储能技术分类及特性
目前，电力系统储能技术主要分为以下四类：①机械储能②化学储能③电磁储能④相变储能
另外，电动汽车也是电力系统储能的一种形式。
机械储能是电能与机械能之间的相互转换。机械储能在能量转化过程中，会产生机械损耗；机械储能寿命一般较长，容量一般较大。目前机械储能技术主要包括：抽水储能、飞轮储能、压缩空气储能等。不同机械储能有着较明显的技术特性上的差别。
（一）抽水蓄能
抽水蓄能电站包括上、下水库及地下电站、相应的输配电系统和其他附属设置等。负荷低谷时段机电设备工作在电动机状态，将下水库的水抽到上水库，负荷高峰时段机电设备工作在发电机状态，利用储存在上水库中的水发电。因此，抽水蓄能可将电网负荷低谷时段的多余电能，转变为电网高峰时段的稀缺电能。抽水蓄能电站可以按照一定容量建造，装机容量可以从几十兆瓦到几千兆瓦，电能释放时间可以从几小时到几天，综合效率在70%~85%。
1. 技术特点
（1）储能容量大。抽水储能电站特别适合大容量开发，装机规模可以达到1000MW以上，目前世界最大的抽水蓄能电站为我国的丰宁蓄能电站，完全建成后总装机容量将达到3600MW。抽水储能的抽水或者放水发电的时间可以从几小时到几天不等，储能总规模远大于其他所有储能设备，是目前世界上规模最大的电力系统储能技术，主要用于电力系统的调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用等。
（2）技术成熟、可靠。抽水蓄能电站发展历史悠久，在世界各国得到广泛的发展应用，技术成熟、可靠。我国抽水蓄能电站虽起步晚，但由于常规水电开发技术基础雄厚，起点较高，蓄能电站发展较迅速，同时规划建设有序，建设水平目前已居世界先进水平。
（3）循环次数多，使用寿命长。抽水储能电站一般使用年限在50年及以上，其蓄水坝体使用年限可达100年。抽水蓄能在抽水或者放水过程中，只受到相关设备机械性能的限制，因此其充放电循环次数可以达到无限次。
（4）能量转换效率较高。抽水储能储存能量时靠水泵抽水，释放电能时靠水推动水轮机发电，受水轮机（水泵）设备损耗以及外部输电线路损耗的限制、水库蒸发等因素的影响，其能量转换效率在70%~85%左右。
（5）经济指标好。抽水蓄能电站单位千瓦投资较低，一般在3000~6000元，经济指标优越，是目前最经济的储能技术。
（6）建设周期较长，对场地条件有要求。抽水储能电站的建设周期一般为3~5年。电站选址对地质、地形条件及水环境等有要求。
2. 技术优势
抽水蓄能电站是国内外电力系统中应用最为广泛的储能电站，它具有两大特性：一是它既是发电厂，又是用户，它的填谷作用是其他任何大型发电站所没有的，详见表2-1；二是启动迅速，运行灵活、可靠，对负荷的急剧变化可以快速反应，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、紧急事故备用、黑启动和系统备用容量等。与其它电源联合运行时，可提高系统中火电站和核电站等的效率。
2-1 各类大型电站运行特性一览表
项 目
蓄能电站
燃煤火电
燃气轮机
所承担负荷位置
峰荷
基荷、腰荷
峰荷
调峰能力（%）
100
30~50
100
填谷能力（%）
100
0
0
开启特点
每日启动
√
×
√
每周启动
√
√
√
静止~空载
95s
空载~满载
25s
2%~3%额定容量/min
6min~8 min
调频
√
√
√
调相
√
×
√
旋转备用
√
√
√
快速增荷
√
√
√
3. 应用及发展情况
抽水蓄能技术是世界各国目前普遍采用的电力系统大规模储能技术，也是迄今最经济、高效的一种储能技术。从1882年世界首座抽水蓄能电站在瑞士建成开始，世界一些发达国家相继开发了大量的抽水蓄能电站。日、美、西欧等国家和地区在20世纪60~70年代进入抽水蓄能电站建设高峰期。目前，美国和西欧经济发达国家抽水储能装机容量占世界抽水蓄能电站总装机容量的55%以上，抽水蓄能电站资源已开发殆尽。上述各国国内抽水蓄能电站装机容量比例较高，如美国抽水蓄能电站占国内总装机的比例约占3%，日本抽水蓄能电站占国内总装机的比例为10%左右，法国抽水蓄能电站占国内总装机的比例为13%，德国为11.2%。
近年国外投入运行的八个大型抽水蓄能电站的情况见表2-2。
表2-2 近年国外投入运行的八大抽水蓄能电站
序号
电站
国别
装机容量（MW）
投入年份
１
落基山
美国
760
1995
２
锡亚比舎
伊朗
1000
1996
３
奥清津Ⅱ
日本
600
1996
４
葛野川
日本
1600
1999
５
拉姆它昆
泰国
1000
2000
６
金谷
德国
1060
７
神流川
日本
2820
８
小丸川
日本
1200
我国1968年建成岗南小型混合式抽水蓄能电站，至今已近半个世纪，但直至1992年后，蓄能电站的建设才开始蓬勃发展，发展状况总体呈直线式上升趋势，我国抽水蓄能电站的建设虽起步较晚，但起点却较高，且建设资源优越，如十三陵抽水蓄能电站、天荒坪抽水蓄能电站等均为世界知名抽水蓄能电站，近年建设的多座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平，如张河湾、西龙池、呼和浩特抽水蓄能电站等。至底，我国抽水蓄能电站装机近2200万千瓦。我国“十二五规划”抽水蓄能电站装机为2800万千瓦，“十三五规划”为7000万千瓦。目前，我国有多座大型抽水蓄能电站处于规划设计阶段或建设阶段，如文登、敦化、丰宁等抽水蓄能电站，保持了一定的项目储备量，我国抽水蓄能电站正在稳步有序发展。
抽水蓄能技术发展方向：机组向高水头、高转速、大容量方向发展，重点将立足于振动、空蚀、变形、止水及磁特性的研究，着眼于运行的可靠性和稳定性。在水头变幅较大和供电质量要求较高的情况下使用连续调速机组，实现自动频率控制。
