张  宇1，王承民2，刘  涌3，李宏仲4，衣  涛2

　　(1.国网上海市电力公司电力科学研究院，上海200437；2.上海交通大学，上海200240；3.上海博英信息科技有限公司，上海200240；4.上海电力学院 电气工程学院，上海200090）

　　摘  要： 以接入配电网系统的储能电站为研究对象，从全寿命周期成本的角度出发，建立了典型储能电站的经济效益模型。对比分析了储能电站的安装位置变化和配置容量变化分别对系统经济性的影响。结果表明，储能电站安装在负荷侧时经济性较佳，且系统的综合效益并不是随着储能电站配置容量的增加而增大，存在着一个最佳配置容量使系统的综合效益达到最大。

　　关键词： 储能电站；经济效益；安装位置；配置容量

0 引言

　　随着智能电网的发展，大量的分布式电源接入智能配用电系统，城市地区电能需求与新增传输通道的矛盾越来越大，储能技术的重要性日益提高。储能技术已被视为电网运行过程中的重要组成部分。电力系统在引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜峰谷差，平衡负荷，不仅可以有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的利用，也可以作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。储能技术的应用必将在智能配用电系统中发挥重要作用，带来重大变革。

　　社会经济的不断发展使电网负荷峰谷差日益增大，这严重影响了电力系统的经济性，而这一问题的解决依赖于储能技术的应用。要确定储能电站的安装是否合理，就有必要对储能电站的经济效益进行研究。

　　参考文献[1]较为全面地考虑了钠硫电池储能装置在延缓电网建设、提供备用、低储高发套利等方面的效益，并建立了其成本效益模型。参考文献[2]对蓄电池储能装置在削峰、功率平衡和调节负荷三方面的价值及投资成本进行了建模分析。参考文献[3]则依据典型日负荷曲线分析了配电网中蓄电池储能系统（BESS）在减少电网扩建容量和降低总网损等5个方面的效益，并与其投资成本和运行维护成本共同建立了综合价值评估模型，使用结合罚函数的粒子群优化算法进行求解，通过算例验证了蓄电池的经济性。参考文献[4-5]分析了蓄电池储能装置在低储高发套利、延缓电网扩建和降低输电阻塞三方面的价值。参考文献[6]建模分析了蓄电池储能装置在提供辅助服务、延缓电网扩建和提高设备利用率等方面的效益。参考文献[7]主要对储能装置所提供的辅助服务价值进行了评估。参考文献[8]以混合式抽水蓄能电站为例，分析了其产生的静态效益、动态效益及防洪抗旱、节能环保、增发电量等多重效益。参考文献[9]在考虑电池充放电深度及寿命的储能电站初始投资、运行维护成本计算模型的基础上，建立了包括发电侧、电网侧、用户侧及政府补贴的储能电站收益计算模型，并通过实际算例对安装于电力需求侧的储能电站进行了经济性评估。参考文献[10]在分析储能系统潜在收益的基础上，提出了评估储能成本的重要指标，并结合国内电力市场的情况建立了合适的分析模型，对储能的经济性进行了研究。

　　以上对储能电站的经济效益分析中，只是单纯地分析了储能电站的接入对电网某方面效益的影响，并未建立储能电站完备的经济评价模型，也没有研究储能电站安装位置和配置容量的变化对系统综合效益的影响。本文在建立储能电站综合效益评价模型的基础上，通过算例分两种情况研究储能电站的经济性：(1)将同一容量的储能电站安装在配网系统的不同位置；(2)在配网系统的同一位置配置不同容量的储能电站。

1 储能电站的特点

　　储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力等部门的重视，在智能配用电系统中，蓄电池储能技术是备受瞩目的一项关键技术。蓄电池储能技术的发展和广泛应用，将有助于打破风电、光伏发电等的接入和消纳的瓶颈问题，缓解电网巨大峰谷差造成的调峰压力，降低配套输电线路容量的投资建设需求。同时还能消除分布式电源的功率波动，改善电能质量，提高电网供电可靠性。蓄电池储能技术是实现电网互动化管理的有效手段，并有利于节能减排。

