电池储能——城市电力储能的最佳选择

电池储能电站发展扶持政策研究课题组

在城市里，作为电化学储能技术的代表——电池储能因其特殊的优势正在获得领先发展。

1 储能电池的类别

1）铅酸电池

铅酸电池的主要特点是采用稀硫酸为电解液，其电极由铅及其氧化物制成。铅酸电池荷电状态下，正极主要成分为二氧化铅，负极主要成分为绒状铅；放电状态下，正负极主要成分均为硫酸铅。到目前为止，铅酸电池是技术最成熟、成本最低的化学蓄电池。铅酸电池在交通运输、通讯、国防、航空航海等领域应用广泛，在电力系统中主要应用于备载容量、频率控制、不间断电源等。但其存在储存能量密度低、循环寿命短、充电速度慢、过充电容易析出异常气体、生产使用过程溢出的硫酸会污染环境等缺陷。

2）锂离子电池

锂离子电池的正极材料为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂，具有高效率、高能量密度的特点，并具有工作电压高放电电压稳定、工作温度范围宽、自放电率低、储存寿命长、无记忆效应及无公害等优点。多应用于通讯、电子、电动汽车等方面，但目前锂离子电池在大尺寸制造方面存在一定问题，在安全性、循环寿命和经济性方面需要改进。目前被应用于电力系统电池储能电站的锂离子电池为磷酸铁锂电池。日前有报道称复旦大学已经发明先进的水锂电池，其性能比现有锂电池有明显提高，但尚未商业运用。

3）液流电池

液流电池适用于大规模电能储存系统，当风能、太阳能发电装置的功率超过电网吸纳能力时，通过对液流电池充电，将电能转化为化学能存储在不同价态的离子中；当发电装置低于电网吸纳能力时，液流电池放电将储存的化学能转化为电能，使电功率输出稳定。

目前已在电力系统液流电池储能中应用的是全钒液流电池。全钒液流电池由电解质溶液、碳素材料电极、导电塑料双极板和离子交换膜等部件构成，通过流体输送设备使电解液在电堆与储槽之间循环流动，在充电/放电过程中完成不同价态的钒离子相互转化及电能的储存与释放。

液流电池储能系统所储存的能量由储能容器中的电解液容积决定，输出功率由电池的反应面积决定。通过改变储槽中电解液数量，能满足大规模蓄电储能需求；通过调整电池堆中单电池的串连数量和电极面积，能满足额定放电功率要求。在电池关键材料制备方面，如质子交换膜、导电双极板等电池关键材料，通过实现国产化进行大规模、低成本生产。全钒液流电池成本低于燃料电池等化学电源，适合于几十千瓦至数兆瓦规模的场合使用。由于正负半电池电解液中的活性物质分别储存在不同的储槽中，完全避免电解液保存过程的自放电消耗，经过优化的电池系统充放电能量效率高达80%。

4）钠硫电池

钠硫电池是一种二次电池，以金属钠作为负极，硫作为正极，电解质隔膜由陶瓷管制成。在工作温度下，钠离子透过电解质隔膜与正极硫之间发生的可逆反应，形成了能量的释放和储存。钠硫储能电池能够做到容量大、体积小，能量储存和转换效率高，寿命长，对环境影响小、无污染气体、无振动、低噪声，不受地域限制，故较适合电力储能使用。钠硫电池储能电站在日本已经成功地商业运行。目前钠硫电池单体最大容量为650 Ah，标称电压2 V，功率约120 W，额定放电电流为80 A，能量体积比约为40.8 kWh/m3。设计为800次深度充放电，预期将来实现使用寿命为15年。直流充放电效率90%，储能系统转换效率75%，电池工作时需要加热保温（工作温度在300～350℃）。钠硫电池已经成功地用于削峰填谷、应急电源和风力发电等可再生能源的稳定输出及提高电力质量等方面。

