储能电站参与辅助服务的综合分析

廖少锋

（深圳市科陆电子科技股份有限公司）

0 引言

储能电站作为一种新型的电力资源，其在参与辅助服务方面具有很大的潜力。储能电站参与辅助服务包括：调峰能力，储能电站可以通过调整充放电功率实现快速调峰，适应电力系统瞬时负荷的变化。储能电站在电网利用率高峰期和能源补充等方面具有较强的调峰能力；提供备用容量，储能电站可以在电力系统需要备用容量时进行快速响应，与传统的备用发电机组相比具有更快的启动响应时间和更灵活的容量调整能力。储能电站可以在电网负荷增加、电力系统过载等应急情况下提供可靠的备用容量。频率调节能力，储能电站可以通过调节充放电功率实现电力系统频率的调节，具有较快的响应时间和较高的调节精度。在电网失衡时，储能电站可以通过频率调节实现电力系统平衡；无功补偿能力，储能电站可以通过调整充放电功率在电力系统中实现无功补偿，提高电力系统的功率因数和稳定性。

总体而言，储能电站的参与可以提高电力系统的可靠性和稳定性，优化电网运行效率，降低运行成本，对建设智能电网和实现清洁能源利用有重要意义。

1 技术分析

作为衡量电网电能质量的指标之一，频率的连续波动直接导致电力系统运行的崩溃，并降低电气设备的寿命。根据对现有研究成果的总结，一次调频只能调节小范围波动，而对AGC调节的需求呈指数增长，加剧了设备的磨损程度，提高了煤耗水平。将储能技术应用于电力系统，可以实时调节电网频率，提高相应的时间、调节精度和峰值调制（PM）、调频（FM）等指标。据公开数据显示，我国电力储能项目累计装机容量已达3340万kW，其中电化学储能装机容量增加2586.1MW，其中电化学储能装机容量为785.1MW，占总装机容量的30.4%，锂电池储能装机容量占总装机容量的绝大部分，占总装机容量的97.1%。现阶段，储能系统在火力发电中的应用主要从机组协调控制策略和储能系统经济性评价体系两个方面展开［1］。

部分研究者认为风能具有随机性和间歇性，不利于电网的安全稳定运行，提出了储能系统和热风电力系统的优化模型，以保证稳定的输出电能质量［2］。现有研究实现了对电压和频率设置点的精确跟踪，减少了在干扰事件存在时系统的瞬态，并应用于微电网系统的电压和频率调整，这些系统对电池能量存储系统作出快速响应［3］。也有部分研究在保守策略、激进策略和混合策略的变下垂控制下，建立了一级频率调制模拟的BESS模型，并对相关关键因素进行了敏感度分析。根据SOC和能量中性契约，提出了电池运营商补偿最大化的算法［4］。部分文献建议以不同规管资源组合下系统频率偏移的分散程度，衡量储能系统在单一范畴的频率规管表现成效［5］。包括使用动态规划方法优化一种特定技术的非线性能量流动模型，以实现储能设备的非线性运行特性，从而使调频市场上所有钒流电池和锂电池系统的收入最大化，基于使用购电成本计算锂离子电池储能系统的经济效益，以便进行频率调节，同时使用了一个交互式仿真平台，该平台与电力系统的实时能源预测数据联系在一起，用于评估和验证大规模可再生能源储能系统性能。新能源储能系统结构如图1所示。

图1 储能系统结构

在以上内容的基础上，对储能与发电机组联合调峰调频的研究仍停留在控制策略优化和经济效益分析上，较少关注储能市场投资运营的成本效益以及与电力服务相关的补偿分析。本文从储能、调峰和调频收益补偿的生命周期分析、运行维护成本等维度进行建模分析，以实现对系统建设投资回报的研究。

2 数学模型

2.1 初始成本模型

根据储能系统的投资成本、运行成本、维护成本、折旧和报废成本、设计和施工成本，结合效益分析，总成本构成了储能系统的全生命周期成本模型，如公式（1）所示。

Ci为储能存系统的总投资估算；Ot是在运行和维护期间的所有支出；Ce为电池和PCS系统的总成本；为配电箱、变压器等辅助设备的投资额；为规划、建设、设计和开发储能系统的资金成本及分别对应于为系统选择的电池组的最大容量和电池组的最大功率及分别对应于单位储能容量和PCS电源的成本。

为储能电池组和PCS系统的收益，rr为储能系统的剩余价值；为设备的年折旧额；储能电池组和PCS系统的寿命被认为是一致的，以便于计算系统运行成本和效益；Ye为储能系统的使用寿命。

