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)用戶建立了電化學儲能系統(tǒng)經濟模型?？紤]了特定地區(qū)分時電價的季節(jié)性和逐時電負荷特征，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，以儲能裝置經濟性最優(yōu)為目標，設定模型參數約束條件，同時考慮地區(qū)補貼政策，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)用戶為案例進行儲能系統(tǒng)計算，分別得到削峰填谷、削峰填谷+需量調節(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。本文為用戶側電化學儲能系統(tǒng)配置、充放電策略、系統(tǒng)回收期計算提供科學的方法；通過對比兩種收益模式下的儲能系統(tǒng)配置及回收期，得出考慮需量調節(jié)收益將有效降低系統(tǒng)回收期，為儲能技術的大規(guī)模商業(yè)化推廣提供有利條件。
關鍵詞：用戶側電化學儲能；系統(tǒng)配置；充放電策略；回收期
電化學儲能技術因能量密度大、占地面積小、噪音低、建設周期短，已經成為最具市場前景的儲能技術。根據中國太陽能行業(yè)協(xié)會(CPIA)統(tǒng)計數據，截至2019年底，全球累計電化學儲能裝機達8.22 GW，同比增長24.02%，其中，用戶側儲能占比最高，為28%；我國電化學儲能累計裝機1592.3 MW，同比增長48.4%，用戶側仍是儲能最大的應用市場，占比為51%。從以上數據可以得出，用戶側電化學儲能占據了重要的市場份額，因此對于用戶側電化學儲能的應用研究非常必要。
目前對用戶側儲能研究主要集中在系統(tǒng)經濟性研究，文獻針對不同電池儲能技術路線進行分析，研究其性能指標及制約影響因素；文獻主要研究了用戶側儲能不同安裝地點對用戶供電可靠性指標影響，同時制定充放電策略，對比兩種策略下的收益、裝置壽命及經濟性。文獻[7]通過建立經濟運行模型，研究了區(qū)域型電網中儲能系統(tǒng)的經濟效益。文獻[8]通過預設恒定充放電功率和削峰填谷控制目標，計算系統(tǒng)最優(yōu)配置，由于預設條件，受到人員經驗的影響，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[9]研究了綜合能源配網的儲能系統(tǒng)配置方法。
用戶側削峰填谷儲能裝置的經濟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、用戶的電負荷大小和特征、系統(tǒng)效率、電池循環(huán)次數、電池充放電深度等因素決定。目前缺少基于用戶負荷分析結果的最優(yōu)的儲能系統(tǒng)配置和充放電策略計算方法，系統(tǒng)配置主要根據經驗設定，充放電策略也是人為預設，以此設計出的儲能裝置并不能保證經濟性最優(yōu)。
本文建立用戶側電化學儲能系統(tǒng)經濟模型，以裝置經濟性最優(yōu)為目標，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)經濟性分析。
1 用戶側電化學儲能系統(tǒng)收益模式
1.1 大工業(yè)用戶兩部制電價
對于大工業(yè)生產用電，變壓器總容量在315 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)］，稱為容量費或需量費，不管企業(yè)是否用電，都需要繳納，并與實際用電量無關；受電容量指的是企業(yè)變壓器容量，最大需量是指根據實時監(jiān)測的最大用電功率(每15 min采集的電負荷的最大值)；度電電價是用戶實際消耗電量對應的電價，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為容量計費單價，元/(kV·A·月)，PD為需量計費單價，元/(kW·月)。
1.2 削峰填谷收益
在用戶側設置一定容量的儲能裝置，理論上在電價谷段、平段時從電網向儲能裝置充電，在電價尖峰、峰值時段儲能裝置向電網負荷放電，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，降低企業(yè)用電成本。
1.3 需量調節(jié)收益
通常情況，用戶采用變壓器容量計費模式，當變壓器長期處于低負載運行狀態(tài)時，可以進行基本電費容改需繳費模式調整，即基本電費從變壓器容量計費改為最大需量計費；在用戶側設置一定容量的儲能裝置，一方面實現削峰填谷，另外一方面可以實現需量調節(jié)，即削減企業(yè)最大需量負荷，削除不穩(wěn)定的過負荷沖擊，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，進一步降低用電成本。
2 用戶側電化學儲能系統(tǒng)經濟模型
2.1 目標函數建立
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 年需量調節(jié)收益
式中，PMD為設置儲能系統(tǒng)前的月最大需量，kW；PMDB為設置儲能系統(tǒng)后的月最大需量，kW。
若用電企業(yè)的基本電費采用容量計費模式，首先實施容改需調整，并通過設置儲能裝置削峰填谷后，需量調節(jié)收益可采用式(6)進行計算；若用電企業(yè)的基本電費采用需量計費模式，通過設置儲能裝置削峰填谷后，削減最大需量，需量調節(jié)收益可采用式(7)進行計算。
