作者：童家麟1，洪庆2，吕洪坤1，吴瑞康1，应光耀1（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州310014；2.浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司，浙江绍兴312072）丨《华电技术》
收藏丨国内典型电源侧储能技术分类及比较?目前，国内可投入商业化应用的储能技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、锂电池储能、铅酸电池储能、蓄热储能等，其中除抽水储能外均可应用于电源侧储能。此外，重力储能也是近年来蓬勃兴起的一种储能技术。
3. 1 电化学储能技术
电化学储能是电源侧储能领域最常见的一种储能形式，目前可投入商业化应用的主要是锂电池储能和铅酸电池储能技术。随着近年来国内可再生能源大规模并网和火电机组调频辅助服务的需要，电化学储能迎来高速发展。风电资源的不稳定性导致风机出力具有随机性、波动性、间歇性等特点，有时甚至存在反调峰特性。而光伏发电尽管与负荷需求呈现一定的相关性，但无法有效满足夜间增大的负荷需求。图4和图5分别为某光伏并网项目配备储能装置前后的24 h输出功率。由图可见，配备储能设备后，在白天上网电价较低时段，可有效降低项目输出功率；而在夜间上网电价较高时段，可有效提高项目输出功率。配备储能系统后，不仅可平缓项目输出功率，也可根据不同时段上网电价有效调节系统输出功率。若配备合适的储能系统容量，则可获得较为可观的投资收益。
图4 未配备储能装置的光伏并网项目24 h 输出功率
图5 配备储能装置的光伏并网项目24 h 输出功率
火电机组辅助调频服务是近年来兴起的一种电源侧电化学储能技术的典型应用，在国外电力市场已应用多年，在国内正处于起步阶段。随着国内电力现货市场建设进展加快、火电机组辅助调频服务需求旺盛，部分区域甚至开始尝试建设区域性的调频市场，以便更大程度地辅助配置服务资源。大型火电机组配建设储能系统无疑对推动区域调频市场建设有重大意义。表1为国内已投运的部分火电储能联合调频项目，由表可见，早期项目主要投运在内蒙古、山西等地。
表1 国内已投运的部分火电储能联合调频项目
近年来随着华中、南方一系列调频辅助服务政策出台，广东、江西等省火电储能联合调频项目得到了快速发展。部分机组实际运行表明，耦合储能系统后，调频综合评判指标Kp可由原来的0. 7提升至2. 0 以上，储能系统长期运行可用率超过98. 0%，大幅提高机组在调频市场的竞争力。此外，目前火电机组深度调峰已成为常态，超低负荷一次调频性能可能会有所降低，这就使得储能系统的作用更为明显。现阶段，国内火电机组辅助调峰服务尚属空白，未来随着电化学储能技术的进一步成熟，辅助调峰服务必将开展。如江西新昌电厂调峰调频二期规划建设100 MW/400 MW·h储能项目，建成后可有效提高机组的调峰能力。
3. 2 飞轮储能技术
飞轮储能技术具有有功与无功相对独立、负荷响应迅速、无污染等特点，近年来在电力系统中日益受到重视。该技术于20世纪50年代被提出，最早应用于电动汽车。从20世纪90年代开始，随着转子材料、支撑材料、电能变换技术取得重大突破，飞轮储能技术也随之取得重大进展，并在电力系统中最先被应用于电网侧储能。2011年，Beacon电力公司20 MW电网侧飞轮储能项目在纽约投运，是飞轮储能应用史上具有里程碑意义的事件。
目前，飞轮储能技术在国内主要应用于数据中心、应急保障、电网侧储能调频等领域。在电源侧市场方面，2019年天津大港电厂开始建设国内首个飞轮储能辅助火电机组调频示范项目。一般而言，火电机组的调频收益会随着储能系统的功率和容量增大而增大，但由于目前飞轮储能系统造价高昂，不可能配套超大容量的飞轮储能系统。文献［20］的研究成果表明，按照目前的飞轮储能系统造价，600 MW火电机组配套3. 015 MW/20. 374 MW·h的储能系统，可获得最大收益。
3. 3 压缩空气储能技术
由于抽水蓄能受到地理因素限制，因此压缩空气储能被认为是最具发展潜力的大规模电力储能技术。传统的压缩空气蓄能是基于燃气轮机开发的技术，目前德国、美国均已有压缩空气储能电站投入商业化运营。世界上首座压缩空气储能电站是德国的Huntdorf电站，机组容量290 MW，其冷态启动至满负荷仅需6 min。1991 年投产的McIntosh电站首次使用了回热系统，存储的压缩空气进入空气透平前经过回热器，吸收燃气轮机排出的高温烟气余热，有效提高了系统循环热效率。但上述2个项目均需依赖天然气等化石燃料补燃。
