新疆哈密抽水储能经济性分析.docx
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新疆哈密抽水储能经济性分析
新疆哈密抽水储能经济性分析
摘要：
西部大开发政策实施以来，哈密地区经济得到了较大幅度的提升，对电量的使用也呈现快速增长的趋势，电网结构也日益多样化，尤其是在风力、电力等可再生资源迅速发展以来，如何更好的实现哈密地区电网的安全稳定运行，成为新疆哈密地区需要关注的主要问题。
本文主要通过对哈密抽出储能的经济性分析，通过对新疆电网、抽水抽水储能电站的发展情况进行调查分析，指出其中存在的问题，进一步探讨哈密抽水抽水储能电站的经济性，并提出可行的建议，旨在完善哈密电网结构，改善电网运行的实际情况，促进绿色可再生资源的稳定发展。
关键词：
电网；抽水储能；经济性分析
第1章绪论
1.1研究背景
抽水储能能够为电力运行提供调峰、调频、调相、填谷、紧急事故备用等多种服务,是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。
抽水蓄能电站可在负荷低谷时，通过抽水将系统难以消耗的电能转换为势能；在负荷高峰或系统需要时，通过发电将势能转换为系统需要的电能，达到平衡电量输送作用。
抽水蓄能经历了100多年的发展，是目前唯一经历过3代以上技术变革，大规模成熟应用的储能方式。
截至目前，抽水蓄能是唯一一种广泛应用于电力系统的大容量储能技术，在过去的几十年中，公共电网已经将抽水蓄能技术作为利用非高峰能量的最经济的储能方式。
1.2研究目的及意义
1.2.1研究目的
抽水储能电站是在山上和山下建2个水库，在用电低谷时，用剩余的电把水抽到山上，在用电高峰时，放水放点，相当于一个“水做的电池”，把电给存起来。
电站建成以后接入220千伏电压的新疆电网，承担调峰，填谷，调频，调相和紧急事故备用的任务。
本文主要在现行政策下，以新疆地区电力系统的特点与用电需求现状为出发点，对哈密地区建设抽水抽水储能电站的优势及存在问题进行总结，对其建设抽水储能电站的经济性进行分析。
1.2.2研究意义
对新疆哈密抽水储能经济性进行分析，体统剖析该项目的建设对增强新疆电网调峰能力，优化电源结构，改善电网运行条件，提高系统运行经济性，扩大新能源就地消纳，确保电网的安全稳定运行，促进当地经济社会发展和带动就业都具有重要意义。
同时，与世界发达国家相比,我国抽水储能装机明显不足，以新疆哈密抽水蓄能电站为例，分析其经济性，将有助于对于抽水储能在我国的建设和发展。
1.3国内外相关研究综述
目前国内外关于抽水抽水储能电站经济效益评价有多种多样的方法，并且也都结合典型的抽水抽水储能电站进行了案例分析。
但是这些文献大多数没有研究为什么采用某种评价方法，这种评价方法究竟是否适合于这种应用场合。
因此，全面分析抽水抽水储能电站经济效益的构成，选取有代表性的、关键性的经济效益评价指标，并采用适合抽水蓄能电站的经济效益评价方法，构建一套科学合理的抽水抽水储能电站的经济效益评价模型，对于准确评价我国抽水抽水储能电站的经济效益，提升我国抽水抽水储能电站管理经验和经济效益具有重要意义。
抽水抽水储能电站经济运行研究比单独研究水泉站和常规水电站经济运更复杂，相关研究论文较少，大多数是直接引用水泉站和常规水电站经济运行研究成果。
在抽水蓄能电站电价研究方面存在的问题是，未计入资金和资产时间价值，在电价成本分析上尚有不合理之处，辅助服务电价研究成果较少；电网统一调度情形下抽水蓄能电站经济运行方式研究成果相对较多，混合式抽水蓄能电站、抽水蓄能电站群、独立经营情形下及厂内抽水蓄能电站经济运行方式研究成果较少；动态效益计算方法尚处于理论探讨阶段。
1.4研究思路与方法
1.4.1研究思路
