考慮火電深度調峰的多類型儲能經濟性分析

張松巖，苗世洪，尹斌鑫，姚福星，王廷濤

(1.強電磁工程與新技術國家重點實驗室(華中科技大學)，武漢市 430074；2.電力安全與高效湖北省重點實驗室(華中科技大學)，武漢市 430074)

0 引 言

大力發展風電、光伏等清潔能源已經成為世界各國的重要戰略共識。以風電為例，截至2020年底，我國風電累計裝機2.81億kW，占全部發電裝機規模的12.79%[1]。然而，風電具有間歇性、隨機性和反調峰性等不友好特性，其高比例并網進一步加劇了電網的等效峰谷差，給電力系統的安全穩定運行帶來了巨大的沖擊與挑戰[2]。在此背景下，風電平均利用小時數逐年降低，棄風限電現象日益嚴重，社會和風電企業要求火電機組參與深度調峰的呼聲越來越高。

為了充分挖掘火電機組的調峰潛力，緩解電網調峰壓力，國家能源局于2016年6—7月下達了兩批次火電靈活性改造試點項目的通知，開啟了我國火電靈活性改造和深度調峰的序幕[3]。同時，東北能源監管局和甘肅、福建、山東等省份也陸續出臺了一系列關于火電機組調峰輔助服務市場的相關政策[4]。這些機制和政策有效提升了火電機組靈活性改造和參與深度調峰的積極性，各發電廠紛紛開始探求改善火電機組靈活調節能力的手段和方法。

在此背景下，儲能系統作為重要的靈活調節資源和調峰手段受到了越來越廣泛的關注。尤其是隨著儲能技術的日益成熟以及儲能成本的不斷下降，儲能輔助火電機組調峰已成為研究熱點。如現行的《東北電力輔助服務市場運行規則》就鼓勵供熱電廠(或引進第三方)投資建設儲能調峰設施，火電企業或第三方在計量出口處建設的儲能設施，視為深度調峰措施，在深度調峰交易中抵減機組出力進行費用計算及補償[5]。因此，火電機組配置一定的儲能設施，不僅可以有效滿足系統有償調峰輔助服務的需求，甚至還可以獲得深度調峰補貼，提升火電企業運行收益。在這種情況下，如何結合各類型儲能裝置的自身特點，分析不同類型儲能技術輔助火電機組深度調峰的經濟效益，對于發電廠合理選擇儲能類型并配置儲能容量具有重要意義。

文獻[6]對比分析了全壽命周期內多種儲能的調峰效益，提出了儲能參與調峰的成本效益分析模型。文獻[7]構建了一種新的調峰效益評估體系，并據此評估了抽水蓄能電站與核電站聯合運行所帶來的調峰效益。但上述文獻中僅考慮了火電機組的常規調峰，未考慮火電機組的深度調峰特性；且對于儲能經濟效益的測算大多較為籠統，鮮有結合各類型儲能電站自身特點，借助經濟調度結果詳細對比分析儲能引入對于系統經濟性的影響。

文獻[8-9]在高比例風電接入背景下開展了電池儲能電站輔助火電機組深度調峰的經濟性分析，并給出了相關政策建議。文獻[10]提出了一種儲能與正常調峰、深度調峰和投油調峰等常規手段優化組合調峰的實用方法。文獻[11]提出了一種電池儲能電站輔助火電機組深度調峰的分層優化調度方案，分析了儲能削峰填谷作用對于火電機組深度調峰的改善情況。文獻[12]分析了電池儲能引入前后對系統調峰效果的影響和火電儲能聯合調峰各項成本及收益的變化。文獻[13]綜合考慮儲能系統調峰能力及火電機組深度調峰作用，提出了一種儲能輔助電網調峰的容量配置方案并開展了儲能經濟性分析。文獻[14]建立了基于機會約束規劃的風-光-水-火-儲聯合優化調度模型，對電力系統的調峰能力和經濟性進行了分析。然而，上述文獻中的儲能電站類型主要考慮電化學儲能，鮮有涉及抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大規模物理儲能，且對于電池儲能電站的運行模型往往考慮得較為簡略，忽略了儲能電池變壽命特性的影響。

