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浅谈电力系统储能技术

发表时间：2020/3/3 来源：《电力设备》2019年第20期作者：谢秀峰

[导读] 摘要：电能具有发、输、供实时平衡的特点，目前国内外的电网端、用户端通常采用储能技术进行“削峰填谷”来减少电力系统电能负荷的波动，来维持整个系统的稳定性，通常采用的储能方式主要分为物理储能、电化学储能两大类型。

        (山东电力建设第三工程公司山东青岛 266100)
        摘要：电能具有发、输、供实时平衡的特点，目前国内外的电网端、用户端通常采用储能技术进行“削峰填谷”来减少电力系统电能负荷的波动，来维持整个系统的稳定性，通常采用的储能方式主要分为物理储能、电化学储能两大类型。其中物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、高温熔盐储能、电磁储能（超级电容、超导、超级电池）等；电化学储能主要是指离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌镍电池、液流电池等，其应用的范围和技术特点、优缺点各不相同。本文通过分析和对比各种储能技术的特点、优缺点，以及发展前景，发现未来一段时间内电力储能技术的发展趋势。
        关键词：储能技术、储能电站、电力建设、新能源
        经过“十二五”“十三五”这两个规划和国家政策的导向，新能源在中国的发展可以用欣欣向荣来形容，但是随着新能源的快速发展，新能源的受季节性、地域性等自然条件的缺点也日益明显，消纳矛盾日益凸显，通过储能技术解决弃风、弃光问题成为一种选择。另外，电能具有发、输、供、用实时平衡的特点，人们希望电能也可以像其他化石能源一样得以存储，所以储能几乎伴随着电力的发明被人们关注，数百年来从未停止探索。目前储能方式主要分为物理法储能、电化学储能两大类型。其中物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、高温熔盐储能、电磁储能（超级电容、超导等）、蓄冷、蓄热技术等；电化学储能主要是指离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌镍电池、液流电池等。下面对各自的特点和技术原理进、技术现状、发展前景及优缺点进行介绍，发现未来一段时间内储能技术的发展趋势。
        根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目库统计，截止2018年，全球已投运储能系统累计装机规模为180.9GW，相比2017年增长3%。其中：抽水蓄能的累计装机规模最大，为170.7GW，同比增长1.0%；熔融盐储热的累计装机规模为2.8GW，同比增长8%。截至2018年，中国已投运储能系统累计装机规模为31.2GW，相比2017年底增长8%【1】。
        1、物理法储能技术
        1.1 抽水蓄能技术
        抽水蓄能是利用高度差，将水的势能转化为动能推动水轮机进，带动发电机进行发电，其发电原理如图1，抽水蓄能电站有一个建在高处的高位水库和一个建在下游的低位水库。发电机组能作为一般水轮机的发电机作用和作为水泵将低位水库的水抽到高位水库，当电网的用电负荷在低谷时，比如晚上23:00左右，水轮机就运行将低位水库的水抽到高位水库，当电网处于负荷尖峰时，水从高位水库流入低位水库，水轮机作为发电机组，从而起到削峰填谷的作用。

