大力发展化学储能助推双碳目标的实现

杨 卫 杨海澜

（1. 国家能源集团西藏电力有限公司，西藏 林芝 860000；
2. 中国建设银行四川分行，四川 成都 610000）

储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术，其能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替和解决高比例再生能源的关键技术。此外储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。

以西藏电力市场为例，2025年、2030年西藏全社会用电量预计分别为156亿千瓦时、217亿千瓦时，全社会最大负荷分别为360万千瓦、510万千瓦。不考虑与区外通道交换电力边界条件下，基于“十四五”明确的新增电源进行计算，西藏电网2025年丰大方式存在51万千瓦电力富余，2030年丰大方式电力缺口为63万千瓦；
2025、2030年枯大方式电力缺口分别为250万千瓦、421万千瓦。根据电量平衡结果，不考虑区外电力交换，2025～2030年西藏电网存在23.1亿～51亿千瓦时的电量缺额，同时可再生能源存在39.6亿～73.7亿千瓦时的电量富余。在电网的缺位和电源比例结构与新能源开发的矛盾背景下，建设多能互补清洁能源基地具有重要价值和意义。

然而光伏、风力发电具有间歇性和波动性的特点，风力发电和太阳能光伏发电出力的这一特征使得电力系统需要足够的调峰备用容量来保证发电厂的出力，电力系统调峰备用容量与系统负荷峰谷差息息相关，为了保证电力系统的稳定运行，电力系统调峰裕度需满足风电装机容量，而用于保证系统峰谷负荷差的备用调峰容量需满足光伏出力的要求，否则将导致风电、光伏发电出现弃风现象。能源基地在风力、光伏发电大出力时，系统调峰能力有限。储能系统能实现充电和放电两种工况运行，通过快速充放电切换可实现系统的快速调频功能，同时储能系统出力时间惯性小，相比其他调频电站，同等规模储能电站具有更强的调频能力，同时储能系统也可参与系统的调峰功能。因此在电力系统中配置一定容量的储能系统以提高系统调峰能力，减少弃风弃光现象的出现至关重要。

2.1 各类储能技术主要特点

目前的储能技术主要有水库储能、重力储能、熔盐储能、超级电容器储能、电化学（蓄电池）储能、飞轮储能、超导储能、压缩空气储能、燃料电池储能等形式。其中水库储能、重力储能、熔盐储能、超级电容器储能、电化学（蓄电池）储能是目前主要的储能形式，其余储能方式通常容量较小，不适合大功率工程应用。各类主要储能方式的技术特点如下。

（1）水库储能

水库储能是利用水库水坝，将水体截留在高处，保持较高势能的一种储能方式。水库储能具有环保无污染、可重复利用次数多等优点。水库储能又可分为水库自然储能和抽水蓄能两种。水库自然储能通过电网调度，使水电站的出力避开风电、光伏等无调节性能电源的出力高峰期，将水存留在水库中，待风电、光伏等电源出力低时或系统负荷峰值时放水发电，达到储能的效果。调节性能较好的水电站还能将汛期水量存至枯期发电，实现与风电、光伏等电源的季节互补。抽水蓄能电站（如图1所示）是利用电力系统负荷低谷电能或无法正常吸收的风能、太阳能发电电能抽水至上水库，在电力系统负荷高峰或需要时再放水至下水库发电的水电站，是电力系统中具有调峰填谷、调频调相、紧急事故备用、黑启动等多种功能且运行灵活、反应快速的特殊电源。水库储能使用寿命长，对环境几乎无污染，但是抽水蓄能电站需建上、下两个水库，受地理条件限制较大，在平原地区不容易建设，而且占地面积大，建设周期长，造价和维护成本高。

图1 抽水蓄能示意图

目前我国抽水蓄能在基础研究、关键技术和集成示范等方面均取得快速发展。在变速机组的控制及运行问题、风光等新能源与抽水蓄能结合发电的控制特性和系统优化、水泵水轮机流动特性、废弃矿井构建抽水蓄能地下水库的问题等方面的基础研究取得重要进展[1-4]。大型抽水蓄能电站地下洞室群快速机械化施工技术，超高水头、超大容量抽水蓄能机组设计制造安装技术，抽水蓄能电动发电机技术，抽水蓄能机组安装及调试技术等取得新进步和突破。2021年全国投产敦化、荒沟、周宁、沂蒙、长龙山、梅州、阳江、丰宁8 座抽水蓄能电站；

