分布式“光伏+储能”系统在传统制造型企业中的应用探索

浙江正泰新能源开发有限公司 ■ 胡华友 吴云来 朱健雍

0 引言

传统制造型企业多为劳动密集型产业，主要有冶金工业、机械工业、食品工业、纺织工业、电子工业等。此类型企业大多为24 h不间断连续生产制，电力负荷长期活跃稳定，非常适宜建设分布式“光伏+储能”电站，不仅可以改善企业的负荷电网友好性，还可以减少企业的固定电费支出。本文以昆山帕捷1.5 MWp分布式光伏发电系统、2×(400kW/1MWh)储能系统建立模型，对分布式“光伏+储能”系统进行分析。

1 分布式“光伏+储能”系统

1.1 电站基本情况

分布式光伏发电系统建设在机加工车间屋顶，装机容量为1.5 MWp；结合项目装机容量和电气设计接入条件，采用“自发自用、余量上网”单点10 kV高压并网形式。储能系统设计总规模为2×(400kW/1MWh)，根据用户负荷的特点，采用2点低压380 V接入至原厂区低压0.4 kV母线侧。分布式光伏发电系统和储能系统互为独立运行方式。电站特性如表1所示。

表1 电站特性表

1.2 配电情况

昆山帕捷内部有一回10 kV专线供电回路，设有2台2000 kVA变压器，远期规划预留1台2000 kVA变压器出线间隔，规划变压器总容量为6000 kVA。根据生产线的生产属性及类似负载的长期负荷情况预测，光伏发电功率可基本在用户侧完成消纳，在企业停产或大规模减产时少量上网。

1.3 分布式光伏发电系统

昆山帕捷厂房为彩钢瓦屋面，原建筑设计时已考虑分布式光伏发电系统的新增荷载，按顺沿屋面角度满铺敷设，可最大化利用屋顶面积，装机容量为1.5 MWp。

企业为24 h连续生产“三班倒”模式，用电负荷稳定在2000～3600 kVA，而分布式光伏发电系统装机容量为1.5 MWp，正常情况下可全部消纳。因此，光伏系统采用10 kV单点“自发自用、余量上网”模式，可最大程度的匹配业主的用电负荷密度，减少相当的电费支出。

1.4 储能系统

传统的单一光伏发电形式有明显的缺陷，如季节性障碍无法克服、供电不稳定、波动性大、公用设施供电不适宜等。相比之下，“光伏+储能”系统有明显的优点：

1)削峰填谷。利用平时段、谷时段电价进行充电储能，在峰时段将电能放出。

2)需量调节。超出基本安装容量的突发性负荷予以补偿，降低基础电费。

3)稳定新能源。可平抑和稳定风、光等间歇性可再生能源发电的输出功率。

4)微网运行。可与其他分布式能源组成微网运行。

5)应急电源。可减少各种暂态电能质量问题造成的损失。

6)无功支撑。可作为静止无功发生器使用，提供就地无功补偿。

7)电网调频。可快速响应调频需求，爬坡速率高，解决了常规电源调整响应慢的困境[1]。

独立的自发自用型光伏并网电站因未配套储能系统，电力只能通过用户侧消纳，多余部分返送至电网侧，因此，最大限度的在用户侧消纳是最为经济的运行方式。配备储能系统后，可拓宽用户的“消纳范围”，即在负荷端低谷状态时，蓄电池充电存储；在负荷端高峰状态时，蓄电池放电补充。对于电网而言，配电系统的自身调节性能得到了加强，大幅提高了负荷的电网友好性；对于电网和企业自身而言，是双赢的结果[2]。

考虑到储能系统的调需功能，蓄电池需参与功率需量调节。本文中的用户10 kV供电回路共3台变压器，属于大工业用电类型，基本容量费用为30元/kVA/月，需量费用为40元/kW/月，7月、8月这2个月有尖峰时段，非常适宜实施储能电站。

根据江苏省物价局文件，结合用户的配电情况，储能系统分别设置在两段低压母线处，容量都为400kW/1MWh，此时峰谷电价差为0.7558元，可发挥储能系统的最大经济价差。即在00:00～08:00低谷时段蓄电池充电，08:00～12:00高峰时段蓄电池放电，第一次充放电过程完成；在12:00～17:00用电平时段充电，17:00～21:00高峰时段放电，第二次充放电过程完成。这样的模式不仅可以降低用户的最大需求功率费用，节省固定支出，还可以提高系统的投资回报年限，降低回收周期。

由于蓄电池设计的日充放电次数为2次，而普通铅酸蓄电池的正常使用寿命为3～5年，在25年电站运营期内需多次更换蓄电池组，造价、维护成本较高，因此，能量密度较高、充放电次数更高的锂离子蓄电池得到了储能系统的青睐。同时，随着石墨烯等新型材料的研制，相信在未来，储能电池的可选范围会相对宽泛。

