董昱1, 范高锋1, 董存1, 于若英2, 赵俊屹3

（1. 国家电网有限公司, 北京 100031; 2. 中国电力科学研究院有限公司, 江苏 南京 210003; 3. 国网山西省电力公司, 山西 太原 030021）

摘要：现阶段，储能的配置分析计算大多是围绕单一场景开展的，无法充分发挥储能的多重作用。为合理配置储能，提高电力系统综合效益，从系统整体运行需求角度入手，归纳总结电力系统配置储能应统筹考虑源网荷发展情况、细致分析储能对常规机组的替代作用、综合优化储能充放电策略3方面关键因素；提出在功率、能量和充放电时长3个维度均不确定的情况下，电力系统统筹配置储能的分析计算方法，包括储能的功率初值计算、确定功率下的能量分析计算和不同功率下的能量滚动计算3个主要环节。最后，以某省级电力系统为案例，开展2021—2025年储能配置分析计算。计算结果表明：在满足同一运行要求下，配置有多组可行解，且储能功率在一定范围内增大，可一定程度降低系统对能量的需求。算例从经济性角度出发，对比并选择可行解中投资成本最小的方案作为最终配置方案。

引文信息

董昱, 范高锋, 董存, 等. 电力系统配置储能分析计算方法[J]. 中国电力, 2022, 55(1): 26-36.

DONG Yu, FAN Gaofeng, DONG Cun, et al. Analysis and calculation of energy storage configuration in power system[J]. Electric Power, 2022, 55(1): 26-36.

引言

随着储能技术的进步和电力系统的发展，储能在电力系统中的配置问题逐步引起关注。目前针对电力系统中的储能配置问题的研究主要可归纳为如下几类。（1）储能与电源联合规划配置研究。对于火电配置储能，主要是用于辅助深度调峰和自动发电控制（automatic generation control, AGC），通过辅助服务获取收益，以储能寿命周期内的效益最大为目标建立成本效益模型，求解得到储能配置容量[1-3]；对于新能源电站配置储能，通常以平抑新能源波动和减少新能源弃电为目标，前者多采用一阶滤波方法求解，后者多以含弃电电量损失惩罚项的运行成本最小为目标建立储能配置模型，并进行求解[4-6]。若考虑新能源不确定性影响，则多采用随机规划[7-9]和鲁棒优化方法建立储能容量配置模型，近年来较为热门的分布鲁棒方法也被应用于解决新能源配置储能的问题[10]。（2）储能与电网联合规划配置研究。针对储能可替代输电线路扩建，缓解线路阻塞，发挥经济效益，从而建立“储-输”优化配置模型，并采用启发式方法与数学规划方法相结合的算法求解[11-13]；针对参与电网调峰需求，建立考虑灵活性供需平衡的储能配置模型，并进行求解[14-15]。（3）面向用户的储能配置方法研究，针对用户加装储能后可利用峰谷电价差套利，以经济效益最大为目标实现储能的配置[16]。此外，针对近年来“共享储能”[17]商业模式的兴起，也有学者研究从售电公司配置储能的角度，分析储能全寿命周期内的投资收益情况，研究储能的配置规模[18-19]。总体上说，相关研究较为深入，但是这些方法大多是针对特定场景下储能发挥单一作用的分析计算，而从储能的功能定位和发挥的作用来看，不同场景下的功能有重合，单个场景下的储能又能发挥多重作用。同时，配置面向的区域越大，储能越能发挥多重功能，利用率越高，整体上对储能配置的需求会显著降低。因此，若按照不同场景进行分别配置，会造成配置规模冗余，利用率低，经济性差。从全系统运行需求角度研究配置需求，由于功率和能量互相耦合，且存在功率、能量和充放电时长3个维度均不确定的困难，计算难度大，文献[20]将充放电时长确定为6 h和720 h，则只需计算系统的功率需求，大幅降低了计算难度，但结果具有局限性。针对一般情况下储能的功率、能量和时长都未知的情况，求解系统所需配置的储能规模，目前尚未形成完整成熟的方法体系，导致储能的配置规模难以评估，难以给出系统性结论。

基于此，本文以满足电力系统整体运行需求为目标，结合电力系统发展需要，探索研究储能的统筹配置计算方法，引导储能合理布局，以运行指导规划，提升电力系统综合效益。首先，分析电力系统配置储能的3方面关键因素；然后，提出电力系统配置储能的总体思路，建立电力系统配置储能分析计算方法，确立储能功率和能量分析方法和计算流程；最后，以某省级电网为案例开展分析计算，以期为相关研究工作提供参考和依据。本文中所指的储能是指纳入统一调度控制的公共储能系统。