本文首先，将对新疆电网的现状及存在的问题进行分析，总结当下新疆的实际用电需求；其次，简要概况哈密地区正在建设的抽水储能电站工程，并分析新疆哈密建设抽水储能电站的优势；最后，将对新疆哈密建设抽水储能电站的经济性进行分析，并从需求出发对工程的建设提出合理化的建议。
1.4.2研究方法
（一）静态效益分析法。
采用静态效益分析方法，对新疆哈密抽水抽水储能电站在发挥削峰填谷作用时所产生的效益进行分析。
（二）动态效益分析法。
采用动态效益分析法，对新疆哈密抽水抽水储能电站在事故备用、快速符合调整、调频、调相等方面产生的效益进行分析。
（三）成本-效益分析法。
以成本-效益分析方法，对新疆哈密抽水抽水储能电站节约投资成本、节煤减排降低的成本等方面的效益进行分析。
（四）文献分析法。
广泛阅读文献，深入分析研究对象，结合本文研究目标，选用合适的经济效益评价指标。
第2章新疆电网现状
2.1新疆电力系统的特点[2]
（1）负荷增长较快。
2016年最大用电负荷为26028MW,全疆发电量为2273.7亿KWH,外送电量为356.58亿KWH。
随着经济社会进一步发展,电力需求将继续增长。
根据预测,到2025年新疆全社会用电量为4000亿KWH,最大负荷为65000MW；到2030年全社会用电量4750为亿KWH,最大负荷为78500MW。
同时,到2025年新疆规划外送电规模为56000MW,2030年外送规模为80000MW。
（2）新能源开发利用前景广阔
新疆是全国风能资源最丰富的地区,可以开发利用的地区主要分布在北疆。
新疆还是太阳能资源丰富的地区,峰值出现在东部地区。
截至2016年底,新疆风电装机17754.8MW、光伏装机8926MW,新能源装机合计26680.8MW,除在区内消纳外,还通过直流特高压工程外送,外送装机7829.5MW。
规划2025年风电总装机51650MW、太阳能发电总装机33825MW；2030年风电总装机58350MW、太阳能发电总装机49150MW。
新能源增速过快,开发规模远超当地消纳能力,弃风、弃光限电问题日益突出,2016年弃风率38%,弃风电量137亿KWH,制约了新疆新能源的消纳和开发。
（3）调峰能力不能充分发挥
新疆电网峰谷差相对较小,但电网中水电装机比重小,且受综合利用任务的限制，掉峰能力不能充分发挥。
火电装机中供热机组比重较大,随着风电、光伏装机的不断增加,电网调峰与新能源消纳愈发困难。
（4）新疆地域广,电网跨度大。
由于新疆地域辽阔,电网东西、南北跨度均超过2000km。
把疆内的能源资源转化成电力,进行远距离、大规模输电和全国范围优化配置,特高压电网通道建设势在必行。
同时也需要加强750kV网架建设,满足地区间大功率送电的需要和大容量电厂、大型水火电基地的接入及送出需要。
2.2新疆用电需求现状
近几年新疆地区供电量增长较快，其中工业用电增长拉动作用最为明显，地区工业用电又以矿业加工和冶炼用电为主；结合近年来新疆电网电力市场的走势，考虑到煤炭资源开发、煤化工及电气化铁路改造、建设等对负荷水平的快速拉动作用，根据新疆生产总值统一核算结果，2020年上半年，新疆生产总为6412.80亿元，同比增长3.3%。
同时，国网新疆电力完成售电量639亿千瓦时，同比增长7.26%，成为拉动新疆社会经济增长的重要动力。
2.3新疆电网目前存在的问题
新疆全区能源资源十分丰富，但电网消纳能力不足、网架结构薄弱，难以支持大规模风、光、火电源的消纳，而中部、东部经济高速发展，但资源匮乏，电力需求旺盛。
（1）电力不足全疆存在缺电局面，新疆主网统调电厂无检修和事故备用，经常拉闸限电。
南疆电力发展落后．人均发电量仅234KW—h。
（2）电源结构和布局不合理，小厂、小机组多全疆仅有5万KW及以上火电机组14台，总容量112.5万KW，仅有2.5万KW及以上水电厂8座，总容量33.8万KW。
设备陈旧、能耗高、发电成本高、经济效益低。
（3）调峰手段低新疆主网基本无水电，靠火电启停机调峰，造成事故多，燃料消耗与经营成本增加。