（二）飞轮储能技术
1. 技术原理及特点
飞轮储能技术是一种机械储能技术，其基本原理是由电能驱动飞轮高速旋转，电能转变为机械能储存，当需要电能时，飞轮减速，电动机作发电机运行，将飞轮动能转换成电能，飞轮的升速和降速，实现了电能的存入和释放。
2. 应用情况
飞轮储能技术可用于电网调峰调频、UPS不间断电源、电动汽车等领域。
飞轮储能技术在新能源并网中的应用：由于飞轮储能电源系统可以以巨大的峰值电流极高速的充放电,可将其用于克服光伏发电和风力发电对电网所带来的冲击。高速飞轮储能系统可以在瞬间释放出巨大电力以稳定电网波动，为电网创造更可靠的供电系统。因此，飞轮储能技术与风电、太阳能发电等间歇、随机性等可再生能源配合使用能够提高电网对可再生能源的接纳能力。
飞轮储能技术在UPS供电系统中的应用：磁悬浮式飞轮储能UPS引发了人们越来越多的关注。这种技术抛弃了传统UPS利用铅酸蓄电池进行储能的方式，由于铅酸蓄电池并非绿色环保的产品。因此，配备一套智能绿色UPS供电系统成为数据中心节能环保的重中之重。传统电源系统中的蓄电池需要空调制冷，而且24小时连续运转，耗能巨大。磁悬浮式飞轮储能UPS系统则无需空调，大大节省了运营成本；而且，其占用的空间也大幅减小；维护成本低，无需更换电池；寿命长达。但蓄电池型UPS可提供“分钟级”的电力供电。而飞轮储能型UPS受制于机械储能，仅仅能够提供30s到1min电力供电，这也是飞轮UPS被诟病的主要原因。然而，如今市电电源的可靠性达到99.9%，有些重要的负载都采用双路市电供电，市电的可靠性可以说已经达到了99.99%。万一市电中断，后备电源的可靠性也可以达到99.9%，从市电到后备电源的切换，在技术上只需要10s的时间，。目前，欧洲已经将这个时间定为8s。可以断定，飞轮储能型UPS能提供30s的电力完全能够满足从市电到后备电源的可靠切换的要求。
另外，飞轮储能技术还应用在电动汽车中。
3. 国内外飞轮储能技术发展现状
（1）国外飞轮储能技术的发展处于领先地位。
美国、德国、日本等发达国家飞轮储能技术的发展处于领先地位。
飞轮储能技术在美国发展得很成熟，在空转时的能量损耗能够达到每小时0.1%。6月在纽约Stephen镇建成投运的20MW的飞轮储能电源系统用于电厂储能调频，能做到15min的储能规模。而一般应用于UPS的飞轮储能时间都不超过100s。可以说这是美国目前最先进的飞轮储能系统。这也说明美国的很多项目还处在示范阶段。美国马里兰大学也已研究出用于电力调峰的24kWh的电磁悬浮飞轮系统，其飞轮重172.8kg，工作转速范围11610~46345rpm，破坏转速为48784rpm，系统输出恒压110~240V，全程效率为81%。经济分析表明，运行3年时间可收回全部成本。
德国Forschungszentrum karlsruhe Gmbh公司1997年着手设计5MWh/100MW超导飞轮储能电站的概念设计。电站由10个飞轮模块组成，每个模块储能0.5MWh，功率10MW，重30t，直径3.5m，高6.5m，用同步电动/发电机进行电能输入输出，系统效率96%。
日本已经制造出容量26.5MVA、系统输出电压1100V、转速510690r/min的变频调速飞轮蓄能发电系统。
法国、德国、意大利等国均正开展高温超导磁悬浮轴承的飞轮储能系统研究。
（2）我国飞轮储能技术落后国外十年
目前飞轮储能只有国外的公司实现了商业化生产。国内从事与飞轮研究相关的单位包括多个高校及科研院所、设备厂家等，但还没有成熟的产品面世，主要集中在小容量系列。其中,北航针对航天领域研制的“姿控/储能两用磁悬浮飞轮”已获得国家技术发明一等奖。
电力系统中，飞轮技术的核心技术都由国外公司掌握，其价格以及相应的维护费用较高；在国内的应用案例，大多将飞轮储能作为UPS不间断供电电源进行应用，在作为功率型储能（即直流DC）进行电力系统功率调节等方面还没有相关应用案例。
从总体上来看，国内飞轮储能技术的发展现状落后国外十年，许多成果尚处于研究阶段，在推广应用上还会有一段路要走。
（三）压缩空气储能技术
1. 技术原理及特点
压缩空气储能电站（CAES）是一种调峰用燃气轮机发电厂，主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术的储能系统。其工作原理是，在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室燃烧，然后驱动透平发电。传统压缩空气储能系统具有储能容量较大、储能周期长、效率高和投资相对较小等优点。
主要技术特点如下：
（1）可无限次充放电循环、使用寿命长
压缩空气储能充放电循环的限制只与空气压缩机和汽轮机的机械性能有关，没有循环次数的限制。其使用年限在以上。
（2）响应速度慢，能量转换效率低
压缩空气储能充放电需要设备压缩或者释放空气推动汽轮机发电，其响应时间受到空气压缩或者释放时间的限制，无法快速响应，一般需要数秒的响应时间。另外压缩空气储能在存储和释放电能的过程中，需要以压缩空气作为中间物质，经过多重能量转换，能量转换效率不高，大型压缩空气储能技术能量转换效率在70%左右。
（3）设备规模较大，要求较大的放置空间
大型压缩空气储能在建设中需要建造一个巨大的储存压缩气体的空间，储气空间一般在洞穴、海底、或者地底建造。
2. 应用现状
目前，世界上已有两座大型压缩空气储能电站投入商业运行。第一座是1978年投入商业运行的德国Huntorf电站，目前仍在运行中。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW，系统将压缩空气存储在地下600米的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达100bar。机组可连续充气8小时，连续发电2小时。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。
