基于削峰填谷的鈉硫電池儲能系統技術經濟分析

廖強強，陸宇東，周國定，葛紅花，仲雋偉

(1．上海電力能源轉換工程技術研究中心(上海電力學院)，上海市200090;2．上海市電力公司市區供電公司，上海市200080)

0 引 言

隨著社會經濟的發展和電力市場的變化，電網峰谷差不斷加大，高峰時段電力緊缺，低峰時段電力有余，如2011年上海地區負荷的最大峰谷差為最高用電負荷的39%。高峰時段電力緊缺呈現2個重要的特征:一是高峰負荷的持續時間較短，通常大于95%最高用電負荷(超過30 000 MW)的時間不到全年的1%，平均每天不到15 min;二是最高負荷出現的時間很有規律，一般出現在上午10:00 ～11:00、下午2:00 ～3:00、晚上8:00 ～9:00 這3個時間段。電力需求側管理是轉移高峰負荷，減少電網峰谷差，緩解高峰電力緊缺的一項重要手段。在需求側管理措施方面，除了采用有效的市場手段和必要的行政手段來引導電力用戶錯峰、避峰以外，還可將具有“蓄水池作用”的儲能系統接入電網，以有效地實現需求側管理，減小負荷峰谷差，充分利用發電、輸配電設備，從而達到緩解高峰用電緊張及降低供電成本的目的。儲能技術包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超導電磁儲能、鈉硫電池儲能等等［1-3］。鈉硫電池儲能技術具有能量密度高、轉換效率高、建設周期短、場地適應性強等優點，在電力系統中具有廣闊的應用前景。本文以日本Meisei 大學1 MW/8 MW·h的鈉硫電池儲能系統的運行數據為基礎，研究在日本、美國和我國的電價結構下該儲能系統的技術經濟性。

1 鈉硫電池儲能技術應用狀況

鈉硫電池儲能技術是一種適用于削峰填谷的儲能技術。日本NGK 公司是世界上唯一能夠提供商業化鈉硫電池產品的企業，2010年生產能力達150 MW。目前NGK 公司生產的鈉硫電池模塊的額定功率為50 kW，容量為360 ～430 kW·h，能以100 kW 放電2 h，250 kW 放電30 s，在放電深度為90%時的循環周期為4 500次(壽命為15年)，轉換效率為85%。

1992年第1個鈉硫電池儲能系統開始在日本示范運行，2006年美國第1 套1.2 MW/7.2 MW·h 的鈉硫電池儲能系統實現了商業運行，目標是減輕當地電力容量飽和的壓力和提高供電的可靠性［4］。2008年5月日本在青森縣51 MW 的Futamata 風電場配備了總儲能功率和容量為34 MW/244.8 MW·h 的鈉硫電池儲能系統，目標是平滑風電出力，這是目前實際運行的最大功率的單座鈉硫電池儲能系統。2010年10月我國自主研制的100 kW/800 kW·h 的鈉硫電池儲能站在上海成功并網運行。從世界范圍來看，到目前為止有近250 座鈉硫電池儲能系統在全球運行，其中大部分建在日本，2/3 用于負荷調峰。表1為鈉硫電池的儲能應用分布情況［5］。表2 為中國和日本鈉硫電池特性參數比較，其中A·h 是反映電池容量大小的指標之一，其定義是按規定的電流進行放電的時間。

表1 鈉硫電池儲能應用分布比例Tab.1 Application distribution of NaS battery energy storage

表2 中國和日本鈉硫電池特性參數Tab.2 Characteristic parameters of NaS battery in China and Japan

