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配置储能系统是减少机组调峰负担、增加风电接纳空间的有效手段。现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学）、国网浙江平湖市供电有限公司的研究人员李军徽、张嘉辉、李翠萍、陈国航、张昊天，在2021年第19期《电工技术学报》上撰文，提出一种储能辅助电网调峰的配置方案，并对储能系统全寿命周期内的经济性进行了分析。

近年来，我国新能源发展趋势越来越快速。以风电为例，2020年上半年，全国新增风电装机容量632万kW，截止2020年6月底，累计并网装机容量达到2.17亿kW，并且全国弃风电量及弃风率实现“双降”，但部分地区弃风情况仍较为明显，风电的反调峰特性提高了电网峰谷差，给电网的稳定运行带来困难。

为缓解上述矛盾，需展开火电机组深度调峰，但深度调峰会增加机组运行成本，如何平衡经济性与调峰性能的关系是决定机组运行的关键因素。而储能技术具有较快的响应速度，能够优化电源结构，增加系统调峰容量，储能辅助火电机组参与电网调峰可以改善电网调峰压力，减少风电高渗透地区弃风产生。但储能技术的高成本是影响其发展的关键因素之一，故如何确定合适的储能系统配置方案，使其保证经济性的同时又具有较好的调峰效果是目前研究的热点。

针对火电为主东北地区风电高渗透电网的调峰问题，东北电力大学等单位的科研人员提出一种参与电网调峰的储能双层优化配置策略，并对储能系统进行经济性分析。

本方案外层模型为优化配置模型，以储能系统净收益、火电机组出力标准差改善量以及新增风电接纳量指标构成多因素优化模型，采用迭代计算的方法得到配置备选集内所有方案的多因素指标，选取最优值作为兼顾技术性及经济性的储能系统配置结果。

图1 储能参与电网调峰配置方案模型结构

外层模型各指标依靠内层模型输出参数进行计算，内层模型为优化调度模型，综合考虑储能系统运行成本、火电机组运行成本以及弃风惩罚成本，以系统调峰运行成本最小为目标，优化系统风电接纳量，并得到储能系统充放电功率及火电机组出力。最后，基于某局部电网实测数据，科研人员验证了配置方案的有效性，并对储能系统全寿命周期内的经济性进行分析。

他们得到主要结论如下：

1）以配置200MW/800MW•h磷酸铁锂电池储能系统为例，本调度策略可以降低62.90%的弃风功率，降低347.47万元系统总调峰运行成本。

2）在负荷功率水平为2800MW左右，风电渗透率约40%的电网中，磷酸铁锂储能系统最优配置结果为170MW/630MW•h，全钒液流储能系统最优配置结果为170MW/520MW•h。

3）在优化配置结果的前提下，当补偿单价在0.46元/(kW•h)，峰谷电价差为1.99元/(kW•h)，容量价格为745元/(kW•h)时，可使磷酸铁锂电池储能系统达到经济平衡。

4）在优化配置结果的前提下，当补偿单价在0.45元/(kW•h)，峰谷电价差为2.29元/(kW•h)时，可以使全钒液流电池储能系统达到经济平衡。

科研人员归纳了本研究工作的主要创新点：①提出综合考虑储能系统参与电网调峰时经济性指标和技术性指标的储能系统优化配置方案；②考虑储能系统加入后对常规电源运行经济性的影响，以系统总调峰成本最低来优化机组及储能系统的运行状态；③计及储能系统全寿命评估储能应用的经济性，从多角度系统分析影响其经济性的主要因素。

另外，他们也表示，由于本研究对象针对东北电网，传统电源中主要计及火电机组，对于富含水电区域的可再生能源大规模接入带来的调峰问题，容量配置模型的适应性还有待进一步研究。

本文编自2021年第19期《电工技术学报》，论文标题为“参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析”，作者为李军徽、张嘉辉 等。

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