综合能源规划中配网/用户侧锂电池储能系统的技术经济研究*

2020-12-04 06:00张永明王培培梁润琪靳文瑞

智能建筑电气技术 2020年5期

张永明，颜哲，白玮，王培培，梁润琪，靳文瑞

(1. 同济大学，上海 200092; 2. 上海同济城市规划设计研究院有限公司，上海 200092)

0 引言

能源是决定社会进步和经济发展的基础。多年来，石油、煤炭等化石燃料的迅速发展促进了世界的发展，但由此导致的环境污染问题日益严重。化石燃料广泛使用250年以来，大气中CO2的含量增加了40%，全球气候变化问题给人类社会的生存和发展带来了严峻的挑战。因此，为了降低碳排放、改善气候环境、建设低碳城市，未来的能源规划应侧重于能源生产中的脱碳和能源结构的转型。太阳能、风能、潮汐能等可再生能源具有可持续性，被认为是最有可能替代化石能源的新能源。

然而，清洁可再生能源的快速发展随之产生的问题也不容忽视。世界上可再生能源装机总容量已由2006年的10.2亿kW增加到2016年的20.2亿kW，年均增长率约为8%。可再生能源的发电能力是波动的、间歇的、低可控的，很大程度上取决于天气等自然因素。大量的可再生能源难以有效利用，甚至被废弃。根据国家能源局公布的统计，2018年前三季度全国弃风电量损失达 222kW·h，弃光电损失达38.8亿kW·h。因此，为适应高容量的可再生能源，应提高电力系统的灵活性。

另一方面，由于城市园区终端用户不断增多，社会能耗日益增加。2017年, 国内能源消费总量为44.9亿t标准煤(tce)，工业能耗占70%，建筑能耗约占20%，交通能耗约占10%。其中，建筑能耗受空调负荷波动明显，特别是在夏季，空调负荷的急剧增长使得用电负荷不断攀升，部分地区为了应对用电高峰、保证民生，对工业用户采取拉闸限电措施。峰值负荷的持续增长加大了停电的可能性和供电的边际成本。受外来电调峰能力不足、用电峰谷差逐年加大等因素影响，电网调峰矛盾日益突出。为了缓解峰值电力需求，通常使用小容量发电机组(例如天然气发电机组)，然而该类发电机组需要昂贵的运行和维护成本。因此，还需寻找更为合适的调峰方式。

提高电力系统灵活性的途径有多种，包括电网扩容升级、储能技术、需求侧响应等。储能技术作为改革未来能源格局的关键技术，是有效协调可再生能源和电网在时间、空间和强度方耦合的关键。目前，储能技术已被视为电网运行过程中的重要组成部分。系统中引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。

在区域能源规划中，储能技术包含储电、蓄热、蓄冷(冰)技术。其中，储电技术应用最为广泛。

近几十年来，电储能技术的研究和开发一直受到各行各业的重视。目前，电储能技术分为物理储能技术和化学储能技术。其中，物理储能技术包含飞轮储能、压缩空气储能、超导磁储能、抽水储能等；化学储能技术包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池、铅酸电池、超级电容器等电池。在多类电池储能技术中，锂离子电池具有能量密度高、循环寿命长、效率高等特性，更适合于工程技术应用。

南方电网公司于2009年11月启动建设国内第一个兆瓦级电池储能电站，其工程规模为4MW/16MW·h，并已于2011年1月成功并网运行，可实现削峰填谷、调频调压、孤岛运行等功能。

国家电网公司于2010年开始建设位于河北省张北县的国家风光储输示范工程。其中，储能系统分别规划安装磷酸铁锂储能装置14MW/63MWh、液流储能装置2MW/8MW·h和钠硫储能装置等。该项目已于2011年12月25日正式投运。

1 锂离子电池储能应用技术研究

1.1 依据峰谷电价的充放电控制策略

发改委、电监会等六部委联合印发《电力需求侧管理办法》，并于2011年1月1日起实施，提出了电力需求侧管理工作的十六项管理措施和激励措施。其中提到第十一条中提到：推动并完善峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能，支持实施电力需求侧管理。随着《电力需求侧管理办法》的实施，各地区价格主管部门根据当地实际电力需求，陆续制定了峰谷时段与分时电价，将一天24h分为高峰时段、平时段、低谷时段，浙江、福建等地区还设置有2h的尖峰时段。

一般而言，依据峰谷时段，储能系统的充放电策略有：一充一放策略(低谷时段蓄电，高峰或尖峰时段放电)，一充两放策略(低谷时段蓄电，两个高峰或尖峰时段放电)，两充两放策略(两个低谷或平时段蓄电，两个高峰或尖峰时段放电)，三充三放策略等。其中，若在尖峰时段(2h)将电池组内的电量全部放电，则至少需要0.5C的充放电倍率，对于锂电池，其性能满足该要求；但对于一般的铅酸电池而言，其充放电倍率不超过0.125C(对应充放电时间8h)，则只能采用一充一放或一充两放策略。

1.2 实际约束下的储能系统功率、容量配置及相关因素研究

1.2.1 储能系统接入电压等级

储能系统的位置分别有用户侧与电厂侧，用户侧接入的电压等级一般有：10kV与110kV电压等级如表1所示。若选择10kV电压等级，则可选择接入10kV开闭所或110/10kV变电站二次侧；若选择110kV电压等级，则可选择接入110kV变电站进线端或上一级变电站出线间隔(一般为220kV或330kV变电站)。

