【EI复现】参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析（Matlab代码实现）

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💥1 概述

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参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析研究

储能辅助电网调峰原理分析

目前电网的调峰形势为在负荷尖峰时段有足够的旋转备用空间，但在负荷低谷时期，机组的向下

调节灵活性严重不足，从而导致大量弃风产生。储能辅助火电机组调峰基本原理如图 1 所示。

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从图 1 中可以看出，储能辅助火电机组深度调峰可以有效改善电网调峰压力，减少弃风产生。而

储能系统产生的调峰效果主要取决于其配置方案，配置越高其调峰效果越好，但成本也随之大幅上升。储能系统的配置应兼顾经济性指标及技术性指标。

一、储能系统在电力调峰中的作用与价值

1. 调峰机制与储能功能定位 调峰指在较长时段内平衡发电量与用电负荷的供需关系，通过储能系统实现"削峰填谷"。其核心价值体现在：

• 负荷曲线平滑：通过充电（低谷期）和放电（高峰期）双向能量流动，降低峰谷差。如图2所示，储能系统可将负荷曲线波动减少30%-50%。
  
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• 系统稳定性提升：缓解火电机组频繁启停压力，延长设备寿命。
• 新能源消纳促进：通过存储间歇性风光发电，提升可再生能源渗透率。

2. 技术经济双重价值

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二、典型调峰储能系统配置方案

1. 分类与选型标准
   根据应用场景和技术特征，主流配置方案分为四类（基于整理）：

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2. 典型配置方案

(1) 集中式储能电站

• 技术参数：容量100MW/200MWh级，充放电深度90%，循环寿命≥6000次
• 运行策略：采用两充两放模式，配合分时电价实现峰谷套利
• 案例：某220kV并网锂电池电站，年调峰收益3900万元，容量租赁收益2000万元

(2) 火储联合调峰系统

• 技术参数：熔融盐储热温度565℃，储热密度>700MJ/m³
• 经济性：降低火电机组调峰成本10.1%，提升风电消纳3.68%

(3) 分布式聚合储能

• 配置特点：多节点聚合形成虚拟电厂，容量5-50MW
• 收益模型：套利收益+调峰补偿+需求响应补贴

三、经济性分析框架与关键指标

1. 全生命周期成本模型 编辑

• kp: 功率成本系数（元/kW）
• kq: 容量成本系数（元/kWh）
• 典型值：锂电系统初始投资1.5-2.0元/Wh

2. 度电成本（LCOS） 编辑

2. 收益模型 编辑

• 某50MWh独立储能项目IRR达9.7%（调峰补偿1元/kWh，年调用500次）
• 共享储能项目综合收益可达6200万元/年（含套利、租赁、补贴）

四、外部影响因素与优化路径

1. 政策驱动机制

• 电价机制：分时电价峰谷差>0.7元/kWh时具备经济性，如浙江实现两充两放策略
• 补贴政策：地方度电补贴0.1-0.3元，容量补贴30元/kWh·a

2. 技术降本路径

2. 市场机制创新

• 容量租赁市场：形成200-300元/kWh·a的交易价格
• 虚拟电厂聚合：提升分布式储能利用率30%以上

五、典型场景运行案例分析

案例1：某省100MW/200MWh共享储能电站

• 运行策略：日两充两放（23:00-7:00充电，11:00-13:00/19:00-21:00放电）
  
• 经济指标：

案例2：火储联合深度调峰系统

• 技术参数：配置20%机组容量的熔融盐储热系统
• 经济效益：

• 调峰成本下降10.1%
• 年增收2100万元（含节省燃料成本与调峰补偿）

结论与建议

1. 配置方案选择：优先采用"锂电+液流电池"混合储能，兼顾功率与能量需求
2. 经济性提升路径：通过容量租赁、虚拟电厂聚合提升收益率3-5个百分点
3. 政策建议：推动峰谷价差>0.8元/kWh，建立容量补偿机制

