新能源出力的不断并网，对电力系统的灵活性提出了更高要求，在此长时储能电站发挥了实现电力平移的作用。长时储能一般指4h以上的储能技术，长时储能系统是可实现跨天、跨月乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。

  近年来涌现了通辽现代能源“风光水火储一体化”示范项目、国家电投海阳储能电站项目、大连液流电池储能调峰电站国家示范项目、山东莱芜孟家电化学储能项目、三峡新能源庆云储能电站示范项目、福建晋江储能电站试点示范项目等，为我国长时储能电站的健康发展夯实了基础。

  储能的核心就是实现能量在时间和空间上的移动，本质上是让能源更可控。目前长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能3大主线，具体包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、锂离子电池、钠离子电池和液流电池。

  针对平衡电力系统的负荷要求增加现状，首先根据长时储能技术发展概况，分析抽水、压缩空气、锂离子电池、液流电池蓄能的技术特性、优势及目前瓶颈，统计以上储能技术的典型应用工程；

  然后从电源侧、电网侧和用户侧分析储能的典型场景应用，阐述多种储能技术在能量转移、辅助服务、黑启动、平滑新能源出力等多场景下的应用对比；最后跟踪我国新型储能技术的示范工程最新进展，在此基础上介绍储能电站的技术参数、电池选型、系统接线、能量管理等问题，为未来储能电站技术发展提供借鉴。

  一、长时储能电站技术发展

  随着可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需不平衡。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。

  相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用，长时储能是碳中和时代的必然选择。

  从储能寿命长短来看，锂离子电池当前最高循环次数为8000次、液流电池最高循环次数可达20000次、氢储能使用寿命在10~15年、熔盐储热使用寿命20~30年、压缩空气使用寿命在30年左右、抽水蓄能使用寿命在50年左右。接下来按寿命长短依次对以上6种储能技术特性进行分析。

  1、锂离子电池技术特性

  锂电池储能是当前技术最为成熟、装机规模最大的电化学储能技术。锂离子电池提供功率与贮存能量的装置有关，在不提升功率，仅提升容量的情况下，电池成本将等比例增加。但随着全球电池需求量的迅速增长，锂资源开始面临资源约束问题。

  截至2022年9月，新型储能项目累计装机规模6.66GW。具体来看，锂离子电池装机规模占比89.3%，为5.95GW，仍然是目前应用最广的新型储能技术。与2021年底相较，锂电份额下降了0.4%。锂离子电池特性如图1所示，其适用储能时间最好在1~4h、长时亦可，响应时间为百毫秒级、当前最高循环次数8000次、转换效率88%。

  表1所示山东5个调峰共享储能电站规模均为100MW/200MW·h，电站均采用锂电池储能方式，是发电企业和电网企业均可平等参与的全国第一批初步市场化储能示范项目。

  2、液流电池技术特性

  液流电池是一种大规模高效电化学储能装置。

  区别于其他电池储能装置，液流电池将反应活性物质储存于电解质溶液中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。液流电池特性如图2所示。

  目前典型液流电池体系包括全钒液流电池、铁铬液流电池。其适用长时储能，响应时间为百毫秒级、当前最高循环次数20000次、转换效率80%。

  在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计且循环寿命长，但成本是液流电池最大的劣势。全钒液流技术路线是未来5年液流电池主流技术，规划2025年全国装机量达到1GW。国内全钒液流项目建设情况见表2。

  3、氢储能技术特性

  氢能被广泛认为是未来最有发展潜力的二次能源，氢能来源广泛、储运方便，可以大规模长周期储能。氢能产业链分为上游、中游、下游，分别对应制氢、储氢与输氢、用氢。

  上游制氢路线主要有化石能源重整制氢、电解水制氢、生物制氢、工业副产气制氢、可再生能源制氢，大规模低成本氢气是关键，未来“可再生能源+水电解制氢”有望成为大规模制氢发展趋势；

  中游储氢技术主要有高压气态储氢、液体储氢、固体储氢等，输氢技术可分为气态、液态和固体3种运输方式；

  下游用氢及终端应用包括用氢基础设施与燃料电池，其中，质子交换膜燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是最主要的3种商业技术路线。

