I41+I42
其中，I41＝ph×Pe，I42＝ph×n，式中：I4为储能系统黑启动年收益，元；I41为黑启动服务能力月补偿收益，元；I42为黑启动服务使用补偿收益，元；ph为黑启动服务能力补偿标准，元/kW；Pe为储能额定容量，kW；ph为单次黑启动补偿标准，元/次；n为黑启动年使用次数；
可中断负荷旋转备用收益具体为：
I5＝pb×Pb×tb
式中：I5为储能系统旋转备用年收益，元；pb为可中断负荷旋转备用补偿标准，元/kWh；pb为旋转备用容量，单位为kW；tb为提供旋转备用的时间，h；
峰谷价差收益具体为：
I6＝∑(po×eo–pi×ei)
式中：I6为储能系统峰谷套利年收益，元；po为每天峰段放电价格，元/kWh；eo为每天放电电量，kWh；pi为每天谷段充电价格，元/kWh；ei为每天充电电量，kWh；
减少最大需量效益具体为：
I7＝∑(px×ΔPx)
式中：I7为配置储能系统后最大需量减少而获得的效益，元；px为每月最大需量电价，元/kW·月；ΔPx为配置储能系统后最大需量减少容量，kW/月；
减少停电损失效益具体为：
I8＝qt×pt×n
式中：I8为配置储能系统后减少停电损失效益，元；qt为单次停电损失电量，kWh/次；pt为电量电价，元/kWh；n为年停电次数，次；
需求响应效益具体为：
I9＝∑(IR+ID)
其中，IR＝pR×Pry，ID＝ps×Pdy，式中：I9为储能提供需求响应的年收益，元；IR为需求响应容量月补偿费用，元；ID为需求响应电能量月补偿费用，元；pR为需求响应容量月补偿标准，元/kW·月；Pry为月有效响应容量，kW/月；ρs为需求响应电能量月补偿标准，元/kWh·月；Pdy为月有效响应电量，kWh/月；
延缓电网投资收益具体为：
I10＝[Cp-Cj(P/A，ρ，n)-Cs(P/A，ρ，n)-Cc(P/F，ρ，n)+Cz(P/F，ρ，n)]×[1-(P/F，ρ，t)]-C
式中：I10为配置储能系统后延缓电网投资的年收益，元；Cp为配电网设施扩建投资，元；Cj为配电网设施年运维费用，元；Cs为年损耗费用，元；Cc为处置费用，元；Cz为回收残值，元；ρ为贴现率；t为延缓时间；C为储能系统全寿命周期成本折现值；
缓解输配线路阻塞效益具体为：
I11＝n×T×ΔPhph
式中：I13为配置储能系统后缓解线路阻塞的收益，元；n为缓解输配线路阻塞周期次数，次；T为减少峰段有功功率时长，h；ΔPh为峰段减少有功功率，kW；ph为峰段电价，元/kWh；
降低线损效益具体为：
I12＝△Lllpll
式中：I12为配置储能系统后的降损效益，元；△Lll为配置储能系统前后情况下因降损增供电量，kWh；pll为平均输配电价或所在电压等级输配电价，元/kWh；
输配电收益具体为：
I13＝∑eks×pp
式中：I13为输配电收益，元；eks为每天可销售电量，kWh；pp为输配电价，元/kWh；
两部制电费收益具体为：
I14＝I141+I142
其中，
I142＝Pe×Pr，式中：I141为配置储能系统后的电量电费，元；I142为配置储能系统后的容量电费，元；Pe为电量电价，元/kWh；eks为每天可销售电量，kWh；Pe为储能额定容量，元/kWh；Pr为容量电价，元/kWh；
节能减排效益具体为：
I15＝∑eks×Δqc×β×Pc
式中：I15为配置储能系统后降低煤电机组煤耗而带来的碳减排效益，元；eks为每天可销售电量，kWh；Δqc为供电煤耗，t/kWh；β为碳排放因子，t/kWh；Pc为碳排放价格，元/t；
进一步地，所述步骤S4中储能系统每种收益模式测算，具体为总收益与全寿命周期成本的差值，如下模型测算：
其储能系统每种收益模式测算评估特征为总收益与全寿命周期成本的差值，不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本收益评估如下模型测算：
SJ＝S总-C
不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本收益如下模型测算：
SJ＝S总-AC
S总为每种收益模式测算总收益，SJ为每种收益模式测算净收益，S总由上述指标构成，每种收益模式下指标构成如表3：
表3各模式下收益指标构成
Claims (4)
1.一种储能系统经济性评估系统，其特征在于，包括成本测算模型指标构建、储能系统的全寿命周期成本测算模型构建、储能系统收益指标模型构建、储能系统每种收益模式测算评估四个模块。
2.根据权利要求1所述的一种储能系统经济性评估系统，其储能系统的成本测算模型指标构建特征为不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本评估、不考虑风险的动态成本评估和考虑风险的动态成本评估；评价指标为全寿命周期成本，不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本具体为：
