中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：近年來，隨著能源危機(jī)和化石燃料對(duì)環(huán)境污染的日益加劇，可再生能源的高效利用成為了發(fā)展低碳經(jīng)濟(jì)的內(nèi)在驅(qū)動(dòng)力。然而，大多數(shù)可再生能源具有很強(qiáng)的隨機(jī)性、間歇性和不穩(wěn)定性。其中，光伏出力的波動(dòng)性和不確定性對(duì)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，其裝機(jī)容量的逐年增加也造成了大量的棄光問題，造成電網(wǎng)調(diào)峰和消納困難。新能源裝機(jī)占比的提升還促使電網(wǎng)日間波動(dòng)與跨季節(jié)性波動(dòng)不斷增大，電網(wǎng)調(diào)峰需求也隨之增加。因此，迫切需要引入儲(chǔ)能調(diào)控手段來促進(jìn)光伏消納和維持電網(wǎng)供需平衡，保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。
各種先進(jìn)的儲(chǔ)能系統(tǒng)是穩(wěn)定清潔能源出力的重要手段，在大多數(shù)研究中涉及到的蓄電池、超級(jí)電容、抽水儲(chǔ)能以及壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用最廣泛。其中，蓄電池儲(chǔ)能成本較低，但其缺點(diǎn)也十分明顯。它的響應(yīng)速度慢、生命周期相對(duì)較短，在其壽命終結(jié)時(shí)還可能會(huì)造成嚴(yán)重的環(huán)境污染。超級(jí)電容和飛輪儲(chǔ)能的能量存儲(chǔ)密度較低、研制成本較高，在大規(guī)模儲(chǔ)能應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性較差。壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)近年來發(fā)展迅速，和抽水儲(chǔ)能技術(shù)一樣都適用于大規(guī)模儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景，但兩者都存在較為嚴(yán)重的地理位置局限性，發(fā)展規(guī)模相對(duì)有限，無法滿足不同區(qū)域的電網(wǎng)調(diào)峰需求。
液態(tài)空氣儲(chǔ)能（liquid air energy storage，LAES）的儲(chǔ)能機(jī)制與壓縮空氣儲(chǔ)能較為相似，但LAES表現(xiàn)出更為優(yōu)越的儲(chǔ)能密度。近年來，LAES以其環(huán)境友好、能量密度高、不受地域限制、使用壽命長(zhǎng)等優(yōu)點(diǎn)受到廣泛關(guān)注，具有非常優(yōu)越的發(fā)展前景。1977年史密斯提出LAES的概念，并詳細(xì)描述了超臨界液體空氣的熱力循環(huán)。第一臺(tái)原型機(jī)于1998年由三菱公司設(shè)計(jì)并演示，用于測(cè)試LAES系統(tǒng)的可行性，但由于系統(tǒng)效率太低，并沒有體現(xiàn)其實(shí)用價(jià)值。隨后，英國(guó)伯明翰大學(xué)建造了世界上第一個(gè)完全集成的350 kW/2.5 MWh的LAES試驗(yàn)工廠。2019年Highview公司在英國(guó)北部建造首個(gè)50 MW/300 MWh的商用LAES工廠。在面臨大容量可再生能源的棄電消納和消峰填谷問題時(shí)，LAES系統(tǒng)技術(shù)引起了許多學(xué)者和研究機(jī)構(gòu)的關(guān)注。文獻(xiàn)提出了液化空氣儲(chǔ)能技術(shù)及其與風(fēng)電場(chǎng)的匹配方法，分析了風(fēng)能/液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益，為日益突出的風(fēng)力發(fā)電與輸電問題提供了一種解決方案。文獻(xiàn)提出了一種基于深冷液化空氣儲(chǔ)能的風(fēng)電消納策略，建立了深冷液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)壓縮空氣儲(chǔ)能模塊和膨脹發(fā)電模塊數(shù)學(xué)模型。文獻(xiàn)將太陽(yáng)能電站和深冷液化空氣儲(chǔ)能進(jìn)行了聯(lián)合運(yùn)營(yíng)的系統(tǒng)建模和仿真分析。綜上所述，目前絕大部分研究主要側(cè)重探討LAES技術(shù)在風(fēng)力、光伏發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用可行性，但沒有與實(shí)際清潔能源進(jìn)行集成建模仿真，也尚未開展綜合考慮短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰和長(zhǎng)時(shí)能源消納工況下的經(jīng)濟(jì)性能評(píng)估工作。
