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二、国内外现状
2.1储能技术与大规模电力电网系统
基于我国能源分布的特点,当前我国国家电网的建设目标为“西电东送、南北互供、全国联网”。储能技术在大规模电力系统中的应用需要根据不同地区的实际情况而定。大规模电力系统需要较多地利用大规模储能技术以达到储能大容量/功率的要求。从整体上看,大部分大规模储能技术仍处于产业化初级阶段,整体成本还比较高,需要更长时间的运行验证,因此现阶段更多的示范验证工程是有必要进行的。
根据美国能源部信息中心的项目库不完全统计,近10年来,由美国、日本、欧盟、韩国、智利、澳大利亚及我国等实施的MW级及以上规模的储能示范工程达180余项,其中,电化学储能示范数量近百项,非电化学储能形式的示范数量超过80项,储能技术涉及飞轮储能、全钒液流电池、(新型)铅酸电池、钠硫电池等多种形式。从地域分布上看,美国在储能装机规模和示范项目数量上都处于领先地位,项目数量占全球总项目数量的44%,主要为电化学储能项目;西班牙次之,项目数占14%,主要为太阳能热发电熔融盐储能项目;日本占8%,主要为电化学储能项目;我国占8%,全部为电化学储能。从储能类型上看,MW级规模储能示范项目中电化学储能项目数占比为53%,相变储能占比34%,飞轮占比6%,其他类型涉及压缩空气、电磁储能和氢储能等。其中,在电化学储能示范项目数量中,锂离子电池所占比重最高,达48%;其次为钠硫电池和铅酸电池,分别占比18%和11%。
2.2储能技术与可再生新能源发电并网
可再生新能源发电产业正在经历快速发展。英国计划到2020年约30%电力生产来自于新能源发电产业;以我国风电为例,预计到2020年风电装机容量将超过发电总装机容量的10%。但是,间歇性新能源发电仍存在重要技术瓶颈——发电不稳定性和并网技术问题。引入储能技术是解决上述问题的主要途径,它可以提高发电厂输出功率的可控性,抑制功率波动,提高电能质量,从而使风力发电、光伏发电等系统成为广泛利用的电力供应系统。储能技术选择需考虑额定功率和容量、响应时间、安全稳定性、技术成熟度、经济成本等。从应用的角度,在电能质量保证方面,飞轮、超级电容器、部分蓄电池(如钠硫和液流)、超导磁储能系统能够使发电厂输出功率平滑,确保电网电能稳定;在电能能量管理方面,随着新能源装机容量的提升,储能系统的容量需要相应提高,新型压缩空气、热能储存、部分蓄电池(如铅酸和液流)系统具有潜在的调峰功能,可以适合风电、太阳能发电等的大规模储存。在世界范围内已建成一些示范性工程,如加拿大VRBPowerSystemsInc.在美国、德国等地的风光储能发电并网工程。2005年,美国California州建造了与风力发电机组相整合的450kW超级电容器,用以保证机组向电网输送功率的稳定性。我国在这个领域也在加快部署,例如正在运行中的国网张北项目(20MW)是目前全球最大的风光储输工程,张北风光储输工程二期已于2013年6月开始建设,其中包括化学储能装置50MW;南网储能示范项目(10MW),深圳宝清电池储能站(4MW×4h);此外,全球最大规模的5MW/10MWh全钒液流电池储能系统在2013年2月并网,经过严格考核,已全面投入运行,此技术可有效推进我国可再生能源的普及应用。
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7月的浙江热浪袭人,电网负荷曲线持续攀升。7月4日,浙江全省最高用电负荷达12173万千瓦,冲破1.2亿千瓦大关的时间较去年提前了整整15天,杭州、绍兴等地电网负荷更是刷新历史纪录。据浙江省能源局预测,今夏浙江午峰和晚峰最高负荷将分别达到1.33亿千瓦和1.17亿千瓦,同比增长7.8%,电力保供面临“用
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