大规模储能技术及多功能应用研究综述_龚一平.pdf

新能源168供用电DISTRIBUTION&UTILIZATION第 40 卷 第 2 期2023 年 2 月摘 要：在碳达峰和碳中和的目标下，大规模储能是支撑新型电力系统安全稳定运行的重要技术之一。从储能技术特性、多功能应用技术适应性和政策3个方面分析了典型大规模储能技术的研究与应用。首先，明确了具备大规模应用潜力的储能技术类型，阐述了不同类型储能的关键技术经济特征和发展应用现状。接着，从技术层面分析了大规模储能在提升新能源并网性能、提升系统运行稳定性、提供多功能应用的技术适应性。最后，对国内外储能的支持政策进行了研判，结合我国储能技术应用中存在的实际问题，分析了储能发展的对策建议。关键词：大规模储能技术；技术经济特性；新型电力系统；政策；多功能应用中图分类号：TM73 文献标志码：A DOI：10.19421/ki.1006-6357.2023.02.010大规模储能技术及多功能应用研究综述龚一平1，王晨晖1，修晓青2，吴旭1，李相俊2，王贺娜2（1国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司，江苏 镇江 212000；2中国电力科学研究院有限公司，北京 100192）新能源RenewableEnergy Sources引文信息龚一平，王晨晖，修晓青，等大规模储能技术及多功能应用研究综述J 供用电，2023，40（2）：68-77GONG Yiping，WANG Chenhui，XIU Xiaoqing，et alOverview of large-scale energy storage technology and multi-function applicationJ Distribution&Utilization，2023，40（2）：68-77.0 引言随着“双碳”目标的推进，我国能源供给将实现以煤电为主到以新能源为主的系统性变革1。截至2022年7月底，我国煤电装机在电力总装机中的占比为53.3%，风电、太阳能发电等新能源发电装机占比为28%，预计2030年新能源发电装机占比将超过煤电。随着波动性新能源装机占比的逐年增高，电力系统面临的安全稳定运行、新能源消纳、源荷供需不平衡等问题将日益突出2-3，储能技术可以实现有功、无功的快速双向调节，在电力系统中承担着平抑新能源出力波动、提升新能源消纳、电网安全支撑、辅助服务、延缓设备扩容等多种应用功能。根据国务院2021年印发的2030年前碳达峰行动方案：到2025年，新型储能装机容量达到3 000万kW以上；到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿kW左右。大规模储能技术已由示范应用转向商业化应用的初期阶段。储能技术类型多样，不同类型储能的技术经济适应性存在差异化特征，储能技术的研发与应用逐步向短时高频、中长时间尺度、超长时间尺度等细分领域发展。另一方面，储能的运营与成本回收机制尚不清晰。以新能源侧配储为例，全国已有20余省份出台了新能源配储政策，新型储能项目规划规模达42 GW，由于缺少明晰的市场机制，新型储能项目未得到合理调用，利用率低、成本回收难是共性问题。文中围绕大规模储能技术及其应用问题，对主流储能技术的特性、功能适用性、现状与规划，以及成本等关键信息进行了梳理分析，总结提炼了储能多功能应用的关键技术进展，对比分析了国内外储能政策与市场环境，希望能为大规模储能在电力系统中多重功能应用的研究与实践提供参考。1 大规模储能技术储能是新型电力系统中重要的灵活性调节电源，根据能量存储特性的差异，可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学类储能共5种类型。考虑技术水平与集成规模，选取具有大规模应用前景的机械储能、电化学储能、热储能和化学类储能为对基金项目：国网江苏省电力有限公司科技项目“电网侧储能多重应用价值评估及应用效能评价方法研究”（J2021134）。