2.2 经营成本模型

运行和维护费用是指为确保储能系统在生命周期内正常运行而动态投入的资金，通常包括储能系统的试验、安装、损失、停运、人力、检修和维护等费用。

式中，K0为单位储能功率的全年运行维护成本系数；KM为单位年运行维护成本系数；QESS为储能的年发电量；PESS为火力发电年发电量。

当上述储能设备的年运行费用系数和年维护费用系数不易确定时，一般按初始投资的一定比例估算运行维护费用。

在公式（4）中：μ是储能的运行和维护成本系数。

盈余补偿模型取决于其对发电机组不同功能的参与程度，如公式（5）所示。

It，IM和IS分别为系统的税前总收入、参与频率调节的收入和参与调峰的收入；y为储能投入运行的时间；i为机组的运行年份；j为工作周期的数量；它将i年的j周期定义为当前工作时间；Wp为当前工作时间的峰值削减功率；为当前工作时间内峰值电价的结算价格；ΔPij为当前工作时间内的频率调制；kij为发电机组在当前工作时间内的综合FM性能指标；是在当前工作时间内成功参与调频系统的频率调节里程补偿的单位价格。

2.3 评价指标

考虑净现值（NPV）和直接收入／全系统收入这两个经济评价指标，对家庭离网光存储系统项目进行了经济评价。净现值是指储能项目在项目生命周期内每年的净现金流量按行业基准收益率转换为项目投资起点时的现值之和。

净现值经济评价指标用于评价用户自身的投资效率，因此分析主要考虑离光网存储系统的效益，以降低用户的电费支出。直接收益／全系统收益旨在分析独立电化学储能发电厂的直接收益与整个系统的收益之间的关系。两项经济评价指标的计算公式如下：

在公式（6）中：FI为现金流入；FO现金流出；（FI-FO）t是t年的净现金流，资本投资年是第0年，即t＝0；k为贴现率。当Vnp≥0时，表示项目可行，当Vnp≤0时，表示项目不可行。

在公式（7）中：P为投资锂离子电化学储能系统的直接收益和总收益的比率；Vt为总收益，包括发电侧收益、电网侧收益、直接收益和社会收益；Vd为直接收益是整个系统收益的一部分。

3 实验及分析

该算法利用了超临界600MW 汽轮机过载补汽节流运行数据。通过对电厂实际运行数据的分析，将机组最大输出功率调整为18.7MW，见表。为此，建立了一个22MW／11MW·h储能系统参与永磁和调频，以弥补机组响应时间和精度的不足。

表 实验部分参数

储能系统的成本效益是影响经济指标的关键因素。在系统的成本分析中，初期建设投资占整个生命周期的比例较高。如果公司有足够的初始投资资金，选择一次性投资方式，LCOE 和 LEOE 分别 为0.238元／（kW·h）和0.446元／（kW·h）。如果不满足这个条件，投资方式可以是租赁或贷款。另一个关键因素是营业收入。收益补偿取决于储能系统的稳定性能否参与火电机组的PM和FM的调用。目前，储能系统可以与火电机组联合实现调峰调频，使发电厂能够满足电网快速调频和调峰的要求。

相比之下，选择贷款或租赁作为投资方式可以获得较高的系统净现值，并在较短的时间内收回初始投资资金。贷款投资回报率高达34.9%，超过全部投资和租赁的回报率。采用该方法的储能系统实际运行21个月，可以实现初始投资870万元的成本回收。如果考虑到时间因素对货币价值的影响，这将需要24个月，这比其他两种方式要低。该系统12年实际运行净现值高达1442 万元，平均电价（LCOE）低至0.316元／（kW·h），水平化电价支出（LEOE）低至0.506元／（kW·h）。租赁投资方式的净现值、投资回报率和成本效益均为平均值。然而，在平均用电成本和平均用电支出中，同比贷款方法降低了0.0196元和0.0193元，如图2所示。

图2 平均电费

储能系统等本付息贷款投资模式对投资企业来说是一种相当有利可图的投资模式。在银行投资贷款中，影响还款成本的主要因素有融资比率、使用寿命和利息。根据仿真结果，电站的使用寿命对电站的经济指标没有影响，分别分析了融资比例对电站收益的影响曲线。根据图3的分析，融资率在85%～95%之间，企业的投资回报率在100%左右，成本回收期也很低。

图3 储能系统投资回报率

当央行规定贷款期限超过五年时，商业贷款的基准利率为4.90%。根据贷款申请人的审查结果，基准利率可以浮动10%～50%。因此，有必要探讨贷款利率与融资比率之间的关系，如图3所示。当融资比率不变时，贷款利率从4.9%～8%的变化与成本回收期成线性关系。利率越高，回收期越慢。结合贷款利率分析，融资利率在85%～90%范围内的资金回收速度越快，储能系统的净现值越大。

4 结束语

本文建立了一个详细的能量存储系统生命周期模型，该模型适用于能量存储与参与调频调峰的热力发电相结合辅助服务的过程。其次，根据“双细则”标准建立了提供辅助服务的储能系统的收入补偿模型，并考虑了储能系统实际运行过程中税收对收入和成本支出的影响。最后，对电厂的储能经济指标数据进行了分析和评价。仿真和分析结果表明，储能系统的投资和建设采用贷款方式，可以获得最高的投资回报率和最快的投资成本回收率，可广泛应用于储能系统建设的评价，具有一定的参考价值。