综述︱储能技术融合分布式可再生能源的现状及发展趋势

中国电工技术学会定于2016年9月8~9日在安徽省合肥市举办“2016第五届新能源发电系统技术创新大会”（原“分布式发电与微电网技术大会”），主题为“能源互联网关键技术、储能电站与微电网建设”。

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中国电力科学研究院的研究人员李建林、马会萌、惠东，在2016年第14期《电工技术学报》上撰文指出，分布式发电能够充分利用可再生能源实现节能减排，是集中式发电的有效补充，利用储能系统的双向功率能力和灵活调节特性可以提高系统对分布式电源的接纳能力，具有广阔的应用前景。

首先汇总了多种主流储能技术目前在电力系统中的应用规模及其本体关键参数，并从储能设备自身特点和电力系统对储能的需求出发，分析各储能技术的优势和不足，提出了可能突破的方向及发展预期。

然后从应对分布式可再生能源大量接入给电网带来的问题出发，归纳了储能技术在融合分布式可再生能源方面的应用模式，分析了国内外的应用现状及不足，最后从本体发展和应用技术层面探讨了储能技术的未来发展方向。

分布式发电能够充分利用可再生能源，是实现节能减排目标的重要举措，也是集中式发电的有效补充[1]。作为第三次工业革命的重要特征之一，分布式发电尤其是分布式光伏发电飞速发展，至2014年底，我国分布式光伏发电装机容量达8GW，并且新一轮电力体制改革力推分布式能源。

中央发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》[2]（中发[2015]第9号）明确规定“允许拥有分布式电源的用户或微网参与电力交易”，“全面开放用户侧分布式电源市场，积极开展分布式电源项目的各类试点和示范”，可以预见分布式发电将拥有更广阔的发展空间。然而可再生能源发电的特性对系统的电压稳定、可靠性和电能质量将产生影响。

针对该问题，当前储能技术在可再生能源发电领域中的重要补充作用已基本得到业内认可，利用储能系统的双向功率能力和灵活调节特性可以提高系统对分布式电源的接纳能力。随着储能技术日益成熟、成本不断降低，以及未来智能配电网的发展，其在促进分布式电源消纳领域将拥有更广阔的应用前景。

本文首先介绍了储能本体技术的特点及发展现状，归纳了储能在促进分布式可再生能源消纳方面的应用情况，并从应用技术、评估技术和本体技术层面对其未来发展方向进行了探讨。

1  储能技术的特点及发展现状

储能技术包含本体技术与应用技术，本体技术是储能技术的基础。储能本体形式按照能量储存形式，可以分为机械储能、电磁储能、化学储能和相变储能。化学储能目前来看主要有电化学储能、氢储能等；电化学储能又包括锂离子电池、液流电池、铅酸电池、钠硫电池等典型的二次电池体系，以及新兴的二次电池体系（钠离子电池、锂硫电池、锂空气电池等）。

对于电力系统应用而言，储能系统的基本技术特征体现在功率等级及其作用时间上，储能的作用时间是区别于电力系统传统即发即用设备的显著标志，是储能技术价值的重要体现，是特有的技术特征。储能所拥有的这一独特技术特征将改变现有电力系统供需瞬时平衡的传统模式，在能源革命中发挥重要作用。

储能技术在电力系统的应用涉及发输配用各个环节[3,4]，在促进集中式和分布式可再生能源消纳领域的应用已备受关注。其中在集中式可再生能源领域应用的项目数、装机容量占比均最大，增长态势最明显，在分布式可再生能源领域应用的项目数占比增长速率较快。

据不完全统计，近10年来全球MW级以上规模的储能示范工程约190个，其中超过120个与电化学储能相关，主要储能类型项目数占比如图1所示。这些项目均以电池作为主要装置载体，采用的电池类型包括钠硫、液流、锂离子、铅酸等，国际上各示范工程对储能本体的选型表明现阶段电化学储能的技术基础积累优于其他类型的储能技术。

