1、全球储能技术发展现状与应用情况001全球储能技术发展现状与应用情况全球储能技术发展现状与应用情况一、储能技术分类、技术原理、主要特征针对电储能的储能技术主要分为三类:电化学储能(如钠硫电池、液流电池、铅酸电池、锂离子电池、镍镉电池、超级电容器等) 、物理储能(如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等) 和电磁储能(如超导电磁储能等) 。也可以分为功率型和能量型，功率型的特点是功率密度大、充放电次数多、响应速度快、能量密度小的特点，例如飞轮、超级电容、超导；能量型的特点是能量密度大、响应时间长、充放电次数少、功率密度低等特点。例如蓄电池。从目前的情况来看，两种储能设备混用会产生更大的效果, 混用比单
2、一使用更有利于降低成本。（最近的一篇论文介绍的模型计算结果是在微网中使用超级电容和蓄电池两种混合储能成本是单一储能成本的33.8%。）（一）电化学储能技术1、钠硫电池钠硫电池的正极活性物质是液态的硫（S ）；负极活性物质是液态金属钠（Na ），中间是多孔性陶瓷隔板。它利用熔融状态的金属钠和硫磺在300以上高温条件下，进行氧化-还原反应，完成充放电过程。钠硫电池的主要特点是能量密度大（是铅蓄电池的3倍）、充电效率高（可达到80%）、可大电流、高功率放电、循环寿命比铅蓄电池长。然而钠硫电池在工作过程中需要保持高温，有一定安全隐患。由于钠硫电池中所用的储能介质金属钠和硫磺均为易燃、易爆物质，对电池材
3、料要求十分苛刻，目前只有日本（NGK ）公司实现产品的产业化生产。图1 钠硫电池储能系统原理（来源：美国储能协会）2、液流电池液流氧化还原电池(Redox flow cell energy storage systems) ，简称液流蓄电站或液流电池，与通常蓄电池活性物质包含在阳极和阴极内不同，液流电池作为氧化-还原电对的活性物质分别溶解于装在两个大储液罐中的溶液里，各用一个泵使溶液流经液流电池堆中高选择性离子交换膜的两侧，在其多孔炭毡电极上发生还原和氧化反应。电池堆通过双极板串联，结构类似于燃料电池。目前还发展有在一个或两个电极上发生金属离子(及非金属离子) 溶解/沉积反应的液流电池。由于液
4、流电池的储能容量由储存槽中的电解液容积决定，而输出功率取决于电池的反应面积，通过调整电池堆中单电池的串连数量和电极面积，能够满足额定放电功率要求。两者可以独立设计，因此系统设计的灵活性大，受设置场地限制小。液流电池中的电化学反应是在液相中完成，充放电过程仅仅改变电解质离子状态，不会引起电极结构变化，此化学反应为可逆，理论上可以进行无限次任意程度的充放电循环，极大延长电池的使用寿命。液流电池已有全钒、钒溴、多硫化钠/溴等多个体系，其中全钒液流电池具有能量效率高、蓄电容量大、能够100%深度放电、可实现快速充放电，寿命长等优点。全钒液流电池的正、负极活性物质均为钒，只是价态不同，经过优化的全钒液流
5、电池系统能量效率可达7585%，充放电循环次数超过10000次，其性能远远高于传统二次电池，通常液流电池主要指全钒液流电池。图2 液流电池储能系统原理（来源：美国储能协会）3、锂离子电池锂离子电池负极一般是碳素材料，正极是含锂的过渡金属氧化物LiCoO 2（钴酸锂）或尖晶石LiMn 2O 4 、LiFePO 4等，电解质是锂盐的有机溶液或聚合物。充电时，正极中的锂离子脱离LiCoO 2 或LiMn 2O 4晶体，经过电解质嵌入碳材料负极，放电时则相反。锂离子电池效率高、能量密度高，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，小容量锂离子电池已广泛用于便携