第二座是于1991年投入商业运行的美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站。其地下储气洞穴在地下450米，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。该储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，可以实现连续41小时空气压缩和26小时发电。电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。
美国Ohio州Norton从2001年起开始建一座2700MW的大型压缩空气储能商业电站，该电站由9台300MW机组组成。压缩空气存储于地下670米的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为9.57×106m3。日本于2001年投入运行的上砂川盯压缩空气储能示范项目，位于北海道空知郡，输出功率为2MW，是日本开发400MW机组的工业试验用中间机组。它利用废弃的煤矿坑（约在地下450m处）作为储气洞穴，最大压力为8MPa。瑞士ABB公司（现已并入阿尔斯通公司）正在开发联合循环压缩空气储能发电系统。目前除德、美、日、瑞士外，俄、法、意、卢森堡、南非、以色列和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站。
我国对压缩空气储能系统的研究开发比较晚，但随着电力储能需求的快速增加，相关研究逐渐被重视，对压缩空气储能电站的热力性能、经济性能、商业应用等进行了研究，但大多集中在理论和小型实验层面，目前还没有投入商业运行的压缩空气储能电站。中科院工程热物理研究所正在建设1.5MW先进压缩空气储能示范系统。
3. 发展趋势
压缩空气储能技术的主要发展趋势包括带储热的压缩空气储能技术、液态空气储能、超临界空气储能技术、与燃气蒸汽联合循环的压缩空气储能技术、与可再生能源耦合的压缩空气储能技术等。
化学储能也称电化学储能，利用电化学电池将电能转化为化学能存储。其主要原理是利用氧化还原化学反应。在氧化和还原反应的可逆过程中，离子发生转移带来电荷的流动，最终实现电能的储存和释放。化学储能技术是目前技术发展最快、具有一定发展前景的储能技术。电化学电池主要由电极、电解质以及隔膜构成，电化学电池通常采用图2-３结构。
图2-３ 电池结构原理图
不同种类的电化学电池主要是在电极、电解液以及隔膜的材料上存在不同的选择。化学储能主要包括：铅酸电池、锂系电池、液流电池、钠硫电池储能等。
1. 化学储能技术特性
（1）输出电压范围较窄。电化学储能中进行的是氧化还原反应。电池两端的端电压随着反应进行的深浅，电荷的积蓄多少而将体现出电压的变化，因此其端电压将有与充放电深度相关联的一个波动范围。而与此同时，正负电极在满充或满放的状态下，其电荷积蓄受到材料价态的影响，只能在相差有限的两个电压之间波动，而无法将电荷过量存储或释放，这决定了电化学电池的输出电压范围通常较窄。
（2）使用寿命通常受到循环次数的制约。电化学电池的使用寿命不仅受到相关材料本身寿命的限制，同时也受到电池循环次数的限制。在化学反应进行的过程中，电池系统中还存在着腐蚀、副反应、以及离子渗透等问题。在反复的充放电过程中，电极、电解液材料将不断发生消耗，从而导致系统性能逐渐发生衰减。
以下对各类不同的电化学储能技术特性进行详细的分析。
2. 铅酸电池技术特点
（1）技术成熟，电池材料来源较为广泛，成本较低。
（2）循环次数少，使用寿命短。铅酸电池电解液采用酸性溶液，对设备本身的腐蚀较为严重，另外在应用过程中，铅酸电池充放电过程中会发生副反应，降低了化学反应效率，因此铅酸电池循环寿命（满充满放）通常在1000次以下，铅酸电池的电极和电解液损耗也较大，实际使用年限一般为3~5年。
（3）对环境有一定污染。铅酸电池在使用过程中，酸性电解液挥发会排放出酸性刺鼻气体；电池在使用一段时间后，酸性电解液容易发生泄漏，这些对环境都有一定污染。
铅酸电池典型充放电特性曲线如图2-４所示。
图2-４ 铅酸电池充放电特性曲线
铅酸电池会有放电截止电压和充电截止电压的限制，即放电时不能低于某个电压值，充电时不能高于某个电压值，否则电池将会出现故障或者寿命受到很大影响。图2~5是铅酸电池恒压限流充电特性曲线，该铅酸电池充电截止电压为2.35V，电池的充电过程一般分为预充电、恒流充电、恒压充电以及浮充阶段。电池进入浮充阶段以后，由于电池存在的自放电现象，电压会有一定的下降。
铅酸电池作为发展时间较长的电化学电池，目前主要应用在汽车后备电源方面，目前绝大多数的机动车的备用电源都采用铅酸电池。铅酸电池在电力系统储能领域也有一定的应用，主要应用在一些考虑建设成本、对储能电池技术性能要求不苛刻的场合。
改良的铅酸电池技术—铅碳电池
炭电池是一种电容型铅酸电池，在铅酸电池的负极中加入了活性炭。普通铅酸电池的正极活性材料是氧化铅，负极活性材料是铅，把活性炭混合到负极活性材料铅中，普通铅酸电池变成了铅炭电池。铅碳电池相对普通铅酸电池，拥有很好的充放电性能—90分钟就可充满电（铅酸电池若这样充、放，寿命只有不到30次）；而且由于加入了碳（石墨烯），阻止了负极硫酸盐化现象，改善了过去电池失效的一个因素，延长了电池寿命。
