張梅梅 黃榆潔 周夢迪 馬利波

1（華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理系，保定 071000）

2（新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室（華北電力大學(xué)），保定 071000）

引 言

為實現(xiàn) “雙碳”目標(biāo)，習(xí)近平總書記在中央財經(jīng)委員會第九次會議上提出 “構(gòu)建新型電力系統(tǒng)”［1］。相比于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)，新型電力系統(tǒng)供給結(jié)構(gòu)以新能源為主體、煤為輔助性資源，需求側(cè)增加了以電動汽車為代表的高度電氣化終端負(fù)荷。然而，風(fēng)光出力的隨機(jī)性、波動性［2］以及電動汽車無序充電［3，4］等問題對配電網(wǎng)造成巨大沖擊，打破了 “源隨荷動”的平衡局面，供需不同步、不均衡問題日益嚴(yán)重。

以儲能介質(zhì)存儲盈余電能或調(diào)節(jié)柔性負(fù)荷的使用時間，實現(xiàn) “源荷互動”［5］，是解決供需錯位問題的主要方向，如抽水蓄能的水風(fēng)光互補(bǔ)模式［6］、風(fēng)－光－沼模式等。探索風(fēng)光電站與水電站長短期調(diào)度路徑是水風(fēng)光互補(bǔ)的一大難點［7］，且受地理環(huán)境的限制，水電站推廣適用性差；在一定溫度下沼氣發(fā)酵產(chǎn)氣效率較佳［8］，能有效推動“源荷互動”［9］，但因沼氣產(chǎn)生周期長且沼氣池容量有限，風(fēng)－光－沼模式難以滿足超大功率設(shè)備使用需求［10］；未能消納的新能源電量轉(zhuǎn)化為天然氣可緩解棄風(fēng)棄光現(xiàn)象［11］，但電轉(zhuǎn)氣技術(shù)不具經(jīng)濟(jì)性［12］。以動力電池作為儲能介質(zhì)，間接調(diào)節(jié)電動汽車與配電網(wǎng)的交互時間，可實現(xiàn) “源荷互動”，既能降低動力電池充電費(fèi)用，也能削峰填谷［13］；鑒于電動汽車充電高峰與社會用電高峰重疊，動力電池對電網(wǎng)反向輸電過于理想［14］，反向充電場景更側(cè)重于直接協(xié)調(diào)電動汽車與風(fēng)電、光電［15］，提高風(fēng)光消納率［16，17］。

隨著11個城市新能源汽車換電模式應(yīng)用試點工作的推進(jìn)，全國重卡高效換電全新場景不斷涌現(xiàn)，換電站動力電池的數(shù)量和容量爆發(fā)式增長，動力電池參與共享儲能及 “削峰填谷”的空間增大，如吉利重卡綜合能源站·杭州隆欣換電站采用“風(fēng)光儲充換”一體化綜合能源技術(shù)。鑒于電池綜合服務(wù)費(fèi)是換電場景經(jīng)濟(jì)性的最大影響因素［18］，本文設(shè)計儲能參與的換電站，并探討其最優(yōu)配置及其經(jīng)濟(jì)性：（1）厘清換電生態(tài)下各主體的分配動作，設(shè)計換電站的 “風(fēng)－光－動力電池”單一儲能和 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能兩種儲能參與模式；（2）考慮兩種模式的換電需求和風(fēng)光出力約束，構(gòu)建儲能參與的電池充電最優(yōu)模型；（3）采用蒙特卡洛仿真換電需求，選擇北京某一天風(fēng)光真實出力狀況，仿真分析不同充電倍率時換電站的安全電池數(shù)量及兩種模式充電費(fèi)用最優(yōu)時的風(fēng)光消納率。

1 換電生態(tài)下動力電池參與儲能模式

1.1 “車－源－網(wǎng)”換電生態(tài)系統(tǒng)

