爱华网钠硫电池储能系统是一种新兴的储能技术。通过介绍钠硫电池储能系统在上海电网的电力网络、新能源电厂、用户侧的应用规划和应用效益的分析,认为这一储能技术有较好的应用前景。
为了满足社会日益增长的用电需求,电网的发展要解决“电能只能是即发即用”的难题,以减少发电厂的建设规模,提高能源的利用效率;要保证并网可再生能源系统的稳定供电、提高电网对用户的供电可靠性,就必须重视开发应用技术经济可行的储能技术,这也是建设智能电网的重要技术内容。钠硫电池作为一种新兴的储能技术在电力系统中正逐步受到重视。本文对钠硫电池储能系统在上海电网的应用领域及效益进行了分析探讨。
1 钠硫电池储能系统简介
在现有的电池储能系统中,钠硫电池储能系统是一种新兴、高效、新型的电池储能系统。
钠硫电池储能系统包括钠硫电池子系统和功率转换子系统( PCS)两部分。其中钠硫电池子系
统由电池储柜、钠硫电池模块、模块连接母线和直流断路开关组成;功率转换子系统通常由电压源逆变器(VSI)、监测传感器、系统控制器、变压器构成,是连接在储能电池和交流电网之间的接口电路,实现钠硫电池直流能量和交流电网之间双向能量传递。
在电池充电阶段,电网为钠硫电池组和负荷提供电力。开始充电的时间通常选择在用电负荷低谷,PCS在此期间工作在整流状态,相当于一个大功率充电器。在电池放电阶段, PCS控制储能系统实现调峰功能,电池通过放电向负荷提供电力,在此期间PCS工作在逆变状态,可实现稳定的功率输出。
钠硫电池具有以下特点:①容量大,可达到兆瓦级的容量,目前可生产的最大容量为8MW;②效率高,系统转换效率稍高于抽水蓄能电站,且运行方式灵活,维护方便;③寿命长,使用寿命可达15 a ;④环境影响小:无污染气体排放,无振动,低噪声;⑤安全性相对较差:工作在300℃高温,存在材料腐蚀及隔膜问题,安全性和可靠性不如铅蓄电池。
钠硫电池因其储能密度大、效率高、运行费用低、维护较容易、不污染环境、寿命长等优点,适合电力储能使用。
目前,钠硫电池储能系统已实现商业化运作,在负荷调控、功率稳定、电能质量、直流后备电源方面已经得到了应用。但可用于电力系统调峰用的大容量钠硫电池储能系统在我国尚未有商业化运营的案例。
2 上海电网特征概况
作为向国际化大都市上海供电的上海电网,用电负荷增长迅速,峰谷差大,是一个典型的受端电网。
1)上海电网以火电为主,调峰能力受限制,而且调峰成本高。截至2009年底,上海电网发电厂以燃煤为主,约占总装机容量的76. 5 % ,燃气电厂所占比例约为25. 9 % ,其余为少量的燃油机组、风电场和综合利用电厂。
2)上海电网本地电源容量不足,是一个典型的受端电网,安全稳定问题日益突出。500 kV电网是上海电网电力吞吐、接受外来电力的主网架,已建成双回环网; 220 kV电网是上海电网的主要供电网络,分层分区运行;110 (35) kV电网是上海电网的主要高压配电网络,已形成以35 kV电网为主、110 kV电网为辅的放射型网络;10 kV电网是上海电网的主要中压配电网络,已形成多分段、多联络接线为主的10 kV架空线路网络和放射型为主的10 kV电缆网络。随着上海用电负荷的迅猛增长,一些变电站的负载率居高不下,结合电网规划的最终网架,需对一些投运时间较长、设备较老化、性质发生变化的变电站进行综合改造。
3)为有效利用资源,上海电网正逐步进行风力发电、太阳能发电等可再生能源的开发利用,但风能和太阳能存在间隙性和随机性的问题。