C＝C1+C2+∑C3,k+C4+C5-C6-∑C7,k
式中：C为储能系统全寿命周期成本折现值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C1为配置储能系统发生的初始投资成本，元；C2为储能系统全寿命周期年均运维成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C3,k为储能系统全寿命周期内第k次因更换改造发生的成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C4为储能系统全寿命周期充放电损耗成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C5为储能系统全寿命周期末年设备处置成本，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C6为储能系统全寿命周期末年能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；C7,k为储能系统全寿命周期末年每次更换电池能够回收的余值，能量型或容量型-元/kWh，功率型-元/kW；
其中，考虑风险的静态成本的全寿命周期成本为各成本参数的变动风险，且不考虑资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年，成本参数变动为考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险，不考虑风险的动态成本评估的全寿命周期成本具体为：
AC＝C1(A/p，ρ，n)+C2+∑C3,k(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)+C4+C5(A/F，ρ，n)-C6(A/F，ρ，n)-∑C7,kC5(p/F，ρ，kn′)(A/p，ρ，n)
式中：k为电池组件更换次数，n′为电池更换寿命；
考虑风险的动态评估的全寿命周期成本具体为各成本参数的变动风险和资金时间价值，通过计算全寿命周期成本最小下的年份即为设备经济寿命年；其变动参数包括考虑电池物理寿命、年循环次数变动风险。
3.根据权利要求1所述的一种储能系统经济性评估系统，其储能系统收益指标模型构特征为：
指标包括15个指标，具体为：
提高可再生能源消纳收益具体为：
I1＝Prs×ees
式中：I1为储能用于提高可再生能源消纳的年收益额，元；prs为可再生能源发电上网电价，元/kWh；
为因配置储能而使可再生能源年减少弃电电量，kWh；
调频辅助服务收益具体为：
I2＝∑IAGC+∑Ir
其中，IAGC＝∑pAGC×k×Di，Ir＝∑pr×Prs，式中：I2为储能系统用于调频辅助服务的年收益，元；IAGC为调频里程每月补偿收入，元；Ir为调频容量每月补偿收入，元；pAGC为AGC调频里程每天补偿单价，元/kW；k为调频性能指标；Di为储能的每天调频里程，kW；pr为调频容量每天补偿单价，元/kW；Prs为储能的每天调频容量，kW；
调峰辅助服务收益具体为：
I3＝I31+I32
其中，I31＝∑(ps×es)，I32＝p’×Pr×n，式中：I3为储能系统用于调峰辅助服务的年收益，元；I31为储能系统用于深度调峰辅助服务的年收益，元；I32为储能用于启停调峰辅助服务的年收益，元；ps为储能每天调峰电价，元/kWh；es为储能每天调峰电量，kWh；p’为储能启停调峰结算电价，元/kW；Pr为储能年启停调峰容量，kW；n为年启停调峰次数，次；
黑启动收益具体为：
I4＝∑I41+I42
其中，I4i＝ph×Pe，I42＝ph×n，式中：I4为储能系统黑启动年收益，元；I41为黑启动服务能力月补偿收益，元；I42为黑启动服务使用补偿收益，元；ph为黑启动服务能力补偿标准，元/kW；Pe为储能额定容量，kW；ph为单次黑启动补偿标准，元/次；n为黑启动年使用次数；
可中断负荷旋转备用收益具体为：
I5＝pb×Pb×tb
式中：I5为储能系统旋转备用年收益，元；pb为可中断负荷旋转备用补偿标准，元/kWh；Pb为旋转备用容量，单位为kW；tb为提供旋转备用的时间，h；
峰谷价差收益具体为：
I6＝∑(po×eo-pi×ei)
式中：I6为储能系统峰谷套利年收益，元；po为每天峰段放电价格，元/kWh；eo为每天放电电量，kWh；pi为每天谷段充电价格，元/kWh；ei为每天充电电量，kWh；
减少最大需量效益具体为：
I7＝∑(px×ΔPx)
式中：I7为配置储能系统后最大需量减少而获得的效益，元；px为每月最大需量电价，元/kW·月；ΔPx为配置储能系统后最大需量减少容量，kW/月；