成本難降、技術(shù)難突破是汽車電動化進(jìn)程的最大阻礙。動力電池成本是整車最主要成本，攻克動力電池購買價格高、充電時間長、續(xù)航里程短難題是加速汽車電動化的關(guān)鍵。為全面提速我國汽車電動化進(jìn)程，本文提出以政府為牽引規(guī)范電動汽車充換電標(biāo)準(zhǔn)，以創(chuàng)新激勵機(jī)制突破關(guān)鍵卡脖子技術(shù)，以企業(yè)聯(lián)動帶動區(qū)域電動汽車產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，打造 “車－源－網(wǎng)”換電生態(tài)系統(tǒng)。

“車－源－網(wǎng)”換電生態(tài)系統(tǒng)主要包括以下內(nèi)容：（1）換電為主、充電為輔的動力供給方式，補(bǔ)充電量耗時短、無電池折舊憂慮、單次使用成本較少等比較優(yōu)勢足以支持換電成為補(bǔ)充能源的主要方式；（2）動力電池梯次利用，在生產(chǎn)階段利用區(qū)塊鏈技術(shù)標(biāo)記動力電池全生命周期的性能，根據(jù)不同的剩余性能匹配不同的利用場景［19］；（3）清潔電能的儲蓄和利用，集成換電站利用清潔能源為閑置的動力電池儲電，清潔電能的富余量輸入到化學(xué)儲能電站，后續(xù)以換電服務(wù)為主、穩(wěn)定供給大電網(wǎng)為輔輸出清潔電能；（4）智能網(wǎng)聯(lián)服務(wù)，即綜合空閑充電樁位置、換電網(wǎng)點的服務(wù)能力和排隊情況等信息，為車主提供最佳補(bǔ)電方案；（5）作為換電生態(tài)下的新能源汽車種子用戶，網(wǎng)約車及超級用戶的壯大能為換電站密度增加提供源動力，從而解決充電耗時長、換電不便、“換電焦慮”等問題，吸引新用戶入局，推動換電生態(tài)正循環(huán)發(fā)展。見圖1。

圖1 “車－源－網(wǎng)”換電生態(tài)系統(tǒng)

計及動力電池參與風(fēng)光削峰填谷，換電生態(tài)下動力電池儲能有兩種模式：“風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式和 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能模式。

1.2 “風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式的充電優(yōu)化模型

為充分利用動力電池的儲能優(yōu)勢，本文設(shè)計以動力電池為唯一儲能設(shè)備的 “風(fēng)－光－動力電池”模式。常態(tài)化 “風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式的電能來源于光伏和風(fēng)力發(fā)電兩部分。在極寒無光、極熱無風(fēng)條件下，風(fēng)光出力不能滿足電動汽車的用電需求，可利用配電網(wǎng)對動力電池充電。該模式的優(yōu)化模型構(gòu)建如下。

1.2.1 目標(biāo)函數(shù)

“風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式下，優(yōu)化模型目標(biāo)是充電成本最小化。本文以風(fēng)光消納率為評價指標(biāo)，將對電網(wǎng)的沖擊作為約束條件。換電站充電成本根據(jù)電能來源不同而存在差異。使用風(fēng)電光電充電能提高風(fēng)光消納率并緩解對配電網(wǎng)的沖擊。若利用配電網(wǎng)進(jìn)行充電，不僅風(fēng)光消納率低，而且會影響配電網(wǎng)穩(wěn)定性。但風(fēng)光出力的不確定性或中斷動力電池充電均會減少動力電池壽命，易造成換電站對配電網(wǎng)過度依賴。然而在用電高峰調(diào)用配電網(wǎng)電量對動力電池充電，只會 “峰上加峰”［20］，因此需要優(yōu)化換電站與配電網(wǎng)交互的時間和能量。

“風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式優(yōu)化模型的目標(biāo)是使單個動力電池的充電平均成本最小，如式 （1） 所示。

式中：PRt為t時刻的電價，Ct為t時刻充電所需電量，計算公式如式 （2）所示，cht為t時刻正在充電的電池數(shù)量，CAP為電池額定容量，v為電池充電倍率，s為1天內(nèi)電池充滿數(shù)量，計算公式如式 （3）所示，fht為t時刻結(jié)束充電的電池數(shù)量，stt為t時刻開始充電的電池數(shù)量，T為充電時長。