从电化学储能装机容量方面分析，MW级储能项目中主要类型储能总装机增长趋势如图2所示。图2显示：锂离子电池储能前期装机容量小，自2012年后，其装机容量得到大幅提升，在电池储能中位列最高。铅酸电池自2012年后处于停滞状态，钠硫装机容量在2011年之后位居第一，之后增长缓慢。

从图2中可看出，在电化学储能示范项目中，以锂离子电池储能示范项目数、装机容量占比最高，达48%，增长幅度也最快，可以预见锂离子电池仍将是应用最广的电化学储能技术。

图1  主要储能类型项目数占比

图2  MW级储能项目中主要类型储能总装机增长趋势

目前，各种储能的技术发展水平各有不同，在集成功率等级、持续放电时间、能量转换效率、循环寿命、功率/能量密度及成本等方面均有差异，主要储能技术参数见附表1[5-14]。

2  分布式可再生能源领域中的储能应用现状

分布式电源的接入促进了电能与其他能源的融合和转换，促进了多种能源的互补和高效利用。电力、天然气、热能、氢能、生物质能等多种一次和二次能源将在用户侧得到综合利用，联合提供用户所需的终端用能服务。

而分布式电源的接入使配电网变成有源电网，对配电网规划、并网管理、运行、经营服务等提出了很大的挑战[15,16]。主动配电网（ActiveDistribution Network, ADN）有机整合先进信息通信、电力电子及智能控制等技术，为实现分布式可再生能源大规模并网与高效利用提供了一种有效解决方案[17]。而储能技术作为主动配电网的必要环节，通过与分布式电源一同并入电网，对电网起到支撑作用，图3为储能技术促进分布式发电并网的典型拓扑结构。

在促进分布式可再生能源发电灵活接入和高效利用[18]中的作用主要有：①抑制分布式电源的功率波动，减少分布式电源对用户电能质量的影响[19,20]；②为未来可能出现的直流配电网及直流用电设备的应用提供支持；③增强配电网潮流、电压控制及自恢复能力，提高配电网对分布式发电的接纳能力[21,22]；④提供时空功率和能量调节能力，提高配电设施利用效率，优化资源配置。

图3  基于直流母线方式的分布式发电系统

微网将分布式发电装置、负荷、储能以及控制装置有机结合接入中低压配电系统中。既可与电网联网运行，也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行，是分布式可再生能源有效利用的重要形式[23,24]。

图4为典型的微网拓扑结构，包括微型燃气轮机、风力发电机、光伏电池、燃料电池和蓄电池等多种微电源形式。

储能是微电网中的必要元件[25]，在微电网的运行管理中发挥如下重要作用：①实现微电网与电网联络线功率控制，满足电网的管理要求；②作为主电源，维持微电网离网运行时电压和频率的稳定[26]；③为微电网提供快速的功率支持，实现微电网并网和离网运行模式的灵活切换；④参与微电网能量优化管理，兼顾不同类型分布式电源及负荷的输出特性，实现微电网经济高效运行。

图4  经典微网拓扑结构

不同工况提出的储能技术需求不同，应结合储能本体的技术特点进行储能选型。按照放电时间尺度划分，储能技术可分为功率型储能和能量型储能。功率型储能适用于短时间内对功率需求较高的场合，如微电网离网运行时暂态支撑。能量型储能适用于对能量需求较高的场合，如抑制分布式电源的功率波动、提升分布式能源汇聚效应等，见表1。

表1  储能技术划分

国际上，美国、日本、欧洲很多国家和地区都在储能提高分布式能源利用率、新型智能用电等方面展开了积极的示范，验证了储能在调峰、调频、应急供电的作用。从国内的应用情况来看，示范应用场景主要包括用于新能源的并网发电、配电网的削峰填谷、分布式电源以及电能质量改善等。目前这些项目还处于储能系统功能验证的示范运行阶段。

