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储能定容的主要参数为储能的额定功率和额定容量。
1) 储能额定功率
为满足变电站主变N-1要求,变电站正常运行时,最高负载率应低于设定值;且为实现变电站经济运行,变压器峰谷差率也应低于设定值。
因此,储能参与削峰填谷,储能额定功率配置应满足给定峰谷差率下,削峰、填谷所需的最大功率。
$$ P_{{\rm{CN}}}={{\rm{max}}} \left\{\left[P(t)-P_{{\rm{xf}}.{\rm{max}} }\right],\left[P_{\rm{tg.min}}-P(t)\right]\right\} $$ (1) 式中:
PCN ——储能额定功率(MW);
P(t) ——典型日负荷曲线函数;
Pxf.max ——削峰后峰值(MW);
Ptg.min ——填谷后谷值(MW)。
2) 储能额定容量
储能参与削峰填谷,储能额定容量配置应不少于削峰所需电量,且削峰电量等于填谷电量。
$$ Q_{{\rm{xf}}}=\displaystyle \sum\limits \left(\int_{t_{{\rm{fs}}}}^{t_{{\rm{fe}}}}\left[P(t)-P_{{\rm{xf}}.{\rm{max}}}\right] {\rm{d}}t\right) $$ (2) $$ Q_{{\rm{tg}}}=\displaystyle \sum\limits\left(\int_{t_{{\rm{gs}}}}^{t_{{\rm{ge}}}}\left[P_{{\rm{tg}}.{\rm{min}}}-P(t)\right] {\rm{d}}t\right) $$ (3) $$ \eta_{{\rm{CN}}} Q_{{\rm{CN}}}=Q_{{\rm{xf}}}=Q_{{\rm{tg}}} $$ (4) $$ P(t)-P_{{\rm{xf}}.{\rm{max}} }>0 $$ (5) $$ P_{{\rm{tg}}.{\rm{min}}}-P(t)>0 $$ (6) 式中:
QCN ——储能额定容量(MWh);
Qxf ——削峰电量(MWh);
Qtg ——填谷电量(MWh);
tfs ——储能削峰开始时刻(h);
tfe ——储能削峰结束时刻(h);
tgs ——储能填谷开始时刻(h);
tge ——储能填谷结束时刻(h);
ηCN ——储能充放电系数。
储能参与削峰填谷工作位置示意图如图1所示。
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储能建设降低变压器高峰负载率,提高变压器降压利用小时数,可延迟变压器主变扩建或增容时序,从而获取建设投资的时间效益。
在满足负荷运行可靠性原则下,对比如下方案:
方案一:变电站本期配置储能,3~5 a后扩建一台主变;
方案二:变电站本期扩建一台主变,3~5 a后进行主变增容。
其中,为保证各方案供电能力一致,方案二3~5 a后增加的主变容量供电能力等同于方案一配置储能。
上述方案投资涉及储能成本、主变扩建成本、储能维护费用、主变维护费用以及储能峰谷差效益。各项投资具体说明如下:
1)方案一总投资
$$ {Y}_{1}={C}_{11}+{C}_{12}+{C}_{13}+{C}_{14}-V $$ (7) (1)储能成本C11
$$ {C}_{\text{11}}={C}_{{\rm{E}}}\cdot E\cdot{10}^{-1} $$ (8) 式中:
E ——储能额定容量(MWh);
CE ——电池储能系统单位容量成本(元/kWh)。
(2)主变扩建成本C12
$$ {C}_{12}={C}_{{\rm{ZB}}}\cdot\dfrac{1}{{\left(1+i\right)}^{{n}_{1}}} $$ (9) 式中:
CZB ——扩建主变的投资(元/kWh);
i ——贴现系数;
n1 ——延缓主变扩建的年数(a)。
(3)储能维护费用C13
$$ C_{13}=\eta_{\rm{E}} \cdot C_{\rm{E}} \cdot E \cdot \frac{(1+i)^n-1}{i \cdot(1+i)^n} $$ (10) 式中:
n ——储能寿命(a);
ηE ——储能维护系数。
(4)扩建主变的维护费用C14
$$ C_{14}=\eta_{{\rm{ZB}}} \cdot C_{{\rm{ZB}}} \cdot \frac{(1+i)^{n-n_1}-1}{i \cdot(1+i)^{n-n_1}} $$ (11) 式中:
ηZB——主变维护系数。
(5)储能峰谷差收益V
$$ V=C_{\rm{V}} \cdot E \cdot \displaystyle \sum\nolimits_{n=1}^{15}\left(\dfrac{1-k}{I+i}\right)^n $$ (12) 式中:
CV——储能每年单位峰谷差收益(元/kWh)。
2)方案二总投资
$$ Y_2=C_{21}+C_{22}+C_{23}+C_{24}-V $$ (13) (1)主变容量增加等同于方案一储能功率供电能力的成本C21
$$ C_{21}=\left(\frac{P_{{\rm{CN}}}}{S_{{\rm{ZB}}}} \cdot C_{{\rm{ZB}}}\right) \cdot \dfrac{1}{(1+i)^{n_1}} $$ (14) 式中:
PCN ——储能额定功率(MW);
SZB ——主变扩建容量(MVA)。
(2)主变扩建成本C22
$$ C_{22}=C_{{\rm{ZB}}} $$ (15) (3)主变容量增加的维护费用C23
