中國儲能網(wǎng)訊：近年來，隨著能源危機和化石燃料對環(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)濟的內(nèi)在驅動力。然而，大多數(shù)可再生能源具有很強的隨機性、間歇性和不穩(wěn)定性。其中，光伏出力的波動性和不確定性對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行帶來了嚴峻挑戰(zhàn)，其裝機容量的逐年增加也造成了大量的棄光問題，造成電網(wǎng)調峰和消納困難。新能源裝機占比的提升還促使電網(wǎng)日間波動與跨季節(jié)性波動不斷增大，電網(wǎng)調峰需求也隨之增加。因此，迫切需要引入儲能調控手段來促進光伏消納和維持電網(wǎng)供需平衡，保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
各種先進的儲能系統(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、超級電容、抽水儲能以及壓縮空氣儲能技術應用最廣泛。其中，蓄電池儲能成本較低，但其缺點也十分明顯。它的響應速度慢、生命周期相對較短，在其壽命終結時還可能會造成嚴重的環(huán)境污染。超級電容和飛輪儲能的能量存儲密度較低、研制成本較高，在大規(guī)模儲能應用的經(jīng)濟性較差。壓縮空氣儲能技術近年來發(fā)展迅速，和抽水儲能技術一樣都適用于大規(guī)模儲能應用場景，但兩者都存在較為嚴重的地理位置局限性，發(fā)展規(guī)模相對有限，無法滿足不同區(qū)域的電網(wǎng)調峰需求。
液態(tài)空氣儲能（liquid air energy storage，LAES）的儲能機制與壓縮空氣儲能較為相似，但LAES表現(xiàn)出更為優(yōu)越的儲能密度。近年來，LAES以其環(huán)境友好、能量密度高、不受地域限制、使用壽命長等優(yōu)點受到廣泛關注，具有非常優(yōu)越的發(fā)展前景。1977年史密斯提出LAES的概念，并詳細描述了超臨界液體空氣的熱力循環(huán)。第一臺原型機于1998年由三菱公司設計并演示，用于測試LAES系統(tǒng)的可行性，但由于系統(tǒng)效率太低，并沒有體現(xiàn)其實用價值。隨后，英國伯明翰大學建造了世界上第一個完全集成的350 kW/2.5 MWh的LAES試驗工廠。2019年Highview公司在英國北部建造首個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，LAES系統(tǒng)技術引起了許多學者和研究機構的關注。文獻提出了液化空氣儲能技術及其與風電場的匹配方法，分析了風能/液化空氣儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益，為日益突出的風力發(fā)電與輸電問題提供了一種解決方案。文獻提出了一種基于深冷液化空氣儲能的風電消納策略，建立了深冷液化空氣儲能系統(tǒng)壓縮空氣儲能模塊和膨脹發(fā)電模塊數(shù)學模型。文獻將太陽能電站和深冷液化空氣儲能進行了聯(lián)合運營的系統(tǒng)建模和仿真分析。綜上所述，目前絕大部分研究主要側重探討LAES技術在風力、光伏發(fā)電領域的應用可行性，但沒有與實際清潔能源進行集成建模仿真，也尚未開展綜合考慮短時負荷調峰和長時能源消納工況下的經(jīng)濟性能評估工作。
針對上述問題，本文以云南楚雄地區(qū)為例提出一種光伏發(fā)電-液化空氣儲能系統(tǒng)構架，旨在理清源-網(wǎng)-荷-儲的一體化規(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荷歷史數(shù)據(jù)建立了基于光伏發(fā)電-液化空氣儲能的短時負荷調峰和長時光伏消納模型。同時，提出了LAES系統(tǒng)的儲能補償運行策略，通過仿真分析短時負荷調峰、長時光伏消納規(guī)律及儲能特征，完成了經(jīng)濟、環(huán)境效益綜合評估。
1 光儲系統(tǒng)架構和運行模式
1.1光儲系統(tǒng)架構
云南水力、日照、風能資源豐富，是西南地區(qū)清潔電力外送的主要省份。預計“十四五”末云南電網(wǎng)新能源裝機容量將達到約35 000 MW，占云南電網(wǎng)總裝機比例將超過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性及峰谷性，會導致風光富集區(qū)域電網(wǎng)的潮流切換轉移頻繁、主變上下網(wǎng)峰谷差大、調峰難度加大。本文根據(jù)云南楚雄地區(qū)的實際生產(chǎn)需求，采用光伏作為主要電源，整合本地的電源測、負荷測資源，并配置LAES裝置來達到光伏消納和消峰填谷的作用，進而提升電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性。
本文提出的光儲系統(tǒng)主要包括公用電網(wǎng)、本地光伏電站和LAES儲能系統(tǒng)。整個源-荷-儲-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)絡框架向本地負荷供電，維持系統(tǒng)功率供需平衡。其中LAES儲能系統(tǒng)運行主要包括充電和放電2個階段。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光儲運行模式
