基于效益優化的儲能系統配置規劃研究

■ 國網浙江平湖市供電有限公司 晏 琳 張 煒

“潔能+儲能+智能”是未來能源互聯網的發展方向。嘉興市作為長三角一體化國家發展戰略與能源互聯網戰略落地實踐的核心區，具有建設發展儲能項目的良好基礎與顯著優勢。當前平湖市供電有限公司正在大力打造“高彈性電網發展指數最優”的縣域電網，并將儲能電站的規劃建設作為打造多元融合高彈性電網“平臺提質、數字賦智、生態增能、服務創優”的重要實踐行動之一，著力構建源網荷儲友好互動的“標桿區”。因此，公司深入調研了國內儲能系統的現狀，以及平湖市規劃建設儲能電站過程中存在的主要問題和成因，提出了有效益、可復制的典型規劃建設方案。

存在主要問題

儲能系統種類繁多，效益各異（技術效益）

根據調研，目前國內市場上的主要儲能電池有鉛酸電池、鉛炭電池、鋰離子電池和全釩液流電池，以下從儲能電池的技術特點進行比較。

鉛酸電池。鉛酸類電池具有產能大，生產工藝成熟，應用環境廣泛，供應渠道成熟，回收渠道成熟，回收殘值高等特點。此類電池在鉛酸類電池中比能量高，循環深度高。電池采用了自動生產線及負壓式生產環境，鉛污染得到了有效控制。電池的原材料回收率高達99%，大大降低了原材料開采帶來的環境破壞與污染。

鉛炭電池。充放電速率上有較大的改善，在一定程度上也增加了循環壽命。鉛炭電池繼電池相對產能較小，生產工藝成熟，但回收渠道相對不太成熟，回收殘值比例較低。由于此類電池采用了自動生產線及負壓式生產環境，鉛污染得到了有效控制。

鋰離子電池。具有高能量密度、放電電壓穩定、工作溫度范圍寬、自放電率低、可大電流充放電等優點。鋰離子電池種類繁多，有磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰等。目前磷酸鐵鋰的循環壽命為這幾類電池中最高，但比能量相對較低。三元鋰電池在電池比能量、比功率、大倍率充電、低溫性能等方面有優勢，循環性能方面則是磷酸鐵鋰材料優勢明顯，在安全方面磷酸鐵鋰電池也優于三元材料。鋰離子電池的回收再利用率低，可回收材料約為10%，廢舊電池的處置依然以填埋為主。

全釩液流電池。全釩液流電池的優點是儲能功率和儲能容量可以相互獨立設計，易于模塊化組合，電池系統可高功率輸出，可超深度放電（100%）而不引起電池的不可逆損傷，使用壽命長，易于維護，成本低。缺點是需要配置循環泵維持電解液的流動，降低了整體的能量效率，系統相對復雜，維護成本較高；由于釩原料稀缺導致全釩液流釩電池的容量單價較高。

電網運營矛盾有待協調，運行效益有待提升（電網運行效益）

溪洋變接近重載。平湖電網位于浙江電網的東北部，通過6回220 kV輸電線路與系統相連。2020年平湖電網全社會用電量26.1億kWh，同比增長6.35%；最高負荷634.5 MW，同比增長7.82%。位于平湖市境內的220 kV共建變的2020年最大負荷為295.4 MW，容載比為1.72，已接近重載運行。位于共建變下級的110 kV溪洋變的2020年最大負荷為52.3 MW，容載比為1.72，已接近重載運行。

新埭變資源閑置問題有待進一步解決。嘉興35 kV新埭變現已退出運行，周邊涉及110 kV溪洋變。周邊35 kV及以上電網地理接線圖如圖1。

原35 kV新埭變現已整站退出運行，10 kV線路已改接至110 kV溪洋變。

溪洋變峰谷差較大。110 kV溪洋變1#主變2020年典型日最大負荷達到30.23 MW，最大負載率60.46%，最低負荷約13.5 MW，典型日均峰谷差約為16.73 MW；2#主變2020年典型日最大負荷達到35.32 MW，最大負載率88.3%，最低負荷約14.7 MW，典型日均峰谷差約為20.62 MW。2020年典型日溪洋變全站負載率63.51%。

