Typical Application Scene and Engineering Analysis of Electrochemical Energy Storage in Power System
李艳 LI Yan
（国网节能服务有限公司，北京 100052）
（State Grid Energy Conservation Services Ltd.，Beijing 100052，China）
摘要：近年来，随着我国储能产业相关政策出台和落地实施，储能产业特别是电化学储能得到快速发展。目前储能技术已广泛应用于电力系统各环节，并成为各方关注的焦点。本文分析了储能发展应用基本情况、在电力系统的应用场景、发展趋势及典型工程。
Abstract: In recent years, with the introduction and implementation of relevant policies of China's energy storage industry, the energy storage industry, especially electrochemical energy storage, has developed rapidly. At present, energy storage technology has been widely used in all aspects of power systems, and has become the focus of attention of all parties. This paper analyzes the basic situation of energy storage development application, application scenarios, development trends and typical projects in power systems.
关键词：电化学储能；电力系统；应用
Key words: electrochemical energy storage；power system；application
中图分类号：TM92 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2018）35-0232-02
1 电化学储能发展应用基本情况
电化学储能不仅具有快速响应和双向调节的技术特点，还具有环境适应性强、小型分散配置且建设周期短的技术优势，颠覆了源网荷的传统概念，打破了电力发输供用同时完成的固有属性，可在电力系统电源、电网、负荷侧承担不同的角色，发挥不同的作用，储能应用已覆盖电力系统各环节，必将对电力行业产生深刻影响。
1.1 电化学储能系统在运行范围内可灵活地对有功及无功功率进行双向快速调节
以锂电池储能系统为例，满充至满放转换时间不超过1秒，可实现毫秒级的有功功率调节响应，是传统火电机组调节性能的50~100倍。同时可在任一有功节点进行独立的无功调节，能够应用于平抑发电及负荷波动，提升发电机组灵活调节能力，为电网运行提供调峰、调频、调压、备用及需求响应等多种服务，在增强电网频率和电压调节能力、改善电能质量等方面均可发挥重要作用。
1.2 电化学储能系统不受地域限制
考虑安全防护等因素，大型储能系统一般采用集装箱式系统设计，分散配置于不同电网节点，运输及建设便利，几乎不受地域地形的影响。同时电池储能集成度高，系统结构简单，项目建设周期短，相比目前受地域地形影响较大且建设周期较长的抽水蓄能电站，具有更广阔的应用前景。
2 电化学储能系统应用场景及典型工程分析
2.1 电化学储能系统典型应用场景
电化学储能系统目前已广泛应用于电力系统的各环节，成为电力行业发展的新焦点。储能应用场景可按电源侧、电网侧、用户侧分为3类18项，其中大部分场景目前在国内已有初步应用探索，其它场景也已在国外具有应用实践。
2.2 电化学储能系统在传统电源侧的典型工程应用
电源侧得益于国家能源局关于发电厂并网运行考核及补偿机制的补充完善，以及调频辅助服务市场的加快推进，全国多家发电企业已率先开展储能技术应用探索。其中，在平滑出力波动、跟踪调度计划指令、提升新能源消纳水平方面，张北风光储输示范工程是目前世界上规模最大的集风电、光伏、储能及智能输电工程四位一体的可再生能源综合示范工程；
电化学储能系统在在联合调频辅助服务方面，全国已有四省开展“火电+储能”调频项目，其中山西目前已有三家火电企业投资建设了配套储能项目，且成功进入商业运营，取得了较为理想的效果。
2.3 电化学储能系统在新能源电网侧的典型工程应用
电网侧为应对新能源大发展，亟需提高电网调节灵活性及稳定性，对于储能技术应用需求日益凸显。其中，在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及满足电网尖峰负荷方面，南方电网于2010年建成深圳宝清电池储能电站，成为中国首座兆瓦级调峰调频锂电池储能电站；江苏镇江10万千瓦（20万千瓦时）储能项目于2018年7月份投产，是目前全球规模最大的在运电网侧储能项目；河南电网公司依托2017年科技课题，10万千瓦（20万千瓦时）电池储能示范项目已部分投产。
2018年，我国甘肃18.2万千瓦（72万千瓦时）大规模储能项目拟瞄准新能源弃电市场，探索跨领域联合应用模式，项目计划在电源、电网、用户侧分别建设5万、12万及1.2万千瓦储能项目。
2.4 电化学储能系统在微电网侧的典型工程应用
在微网应用方面，江苏车牛山岛能源综合利用微电网项目是国内首个交直流混合智能型微电网，由储能设备及风、光、柴油机组成；西藏尼玛县可再生能源局域网工程是目前全球海拔最高、环境最恶劣的可再生能源局域网项目，整体由多种电池储能系统、柴油机及光伏组成。
