基于效益优化的储能系统配置规划研究

■ 国网浙江平湖市供电有限公司 晏 琳 张 炜

“洁能+储能+智能”是未来能源互联网的发展方向。嘉兴市作为长三角一体化国家发展战略与能源互联网战略落地实践的核心区，具有建设发展储能项目的良好基础与显著优势。当前平湖市供电有限公司正在大力打造“高弹性电网发展指数最优”的县域电网，并将储能电站的规划建设作为打造多元融合高弹性电网“平台提质、数字赋智、生态增能、服务创优”的重要实践行动之一，着力构建源网荷储友好互动的“标杆区”。因此，公司深入调研了国内储能系统的现状，以及平湖市规划建设储能电站过程中存在的主要问题和成因，提出了有效益、可复制的典型规划建设方案。

存在主要问题

储能系统种类繁多，效益各异（技术效益）

根据调研，目前国内市场上的主要储能电池有铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池和全钒液流电池，以下从储能电池的技术特点进行比较。

铅酸电池。铅酸类电池具有产能大，生产工艺成熟，应用环境广泛，供应渠道成熟，回收渠道成熟，回收残值高等特点。此类电池在铅酸类电池中比能量高，循环深度高。电池采用了自动生产线及负压式生产环境，铅污染得到了有效控制。电池的原材料回收率高达99%，大大降低了原材料开采带来的环境破坏与污染。

铅炭电池。充放电速率上有较大的改善，在一定程度上也增加了循环寿命。铅炭电池继电池相对产能较小，生产工艺成熟，但回收渠道相对不太成熟，回收残值比例较低。由于此类电池采用了自动生产线及负压式生产环境，铅污染得到了有效控制。

锂离子电池。具有高能量密度、放电电压稳定、工作温度范围宽、自放电率低、可大电流充放电等优点。锂离子电池种类繁多，有磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂等。目前磷酸铁锂的循环寿命为这几类电池中最高，但比能量相对较低。三元锂电池在电池比能量、比功率、大倍率充电、低温性能等方面有优势，循环性能方面则是磷酸铁锂材料优势明显，在安全方面磷酸铁锂电池也优于三元材料。锂离子电池的回收再利用率低，可回收材料约为10%，废旧电池的处置依然以填埋为主。

全钒液流电池。全钒液流电池的优点是储能功率和储能容量可以相互独立设计，易于模块化组合，电池系统可高功率输出，可超深度放电（100%）而不引起电池的不可逆损伤，使用寿命长，易于维护，成本低。缺点是需要配置循环泵维持电解液的流动，降低了整体的能量效率，系统相对复杂，维护成本较高；由于钒原料稀缺导致全钒液流钒电池的容量单价较高。

电网运营矛盾有待协调，运行效益有待提升（电网运行效益）

溪洋变接近重载。平湖电网位于浙江电网的东北部，通过6回220 kV输电线路与系统相连。2020年平湖电网全社会用电量26.1亿kWh，同比增长6.35%；最高负荷634.5 MW，同比增长7.82%。位于平湖市境内的220 kV共建变的2020年最大负荷为295.4 MW，容载比为1.72，已接近重载运行。位于共建变下级的110 kV溪洋变的2020年最大负荷为52.3 MW，容载比为1.72，已接近重载运行。

新埭变资源闲置问题有待进一步解决。嘉兴35 kV新埭变现已退出运行，周边涉及110 kV溪洋变。周边35 kV及以上电网地理接线图如图1。

原35 kV新埭变现已整站退出运行，10 kV线路已改接至110 kV溪洋变。

溪洋变峰谷差较大。110 kV溪洋变1#主变2020年典型日最大负荷达到30.23 MW，最大负载率60.46%，最低负荷约13.5 MW，典型日均峰谷差约为16.73 MW；2#主变2020年典型日最大负荷达到35.32 MW，最大负载率88.3%，最低负荷约14.7 MW，典型日均峰谷差约为20.62 MW。2020年典型日溪洋变全站负载率63.51%。

图1 新埭变储能电站周边35 kV及以上电网接线示意图（接入前）

表1 本项目相关变电站负荷预测情况 单位：MW

根据2020年负荷实测，220 kV共建变峰谷差为102.4 MW，110 kV溪洋变峰谷差为20.8 MW；随着供区周边工商业的迅速发展，预计到2022年，220 kV共建变峰谷差为123.9 MW，110 kV溪洋变峰谷差为26.38 MW。如表1。

弃光现象严重，可再生能源消纳水平有待进一步提高。截至2020年底，平湖电网中电源装机容量共300.75 MW（包括平湖热电厂90 MW和荣晟热电厂24 M W）。除热电厂外，还有一部分分布式光伏电源，合计装机容量186.75 M W，年发电量1.8115亿kWh，发电利用小时数为970 h，自用电率77.96%。溪洋变供区内光伏电源装机容量约17 MW，有必要配置一定容量的储能装置平抑分布式能源波动，并在春节等电网无法全额消纳新能源发电的特殊时段，可利用储能装置充放电功能及时进行消纳。

