廖強強，陸宇東，王棟，陳飛杰，周國定，曹君賢，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(qū)供電公司，上海市200080)

發(fā)電側備用電池儲能系統(tǒng)的技術經(jīng)濟分析

廖強強1，陸宇東2，王棟1，陳飛杰2，周國定1，曹君賢2，葛紅花1，仲雋偉2

(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(qū)供電公司，上海市200080)

儲能電池具有ms級的響應速度，能夠快速平衡隨時變化的負荷波動，可以作為火電廠的容量備用電源。但是，電池儲能系統(tǒng)高昂的成本是阻礙其商業(yè)應用的重要原因之一。以鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池為例，采用成本收益分析方法，研究了其作為火電廠容量備用電源的技術經(jīng)濟性能。研究結果表明:盡管這3種儲能電池的功率成本和能量成本較高，若將其作為火電廠容量備用電源，在其壽命周期內(nèi)仍然可以獲得較好的經(jīng)濟效益，收回成本年限遠小于其壽命周期。通過電池儲能系統(tǒng)的容量備用，可以提高火電廠的發(fā)電負荷率，降低發(fā)電煤耗，不但降低發(fā)電成本，而且減少燃煤電廠的CO2和污染物排放，從而起到節(jié)能減排的作用。

儲能電池;備用電源;技術經(jīng)濟分析;環(huán)境效益

0 引言

考慮到發(fā)電機組運行時可能出現(xiàn)出力不夠的情況，每個發(fā)電廠都留有一定的負荷備用容量，隨時可以增加出力至額定容量，用以平衡瞬間負荷波動與負荷預計誤差。這部分負荷備用屬于旋轉備用，又叫發(fā)電側備用。因此，儲能系統(tǒng)作為發(fā)電廠的備用，就是將發(fā)電廠預留的一定的負荷備用容量(大部分時間是不發(fā)電的，只是在瞬間負荷波動時可以增加出力)轉移到儲能系統(tǒng)身上，從而實現(xiàn)發(fā)電廠的滿負荷發(fā)電。負荷備用容量一般按火電廠最大發(fā)電負荷的2%～5%配置，這部分發(fā)電負荷處于備用狀態(tài)，因而火電機組不能以最大負荷運行。由于儲能電池具有ms級的響應速度，可以快速平衡隨時變化的負荷波動。為了實現(xiàn)火電機組的最大負荷運行，一些國家開始采用電池儲能系統(tǒng)，配置在火電廠附近，火電廠的負荷備用容量由儲能系統(tǒng)承擔，從而最大限度地解放了火電廠的發(fā)電能力。加拿大Corvus公司為我國某火電公司生產(chǎn)了1套容量為2 200 kW·h的三元材料的鋰離子電池儲能系統(tǒng)，作為火電廠的備用電源［1］。隨著電池儲能技術的快速發(fā)展，一些新型儲能電池如鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池等開始作為火電廠的容量備用電源。

儲能系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性研究是當前的研究熱點。修曉青等研究了儲能技術用于電網(wǎng)負荷削峰填谷的控制策略，并建立了評價儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性的數(shù)學模型［2］。劉愷等提出一種針對含大規(guī)模風電的電力系統(tǒng)儲能和備用的靈敏度定價方法［3］。虞勝東等從減少規(guī)劃電站容量和減少電費支出的角度，通過經(jīng)濟性分析論證了智能電網(wǎng)體系下在用戶側加裝儲能裝置的優(yōu)越性［4］。Nottrott等認為，鋰離子電池在需求側應用成本應控制在400～500美元/(kW·h)以下經(jīng)濟上才可行［5］。Rahul Walawalkar等認為，鈉硫電池應用于紐約市的能量套現(xiàn)服務是可以盈利的［6］。然而，關于電池儲能系統(tǒng)在發(fā)電側備用的技術經(jīng)濟性研究卻鮮有報道。本文探討鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池作為火電廠的容量備用電源的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。