針對上述問題，本文首先選擇抽水蓄能、壓縮空氣儲能和鋰離子電池儲能作為儲能代表，建立3種儲能系統運行模型。其次，考慮火電機組的深度調峰特性，建立火電機組的運行模型和經濟性模型。在上述模型的基礎上，進一步構建考慮火電機組深度調峰的多類型儲能系統日前經濟調度模型。最后，基于某地區的四季典型日數據在改進IEEE 30節點系統完成算例分析，對比分析不同類型儲能系統的經濟效益，并給出新能源場站的儲能配置建議。

1 各類型儲能電站系統運行模型

目前適用于大規模儲能應用場景的技術主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能等物理儲能和鋰離子電池儲能、鈉硫電池儲能、鉛酸電池儲能等電化學儲能。根據中關村儲能產業技術聯盟相關數據，截至2020年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模191.1 GW。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大(約占比90.3%)，電化學儲能緊隨其后(約占比7.5%)；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大(約占比92.0%)[15]。除此之外，壓縮空氣儲能作為除抽水蓄能外另一種已具備商業化運行經驗的大規模物理儲能技術，也被公認為是未來儲能技術發展的重要方向之一[16]。

因此，綜合考慮各類型儲能技術的基礎特性及發展應用前景，選擇抽水蓄能、壓縮空氣儲能和鋰離子電池儲能3種儲能技術開展輔助火電機組深度調峰經濟性對比分析。下面依次構建幾種儲能電站的系統運行模型。

1.1 抽水蓄能電站系統運行模型

抽水蓄能電站利用水的勢能作為介質實現電能的存儲和釋放，具有出色的上下爬坡能力和工況轉換速度。其從滿載抽水工況轉換到滿載發電工況僅需6～8 min，緊急情況下可以將時間縮減至2.0～3.5 min[17]。因此，在日前調度過程時可以忽略抽水蓄能電站的爬坡約束、啟停約束和工況轉換約束，在一定程度上簡化了系統約束模型。

抽水蓄能電站的運行約束主要包括抽水工況運行約束、發電工況運行約束、水庫運行約束及庫容上下限約束等。抽水蓄能電站系統運行模型的具體約束表達式可以參考文獻[18-20]。

1.2 壓縮空氣儲能電站系統運行模型

此處的壓縮空氣儲能系統具體是指先進絕熱壓縮空氣儲能系統，其關鍵部件主要包括：多級壓縮機、多級膨脹機、儲氣室、換熱器、蓄熱裝置、電動機和發電機等，其系統結構如圖1所示[21]。

圖1 先進絕熱壓縮空氣儲能系統結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of advanced adiabatic compressed-air energy storage system

與抽水蓄能電站類似，先進絕熱壓縮空氣儲能電站同樣具備出色的上下爬坡速率和工況轉換速度，因此在日前調度的過程中同樣可以忽略壓縮空氣儲能系統的爬坡約束、啟停約束等[16]。下面介紹考慮儲氣室氣壓變化影響的先進絕熱壓縮空氣儲能電站的部分關鍵約束：

1)壓縮機約束。

PCAESC,minuCAESC,t≤PCAESC,t≤PCAESC,maxuCAESC,t

(1)

(2)

式中：PCAESC,max和PCAESC,min分別為壓縮機出力的上限和下限；TCAESC,in,i、TCAESC,out,i分別為第i級壓縮機的進、出口氣體溫度；κ為空氣的比熱比；βc,i為第i級壓縮機的額定壓縮比；ηc為膨脹效率；uCAESC,t為時段t時壓縮機工作狀態的二進制變量，其值為1表示壓縮機工作，為0表示壓縮機空閑。

2)膨脹機約束。

PCAESG,minuCAESG,t≤PCAESG,t≤PCAESG,maxuCAESG,t

(3)

(4)

