电网侧储能设施规划方法研究清华四川能源互联网研究院二零一九年四月主要内容一、研究背景二、储能技术现状三、电网侧储能规划方法四、某地区电网侧储能规划案例分析五、电网侧储能经济性评估2目录一、研究背景根据国际能源署（IEA）预测，按照现有能源消费模式：到2050年城市一次能源消费将增加70%城市能源碳排放将增长50%能源枯竭环境破坏气候变暖能源转型已成为当前经济社会可持续发展的必然选择世界各国均采取有力措施，探索推动能源绿色低碳转型。2015年11月以来，近200个国家先后签署《巴黎协定》，共同应对全球气候变化。1.1国际背景3一、研究背景1.2国内政策42011201420152016“十二五”规划纲要，储能首次在国家纲领文件中出现。《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，首次将储能列入9个重点创新领域。《关于推进“互联网＋智慧能源发展的指导意见”》，提出鼓励建设分布式储能系统。“十三五”规划纲要，《能源技术革命创新行动计划(2016-2030）》。《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》。20172018第一个国家级政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》。《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，提出利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展定义：泛指与电网所属的输、变、配电资产连接，服务电网运行的大规模能量存储载体，通过为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种辅助服务，可促进新能源消纳，提高电网运行安全稳定水平、灵活性和经济性。5二、储能技术现状2.1电网侧储能定义根据储能技术的不同，电网侧储能主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能等多种形式。机械储能主要包括压缩空气储能、飞轮储能和抽水蓄能等。电化学储能主要包括锂离子电池、铅碳电池、钠硫电池和液流电池等。电磁储能主要包括超导储能和超级电容储能等。62.2储能技术分类2.3储能市场现状截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW。其中，抽水蓄能装机占比最大，为96%，占据了绝大部分的市场份额；电化学储能占已投运储能总规模的1.7%，较2016年增长45%，虽然装机规模不大，但增速较快，发展潜力大。储能市场规模储能各应用装机规模7电化学储能装机规模资料来源：CNESA80.11101001000秒分钟小时天月放电时间功率（MW）电化学储能飞轮储能超导储能抽水蓄能压缩空气储能85-100%45-70%70-85%效率从充放电效率、连续放电时间、电站最大功率三个特征指标方面，建立各类电网侧储能的比较如图所示。电化学储能凭借宽广的适应范围和快速反应能力，成为近期研究和工程实践的热点。2.3储能市场现状储能应用场景消纳可再生能源调频辅助服务调峰辅助服务用户侧能源管理服务移动式储能储能应用场景及配置方案储能在电力系统发、输、配、用领域均有重要应用价值，是能源互联网主要支撑技术之一。93.1数学模型及方法三、电网侧储能规划方法需求配置模型经济性原则多目标优化协同优化求解算法差分进化算法预测-校正内点法储能规划方法10储能系统在一个充放电周期内满足能量守恒：241()()0dciPiPi储能系统在运行过程中，其充放电功率及总放电量应满足如下约束：241()0,1,2,...,24()0,1,2,...,24()dcdiPPiiPPiiPiE利用储能系统进行充放电，配网系统的等效负荷应满足下述关系：max()()()(1)ldcPiPiPiP3.2地区储能需求分析思路及方法电网侧储能的主要目的是促进可再生能源消纳、减缓网络输电阻塞（满足N-1、缓解重过载）、调峰调频及可靠性（旋转备用、配网侧储能等）。地区储能需求分析思路11可再生能源消纳情况可再生能源消纳情况STEP2：确定电网整体储能需求STEP1：确定可再生能源储能需求出力特性出力特性可再生能源接入站储能配置可再生能源接入站储能配置02000400060008000100001200014000160000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:000:00平滑光伏发电功率电网调度功率3装机容量限电比例220kV变电站容载比统计情况储能配置原则储能配置原则电网整体储能容量需求STEP3：确定网络需求储能选址及容量110kV变电站（重载）储能容量配置110kV变电站2（过载）220kV变电站（重载）220kV变电站N（过载）储能容量配置配置方法配置方法STEP4：确定调峰调频储能容量调频需求STEP5：确定可靠性需求储能选址及容量调峰需求储能配置储能配置选址容量可靠性薄弱点可靠性需求可靠性需求储能配置110kV变电站容载比统计情况根据规划地区可再生能源装机容量及其出力特性，确定促进可再生能源消纳的整体储能需求。