$$ C_{23}=\eta_{\rm{E}} \cdot C_{21} \cdot \frac{(1+i)^{n-{n_1}}-1}{i \cdot(1+i)^{n-{n_1}} } $$ (16) (4)扩建主变的维护费用C24
$$ C_{24}=\eta_{{\rm{ZB}}} \cdot C_{22} \cdot \dfrac{(1+i)^n-1}{i \cdot(1+i)^n} $$ (17) 3)目标函数
本文依据储能建设成本与推迟主变扩建投资两者之间找到平衡,构建储能定容经济目标函数:
$$ \Delta Y=Y_1-Y_2 \leqslant 0 $$ (18) 式中:
ΔY=0为变电站配置储能最低应满足的经济条件;若ΔY<0,则说明该站本期配置储能比扩建主变具有更优的经济性。
易知,在其余系数不变时,储能建设投资与储能系统单位容量成本呈线性关系。目前储能系统成本较高(2 000元/kWh),但随着未来储能技术的提升,储能单位造价也将持续降低。因此,下文基于上述趋势进行储能定容经济可行性分析。
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变电站储能定容方法总体流程详如图2所示,主要步骤如下:
Figure 2. Process chart of capacity sizing method of energy storage in substations meeting N-1 criterion of main transformers
1)根据变电站容量以及变电站年均负荷增长率,以满足主变N-1为原则,确定储能额定功率PCN,使主变扩建推迟3~5 a。具体为:设变电站3~5 a后预测最高负荷为Pmax,满足主变N-1原则的变电站最高负荷限值为Plimit(Plimit小于变电站主变N-1后剩余主变容量1.3倍),令Pxf.max=Plimit,则PCN由式(19)决定:
$$ {P}_{{\rm{CN}}}={P}_{{\rm{max}}}-{P}_{{\rm{limit}}} $$ (19) 2)结合变电站典型负荷曲线及储能额定功率,利用式(2)、式(4)、式(5)计算储能将变电站最高负荷削峰至给定值时所需削峰容量Qxf,确定储能额定容量QCN。
3)根据式(7)~式(18),利用储能额定容量QCN,分别计算前述两个满足负荷运行可靠性原则方案的总投资Y1、Y2;并根据目标函数进行储能定容经济可行性分析,若ΔY≤0,说明配置储能是可行的;反之,配置储能是不可行的。
4)输出结果:削峰基线Pxf.max和填谷基线Ptg.min,削峰时刻tfs、tfe和填谷时间tgs、tge以及储能额定容量QCN和功率PCN。
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1)储能出力时段
目前福建省电价时段分为高峰、平段、低谷3个时段,各8 h。其中:
低谷时段:23:00~次日7:00;
高峰时段:8:30~11:30、14:30~17:30、19:00~21:00;
其余时段为用电平时段。
为提高储能经济效益,仅考虑在低谷时段进行充电。
2)建设投资及相关参数
220 kV主变扩建:2 200万元/台;
储能现状单位造价:2 000元/kWh;
主变维护费用比例:2%;
储能维护费用比例:2%;
贴现率:8%;
储能运行期:15 a;
储能充放电系数:0.95;
峰谷差电价:0.5元/kWh;
充放电天数:350 d/a。
3)负荷曲线
以福建电网3座新建220 kV变电站为研究对象,预测各变电站供电区的负荷特性,提取典型日负荷曲线如图3所示。
可知,各站供电负荷峰谷差较为明显,具有良好的储能配置条件。
4)变电站参数
3座新建220 kV变电站仿真参数如表1所示,考虑到变电站A变电容量相对较大、且站A、B年均负荷增长率相对较高,考虑按延迟3 a主变扩建;变电站C供区年均负荷增长率相对较低,考虑站C配置储能以推迟5 a主变扩建。
变电站 第N年
主变容量/
MVA第N年
主变负载率/
%N+3年
负荷/
MWN+5年
负荷/
MW站A 2×240 65 360 396 站B 2×180 65 275 306 站C 2×180 65 263 285 Table 1. Basic parameters of three 220 kV substations
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结合前文所述定容原则,计算得3座变电站储能配置如表2所示;配置储能后,变电站运行情况有所改善,以储能参与各变电站年最高负荷典型日运行为例,应用情况如表3、图4~图6所示。
变电站 储能额定功率/
MW储能额定容量/
MWh储能最大充放电
小时数/h站A 48 135.6 2.83 站B 41 79.5 1.94 站C 51 125.1 2.45 Table 2. Energy storage scale in 220 kV substations
变电站 削峰基线/
MW填谷基线/
MW削峰时长/
h填谷时长/
h站A 312 245 5.55 6.08 站B 234 155 4.69 6.07 站C 234 211 6.20 5.19 注:填谷基线指储能充电时的变电站负载,并非考虑储能充放电后,变电站当日负荷谷值。 Table 3. Typical daily operation of energy storage under the highest load in 220 kV substations
Figure 4. Example diagram of typical daily peak load shaving of energy storage under the highest load in substation A
