【EI复现】参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析附Matlab代码

最新推荐文章于 2025-12-04 22:09:52 发布

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🔥 内容介绍

随着电力系统中可再生能源渗透率的不断提升，其出力的波动性和间歇性给电网调峰带来了巨大挑战。储能系统凭借快速充放电、灵活调节的特性，成为解决电网调峰问题的重要手段。本文针对参与调峰的储能系统，开展配置方案设计与经济性分析研究。首先，结合电网负荷特性与调峰需求，确定储能系统的容量与功率配置方法；其次，构建包含初始投资、运维成本、调峰收益等在内的经济性分析模型；最后，以某实际区域电网为例进行案例分析，验证所提配置方案的合理性与经济性。研究结果可为储能系统参与电网调峰的实际应用提供理论支撑与决策参考。

关键词

储能系统；调峰；配置方案；经济性分析；电网负荷

一、引言

1.1 研究背景

近年来，全球能源转型加速推进，风能、太阳能等可再生能源在电力系统中的占比持续增加。然而，可再生能源出力受自然条件影响显著，具有较强的波动性和间歇性，导致电网峰谷差不断扩大，调峰压力日益加剧。传统调峰手段如燃煤机组深度调峰、燃气机组调峰等，存在响应速度慢、环保性差、运行成本高等问题，难以满足新形势下电网调峰的需求。

储能系统作为一种新型电力调节资源，能够实现电能的时空转移，在平抑可再生能源波动、改善电网运行稳定性、提升调峰能力等方面具有独特优势。因此，研究参与调峰的储能系统配置方案及经济性，对于推动储能技术在电网调峰中的规模化应用，促进电力系统向清洁低碳、安全高效方向发展具有重要意义。

1.2 国内外研究现状

国外方面，美国、德国、日本等发达国家较早开展了储能系统参与电网调峰的研究与实践。美国加州电力市场通过制定合理的电价机制和补贴政策，鼓励储能系统参与调峰服务，有效提升了电网对可再生能源的消纳能力；德国则在分布式储能领域开展了大量探索，通过储能系统与分布式光伏的协同运行，实现了区域电网的局部调峰。

国内方面，随着 “双碳” 目标的提出，储能系统参与调峰的相关研究与应用不断深入。部分省份已出台储能参与调峰的补偿政策，如山西、山东等地明确了储能电站参与调峰的容量补偿标准和度电补贴政策。同时，国内学者在储能系统配置优化、经济性评价等方面开展了大量研究，提出了基于负荷预测、可再生能源出力特性的储能容量配置方法，以及考虑多种收益来源的经济性分析模型。

然而，现有研究在储能系统配置与电网调峰需求的精准匹配、经济性分析中对政策因素和市场波动的动态考量等方面仍有待完善。本文在现有研究基础上，进一步优化储能系统配置方法，完善经济性分析模型，为储能系统参与调峰提供更具针对性的方案。

1.3 研究内容与技术路线

1.3.1 研究内容

（1）电网调峰需求分析：结合区域电网历史负荷数据，分析负荷特性，确定调峰时段、调峰容量需求等关键参数。

（2）储能系统配置方案设计：基于调峰需求，考虑储能系统的充放电效率、循环寿命、响应速度等技术参数，提出储能系统容量与功率的配置方法。

（3）经济性分析模型构建：明确储能系统的成本构成（初始投资成本、运维成本、损耗成本等）与收益来源（调峰收益、峰谷套利收益、辅助服务收益等），建立经济性评价指标体系（如投资回收期、内部收益率、净现值等）。

（4）案例验证：以某实际区域电网为研究对象，应用所提配置方案与经济性分析模型，验证方案的合理性与经济性。

1.3.2 技术路线

本文的技术路线如图 1 所示，首先通过收集电网负荷、可再生能源出力、储能技术参数等数据，开展调峰需求分析；其次，基于调峰需求设计储能系统配置方案；然后，构建经济性分析模型，对配置方案进行经济性评价；最后，结合案例分析验证方案可行性，并提出优化建议。

（此处插入技术路线图，图 1 研究技术路线图）

二、电网调峰需求分析

2.1 负荷特性分析

负荷特性是确定电网调峰需求的基础，主要包括负荷的日变化特性、周变化特性、季节变化特性等。通过对区域电网历史负荷数据的统计与分析，绘制负荷曲线，识别负荷高峰时段、低谷时段以及峰谷差。

以某区域电网为例，选取该电网一年内的日负荷数据进行分析。如图 2 所示，该电网日负荷呈现明显的 “双峰” 特性，早高峰时段为 8:00-12:00，晚高峰时段为 18:00-22:00，低谷时段为 0:00-6:00。日最大负荷为 1200MW，日最小负荷为 500MW，日峰谷差为 700MW，峰谷差率达到 58.3%，调峰需求显著。