4)上海市用电负荷特征已向现代化国际大都市用电类型转变。上海电网的高峰负荷与峰谷差逐年增加, 2009年上海电网最高负荷已达23799 MW ,同比增长约为6. 9 %;最大峰谷差为9675 MW ,同比增长10. 09 %。全年用电高峰由原来夏季一个高峰向夏季和冬季两个高峰发展,年最高负荷发生在夏季高温出现的7～9月份,夏季降温负荷已占到最高负荷的40 %～45 %。日用电负荷曲线从原早晚两个峰的“驼峰”形状明显地转变为两峰之间负荷曲线趋向平坦,日高峰负荷持续时间在延长。上海电网最高负荷年利用小时和日最小负荷率不断下降。
预计2020年上海电网的峰谷差占最高负荷的比例将接近50 %,预计2010～2020年电网日用电最小负荷率在0. 52～0. 50之间,日用电平均负荷率降至0. 80以下。
3 钠硫电池储能系统在上海电网中的应用
从电力的稳定供应、削峰填谷、节约能源、污染物减排的角度考虑,高效的新型储能技术的开发和应用已成为当务之急。钠硫电池储能系统负荷响应速度快,能代替动作较慢的燃烧矿物燃料的涡轮机组或水轮机组来追随负荷和提供旋转储备,因此,大规模储能系统的建设可有效降低上海电网的调峰压力。
上海电网于2010年实现漕溪变电站储能试验园区钠硫、磷酸铁锂和镍氢电池3套各100 kW储能系统的实际应用。
3. 1 钠硫储能系统在电力网络的应用规划
据悉,上海电网“十二五”期间拟形成钠硫电池批量化制备能力,实现1～10 MW级储能系统示范应用,电网侧安装容量达到100 MW ,同时结合智能楼宇和智能小区建设,试点部署分布式储能系统,安装容量达100 MW;“十三五”期间计划形成钠硫电池工业化生产能力,实现储能系统10～100 MW级的成熟应用。
从钠硫电池的生产情况来看,目前钠硫电池可生产的最大容量为8 MW ,因此可考虑接入电网的电压等级为35、10 kV或380 V (如钠硫电池容量小于200 kW时)。
钠硫电池储能系统具有提高供电可靠性和电能质量的作用,并能满足无振动、无噪声,符合环保要求,结合钠硫电池储能系统的生产容量情况作以下考虑:①拟在上海电网部分重要的110/ 35kV变电站或10 kV开关站10 kV侧接入兆瓦级的钠硫电池储能系统,以保证电网在出现较严重的事故时,对重要的负荷进行不间断供电;②对于部分架空线路配电网络的输电容量已经不能满足用电负荷的需求、增加新的变电站和输电通道代价很高的情况,也可考虑在相关变电站或开关站内装设钠硫电池储能系统,以降低变压器负载率和电网网损,减轻输电通道的压力;③远期可在供电距离较远的变电站装设该类储能装置。
3. 2 钠硫电池储能系统在新能源电厂的应用规划
根据上海市的能源政策,上海将大力发展风力发电和太阳能发电。虽然风力发电场和太阳能电厂并网运行可带来一定的经济效益和社会效益,但是因为风能和太阳能的变化是随机的,用这些能源发电时,其功率、电压和频率的波动均较大,而且难以人为控制,而且一些大型风电场在半夜负荷低谷时风力增大,风电并网增加了电网调峰的负担,当容量较大的此类发电装置直接并网运行还会对现有电网带来稳定干扰等问题。对电网的电能质量和安全稳定性造成一定的影响。
利用电池储能装置与新能源发电装置联合运行,对其进行稳定干预,可使随机变化输出的能量转换为稳定输出的能量,从而解决风力发电和太阳能发电间隙性和随机性的问题。
1)应用于风力发电。为得到稳定的风力发电输出,减少对系统稳定的影响,拟在新建的风电场安装钠硫电池储能系统。