经济、社会、环境发展矛盾有待进一步协调（经济社会效益）

经济效益有待进一步提高。从全社会的角度出发，建设大规模接至10 kV及以下电压等级的分布式储能装置，可实现削峰填谷，降低系统最高负荷和峰谷差。既能减少系统统调主力调峰电厂的建设，又能减少变电站容量扩大及输电线路的建设，降低系统投资。当减少的电源及电网侧投资大于增加的储能投资时，整体经济性较好。

环境污染问题亟待解决。在长三角各个城市中，平湖由于其地理位置特殊，大气污染形势严峻。2019年平湖市PM10和PM2.5浓度在嘉兴各个县级市中均为最高。工业废气、挥发性有机物有待进一步加强治理。工业炉窑整治成果有待进一步巩固提高。平湖经济技术开发区、滨海新区臭气废气有待进一步治理。

发电系统能耗水平有待进一步降低。平湖市由于天然的平原地形制约，缺乏抽水蓄能电站的条件。目前发电方式主要还是以火电和热电为主。发展储能电站是一种可行的选择。

主要问题成因及分析

储能系统选型方案效益优化研究

能量/功率密度（空间效益）。从表2中可以看出，锂离子电池储能具有较高的能量密度，比传统的铅酸电池的能量密度高3～4倍，而液流电池的能量密度低于传统的电池。但同类产品由于制造工艺的不同会导致性能有差异。

自放电（使用效益）。从表3中看出，铅酸电池、铅炭电池和锂离子电池在常温下的自放电率均为0.1%～0.3%/天，存放时间不应超过几十天；全钒液流电池的自放电相对较少，可在较长时间内存放。

循环效率。电池单次循环效率比较如下（含变流器的系统效率）：锂电池储能系统具有很高的循环效率，约为85%～90%；铅炭电池储能系统具有较高的循环效率，约为75%～88%；铅酸电池储能系统具有较高的循环效率，约为70%～85%；全钒液流电池储能系统的循环效率相比铅酸和锂电池来说稍低，约为60%～70%。

循环寿命。由于长时间运行的电极材料性能下降程度不同，全钒液流电池的循环次数远高于比铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池。

储能系统方案选择。综合上述各方面比较，从技术和经济性出发，选用磷酸铁锂型锂离子电池较好。

储能电站经济与社会效益优化研究

经济效益。按2020年第二季度价格水平，新埭变储能电站总投资4359.8万元，其中建筑工程费624.2万元，设备购置费2686.4万元，安装工程费635.3万元，其他费用287.5万元，基本预备费126.4万元。新埭变储能站的建设，将会带动和促进当地后续储能与新能源产业的发展，为当地新能源发电产业的规模化，打下良好基础。

此外，新埭变储能站建站址位于浙江平湖市35 kV新埭变电站户外场地内，用地性质为工业用地，原拆原建。项目所在地东侧为农田，西侧为进站道路，北侧为新埭变10 kV开关室，南侧为农田。周边交通便利，运输方便，可满足储能站运输车辆的运输要求，主要建（构）筑物设计使用年限为25年。可以实现经济效益的优化运行。

环境效益。储能站本身没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有工业废污水排放、没有噪声产生，周边范围内几乎没有大型单位和通信设施，场地上空无微波类信号传输通道。储能设备在使用过程中没有污染物排放，在使用结束后由厂家回收。因此，电场设备运行对通信和电视信号不会电磁影响。储能电站的建设既不会对周围环境产生负面影响，又能增添新的旅游景点，该储能电站的建设可减少大气污染，改善当地的空气质量环境，有利于环境和资源保护。根据本项水土流失的特点，水土保持防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施、管理措施等相结合的综合防治措施。

新埭变储能站建成后对地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，具有明显的社会效益和经济效益。经综合分析，本工程的建设从环境保护和水土保持角度考虑是可行的。

表2 各类储能系统的特点与应用

表3 各类储能系统的技术特性比较

节能降耗效益。新埭变储能站施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑用材料等；运行期能源消耗主要为电力、建筑、水资源、工程永久用地等。

新埭变储能站工程平均每年可向当地提供约952万kWh的绿色电能。按照火电煤耗320 g计算，建设投运每年可节约标准煤约0.82万t，减排2.76万t二氧化碳，按照含硫率0.5%计算，不考虑脱硫，可减少排放101 t二氧化硫。

此外，主要节能降耗措施主要从系统工程、电站布置、电气部分、土建部分、线路工程等几个方面采取措施，以降低能源消耗。新埭变储能站的建设替代燃煤电厂的建设，可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量的淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。可见储能电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。

主要做法

新埭变储能站项目规划储能功率为4 MW，储能电量为8 MWh，远景规划储能功率为12 MW，目标储能电量为24 MWh，本期完成2套10 kV储能系统搭建，保护配置、系统接入及设备基础砌筑，二期对储能系统进行扩容。项目位于嘉兴平湖35 kV新埭变电站围墙内闲置地块，储能电池拟选用磷酸铁锂型锂离子电池，采用集装箱布置，并通过2回3×300 mm2铜芯10 kV电缆分别接入110 kV溪洋变10 kVⅠ、Ⅲ段母线溪埭G182和G171间隔。