可再生能源消纳配置需求可再生能源消纳平抑发电波动跟踪发电计划曲线提高调度灵活性减少弃风弃光123.2地区储能需求分析思路及方法根据新能源电站历史运行数据，可得到发电计划曲线和预测可发能力曲线，做差得到发电偏差曲线为：fcstplanPtPtPt逐日对偏差曲线进行分析，提取偏差曲线的峰值功率、偏差电量，如下所示：,max,peakDPPttDmaxmax,0,min,0DtDtDEPtPt循环上述过程，即可得到一年内各日偏差曲线的峰值功率、偏差电量，可按照所有日最大的峰值功率和偏差电量配置功率和电量,maxstpeakDPPmax,1,2,365stDEEDL133.2地区储能需求分析思路及方法网络结构与调峰配置需求常规解决方案主变增容扩建；改造老旧线路，增大导线截面；新建变电站；优化网络结构；安排电厂顶峰发电计划。储能解决方案储能系统快速充放电、时移转换特点使得其在缓解电网负荷高峰期设备重过载、提高关键输电通道断面的输送容量、提高电网运行的稳定水平等方面具有优势。对于峰值负荷持续时间较短，尖峰负荷高的情况，储能的优势更为明显。因此可综合使用多种方式解决上述电网问题，通过技术经济比选确定最优方案，以发挥储能设施技术经济效益。14针对220KV、110kV变电站重过载、潮流瓶颈、输电通道受限、局部地区依赖电厂调峰等问题，有常规解决方案和储能解决方案两种方法。3.2地区储能需求分析思路及方法单变电站储能配置：考虑到变电站N-1需求，可得到变电站储能功率的配置需求如下：网络结构与调峰配置需求maxmax1.3111.3stLLPPNSNkNSN其中，PLmax和KLmax分别为变电站最大负荷和最大负载率，N为主变台数，S为单台主变容量。电网结构、调峰需求地区变电站储能需求综合优化地区变电站储能综合配置原则单个变电站储能容量配置储能功能定位满足N-1准则短时允许过载率不应超过1.3过载时间不超过2小时容载比确定重过载110kV和220kV配置标准供电分区153.2地区储能需求分析思路及方法220kV变电站典型电气主接线163.2地区储能需求分析思路及方法110kV变电站典型电气主接线173.2地区储能需求分析思路及方法对于系统网络结构，储能的配置可通过削峰填谷降低负载率，提高电网的容载比。根据电网容载比要求及220kV变电站容量，确定系统需要配置的储能总量。设220kV变电站总容量为，容载比要求为，则可得到储能总体配置功率及容量为：地区变电站储能综合需求优化方法min,maxstltotalPkPSmaxmax,0,1,2,365stltotaltDEPtSDL确定总体需求之后，通过规划区域220kV-110kV电网的接线，分析重过载站，得到细化的配置需求。183.2地区储能需求分析思路及方法电网结构分析220千伏电网结构110kV四台-四台链式结构接线193.2地区储能需求分析思路及方法110kV三台-三台主变结构接线四回出线三回出线110kV三台-四台主变结构接线203.2地区储能需求分析思路及方法上下级电网储能联合配置影响110kV变电站储能配置对220kV的影响，主要取决于220kV变电站所带各个110kV变电站的负载率均衡程度，若某些变电站重过载较为严重，其配置储能需求较大，从而可较多降低220kV峰值负荷，但若110kV变电站负荷较为均衡，储能配置需求较少，则对220kV变电站储能配置影响较小。0.05.010.015.020.025.030.0123456789101112131415161718192021222324负荷/万千瓦时间/h110kV变电站1110kV变电站2110kV变电站3110kV变电站4110kV变电站5110kV变电站6110kV变电站负荷之和220kV变电站213.2地区储能需求分析思路及方法地区变电站储能总体配置原则以解决重过载、潮流瓶颈等问题为目标，综合考虑常规方式及储能解决方案，初步提出地区变电站储能总体配置原则。223.2地区储能需求分析思路及方法变电站储能配置原则110变电站储能容量配置110供区容载比对应储能容量配置220供区容载比对应储能容量配置区域110变电站储能总体配置原则区域变电站储能总体需求配置原则220变电站储能容量配置区域220变电站储能总体配置原则根据系统可靠性要求确定最小的备用容量需求。