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1、1,考虑储能技术大规模应用的 电力系统规划与运行,国网能源研究院 2014年8月,2,目 录,一、储能与可再生能源的关系 二、储能技术在电力系统中的应用场景 三、大规模储能应用于电力系统的分析方法 四、结语,3,可再生能源的发展是推动储能技术发展的主要驱动力之一。 美国：NREL美国可再生能源发电前景研究结果表明，到2050年，美国可能实现可再生能源发电量占比80%，但是未来发展中面临着一系列不确定的影响因素，包括技术发展水平、电力输送约束、电网灵活性约束以及资源供应约束等。 德国：可再生能源法提出到2020年，35%以上的电力消费必须来自可再生能源，到2030年50%以上、2050年80%以
2、上的电力消费必须来自可再生能源。 丹麦：2050年能源发展战略提出到2050年将完全放弃使用传统化石能源，其中2020年化石燃料消耗将比2009年降低33%，一次能源消费量比2006年降低4%，可再生能源在终端能源消费中的比重超过30%。,1、可再生能源发展形势,一、储能与可再生能源的关系,4,近年来，我国可再生能源发展得到了快速发展，尤其是风电和太阳能发电。截至2013年底，我国并网风电装机容量达7548万千瓦，同比增长24.5%。其中内蒙古风电装机接近1800万千瓦，6个地区的装机容量超过500万千瓦。,5,大型风电基地分布及2020年开发规模,根据国家“十二五”规划，我国将重点建设新疆、
3、甘肃、蒙西、河北、蒙东、黑龙江、吉林、山东和江苏九个大型风电基地，2020年全国风电装机规模达2亿千瓦，其中九大基地占85%。,6,2013年，我国太阳能发电得到了井喷式的发展。截至2013年底，并网太阳能发电装机容量达1479万千瓦，同比增长335%。其中，甘肃省的太阳能发电装机容量达430万千瓦，有5个省、市、区的太阳能发电装机容量超过100万千瓦。,7,根据国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见，到2015年，我国太阳能发电总装机容量将达到3500万千瓦以上，大幅上调了“十二五”规划提出的目标。预计到2020年，我国太阳能发电总装机容量有望突破1亿千瓦。,8,可再生能源发电出力的随机性
4、、间歇性给电力系统调度运行带来较大挑战，常规火电、水电机组需要频繁调节出力以跟踪其出力的变化。,2、可再生能源的大规模发展亟需储能技术支持,9,欧洲、美国等发达国家的发展经验同样表明，大规模开发可再生能源需要系统配置足够的调峰电源，或从周边电网获得足够的调峰支持，以满足系统安全稳定运行要求。,10,波动性可再生能源发电的并网将加剧等效净负荷的变化。我国每年用于电力系统基础设备的投资高达几千亿元，而这些投资中有相当部分仅仅是为了满足每年极短时间的尖峰负荷，投资回报率低。,11,平滑可再生能源发电出力：在负荷低时，间歇性可再生能源给储能充电，在负荷高时，储能向电网充电，从而达到可再生能源以一定的功
5、率稳定输出的目的。,二、储能技术在电力系统中的应用场景,1、电源侧,12,爬坡率控制：采用储能技术，减少风电或光伏发电在短时内输出功率的波动，降低风电或光伏对电网的负荷跟踪压力，使其输出变得连续，减少火电、水电机组因调峰操作带来的磨损、寿命减少以及维护成本。,13,2、输配电,调峰,调频,备用容量,延缓输配电扩容升级,无功支撑,储能在输配电中的应用,14,调峰：目前电力系统的调峰手段有发电厂自身的调峰能力和储能电站调峰。抽水蓄能是最成熟的、完全实现商业化的、可用于系统调峰的储能技术，压缩空气储能和飞轮储能尚处于产业化初期。,15,延缓输配电扩容升级：利用一定较小容量的储能设备延缓甚至是免去对原
