吉瓦级电化学储能电站研究综述及展望

来源：SCI期刊网 分类：电子论文 时间：2022-04-19 09:51 热度：

　　摘要：随着大规模电化学储能应用的日渐成熟以及未来新能源渗透率提高带来的储能资源缺额，吉瓦级电化学储能电站的发展已迫在眉睫。针对吉瓦级电化学储能电站的主要问题及技术难点，总结了吉瓦级电化学储能电站发展的历程。在此基础上，对吉瓦级电化学储能电站的关键技术指标、集成结构及应用场景进行分析。最后，对未来吉瓦级电化学储能电站的建设发展进行了总结与展望。

　　关键词：吉瓦级储能;指标体系;电站结构;应用场景;技术发展趋势

　　0 引言

　　吉瓦级储能电站已成为国家战略性发展的新兴产业，每年新增 15 GW/30 GW·h 电化学储能是落实“碳中和·碳达峰”目标的有效举措[1]。中国江苏、河南、湖南、青海等省份百兆瓦级电化学储能电站的成功投运，验证了大规模储能电站快速响应、精准调频、应急支撑等作用，为储能电站的工程化运行积累了丰富经验[2]。但现有电站因投资主体、归属权不同，导致多个百兆瓦级电化学储能电站之间难以协同控制，无法充分发挥电站汇聚效应，而吉瓦级电化学储能电站是解决该问题的首选。

　　吉瓦级电化学储能电站可被定义为：在同一区域电网内，可以由电网进行统一调度的集中或分布式电化学储能容量达到吉瓦级。其 主 要 特 征 为 ： ①容量达到吉瓦级;②同一区域电网;③受统一调度。针对未来储能装机容量的缺额，吉瓦级储能电站是一种可行的解决手段。因此，推进吉瓦级电化学储能电站的建设已迫在眉睫[3]。

　　吉瓦级电化学储能电站的建设仍然面临着许多难题。吉瓦级电化学储能电站系统集成难度大、运行调控策略实现复杂，目前仍处于摸索阶段。在兆瓦级电化学储能电站由数十兆瓦发展到百兆瓦的过程中，曾遇到过电池选型指标及并网指标不完善、不适宜[4-5]，电站结构中经济性与安全性不平衡[6]，现有应用场景发展及新型应用拓展取舍[7]等问题，因此在电站规模进一步提升至吉瓦级的过程中，吉瓦级电化学储能电站需要借鉴已有的兆瓦/百兆瓦级电化学储能电站的运行经验，加强在这些方面的理论分析，才能加快吉瓦级电化学储能电站的建设，推动新型电网格局的形成与稳定运行，贯彻落实国家 “四个革命、一个合作”的能源安全新战略。

　　为推进吉瓦级电化学储能技术的发展，本文讨论了吉瓦级储能电站的电池选型指标及并网指标;分析了不同电站结构发展及其优劣，为吉瓦级电化学储能电站集成规划提供了参考;梳理了吉瓦级电化学储能电站可行的应用场景，为吉瓦级电化学储能电站指标体系建设提供指引。

　　1 大容量电化学储能电站发展历程与现状

　　储能可以解决新能源占比提高问题，但水力储能手段由于受到地理位置、占地面积等因素限制，近年来发展缓慢。而电化学储能逐渐受到世界各国重视，国内外纷纷开展各类电化学储能示范工程项目，在应用领域不断拓展的同时，电站规模也不断扩大。

　　从政策的发布中可以看出，各国正在积极推进大容量电化学储能电站建设。国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划(2014—2020 年)》[8]将大规模储能技术列为九大重点创新领域之一，展现了对于大规模储能技术的重视态度;国家发改委发布的《关于促进储能技术与产业发展指导意见》[9]，强调了储能技术应用与发展的规模、成本、寿命等技术问题是中国储能技术保持领先地位的重中之重 ;而 2020 年国家能源局发布的《国家能源研发创新平台管理办法》[10]将对储能关键技术的要求上升到了国家能源安全、能源可持续发展以及能源重大工程建设层面。可见，国家对电化学储能产业重视程度不断提高。