本文利用光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)來解決光伏棄電和負荷調峰問題，在確定光伏裝機容量充足的情況下利用液化空氣介質進行儲能和釋能。在用戶負荷出現(xiàn)調峰需求時儲能系統(tǒng)進行放電補償，圖2給出了光儲系統(tǒng)的運行狀態(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)補償功率和負載額定功率。主要運行狀態(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?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，當光伏電站的輸出功率不足以滿足當?shù)刎摵尚枨髸r，LAES消耗液態(tài)空氣發(fā)電進行負荷功率補償（PLair=PLoad-PPV）。需要說明的是，LAES發(fā)電功率通常具有一個功率輸出上限閾值（Pmax）。若負荷功率補償需求大于閾值時，LAES只能以最大功率輸出來輔助調峰，超過上限的功率缺額則啟動電網(wǎng)連接進行實時補償（PGrid=PLoad-PPV-Pmax）。
2 光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)數(shù)學模型
2.1光伏電模型
光伏電池本質上是半導體P-N結，其工作原理是光生伏特效應，即直接將光能轉化為電能的過程。光伏功率輸出主要受日照和溫度的影響，實際光伏發(fā)電系統(tǒng)的模型需要將單個光伏電池通過串聯(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。
為了進一步利用光伏數(shù)學模型進行光伏電站系統(tǒng)仿真分析，本文設置的系統(tǒng)模型仿真主要基于Aleo Solar S79U270型號的光伏電池板，其核心參數(shù)如表1所示。
2.2 LAES的數(shù)學模型
液化空氣儲能系統(tǒng)的工作原理是利用清潔能源轉化為液態(tài)空氣的內(nèi)能存儲，隨后對外做功釋放能量。LAES系統(tǒng)的關鍵部件包括壓縮機、冷卻器、再熱器、蓄冷/蓄熱裝置、儲氣罐、低溫泵/透平機和膨脹機等，其系統(tǒng)結構示意圖如圖4所示。
在充電階段，LAES系統(tǒng)利用光伏富余的電力推動空氣壓縮機做功，將空氣壓縮后，在級間冷卻器中將高壓高溫空氣與熱交換介質進行熱交換；產(chǎn)生的壓縮熱被導熱油回收并存儲在高溫儲熱罐中，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冷罐的傳熱流體進行換熱后，高壓空氣冷卻降溫至深冷狀態(tài)；最后，通過低溫透平機膨脹產(chǎn)生液態(tài)空氣，并被減壓至常壓狀態(tài)，儲存在液態(tài)儲氣罐中。
在放電階段，當用戶負荷處于高峰時，LAES進入釋能狀態(tài)，存儲的液態(tài)空氣通過低溫泵加壓至高壓狀態(tài)；通過蒸發(fā)器釋放冷能并進一步加熱，高壓空氣則進入膨脹機組膨脹做功，對外發(fā)電；再熱器中通過熱交換的導熱油則被儲存在低溫儲熱罐中，以便在下一個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組和膨脹機組。其中，空氣壓縮過程由4級壓縮機和中間冷卻器的協(xié)同工作來實現(xiàn)。壓縮機組的總功耗為：
式中n為壓縮機的級數(shù)。
在運行過程，每級壓縮過程的耗功為：
式中：kc為絕熱指數(shù)（熱容比）；mac為壓縮過程的空氣質量流量；Rg為氣體常數(shù)；Tacin，i為壓縮機入口空氣溫度；βac，i為壓縮機進出口壓力的比值；ηc為壓縮機的絕熱效率。
LAES系統(tǒng)的膨脹過程由四級膨脹機和再熱器相間串聯(lián)而成，膨脹機組的總輸出功為：
式中每級膨脹機的出口溫度和壓力都是恒定的，每級膨脹機的發(fā)電量［17］為：
式中：mat為空氣質量流量；Tatin，i為空氣渦輪機的進口空氣溫度；βat，i為膨脹機機入口和出口壓力的比值；ηt為膨脹機的絕熱效率。
為了評估LAES儲能對電力調峰規(guī)律的影響，本文基于MATLAB/Simulink軟件對LAES系統(tǒng)進行了動態(tài)仿真建模。LAES系統(tǒng)設計和日常運行的主要參數(shù)如表2所示。
3 LAES對電力系統(tǒng)的調峰運行
3.1典型日下的短時調峰運行模擬分析
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)象日益嚴峻，大大增加了電網(wǎng)的調峰難度。本文以云南省1月份的風光資源及氣象數(shù)據(jù)為例，通過光伏發(fā)電模型進行仿真獲得了光伏出力情況?；谀硡^(qū)域內(nèi)典型日負荷數(shù)據(jù)和光伏發(fā)電量進行分析，結果如圖5所示。