在性能方面，铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点。活性炭的加入，提升了电池的功率密度，延长了循环寿命，同时由于活性炭占据了部分电极空间，导致能量密度降低，也可能增加电极析气量。在工艺方面，活性炭的加入，增加了调浆和极片涂布难度。总体而言，铅炭电池性能优于普通铅酸电池，是一种先进铅酸电池，也是铅酸电池技术发展的主流方向。
3. 锂电池技术特点
锂电池是一种新型电池，面世初期主要是应用在电子产品方面，目前随着大容量锂电池技术的成熟，大容量锂电池开始在电力系统储能领域进行应用。
在电化学电池中，锂电池储能性能较好，目前在各个领域的应用广泛。锂电池主要具有以下一些技术特点：
（1）使用寿命长、循环次数高。锂电池电解液不是酸性溶液，其内部材料不易腐蚀，因此使用寿命较长，一般在左右。锂电池采用化学性质更强的材料作为电极和电解液，因此其满充满放循环寿命在2000~3000次左右，一些特殊材料的锂电池循环次数可以达到8000次。
（2）能量密度高、转换效率高。锂电池电解液为非水性电解液，其化学性质比较稳定且化学反应效率较高，因此其能量密度为100Wh/kg，其功率密度可以到1000W/kg；锂电池在充放电过程中没有副反应，减少了电池自放电损耗，因此能量转换效率一般在95%左右。
（3）价格相对较高。锂电池目前因受到电极材料、电池隔膜材料技术的限制，价格远高于铅酸电池，略高于镍氢电池，本体造价约为4元/Wh左右。锂电池的隔膜材料采用聚合物材料，而国内生产这种材料的厂家屈指可数，大量需要国外进口，这就造成了锂电池价格很高，也是限制锂电池技术发展以及大规模应用的瓶颈；另外锂电池在成组后，对充放电一致性要求很高，需要配置较好的BMS系统，也相应增加锂电池使用成本。
（4）有的锂电池存在安全隐患。锂电池采用非水性电解液，在电池内部发生短路温度急剧上升时，由于非水性电解液吸热效果不好，因此会造成锂电池内部温度过高，可能发生燃烧和爆炸。所以在实际工程建设中，对锂电池的设计应考虑防火、防爆要求。
锂电池自放电损耗小、能量转换效率较高，相比较其他电化学电池，在性能方面都有较大的提高。锂电池的典型充放电特性曲线如图2-５所示。
图2-５ 锂电池充放电特性曲线
由上述放电曲线图中可以看出，随着放电电流的增大，在放电过程中，电压降落也较快，当锂电池运行在经济的电压区间内，其电压变化较为平缓，但当电压低于经济运行区间的下限时，其电压跌落将会非常剧烈，如果电池长时间按此运行，对电池的寿命有非常大的损耗，所以在控制电池运行时，通常控制在某个固定电压区间内运行。
锂电池主要应用在电动工具、家用电器、照明灯具、通讯设备以及电动汽车等方面。
锂电池目前在电力系统储能领域的应用相对广泛，如深圳宝清储能电站、张北风光储输工程均有采用锂电池。
4. 液流电池技术特点
液流电池在我国投入市场使用时间不长，在国内相关技术还不够成熟，国外对液流电池技术的掌握程度较高。液流电池在我国有了一定规模的生产，但其实际应用并不广泛。
液流电池采用正负极电解液单独循环的特殊结构，能够提高化学反应效率，因此其在储能方面有较好的特性，具有以下技术特点：
（1）能量效率高、使用寿命长、循环次数高。液流电池便于规模化应用，能够储存和释放的电能容量较大。液流电池能量转换效率可以达到96%以上，能量密度为92Wh/kg，循环次数为13000次左右。液流电池的使用寿命在左右。
（2）使用过程中便于实现模块化配置。液流电池电极和电解液是单独的结构，并且正负极电解液都有独立的循环，因此液流电池可以比较容易的实现模块化。在使用过程中，根据不同的容量和功率的需要，可以方便的修改配置不同的液流电池模块。
（3）技术成熟度不高，受技术瓶颈限制。液流电池目前技术成熟度不高，其电极、电解液以及隔膜材料技术都存在技术瓶颈，造成其价格比较昂贵，相关的应用也不广泛（目前常用配置下，其价格约为锂电池3倍，即超过10元/Wh）。
（4）体积较大，占据较大的放置空间。由于液流电池特殊的结构，整个液流电池系统体积比较庞大，除了电池以外还有其他附属的设备，在实际应用中需要专门安排一个较大的空间放置。
液流电池典型充放电特性曲线如图2-６所示。
图2-６ 液流电池典型充放电曲线
从以上充放电曲线可以看出，该液流电池在充电时以额定电流50A恒流充电至限压电压64V，然后转为恒压充电；放电时以额定电流50A放电至截止电压40V。
虽然目前液流电池相关研究已取得较大进展，但其真正实现大规模应用还需在一些关键技术方面取得进一步突破，比如高性能低成本专用离子交换膜、高稳定性高活性专用电极材料及电极制备等，这样才能降低成本、形成批量生产的能力。
液流电池可以广泛地应用于电力储能方面。但是由于其技术成熟度不高，技术瓶颈较多、价格较贵，目前在国内应用不广泛。
5. 钠硫电池技术特点
钠硫电池是近年来电化学储能研究的热点，目前世界上仅有日本NGK公司能够大规模商业化生产钠硫电池。日本NGK公司是国际上钠硫储能电池研制、发展和应用的标志性机构。上世纪80年代中期，NGK公司开始与日本东京电力公司合作开发储能钠硫电池，1992年第一个钠硫电池储能系统开始在日本示范运行，至2002年有超过50座钠硫电池储能站在日本示范运行中。4月开始，NGK开始了储能钠硫电池的大规模商业化生产，产量达到30MW，在时已达到65MW。
钠硫电池最大的特点就是改变了常规电化学电池采用固体电极液态电解质的结构，采用熔融状的电极材料和固态的电解质。正因为这种特殊的结构，钠硫电池具有以下一些技术特点：
（1）能量密度高、转换效率高。由于钠硫电池中β—Al2O3同时充当电解质和隔膜，它只对钠离子进行传导，所以钠硫电池充放电过程中没有副反应。因此钠硫电池能量转换效率很高，钠硫电池没有自放电现象，能量转换效率接近100%，其理论能量密度高达760Wh/kg。