從表1 中可以看出，作為一款能量密度較高的儲能電池，在電力儲能方面的應用主要是負載均衡。

從表2 中可以看出，我國的鈉硫電池技術已經和日本比較接近了，但是單體電池的一致性、電池系統的壽命及安全性等性能還需在實際應用中經受考驗。

關于鈉硫電池的價格，由于我國鈉硫電池產業還沒有規模化，國內沒有相關數據可以參考。根據日本資源能源廳2009年的數據［8］，鈉硫電池單體價格為24 萬日元/kW 和2.5 萬日元/(kW·h)，按100 日元折7元人民幣來計算，折合成人民幣為16 800元/kW 和1 750元/(kW·h)。鈉硫電池系統的價格可以參照鈉硫電池儲能電站的造價來估算。2008年日本34 MW/244.8 MW·h(7.2 h 連續額定功率放電)的鈉硫電池儲能系統的造價約為100 億日元［8］，折算成人民幣約為20 600元/kW 和2 900元/(kW·h);2006年美國第1 套1.2 MW/7.2 MW·h(6 h 連續額定功率放電)的鈉硫電池儲能系統造價約為2 500 美元/kW［9］和420 美元/(kW·h)，按1 美元折8元人民幣計算，折合成人民幣約為20 000元/kW 和3 400元/(kW·h)。從這2個儲能電站造價成本來看，目前鈉硫電池儲能系統的成本為20 000元/kW 和3 000元/(kW·h)左右。由于我國物價的整體水平要低于美、日兩國，因此估計我國規?；蟮拟c硫電池儲能系統的造價成本要低于上述2個數據。具有鈉硫電池生產能力的上海電氣鈉硫儲能技術有限公司，計劃2013年貫通具備5 ～10 MW 生產能力的產品中試線，2014年貫通50 MW 生產線，形成規模化生產能力。

2 鈉硫電池儲能系統削峰填谷運行情況

2002年8月，一座1 MW/8 MW·h 的鈉硫電池儲能系統在日本Meisei 大學開始運行。該大學高峰負荷為3 MW 左右，其中2 MW 由電網供電，高峰時段所缺的1 MW 負荷由鈉硫電池提供。表3 列出了鈉硫電池的主要參數。

表3 Meisei 大學鈉硫電池主要參數Tab.3 Main parameters of NaS battery in Meisei university

圖1 和圖2 分別為鈉硫電池儲能系統日負荷運行曲線和周負荷運行曲線，均顯示了鈉硫電池很好的負載均衡能力。

圖1 1 MW 鈉硫電池儲能系統日負荷運行曲線Fig.1 Daily operation curves of 1 MW NaS battery energy storage system

圖2 1 MW 鈉硫電池儲能系統周負荷運行曲線Fig.2 Weekly operation curves of 1 MW NaS battery energy storage system

從圖1 可以看出，在22:00 ～6:00 時，電網提供的功率為1 800 kW 左右，用戶的需求功率為600 ～1 200 kW，多余的功率(1 200 ～600 kW)給鈉硫電池充電;在6:00 ～9:00 和18:00 ～22:00 時，電網提供的功率與用戶的需求功率一致，這時鈉硫電池既不充電也不放電;在9:00 ～18:00 時，電網提供的功率還在1 800 kW 左右，而用戶的高峰需求功率已達到2 800 kW左右，顯然這時電網已遠遠不能滿足用戶的電力負荷需求，1 000 kW 左右的供需負荷落差是通過鈉硫電池放電來填滿的。從圖2 可以看出，每天削峰填谷的功率和時間及削峰填谷的電量(充電電量或放電電量)都是不相同的。為了得到鈉硫電池運行期間的能量轉換效率，將充電電量、放電電量、加熱所需能量進行日平均化，表4 為2003 －07 －27 ～2006 －03 －04 運行的日平均能量數據［10］。

表4 2003 －07 －27 ～2006 －03 －04 運行的日平均能量數據Tab.4 Annual average of daily operation from 2003 －07 －27 to 2006 －03 －04

該儲能系統的日運行模式為負載跟蹤模式，周運行模式為制式運行模式。由于周日或節假日用電負荷較低，電網供電負荷可以完全滿足需求，出于經濟考慮，周日或節假日儲能系統只充電，不放電。鈉硫電池的能源轉換效率η 計算公式為

表4 統計了在946 天運行期間的每日充放電能量等數據，其中能源轉換效率包括了變流器系統(power conditioning system，PCS)(逆變器和整流器)所造成的損失。總的能源轉換效率達到77.9%，與抽水蓄能電站的換能效率相當?？鄢c硫電池不放電的周日或節假日后，鈉硫電池儲能系統的能源轉換效率更是高達80.9%。

3 鈉硫電池儲能系統經濟性分析

為了簡化處理，把低谷電價作為充電電價，高峰電價作為放電電價，通過日本鈉硫電池儲能系統的真實運行數據，從儲能系統投資周期的角度比較日本東京、美國某地區、中國上海3個地區的電價機制的差異。

