基于削峰填谷的钠硫电池储能系统技术经济分析

廖强强，陆宇东，周国定，葛红花，仲隽伟

(1．上海电力能源转换工程技术研究中心(上海电力学院)，上海市200090;2．上海市电力公司市区供电公司，上海市200080)

0 引 言

随着社会经济的发展和电力市场的变化，电网峰谷差不断加大，高峰时段电力紧缺，低峰时段电力有余，如2011年上海地区负荷的最大峰谷差为最高用电负荷的39%。高峰时段电力紧缺呈现2个重要的特征:一是高峰负荷的持续时间较短，通常大于95%最高用电负荷(超过30 000 MW)的时间不到全年的1%，平均每天不到15 min;二是最高负荷出现的时间很有规律，一般出现在上午10:00 ～11:00、下午2:00 ～3:00、晚上8:00 ～9:00 这3个时间段。电力需求侧管理是转移高峰负荷，减少电网峰谷差，缓解高峰电力紧缺的一项重要手段。在需求侧管理措施方面，除了采用有效的市场手段和必要的行政手段来引导电力用户错峰、避峰以外，还可将具有“蓄水池作用”的储能系统接入电网，以有效地实现需求侧管理，减小负荷峰谷差，充分利用发电、输配电设备，从而达到缓解高峰用电紧张及降低供电成本的目的。储能技术包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导电磁储能、钠硫电池储能等等［1-3］。钠硫电池储能技术具有能量密度高、转换效率高、建设周期短、场地适应性强等优点，在电力系统中具有广阔的应用前景。本文以日本Meisei 大学1 MW/8 MW·h的钠硫电池储能系统的运行数据为基础，研究在日本、美国和我国的电价结构下该储能系统的技术经济性。

1 钠硫电池储能技术应用状况

钠硫电池储能技术是一种适用于削峰填谷的储能技术。日本NGK 公司是世界上唯一能够提供商业化钠硫电池产品的企业，2010年生产能力达150 MW。目前NGK 公司生产的钠硫电池模块的额定功率为50 kW，容量为360 ～430 kW·h，能以100 kW 放电2 h，250 kW 放电30 s，在放电深度为90%时的循环周期为4 500次(寿命为15年)，转换效率为85%。

1992年第1个钠硫电池储能系统开始在日本示范运行，2006年美国第1 套1.2 MW/7.2 MW·h 的钠硫电池储能系统实现了商业运行，目标是减轻当地电力容量饱和的压力和提高供电的可靠性［4］。2008年5月日本在青森县51 MW 的Futamata 风电场配备了总储能功率和容量为34 MW/244.8 MW·h 的钠硫电池储能系统，目标是平滑风电出力，这是目前实际运行的最大功率的单座钠硫电池储能系统。2010年10月我国自主研制的100 kW/800 kW·h 的钠硫电池储能站在上海成功并网运行。从世界范围来看，到目前为止有近250 座钠硫电池储能系统在全球运行，其中大部分建在日本，2/3 用于负荷调峰。表1为钠硫电池的储能应用分布情况［5］。表2 为中国和日本钠硫电池特性参数比较，其中A·h 是反映电池容量大小的指标之一，其定义是按规定的电流进行放电的时间。

表1 钠硫电池储能应用分布比例Tab.1 Application distribution of NaS battery energy storage

表2 中国和日本钠硫电池特性参数Tab.2 Characteristic parameters of NaS battery in China and Japan