（2）使用寿命长，循环次数多。钠硫电池在使用过程中不会产生腐蚀性物质，不会对设备本体有腐蚀，一般的使用寿命为；钠硫电池采用熔融状的电极和固体电解质，化学反应效率很高，电池的循环次数可以达到2500次甚至更高。
（3）价格比较昂贵。目前世界上只有日本的NGK公司较为成熟掌握了钠硫电池生产技术，存在对钠硫电池的技术垄断，因此钠硫电池目前价格为2000美元/kW左右。不过随着技术的进步以及材料价格的下降，钠硫电池的价格将会大幅下降。
（4）对工作环境要求苛刻。钠硫电池工作时在300℃才能启动，因此保温措施要求很高，需要额外配备温控装置。另外如果钠硫电池出现短路故障其温度还会更高（2000℃左右），存在一定的安全隐患。因此要保证钠硫电池运行，需要提高电池隔膜的可靠性，保证电池的正负极能有效隔离。
（5）国内技术成熟度低。目前国内在钠硫电池技术上还处于研发和示范应用阶段，还不具备商业化生产运营的能力。国内目前主要是中国科学院上海硅酸盐研究所在进行钠硫电池的研究，世博会期间启动了百千瓦级城网储能钠硫电池示范电站。钠硫电池在国内目前只是在技术研究定型阶段，后期也仅做一些示范工程。而目前国内在钠硫电池研究和生产领域遇到了一些技术瓶颈，相关技术还在研发之中。
6. 化学储能技术小结
与电力系统相关的各种化学储能的典型特性参数如表2-4所示。
表2-4 化学电池储能典型技术参数
电池种类
能量密度
功率密度
循环次数
使用年限
能量转换效率
储能设备价格（不含BMS）
主要应用领域
铅酸电池
34.68Wh/kg
19.08W/kg
1000次
3-5年
90%
1元/Wh
汽车备用电源
锂电池
20-100Wh/kg
1000W/kg
2000次
10-
95%
4元/Wh
电动汽车、
电动工具电源、
电力系统储能
液流电池
92Wh/kg
37.04W/kg
13000次
96%
电堆5~10元/W，电解液1元/Wh
主要应用在电力系统储能方面
钠硫电池
760Wh/kg
459W/kg
2500次
接近100%
13.62元/W
应用在电力系统储能领域
(引自南网科研院《电力储能专题调研报告》，并经过修正。)
从最大单体容量来看，铅酸电池单体容量可以达到3000Ah或者更大，约为其他电池单体容量的10倍。但是铅酸电池能量密度较低，另外其循环次数、充放电功率与其他电化学电池相比均较低。
能量密度指标是储能技术中比较重要的技术指标，它标志着电池储存和释放电能的能力，在这方面钠硫电池的性能远远优于其他电化学电池，其理论能量密度达到760Wh/kg。
循环次数是评价储能技术充放电能力的指标，液流电池在电化学储能中循环次数最高，能达到13000次左右。但液流电池的能量密度相比其他电化学电池偏低。
使用寿命是评价储能技术长期经济性的一个指标，由于电化学电池的原理是利用氧化还原反应，设备内部会有损耗，电极、电解液、隔膜材料在长期运行期间会有衰减，或者活性降低，因此电化学电池普遍使用年限在10~左右。铅酸电池由于采用酸性电解液，在使用过程中会出现腐蚀和损耗，其使用年限只有3~5年左右。
目前电化学电池主要的应用领域是在家用电器、电动工具、电动汽车等设备的电源以及电力系统储能方面。
7. 目前新型化学储能主流技术
目前，全球在电力系统中运行的储能设备总装机容量达到127GW，其中99%的储能设备为抽水蓄能技术，化学储能技术总装机容量约520MW，其中钠硫电池304MW、锂电池116MW、液流电池20MW、铅酸电池（包括铅炭电池）80MW。------统计数据
钠硫电池是目前装机规模最大的化学储能技术，主要应用于配电网的分布式储能，延缓负荷增长时对配网设备和线路扩容升级的投资。锂电池和液流电池近些年技术发展很快，在电力系统中的应用逐渐增多。锂电池的主流技术包括碳酸锂、磷酸铁锂、聚合物锂电池和锰酸锂电池等，偏重于电力系统的功率型应用，包括调频、调压及波动控制等。液流电池中技术最成熟的是全钒液流储能电池，也有研究机构在研究铁铬液流电池。主要是电力系统的能量型应用，包括提高可再生能源发电效率、电网调峰和分布式储能等。铅炭电池目前主要用于提高电网的电能质量。
8. 我国新型化学储能技术进展情况
我国新型化学储能技术呈多元化发展；部分主流技术取得了进展，主要进展有：
（1）全钒液流电池技术研发取得一定突破。如对于电池中核心技术的膜材料采用国产非氟高分子聚合物，经工艺合成后，该膜化学稳定性好，阻钒离子渗透性能佳，机械性能强，最具显著优势的是成本低。其性能指标已达国外同类产品水平，预计规模化生产成本比国外同类产品约低50%。另外，国内科研所自主研发的2kW全钒液流电池已实现了一万次充/放电循环，电池模块的能量效率未见明显衰减。
（2）发展了铅碳电池技术。铅碳电池属于铅酸电池的改良技术，由于加入了活性炭（石墨烯）阻止了负极硫酸盐化现象，延长了电池寿命。我国南都电源经过三年多的攻关，在铅碳电池上已获世界领先技术。
目前电磁储能技术主要有超导磁储能和超级电容器储能。
（一）超导磁储能
超导磁储能系统（superconducting magnetic energystorage，SMES）利用超导线圈储存磁场能量，能量交换和功率补偿无需能源形式的转换。超导储能与其他储能技术相比具有显著的优点：①能量的释放速度快，通常只需几秒钟；②由于可以长期无损耗储存能量，能量返回效率很高；③采用SMES 可使电网电压、频率、有功和无功功率容易调节。其最大的缺点是成本太高，其次是需要压缩机和泵以维持液化冷却剂的低温，使系统变得更加复杂，需要定期的维护。从性能上看，超导储能具有储能密度高、容量大、充放电功率大、循环寿命长、绿色无污染等诸多优点。但从国内外的研究和市场状况来看，中大型超导储能还远没有达到大规模市场运用的程度。