　　1. 1 国外电化学储能电站形势

　　由于国外地理因素以及人口规模不同带来的用电需求不同，国外电化学储能电站发展呈现出多样化趋势。

　　1)美国。由于严重的天然气泄漏引发了电力短缺危机，美国加州实施公用事业公司强制采购，立法要求相关运营商至 2020 年部署 1.8 GW 电化学储能[11] ，其 中 如 BESS GVEA 镍 铬 电 池 、DUKE Energy 先进铅酸电池等数十个兆瓦级电化学储能电站已运行 8 年[12]。

　　2)英国。英国电力市场化改革堪为世界多国典范，通过多个代表性协议与指南加快推动了英国新能源发电产业的发展[13]，但电化学储能在获得重大机遇的同时其市场化进程也遭遇了极大困难，自英国电力市场化改革以来，电化学储能厂商与传统电源运行商不断博弈，争先抢占市场份额，甚至出现不良竞争现象。

　　3)澳大利亚。澳大利亚可再生能源发电占比相对较高，但电网对外联系薄弱，因此电力供应不确定性大且难以依靠电网互联解决问题。因此，澳大利亚大量建设电化学储能项目[14]，预计 2024 年储能总量可达到 1.5 GW，且仍有 7 GW 电化学储能项目待建 ，为 新 能 源 项 目 提 供 了 大 量 电 化 学 储 能 容 量支撑[15]。

　　4)日本和韩国。对日本而言，光伏上网电价的持续降低、用户侧电价的提高以及灾害导致的电能缺口等因素，使得日本更加重视电化学储能产业，其电化学储能发展较快[16]。目前日本已测试多个电化学储能商业模式，其中社区储能交易、光储模式以及 电 池 梯 次 利 用 模 式 最 受 欢 迎 。 日 本 青 森 Rokkasho-Futamata 钠硫电池储能电站及仙台变电站储能工程均是运行多年的数兆瓦级电化学储能电站。韩国的工业部门电力消费占总数的一半以上，因此，电化学储能降低相应部门电力消费的作用潜力巨大。韩国政府采取了补贴计划、减免税收，以及高 峰/非 高 峰 定 价 机 制 以 鼓 励 电 化 学 储 能 的 使用[17-18]，安装光储混合系统的用户在获得更高可再生能源证书权重的同时节省了购电成本。

　　据权威机构统计，在“十三五”期间，全球电化学储能容量由 1.3% 上升到 3.7%，继而增至 5.2%，且仍保持着上升态势。从电化学储能占比的不断上升可以看出，尽管各国在地理环境、人口需求和电力市场等方面存在差异，但电化学储能电站仍是各国政府非常重视的辅助新能源发电/电网支撑的核心技术及装备，且对其投资力度逐年升高[19-20]。

　　1. 2 中国电化学储能电站形势

　　中国五部委联合颁布 40 余项与储能相关的政策，对兆瓦级及百兆瓦级电化学储能电站的建设起到了积极推进的作用[21-22]，部分典型示范工程如表 1 所示。

　　从表 1 展示的兆瓦级及百兆瓦级电化学储能电站示范工程可以看出，近年来储能产业发展势头十分凶猛，自“十三五”期间储能进入商业化初期，研发了一批重大关键技术与核心装备，形成了许多重点技术规范和标准，建成了一批不同技术类型、不同应用场景的试点项目[23]，完成了由兆瓦级向百兆瓦级电化学储能电站的转变，而在“十四五”期间，电化学储能的应用将更为广泛，将形成产业完整、技术和标准体系完善，以及具有国际竞争力的市场主体。目前，中国兆瓦级及百兆瓦级电化学储能电站的发展方向主要表现在扩展电化学储能电站应用场景、开发低成本和高性能的新型储能电池以及安全、合理地提升电化学储能电站规模方面，以便响应多种服务需求。

　　1. 3 经验启示

　　从上述研究经验及政策可以看出，对于吉瓦级储能均十分重视，因此吉瓦级电化学储能电站是大势所趋。①吉瓦级电化学储能电站建设必然成为 “清洁低碳、安全高效”基本原则的有力支撑，辅助完成“两个一体化”的总体要求;②吉瓦级电化学储能电站存在两种站址结构，单站规模达吉瓦级时，便于统一调控但目前难以实现，而分布式吉瓦级电化学储能电站易于实现，但须研究其区块链协同调度技术;③吉瓦级电化学储能电站的集成结构将由低压大电流向高压小电流发展，由电力电子结构代替变压器，在节约成本的同时提高了电站可控性;④目前大规模电化学储能电站较难实现自身价值，因此吉瓦级电化学储能电站的收益需要政策保障。