1  电力系统配置储能考虑的关键因素

1.1  统筹考虑源-网-荷发展情况

电力系统配置储能分析计算应结合电力系统网架结构、电源构成及负荷特性，充分考虑系统中新能源规模占比及资源特性，计算案例应能覆盖典型场景。对于新能源和负荷等不确定性较强的因素，其时序序列应由近3~5年的历史数据分析得到。计算水平年的新能源可用发电功率数据应由非限电情况下历史可用发电功率数据或限电记录还原的数据分析得到，能够反映当地新能源出力变化特性。水电功率应结合中长期水文预报结果，计算在不同来水条件下的水电发电量。计算水平年的用电负荷数据应涵盖典型负荷预测水平，典型负荷预测水平应根据历史年负荷变化情况及经济发展趋势确定。联络线交换功率数据应考虑联络线投运计划及运行模式。根据计算分析的目的和要求、电网断面输电受限情况，可对目标电网结构进行分区简化和处理。储能性能衰减情况采用储能健康状态表征，应考虑储能的类型和使用年限综合。

1.2  考虑储能对常规机组的替代作用

应结合储能类型及特性，将储能的充放电功率纳入全网电力电量平衡。在确保安全[21-22]、供热等条件下，计及储能对常规调峰电源的替代作用，将稳定可靠的储能功率纳入机组组合，优化系统的开机方式。

考虑储能纳入机组组合后，常规电源的调节范围上下限为

1.3  优化储能的充放电策略

储能的充放电功率首先应满足储能电池自身的运行约束，主要包括荷电状态（SOC）约束、储能额定功率约束，并考虑储能的充放电效率影响，即

在此过程中，还应考虑火电机组深度调峰能力、需求侧响应及系统中已建储能（如抽蓄电站）与储能充放电的协调配合，依据不同的电源、负荷类型和响应机制[23-24]，建立多类型资源的互动调节模式进行具体分析。

2  电力系统配置储能分析计算方法

2.1  总体思路

根据储能在电力系统中发挥的作用，以满足新能源利用率要求，负荷平衡要求和支撑系统安全稳定运行为目标，开展储能的配置分析计算。采用基于时序仿真的电力电量平衡分析，得到多组储能的功率和能量配置结果，整体计算流程如图1所示。

图1  电力系统配置储能分析计算方法体系架构

Fig.1  framework of analysis and calculation method of energy storage configuration in the power system

2.2  分析计算方法

电力系统配置储能分析计算围绕储能的功率和能量展开。由于功率和能量相互耦合，在功率、能量及充放电时长都不确定的情况下，无法进行解耦计算。需首先确定功率初值，方能计入机组组合优化开机方式，进而迭代计算得到能量需求。在此基础上，按一定步长调整功率，滚动计算不同功率对开机方式的影响，最终得到满足要求的一系列功率和能量的配置组合。因此，计算包括储能功率初值计算、确定功率下的能量计算和不同功率下的能量滚动计算3个环节。

（1）储能功率初值Pes0计算。储能的功率初值应同时满足负荷功率需求和新能源利用率的要求。计及需求响应的作用，在负荷限电情况下，配置储能的功率应大于等于负荷限电功率最大值，以满足负荷可靠供电，即

式中：Plc(t) 为负荷限电功率。

在新能源受阻情况下，配置的储能功率初值应能满足新能源利用率要求。由于新能源利用率是对电量的要求，储能功率初值须通过建立全周期内新能源受阻功率、受阻电量与储能功率的匹配关系分析得到。如图2所示，配置功率为Pes0的储能后，若储能能量不受限，则小于Pes0的受阻电量都能够被储能消纳（图2中受阻功率曲线在红线以下的部分与红线围成的面积），此时，新能源受阻电量为大于Pes0的功率累积的电量（受阻功率曲线在红线以上的部分与红线围成的面积）。

图2  储能功率初值计算示意

Fig.2  Initial value calculation of energy storage power

根据新能源利用率要求计算储能的功率初值的计算步骤为：

①筛选新能源受阻时段和受阻功率；

同时存在新能源受阻和负荷限电时，应比较新能源受阻功率和负荷限电功率，选择同时满足二者要求的功率作为储能功率初值。

（2）确定功率下的能量计算，主要包括开机方式优化、储能充放电策略确定和储能能量计算。

结合储能类型及特性，按式（1）将储能的充放电功率纳入全网电力电量平衡。在确保安全、供热等条件下，将稳定可靠的储能功率纳入开机方式，具体纳入比例应根据系统运行情况确定。考虑源网荷储的互动协调关系，并根据储能纳入电力电量平衡后的常规电源调节范围，计算新能源受阻功率和负荷限电功率，和未发生新能源受阻和负荷受限时段的常规电源调节范围计算系统允许储能充放电功率（式（4）~（6）），以此确定储能充放电策略。