        抽水蓄能技术自从1882年国际第一座抽水蓄能电站在瑞士使用以来，已经发展了130多年，技术已经成熟。目前世界上已经建成投产的最大的抽水蓄能电站为1985年投入运行的美国巴斯康蒂抽水蓄能电站，装机容量达到3003MW[2]。目前在建最大的蓄能电站是河北承德市的丰宁抽水蓄能电站，总装机容量达到3600MW，由6台300MW抽水蓄能机组成，包括4台定速机组和2台变速机组组成，于2013年开工建设，目前尚在建设之中，同时丰宁抽水蓄能电站也是2022年北京冬奥会绿色能源配套服务重点项目，将为各类奥运赛事提供电力保障。据统计2017年底我国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一，在运规模2849万kW,在建规模达3871万kW，到2020年运行总容量将达4000万kW。
        以上介绍的是淡水蓄能，主要建在河流、内陆湖泊、靠近山体或有高差利用的附近，目前还有一种抽水正在研究的抽水蓄能是海水蓄能，主要建在海边。我国海岸线长约18000多公里，岛屿6000多个具有建设海水抽水蓄能电站的优越地理条件。
        水电水利规划总院2013年组织相关单位开展了沿海地区海水蓄能开发潜力的评价工作，于2015年受能源局委托牵头组织开展了海水抽水蓄能电站资源普查工作，共确定了238个站点[3]。在普查站点的基础上重点考察了各站点的工程地形、工程布置、交通运输等工程建设条件以及开发价值，最终确定了8个示范工程站点，并对各示范站点在技术可行性和经济合理性上做了评估，但因目前的技术、经济因素目前尚未建设。
        抽水蓄能的优点：
        是目前最为成熟的蓄能技术，其蓄能容量大，无污染，综合效率高，可达65%～75%，寿命长40～60年，年利用小时数约3000～5000h，响应速度快为分钟级，单机容量一般为100-300MW，成本约500～1000元/kWh，因此，抽水蓄能不但能调峰填谷且启停迅速、运行灵活，能快速响应电网负荷的变化，从而间接节约了能源燃料。
        抽水蓄能缺点：
        （1）初投资大、建设周期长，投资回报周期长。
        （2）对地理环境依赖大，受场地限制比较严重。
        （3）对当地的地貌环境影响比较大。
        抽水蓄能电站的发展趋势：“十二五”期间，全国规划新开工抽蓄电站4000万千瓦、投产1324万千瓦，2015年底装机容量达到3000万千瓦，但实际开工2090万千瓦、投产732万千瓦，2015年底装机容量仅2303万千瓦，分别完成“十二五”规划目标的52%、55%和77%。进入“十三五”，抽蓄电站建设明显加快，前两年新开工规模约1900万千瓦。可以看出抽水蓄能的增长一直低于规划的水平，十三五期间突然增长阶段，正因如此目前我国抽水蓄能的总装机容量已经跃为世界第一。但是从近五年来看，国内电力行业一直存在着产生过剩的问题，又加上蓄能电站的利用小时数各地差异巨大，电价机制一直没有完善等原因，抽水蓄能电站的发展可能已经到了一个瓶颈，未来发展的空间不是很大，据报道国网发文不再安排电网侧电化学、抽水蓄能新开工项目，优化续建项目投资进度【4】，由此也可以看出抽水蓄能未来10年的发展方向以“充分利用已建、优化续建，完善政策机制”为主。
        1.2 压缩空气储能、飞轮蓄能
        压缩空气储能技术是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统，其原理非常类似，是在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于压力容器中，在电网高负荷期，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮发电机，如图2所示，压缩空气储能原理示意图。虽然燃气涡轮机的运行仍然需要天然气或其他化石燃料作为动力，但是利用这种发电方法，将比正常的发电技术节省一半的能源燃料。

        压缩空气储能的技术优点：启动时间短（＜15分钟）、具备黑启动的能力、能量密度高、日常运营成本低、设备的使用寿命长、损耗低。
        压缩空气技术的缺点：投资成本高、投资回收期长（一般＞25年），建成系统，必须满足某些地质条件（如压力密封洞穴），且岩洞成本高。对于绝热系统，蓄热器自放电率高，对于非绝热系统效率又比较低（＜55%），因此目前只有德国、美国等少数国家建设了示范性电站。
        压缩空气储能技术的发展趋势：过去在我国是不提倡采用天然气作为燃料发电，因此我国的燃气发电站建设的比较少，对于压缩空气储能系统的研究比较少，但是现在也逐渐被大学和科研机构重视，已经开始研究，到实际的应用应该还有很长一段时间。
        飞轮储能也是一种物理储能技术，当飞轮一定的角速度转动时，就相当于存储了一定的动能，飞轮电池就是将动能转换为电能，转速减小，相当于放电，充电时飞轮转速增加，电能转换为动能，其工作愿意如图3所示。

