新能源快速发展给系统灵活调节能力提出了新要求。储能技术作为缓解调峰压力、提高备用水平等的重要技术方案，有着广阔的应用前景。目前储能容量规划方法大都是基于典型日的新能源出力与负荷需求特性曲线进行计算，缺乏在大区域环境和大时间尺度下的储能容量配置研究。在系统内新能源装机容量一定的前提下，综合考虑电网调峰、系统备用容量充裕性和新能源利用率等因素，本文提出了一种满足新能源消纳的大容量储能多分区协同两阶段优化配置方法，实现了储能在适应大规模新能源并网消纳条件下容量合理配置方面的定量研究。

（1）提出了满足新能源消纳需求的大容量储能多分区协同优化布点定容模型，将新能源8760h出力序列纳入优化，可考虑不同分区间的储能容量协调优化，有效提升储能配置的合理性；

（2）结合两阶段优化配置模型，提出了基于序贯子问题法的优化求解技术；

（3）面向吉林电网，提出了储能优化配置规模及储能利用效率与减少的新能源弃电量的关系。

目前国内外对适应新能源大规模并网消纳条件下的大容量储能在多分区的协同优化配置研究较少，多关注在电源侧和微网中储能的优化配置问题，储能在电网侧多分区的配置效率不高。为了提高大容量储能在多分区配置的合理性，提出了一种满足新能源消纳的大容量储能多分区协同两阶段优化配置方法。在系统内新能源装机容量一定的前提下，综合考虑电网调峰、系统备用容量充裕性和新能源利用率等因素，采用时序生产模拟方法和序贯子问题法，可以确定系统中不同分区储能配置的合理容量，实现了储能在适应大规模新能源并网消纳条件下容量合理配置的定量研究。以典型省级电网为案例，测算结果验证了方法的有效性。

为了解决长时间尺度下多分区大容量储能布点定容方法缺失的问题，考虑储能投资成本、风光出力特性、负荷特性、电网调节能力等，本文建立了大容量储能多分区两阶段优化配置方法。第一阶段通过求解长期优化调度模型，确定区域电网的新能源最大消纳量；第二阶段，结合第一阶段的计算结果，以储能投资成本最低为优化目标，采用二分法更新储能配置规模，并返回第一阶段求解模型。基于国内典型省级电网开展案例分析，测试结果验证了所提方法的有效性。

⬆ 图1 大容量储能多分区两阶段优化配置方法流程图

如图2和图3所示，考虑火电机组在各个时段上最小开机数量约束时，如果要实现较高的新能源利用率（如95%），需要大幅提高储能配置规模，此时1 MWh的储能电量仅可以提高2~3 MWh的新能源上网电量。如果适当降低新能源的利用率要求（如从95%降低到90%），则可以将储能配置容量及投资成本降低一个数量级，此时1 MWh的储能电量可以提高超过40 MWh的新能源上网电量。

提高储能满功率持续放电时间，虽然可以减少逆变器功率的配置规模，但由于电池容量的增加，储能系统总投资不一定会降低，甚至可能会升高。当新能源利用率要求为90%时，按满功率持续放电时间4 h配置储能系统，投资成本最低；当新能源利用率要求为95%时，按满功率持续放电时间6 h配置储能系统，投资成本最低。应结合新能源利用率要求，合理确定储能满功率持续放电时间。

⬆ 图2 满足新能源利用率90%要求的储能最优配置容量及投资成本

⬆ 图3 满足新能源利用率95%要求的储能最优配置容量及投资成本

在综合考虑电网调峰、系统备用容量充裕性和新能源利用率后，采用本文提出的两阶段求解算法，可以得到电网侧多分区合理的储能配置容量。当系统中新能源利用率较低时，通过合理配置一定量的储能容量，可以显著提高新能源的利用率。新能源利用率目标过高，单纯通过配置储能来满足利用率要求不具有经济性，储能系统投资巨大，应该考虑采取多种灵活性措施提升系统新能源消纳能力。

研究团队