Supported by State Grid Jiangsu Electric Power Co.,Ltd.（J2021134）供用电2023年第2期-第二部分-2-6.indd 68供用电2023年第2期-第二部分-2-6.indd 682023/2/13 14:282023/2/13 14:28新能源169供用电DISTRIBUTION&UTILIZATION第 40 卷 第 2 期2023 年 2 月象进行分析，较为系统地梳理了不同类型储能技术的关键技术特征、应用现状及发展规划、经济特性、典型项目概况。1.1 机械储能1.1.1抽水蓄能抽水蓄能技术成熟，寿命约50年，安全性高，能量转换效率约为75%，响应时间48 min4，在电力系统中承担促进新能源消纳、调峰、事故备用等多种应用功能。但是抽水蓄能资源总量有限，站址选择受地理条件限制，投资成本呈逐年升高趋势5-6。截至2021年年底，我国抽水蓄能电站并网规模3 639万kW，占全国发电装机容量的1.5%，而美国、德国、法国的装机占比为5%10%7，我国抽水蓄能电站建设存在较大发展空间。我国抽水蓄能已纳入规划总规模约8.14亿kW，2025年、2030年投产总规模分别达到6 200万kW、1.2亿kW左右。现阶段，抽水蓄能电站建设成本约700万元/MW8，持续放电时长46 h的单位能量成本为（120170）万元/MWh，平准化电力成本为（0.210.25）元/kWh。平准化电力成本评估的边界条件：电站运维成本120万元/MWh，其他成本20万元/MWh，每天抽放一次，年运行比例90%，抽水电价按燃煤发电基准电价均值的75%取值0.26元/kWh。随着系统对调节资源需求的增加，抽水蓄能电站的全寿命周期放电电量有望提升，相应地在一定程度上会降低平准化电力成本。目前已建和在建的抽水蓄能项目较多，如河北丰宁抽水蓄能电站，装机规模360万kW，在京津冀电网中担负着调峰、调频、调相、系统备用及黑启动任务。此外，南方电网调峰调频惠州蓄能发电有限公司数据显示，其8台抽水蓄能机组2021年总启动次数达到1万次，平均启动次数3.8次，等效可用系数为96.2%。1.1.2压缩空气储能压缩空气储能是适用于新型电力系统的大规模储能技术之一，寿命约30年，放电时长可达数十小时，能量转换效率50%70%9-11，响应时间5 10 min4,12，可参与系统调峰、事故备用等，在实际工程应用中仍处于示范阶段。传统压缩空气储能电站建设受地理条件的限制，需利用洞穴条件13-14；新型压缩空气储能采用高压容器作为储气装置，选址布点较为灵活15。截至2021年年底，我国压缩空气储能电站装机总量147万kW，装机成本约为710万元/MW11，46 h持续放电时长的压缩空气储能电站单位能量成本为（120170）万元/MWh。国外压缩空气储能典型项目如“德国Huntorf压缩空气储能电站”“美国McIntosh压缩空气储能电站”等。近年来，国内也开展了大规模压缩空气储能项目的应用。已并网运行的河北张家口百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目，系统设计效率70.4%，为电力系统提供调峰、调频等多种辅助服务；建设中的山东肥城300 MW先进压缩空气储能电站，将通过参与电力市场化运营获取收益，项目投资回报期预计为7.1年。1.2 电化学储能1.2.1锂离子电池储能锂离子电池储能主要根据锂离子浓度差实现充放电过程。根据正极、负极材料的不同，锂离子电池可以分为多种类型，典型商用的正极材料有磷酸铁锂、钴酸锂、锰酸锂等，负极材料有石墨类、钛酸锂等16。磷酸铁锂电池、钛酸锂电池的热安全性较为明显17，由于钛酸锂电池的成本相对较高，现阶段商业化应用的锂离子电池储能技术主要为磷酸铁锂电池。磷酸铁锂电池能量转换效率可达95%，具备数小时放电能力，循环次数可达5 000次以上，响应时间为秒级。锂离子电池的容量与循环次数呈负相关关系，并且储能电池容量难以直接测量，模型法和数据驱动法1822是判断储能电池健康状态的典型方法。