有源配电网络中面向可再生能源承载容量的电池储能技术经济规划

《Applied Energy》：Techno-economic planning of battery energy storage for renewable hosting capacity in active distribution networks

　　

本文提出了一种用于有源配电网络（ADN）的电池储能系统（BESS）技术经济规划框架，以在现实运行约束下提高可再生能源承载容量。电池的选址、定容以及年度调度被表述为一个双目标问题，其目标是最小化有效承载容量缺额与储能年化成本。投资成本、运行与维护成本以及更换成本，与通过对8?760 h运行轨迹进行雨流计数（rainflow counting）得到的、依赖放电深度（DoD）的退化过程相耦合；同时，网络可行性通过后向-前向扫描潮流（backward-forward sweep, BFS）进行校核。研究人员采用一种两层策略，将非支配排序遗传算法II（NSGA-II）与线性规划（LP）调度子问题相结合，在相同条件下比较了磷酸铁锂电池（LFP）、全钒氧化还原液流电池（VRFB）和铅酸电池（PbA）。在中压（MV）Oberrhein基准系统中，LFP表现出最佳折中，在1?072×10³ EUR/yr的成本下实现1.30%的承载容量增益；相比之下，VRFB在3?250×10³ EUR/yr下实现1.25%，PbA在1?410×10³ EUR/yr下实现1.18%。未来增长压力测试将相对增益提高至约1.71%。当深度循环触发更换需求时，显式退化建模会改变长期经济性排序；同时，分布式多点部署优于集中式储能。针对网络负载水平、液流电池效率、初始荷电状态（SoC）、光伏（PV）预测误差以及联合参数不确定性的敏感性分析，进一步支持了该比较排序及其结构性结论。

该文发表于《Applied Energy》，聚焦于有源配电网络（ADN）中电池储能系统（BESS）的规划问题，核心目标是提升配电网对可再生能源的承载容量（HC，指在不违反电压、热稳定等技术约束条件下，网络可接纳的新增可再生能源注入上限）。随着分布式能源资源（DER）在中压（MV）和低压（LV）配电网中的渗透率持续上升，网络运行呈现更强的时间波动性、双向潮流以及更严苛的电压与线路热约束。在此背景下，储能被视为最具灵活性的规划资源之一，能够通过时移、局部拥塞缓解、电压支撑以及提高网络设备利用率来扩展可再生能源接入能力。然而，储能对HC的提升效果，并不单纯取决于是否配置储能，还受到其安装位置、容量规模、年内运行方式、电池技术类型以及退化表征方式的共同影响。现有研究虽然分别涉及HC评估、储能选址定容、技术差异和退化建模，但较少有工作在同一框架下，将电池化学体系差异、基于全年时序的调度、显式退化成本以及交流（AC）可行潮流约束整合起来进行统一分析。该研究正是针对这一综合性缺口，构建了一个面向技术比较的年度规划框架。

研究人员围绕固定网络拓扑下的BESS规划展开研究，将储能选址、定容、年度调度及技术经济评价耦合为双目标优化问题：一方面最小化有效HC缺额，另一方面最小化储能年化成本。研究将LFP、VRFB与PbA三类代表性储能技术纳入统一比较，其中LFP作为主流锂电参考技术，VRFB作为长时储能与低DoD敏感性的代表，PbA则作为具有典型退化劣势的基准对照。结果表明，在MV Oberrhein主案例中，LFP在各经济情景下均表现出最佳HC—成本折中；VRFB虽然可实现接近的HC提升，但成本显著更高；PbA受较高最小SoC和陡峭DoD—循环寿命关系影响，经济性较弱。研究进一步指出，显式退化建模虽然在中位数工况下未必总触发明显更换成本，但在深循环区域会显著改变长期经济排序，尤其会放大PbA方案的生命周期成本。此外，最佳方案普遍表现为多点分布式部署，而非单点集中式布局。这一结论对于配电网储能规划具有重要意义：在高可再生能源渗透率场景下，储能规划不应被简化为与技术无关的容量配置问题，而应当将电池化学特性、退化机制和网络约束协同纳入。

