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| 储能技术的发展机遇与挑战 |
| 加入时间：2014-01-30 来源：本站 作者：lihonglei |
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前言
我国面临着智能电网建设和大规模新能源同步发展的客观要求，既要重视电网抵御风险的能力及基础性设施的现代化水平，这关系到电网运行的安全性、可靠性，又要重视可再生能源的利用，保证环境友好型能源的可持续发展。2011年3月，国家“十二五”规划纲要明确指出：加快现代电网体系建设，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设。
供电设施的稳定性与安全性是电网对发电技术的首要要求，我国风能、太阳能发电等新能源发电技术在过去五年内推广迅速，但最大缺点是受天气、季节、时间限制非常大，发电不稳定，大范围推广必定增加电网的不稳定性因素，现已对电网安全带来了新的挑战，对于电网的运行和调度提出了更高要求，智能电网则成为推动新能源发展的重要载体。大容量储能技术的应用将促进电网结构的优化，可解决新能源发电的随机性、波动性问题，实现新能源的友好接入和协调控制。在新能源和智能电网双重推动下，大力发展大容量储能技术将成为近几年的紧要任务之一。
一、不同电能储存技术的特点
目前，大容量储能技术主要有物理储能（抽水储能、压缩空气储能等）、超导电磁储能和电化学储能（锂电池、钠硫电池、铅酸电池、液流钒电池等）等。
1．物理储能
物理储能技术是在不改变物质组分的前提下，将一种能量转换成另外一种能量储存起来，在需要的时候再将储存的能量释放出来。目前，常用的物理储能技术有抽水储能技术和压缩空气储能技术，适合建造百兆瓦以上储能电站。
抽水储能技术是在电力负荷低谷时段将水从下游水库抽到上游水库，将电能转化成重力势能储存起来，在电网负荷高峰时段释放上游水库中的水发电。抽水储能的释放时间可以从几小时到几天，综合效率在70%左右，主要作用包括电力系统的削峰填谷、调频、调相、紧急事故备用容量，还可以提高系统电站和核电站的运行效率。抽水储能是目前电力系统中应用最为广泛的一种储能技术，一般工业国家抽水蓄能装机占比约为5%-10%，在我国近几年的发展也非常快。但抽水蓄能电站的建设受地形限制较大，当电站距离用户地较远时输电损耗较大，在很多缺水或平原地区并不适用。
压缩空气技术是利用电网负荷低谷时段的剩余电力压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰时段释放压缩的空气推动汽轮机发电。压缩空气储能电站安全系数高、响应速度快，主要用于峰谷调节、平衡负荷、频率调制和发电系统备用等。但压缩空气储能电站的建设也受地形制约，对地质结构有特殊要求，还要与天然气发电配套，在发达国家尚处于产业化初期，国内基本上要全套进口技术，风险较大，所以抽水储能目前是国内百兆瓦以上储能技术的首选。
2.电磁储能
电磁储能即超导磁储能，利用超导体制成线圈储存磁场能量，功率输送时无需能量形式的转换，具有响应速度快、转换效率高、比容量比功率大等优点，可以实现与电力系统的实时大容量能量交换和功率补偿。和其他储能技术相比，超导电磁储能仍非常昂贵，除了超导本身的费用外，维持系统低温以及维修频率过高产生的费用也相当可观。由于超导磁储能是与空间技术同步发展的，因此我国与美国等国家的差距非常大，特别是民用产品，我国现有的材料基础及加工业基础离其产业化还有相当大的距离，目前超导磁储能技术仍处于实验室阶段，需要长时间的技术积累和产业配套发展。
3．电化学储能
4.1钠硫电池
钠硫电池在300℃的高温环境下工作，其正极活性物质是液态硫；负极活性物质是液态金属钠，中间是多孔性陶瓷隔板。钠硫电池的主要特点是能量密度大（是铅酸电池的三倍）、效率高（可达到80%）、循环寿命比铅酸电池长等。钠硫电池适合10MW～100MW储能，系统过小则危险分散，不利于监控。