針對(duì)上述問題，本文以云南楚雄地區(qū)為例提出一種光伏發(fā)電-液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)構(gòu)架，旨在理清源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)的一體化規(guī)劃思路?；谠颇系貐^(qū)典型氣候條件、不同季節(jié)下的光伏出力特征及用電負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)建立了基于光伏發(fā)電-液化空氣儲(chǔ)能的短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰和長(zhǎng)時(shí)光伏消納模型。同時(shí)，提出了LAES系統(tǒng)的儲(chǔ)能補(bǔ)償運(yùn)行策略，通過仿真分析短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰、長(zhǎng)時(shí)光伏消納規(guī)律及儲(chǔ)能特征，完成了經(jīng)濟(jì)、環(huán)境效益綜合評(píng)估。
1 光儲(chǔ)系統(tǒng)架構(gòu)和運(yùn)行模式
1.1光儲(chǔ)系統(tǒng)架構(gòu)
云南水力、日照、風(fēng)能資源豐富，是西南地區(qū)清潔電力外送的主要省份。預(yù)計(jì)“十四五”末云南電網(wǎng)新能源裝機(jī)容量將達(dá)到約35 000 MW，占云南電網(wǎng)總裝機(jī)比例將超過32%，楚雄等局部地區(qū)新能源占比甚至將超過90%。由于新能源出力存在明顯的隨機(jī)性及峰谷性，會(huì)導(dǎo)致風(fēng)光富集區(qū)域電網(wǎng)的潮流切換轉(zhuǎn)移頻繁、主變上下網(wǎng)峰谷差大、調(diào)峰難度加大。本文根據(jù)云南楚雄地區(qū)的實(shí)際生產(chǎn)需求，采用光伏作為主要電源，整合本地的電源測(cè)、負(fù)荷測(cè)資源，并配置LAES裝置來達(dá)到光伏消納和消峰填谷的作用，進(jìn)而提升電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性。
本文提出的光儲(chǔ)系統(tǒng)主要包括公用電網(wǎng)、本地光伏電站和LAES儲(chǔ)能系統(tǒng)。整個(gè)源-荷-儲(chǔ)-網(wǎng)一體化系統(tǒng)框架示意圖如圖1所示，光伏電站、LAES系統(tǒng)、公用電網(wǎng)形成三端口電力網(wǎng)絡(luò)框架向本地負(fù)荷供電，維持系統(tǒng)功率供需平衡。其中LAES儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行主要包括充電和放電2個(gè)階段。充電階段是空氣的壓縮、液化過程，放電階段則是液態(tài)空氣的加壓加熱、膨脹過程。
1.2光儲(chǔ)運(yùn)行模式
本文利用光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)來解決光伏棄電和負(fù)荷調(diào)峰問題，在確定光伏裝機(jī)容量充足的情況下利用液化空氣介質(zhì)進(jìn)行儲(chǔ)能和釋能。在用戶負(fù)荷出現(xiàn)調(diào)峰需求時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行放電補(bǔ)償，圖2給出了光儲(chǔ)系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)流程圖，其中PPV、PLair、PGrid和PLoad分別為光伏發(fā)電功率、LAES放電功率、電網(wǎng)補(bǔ)償功率和負(fù)載額定功率。主要運(yùn)行狀態(tài)及過程切換的具體描述如下。
光伏電站優(yōu)先輸出低碳能源供給當(dāng)?shù)亟ㄖ蜕鐓^(qū)使用，富余的電力（PLoad-PPV）直接輸送給LAES裝置生產(chǎn)液態(tài)空氣。但是，當(dāng)光伏電站的輸出功率不足以滿足當(dāng)?shù)刎?fù)荷需求時(shí)，LAES消耗液態(tài)空氣發(fā)電進(jìn)行負(fù)荷功率補(bǔ)償（PLair=PLoad-PPV）。需要說明的是，LAES發(fā)電功率通常具有一個(gè)功率輸出上限閾值（Pmax）。若負(fù)荷功率補(bǔ)償需求大于閾值時(shí)，LAES只能以最大功率輸出來輔助調(diào)峰，超過上限的功率缺額則啟動(dòng)電網(wǎng)連接進(jìn)行實(shí)時(shí)補(bǔ)償（PGrid=PLoad-PPV-Pmax）。