圖1 新埭變儲能電站周邊35 kV及以上電網接線示意圖（接入前）

表1 本項目相關變電站負荷預測情況 單位：MW

根據2020年負荷實測，220 kV共建變峰谷差為102.4 MW，110 kV溪洋變峰谷差為20.8 MW；隨著供區周邊工商業的迅速發展，預計到2022年，220 kV共建變峰谷差為123.9 MW，110 kV溪洋變峰谷差為26.38 MW。如表1。

棄光現象嚴重，可再生能源消納水平有待進一步提高。截至2020年底，平湖電網中電源裝機容量共300.75 MW（包括平湖熱電廠90 MW和榮晟熱電廠24 M W）。除熱電廠外，還有一部分分布式光伏電源，合計裝機容量186.75 M W，年發電量1.8115億kWh，發電利用小時數為970 h，自用電率77.96%。溪洋變供區內光伏電源裝機容量約17 MW，有必要配置一定容量的儲能裝置平抑分布式能源波動，并在春節等電網無法全額消納新能源發電的特殊時段，可利用儲能裝置充放電功能及時進行消納。

經濟、社會、環境發展矛盾有待進一步協調（經濟社會效益）

經濟效益有待進一步提高。從全社會的角度出發，建設大規模接至10 kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實現削峰填谷，降低系統最高負荷和峰谷差。既能減少系統統調主力調峰電廠的建設，又能減少變電站容量擴大及輸電線路的建設，降低系統投資。當減少的電源及電網側投資大于增加的儲能投資時，整體經濟性較好。

環境污染問題亟待解決。在長三角各個城市中，平湖由于其地理位置特殊，大氣污染形勢嚴峻。2019年平湖市PM10和PM2.5濃度在嘉興各個縣級市中均為最高。工業廢氣、揮發性有機物有待進一步加強治理。工業爐窯整治成果有待進一步鞏固提高。平湖經濟技術開發區、濱海新區臭氣廢氣有待進一步治理。

發電系統能耗水平有待進一步降低。平湖市由于天然的平原地形制約，缺乏抽水蓄能電站的條件。目前發電方式主要還是以火電和熱電為主。發展儲能電站是一種可行的選擇。

主要問題成因及分析

儲能系統選型方案效益優化研究

能量/功率密度（空間效益）。從表2中可以看出，鋰離子電池儲能具有較高的能量密度，比傳統的鉛酸電池的能量密度高3～4倍，而液流電池的能量密度低于傳統的電池。但同類產品由于制造工藝的不同會導致性能有差異。

自放電（使用效益）。從表3中看出，鉛酸電池、鉛炭電池和鋰離子電池在常溫下的自放電率均為0.1%～0.3%/天，存放時間不應超過幾十天；全釩液流電池的自放電相對較少，可在較長時間內存放。

循環效率。電池單次循環效率比較如下（含變流器的系統效率）：鋰電池儲能系統具有很高的循環效率，約為85%～90%；鉛炭電池儲能系統具有較高的循環效率，約為75%～88%；鉛酸電池儲能系統具有較高的循環效率，約為70%～85%；全釩液流電池儲能系統的循環效率相比鉛酸和鋰電池來說稍低，約為60%～70%。

循環壽命。由于長時間運行的電極材料性能下降程度不同，全釩液流電池的循環次數遠高于比鉛酸電池、鉛炭電池、鋰離子電池。

儲能系統方案選擇。綜合上述各方面比較，從技術和經濟性出發，選用磷酸鐵鋰型鋰離子電池較好。

儲能電站經濟與社會效益優化研究

經濟效益。按2020年第二季度價格水平，新埭變儲能電站總投資4359.8萬元，其中建筑工程費624.2萬元，設備購置費2686.4萬元，安裝工程費635.3萬元，其他費用287.5萬元，基本預備費126.4萬元。新埭變儲能站的建設，將會帶動和促進當地后續儲能與新能源產業的發展，為當地新能源發電產業的規模化，打下良好基礎。