　　2 吉瓦级电化学储能电站关键技术指标

　　分析吉瓦级电化学储能电站的技术指标可从与百兆瓦级储能电站的差异入手，分析讨论吉瓦级电化学储能电站的技术特点。相比于多个百兆瓦级电化学储能电站，吉瓦级电站的鲜明特点是容量大和集中控制，其作为区域电网内的整体储能资源，以吉瓦为单位响应电网的指令，因此可以适应未来数吉瓦、数十吉瓦规模的电力调度指令。吉瓦级电化学储能电站的电池技术指标以及并网指标的建立需要考虑其技术特点。对电站安全性的考虑应按照相关指标进行约束;吉瓦级电化学储能电站的设备选型，如 电 池 选 型 、功 率 变 换 系 统(power conversion system，PCS)及变压器等并网设备选型，需要根据相关指标及经济型、安全性、设备性能做出选择;电站应保证一定的综合效率。

　　2. 1 电池技术指标

　　如图 1 所示，与液流电池、铅碳电池等发展还不够成熟的电化学储能电池相比，锂离子电池中的磷酸铁锂电池工作温度范围更大、循环寿命更长、制造成本低廉且无需稀有金属，在提高安全性的同时污染也更小，故近年来备受关注，其发展速度也十分迅速。虽然磷酸铁锂电池存在安全性、电压波动大、内部阻抗高等问题，但其成本低、寿命长，且能量密度与功率密度较高，可以集成为较大规模的储能电池。近年来，随着众多磷酸铁锂电池储能电站示范工程的建成，锂离子电池以其优异的价格和环境友好性逐渐占据了国内储能电池的主导地位[24]。

　　铅碳电池对传统铅酸电池的负极材料进行了电容式改进，阻止了其负极硫酸盐化现象，显著提升了电池的循环寿命，在 60%~70% 的放电深度目标下，循环次数从铅酸电池的 500~1 000 次增加到了 3 700~ 4 300 次，其投资成本约为 1 000~1 300 元/(kW⋅h)，单位发电成本为 0.5~0.7 元/(kW⋅h)，是仅次于锂离子电池的较为成熟的电池技术。比起锂离子电池储能电站的发展进程，全钒液流电池储能电站尚未完全普及。虽然中国全钒液流电池研究起步较早，目前兆瓦级全钒液流电池储能电站也已在全国多地正在建设中或已投入运行，但百兆瓦级电化学储能电站发展较慢，尚无示范工程建成。因此，全钒液流电池技术尚不足以承担吉瓦级电化学储能电站电池主体的角色。2019 年全球电化学储能装机情况如附录 A 图 A1 所示。

　　目前，中国技术较为成熟的磷酸铁锂、液流电池、铅碳电池的技术指标对比如附录 A 表 A1 所示。由表 A1 可以看出，铅碳电池性价比高，但存在寿命短、能量密度低等问题;全钒液流电池的容量与功率不相关且容量可达兆瓦级，寿命较长但造价昂贵;磷酸铁锂电池充放电效率高、响应速度快且寿命较长，但实际应用中存在过充放热、爆炸等安全问题。

　　综合考虑上述因素，硬包磷酸铁锂电池是一种安全性、经济性、能量/功率性能综合考虑后较为优异的电池，推荐作为吉瓦/数吉瓦级电化学储能电站的电池主体;同时，液流电池与铅碳电池在峰荷管理、平抑波动等不同应用场景下，具有超越磷酸铁锂电池的优良表现，故可以根据不同的应用场景选用不同电池，实行多种可行的技术路线。

　　2. 2 并网技术指标

　　一般而言，电化学储能电站的整体技术指标是工程建设时的核心目标，技术指标的确定需要基于区域电网系统安全稳定性分析并提出电化学储能电站的性能指标要求，明确电化学储能电站的容量配置、电池选型、充放电运行方式等，提出调度运行优化控制策略以及电化学储能电站的无功补偿设备等配置方式。