6、式设备的电源。但是，目前锂离子电池在大尺寸制造、循环性能等方面存在一定问题，传统锂离子电池在某些特殊条件，如高温，短路，过充，强外力破坏等条件下可能会发生起火，过热等安全问题，传统锂离子电池循环寿命一般在400500次（80剩余），对于储能电站来讲，这样的循环寿命显然不能满足要求。过充控制的特殊封装要求高，价格昂贵，因此对于用于电站储能等大规模储能应用受到限制，急待突破提高。图3 锂离子电池储能系统原理（来源：美国储能协会）4、铅酸电池铅酸蓄电池主要特点是采用稀硫酸做电解液，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。铅酸电池已有一百多年的历史，具有成本低、技术成熟、储能容量大
7、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。它的缺点是储存能量密度低、可充放电次数少、制造过程中存在一定污染。图4 铅酸电池大规模示范应用案例（来源：美国储能协会）5、镍镉电池镍镉蓄电池的正极材料为氢氧化亚镍和石墨粉的混合物，负极材料为海绵状镉粉和氧化镉粉，电解液通常为氢氧化钠或氢氧化钾溶液。镍镉蓄电池充电后，正极板上的活性物质变为氢氧化镍Ni(OH)2，负极板上的活性物质变为金属镉；镍镉电池放电后，正极板上的活性物质变为氢氧化亚镍，负极板上的活性物质变为氢氧化镉。镍镉电池可重复500次以上的充放电，经济耐用，内阻很小，可实现快速充电，又可为负载提供大电流，而且放电时电压变化很
8、小，是一种比较理想的直流供电电池。镍镉电池的缺点在于它的记忆效应，而且镉材料资源短缺，价格十分昂贵。6、超级电容器超级电容器是根据电化学双电层理论研制而成，充电时处于理想极化状态的电极表面，电荷将吸引周围电解质溶液中的异性离子，使其附于电极表面，形成双电荷层，构成双电层电容。超级电容器优势在于与电池相比，内阻低；充放电速度快，可提供强大的脉冲功率，最大充放电电流可以达到1000A ；循环寿命长，最高可达50万次；工作温度范围宽 可在-30-70环境下工作；与环境友好。由于使用中电压随着放电线性下降，与电池相比能量密度低，单体工作电压低，自放电率较高；所以目前超级电容器在电力系统中多用于短时间、
9、大功率的负载平滑和电能质量峰值功率场合，如大功率直流电机的启动支撑、稳态电压恢复器等，在电压跌落和瞬态干扰期间提高供电水平。图5 超级电容器的结构和原理（来源：中科院电工研究所）（二）物理储能技术1、抽水蓄能抽水蓄能技术是指在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库，将电能转化成重力势能储存起来，在电网负荷高峰期，水泵变成发电的水轮机，释放上池水库中的水发电。抽水蓄能电站是现在最常用的大规模蓄(电) 能方法。抽水蓄能电站优点是：规模大, 可达百万千瓦以上；抽水储能的释放时间可以从几个小时到几天，综合效率在70% - 85%之间，主要用于电力系统的削峰填谷、调频、调相、紧急事故备用等。抽水蓄能电
10、站局限性是要有合适的场地和水源，以适合修建水库；一次投入的建造费用过高，建设周期较长；响应速度慢；当电站距离用电区域较远时输电损耗较大。2、压缩空气储能压缩空气储能技术是在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，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，在电网负荷高峰期释放压缩的空气推动燃气轮机发电。压缩空气技术的优点是省去燃气轮机前置的空气压缩段, 可使气轮发电机增加电能输出几十个百分点。压缩空气储能规模大、运行成本低。压缩空气储能的局限性是也要有合适的场地, 其对地质条件要求高；一次投入的费用高, 并且必须与不装前置空气压缩段的燃气轮机相配合使用, 故这种储能方