  氢储能技术特性如图3所示，其适用长时储能，响应时间为秒级、使用寿命为10~15年、转换效率可达75%。

  氢能作为一种清洁的可再生能源来源广泛、储运方便，可以大规模长周期储能。但目前氢气制取还要依赖化石燃料，并且运输成本较高。国内氢能示范工程见表3。

  4、熔盐储热技术特性

  熔盐储热通过储热介质的温度变化、相态变化或化学反应，实现热能的储存与释放。储热介质吸收电能、辐射能等能量，储蓄在介质内，当环境温度低于介质温度时，储热介质可将热能释放出来。熔盐储热是大规模中高温储热的主流技术方向。储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热3类。

  目前，显热储热技术成熟度最高、价格较低、应用较为广泛；相变储热是研究热点；而热化学储热尚未成熟。其中，熔融盐为常用的中高温显热储热介质，具备较宽的液体温度范围，储热温差大、储热密度高，适合大规模中高温储热项目。

  熔盐储热技术特性如图4所示，其适用长时储能，使用寿命为20~30年、转换效率70%。

  该储能方式优势在于熔盐作为储热介质，成本较低，工作状态稳定，储热密度高，储热时间长，适合大规模中高温储热，单机可实现100MW·h以上的储热容量；劣势在于场景限制，能量转换方式决定了熔盐储热只有应用在热发电的场景下才会有经济优势。国内外熔盐储热电站示范项目见表4。

  5、压缩空气技术特性

  压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统，通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电。传统压缩空气储能技术原理源于燃气轮机，其工作流程为压缩、储存、加热、膨胀、冷却。

  压缩空气储能技术特性如图5所示，其适用长时储能，响应时间为分钟级、寿命为30年、转换效率50%~70%。

  随着技术的进步，可以通过储气罐的形式存储压缩气体，从而摆脱了地理约束，可以大规模使用。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。

  当前整个压缩空气储能系统的效率相对较低，涉及运行的项目效率在50%~70%，较成熟抽水蓄能的76%左右还有一定的差距，这在一定程度上影响了整个项目的经济性。截至2022年9月底，我国压缩空气储能累计装机容量182.5MW，在建项目已达6.32GW，规划2025年压缩空气储能累计装机将达6.8GW。

  德国是最早掌握压缩空气储能技术的国家之一，德国Huntorf压缩空气储能电站是第一座商业运营的压缩空气储能电站。Huntorf储能电站为补燃式，建设2处地下储气洞穴，设计为电能储存与电能输出阶段空气质量流速比为1:4，该电站可不间断储能12h，不间断输出电能3h。

  中国江苏金坛盐穴压缩空气储能电站则采用了非补燃压缩空气储能技术，将电能转换效率提升至60%以上，实现了全过程无燃烧、零碳排。其他国内外压缩空气储能电站对比见表5。

  6、抽水蓄能技术特性

  抽水蓄能是机械储能的一种，是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。抽水蓄能技术在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，综合效率在70%~85%。

  抽水蓄能度电成本最低，但地理资源约束明显，远期看无法足量满足储能需求，且初始投资成本高、开发建设时间长，在风光建设超预期的时候，储能资源无法及时匹配。抽水蓄能技术特性如图6所示，其适用长时储能，响应时间为分钟级、循环寿命为50年。

  我国抽水蓄能从20世纪60年代开始起步，首座抽水蓄能电站在河北省岗南并入华北电网，起到储能、调峰等作用，从此揭开了我国建设抽水蓄能电站的序幕。

  80年代开始建设潘家口抽水储能电站，标志着我国进入探索发展期，也迎来了我国抽水储能开发建设高峰期。21世纪前10年，随着我国政策体制不断健全，建设管理以电网企业为主，标志着我国建设进入完善发展期。“十三五”明确抽水蓄能为重点建设项目，抽水蓄能建设迎来了蓬勃发展期。

  截至2022年8月底，我国在运装机规模达到42GW。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年投产总规模达62GW以上，2030年达120GW。

