中國儲能網(wǎng)訊：新能源出力的不斷并網(wǎng)，對電力系統(tǒng)的靈活性提出了更高要求，在此長時儲能電站發(fā)揮了實現(xiàn)電力平移的作用。長時儲能一般指4h以上的儲能技術(shù)，長時儲能系統(tǒng)是可實現(xiàn)跨天、跨月乃至跨季節(jié)充放電循環(huán)的儲能系統(tǒng)，以滿足電力系統(tǒng)的長期穩(wěn)定。
近年來涌現(xiàn)了通遼現(xiàn)代能源“風(fēng)光水火儲一體化”示范項目、國家電投海陽儲能電站項目、大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目、山東萊蕪孟家電化學(xué)儲能項目、三峽新能源慶云儲能電站示范項目、福建晉江儲能電站試點示范項目等，為我國長時儲能電站的健康發(fā)展夯實了基礎(chǔ)。
儲能的核心就是實現(xiàn)能量在時間和空間上的移動，本質(zhì)上是讓能源更可控。目前長時儲能技術(shù)可分為機械儲能、儲熱和化學(xué)儲能3大主線，具體包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、熔鹽儲熱、鋰離子電池、鈉離子電池和液流電池。
針對平衡電力系統(tǒng)的負荷要求增加現(xiàn)狀，首先根據(jù)長時儲能技術(shù)發(fā)展概況，分析抽水、壓縮空氣、鋰離子電池、液流電池蓄能的技術(shù)特性、優(yōu)勢及目前瓶頸，統(tǒng)計以上儲能技術(shù)的典型應(yīng)用工程；
然后從電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)分析儲能的典型場景應(yīng)用，闡述多種儲能技術(shù)在能量轉(zhuǎn)移、輔助服務(wù)、黑啟動、平滑新能源出力等多場景下的應(yīng)用對比；最后跟蹤我國新型儲能技術(shù)的示范工程最新進展，在此基礎(chǔ)上介紹儲能電站的技術(shù)參數(shù)、電池選型、系統(tǒng)接線、能量管理等問題，為未來儲能電站技術(shù)發(fā)展提供借鑒。
一、長時儲能電站技術(shù)發(fā)展
隨著可再生能源發(fā)電滲透率越高，所需儲能時長越長?？稍偕茉窗l(fā)電具有間歇性的特點，主要發(fā)電時段和高峰用電時段錯位，存在供需不平衡。隨滲透率上升，平衡電力系統(tǒng)的負荷要求增加。
相較于短時儲能，長時儲能系統(tǒng)可更好地實現(xiàn)電力平移，將可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的電力轉(zhuǎn)移到電力需求高峰時段，起到平衡電力系統(tǒng)、規(guī)?；瘍Υ骐娏Φ淖饔?，長時儲能是碳中和時代的必然選擇。
從儲能壽命長短來看，鋰離子電池當(dāng)前最高循環(huán)次數(shù)為8000次、液流電池最高循環(huán)次數(shù)可達20000次、氫儲能使用壽命在10~15年、熔鹽儲熱使用壽命20~30年、壓縮空氣使用壽命在30年左右、抽水蓄能使用壽命在50年左右。接下來按壽命長短依次對以上6種儲能技術(shù)特性進行分析。
1、鋰離子電池技術(shù)特性
鋰電池儲能是當(dāng)前技術(shù)最為成熟、裝機規(guī)模最大的電化學(xué)儲能技術(shù)。鋰離子電池提供功率與貯存能量的裝置有關(guān)，在不提升功率，僅提升容量的情況下，電池成本將等比例增加。但隨著全球電池需求量的迅速增長，鋰資源開始面臨資源約束問題。
截至2022年9月，新型儲能項目累計裝機規(guī)模6.66GW。具體來看，鋰離子電池裝機規(guī)模占比89.3%，為5.95GW，仍然是目前應(yīng)用最廣的新型儲能技術(shù)。與2021年底相較，鋰電份額下降了0.4%。鋰離子電池特性如圖1所示，其適用儲能時間最好在1~4h、長時亦可，響應(yīng)時間為百毫秒級、當(dāng)前最高循環(huán)次數(shù)8000次、轉(zhuǎn)換效率88%。