2 光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型
2.1光伏電模型
光伏電池本質(zhì)上是半導(dǎo)體P-N結(jié)，其工作原理是光生伏特效應(yīng)，即直接將光能轉(zhuǎn)化為電能的過程。光伏功率輸出主要受日照和溫度的影響，實(shí)際光伏發(fā)電系統(tǒng)的模型需要將單個(gè)光伏電池通過串聯(lián)、并聯(lián)組成光伏陣列。光伏發(fā)電的等效電路如圖3所示，光伏發(fā)電模型可表示為：
式中：Vpv和Ipv分別為光伏電池的輸出電壓和電流；Iph為光生電流；I0為二極管反向飽和電流；Rs為等效串聯(lián)電阻；Rsh為等效旁路電阻；n為二極管的理想因子；T為環(huán)境溫度；kn為玻爾茲曼常數(shù)，取值為1.381×10-23 J/K；q為電子的電荷量，1.6×10-19 C；Ns為光伏電池串聯(lián)數(shù)量；Np為光伏電池并聯(lián)數(shù)量。
為了進(jìn)一步利用光伏數(shù)學(xué)模型進(jìn)行光伏電站系統(tǒng)仿真分析，本文設(shè)置的系統(tǒng)模型仿真主要基于Aleo Solar S79U270型號(hào)的光伏電池板，其核心參數(shù)如表1所示。
2.2 LAES的數(shù)學(xué)模型
液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的工作原理是利用清潔能源轉(zhuǎn)化為液態(tài)空氣的內(nèi)能存儲(chǔ)，隨后對(duì)外做功釋放能量。LAES系統(tǒng)的關(guān)鍵部件包括壓縮機(jī)、冷卻器、再熱器、蓄冷/蓄熱裝置、儲(chǔ)氣罐、低溫泵/透平機(jī)和膨脹機(jī)等，其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖4所示。
在充電階段，LAES系統(tǒng)利用光伏富余的電力推動(dòng)空氣壓縮機(jī)做功，將空氣壓縮后，在級(jí)間冷卻器中將高壓高溫空氣與熱交換介質(zhì)進(jìn)行熱交換；產(chǎn)生的壓縮熱被導(dǎo)熱油回收并存儲(chǔ)在高溫儲(chǔ)熱罐中，用于釋能階段中的空氣加熱；在隨后的空氣液化階段，高壓空氣通過冷箱與來自儲(chǔ)冷罐的傳熱流體進(jìn)行換熱后，高壓空氣冷卻降溫至深冷狀態(tài)；最后，通過低溫透平機(jī)膨脹產(chǎn)生液態(tài)空氣，并被減壓至常壓狀態(tài)，儲(chǔ)存在液態(tài)儲(chǔ)氣罐中。
在放電階段，當(dāng)用戶負(fù)荷處于高峰時(shí)，LAES進(jìn)入釋能狀態(tài)，存儲(chǔ)的液態(tài)空氣通過低溫泵加壓至高壓狀態(tài)；通過蒸發(fā)器釋放冷能并進(jìn)一步加熱，高壓空氣則進(jìn)入膨脹機(jī)組膨脹做功，對(duì)外發(fā)電；再熱器中通過熱交換的導(dǎo)熱油則被儲(chǔ)存在低溫儲(chǔ)熱罐中，以便在下一個(gè)充電周期中用于冷卻壓縮空氣。
LAES系統(tǒng)的主要能耗和做功分別是壓縮機(jī)組和膨脹機(jī)組。其中，空氣壓縮過程由4級(jí)壓縮機(jī)和中間冷卻器的協(xié)同工作來實(shí)現(xiàn)。壓縮機(jī)組的總功耗為：
式中n為壓縮機(jī)的級(jí)數(shù)。
在運(yùn)行過程，每級(jí)壓縮過程的耗功為：
式中：kc為絕熱指數(shù)（熱容比）；mac為壓縮過程的空氣質(zhì)量流量；Rg為氣體常數(shù)；Tacin，i為壓縮機(jī)入口空氣溫度；βac，i為壓縮機(jī)進(jìn)出口壓力的比值；ηc為壓縮機(jī)的絕熱效率。
LAES系統(tǒng)的膨脹過程由四級(jí)膨脹機(jī)和再熱器相間串聯(lián)而成，膨脹機(jī)組的總輸出功為：
式中每級(jí)膨脹機(jī)的出口溫度和壓力都是恒定的，每級(jí)膨脹機(jī)的發(fā)電量［17］為：
式中：mat為空氣質(zhì)量流量；Tatin，i為空氣渦輪機(jī)的進(jìn)口空氣溫度；βat，i為膨脹機(jī)機(jī)入口和出口壓力的比值；ηt為膨脹機(jī)的絕熱效率。
為了評(píng)估LAES儲(chǔ)能對(duì)電力調(diào)峰規(guī)律的影響，本文基于MATLAB/Simulink軟件對(duì)LAES系統(tǒng)進(jìn)行了動(dòng)態(tài)仿真建模。LAES系統(tǒng)設(shè)計(jì)和日常運(yùn)行的主要參數(shù)如表2所示。