根據(jù)該地區(qū)的典型日照輻照量數(shù)據(jù)，本文計算得到當?shù)氐钠骄逯等照諘r間為4.32 h。從圖5中可以看出，從00：00—07：00的時間段為用電低谷期，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達到最大負荷值272.2 MW。在凌晨05：00為最小負荷36.32 MW，峰谷差為235.88 MW。在11：00—17：00這段時間內(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間段內(nèi)光伏出力不能被居民負荷完全消納的情況。因此，本文利用光伏富余的電能對LAES進行充電，增加光伏棄電量的消納；同時，在用電負荷高峰期通過LAES進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)儲氣罐內(nèi)存儲和釋放液態(tài)空氣量的實時數(shù)據(jù)如圖7所示。
該地區(qū)一天內(nèi)的負荷日用量為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儲存液態(tài)空氣達到了6 000 t，合計消納光伏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償，可以持續(xù)放電5.82 h，在11：30結束放電。LAES系統(tǒng)輸出698.4 MWh電力補償來滿足負荷側需求，能量往返效率達到49.9%。綜合一整天的運行情況，在日常負荷調峰期間，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)安全可靠運行。
3.2長時消納運行模擬分析
根據(jù)云南省《關于加快光伏發(fā)電發(fā)展的若干政策措施》［20］，省內(nèi)現(xiàn)有光伏裝機規(guī)模達4.07 GW，待開發(fā)光伏發(fā)電裝機約79 GW，每年開發(fā)規(guī)模15 GW以上，未來3年力爭新能源裝機50 GW。隨著光伏裝機占比的上升，促使電網(wǎng)日間波動和跨季節(jié)性波動不斷增大，驅動負荷調峰的儲能容量要求也隨之增加。
本文根據(jù)云南楚雄地區(qū)負荷增持趨勢、光伏出力特征綜合評估LAES儲能長時消納和調峰性能。該地區(qū)5年內(nèi)預測光伏出力情況和實際負荷用電曲線如圖8所示。從圖中可以看出：地區(qū)光伏出力和電網(wǎng)負荷具有明顯的季節(jié)特征，每年春季（2月）有最小負荷需求，夏秋兩季負荷較少，冬季（12月）則有最大負荷需求。其中，最大最小負荷的差異較大，峰谷差率達到49.9%，且具有持續(xù)增大趨勢。該地區(qū)光伏年利用小時數(shù)達到1 555 h，從光伏出力的季節(jié)特性來看，由于日照強度和時間變化的周期性，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)的光伏出力和負荷用電數(shù)據(jù)，本文利用LAES儲能系統(tǒng)進行長時間的光伏消納分析。圖9模擬了長時間季節(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。隨著用電負荷的需求逐年提升，LAES系統(tǒng)參與調峰能力也逐漸增強。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)進行光伏消納，每年能夠儲存81.81 GWh的棄電量，進而減少約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時儲量情況?？梢钥闯銮皟赡闘AES充電次數(shù)較為頻繁。在月份為第30個月時，該月平均存儲的液化空氣量最多，達到3 500 t。之后，隨著負荷需求的逐年增大，LAES放電補償需求增大。該LAES系統(tǒng)在5 a內(nèi)總共儲存了1.75 Mt的液化空氣儲量，每年平均消耗了0.35 Mt的液化空氣儲量。LAES系統(tǒng)設置30 MW最大發(fā)電功率限額進行放電補償，平均每年釋放40.82 GWh的電量去提供給負荷側。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)運行調峰，有效緩解因電網(wǎng)限電而導致區(qū)域電力用戶無法正常用電的難題。
4 經(jīng)濟效益評估模型
4.1光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)成本計算
系統(tǒng)的投資及運營成本最小化是LAES設計運行的目標。為了評估光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)的經(jīng)濟效益，本文對光儲系統(tǒng)進行了詳細的經(jīng)濟性能指標建模及綜合效益評估。
