储能电站降低光伏电站弃光率需求分析

储能电站降低光伏电站弃光率需求分析/r/n摘要：随着社会的飞速发展，我国国民对于电力能源的需求量也越来越高。本文通过对光伏储能联合电站实际运行数据分析得出，光伏电站加入储能系统后有效提升了光伏上网电量，并可实现弃光率低于/r/n5%/r/n的目标。但现有的储能系统成本及电网调度模式下，配置储能系统不能收回成本，需要给予储能电站财政补贴。现有调度模式不适用于光伏储能联合电站，导致补贴成本较高。通过将无太阳辐射时段的调度指令值调整为/r/n0/r/n./r/n1/r/n倍的光伏电站装机容量，可大幅降低补贴成本，储能电站容量一次性建设补贴降低/r/n67/r/n./r/n02%/r/n，储能电站独立发电电价补贴降低/r/n86/r/n./r/n82%/r/n，光储电站联合发电电价补贴降低/r/n52/r/n./r/n97%/r/n。/r/n关键词：储能电站；降低；光伏电站；弃光率；需求/r/n引言/r/n随着国内光伏发电项目的持续增加，目前，我国光伏电站的发展速度已经远超过了电网的承受能力，使得光伏发电出现/r/n"/r/n弃光/r/n〃/r/n现象。光伏电源不同于传统电源，其输出功率随光照强度、温度等环境因素的变化而变化，随着光伏系统在电网中所占比例的不断增大，其自身固有间歇性、随机波动性在电能质量、系统安全可靠运行、系统调峰及电力系统规划等方面给电网带来不容忽视的影响，阻碍了其在电网中大规模应用，严重影响了电站收益。如何把握好光伏优势资源，协调统一规划，推动电网建设的同时克服技术瓶颈，成为目前我国发展光伏等新能源亟待解决的难题。/r/n1/r/n光伏电站运行数据分析/r/n1.1/r/n光伏电站气象统计分析/r/n某电站属于高原大陆性气候。对工程实际运行时段气象情况进行统计，结果如图/r/n1/r/n所示。/r/n图/r/n1/r/n全时段气象统计 一/r/n其中，阴天占比/r/n12/r/n./r/n31%/r/n；晴天占比/r/n37/r/n./r/n69%/r/n；雨天占比/r/n0/r/n./r/n37%/r/n；多云占比/r/n25/r/n./r/n75%/r/n；阴转多云占比/r/n4/r/n./r/n85%/r/n；阴转晴占比/r/n1/r/n./r/n49%/r/n；多云转阴占比/r/n2/r/n./r/n99%/r/n；晴转多云占比/r/n3/r/n./r/n73%/r/n；晴转阴占比/r/n5/r/n./r/n97%/r/n；小雨转阴占比/r/n0/r/n./r/n37%/r/n；沙尘暴占比/r/n0/r/n./r/n37%/r/n；沙尘多云占比/r/n0/r/n./r/n37%/r/n；雪天占比/r/n0/r/n./r/n75%/r/n；阴转小雪占比/r/n0/r/n./r/n75%/r/n；小雪转阴占比/r/n0/r/n./r/n75%/r/n；小雪占比/r/n0/r/n./r/n75%/r/n；阵雪占比/r/n0/r/n./r/n75%/r/n。/r/n1.2/r/n典型天气下光伏电站输出功率特性分析/r/n典型晴天天气下光伏电站输出功率如图/r/n2/r/n所示。光伏输出功率最大值为/r/n41/r/n./r/n8MW/r/n，标杆机组理论发电量/r/n27/r/n./r/n48/r/n万/r/nkWh/r/n，/r/n光伏电站日实际发电量/r/n23/r/n./r/n44/r/n万/r/nkWh/r/n。/r/n图/r/n2/r/n晴天情况下光伏电站输出功率/r/n图/r/n5/r/n雨天情况下光伏电站输出功率/r/n典型沙尘暴天气下光伏电站输出功率如图/r/n6/r/n所示。光伏输出功率最大值为/r/n41MW/r/n，/r/n标杆机组理论发电量/r/n18/r/n./r/n93/r/n万/r/nkWh/r/n，/r/n光伏电站日实际发电量/r/n17/r/n./r/n06/r/n万/r/nkWh/r/n。/r/n图/r/n8/r/n晴天情况下光伏电站输出功率/r/n10min/r/n波动量/r/n典型多云天气下光伏电站输出功率波动量如图/r/n9/r/n、图/r/n10/r/n所示。/r/n1min/r/n功率变化量/r/n最大为/r/n15/r/n./r/n16MW/r/n,/r/n10min/r/n功率变化量最大值为/r/n28/r/n./r/n88MW/r/n。/r/n1min/r/n功率变化量部分超过标准限值，/r/n10min/r/n功率变化量未超过标准限值。/r/n典型雨天天气下光伏电站输出功率波动量如图/r/n13/r/n、图/r/n14/r/n所示。/r/n1min/r/n功率变化量最大为/r/n11/r/n./r/n78MW/r/n,/r/n10min/r/n功率变化量最大值为/r/n17/r/n./r/n49MW/r/n。/r/n1min/r/n功率变化量部分超过标准限值，/r/n10min/r/n功率变化量未超过标准限值。/r/n2/r/n储能电站运行数据分析/r/n2.1/r/n储能电站出力特性分析/r/n依据/r/nQGDW11220-2014/r/n《电池储能电站设备及系统交接试验规程》，对储能分别进行有功功率充电测试、放电测试、充放电联合测试，测试结果如图/r/n13/r/n〜/r/n图/r/n15/r/n所示。/r/n充电有功功率控制能力测试中最大偏差值为/r/n3/r/n./r/n63kW/r/n，对应功率指令为一/r/n500kW/r/n，平均功率偏差值为/r/n一/r/n0/r/n./r/n384kW/r/n。放电有功功率控制能力测试最大偏差值为/r/n一/r/n0/r/n./r/n65kW/r/n，对应功率指令为/r/n500kW/r/n，平均功率偏差值为/r/n0/r/n./r/n716kW/r/n。