摘要：本文针对我国电网的优势资源和实际生产需求，围绕风、光、蓄、储联合运行机制及其技术经济性评价进行分析，研究不同储能系统响应可再生能源波动的技术经济性能，在此基础上面向风光储电站提出了风电、太阳能发电、抽水蓄能、电化学储能等多能源协调互补运行机制及技术经济研究。
关键词：多能互补 储能技术 经济分析
1研究背景和意义
我国可再生能源产业发展迅猛，风电、光伏产业在能源结构中的占比不断上升。但与此同时，具有随机波动性的可再生能源的大规模并网，对电网稳定性、经济性与电能质量产生的影响不容忽视，电网必将面临新的难题与挑战。仅依靠火电机组进行灵活性调节，火电机组频繁进行启停、爬坡或长时间运作在深度调峰状态，严重威胁电网的运行安全性与经济性，且随着具有随机波动性的可再生能源的并网比例不断增加，火电机组势必表现出灵活调节能力不足的趋势，这将成为导致大规模弃风弃光现象、造成清洁电源严重浪费的主要原因之一。2016年，全年弃风电量497亿千瓦时,较为严重的地区是甘肃、新疆、吉林和内蒙古。由此可见，加快建设建强智能电网，大幅提升电力系统资源优化配置能力和可再生能源消纳空间，缓解弃风弃光现象的发生，实现大规模具有随机波动性的可再生能源并网，是全国各区域电网亟需解决的重要难题。
多能互补和储能技术是支撑可再生能源大规模消纳的战略性技术，是解决上述难题的有效手段，利用储能和多能互补运行技术进一步完善和优化区域内电网运行方式，是提高电网运行灵活性、提高可再生能源开发利用效率、解决当前大规模可再生能源安全并网和高效消纳问题的关键手段。
2可再生能源出力特性研究现状
风速和辐照度都具有随机波动性，会受到多种气象因素的影响，因此其出力也表现出不稳定的特征，对电力系统的安全运行带来不良影响。对风光出力特性的分析是实现风光联合发电的前提，目前研究大多针对风电场或光伏电站的出力的周期性和波动性展开研究，尚未发现对风光联合出力特性的分析。此外，现有波动性的研究主要是对出力序列进行趋势分析或定性描述变化趋势，缺少对风光资源及出力中波动性的量化分析，而这些是多能互补优化运行中所需的关键特性。
现阶段多能源互补优化运行研究中主要存在以下不足：一是现有研究大多针对两到三种能源在微网中的联合互补运行，且大多基于微网场景；二是优化模型中主要关注最大化联合运行效益，对不同能源、电源运行特性和经济性能考虑不够周全，尤其较少考虑储能实际运行特性；三是大多采用人工智能求解算法，无法获得全局最优的精确解。
3多能源互补优化运行调度研究现状
为缓解风电/光伏并网带来的不确定性，实现含有风电/光伏电力系统安全、经济运行，大规模储能技术被认为是支撑风电/光伏普及的战略性技术，是解决上述难题的有效手段。国内外对于储能方式的研究主要集中在电化学储能和抽水蓄能两个方面。铅酸蓄电池是目前比较成熟的电化学储能技术，具有价格低廉、安全性相对可靠的优点，但也存在循环寿命短、深度放电可用容量下降、运行和维护费用高等缺点。由于电化学储能的经济性问题，现有化学储能示范工程（如国家风光储输示范工程等）的使用率仍然较低。抽水蓄能具有规模大、寿命长、运行费用低等优点，被公认为目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式，但抽水蓄能电站的建设受地形和水资源的制约，建设周期长，也会带来一定生态问题。为此，推进多种储能方式与大规模可再生能源联合互补运行，实现高比例可再生能源安全经济并网是新能源电力系统亟需解决的重要问题。
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4 多能源互补优化运行经济分析
以张家口某风电场和光伏电站中实际出力数据为例，进行互补优化调度研究，分别采用风光实际出力数据与5倍、10倍和15倍均值为0，方差为1正态分布的随机数进行加和模拟电网实际调度需求用来表征可再生能源出力的不确定性，分别对有、无储能场景下电站总收益及弃风、弃光率情况进行分析，结论如下：