目前，随着燃气轮机容量的提高，压缩空气储能电站也呈现出大型化趋势。此外，压缩空气储能与联合循环机组耦合利用也是近年来的发展趋势。图6为一种压缩空气储能系统与火电机组耦合利用的发电系统。由图可见，该系统利用压缩空气储能，在电网负荷需求较低时，采用部分中压缸排汽驱动小汽轮机进而带动空气机，以减少低压缸进汽量，快速降低系统输出功率，实现能量在火电机组和压缩空气储能之间传递；在电网负荷需求较高时，释放压缩空气，驱动空气膨胀机快速提高系统输出功率。
图6 一种压缩空气储能与火电机组耦合利用的发电系统
2017年我国首个盐穴压缩空气储能项目获得批复，该项目一期配套60 MW非补燃式压缩空气储能发电系统，最终规模可达1 GW，建成后在规模和效率上均为国内压缩空气储能系统的典范。
3. 4 蓄热储能技术
中高温蓄热储能技术目前多应用在电源侧，其应用场景主要是太阳能热发电技术中的熔融盐或者导热油储能。我国的太阳能热发电项目均配备了2~16 h 不等的储能系统，可实现24 h 不间断发电。预计到2030年，太阳能热发电成本可与燃煤发电相当，熔融盐蓄热量可达到150 GW·h。此外，近年来火电机组深度调峰已成为常态，其中往往存在负荷调节能力不佳或供热品质不能满足热用户要求等问题，而中高温储能技术可以显著改善机组的负荷调节或者供热能力。
图7为一种蓄热储能系统与火电机组耦合利用的发电系统，不同于现阶段东北地区已投运的电储能技术，该系统在需要快速降低机组负荷时将主蒸汽通过降温降压后存储入蓄热罐，可有效减少高、中、低压缸蒸汽流量；当需要快速提高机组负荷时，则将蓄热罐中存储的蒸汽通过减温减压后进入再热蒸汽管道，可有效增加中、低压缸蒸汽流量，进而提高机组负荷调节能力。此外，蓄热罐中存储的蒸汽可在机组超低负荷运行时提供供热蒸汽，亦可提高机组供热能力。
图7 一种蓄热储能与火电机组耦合的发电系统
近年来，低温蓄热储能技术也得到了初步发展，2018年英国在曼彻斯特投运了1座5 MW低温储能设施，但要将其使用在电源侧，仍需假以时日。
3. 5 重力储能技术
重力储能是一种简单的物理储能方式，其原理是当电网中电力富余时，驱动电动机将重物移至高处；当电网中需要电力时，利用重物下降驱动发电机发电。其主要优势是储能效率较高、负荷响应速度较快；主要缺点是能量密度较低、建设规模较大。瑞士Energy Vault公司尝试将该项技术商业化，1座35 MW的重力储能系统将在印度投入运营，输出功率峰值为4 MW，可在电网侧提供调频辅助服务。
此外，苏格兰Gravitricity公司也将建设1座250 kW的重力储能系统。重力储能在电源侧应用方面目前尚无应用实例，但文献［25］提供了一种山体储能系统，只需在电源附近的山体上设置电力车及相应的轨道即可实现。将该系统与风电等间歇性能源耦合利用后，可以根据电网需要有效平滑风电场整体出力，实现电网对风电场的调度要求。该系统若与火电机组耦合利用，则可提高机组的调峰性能，增加机组的可利用小时数。
3. 6 典型电源侧储能技术性能比较
从单位造价、负荷响应速度、储能效率、污染、应用安全、市场成熟度等方面对各典型电源侧储能技术性能进行比较，具体结果见表2。
表2 典型电源侧储能技术性能比较
注：表中打√的含义为现阶段对应的储能技术该项性能比较结果为优或良。
4 结论与建议
未来国内可再生能源发电将成为主要的电力来源，电力系统需要应用储能技术已成为共识，而电源侧储能无疑将在其中扮演重要角色。随着风电、光伏等新能源发电成本不断降低，未来限制新能源发展的不再是补贴而是消纳，新能源与储能的结合将更为迫切。此外，随着电网对火电机组深度调峰要求及风电/光伏功率控制、一次调频性能的严格考核，也急需耦合储能技术。在国际上，多个国家在电化学储能的基础上开展压缩空气储能等电源侧新技术示范项目，国内也即将开展飞轮储能等示范项目。尽管目前仍存在新材料技术难以突破、储能商业模式不完善、新能源补贴力度下降等不利因素，但在碳达峰、碳中和战略的引导下，电源侧储能行业必将迎来更为快速的发展。
综合考虑电源侧储能行业发展前景，对电源侧储能技术发展方向提出以下建议。
（1）现阶段飞轮储能、重力储能等技术主要受限于新材料研发，新储能材料未来需要在能量密度、单位造价、应用安全性等方面取得突破。
（2）目前诸多电源侧储能项目未考虑到可再生能源的广域自平滑特性，导致出现储能项目布点位置不合理、容量配置过大等问题，未来需要在布点位置选取、容量配置、运行调控等方面进行优化，保障储能项目高效、经济运行。
（3）目前部分火电储能联合调频项目经济性不佳，急需从政策角度予以改善。这需要对电网进行顶层设计，建立更加合理的调频服务购买和付费机制，保障辅助调频项目收益在合理水平，进一步刺激火电储能联合调频乃至联合调峰技术发展。
（4）几种电源侧储能技术除了电化学储能、蓄热储能应用较为广泛外，其他几种技术目前仍处于示范应用阶段。未来需要完善对电源侧储能技术投资引导，应根据不同电源、不同需求为目标，提供相适应的储能技术建议。
END.
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