地州电网水电厂多为径流式小电厂，同样存在调峰困难。
（4）电网统一管理难按国家电力建设原则是“电厂多家建、电网一家管”。
但新疆存在中央、地方、兵团、水利、石油等五个方面，各有自己的电厂，又有自己的电网，在同一电网中往往几家电网割据，无法经济调度，不利于资源优化配
第3章新疆哈密抽水抽水储能电站工程概述
3.1新疆哈密建设抽水抽水储能电站的优势
3.1.1煤炭资源
哈密煤炭资源储量大、品种多、易开采，具有低硫、低磷、低灰粉、高发热量“三低一高”的特点。
预测资源量5708亿，占全国预测资源量的12.5%，占新疆预测资源量的31.7%，居全疆第一位。
3.1.2石油、天然气资源
石油和天然气资源主要分布在巴里坤县三塘湖、伊吾县淖毛湖盆地和哈密市红台区域。
三塘湖和淖毛湖盆地预测油气资源当量9.3亿t。
在己探明的6个含油区块中，石油总资源量5.7亿、天然气资源量1500亿澎，被国土资源部油气储量评审办公室验收确认为亿吨级油田，成为中国石油天然气集团公司的重点试
验区块和试验项目。
3.1.3水能资源
哈密水资源主要以天山冰川和地下水为主，有大小冰川226条，冰川总面积180.9km2，储量67.5亿m3，水资源总量为16.97亿m3，总用水量10.56亿m3，占62.23%。
哈密地区水资源主要用于灌溉、供水等综合利用，无水力发电，但天山山脉为哈密地区建设一定规模的抽水蓄能电站创造了条件。
3.1.4风能资源
根据《新疆风能资源评价报告》，在哈密地区主要包括哈密东南部风区、三塘湖一淖毛湖风区和十三间房风区。
位于哈密的哈密东南部风区、三塘湖一淖毛湖风区，风功率密度大于或等于150W1m2总面积为51569km2，占到全疆风功率密度大于或等于150W/m2总面积的66.3%，技术开发量达到75498MW，约占全疆技术开发量的62.8%。
3.1.5太阳能资源
哈密市属典型的温带大陆性干旱气候，气候干燥，雨量少而集中，蒸发量大，冬冷夏热，气温日差较大;日照时间长，光能丰富;无霜期短，冬春季风沙天气较多。
哈密地区太阳能资源丰富，是新疆太阳能资源最好的地区，年平均太阳总辐射量为6214.66MJ/m2，全年日照时数31703380h，是全国日照时数充裕的地区之一。
哈密市东南部、星星峡等全年日照时数达3500h，巴里坤三塘湖一淖毛湖盆地，全年日照时数3350h以上，位于天山之间的巴里坤盆地、伊吾谷地分别为3170h和3250h，具备太阳能发电的优越条件。
3.1.6土地资源
哈密有着广裹的土地，煤炭、石油、天然气、风能、太阳能资源丰富地区大部分为荒漠化土地和戈壁滩，相较于我国东南部地区稀缺的土地资源限制能源资源开发的局面，哈密大规模的低成本土地资源也为大规模能源资源开发奠定了场地基础。
新疆作为资源税费改革的第一个“试点”，获准实施土地差别化政策，对利用戈壁荒滩等国有未利用土地的，将予以减免土地出让金和新增建设用地土地有偿使用费，对于哈密大规模能源资源开发有着良好的土地资源优势。
3.2新疆哈密抽水抽水储能电站项目的建设目标
规划到2030年，新疆特高压直流外送电力规模将达60000MW，其中哈密基地有两条±800KV直流送出通道，送电规模大，目前已建成哈密－郑州±800KV特高压直流输电线路。
在大力发展风电和光伏发电的基础上，同步建设煤电基地，实施风光火多能互补打捆外送，一定时期内用火电来进行调峰，可以确保新能源发电的稳定出力，减少对电网的安全性的冲击，同时也满足了哈密煤电、风电、太阳能发电大规模外送的现实需要。
3.3新疆哈密建设抽水抽水储能电站项目的意义与价值
3.3.1促进哈密能源资源大规模开发
风电、光电、火电、抽水蓄能等多种电源合理组合形成“多能互补”的运行模式，能够取长补短，发挥各类电源的优势，并对出力过程进行控制、调节和优化。
抽水蓄能电站具有发电和抽水，即增、减出力的双重功能，是调节、优化出力过程的关键和有效措施，是构建“多能互补”的关键组成部分。
