基于多分区时序生产模拟的省级电网差异化储能规划方法
代倩, 张健, 吴俊玲, 张立波, 秦晓辉, 张彦涛, 牛彦芹
（中国电力科学研究院有限公司，北京 100192）
摘要：
引文信息
代倩, 张健, 吴俊玲, 等. 基于多分区时序生产模拟的省级电网差异化储能规划方法[J]. 中国电力, 2022, 55(11): 21-28.
DAI Qian, ZHANG Jian, WU Junling, et al. Differentiated energy storage planning method of provincial power grids based on multi-partition time series production simulation[J]. Electric Power, 2022, 55(11): 21-28.
引言
新型电力系统以具有随机性和波动性很强的新能源为发电主体，致使发电侧调节能力显著下降[1] ，电力系统面临着严峻的电力电量平衡挑战[2-3] 。储能(energy storage system, ESS)是构建新型电力系统的迫切需求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑。目前中国已相继出台了相关文件支持抽水蓄能和新型储能的大力发展[4-7] ，其中文献[6-7]明确了储能参与辅助服务时的独立主体身份，为储能参与电力市场创造条件。然而当前除抽蓄经济性最优外，其余新型储能的价格比较高。因此合理规划储能的容量规模显得尤为重要。目前储能容量配置大多集中在场站级[8-11] 、园区[12] 、微电网[13] 、配电网[14] 中，针对省级大电网的容量配置也做了部分研究[15-18] 。文献[15]提出了满足省级电网新能源消纳性能/投资成本较优的储能容量需求计算方法。文献[16-18]采用了时序生产模拟方法，相比于典型日分析方法更能体现新能源的全年随机特性。文献[19]提出了一种考虑输电网潮流约束的时序生产模拟方法，以选取关键时间断面的潮流约束来近似等效所有时间断面的潮流约束，优化模型和算法求解仅在30节点的小网络中进行测试，在大电网中的适应性能尚未得到验证。综上，目前已有的研究中：（1）没有考虑到网架和断面约束及分区之间的需求和考核差异，而是将区域电网或者省级电网作为一个整体去研究储能的容量配置，使得新能源利用率评价结果偏于乐观[16-18] ；（2）以点代全，以关键时间断面的潮流约束等效所有时间断面的潮流约束，无法有效模拟联络线交易约束，且相关方法尚未在实际大电网中得到验证[19] 。本文基于中国电力科学研究院有限公司研发的多分区时序生产模拟软件—电力系统源网荷一体化生产模拟软件（power system department-power energy & balance, PSD-PEBL） [20-21] ，根据省级电网多分区运行特点，考虑了各分区加装储能的差异化考核目标约束、检修计划约束、网架约束和联络线交易等约束，建立了以储能投资成本最小为目标的省级电网差异化储能规划模型。计算时，首先设置分区之间的联络线功率交换模式，通过时序生产模拟得到各分区内因调峰不足而造成的弃电功率；利用累积概率分布函数确定各分区的储能配置时长优化范围；建立新能源消纳能力和系统电力电量平衡能力评价指标，各分区根据自身需求可从中选取若干个评价指标作为考核目标的差异约束，进而各分区开展储能投资成本最小的容量优化配置。最后，以2025年西北某高比例新能源接入的省级电网为例，分析在满足系统新能源消纳和电力电量平衡要求时所须配置的储能规模，并开展其与新能源利用率和火电灵活性改造之间的敏感性分析。
1 考虑多分区目标差异的省级电网储能容量协同规划框架
1.1 多分区储能规划思路
通常省域范围内的储能规划是将省级电网作为一个研究整体，以满足政府部门制定的省域内新能源消纳指标。而实际电网是按照供电片区或行政区域划分为多分区电网，此外也可以根据研究需要在实际分区的基础上划分为多分区电网，如解决新能源局部断面受阻和沙戈荒大基地直流外送等需求。各分区由于其自身资源特性、负荷特性等不同，对新能源利用率、新能源发电占比、电力缺口等评价指标的考核侧重点也不同，因此有必要考虑分区考核目标约束的差异，对储能容量进行分区规划。
1.2 基于时序生产模拟的储能容量配置方法
1.2.1 考虑区域联络线运行特性的时序生产模拟方法
大电网电力电量平衡时序仿真模拟中，分区和跨区之间的联络线运行特性模拟是关键。须针对实际网络拓扑开展精细化建模，在模型中准确刻画联络线运行特性和支援互济等功能特点，并按照分区平衡优先策略，建立基于启发式算法的多分区生产模拟程序流程，区域互联系统联络线交换协调算法框架如图1所示。