2 储能电池的基本特性

各种电池的基本特性参见表1。上述三种电池综合比较，参见表2。钠硫电池的优势项较多；从实际安装容量比较，钠硫电池也处于遥遥领先地位。

表1 主要电池种类的基本特性

表2 钠硫电池、液流电池和锂电池的综合比较表

3 电池储能电站的应用领域

3.1 发电方面：

1）削峰填谷。

发电、供电和用电是瞬间同时完成的，电能不能大规模、长时间地存储，而用电负荷是不均衡的，峰谷差大已成为电网运行中最突出的问题之一。目前我国电源结构仍以火电为主，电网中绝大部分的调峰任务依靠常规电厂承担，其中绝大部分要由燃煤电厂负担。为保持低谷负荷时候的电力平衡，大型火电机组通常要减至最低出力，部分机组需日开夜停，实行两班制运行，影响机组运行的安全性、经济性。以上海300 MW机组燃煤发电机组为例，出力为300 MW时，单位煤耗在320 g/kWh左右，而出力降低到120 MW时，单位煤耗率增加到400 g/kWh左右，电池储能系统通过削峰填谷，可以改善部分火电机组的运行条件，使其从压荷运行变为稳定出力运行，降低火电厂的运行费用和发电成本，减少运行事故。在低谷负荷情况下启动储能装置进行储能，火电机组运行在比较经济的出力区间，从而获得较高的经济效益。电池储能电站的投入运行可使电网负荷得到合理调整,使承担调峰任务的火电机组可更多地承担系统的基荷和腰荷。一旦储能系统形成规模，提高了低谷负荷时的机组效率，即使考虑储能系统的存储效率，每吨标准煤还可多发电50～150 kWh。同时，相应减少煤炭燃烧对环境的污染，在相同发电量的情况下可促进其增效减排，提高了电厂的经济效益，也符合国家的能源政策。

电池储能系统响应速度快，比火电机组更适合作为发电备用。如果能建设更大容量的储能站，或者在全网分散布置大量小容量储能站，当整体储能容量达到一定规模时，就能逐步减少火电机组，就可替代部分火电机组的旋转备用。

电池储能系统可以在电网负荷低谷时充电，作为负荷从电网获取电能，而在电网负荷峰值时转换为发电机方式运行，向电网输送电能，在一定程度上减小发电峰谷差，可减少火电或其它类型电源的装机容量,优化系统的电源结构。但与抽水蓄能或压缩空气蓄能技术比较，电池储能的存储容量相对较小，而削峰填谷需要较大的电能存储容量，因此必须克服电池容量小及成本造价高的缺点。

2）抑制电网振荡。

通过发电机附加励磁控制可以有效地抑制由微小扰动引起的动态不平衡功率导致的机组间的振荡。对于出现在大型复杂互联电力系统中的区域间多模式低频振荡问题，最有效控制点可能位于远离发电机组的某条输电线路上，若通过远离系统最有效控制部位的发电机组励磁控制来抑制，往往难以达到满意的控制效果。作用电力系统稳定控制装置的电池储能电站不必和发电机的励磁系统共同作用，可方便地使用在系统中对于抑制振荡来说最有效的部位。只要储能装置容量足够大，而且响应速度快到向电网提供1～2秒钟有功功率补偿，就能在系统发生故障或受到扰动时快速地吸收/释放功率，减小和消除扰动对电网的冲击，消除互联电力系统中的低频振荡,抑制同步振荡和谐振,并在扰动消除后缩短暂态过渡过程，使系统迅速恢复稳定状态,提高系统运行的可靠性。

3）负荷跟踪。

电池储能系统用于快速负荷跟踪，将根据系统负荷的变化调整自身出力，以维持系统发电和用电的瞬时平衡。储能系统可在轻载状态高性能经济运行，从而高效地满足负载需求。火电机组从冷态到满载需要5～8小时，而电池储能系统以毫秒级的速度启停，改变工况容易，且调节方便，并通过充电和放电模式，满足负荷上升和下降的双向需求，以实现快速负荷跟踪。

4）大规模新能源发电。

目前大规模的新能源发电主要为风电和太阳能发电。以风电为例，众所周知，风力资源是难以控制的，当风电发电功率超过电网接纳能力时，将导致电网运行安全问题。同时风电发电高峰多为夜晚负荷低谷时，电网容纳能力相对更小，往往发生“弃风”情况。在风电场中配置电池储能系统，便可储存夜间多余的风电，实现储能时移，同时能有效改善风电品质，解决低电压穿越问题及无功补偿问题。从国外的储能技术发展看，多采用风电场结合钒电池储能系统的运行模式。接入配网的分布式发电逐渐增加，对配电网负荷侧运行控制提出了更高的要求，采用电池储能技术可以对分布式发电进行调控。

3.2 输配电网方面

1）削峰填谷。

电网经营企业将电池储能电站直接接入城市配网，在用电低谷时作为存储电能量，用电高峰时作为电源释放电能，可在一定程度上负荷转移、减小负荷峰谷差，有效变相地削减峰值负荷。对电网而言，相当于改善了负荷特性,实现电力系统的负荷水平控制；减少了系统备用容量的需求，减少了系统中的调峰调频机组的需求，减轻了高峰负荷时输电网的潮流，减少了系统输电网络的损耗及输电网的设备投资，由此提高输配电设备的利用率。