11、式应用不多图6 压缩空气储能系统原理（来源：美国储能协会）3、飞轮蓄能飞轮蓄能利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化成机械能储存起来，在需要时飞轮带动发电机发电。飞轮系统运行于真空度较高的环境中，其特点是没有摩擦损耗、风阻小、效率高、寿命长、对环境没有影响，几乎不需要维护，适用于电网调频和电能质量保障。飞轮蓄能的缺点是能量密度比较低；系统复杂；对转子、轴承要求比较高。保证系统安全性方面的费用很高，在小型场合还无法体现其优势，目前主要应用于为蓄电池系统作补充。图7 飞轮储能系统原理（来源：美国储能协会）三 超导电磁储能超导磁储能系统（SMES ）利用超导体制成的线圈将电磁能直接储存起来，需要时再
12、将电磁能返回电网或其它负载。SMES 技术包含超导磁体技术与电力电子技术两个主要方面，是二者的有机结合。超导磁体单元通过超导电感形成能源存贮环节；电力电子单元则通过多种变换形式，将储存的有功功率向电网释放，或将电网功率转储在储能电感中。超导储能在功率输送时无需能源形式的转换，具有响应速度快(ms级) ，转换效率高(96%)、比容量(1-10 Wh/kg)/比功率(104-105kW/kg)大等优点，可以实现与电力系统的实时大规模能量交换和功率补偿，对电网的电压跌落、谐波等进行灵活智能补偿，或提供稳定的短时大功率供电。可以充分满足输配电网电压支撑、功率补偿、频率调节、提高系统稳定性和功率输送能力
13、的要求。但和其他储能技术相比，超导电磁储能系统仍很昂贵，除了超导本身的费用外，维持系统低温导致维修频率提高以及产生的费用也相当可观。图8 超导电磁储能原理（来源：中科院电工研究所）根据上述分析，各类储能技术的特征汇总如下表：表1 储能技术分类及特征二、全球储能技术发展现状及应用情况储能技术在包括电力系统在内的多个领域具有广泛的用途，采用这些技术可以更好地实现电力系统的能量管理和系统安全，尤其是在可再生能源和分布式发电领域，这种作用尤为明显，在传统的发电和输配电网络中，储能技术将可能发挥着变革性的作用。近年来，众多国家都在加大对储能技术，尤其对电化学储能技术的研发投资力度，而世界范围内的电力工业
14、重组与能源结构调整也给储能技术带来了新的发展机遇。（一）电化学储能技术发展现状及应用情况1、钠硫电池钠硫电池最早是美国福特(Ford)公司于1967年首先发明公布的，到20世纪80年代中期，日本的京瓷（NGK ）公司开始与日本东京电力公司合作开发钠硫电池作为储能电池，NGK 公司利用其在陶瓷领域独特的技术优势，成功开发出比能量密度高达160kWh/m3的钠硫电池，利用熔融状态的金属钠和硫磺在300以上高温条件下，进行氧化还原反应，完成充放电过程。1992年，世界上第一座钠硫电池储能系统开始在日本示范运行；2002年，NGK 公司开始钠硫电池的商业化生产与供应，到2002年底，日本已有超过50座
15、钠硫电池储能站进入示范运行；2004年7月，世界上最大的钠硫电池储电站（9.6MW/57.6MWh）在日本Hitachi 自动化系统工厂正式投入运行。钠硫电池能量密度高，便于模块化制造、运输与安装，适用于城市变电站及特殊负荷，已被视为新兴的、高效的且具广阔发展前景的大规模电力储能电池。但是，目前钠硫电池技术和应用开发技术主要由日本NGK 公司垄断，世界其它国家对钠硫电池的研发甚少。据统计，截止2007年底，日本NGK 公司已有超过100座钠硫电池储能站在全球运行中，电池量已超过100MW ，同时开始向海外输出。其中500kW 以上的有59项，用于电网调峰占63；调峰紧急状态供电占24；不间断电
16、源13。日本京瓷（NGK ）公司1995-2007年钠硫电池示范项目摘录见附件1。图9 1992-2007年日本NGK 公司钠硫电池安装情况（来源：日本NGK 公司）2、液流电池液流电池也被视为新兴的、高效的、具有广阔发展前景的大规模电力储能电池。液流电池是1974年Thaller, L. H.（NASA Lewis Research Center, Cleveland, United States ）提出的一种电化学储能装置。经过30多年的研究与发展，世界各国研究者已经研究出全钒体系、锌-溴体系、多硫化钠-溴体系等多个体系的液流电池，其中研究开发比较成熟、现已进入示范运行的液流电池体系有全钒