从国内外应用示范所展示或验证的应用功能来看，储能系统在融合分布式电源方面主要取得的成果包括以下几个方面：

（1）储能融合多能源接入能力应用。

国际上，日本、美国、韩国等利用储能平滑风电场或光伏出力波动，抑制可再生发电爬坡率，提高可再生能源的利用率。韩国济州岛风/光/储/柴联合应用项目最具代表性，该项目配置了0.1MW/2h的全钒电池储能系统[17]，借助储能系统双向功率调节能力实现了多能有效互补应用，提出了相应的协调控制策略，但能源类型相对较少，未能反映储能技术在主网与微网互动中的作用。

在国内，位于舟山海岛的风/光/储/海/柴项目配置了多类型储能系统[17]，包括200kW/120F的超级电容器储能与1MW/500kW·h的锂离子电池储能。通过研究多类型储能系统的协调控制策略实现平抑风光功率波动及负荷调平功能，提升了风电或光伏跟踪日前调度计划能力，但在应对多类型负荷及新型用电方式情况下的功能未展开示范验证。

（2）储能提高用户新型用电能力应用。

国际上，美国、日本、法国等国示范项目使用户有机会管理其电能消耗及预算，成为“生产消费者”或利用移动式储能参与负荷用电管理。其中尤以美国夏威夷大学智能电网和能量存储示范项目为最[17]，其将1MW/1MW·h锂离子电池系统被安装于变电站中，用以减少变压器的高峰负荷。并实施分布式电源/储能装置/微网/不同特性用户（含电动汽车等移动电力用户）接入和统一监控，用以展示储能系统在配网的协同调度，通过基于储能相关的关键技术提高用户新型用电能力。

在国内，最具代表性的为中新天津生态城，它利用储能系统参与用电侧电能管理，将负荷分为不可控负荷、可控负荷和可切负荷不同级别，并配以不同功率等级的储能系统。将源-荷有机地整合在一起，使之变为电网中的一个可控单元，满足不同用户的特定需求。

通过储能系统使负荷变为友好型用电负荷，提升了用电灵活互动能力，降低了大量分布式电源接入对配电网运行的复杂程度，提升了供电可靠性和供电质量。

（3）提升分布式能源汇聚效应能力应用。

国际上，美国、日本、意大利等国利用分布式储能减少可再生能源发电引起的潮流变化，使变电站与上级电网进行可控的能量交换，或通过热储能为用户提供供冷、供热综合服务。其中基于车网（Vehicle to Grid, V2G）融合技术的理念，日本东京电力公司提出的“BESS SCADA”，对分布在配电网和用户侧的储能单元进行集中的管理和控制。通过对大量储能单元的统一管理和控制，形成大规模的储能能力，但控制上还有欠缺，未充分体现双向互动。

目前国内针对储能汇聚效应的工程还未开展，在薛家岛电动汽车工程示范中基于V2G理念做了类似的尝试，配套建设的集中充电站可同时为360辆乘用车电池充电。在储放功能上，可实现低谷时存储电能，在用电高峰和紧急情况下向电网释放电量，峰谷调节负荷7 020kW，最大可达10 520kW。但是切入点单一，缺乏基于能源互联系统层面的实现储能汇聚效应的统一规划和全面部署。

综上所述，国内外示范工程中，接入新能源种类局限在1～2种，储能主体以能量型居多，其中又以电化学储能为主导。现有示范工程中储能系统在提供电网辅助服务、平抑风电波动、实现风光多能互补、提高分布式系统供电可靠性等方面都得到了运用。

但兼具几种功能的综合演示鲜见报道，与能源互联网概念结合不够，未充分利用储能的聚合效应和双向调节能力，不能完全适应源-荷协同管理、终端用户和电网的灵活互动，且储能功能较为单一。