图1 多区域互联系统联络线交换协调算法框架 Fig.1 Tie-line exchange coordination algorithm frame of multi-partition interconnection system
1.2.2 以投资成本最小为目标的储能容量配置方法 i 储能投资成本 C BESS,i 最 小为优化目标函数，即a 为储能电站的功率成本，包含了储能升压变流箱、电池集装箱、二次监控保护及远动设备的整体价格；b 为储能本体的购置成本；分别为分区 i 内最优配置的储能功率和时长。 （2）考核评价指标集。①新能源消纳能力相关指标。新能源利用率为 为 分别为分区 i 内新能源年并网消纳电量和总发电量； E load,i 、 E out,i 分别为分区 i 内本地和外送负荷用电量。 ②电力电量平衡能力相关指标。电力盈亏值 P surp-gap,i ,t 为T loss,i 为E loss,i 为P coal,i ,t 、 P gas,i ,t 、 P hydro,i ,t 、 分别为分区 i 内新能源、煤电机组、燃气机组、水电机组、储能装置在时刻 t 的并网发电功率； P load,i ,t 、 P out,i ,t 分别为分区 i 时刻 t 本地和外送负荷功率； P gap,i 为分区 i 的最大电力缺口； Δt 为时间间隔，本文取1 h。 各分区考核评价指标的选取可以根据分区自身的需求从式（2）~（7）中选择。（3）储能运行约束。①储能功率约束为为分区 i 内储能额定容量； 为分区 i 内储能装置在时刻 t 的剩余容量； S OCmin,i 、 S OCmax,i 分别为分区 i 内储能荷电状态的最小和最大值。 （4）联络线交易约束。①联络线功率交换约束为分别为分区 i 与 j 之间考虑安全稳定约束后的输送功率上、下限值； 为分区 i 与 j 在时刻 t 的交换功率。 ②联络线电量交易约束为为 m 月分区 i 与 j 之间计划交易电量； 为 m 月分区 i 与 j 之间实际交易电量。 （5）其他约束，包括新能源出力约束、其他机组电源出力约束、网络约束、检修计划约束等，为了节约篇幅不再一一介绍。1.2.3 储能容量配置计算流程 I 个分区，根据各分区之间联络线的运行特性，设置联络线的运行方式。由于分区考核目标具有差异性，暂时将分区联络线设置为不互济，相当于是I 个独立的电网。优先处理末梢分区电网（i =1），然后根据末梢分区对主网的电力需求，再设置末梢电网与主网的联络线功率交换模式，最后再计算互联主网分区的储能容量配置。（2）若分区i 满足该分区电力电量平衡和新能源消纳考核指标，则跳过储能容量配置；否则需要根据分区i 的弃电时长曲线特性，选取储能合理时长的最大边界。要达到相同新能源利用率时，随着储能配置时长增大，储能配置功率会减小，而所需储能的能量容量会增大。因此储能时长选取过长会导致储能容量的浪费，为提高计算效率，储能配置时长范围设置为2≤T ref,i,j ≤T ref,i ,max ，T ref,i ,max 为i 分区内新能源弃电时长累计概率占比为50%的时长[21] ，j =1, 2, ···，（T ref,i ,max –1），当j =1时储能配置时长T ref,i,j =2。（3）逐步增加储能功率。可根据分区i 内新能源因调峰导致的最大弃电功率设置每次调节档位为 储能第 x 次调整的功率为 （4）在PSD-PEBL中计算该储能功率/时长组合 下，已选取的该分区电力电量平衡和新能源消纳考核指标。 （5）计算储能时长为 T ref,i ,j 时的容量配置结果。若没有达到相关考核指标要求，继续增大储能额定功率，增加迭代次数，x =x +1，重复步骤（3）（4）；若达到相关考核指标要求，储能最佳容量配置完成。则输出储能功率容量 持续时长 T ref,i ,j 、能量容量 并根据式（1）得到当前组合下储能的投资成本 C BESS,i ,j 。 （6）继续增大j ，j =j +1；继续重复步骤（3）~（5），直至T ref,i,j ＞T ref,i ,max 。选取储能投资成 本最小 minCBESS,i ,j ，{T ref,i ,j ∈2:T ref,i ,max } 的储能配置组合作为分区电网i 的储能最佳配置容量。若分区i 存在电力不足（非考核目标），还需要将该电力不足曲线作为其余主网分区向该分区的电力支援曲线。（7）i =i +1，判断是否对全网分区遍历完成，若i ≤I ，则分区遍历未完成，继续步骤（2）~（6）。（8）确定省域范围内各分区储能配置规模，并通过全网计算进行校核。