式中：PCAESG,max和PCAESG,min分別為膨脹機出力的上限和下限；TCAESG,in,i、TCAESG,out,i分別為第i級膨脹機的進、出口氣體溫度；βg,i為第i級膨脹機的額定膨脹比；ηg為膨脹效率；uCAESG,t為時段t時膨脹機工作狀態的二進制變量，其值為1表示膨脹機工作，為0表示膨脹機空閑。

3)儲氣室約束。

關于儲氣室約束，本文將儲氣室氣壓變化對于系統運行的影響考慮在內。將儲氣室氣壓按照上下限劃分為3段，依據每段氣壓的中間值計算對應的功率氣壓系數。考慮到儲氣室出口一般會配置穩壓閥，所以儲氣室氣壓變化對于膨脹工況幾乎沒有影響[21]，僅對壓縮工況具有一定影響。

(5)

(6)

pst,min≤pst,t≤pst,max

(7)

除此之外，先進絕熱壓縮空氣儲能系統的運行約束還包括單一運行工況約束、蓄熱裝置約束和備用約束等，具體約束表達式可以參考文獻[21]。

1.3 考慮壽命損耗的電池儲能電站系統運行模型

不同于循環壽命相對固定的抽水蓄能和壓縮空氣儲能，鋰離子電池儲能的循環壽命受系統的充放電倍率、電池荷電狀態和放電深度等因素的影響較大[22-23]。因此在儲能經濟性分析過程中將電池儲能的變壽命特性考慮在內，能夠極大地提高分析結果的準確性和合理性。

目前關于電池壽命損耗模型的研究大致可以分為3類：一是基于電池本身的物理化學模型，二是基于加權安時法的壽命模型，三是面向事件的電池老化積累模型[23]。相較而言，面向事件的電池老化積累模型不受電池加工工藝和設計流程的限制，具有較好的通用性，本文將采用這種模型來計算電池的循環壽命。儲能電池的循環壽命由以下冪函數決定[22]：

Nlife=N0(DOD，cyc)-kp

(8)

式中：Nlife表示儲能電池壽命終止時的循環次數；N0表示電池以100%放電深度放電時的全壽命循環次數；DOD，cyc為電池實際循環放電深度；N0和kp均為電池出廠固有參數。

電池儲能電站實際運行時并不會每次均以100%放電深度進行充放電，因此需要將每次不同深度的放電循環折算為100%放電深度下的等效全循環次數，單次等效全循環次數計算表達式如下所示：

(9)

式中：neq,t表示時段t時儲能電池的等效全循環放電次數；DOD,cyc,t表示時段t時儲能電池的循環放電深度；SOC,BES,t-1表示時段t-1時儲能電池的荷電狀態；SBES,t表示時段t時儲能電池充放電循環動作的二進制變量，其值為1表示電池發生充放電循環。SBES,t具體約束表達式如式(10)：

(10)

表1 儲能電池充放電過程Table 1 Operating status of SCSM

電池儲能電站的等效循環壽命為：

(11)

式中：Neq表示儲能電池的日等效全循環次數；T為典型日調度周期時段數；TBES,cyc為電池儲能電站循環壽命。

此外，儲能電站還存在固定服務年限即浮充壽命，電池儲能電站的最大循環壽命不得超過其浮充壽命TBES,flo，故有：

TBES,cyc≤TBES,flo

(12)

電池儲能電站的運行約束除了循環壽命約束之外，還包括充放電功率上下限約束、充放電運行狀態約束、荷電狀態約束和備用約束等約束。這些約束的表達式與壓縮空氣儲能系統的較為類似，在此不再贅述。

2 考慮深度調峰的火電機組運行模型及經濟性模型

火電機組深度調峰是指火電機組在最小技術出力的基礎上，通過犧牲機組性能或者借助外界投油等手段進一步下調出力，以提升火電機組調峰能力，為風電上網提供空間[24]。根據燃燒時的穩燃介質可以將火電機組的深度調峰分為不投油深度調峰和投油深度調峰，其中前者一般為機組額定容量的50%左右，后者一般不得低于30%[25]，火電機組各階段調峰過程如圖2所示。考慮火電機組的深度調峰特性，建立火電機組的運行模型和經濟性模型，具體如下所示。

