摘 要：基于兩部制電價，分析了用電成本節(jié)約收益模式和儲能各子系統(tǒng)的投資成本，針對變壓器容量在315 kV·A以上的大工業(yè)用戶建立了電化學(xué)儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)模型。考慮了特定地區(qū)分時電價的季節(jié)性和逐時電負(fù)荷特征，提取不同典型日作為模型計算對象；選用安全性高、充放電效率高、循環(huán)壽命長的磷酸鐵鋰電池作為儲能系統(tǒng)的充放電介質(zhì)，以儲能裝置經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)為目標(biāo)，設(shè)定模型參數(shù)約束條件，同時考慮地區(qū)補(bǔ)貼政策，通過采用遺傳算法對系統(tǒng)配置(系統(tǒng)額定容量及額定充放電功率)及充放電策略進(jìn)行雙層優(yōu)化計算。借助于模型以蘇州某大工業(yè)用戶為案例進(jìn)行儲能系統(tǒng)計算，分別得到削峰填谷、削峰填谷+需量調(diào)節(jié)兩種模式下的儲能裝置最優(yōu)系統(tǒng)配置、最優(yōu)系統(tǒng)充放電策略及系統(tǒng)回收期。本文為用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)配置、充放電策略、系統(tǒng)回收期計算提供科學(xué)的方法；通過對比兩種收益模式下的儲能系統(tǒng)配置及回收期，得出考慮需量調(diào)節(jié)收益將有效降低系統(tǒng)回收期，為儲能技術(shù)的大規(guī)模商業(yè)化推廣提供有利條件。
關(guān)鍵詞：用戶側(cè)電化學(xué)儲能；系統(tǒng)配置；充放電策略；回收期
電化學(xué)儲能技術(shù)因能量密度大、占地面積小、噪音低、建設(shè)周期短，已經(jīng)成為最具市場前景的儲能技術(shù)。根據(jù)中國太陽能行業(yè)協(xié)會(CPIA)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2019年底，全球累計電化學(xué)儲能裝機(jī)達(dá)8.22 GW，同比增長24.02%，其中，用戶側(cè)儲能占比最高，為28%；我國電化學(xué)儲能累計裝機(jī)1592.3 MW，同比增長48.4%，用戶側(cè)仍是儲能最大的應(yīng)用市場，占比為51%。從以上數(shù)據(jù)可以得出，用戶側(cè)電化學(xué)儲能占據(jù)了重要的市場份額，因此對于用戶側(cè)電化學(xué)儲能的應(yīng)用研究非常必要。
目前對用戶側(cè)儲能研究主要集中在系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性研究，文獻(xiàn)針對不同電池儲能技術(shù)路線進(jìn)行分析，研究其性能指標(biāo)及制約影響因素；文獻(xiàn)主要研究了用戶側(cè)儲能不同安裝地點(diǎn)對用戶供電可靠性指標(biāo)影響，同時制定充放電策略，對比兩種策略下的收益、裝置壽命及經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[7]通過建立經(jīng)濟(jì)運(yùn)行模型，研究了區(qū)域型電網(wǎng)中儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益。文獻(xiàn)[8]通過預(yù)設(shè)恒定充放電功率和削峰填谷控制目標(biāo)，計算系統(tǒng)最優(yōu)配置，由于預(yù)設(shè)條件，受到人員經(jīng)驗(yàn)的影響，尋優(yōu)過程是在局部完成，所得系統(tǒng)配置并非是全局最優(yōu)配置。文獻(xiàn)[9]研究了綜合能源配網(wǎng)的儲能系統(tǒng)配置方法。
用戶側(cè)削峰填谷儲能裝置的經(jīng)濟(jì)性主要由初期投資和裝置收益決定，初期投資受儲能系統(tǒng)成本、系統(tǒng)配置、政策等因素影響；裝置收益由儲能系統(tǒng)配置、系統(tǒng)充放電策略、地區(qū)峰平谷差價、用戶的電負(fù)荷大小和特征、系統(tǒng)效率、電池循環(huán)次數(shù)、電池充放電深度等因素決定。目前缺少基于用戶負(fù)荷分析結(jié)果的最優(yōu)的儲能系統(tǒng)配置和充放電策略計算方法，系統(tǒng)配置主要根據(jù)經(jīng)驗(yàn)設(shè)定，充放電策略也是人為預(yù)設(shè)，以此設(shè)計出的儲能裝置并不能保證經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。