抽水蓄能电站在网内、外送平台中与风电、光电、火电配合运行，有利于提高电网及输电系统的稳定性和经济性，促进风电、光电、煤电基地集中大规模开发，改善火电电源运行的经济性和安全性，为新疆风电、光电、煤电的发展扩展更大的市场空间。
根据目前新疆“十三五”规划初步成果，可靠的电力供应是增供扩销的基础。
国网新疆电力大力拓展电量新的增长点，实施营销提质增效八项措施，累计实现增收1.57亿元；完成35千伏及以上重点业扩项目送电36项，增加售电量2883.35万千瓦时。
且随着经济社会的不断发展和能源资源更大规模的开发，哈密对抽水蓄能电站的需求规模将愈来愈大，建设哈密地区抽水蓄能电站是哈密新能源资源大规模可持续发展和实现国家能源结构调整和绿色能源战略的必然选择。
3.3.2对地方社会经济发展具有重要作用
根据国家有关税法规定，电站建设期间将缴纳大量的税费，涉及的有关税种包括建筑安装营业税、城建税、教育费附加、印花税等。
此外，电站建设对地方工业的发展和交通条件的延伸改善，又必将带动相关地区的城镇化建设以及商业、金融、旅游业的发展，给当地提供大量的就业机会，促进第三产业的快速发展。
电站建成投产后，运行期对地方财政税收的贡献主要有增值税（25％为地方留成）、城建税、教育费附加及企业所得税（40％地方留成）等大量税金，可为当地注入强大的资金流，促进当地国民经济的整体跃升，从而加速推进经济社会发展，对促进民族团结、社会稳定等具有重要的作用。
第4章新疆哈密抽水抽水储能电站的经济性分析
4.1储能系统造价分析
现阶段的运行系统当中，以1h为时间间隔，抽水储能电站以联合市场交易模式（同时参与调峰服务与能量市场）运行，考虑水资源消耗的因素，制定新疆抽水抽水储能电站日前运行方案。
4.1.1目标函数
（1）针对区域电网的日前优化，以区域电网运行经济性最优为目标。
利用储能降低机组参与深度调峰的情况，并增大可再生能源利用率。
综上，区域电网运行经济性以区域电网日前运行总效益Fs最大为目标，包括水能资源运行收益、抽水储能电站运行收益、外购电成本，构建优化模型为
（1）
水资源的运行收益
（2）
该公式中：
为水电上网公路；
为
时段峰谷电价；
为时间间隔；
为运行周期。
（2）电化学储能运行收益
储能同时参与能量市场与调峰辅助服务。
（3）
该公式中：
为
时段的储能系统充、放电功率；
为储能系统运行成本。
（4）
该公式中：
为抽水储能电站单位电量运行损耗。
（3）外购电成本
（5）
4.1.2约束条件
（1）储能系统约束
①功率约束
由于储能同一时段只能有一种状态，引入二进制变量对其充放电状态进行约束，即
该公式中，
、
都是0-1变量；
取值为1代表储能处于充电状态，
取值为1代表储能处于放电状态；
为储能充、放电的最大功率。
②荷电状态约束
将储能的剩余能量定义为荷电状态，其数值为储能剩余容量和额定容量的比值。
充放电时要考虑剩余电量，则荷电状态约束为
该公式中，
为
时段储能荷电状态；
为
时段储能剩余储存能量；
为储能额定容量；
为荷电状态最小值、最大值。
③储能系统SOC与充放电功率的关系
该公式中，
、
为决策范围内电化学储能初始和末尾时段的荷电状态。
（2）可再生能源的出力约束
式中，
为可再生能源的出力上限。
（3）连接线路的传输约束
4.2抽水储能电站的经济效益分析
随着时间的不断推进，对可再生能源与负荷的预测准确性也不断提高，为了适应负荷与可再生能源发电的不确定性，需要各电源参与调频服务，以保证电网的平稳运行，日内优化取15min为时间间隔，以日前优化中确定储能系统日前充放电计划与调峰机组的运行状况为基础进行。
抽水储能电站参与调频辅助服务市场的收益分为两部分，即备用收益与里程收益。
4.2.1目标函数
以日内运行收益最高为目标，目标函数为
该公式中：
Ff为日内运行总效益；FGf,n为调频机组参与调频运行效益；FBf为储能系统参与调频服务与能量市场的运行效益。