根据新能源利用率和负荷限电电量要求，结合储能充放电策略，计算功率初值对应的储能能量。计算步骤为：①选择储能能量初值，可为单次新能源受阻电量和单次负荷限电电量中的最大值；②逐时段计算储能的充、放电功率。储能的充放电功率应由储能的荷电状态、储能功率、新能源受阻功率、负荷受限功率及系统允许储能充放电功率综合确定；③计算配置储能后的新能源受阻电量和新能源利用率；④判断新能源利用率是否满足要求。新能源利用率小于目标时，增加储能能量；新能源利用率大于目标时，减少储能能量，直至满足新能源利用率目标；判断平抑的负荷限电电量是否满足平衡要求，不满足时，增加储能能量，直至满足平衡要求。

（3）不同功率下的能量滚动计算。根据系统安全约束、新能源利用率和负荷限电要求，按一定步长，调整储能功率。按照步骤（2）中的计算流程滚动计算不同储能功率对应的储能能量，得到储能功率和能量的配置组合。

3  案例分析

根据上述方法，开展某省级电力系统配置储能分析计算。根据2021—2025年的边界条件，考虑该系统中需求响应占比小于1%，以负荷100%满足和新能源利用率达到95%为目标，开展“十四五”期间逐年配置储能的分析计算。

3.1  计算条件

表1为该省级电网2021—2025年的计算边界条件，主要包括电源分类装机、负荷预测和省间联络线交换功率情况。

表1  “十四五”期间计算边界条件

Table 1  Boundary conditions during the 14th Five-year Plan

3.2  储能功率和能量计算

（1）储能功率初值计算结果。根据常规机组开机时序和新能源出力预测，以步长1 h，周期8 760 h计算得到不配置储能时该省级电力系统2021年共预计发生206次弃电，如图3中蓝色曲线所示，弃电电量83.7亿kW·h，弃电率10.7%。

图3  储能功率初值与弃电曲线

Fig.3  Initial value of energy storage power and power abandonment curve

按照2.2中储能功率初值计算方法，不断调整Pes0，当新能源受阻电量占比为5%时，新能源利用率达到95%的目标，此时，Pes0为290万kW，即为配置储能的功率初值。迭代计算过程如表2所示。

表2  储能功率初值与新能源利用率的关系

Table 2  Relationship between the initial value of energy storage power and the utilization rate of renewable energy

（2）储能功率初值下的能量计算。在保证电网安全稳定运行和供热要求的前提下，设置储能功率初值290万kW，按40%纳入机组组合，能量初值为2900万kW·h，时序仿真计算得到新能源利用率为94.15%，不满足利用率要求，进一步增加储能能量，得到功率初值下，满足负荷和新能源利用率要求的储能配置方案为290万kW、7 250万kW·h，如表3所示。

表3  储能功率初值下不同能量对应的新能源利用率和负荷满足比例

Table 3  Utilization rate of renewable energy and load satisfaction rate corresponding to different energy under the initial value of energy storage power

（3）不同储能功率和能量的滚动计算。以10万kW为步长增加储能功率，滚动计算不同储能功率下满足新能源利用率和负荷限电要求的储能能量，当功率超过780万kW·h，开机容量小于系统要求的最小值，不再继续计算。计算得到的部分结果如表4所示。

表4  不同功率下满足新能源利用率和负荷平衡要求的储能能量计算结果

Table 4  Calculation results of the energy capacity of energy storage satisfying the requirements of the utilization rate of renewable energy and load balance under different power

以储能600万kW/2 400万kW·h的配置方案为例，选取典型日绘制系统时序运行曲线和储能SOC曲线，如图4、5所示。可以看到，当SOC达到100%，储能无法继续充电，新能源发生弃电，直到17:00，新能源发电功率减小，负荷上升，储能有了放电空间，SOC开始减小，直到22:00储能电量放完。图6、7为2021年1月储能的SOC曲线和储能充放电功率曲线。

图4  2021年1月14日系统运行曲线

Fig.4  Operation curve of the system on January 14, 2021

图5  2021年1月14储能SOC时序曲线

Fig.5  Time series curve of SOC in energy storage on January 14, 2021

图6  2021年1月储能SOC时序曲线

Fig.6  Time series curve of SOC in energy storage in January 2021

图7  2021年1月储能充放电功率时序曲线

Fig.7  Time series curve of charging/discharging power in energy storage in January 2021

若选择整小时数的配置方案600万kW/2 400万kW·h、700万kW/2 100万kW·h和900万kW/1 806万kW·h作为2021年的配置结果，结合2021—2025年的边界条件，并计及储能的容量衰减，开展2022—2025年的配置需求分析。