目前超导磁储能还处在研究阶段，根据超导磁储能的相关研究成果，其技术特性主要有以下几方面：
（1）响应时间短，能够瞬间释放大功率的电能。超导磁储能具有快速响应能力，其响应时间在1~5ms左右。超导磁储能的反应原理与电化学电池不同，磁场在释放电荷时不会受到类似电化学储能的充放电倍率限制，可以瞬间释放大功率电能。
（2）循环次数多，能量转换效率高。超导磁储能充放电仅仅是磁场释放电荷的过程，不会出现内部材料的损耗，因此其循环次数在10万次左右；超导磁储能由于线圈采用超导材料，在电能储存和释放的时候几乎没有损耗，因此能量转换效率在95%左右。
（3）技术不够成熟，应用不广泛。超导磁储能的核心技术是超导线圈，这也是该储能技术的发展瓶颈之一，由于超导材料以及相关技术成熟度还不够高，超导材料价格非常昂贵；另外超导磁储能技术为了保持线圈的超导性能，需要保持低温工作环境，这样需要额外的降温设备，额外增加相应的成本。因此超导磁储能技术门槛比较高，目前在国内仅处在试验研究阶段。
（二）超级电容器
普通电容器由于储存能量过小，未能用作电力系统中的储能装置。超级电容器根据电化学双电层理论研制而成，充电速度快，可提供强大的脉冲功率，放电电流仅受内阻和发热限制，循环使用寿命长，放电深度深，能量转换效率高，长期使用免维护，低温特性好，没有“记忆效应”，它的储存容量为普通电容器的20~1000 倍。
超级电容器是技术比较成熟的电磁储能技术，目前应用也较为广泛，其主要有以下一些技术特点：
（1）响应速度较快，能够瞬间释放功率电能。超级电容器在充放电循环过程中，放电过程仅是极板间电荷的释放，可以在瞬间释放大量电荷，因此超级电容器一般应用在功率型储能领域。
（2）充放电循环寿命长。超级电容器在充放电过程中，不会像电化学电池那样，电池原件损耗或者发生副反应限制充放电循环次数，其充放电过程完全属于电荷运动的物理过程，其循环寿命在50万次以上（一些超级电容器产品能达到100万次的循环寿命）。
（3）单体容量小，成组应用时需要保证充放电一致性。超级电容器极板间产生的电场能够存储的电荷有限，因此超级电容器的单体容量较小。实际应用时超级电容器一般需要通过串并联组成模组使用，以满足电压和容量的需求。超级电容器成组应用时，如果出现电流或者电压不一致，会使超级电容器的使用寿命造成较大的衰减；且很容易发生过充电或者过放电，导致超级电容器温度会急剧升高，存在安全隐患，通过配置电池管理系统保证其充放电一致性。
超级电容器单体容量不大，其能量密度不高，在4Wh/kg左右。但超级电容器作为功率型储能设备，功率密度非常高，能够达到1200W/kg以上。
超级电容器在使用和控制中，其典型充电曲线如图2-７所示。
图2-７ 超级电容器充电特性曲线
超级电容器在充电初始阶段，电压快速上升，随后电压变化相对平缓，在充电末阶段，电压又再次快速上升。在充电初始以及最后阶段，超级电容器的电压有明显的波动。上图中三条曲线为不同电流下超级电容器的充电特性，可以看出充电电流越大，超级电容器满充时间越短，并对充电效果几乎没有影响。
超级电容器技术成熟并已经有大规模的商业化生产，主要用于军工领域、特种车辆和船舶等大型机械的辅助或动力电源以及太阳能或风电系统的储能电源等。
相变储能是利用相变材料在物态变化时，吸收或放出大量潜热而实现。它可以利用电热蓄能（冷和热）来实现对电力系统的削峰填谷，也可用于新能源、工业余热利用、新型家用电热电器的开发等。在风能、太阳能等间歇性新能源的应用方面，储能技术也可发挥重要的作用。相变储能技术同时对提高我国能源的利用效率可起到作用。
相变材料主要包括无机PCM、有机PCM。其中，无机类PCM主要有结晶水合盐类、熔融盐类、金属或合金类等；有机类PCM主要包括石蜡、醋酸和其他有机物。
相变蓄能包括蓄冷和蓄热技术。蓄冷蓄热技术是电力需求侧最优秀的蓄能技术之一。蓄冷技术中最常用的是冰蓄冷技术，蓄热技术中主要介绍光热发电技术等。
（一）冰蓄冷
蓄冷技术中最常用的是冰蓄冷技术。冰蓄冷技术，主要是指在电力负荷低谷时段，采用电动制冷机组制冷，利用相变材料的潜热（显热）以冰（低温水）的形式将冷量贮存起来，在用电高峰时段将其释放，以满足建筑物的空调或生产工艺需冷量，从而实现电网移峰填谷的目的。
冰蓄冷，作为一种能源存储方式，结构简单、方便安装，相比于其他储能材料，冰作为蓄冷介质优势非常明显，在负荷周期长、夏季日负荷高的夏热冬暖地区应用经济性效益显著。另外，在商业建筑中，由于空调系统的能耗占到建筑总能耗的40%~50%，国内部分大城市的高峰用电中空调用电达30%以上，并且空调系统的运行机制具有昼行夜停的特点，因此也具备应用冰蓄冷系统的先天条件。使用相变蓄冷空调，不仅达到了“移峰填谷”，平衡电网负荷的目的，同时也减少了空调装机容量和相应的配套设施，节省了运行费用。
1. 冰蓄冷技术的工作模式
冰蓄冷系统一般由制冷机组、蓄冰槽、辅助及配套设备（水泵、冷却塔、管路系统、热交换器、自动控制、空调末端设备）等组成。冰蓄冷空调系统设计种类多种多样，无论采用哪种形式，最终目的是为建筑物提供一个舒适环境，提高能源的使用效率。
实际使用中，根据具体用户的用能特点，冰蓄冷系统可分为以下几种工作模式：
（1）制冷机组优先工作模式。制冷机组首先直接供冷，超过制冷机组供冷能力的负荷由蓄冷设备释冷提供。白天向建筑物提供冷量时是以制冷机组为主，冰的冷源为辅。
这种策略通常用于单位蓄冷量所需费用高于单位制冷机组产冷量所需费用，使用此种工作模式主要目的是降低空调尖峰负荷值，节省系统投资费用。
（2）蓄冰设备优先工作模式。蓄冷设备优先释冷，超过释冷能力的负荷由制冷机组负责供冷。白天向建筑物提供冷量是以冰的冷源为主，制冷机组为辅。
