島嶼と遠隔地: ディーゼル車が丘を登れないときに数字を実行する

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2020年6月16日

マルク、パラワン、サバ州の遠隔地では、配達されるディーゼルの価格がポンプ価格の数倍になる場合があります。輸送、取り扱い、紛失、盗難、発電機のメンテナンスを含めると、年間に供給される負荷の kWh あたりのコストは直感に反する答えを導き出し、鉛炭素とリチウムがそれぞれどちらに有利かを正確に示します。

島でのディーゼル発電機の実際のコスト

インドネシアのマルク島、パプア島、スラウェシ島の外島、フィリピンのパラワン島とミンダナオ高原、サバ州とサラワク州の内陸部にある遠隔地は、送電網が存在しないか、1 日に数時間しか到着しないという 1 つの特性を共有しています。これらのサイトのバックアップはまったくバックアップではありません。これは主電源であり、ディーゼル発電機は 1 日 8 ～ 20 時間稼働します。その時点では、バッテリーストリングの価格は関係ありません。重要なのは、年間に供給される負荷の kWh あたりのコストです。納入ディーゼル費用には 5 つの要素があります。ポンプ価格、桟橋までの貨物、桟橋から現場までの 2 番目の輸送（ボート、オートバイ、人のポーター）、保管損失と盗難、稼働時間で償却される発電機のメンテナンスとオーバーホールです。ポータビリティーが必要な丘陵地帯では、2 番目の行程だけでも燃料価格の 1 ～ 2 倍になる可能性があります。 500 時間ごとに整備を追加し、5,000 時間ごとにオーバーホールを行うと、ディーゼル経路は通常、kWh あたり都市部のディーゼル発電の 2 ～ 4 倍のコストがかかります。そして、その数字は燃料価格と物流能力に応じて変動しますが、これらはオペレーターが制御できない変数です。

バッテリー価格をkWh年あたりのコストに換算する

バッテリーの比較は一般的な基準に換算しなければ意味がありません。正しい計算では、購入価格、耐用年数全体にわたる交換回数、各交換の輸送と労力、充放電損失のエネルギーコストを合計し、定格容量×使用可能な放電深度×サイクル年数で割って、kWh-年あたりのコストを求めます。定格 4.8 kWh の 48V/100Ah ストリングを例に挙げます。放電深度 50% では 2.4 kWh のみが使用可能で、1 日サイクルでは 2.4 kWh で 365 日を維持する必要があります。弦を 3 年ごとに交換する場合、最初の購入だけでなく、3 回の購入すべてがカウントされます。この 1 つのステップにより、定格容量を使用可能な容量として扱うことと、設計寿命をサイクル寿命として扱うという 2 つの一般的なエラーが明らかになります。毎日のサイクリングでは、12 年間使用できると評価されたバッテリーは 300 ～ 500 サイクルしか実行できず、1 年以内に使い果たされてしまいます。

毎日のサイクリングに鉛カーボンが適している理由

1 日 1 回の充放電サイクルで部分的な充電状態が長時間続くと、通常の AGM は著しく故障します。PSoC では負極プレートが急速に硫化し、通常の充電電圧では低下できない高密度の硫酸鉛結晶が形成されるため、容量が永久に失われます。鉛カーボンは、負極板に活性炭を添加することでこの問題に直接対処し、容量性と電気化学的蓄電メカニズムを組み合わせて充電電流が優先的に容量性経路を取り、硫酸塩が極板表面に蓄積しないようにします。 LLC シリーズ (300 ～ 1,000Ah、6 モデル、2V) は、PSoC デューティにおける従来製品の 4 ～ 5 倍のサイクル寿命、約 30% 優れた充電受け入れ、20 年の設計寿命を備えた鉛カーボン静電容量技術を使用しています。島嶼のサイトでは、サイクル寿命よりも 30% 速い充電の方が重要になる可能性があります。発電機は 1 日に数時間しか稼働せず、充電期間は短く、充電の受け入れによって毎日どれだけのエネルギーが回収されるかが決まり、したがってサイトが次の発電期間まで存続できるかどうかが決まります。