3 LAES對(duì)電力系統(tǒng)的調(diào)峰運(yùn)行
3.1典型日下的短時(shí)調(diào)峰運(yùn)行模擬分析
云南省新能源發(fā)展迅速，隨著光伏的大規(guī)模并網(wǎng)，棄光現(xiàn)象日益嚴(yán)峻，大大增加了電網(wǎng)的調(diào)峰難度。本文以云南省1月份的風(fēng)光資源及氣象數(shù)據(jù)為例，通過光伏發(fā)電模型進(jìn)行仿真獲得了光伏出力情況?；谀硡^(qū)域內(nèi)典型日負(fù)荷數(shù)據(jù)和光伏發(fā)電量進(jìn)行分析，結(jié)果如圖5所示。
根據(jù)該地區(qū)的典型日照輻照量數(shù)據(jù)，本文計(jì)算得到當(dāng)?shù)氐钠骄逯等照諘r(shí)間為4.32 h。從圖5中可以看出，從00：00—07：00的時(shí)間段為用電低谷期，在上午11：00左右為用電小高峰，晚上20：00前后為用電高峰期，21：00達(dá)到最大負(fù)荷值272.2 MW。在凌晨05：00為最小負(fù)荷36.32 MW，峰谷差為235.88 MW。在11：00—17：00這段時(shí)間內(nèi)，光伏出力較大。在該天日照溫度情況下，光伏總發(fā)電量為2 932 MWh，但可以明顯觀察到這一時(shí)間段內(nèi)光伏出力不能被居民負(fù)荷完全消納的情況。因此，本文利用光伏富余的電能對(duì)LAES進(jìn)行充電，增加光伏棄電量的消納；同時(shí)，在用電負(fù)荷高峰期通過LAES進(jìn)行放電來平衡峰谷差，減輕電網(wǎng)的用電壓力，如圖6所示。一天24 h內(nèi)儲(chǔ)氣罐內(nèi)存儲(chǔ)和釋放液態(tài)空氣量的實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)如圖7所示。
該地區(qū)一天內(nèi)的負(fù)荷日用量為3 616 MWh，但是，在清晨和夜間無光照輻射的情況下光伏電站不發(fā)電。在LAES充電期間LAES儲(chǔ)存液態(tài)空氣達(dá)到了6 000 t，合計(jì)消納光伏1 400 MWh的富余電量。在LAES放電期間液化空氣平均出口流量為286 kg/s，最大以120 MW發(fā)電功率用于電力用戶功率補(bǔ)償，可以持續(xù)放電5.82 h，在11：30結(jié)束放電。LAES系統(tǒng)輸出698.4 MWh電力補(bǔ)償來滿足負(fù)荷側(cè)需求，能量往返效率達(dá)到49.9%。綜合一整天的運(yùn)行情況，在日常負(fù)荷調(diào)峰期間，LAES發(fā)電可有效減輕33.4%的電網(wǎng)供電壓力，有助于電網(wǎng)安全可靠運(yùn)行。
3.2長(zhǎng)時(shí)消納運(yùn)行模擬分析
根據(jù)云南省《關(guān)于加快光伏發(fā)電發(fā)展的若干政策措施》［20］，省內(nèi)現(xiàn)有光伏裝機(jī)規(guī)模達(dá)4.07 GW，待開發(fā)光伏發(fā)電裝機(jī)約79 GW，每年開發(fā)規(guī)模15 GW以上，未來3年力爭(zhēng)新能源裝機(jī)50 GW。隨著光伏裝機(jī)占比的上升，促使電網(wǎng)日間波動(dòng)和跨季節(jié)性波動(dòng)不斷增大，驅(qū)動(dòng)負(fù)荷調(diào)峰的儲(chǔ)能容量要求也隨之增加。
本文根據(jù)云南楚雄地區(qū)負(fù)荷增持趨勢(shì)、光伏出力特征綜合評(píng)估LAES儲(chǔ)能長(zhǎng)時(shí)消納和調(diào)峰性能。該地區(qū)5年內(nèi)預(yù)測(cè)光伏出力情況和實(shí)際負(fù)荷用電曲線如圖8所示。從圖中可以看出：地區(qū)光伏出力和電網(wǎng)負(fù)荷具有明顯的季節(jié)特征，每年春季（2月）有最小負(fù)荷需求，夏秋兩季負(fù)荷較少，冬季（12月）則有最大負(fù)荷需求。其中，最大最小負(fù)荷的差異較大，峰谷差率達(dá)到49.9%，且具有持續(xù)增大趨勢(shì)。該地區(qū)光伏年利用小時(shí)數(shù)達(dá)到1 555 h，從光伏出力的季節(jié)特性來看，由于日照強(qiáng)度和時(shí)間變化的周期性，峰值大小具有季節(jié)性差異，出力峰值春季最大，夏冬次之，冬季最小。
為解決本地區(qū)較突出的季節(jié)性過負(fù)荷問題和光伏出力的季節(jié)性特征而造成的棄電量隱患，基于該地區(qū)5年內(nèi)的光伏出力和負(fù)荷用電數(shù)據(jù)，本文利用LAES儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行長(zhǎng)時(shí)間的光伏消納分析。圖9模擬了長(zhǎng)時(shí)間季節(jié)下的光伏電站與LAES系統(tǒng)聯(lián)合發(fā)電功率曲線。