6、有输配电设备的扩容。主要应用于负荷接近设备容量的输配电系统内，将储能安装在原本需要升级的输配电设备的下游位置来延缓或者避免扩容。,16,分布式电源：利用储能对可再生能源发电的间歇性提供补充，实现分布式电源和储能综合稳定输出，使分布式风电及光伏发电成为稳定的电源。,3、负荷侧,17,电动汽车：储能技术的突破是未来智能交通系统发展的重要环节，主要体现在电动汽车动力电池领域。未来电动汽车作为移动储能单元，在受控状态下实现与电网的能量与信息的双向交换。,18,一是促进可再生能源的大规模开发。实现水电、风电、太阳能等各类可再生能源的国家中长期开发规划目标，甚至更高。 二是促进可再生能源的高效率利用。尽量
7、减少弃水、弃风、弃光等不合理现象，提高可再生能源的投资效益，尽量替代化石能源消耗。 三是促进可再生能源、储能与电力系统的协调发展。优化常规电源、储能配置和电网发展，促进可再生能源开发利用；出台合理电价政策和补偿机制，激发各利益相关方在电力系统中发展储能的积极性。,三、大规模储能应用于电力系统的分析方法,1、总体目标,19,2、研究框架,整体来看，需要从规划、运行、政策三个方面来考虑未来储能在电力系统中的应用。三个方面相辅相成、互为一体。,规划,运行,政策,储能装置的配置环节、规模、布局；适应可再生能源与储能发展的电力规划,全年/多年的详细系统运行模拟分析：可再生能源与储能联合出力特性分析、检修
8、计划、跨区电力交换、辅助服务,促进储能大规模发展的政策研究：常规电源与电网辅助服务政策及定价机制等,规划,政策,运行,20,3、主要研究内容,21,随着储能技术的逐步成熟并应用至电力系统中，尤其是与可再生能源发电机组、常规发电机组联合运行时，在一定程度上降低了可再生能源发电出力的波动性，增加了可控性和可调度性，可以促进可再生能源发电机组电能平稳输出和改善爬坡性能。 为便于在电力系统规划和运行层面进行分析计算，需要对可再生能源发电与储能装置联合运行的出力特性进行建模，通过分析储能装置在不同系统状态下的运行策略，计算电力系统可靠性指标，得到联合运行机组的置信容量。,（1）含储能的可再生能源发电出力
9、模型,22,可再生能源发电最大出力：在常规机组和储能可调范围内，可再生能源发电最大出力，储能尽可能保持在设定SOC状态运行，是系统优先选择的运行策略，当此运行策略无法满足系统功率平衡时，对系统状态进一步判断运行以下策略。,约束条件主要包括有功平衡约束、线路的功率传输限制约束、平衡节点约束、常规机组出力上下限约束、可再生能源机组出力上下限约束、储能出力上下限约束,23,限制可再生能源发电出力：若负荷过小，常规机组调节到可调范围的下限（由机组功率下限和向下爬坡率决定），储能最大限度充电（由储能功率容量和SOC状态决定），系统发出的有功仍然比负荷大，则采取限制可再生能源发电出力的措施。如果可再生能源
10、发电出力降为0，系统发出有功仍然比负荷大，进而采取切除常规机组措施以满足有功平衡。,约束条件主要包括有功平衡约束、线路的功率传输限制约束、平衡节点约束、常规机组出力上下限约束、可再生能源发电机组出力上下限约束、储能出力上下限约束、负荷的负发电机的出力上下限约束,24,最小切负荷：若负荷过大，可再生能源发电最大出力，常规机组调节到可调范围的上限，储能最大限度放电，此时系统负荷仍然大于系统出力，则采取最小切负荷措施。,此时的数字模型变量、目标函数、约束变量的表达式与“限制可再生能源发电出力”时相同，只是机组出力上下限约束的值以及成本函数中各机组的成本系统不一样,25,可再生能源发电尽可能多出力：如
11、果负荷在机组的可调范围之间，但是采取可再生能源发电最大出力会出现线路传输功率越限时，则可再生能源发电机组尽可能多出力，本着最大限度利用可再生能源的初衷，储能元件要尽可能的充电，将由线路功率限制约束的过剩能量储存起来。,此时的数字模型变量、目标函数、约束变量的表达式与“限制可再生能源发电出力”时一样，只是机组出力上下限约束的值以及成本函数中各机组的成本系统不一样,1.生成风速/太阳辐射时间序列，计算风功率/太阳能发电出力序列。 2.生成负荷序列。 3.抽取机组、线路状态。 4.给定储能功率容量和能量容量。 5.给定发电机的初始出力、可再生能源发电出力，储能的初始出力以及初试SOC。 6.设置各个