　　中国已有的电化学储能并网规范如附录 A 表 A2 所示。目前电化学储能电站的评价指标体系还没有得以系统建立。《电化学储能系统接入电网技术规定》[25]对电化学储能系统、变流器、并网点、公共连接点、热备用状态、充电及放电响应时间、充放电转换时间进行了定义，但其中对并网技术的规定都是按照电力系统中的电气装备要求的，没有涉及并网时的电网安全参数;《电力系统电化学储能系统通用技术条件》[26]规定了电化学储能电站的环境指标，但没有考虑电化学储能电站性能非线性衰减问题;《电化学储能系统接入电网测试规范》[27]给出了电网适应性等指标的定义及测试方法，并对设备调试及并网测试顺序提出了指导意见;《电化学储能电站运行指标及评价》[28]主要针对削峰填谷、平滑新能源出力等额定工况制定并网标准。

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　　相较于分散式百兆瓦级电化学储能电站，吉瓦级电站因规模放大效应，充放电效率对其影响更为显著，甚至会直接影响到整个电站的投资回报周期，因此在制定其并网指标时，应重点考虑运行效率、安全无故障运行及最低保障运行小时数。吉瓦级电化学储能电站的设备选型需要综合考虑其容量及经济性，同时由于吉瓦级电化学储能电站在为区域供电时需要具备毫秒级响应能力，故应选用动作时间短且安全风险小的 PCS/变压器、监控设备、安防设备等;在吉瓦级电化学储能电站建设初期，需要加大安防体系投资、降低储能电站的故障率，才能在并网时作为电源为区域电网提供稳定的电能。因此，在制定相应的并网指标时应重点考虑如下原则。

　　1)综合性能原则：目前兆瓦/百兆瓦级电化学储能电站的综合效率一般不低于 85%，但某些特殊案例存在综合效率不满足 70% 的情况，仍需要进一步分析原因并加以提升改造。吉瓦级电化学储能电站综合效率亦不应过低，具体的综合效率阈值可以根据储能电池循环寿命次数要求以及电化学储能电站响应时间要求等技术指标进行制定。

　　2)设备选型标准：吉瓦级电化学储能电站应综合考虑储能电池的安全性、成组适应性、电池运行性能，目前在各个方面表现较为优异的磷酸铁锂电池、液流电池及铅炭电池均是初期吉瓦级电化学储能电站项目的可行之选。另一方面，电站中其余电气设备及监测系统、安防体系的建设亦需要选择高可靠性、高稳定性设备，应在电站设计规划之初统筹考虑电站的安全性能、综合效率、经济效益等。

　　3)安全水平要求：吉瓦级电化学储能电站应参考国内运行状况良好的大型电化学储能电站安全准则，对吉瓦级电化学储能电站进行专业、全面的热管理设计，对电池组的运行和待机温度进行严格控制。站内配置水消防系统，利用防火墙、建筑物、道路 等 形 成 多 级 防 火 隔 离 ，对 事 故 范 围 进 行 严 格控制[29]。

　　目前，中国储能电池的发展仍在不断迭代，考虑到磷酸铁锂电池的技术较为成熟、综合性能也比较优良，可以作为主体电池使用;同时如铅炭电池、液流电池等在不同应用场景下具有应用价值，可以有选择性地使用。在并网指标制定时，需要统筹考虑电站综合效率、电站设备选型及安全水平要求，制定符合电站利益和电网收益的并网指标。

　　3 吉瓦级电化学储能电站结构

　　3. 1 规划约束条件

　　单一的储能子单元包括储能电池模块及功率模块，而多个储能子单元组成吉瓦级储能电池总体;功率模块是指起到控制储能单元功率作用的电气元件拓扑。在百兆瓦级电化学储能电站发展的过程中，电化学储能电站一次侧结构中的功率模块中，电气元件电压耐受能力及电流耐受能力存在约束，在通过储能电池串并联提高电站总功率的同时，储能电池单体串联数量及储能电池子单元并联数量受到功率模块最大承受电压的限制;另一方面，功率模块在起到功率控制作用的同时，其电压及电流存在最低阈值限制，功率模块正常运行要求吉瓦级储能电池总压降及最大电流不低于最低阈值。因此，对吉瓦级电化学储能电站而言，其拓扑结构规划过程中需要考虑吉瓦级电化学储能电站储能电池的总电压以及总电流约束。