Figure 5. Example diagram of typical daily peak load shaving of energy storage under the highest load in substation B
Figure 6. Example diagram of typical daily peak load shaving of energy storage under the highest load in substation C
1)变电站A、B、C负荷曲线呈现“双峰”“三峰”的多个峰值;储能所配置的削峰功率与变电站供电区负荷特性相关性较大。其中,变电站C尖峰负荷最为突出,所需储能功率最大(51 MW),占变电站变电容量14%。变电站A、B峰值相对较小,需配置约10%储能。
2)3座变电站峰值时间持续均相对较长,需要的削峰容量相对较高。结合变电站配置储能功率,3座变电站需配置的储能充放电小时数在2~3 h,略长于多数已建储能装置(2 h)。
3)通过配置一定规模的储能后,能够削峰填谷,起到平滑负荷曲线的效果;但考虑电价低谷时段与变电站负荷低谷时期不完全重合,考虑经济效益的储能填谷效应相对较差。
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针对前述储能配置情况,结合储能定容经济可行性分析法进行经济可行性分析,可得不同储能造价水平下各站比选方案经济特性曲线如图7~图9。
在4.1节参数基础上,变电站A、B、C对应的储能系统成本最大经济容许值分别约为1 223元/kWh、1 272元/kWh、1 246元/kWh。当储能单位容量建设投资高于以上最大经济容许值时,建设储能而推迟主变扩建方案经济效益高于直接扩建主变方案。
变电站A、B、C方案一经济特性对比如图10所示。方案一(储能方案)经济特性斜率主要取决于储能系统容量,截距主要取决于储能系统容量、主变推迟投产时间等。
因此,变电站A经济特性低幅度最大,变电站C次之,变电站B最小。当储能系统成本高于约1 162元/kWh时,站A配置储能总投资高于其他两站;当储能系统成本低于1 220元/kWh时,站C配置储能总投资将低于其他两站,说明随着储能系统成本降低,储能峰谷差调峰效益将在储能配置中占主导作用。
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结合前文算例分析,可得在考虑满足主变N-1原则下,推迟主变扩建3~5 a投产,变电站配置储能功率占本期主变容量10%~15%,最大充放电时长2~3 h,如表4。
变电站 主变容量/
MVA储能最大充放电
小时数/h储能功率占主变
百分比/%站A 2×240 2.83 10.0 站B 2×180 1.94 11.4 站C 2×180 2.45 14.2 Table 4. Overview of energy storage in substations
随着远景大规模电动汽车、新能源等具有尖峰负荷特性的资源接入,变电站供电高峰负荷可能进一步提高,负荷曲线出现更为明显的尖峰,从而提高变电站最高负载率,对配建储能的削峰功率要求有所提高。
另一方面,由于尖峰负荷占比增大,实际负荷利用小时数可能有所降低,则变电站降压负荷利用小时数相应下降,高峰负荷持续时间缩短,对配建储能的容量需求随之减小。
因此,结合前文分析配置储能规模,建议新建站储能功率按变电站容量(2台主变)的15%预留,充放电时长取2 h。
远景随着储能技术的提升和应用的成熟,储能造价也将大幅降低,配置储能的经济性更优,待储能系统单位造价降低至1 200元/kWh及以下时,可考虑结合技术分析,进一步扩大储能配置的比例。
Capacity Sizing Method and Economic Analysis of Energy Storage in Substations Meeting N-1 Criterion of Main Transformers
doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.02.011
- Received Date: 2022-07-15
- Rev Recd Date: 2022-09-01
- Available Online: 2023-03-13
- Publish Date: 2023-03-25
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Key words:
- short-term heavy load /
- N-1 criterion of main transformers /
- energy storage /
- energy storage capacity sizing /
- economic objective function
Abstract:
Citation: | DING Xiuxiang, LIN Wei, CHEN Kuncan, XIE Huiling. Capacity Sizing Method and Economic Analysis of Energy Storage in Substations Meeting N-1 Criterion of Main Transformers[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2023, 10(2): 78-85. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.02.011 |