2 算例分析
2.1 西北某高比例新能源接入的省级电网介绍 [22] 。储能在该省电网中将发挥2个重要的作用，在新建千万千瓦级外送直流近区，储能将促进大规模新能源区外消纳，提升通道利用率和新能源电量占比；在该省主网内，储能将提高系统的调节能力，提升新能源在网内的利用率。根据市场调研，储能造价按照能量成本1500元/(kW·h)+功率成本250元/kW来测算。该省级主网和新建直流近区互联，本算例将该省电网分为2个分区，新建直流近区记为分区一，该省级主网记为分区二，分区一在局部时段依赖分区二的电力支援。2.2 新建直流近区（分区一）电网情况及储能配置结果 2.2.1 新建直流近区（分区一）电网情况 （1）基础方案和敏感方案下的电源装机和直流外送负荷曲线的特性如表1所示，风电和光伏利用小时数分别为2 306 h和1 563 h。敏感方案相比基础方案，电源装机规模都得到了提升，而直流送电量和利用小时不变，直流送电曲线得到调整。
表1 直流近区2025年电源装机规模和直流负荷特性
Table 1 Installed capacity of power supply and load characteristics of UHVDC near area in 2025
（2）新建直流送电曲线。在基础方案和敏感方案下，新建直流采用多阶梯式分季节送电曲线，分别如图2 a）和2 b）所示，满功率均为800万kW。
图2 2025年新建直流送电曲线
Fig.2 Load curve of newly built UHVDC in 2025
基础方案的送电曲线主要考虑受端负荷特性，敏感方案的送电曲线考虑送端新能源出力特性，提高了部分月份午高峰的送电功率，降低了部分月份晚高峰的送电功率。12—次年1月、6—8月日间功率可以达到满功率，9—11月送电曲线一样，2—5月日间功率有所降低。2.2.2 分区一储能配置结果 T ref,1,max =5。（3）储能配置结果。分区一储能优化配置结果如表2所示。从表2中可知储能配置2 250 MW/4 h时经济性最优。但此时分区一依然面临着电力和电量不足的问题，最大电力缺口为249.5万kW，全年总缺电时长为1 424 h，占比17.23%，约88%的电力缺额集中在200万kW以下，具体分布如图3所示，缺电时段日内主要集中在晚上20:00—23:00，需要省级主网支援。
表2 基础方案下分区一不同储能时长对储能经济性影响
Table 2 Effect of duration time on the economy of ESS in partition one
图3 基础方案下分区一配置2 250 MW/4 h储能时电力不足分布
Fig.3 Power shortage distribution of partition one configured with 2 250 MW/4 h ESS
（4）敏感性分析。以敏感方案为例，进行同样流程计算后，配置结果如表3所示。当直流送电量保持不变，通过调整直流送电曲线，敏感方案相较基础方案具有以下特点。
表3 不同储能配置规模与新能源利用率之间的敏感性分析及其对其他各指标的影响
Table 3 Sensitivity analysis between different EES configuration scales and renewable energy utilization rates and its impact on other indicators
①通过增加新能源的装机规模，无储能时，新能源发电占比可达到50%，且电量不足也得到显著降低，对主网的依赖程度减弱，而新能源利用率不足95%。②当储能配置与基础边界相同规模储能（2 250 MW/4 h）时，新能源发电占比提升到60%，且电量不足也进一步降低，仅为0.4亿kW·h，对主网的依赖程度更弱，而新能源利用率提高到90%。③当储能规模增加到4 000 MW/4 h时，新能源发电占比提升到63.3%，且电量不足仅为0.2亿kW·h，电力缺口和缺电时长进一步减小，对主网的依赖程度最小，新能源利用率也提高到95%，而此时所需的储能投资成本也相应最大。通过上述分析可知，随着新能源装机规模的增加，新能源发电量高占比和高利用率不可兼得，为达到新能源发电量高占比的目标，应适当降低利用率，以保障系统运行的经济性。2.3 省级主网（分区二）电网情况及储能配置结果 2.3.1 省级主网（分区二）电网情况 基础方案和敏感方案下的电源、储能装机和本地负荷特性如表4所示。基础方案和敏感方案下主网新能源装机规模分别为39 500 MW和41 500 MW，风电和光伏利用小时数分别为2 026和1 541 h。储能设施容量不低于新能源装机规模的10%，连续储能时长为2 h[23] ，另外在“十四五”期间该省规划的抽蓄还无法投入运行，则储能的初始装机规模在基础方案和敏感方案下分别为3 950 MW/2 h和4 150 MW/2 h。本地最大负荷为21 300 MW，全社会用电量为1 440亿kW·h。