17、液流蓄电系统（VRB ）和多硫化钠/溴液流蓄电（PSB ）系统，尤其是全钒液流电池已有大量应用案例，随着容量和规模的扩大、集成技术的日益成熟，全钒液流电池的储能成本将进一步降低。全钒液流蓄电系统（VRB ），1986年澳大利亚新南威尔士大学Maria 教授提出钒电池原理，并申请了专利。全钒液流蓄电系统进入产业化研发和应用的全球主要有两大公司：日本住友电工（SEI ）和加拿大VRB 能源系统公司。自1985年起，日本住友电工与关西电力公司开始合作开发全钒液流储能电池系统，并于1989年建成用于电站调峰的60kW 钒电池组；于1995年开发出20kW 的电池模块；此后又合作建成了450kW/1MW
18、h和100kW/800kWh等全钒液流储能电池系统，用于平衡负载和电站调峰的示范运行。住友电工制造的25kW 的全钒电池模块在实验室中已正常运行8年，循环次数超过16000次。在日本政府的新能源开发机构(NEDO)的资助下，2001年3月在北海道建设了170kW/1020kWh的风电储能装置，并荣获2001年度日本“能源与资源技术进步”奖。目前，在日本共有15套全钒液流储能电池系统进行示范运行，其中位于北海道的30MW 的风电场，使用了4MW/6MWh储能电池，最大输出功率可达6MW ，成为世界上最大的全钒液流电池储能系统，已经运行27万次循环。日本已具备了先进的制造全钒液流储能电池系统的技术
19、，并且在离子交换膜和电解质溶液的制备技术，以及电池模块的设计制备等方面处于世界领先地位。加拿大VRB Power System公司（简称“VRB Power”公司）， 成立于1999年，是一家专注于“全钒液流氧化还原储能系统” (简称“VRB-ESS ”) 产品研发领先的上市公司，该公司于2001年在南非建成了250kW 的全钒液流电池系统，2004年为美国太平洋电力建造了250kW/2MWh的全钒液流电池系统，用于电站调峰以及犹他州东南部地区供电。此后，该公司陆续收购了澳大利亚Pinnacle 公司和日本SEI 公司的全球钒电池技术专利和特许权，以及RWE npower公司Regenesys
20、 electricity storage technology（简称“RNG-ESS ”系统）的知识产权及相关资产后，并先后开发出三代商用钒电池储能产品。而且在电堆构造设计、关键材料评价体系建立，系统集成等方面取得了突破性的进展，成为全球唯一一家有商用产品开发经验的钒电池公司，建立了覆盖全球80多个国家的液流电池专利体系。截至2008年底，VRB Power在全球范围内成功实施和运营40多个“VRB-ESS ”储能项目，其中近20个为大型“VRB-ESS ”储能系统。2009年1月，总部设在中国北京的北京普能世纪科技有限公司（Prudent Energy ）成功收购了加拿大VRB Power
21、公司的资产、知识产权和生产技能，吸收了来自VRB 公司的经验与知识的积累, 包括来自于Regenesys 和日本住友Sumitomo 在液流电池产业中长达15年的研究成果，其在全球超过30个成功实施案例及15个专利，覆盖全球23个主要国家。除了日本和加拿大对全钒液流电池的研究外，西欧一些国家，如德国、奥地利、葡萄牙和英国等国家也在开展全钒液流蓄电系统的研究，并计划将其应用于光伏发电和风能发电的蓄电系统。目前国际上VRB 公司主要有：Sumitomo Electric Industries Ltd (日本) ；Pinnacles parent Company (澳大利亚）；VRB Power S