储能的容量衰减按下述方式进行估算：当储能的最大放电电量衰减到电池标称容量的80%时[25]，达到电池的寿命终止条件。设初始投运时，电池最大放电电量为标称容量的100%，考虑目前电化学储能电站运营年限10年，估算得到年度衰减电量约为标称容量的2%。

计算各年的储能配置方案。选取2 h、3 h和4 h的配置结果，结果如表5~7所示。

表5  “十四五”期间储能配置规模（4 h）

Table 5  Energy storage configuration results during the 14th Five-year Plan (4 h)

表6  “十四五”期间储能配置规模（3 h）

Table 6  Energy storage configuration results during the 14th Five-year Plan (3 h)

表7  “十四五”期间储能配置规模（2 h）

Table 7  Energy storage configuration results during the 14th Five-year Plan (2 h)

3.3  敏感性分析

分析计算表明，满足该电力系统的负荷平衡和新能源利用要求的储能配置方案不唯一，按照功率和能量一一对应的关系，可形成一组解集。

分析解集的规律，以2021年的计算结果为例，绘制储能的功率和能量分析计算结果，如图8所示。可以看到，在达到相同目标的前提下，储能的能量随着储能功率的增加而减少，且减少的趋势逐步放缓。在功率较小时（初值290万kW为起点），能量下降斜率较大，当功率达到650万kW以上时，储能的能量基本达到平稳状态。

图8  储能功率和能量变化趋势曲线

Fig.8  Change trend curve of energy storage power and energy

在此基础上，进一步分析功率和能量对新能源利用率的影响。

以前文分析为基础，若保持2400万kW·h的储能能量不变，调整储能的功率，得到储能功率与新能源利用率变化趋势曲线，如图9所示。可以看到，新能源利用率随着储能功率增加而上升，且上升的趋势逐步放缓。在功率较小时，随着功率增大，新能源利用率上升斜率较大；当功率达到600万kW以上时，新能源利用率的变化较小趋于平稳。若保持600万kW的储能功率不变，调整储能能量，得到储能能量与新能源利用率变化趋势曲线，如图10所示。可以看到，新能源利用率随着储能能量增加而上升，且上升的趋势逐步放缓。

图9  储能功率与新能源利用率变化趋势曲线

Fig.9  Change trend curve of energy storage power and utilization rate of renewable energy

图10  储能能量与新能源利用率变化趋势曲线

Fig.10  Change trend curve of the energy capacity of energy storage and the utilization rate of renewable energy

3.4  经济性分析

从技术需求角度看，储能的配置方案可有多组可行解。本文以最小投资为目标，从多组可行解中选择最优配置方案。

储能系统的投资成本包括储能本体、PCS和辅助设施以及运行维护成本。按照美国电科院对大容量储能系统的成本现状调研结果[17]（如表8所示）开展投资成本分析，得到不同类型下的投资成本如表9所示。

表8  大容量储能系统的单位成本

Table 8  Cost per unit of large-capacity energy storage systems

由表9可以看到，由于不同类型的储能系统的功率成本、能量成本差异较大，造成不同配置方案的投资成本差别较大。对于电化学储能系统来说，3种配置方案中，最优的为铅酸电池系统的900万kW/2 h方案；若地理条件允许，抽水蓄能电站的600万kW/4 h方案更优。

表9  不同类型储能系统的投资成本 单位：万美元

Table 9  Investment costs of different types of energy storage systems 万美元

4  结论

为满足大规模新能源并网背景下电力系统整体运行需求和发展需要，本文从系统全局视角开创性探索研究了电力系统配置储能的功率和能量分析计算方法，得出结论如下。

（1）电力系统配置储能需要重点考虑的3方面因素。①应统筹考虑源网荷发展情况，计算所用数据和案例能够覆盖未来典型场景；②应细致分析储能对常规机组的替代作用，在满足系统安全和供热要求前提下优化开机方式；③应综合优化储能充放电策略，应结合储能自身运行特性、系统运行需要和源荷储互动关系综合确定储能的充放电时序。

（2）电力系统配置储能分析计算主要分为储能的功率初值计算、确定功率下的能量分析计算和不同功率下的能量滚动计算3个步骤。由于功率和能量互相耦合，同一目标下配置方案不唯一，而是一组解的集合。在可行解集中选择投资成本最小的方案作为最优方案。

（3）本文选取某省级电力系统开展“十四五”期间储能配置规模测算，算例结果表明，在保障安全和供热需求的前提下，为满足新能源利用率和负荷平衡的目标，可形成多组储能配置方案，且配置的储能功率、储能能量与新能源利用率之间存在非线性的耦合关系。通过对比分析不同方案的经济性可得到最优配置方案。

后续工作中，将继续深入研究如何在市场环境下统筹考虑储能调峰、调频和调压等多重功能，细化源网荷储一体化背景下储能的充放电策略，完善电力系统配置储能方法体系。