12、发电机下一时刻出力功率上下限、可再生能源发电出力初始值和功率上下限、储能出力的功率上下限值。 7.计算以可再生能源发电最大出力为策略的直流最优潮流。如果不收敛进行判断：若机组出力最小值限制之和比总负荷要大，进行优先调整可再生能源发电的最优切机切负荷模型；若其他状况进行优先调整常规机组的最优切机切负荷模型。 8.设定常规发电机、储能下一时刻出力初始值。 9.执行步骤 6、7、8 直至循环次数结束。 10.计算该储能功率容量下的充裕度、弃风、切负荷等指标。,27,电力系统规划是在满足各种约束条件下（系统电力平衡、技术限制、排放限制等），目标函数（系统总费用：投资、运行费、燃料费、环境外部费用）最小
13、化的数学优化问题。由于电力系统整体优化规划的复杂性，规模巨大，我们采用在解决大规模数学规划方面十分成熟有效的混合整数规划模型来描述这一规划问题。,（2）多区域电力系统规划,28,29,由于系统负荷特性和电源构成的不同，储能电站运行情况比较复杂且管理模式与传统电源差别较大。一般的生产模拟方法是对储能电站的充电方式和发电方式分别进行模拟。由于储能电站既有日调节型、周调节型，也有年调节型，若将充电方式和发电方式分开处理，充电电量和放电电量须事先假定，显然对于日调节和周调节型的储能电站是不合适的，首先是不能考虑日或周的充电-放电循环的电力电量平衡条件，再者是假定的充电电量和放电电量无法准确反映储能电站
14、的合理运行状况。,（3）电力系统生产模拟,30,储能电站的运行优化：储能电站的运行效益主要体现在两个方面，其一是利用系统峰谷差，由充电和发电电价的差价产生的直接效益，其二是储能电站承担的系统旋转备用、事故备用、调频、调相、调压等作用产生的间接收益。由于后者与储能电站的充电-放电循环并无直接关系，因此在分析储能电站的生产模拟时主要考虑直接效益的影响。 当储能电站处于放电工况时，取代其他机组发电，其“发电价值”就是其所取代发电机组的运行成本。当储能电站处于充电工况时消耗功率，其“充电成本”等于供给其充电而增加其他机组发电的运行成本。因此，储能电站的直接效益是“发电价值”与“充电成本”之差，并且当“
15、发电价值”高于“充电成本”时，储能电站运行是经济的。,假设某储能电站为日调节型电站，最大储存容量对应的可发电量为Eg，充电-发电循环效率为，假定日初、日末储能电站容量对应的可发电量分别为E0和E1。按电站运行的日充电-发电循环效益最大化，并满足日充电-发电循环电力电量平衡条件，满足容量、发电出力及充电功率限制条件,主要约束条件包括日电量平衡条件、电站容量平衡条件等。为降低计算规模，将全日24小时划分为峰荷时段和谷荷时段，如令时段(8,21)为峰荷时段，以(t3,t4)表示，时段(1,7)和时段(22,24)为谷荷时段，以(t1,t2)和(t5,t6)表示，仅考虑在峰荷时段安排发电，在谷荷时段安
16、排充电。,32,储能电站的检修计划：安排机组进行检修，必然使得机组工作位置变化，同时可供充电的容量减少，储能电站的充电电量会受到影响，进而影响储能电站的运行状态。 通常可以采用等备用容量法、等备用率法和等风险度法来安排发电机组检修。采用前两种方法进行计算时，即使具有相同备用容量或备用率的两个系统，也不能保证其可靠性（风险度）完全相同。采用等风险度法安排检修计划时，考虑了机组随机停运对系统可靠性的影响。,33,1、可再生能源的发展迫切需要储能技术实现突破，并大规模应用于电力系统之中； 2、储能技术在电力系统中应用前景广阔，在电源侧、输配电环节、负荷侧均能发挥重要作用； 3、需要从电力系统规划、运行、政策等三个层面分析大规模储能技术应用下的电力发展方案，实现系统调节资源的合理配置。,四、结语,34,汇报完毕！ 谢 谢！,
