我国电力系统对大规模储能的需求分析

我国电力系统对大规模储能的需求分析

摘要：电化学储能作为一种调节速度快、布置灵活、建设周期短的调节资源日

益受到人们的关注和重视。推动 GW 级电化学储能建设应用，构建更加灵活高效的电力系统，是保障“十四五”以及未来新能源健康发展和电力系统稳定运行的

必然要求。本文所研究的大规模储能指的是技术上的电化学储能，所提及

的储能电站指的工程上的电化学储能电站。

关键词：电力系统；大规模储能；需求分析

常见储能技术

（1）物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，其中最成熟的也是最普及

的是抽水储能，其主要的应用场景是在电力系统中参与削峰填谷、调频调相等。抽水储能的

时间长短各异，从几个小时一直到几天，其能量转换效率为 70%~85% 之间。但抽水储能电

站也有其不利因素，其建设受到地形的限制因素较多，建设周期也因地形地貌而异，一般周

期都较长。当用电的区域与抽水蓄能电站相距较远时，其效率也得不到保证，过程中的消耗

较大。压缩空气储能早在 1978 年就实现了应用，但由于受地形、地质条件制约，没有大规

模推广。飞轮储能是将电能转化成机械能，以能量转换的方式将能量储存起来，在需要时飞

轮运转使发电机发电产生电能。飞轮储能的有点是寿命较长且无污染，但是其可发出的能量

密度较低，可以考虑作为蓄电池方式的补充方案进行建设。（2）化学储能的方式是现有的

几种储能方式中最多的。在化学储能范围内其技术水平和应用的条件也各有不同。首先，蓄电池储能是最成熟，最被广泛大众所应用的技术，根据其化学组成部分的不同可分为铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池、锂离子电池、钠硫电池等。铅酸电池的技术在现阶段已经成熟，

可以作为大容量大规模储能系统，其单位成本和储能成本都很低，安全性可靠性也十分优秀，已经与小型的风力、光伏发电系统和中小型的分布式发电系统中得到了应用，但是铅酸电池

