风力发电与光伏发电储能系统优化设计及经济性分析

林 振

（厦门厦钨智能装备科技有限公司）

0 引言

随着全球能源结构的调整和清洁能源的快速发展，新能源发电方式的比重不断提高［1］。风力发电和光伏发电作为清洁可再生能源的主要形式，在可再生能源发电结构中占有重要地位。但是，风力发电和光伏发电也存在间歇性强、调峰能力差等问题。为了提高风力发电和光伏发电的系统稳定性、经济性以及电网适应性，搭建储能系统对其发挥重要作用。本文针对风力发电与光伏发电储能系统的匹配设计、运行策略和经济性进行综合分析，以期为风力和光伏发电储能系统的规划设计和效益评估提供参考。

1 风力发电和光伏发电储能系统基本概述

1.1 风力发电储能系统

风力发电储能系统由风力机组、功率电子装置、储能装置组成［2］。风力机组采用变桨距、变桨角风力机，机组容量一般在1-3MW。储能系统常采用铅酸蓄电池或锂电池，考虑到成本效益兼顾，蓄电池容量约为风机额定功率的20-40%。以2MW风机与0.5MW/1MWh锂电池组为例，充电时风机额定输出2MW送入电池充电，电池提供0.5MW功率、可储存1MWh能量。放电时，电池可以提供0.5MW功率，可持续输出2小时。充放电过程中，通过双向DC/DC转换器连接风机发电机侧直流母线与电池，并通过控制器协调风机、电池、DC/DC的功率分配。放电时，先从电池提供功率，不足部分从风机补充。光伏发电储能系统控制策略优化可以提高系统经济性，延长电池寿命。

1.2 光伏发电储能系统

光伏发电储能系统主要由光伏数组、逆变器、储能装置组成［3］。光伏组件选用单晶或多晶硅组件，转换率18%以上，组件容量一般在300-400W。逆变器采用并网型逆变器，效率在98%以上。储能装置常用锂电池，也可采用铅酸蓄电池或超级电容。储能容量设计考虑发电容量、用电负荷情况、调峰需求等，一般取光伏容量的20-30%。例如100kW光伏系统配备20kW/50kWh锂电池组，充电时光伏发电100kW，20kW直接为负荷供电，余80kW充电；放电时先从电池供电20kW，不足部分从光伏发电补充。逆变器与电池通过DC/DC调压器连接，控制充放电过程中的功率分配。因此，光伏发电储能系统优化控制策略，既考虑经济性，也要兼顾电池充放电对寿命的影响。

2 风力发电和光伏发电储能系统优化设计

2.1 储能系统的容量与功率匹配

储能系统的容量和功率匹配设计对系统的经济技术性能有直接影响，应该根据发电侧的配置、用户侧的负荷曲线以及调峰需求来进行匹配设计［4］。例如，如果一个风电场配置了3台2MW的风力发电机组，用户侧的负荷需求峰谷差为1MW，那么储能容量应设计为2MWh，功率为1MW，以满足需求。同时，考虑到系统损耗和储能效率，可以适当加大10-20%的容量和功率。另一个例子是一个100kW的光伏发电站，配备了30kW/60kWh的锂电池组。光伏每天发电量约为400kWh，用户最大负荷约为50kW。通过模拟光伏输出曲线和用户负荷曲线，可以得到直接供负荷电量约为200kWh，需要储存入电池的电量约为200kWh。针对用户负荷的早晚峰值，电池容量60kWh可以满足约2h的早晚尖峰需求。考虑到电池组的充放电损耗和转换效率，配备30kW功率的电池组基本能满足尖峰填平需求。通过具体案例分析，综合考虑发电侧配置、用户侧负荷情况、储能效率等因素，可以合理匹配设计储能系统的容量和功率，以满足系统需求，同时也要考虑经济性。

2.2 储能系统的运行策略优化

储能系统的运行策略对其经济性和储能设备的使用寿命具有重要影响。因此，需要对充放电策略、SOC（Stаtе of Chаrgе，电池荷电状态）维持策略等进行精细的优化。具体来说，充电策略应考虑风电或光伏的预测输出情况、电网负荷需求状况、电价信号等因素，以便合理制定储能系统的充电时段和充电功率。这样可以避免过充过放的情况，同时优化经济效益。放电策略则需要根据负荷需求曲线、电价差异等条件，优先利用储能电量提供功率支持，实现峰谷调节、电费套利等目标［5］。