（1）抽水储能电站运行收益FBf
该公式中：
为
时段储能系统参与调频备用的充放电功率；
为
时段储能系统调频过程中充、放电功率；
为调频容量补偿价格。
4.2.2约束条件
（1）功率平衡约束
电化学储能系统参与调峰的常规机组出力、储能出力、可再生能源及负荷功率之间的功率平衡。
该公式中，
为
时段的负荷的预测误差；
为
时段的风电的预测误差。
4.3上网电价的测算分析
上述模型中存在0-1变量与整数变量相乘，或分段函数等非线性部分，通过文献中的线性化方式将其线性化处理后，利用商业优化软件CPLEX与YALMIP求解工具箱在Matlab中编程求解。
本文储能设置为电网侧的独立储能装置。
本文负荷上限为200MW·h，风电机组的最大发电量为40MW·h，火电机组的最大出力为100MW·h。
抽水储能电站设定不同的工作模式，在深充深放模式下，在调峰交易的初始阶段，储能处于最小荷电状态，在交易周期内，储能进行单次充电，当储能系统处于最大荷电状态时停止充电。
在浅充浅放模式下，储能在每个交易日的初始运行荷电状态要求其SOC在0.5左右波动。
火电机组在正常调峰范围之外，采用分层报价确定其深度调峰补偿，以机组有偿调峰基准负荷率为起点，采用下调容量比例形式报价。
以下调机组5%的额定容量比例作为一个报价区间，随调峰深度增加依次递增报价，而深度调峰到达一定程度需要进行投油。
设置火电机组有偿调峰补偿基准负荷率为60%，投油调峰的负荷率为45%。
通过对不同场景的对比，储能电站以浅充浅放的状态运行导致经济性下降，表明深充深放的运行模式经济性更好。
4.4算例分析
4.4.1算例参数
本文以某虚拟区域电网为例进行计算，区域电网中包括储能电站、燃煤火电机组、可再生能源发电厂与负荷。
由于电厂侧储能的部分收益归算到火电机组侧，无法明确计算储能的收益，本文储能设置为电网侧的独立储能装置。
本文负荷上为200MW·h，风电机组的最大发电量为40MW·h。
日内预测误差主要为可再生能源与负荷的不确定性影响所致，本文通过在日前预测曲线叠加正态分布的白噪声模拟预测误差。
储能系统的参数如表1所示。
表1储能系统的参数
参数
数值
额定功率/MW
10
额定容量/MW·h
40
最大充/放电功率/MW
10/10
SOC最大值/最小值
0.9/0.15
充/放电效率/%
92
初始容量/MW·h
20
运行损耗/[元/（MW·h）]
120
储能电站设定不同的工作模式，在深充深放模式下，在调峰交易的初始阶段，储能处于最小荷电状态，在交易周期内，储能进行单次充电，当储能系统处于最大荷电状态时停止充电。
在浅充浅放模式下，储能在每个交易日的初始运行荷电状态要求其SOC在0.5左右波动。
针对调频过程，调频里程与调频容量的报价分
别取12元/（MW·h）、960元/MW/月进行计算。
研究对象所在区域售电分时电价见表2。
表2售电分时电价
时段
价格/[元/（kW·h）]
谷时段
23:
00～次日7:
00
0.303434
平时段
7:
00～8:
30；11:
30～14:
30
17:
30～19:
00；21:
00～23:
00
0.5797
峰时段
8:
30～11:
30；14:
30～17:
30
19:
00～21:
00
0.855966
4.4.2算力分析
（1）不同运行模式对比
储能在区域电网中以不同运行目标运行的收益不同，见表3。
表3不同运行目标收益计算
储能运行目标
收益计算
调峰辅助服务
峰谷电价收入
调频辅助服务
容量收入+里程收入
能量市场
峰谷电价收入
多目标运行
以上全部
为了体现储能系统不同运行目标所带来的经济效益的差异，设置对比场景进行分析：
①场景1，储能电站仅参与能量市场；②场景2，储能电站参与调峰服务、能量市场；③场景3，储能电站参与调频服务、能量市场；④场景4，储能电站参与调频服务、调峰服务、能量市场多目标的角度出发，优化储能运行。