减少停电损失效益具体为：
I8＝qt×pt×n
式中：I8为配置储能系统后减少停电损失效益，元；qt为单次停电损失电量，kWh/次；pt为电量电价，元/kWh；n为年停电次数，次；
需求响应效益具体为：
I9＝∑(IR+ID)
其中，IR＝pR×Pry，ID＝ps×Pdy，式中：I9为储能提供需求响应的年收益，元；IR为需求响应容量月补偿费用，元；ID为需求响应电能量月补偿费用，元；pR为需求响应容量月补偿标准，元/kW·月；Pry为月有效响应容量，kW/月；ps为需求响应电能量月补偿标准，元/kWh·月；Pdy为月有效响应电量，kWh/月；
延缓电网投资收益具体为：
I10＝[Cp-Cj(P/A，ρ，n)-Cs(P/A，ρ，n)-Cc(P/F，ρ，n)+Cz(P/F，ρ，n)]×[1-(P/F，ρ，t)]-C
式中：I10为配置储能系统后延缓电网投资的年收益，元；Cp为配电网设施扩建投资，元；Cj为配电网设施年运维费用，元；Cs为年损耗费用，元；Cc为处置费用，元；Cz为回收残值，元；ρ为贴现率；t为延缓时间；C为储能系统全寿命周期成本折现值；
缓解输配线路阻塞效益具体为：
I11＝n×T×APhph
式中：I13为配置储能系统后缓解线路阻塞的收益，元；n为缓解输配线路阻塞周期次数，次；T为1个周期内减少峰段有功功率时长，h；ΔPh为1个周期内峰段减少有功功率，kW；ph为峰段电价，元/kWh；
降低线损效益具体为：
I12＝ΔLllpll
式中：I12为配置储能系统后的降损效益，元；ΔLll为配置储能系统前后情况下因降损增供电量，kWh；pll为平均输配电价或所在电压等级输配电价，元/kWh；
输配电收益具体为：
I13＝∑eks×pp
式中：I13为输配电收益，元；eks为每天可销售电量，kWh；pp为输配电价，元/kWh；
两部制电费收益具体为：
I14＝I141+I142
其中，
I142＝Pe×Pr，式中：I141为配置储能系统后的电量电费，元；I142为配置储能系统后的容量电费，元；Pe为电量电价，元/kWh；eks为每天可销售电量，kWh；Pe为储能额定容量，元/kWh；Pr为容量电价，元/kWh；
节能减排效益具体为：
I15＝∑eks×Δqc×β×Pc
式中：I15为配置储能系统后降低煤电机组煤耗而带来的碳减排效益，元；eks为每天可销售电量，kWh；Δqc为供电煤耗，t/kWh；β为碳排放因子，t/kWh；Pc为碳排放价格，元/t。
4.根据权利要求1所述的一种储能系统经济性评估系统，其储能系统每种收益模式测算评估特征为总收益与全寿命周期成本的差值，如下模型测算：
其储能系统每种收益模式测算评估特征为总收益与全寿命周期成本的差值，不考虑风险的静态成本评估、考虑风险的静态成本收益评估如下模型测算：
SJ＝S总-C
不考虑风险的静态成本评估的全寿命周期成本收益如下模型测算：
SJ＝S总-AC
S总为每种收益模式测算总收益，SJ为每种收益模式测算净收益，S总由上述指标构成。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211226935.2A CN115759802A (zh) | 2022-10-09 | 2022-10-09 | 一种储能系统经济性评估系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211226935.2A CN115759802A (zh) | 2022-10-09 | 2022-10-09 | 一种储能系统经济性评估系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115759802A true CN115759802A (zh) | 2023-03-07 |
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Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115759802A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117057626A (zh) * | 2023-08-15 | 2023-11-14 | 深圳橙电新能源科技有限公司 | 基于大数据的光储充能收益转化分析方法 |
-
2022
- 2022-10-09 CN CN202211226935.2A patent/CN115759802A/zh active Pending
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
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