钠硫电池由于运行温度较高，危险性高于锂电池，其隔膜技术、封装技术、材料匹配技术、电池管理系统难度都非常大，其需要的国内工业化基础特别是产业化需要的相关设备欠缺，目前只有日本NGK成功商业化。NGK的钠硫电池不只是日本一个国家在支持，而是集成了日本、欧洲、北美近半个世纪在钠硫电池上的技术积累，而且过去20年日本政府一直补贴其产业化。工业基础及科研基础决定材料、设计、封装设备的水平，而后者又决定整个工业基础的水平，所以国内在这个技术上还有很长的路要走。钠硫电池的商业化不仅取决于对本身的技术理解，还取决于整个国内工业基础以及众多专业领域的高素质技术团队合作是否能成功地将我们的理解转变为现实，上海硅酸盐研究所作为目前国内唯一真正在做钠硫电池产业化的单位任重而道远。
4.2锂离子电池
锂离子电池的阴极材料为锂金属氧化物，具有高效率、高能量密度的特点，并具有放电电压稳定、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。锂离子电池在小型动力上的优势非常明显，但在大规模储能上还属于非常前卫的技术，大规模锂离子电池组合对单电池的控制要求非常高，过充控制有特殊封装要求，价格昂贵。其电池管理系统的成本要高于锂离子电池本身，而且规模越大，难度越高，成本也相对越高。所以对于国内来讲，锂电池目前是先做好动力电池，然后才能上升至更大规模应用，虽然目前国内已经有很多MW级锂电池示范项目，但只是示范应用，还不能保证大型锂电池组合的长寿命要求。目前世界上的能够利用锂离子电池建造MW级商业储能电站只有美国的A123，其储能电站用锂电池生产工艺与普通动力电池是完全不一样的。国内锂离子电池厂家需要从原材料生产工艺、电池封装工艺、管理系统、相关PCS等各环节有革命性突破，特别是基础材料和后续的应用集成上要下大功夫。
4.3铅酸电池
铅酸蓄电池的主要特点是采用硫酸做电解液，是用二氧化铅和绒状铅分别作为电池的正极和负极的一种酸性蓄电池，具有成本低、技术成熟、储能容量大等优点，主要应用于电力系统的备载容量、频率控制，不断电系统；缺点是储存能量密度低、可充电次数少、制造过程中存在一定污染等。现已有很多国内国际的公司在研发新一代铅酸电池，但是遇到和锂电池一样的问题，如何保证在生产、使用整个过程单电池的一致性，如何制造先进的电池管理系统是一个非常复杂的系统工程，技术难度非常大，目前尚没有太大突破。
4.4液流钒电池
目前能够选择的储能技术都有局限性。全球100kW～10MW的储能市场目前基本上是空白区，流体钒电池正好能适应这样一个规模的储能技术。
钒电池拥有三个很明显的技术优势，储能介质是常温水性的，没有起火爆炸危险，其流动性利于热管理；电池充放电状态易于监控；由于储能介质在电池之外的储罐中，单电池一致性高很高，系统越大电池管理系统相对成本越低。钒电池虽然商业化进程很短，但关键材料目前除了隔膜以外，其它的关键材料可全部国产化，其加工技术包括关键材料加工技术并没有与众不同的特殊性，国内钒资源优势又很明显，加上终端应用场合对安全性和可控性的要求非常高，虽然能量密度较低上是其明显的缺点，但在大规模储能场合一定有它的市场，就目前情况来说做为首选的大规模储能技术之一是非常现实的。
自1974年LawrenceH.Thaller提出液流储能电池的概念以来，经过二十多年的研究和发展，流体钒电池储能技术取得了突破性进展。澳大利亚、日本、英国、加拿大、美国、德国等工业发达国家于20世纪80年代开始流体钒电池系统的研究。在这个领域非常著名的国际学术专家有澳大利亚的MariaSkyllas-Kazacos教授，英国的DerekPletcher教授和FrankWalsh教授，他们对液流电池的基础研究很到位，但由于受所处工作环境、人力成本和所在国家的工业格局的制约，对于钒电池的工业化推进是很有限的。日本、加拿大、美国等国家在10年前已经建造了兆瓦级示范演示工程。过去日本由于受制于钒资源的制约，不得不暂停流体钒电池商业化，不过近两年日本再次起动流体钒电池的商业化，但始终会受制于钒资源的制约。中国钒资源丰富，目前国内90%钒是出口的，而且是以低端产品形式流向国外，因此钒电池的商业化对国内钒资源的充分利用非常有利，流体钒电池的钒资源回收非常方便，亦是开发钒电池另一个独特优势。