　　目前具有代表性、技术比较成熟的储能蓄电池技术主要有：铅酸蓄电池、镍镉电池、镍氢电池、锂电池、钠硫电池、液流电池（包括钒电池、锌溴电池）。其中铅酸电池历史最为悠久，技术成熟而且成本低，但受能量密度和使用寿命的限制以及环境污染的负面影响，逐渐被淘汰。镍镉电池由于会造成重金属污染而被更具环保性的镍氢电池取代，主要应用于动力电池领域。锂电池由于受大规模集成技术难题的影响，一直没有实现大容量的应用，但目前这一技术难题已经获得了重大突破，大容量应用于储能已经实现了试运行。钠硫电池作为新兴的储能技术，具有能量密度高、效率高、环保、容量大等特点，已经获得了越来越多的关注和应用，是最具潜力的储能技术之一。液流电池具有容量大、效率高、循环寿命长等优点，广泛应用于新能源领域和电力系统中。

　　（1）铅酸阀控电池：电极主要由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的一种蓄电池。荷电状态下，正极主要成分为二氧化铅，负极主要成分为铅；放电状态下，正负极的主要成分均为硫酸铅。铅酸阀控电池由于自身结构上的优势，电解液的消耗量非常小，在使用寿命内基本不需要补充蒸馏水。它还具有耐震、耐高温、体积小、自放电小的特点。使用寿命一般为普通蓄电池的两倍。其主要市场为汽车、电动车等机动启动用蓄电池领域，近年来在通信、邮电、电力和铁路交通等方面也有极大应用。

　　（2）铅酸胶体电池：胶体电池属于铅酸蓄电池的一种发展分类，在硫酸中添加胶凝剂，使硫酸电液变为胶态。胶体电池与常规铅酸电池的区别，从最初理解的电解质胶凝，进一步发展至电解质基础结构的电化学特性研究，以及在板栅和活性物质中的应用推广。其最重要的特点为：用较小的工业代价，制造出更优质的电池，其放电曲线平直，拐点高，比能量特别是比功率要比常规铅酸电池高20%以上，寿命一般也比常规铅酸电池长一倍左右，高温及低温特性要好得多。近年来胶体电池逐步进入铅酸电池市场，在各领域都有应用，但主要被推荐在大型储能市场方面使用。

　　（3）镍镉电池：镍镉电池是采用金属镉作为负极活性物质、氢氧化镍作为正极活性物质的碱性蓄电池。镍镉电池可重复500次以上的充放电，经济耐用。其内部抵制力小，即内阻很小，可快速充电，又可为负载提供大电流，而且放电时电压变化很小，是一种非常理想的直流供电电池。其原用作数码设备电池，但因其有“电池记忆”问题且镉有毒，己被多数欧洲国家禁用，属于淘汰类产品。

　　（4）镍氢电池：镍氢电池是由镍镉电池改良而来，其能吸收氢的金属代替镉（Cd）。它以相同的价格提供比镍镉电池更高的电容量、比较不明显的记忆效应以及比较低的环境污染（不含有毒的镉）。它被称为是最环保的电池。但是与锂离子电池比较时，却有比较高的记忆效应，以及较高的自我放电反应。镍氢电池比碳性或碱性电池有更大的输出电流，相对地更适合用于高耗电产品，某些型号甚至比镍镉电池有更大输出电流。目前镍氢电池主要作为动力电源使用，同时在通讯电子设备电源方面也有一定的运用。

　　（5）锂电池：锂电池是一类由锂金属或锂合金为负极材料、使用非水电解质溶液的电池。锂离子电池主要优点表现在：比能量高、使用寿命长、额定电压高、具备高功率承受力、安全环保等诸多优点。由于安全性等原因，目前锂电池只大量运用于手机、电脑电源等小型设备，很少用于动力电源。近期随着磷酸亚铁锂技术的成熟，锂电池用于储能功能的技术瓶颈已经获得突破。

　　（6）钠硫电池：钠硫电池由熔融液态电极和固体电解质组成，构成其负极的活性物质是熔融金属钠，正极的活性物质是硫和多硫化钠熔盐。由于硫是绝缘体，所以硫一般是填充在导电的多孔的炭或石墨毡里，固体电解质兼隔膜的是一种专门传导钠离子被称为Al2O3的陶瓷材料，外壳则一般用不锈钢等金属材料。钠硫电池的主要特点是能量密度大（是铅蓄电池的3倍）、充电效率高（可达到80%）、循环寿命比铅蓄电池长等，但在工作过程中需要保持高温。