有一个致命弱点就是铅是重金属，会对环境造成污染，不符合当下绿色能源、清洁能源的发

展趋势，所以其不具备未来的发展空间，仅能在现阶段小范围使用。锂离子、钠硫、镍氢电池等这些蓄电池存在着其制造成本过高的问题，作为大规模的储能电站还不成熟，产品的性

能目前尚无法满足储能的要求，其经济性也无法实现商业化运营。最后超级电容是 1970 年

来开始产生的储能器件，其原理是使用特殊的电极材料和电解质，这种超级电容是普通的

20-1000 倍，其优点是容量巨大，而且还保留了传统的电容器的释放能量快的特点，目前已

经不断应用于高山气象站、边防哨所等电源供应场合。

我国电力系统对大规模储能的需求分析

特高压电网过渡期面临的问题

随着大容量直流、高比例新能源的发展，我国电源、电网格局都发生了重大变化。以低

惯量、弱支撑为特征的新能源机组在电网中的比例不断增加，跨区输送的大容量直流替代了

受端电网的部分常规电源，导致电网中传统的同步发电机组占比逐渐降低，同步电网的惯量支撑和一次调频能力不断下降，频率的支撑和调节能力难以应对大容量直流闭锁造成的功率

不平衡量冲击，造成频率跌落深度增大，频率恢复困难，系统安全稳定受到威胁。在跨大区

交直流混联电网中，跨区直流的闭锁还可能引发大区间交流联络线上的大规模潮流转移，造成跨区同步互联电网之间的失稳和解列事故。2015 年 9 月 19 日锦

苏特高压直流发生双极闭锁，引起华东电网瞬时损失功率 490 万千瓦 ( 设计容量 720 万

千瓦 )，当日负荷水平 1.5 亿千瓦，网内开机容量

1.7 亿千瓦，由于其他电源一次调频能力不足，导致系统频率最低跌至 49.56Hz，对电网

运行带来严重影响。

2.2 储能提升特高压电网安全性方面的作用

初步研究表明，在受端电网内配置 GW 级 ( 数百万千瓦 ) 的电化学储能，并使其参与到

电网频率安全控制系统 ( 以下简称频控系统) 中，可作为频控制系统中原有的切泵 ( 抽水状态

的抽蓄机组 )、精准切负荷等频控措施的替代或互补解决方案，能有效减少功率不平衡量的

冲击，保障系统频率安全；或使在受端配置的数百万千瓦电化学储能实现功率源的虚拟惯量

控制与一次调频控制，在频率跌落和恢复期间迅速响应系统的频率变化率与偏差量，提供快

速的有功功率支撑，也可以有效减少系统频率跌落的幅度、改善频率恢复特性、保障系统的

频率稳

定性。在功角暂态稳定问题比较突出的跨区交直流混联受端电网内，配置GW 级( 数百

万千瓦) 的储能，并使其参与到电网安全稳定控制系统中，立即响应大直流闭锁事件，快速

放电进行紧急功率支撑，则可以等效替代切负荷安全稳定控制措施，释放跨区直流和交流联

络线的输电能力。

储能技术应用模式

（1）新能源发电站储能应用模式。对风电、光伏电站配置储能系统，能有效平抑输出

功率的间歇性波动，提高电力系统的稳定性。储能还可解决可再生能源的限电问题，将短时间过剩的电力转移至需要的时段进行释放，减少弃风弃光现象，从而实现可再生能源的无障碍消纳。。

（2）峰谷电价差套利模式。在有条件的变电站内建立大规模储能系统，可以对整个区

域电网内的负荷曲线做削峰填谷，降低电网大小方式潮流差，提高输配电设备利用率，缓解

输配电阻塞。一方面可以减少为满足尖峰负荷而建设的调峰电源和输配电设施的投资，另一

方面也可以利用电池储能系统的快速响应特性平衡电网的频率和电压，提供无功支持和紧急有功支持，提高供电可靠性和电能质量。（3）用户侧节电应用模式。我国执行分时电价地

区的工商业用户峰谷电价差普遍在 0.5-1.25 元

/kWh，这一电价差额越大，对于用户自行配置储能用于充放电套利的经济性就越突出。

该应用对电池的循环性能要求相对较低，可以梯次利用被电动汽车替换下的动力电池，从而

大幅降低初始投资成本。

具体应用案例分析

采用蒙西某局域电网 1 个月的AGC 数据，参考电网峰谷时段的电价及电池的维护成本等

参数设计储能系统调频的收益参数和惩罚运行参数，如表 5 所示。计算 100MW/50MWh（功

率/ 容量）不同类型的电池储能系统配置的调频经济性，选取 1 种经济性较好的电池储能类型，对不同功率/ 容量配置组合与经济性的关系进行分析。根据上述各类型电池储能的特点，仿真分析 100MW/50MWh（功率/ 容量）不同类型的电池储能系统参与 AGC 调频 1 个月内的

综合收益。现依据全寿命周期理论，将不同类型的电池储能系统总投资成本折算为 1 个月成本。储能系统参与调频的充、放电电量基本相当，由于调频过程中的单位充电电价参考平时

电价，单位放电电价参考峰时电价，因此调频放电电量虽小于充电电量，但其收益大于充电

收益。储能系统成本中投资建设及维护成本为 1198.8 万元，约占总成本的 58.8%，是影响电

池储能调频应用经济性的重要因素。因惩罚功率较大，造成惩罚成本处于较高水平，占总成

本的 39.6%，对电网调频性能的提升有一定的制约，但通过改变电池储能的配置，可大幅提

高电网的调频控制性能。储能系统替代部分火电机组应用于电网调频，起到了节能减排的作用。为了鼓励储能系统在电网调频方面的应用，可适当给予储能系统一定的调频补偿。通过仿真计算可得，磷酸铁锂电池应用于储能调频，收支平衡的调频电量补偿为 0.036 元 /kWh。