该研究主要采用了以下关键技术方法。首先，建立双目标混合整数非线性规划（MINLP）模型，以储能配置变量和HC缩放因子为规划层决策变量，以8760小时充放电功率、能量状态和弃电量为运行层变量。其次，采用两层优化策略：上层使用非支配排序遗传算法II（NSGA-II）搜索选址、定容与HC方案，下层在线性规划（LP）框架中优化年度调度。再次，网络可行性通过后向-前向扫描潮流（BFS）进行全年交流约束校核。退化部分基于放电深度（DoD）—循环寿命曲线，并通过雨流计数从全年储能轨迹中提取循环，进而估计寿命与更换成本。案例网络采用pandapower基准系统，包括CIGRE MV – base验证网络与MV Oberrhein – load主案例网络。

在研究结果方面，论文首先给出了基线工况分析。对于CIGRE MV – base，基线潮流已存在变压器热约束超限，因此仅作为方法学压力测试，不用于技术比较。对于MV Oberrhein – load，网络基线运行具有较大裕度，α_base=3.669，表明在无储能情况下网络已可承载约3.67倍参考可再生能源注入。在此基础上，储能所能带来的HC绝对增量本身有限，因此论文强调其价值不在于展示大幅度绝对扩容，而在于识别剩余承载空间的最优获取方式及其成本结构。

在“Hosting-capacity enhancement (BESS on fixed topology)”部分，研究人员以LFP和基础经济情景为参照，展示了Pareto前沿及代表性解。结果表明，最小成本方案几乎不带来显著HC增益；拐点方案部署18个分布式单元，总额定功率21?206 kW、总额定能量42?612 kWh，可将有效承载容量提升至α_eff^*=3.717，对应HC增益1.30%，年化成本1?072×10³ EUR/yr；最大HC方案虽能将增益提高到1.63%，但需要24个单元且成本接近三倍。说明在原本裕度较高的网络中，提升最后一部分剩余HC需要显著增加储能部署规模和成本。

在“Technology-aware comparison”部分，论文在相同网络与优化条件下系统比较了LFP、VRFB和PbA三种电池。结果显示，LFP以最低成本实现最高HC增益，是三者中最优折中方案；VRFB在HC上与LFP接近，但因功率变换与电解液成本较高，年化成本达到3?250×10³ EUR/yr；PbA则因最小SoC较高、可用能量受限，且DoD—寿命曲线陡峭，优化器倾向于保守调度，最终HC增益最低。论文据此指出，在该案例中，不同化学体系对可实现HC上限的影响相对有限，但对实现相同HC增量所需的经济代价影响显著，技术差异主要体现在“残余HC增量的经济效率”上。

在“Economic sensitivity analysis”部分，研究人员设置保守、基础和乐观三种经济情景，考察贴现率、通货膨胀和技术学习率变化对结果的影响。结果表明，LFP在三种情景下始终维持最优HC—成本折中，未出现技术排序反转。VRFB对经济情景最为敏感，乐观情景下成本有所下降，但仍远高于LFP。PbA在乐观情景下出现年化成本高于基础情景的非单调现象，原因并非模型异常，而是折点解沿前沿移动至更高HC部署区域，从而由更大的装机规模抵消了更有利的融资条件。该部分说明，经济参数变化会影响具体成本值和前沿形态，但不改变主要技术排序。

在“Degradation and deployment interpretation”部分，论文通过代表性运行轨迹的事后雨流分析，揭示了不同技术的退化暴露差异。VRFB处于低退化区间，寿命超过25年，几乎无需更换；LFP在代表性方案中已出现两次更换，对年化成本贡献约9.33%；PbA寿命仅约1.51年，更换次数高达16次，更换成本占年化成本77.59%。这一结果表明，退化建模并非经济分析中的边缘修正项，而是在深循环工况下决定长期技术优劣的关键因素。与此同时，论文还通过Pareto前沿着色分析部署单元数，发现单一集中式储能方案只能带来低于0.10%的HC增益，而18个分布式单元构成的拐点方案则可实现1.30%增益，说明MV Oberrhein中的约束分散于多个馈线，选址多样性比单点大容量装置更重要。