        飞轮储能是一种高度机电一体化的产品，具有很广阔的用途，而且理论技术成熟，使用寿命高，可达20年以上，对环境几乎没有影响，具有较大的容量密度和功率密度，放电速度快，维护周期长，系统稳定性强，适用于调峰调频，电能质量调节，输配电系统稳定性，UPS等场合。但是储能时间短，目前主要应用于航空、电动汽车、磁悬浮等科技领域。
        1.3 高温熔盐储能
        近几年随着全球光热市场的火热也带动了中国电力市场的发展，特别是“十三五”规划了国内首批20个光热项目，由此也可以看出我们国家发展新能源的决心与态度，也正是凭借光热项目熔盐储能技术进入了我们的视野之中，目前光热发电方式有四种：槽式、塔式、碟式、线性菲涅尔式，其中槽式、塔式光热发电站利用熔盐作为储能技术，其原理如图4所示，在白天阳光充足利用反射镜，照射吸热器加热熔盐到565℃，存储在热熔岩储罐内，当夜间或者阴天光照较差时，热熔盐通过与水换热产生蒸汽，推动汽轮机、发电机机组发电，释放完热量后再在光照好的工况下进行吸热存储，如此循环。

        目前绝大部分均采用的是二元熔盐，即60%硝酸钠与40%硝酸钾混合物，其结晶温度238℃，最高使用温度600℃，密度大，性能稳定，无毒因此被广泛采用。至2019年中国熔盐储热累计装机规模为220MW【1】。光热电站熔盐储热的时间从最早的1h，到现在的最长15h，西班牙Gemasolar塔式光热电站2011年4月并网发电，并于2013年夏天创造了连续36天无间断24小时持续运行记录，今年6月份德令哈50MW塔式光热电站同样实现了24小时发电。
        熔盐储能的优点：
        （1）清洁、无污染。
        （2）目前光热采用的熔盐几乎全是二元盐，其密度大，几乎是水的2倍，性能稳定，能量储存大，而且目前行业正在研究三元盐和更高级的盐，熔点更低、贮能量更大。
        （3）占地面积小，不受地域限制。
        （4）系统简单，效率高，成本低根据德国储能协会（BVES）发布一组最新数据显示，分别存储1kWhel和1kWhth的能量时，锂离子电池出点成本约未熔盐储热成本的33倍（信息来源：CSPPLAZA发布）。
        熔盐储能缺点：
        （1）目前热熔盐的工作温度一般为565℃，工程上的热熔盐罐材料均采用347H不锈钢，国内生产的材料与进口材料存在一定的差异。
        （2）大容量熔盐泵设备技术要求高，绝大多数采用进口。
        （3）由于熔盐的温度高，熔盐罐基础施工防腐绝热工艺要求高。
        熔盐储热的发展趋势：第一，随着光热电站向大容量的方向发展，熔盐的储量向大容量方向发展或与其他发电技术进行耦合；第二，单独拿出熔盐系统做成电网侧的储能电站，虽然目前尚未有此类电站建成，但与现有的储能电站相比较具有无法比拟的生命力，因此熔盐储能电站将成为储能下一轮的增长点。
        建设熔盐储能电站的优点有以下几点：（1）占地小，光热电站中占地面积最大的是镜场，动辄上百公顷，例如，摩洛哥努奥三期150MW塔式光热电站占地面积为750公顷，而熔盐罐加上常规岛的仅占全厂总面积的0.77%，储热小时数为8h，熔盐罐一冷一热，容积为1.9万立方米。
        （2）熔盐储热不受季节、天气、环境的影响。
        （3）熔盐无毒、对环境无污染，由于熔盐的熔点高，熔盐一但泄露会立刻凝固为固体。
        （4）造价要远比抽水蓄能低，机组启停速度快。抽水蓄能电站由于受政策、自然地貌等的影响，发展前景有限，但是熔盐储能则没有限制，可就近在原电厂的扩建端或者电网端、用户端均可，布置灵活，
        1.4 电磁储能
        电磁储能包括超级电容、超导储能等。
        超级电容器是一种双电层电容器，采用极高的介电常数的电介质，而且两电荷层的距离非常小(0.5mm以下)；采用特殊的电极结构，电极表面积成万倍的增加，因此可以用较小体积制成大容量电容器，电容器的容量从微法拉级向法拉级飞跃，储能大幅度增强，最大放电量400～2000A。超级电容器系列产品在能源领域具有广泛的应用前景，目前超级电容器主要用于改善电能质量，或者与其他储能装置联合使用(如和蓄电池联合使用用于电动汽车)。
        超导储能是采用超导体材料制成线圈，利用电流流过线圈产生的电磁场来储存电能，由于超导线圈的电阻为零，电能储存在线圈中几乎无损耗，储能效率高达95%。超导储能装置结构简单；没有旋转机械部件和动密封问题，因此设备寿命较长；储能密度高，可做成较大功率的系统；响应速度快，毫秒级，调节电压和频率快速且容易。不过，目前的超导材料，特别是高温超导材料的技术还不成熟，关键技术还有待于突破。
        未来发展趋势：电磁储能的发展依赖于科研技术的进步，短期内发展应该是比较平缓。
        2 电化学储能
        电化学储能是利用化学反应转化电能的装置/系统，是一种直接的储能方式，其中燃料电池一般由燃料、氧化剂、电极、点解液等组成，一般采用氢作为燃料，而电极只用作化学反应的场所却并不参与化学反应，所以这种装置具有质量轻、不用充电、无污染工作可靠且寿命长等优点。不足之处是需要不断的补充燃料供应，维护时间长。另外还有离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌镍电池、液流电池等。是目前应用面最广泛的储能方式，大到储能电站、整个电力网络，小到我们的日常用的电子产品如手机、电子表等。
        根据最新测算，结果表明，目前电化学储能目前的度电成本大致在0.6～0.9元/kWh，距离规模应用的目标成本0.3～0.4元/kWh还有相当大的差距。铅蓄电池的系统能量成本在95～125万元/MWh，磷酸铁电池作为目前商业化应用的综合性能较高的典型储能技术，系统能量成本为150～230万元/MWh，未来随着工艺的开发还有下降的空间。钛酸锂电池储能技术，目前的系统功率成本为200～300万元/MW，未来还有进一步的下降空间【5】。
        电化学储能的优点：能量密度高、响应速度快、系统简单、清洁、建设周期短。
        电化学储能的缺点：容量小、寿命短、相同容量成本远高于抽水蓄能、熔盐蓄能等技术。
        未来发展趋势：（1）大容量、长寿命、低成本发展方向，并且列入2018年中国科协发布的12个领域60个重大科学问题和工程技术难题中；（2）适时的政策和市场引导，电化学将在用户端如电动汽车、兴能源等领域取得快速发展。
        3 总结
        根据调研将储能技术特征汇总见，下表1：
        表1 储能技术特点对比表【1】

