储能电站降低光伏电站弃光率需求分析

储能电站降低光伏电站弃光率需求分析

滕枭然

滕枭然

山东电力工程咨询院有限公司山东济南250000

摘要：随着社会的飞速发展，我国国民对于电力能源的需求量也越来越高。本文通过对光伏储能联合电站实际运行数据分析得出，光伏电站加入储能系统后有效提升了光伏上网电量，并可实现弃光率低于5%的目标。但现有的储能系统成本及电网调度模式下，配置储能系统不能收回成本，需要给予储能电站财政补贴。现有调度模式不适用于光伏储能联合电站，导致补贴成本较高。通过将无太阳辐射时段的调度指令值调整为0．1倍的光伏电站装机容量，可大幅降低补贴成本，储能电站容量一次性建设补贴降低67．02%，储能电站独立发电电价补贴降低86．82%，光储电站联合发电电价补贴降低52．97%。

关键词：储能电站；降低；光伏电站；弃光率；需求

引言

随着国内光伏发电项目的持续增加，目前，我国光伏电站的发展速度已经远超过了电网的承受能力，使得光伏发电出现“弃光”现象。光伏电源不同于传统电源，其输出功率随光照强度、温度等环境因素的变化而变化，随着光伏系统在电网中所占比例的不断增大，其自身固有间歇性、随机波动性在电能质量、系统安全可靠运行、系统调峰及电力系统规划等方面给电网带来不容忽视的影响，阻碍了其在电网中大规模应用，严重影响了电站收益。如何把握好光伏优势资源，协调统一规划，推动电网建设的同时克服技术瓶颈，成为目前我国发展光伏等新能源亟待解决的难题。

1光伏电站运行数据分析

1.1光伏电站气象统计分析

某电站属于高原大陆性气候。对工程实际运行时段气象情况进行统计，结果如图1所示。

图1全时段气象统计

其中，阴天占比12．31%；晴天占比37．69%；雨天占比0．37%；多云占比25．75%；阴转多云占比4．85%；阴转晴占比1．49%；多云转阴占比2．99%；晴转多云占比3．73%；晴转阴占比5．97%；小雨转阴占比0．37%；沙尘暴占比0．37%；沙尘多云占比0．37%；雪天占比0．75%；阴转小雪占比0．75%；小雪转阴占比0．75%；小雪占比0．75%；阵雪占比0．75%。

1.2典型天气下光伏电站输出功率特性分析

典型晴天天气下光伏电站输出功率如图2所示。光伏输出功率最大值为41．8MW，标杆机组理论发电量27．48万kWh，光伏电站日实际发电量23．44万kWh。

图2晴天情况下光伏电站输出功率

图5雨天情况下光伏电站输出功率

典型沙尘暴天气下光伏电站输出功率如图6所示。光伏输出功率最大值为41MW，标杆机组理论发电量18．93万kWh，光伏电站日实际发电量17．06万kWh。

图8晴天情况下光伏电站输出功率10min波动量

典型多云天气下光伏电站输出功率波动量如图9、图10所示。1min功率变化量最大为15．16MW，10min功率变化量最大值为28．88MW。1min功率变化量部分超过标准限值，10min功率变化量未超过标准限值。

典型雨天天气下光伏电站输出功率波动量如图13、图14所示。1min功率变化量最大为11．78MW，10min功率变化量最大值为17．49MW。1min功率变化量部分超过标准限值，10min功率变化量未超过标准限值。

2储能电站运行数据分析

2.1储能电站出力特性分析

依据QGDW11220—2014《电池储能电站设备及系统交接试验规程》，对储能分别进行有功功率充电测试、放电测试、充放电联合测试，测试结果如图13～图15所示。

充电有功功率控制能力测试中最大偏差值为3．63kW，对应功率指令为－500kW，平均功率偏差值为－0．384kW。放电有功功率控制能力测试最大偏差值为－0．65kW，对应功率指令为500kW，平均功率偏差值为0．716kW。充放电有功功率控制能力测试中最大偏差值为－0．73kW，对应功率指令为－500kW，平均功率偏差值为0．036kW。

2.2储能电站运行模式分析

储能电站抑制光伏电站输出功率波动，是通过调节储能电站的出力，以降低光储联合出力波动量，将光储联合出力的波动限制在一定的范围之内。通过试验证实光储联合系统在平抑波动模式下，如图16所示，输出功率波动10min波动率小于10%的概率达到92．5%。

储能电站辅助光伏电站跟踪调度出力，是通过调节储能电站出力，使光储联合出力跟随调度计划出力。光储联合出力与跟踪计划偏差是衡量跟踪计划的标准。通过对调度总需求、光伏实时总有功、光储联合总有功、储能总有功的数据进行分析，如图17所示。光储联合发电系统在跟踪调度计划的运行模式下，在测试时间内的跟踪计划出力偏差小于5%的概率达到93．9%。

储能电站减少光伏电站“弃光”，是在光伏电站出力高峰时段，以削峰为应用目标控制电池储能系统充电，在光伏出力峰值时段过后，并在光伏昼间出力时段内，控制电池储能系统恒功率放电。储能电站减少光伏电站“弃光”实际运行情况如图18所示，在9∶21时刻光伏出力大于调度需求（功率限值），此时储能系统开始充电，至11∶17光伏系统输出小于功率限值时，储能系统停止充电。在16∶57时刻光伏出力恒小于功率限值，此时储能系统开始放电，至18∶47储能系统SOC达工作下限，储能系统停止放电

图18减少“弃光”模式

3储能电站运行经济性分析

3.1现行运行模式

基于光储电站实际运行数据，分析了光伏电站现行运行模式储能电站的经济性。在此场景下，配置15MW/18MWh的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量4465600kWh，光伏电站弃光率由17．07%降至11．34%。目前，储能系统成本为472．22万元/MWh，配套基建成本为66．67万元/MWh，储能系统寿命为15年，按照光伏电站上网电价0．9元/kWh计算，储能电站全寿命周期总收益为7334．75万元，储能电站建设成本为9709．74万元，储能电站投资总利润为－2374．99万元，年均利润为－158．33万元。

3.22020年弃光率小于5%

2017年年初，国家电网公司提出力争2017年至2018年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。基于光储电站实际运行数据分析得出，在此场景下，需要配置37．71MW/685．52MWh的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量9415726kWh，光伏电站弃光率由6．37%降至4．99%。预计到2020年，储能系统成本为150万元/MWh，配套基建成本为50万元/MWh，储能系统寿命为15年，按照光伏电站上网电价0．9元/kWh计算，储能电站全寿命周期总收益为15465．32万元，储能电站建设成本为137104．49万元，储能电站投资总利润为－121639．17万元，年均利润为－8109．28万元。

结语

现有调度模式不适用于光伏储能联合电站，导致补贴成本较高，通过将无太阳辐射时段的调度指令值调整为0．1倍的光伏电站装机容量，可大幅降低补贴成本，储能电站容量一次性建设补贴降低67．02%，储能电站独立发电电价补贴降低86．82%，光储电站联合发电电价补贴降低52．97%。

参考文献：

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[3]舒印彪，张智刚，郭剑波，等．新能源消纳关键因素分析及解决措施研究［J］．中国电机工程学报，2017，37（1）：1-9．