蓄冷设备优先工作模式在控制上比制冷机组优先模式复杂。一方面，在下一蓄冷过程开始前，蓄冷设备应尽可能将蓄存的冷量全部释放完，另一方面，还应避免蓄冷设备在释冷过程的前段时间将蓄存的大部分冷量释放，而在以后尖峰负荷时，制冷机组和蓄冷设备无法满足空调负荷。
采用此种工作模式，需要合理控制蓄冷设备的剩余冷量，一般情况下，执行该策略前要求蓄冷系统预测出当日24小时空调负荷分布，确定当日制冷机组在供冷过程中最小供冷量控制分布图，以确保蓄冷设备随时有足够释冷量配合制冷机组满足空调负荷要求。
（3）负荷控制工作模式。在电力负荷不足时，对制冷机组的供冷量加以限制。通常这种方法在电力负荷受到限制时才会采用，超过制冷机组供冷量的负荷由蓄冷设备负责。
（4）均衡负荷工作模式。在部分蓄冷系统中，制冷机组在设计日24小时内满负荷运行，在夜间满载蓄冷。白天当制冷机组产冷量大于空调冷负荷时，将超过冷负荷所需的冷量储存起来；当空调冷负荷大于制冷机组的制冷量时，不足部分由蓄冷设备补足。
采用这种工作模式，系统初始投资最小，制冷机组利用率最高。但是，若空调负荷高峰时段与当地电力负荷高峰相重叠，则系统运行费用较高。
2. 冰蓄冷技术的特点
冰蓄冷技术之所以得到各国政府和工程技术公司的重视，是因为它不仅是平衡电网负荷的一种有效手段，而且对常规空调的空气品质、稳定性及运行经济性也有促进作用。冰蓄冷技术的突出优点在于：
（1）削峰填谷，提高电力设备使用效率，降低用电费用。充分利用电网低谷电力和可再生能源发电，将制冷机组的用电时间由负荷高峰期转移至低谷期，对城市电网有明显“削峰填谷”作用，能从整体上提高发输电设备的使用效率。在实施分时电价的区域，使冰蓄冷空调充分、合理地利用负荷低谷期的低价电力，与常规中央空调相比，可以节省大笔电费开支。
（2）降低设备投资，提供用电设备利用率，提高设备热效率。冰蓄冷空调系统具有储存冷量的能力，无需按照峰值负荷配置制冷机组，大大降低了制冷机组的装机容量和冷却塔、冷却水泵配管等辅助设备的安装规模，节省投资和建设费用。与普通空调相比，冰蓄冷空调系统制冷机组满负荷运行的比例增大，提高了制冷设备的利用率和运行效率，使制冷机组保持稳定的工作状态，延长使用寿命。另外，冰蓄冷空调在夜间低温时段制冰、白天高温时段释冷，热效率更高。
（3）优化供冷质量。冰蓄冷空调的启动时间短、制冷速度快，比普通空调相比，室内空气的湿度低、空气质量好。
3. 国内外蓄冷空调技术的应用进展及发展方向
美国在20世纪30年代开始应用冰蓄冷空调系统，其后停顿了较长时间，80年代初，世界性能源危机后，冰蓄冷技术在美国重新受到重视，并得以广泛应用。1983年，美国能源部首次提出与冰蓄冷相结合的低温送风系统。1985年末，两座安装了冰蓄冷空调的建筑在美国投入运行。此后采用冰蓄冷与低温送风的空调建筑物不断增加。
近年来，冰蓄冷设备和控制策略得到快速发展，在美国、日本、加拿大、英国等国得到大幅推广和应用。
目前，冰蓄冷技术的研究开发主要集中在以下几个方向：
（1）建立区域性蓄冷空调供冷站。目前，日本、法国等国家都在大力推行智能城市建设，建立区域性蓄冷空调供冷站，不仅有利于区域能源管理系统统一调配电力消耗，增强区域能源利用效率，而且与单个供冷机组相比，还能够节约大量初始投资和运行费用。
（2）建立与冰蓄冷相结合的低温送风空调系统。所谓低温送风，即空调系统的送风温度为4~10℃，大大低于常温空调系统12~16℃的送风温度。将低温送风技术和冰蓄冷技术相结合，可进一步减少空调系统的运行费用，降低一次性投资，提高空调品质，改善储冷空调系统的整体效能。
（3）开发新型蓄冷、蓄热介质。目前水仍然是冰蓄冷技术最常用的介质，为了进一步提高热效率，有必要开发固液相变潜热更大、无毒无腐蚀性的新型蓄冷介质和保温效果更好、使用寿命更长的蓄冰材料。
（二）光热发电储热
光热发电属于蓄热技术中的一种。蓄热技术，是指在电网低谷时段运行电加热设备，对存放在蓄热罐中的蓄热介质进行加热，将电能转换成热能储存起来，在用电高峰期将其释放，以满足建筑物采暖或生活热水需热量，从而实现电网移峰填谷的目的。
太阳能光热发电的原理是，通过反射镜将太阳光汇聚到太阳能收集装置，利用太阳能加热收集装置内的传热介质（液体或气体），再加热水形成蒸汽带动或者直接带动发电机发电，太阳能所烧热的水可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍然能够带动汽轮发电，从而达到储能的目的。参见2-８示意图。储能在发电过程中是至关重要的，如何储能是关键，储能介质主要有导热油、熔融盐、高压蒸汽等，目前最理想的是熔融盐储能。作为太阳能光热发电的核心技术，目前全球掌握该项技术的只有少数几个国家。国内，储能领先企业已成功开发了高温熔融盐储能技术。
熔盐储能介质是将硝酸盐（通常为硝酸钠或硝酸钾）按60/40混合放入绝缘储罐中，在220°C下融化，在储能的过程中维持它的液体状态。基于熔盐的热存储系统非常高效，一般其存储效率高达93%。西班牙的Andasol发电厂耗资3.8亿美元，在正式投入运营的光热发电厂，是世界上第一个商业化的使用了熔盐进行热存储的太阳能热电厂，可以实现在晚上发电。
蒸汽储能器是应用装在绝缘钢罐中的温度为250°C，气压高于40 倍外界大气压的高压蒸汽和热水来进行热量存储。当气压降低，热水就会蒸发，重新形成蒸汽流，直接推动电厂的涡轮机进行发电。到目前为止，蒸汽储能器对热量的存储可以维持一个小时。一个应用蒸汽储能器进行热能存储并且实现商业化的太阳能热电厂就是位于西班牙塞维利亚附近的PS10太阳能发电塔。
近年来，太阳能光热发电成为新能源利用的一个重要方向，光热发电再一次在全世界范围引起高度关注，光热发电技术也不断得到发展和更新。
1. 光热发电技术特点