（2）熔盐储能

熔盐储能技术（储热储冷技术）是利用硝酸钠等原料作为传热介质，通过新能源发出的热能与熔盐的内能转换来存储或发出能量，一般与太阳能光热发电系统结合，使光热发电系统具备储能和夜间发电能力，可满足电网调峰需要，具有很强的经济优势。按照热能储存方式不同，太阳能高温储能技术可分为显热储能、潜热储能和混合储能。

显热储能主要是通过某种材料温度的上升或下降而储存热能，是目前技术最成熟、材料来源最丰富、成本最低廉的一种蓄热方式。潜热储能主要是通过蓄热材料发生相变时吸收或放出热量来实现能量的储存，包括熔盐相变储能、熔盐+无机材料复合相变储能等。潜热式高温蓄热材料虽然存在着高温腐蚀、价格较高等问题，但其蓄热密度高，蓄热装置结构紧凑，而且吸热—放热过程近似等温，易于运行控制和管理。高温熔盐作为潜热蓄热相变材料的一种，同时又能形成离子液体，具有许多低温蓄热材料所没有的特点，因而引起人们极大的关注。混合储能就是将显热储能、潜热储能等方式结合起来，以取得最好的经济性。混合储能包括相变储能+斜温层储能、相变储能+混凝土储能等。

当前我国在储热材料物性调控机理、储热换热特性与强化、储热材料制备技术、系统控制与优化技术、系统集成示范等方面取得了重要进展[5-7]。在储热集成示范和储冷集成示范方面均取得较大应用。比如，2021年度在敦煌建成了采用熔盐储热的50MW线性菲涅尔式太阳能热发电站，热熔盐温度550℃，冷熔盐温度290℃，熔盐储热可发电750 MW·h；
在北京环球影城建成三联供系统耦合冰蓄冷系统，每年冰蓄冷系统“移峰填谷”的电量可达630万kW·h；

（3）超级电容储能

超级电容器，也称电化学双层电容器。超级电容器是建立在界面双电层理论基础上的一种全新的电容器。众所周知，插入电解质溶液中的金属电极表面与液面两侧会出现符号相反的过剩电荷，从而使相间产生电位差。如果在电解液中同时插入两个电极，并在其间施加一个小于电解质溶液分解电压的电压，这时电解液中的正、负离子在电场的作用下会迅速向两极运动，并分别在两上电极的表面形成紧密的电荷层即双电层，它所形成的双电层和传统电容器中的电介质在电场作用下产生的极化电荷相似，从而产生电容效应，紧密的双电层近似于平板电容器。但是，由于紧密的电荷层间距比普通电容器电荷层间的距离小得多，因而具有比普通电容器更大的容量。

图2 重力储能实景

同传统的电容器和二次电池相比，超级电容器储存电荷的能力比普通电容器高，并具有充放电速度快、效率高、对环境无污染、循环寿命长、使用温度范围宽、安全性高等特点。超级电容器单元的额定电压范围为2.5～2.7V，功率较小。因此，很多应用需要使用多个超级电容器单元串联使用。当串联这些单元时，需要考虑单元之间的平衡和充电情况。当前我国在超级电容器的基础研究、单体制备技术、成组管控技术、系统集成与应用等方面取得了重要进展；

（4）重力储能

重力储能原理类似抽水蓄能，就是以重力造成的位能来储存能源。当电力有多余的时候，驱动马达将重物吊至高处，需要电力的时候，再利用重物下降的力量来驱动发电机发电；
目前由Energy Vault研发重力储能系统采用软件操作的全自动6臂起重机，可提供高达5兆瓦的电力而不会中断，可根据产品和需求在4～50小时之间充电和放电。重力储能原理简单，技术门槛较低，储能效率高，输出功率响应快。重力储能采用物理介质储存能量，所以其储能效率高达90%，输出功率从0增加到100%只需要2.9秒，使用寿命在30年以上，建设成本较低；

（5）化学储能（蓄电池）

蓄电池是目前技术最为完善也是产量最大的储能装置，它通过极板与电解液之间的化学反应将电能转换为化学能实现电能储存。在大功率场合一般采用铅酸蓄电池，它可以用于应急电源和电力系统能量的储存，目前常用的单体电压等级有2V、6V和12V 几种，在高电压应用场合需要串联使用。小功率场合通常采用可反复充电的干电池，如镍氢电池，锂离子电池等。在应用于大型储能站时，目前一般采用钠硫电池、全钒液流电池等。