根據(jù)電價收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)可知，PRv＜PRn＜PRf＜PRp，PRv為谷電電價，PRn為新能源電價，PRf為平峰電價，PRp為峰電電價。介于谷電電價最低，為避免換電站在用電低谷時大量充電導(dǎo)致用電低谷變?yōu)橛秒姼叻?，結(jié)合負(fù)荷曲線設(shè)定用電低谷各時段用電量限額Vt，超出限額部分按照用電平峰電價收費(fèi)，谷時電價函數(shù)如式 （4）所示：

式中Pt為t時刻風(fēng)光出力總和。

在峰電或平峰時段，若風(fēng)光出力能滿足需求，則直接使用風(fēng)電光電；若風(fēng)光出力不能滿足需求，為保障充電的持續(xù)性，只能使用配電網(wǎng)輸送電。峰時電價函數(shù)如式 （5）所示，平時電價函數(shù)如式 （6） 所示。

1.2.2 約束條件

根據(jù)電量將電池分為正在充電、等待充電、充滿電3類，換電生態(tài)約束條件如式 （7）所示，其中cdt為t時刻充滿電的電池數(shù)量，demt為t～t＋1時間段內(nèi)的換電需求量，cgt為t時刻等待充電的電池數(shù)量，n為換電站備用電池總數(shù)。

1.3 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能模式的充電優(yōu)化模型

為豐富風(fēng)電、光電的應(yīng)用場景，設(shè)計動力電池、化學(xué)儲能電站參與共享儲能的 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能模式?；瘜W(xué)儲能電站可由換電站自主投資或第三方建設(shè)，在強(qiáng)風(fēng)強(qiáng)光時利用化學(xué)儲能電站和動力電池吸納電能，在弱風(fēng)弱光時由化學(xué)儲能電站和谷電給動力電池充電。在此基礎(chǔ)上，為削峰填谷，盡可能在用電高峰時向配電網(wǎng)輸電。混合儲能模式結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 混合儲能模式結(jié)構(gòu)圖

1.3.1 目標(biāo)函數(shù)

以充電成本最低為目標(biāo)，以風(fēng)光消納率為評價指標(biāo)，兼顧對電網(wǎng)的影響和儲能電站的容量限制，構(gòu)造優(yōu)化模型。為破除棄風(fēng)棄光頑疾，對所棄風(fēng)電光電按新能源電價收費(fèi)。目標(biāo)函數(shù)如式（8）所示。

式中：PEt為t時刻（用電高峰）儲能電站和風(fēng)力發(fā)電站、光伏發(fā)電站對配電網(wǎng)的輸電量之和，PRs為用電高峰時向配電網(wǎng)輸電電價。

1.3.2 約束條件

超出儲能電站最大容量即會導(dǎo)致棄電，儲能電站各時刻的儲電計算公式如式 （9）所示。

式中：t＝2，3，…，23，SPOWt為t時刻儲能電站的儲電量，ceil為儲能電站最大容量。

儲能電站向換電站和配電網(wǎng)的輸電總量計算公式如式 （10）所示。由于儲能電站儲電量恒大于0，式 （11） 成立。

2 算例分析

以北京市某區(qū)7月份某天為例進(jìn)行仿真。根據(jù)各時段電價、新能源電價（見表1），假設(shè)用電高峰時向配電網(wǎng)輸電電價為1.2元/度。

表1 分時電價、新能源電價

光伏發(fā)電的容量為1500kwp，風(fēng)力發(fā)電機(jī)的裝機(jī)容量為10MW。利用GLOBAL SOLAR ATLAS，仿真得到7月平均每小時發(fā)電量?；谥?小時歷史風(fēng)速，運(yùn)用傅里葉級數(shù)回歸擬合得到逐小時風(fēng)速。根據(jù)風(fēng)力發(fā)電機(jī)的主要參數(shù)（表2）和計算公式［21］，計算得到逐小時風(fēng)力發(fā)電量如圖3所示。式 （12）中：PWT為風(fēng)力發(fā)電機(jī)的輸出功率，vci為切入風(fēng)速；vco為切出風(fēng)速；vN為額定風(fēng)速；PN為風(fēng)力發(fā)電機(jī)的額定輸出功率。

圖3 逐小時發(fā)電量

表2 風(fēng)力發(fā)電機(jī)的主要參數(shù)