实际应用中存在安全隐患，可能会因充电导致发热、燃烧等安全问题23。随着锂离子电池的产业化应用，废旧电池回收问题是业界关注的焦点，目前虽已从废旧电池中提取分离出了多种金属组分，但需兼顾成本低廉、环境友好等特点，技术成熟度仍有待提升24-25。截至2021年年底，锂离子电池储能装机规模总计5.2 GW，在新型储能中的占比约为89.7%。单位容量成本约为170万元/MWh，计及日历寿命及循环次数，日均放电次数1.5次、2次的平准化电力成本分别为0.53、0.39元/kWh。锂离子电池储能系统在电力系统中主要承担调峰调频辅助服务、电网安全支撑、提升新能源消纳、延缓设备扩容等多种功能。以华电大同第一热电厂的300 MW/600 MWh储能项目为例，该项目接受电网调度，参与电网调峰、调频辅助服务。1.2.2液流电池储能液流电池储能系统由反应堆、电解液及控制系统等组成。电解液在泵的驱动下，流经反应堆发生氧化还原反应，功率密度、能量密度分别决定于电堆、电解液储罐，因此液流电池的功率和容量可以单独设计26。全供用电2023年第2期-第二部分-2-6.indd 69供用电2023年第2期-第二部分-2-6.indd 692023/2/13 14:282023/2/13 14:28新能源170供用电DISTRIBUTION&UTILIZATION第 40 卷 第 2 期2023 年 2 月钒液流电池技术优势明显，具有产业化应用前景27，日历寿命可达1020年，循环寿命15 000次以上，安全性好28，能量转换效率约为70%80%，但成本过高制约了商业化进程29。随着充放电循环的进行，2个电解液储罐会出现不平衡的情况，导致放电容量降低，需进行干预处理30。相较于锂离子电池，全钒液流电池回收利用率高31。截至2021年年底，液流电池储能装机规模总计52 MW，在新型储能中的占比约为0.9%。单位功率成本、单位容量成本分别为（500600）万元/MW、200万元/MWh32，平准化电力成本为（0.60.67）元/kWh。全钒液流电池储能在电力系统中主要用于削峰填谷、提升新能源消纳等功能，典型项目如大连200 MW/800 MWh全钒液流电池储能电站。1.2.3铅蓄电池传统铅酸电池技术成熟，价格较低，但日历寿命35年，循环次数1 0002 000次，能量转换效率80%90%，大功率深放时，可用容量下降较快。铅炭电池在性能上有较大提升，循环次数提升至3 500次，但是负极中碳材料的引入加剧了析氢、失水等问题3334。截至2021年年底，铅蓄电池装机规模总计340 MW，在新型储能中的占比约为5.9%。铅炭电池储能的单位容量成本约为130万元/MWh，日均放电次数1次、2次时的平准化电力成本分别为0.55、0.28元/kWh。我国已有多个典型的铅蓄电池储能电站项目，如西藏羊易储能电站、万山海岛储能电站、无锡新加坡工业园储能电站等，其中无锡新加坡工业园储能电站采用的是铅炭电池，总容量为20 MW/160 MWh，主要用于削峰填谷，节省园区电量电费，以及参与需求响应等。1.2.4钠硫电池钠硫电池的放电时长可达67 h，能量转换效率90%，循环次数约4 500次。由于需通过保温箱运行于高温环境，并且使用金属钠，在高温环境中工作存在一定的安全隐患，成本约为锂离子电池成本的双倍以上35-36。综合技术壁垒、安全性、成本等多方面因素，钠硫电池在我国应用程度有限。1.3 热储能热储能通过热能的存储，实现热能的直接利用或热能向电能的转化利用，包括相变储热、显热储热以及化学储热。通常用于光热电站及综合能源系统中，用于提升新能源消纳、系统调峰37、提升系统运行经济性38-40等。其中，相变储热由于潜热温度恒定、蓄热密度大等优点41-42，是具有长远发展潜力的技术类型，相关研究仍处于起步阶段，有关相变储能材料、储能系统结构、关键参数对力学特性影响方面有待深入研究43。以熔融盐相变储热系统为例，能量转换效率为90%99%，放电时长数小时，成本较低，寿命较长。综合国内主要相变储热设备生产厂商的成本数据，目前的初投资成本为（350400）元/kWh，装