光伏熔盐储能一体化项目关键参数测算方法.docx

          光伏-熔盐储能一体化项目关键参数测算方法                    摘要针对“光伏-熔盐电加热储能发电”一体化项目开发设计，目前基于项目经验选取的储能系统关键设定参数，存在不确定性多、偏差大等问题本文提出的基于典型年气象数据逐时测算方法，实现模型的量化搭建和计算，从经济性优化角度测算电加热器功率选型和储能容量设计通过搭建青海省海西州典型场址项目方案分析，验证了方法的可行性，并得出系统设计关键参数关键词：光伏-熔盐电加热储能发电，一体化项目，电加热器功率，储能规模1 引言随着国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》的下达，就“碳达峰”、“碳中和”目标下推动电力源、网、荷、储一体化和多能互补发布给出指导意见近期百万、千万千瓦级“风光储输”多能互补综合能源基地在国内各地纷纷启动光伏发电受太阳辐照波动影响，存在发电并网不稳定的问题，同时带来电网消纳、弃电等问题随着“新能源一体化”作为新的能源方案被提出，如何规划、匹配成为亟待研究的技术关于储能配合大型光伏电站的容量配置策略，国内、国外已开展相关研究文献[1]采用频谱分析测算方法对可再生能源输出功率储能进行优化配置测算，但缺乏工程项目中需考虑的项目运行期及造价因素等。

文献[2-3]通过分析在运新能源电站的历史数据，总结微网电站的发电波动分布规律，从平抑效果、优化成本目标出发，求解储能系统容量配置方案文献[4]提出基于并网输出功率的平抑效果最佳原则，计算一阶低通滤波器的时间常数，基于此时间常数来确定储能系统功率和容量的配置文献[5]分析用电负荷的特征性曲线，结合峰谷电价机制，以光伏发电最大上网电量和收益最大为目标，构建了商业化光伏电站储能系统的容量优化及配置方法在新能源一体化项目规划设计过程中，需要分析自有弃电对电加热熔盐储能需求，作为后续整体储能电站的测算基础本方案提出基于项目场址典型年数据逐时输出，通过量化模型、比较输出，形成电加热器功率选型和系统储能容量的优化配置方法其中参照项目区域限电比例，确定光伏弃电功率数值，进而得到逐时弃电功率，通过比较储能系统投资增加额度和发电收益额度，得到最优设计方案基于搭建模型，分析青海省海西州3个1000MW级光伏项目弃电储能配置方案，证明了方法的有效性2 光伏-储能发电一体化项目储能模型搭建储能主要涉及“电加热器功率选择”和“储能规模设计”2个关键参数，主要会影响光伏弃电的回收消纳比率、储能系统投资和储能系统利用率，进而影响项目的整体经济效益。

2.1 光伏弃电量化模型获取项目场址的典型年气象数据TMY，搭建项目的光伏模型，包括项目总装机容量、项目容配比等参数，通过计算可得到项目的逐时上网电功率，结合项目地区的年度弃光率可得到项目的逐时弃电功率光伏弃电的主要原因为同一地区的所有光伏电站瞬时上网电量超过了输电线路的上限，基于此背景原因，可假设电站的瞬时功率超过一个数值后，区域电网即达到弃电边界值弃电边界值图1 项目弃电边界值Fig.1 dump electricity boundary value通过逐时统计电站的瞬时功率，测算出此边界功率，在此边界功率上发电设置为弃电功率基于逐时的弃电数值，可得到弃电的分布规律和弃电峰值功率，通过生成累积分布函数CDF曲线，初步选定合理的电加热器额定功率范围；通过逐日累加弃电量的成累积分布函数CDF曲线，获得合理的熔盐储热规模范围Qdump年度累计弃电量，Pdump瞬时弃电功率，Qdump-day当天累计弃电量2.2 储能系统模型通过“光伏弃电量化模型”可获得推荐的电加热器功率和熔盐储热容量值，围绕此推荐值，开展不同参数下的经济性量化分析通过建立不同边界条件的项目模型，可以得到不同的项目“弃电-储热”热能利用量、电加热系统规模及投资、储热系统规模及投资。

通过比较设备参数调整带来的投入和收益变化，可以得到不同边界条件下的参数值，进而可以开展参数变化趋势和敏感性分析可利用的弃电为1）弃电功率小于电加热器的功率，2）截止夜晚24点储热罐累计消纳弃电转化为热能的累计值不超过罐体的最大储热量弃电-储热”热能利用数值通过逐时累加的方式获得，同时考虑电加热系统效率影响，保证数据的合理性Pe-heater电加热器功率，QTES储热罐最大储热量，Pe储热功率，Qe当天热量，Qe-year年度有效储热热量3 算例分析3.1 光伏弃电量分析搭建青海省海西州光伏弃电储能项目模型，选取3个项目场址：格尔木、德令哈、冷湖搭建项目测算模型分析在青海光照资源条件下的光伏弃电储能关键影响因素及趋势性模型关键输入参数：1）光伏布置角度按照纬度角2）弃电率8%（选取值参考全国新能源消纳监测预警中心数据，青海省2020年度光伏上网年度弃电率8%[6]），限电因素为可上网发电功率超出输电线路限定值，在光伏电站运行中体现在发电功率最高的8%时间段产生弃电3）光伏发电项目总装机容量设计为1000MW4）光伏的项目容配比1.2，缓解光伏波动性问题，让光伏电力输出更平滑；但容配比提高带来的光伏电力增加导致更多的弃光。