在“Stress test under proportional load-and-DER growth”部分，研究通过同步放大负荷与DER水平，构造未来增长压力测试。结果显示，随着网络整体负担加重，α上界和无储能基线HC均下降，但储能相对增益从1.30%提升到约1.70%–1.71%。这说明，当网络从“高裕度”转向“更紧约束”状态时，储能对于回收剩余电压和热稳定裕度的价值会更加明显，因此该框架在约束更紧张的实际配电网中可能更具应用价值。

在“Sensitivity of VRFB to round-trip efficiency”部分，论文针对VRFB设置更高的回路效率假设进行复算。结果表明，即使将往返效率由0.64提高至0.75，VRFB可实现的最大HC几乎不变，说明MV Oberrhein中的HC上限主要由网络约束而非储能效率决定；其拐点成本依旧远高于LFP，因此基础情景中采用保守效率设定并未人为压低VRFB竞争力。

在“Sensitivity to the initial state-of-charge assumption”部分，研究比较了自由初始SoC、固定为50%和固定为80%三种设定。结果完全一致，表明在8760 h全年优化并施加年度闭环约束E₈₇₆₀=E₀时，初始SoC条件可在前若干小时内被运行轨迹吸收，对最终HC几乎没有可测影响。

在“Robustness to PV forecast errors”部分，论文通过一阶自回归AR(1)过程模拟光伏预测误差，在固定LFP拐点方案下重求运行调度。即使在σ=20%的误差水平下，中位数α_eff^*下降仍不足1%，且几乎所有蒙特卡罗样本都保持高于无储能基线的正HC增益。进一步对自相关系数φ的敏感性检验也表明，结果对误差持续性并不敏感，说明该规划结论对现实预测不确定性具有稳健性。

在“Robustness of the technology cost ranking”部分，研究采用拉丁超立方抽样（LHS）联合扰动CAPEX、O&M、循环寿命参数及宏观经济参数，以检验技术成本排序对参数不确定性的稳健性。结果显示，VRFB在全部样本中始终是最昂贵技术；PbA与LFP之间的排序会在少数样本中交换，但绝大多数情况下维持既有格局。论文据此认为，VRFB的高成本劣势是结构性的，而非参数抽样或个别前沿点选择所致。

讨论部分指出，该框架之所以能给出可信的HC估计，在于其将全年调度优化与完整的交流网络可行性校核相结合。与此同时，MV Oberrhein本身属于高初始裕度网络，因此储能带来的绝对HC增长较小，这并不削弱模型价值，而是强调其更适用于分析剩余HC增量及其成本。在技术层面，LFP在所有情景下都提供最佳HC—成本折中，VRFB主要受高成本制约，PbA主要受退化与运行边界制约；在部署层面，多点分布式配置明显优于集中式方案。论文同时明确了模型边界，包括：退化模型仅考虑基于DoD的循环老化，未纳入日历老化、温度效应及电化学机理；成本模型不含土建、EPC、并网和税费等完整项目财务项；MV网络将HV/MV变压器简化为理想电源，因而绝对HC值仍需结合上级变压器容量重新审视；全局标量α设定也使结果更接近分布式储能增益的保守下界。尽管如此，这些限制并未动摇文中关于技术相对优劣和分布式部署优势的主要结论。

论文结论部分可译述为：本文提出了一种面向有源配电网络的技术感知型电池储能规划框架。该框架联合最小化承载容量缺额和储能年化成本，并结合基于雨流计数的退化建模、基于BFS的交流可行性校核以及两层NSGA-II + LP求解策略。在MV Oberrhein上的完整计算表明，第一，LFP在所有情景下均取得最佳HC—成本平衡；在基础情景拐点处，其以1?072×10³ EUR/yr实现α_eff^*=3.717，相对α_base=3.669提升1.30%，优于VRFB和PbA。第二，显式退化建模会改变不同技术的长期经济解释，但其作用强弱取决于循环工况；在浅循环条件下更换成本影响有限，而在深循环条件下会显著抬升PbA乃至LFP的长期成本。第三，MV Oberrhein中的HC提升本质上是分布式规划问题，单点集中式储能难以解决分散在多个馈线上的约束。总体而言，研究结果主要支持不同电池化学体系与部署模式之间的相对比较，而非对绝对HC水平给出工程保证；在实际应用中，应进一步将HV/MV变压器容量与BESS规划协同优化。