局限在单纯的新能源接入、参与新型用户用电、分散式能源汇聚等各种单项技术进行研究和工程示范，鲜有在一个区域中进行集成多种分布式能源和多种储能技术，并且对其能源的管理，缺乏自上而下的总体设计。

国内与国外相比，虽在储能本体的原创技术上总体落后于国外发达国家，但在储能应用技术特别是化学电池储能示范应用方面处于国际先进水平。“十二五”期间由国家电网公司主导，在储能领域取得了显著成绩，建成了天津生态城综合示范、上海世博园、张北风光储综合示范工程等具有影响力的项目。

但这些技术也只是一个区域内实施了单项技术，缺少系统性的多种能源接入与分布式储能应用技术的集成。

在技术推广过程中也暴露出一些不足。

第一，我国能源互联网储能基础理论研究落后于应用技术研究，缺乏从第三次工业革命储能支柱性角度进行顶层设计，多数应用利用已有经验来指导工程设计，没有形成系统化的理论体系做支撑。

第二，对分布式储能关键控制技术的研究多以工程实用为导向，原理上的研究不够深入，与信息物理融合技术的发展并不紧密。

第三，储能关键装置的研究应该以需求为导向，开发相应的储能接入装置，与能源互联网结合的力度有待提升。

第四，储能系统与能源互联网系统智能用电的交互影响及作用方面，研究尚不充分。这些问题与不足都应在“十三五”期间加以重视。

3  储能在分布式可再生能源领域中的发展趋势

3.1  本体技术选择依据及对策

3.1.1 评价要素

基于近几年来关于储能技术的研究工作，归纳出大容量储能技术推广应用的关键因素，并提出规模等级、技术水平、经济成本以及技术形态这四项指标，用于判断适于规模化发展的储能技术类型。

未来广泛用于电力系统的储能技术，至少需要达到MW级、MW∙h级的规模，而对于现有技术发展水平来说，抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能、熔融盐蓄热、氢储能具备MW级或MW∙h级的规模，而飞轮、超导及超级电容器储能很难达到MW∙h量级。

安全与可靠始终是电力系统运行的基本要求，MW级、MW∙h级规模的储能系统将对安全与可靠性提出更高的要求。储能系统的安全问题，与储能系统本身的材料体系、结构布局以及系统设计中所考虑的安全措施等因素相关。

尤其对电池储能系统而言，由于在应用过程中往往需要通过串并联成组设计将电池单体组成电池模块及电池系统才能满足应用需求，所以电池系统内部各单体电池的性能一致性问题，也成为影响电池系统安全性与可靠性的又一个因素。

在技术水平方面，首先，转换效率和循环寿命是两个重要指标，它们影响储能系统总成本。低效率会增加有效输出能源的成本，低循环寿命因导致需要高频率的设备更新而增加总成本。其次，在具体应用中，影响储能系统比能量的储能设备体积和质量也是考虑因素。体积能量密度影响占地面积和空间，质量能量密度则反应了对设备载体的要求。

在经济成本方面，现有电价机制和政策环境下，单就储能技术的成本来讲远不能满足商业应用的需求。以风电应用为例，配套的储能设施单位kW投资成本几乎都超出了风电的单位投资成本，同时大规模化的储能系统还要考虑相应的运行维护成本。

因此，所关注的规模化推广的储能技术必须具备经济前瞻性，也就是说应该具备大幅降价空间，或者从长时期来看具有一定显性的经济效益，否则很难推广普及。

衡量一种储能技术能否得到大规模推广运用的第四项指标应是储能系统能否以设备或工程形态（批量化、标准化生产，便于安装、运行与维护）运用在电力系统中。在众多储能方式中，电池储能是契合设备形态需求较好的储能技术类型。

就目前储能技术发展水平而言，实现在电力系统的大规模应用，期望储能效率大于95%，充放电循环寿命超过10 000次，储能系统规模可达到10MW∙h以上，并具有较高的安全性。在上述基准下，当前各类储能技术现状如图5所示。