5）储热发电系统效率设置为35%年度太阳能斜面辐照在格尔木、德令哈、冷湖地区分别为2215kWh/m2，1972kWh/m2和2043kWh/m2，通过SAM软件（2020.11.29版本）基准模型计算，得到年交流侧可上网电量为20.90亿度、18.77亿度和19.70亿度按照8%的弃电量，其弃电量分别为1.672亿度、1.502亿度和1.576亿度通过迭代计算，找到“弃电峰值功率值”，累加年度内高于“弃电峰值功率值”的发电量数值与弃电量数值相同可测算出3个场址对应的弃电功率起始值为752MW，736MW，752MW，在此数值上的光伏发电量占交流侧可上网电量的8%图2 全年弃电累计时长CDF曲线Fig.2 CDF of dump electricity for one year测算出3个项目的弃电功率CDF图，通过CDF图可以发现，青海地区光伏电站弃电很少出现超过300MW的弃电功率，且弃电功率在300MW以上时增加趋势显著减缓通过统计，在300MW以上弃电功率时长未超过总弃电时长的10%（格尔木、德令哈和冷湖的对应比例分别为5%，10%和7%），考虑电加热器成本增加为线性，而增加的发电收益由于弃电量增速放缓而显著降低。

因此选定电加热器功率值的推荐评估范围在150MW ~ 300MW之间3.2 电加热器功率分析通过储存热能发电获取项目收益，考虑储能发电能够根据电网调度需求灵活发电发电收益参考调峰电价，上网电价0.5元/kWh（设定青海地区夜晚储能发电电价[7]），设备运行期限设定为25年根据市场调研，高温熔盐电加热器的成本约为0.08万元/kW，这样不同的电加热器容量投资不同，呈现线性增长特点比较每增加25MW的电加热器功率带来的“发电收益增加值”和“投资费用增加值”，选定项目电加热功率值图3 电加热器投资和收益分析表Fig.3 Investment and income analysis of electric heater通过上图分析，收益增加和投资增加在250MW功率点交叉，即超过250MW加热功率后，增加的投资金额超过了收益金额，项目经济性变差3.3 储热容量分析项目储热容量会影响弃电的消纳储存，储热容量增加可以降低弃电量，但同时会增加造价成本，需要基于项目情况计算经济性最优的容量值通过调研，本模型中高温双罐熔盐储热系统造价按照1300MWh储热投资约3.1亿元，从700MWh增加到1300MWh区间中主要涉及熔盐用量、公用设备容量增加，每100MWh为1000万元的成本开展测算。

通过不同储热容量下（锁定电加热器功率为250MW，作为模型分析的典型测算值），成本增加与收益增加的量化数值比较，确定项目最优的项目储热规模配比图4储热容量投资和收益分析表Fig.4 Investment and income analysis of TES amount通过测算，在电加热器功率250MW配置下，推荐格尔木项目、德令哈项目和冷湖项目的储热容量最优值分别为1120MWh，1170MWh和1130MWh，而对应的年度储热发电量为5365.5万kWh，4659.2万kWh和4969.9万kWh本文搭建的测算模型可实现对不同项目条件下光伏弃电配套电加热器和储热容量的分析，量化配置参数以上3个场址的位置较近，气象条件相似，测算出的推荐配置参数相近3.4 对比案例分析开展吉林场址作为对比分析项目吉林光照条件低于青海地区，设置同样的弃电比率（8%）和上网电价（0.5元/kWh）进行测算将测算数据与格尔木测算数据进行比较，分析电加热器功率和储热容量变化趋势图5 2个场址电加热器投资和收益对比表Fig.5 Investment and income analysis of electric heater in two project site图6 2个场址储热容量投资和收益对比表Fig.6 Investment and income analysis of TES amount in two project site分析数据趋势发现，青海地区项目光照条件较好，其电加热器功率和储热容量都高于吉林地区。

好的光照资源会产生较高的弃电功率和弃电量，因此在光照良好地区光伏电站需配套较大功率加热器和大容量储能4 结论本文针对大型商业化光伏-储能一体化电站项目，分析光伏弃电情况，搭建配套储能电加热器功率和储热容量的量化测算数学方法测算结果表明：1）本文测算方法可解决项目规划阶段通过经验估算电加热选型和储热容量选型方法存在不准确、误差大的问题，实现设备参数的量化选取2）从数据上分析，气象条件（太阳辐照）相近区域的电加热器和储热容量参数接近光照好地区的项目需配置更高功率的电加热器和更大容量的储能装置，以实现更优的经济性本文通过项目场址典型年气象数据逐时发电量和弃电量测算，对比设备参数变化带来的成本变化和收益变化，从经济性优化角度，提出了电加热器功率和储热容量的量化计算方法，为新能源一体化项目储能系统优化设计提供了可行性思路参考文献[1] 王成山,于波,肖峻,等.平滑可再生能源发电系统输出波动的储能系统容量优化方法[J].中国电机工程学报, 2012, 32(16): 1-8.[2] 曾旭,席林.微电网储能系统优化配置研究[J].电器与能效管理技术, 2016(14): 52-55, 91.[3] Kargarian A, Hug G. Optimal sizing of energy storage systems: a combination of hourly and intrahour time perspectives[J]. IET Generation Transmission & Distribution, 2016, 10(3): 594-600.[4] Liang L, Li J, Dong H. An optimal energy storage capacity calculation method for 100MW wind farm[C]//International Conference on Power System Technology, Hangzhou, 2010: 1-4.[5] 茆美琴,金鹏,张榴晨,等.工业用光伏微网运行策略优化与经济性分析[J].电工技术学报, 。