本储能项目站址周边属110 k V溪洋变供区，根据2020年负荷实测结果，溪洋变日最高负荷为52.3 MW，日最低负荷为30.5 M W，峰谷差为20.8 MW，存在削峰填谷的需求。为贯彻落实《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，进一步扩大应用领域，积累发展及储能电站运行经验，初步考虑利用新埭变内户外闲置场地建设电网侧储能电站，主要用于减少110 kV溪洋变峰谷差，缓解供电压力，达到节能减排的目的。

改善电网供电能力，缓解季节性供电压力

相比较于传统的输变电建设项目，电池储能电站具有建设周期短、布点灵活的显著优点，可以在短时间内有效地提高所属供电区域的供电能力和供电可靠性。另外，储能电站的削峰填谷能力可以在负荷高峰时期降低主变的负载率，平滑负荷曲线，从而使主变工作在最优运行区间附近，减少电能损耗，提高经济效益。

2020年溪洋变因两台主变所供负荷性质不同，两台主变最高和最低负荷时间不同，其中1号主变的最大负荷差为16.7 MW，2号主变最大负荷差为20.6 MW，存在削峰填谷的需求。根据该区域城市发展规划，该区域负荷将日益增加，预计1号主变的最大负荷差为20.21 MW，2号主变最大负荷差为24.93 MW。因此，有必要建设储能电站对110 kV溪洋变两台主变进行削峰填谷，缓解峰谷差，降低电网损耗。

调节主变负载率，降低线路损耗

通过储能电站调节110 k V溪洋变主变负载，缩小其峰谷差，使其运行在经济电流区间，有效减少主变负载损耗，进而影响溪洋变的输配电线路，进一步减少线路损耗。

减少弃光现象，提升可再生能源消纳水平

新埭变10 kV储能电站的建设，有利于减少平湖北部地区的弃光现象，极大地提升新能源消纳水平，促进新能源及时消纳，提升平湖电网的综合效益，降低终端用户电费支出成本。

作为紧急电源支撑，提升末端电源供电可靠性

新埭变储能站项目建成后，将为配电网提供一种新的供电方式—储能电站供电，电站直接建在负荷中心，可将外界影响降到最低。同时在溪洋变全停情况下，通过储能装置放电可为110 kV溪洋变提供保安电源，缩短抢修时间。

综上所述，在110 k V溪洋变建设电池储能电站十分必要，通过本项目的建设，可以进一步提高变电站可靠性水平，削峰填谷，提高设备利用率，降低电网负载率，增加溪洋变容载比，改善供电能力，平抑分布式电源波动，减少特殊时段的弃光现象，提高经济、社会和环境效益，并在紧急时提供应急电源支撑，为今后电网安全稳定运行提供更丰富的调节手段。

未来研究方向

储能站对配电网升级改造的影响分析研究

从能源互联网发展后电源侧、配网侧和需求侧3个方面分析多模式储能站对配电网优化设计的影响。其中，电源侧的影响因素主要在于分布式能源的大量接入和多模式储能站的使用使得能源开始从单向传输向多向交互转换；配网侧的影响因素主要在于微网和智能配电网技术的快速发展将改变传统配电网络的布局和优化设计，以及对配电网中传统继电保护的影响；需求侧的影响因素在于储能站作为低谷期的负荷特性以及能源互联网催生出用户的用能和互动响应模式也将进一步影响配电网络。

计及储能站的配电网络优化设计方案的研究

结合城市配电网优化设计的现状及其发展趋势，明确城市配电网优化设计过程中优化设计方案的评估内容以及方案比选的整体流程，并通过综合分析储能站的影响因素，进行优化设计模型整体优化设计变量的选取、目标函数的设定以及约束条件的设置，构建新型配电网优化设计模型。从时间和空间两个大的方面，从技术支撑、多元融合和方法优化3个维度提出了能源互联网背景下配电网优化设计策略的相关模式。其中，技术支撑维度的配电网优化设计策略侧重于实现电网对各类用户的用电负荷做到把控；多元融合维度的配电网优化设计策略侧重于对分布式电源及不同负荷的有序管理；方法优化维度的配电网优化设计策略侧重于对计及储能站的优化设计模型的优化，通过上述3个维度的优化帮助引导配电网络的合理优化设计。

计及储能站的配电网优化设计方案经济技术综合评价体系的研究

考虑季节、典型供电区域、地域特点等不同时空维度下的配电网建设改造成本、设备利用水平、供电可靠性、电能质量等因素，从技术性、经济性和可靠性等方面，研究电网企业开展含储能站的配电网优化设计方案的技术经济评价指标体系和评价方法；考虑企业、政府、用户等主体利益，从综合能效、电能替代、节能减排等方面研究含储能站的配电网优化设计方案的综合效益评价指标体系和评价方法；选取不同场景的典型含储能站的配电网优化设计方案项目，开展综合评估研究，提出相应的改进建议和措施。