22、ystems Inc. (加拿大）；Refuel Inc. (英国) ；Cell Strom Inc. (奥地利) ；北京普能世纪科技有限公司（中国）等。英国Innogy 公司于上世纪九十年代初开始研究多硫化钠/溴液流蓄电（PSB ）系统，曾先后开发出5kW 、20kW 、100kW 三个系列的电池模块，经串、并联组合出多种功率的蓄电系统，并于2001年和2002年分别在英国和美国各建造了120 MWh储能电站，用于电站调峰和UPS ；美国电网大停电事故后，为美国密西西比的哥伦比亚空军基地建造了世界上第二座PSB 蓄电系统，蓄电规模达到120MWh 、功率12MW ，耗资2500万美元，200
23、4年投入使用，可为该空军基地在非常时期提供24小时的电能；Innogy 还为Eltra 公司在丹麦的一个沿海风能电站建造PSB 蓄电系统，2005年投入使用。但据最近消息，Innogy 公司2000年建造2002年投入运行的15MW 的蓄电站已停止运行，主要原因是溴气对建筑结构有腐蚀作用。近20年来，全钒液流电池作为液流电池的主要产品发展比较迅速，美国、日本、欧洲等国家相继将全钒液流电池储能系统用于电站调峰、风能/光伏发电相配套的发电系统。其中商业示范项目最多的国家是日本，应用在可再生能源发电、电网调峰、平衡负载和小型备用电站，功率从20kW 至6MW ，能量效率超过70。世界主要全钒液流电池
24、储能系统应用案例列表见附件2。3、锂离子电池锂离子电池比能量/比功率高、自放电小，但由于工艺和环境温度差异等因素的影响，作为大规模储能系统应用指标往往达不到单体水平，使用寿命较单体缩短数倍甚至十几倍，然而锂离子电池是近年技术进步最快的电池。锂离子电池的关键材料是电极材料、隔膜和电解液。决定充放电性能的正极材料已经可以做到30纳米以内，从100纳米到50纳米，只经历了不到1年时间。美国麻省理工学院的研究人员已经将电池的充电时间缩短至1分钟以内。依托美国麻省理工学院的美国A123公司利用其开发出的性能更高的纳米级磷酸铁锂，已使电池的导电性、安全性和功率性能有了极大提高，电池成本也下降了近30%。在
25、电池隔膜方面，目前主要有干法和湿法两种生产锂离子电池隔膜的技术，决定隔膜性能的指标主要是厚度、孔隙率、防短路等。目前，日本旭化成、东燃、美国Celgard 等是全球主要隔膜供应商，产品占高端隔膜市场的95%以上。近几年来，随着价廉、高安全的镍钴锰酸锂、改性尖晶石锰酸锂和磷酸铁锂等新型正极材料的产业化，高功率型锂离子电池技术也得到迅速发展，大规模锂离子储能技术也已进入示范应用阶段，特别是动力型锂离子电池已在电动工具、电动自行车(BEB)、混合电动车(HEV)等领域进入商业化应用，并且近年美国、中国等已还在开展大功率锂电池在储能电站中的应用。目前，世界上运行的最大锂离子储能系统是A123公司投资建
26、设的装机容量为2MW 储能电站。2009年，中国比亚迪公司的1MW 锂离子电池储能电站已建成并开始试运行；美国AEP 公司将于2010年建成以锂离子电池进行储能的3MW 社区储能系统（CES ）。4、铅酸电池铅酸电池是最成熟的蓄电池技术，已历经140多年的发展，在镉-镍电池、氢-镍电池、锂离子电池等新型电池相继上市的几十年中，目前铅酸电池仍占据半数以上的市场份额。除因铅酸电池技术成熟、价格低廉、安全性高等传统的突出优点外，与铅酸电池近些年在竞争中发展了许多新技术密切相关，如全密封式、管式、水平式等新结构；新组分铅合金电极，促进比能量逐渐提高，成为目前大功率蓄电池中使用比例最高、价格最便宜的电池
27、产品。当前使用最广泛的是阀控式密封铅蓄电池（VRLA ）和胶体密封铅蓄电池。它们已逐步取代原先的自由电解液式的铅蓄电池，容量范围可从数十mAh 到上万Ah 。铅酸电池储能系统在发电厂、变电站充当备用电源已使用多年，并在维持电力系统安全、稳定和可靠运行方面发挥了极其重要的作用。日本NEDO 资助铅酸电池与光伏发电配合使用的示范项目，总储能容量为4.95MW 。资料来源：中国电力科学院5、镍镉电池镍镉电池效率比较高，但随着充放电次数的增加容量将会减少，荷电保持能力仍有待提高。此外，因为存在重金属污染已被欧盟组织限用。目前在阿拉斯加Golden Valley 运行的的镍镉储能系统配置为4MW 15分