表1所示山東5個調(diào)峰共享儲能電站規(guī)模均為100MW/200MW·h，電站均采用鋰電池儲能方式，是發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)均可平等參與的全國第一批初步市場化儲能示范項目。
2、液流電池技術(shù)特性
液流電池是一種大規(guī)模高效電化學(xué)儲能裝置。
區(qū)別于其他電池儲能裝置，液流電池將反應(yīng)活性物質(zhì)儲存于電解質(zhì)溶液中，可實現(xiàn)電化學(xué)反應(yīng)與能量儲存場所的分離，使得電池功率與儲能容量設(shè)計相對獨立，適合大規(guī)模蓄電儲能需求。液流電池特性如圖2所示。
目前典型液流電池體系包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池。其適用長時儲能，響應(yīng)時間為百毫秒級、當(dāng)前最高循環(huán)次數(shù)20000次、轉(zhuǎn)換效率80%。
在長時儲能中，液流電池最大的優(yōu)勢為輸出功率和儲能容量可分開設(shè)計且循環(huán)壽命長，但成本是液流電池最大的劣勢。全釩液流技術(shù)路線是未來5年液流電池主流技術(shù)，規(guī)劃2025年全國裝機量達到1GW。國內(nèi)全釩液流項目建設(shè)情況見表2。
3、氫儲能技術(shù)特性
氫能被廣泛認為是未來最有發(fā)展?jié)摿Φ亩文茉矗瑲淠軄碓磸V泛、儲運方便，可以大規(guī)模長周期儲能。氫能產(chǎn)業(yè)鏈分為上游、中游、下游，分別對應(yīng)制氫、儲氫與輸氫、用氫。
上游制氫路線主要有化石能源重整制氫、電解水制氫、生物制氫、工業(yè)副產(chǎn)氣制氫、可再生能源制氫，大規(guī)模低成本氫氣是關(guān)鍵，未來“可再生能源+水電解制氫”有望成為大規(guī)模制氫發(fā)展趨勢；
中游儲氫技術(shù)主要有高壓氣態(tài)儲氫、液體儲氫、固體儲氫等，輸氫技術(shù)可分為氣態(tài)、液態(tài)和固體3種運輸方式；
下游用氫及終端應(yīng)用包括用氫基礎(chǔ)設(shè)施與燃料電池，其中，質(zhì)子交換膜燃料電池、熔融碳酸鹽燃料電池和固體氧化物燃料電池是最主要的3種商業(yè)技術(shù)路線。
氫儲能技術(shù)特性如圖3所示，其適用長時儲能，響應(yīng)時間為秒級、使用壽命為10~15年、轉(zhuǎn)換效率可達75%。
氫能作為一種清潔的可再生能源來源廣泛、儲運方便，可以大規(guī)模長周期儲能。但目前氫氣制取還要依賴化石燃料，并且運輸成本較高。國內(nèi)氫能示范工程見表3。
4、熔鹽儲熱技術(shù)特性
熔鹽儲熱通過儲熱介質(zhì)的溫度變化、相態(tài)變化或化學(xué)反應(yīng)，實現(xiàn)熱能的儲存與釋放。儲熱介質(zhì)吸收電能、輻射能等能量，儲蓄在介質(zhì)內(nèi)，當(dāng)環(huán)境溫度低于介質(zhì)溫度時，儲熱介質(zhì)可將熱能釋放出來。熔鹽儲熱是大規(guī)模中高溫儲熱的主流技術(shù)方向。儲熱技術(shù)可分為顯熱儲熱、相變儲熱和熱化學(xué)儲熱3類。
目前，顯熱儲熱技術(shù)成熟度最高、價格較低、應(yīng)用較為廣泛；相變儲熱是研究熱點；而熱化學(xué)儲熱尚未成熟。其中，熔融鹽為常用的中高溫顯熱儲熱介質(zhì)，具備較寬的液體溫度范圍，儲熱溫差大、儲熱密度高，適合大規(guī)模中高溫儲熱項目。
熔鹽儲熱技術(shù)特性如圖4所示，其適用長時儲能，使用壽命為20~30年、轉(zhuǎn)換效率70%。