二、储能技术的现实需求
1．风力发电
风力发电自身所固有的随机性、间歇性特征，决定了其规模化发展必然会对电网安全运行带来显著影响，另外风力发电往往在后半夜进入发电高峰，而此时正是用电低谷，所以弃风现象严重。因此必须要有先进的大容量储能技术做支撑，以稳定风机输出，且能错时发电，提高风力发电机组的利用率，降低损耗。
研究表明，如果风电装机占装机总量的比例在10%以内，依靠传统电网技术以及增加水电、燃气机组等手段基本可以保证电网安全；但如果所占比例达到20%甚至更高，电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战。目前为了减少对电网的冲击，每一台风机需要配备其功率4%的后备蓄电池。另外还需要大约相当于其功率1%的蓄电池用于紧急情况时收风叶以保护风机。电网对风电输出平稳性的要求已成为风电发展的瓶颈。随着风电的快速发展，风电与电网的矛盾越来越突出。如果需要平滑风电90%以上的电力输出，需要为风电场配置20%左右额定功率的储能电池；如果希望风电场还能具有削峰填谷的功能，将需要配备相当于40-50%功率的动态储能电池；如果风机离网发电，则需要更大比例的动态储能电池。
中国风电资源经初步探明10米高空约1000GW，其中陆上风电资源235GW，沿海风电资源750GW；扩展到50米高空，是2000～2500GW。根据国家中长期能源规划，风电装机目标为2010年4GW，2020年20GW。风电实际装机容量比预计的要大得多，2010年中国风机累积装机容量已超过40GW，中国风能协会预计2020年中国风电装机会突破150GW，将占到全国发电量的10%左右。
风电产业的快速发展，特别是我国的多数风电场属于“大规模集中开发、远距离输送”，对电网的运行和控制提出了严峻挑战。大容量储能产品成为解决电网与风电之间矛盾的关键因素。即使按照风电调控最低要求计算，5%的风电储能比例，2009年储能电池的需求就将达到1GW，2020年储能电池的需求将达到5GW；如果需要平滑90％以上的风电输出，储能电池的需求还要增加3倍以上。
2.光伏发电
光伏发电是显著受天气影响的，对于目前大型光伏发电场主要是并网发电，但总的说来装机容量在电网中所占比例非常小，其波动可以忽略不计。但随着时间推移，其所占比例越来越大之后，不得不考虑储能技术以平滑其输出，减小对电网的影响。
2009年全球光伏发电装机新增容量为7.2GW，2010年全球新增太阳能光伏装机容量为16GW，是上年新增容量的两倍。2010年全球太阳能光伏累计装机容量接近40GW，比2009年的23GW增加70%。太阳能发电市场的命运和风电形成了鲜明的对比，2010年该市场出现20年来第一次受挫，但是随着技术提升，生产成本下降，太阳能光伏发电的装机容量总体逐年上升是勿庸置疑的。
目前来说，光伏发电对储能电池的需求更多体现在离网型光储或风光储项目上。
3.电网调峰调频
由于我国电力系统煤电比例较高，核电不参与调峰，水电、燃气发电等调峰较好的电源所占比例较低，造成电力系统安全运行和调控管理困难。系统的调峰调频也成为限制电网接受清洁能源的一个主要因素。
为应对城市尖峰负荷，电力系统每年都要新增大量投资用于电网和电源后备容量建设，但利用率却非常低。以上海为例，2004-2006年间，为解决全市每年只有183.25小时的尖峰负荷，仅对电网侧的投资每年就超过200亿元，而为此形成的输配电能力的年平均利用率不到2%。东北风电在发展中首先面临的也是调峰和调频的问题，需要储能技术企业、发电企业和电网公司共同承担责任并解决调峰问题。
电网调峰的主要手段一直是抽水蓄能电站。由于抽水蓄能电站需建上、下两个水库，受地理条件限制较大，在平原地区不合适。采用大容量储能电池的小型调峰系统从微观角度多点调峰，不受地理条件限制，可大可小设计灵活，是抽水蓄能电站的有益补充。
4.通讯基站
通信基站和通信机房需要蓄电池作为后备电源，且时间通常不能少于10小时。对通讯运营商来讲，安全稳定可靠和使用寿命是最重要的，在这一领域，流体钒电池有着铅酸电池无法比拟的先天优势：寿命长，维护简单，能量存储稳定、控制精确、自放电少，可便捷调整能量的存储量，总体使用成本低。