从表1 中可以看出，作为一款能量密度较高的储能电池，在电力储能方面的应用主要是负载均衡。

从表2 中可以看出，我国的钠硫电池技术已经和日本比较接近了，但是单体电池的一致性、电池系统的寿命及安全性等性能还需在实际应用中经受考验。

关于钠硫电池的价格，由于我国钠硫电池产业还没有规模化，国内没有相关数据可以参考。根据日本资源能源厅2009年的数据［8］，钠硫电池单体价格为24 万日元/kW 和2.5 万日元/(kW·h)，按100 日元折7元人民币来计算，折合成人民币为16 800元/kW 和1 750元/(kW·h)。钠硫电池系统的价格可以参照钠硫电池储能电站的造价来估算。2008年日本34 MW/244.8 MW·h(7.2 h 连续额定功率放电)的钠硫电池储能系统的造价约为100 亿日元［8］，折算成人民币约为20 600元/kW 和2 900元/(kW·h);2006年美国第1 套1.2 MW/7.2 MW·h(6 h 连续额定功率放电)的钠硫电池储能系统造价约为2 500 美元/kW［9］和420 美元/(kW·h)，按1 美元折8元人民币计算，折合成人民币约为20 000元/kW 和3 400元/(kW·h)。从这2个储能电站造价成本来看，目前钠硫电池储能系统的成本为20 000元/kW 和3 000元/(kW·h)左右。由于我国物价的整体水平要低于美、日两国，因此估计我国规模化后的钠硫电池储能系统的造价成本要低于上述2个数据。具有钠硫电池生产能力的上海电气钠硫储能技术有限公司，计划2013年贯通具备5 ～10 MW 生产能力的产品中试线，2014年贯通50 MW 生产线，形成规模化生产能力。

2 钠硫电池储能系统削峰填谷运行情况

2002年8月，一座1 MW/8 MW·h 的钠硫电池储能系统在日本Meisei 大学开始运行。该大学高峰负荷为3 MW 左右，其中2 MW 由电网供电，高峰时段所缺的1 MW 负荷由钠硫电池提供。表3 列出了钠硫电池的主要参数。

表3 Meisei 大学钠硫电池主要参数Tab.3 Main parameters of NaS battery in Meisei university

图1 和图2 分别为钠硫电池储能系统日负荷运行曲线和周负荷运行曲线，均显示了钠硫电池很好的负载均衡能力。

图1 1 MW 钠硫电池储能系统日负荷运行曲线Fig.1 Daily operation curves of 1 MW NaS battery energy storage system

图2 1 MW 钠硫电池储能系统周负荷运行曲线Fig.2 Weekly operation curves of 1 MW NaS battery energy storage system

从图1 可以看出，在22:00 ～6:00 时，电网提供的功率为1 800 kW 左右，用户的需求功率为600 ～1 200 kW，多余的功率(1 200 ～600 kW)给钠硫电池充电;在6:00 ～9:00 和18:00 ～22:00 时，电网提供的功率与用户的需求功率一致，这时钠硫电池既不充电也不放电;在9:00 ～18:00 时，电网提供的功率还在1 800 kW 左右，而用户的高峰需求功率已达到2 800 kW左右，显然这时电网已远远不能满足用户的电力负荷需求，1 000 kW 左右的供需负荷落差是通过钠硫电池放电来填满的。从图2 可以看出，每天削峰填谷的功率和时间及削峰填谷的电量(充电电量或放电电量)都是不相同的。为了得到钠硫电池运行期间的能量转换效率，将充电电量、放电电量、加热所需能量进行日平均化，表4 为2003 －07 －27 ～2006 －03 －04 运行的日平均能量数据［10］。

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

该储能系统的日运行模式为负载跟踪模式，周运行模式为制式运行模式。由于周日或节假日用电负荷较低，电网供电负荷可以完全满足需求，出于经济考虑，周日或节假日储能系统只充电，不放电。钠硫电池的能源转换效率η 计算公式为

表4 统计了在946 天运行期间的每日充放电能量等数据，其中能源转换效率包括了变流器系统(power conditioning system，PCS)(逆变器和整流器)所造成的损失。总的能源转换效率达到77.9%，与抽水蓄能电站的换能效率相当。扣除钠硫电池不放电的周日或节假日后，钠硫电池储能系统的能源转换效率更是高达80.9%。

3 钠硫电池储能系统经济性分析

为了简化处理，把低谷电价作为充电电价，高峰电价作为放电电价，通过日本钠硫电池储能系统的真实运行数据，从储能系统投资周期的角度比较日本东京、美国某地区、中国上海3个地区的电价机制的差异。