該儲能方式優(yōu)勢在于熔鹽作為儲熱介質(zhì)，成本較低，工作狀態(tài)穩(wěn)定，儲熱密度高，儲熱時間長，適合大規(guī)模中高溫儲熱，單機可實現(xiàn)100MW·h以上的儲熱容量；劣勢在于場景限制，能量轉(zhuǎn)換方式?jīng)Q定了熔鹽儲熱只有應(yīng)用在熱發(fā)電的場景下才會有經(jīng)濟優(yōu)勢。國內(nèi)外熔鹽儲熱電站示范項目見表4。
5、壓縮空氣技術(shù)特性
壓縮空氣儲能系統(tǒng)是一種能夠?qū)崿F(xiàn)大容量、長時間電能儲蓄的電力儲能系統(tǒng)，通過壓縮空氣存儲多余的電能，在需要時，將高壓氣體釋放到膨脹機做功發(fā)電。傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術(shù)原理源于燃氣輪機，其工作流程為壓縮、儲存、加熱、膨脹、冷卻。
壓縮空氣儲能技術(shù)特性如圖5所示，其適用長時儲能，響應(yīng)時間為分鐘級、壽命為30年、轉(zhuǎn)換效率50%~70%。
隨著技術(shù)的進步，可以通過儲氣罐的形式存儲壓縮氣體，從而擺脫了地理約束，可以大規(guī)模使用。設(shè)備成本占系統(tǒng)成本的大部分，存在著隨著大規(guī)模應(yīng)用快速降本的可能。
當(dāng)前整個壓縮空氣儲能系統(tǒng)的效率相對較低，涉及運行的項目效率在50%~70%，較成熟抽水蓄能的76%左右還有一定的差距，這在一定程度上影響了整個項目的經(jīng)濟性。截至2022年9月底，我國壓縮空氣儲能累計裝機容量182.5MW，在建項目已達6.32GW，規(guī)劃2025年壓縮空氣儲能累計裝機將達6.8GW。
德國是最早掌握壓縮空氣儲能技術(shù)的國家之一，德國Huntorf壓縮空氣儲能電站是第一座商業(yè)運營的壓縮空氣儲能電站。Huntorf儲能電站為補燃式，建設(shè)2處地下儲氣洞穴，設(shè)計為電能儲存與電能輸出階段空氣質(zhì)量流速比為1:4，該電站可不間斷儲能12h，不間斷輸出電能3h。
中國江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站則采用了非補燃壓縮空氣儲能技術(shù)，將電能轉(zhuǎn)換效率提升至60%以上，實現(xiàn)了全過程無燃燒、零碳排。其他國內(nèi)外壓縮空氣儲能電站對比見表5。
6、抽水蓄能技術(shù)特性
抽水蓄能是機械儲能的一種，是當(dāng)前最成熟、裝機最多的主流儲能技術(shù)。抽水蓄能技術(shù)在電力負荷低谷期將水從下池水庫抽到上池水庫時將電能轉(zhuǎn)化成重力勢能儲存起來，在負荷高峰時利用反向水流發(fā)電，綜合效率在70%~85%。
抽水蓄能度電成本最低，但地理資源約束明顯，遠期看無法足量滿足儲能需求，且初始投資成本高、開發(fā)建設(shè)時間長，在風(fēng)光建設(shè)超預(yù)期的時候，儲能資源無法及時匹配。抽水蓄能技術(shù)特性如圖6所示，其適用長時儲能，響應(yīng)時間為分鐘級、循環(huán)壽命為50年。
我國抽水蓄能從20世紀60年代開始起步，首座抽水蓄能電站在河北省崗南并入華北電網(wǎng)，起到儲能、調(diào)峰等作用，從此揭開了我國建設(shè)抽水蓄能電站的序幕。
80年代開始建設(shè)潘家口抽水儲能電站，標(biāo)志著我國進入探索發(fā)展期，也迎來了我國抽水儲能開發(fā)建設(shè)高峰期。21世紀前10年，隨著我國政策體制不斷健全，建設(shè)管理以電網(wǎng)企業(yè)為主，標(biāo)志著我國建設(shè)進入完善發(fā)展期?！笆濉泵鞔_抽水蓄能為重點建設(shè)項目，抽水蓄能建設(shè)迎來了蓬勃發(fā)展期。