2 系统效益分析

2.1 已运行电站的系统效益分析

为验证分布式“光伏+储能”系统的实际应用性，以正泰新能源公司在上海松江产业园投资建设的“光伏+储能”项目为例进行分析。本项目共建设3.37 MWp光伏发电系统，采用单点10 kV“自发自用”形式并网；储能系统装机容量为500kW/1MWh，充、放电电源均取自电网侧；光伏发电系统和储能系统互为独立运行模式。

表2 江苏省工业用电峰谷分时销售电价表(2017年7月1日起执行) (单位：元/kWh)

目前，该“光伏+储能”系统已稳定运行200余天，采用高性能的比亚迪锂电池管理系统，实际的充放电效率高达86.54%；根据上海的分时电价及用电负荷情况，储能系统每天要完成1.5次的充放电过程。

图2为实时日用电负荷曲线，反映的是企业

图1 EMS储能监控系统拓扑图

每天各个时间的用电功率。根据功率分布情况，可将该企业的用电负荷分为3个用电时间段，即00:00～07:00、19:00～23:00、08:00～18:00，前两个时间段为企业生产减产或停产间歇时间，用电负荷普遍很低，而08:00～18:00为企业的丰产期，电气设备集中运行。

以7月28日为例，日用电峰值有2处，发生的时间分别为09:00和14:00，而储能系统正是在此峰值时间段介入补偿，可有效降低用电峰值功率，减少企业的需量费用。

图2 系统日功率曲线图(2018年7月28日)

图3 a为PCS系统的日实时功率曲线，反映的是储能变流器的工作状态(充电、放电、待机)。23:30～03:00为蓄电池低功率充电状态，03:30～09:30为蓄电池待机状态，09:30～11:00为蓄电池高功率放电状态，11:30～13:00为蓄电池高功率补充充电状态，13:00～17:30为蓄电池待机状态，18:00～20:30为蓄电池高功率放电状态，20:30～22:00为蓄电池待机状态，之后进入夜间谷电时段，将电池电量充满，然后继续循环。

如图3b、图3c所示，以2018年6月全月为例，当月总充电电量为46701 kWh(日均1556.7 kWh)，总放电电量为43494 kWh(日均1449.8 kWh)，日均充电次数设置为1.5次，在此运行模式下经济效率最佳。

图3 储能系统的功率曲线图

2.2 昆山帕捷电站的系统效益分析

对照已实际运行的分布式“光伏+储能”电站的运行数据，对昆山帕捷电站的收益做初步成本估算。

1)分布式光伏发电系统。若年均发电量约为142万kWh，按消纳率100%、电价8折的优惠力度计算，企业的综合平均用电电价为0.85元/kWh；每年可为企业减少固定电费支出为1420000×0.85×0.8=96.56万元；25年运行期内共可节省2414万元。

2)储能系统。单个储能系统装机容量为400kW/1MWh，按每天完成2次充放电过程计算，第1次为低谷时段充电、高峰时段放电，电价价差为1.0697-0.3139=0.7558元；第2次为平时段充电、高峰时段放电，电价价差为1.0697-0.6418=0.4279元。

为简化财务分析模型，假设储能系统的效率按85%考虑，锂电池的放电深度(DOD)为90%，谷电时段和平电时段的充电时间比为1:1，储能系统的年运行故障率为2%，单个储能系统的总投资成本为300万元/MWh，可计算得出：系统每天放出的电量为2×1000×0.9=1800 kWh，需要在谷时段和平时段共充电1800/0.85=2118 kWh，谷时段和平时段的充电量均为2118/2=1059 kWh；则每天可 节 省 电 费 为 2×(1.0697×1800-0.3139×1059-0.6418×1059)=1826元；每运行年可节省费用为365×0.98×1826=65.316万元；参与调需的容量为800 kW，每月可减少需量费用为32000元，年均为38.4万元。

综合以上因素考虑，项目储能部分的静态投资回报周期为600/65≈9.23年。但这是未考虑锂电池衰减因素的结果，在系统每天“两充两放”的利用情况下，每年的锂电池衰减为3%，因此，动态回收周期可能需要超出10年累计回报周期。

3 推广应用

目前制约分布式“光伏+储能”系统发展的主要因素是电池成本及电池技术。按目前的价格来看，搭配储能系统的光伏电站价格仍然较为昂贵。能量高效存储受电池技术发展的影响，新材料电池如石墨烯等还未得到大规模的应用，如果现在建设储能电站，可能会很快面临以锂电池为代表的储能系统的一个升级换代，对于投资企业来说，成本是需要酌情考虑的。

但储能是未来的发展方向，企业对于储能需提早布局。在未来2～3年内，储能电池技术会迎来新的飞跃，相信那时便是“光伏+储能”系统的爆发阶段。再配以新能源汽车的应用，光伏将进一步取代其他能源，成为清洁能源的代表，融入未来生活的方方面面。

4 总结

本文分析了分布式“光伏+储能”系统的优势，结合已实际运行的案例，探索投资回报率的最大化，并以昆山帕捷电站建立模型进行了分析。目前，制约分布式“光伏+储能”系统发展的主要因素是储能电池的成本及技术，但其在未来2～3年必将迎来爆发阶段。