以一个2MW/5MWh的锂电池组风电场为例，可以将SOC操作范围设置为20%-90%。在充电时，需要考虑风机的实时输出和电网负荷需求，在风电低谷时限制充电功率，以防止过充。在放电时，应优先从储能中提供功率，以抵消风电的波动。具体的充放电功率将根据实时数据进行动态调整，以维持合理的SOC水平。这样的策略不仅可以延长电池寿命，还可以实现经济调节。另外，对于一个100kW/60kWh的光伏电池组，充放电策略将根据当日光伏发电预测和用户负荷预测进行优化，以保证SOC的合理化，防止电池过充过放。在放电时，应优先从电池供电，然后补充光伏，以平滑输出。同时，运行策略需要根据电池的健康状态和使用数据进行动态调整更新，以保证最优效果。综上所述，通过全面优化储能系统的运行策略，可以显著提升其技术经济效益。

2.3 储能系统的组件选择与布局

储能系统组件的合理选择和布局直接影响系统性能和经济指标，需要考虑以下几个关键方面：第一，根据系统容量需求、电气特性参数、自放电率、使用环境条件等因素，选择合适的储能设备。例如对于大容量风电系统，可以考虑使用成本较低的铅酸电池；对于配备光伏的家庭微电网系统，则可以选择长寿命、高安全性的锂电池。在选择具体产品时，需要匹配其电压电流参数、容量大小、允许充放电次数等指标，确保其满足系统运转的需求。第二，需要选择高效率、损耗小的电力电子变流设备，确保其电压等级和功率大小匹配系统的具体需求。例如对于几百KW级的风电光伏系统，可以选择采用ⅠGBT变流器；如果系统功率达到几百MW级，则需要考虑采用更高功率等级的碳化硅变流设备。另外，关键部位需要设置合理的冗余变流设备，以提升系统的可靠性。第三，不同的拓扑结构关系到后续的系统控制策略选用。例如，公共DC母线的结构有利于风电和光伏向储能系统进行统一供电，便于实施风光互补的控制策略；而独立的DC-AC结构则可以实现两者的隔离控制。因此，需要根据工程的具体设计目的，合理选择系统拓扑结构。第四，要优先选择通信协议开放、功能可扩展的能量管理系统，以实现对各类储能设备、变流设备的状态监控，并根据设备运行数据和需求负荷，制定出优化的系统控制策略。第五，根据对用户侧负荷需求分析、储能容量需求评估等，来合理确定光伏发电、风电发电、储能设备等的具体容量配置方案。设备布局时，要注意强弱电的分离、防潮、设备热管理等多个方面。综上，通过对系统关键设备及拓扑结构的精细化比选和设计分析，可以获得技术指标高且经济性好的储能系统解决方案。

表1 储能系统优化设计关键措施

3 风力发电和光伏发电储能系统经济性分析

3.1 储能系统的成本与效益评估

储能系统的成本主要分为设备购置成本、运维成本以及系统电能损耗成本。在评估其效益时，需要考虑储能系统在改善电网调峰性能、减少备用容量、延长相关设备使用寿命等方面的经济价值。可以通过具体案例进行成本效益分析，例如某风电场配备了 2MW/5MWh的锂电池储能系统，设备购置成本为 120万元，10年使用期，年运维费用为6万元。该系统通过峰谷切换，可帮助风场减少约10%的弃风量，据测算每年可增加发电收入约18万元。同时作为频率调节储备，可额外获得约10万元的调峰补偿收入。另外，系统吸收涌余功率，可减少机组机械应力，延长逆变器使用寿命约10%，每年节约维护成本约5万元。扣除运维成本后，该储能系统10年内的效益约为330万元，投资回收期小于5年。另一个案例是某光伏电站配备100kW/200kWh的电池组进行峰谷填平，同样可以获得良好的经济效益。因此，在评估储能系统的效益时，除了考虑经济效益外，还需关注其在提高电网稳定性、减少调峰轮备容量等方面的技术价值，以及减少弃风弃光对环境的影响等全面效益。通过综合技术经济效益分析，可以更全面地评估储能系统的合理性。