本文建立用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)模型，以裝置經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)為目標(biāo)，采用遺傳算法，對系統(tǒng)配置(系統(tǒng)額定容量和額定充放電功率)及系統(tǒng)充放電策略進(jìn)行雙層優(yōu)化計算；借助建立的模型，分別計算兩種收益模式下儲能裝置最優(yōu)系統(tǒng)配置、系統(tǒng)充放電策略及系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析。
1 用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)收益模式
1.1 大工業(yè)用戶兩部制電價
對于大工業(yè)生產(chǎn)用電，變壓器總?cè)萘吭?15 kV·A以上執(zhí)行“兩部制電價”。所謂兩部制，一部分是基本電價，一部分是度電電價；基本電價是以企業(yè)受電容量(kV·A)或企業(yè)最大需量(kW)計算的［式(1)、式(2)］，稱為容量費(fèi)或需量費(fèi)，不管企業(yè)是否用電，都需要繳納，并與實(shí)際用電量無關(guān)；受電容量指的是企業(yè)變壓器容量，最大需量是指根據(jù)實(shí)時監(jiān)測的最大用電功率(每15 min采集的電負(fù)荷的最大值)；度電電價是用戶實(shí)際消耗電量對應(yīng)的電價，包含尖、峰、平、谷時段的電價總和。
式中，CT為變壓器容量，kV·A；PMD為企業(yè)月最大需量，kW；PC為容量計費(fèi)單價，元/(kV·A·月)，PD為需量計費(fèi)單價，元/(kW·月)。
1.2 削峰填谷收益
在用戶側(cè)設(shè)置一定容量的儲能裝置，理論上在電價谷段、平段時從電網(wǎng)向儲能裝置充電，在電價尖峰、峰值時段儲能裝置向電網(wǎng)負(fù)荷放電，考慮充放電效率，通過削峰填谷可為企業(yè)節(jié)約一部分度電電費(fèi)，降低企業(yè)用電成本。
1.3 需量調(diào)節(jié)收益
通常情況，用戶采用變壓器容量計費(fèi)模式，當(dāng)變壓器長期處于低負(fù)載運(yùn)行狀態(tài)時，可以進(jìn)行基本電費(fèi)容改需繳費(fèi)模式調(diào)整，即基本電費(fèi)從變壓器容量計費(fèi)改為最大需量計費(fèi)；在用戶側(cè)設(shè)置一定容量的儲能裝置，一方面實(shí)現(xiàn)削峰填谷，另外一方面可以實(shí)現(xiàn)需量調(diào)節(jié)，即削減企業(yè)最大需量負(fù)荷，削除不穩(wěn)定的過負(fù)荷沖擊，降低企業(yè)的月最大需量，從而為企業(yè)節(jié)約一部分基本電費(fèi)，進(jìn)一步降低用電成本。
2 用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)模型
2.1 目標(biāo)函數(shù)建立
式中，NS為儲能系統(tǒng)回收期，年；式(3)中的NS是削峰填谷模式下的系統(tǒng)回收期，式(4)中的NS是削峰填谷+需量調(diào)節(jié)模式下的系統(tǒng)回收期；I0為儲能系統(tǒng)初期投資成本，元；EPV為儲能系統(tǒng)年峰谷收益，元/年；EDS為年需量調(diào)節(jié)收益，元/年。
2.2 年峰谷收益
式中，PL(t)為原電力系統(tǒng)逐時負(fù)荷，kW；PEL(t)為t時刻電價，P尖、P峰、P平和P谷分別代表尖、峰、平、谷時段的用電單價，元/(kW·h)；PS (t)為儲能系統(tǒng)t時刻的充放電功率，kW；ηS (t)為儲能系統(tǒng)t時刻充放電效率。
2.3 年需量調(diào)節(jié)收益
式中，PMD為設(shè)置儲能系統(tǒng)前的月最大需量，kW；PMDB為設(shè)置儲能系統(tǒng)后的月最大需量，kW。
若用電企業(yè)的基本電費(fèi)采用容量計費(fèi)模式，首先實(shí)施容改需調(diào)整，并通過設(shè)置儲能裝置削峰填谷后，需量調(diào)節(jié)收益可采用式(6)進(jìn)行計算；若用電企業(yè)的基本電費(fèi)采用需量計費(fèi)模式，通過設(shè)置儲能裝置削峰填谷后，削減最大需量，需量調(diào)節(jié)收益可采用式(7)進(jìn)行計算。