  7、储能技术对比

  储能技术特点各不相同，根据应用场景的不同，长时储能技术将呈现多线并举的格局。根据本节以上对储能技术的特性分析，长时储能具体技术路线对比见表6。

  二、多储能技术的场景应用

  从电力系统整体的角度来看，储能的应用场景可分为3大场景，分别为用户侧储能、电网侧储能

  和电源侧储能。电力供应系统中用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、提升供电可靠性和容量电费管理等；电网侧储能主要用于系统调频、缓解电网阻塞、备用容量、延缓输配电设备扩容升级；电源侧的储能应用包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、减少弃风弃光、可再生能源并网等。

  压缩空气、抽水蓄能、飞轮储能、钠硫电池、铅酸电池、锂离子电池和液流电池7种储能技术在能量转移、平滑新能源出力等多场景下的应用对比见表7，颜色越深表示适应度越高。

  在多种储能应用中，电化学储能的应用最为广泛，在电力系统的源、网、荷侧电化学储能都可根据需求灵活部署。在发电侧除了能够提高发电的稳定性外，还可以提高发电质量；在输电环节能够有效降低输电的成本；在配电环节可以缓解企业和用户用电压力，促进电网的升级扩容；在送电环节可通过峰谷差套利，进而减少企业和用户用电成本。

  三、典型储能示范工程

  1、化学储能示范工程

  （1）莱芜孟家储能电站

  该项目应用于调峰场景，储能容量100MW/200MW·h，储能单元采用磷酸铁锂电化学电池，共包含40套2.56MW/5.76MW·h储能单元，电池组低压直流经变流升压至10kV后，由2台63MV·A主变升压至110kV，接入220kV孟家变电站110kV侧。

  因考虑电池系统效率，装机容量为100.8MW/230.4MW·h。储能电站采用模块化设计思想为站内设置80套1.26MW/2.88MW·h电池舱。

  设置40套逆变升压一体舱（PCS舱），每个PCS舱包含4台630kW变流器，1台2800kV·A的10kV/0.4kV干式变压器，与配套的环网柜、配电箱、保护柜、消防及暖通系统等安装于升压逆变集成舱内。莱芜孟家储能项目采用国网系统单体容量最大、并网电压等级最高的独立储能电站。系统接线图如图7所示。

  单个电池预制舱内包含2.88MW·h电池系统、电池管理系统、消防系统、汇流柜、保温系统、照明系统、空调暖通系统、视频监控系统等。

  储能电站消防安全，储能站选用全氟己酮灭火剂。该箱式储能系统的设计满足国际、国内标准，参考了《火力发电厂与变电站设计防火标准》（GB50229—2019）、《建筑设计防火规范》（GB50016—2014）、《电化学储能电站设计规范》（GB51048—2014）、《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》等国内关于储能系统的标准，确保储能系统的安全性。

  （2）三峡新能源庆云储能电站示范项目

  三峡新能源庆云储能电站示范项目总容量为300MW/600MW·h，应用于调峰场景。

  该项目选用液冷磷酸铁锂电池，完成32个20尺变流升压集装箱、32个40尺标准储能集装箱的系统设计和集成，变流升压集装箱单个功率3.15MW，比以往1000V的功率密度提高26%。40尺储能集装箱单个容量6.709MW·h，比以往1000V的方案能量密度提高139%。

  为确保电池性能良好，延长电池使用寿命，使用电池管理系统（BMS）对电池组的使用过程进行管理，监测电池组中单个电池的状态，可以保持电池组中单个电池状态的一致性，并避免电池组性能的降低和由于电池状态差异而导致的安全问题。BMS通过测量，获取电池的工作状态，并把这种状态显示出来。图9为电站储能系统BMS架构。

  （3）山东华电滕州电化学储能项目

  山东华电滕州电化学储能项目为101MW/202MW·h，100MW/200MW·h磷酸铁锂电池储能系统，配备1MW/2MW·h液流电池储能系统，应用于调峰场景。

  100MW/200MW·h磷酸铁锂电池储能系统包括电池舱、PCS舱、逆变升压舱和EMS系统3部分。1MW/2MW·h液流电池储能系统由8个125kW/250kW·h电池舱、1个变流升压舱、1个控制集装箱构成。