对比不同的储能运行模式对运行效益、储能利用效率的影响，分析储能参与运行的效益。
上述不同场景中，储能的收益计算方式并不相同，计算储能电站参与不同运行目标收益见表4。
表4场景1、场景2、场景3、场景4优化结果
场景
场景1
场景2
场景3
场景4
总收益/万元
106.13
105.85
90.44
106.71
调峰机组收益/万元
27.67
27.65
18.67
27.65
调频机组收益/万元
29.78
29.32
28.58
29.29
可再生能源收益/万元
20.90
20.76
20.30
20.76
外购电收益/万元
27.83
27.83
19.28
21.52
储能收益/万元
−0.04
0.30
2.66
0.19
储能电量/（MW·h）
129.23
118.14
66.00
93.59
从系统运行的角度出发，由场景1与场景2、场景3、场景4的对比看出，储能在能量市场的基础上，参与调峰辅助服务市场或调频辅助服务市场时，其运行总收益均有一定的下降（−0.28万元、−15.69万元），储能以多目标运行时，系统总的运行收益增加（+0.58万元），表明考虑多目标运行的优化方式有利于提升系统运行效益；外购电的收益中场景4略大于场景3，处于较低的水平，表明考虑多目标运行的优化方式有利于降低联络线路的传输功率；可再生能源收益方面，场景4大于场景3，多目标运行可适度提升可再生能源的消纳。
综合考虑，储能以多目标运行是更优的选择。
从储能自身的角度出发，场景3的运行电量最小，场景1、场景2至场景4中运行电量逐步降低，场景4中的储能运行电量较小，表明同时参与多个不同运行目标的情况下，有效降低运行电量，提升运行效率；而场景3中储能运行电量较低，加上从成本收益中看出，储能参与调频有额外的补偿，场景3中储能的运行效益远大于其他场景，就目前而言，储能参与调频自身获利最大。
综合来看，储能系统参与不同的市场交易模式带来的运行收益不同，而储能系统以联合市场交易模式参与运行，可充分利用不同市场之间时间差异性，充分调度储能电站的调节能力，增加储能电站参与不同市场的运行量，提升储能电站的利用率，为系统稳定运行提供优质服务，同时降低联络线传输功率，提升可再生能源的消纳量，增加系统运行的经济性与稳定性。
（2）储能不同运行状态对比
目前，储能系统参与调频辅助服务市场有补偿机制，推动储能系统参与调频市场。
储能参与调峰辅助服务市场时，系统总运行成本也有下降，也应给予相应补偿，以激励储能参与调峰辅助服务市场。
本文增加储能参与辅助服务补偿以促进储能参与调峰服务，分析储能调峰补偿对于储能运行优化的影响，统一采取500元/（MW·h）时的补偿价格。
并考虑储能系统不同的运行状态，增设3个场景，分析储能调峰补偿、状态改变对储能运行的影响。
场景5为在储能多目标优化的基础上，考虑储能调峰补偿进行系统优化。
场景6中进一步对储能进行限制，令储能在浅充浅放的状态下运行，第一阶段充放电深度50%～75%，第二阶段充放电深度50%～75%。
场景7为电池储能电站深充深放的运行状态，第一阶段充放电深度75%～90%，不同场景优化的结果如表5所示。
表5场景4、场景5、场景6、场景7优化结果
场景
场景4
场景5
场景6
场景7
总收益/万元
106.71
108.81
108.11
108.83
调峰机组收益/万元
27.65
27.56
27.55
27.55
调频机组收益/万元
29.29
30.29
30.29
30.29
可再生能源收益/万元
20.76
20.63
20.77
20.63
外购电收益/万元
21.52
27.83
26.82
27.83
储能收益/万元
0.19
2.51
1
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