（1）风光储电站一体化协同运行，有效缓解了夜晚无光伏出力且风电反调峰特性强的问题，减少弃风或者弃光的可能性，平滑风光一体出力，减少天气变化对可再生能源电站发电的影响，提高系统的经济性；
（2）电化学储能系统损耗成本和弃风、弃光惩罚成本的加入能够使电站更为灵活地平衡电化学储能系统运行损耗与外部购电的矛盾，最大化风光储电站的运行总收益，进而优化现阶段电化学储能电站的运行控制策略。
同时，进行了储能寿命损耗权重因子、电化学储能系统峰谷电价差和电化学储能系统装机容量的敏感性分析，定量分析各关键影响因子对电站总收益和弃风、弃光率的影响机理。分析结果如下：
（1）增加储能系统的多能互补运行能够增加电站总收益和减少弃风、弃光。在相同的可再生能源不确定性场景下，含有储能系统的可再生能源电站较不含储能系统的总收益平均增加3.85%，弃风、弃光比例平均降低35.10%；
（2）对含有储能系统的多能互补电站收益构成成分的分析：售电收入主成分为风、光售电收入，其中风电售电收益平均占总售电收入的68.47%，光伏发电占比27.64%，储能系统售电占比3.88%；电站支出主成分为储能系统损耗成本及购电成本，其中储能系统损耗成本平均占电站总支出成本的72.47%，购电成本平均占比为18.75%，弃风、弃光惩罚成本平均占比为4.98%。当可再生能源不确定性高时，储能系统的作用愈发明显，损耗成本数值上虽有所增加，但在外部购电成本与售电收益的平衡下，储能系统的作用能够一定程度上为电站增加新的赢利点，尤其是在不确定性增强的时候储能系统对盈利的作用更加明显。
（3）当可再生能源出力不确定性高的时候，多能互补电站的总收益将有所减少，弃风、弃光比例将有所增加。但当储能系统参与运行后，可再生能源出力不确定性对总收益和弃风弃光影响的程度有所下降。具体数据如下：在不同的可再生能源不确定性场景下，不含储能的10倍、15倍随机调度需求与5倍随机调度需求相比可再生能源电站总收益平均降低12.44%，弃风、弃光比例平均增加86.68%；含有储能的相比可再生能源电站总收益平均降低10.94%，弃风、弃光比例平均增加152.70%。
（4）在敏感性分析中，共考虑了储能寿命损耗权重因子、电化学储能系统峰谷电价差和电化学储能系统装机容量3种因素，分析结论如下：一是储能设备频繁操作的影响，在优化运行调度中必须考虑频繁充放电的影响，但当充放电功率较少的时候，可以省略考虑，当累计放电功率高于50.52MW时，则不能忽略；二是峰谷电价的影响，当峰谷电价差低于0.4元/kW时，风光储电站运营难以盈利，此时储能电站无放电现象，当峰谷电价差介于0.4-2.0元/kW时，电化学储能电站作用频率较小，累计放电功率为52.52MW，此后，随着峰谷电价差逐渐增大至2.8元/kW、累计放电功率逐渐上升至220MW，此后继续增加峰谷电价差至4.0元/kW，电站总收益由于峰谷电价差的作用继续增大，但累计放电功率保持不变；三是储能系统容量的影响，由15:2开始逐渐增加储能系统的容量改变可再生能源与储能的比例，当储能容量达到120MW时，即风光储容量比例达到5:4时，弃风、弃光率降为0，电站总收益不再增加，即容量达到饱和无需再增加，增加储能系统容量所获得的收益主要体现在对弃风弃光电量的存储和高电价时段的放出，故而峰谷电价差越高，获利越多。
5.结论
随着大规模储能技术的不断发展，实行风光储电站一体化协同运行，可以有效缓解夜晚无光伏出力且风电反调峰特性强的问题，减少天气变化对可再生能源电站发电的影响，提高可再生能源发电的电能质量，从而获得稳定可靠的电源。
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论文作者:王晓艳1,安磊2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第28期
论文发表时间:2019/3/19
标签：储能论文; 电站论文; 可再生能源论文; 电化学论文; 系统论文; 电价论文; 收益论文; 《电力设备》2018年第28期论文;