圖2 火電機組調峰過程示意圖Fig.2 Schematic diagram of peak-shaving process of thermal power units

2.1 考慮深度調峰的火電機組運行模型

考慮深度調峰的火電機組運行模型主要包括火電機組的出力上下限約束、爬坡約束、啟停時間約束和備用約束等，具體表達式如下所示。

1)機組出力上下限約束。

(13)

(14)

2)機組爬坡約束和啟停時間約束。

(15)

3)機組旋轉備用約束。

(16)

(17)

2.2 考慮深度調峰的火電機組經濟性模型

在火電機組深度調峰的過程中，機組轉子將承受較大的交變熱應力，經過一定周次的循環之后，將導致轉子疲勞累積以致斷裂，因此在深度調峰過程中需要考慮火電機組的磨損壽命損失成本。除此之外，當機組參與投油深度調峰時，鍋爐的燃燒穩定性、水動力工況安全性都會迅速下降，導致機組無法穩定燃燒，此時需要投油助燃以保證機組安全運行，這將會帶來額外的投油成本[24-25]。另一方面，為了促進火電機組積極參與深度調峰服務，引導各發電企業推進火電機組靈活性改造，我國山西、新疆和東北等地區相繼實施了調峰輔助服務機制，依據調峰深度對火電機組進行補貼[4]。

因此，深度調峰火電機組的經濟性模型一方面需要考慮火電機組的燃料成本CG,run、啟動成本CG,start和備用成本CG,reserve這些機組基本運行成本，這些成本的具體表達式可以參考文獻[21]；另一方面則需要考慮火電機組深度調峰損耗成本CG,DP、深度調峰投油成本CG,DPRO和深度調峰補貼收益EG這些附加成本等，這些成本表達式如下所示。

1)火電機組深度調峰損耗成本。

基于轉子疲勞壽命損耗機理，結合轉子材料的低周疲勞特性，進行機組低周疲勞壽命損耗計算。借鑒Manson-Coffin公式，火電機組深度調峰機組損耗成本計算表達式如下[10,25]：

(18)

式中：β1和β2分別為不投油/投油深度調峰階段的火電機組運行影響系數；SBuy,Gi表示火電機組i的購置成本；NF,Gi,t為時段t時機組轉子致裂循環周次，其值與機組實際出力PGi,t密切相關，兩者的經驗公式如下[10]。

NF,Gi,t=0.005 778(PGi,t)3-2.682(PGi,t)2+
484.8PGi,t-8 411

(19)

2)火電機組深度調峰投油成本。

(20)

式中：Qoil,i,t表示時段t時火電機組i參與投油深度調峰時的油耗量；Soil為油價。

3)火電機組深度調峰補償收益。

(21)

式中：f1和f2分別為火電機組不投油/投油深度調峰的單位電量補償電價。

3 考慮火電機組深度調峰的多類型儲能日前經濟調度模型

在上述模型基礎上，構建多類型儲能日前經濟調度模型，并據此開展多類型儲能經濟性對比分析。模型以系統運行總成本最小為目標函數，表達式如下：

(22)

式中：fWc為棄風懲罰成本；PfW,t和PsW,t分別為時段t時的風電預測出力和風電實際調度出力。系統運行總成本主要包括火電機組總運行成本CG、儲能電站總成本CESS,X和棄風成本CW_cut3部分。火電機組的各類型成本的具體表達式如2.2節所述，在此不再贅述。下面分別介紹儲能系統的各類型成本以及系統運行約束的具體表達式。

3.1 多類型儲能系統經濟性模型

儲能電站的總成本主要包括儲能電站投建成本CInv,X、運維成本COM,X和置換成本CRep,X，各成本的具體表達式如下所示：

1)儲能電站投建成本。

儲能電站投建成本主要包括各類型儲能電站關鍵設備的購置成本，具體計算表達式如下：

(23)

(24)