截至2022年8月底，我國在運裝機規(guī)模達到42GW。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》，到2025年投產(chǎn)總規(guī)模達62GW以上，2030年達120GW。
7、儲能技術(shù)對比
儲能技術(shù)特點各不相同，根據(jù)應(yīng)用場景的不同，長時儲能技術(shù)將呈現(xiàn)多線并舉的格局。根據(jù)本節(jié)以上對儲能技術(shù)的特性分析，長時儲能具體技術(shù)路線對比見表6。
二、多儲能技術(shù)的場景應(yīng)用
從電力系統(tǒng)整體的角度來看，儲能的應(yīng)用場景可分為3大場景，分別為用戶側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能
和電源側(cè)儲能。電力供應(yīng)系統(tǒng)中用戶側(cè)儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、提升供電可靠性和容量電費管理等；電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于系統(tǒng)調(diào)頻、緩解電網(wǎng)阻塞、備用容量、延緩輸配電設(shè)備擴容升級；電源側(cè)的儲能應(yīng)用包括電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、減少棄風(fēng)棄光、可再生能源并網(wǎng)等。
壓縮空氣、抽水蓄能、飛輪儲能、鈉硫電池、鉛酸電池、鋰離子電池和液流電池7種儲能技術(shù)在能量轉(zhuǎn)移、平滑新能源出力等多場景下的應(yīng)用對比見表7，顏色越深表示適應(yīng)度越高。
在多種儲能應(yīng)用中，電化學(xué)儲能的應(yīng)用最為廣泛，在電力系統(tǒng)的源、網(wǎng)、荷側(cè)電化學(xué)儲能都可根據(jù)需求靈活部署。在發(fā)電側(cè)除了能夠提高發(fā)電的穩(wěn)定性外，還可以提高發(fā)電質(zhì)量；在輸電環(huán)節(jié)能夠有效降低輸電的成本；在配電環(huán)節(jié)可以緩解企業(yè)和用戶用電壓力，促進電網(wǎng)的升級擴容；在送電環(huán)節(jié)可通過峰谷差套利，進而減少企業(yè)和用戶用電成本。
三、典型儲能示范工程
1、化學(xué)儲能示范工程
（1）萊蕪孟家儲能電站
該項目應(yīng)用于調(diào)峰場景，儲能容量100MW/200MW·h，儲能單元采用磷酸鐵鋰電化學(xué)電池，共包含40套2.56MW/5.76MW·h儲能單元，電池組低壓直流經(jīng)變流升壓至10kV后，由2臺63MV·A主變升壓至110kV，接入220kV孟家變電站110kV側(cè)。
因考慮電池系統(tǒng)效率，裝機容量為100.8MW/230.4MW·h。儲能電站采用模塊化設(shè)計思想為站內(nèi)設(shè)置80套1.26MW/2.88MW·h電池艙。
設(shè)置40套逆變升壓一體艙（PCS艙），每個PCS艙包含4臺630kW變流器，1臺2800kV·A的10kV/0.4kV干式變壓器，與配套的環(huán)網(wǎng)柜、配電箱、保護柜、消防及暖通系統(tǒng)等安裝于升壓逆變集成艙內(nèi)。萊蕪孟家儲能項目采用國網(wǎng)系統(tǒng)單體容量最大、并網(wǎng)電壓等級最高的獨立儲能電站。系統(tǒng)接線圖如圖7所示。
單個電池預(yù)制艙內(nèi)包含2.88MW·h電池系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、匯流柜、保溫系統(tǒng)、照明系統(tǒng)、空調(diào)暖通系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)等。