该研究体系通过技术参数优化与收益模式创新，可为储能参与调峰提供全生命周期经济性解决方案，支撑新型电力系统建设。

📚2 运行结果

2.1 模式设置

基础调峰：50%出力，Pmin=0.5*Pmax

深度调峰：40%出力，Pmin=0.4*Pmax,  600mw可以深度调峰，200-300不可以（50%出力）。

投油，30%出力。

场景设置

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2.2 新能源消纳曲线：（模式1-模式3）

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2.3 场景3下的运行结果

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2.4 储能配置结果

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2.5 两个灵敏度分析

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部分代码：

%储能电池（对应公式30）
 summ2=0;
for l=1:1:24
   summ2=summ2+max(x2(1,l),0)*ng+min(x2(1,l),0)/np;
end
c =[c,summ2==0];%容量平衡约束
summ4=E0;
for l=1:1:24
   summ4=summ4+max(x2(1,l),0)*ng+np*min(x2(1,l),0);
   c =[c,Ehmax*0.1<=summ4<=Ehmax*0.9];%容量上下限约束
end
for l=1:1:24
   summ9=max(x2(1,l),0)*ng+np*min(x2(1,l),0);
   c =[c,-Pgmax<=summ9<=Pgmax];%功率上下限约束
end
%风机
c =[c,0<=x3<=fj];%可再生能源消纳约束
%日负荷平衡约束
for i=1:24
    c =[c,sum(x1(:,i))-sum(x2(:,i))+sum(x3(:,i))==load(i)];%
end
%% 目标函数
%储能设备（公式1）
C1=(CE*1000*Ehmax+CP*1000*Pgmax)*(rs*(1+rs)^Nz)/(((1+rs)^Nz)-1)/(365*Nz);
%储能设备（公式2）
C2=0;
for i=1:24
        C2=C2+abs(x2(1,i))*0.0075*1000;%储能充放电成本
end
%火电机组（公式3）
C3=0;
for j=1:6
    for i=1:24
        C3=C3+ag(j)*x1(j,i)*x1(j,i)+bg(j)*x1(j,i)+cg(j);%机组发电成本
    end
end
%火电机组（公式4-5）
C4=0;
for j=1:6
    for i=1:24
        C4=C4+0.05*1000*abs(x1(j,i));%机组发电成本
    end
end
C5=0;
% for j=1:2
%     for i=1:24
%         C5=C5+b2(j,1)*4.8*6130;%投油成本
%     end
% end
%弃风成本（公式6）
C6=0;
for i=1:24
    C6=C6+0.61*1000*max(fj(i)-x3(1,i),0);%
end
%储能套利（公式7）
C7=0;
for i=1:24
    C7=C7+Pgs(i)*(max(x2(1,i),0)*ng+np*min(x2(1,i),0));
end
%储能补偿（公式8）
C8=0;
for i=1:24
    C8=C8+0.4*max(x2(1,i),0)*ng;%调单位补偿
end
%火电机组补偿（公式9）
C9=0;
for j=1:6
for i=1:24
    C9=C9+0.01*(Pmin1(j)-x1(j,i));%max(0,Pmin1(j)-x1(j,i)),求解时间变长
end
end
%新能源消纳（公式15）
C10=0;
for i=1:24
    C10=C10+0.05*(x3(1,i)-xn(i));%指标归一化
end
%调峰成本（公式28-29）
GD=5000;%基础调峰成本
GC=5000*1.2;%不投油深度调峰成本
GO=4.8*6130;%投油深度调峰成本

%储能电池（对应公式30）

summ2=0;

for l=1:1:24

  summ2=summ2+max(x2(1,l),0)*ng+min(x2(1,l),0)/np;

end

c =[c,summ2==0];%容量平衡约束

summ4=E0;

for l=1:1:24

  summ4=summ4+max(x2(1,l),0)*ng+np*min(x2(1,l),0);

  c =[c,Ehmax*0.1<=summ4<=Ehmax*0.9];%容量上下限约束

end

for l=1:1:24

  summ9=max(x2(1,l),0)*ng+np*min(x2(1,l),0);

  c =[c,-Pgmax<=summ9<=Pgmax];%功率上下限约束

end

%风机

c =[c,0<=x3<=fj];%可再生能源消纳约束

%日负荷平衡约束

for i=1:24

   c =[c,sum(x1(:,i))-sum(x2(:,i))+sum(x3(:,i))==load(i)];%

end

%% 目标函数

%储能设备（公式1）

C1=(CE*1000*Ehmax+CP*1000*Pgmax)*(rs*(1+rs)^Nz)/(((1+rs)^Nz)-1)/(365*Nz);

%储能设备（公式2）

C2=0;

for i=1:24

       C2=C2+abs(x2(1,i))*0.0075*1000;%储能充放电成本

end

%火电机组（公式3）

C3=0;

for j=1:6

   for i=1:24

       C3=C3+ag(j)*x1(j,i)*x1(j,i)+bg(j)*x1(j,i)+cg(j);%机组发电成本

   end

end

%火电机组（公式4-5）

C4=0;

for j=1:6

   for i=1:24

       C4=C4+0.05*1000*abs(x1(j,i));%机组发电成本

   end

end

C5=0;

% for j=1:2

%     for i=1:24

%         C5=C5+b2(j,1)*4.8*6130;%投油成本

%     end

% end

%弃风成本（公式6）

C6=0;

for i=1:24

   C6=C6+0.61*1000*max(fj(i)-x3(1,i),0);%

end

%储能套利（公式7）

C7=0;

for i=1:24

   C7=C7+Pgs(i)*(max(x2(1,i),0)*ng+np*min(x2(1,i),0));

end

%储能补偿（公式8）

C8=0;

for i=1:24

   C8=C8+0.4*max(x2(1,i),0)*ng;%调单位补偿

end

%火电机组补偿（公式9）

C9=0;

for j=1:6

for i=1:24

   C9=C9+0.01*(Pmin1(j)-x1(j,i));%max(0,Pmin1(j)-x1(j,i)),求解时间变长

end

end

%新能源消纳（公式15）

C10=0;

for i=1:24

   C10=C10+0.05*(x3(1,i)-xn(i));%指标归一化

end

%调峰成本（公式28-29）

GD=5000;%基础调峰成本

GC=5000*1.2;%不投油深度调峰成本

GO=4.8*6130;%投油深度调峰成本

🎉3 文献来源

部分理论来源于网络，如有侵权请联系删除。

[1]李军徽,张嘉辉,李翠萍等.参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析[J].电工技术学报,2021,36(19):