3.2 储能系统对电网的价值分析

储能系统通过充放电调节，能够为电网提供各种服务，提升电网供电的可靠性、经济性和灵活性。具体表现在以下几个方面：一是提高电源调峰能力。储能系统能够快速响应需求变化，实现充电储能和峰谷调节，降低对调峰发电机组的依赖，从而降低调峰成本。二是减少备用容量需求。储能系统可作为容量备用，降低电网准备的备用容量。例如，10MW储能系统可以减少约5MW的备用容量。三是提高电网灵活性。储能系统增强电网吸收新能源等不稳定源的能力，同时在黑启动时为系统供电。四是提高电力质量。储能系统能够平滑电源波动，控制充放电参与电压/频率调节，提高电力质量。五是节约用户电费。储能系统实现峰谷时间电价套利，充电存储夜间低谷电价电量，放电减少高峰用电，降低用户电费支出。具体经济效益可以进行测算，例如，在某地区建设100MW/400MWh储能电站，可减少该地约40MW备用容量，同时参与频率调节获得电费补偿约300万元/年，用户通过夜间充电可节约电费100万元/年。该储能系统投资在8年内收回。综上所述，储能系统通过多种方式提升电网可靠性、灵活性、经济性，成为电网的重要支撑技术装备。

3.3 经济性指标的计算与比较

对储能系统的经济性指标进行计算与比较，可以评估不同方案的经济效益。主要的经济性评价指标包括：

（1）投资回收期。根据总投资成本、年运行维护费用及系统收益，计算投资回收所需要的时间，一般要求投资回收期在项目使用寿命1/3以内。

（2）递增系统效益与递增成本比。评估增加储能容量对系统效益提升的贡献与成本增加的比值，选择最优解。

递增系统效益与递增成本比计算公式：比值=ΔE/ΔC；式中，ΔE为系统效益的递增量，ΔC为系统成本的递增量。

（3）净现值（NPV）。估算项目的收益现值与成本现值之差，NPV大于0表示项目经济可行。

NPV计算公式：

NPV=∑（t=1）n（Rt-Ct）/（1+r）t；式中，Rt和Ct分别为第t年的收益和成本，r为贴现率，n为项目使用寿命。

（4）内部收益率（ⅠRR）。计算项目收益所对应的复利回报率，ⅠRR高于银行贷款利率表示项目价值高。ⅠRR满足等式：∑（t=1）n（Rt-Ct）/（1+IRR）t=0

具体计算可基于特定案例，例如某风电场考虑增设2MW/5MWh储能系统，成本为120万元，使用寿命为10年。经过测算，该储能系统的投资回收期为4.5年，净现值（NPV）为260万元，内部收益率（ⅠRR）为16.5%，符合经济效益要求。同时，也可以通过比较不同储能容量方案的经济性评价指标，选择最优解。通过定量经济性分析，我们可以比较不同储能配置方案的可行性，并选择经济效益最佳的储能系统解决方案，结合技术指标评估，我们可以实现技术经济兼优的储能系统设计。

4 结束语

随着可再生能源比重的不断提高，风力发电和光伏发电的间歇性和波动性对电网稳定运行提出挑战。储能系统作为有效解决新能源规模化利用的关键技术，发挥着不可替代的重要作用。本文针对风电和光伏发电的储能系统进行了系统研究，重点对储能系统的优化设计、运营策略和经济性评估进行了探讨。研究表明，合理规划储能系统容量配置与控制策略，不仅能提高风电和光伏发电的可靠性、经济性，也可以减少其弃风弃光量，提供调峰备用等多种电网服务，具有良好的技术经济效益。总体而言，储能技术与风电、光伏发电深度融合，是实现可再生能源大规模利用的重要途径之一。未来的研究可继续关注如何利用先进储能技术提高新能源并网规模，实现可再生能源与电网的协调优化及互利共赢。