电网侧储能电力系统调节能力与投资收益分析

大功率接受区外来电的受端电网，发生直流单极或双极闭锁而损失高比例功率时的全网性频率安全问题成为制约特高压通道稳态输送与新能源跨区消纳能力提升的主要因素之一；能源基地相对集中，电网调峰需求大，新能源发电能力难以充分发挥，因而区域外送新能源电量占比较低是影响其跨区消纳的另一因素。当前研究提出的措施和方法均仅可在一定程度上缓解弱受端电网在出现大功率缺额时引发的频率问题，而不能从根本上解决甚至提升特高压通道的稳态输送功率极限。因此，本文提出多应用功能目标下的容量配置思路以及促进新能源发电空间提升后的经济性分析方法，为新能源跨区消纳水平的切实提升提供一种新方案。

创新点及解决的问题

本文探索了储能提升特高压输电线输送容量与输送电量中新能源发电占比的两种功能联合应用对储能容量的需求与经济可行性，在提升电网紧缺灵活调节源利用率的同时将新能源发电的消纳能力提升到最大。两种功能联合应用中合理的容量需求决定应用的可靠性实现及收益程度，影响着投资决策分析，针对这方面的研究也尚属空白。因此，本文在探索单应用功能中储能容量需求与可提升新能源消纳能力间特性关系的数学模型基础上，结合两种应用功能的出现时序与紧急程度，提出多应用功能目标下的容量配置思路。

重点内容导读

3.1 电网级储能系统应用适用性分析

储能技术作为能源互联网的重要技术支撑，逐渐成为能源科技创新和产业支持的焦点。铅酸、钠硫、液流和锂离子电池等电化学储能系统的全功率响应速度均在500ms以内，其全功率充/放电爬坡响应特性如图1所示，在热备用状态下，自收到控制信号起，各类型储能电池在500ms内基本可实现正/负全功率输出，在电网大功率快速支撑应用中，是功率爬坡率为分钟级的火电机组的另一良好补充手段。


3.2联合应用目标下储能提升新能源外送消纳能力的容量需求分析

新能源富集地区新能源发电受送端电网调峰及受端电网坚强等因素制约而弃风弃光现象严重，在受端电网建设储能装置，切实促进高比例弃风弃光电网新能源消纳，其设计思想如图2所示，主要目标为：

（1）在特高压直流闭锁等故障后为受端电网提供快速功率支撑以提升通道的稳态运行输送能力；

（2）为送端电网提供跨区备用以降低送端电网因调峰需求而增加的火电机组开机，提升新能源发电空间与在外送电源中的比例。


图2储能提升交直流新能源消纳能力的设计思想

受端电网允许特高压交直流最大的受电能力与系统在保证频率最低点不越限的情况下可接受的最大缺电额线性相关，在维持原系统稳定及负荷水平一定的情况下，配置储能可进一步提升的交直流受电能力与故障后系统不越限的最低频率点的特性关系如式(1)所示


跨区备用必须在送端电网内自身手段用尽后方可调用，调用时间原则上不得超过2个小时，受端电网跨区备用可提供的服务电量为受电网第（为跨区备用总条数）条直流跨区备用容量与提供备用时长的积，因此电网级储能系统基本满足该应用中的功率与容量需求。跨区备用储能系统后，在一天中可在送端提升的新能源发电电量空间如式(2)所示，依据跨区备用原则，储能系统的利用时长为2小时。


依据大功率事故支撑与跨区调峰备用联合应用容量配置原则，两类应用出现时序与应用优先级别等，其配置与协调策略流程如图3所示。


3.3算例分析

在PSASP仿真平台中搭建河南电网算例，模拟天中直流在输送800万千瓦功率时发生最恶劣的双极闭锁故障时，探索储能在系统稳定过程中的效果及所需储能容量的大小；同时，以天中直流输送通道为载体，分析在受端河南电网布局一定容量的储能系统作为送端新疆电网的跨区备用容量源，对新能源发电占比提升的促进程度。得出投入670万千瓦/15min储能系统，可提高长南线与天中直流770万千瓦的稳定送功率，提升385亿千瓦时的外送电量，设定一年内的通道利用小时数约为5000h，计算结果如表1所示，项目的投资回收期约2.27年。

表1静态投资与收益估算


结论

针对特高压交直流的弱受端电网频率稳定与送端新能源发电的低占比限制着新能源发电区域这些制约外送消纳等问题，探索了储能两种功能联合协调消弭。主要结论为：

（1）储能系统布局在受端电网实现提升特高压输送通道稳态输送功率的同时，作为跨区备用源减少送端火电机组开机以增加新能源发电空间，这两种功能的协调应用可切实促进新能源外送消纳。

（2）仿真得出，在受端河南电网配置670万千瓦/15min的储能系统，可提升长南线与天中直流的稳态输送功率770万千瓦，投资回收期约2.27年。该储能系统可同时以83.75万千瓦/2小时的调峰源为送端新疆电网提供跨区备用，可新增风电发电量29.3亿千瓦时/年，占提升的通道外送电量的7.6%，减排235.5万吨。