        在大容量储能方面抽水蓄能因其造价和容量优势目前处于首位，其他储能方式因其技术局限性，仍处于研发阶段，近几年随着光热技术的蓬勃发展，熔盐储热技术异军突起，显示出了无比的活力，从最初1提供机组小时储热，到如今能供机组满负荷运行12小时需要热量，基本实现了光热电站24小时不断发电的目标，例如国内乌拉特中旗100MW导热油槽式光热发电储热10h，首航敦煌100MW塔式熔盐光热储能11h（可24小时连续发电），目前迪拜在建项目储热更是达到15h，由此可以进一步显示，未来熔盐储能必将在储能电站发展方向上大放异彩。
        参考文献
        [1] 陈海生、凌浩恕、徐玉洁.能源革命中的物理储能技术【J】.中科院院刊,2019，34(4)：450-459
        [2] 桑丽霞，赵阳博，等.储能技术的发展现状及面临的机遇与挑战 [R].国际清洁能源论坛研究报告，2014，B.15：318-414
        [3] 时智勇.国外储能电站应用分析及对我国的启示 [J].能源, 2019：079-082
        [4] 北极星储能网.《国家电网有限公司关于进一步严格控制电网投资的通知》国家电网办[2019]826号
        [5] 何颖源，陈永翀，刘勇，等.储能的度电成本和里程成本分析 [J]. 电工电能新技术，2019，38（9）：1-10
        【作者简介】
        姓名：谢秀峰
        工作单位：山东电力建设第三工程有限公司
        职务：工程师
        通讯地址：山东省青岛市崂山区同安路882号邮编 266100