大容量电池储能技术及其电网应用前景

● 国网湖南省电力有限公司 易江腾 陈 浩 郭庆红

传统电力系统要求电能的生产、输送、分配和使用同步进行、实时平衡，这种特性决定了电力系统在规划、建设、调度运行以及控制方式上，对安全稳定、经济灵活都有较高要求。近年来，随着经济发展与特高压建设，国内中东部地区逐步形成受端电网，表现为大容量、大机组、远距离输送、负荷密集等特征，电网运行管理与实时平衡的难度在增加。从用电结构看，第三产业、居民用电比重有较大提升，最高用电负荷逐年攀升，电网峰谷差不断拉大，电网运行面临新的挑战。

电力储能技术发展已有几十年的历史，包括抽水蓄能、飞轮、压缩空气、超级电容器、蓄电池等，常被用于电厂发电调压、调频，电网负荷削峰填谷或是用户关键负荷供电可靠性保障等。一直以来，受制于技术瓶颈以及建设成本，电力储能应用范围较小，作用有限。

电网大容量储能技术的出现打破了发、用电实时平衡的限制，其大规模应用可有效降低昼夜峰谷差，提升电网稳定性、灵活性和电能质量水平，促进新能源大规模接入电网，同时能有效延缓与降低电网投资成本。由此可见，大容量储能技术在电力系统中的应用已成为未来智能电网发展的一个必然趋势。其中，大容量电池储能电站，具备建设周期短、占地面积小、布点灵活等优势，且配备智能网荷互动终端、防孤岛PCS等设备，可满足调度毫秒级响应需求，实现电力辅助服务、需求侧管理等快速响应与切除，在电网中具备广泛的应用前景。

1 电网储能相关政策

2017年10月11日，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，该指导意见是我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策。基于对“我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础”的判断，《指导意见》明确提出了下一阶段的发展目标，即“实现储能由研发示范向商业化初期过渡”，重点提出“推进储能提升电力系统灵活性、稳定性应用示范”，并明确了3个方面的意见。

1.1 支持储能系统直接接入电网

储能系统接入电网的地点和方式可以分为电源侧、电网侧和用户侧，不同的接入方式要求储能接入容量、建设规范、验收标准、运行模式不一样。目前我国储能系统直接接入电网并实现商业化运营还存在一些障碍，包括主体资格认定、验收标准、电价政策等等。

1.2 建立健全储能参与辅助服务市场机制

从电力辅助服务获得收益，是当前国外储能技术主要的商业化运行模式之一。我国目前各地执行的辅助服务政策是由国家能源局及其派出机构制定，主要是针对传统发电机组。《指导意见》里面明确提出要进一步建立“谁受益谁付费”的市场机制，这将有效推动储能全面深入参与辅助服务市场。

1.3 探索建立储能容量电费和储能参与调峰的规则机制

为储能设立容量电费是决定储能系统能否在电网中实现良性快速发展的核心机制。当前提高我国电网的灵活性除了要增加调频能力以外，更迫切的是提高电网的调峰能力。一是西北地区由于调峰能力不足，近年导致严重的弃风弃光现象；二是根据2018年最新负荷预测，华北、华中、华东地区今年起2～3年内电网将普遍出现负荷高峰缺口。

2 电池储能技术主要类型

大容量电池储能，目前技术发展较为成熟的主要有铅酸（碳）电池、锂离子电池、钠硫电池、全钒电池等。

2.1 铅酸电池

在电池储能技术中，铅酸电池最成熟，成本最低，在发电厂、变电站广泛充当备用电源，在维持电力系统安全、稳定和可靠运行方面发挥了重要作用。铅酸蓄电池存放28天剩余电量应为85%左右，传统固定型铅酸电池循环寿命为500次左右，阀控式密封铅酸电池循环寿命为1000次左右，全寿命周期度电成本约2～3元/Wh。由于铅酸电池能量密度、功率密度均较小，充电时间长，循环寿命短，自放电率高，再加上容易造成环境污染，故不宜作为电池储能的主要发展方向。

2.2 铅碳电池

在铅酸电池负极材料中加入活性炭就成为铅碳电池。铅碳电池与铅酸电池相比能量密度虽然没有变化（40～60Wh/kg），但功率密度大幅增加（300～400W/kg），可实现快速充放电，循环寿命可达4000次 （非深度充放，70%DOD），虽建设成本增加，但度电成本大幅下降（0.45～0.7元/Wh）。总体上来说，铅碳电池因性能稳定、可快速充放、循环次数多、性价比高，目前是电池储能发展的重要类型之一。