從仿真結(jié)果來看，LAES系統(tǒng)主要是在每年的春夏季節(jié)期間消納光伏棄電量，到了秋冬兩季，光伏出力較少。隨著用電負(fù)荷的需求逐年提升，LAES系統(tǒng)參與調(diào)峰能力也逐漸增強(qiáng)。在5年內(nèi)，光伏電站能發(fā)電4 050 GWh，平均每年發(fā)電810 GWh。通過LAES系統(tǒng)進(jìn)行光伏消納，每年能夠儲(chǔ)存81.81 GWh的棄電量，進(jìn)而減少約10.1%的光伏棄電率。
圖10展示了5年內(nèi)LAES系統(tǒng)在充放電過程中的液化空氣實(shí)時(shí)儲(chǔ)量情況。可以看出前兩年LAES充電次數(shù)較為頻繁。在月份為第30個(gè)月時(shí)，該月平均存儲(chǔ)的液化空氣量最多，達(dá)到3 500 t。之后，隨著負(fù)荷需求的逐年增大，LAES放電補(bǔ)償需求增大。該LAES系統(tǒng)在5 a內(nèi)總共儲(chǔ)存了1.75 Mt的液化空氣儲(chǔ)量，每年平均消耗了0.35 Mt的液化空氣儲(chǔ)量。LAES系統(tǒng)設(shè)置30 MW最大發(fā)電功率限額進(jìn)行放電補(bǔ)償，平均每年釋放40.82 GWh的電量去提供給負(fù)荷側(cè)。5年內(nèi)LAES總共發(fā)電204.12 GWh，其中，1 kg的液化空氣產(chǎn)生約0.12 kWh的電力，共計(jì)放電6 804 h，平均每天至少發(fā)電3.78 h。LAES系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行調(diào)峰，有效緩解因電網(wǎng)限電而導(dǎo)致區(qū)域電力用戶無法正常用電的難題。
4 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估模型
4.1光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)成本計(jì)算
系統(tǒng)的投資及運(yùn)營(yíng)成本最小化是LAES設(shè)計(jì)運(yùn)行的目標(biāo)。為了評(píng)估光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益，本文對(duì)光儲(chǔ)系統(tǒng)進(jìn)行了詳細(xì)的經(jīng)濟(jì)性能指標(biāo)建模及綜合效益評(píng)估。
表3給出了總資本投資（total capital investment，TCI）各項(xiàng)目的成本計(jì)算要素，一般而言，TCI主要由光伏電站投資成本（plant’s capital investment，PCI）和LAES系統(tǒng)的投資成本（LAES unit’s capital investment，LCI）構(gòu)成。其中LAES的初始投資成本由總的直接工程費(fèi)用（total direct plant cost，TDPC）、間接成本（indirect cost，IC）和意外事故及業(yè)主成本（contingencies and owner’s cost，C&OC）構(gòu)成。LAES系統(tǒng)的工程建設(shè)成本（TDPC），可以分為兩個(gè)部分：設(shè)備總購(gòu)置成本（total purchased cost，TPC）和項(xiàng)目實(shí)施成本（project implementation cost，PIC）。項(xiàng)目實(shí)施成本（PIC）主要由設(shè)備安裝成本、儀器儀表及控制成本、管道成本、建筑成本和土地成本構(gòu)成。在實(shí)際工程應(yīng)用中，上述5項(xiàng)實(shí)施成本分別占LAES系統(tǒng)總購(gòu)置成本（TPC）的25%、8%、10%、10%和4%。LAES工程采購(gòu)與施工成本（engineering procurement and construction，EPC）由TDPC、IC構(gòu)成。對(duì)于PCI的估算，需要直接取決于光伏電站的總安裝容量，該光伏電站的單位成本設(shè)定為4 000元/kW［21］。