通信网络中的基站动力系统中通常使用柴油发电机，在停电时提供长时间动力。柴油机在备用动力系统投资中占了很大一部分，而且需要持续不断的机械维护以保证其可靠性；在实际应用中，柴油机的利用率很低，因此其单位时间的使用成本比较高；系统中经常使用的铅酸电池由于自放电的原因，也需要经常维护。流体钒电池完全可以替代动力系统中的铅酸电池和柴油机的动力组合，提供高可靠性的直流电源的能量存储解决方案。流体钒电池还可以很好地与网络通信领域使用的地理分布很广、数量众多的太阳能电池进行很好的匹配，替代目前太阳能供电系统中通常使用的铅酸电池，降低维护量，减少成本，提高生产率。
5.分布式电站
大型电网自身的缺陷，难以保障电力供应的质量、效率、安全可靠性要求，对于重要单位和企业，往往需要双电源甚至多电源作为备份和保障。分布式电站可以减少或避免由于电网故障或各种意外事件造成的断电。医院、指挥控制中心、数据处理和通讯中心、商业大楼、娱乐中心、政府要害部门、制药和化学材料工业、精密制造工业等领域是分布式电站发展的重点领域，流体钒电池可以在分布式电站的发展中发挥重要作用。
对于目前很多远离主电网的场合，如海岛、哨所、采矿采油井、移动牧场、野外施工地等，对风光储一体化电站解决方案也提出了真实的需求。
三、国内发展流体钒电池优势与挑战
与国外相比，我国对流体钒电池储能系统的基础研究起步时间基本相同，但由于一段时间内研究经费短缺以及应用前景不明朗等原因，研究一度中断。但近年来，由于国家政策支持，投入加大，流体钒电池技术在我国得到蓬勃发展。中国在流体钒储能电池的研发与产业化方面，已经走在世界前列，上海林洋储能与大连融科、北京普能三个公司在流体钒电池产业化上最具代表性，其技术处于世界领先水平。其原因是：流体钒电池的关键材料目前除了隔膜以外，其它的关键材料可全部国产化，但目前国内在流体钒电池隔膜材料上已取得突破性进展，中科院大连化物所开发的阴离子膜效率高、成本低，与进口隔膜不相上下，假以时日在连续化成型上取得突破，届时流体钒电池的所有关键材料可全部国产化；流体钒电池的商业化进程虽然很短，但中国近三十年的改革开放正好跟这一时期一致，所以在中国的流体钒电池技术水平非常高。从安全、资源、技术复杂度、工业基础、商业化成本、回收再利用等几个角度考虑，在国内发展流体钒电池很现实。
随着光伏、风电等新能源行业的兴起，智能电网概念的提出，以及社会发展越来越多地对大型备用直流电源提出需求，储能行业进入非常好的发展时期，各种储能技术在各自适合的领域都大有可为，但储能技术的商业化推广前期陷入不确定由谁买单的窘境。目前来讲不光是储能产品本身，还有其推广过程涉及的双向逆变器（PCS），终端接入软件（与新能源、电网调度协调配合），以及如何评价储能技术的经济性都是全新的问题。作者认为在目前情况下，储能产品本身及PCS技术已基本完善，但是储能产品及PCS只有按照规模化生产方式生产才具有实用性，而目前市场尚未敞开，规模化效应远未形成，所以造成在规模化生产线上生产的实用型储能产品成本过高。储能技术已进入示范推广阶段，急需解决终端接入软件开发和经济性评价的两个后续关键问题，而相关人才又非常短缺，这需要政府大力支持，电网公司、电力公司、储能科技公司的实质性大力协调配合，加大相关关键技术的前期投入，通过实践解决相关人才短缺现状及技术瓶颈，最终将储能产业链打通。
四、小结
储能技术的种类很多，但没有一种是万能的，在具体应用场合选择时需全方位考虑技术特征、工业基础、自然环境、投资规模、经济性、使用场合特殊要求、环保要求、政策导向等多方面因素。储能技术的发展也是一项复杂的系统工程，不可能一蹴而就，需要全社会各个利益相关方的参与和推动，达成共识大力合作，发挥各自优势，和谐共赢。
感谢上海市经信委对上海崇明北沿风力发电项目钒液流储能工程的大力支持，感谢上海绿能环保能源科技有限公司在储能应用项目上的全力支持。（唐征歧） |
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