3.1 計算公式

(1)儲能系統的建設成本計算公式為

年運行成本計算公式為

式中:Cconst為建設成本，元;Enas為儲能系統總儲存能量，kW·h;C0為單位儲能的建設成本，元/(kW·h);Cop為年運行成本，元/年，按2% 的建設成本計算。

(2)儲能系統的年度總運行收益計算公式為

式中:Itot為年度總運行收益，元/年;Ipower為年度容量電價收益，元/年;Ienergy為年度電量電價收益，元/年;P1為容量電價，元/(kW·月);M 為1年中的月份數;Pnas為鈉硫電池的輸出功率，kW;Edis為日放電電量，kW·h/d;Pdis為放電電價，元/(kW·h );Ech為日充電電量，kW·h/d;Eheat為日加熱所需電量，kW·h/d;Pch為充電電價，元/(kW·h );D 為1年中的天數。

(3)投資周期計算公式為

式中:Tinvest為投資周期，年;Inet為年凈收益，元/年。

3.2 算例分析

算例已知數據:

(1)在Meisei 大學1 MW/8 MW·h 的鈉硫電池儲能系統中，Enas= 8 000 kW·h;C0= 3 000元/(kW·h);Pnas=1 000 kW;Edis=5 762.1 kW·h/d;Ech=6 940 kW·h/d;Eheat=455.1 kW·h/d。

(2)日本東京的最高容量電價為260 日元/(kW·月)，充電電價為6.16 日元/(kW·h)(低谷電價)，放電電價為32.25 日元/(kW·h)(高峰電價)［11］，匯率為1 日元=0.07元人民幣。

(3)美國Summit 抽水蓄能系統容量電價為11 美元/(kW ·月)［12］，充 電 電 價 為0.02 美元/(kW·h)(低谷電價)，放電電價為0.18 美元/(kW·h)(高峰電價)［13］，匯率為1 美元=6.2元人民幣。

(4)上海市電網實行的兩部制分時電價的用戶夏季銷售電價表(10 kV 工商業及其他用電)中基本容量電價為39元/(kW·月)，充電電價為0.245元/(kW·h)(谷時段銷售電價)，放電電價為1.074元/(kW·h)(峰時段銷售電價)。

將上述有關數據代入上面的計算公式進行計算。按靜態投資計算，日本、美國、我國收回1 MW 鈉硫電池儲能系統投資成本所需要的年限分別為7.2、10.2、15.1年。按照放電深度為90%時的鈉硫電池儲能系統的預期壽命為15年(4 500次循環)計算，日本、美國投資周期分別占儲能系統壽命周期的1/2和2/3 左右，而以我國上海的電價結構來看，在鈉硫電池儲能系統的壽命周期內既不虧損，也沒有收益。

造成上述結果的原因有2個。一是峰谷電價差的不同，上述計算中日本、美國、我國上海峰谷電價差分別為1.826，0.992，0.829元/(kW·h)，日本的峰谷電價差最大;峰谷電價比分別為5.24 ∶1、9 ∶1、4.38∶1，美國的峰谷電價比最大，但美國的低谷電價非常小。二是容量電價不同，上述計算中日本、美國、我國上海容量電價分別為218.4，818.4，468元/(kW·年)，美國的容量電價最大。假定上海充電電價仍然為0.245元/(kW·h)，放電電價按6 倍于充電電價，即1.47元/(kW·h)計算，容量電價按50元/(kW·月)計算，收回1 MW/8 MW·h 鈉硫電池儲能系統投資成本所需要的年限從15.1年縮短為9.4年。因此，為了更好地促進提供電網削峰填谷等輔助服務的電池儲能系統的可持續發展，在電池儲能系統的容量電價及峰谷電價的制定方面應參照國外的電價機制，研究適用于我國電池儲能服務的合理的電價機制。

4 結 論

(1)由于鈉硫電池儲能系統能量密度比較大，能量成本比較低，非常適合于削峰填谷等電力儲能服務。

(2)由于日本有較大的峰谷電價差，美國有較大的峰谷電價比和容量電價，因此鈉硫電池儲能系統在這2個國家提供削峰填谷等輔助服務是可以盈利的。

(3)為了促進鈉硫電池等儲能技術的可持續發展，應研究適用于我國電池儲能技術的合理的電價機制。

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