2.4 年初期投資成本
不考慮貼現率
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為政策補貼收益，元；Ca為補貼單價，元/(kW·h·年)；CS為儲能系統(tǒng)容量，kW·h；Na為補貼年限，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，為電化學儲能系統(tǒng)的額定充放電功率，kW；PLmax為電力系統(tǒng)負荷最大值，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，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的最優(yōu)系統(tǒng)配置、最優(yōu)運行策略以及回收期。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、典型日逐時負荷，選用磷酸鐵鋰電池(主要參數見表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，結果見表6，系統(tǒng)最優(yōu)運行策略如圖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)次數為1.4次，裝置年限為9.5年，實際每日充放電量為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)恢復到最初10%；在夏季，系統(tǒng)最優(yōu)運行策略如圖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。
通過模型參數導入，逐時電負荷分析、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，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)運行策略，為儲能系統(tǒng)優(yōu)化設計提供準確的計算方法；對于含有尖峰電價的地區(qū)，考慮了尖峰電價對系統(tǒng)配置及運行策略的影響，基于負荷特征分析制定不同典型日運行策略，實現年峰谷收益最大。
3.2 用戶側儲能裝置削峰填谷與需量調節(jié)模式下的系統(tǒng)最優(yōu)配置及最優(yōu)運行策略
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的基礎上增加需量調節(jié)收益，在儲能系統(tǒng)削峰填谷的基礎上，削減最大需量負荷；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)運行策略將是使得系統(tǒng)投資最低，峰谷收益和需量調節(jié)兩部分收益總和最大的那組結果。
案例2最優(yōu)系統(tǒng)配置計算結果見表7，系統(tǒng)最優(yōu)運行策略如圖5～6所示。
考慮削峰填谷與需量調節(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)次數為1.35，裝置年限為10年，每日實際充放電量為1108 kW·h，裝置回收期為6.2年。對比案例1結果，案例2儲能系統(tǒng)回收期縮短，主要原因是增加了需量調節(jié)收益。由逐時負荷數據提取用戶最大需量為824 kW，出現在典型日9:00—10:00之間；從運行策略圖可以看出，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)的經濟性；圖5和圖6中，其尖峰時段(10:00—11:00)放電負荷均為系統(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 論
（1）通過建立用戶側電化學儲能系統(tǒng)經濟模型，以裝置經濟性最優(yōu)為目標，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)運行策略滿足系統(tǒng)回收期最小，為用戶側儲能系統(tǒng)配置設計及策略制定提供了準確的方法，同時準確提供系統(tǒng)的經濟性用以項目決策，為儲能技術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)配置及經濟性，得出同時考慮削峰填谷和需量調節(jié)收益模式進行儲能系統(tǒng)配置設計，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，經濟性提高，為儲能技術的大規(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%，實現充滿放完；在夏季尖峰時段，以額定放電功率進行放電，實現峰谷收益最大；基于系統(tǒng)運行策略而計算的最優(yōu)系統(tǒng)容量，實際日充電量為1.5倍左右的系統(tǒng)可充容量；該結論可為類似儲能系統(tǒng)配置設計及策略制定項目提供參考依據。
引用本文： 曹銳鑫,張 瑾,朱嘉坤.用戶側電化學儲能裝置最優(yōu)系統(tǒng)配置與充放電策略研究[J].儲能科學與技術,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.
第一作者及聯系人：曹銳鑫（1986—），女，高級工程師，研究方向為儲能技術及分布式能源，E-mail：395222817@qq.com