通過中國政府網(wǎng)公布的北京市工作日典型負(fù)荷曲線，并結(jié)合峰谷時間，確定谷電限額如表3所示，混合儲能模式下用電高峰時內(nèi)各小時向配電網(wǎng)的輸電400千瓦時。

表3 用電低谷限額

2.1 基于蒙特卡洛算法的換電需求預(yù)測

將1天平均劃分為24個時段。假設(shè)電池剩余電量符合均勻分布；若電池剩余電量不滿足下一次出行需求（假定電池最大放電深度為70%），則假設(shè)下一次出行的開始時間即為換電時間?；陔姵貐?shù)（見表4），利用蒙特卡洛法隨機(jī)抽樣，得到電池初始時刻的荷電狀態(tài)（State of Charge，SOC），根據(jù)2017年全美家庭出行時刻、出行時長等統(tǒng)計調(diào)查結(jié)果（National Household Travel Survey，NHTS），計算各輛車的換電時刻。

表4 動力電池的主要參數(shù)

將N次仿真結(jié)果按時段平均，擬合出298次換電需求在時間維度的分布特點，如圖4所示。

圖4 298次換電需求在1天內(nèi)的分布

2.2 結(jié)果分析

基于基礎(chǔ)參數(shù)、風(fēng)光逐小時出力和用戶換電需求預(yù)測結(jié)果，采用Lingo18軟件求解 “風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式和 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能模式的優(yōu)化模型。

2.2.1 安全電池數(shù)量

以滿足298次換電需求為前提，在不同化學(xué)儲能電站容量、不同充電倍率情況下，混合儲能模式、單一儲能模式的安全電池數(shù)量分別如表5、表6所示。

表5 混合儲能模式安全電池數(shù)量

表6 單一儲能模式安全電池數(shù)量

從表5、表6可以看出，在風(fēng)光出力的約束下，單一儲能模式、混合儲能模式的安全電池數(shù)量與充電倍率負(fù)相關(guān)。結(jié)果表明，在保障充電安全的基礎(chǔ)上，提高動力電池的充電倍率，可有效減少換電站的安全電池數(shù)量。

2.2.2 經(jīng)濟(jì)性分析：

假設(shè)換電費(fèi)用為1.5元/度（服務(wù)費(fèi)0.5元/度，電費(fèi)1元/度），化學(xué)儲能電站的度電價格為2000元/度，單一儲能模式的經(jīng)濟(jì)效益如表7所示，混合儲能電站的容量在1000kwh、7560kwh時的經(jīng)濟(jì)效益分別如表8、表9所示。

表7 單一儲能模式經(jīng)濟(jì)效益分析

表8 混合儲能模式（1000kwh）經(jīng)濟(jì)效益分析

表9 混合儲能模式（7560kwh）經(jīng)濟(jì)效益分析（換電費(fèi)用1.5元/度）

結(jié)果表明，當(dāng)備用電池數(shù)量一定時，兩種儲能模式的平均充電成本均與充電倍率正相關(guān)；充電倍率一定時，隨備用電池數(shù)量增加，盡管前期投資成本相應(yīng)增加，但是單一儲能模式、混合儲能模式的平均充電成本均逐漸下降。

此外，換電費(fèi)用達(dá)到1.5元/度值得關(guān)注?；旌蟽δ苣Ｊ较?，化學(xué)儲能電站容量為1000kwh、充電倍率為0.2C，化學(xué)儲能電站容量達(dá)到7560kwh、充電倍率為0.33C、0.25C、0.2C時投資回收期均大于5年，即在全壽命周期內(nèi)不能將投資成本完全回收。單一儲能模式在充電倍率為0.33C、混合儲能模式在化學(xué)儲能電站容量為1000kwh、充電倍率為1C時，全投資內(nèi)部收益率在10%～13%內(nèi)，符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。單一儲能模式在充電倍率為1C、0.5C時全投資內(nèi)部收益率分別為41%、23%，遠(yuǎn)超行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，換電費(fèi)用有降低的空間，企業(yè)有一定的競爭優(yōu)勢。