2.3 锂离子电池

锂离子电池采用含有锂元素的材料做电极，是现代高性能电池的代表，常用于手机、笔记本电脑等日常电子产品。锂离子电池的优点有：单体电池电压高（3.2～3.7伏，铅碳电池为2伏），能量密度高（130～200Wh/kg，铅碳电池为30～60Wh/kg），体积小，可快速充放电，能量转换效率可达95%以上（铅碳电池为85%左右），循环次数可达到2500～5000次，自放电少（室温下30天自放电小于2%），全寿命周期度电成本约0.9～1.2元/Wh。锂离子电池的缺点是：成本较高，且安全性不如铅碳电池。

2.4 钠硫电池

钠硫电池是一种液态电池，硫与钠都在300度高温下呈液态流动运行。优点有：能量密度高（200Wh/kg）、可大电流放电，能量转换效率接近100%，循环寿命可达5000次 （90%DOD），全寿命周期度电成本约0.9～1.2元/Wh。缺点是：电池需加热保温，并存在一定安全隐患。目前钠硫电池主要是日本在应用。

2.5 全钒液流电池

全钒液流电池以不同价态钒离子溶解于硫酸电解液中，来充放电能。优点有：循环寿命可高达数万次，反应速度快（充放切换小于20ms），转换效率高，安全性好等，全寿命周期度电成本约0.7～1.0元/Wh。缺点是能量密度低，占地面积大。

综合而言，因锂离子电池与铅碳电池适用性更广，成本下降较快，市场占有量快速上升。对电网而言，锂离子电池与铅碳电池在安全性、经济性、建设周期、维护便捷性等方面具有综合优势，因此更有可能被大规模应用。

3 电池储能技术的应用前景

电池储能具备快速响应、精确控制、稳定输入输出等特性，在发电优化、削峰填谷、调频调峰、改善电能质量、可再生能源并网、微网管理方面将发挥越来越重要的作用。尤其相对于传统的抽水蓄能和火电机组，电池储能技术在调频、调峰上正在逐步表现出颠覆性的能力。

3.1 提高发电机组效率

在火力发电厂安装电池储能系统，可以在负荷快速波动时启动储能装置，保持出力平稳，使火电机组运行在比较经济的出力区间，提高机组效率，在一定程度上降低煤耗，减少煤炭燃烧对环境的污染，在相同发电量的情况下可以促进其增效减排，提高发电厂的经济效益。另外可利用储能装置变流控制器设计虚拟同步机（AGC），方便发电机组并网管理。

3.2 电网负荷削峰填谷

在电网接入电池储能电站，可以在电源端供电和用户端用电不均衡时提供额外电力消纳和供应，防止用电紧张或供电冗余。在用户负荷侧接入电池储能电站，在节省容量投资的同时，确保电能质量，提高用电可靠性。用户利用峰谷价差，低谷充电、高峰放电，不仅可以减少购电费用，客观上也帮助电网降低了峰谷差，改善了负荷特性，减少了系统备用容量的需求与输电网的潮流压力，进而提高输配电设备的利用率，延缓或减少电网的设备投资。

3.3 优化可再生能源并网

近年来，风力发电、光伏发电站建设快速推进，但由于新能源发电的间歇波动特性以及电网消纳能力限制，西北地区出现了大量的弃风、弃光。仅2016年，国家电网弃风、弃光电量就达到465亿kWh。电池储能技术可以提高新能源发电输出功率的可控性与稳定性，提高电能质量，从而帮助风力发电、光伏发电等能被电网平滑接入，全额消纳。

3.4 参与电力辅助服务

大规模电池储能（100MWh以上）因其响应速度快和控制精准以及具有双向调节等特性，在电网调频/调峰、改善电能质量等电力辅助服务方面，具有巨大应用前景与价值，独立的可被电网直接调度的电池储能电站不仅可以保证电网的供电安全，也可以提高局部地区电能质量。大规模电池储能应用于电力辅助服务将可能颠覆传统的电网设计理念和运行规则。开放的电力市场（包括电力辅助服务市场）是电池储能参与电力辅助服务的前提，2017年11月，国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，是电池储能发展的政策利好，如落地实施，储能参与辅助服务的回报将非常丰厚（如调频服务费、容量服务费等），必将推动电池储能技术的快速发展。