  锂电池舱共设置80套1.25MW/2.5MW·h储能电池舱，每个舱内包括14面电池柜、2面汇流柜、1面控制柜、1套消防系统、4台风冷空调等，安装在标准预制舱中。每面电池柜由15个电池箱（PACK）串联而成，由1套电池管理系统来管理。每个电池箱由14个电池芯串联而成，每个电池舱由2940（14×15×14）个电芯组成。

  变流升压舱的磷酸铁锂系统共设置40套2.5MW变流升压舱，每个舱内包括1套组合开关、1台2800kV·A变压器、4台630kW变流器、1面就地通讯柜及低压柜。

  液流系统主要由8台电池舱、1台变流升压舱、1台配电设备舱组成。其中单个电池舱功率125kW，每4个串联组成1个电池单元。变流升压舱由2台500kW变流器、1台1300kV·A变压器等组成。液流系统4台电池舱串联形成1个电池单元，配合1台500kW变流器使用，共有2组经1台1300kV·A变压器接入35kV母线。

  该项目还包括PCS集装箱、干式变压器集装箱、高压开关柜集装箱及110kV升压站1座，设计年限25年。

  2、储热示范工程

  首航节能敦煌100MW熔盐塔式光热发电项目聚光规模大，是可24h连续发电的100MW级熔盐塔式光热电站。该项目镜场面积140万m2、定日镜数量11000面、塔高260m、熔盐用量3万t、储热时长11h、年发电量3.9亿kW·h。该项目鸟瞰图如图10所示。

  该电站主要由聚光系统、储热系统、换热系统、发电系统组成。聚光系统也称为镜场，该系统是由定日镜组成，定日镜可以实时跟踪太阳把阳光汇聚在吸热器表面。在设计定日镜镜场过程中，应考虑不同的跟踪方式下定日镜自由旋转所需要的空间，避免定日镜之间的碰撞。

  该系统定日镜设计风载10m/s、跟踪精度2mrad、设计寿命30年。吸热系统采用先进的吸热器设计程序SHRC，设计平均能流密度750kW/m2，局部能流密度1.2MW/m2。储热系统包括冷热罐罐体、罐体保温、带保温和散热通风系统、管道及保温。

  换热系统主要作用为采用热熔融盐进行给水加热、蒸发和过热等，最终产生合格的过热蒸汽，提供给汽轮机做功。发电系统采用美国GE汽轮机，额定转速3000r/min，额定功率100MW，有功调节范围30%~100%机组额定出力。

  3、机械储能示范工程

  金坛盐穴压缩空气储能国家示范工程，一期工程发电装机规模60MW/300MW·h。该项目采用非补燃式压缩空气储能技术，该技术能将压缩空气时产生的热能收集和存储起来，待释能时用来加热进入膨胀机做功的空气，将电能转换效率提升至60%以上，全过程无燃烧、无排放。

  该项目透平机采用东方汽轮机的通流设计技术，保障了机组的高效性，其中高压缸效率高于92%，低压缸效率高于94%。改工程储气空间为22.4×104.0m3，每天发电时长5h，年运行天数330天，设计的运行压力区间为12~14MPa，设计储能效率大于60%。该项目鸟瞰图如图11所示。

  四、结论

  在时储能的必然需求下，本文分析各长时储能技术的优劣及多场景应用，梳理了国内各省配储政策现状，跟踪对比储能示范项目的建设情况，得出以下结论。

  1）新能源装机容量不断增大，高比例可再生能源对系统的灵活性调节能力提出了更高的需求。为缓解此问题，长时储能是必然的选择。

  2）从储能技术特点与多场景应用来看，锂离子电池、液流电池是优选项。根据需求，亦可选择多种储能技术混合使用。

  3）缺乏功率型和能量型的储能技术体系的构建，亟需分析各储能技术间、储能与可再生能源间及其与各典型场景间的互补性和适应性，形成完善的相关技术标准。