2.4 年初期投資成本
不考慮貼現(xiàn)率
式中，為儲能系統(tǒng)各子系統(tǒng)(包含電池、PCS、BMS、EMS、輔助系統(tǒng))成本、電纜材料、土建施工等總投資；Sr為電池回收成本，元；Sa為政策補(bǔ)貼收益，元；Ca為補(bǔ)貼單價，元/(kW·h·年)；CS為儲能系統(tǒng)容量，kW·h；Na為補(bǔ)貼年限，年；Cr為電池回收單價，元/(kW·h)；Rr為電池成本回收百分比，目前，鉛碳電池的回收成本百分比取25%，磷酸鐵鋰為0。
2.5 模型約束條件
式中，T≥1/V。
其中，為電化學(xué)儲能系統(tǒng)的額定充放電功率，kW；PLmax為電力系統(tǒng)負(fù)荷最大值，kW；CTF為變壓器剩余容量，kV·A；DOD為電池放電深度；為儲能系統(tǒng)日循環(huán)次數(shù)，次；T為儲能系統(tǒng)充放電時間，h；V為電池充電倍率。
3 案例分析
采用遺傳算法，求解上述模型。分別計算不同收益模式對應(yīng)的最優(yōu)系統(tǒng)配置、最優(yōu)運(yùn)行策略以及回收期。表1是蘇州某大工業(yè)用電企業(yè)(用電等級：1～10 kV)典型日逐時負(fù)荷，企業(yè)變壓器信息見表2，蘇州地區(qū)尖、峰、平、谷電價及時段見表3、表4；企業(yè)典型日逐時負(fù)荷曲線與電價曲線如圖1、圖2所示。
案例1針對上述蘇州用電企業(yè)電價信息、典型日逐時負(fù)荷，選用磷酸鐵鋰電池(主要參數(shù)見表5)，計算削峰填谷模式下的系統(tǒng)最優(yōu)配置和最小回收期，結(jié)果見表6，系統(tǒng)最優(yōu)運(yùn)行策略如圖3～4所示。
因江蘇地區(qū)夏季存在尖峰電價，因此典型日按照夏季、非夏季兩種情況考慮。按照上述條件計算出的系統(tǒng)最優(yōu)額定容量為821 kW·h，系統(tǒng)最優(yōu)額定充放電功率為144 kW，系統(tǒng)每日循環(huán)次數(shù)為1.4次，裝置年限為9.5年，實(shí)際每日充放電量為1149.4 kW·h，裝置回收期為7.1年。非夏季，無尖峰電價時，系統(tǒng)最優(yōu)運(yùn)行策略如圖3所示，在谷段充電約5 h(0:00—4:00)，充電功率為144 kW，荷電狀態(tài)由10%變到100%，電池充滿；在峰段(8:00—11:00)放出電量，荷電狀態(tài)由100%變到40%，在平段電池繼續(xù)充電，荷電狀態(tài)由40%變到75%，在第2個電價高峰，電池繼續(xù)放電，直到荷電狀態(tài)恢復(fù)到最初10%；在夏季，系統(tǒng)最優(yōu)運(yùn)行策略如圖4所示，因存在尖峰電價時段(10:00—11:00)，系統(tǒng)在該時段的放電功率為140 kW，圖4系統(tǒng)在峰段(8:00—11:00)荷電狀態(tài)由100%變到37%，較圖3傾向于放出更多電量，獲得更多收益。
通過模型參數(shù)導(dǎo)入，逐時電負(fù)荷分析、約束條件限制，將系統(tǒng)額定容量、系統(tǒng)額定充放電功率、系統(tǒng)逐時充放電功率作為變量，以系統(tǒng)回收期最小為目標(biāo)，采用遺傳算法尋優(yōu)計算得到案例1的最優(yōu)系統(tǒng)配置和最優(yōu)運(yùn)行策略，為儲能系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計提供準(zhǔn)確的計算方法；對于含有尖峰電價的地區(qū)，考慮了尖峰電價對系統(tǒng)配置及運(yùn)行策略的影響，基于負(fù)荷特征分析制定不同典型日運(yùn)行策略，實(shí)現(xiàn)年峰谷收益最大。
3.2 用戶側(cè)儲能裝置削峰填谷與需量調(diào)節(jié)模式下的系統(tǒng)最優(yōu)配置及最優(yōu)運(yùn)行策略
案例1只考慮峰谷收益，為提高儲能系統(tǒng)收益，降低系統(tǒng)回收期，案例2在案例1的基礎(chǔ)上增加需量調(diào)節(jié)收益，在儲能系統(tǒng)削峰填谷的基礎(chǔ)上，削減最大需量負(fù)荷；在采用遺傳算法尋優(yōu)過程中，系統(tǒng)最優(yōu)配置和最優(yōu)運(yùn)行策略將是使得系統(tǒng)投資最低，峰谷收益和需量調(diào)節(jié)兩部分收益總和最大的那組結(jié)果。
