储能电站功能及典型应用场景分析

本文介绍了储能电站的通用定位分类方法及其缺陷；最后提出面向电力全过程的储能电站典型应用场景分类综述， 并讨论每个场景的评价目标以及通用评价过程。

本文来源：晓说浙电论文 微信公众号 ID：zjdlbjb

作者：徐 谦1， 孙轶恺1， 刘亮东2， 章坚民2， 张利军1， 朱国荣1

（1. 国网浙江省电力有限公司经济技术研究院， 杭州 310008；2. 杭州电子科技大学 自动化学院， 杭州 310018）

本文引文信息：徐谦, 孙轶恺, 刘亮东等. 储能电站功能及典型应用场景分析[J]. 浙江电力, 2019, 38(5):3-10.

0 引言

以新能源大规模开发利用为标志、 以再电气化为根本路径的新一轮能源革命已在全球范围内开展。以风电、 光伏为代表的可再生能源占比不断提升， 给电力系统带来了诸如系统稳定性、 可靠性和电能质量等诸多挑战[1]。储能技术是解决这类问题的有效手段， 通过对电能的存储和释放可以为电网运行提供调峰、 调频、 黑启动、 需求响应支撑等多种服务， 其快速响应特性大幅提升了传统电力系统的灵活性、 经济性和安全性[2]。

我国传统的储能电站主要为抽水蓄能电站，一般由电网公司拥有和调度。2017 年3 月国家能源局印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》指出了储能系统是智能电网、 可再生能源高占比的能源系统与“互联网+”智慧能源的重要组成部分及关键技术， 为我国储能市场的商业化应用提供了巨大的空间， 储能电站日益成为现代电力系统的一种新型功能综合体和可独立营运的经济实体， 开始受到高度重视， 同时传统电力系统规划、 设计、 运行、 管理等模式将发生巨大改变[3-6]， 储能产业及盈利模式也呈现新的业态[7-8]。

作为电力系统中可独立承担功能的储能电站， 严重依赖于储能的技术成熟度、 工程成熟度和经济可行性。本文首先通过案例分析， 对未来储能电站的核心储能技术成熟度、 工程成熟度进行分析；然后， 介绍储能电站的通用定位分类方法及其缺陷；最后提出面向电力全过程的储能电站典型应用场景分类综述， 并讨论每个场景的评价目标以及通用评价过程。

1 基于案例的储能电站技术及趋势

根据电能转化形式和技术成熟性， 储能电站的储能技术主要分为4 类：机械储能、 电磁储能、电化学储能、 相变储能等， 其细分技术见图1。结合已投运的储能电站， 对几类核心储能技术的技术成熟度、 工程成熟度和应用条件进行分析。

图1 储能技术分类

1.1 抽水蓄能

抽水蓄能属于成熟技术， 对地理条件要求较高。目前投运的天荒坪、 桐柏、 仙居及溪口抽水蓄能电站， 总装机容量4 580 MW；正在建设的长龙山、 宁海及缙云抽水蓄能电站， 总装机容量5 500 MW；纳入规划的有衢江、 磐安、 天台、 桐庐等抽水蓄能电站。具有较多较好站址的抽水蓄能电站， 成为浙江电网的特色。如何发挥抽水蓄能电站在浙江电网的储能优势， 是一个值得研究的问题。

1.2 压缩空气储能

CAES 电站主要利用报废矿井、 洞穴、 海底储气罐、 新建储气井等可重新利用的空间， 基本不受地理条件限制， 且空气不会燃烧， 安全系数较高， 寿命较长， 但其能量密度低， 投资成本相对较高[9]。2013 年在廊坊建成国内首套1.5 MW蓄热式压缩空气储能示范系统。2016 年贵州毕节建成国际首套10 MW 示范系统， 效率达60.2%，是全球目前效率最高的CAES 系统。

1.3 电化学储能

电化学储能电站通过化学反应进行电池正负极的充电和放电， 实现能量转换。传统电池技术以铅酸电池为代表， 由于其对环境危害较大， 已逐渐被锂离子、 钠硫等性能更高、 更安全环保的电池所替代[10]。

电化学储能的响应速度较快， 基本不受外部条件干扰， 但投资成本高、 使用寿命有限， 且单体容量有限。随着技术手段的不断发展， 电化学储能正越来越广泛地应用到各个领域， 尤其是电动汽车和电力系统中[11]。2011 年投产的张北风光储示范工程， 单站储能总容量首次达到50 MW，且包含多种电池形态， 如磷酸铁锂电池（14 MW/63 MWh）、 液流电池（2 MW/8 MWh）、 钛酸锂电池（1 MW/500 kWh）、 铅酸电池（2 MW/12 MWh）。