2）推迟配网升级。

在城市电网中，当某一线路负荷增长将要超过配电线路负载能力时，电网经营企业就需要对配电网进行升级或者增容,传统的措施包括对变电站变压器、输配电线路等设备升级或者增容。但是在用地紧张的城市区域，由于城市市政规划、线路走廊、环境保护或市容市貌等多种因素的制约，电网升级扩建成本很高。在电池储能电站技术产业化、实用化程度不断提高的以后，电网经营企业可以利用安装在过负荷节点的储能装置来推迟配电网升级所带来的较大的资金投入。

3）调频调压。

由于系统负荷时刻都在变化，且变化幅度越来越大，以使系统频率的变化加大。无论是电网系统最大运行方式，还是最小运行方式，都要求保持频率稳定。电力系统调频是为了平衡正常运行时有功功率，要求及时调整出力适应负荷瞬时变化。大型火电机组每分钟的增荷速度仅为额定出力的1%～2%，达不到系统负荷剧烈变化时爬坡的要求。电池储能系统负荷跟踪控制性能好，可对电力系统负荷的瞬间及短时间变化迅速作出反应，能适应负荷的急剧变化，提高电网频率合格率，保持电网的频率稳定。

电力系统中无功电力不足会造成电网电压的偏低，无功电力过剩，又会造成电网电压过高，影响电能质量和电力系统的安全可靠运行。所以系统中无功电力不足时，需设置调相机或投入无功补偿设备。而轻载时的无功过剩又需要切除无功补偿设备，或投入电抗器消耗过剩的无功。电池储能系统可以在充电/放电的任何时候吸收或者发出无功，调节系统无功，提高系统的电压稳定性，改善电网电能质量，同时可以减少电网的无功投资以及降低网损。

3.3 用户侧

对于从事高精密度产品生产的企业，对电能质量和电压波形要求较高，瞬间停电也会导致精密生产线上的产品报废；对于医院、大型商场、学校等公共场所，突然停电会造成意外的事故，导致不可预测的次生灾害。所以对供电可靠性要求高、负荷峰谷差大的大用户，例如电子芯片制造业，可在负荷侧接入电池储能系统，将电池储能电站作为不间断电源使用，在供电突然中断时以毫秒级的切换速度切换，保证用电可靠。

3.4 变电侧

国外的经验表明，安装在变电站侧的大容量电池储能系统可以实现削峰填谷和电能质量维护的功能，改善电网的负荷曲线，提高系统运行的稳定性。电池储能电站在变电侧，电网经营企业可获得的收益包括：推迟变电站升级工作所获得的收益、减少的客户用电管理成本、与可再生能源发电相关的收益、减少的发电容量成本、减少的辅助服务费用、减少的与电能质量相关的收益损失、终端用户的电力服务可靠性提高的收益，以及输配电阻塞得到解所获得的收益。

3.5 辅助服务方面

1）黑启动及恢复状态

电力系统一旦处于全部停电状态，则通过储存有电能的电池储能系统带动无自启动能力的发电机组，逐渐扩大恢复范围，最终恢复整个系统。所以电池储能系统可为系统黑启动提供电源。电池储能电站因模块化的设计可使其充分利用可移动性和灵活组配的特点适用于不同地址条件、不同容量需求，特别是地震洪水等自然灾害后的恢复或特定时段的应用。

2）孤网运行

对于一些重要负荷或需要提高供电可靠性的地区，大容量电池储能电站可作为备用电源，在其发生事故失去主网电源或输配电设备检修时独立供电时实施孤网运行。由于孤网容量较小，要求发电机组的调速系统具有灵敏度更高和动态响应更快的特性，在实施中难度较高，而电池储能系统可快速反应，及时采取控制措施，从而减少用户停电时间，提高供电可靠性。

3.6 电动汽车充电站

国家电网公司在《电动汽车非车载充电机通讯协议》提出：单台大型充电机最大功率为200 kW，单台中型充电机最大功率为100 kW，且每次充电持续时间为10～15分钟，充电站的负荷呈现断续的脉冲负荷的特点。由于电动汽车充电站多采用快速大电流充电，充电瞬时功率大，对电网的冲击也很大，而且充电站的充电高峰多为白天峰荷期间。如果在充电站中配备一定规模的电池储能系统，可大大降低电网负荷高峰时充电站负荷对电网的冲击，缓解电网的供电压力。一方面可以共用充电机的变压、整流和滤波设备，减少储能系统的投资；另一方面可通过电池在谷荷时储能，用于充电高峰时电动汽车充电，降低充电站的购电成本，同时可为充电站提供换电池业务。

随着电池储能电站技术的日臻成熟，其运用领域将会日益拓宽，效益将会更加明显。