28、钟。6、 超级电容储能超级电容器历经三代及数十年的发展，已经形成电容量0.5-1000F 、工作电压12400V 、最大放电电流4002000A 系列产品，储能系统最大储能量达到8.3kWh 。但是, 超级电容器价格较为昂贵，在电力系统中多用于短时间、大功率的负载平滑和主要用于高峰值功率、低容量的场合，以满足用户对于电能质量和供电可靠性的越来越高的要求。目前正在开发基于活性碳双层电极与锂离子插入式电极的第四代超级电容器。目前，西门子公司开发的储能量达到5.8kWh 、最大功率1MW 的超级电容器储能系统，成功安装在德国科隆市750 V 直流地铁配电网中，该系统由4800支2600F/2.5 V
29、超级电容器组成，重量2t ，体积2m 3，超级电容器组储能效率为95%；美国TVA 电力公司成功开发的200kW 超级电容器储能系统，用于大功率直流电机的启动支撑。（二）抽水蓄能及其它储能技术发展现状及应用情况1、抽水蓄能电站美、日、欧洲等国家和地区在20世纪6070年代进入抽水蓄能电站建设的高峰期。目前，抽水蓄能已成为电力系统中实现“调峰填谷”、最为广泛应用的一种储能技术和有效手段，已形成了规范的设计和施工标准。普遍采用的机组为水泵水轮机与水轮发电电动机组成的二机式可逆机组，施工采用沥青混凝土面板防渗、HT-100高强度钢结构、斜井全断面隧洞掘进机开挖、钢岔管考虑围岩分担内水压力、上水库和地
30、下厂房信息化施工等先进技术。为提高整体经济性，抽水蓄能电站的机组正在向高水头、高转速、大容量方向发展，立足于对振动、空蚀、变形、止水和磁特性的研究和实现自动频率控制等。限制抽水蓄能电站更为广泛应用的一个重要制约因素是建设工期长，工程投资巨大，受地形条件的限制。目前，世界范围内抽水蓄能电站总装机容量9000万千瓦，约占全球发电装机容量的3。美国和西欧经济发达国家抽水蓄能机组容量占世界抽水蓄能电站总装机容量55以上，表1-3中显示了近十年来投入运行的8个大型抽水蓄能电站的情况。资料来源：中国电力科学院2、压缩空气储能压缩空气储能的建设投资和发电成本均低于抽水蓄能电站，利用渠式超导热管技术可使系统换
31、能效率达到90，大规模化和复合发电技术将进一步降低成本。但因其能量密度低，受岩层等地形条件的限制，影响了应用的发展。近年随着分布式电力系统的发展，人们对于8-12MW 微型压缩空气储能系统（micro-CAES ）开始关注，如利用压力罐存放压缩空气，但其成本比较高。世界上第一个商业化压缩空气储能电站（CAES ）为1978年建于德国Hundorf ，机组为290MW ，换能效率77，运行至今累计启动超过7000次，主要用于热备用和平滑负荷。1991年建于美国亚拉巴马州的压缩空气储能系统是一个优秀的成功案例，它把压缩空气储存在地下450米的废盐矿中，用110兆瓦的汽轮机连续提供26小时的压缩空气
32、，能在14分钟内并网。日本于1998年在北海道三井砂川矿，利用矿坑做储气库，2001年开始运行，输出功率为2MW 。ABB 公司在瑞士建的大规模联合循环CAES 电站，输出功率442MW ，运行时间为8小时。2005年美国Ridge 和EI Paso能源公司在Texas 开始建造的Markham 电站，容量为540MW 。此外，俄罗斯、法国、意大利、卢森堡、以色列等国也长期致力于CAES 的开发。3、飞轮储能随着高强度碳素纤维和玻璃纤维材料、大功率电力电子交流技术、电磁和超导磁悬浮轴承技术的发展，飞轮储能技术已经形成系列产品，目前高温超导磁悬浮轴承摩擦系数达到10-7级量。在此基础上，1MWh 超导飞轮已经于1997年研制成功，并应用在航空及UPS 领域。国际上大多数飞轮储能系统用于短时间供电支撑，如：1999年欧洲Urenc Power 公司利用高强度碳纤维和玻璃纤维复合材料制作飞轮，转速为42000r/min，2001年1月系统投入运行，充当UPS