3.5 优化分布式发电及微电网系统并网

分布式发电及微电网系统具有能独立运转或者并网、接近电力消费终端、容量相对较小(家用kW级别到园区几十MW级别)等特点。近年来家用分布式光伏发电快速发展，园区微网建设逐步启动，电池储能单元可起到抑制系统和输出功率的扰动、用于短时过渡供电、调峰填谷、保持电压频率稳定、提供可靠备用电源、提高系统并网运行可靠性和灵活性等作用。

3.6 电动汽车电池响应电网调用

由于电动汽车较长时间地处于停止状态，车载动力电池作为储能单元，与电网的能量管理系统建立通信，可实现电动汽车与智能电网能量转换互补，简称V2G技术。随着电动汽车规模不断扩大，V2G技术将使电动汽车有可能在电网系统调峰调频、电能质量保证和备用电源等应用上发挥不可忽视的作用。

4 电池储能电站示范工程

目前国内已有一些建成的储能示范工程，在电网运行中发挥着良好作用。

4.1 华润广东海丰电厂储能AGC项目

华润电力2015年在广东投资建设的海丰电厂，在发电机组高厂变侧配套建设了30MW/14.93MWh磷酸铁锂电池储能项目，为广东电网提供优质高效的AGC调频服务，并获取调频补偿。

4.2 国网江苏公司镇江电网侧储能项目

为填补镇江地区度夏高峰电网缺口，2018年4月起，国网江苏公司在镇江启动建设8个电网侧磷酸铁锂电池储能电站，总规模101MW/202MWh，6月21日已投运1个，其余也将在近期投运，以应对今年夏季电网负荷高峰。

4.3 江苏无锡星源新加坡工业园客户侧储能项目

由星源新加坡工业园管委会与南都电源联合投资建设，项目规模20MW/160MWh，采用铅碳电池，用低谷充电、高峰放电降低电费支出，在夏季高峰参与需求侧响应获取政府补贴，并成为工业园区微网供电的重要后备。2017年12月投运以来已实现较好的运行效益。

4.4 张北风光储输示范工程

由国家电网公司建设，项目建设规模风力发电500MW、光伏发电100MW、储能70MW，是目前全球最大的风光储输工程，其中电池储能装置50MW。2011年第一期项目中已建成电池储能16MW/71MWh，包含磷酸铁锂、全钒液流两种电池储能。

4.5 浙江上虞分布式能源接入交直流混合微电网示范工程

工程接入分布式光伏发电1.4MW，风力发电10kW，铅酸储能250kW/800kWh，包含1套交直流微电网功率变换与网架系统，系统内交流最高负荷1.2MW，直流最高负荷0.9MW。

4.6 大连全钒液流电池储能调峰电站

由大连热电集团和大连融科储能技术发展有限公司共同承建，项目建设规模200MW/800MWh，为全球最大的全钒液流电池储能电站。2017年已建成投运第一期100MW/400MWh，有效提高了大连电网调峰能力。

4.7 上海世博园钠硫电池储能系统

储能系统建设在110kV博世地下变电站内，系统容量总共为1MW/8MWh。储能系统接入博世站的必要设备包括：储能电池4组(每组容量为250kW)、PCS屏4面、箱式变压器一台(容量为1250kVA)及其相应二次设备。

4.8 智能电网汽车储能电池应用项目

在江苏南京，正在建设的“居民小区电动汽车有序充电”项目，主要针对台区范围内同时充电电动汽车数量较多时，如何采用时序性的充电策略确保台区变压器不过载。在日本Keihanna，通过系统实时监测100辆电动汽车充电状况以开展需求响应的验证项目正在进行。通过V2G技术，电动汽车大容量储能电池，还可以反向用于电力峰值转移或用作应急电源。

5 结束语

作为智能电网发展中的重要支撑技术，电网储能可作为优化发电自动控制、实现快速可靠调频调峰、提高系统运行安全稳定性的技术手段，提高供电可靠性和供电质量；可以有效地实现需求侧管理，减小昼夜间峰谷差，平滑电网负荷；可以提高电力设备利用率，降低供电成本；可以促进新能源的消纳利用。由于具有技术特性优、适用范围广、应用前景宽等特点，可以预见下阶段电网储能发展将以大规模电池储能为重点，并有望在5～10年内在政策鼓励下，利用电池产业生态链良性迭代发展，通过更大规模的工程应用，不断积累技术与经验，重点突破电池制造成本、环境友好管理、储能系统集成调度三大关键问题，从而在将来给智能电网带来革命性的变化。■