其他條件不變，當(dāng)換電費(fèi)用達(dá)到2元/度（服務(wù)費(fèi)0.5元/度，電費(fèi)1.5元/度）時，混合儲能電站的容量為7560kwh時的經(jīng)濟(jì)效益如表10所示。在此條件下，充電倍率為0.2C時，全投資內(nèi)部收益率為13%，符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。充電倍率在0.25C及以上時，全投資內(nèi)部收益率均大于13%，換電費(fèi)用還有降低的空間。

表10 混合儲能模式（7560kwh）經(jīng)濟(jì)效益分析（換電費(fèi)用2元/度）

2.2.3 供需協(xié)調(diào)度分析

單一儲能模式、混合儲能模式隨備用電池數(shù)量變化風(fēng)光消納率如圖5～7所示。兩種模式下風(fēng)光消納率與充電倍率、備用電池數(shù)量大致正相關(guān)。混合儲能模式的風(fēng)光消納率均在96%水平以上，增加備用電池數(shù)量或提高充電倍率均對提高風(fēng)光消納率無顯著作用。此外，備用電池數(shù)量和充電倍率一定時，混合儲能模式的風(fēng)光消納率比單一儲能模式高13%以上。

圖5 單一儲能模式的風(fēng)光消納率

圖6 混合儲能模式的風(fēng)光消納率－7560kwh

圖7 混合儲能模式的風(fēng)光消納率－1000kwh

用電高峰時單一儲能模式在不同充電倍率下的負(fù)荷曲線如圖8所示，用電高峰時，混合儲能模式能穩(wěn)定地向配電網(wǎng)定量輸電；單一儲能模式在0.2C、0.25C充電倍率下會少量地使用峰電，在0.33C、0.5C、1C時可波動性地向電網(wǎng)輸電。反映了混合儲能模式協(xié)調(diào)供需錯位效果優(yōu)于單一儲能模式。

圖8 用電高峰時單一儲能模式在不同充電倍率下的負(fù)荷曲線

綜上所述，單一儲能模式、混合儲能模式均具備較好的經(jīng)濟(jì)性。其中，與單一儲能模式相比，混合儲能模式風(fēng)光消納效果更優(yōu)。為兼顧環(huán)境和經(jīng)濟(jì)效益，建立化學(xué)儲能電站容量為1000kwh的混合儲能模式，充電倍率為1C，換電費(fèi)用為1.5元/度時，全投資內(nèi)部收益率為10%，風(fēng)光消納率可達(dá)96.099%。

3 結(jié) 論

以換電站建設(shè)推動換電生態(tài)系統(tǒng)正循環(huán)為目標(biāo)，本文設(shè)計以動力電池為儲能介質(zhì)的 “風(fēng)－光－動力電池”單一儲能模式和 “風(fēng)－光－動力電池－儲能電站”混合儲能模式，構(gòu)造換電站的安全電池數(shù)量及兩種模式充電費(fèi)用最優(yōu)時的風(fēng)光消納率計算模型，并通過仿真模擬得到：（1）在保證充電安全的前提下，提高充電倍率能顯著降低安全電池數(shù)量；（2）符合行業(yè)投資收益標(biāo)準(zhǔn)的情景：換電費(fèi)用為1.5元/度時，單一儲能模式在充電倍率為0.33C和混合儲能模式在化學(xué)儲能電站容量為1000kwh、充電倍率為1C時，全投資內(nèi)部收益率達(dá)到10%～13%；當(dāng)換電費(fèi)用為2元/度時，充電倍率為0.2C時，全投資內(nèi)部收益率為13%；（3）混合儲能模式下化學(xué)儲能電站容量對風(fēng)光消納率、配電網(wǎng)無顯著影響，且備用電池數(shù)量和充電倍率一定時，混合儲能模式的風(fēng)光消納率比單一儲能模式高13%以上；（4）為兼顧環(huán)境和經(jīng)濟(jì)效益，可建立化學(xué)儲能電站容量為1000kwh、充電倍率為1C、換電費(fèi)用為1.5元/度（服務(wù)費(fèi)0.5元/度，電費(fèi)1元/度）的混合儲能模式，此時全投資內(nèi)部收益率為10%，風(fēng)光消納率為96.099%。