式中：r為折現率；Tpro為工程周期年限。

2)儲能電站運維成本。

儲能電站的運維成本可以分為年固定運維成本和可變運維成本，前者主要由儲能電站的規模大小決定，而后者則與儲能電站的能量吞吐量有關。

(25)

式中：fOM,X,fix和fOM,X,var分別對應類型X儲能電站的年化單位固定運維成本和單位可變運維成本。

3)儲能電站置換成本。

抽水蓄能電站和壓縮空氣儲能電站的工作壽命較長，一般可以達到30～40 a，此處假定兩種電站的工作壽命均為40 a。而鋰離子電池儲能電站的浮充壽命相對較短，且受儲能電池的循環放電深度影響較大，其工作壽命往往在15 a以下，因此電池儲能電站需要考慮額外的置換成本。儲能電站置換成本的具體計算表達式如下[26]：

(26)

式中：k為工程周期內的儲能電池的置換總次數，當其為非整數時，向上取整。

3.2 系統運行約束

系統的運行約束主要包括系統功率平衡約束和系統備用約束，具體表達式可以參考文獻[21]，在此不再贅述。

4 算例分析

4.1 算例參數

本文基于改進的IEEE 30節點系統開展仿真分析，系統結構詳見參考文獻[16]，風電場和儲能電站接入原系統23節點處。在經濟性比較分析過程中各類型儲能電站依次接入。各類型儲能電站系統參數詳見參考文獻[18-22]，成本特性參數如表2所示[17,19-21,27]。計算儲能系統規劃成本時，工程周期設置為40 a，折現率取8%。設置棄風懲罰成本為200 美元/MW[28]。

火電機組參數詳見參考文獻[10]和[21]，正常運行最小機組出力、不投油和投油深度調峰最小出力分別為最大機組出力的60%、45%和30%[10]。不投油和投油深度調峰階段火電機組的運行影響系數分別為1.2和1.5，油價取為6 130元/t，機組單位造價成本為636.81美元/kW，投油深度調峰油耗量為4.8 t/h[10]。火電機組不投油深度調峰和投油深度調峰的單位電量補償電價分別為0.2元/(kW·h)和0.4元/(kW·h)[5]。

由于風電和負荷具有較為明顯的季節性特性，因此本文風電和負荷數據參考了我國某地區四季典型日的相關數據，詳見參考文獻[28]。根據四季典型日在一年內所占的比例進行加權計算，得到系統一年的日均運行成本，用以說明儲能系統參與系統運行所帶來的經濟性。參考文獻[26]，春夏秋冬四季在一年中所占的比例分別設置為0.17、0.33、0.17和0.33。假設負荷預測和風電出力預測的最大誤差為5%和20%[16]。

表2 各類型儲能成本特性參數Table 2 Cost characteristic parameters of different types of energy storage

4.2 算例結果分析

為了詳細對比分析各類型儲能電站的經濟性，本文設置了4種場景以作對比：

場景1，無任何儲能電站參與，僅考慮具備深度調峰能力的常規火電機組和風電參與；場景2—4，在場景1的基礎上分別加入抽水蓄能電站、壓縮空氣儲能和鋰離子電池儲能電站。

場景1主要分析了不考慮儲能電站參與時的系統運行情況。表3中展示了四季典型日下場景1中各項成本費用的仿真結果，其中“綜合”表示根據四季典型日的年均占比計算得到的系統日均運行成本，收益等效于成本的負值。

分析表3中數據可以發現，在不考慮儲能參與時，系統具有較為嚴重的棄風情況。在風電大發而負荷較低的春季時的系統棄風成本占比甚至達到27%，綜合一年四季的相關數據，系統的日均棄風成本為71 508美元，約占系統總成本的10.1%。進一步分析可以發現，火電機組的深度調峰機組損耗和投油成本之和約占系統總成本的3.4%，深度調峰補貼收益約占機組深度調峰總成本的64.4%，說明有部分深度調峰的成本將由火電機組本身承擔。