充放电有功功率控制能力测试中最大偏差值为一/r/n0/r/n./r/n73kW/r/n，对应功率指令为一/r/n500kW/r/n，/r/n平均功率偏差值为/r/n0/r/n./r/n036kW/r/n。/r/n2.2/r/n储能电站运行模式分析/r/n储能电站抑制光伏电站输出功率波动，是通过调节储能电站的出力，以降低光储联合出力波动量，将光储联合出力的波动限制在一定的范围之内。通过试验证实光储联合系统在平抑波动模式下，如图/r/n16/r/n所示，输出功率波动/r/n10min/r/n波动率小于/r/n10%/r/n的概率达到/r/n92/r/n./r/n5%/r/n。/r/n储能电站辅助光伏电站跟踪调度出力，是通过调节储能电站出力，使光储联合出力跟随调度计划出力。光储联合出力与跟踪计划偏差是衡量跟踪计划的标准。通过对调度总需求、光伏实时总有功、光储联合总有功、储能总有功的数据进行分析，如图/r/n17/r/n所示。光储联合发电系统在跟踪调度计划的运行模式下，在测试时间内的跟踪计划出力偏差小于/r/n5%/r/n的概率达到/r/n93/r/n./r/n9%/r/n。/r/n储能电站减少光伏电站/r/n"/r/n弃光/r/n”/r/n，是在光伏电站出力高峰时段，以削峰为应用目标控制电池储能系统充电，在光伏出力峰值时段过后，并在光伏昼间出力时段内，控制电池储能系统恒功率放电。储能电站减少光伏电站/r/n"/r/n弃光/r/n〃/r/n实际运行情况如图/r/n18/r/n所示，在/r/n9/r/n:/r/n21/r/n时刻光伏出力大于调度需求（功率限值），此时储能系统开始充电，至/r/n11/r/n：/r/n17/r/n光伏系统输出小于功率限值时，储能系统停止充电。在/r/n16/r/n：/r/n57/r/n时刻光伏出力恒小于功率限值，此时储能系统开始放电，至/r/n18/r/n：/r/n47/r/n储能系统/r/nSOC/r/n达工作下限，储能系统停止放电/r/n图/r/n18/r/n减少/r/n"/r/n弃光/r/n〃/r/n模式/r/n3/r/n储能电站运行经济性分析/r/n3.1/r/n现行运行模式/r/n基于光储电站实际运行数据，分析了光伏电站现行运行模式储能电站的经济性。在此场景下，配置/r/n15MW/18MWh/r/n的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量/r/n4465600kWh/r/n，/r/n光伏电站弃光率由/r/n17/r/n./r/n07%/r/n降至/r/n11/r/n./r/n34%/r/n。目前，储能系统成本为/r/n472/r/n./r/n22/r/n万元/r/n/MWh/r/n，配套基建成本为/r/n66/r/n./r/n67/r/n万元/r/n/MWh/r/n，储能系统寿命为/r/n15/r/n年，按照光伏电站上网电价/r/n0/r/n./r/n9/r/n元/r/n/kWh/r/n计算，储能电站全寿命周期总收益为/r/n7334/r/n./r/n75/r/n万元，储能电站建设成本为/r/n9709/r/n./r/n74/r/n万元，储能电站投资总利润/r/n为/r/n一/r/n2374/r/n./r/n99/r/n万元，年均利润为/r/n一/r/n158/r/n./r/n33/r/n万元。/r/n3.2/r/n2020/r/n年弃光率小于/r/n5%/r/n2017/r/n年年初，国家电网公司提出力争/r/n2017/r/n年至/r/n2018/r/n年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到/r/n2020/r/n年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在/r/n5%/r/n以内。基于光储电站实际运行数据分析得出，在此场景下，需要配置/r/n37/r/n./r/n71MW/685/r/n./r/n52MWh/r/n的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量/r/n9415726kWh/r/n，光伏电站弃光率由/r/n6/r/n./r/n37%/r/n降至/r/n4/r/n./r/n99%/r/n。预计到/r/n2020/r/n年，储能系统成本为/r/n150/r/n万元/r/n/MWh/r/n，/r/n配套基建成本为/r/n50/r/n万元/r/n/MWh/r/n，储能系统寿命为/r/n15/r/n年，按照光伏电站上网电价/r/n0/r/n./r/n9/r/n元/r/n/kWh/r/n计算，储能电站全寿命周期总收益为/r/n15465/r/n./r/n32/r/n万元，储能电站建设成本为/r/n137104/r/n./r/n49/r/n万元，储能电站投资总利润为/r/n-/r/n121639/r/n./r/n17/r/n万元，年均利润为一/r/n8109/r/n./r/n28/r/n万元。/r/n结语/r/n现有调度模式不适用于光伏储能联合电站，导致补贴成本较高，通过将无太阳辐射时段的调度指令值调整为/r/n0/r/n./r/n1/r/n倍的光伏电站装机容量，可大幅降低补贴成本，储能电站容量一次性建设补贴降低/r/n67/r/n./r/n02%/r/n，储能电站独立发电电价补贴降低/r/n86/r/n./r/n82%/r/n，光储电站联合发电电价补贴降低/r/n52/r/n./r/n97%/r/n。参考文献：/r/n路亮，丁坤，周识远，等.集中式光伏弃光分析及应对措施/r/n[/r/nJ/r/n]./r/n中国电力，/r/n2017/r/n，/r/n50/r/n(/r/n7/r/n)：