1 電池儲能系統(tǒng)備用電源的技術經(jīng)濟性

1.1 鋰離子電池

智利是將鋰離子電池儲能系統(tǒng)用作火電廠備用電源較早的國家。2009年，在智利北部阿塔卡馬沙漠的Los Andes變電站為火電廠安裝了1套12 MW/ 4 MW·h的鋰離子電池儲能系統(tǒng)，作為火電廠或輸電線路事故的備用電源，以維持電網(wǎng)的穩(wěn)定性。該套系統(tǒng)能夠瞬時提供12 MW持續(xù)20 min的出力，給系統(tǒng)操作員解決問題或啟動其他備用電源預留時間。另外，在智利北部太平洋沿岸的Angamos火電廠(2×260 MW)，安裝了1套20 MW/5 MW·h的高效鋰離子電池儲能系統(tǒng)，由大約100萬個鋰離子電池單元組成，這些電池被分為10組，每組容量2 MW，于2012年5月開始商業(yè)運行。該儲能系統(tǒng)可以提供先進的備用能力，使火電廠能夠在1年當中的任何時候多發(fā)20 MW的電力，將Angamos電廠的發(fā)電能力提高了4%，或者1年增加了130 GW·h的發(fā)電量［7］。

以Angamos火電廠的20 MW/5 MW·h的鋰離子電池儲能系統(tǒng)為例，計算該儲能系統(tǒng)在發(fā)電側備用的技術經(jīng)濟性。關于鋰離子電池儲能系統(tǒng)的投資成本，各個國家、不同時期的鋰離子電池價格差別較大，為了便于比較和探討，采用美國西佛吉尼亞州Laurel山區(qū)的風電-儲能電池項目中鋰離子電池儲能系統(tǒng)的價格來測算智利Angamos火電廠采用鋰離子電池儲能系統(tǒng)所獲取的效益。由A123系統(tǒng)公司提供鋰離子電池的美國西佛吉尼亞州Laurel山區(qū)的風電-儲能電池項目中配備的鋰離子電池儲能系統(tǒng)容量為32 MW/8 MW· h，其儲能項目預算為2 880萬美元［8］，折合功率成本為900美元/kW，能量成本為3 600美元/(kW·h)。智利Angamos火電廠鋰離子電池系統(tǒng)的容量為20 MW/5 MW·h，美國西佛吉尼亞州Laurel風儲項目中鋰離子電池系統(tǒng)的容量為32 MW/8 MW·h，功率/能量比均為4，電池容量也接近，且都來自A123系統(tǒng)公司，因此用Laurel項目中鋰離子電池價格測算是可參考的。假設Angamos電廠20 MW鋰離子電池儲能系統(tǒng)投資成本為1.8×107美元，由于采用儲能系統(tǒng)代替電廠旋轉備用容量，解放出來的20 MW容量每年可發(fā)電130 GW·h［7］。據(jù)智利能源部估計，距離首都圣地亞哥最近的上網(wǎng)點近5年來平均實時電價為0.167美元/(kW·h)［9］，則多發(fā)出來的130 GW·h電量收益為2.171×107美元。對于Angamos電廠，采用20 MW鋰離子電池儲能系統(tǒng)作為火電廠的備用容量，作為備用電源該鋰離子電池儲能系統(tǒng)需要0.83年就可以收回成本，即1年多發(fā)出來的電量所產(chǎn)生的經(jīng)濟收益不但可以收回儲能系統(tǒng)的投入成本，還有盈余。當然，儲能系統(tǒng)充電時也會有耗電成本，但儲能系統(tǒng)作為發(fā)電廠的備用容量，大部分的時間處于電荷充滿狀態(tài)，并不放電，是閑置的，只有負荷不平衡時為增加出力才放電，因此作為備用功能的儲能系統(tǒng)的耗電成本相對于發(fā)電廠滿負荷發(fā)電效益來說，可以忽略不計。一般，鋰離子電池儲能系統(tǒng)的使用壽命在10年以上，甚至三星SDI公司供應德國可再生能源電力公用事業(yè)公司W(wǎng)EMAG AG的5 MW/5 MW·h鋰離子電池儲能組提供了20年的保證［10］。所以，從技術經(jīng)濟角度看，鋰離子電池儲能系統(tǒng)可以作為火電廠備用電源應用，這是提高火電廠負荷率的一個行之有效的方法。