表4總結(jié)了LAES裝置的核心設(shè)備TPC計(jì)算模型。LAES主要設(shè)備包括壓縮機(jī)、低溫透平機(jī)、低溫泵、膨脹機(jī)、液體儲(chǔ)氣罐、冷箱、換熱器等。壓縮機(jī)、低溫透平機(jī)、泵和膨脹機(jī)的購(gòu)買成本主要取決于其運(yùn)行功率W。當(dāng)W越大時(shí)，其設(shè)備成本越高。冷箱和蒸發(fā)器的裝備成本可以通過使用冷熱側(cè)之間的熱交換面積獲得。其中，變量A表示熱交換面積，單位為m2?；杀締蝺r(jià)及模型，能夠計(jì)算出整個(gè)光儲(chǔ)系統(tǒng)初期建設(shè)的總直接成本（TCI）。
4.2經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估指標(biāo)
整個(gè)光儲(chǔ)系統(tǒng)的投資收益情況分析以系統(tǒng)建設(shè)和生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)的總投資作為計(jì)算基礎(chǔ)，反映了系統(tǒng)在建設(shè)期和運(yùn)營(yíng)期內(nèi)的現(xiàn)金流入和流出。同時(shí)，獲得每年的凈利潤(rùn)收益情況和累計(jì)現(xiàn)金流之后，可以計(jì)算出系統(tǒng)收回成本所需的時(shí)間—靜態(tài)投資回收期（static payback period，SPP）和動(dòng)態(tài)投資回收期（dynamic payback period，DPP）、財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（net present value，NPV）以及平均電力成本值（levelized cost of energy，LCOE）。
項(xiàng)目的年度總收入包括來自本地區(qū)建設(shè)的光伏電站的外送電力收入和來自LAES系統(tǒng)參與調(diào)峰的電力收入，其值用Ia表示，可描述為：
式中：Wpv和WLair分別為光伏電站和LAES系統(tǒng)的輸出功率；tpv為光伏電站每天峰值日照的時(shí)間；tLair為每天LAES放電持續(xù)時(shí)間；Cpv為光伏電力的平均單價(jià)；CE為L(zhǎng)AES調(diào)峰補(bǔ)償電價(jià)。
年度總成本主要來自日常運(yùn)行維護(hù)（operation&maintenance，O&M），其值用Ca表示，可計(jì)算為：
式中：α為系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行時(shí)的O&M因子；TC為整個(gè)光儲(chǔ)項(xiàng)目的總資本投資（TCI）。
根據(jù)上述的收入和成本數(shù)據(jù)，可以獲得每年的總利潤(rùn)Pa為：
根據(jù)光儲(chǔ)系統(tǒng)每年的凈利潤(rùn)收益情況考慮該項(xiàng)目的總投資成本、折舊等因素后可以對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的投資收益指標(biāo)進(jìn)行綜合測(cè)算。
凈現(xiàn)值（net present value，NPV）表示一段時(shí)間內(nèi)現(xiàn)金流入和流出的現(xiàn)值之差，即計(jì)劃項(xiàng)目的盈利能力［25］，其計(jì)算公式為：
式中：Pa，j為第j年的現(xiàn)金流；d為折現(xiàn)率；n為系統(tǒng)使用壽命。
靜態(tài)投資回收期（static payback period，SPP）是在不考慮資金時(shí)間價(jià)值的情況下凈利潤(rùn)收回其總投資所需要的時(shí)間［26］。計(jì)算公式如下。
動(dòng)態(tài)投資回收期（dynamic payback period，DPP）是考慮資本時(shí)間價(jià)值時(shí)，凈收益收回總投資所需的時(shí)間［25］。計(jì)算公式如下。
LOCE表示發(fā)電度電成本，它被定義為發(fā)電廠總投資的基年凈現(xiàn)值除以該電廠生命周期內(nèi)的發(fā)電量的凈現(xiàn)值［27］，其表達(dá)式為：
式中：圖片為發(fā)電度電成本；r為貼現(xiàn)率；f為通貨膨脹率；i為年利率；Wj為第j年的發(fā)電量。
5 經(jīng)濟(jì)效益分析
5.1光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)項(xiàng)目的投資成本
本文將光伏電站和新型LAES儲(chǔ)能系統(tǒng)相結(jié)合，通過考慮整體項(xiàng)目的收益率分別分析其短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰和長(zhǎng)時(shí)光伏消納情況下的光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)可行性?；诒?—2的計(jì)算模型以及實(shí)際仿真結(jié)果建立裝機(jī)容量為500 MW的大型商業(yè)化光伏電站、儲(chǔ)能配置為120 MW/698 MWh的LAES系統(tǒng)來共同提供低碳電力。