1.4 超级电容储能

超级电容是一种介于传统电容器和充电电池之间的新型储能装置， 具有灵活快速的充放电特性[12]。超级电容储能的应用目前仍处于探索阶段，2017 年国电北镇储能型风电场投运了美国Maxwell公司的1 MW×2 min 超级电容储能项目， 可有效提高风电场的可调、 可控、 可计划能力， 是国内最早的试点工程。

1.5 发展趋势

抽水蓄能、 CAES 依赖于一定的地理条件，电化学储能和超级电容储能具有能量密度高、 设备性能日益提升、 安装条件宽泛的优点， 日益成为储能电站系统的主要形态， 一般由电池、 BMS（电池管理模块）、 PCS（储能逆变器）、 调度中心、EMS（能量管理系统）和测控系统组成[8]。

2 储能电站的一般定位划分及缺陷

一般将储能电站或按其在电网中接入位置分为集中式和分布式2 类， 或按其运行特征分为能量型和功率型2 类。

2.1 按在电网接入位置划分

（1）集中式接入是指储能电站接入输电网络，它将对电力系统主网运行管理和协调调度产生影响。集中式储能电站， 一般布置或接入35 kV 及以上高压变电站的10 kV 母线。如江苏镇江东部地区（镇江新区、 丹阳、 扬中）的8 个电化学储能电站示范工程， 最小单站容量为5 MW/10 MWh，最大单站容量为24 MW/48 MWh， 总容量为101 MW/202 MWh， 总投资7.2 亿， 实现了毫秒级响应， 是目前全球功能最全面的储能电站。

（2）分布式接入是指储能电站以较小容量接入配电网、 微电网或用户侧， 它仅对本地能源的生产和消费产生影响。分布式储能系统的推广，可与就地高渗透率的可再生能源互补， 在解决风电、 光伏出力的不确定性和高波动率上效果显著。主要应用的储能技术大多也是电化学储能，如深圳宝清储能电站、 浙江南麂岛微网示范工程等。江苏镇江用户侧储能项目已建和在建项目22个， 总容量67.50 MW/518 MWh， 总投资近10 亿元， 会同集中式储能电站建设， 江苏镇江电网已成为储能的应用先进区域。

（3）集中式和分布式2 种接入方式， 在市场模式和调度运行等方面存在较大差异， 因此其储能规划评估也存在不同[4]：集中式接入方式下， 储能系统可以提供备用， 减小输电堵塞， 实现“削峰填谷”， 进行广域能量管理， 提高系统运行经济性；分布式接入方式下， 储能多采用选址不受限的电池储能， 其主要用于减小配电网运行成本、促进风电光伏消纳及延缓电网升级改造等。

2 种接入方式下储能规划目标均主要包括系统运行成本与储能投资总成本最小、 储能净收益最大。但2 种接入方式下储能的成本、 收益构成存在一定差异， 详见文献[4]。

2.2 按储能的运行特征划分

功率型电站通常需要在相对较短的时间内（几秒到几分钟）实现高功率输出。适合功率型的储能技术包括超级电容器、 超导磁和飞轮储能等。功率型储能形成优质、 可靠的毫秒级控制响应资源， 为电网提供调峰、 调频、 备用、 事故应急响应等多种服务， 从而满足可再生能源消纳、电网安全灵活运行的迫切要求， 推动加快大规模源网荷储友好互动。

能量型电站则具有大容量存储的特性， 通常能够进行几分钟到几小时的持续性放电。适合能量型的储能技术主要包括CAES、 抽水蓄能和大部分电池储能等[5]。

显然， 以上2 类分类方法， 对于具体的储能电站而言过于粗放， 没有刻画出日益形成的新能源电力系统对储能电站多方面的需求特性， 不能反映储能电站在电力生产、 传输、 消费全过程中的特殊地位、 功能以及商业价值。

3 面向电力全过程的储能电站场景及评价

可再生能源和新能源在现代电力系统的渗透， 覆盖了电力生产、 传输、 消费的全过程， 对发电侧、 电网侧、 用户侧均产生了巨大影响， 储能电站在三侧均具有典型的应用场景和特殊的技术经济条件。图2 是本文归纳的最主要的储能场景分类情况， 本节将对几个主要场景下的储能特性及其发挥的作用进行详细分析， 并着重对储能系统评价方法进行综述。

图2 储能典型场景