（此处插入日负荷曲线图，图 2 某区域电网日负荷曲线）

2.2 调峰时段划分

根据负荷曲线与电网运行要求，结合可再生能源出力特性，划分调峰时段。通常将电网负荷高于某一阈值（如最大负荷的 80%）的时段定义为调峰高峰时段，负荷低于某一阈值（如最大负荷的 40%）的时段定义为调峰低谷时段（储能充电时段），其余时段为平段。

对于上述某区域电网，结合负荷数据与当地电网调度要求，确定调峰高峰时段为早高峰 8:00-12:00 和晚高峰 18:00-22:00，共计 8 小时；调峰低谷时段为 0:00-6:00，共计 6 小时；平段为 6:00-8:00 和 12:00-18:00，共计 8 小时。

三、储能系统配置方案设计

3.1 储能系统技术选型

储能系统的技术选型需综合考虑调峰需求、技术成熟度、成本、寿命等因素。目前，常用于电网调峰的储能技术主要包括电化学储能（如锂电池储能、钒液流电池储能）、抽水蓄能、压缩空气储能等。

抽水蓄能技术成熟、容量大、寿命长，但受地理条件限制较大，建设周期长；压缩空气储能容量大、成本较低，但响应速度较慢；电化学储能响应速度快、布置灵活、调节精度高，适用于快速跟踪负荷变化的调峰场景。结合本文研究的区域电网调峰需求（响应速度快、调峰时段集中），选取锂电池储能系统作为研究对象。

3.3 储能系统运行策略

为确保储能系统高效参与调峰，制定以下运行策略：

（1）调峰低谷时段（0:00-6:00）：电网负荷较低，可再生能源出力相对稳定，储能系统以额定功率充电，储存电能。

（2）平段时段（6:00-8:00、12:00-18:00）：根据电网负荷变化与可再生能源出力情况，灵活调整储能系统充放电状态。若负荷较低且可再生能源出力较高，继续充电；若负荷上升，可适当放电，参与电网调节。

（3）调峰高峰时段（8:00-12:00、18:00-22:00）：电网负荷较高，储能系统以额定功率放电，提供调峰服务，弥补电网负荷缺口，维持电网频率稳定。

四、经济性分析模型构建

4.1 成本构成

储能系统的成本主要包括初始投资成本、运维成本、损耗成本等。

五、案例与分析

5.1 案例背景

选取某区域电网作为研究案例，该电网负荷特性如本文第二部分所述，日最大负荷 1200MW，日最小负荷 500MW，调峰容量需求 550MW。可再生能源以风电和光伏为主，年发电量占比约 30%，出力波动性较大，调峰压力突出。

5.2 配置方案应用

根据本文提出的储能系统配置方案，为该区域电网配置 650MW/6120MWh 的锂电池储能系统，运行策略按照本文第三部分制定。

5.3 经济性评价结果

通过经济性分析模型计算，该储能系统初始投资成本 960500 万元，年净收益 122441.5 万元，投资回收期约 7.84 年，内部收益率约 11.27%，净现值（基准收益率 8%）241500 万元。

5.4 敏感性分析

为分析关键参数变化对经济性的影响，开展敏感性分析，选取储能电池成本、调峰补偿价格、峰谷电价差三个关键参数，分别在 ±20% 范围内变化，分析其对投资回收期的影响，峰谷电价差对储能系统经济性影响最大，其次是储能电池成本和调峰补偿价格。因此，在实际应用中，可通过合理制定峰谷电价政策、降低储能电池成本、提高调峰补偿标准等方式，提升储能系统参与调峰的经济性。

六、结论与建议

6.1 结论

（1）本文提出的基于电网负荷特性与调峰需求的储能系统配置方法，能够实现储能系统容量与功率的合理配置，满足电网调峰需求。以某区域电网为例，配置 650MW/6120MWh 的锂电池储能系统，可有效弥补电网调峰容量缺口。

（2）经济性分析结果表明，该储能系统投资回收期约 7.84 年，内部收益率约 11.27%，净现值为 241500 万元，具有较好的经济性，能够为投资者提供合理的收益回报。

（3）敏感性分析显示，峰谷电价差、储能电池成本、调峰补偿价格是影响储能系统经济性的关键因素，其中峰谷电价差的影响最为显著。

6.2 建议

（1）政策层面：进一步完善储能参与调峰的政策体系，制定合理的调峰补偿标准，扩大峰谷电价差，为储能系统参与调峰提供政策支持与市场激励。

（2）技术层面：加大储能技术研发投入，降低储能电池、储能变流器等核心设备成本，提高储能系统充放电效率与循环寿命，提升储能系统的技术经济性。

（3）应用层面：加强储能系统与电网的协同运行，优化储能系统运行策略，充分挖掘储能系统的调峰潜力，同时拓展储能系统的应用场景，如参与辅助服务、需求响应等，增加收益来源。