图3 化学储能系统实景

钠硫电池（NaS）作为一种新型化学电源，自问世以来已有了很大发展。钠硫电池体积小、容量大、寿命长、效率高，在电力储能中广泛应用于削峰填谷、应急电源、风力发电等储能方面。通常情况下，钠硫电池由正极、负极、电解质、隔膜和外壳组成，与一般二次电池（铅酸电池、镍镉电池等）不同，钠硫电池是由熔融电极和固体电解质组成，负极的活性物质为熔融金属钠，正极活性物质为液态硫和多硫化钠熔盐。钠与硫通过化学反应，将电能储存起来，当电网需要更多电能时，它又会将化学能转化成电能，释放出去，钠硫电池的“蓄洪”性能非常优异，即使输入的电流突然超过额定功率5～10倍，它也能泰然承受，再以稳定的功率释放到电网中，这对于大型城市电网的平稳运行尤其有用。钠硫电池用于储能具有独到的优势，主要体现在原材料和制备成本低、能量和功率密度大、效率高、不受场地限制、维护方便等方面。我国钠离子电池单体电池和电池系统关键技术方面取得了多项重要进展，包括低成本及高性能正负极核心材料制备放大技术、电解液/隔膜体系优选技术、电芯安全可靠性设计技术等，钠离子电池的能量密度已达到145W·h/kg。

全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。钒电池电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，在机械动力作用下，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动，采用质子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。钒电池作为储能系统使用，具有设计灵活、电池使用寿命长、无污染、操作成本低、安全性高、能量效率高、启动速度快等优点。钒流电池因其独特优点，使其在许多风力发电、光伏发电、电网调峰等领域有着广泛的应用电网调峰。

我国在液流电池研发领域开展了卓有成效的工作，并取得了重要的进展[8,9]。开发低成本、高能量密度的长寿命液流电池新体系，是实现液流电池未来可持续发展的主要研究方向。新一代高功率密度全钒液流电池关键电堆技术以及高能量密度锌基液流电池等方面取得重要进展。全钒液流电池的单个电堆功率超过50kW，单个储能标准模组的功率达到500kW，有望继续增加到1MW，这为降低系统集成成本、进一步推进液流电池产业化应用具有重要的意义。可以预期，随着钒电池技术的发展，在储能时长为4～10h的电网规模储能方面，液流电池储能技术将具有比较优势，钒电池储能电站将逐在电网调峰中发挥重要的作用。

2.2 各类储能系统技术对比分析

不同储能系统性能和特点对比如表1所示。对比分析可知水库储能虽然使用寿命长，对环境几乎无污染，但是工程规模大，受地理条件限制较大，在平原地区不容易建设，而且占地面积大，建设周期长，造价和维护成本高。熔盐储能材料来源较丰富、成本低廉，但是其使用寿命较短，且对工作温度有较高的要求，工程规模也较大，优势还需要配置辅助能源。超级电容储能具有充放电速度快、效率高等特点，但是其容量、功率通常较小，成本较高。重力储能原理简单，技术门槛较低，但是其容量较小造成工程规模较大。化学储能是目前技术最为完善也是产量最大的储能装置，化学储能具有原材料和制备成本低、能量和功率密度大、效率高、不受场地限制、维护方便等方面众多独到的优势，是最具竞争力的储能方式。

表1 主要储能方式的性能和特点

根据近期世界范围有关储能的科技论文统计结果[10]，中国、美国、印度、韩国、德国、英国和澳大利亚等国家是储能技术科研的主要国家，其中中国居世界第一位，遥遥领先其他国家，中国已经成为全球储能技术基础研究最活跃的国家。综合分析当今世界储能技术基础研究先进国家的格局，基本上包含两类国家：一类是美国、德国、英国和澳大利亚为代表的西方发达国家；
第二类为中国、印度和韩国为代表的新兴国家。我国锂离子电池、储热（包括储冷）、超级电容器、钠离子电池的科技论文较多，为当前我国储能领域基础研究的热门方向。其中化学储能的论文数明显高于物理储能，化学储能的材料研究明显比物理储能活跃。

图4为我国2021年新增储能装机容量[10]。我国电力储能装机继续保持高速增长，同比增长220%，新增投运规模达10.19GW，其中，抽水蓄能规模最大，为8.05GW；
锂离子电池排第二位，投运规模达到1.84GW；
压缩空气储能新增投运规模大幅提升，达到170MW；
储热储冷和液流电池装机也分别新增100MW和23MW装机规模。化学储能的装机规模越来越大。综合分析各储能技术2021年的新增装机容量，各种储能技术大致可以分为四个梯队。第一梯队为抽水蓄能，单机规模100MW以上，占2021年全国储能新增装机的79%左右；
第二梯队为锂离子电池、压缩空气储能、液流电池、铅蓄电池和储热储冷技术，单机规模可达10～100MW，其中锂离子电池新增装机达到18%，未来有可能形成单独的一个梯队；
第三梯队为钠离子电池、飞轮储能和超级电容器，目前单机规模可以达到MW级，其中钠离子发展受关注最多，经过一段时间的发展有可能未来进入第二梯队；
第四梯队为液态金属、金属离子电池和水系电池等新型储能技术，需要进一步的研发，以尽早实现集成示范和产业化应用。