リチウムが正しい答えである場合

リチウムは改良された鉛炭素ではありません。それは異なる適用範囲です。 48V LiFePO4 システム (SDA10 シリーズ、50 ～ 200Ah、4 モデル) は、同等の鉛酸容量の 1/3 ～ 1/2 の体積と重量で、連続 1C 放電と非常に長いサイクル寿命を実現します。リチウムが有利な状況は 3 つあります。スペースや床荷重に制限のある現場 (鉛酸が単純に収まらないタワー プラットフォームに取り付けられた小さなキャビネットなど)。高い瞬間電流を必要とするアプリケーション。ここで、1C は 100Ah ストリングが 100A を連続的に供給できることを意味しますが、同じ体積では鉛蓄電池では実現できません。耐用年数が 10 年を超え、輸送コストが非常に高いサイトでは、初期コストの高さは 2 回の交換の回避で相殺されます。逆に、熱管理を行わずに周囲温度が 45°C 以上にとどまる現場では、リチウムの寿命の利点が急激に失われ、鉛カーボンの耐熱性がより信頼できます。重要なのは、どのテクノロジーがより高度であるかということではなく、温度プロファイル、サイクル頻度、輸送コストの 3 つのうちのどれがその現場で最も高価であるかということです。

3 つのハイブリッド トポロジ

アイランド サイトが単一のソースで実行されることはほとんどなく、トポロジの選択が全体の効率を決定します。 1 つ目は、バッテリー バッファーを備えたディーゼル プライマリです。発電機は負荷に応じて動作し、バッテリーは切り替えギャップと夜間のシャットダウンをカバーします。改造コストが最も低く、燃料供給は可能だがグリッドが完全にない小規模な負荷に適しています。 2 つ目は、太陽光発電とバッテリーとディーゼルのスタンバイです。太陽光発電が負荷を供給して日中バッテリーを充電し、バッテリーは夜間に放電し、ディーゼルは長時間の曇りまたはバッテリーの消耗後にのみ始動します。ディーゼルの運転時間は燃料を最大限節約することで 1 日あたり 2 時間を下回る可能性がありますが、適切なアレイ領域と防塵保護が必要です。 3つ目は、完全に再生可能な太陽光発電とバッテリーと小規模風力発電の構成で、年間風速が安定し、負荷が小さい場合にのみ実行可能であり、東南アジアのモンスーン帯では実用性が限られています。これら 3 つすべてに共通するのは、バッテリーがスタンバイから毎日のサイクリングの原動機に移行するため、発電機の効率ではなく、サイクル寿命、充電受け入れ、および高温での動作がシステムの経済性を決定するということです。

ハイブリッド システムのバッテリーのサイズ設定

ハイブリッド システムのバッテリー容量は、バックアップ時間ではなく、再充電なしの最長期間に合わせて設定する必要があり、2 つの答えは 2 倍異なる場合があります。計算には 4 つのステップがあります。まず、1 日のエネルギー消費量: kW 単位の負荷 × 24 時間。昼と夜の負荷は通常異なるため、別々に計算してから合計する必要があることに注意してください。第二に、連続曇りが最も長い期間です。東南アジアのモンスーン帯では 2 ～ 3 日で、そのうち 3 日は控えめです。東アフリカの高地では雲量が変動しやすいため、1 日追加してください。第三に、使用可能容量要件 = 1 日の消費量 × 曇りの日 ÷ 許容放電深度 (DOD を 70% として計算)。 4 番目に、温度と経年変化の補正を適用します (通常 ×1.15 ～ ×1.25)。 1 日あたり 24 kWh を消費するサイトの場合、DOD 70% で 3 日間自立するには、使用可能な約 103 kWh が必要で、20% 補正すると約 124 kWh になります。この数字は通常、「4 時間のバックアップ」の計算よりもはるかに大きくなります。2 つは異なる質問に答えるためです。1 つは 3 日間太陽が現れない場合に何をすべきか、もう 1 つは 4 時間の停電中に何をすべきかということです。オフグリッドサイトでは、最初のものだけが意味を持ちます。サイズが小さすぎると、最初の曇りでシステムが崩壊します。通常、現時点ではコミュニケーションが最も重要です。規模を大きくしすぎると、プロジェクトが予算委員会で否決されるまで回収が延びてしまいます。保守的な曇りの図を考えてみましょう。資本を節約するために容量を 2 日まで削減しないでください。 View Telecom Backup Power Selection