　　3. 2 集成结构分析

　　基于上述吉瓦级电化学储能电站规划过程约束条件的分析，可以对其拓扑结构进行推测。由于电气元件技术条件的制约，传统大规模电化学储能电站多使用电流抬升功率型电化学储能电站集成结构(方案 1)，如附录 A 图 A2 所示。

　　由于传统大规模电化学储能电站 PCS 中电力电子器件的技术条件制约，PCS 无法承受过大的压降，因此不能直接并联在交流配电网上。为控制储能电池总压降，需要减少电池子单元中电池单体串联数量，并通过增加储能子单元并联数量提高功率规模。目前兆瓦及百兆瓦级电化学储能电站多采用图 2 所示的电站结构，每一个小型储能模块配一个 PCS，将直流转变为低、中压交流，多个小型储能模块经过升压变压器升压后并联在交流电网中。

　　如图 2 所示的电站拓扑结构在 PCS 耐压能力不足的情况下，通过提高并联电池子单元数量提升功率。然而，变压器在进行电压变换的同时，其绝缘保护设备等承受着较大压力，故与使用电力电子器件组合而成的 PCS 承受压降相比，使用变压器升压的建设及运行投入成本较高。随着近年来新技术的不断 发 展 ，模 块 化 多 电 平 换 流 器(modular multilevel converter，MMC)的提出使得功率模块的耐压能力有了显著提升。

　　储能子单元中的功率模块耐压能力升高就意味着储能电池并联数量的上限增大，可以猜想，如果对功率模块拓扑结构的研究使其能够承受数十甚至上百千伏电压时，吉瓦级电化学储能电站结构将变为电压抬升功率型电化学储能电站集成结构(方案 2)。如图 1 所示，一个吉瓦级电化学储能电站仅由一个储能模块和一个功率模块组成。

　　图 1 中，储能模块由海量储能电池单体串并联而成，其中串联储能电池单体数量较多，故储能模块压降很大，经过功率模块后可以直接并入高压电网。此种结构不需要变压器参与，储能模块及功率模块集成度较高，检修、调度等也较为便利。然而，目前功率模块的制造技术无法达到承受电网侧数十乃至上百千伏的高电压，因此，上述高度集成的吉瓦级电化学储能电站功率模块技术目前仍无法实现;同时也存在安全问题，一旦电池发生热失控[30]，整个储能模块都将被停运维修或替换，电网将瞬间出现吉瓦级的电力缺口，造成严重的停电事故，导致储能供应商的经济损失。电流与电压共同支撑功率结构(方案 3)如图 2 所示。

　　综合考虑目前的技术条件制约、电化学储能电站成本制约及电池安全制约，可以对吉瓦级电化学储能电站结构进行如图 2 所示的改进。整个吉瓦级电化学储能电站可分为 m 个储能子单元，每一个储能子单元包括一个功率模块和一个储能模块。此储能模块电池串联数量小于方案 2，但大于方案 1。储能子单元中储能模块压降远小于功率模块的最大耐压阈值，同时储能模块的整体压降足够大，经过功率模块升压后能够直接接入高压交流电网。上述 3 种大规模储能电站结构的技术性优缺点对比如附录 A 表 A3 所示。

　　在相同的容量要求下对比上述 3 种方案发现：方案 1 中传统电化学储能电站通过提高并联电池子单元数量提升电流，最终提高功率的方法需要加装多个变压器，导致成本过高;方案 2 通过储能电池单体的高度集成提高储能模块电压，经过功率单元后直接接入高压电网，此方案省去了变压器成本，经济性较好，但现有技术无法将功率单元的器件耐压提升到承受高压电网电压的水平;第 3 种方案均衡提升电压与电流，一方面其功率单元承受的电压小于方案 2，目前的技术已有望实现，另一方面储能子单元数量增多提升了电站的容错率，其故障后切断或检修计划不会导致电网出现过大的电力缺口。

　　目前看来，方案 3 可以根据目前的技术水平实现，且提升了吉瓦级电化学储能电站的经济性和安全性，其在各方面的性能均优于方案 1 与方案 2。——论文作者：李建林 1 ，武亦文 1 ，王 楠 2 ，熊俊杰 3 ，马速良 1

文章名称：吉瓦级电化学储能电站研究综述及展望

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