图4 2021年中国新增储能装机容量

综上所述，化学储能是当前和未来储能的主要发展方向。以西藏易贡藏布多能互补能源基地规划研究为例，该基地建议电化学储能（锂电池储能和液流电池储能）按清洁能源项目（风电、光伏）装机规模的5%～10%配套建设储能系统，储能时长为2～5h。根据测算，仅考虑储能与光伏出力特性匹配关系，储能配置规模按光伏装机15%、储能时长为3小时的情况下，可以支撑光伏装机容量提升50%左右，使光伏发电利用率达到90%以上。

中国是世界上最大电力生产与消费国，每年碳排放量约10357万吨，占全球27.7%。为实现“碳达峰”和“碳中和”目标，有专家建议2020～2030年间，新能源装机年均增长率应维持在14%左右，2030～2050年间，新能源装机年均增长率应维持在7%～8%左右。但风、光电具有强随机性、间歇性、波动性，电网消纳难度大等缺点，大力发展化学储能，可有效解决风、光电消纳问题。为推进化学储能发展，建议如下：

（1）建立合理的化学储能价格机制

由于投资规模大、回收周期长，容量电价是促进储能产业健康发展、提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，从核定新建储能电站保障性收购价格、进一步加快推进绿电交易市场两方面入手，建立适用化学储能特点的容量电价政策，形成稳定合理的收益空间，缓解因储能系统成本疏导机制缺位而导致电站投资回报率急剧下降的问题；

（2）完善化学储能配套政策

调整储能配置政策，引导储能合理布局。相关部门应积极指导各地开展地方性的储能需求研究，进行容量配置和功率配置分析、经济性分析等，因地制宜确定新型储能的合理配置规模和时间节点。相关主管部门应优化储能配置方式，由电网提出科学的配置方案，从一定比例开始逐步扩大比例，根据实际运营效果实践，逐步提升容量，根据区域需求提出储能配置要求，引导储能合理布局和有序发展，促进新能源与储能和谐发展。

（3）加大化学储能和关键技术和成套装备的研发

化学储能作为被广泛认可的综合性安全调节电源，对保障电网安全也具有重大意义。整合产学研用资源，加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术。立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用化学储能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认；

（4）提高化学储能系统安全性

“双碳”目标下，储能系统在解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率等方面发挥的作用日益重要。加快制定和完善电化学储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范，为储能安全、有序、高质量发展打好基础；

（5）加快友好电网建设

构建安全可靠、智能经济的输配电网，保障电力资源的合理调度。以西藏电力市场为例，西藏“十四五”时期枯水期能源供需形势依然严峻。电力持续稳定供应能力需进一步提升，电网网架较为薄弱，500千伏电网为单通道、多节点、长链式网架结构，220千伏仅在拉萨负荷中心形成环网结构，安全风险大、输送能力弱。统筹考虑西藏清洁能源外送基地建设进度及区内用电需求发展情况，大力开发电力外送新通道，保障清洁能源送出，“十四五”期间规划建设±800千伏金沙江上游川藏段清洁能源直流送出工程，推动清洁能源送出工程前期工作。进一步巩固和完善区内电源富集地区和负荷中心电网500千伏、220千伏骨干网架，加大水电资源消纳能力，保障新能源有序接入，“十四五”期间建设区内电力保障工程和藏中500千伏环网工程。到2025年，西藏电网形成500kV 网格型主网架结构。

猜你喜欢 液流电容器储能 库姆塔格沙漠东南部柽柳液流特征及其与气象因子的相关分析中南林业科技大学学报(2021年9期)2021-10-12相变储能材料的应用煤气与热力(2021年6期)2021-07-28相变储能材料研究进展煤气与热力(2021年4期)2021-06-09电容器的实验教学物理之友(2020年12期)2020-07-16含有电容器放电功能的IC(ICX)的应用及其安规符合性要求电子制作(2019年22期)2020-01-14Al3+掺杂MnO2空心纳米球的制备及其在储能上的应用陶瓷学报(2019年6期)2019-10-27平行板电容器的两类动态分析新高考·高一物理(2017年7期)2018-03-06平行板电容器的理解和应用中学生数理化·高二版(2016年10期)2016-12-24家庭分布式储能的发展前景汽车电器(2014年5期)2014-02-28液流电池理论与技术——电化学阻抗谱技术原理和应用储能科学与技术(2014年5期)2014-02-27