（1）大规模、长寿命、廉价的蓄能技术是光热电站具备竞争优势的核心所在，光热发电具备稳定、时间长等优点。通过规模化储热实现连续发电，且储热的技术成熟、成本低，已有电站实现24小时连续发电。
（2）转换效率相对较高。太阳能发电的光电转换率大约在15％~18％，光伏电站的年效率通常在10%~15%。而光热发电的组件光热转化效率已经大于70%，一般的工业热应用中对于太阳能的总利用率大于65%，光热电站年效率通常在15%~20%。
（3）环保。光热项目使用的原材料主要是钢材和平面玻璃，不会像光伏发电应用硅电池板会形成二次污染。因而是真正的清洁。
（4）发电成本相对较低。采用太阳能光热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电的成本。
相比而言，光伏产业链是一条较为独立的产业链，和其他产业交叉较少，而光热发电产业链则是传统产业的升级和优化，对下游产业链拉动巨大，比如钢铁、玻璃、高端装备制造、化工产品与工程、电力产品与工程、物流等。
光热发电可应用于电力供应、常规电站联合循环及工业供热等方面。
2. 国内外光热发电储热发展现状
从国际来看，光热发电正处于快速增长期，底全球投运的光热电站装机容量为668.15MW，至底，全球已投入运行的光热装机容量达988.65MW。截至上半年，美国、西班牙、澳大利亚等国已运行电站装机容量超过3GW，在建电站超过2GW，规划中的项目超过30GW，市场前景广阔，从目前已投运光热电站国家分布来看，美国占了48.95%，其次是西班牙，占47.49%。光热发电在美国、西班牙等国家已获成功，有20兆瓦的大型商业化光热项目在运行。美国Google、西班牙Abengoa、法国Total、日本AGC、沙特ACWA等大型跨国集团纷纷通过收购、合资等方式参与新兴的市场。
国际上典型的光热发电储热项目主要如下：
（1）美国 美国SolarReserve的CrescentDunes110MW熔盐塔式太阳能热电站，蓄热10小时。
（2）西班牙 西班牙商业运行的光热发电储热项目有：
①ANDASOL 1，2，3，装机50MW*3；
②EXTRESOL 1&2，装机50MW*2；
③Manchasol-1&2，装机50MW*2；
④La Florida，装机50MW；
⑤Aste 1&2，装机50MW*2；
⑥Valle 1&2，装机50MW*2。
上述六个项目均采用了大规模熔盐蓄热技术，蓄热7.5小时，均为槽式电站。
⑦西班牙商业运行的塔式电站：GemaSolar，装机19.9MW，采用熔盐作为传热蓄热工质，储热15小时，是第一个实现24小时连续发电的太阳能热电站，已经成功运行两年。
（3）中国 光热发电作为新兴的可再生能源技术，近年来已经成为新能源发展的热点领域。我国非常重视光热发电技术与产业的发展，并将其作为未来替代能源的重要组成部分，《太阳能热发电“十二五”规划》规划装机100万千瓦，，国家出台的《太阳能发电科技“十二五”专项规划》提出的规划目标：太阳能热发电具备建立100MW级太阳能热发电站的设计能力和成套装备供应能力，无储热电站装机成本1.6万元/kW，带8小时储热电站装机成本2.2万元/kW，上网电价低于0.9元/kWh。目前，我国有十多个处于建设和筹备阶段的光热发电项目，在建项目总装机容量不到10万千。
预计到，全球光热累计装机将达24.5GW，五年复合增速90%；到光热发电在全球能源供应份额中将占1~1.2%，到2030年占3~3.6%，到2050年占8.5~11.80%，即到2050年光热发电装机容量将达到830GW，每年新增41GW。
光热发电成本下降空间大，世界银行的报告预计长期光热发电的度电成本将降至6~8美分，国外新建设的电站其商业电价折合人民币1.2~1.5元/度，在我国实现产业化后预期成本将极大的降低。
大规模、长寿命、廉价的蓄能技术是光热电站具备竞争优势的核心所在。太阳能热发电技术在国际上已经成熟，但中国还需要追赶和学习。我国的光热发电还有待于掌握核心技术形成自主知识产权，并形成完整的产业链，以便向产业化、规模化方向发展。
五、电动汽车储能
电动汽车在充电时，可作为电力系统用户侧的分布式储能设施，调节电网用电负荷；电动汽车又可向电网放电，起到削峰填谷的作用，并提供调频等辅助服务，提高电网运行的稳定性和经济性。因此，电动汽车不仅在对减少传统化石能源消耗、控制污染物排放方面具有重要作用，同时电动汽车推广和大规模应用，也可作为电力系统的一种储能设施。
国外对电动汽车储能应用研究较早，研究了电动汽车作为分布式储能的可行性：通过协调控制充放电过程，使电动汽车在系统负荷低谷时充电，在系统高峰时放电，实现系统削峰填谷的经济效益；研究V2G在不损害电池寿命的前提下，可为系统提供备用容量；在智能电网环境下，电动汽车可为电网提供无功支持和电压支撑；研究电动汽车作为旋转备用和调频辅助服务时的经济效益等。
目前市场上的电动汽车单次充电的续航里程在200~400km，较燃油汽车仍有一定差距。
动力电池是电动汽车的主要部分，目前电动汽车动力电池主要包括铅酸电池、镍氢电池、锂离子电池、超级电容器、燃料电池等。铅酸电池受其技术特点所限，一般用在低速和城市短途电动汽车上；超级电容器一般用在混合动力汽车作辅助电源；镍氢电池技术相对成熟，安全性好，是目前混合动力汽车所采用的主要动力电池技术，但由于该种电池成本较高，自放电率高，较少应用在纯电动汽车上；锂电池成本太高；燃料电池比能量高，能量转化效率高，燃料来源丰富，但制造成本高且储运非常困难。综合各种电池技术看，锂电池技术是目前各国电池研发的重点。我国动力电池技术以磷酸铁锂为主要发展方向并已基本形成动力电池产业体系，但仍存在诸如电池制造工艺控制困难、批次稳定性差、系统循环寿命低和电池管理系统设计不足等问题。动力电池充放电性能直接影响电动汽车储能的技术经济性。