表3給出了總資本投資（total capital investment，TCI）各項目的成本計算要素，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）構成。其中LAES的初始投資成本由總的直接工程費用（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）構成。LAES系統(tǒng)的工程建設成本（TDPC），可以分為兩個部分：設備總購置成本（total purchased cost，TPC）和項目實施成本（project implementation cost，PIC）。項目實施成本（PIC）主要由設備安裝成本、儀器儀表及控制成本、管道成本、建筑成本和土地成本構成。在實際工程應用中，上述5項實施成本分別占LAES系統(tǒng)總購置成本（TPC）的25%、8%、10%、10%和4%。LAES工程采購與施工成本（engineering procurement and construction，EPC）由TDPC、IC構成。對于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定為4 000元/kW［21］。
表4總結了LAES裝置的核心設備TPC計算模型。LAES主要設備包括壓縮機、低溫透平機、低溫泵、膨脹機、液體儲氣罐、冷箱、換熱器等。壓縮機、低溫透平機、泵和膨脹機的購買成本主要取決于其運行功率W。當W越大時，其設備成本越高。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。基成本單價及模型，能夠計算出整個光儲系統(tǒng)初期建設的總直接成本（TCI）。
4.2經(jīng)濟效益評估指標
整個光儲系統(tǒng)的投資收益情況分析以系統(tǒng)建設和生產(chǎn)運營的總投資作為計算基礎，反映了系統(tǒng)在建設期和運營期內(nèi)的現(xiàn)金流入和流出。同時，獲得每年的凈利潤收益情況和累計現(xiàn)金流之后，可以計算出系統(tǒng)收回成本所需的時間—靜態(tài)投資回收期（static payback period，SPP）和動態(tài)投資回收期（dynamic payback period，DPP）、財務凈現(xiàn)值（net present value，NPV）以及平均電力成本值（levelized cost of energy，LCOE）。
項目的年度總收入包括來自本地區(qū)建設的光伏電站的外送電力收入和來自LAES系統(tǒng)參與調峰的電力收入，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間；tLair為每天LAES放電持續(xù)時間；Cpv為光伏電力的平均單價；CE為LAES調峰補償電價。
年度總成本主要來自日常運行維護（operation&maintenance，O&M），其值用Ca表示，可計算為：
式中：α為系統(tǒng)實際運行時的O&M因子；TC為整個光儲項目的總資本投資（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Pa為：
根據(jù)光儲系統(tǒng)每年的凈利潤收益情況考慮該項目的總投資成本、折舊等因素后可以對整個系統(tǒng)的投資收益指標進行綜合測算。
凈現(xiàn)值（net present value，NPV）表示一段時間內(nèi)現(xiàn)金流入和流出的現(xiàn)值之差，即計劃項目的盈利能力［25］，其計算公式為：
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）是在不考慮資金時間價值的情況下凈利潤收回其總投資所需要的時間［26］。計算公式如下。
動態(tài)投資回收期（dynamic payback period，DPP）是考慮資本時間價值時，凈收益收回總投資所需的時間［25］。計算公式如下。
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)濟效益分析
5.1光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)項目的投資成本
本文將光伏電站和新型LAES儲能系統(tǒng)相結合，通過考慮整體項目的收益率分別分析其短時負荷調峰和長時光伏消納情況下的光伏發(fā)電-LAES系統(tǒng)項目的經(jīng)濟可行性?；诒?—2的計算模型以及實際仿真結果建立裝機容量為500 MW的大型商業(yè)化光伏電站、儲能配置為120 MW/698 MWh的LAES系統(tǒng)來共同提供低碳電力。
通過表1計算得到整個光儲系統(tǒng)的總投資成本，表5給出了具體的項目投資情況結果。其中，光伏電站建設成本總投資（PCI）需要20億元。LAES系統(tǒng)的工程直接建設成本（TDPC）至少需要花費8.27億元，其中，由表2可以估算出LAES系統(tǒng)的主要設備成本費用，測算得到LAES主要設備的購置成本（TPC）約為5.27億元。其中，壓縮機耗功（625.02 kJ/kg）和膨脹機做功（424.33 kJ/kg）較大，故所需成本也最高，分別需要花費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。綜合測算得到LAES系統(tǒng)的總資本投資（LCI）為10.84億元，整個光儲項目投資約為30.84億元。
5.2短時負荷調峰的經(jīng)濟效益評估