从对比效果来看，各种储能技术互有短板，距期望值有一定差距，其中锂电池与应用指标差距最大的是寿命和成本，液流电池与应用指标差距最大的是效率和成本。

图5  储能技术现状雷达图

在促进新能源消纳领域，单一储能配置，从技术角度可以实现储能的多种功能应用。但是从经济性角度，并非优化方案，需要在实际配置中考虑各类型储能的工况适应性，采用多元复合储能方案，使不同的储能技术之间可以取长补短，以达到投资和运行成本最优。

到2020年，各项储能技术发展期望如图6所示。

图6  储能技术发展期望雷达图

3.1.2  国内外发展路线

我国提出了在2020年之前，针对锂离子电池、全钒液流电池等的研究方向、预期目标。日本NEDO[27]发布的关于锂离子电池至2030年技术发展路线图中，详细说明了锂离子电池在未来20年内的发展趋势与技术指标，并明确列出研发时间节点，为我国相关电池技术的发展提供了良好的参考依据。

美国DOE于2010年底发布的关于储能技术应用研究的最新报告中，也针对各种储能技术，详细提出在未来5～20年中的技术发展方向与投资成本目标等，并确定超级铅酸与先进铅酸电池、锂离子电池、硫基电池、液流电池、功率型储能电池以及金属空气电池、液金属电池、锂硫电池、先进压缩空气等作为其重点关注的储能技术类型。

3.1.3 本体技术攻关对策

目前储能应用对本体技术的特征需求（规模、寿命、安全、成本和效率）与目前的本体技术水平还有一定差距，储能技术尚未得到广泛应用。因此，一方面要提升现有本体技术水平，挖掘其技术潜力，逐步缩短与储能应用需求之间的差距；另一方面要探索研究新型的储能技术，关注发展前景好、技术潜力大、具有相对技术优势的新型一代本体技术。

结合国内外现有储能技术研究水平、国内外关于电池技术的发展规划及资源条件等几个方面的因素，应该将锂离子电池作为重点攻关方向。重点关注并开展液流和铅炭电池相关研究，积极关注并适时切入熔融盐蓄热和氢储能，跟踪并把握钠硫电池、压缩空气、飞轮等技术的最新发展动态。

3.2  应用技术

（1）储能支撑多能源高效融合效应日益显现。能源生产者、消费者和二者兼具的能源生产消费者，分层分散接入，种类繁多，构成城市能源局域网。能源管理和控制运行呈现出分散自治和集中协调相结合的模式。

（2）储能系统功能由单一走向多元。储能应用场景日益丰富，作用时间覆盖从s级到h级，由单一功能向融合多能源+新型用电等多元复合功能过渡。紧凑型、模块化和响应快是储能装置的发展方向。

（3）分布式储能系统促进终端用户用电方式多样化。随着用电需求多样化，不同电压等级下交直流用户共存，通过储能实现终端用户供用电关系转换、用能设备的能量缓冲、灵活互动以及智能交互是技术主流。

（4）分散式储能系统汇聚效应进一步发挥。储能系统汇聚效应在电动汽车V2G运行模式已得到初步显现，随着分散式储能系统的规模化普及，在新能源接入、用户互动等方面的聚合作用会逐步凸显。

（5）动力电池梯次利用试点逐步展开。随着动力电池筛选、重组技术、电池管理技术的进步[28,29]及梯次利用电池的适应工况研究，退役动力电池在融合分布式可再生能源领域的作用将得到进一步发展。

4  结论

伴随清洁能源大量分散接入和终端用户双向互动，储能系统的作用已开始由简单的友好接入向以能源互联为导向过渡，并倾向于基于高效协同管理统一规划开展全面研究和技术示范。以储能作为核心承载技术的多能互补、双向互动一体化示范工程将全方位勾勒第三次工业革命的发展愿景。