場景2—4對比分析了不同類型儲能電站接入對系統運行的影響，對應的系統運行成本仿真結果如表4所示。

分析表4中的數據可以發現，儲能電站引入之后雖然帶來了額外的投資成本和運維成本，但系統的總經濟效益仍然得到了有效改善。火電機組的運行成本、備用成本以及深度調峰機組損耗成本等各項成本均出現了不同程度的降低，其中火電機組的備用成本和深度調峰相關成本下降較為明顯，分別至少下降了約27.6%和31.2%。進一步分析可知，場景2系統的總成本下降最多，約下降了13.9%；場景4系統的總成本下降最少，約下降了10.4%。除此之外，儲能引入之后系統的棄風現象也得到了明顯的抑制，系統的棄風成本普遍下降了80%以上。

為便于分析，將儲能電站投資成本與運維成本之和稱為儲能電站投資運維成本，將儲能電站引入之后系統總運行成本的下降值稱為儲能電站運行效益。

表3 不同典型日下場景1系統運行成本Table 3 System operating costs in different typical days in scenarios 1 美元

表4 各場景系統運行成本仿真結果Table 4 System operating costs in different scenarios 美元

與此同時，引入儲能電站產出投入比的概念，即儲能電站運行效益與投資運維成本之比。各類型儲能電站經濟效益對比情況如表5所示。分析表中的數據可以看出：目前抽水蓄能電站的總體經濟效益仍然處于領先地位，其次是壓縮空氣儲能電站，最后是鋰離子電池儲能電站。

表5 不同場景下的儲能電站經濟效益對比分析Table 5 Economic benefit analysis of energy storage system in different scenarios

下面以冬季典型日為例，分析不同場景下系統的運行情況，對比說明不同儲能電站引入所帶來的影響。場景1—4系統冬季典型日的運行情況分別如圖3—6所示。

分析圖3可以看出：當系統中沒有儲能時，火電機組承擔了全部的調節任務和備用需求，火電機組深度調峰較為頻繁；并且深度調峰往往發生在負荷低谷期，此時火電機組開機較少且出力一般較低，而風電往往在此時大發，因此需要進一步壓低火電機組出力來為風電消納提供空間。

分析圖4—6可以看出：儲能電站引入之后，系統的靈活調節能力大幅度提升，火電機組深度調峰頻率明顯下降，同時一部分系統備用任務也被分擔出去了。

進一步分析可以看出，儲能電站往往在風電大發或者負荷低谷期時充電，在負荷高峰期時放電，靈活的雙向調節能力有效減少了火電機組的頻繁啟停和深度調峰，同時促進了風電的大規模消納，提升了系統的運行經濟效益。

圖3 場景1中系統冬季典型日運行情況Fig.3 Winter operation of the system in scenario 1

圖4 場景2中系統冬季典型日運行情況Fig.4 Winter operation of the system in scenario 2

圖5 場景3中系統冬季典型日運行情況Fig.5 Winter operation of the system in scenario 3

圖6 場景4中系統冬季典型日運行情況Fig.6 Winter operation of the system in scenario 4

然而，不同類型儲能電站對于系統運行具有不同的影響。結合表4中的數據，分析圖4—6可以發現：

1)就降低火電機組運行成本和備用成本而言，鋰離子電池儲能最具優勢。這主要是由于鋰離子電池儲能具有較高的能量循環效率(約為86%)和寬廣的功率調節范圍。其不僅可以利用其寬廣的調節范圍承擔系統大部分的備用容量，減少系統備用成本；還可以輸出額定功率下的任意功率，滿足系統靈活調節需求，使得系統可以安排經濟性較好而爬坡能力相對較差的火電機組，從而降低火電機組運行成本。

相較而言，壓縮空氣儲能系統受限于技術成熟度等因素，其循環效率相對較低(約為56%)，故其降低火電機組運行成本的效益較差。而抽水蓄能電站的抽水工況輸出功率可調節范圍較小，電站抽水功率往往接近額定功率，提供系統負備用能力較弱，因此其降低火電機組備用成本的效益較差。