1.2 鈉硫電池

2011年6月，日本東北電力公司宣布為秋田縣2臺600 MW的能代火力發(fā)電站建設日本最大規(guī)模的鈉硫電池儲能系統(tǒng)，目標是提高供電能力，由40臺2 MW的鈉硫電池組成，總輸出功率達80 MW，蓄電總量可以供約5萬戶家庭使用1天。按每戶家庭每天10 kW·h用電量計算，蓄電總量為500 MW·h，可連續(xù)放電6.25 h。

以日本Futamata風電場配備的34MW/ 244.8 MW·h(7.2 h連續(xù)額定功率放電)的鈉硫電池儲能系統(tǒng)為例，研究鈉硫電池儲能系統(tǒng)的功率成本。該項目造價約為100億日元［11］，功率成本約為2 941美元/kW，能量成本約為408.5美元/(kW· h)。對于80 MW的鈉硫電池儲能系統(tǒng)，其投資成本為2.35×108美元?；痣姀S年發(fā)電小時數(shù)按6 500 h計，解放出來的80 MW火電廠容量每年可多發(fā)電5.2×108kW·h。據(jù)2007年日本住友商事公布的調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，日本東京的平均電價為0.177 3美元/ (kW·h)［11-12］，則每年多發(fā)電量的收益為9.22× 107美元，該鈉硫電池儲能系統(tǒng)需要2.55年收回成本。由于鈉硫電池的循環(huán)壽命較長，放電深度為100%時的循環(huán)壽命為2 500次，90%時為4 500次，65%時為6 500次，基本上可以保證15年的使用壽命［13］，由此可見鈉硫電池儲能系統(tǒng)作為發(fā)電側備用電源也具有很高的經(jīng)濟性。不同電池儲能系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性比較如表1所示。由表1可看出，不論是等里離子電池、馀硫電池還是

1.3 全釩液流電池

2011年，美國某燃煤電廠配備了1套1 MW/ 8 MW·h的全釩液流電池儲能系統(tǒng)，該儲能項目投資額為9 462 623美元［14］，折算后功率成本為9 462.6美元/kW，能量成本為1 182.8美元/(kW· h)。成本構成中，電解液占比27%，離子交換膜占比6%，電堆占比9%，換流器占比9%，加工系統(tǒng)占比11%，工程建設占比17%，土木建筑占比7%，項目管理占比11%，其他占比3%［15］。該套系統(tǒng)占地約1 115 m2，設計壽命為30年，由Ashlawn能源公司制造，系統(tǒng)的功能主要有負載跟蹤、削峰填谷、旋轉備用等。

根據(jù)美國能源信息中心2010年1月發(fā)布的報告，美國平均電價為0.13美元/(kW·h)［16］?；痣姀S年發(fā)電小時數(shù)按6 500 h計，解放出來的1 MW容量每年可多發(fā)電6.5×106kW·h，則多發(fā)電收益為8.45×105美元。作為備用容量該全釩液流電池儲能系統(tǒng)需11.2年收回成本，投資周期較長，但由于其循環(huán)壽命很長，基本上可以保證30年的使用壽命，因此全釩液流電池儲能系統(tǒng)作為發(fā)電側備用電源也具有較高的經(jīng)濟性。不同電池儲能系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性比較如表1所示。由表1可看出，不論是鋰離子電池、鈉硫電池還是全釩液流電池作為火電廠的容量備用電源，在其使用壽命內(nèi)，都表現(xiàn)出較好的經(jīng)濟性。

2 電池儲能系統(tǒng)備用電源的環(huán)境效益

對于火電廠而言，發(fā)電負荷率的提高將降低發(fā)電煤耗，不但降低發(fā)電成本，而且減少燃煤電廠的CO2用壽命范圍內(nèi)，都表現(xiàn)出較好的經(jīng)濟性。和污染物排放。圖1為某300 MW亞臨界火電機組發(fā)電負荷與煤耗的關系曲線，標準煤耗y與發(fā)電負荷x之間的關系可擬合為