儲能電站消防安全，儲能站選用全氟己酮滅火劑。該箱式儲能系統(tǒng)的設(shè)計滿足國際、國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)，參考了《火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計防火標(biāo)準(zhǔn)》（GB50229—2019）、《建筑設(shè)計防火規(guī)范》（GB50016—2014）、《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》（GB51048—2014）、《預(yù)制艙式磷酸鐵鋰電池儲能電站消防技術(shù)規(guī)范》等國內(nèi)關(guān)于儲能系統(tǒng)的標(biāo)準(zhǔn)，確保儲能系統(tǒng)的安全性。
（2）三峽新能源慶云儲能電站示范項目
三峽新能源慶云儲能電站示范項目總?cè)萘繛?00MW/600MW·h，應(yīng)用于調(diào)峰場景。
該項目選用液冷磷酸鐵鋰電池，完成32個20尺變流升壓集裝箱、32個40尺標(biāo)準(zhǔn)儲能集裝箱的系統(tǒng)設(shè)計和集成，變流升壓集裝箱單個功率3.15MW，比以往1000V的功率密度提高26%。40尺儲能集裝箱單個容量6.709MW·h，比以往1000V的方案能量密度提高139%。
為確保電池性能良好，延長電池使用壽命，使用電池管理系統(tǒng)（BMS）對電池組的使用過程進行管理，監(jiān)測電池組中單個電池的狀態(tài)，可以保持電池組中單個電池狀態(tài)的一致性，并避免電池組性能的降低和由于電池狀態(tài)差異而導(dǎo)致的安全問題。BMS通過測量，獲取電池的工作狀態(tài)，并把這種狀態(tài)顯示出來。圖9為電站儲能系統(tǒng)BMS架構(gòu)。
（3）山東華電滕州電化學(xué)儲能項目
山東華電滕州電化學(xué)儲能項目為101MW/202MW·h，100MW/200MW·h磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，配備1MW/2MW·h液流電池儲能系統(tǒng)，應(yīng)用于調(diào)峰場景。
100MW/200MW·h磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)包括電池艙、PCS艙、逆變升壓艙和EMS系統(tǒng)3部分。1MW/2MW·h液流電池儲能系統(tǒng)由8個125kW/250kW·h電池艙、1個變流升壓艙、1個控制集裝箱構(gòu)成。
鋰電池艙共設(shè)置80套1.25MW/2.5MW·h儲能電池艙，每個艙內(nèi)包括14面電池柜、2面匯流柜、1面控制柜、1套消防系統(tǒng)、4臺風(fēng)冷空調(diào)等，安裝在標(biāo)準(zhǔn)預(yù)制艙中。每面電池柜由15個電池箱（PACK）串聯(lián)而成，由1套電池管理系統(tǒng)來管理。每個電池箱由14個電池芯串聯(lián)而成，每個電池艙由2940（14×15×14）個電芯組成。
變流升壓艙的磷酸鐵鋰系統(tǒng)共設(shè)置40套2.5MW變流升壓艙，每個艙內(nèi)包括1套組合開關(guān)、1臺2800kV·A變壓器、4臺630kW變流器、1面就地通訊柜及低壓柜。
液流系統(tǒng)主要由8臺電池艙、1臺變流升壓艙、1臺配電設(shè)備艙組成。其中單個電池艙功率125kW，每4個串聯(lián)組成1個電池單元。變流升壓艙由2臺500kW變流器、1臺1300kV·A變壓器等組成。液流系統(tǒng)4臺電池艙串聯(lián)形成1個電池單元，配合1臺500kW變流器使用，共有2組經(jīng)1臺1300kV·A變壓器接入35kV母線。