选取失负荷概率LOLP作为可靠性指标判据，其计算方法如下：可靠性配置需求可靠性要求机组故障率负荷数据运行备用需求计算现有机组历史运行备用供给曲线根据历史多年数据，逐日分析备用供给与需求的差额曲线根据满足覆盖率为α的功率调节需求，确定储能配置功率和电量储能功率配置方法,PrdgidCSiCLOLPtRtPtPt根据电网历史运行统计数据，计算各时刻的运行备用，得到历史运行备用曲线，其计算方法如下：max,,gigigiRtUPPt233.2地区储能需求分析思路及方法将备用容量供给曲线和需求曲线做差，得到备用缺额曲线为：时间/h备用容量/MW备用容量缺额备用需求曲线备用供给曲线基于可靠性要求的备用容量缺额示意图max,0dgRtRtRt逐日对缺额曲线进行分析，提取缺额曲线的最大功率、缺额电量，如下所示：,max,peakDRRttDmax,DtDERttD按照所有日最大的最大功率和缺额电量进行储能配置，即配置功率和电量分别为：,maxstpeakDPRmax,1,2,365stDEEDL243.2地区储能需求分析思路及方法配网侧移动式储能系统可作为紧急电源支撑，充当UPS，为重要负荷提供不间断供电，考虑按照如下原则配置。1）储能电池选型、系统配置及设备选择应满足配变削峰、应急保障供电等需求。2）储能设备功率配置宜不小于配变容量的10％，或有效降低配变最高负载率不小于10%。3）储能设备容量配置不宜小于峰值功率放电2小时，或满足配变高峰期电量曲线削峰需求。4）储能设备宜布置于集装箱和车辆内部，接入配变低压侧母线。移动储能配置需求移动储能系统应用场合功率电量移动电源车1车辆救援；大型活动保障服务120kW230kWh移动充电车2大型活动保障服务；停电时的电力保障；公交场站供电不足时的临时调用240kW×2660kWh/1.2MWh移动充电站3停电时的电力保障；公交场站充电设施在建期间的充电服务保障；360kW×21.7~1.9MWh253.2地区储能需求分析思路及方法储能辅助火电机组调频系统配置包括功率和电量，其中额定功率为功率调节最大范围；额定电量为电能存储能力。储能系统容量配置需要能够满足AGC信号和跟踪机组出力的功率调节范围和调节周期内能量需求。调频配置需求调节速率响应时间调节精度火电机组调频历史数据现有机组综合调频性能指标及调节深度分析典型日机组出力偏差分布（AGC设点指令与机组输出功率的差额）根据满足覆盖率为ρ1的功率调节需求，确定储能配置功率分析每次调节所需储能充放电量概率分布根据相应周期内连续单向调频指令最大次数，确定最大充放电量考虑电池放电倍率、充放电发热和循环寿命等因素进而确定储能系统电量储能电量配置方法储能功率配置方法263.2地区储能需求分析思路及方法配置原则：用户侧储能配置需求2.次要效益、间接效益不作为考虑因素1.直接效益场景优先低储高发套利降低容量费用延缓配电网投资提高供电可靠性提供应急供电功率电量273.2地区储能需求分析思路及方法五、电网侧储能经济性评估5.1电网侧储能国民经济评价电网侧储能项目对于电网安全可靠运行、等都具有十分显著作用，需要促进新能源消纳从社会经济资源有效配置的角度，分析电网侧储能对经济发展所做出的贡献，重点关注项目外部性，评价其耗费社会资源的经济合理性，进行国民经济评价。28效益与费用类别识别效益直接效益延缓电力基础设施建设参与电力市场辅助服务提高供电可靠性促进新能源消纳间接效益节能减排技术扩散产业关联乘数效果费用直接费用初始投资运行维护更换改造间接费用生态环境针对量化收益和估算对电网侧储能开展国民经济评价。29内部收益率IRR8.4%净现值NPV1143.5动态投资回收期15.7•某地1#主变、3#主变出现重过载现象，单台变压器容量50MVA，共需配置储能系统8MW/14.5MWh。•以上述配置为例，根据经济评价有关原理，采用磷酸铁锂电池（LFP）方案的储能系统计算全寿命周期内逐年的经济性指标。•磷酸铁锂方案的储能系统内部收益率IRR11.2%，净现值1817.4万元，动态投资回收期10.1年。项目年限12…78…10…14建设成本3750运行成本113113113113113更换成本1242当年成本37501131131131355113当年收益263601601601601168.35.1电网侧储能国民经济评价从国民经济评价角度综合定性分析来看，电网侧储能项目具有突出的外部（间接）效果，大力发展电网侧储能对于各类储能技术产业上下游、节能减排、推动技术扩散和发展、提高电力系统经济稳定运行都有十分重要的作用。