如果300 MW亞臨界火電機組分別按2%、3%、5%的裝機容量來考慮備用容量，則其發(fā)電能力分別下降到294、291、285 MW。而如果采用配備的儲能電池容量來代替火電廠的備用容量，則需分別配備6、9、15 MW的電池儲能系統(tǒng)，從而實現(xiàn)300 MW火電機組的滿負荷發(fā)電。從式(1)可以計算出發(fā)電負荷分別為294、291、285 MW時的發(fā)電煤耗分別為314.11、314.45、315.17 g/(kW·h)，比發(fā)電負荷300 MW時的煤耗(313.45 g/(kW·h))分別增加了0.66、1.00、1.72 g/(kW·h)。假定這臺300 MW亞臨界火電機組年發(fā)電小時數(shù)為6 500 h，發(fā)電能力為294、291、285 MW時的年發(fā)電量分別為1.91×109、1.89×109、1.85×109kW·h，則發(fā)電能力從294、291、285 MW增加到300 MW時，每年可節(jié)約標準煤分別為1 260.6、1 890、3 182 t。按每t標準煤排放CO22.6 t、SO20.024 t、NOx0.007 t，每年的節(jié)能減排量如表2。從表2可以看出，在火電機組配備電池儲能系統(tǒng)備用電源后，不但節(jié)約能源，還可明顯地減少CO2和污染物排放量。

3 結論

(1)電池儲能系統(tǒng)作為火電廠備用電源應用，是提高火電廠發(fā)電能力的一種有效方法。鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池等一些新型儲能電池已開始作為火電廠的容量備用電源使用。

(2)作為火電廠的容量備用電源，鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池在其壽命周期內(nèi)都可以獲得較好的經(jīng)濟效益。

(3)通過電池儲能系統(tǒng)的容量備用，可以提高火電廠的發(fā)電負荷率，降低發(fā)電煤耗，不但降低發(fā)電成本，而且減少了燃煤電廠的CO2和污染物排放，從而起到節(jié)能減排的作用。

［1］覃澤文.鋰電池大型化更給力［N］.中國能源報，2011-02-28 (11).

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［4］虞勝東，華寅飛，胡志勇.在智能電網(wǎng)體系下用戶側儲能裝置的經(jīng)濟性分析［J］.電氣自動化，2013，35(2):62-64.

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(編輯:蔣毅恒)

Technical and Economic Analysis on Energy Storage System of Standby Battery for Thermal Power Plants

LIAO Qiangqiang1，LU Yudong2，WANG Dong1，CHEN Feijie2，ZHOU Guoding1，CAO Junxian2，GE Honghua1，ZHONG Junwei2
(1.Shanghai Engineering Research Center of Electric Power Transfer，Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200090，China;2.Urban Power Supply Company，Shanghai Municipal Electric Power Company，Shanghai 200080，China)

Energy storage battery can be used as the standby power of thermal power plants because it has quick response in a scale of millisecond to balance instantaneous load fluctuation.However，the expensive cost of battery energy storage systems is one of negative factors for their commercial applications.Taking lithium ion battery，sodium-sulphur battery and vanadium redox flow battery as illustrations of standby power for thermal power plants，their technical and economic performances were studied by cost-benefit analysis.The results show that as the spinning reserve power sources，they can achieve remarkable economic benefits that their cost-recovering periods are far less than their life cycles，respectively，despite their high power costs and energy costs.The reserve capacity of battery energy storage systems can improve load rates of thermal power plants，decline gross coal consumption rates，decrease generating cost and the emission of carbon dioxide and pollutants，therefore have an effect of energy-saving and emission-reduction.

energy storage battery;standby power;technical and economic analysis;environmental benefits

TM 73;F 426

A

1000－7229(2014)01－0118－04

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.01.023［HT］

上海市科委項目(12692104500，12DZ0501800);國家電網(wǎng)公司科技項目(515111107X，52091113502K);上海市教委科研創(chuàng)新項目(13YZ107)。

2013-07-27

2013-09-02

廖強強(1971)，男，博士，教授，研究方向為電力儲能和電力腐蝕控制，E-mail:liaoqq1971@aliyun.com;

陸宇東(1966)，女，本科，經(jīng)濟師，研究方向為電力系統(tǒng);

王棟(1992)，男，本科生，研究方向為數(shù)據(jù)模擬;

陳飛杰(1969)，男，本科，研究方向為電力系統(tǒng);

周國定(1938)，男，碩士，教授，研究方向為電力儲能;

曹君賢(1981)，男，本科，研究方向為電力系統(tǒng);

葛紅花(1966)，女，博士，教授，研究方向為電力系統(tǒng);

仲雋偉(1976)，男，本科，高級工程師，研究方向為電力電子。