此外，新埭變儲能站建站址位于浙江平湖市35 kV新埭變電站戶外場地內，用地性質為工業用地，原拆原建。項目所在地東側為農田，西側為進站道路，北側為新埭變10 kV開關室，南側為農田。周邊交通便利，運輸方便，可滿足儲能站運輸車輛的運輸要求，主要建（構）筑物設計使用年限為25年。可以實現經濟效益的優化運行。

環境效益。儲能站本身沒有廢氣排放、光伏發電本身不需要消耗水資源，也沒有工業廢污水排放、沒有噪聲產生，周邊范圍內幾乎沒有大型單位和通信設施，場地上空無微波類信號傳輸通道。儲能設備在使用過程中沒有污染物排放，在使用結束后由廠家回收。因此，電場設備運行對通信和電視信號不會電磁影響。儲能電站的建設既不會對周圍環境產生負面影響，又能增添新的旅游景點，該儲能電站的建設可減少大氣污染，改善當地的空氣質量環境，有利于環境和資源保護。根據本項水土流失的特點，水土保持防治措施主要采用工程措施、植物措施、臨時措施、管理措施等相結合的綜合防治措施。

新埭變儲能站建成后對地方經濟發展將起到積極作用，既可以提供新的電源，又不增加環境壓力，具有明顯的社會效益和經濟效益。經綜合分析，本工程的建設從環境保護和水土保持角度考慮是可行的。

表2 各類儲能系統的特點與應用

表3 各類儲能系統的技術特性比較

節能降耗效益。新埭變儲能站施工期消耗能源主要為電力、水資源、油料、臨時施工用地和建筑用材料等；運行期能源消耗主要為電力、建筑、水資源、工程永久用地等。

新埭變儲能站工程平均每年可向當地提供約952萬kWh的綠色電能。按照火電煤耗320 g計算，建設投運每年可節約標準煤約0.82萬t，減排2.76萬t二氧化碳，按照含硫率0.5%計算，不考慮脫硫，可減少排放101 t二氧化硫。

此外，主要節能降耗措施主要從系統工程、電站布置、電氣部分、土建部分、線路工程等幾個方面采取措施，以降低能源消耗。新埭變儲能站的建設替代燃煤電廠的建設，可達到充分利用可再生能源、節約不可再生化石資源的目的，將大大減少對環境的污染，同時還可節約大量的淡水資源，對改善大氣環境有積極的作用。可見儲能電站建設對于當地的環境保護、減少大氣污染具有積極的作用，并有明顯的節能、環境和社會效益。

主要做法

新埭變儲能站項目規劃儲能功率為4 MW，儲能電量為8 MWh，遠景規劃儲能功率為12 MW，目標儲能電量為24 MWh，本期完成2套10 kV儲能系統搭建，保護配置、系統接入及設備基礎砌筑，二期對儲能系統進行擴容。項目位于嘉興平湖35 kV新埭變電站圍墻內閑置地塊，儲能電池擬選用磷酸鐵鋰型鋰離子電池，采用集裝箱布置，并通過2回3×300 mm2銅芯10 kV電纜分別接入110 kV溪洋變10 kVⅠ、Ⅲ段母線溪埭G182和G171間隔。

本儲能項目站址周邊屬110 k V溪洋變供區，根據2020年負荷實測結果，溪洋變日最高負荷為52.3 MW，日最低負荷為30.5 M W，峰谷差為20.8 MW，存在削峰填谷的需求。為貫徹落實《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，進一步擴大應用領域，積累發展及儲能電站運行經驗，初步考慮利用新埭變內戶外閑置場地建設電網側儲能電站，主要用于減少110 kV溪洋變峰谷差，緩解供電壓力，達到節能減排的目的。

改善電網供電能力，緩解季節性供電壓力

相比較于傳統的輸變電建設項目，電池儲能電站具有建設周期短、布點靈活的顯著優點，可以在短時間內有效地提高所屬供電區域的供電能力和供電可靠性。另外，儲能電站的削峰填谷能力可以在負荷高峰時期降低主變的負載率，平滑負荷曲線，從而使主變工作在最優運行區間附近，減少電能損耗，提高經濟效益。