該項目還包括PCS集裝箱、干式變壓器集裝箱、高壓開關(guān)柜集裝箱及110kV升壓站1座，設(shè)計年限25年。
2、儲熱示范工程
首航節(jié)能敦煌100MW熔鹽塔式光熱發(fā)電項目聚光規(guī)模大，是可24h連續(xù)發(fā)電的100MW級熔鹽塔式光熱電站。該項目鏡場面積140萬m2、定日鏡數(shù)量11000面、塔高260m、熔鹽用量3萬t、儲熱時長11h、年發(fā)電量3.9億kW·h。該項目鳥瞰圖如圖10所示。
該電站主要由聚光系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)、換熱系統(tǒng)、發(fā)電系統(tǒng)組成。聚光系統(tǒng)也稱為鏡場，該系統(tǒng)是由定日鏡組成，定日鏡可以實時跟蹤太陽把陽光匯聚在吸熱器表面。在設(shè)計定日鏡鏡場過程中，應(yīng)考慮不同的跟蹤方式下定日鏡自由旋轉(zhuǎn)所需要的空間，避免定日鏡之間的碰撞。
該系統(tǒng)定日鏡設(shè)計風(fēng)載10m/s、跟蹤精度2mrad、設(shè)計壽命30年。吸熱系統(tǒng)采用先進的吸熱器設(shè)計程序SHRC，設(shè)計平均能流密度750kW/m2，局部能流密度1.2MW/m2。儲熱系統(tǒng)包括冷熱罐罐體、罐體保溫、帶保溫和散熱通風(fēng)系統(tǒng)、管道及保溫。
換熱系統(tǒng)主要作用為采用熱熔融鹽進行給水加熱、蒸發(fā)和過熱等，最終產(chǎn)生合格的過熱蒸汽，提供給汽輪機做功。發(fā)電系統(tǒng)采用美國GE汽輪機，額定轉(zhuǎn)速3000r/min，額定功率100MW，有功調(diào)節(jié)范圍30%~100%機組額定出力。
3、機械儲能示范工程
金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家示范工程，一期工程發(fā)電裝機規(guī)模60MW/300MW·h。該項目采用非補燃式壓縮空氣儲能技術(shù)，該技術(shù)能將壓縮空氣時產(chǎn)生的熱能收集和存儲起來，待釋能時用來加熱進入膨脹機做功的空氣，將電能轉(zhuǎn)換效率提升至60%以上，全過程無燃燒、無排放。
該項目透平機采用東方汽輪機的通流設(shè)計技術(shù)，保障了機組的高效性，其中高壓缸效率高于92%，低壓缸效率高于94%。改工程儲氣空間為22.4×104.0m3，每天發(fā)電時長5h，年運行天數(shù)330天，設(shè)計的運行壓力區(qū)間為12~14MPa，設(shè)計儲能效率大于60%。該項目鳥瞰圖如圖11所示。
四、結(jié)論
在長時儲能的必然需求下，本文分析各長時儲能技術(shù)的優(yōu)劣及多場景應(yīng)用，梳理了國內(nèi)各省配儲政策現(xiàn)狀，跟蹤對比儲能示范項目的建設(shè)情況，得出以下結(jié)論。
1）新能源裝機容量不斷增大，高比例可再生能源對系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力提出了更高的需求。為緩解此問題，長時儲能是必然的選擇。
2）從儲能技術(shù)特點與多場景應(yīng)用來看，鋰離子電池、液流電池是優(yōu)選項。根據(jù)需求，亦可選擇多種儲能技術(shù)混合使用。
3）缺乏功率型和能量型的儲能技術(shù)體系的構(gòu)建，亟需分析各儲能技術(shù)間、儲能與可再生能源間及其與各典型場景間的互補性和適應(yīng)性，形成完善的相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。