根據(jù)4.2節(jié)提到的經(jīng)濟效益評估指標及5.1節(jié)測評的投資成本估算結果，進一步綜合評估整個系統(tǒng)在短時調峰情況下的經(jīng)濟性能，評估結果如表6所示。按照6%的折現(xiàn)率（d）、2%的運行維修（O&M）因子（α）、2%的年利率可以計算獲得投資回收期，凈現(xiàn)值（NPV）以及系統(tǒng)的發(fā)電平均成本（LCOE）。考慮到該項目所建的光儲系統(tǒng)發(fā)電量除了將富余電力供給LAES系統(tǒng)儲能消納外，還能對外銷售，光伏出力部分在和LAES發(fā)電階段都是在負荷需求量較大的期間內(nèi)。因此，基于光伏發(fā)電項目平價0.55元/kWh［28］及0.662 4元/kWh的儲能調峰補償標準［29］，計算獲得整個系統(tǒng)每年的總收入可達到4.7億元。通過以上的投資成本分析，在20 a內(nèi)項目NPV達到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長時光伏消納的經(jīng)濟效益評估
基于3.2節(jié)闡述的長時光伏消納調峰模擬分析情況，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。在調峰期間LAES系統(tǒng)以30 MW最大發(fā)電功率限額進行放電，共計輸出204.12 GWh的電量，平均每年發(fā)電40.82 GWh。根據(jù)測算得到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，整個項目每年的凈利潤高達3.68億元，SPP、DPP縮短分別為7.98 a、11.09 a。因此，考慮到整個光儲項目的短期-長期經(jīng)濟效益，光伏發(fā)電與LAES儲能相結合的光儲電站具有非常良好的經(jīng)濟效益和商業(yè)價值。
6環(huán)境效益分析
將新型LAES儲能技術應用于光伏電站可以解決光伏出力間歇性、波動性等問題，促進光伏發(fā)電的季節(jié)性儲能、本地化消納，并進一步減緩化石能源的過度消耗。尤其是當LAES系統(tǒng)承擔負荷峰值功率需求時，可大大降低煤電機組的電力調峰壓力，減少負荷調峰煤耗，實現(xiàn)本地能源低碳化。
表8歸納總結了光伏-液化空氣儲能系統(tǒng)用于短時調峰、長時消納的節(jié)能減排效益。在某一個典型日的短時調峰運行模擬下（圖6）公用電網(wǎng)的耗電量從3 622 MWh降低至1 392 MWh?？紤]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。在運行周期為5年的長時光伏消納運行模擬下（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)有望解決電力負荷和光伏出力季節(jié)性波動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)濟價值和長遠的環(huán)境效益。
7 結論
云南省地區(qū)太陽能資源極為豐富，裝機規(guī)模發(fā)展迅速，但由于新能源出力的間歇性和波動性以及較突出的季節(jié)性過負荷問題導致供需不平衡、調峰難度大。本文基于楚雄地區(qū)光伏出力特性和負荷需求季節(jié)性波動的場景，通過MATLAB建立光伏發(fā)電與液化空氣儲能系統(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儲能調峰能力。同時，研究了整個光伏發(fā)電-液化空氣儲能電站項目的規(guī)劃建設、投資成本以及收益回報，驗證了其經(jīng)濟性和可行性。主要研究和結論如下。
1）通過對光儲系統(tǒng)短時調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)可將棄電量轉化為液化空氣存儲，并在釋能過程中放電698.4 MWh去滿足負荷補償需求，儲能效率達到49.9%，在調峰后LAES可以減輕電網(wǎng)33.4%的供電壓力。
2）通過對光儲系統(tǒng)長時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荷具有明顯的季節(jié)波動性特征，光伏每年平均可出力810 GWh，通過LAES長時間儲能調控每年至少能解決10.1%的棄電率。
3）通過評估短時負荷調峰和長時光伏消納情況下的經(jīng)濟效益，結果表明整個光儲項目的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，有效證實了光伏發(fā)電-液化空氣儲能電站的短期和長期收益。
4）通過評估百兆瓦級光儲系統(tǒng)的節(jié)能減排效益，結果表明在某一典型日的短時調峰運行模擬下，可減少1 700 t碳排放量；在運行周期為5年的長時光伏消納運行模擬下，可減少2.906 9 Mt碳排放量，具有顯著的短期和長期環(huán)境效益。
綜上所述，為促進本地光伏消納并減輕電網(wǎng)供電壓力，應統(tǒng)籌考慮該地區(qū)的光伏出力特性和負荷需求特征，通過建立清潔低碳的LAES儲能系統(tǒng)進行短時負荷調峰及長時光伏消納。同時，根據(jù)本地光伏發(fā)電及負荷需求實際情況進一步開展對光伏發(fā)電-液化空氣儲能系統(tǒng)的規(guī)劃建設及運營研究，綜合評估和進一步提升大規(guī)模儲能經(jīng)濟效益，力推進區(qū)域能源供應的低碳化、清潔化、可持續(xù)發(fā)展。