案例2最優(yōu)系統(tǒng)配置計算結(jié)果見表7，系統(tǒng)最優(yōu)運(yùn)行策略如圖5～6所示。
考慮削峰填谷與需量調(diào)節(jié)收益模式，按照上述條件計算出的系統(tǒng)最優(yōu)容量為821 kW·h，系統(tǒng)最優(yōu)額定充放電功率為144 kW，系統(tǒng)每日循環(huán)次數(shù)為1.35，裝置年限為10年，每日實(shí)際充放電量為1108 kW·h，裝置回收期為6.2年。對比案例1結(jié)果，案例2儲能系統(tǒng)回收期縮短，主要原因是增加了需量調(diào)節(jié)收益。由逐時負(fù)荷數(shù)據(jù)提取用戶最大需量為824 kW，出現(xiàn)在典型日9:00—10:00之間；從運(yùn)行策略圖可以看出，不管是非夏季還是夏季，該時段放電功率均為最大放電功率，最大程度削減用戶的尖峰需量值，削減后最大需量值為684 kW，每年節(jié)省需量電費(fèi)為6.72萬，系統(tǒng)回收期由7.1年縮短到6.2年，提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性；圖5和圖6中，其尖峰時段(10:00—11:00)放電負(fù)荷均為系統(tǒng)最大的放電功率，即圖5和圖6均得到了此系統(tǒng)配置下的最大值峰谷收益和需量收益。
4 結(jié) 論
（1）通過建立用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)模型，以裝置經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)為目標(biāo)，采用遺傳算法，以系統(tǒng)額定容量、系統(tǒng)額定充放電功率、系統(tǒng)逐時充放電功率作為變量進(jìn)行尋優(yōu)計算，不斷交叉變異，得到一組最優(yōu)解，即最優(yōu)配置和最優(yōu)運(yùn)行策略滿足系統(tǒng)回收期最小，為用戶側(cè)儲能系統(tǒng)配置設(shè)計及策略制定提供了準(zhǔn)確的方法，同時準(zhǔn)確提供系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性用以項(xiàng)目決策，為儲能技術(shù)市場推廣提供必要條件。
（2）通過對比不同收益模式下的儲能系統(tǒng)配置及經(jīng)濟(jì)性，得出同時考慮削峰填谷和需量調(diào)節(jié)收益模式進(jìn)行儲能系統(tǒng)配置設(shè)計，系統(tǒng)最優(yōu)配置與削峰填谷模式下的配置相同，系統(tǒng)最優(yōu)充放電策略發(fā)生改變，在逐時負(fù)荷尖峰處，以額定放電功率放電，最大程度削減最大需量值，系統(tǒng)回收期縮短，經(jīng)濟(jì)性提高，為儲能技術(shù)的大規(guī)模商業(yè)化推廣提供有利條件。
（3）兩種收益模式下，采用遺傳算法計算的儲能系統(tǒng)最優(yōu)策略均為谷段充滿，荷電狀態(tài)變化范圍為10%～100%，峰值時段放出部分電量，平段繼續(xù)充電，第二峰值時段放電至荷電狀態(tài)為10%，實(shí)現(xiàn)充滿放完；在夏季尖峰時段，以額定放電功率進(jìn)行放電，實(shí)現(xiàn)峰谷收益最大；基于系統(tǒng)運(yùn)行策略而計算的最優(yōu)系統(tǒng)容量，實(shí)際日充電量為1.5倍左右的系統(tǒng)可充容量；該結(jié)論可為類似儲能系統(tǒng)配置設(shè)計及策略制定項(xiàng)目提供參考依據(jù)。
引用本文： 曹銳鑫,張 瑾,朱嘉坤.用戶側(cè)電化學(xué)儲能裝置最優(yōu)系統(tǒng)配置與充放電策略研究[J].儲能科學(xué)與技術(shù),2020,09(06):1890-1896.
CAO Ruixin,ZHANG Jin,ZHU Jiakun.Study of optimal system configuration and charge-discharge strategy of user-side battery energy storage[J].Energy Storage Science and Technology,2020,09(06):1890-1896.
第一作者及聯(lián)系人：曹銳鑫（1986—），女，高級工程師，研究方向?yàn)閮δ芗夹g(shù)及分布式能源，E-mail：395222817@qq.com