　　（7）液流电池（包括钒电池、锌溴电池）：液流电池的活性物质可溶解分装在两大储存槽中，溶液流经液流电池，在离子交换膜两侧的电极上分别发生还原与氧化反应。此化学反应为可逆的，因此有多次充放电的能力。此系统的储能容量由储存槽中的电解液容积决定，而输出功率取决于电池的反应面积。由于两者可以独立设计，因此系统设计的灵活性大而且受设置场地限制小。液流电池已有全钒、钒溴、多硫化钠/溴等多个体系，液流电池电化学极化小，其中全钒液流电池具有能量效率高、储能容量大、能够100%深度放电、可实现快速充放电，且寿命长等优点。

2 储能电站技术经济模型分析

　　2.1 成本模型

　　（1）投资成本

　　储能装置的投资成本主要包括：规划设计成本、物资采购成本以及工程建设成本。

　　其中规划设计成本即为可研及初设费；物资采购成本包括设备费、运输费、监测装置费；工程建设成本包括设计费、建设安装费以及验收费。

　　设备费和运输费是与储能装置的容量有关的参量，其他各个成本分量在工程规模基本类似的情况下不会有较大的变化。

　　C1=CA Pmax+Cp Pmax(1)

　　其中，CA为单位储能的费用(万元/MW)；Cp为电力传输系统以及能量转换控制系统单位功率建造费用(万元/MW)；Pmax为储能电站的最大功率（MW）。

　　（2）运行维护成本

　　储能装置的运行维护成本包括：运行成本、检修维护成本和故障成本。

　　运行成本包括运行损耗费用、日常巡视检查费；检修维护成本包括备件仓储费用、大修费用、维护费用；故障成本包括设备损失费和间接损失费。

　　C2=(Cy+Cw)Pmax(2)

　　其中Cy、Cw分别为能量存储系统的单位运行费用和单位维护费用(万元/MW)。

　　2.2 效益模型

　　（1）减少电网扩建容量

　　通过在配电网中安装BESS，可以使储能站在用电低谷时对蓄电池进行充电，提高电网的负载率，而在用电高峰时，将储存的电能释放到电网中，实现部分负荷就地供电，减少配电网中传输的功率，从而使配电网所需扩建容量减少。所以它在减少电网扩建容量方面的收益等值到每年的现值E1可以表示为：

　　其中，Cd为配电网的单位造价(万元/MW)；d为配电设备的固定资产折旧率；储能装置的储能效率，包括并网设备的损耗和蓄电池的充放电损耗；Pmax为储能系统长期最大充放电功率，即额定功率。

　　（2）减少电网网损费用

　　储能系统在负荷低谷充电、负荷高峰放电，从而实现削峰填谷，拉平负荷曲线，提高负荷率。研究表明，储能系统在拉平负荷曲线的过程中，能有效地减少系统的总网损。则储能装置的安装所减少的电网网损费用为：

　　荷峰期电网网损节约费用：

　　在储能电站的整个寿命周期中，系统在减少电网网损费用方面的收益为：

　　E2=Wh0+Wl1(6)

　　其中，分别为安装储能电站前后荷峰期间的系统总网损，?分别为安装储能电站前后荷谷期间的系统总网损；th、tl分别为荷峰、荷谷时间(h)；eh、el分别为峰、谷电价(万元/ MW·h)；N为储能电站的寿命。

　　（3）低储高发套利

　　在峰谷电价下，储能装置在负荷低谷、电价较低时充电，而在负荷高峰、电价较高时放电，在这个低价储电、高价卖出的过程中，实现其显性经济收益的年值可表示为：

　　其中，分别为第i小时段储能装置的放电功率和充电功率(负荷低谷时净充电，负荷高峰时净放电)；n为储能装置年投运次数；ei为i小时段的电价。

　　（4）新能源并网备用容量

　　由于新能源发电的随机性会给电网带来冲击，需要电网中配备更多的备用容量来应对新能源发电的波动，储能电站可以快速调节其消耗/发出的功率，从而可以更好地替代常规电源作为新能源发电的备用容量。为方便计算，将储能装置理想化为均匀充放电，则在充放电期间，其剩余电量在0～Pmax T之间的概率分布为均匀分布，其储存电量期望值为0.5Pmax T，即储能装置可用于调节系统功率的电量期望值为0.5Pmax T。所以有：

　　E4=0.5Pmax Tes(8)

　　其中， es为备用容量的价格(万元/（MW·a）)； T为储能装置以功率Pmax充电的持续时间（h）。

　　（5）减少缺电成本

　　储能装置带来的可靠性效益难以直接定性评估，但储能电站安装于配电站中，可以在停电时作为应急电源为部分重要用户继续供电，减少该配电站的用户停电损失。为便于衡量和计算，可将缺电成本用由于电力供给不足或中断引起用户缺电、停电而造成的经济损失来表示。