通過表1計(jì)算得到整個(gè)光儲(chǔ)系統(tǒng)的總投資成本，表5給出了具體的項(xiàng)目投資情況結(jié)果。其中，光伏電站建設(shè)成本總投資（PCI）需要20億元。LAES系統(tǒng)的工程直接建設(shè)成本（TDPC）至少需要花費(fèi)8.27億元，其中，由表2可以估算出LAES系統(tǒng)的主要設(shè)備成本費(fèi)用，測(cè)算得到LAES主要設(shè)備的購(gòu)置成本（TPC）約為5.27億元。其中，壓縮機(jī)耗功（625.02 kJ/kg）和膨脹機(jī)做功（424.33 kJ/kg）較大，故所需成本也最高，分別需要花費(fèi)1.45億元和1.02億元。其他成本投資如間接成本（IC）和意外事故等成本（C&OC）分別需要1.16億元和1.41億元。綜合測(cè)算得到LAES系統(tǒng)的總資本投資（LCI）為10.84億元，整個(gè)光儲(chǔ)項(xiàng)目投資約為30.84億元。
5.2短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估
根據(jù)4.2節(jié)提到的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估指標(biāo)及5.1節(jié)測(cè)評(píng)的投資成本估算結(jié)果，進(jìn)一步綜合評(píng)估整個(gè)系統(tǒng)在短時(shí)調(diào)峰情況下的經(jīng)濟(jì)性能，評(píng)估結(jié)果如表6所示。按照6%的折現(xiàn)率（d）、2%的運(yùn)行維修（O&M）因子（α）、2%的年利率可以計(jì)算獲得投資回收期，凈現(xiàn)值（NPV）以及系統(tǒng)的發(fā)電平均成本（LCOE）?？紤]到該項(xiàng)目所建的光儲(chǔ)系統(tǒng)發(fā)電量除了將富余電力供給LAES系統(tǒng)儲(chǔ)能消納外，還能對(duì)外銷售，光伏出力部分在和LAES發(fā)電階段都是在負(fù)荷需求量較大的期間內(nèi)。因此，基于光伏發(fā)電項(xiàng)目平價(jià)0.55元/kWh［28］及0.662 4元/kWh的儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)［29］，計(jì)算獲得整個(gè)系統(tǒng)每年的總收入可達(dá)到4.7億元。通過以上的投資成本分析，在20 a內(nèi)項(xiàng)目NPV達(dá)到16億元，SPP只需要7.56 a，DPP則需要10.2 a，LCOE約為0.47元。
5.3長(zhǎng)時(shí)光伏消納的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估
基于3.2節(jié)闡述的長(zhǎng)時(shí)光伏消納調(diào)峰模擬分析情況，5年內(nèi)光伏電站發(fā)電4 050 GWh，通過LAES系統(tǒng)總共消納了409.05 GWh的棄電量。在調(diào)峰期間LAES系統(tǒng)以30 MW最大發(fā)電功率限額進(jìn)行放電，共計(jì)輸出204.12 GWh的電量，平均每年發(fā)電40.82 GWh。根據(jù)測(cè)算得到5年內(nèi)光伏發(fā)電-LAES電站的總收入是21.38億元，每年平均能獲得4.28億元的收入，總資本投資至少需要29.41億元。如表7所示，整個(gè)項(xiàng)目每年的凈利潤(rùn)高達(dá)3.68億元，SPP、DPP縮短分別為7.98 a、11.09 a。因此，考慮到整個(gè)光儲(chǔ)項(xiàng)目的短期-長(zhǎng)期經(jīng)濟(jì)效益，光伏發(fā)電與LAES儲(chǔ)能相結(jié)合的光儲(chǔ)電站具有非常良好的經(jīng)濟(jì)效益和商業(yè)價(jià)值。
6環(huán)境效益分析
將新型LAES儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用于光伏電站可以解決光伏出力間歇性、波動(dòng)性等問題，促進(jìn)光伏發(fā)電的季節(jié)性儲(chǔ)能、本地化消納，并進(jìn)一步減緩化石能源的過度消耗。尤其是當(dāng)LAES系統(tǒng)承擔(dān)負(fù)荷峰值功率需求時(shí)，可大大降低煤電機(jī)組的電力調(diào)峰壓力，減少負(fù)荷調(diào)峰煤耗，實(shí)現(xiàn)本地能源低碳化。