2020年溪洋變因兩臺主變所供負荷性質不同，兩臺主變最高和最低負荷時間不同，其中1號主變的最大負荷差為16.7 MW，2號主變最大負荷差為20.6 MW，存在削峰填谷的需求。根據該區域城市發展規劃，該區域負荷將日益增加，預計1號主變的最大負荷差為20.21 MW，2號主變最大負荷差為24.93 MW。因此，有必要建設儲能電站對110 kV溪洋變兩臺主變進行削峰填谷，緩解峰谷差，降低電網損耗。

調節主變負載率，降低線路損耗

通過儲能電站調節110 k V溪洋變主變負載，縮小其峰谷差，使其運行在經濟電流區間，有效減少主變負載損耗，進而影響溪洋變的輸配電線路，進一步減少線路損耗。

減少棄光現象，提升可再生能源消納水平

新埭變10 kV儲能電站的建設，有利于減少平湖北部地區的棄光現象，極大地提升新能源消納水平，促進新能源及時消納，提升平湖電網的綜合效益，降低終端用戶電費支出成本。

作為緊急電源支撐，提升末端電源供電可靠性

新埭變儲能站項目建成后，將為配電網提供一種新的供電方式—儲能電站供電，電站直接建在負荷中心，可將外界影響降到最低。同時在溪洋變全停情況下，通過儲能裝置放電可為110 kV溪洋變提供保安電源，縮短搶修時間。

綜上所述，在110 k V溪洋變建設電池儲能電站十分必要，通過本項目的建設，可以進一步提高變電站可靠性水平，削峰填谷，提高設備利用率，降低電網負載率，增加溪洋變容載比，改善供電能力，平抑分布式電源波動，減少特殊時段的棄光現象，提高經濟、社會和環境效益，并在緊急時提供應急電源支撐，為今后電網安全穩定運行提供更豐富的調節手段。

未來研究方向

儲能站對配電網升級改造的影響分析研究

從能源互聯網發展后電源側、配網側和需求側3個方面分析多模式儲能站對配電網優化設計的影響。其中，電源側的影響因素主要在于分布式能源的大量接入和多模式儲能站的使用使得能源開始從單向傳輸向多向交互轉換；配網側的影響因素主要在于微網和智能配電網技術的快速發展將改變傳統配電網絡的布局和優化設計，以及對配電網中傳統繼電保護的影響；需求側的影響因素在于儲能站作為低谷期的負荷特性以及能源互聯網催生出用戶的用能和互動響應模式也將進一步影響配電網絡。

計及儲能站的配電網絡優化設計方案的研究

結合城市配電網優化設計的現狀及其發展趨勢，明確城市配電網優化設計過程中優化設計方案的評估內容以及方案比選的整體流程，并通過綜合分析儲能站的影響因素，進行優化設計模型整體優化設計變量的選取、目標函數的設定以及約束條件的設置，構建新型配電網優化設計模型。從時間和空間兩個大的方面，從技術支撐、多元融合和方法優化3個維度提出了能源互聯網背景下配電網優化設計策略的相關模式。其中，技術支撐維度的配電網優化設計策略側重于實現電網對各類用戶的用電負荷做到把控；多元融合維度的配電網優化設計策略側重于對分布式電源及不同負荷的有序管理；方法優化維度的配電網優化設計策略側重于對計及儲能站的優化設計模型的優化，通過上述3個維度的優化幫助引導配電網絡的合理優化設計。

計及儲能站的配電網優化設計方案經濟技術綜合評價體系的研究

考慮季節、典型供電區域、地域特點等不同時空維度下的配電網建設改造成本、設備利用水平、供電可靠性、電能質量等因素，從技術性、經濟性和可靠性等方面，研究電網企業開展含儲能站的配電網優化設計方案的技術經濟評價指標體系和評價方法；考慮企業、政府、用戶等主體利益，從綜合能效、電能替代、節能減排等方面研究含儲能站的配電網優化設計方案的綜合效益評價指標體系和評價方法；選取不同場景的典型含儲能站的配電網優化設計方案項目，開展綜合評估研究，提出相應的改進建議和措施。