3.1 计算公式

(1)储能系统的建设成本计算公式为

年运行成本计算公式为

式中:Cconst为建设成本，元;Enas为储能系统总储存能量，kW·h;C0为单位储能的建设成本，元/(kW·h);Cop为年运行成本，元/年，按2% 的建设成本计算。

(2)储能系统的年度总运行收益计算公式为

式中:Itot为年度总运行收益，元/年;Ipower为年度容量电价收益，元/年;Ienergy为年度电量电价收益，元/年;P1为容量电价，元/(kW·月);M 为1年中的月份数;Pnas为钠硫电池的输出功率，kW;Edis为日放电电量，kW·h/d;Pdis为放电电价，元/(kW·h );Ech为日充电电量，kW·h/d;Eheat为日加热所需电量，kW·h/d;Pch为充电电价，元/(kW·h );D 为1年中的天数。

(3)投资周期计算公式为

式中:Tinvest为投资周期，年;Inet为年净收益，元/年。

3.2 算例分析

算例已知数据:

(1)在Meisei 大学1 MW/8 MW·h 的钠硫电池储能系统中，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)日本东京的最高容量电价为260 日元/(kW·月)，充电电价为6.16 日元/(kW·h)(低谷电价)，放电电价为32.25 日元/(kW·h)(高峰电价)［11］，汇率为1 日元=0.07元人民币。

(3)美国Summit 抽水蓄能系统容量电价为11 美元/(kW ·月)［12］，充 电 电 价 为0.02 美元/(kW·h)(低谷电价)，放电电价为0.18 美元/(kW·h)(高峰电价)［13］，汇率为1 美元=6.2元人民币。

(4)上海市电网实行的两部制分时电价的用户夏季销售电价表(10 kV 工商业及其他用电)中基本容量电价为39元/(kW·月)，充电电价为0.245元/(kW·h)(谷时段销售电价)，放电电价为1.074元/(kW·h)(峰时段销售电价)。

将上述有关数据代入上面的计算公式进行计算。按静态投资计算，日本、美国、我国收回1 MW 钠硫电池储能系统投资成本所需要的年限分别为7.2、10.2、15.1年。按照放电深度为90%时的钠硫电池储能系统的预期寿命为15年(4 500次循环)计算，日本、美国投资周期分别占储能系统寿命周期的1/2和2/3 左右，而以我国上海的电价结构来看，在钠硫电池储能系统的寿命周期内既不亏损，也没有收益。

造成上述结果的原因有2个。一是峰谷电价差的不同，上述计算中日本、美国、我国上海峰谷电价差分别为1.826，0.992，0.829元/(kW·h)，日本的峰谷电价差最大;峰谷电价比分别为5.24 ∶1、9 ∶1、4.38∶1，美国的峰谷电价比最大，但美国的低谷电价非常小。二是容量电价不同，上述计算中日本、美国、我国上海容量电价分别为218.4，818.4，468元/(kW·年)，美国的容量电价最大。假定上海充电电价仍然为0.245元/(kW·h)，放电电价按6 倍于充电电价，即1.47元/(kW·h)计算，容量电价按50元/(kW·月)计算，收回1 MW/8 MW·h 钠硫电池储能系统投资成本所需要的年限从15.1年缩短为9.4年。因此，为了更好地促进提供电网削峰填谷等辅助服务的电池储能系统的可持续发展，在电池储能系统的容量电价及峰谷电价的制定方面应参照国外的电价机制，研究适用于我国电池储能服务的合理的电价机制。

4 结 论

(1)由于钠硫电池储能系统能量密度比较大，能量成本比较低，非常适合于削峰填谷等电力储能服务。

(2)由于日本有较大的峰谷电价差，美国有较大的峰谷电价比和容量电价，因此钠硫电池储能系统在这2个国家提供削峰填谷等辅助服务是可以盈利的。

(3)为了促进钠硫电池等储能技术的可持续发展，应研究适用于我国电池储能技术的合理的电价机制。

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