5.2基于电力系统效益的储能财务分析储能成本构成30储能系统成本由安装成本、运行维护成本、更换成本、用电成本和系统残值构成投资成本主要表征储能系统在寿命周期内的资本支出情况，主要影响因素包括充电效率、放电效率、最大放电深度等度电成本主要表征储能系统单位发电量所产生的综合成本，由资本指出的净现值总和（包括每年支出的其他费用）除以全寿命周期内输出的总电量计算得出储能系统成本模型···辅助设施成本PCS成本电池成本系统残值运维成本更换成本安装成本成本构成表征指标PsysrepfegrecCCCCCCC工程周期内的年均成本LCPPsys_Prep_Pf_Pe_Pg_Prec_PLCCCCCCC储能系统在电力系统的收益构成315.2基于电力系统效益的储能财务分析•配电网侧配置储能系统，可以通过跟踪分布式发电和用电负荷曲线，实施充放电优化控制，避免配电设备重过载延缓配电网改造收益•发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性提高供电可靠性收益•储能系统通过削峰填谷，降低用户侧对电网最大用电负荷需求，使得原本由于发电站建设的投资得到延缓延缓装机总量收益•节能效益主要体现在利用储能系统减少燃煤电厂的燃料消耗节约能源收益•主要体现在利用储能系统提高可再生能源接纳，以及储能系统本身充放电所带来的减排效益减少污染物及二氧化碳排放收益案例1-电网侧储能32内部收益率IRR4.5%净现值NPV-27动态投资回收期-•某地1#主变、3#主变出现重过载现象，单台变压器容量50MVA根据容量配置原则，得到共需配置储能系统4MW/4MWh。•以上述配置为例，根据经济评价有关原理，采用磷酸铁锂电池（LFP）方案的储能系统计算全寿命周期内逐年的经济性指标。•磷酸铁锂方案的储能系统内部收益率IRR4.5%，净现值-27万元。项目不具备经济性。5.3基于电力系统效益的储能财务分析随着电池成本下降速度加快，内部收益率（IRR）逐渐增加，从电力系统收益来看，其财务逐步具备可行性。但目前电池成本暂时无法下降如此之快，短期内电化学储能项目仍旧不具备经济性，随着储能技术的快速发展及规模效应的出现，从长期来看，项目可以达到基准收益率，获得较好的财务回报。案例2-调频辅助服务33•以某火力发电厂的一台300ＭＷ直吹式机组为例，按照平均单向调频指令次数为5次，磷酸铁锂电池使用2C充放电电流考虑，则储能配置电量为1.5MWh。因此配置储能系统为3MW/1.5MWh。按照储能提供调频服务运行寿命为4年进行测算，本项目进行经济性分析结果如下。可见，项目内部收益率达35.3%，动态回收期为3.2年。序号项目成本（万元）1建设成本5401.1电池系统2701.2逆变器PCS2101.3辅助系统602年运行成本16内部收益率IRR35.3%净现值（万元）NPV403.9动态投资回收期（年）—3.2内部收益率IRR35.3%净现值（万元）NPV403.9动态投资回收期（年）—3.2联合调频日均收益：IALL=1948×(ln3.4+1)×6=25991.5元火电机组调频日均收益：IGEN=1430×(ln1.42+1)×6=11588.6元则储能日均收益ISE=IALL-IGEN=14402.9元按照年均调频200天考虑，则年均收益为288.1万5.3基于电力系统效益的储能财务分析-600-1004009001400024681012调频中标服务价格对NPV的影响案例3-负荷侧用电管理34•综上低储高发套利和景容量电费改需量电费两种应用场景，则储能系统功率和容量配置均取二者较大值，最终确定储能系统配置方案2700kW/20000kWh。•磷酸铁锂方案的储能系统内部收益率IRR8.4%，净现值1155万元，动态投资回收期15.6年。项目年限12…78…1314建设成本4257运行成本128128128128128更换成本1584当年收益12482482482482482净现金流量-42455095095091076509内部收益率IRR8.4%净现值NPV1155动态投资回收期15.65.3基于电力系统效益的储能财务分析-600-400-200020040060080010001200140016000.50.550.60.650.70.750.8峰谷电价差（单位：元/kwh））峰谷电价差对NPV影响案例4-电源侧新能源（光伏）消纳35•某光伏电站装机为30MW，年发电小时数为1700小时，月发电天数为24天，日发电小时数为10小时，储能系统配置为4MW/8MWh。按照项目周期为20年考虑，考虑储能系统更换，本项目进行经济性分析结果如下。可见，项目内部收益率达16.2%，动态回收期为7.8年，净现值达1243.5万元。序号项目成本（万元）1建设成本20401.1电池系统14401.2逆变器PCS2801.3辅助系统3202年运行成本61内部收益率IRR16.2净现值（万元）NPV1243.5动态投资回收期（年）—7.8减少脱网考核的月度收益为：Ikh1=3×3%×4250×600/10000=22.95万元减少限光时段考核收益Ikh2=600×6.6×2×6/10000=4.752万元减少相关考核收益Ikh3=600×(98%-80%)/90×4250/10000=0.51万元增加的上网电量收益Isw=600×7×12/10000=5.04万元储能系统月均收益Im=33.252万元，储能系统年均收益为399.024万元5.3基于电力系统效益的储能财务分析谢谢聆听清华四川能源互联网研究院36