2)就減少火電機組啟停成本、深度調峰相關成本和促進風電大規模消納而言，壓縮空氣儲能最具優勢。這主要是由于壓縮空氣儲能電站在壓縮/膨脹工況下均具有較寬的調節范圍，可以快速滿足由于負荷和風電波動所帶來的系統調節需求，減少火電機組啟停和深度調峰頻率，促進風電充分消納。從圖5可以看出，火電機組深度調峰在調度周期內僅發生了一次，同時壓縮空氣儲能電站多次利用盈余的風電壓縮儲能，并在負荷高峰期時膨脹釋能，有效減少了系統棄風。

相較而言，抽水蓄能電站和鋰離子電池儲能電站在這些方面則相對不足。前者主要是由于抽水蓄能電站抽水工況功率調節范圍較小，一定程度上制約了其靈活調節能力。而后者則受限于儲能電池短暫的循環壽命和高昂的置換成本，其往往會避免頻繁改變充放電工況所導致的電池循環壽命大幅度縮減，因此鋰離子電池儲能較少頻繁大功率改變出力。

3)就儲能電站本體的投資成本而言，鋰離子電池儲能電站最高，這主要是由于電池儲能電站循環壽命較短，其在工程周期內會由于置換儲能設備而產生額外的置換成本；壓縮空氣儲能次之；抽水蓄能電站最低。就儲能電站的運維成本而言，鋰離子電池儲能電站由于基本不含機械轉動設備，所以其運維成本最低。壓縮空氣儲能電站中除了電動機/發電機之外，還包含壓縮機/膨脹機等氣動設備和熱量存儲/交換裝置，系統較為復雜，所以其運維成本最高。抽水蓄能電站的運維成本則介于兩者之間。

為進一步分析不同類型儲能電站容量配置對系統運行的影響，在保持其他條件不變的基礎上改變儲能電站的裝機容量。分析在本文算例參數條件下，不同類型儲能電站在不同裝機容量下的運行效益，仿真結果如表6所示，變化趨勢如圖7所示。

分析圖7中信息可以發現，隨著儲能裝機容量的不斷增加，各類型儲能電站的運行效益和產出投入比均呈現先上升后下降的變化趨勢。這主要是由于：當儲能裝機容量較低時，其投資運維成本相對較低，而其在降低火電機組運行、備用和深度調峰等成本和促進風電大規模消納等方面的效益明顯；且儲能容量增加所帶來的運行效益高于投資運維成本的增長，所以此時儲能產出投入比不斷升高。后來隨著儲能裝機容量的進一步提升，儲能在系統中的需求和效益逐漸達到飽和，而裝機容量上升導致儲能投資運維成本仍在不斷增加，使得儲能電站運行效益下降且產出投入比開始下降。此外，可以發現，各類型儲能電站均在50 MW附近具有最優的產出投入比，約為風電裝機容量(348 MW)的15%，上述結論可以為新能源場站配套儲能配置提供一定的借鑒。

表6 不同裝機容量下各類型儲能電站運行效益Table 6 Operation benefits of multi-type energy storage stations with different installed capacity

圖7 各類型儲能電站運行效益隨裝機容量變化趨勢Fig.7 Variation trend of multi-type energy storage stations’operation benefits with installed capacity

5 結 論

本文考慮火電機組的深度調峰特性，對比分析了最具代表性的3種能量型儲能系統(抽水蓄能系統、壓縮空氣儲能系統、鋰離子電池儲能系統)在調峰應用場景中的經濟效益，所得結論如下：

1)在促進風電規模化消納背景下，儲能輔助火電機組調峰可以優化火電機組的頻繁爬坡情況，減少火電機組深度調峰頻率，緩解火電廠的調峰壓力。在本文算例情況中儲能引入之后火電機組深度調峰相關成本至少下降了約31.2%。

2)不同類型儲能電站引入均會改善系統運行經濟性，在輔助火電機組調峰場景下抽水蓄能電站的總體經濟效益仍然處于領先地位，其次是壓縮空氣儲能電站，最后是鋰離子電池儲能電站。

3)在本文算例參數條件下，按照風電裝機容量的15%配置儲能可以帶來較好的經濟效益，該結論可以為新能源場站儲能配置提供一定的借鑒。