2.5 电化学储能系统在用户侧的典型工程应用
用户侧应用主要利用当前用电峰谷价差下的“谷充峰放”模式，以改善电力用户电费结构，降低用电成本为目的。其中，在削峰填谷、需量管理及需求响应方面，江苏无锡星洲工业园储能系统项目是全国最大容量商业运行客户侧储能，也是首个依照江苏电力公司《客户侧储能系统并网管理规定》并网验收的项目。在供电可靠性方面，江苏连云港并、离网可切换储能项目，实现了用户负荷实时监测，可随时调节储能运行状态，保障用户供电可靠性。
2.6 电化学储能系统在绿色交通领域的典型工程应用
在智能绿色交通领域方面，嘉定安亭充换储一体化电站项目，成功将电动汽车充电站、换电站、储能站和电池梯次利用等多功能进行融合。
2.7 国内暂未应用的国外经验
部分场景在国内暂无应用，但在全球范围有一定实践经验。如澳大利亚特斯拉10万千瓦储能项目属电源侧备用管理典型应用；美国芝加哥电力利用可回收储能设备延缓变压器升级投资，属电网侧延缓输变电设施升级的典型应用；美国加州“鸭型曲线”解决方案，属电网侧负荷跟踪与可再生能源爬坡控制的典型应用等。另外，意大利Terna公司电网级大规模储能项目是典型的电网侧综合应用案例，通过对不同运行控制模式的切换，可同时承担一、二次调频、系统备用、减少电网阻塞、优化潮流分布等多重任务，最终起到提高电网运行稳定性和减少弃风弃光电量的作用，实现同一资产多种效益。
3 储能电池技术发展趋势
储能技术近五年来日趋成熟，全球电化学储能主要包括锂电池、铅炭电池、钠硫电池以及液流电池等。随着各国支持政策持续出台及制造工艺不断完善，近年来储能电池技术发展迅猛，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标均得到了大幅提升，应用成本快速下降。其中锂电池能量密度5年来提高了1倍、循环寿命提高了2～3倍、应用成本下降了60%；铅炭电池循环寿命较传统铅酸电池提升了3～4倍，再生利用率达97%，综合度电成本约0.6元/千瓦时·次，均接近盈亏平衡点，大规模商业化应用初现端倪。
4 储能电池关键技术未来将继续突破
目前，我国锂电池与铅炭电池储能的电池本体、能量管理、变流器和系统集成等核心技术已达国际先进水平。随着政策红利继续释放和基础科学持续进步，可以预见未来储能电池技术成熟度将不断提高，应用成本也将进一步降低。以锂电池（磷酸铁锂）和铅炭电池为例，预计到2020年，磷酸铁锂电池循环次数将超过1万次、铅炭电池超过5000次，循环寿命较当前水平再提升1.7倍以上；磷酸铁锂电池能量成本降至1000元/千瓦时，铅炭电池800元/千瓦时，综合度电成本降至0.26～0.3元/千瓦时·次，成本较当前水平再下降60%，达到常规火电0.3～0.4元/千瓦时的度电成本水平。
5 电力系统各环节对储能技术应用需求不断增大
5.1 电力系统需要储能技术提高运行稳定性和灵活性 随着我国新能源发电规模的快速增长以及大范围跨区输电格局的建立，电力系统运行出现了诸多新的问题和挑战，电网对于缓解调峰压力、提高备用水平、减少电网阻塞以及提升跨区通道输送能力等需求日益凸显，而储能技术作为应对上述问题的重要技术方案，有着广阔的应用前景。
5.2 发电侧需要储能技术缓解弃电压力或提高市场竞争力
于新能源企业，客观上存在减少弃电及增加发电收入的经营压力，储能技术是目前提升可再生能源利用水平最有效的解决手段之一。对于常规电源，随着辅助服务政策的不断完善及辅助服务市场的持续推进，机组运行性能方面的服务竞争将愈发激烈，配置储能提高调频能力以及结合储能进行火电机组灵活性改造的需求将急剧增加（目前火电机组配置锂电池储能实现灵活性改造和常规改造工艺在经济性方面基本相当）。
5.3 电力用户需要储能技术降低电费成本
在部分地区的当前电价政策下，储能技术为用户提供了一条利用峰谷价差降低电费成本的途径，随着储能应用成本的不断降低，将有更多的用户进行投资逐利，结合其他分布式电源，将衍生出越来越多的应用模式，不断拉动储能应用需求。
6 市场机制为储能提供更广阔的应用前景
目前，国内电力市场建设正在快速推进中，与储能相关的市场设计方案目前仅限于调频及调峰辅助服务市场。未来随着电力市场建设不断深入，市场机制不断完善，交易品种不断丰富，储能将迎来更广阔的应用前景。
7 动力电池产业推动电力储能应用升温
7.1 电池产能充裕
由于国家对新能源汽车发展的积极引导以及政策倾斜，我国动力电池产业规模扩张迅速，产能已开始过剩，需要向新的应用领域进行扩展转移。截至2017年底，国内动力电池总有效产能已达1.1亿千瓦时，而全年出货量仅0.36亿千瓦时，消化率32%。
7.2 退役电池梯次利用增加
未来退役动力电池规模的快速增加和梯次利用技术的持续进步，将进一步助力储能技术在电力系统的应用。预计2019年退役电池规模将超过百万千瓦时，2025年接近1亿千瓦时。当前退役动力电池综合利用成本与新电池基本相当，预计2020年综合度电成本再降50%，达到0.25～0.3元/千瓦时·次。
8 总结
在技术进步、需求增长、政策支持等多重因素共同影响下，我国当前电化学储能应用快速发展且已初具规模，预计未来将呈现更加迅猛的增长态势。近五年我国电化学储能装机规模平均增速达55%，高于全球年均增速18个百分点。截至2017年底，装机规模已达39万千瓦，占全球总规模的13%。预计2018年全年，我国仅电网侧新增储能装机规模就将超过50万千瓦，超过历年累计装机规模总和；到2020年，我国电化学储能装机规模将超过300万千瓦，较2017年底规模再增长7倍以上。
参考文献：
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