储能系统不同接入方式对应覆盖范围和功率限制表1

1.2.2 调峰政策要求

国家能源局于2017年印发《2017年能源工作指导意见》，其中提出“加强调峰能力建设”。各地区为保障电力系统安全、稳定、优质、经济运行，保证电能质量，先后出台关于电力辅助服务补偿机制方案，其中提到利用蓄电设施在低谷或弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。福建、宁夏、新疆等地区规定了参与调峰服务的储能设施的充电功率需在10MW及以上，参与调峰持续充电时间在4h及以上，对应容量在40MW·h及以上。

2 锂离子电池的技术特性

2.1 锂离子电池容量衰减曲线

为探究锂离子电池梯级利用的经济性，需对锂离子电池的电池容量衰减曲线进行探究。文献[33]基于不同放电深度(DOD)，对锂离子电池的电池容量保持率(SOC)进行了测试实验。电池容量保持率与循环次数(x)的关系进行多项式拟合，其表达式为：

SOCx=1+B·x+C·x2+D·x3

(1)

式中，参数B、C、D的拟合数值如表2所示。

拟合的参数数值表2

并且，相较于浅充浅放的使用模式，深充深放的使用模式在电池能量转移总量和能量效率上表现更优。

2.2 锂离子电池充放电效率

在锂电池的实际应用中，除容量衰减外，还需考虑电池充放电期间，由电池内阻产生的热量所影响电池的实际充放电效率。

文献[34]分析研究了单体锂离子电池的充放电效率随电流和SOC的变化特性。通过实验验证，相同电流下电池组充放电效率与SOC变化的关系不大，而充放电电流对效率的影响较大。随着电池电流的增大，电池充放电效率逐渐降低。在同一SOC时，电流越小，效率越高。实验结果表明，当充放电倍率较高(1C)，锂离子电池的充放电效率均能保持在95%以上，系统总效率不低于90%。

2.3 锂离子电池充放电倍率

锂离子电池的充放电倍率直接影响充放电电流大小，进而影响充放电效率与容量衰减，并且对储能系统的充放电控制策略起到决定作用。

文献[35]基于不同放电倍率，对锂电池的容量、阻抗等参数进行了研究。结果表明，锂离子电池的容量受放电倍率的影响较大，高倍率下电池放出的能量较少，热量产生较多，电池的电化学阻抗增加越快，老化速度加快，使用寿命降低。实验室条件下，充放电倍率可达2C，但对电池的损耗较大；在实际应用中，充放电倍率在0.5C以下，对电池寿命影响较小，其中0.3～0.5C为锂离子电池推荐的充放电倍率。

3 电池储能应用经济研究

3.1 收益分析

收益分为直接收益和间接收益：直接收益来自于峰谷电价差的售电收益，间接收益来自于配电网线路损耗的降低。

3.1.1 峰谷电价直接经济收益

储能系统的主要收益来自于峰谷电价。设销售的高峰电价为ph，购买的低谷电价为pl，并且考虑放电效率与充电效率分别为η1与η2，将充放电带来的损耗折算至电价内，则折算后的峰谷差电价Δp为：

Δp=phη1-pl/η2

(2)

考虑储能系统的容量衰减，设第一年容量为Q1，第n年容量为Qn，每年工作d天，每天充放电循环次数为k(一充一放k=1，两充两放k=2)，每次工作充放电深度均为DOD，结合前文2.1.2章节中的公式，得Qn为：

Qn=Q1×DOD×SOCn=Q1×DOD×

(1+B(n-1)kd+C(n-1)2k2d2+D(n-1)3k3d3)

(3)

若储能系统使用梯级利用的锂电池组，需根据梯级利用的锂电池容量Q1+s重新标定。在此，可简化定义梯级利用电池为对应使用(1+s)年的电池，则Qn+s为：

(4)

3.1.2 配电网线路损耗降低的间接经济收益

(5)

3.2 支出分析

3.2.1 初投资成本

设储能系统初次建设的容量为Q，储能系统的充放电功率为P，对应充放电时长为x小时，并且Q=P·x。其初投资成本I1一般有关于容量及功率两部分的投资，即：

I1=Q·iQ+P·iP

(6)

3.2.2 二次投资成本

当电池容量衰减至一定程度时，需对电池组及储能变流器(Power Conversion System， PCS)进行全部更换，二次投资成本I2约等于初投资成本I1，即I2=I1。

3.2.3 运行中不可忽视的空调运行费用

(7)

4 综合能源规划中储能系统案例研究

4.1 园区情况与能源规划

案例地点位于我国西北某市某园区，园区内企业以高端装备制造及新材料产业为主。根据前期调研和走访，发现该园区能源供应方面面临成本高、临配套服务不完善等问题。结合该园区的能源供应现状、未来规划和用能需求预测，充分考虑园区内企业现阶段的供能需求，对该园区进行了能源规划。能源规划中预建设储能系统一座，以提高园区内若干对供电稳定性要求较高企业的供电品质，同时利用峰谷电价差获取运营收益。

该能源规划中，预建设规模20MW/80MW·h的储能系统，充放电速率定为0.25C，考虑电池组种类为磷酸锂铁电池组或梯级利用的磷酸锂铁电池组，建设位置临近园区内110/10kV变电站。