钠硫电池储能系统接入风电场的方案示意图见图1。
2)应用于太阳能发电。可在太阳能电池方阵中安装钠硫电池储能系统,使得太阳能电厂在夜晚或阴雨天能够连续供电,提高供电质量。
3. 3 钠硫电池储能系统在用户侧的应用规划
在电网因故障而停电或者强制停电的情况下,钠硫电池储能系统作为大型的不间断电源,能够继续向用户供电,对提高重要用户的供电可靠性有较大的作用。
钠硫电池储能系统的功率转换子系统(PCS)可实现四象限有功无功解耦控制,可利用PCS多余的功率容量对负荷侧进行无功功率补偿,即对负荷提供有功功率的同时,也提供必要的无功支持,对提高供电质量作用较大,还能降低网络的传输损耗。
很多从事高新技术产品开发的用电企业对电能质量要求很高,要求供电可靠稳定,对其供电的瞬间电压跌落都有可能给企业造成巨大的经济损失。因此,可将钠硫电池储能系统直接分散安装在重要用户处,以提高对用户的供电可靠性和供电质量。
钠硫电池储能系统安装在用户侧还可以使用户的负荷需求从峰值时刻转移到低谷时刻,实现削峰填谷。
4 钠硫电池储能系统在上海电网应用的效益分析
4. 1 钠硫电池储能系统产生的效益
如果将钠硫电池储能系统在上海电网投入规模化运营,将可以从以下几个方面获得较大的经济效益。
1)有利于降低电网负荷峰谷差,获得节能减排效益。由于上海电网负荷峰谷差逐年增大,而电网机组调峰能力不足,使得目前125 MW机组仍然实行两班制运行,轻负荷及节假日需要调停300 MW甚至600 MW机组。然而,高效火电机组的频繁启停和深度调峰运行,除降低机组寿命、增加安全隐患和检修成本外,还会使点火用油和助燃用油大幅增加、煤耗增加,使火电机组总体经济性下降。
上述情况表明,今后随着上海电网负荷峰谷差的进一步增大,除需要采取新建电厂选择调峰性能好的机组、加强需求侧管理等措施外,一种比较有效的办法是将钠硫电池储能系统较大规模地投入运行,在电网负荷低谷期间吸收电能,在负荷高峰期间释放电力,削峰填谷,降低峰谷差,相应减少电源的闲置容量,满足调峰需求,提高电厂运行效率。
从典型机组的煤耗曲线可知,上海电网发电机组80 %额定出力下的煤耗,要比最小技术出力的煤耗少约0.018～0.038 kg/ kW·h ,而考虑机组启停,则煤耗相差更大。照此计算,1 MW储能系统按每天满发出力10 h计算,每天可节煤约180～380 kg ,一旦形成规模效益,将能有效增加电网的能源利用效率,减少污染物的排放。
2)可充分提高现有发电设备的利用率,减少电源建设。从电网规划来看,由于上海电网年平均负荷率低于0.60 ,日用电平均负荷率也将降至0.80。因此,如单纯依靠发电机组调峰,则为了满足调峰要求往往要多装发电机组,这样势必会造成系统闲置容量过大,经济性下降。如果按4000元/ kW考虑电厂建设费用,则每千瓦钠硫电池储能系统的投资至少可以降低4000元的电源建设费用。
3)减少电网的建设与运行费用。目前,上海电网均按照每年的最高负荷对输配电容量进行规划和建设。钠硫电池储能系统投入规模运行后,利用其进行削峰填谷可以减少上级电网的建设费用,提高输变电设备的利用率。
根据上海电网规划结果,参考电网投资情况,初步估算接入10 kV电压等级钠硫电池储能系统每千瓦的投资至少可以降低约4500元的电网建设费用,考虑设备不同的时间寿命后,则每千瓦的投资可以降低约3700元的电网建设费用。如果钠硫电池储能系统接入380V电网,则可获得更高的投资效益。