表4 2025年省级主网电源装机规模和负荷特性
Table 4 Installed capacity of power supply and load characteristics of provincial power grid in 2025
2.3.2 分区二储能配置结果 （4）储能配置结果。分区二在给定边界下，安装配置新能源规模10%/2 h（3 950 MW/2 h）的初始储能后，各考核目标的具体结果如表5所示。可知此时不存在电力电量平衡问题，新能源利用率达到95%。因此不需要继续增加储能的规模。
表5 分区二在不同场景下的新能源消纳能力和电力缺口
Table 5 Renewable energy utilization rate and power gap under different scenarios of partition two
（5）火电灵活性改造对储能配置规模的影响。煤电依然是当前最重要的调峰电源，通过灵活性改造，部分机组最小技术出力可低至15%~25%额定功率。2021年11月，国家发改委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，存量煤电机组灵活性改造应改尽改。对华北地区部分已具备深度调峰机组的改造深度和改造费用进行调研，可知其改造的成本为64.1~125元/kW，与抽水蓄能和新型储能的建设成本相比具有明显优势，考虑到煤电利用小时数更高，实际度电成本优势更加突出，因此，将火电灵活性改造深度与储能需求配置规模进行敏感性分析，具体如表6所示。表6 火电机组深度调峰能力对储能需求规模的影响
Table 6 Influence of depth peak shaving capacity of thermal power unit on energy storage demand scale
由于主网在该火电装机规模下无电力电量平衡问题，以下分析不涉及该类指标的评价。（1）无储能时，随着机组调峰深度的提升（最小技术出力从0.3 p.u.降至0.2 p.u.），新能源的利用率也得到了显著提高，从91.2%提高到94.6%。（2）随着机组调峰深度的提升（最小技术出力从0.3 p.u.降至0.2 p.u.），所需储能的配置规模得到显著减少，储能从新能源装机容量的10%/2 h减小到1 900 MW/2 h，进一步减小到仅需配置400 MW/2 h即能实现95%新能源利用率。由此可见，当前由于储能的大规模商业化运营还受制于成本和安全性问题，若能充分发挥火电的灵活性改造能力，可以大大减少对储能的依赖。储能的配置规模可以根据火电的灵活性改造进行滚动调整，进行逐年规划。
3 结论
本文基于电力系统源网荷一体化时序生产模拟软件PSD-PEBL，精准模拟实际电网的分区运行特性，建立了考虑分区考核目标差异化约束、以储能投资成本最小为目标的优化配置模型，用于解决省级大电网中因调峰受限导致新能源消纳能力不足和电力电量平衡的问题，通过案例计算和敏感性分析，主要结论如下。（1）建立的储能容量配置模型中考虑分区目标差异考核的评价指标，涉及新能源消纳能力和电力电量平衡能力指标；各分区根据自身需求，选取考核目标作为约束，在充分考虑联络线功率交换的约束下，给出了各分区储能配置的最佳规模。算例验证了所提方法适用于大规模新能源接入的省级电网储能的协同规划。（2）在风光火储一体化和多能互补的直流近区配置合理规模的储能，可以提高通道新能源发电占比和减少对主网的依赖程度。通过敏感性分析可知，在不影响考核指标要求时，可以适当放宽对新能源利用率的要求，可减少储能的配置规模，使得储能投资成本显著下降。（3）主网配置储能时，要充分利用火电灵活性改造潜力，可逐年根据火电灵活性改造情况动态调整储能的配置规模，以避免储能配置的浪费。（责任编辑 许晓艳）
作者介绍
代倩（1988—），女，通信作者，博士，高级工程师，从事电力系统规划与分析，E-mail：daiqian@epri.sgcc.com.cn; ★
张健（1978—），男，博士，高级工程师（教授级），从事电力系统分析、稳定和控制技术研究，E-mail：jianzhang@epri.sgcc.com.cn.