表8歸納總結(jié)了光伏-液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)用于短時(shí)調(diào)峰、長(zhǎng)時(shí)消納的節(jié)能減排效益。在某一個(gè)典型日的短時(shí)調(diào)峰運(yùn)行模擬下（圖6）公用電網(wǎng)的耗電量從3 622 MWh降低至1 392 MWh。考慮756 g/kWh的典型碳排放因子［30-31］，每日可減少1 700 t碳排放量。在運(yùn)行周期為5年的長(zhǎng)時(shí)光伏消納運(yùn)行模擬下（圖9），公用電網(wǎng)的耗電量從4 253 GWh降低至407.93 GWh，累計(jì)減少2.906 9 Mt碳排放量。因此，本文所研究的光伏-LAES系統(tǒng)有望解決電力負(fù)荷和光伏出力季節(jié)性波動(dòng)特征所造成的供需不匹配、能源利用效率偏低等系列問題，具有顯著的經(jīng)濟(jì)價(jià)值和長(zhǎng)遠(yuǎn)的環(huán)境效益。
7 結(jié)論
云南省地區(qū)太陽(yáng)能資源極為豐富，裝機(jī)規(guī)模發(fā)展迅速，但由于新能源出力的間歇性和波動(dòng)性以及較突出的季節(jié)性過負(fù)荷問題導(dǎo)致供需不平衡、調(diào)峰難度大。本文基于楚雄地區(qū)光伏出力特性和負(fù)荷需求季節(jié)性波動(dòng)的場(chǎng)景，通過MATLAB建立光伏發(fā)電與液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)模型，分別仿真得出典型日和季節(jié)下的光伏消納情況與LAES儲(chǔ)能調(diào)峰能力。同時(shí)，研究了整個(gè)光伏發(fā)電-液化空氣儲(chǔ)能電站項(xiàng)目的規(guī)劃建設(shè)、投資成本以及收益回報(bào)，驗(yàn)證了其經(jīng)濟(jì)性和可行性。主要研究和結(jié)論如下。
1）通過對(duì)光儲(chǔ)系統(tǒng)短時(shí)調(diào)峰工況下的綜合性能仿真模擬，分析得到典型日下光伏棄電量有1 400 MWh，通過LAES系統(tǒng)可將棄電量轉(zhuǎn)化為液化空氣存儲(chǔ)，并在釋能過程中放電698.4 MWh去滿足負(fù)荷補(bǔ)償需求，儲(chǔ)能效率達(dá)到49.9%，在調(diào)峰后LAES可以減輕電網(wǎng)33.4%的供電壓力。
2）通過對(duì)光儲(chǔ)系統(tǒng)長(zhǎng)時(shí)光伏消納工況下的綜合性能仿真模擬，分析得到光伏出力和用電負(fù)荷具有明顯的季節(jié)波動(dòng)性特征，光伏每年平均可出力810 GWh，通過LAES長(zhǎng)時(shí)間儲(chǔ)能調(diào)控每年至少能解決10.1%的棄電率。
3）通過評(píng)估短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰和長(zhǎng)時(shí)光伏消納情況下的經(jīng)濟(jì)效益，結(jié)果表明整個(gè)光儲(chǔ)項(xiàng)目的SPP和DPP需要7.5年和10.5年左右，發(fā)電成本僅為0.47元/kWh，有效證實(shí)了光伏發(fā)電-液化空氣儲(chǔ)能電站的短期和長(zhǎng)期收益。
4）通過評(píng)估百兆瓦級(jí)光儲(chǔ)系統(tǒng)的節(jié)能減排效益，結(jié)果表明在某一典型日的短時(shí)調(diào)峰運(yùn)行模擬下，可減少1 700 t碳排放量；在運(yùn)行周期為5年的長(zhǎng)時(shí)光伏消納運(yùn)行模擬下，可減少2.906 9 Mt碳排放量，具有顯著的短期和長(zhǎng)期環(huán)境效益。
綜上所述，為促進(jìn)本地光伏消納并減輕電網(wǎng)供電壓力，應(yīng)統(tǒng)籌考慮該地區(qū)的光伏出力特性和負(fù)荷需求特征，通過建立清潔低碳的LAES儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行短時(shí)負(fù)荷調(diào)峰及長(zhǎng)時(shí)光伏消納。同時(shí)，根據(jù)本地光伏發(fā)電及負(fù)荷需求實(shí)際情況進(jìn)一步開展對(duì)光伏發(fā)電-液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的規(guī)劃建設(shè)及運(yùn)營(yíng)研究，綜合評(píng)估和進(jìn)一步提升大規(guī)模儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)效益，力推進(jìn)區(qū)域能源供應(yīng)的低碳化、清潔化、可持續(xù)發(fā)展。