钠硫电池储能系统使得负荷高峰时主变压器负荷负载率降低,低谷时主变压器负载率升高,供电负荷变得较为均匀,电网传输损耗会相应降低。
4)减少停电损失费。配置钠硫电池储能系统的配电网可在系统失电时仍能对重要用户供电,电网的安全可靠性得到提高,可节约大量因停电造成的损失。
5)节约电厂和电网的运行维护费用。钠硫电池储能系统的运行维护工作相对于发电厂和电网的运行维护工作要简单得多,钠硫电池储能系统的投入,不仅减少了电厂、电网建设投资,还可节约电厂和电网的运行维护费用。
4. 2 钠硫电池储能系统的成本
钠硫电池储能系统推广应用的最大障碍在于其成本居高不下,约为$2000/ kW。要推动电池储能系统,包括钠硫电池储能系统在城市电网中的规模化应用,一靠其价格的迅速下降,二靠政府的政策鼓励。根据日本NGK公司的预测,当钠硫电池的年产量达到1600 MW时,钠硫电池的价格将从目前的$2000/ kW下降到$1000/ kW。
上海市电力公司正在与中国科学院硅酸盐所、清华大学进行密切的合作,结合城市电网用电需求状况,开发兆瓦级的钠硫电池储能系统(包括电池模块、充放电装置、控制系统等) ,着重解决钠硫电池储能系统的可靠性和降低成本,同时为产业化实施开展相关的标准制定工作。大容量钠硫单体电池已于2007年1月顺利下线,使我国成为继日本之后世界上第二个掌握大容量钠硫单体电池核心技术的国家,并在此基础上完成5 kW钠硫电池子模块研制和2 MW单体电池中试生产线的建设。
4. 3 钠硫电池储能系统的成本效益分析
在提高能源利用效率的同时,电网和用户通过安装钠硫电池储能系统可以通过电价的峰谷价差体现储能系统的经济效益。目前上海电厂的上网电价约为0. 30元/ kW·h ,与负荷高峰时从外省受入电价造成的峰谷价差约0. 30元/ kW·h。如果装设1 MW的电池储能系统,每天按10 h满出力放电运行,考虑80 %的换能效率,则电网每天可从峰谷价差中获得约2 250元的经济效益,每年可获得约82万元的效益。电池寿命按15 a计算,则安装1MW容量的储能系统在其寿命期内可节约的购电成本净现值约为620万元,即安装每千瓦储能系统容量节约费用6 200元。计及可节约的输变电建设投资,则每千瓦储能系统获得的效益接近1万元,这还不包括应可靠性的提高而减少的停电损失以及因煤耗的减少而对环境的附加贡献。
因此,钠硫电池储能系统的成本如果能控制在＄1000/ kW以下,按目前的汇率计算,将可获得一定的经济效益。
5 结论与建议
1)钠硫电池储能系统作为新兴的分布式储能技术,可用于城市电网和对分布式发电的有效补偿。
2)钠硫电池储能系统技术在上海电网有着较好的应用前景。由于上海电网的负荷峰谷差逐年增大,调峰矛盾日益突出,除新建电厂需要选择调峰性能好的机组,同时加强需求侧管理外,利用钠硫电池储能系统进行削峰填谷是一种比较理想的手段。
3)对于钠硫电池储能系统在上海电网的应用规划,建议用户根据自身的需要将钠硫电池储能系统直接安装在用户内,以增强对重要用户的供电可靠性,降低传输损耗。待取得成功的运行经验并降低造价后,可考虑逐步在中心城区内非常重要的110/ 35 kV变电站或非常重要的10 kV开关站增设兆瓦级钠硫电池储能系统。对于远期的电网建设,建议在供电距离较远的变电站装设该类储能装置。
4)为得到稳定的发电输出,减少对系统稳定、调峰的影响,提高供电质量,可在新建的风电场、太阳能电站推广安装钠硫电池储能系统。