　　E5=0.5Pmax T(1-As)RIEA(9)

　　其中As为配电站供电可靠度，RIEA为用户停电损失评价率(万元/MW·h)。

　　2.3 经济效益分析模型

　　综合以上分析，储能电站的价值评估模型如下：

　　Es=E1+E2+E3+E4+E5-C1-C2(10)

3 算例验证

　　为了对储能电站接入系统后的配电网进行经济效益分析，研究储能电站的安装位置和配置容量对系统综合效益的影响。下面对算例配网系统分两种情况进行验证分析：(1)将同一容量的储能电站安装于配网的不同位置；(2)在配网的同一位置配置不同容量的储能电站。使用上述经济效益模型对各种情况下的系统经济效益进行评估和对比。

　　3.1 算例描述

　　该配网是某区域的一条10 kV配电线路，该条线路有62个配变，最长供电半径达到4 km；10 kV线路采用电缆与架空混合接线，其中母线出线端多以电缆为主；10 kV架空线主干线的截面积为铝芯240 mm2、185 mm2、150 mm2；10 kV电缆线路主干线的截面积为400 mm2、240 mm2。供电面积较大，节点较多，有两块重负荷区域，分别为：节点23、25处和节点24处。该配网系统的日负荷曲线如图1所示。

　　由图1可以看出，该配网系统的峰时间可取13小时，对应图中的8：45～21:45，谷时间取8小时，对应凌晨0:00～8:00。

　　3.2 综合效益分析及对比

　　表1所示为储能电站的相关参数及其取值。

　　3.2.1 变化储能电站的安装位置

　　将容量为0.3 MW的储能电站分别安装于算例系统的节点2、5、12、14、23和25处。其中，节点2和5位于电源侧，节点12和14处于配网线路的中间位置，而节点23和25属于负荷区域。通过仿真计算，可以得到储能电站安装于节点2处时，配网系统的成本效益组成及其综合效益如表2所示。同理可得其他节点处的系统经济效益值。图2为储能电站安装位置的变化对其综合效益的影响。

　　当储能电站的安装位置变化时，受影响的主要是降低网损方面的收益，其原因是随着储能电站安装位置的不同，配网系统的潮流发生一系列的变化，从而影响系统的网损变化。通过对比分析可知，当储能电站安装在负荷侧时，系统的综合效益达到最大值；在靠近电源侧安装储能电站，是最不经济的一种选择。所以，储能电站的安装位置会影响配网系统的综合效益，在负荷侧安装时经济性最好，而综合效益的不同主要体现在减少电网网损费用上。

　　3.2.2 变化储能电站的配置容量

　　由于储能电站安装于负荷侧时更加经济，所以在节点23处分别配置容量为0.1 MW、0.3 MW、0.5 MW、0.7 MW、1 MW、1.5 MW的储能电站。通过仿真计算，观察储能电站配置容量的不同对系统综合效益的影响。表3所示为储能电站容量为1 MW时，配网系统的成本效益组成及其综合效益。同理可得其他节点处的系统经济效益值，图3为储能电站配置容量的变化对其综合效益的影响。

　　随着储能电站配置容量的增加，其在减少电网网损费用、低储高发套利、新能源并网备用容量、减少电网扩建容量和减少缺电成本所产生的收益也逐渐增加，但相应的投资成本和运行维护成本也会增长。图3中呈现的趋势是递增的，但是综合效益随着配置容量的增长幅度是先增后减的，即并不是储能电站配置的容量越大越好，总存在一个最优容量使综合效益得到最大值。所以，从整体上分析，安装储能电站具有良好的经济价值。

4 结论

　　本文结合国内外对蓄电池储能技术的研究现状，分析了目前发展较为成熟的几种蓄电池储能装置的优缺点。从蓄电池的技术特性出发，结合设备的全寿命周期成本理念，建立了较为全面的储能电站经济效益分析模型。分别通过以下两种情况在算例系统中接入储能电站：(1)将同一容量的储能电站安装在配网系统的不同位置；(2)在配网系统的同一位置配置不同容量的储能电站。结果表明，储能电站的接入确实能够带来一定的经济效益，而且其接入端越靠近负荷侧，经济性越好；而储能电站的配置容量并不是越大越好，随着配置容量的增加，虽然各项收益呈现增长趋势，但其成本也越来越高，综合效益增长的幅度越来越小。因此，肯定存在一个储能电站的最佳容量使系统的综合效益最大。

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