储能行业分析报告 28页

'储能行业分析报告目录1．储能技术发展概况21.1储能技术简介21.2国外储能产业发展情况41.2.1美国41.2.2日本71.2.3其他国家71.3中国储能产业发展情况82、储能技术分类92.1机械储能102.1.1抽水储能102.1.2.压缩空气储能142.1.3飞轮储能182.2电磁储能202.2.1超导储能212.2.2超级电容器储能222.3电化学储能232.3.1钠硫电池232.3.2锌溴液流电池242.3.3锂离子电池262.3.4铅酸电池272.3.5钒电池293储能技术比较353.1储能技术的基本特性简介353.2储能技术主要特性比较363.2.1存储容量与放电时间373.2.2能量转换效率与循环寿命383.2.3体积比能量与质量比能量393.2.4成本及经济性比较393.2.5比较小结404储能技术的市场需求分析42 1．储能技术发展概况1.1储能技术简介储能对于实现电网运营的安全可靠、经济高效是不可或缺的。储能技术尤其大规模储能技术可以有效实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以提高电力设备运行效率，降低供电成本，还能促进可再生能源的应用，提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动等。目前，各种储能技术在技术成熟度、功率能量密度、产业化进程、应用领域等方面都存在差异。可适用于风电的蓄能方式主要有以下三类：机械储能（如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等），电化学储能（如铅酸电池、钠硫电池、锂离子电池、液流电池、镍氢电池、超级电容器等），电磁储能（如超导电磁储能等）。迄今为止，没有一种大规模储能技术堪称完美，各自都有自优点和难题。在未来储能产业市场需求竞争中，多种储能技术都在大力发展，以期望在大规模风电储能应用中发挥作用。目前我国已经商业化发展的大规模储能技术只有抽水蓄能技术。抽水蓄能和压缩空气蓄能，容量可达上万兆瓦时，这两种技术都对自然环境要求很高，建设局限性大，且前期建设投资相当巨大，并且动态调节响应速度慢。飞轮储能循环使用寿命长达20年，工作温区为－40～50℃，无噪声，无污染，维护简单，可连续工作，具有良好的发展前景，但是目前存在技术难点主要集中在转子强度设计、低功耗磁轴承、安全防护等方面，急需突破。超导储能技术在20世纪90年代术已被应用于风力发电系统，本身具有一系列优点，但是价格比较昂贵，目前还没有进行商业化；超级电容器储能历经数10年的发展，已形成电容量0.5～1000F、工作电压12～400V、最大放电电流400～2000A的系列产品。2005年，美国加利福尼亚州建造了1台450kW的超级电容器储能装置，用以平滑950kW风电机组输出功率。其技术难点在于耐压能力仍然不够高，目前即使是陶瓷超级电容器的耐压水平最高也只能承受1kV左右，而且成本高。近些年来，技术进步最快的还是电化学储能，铅酸电池是目前相比较而言最成熟的储电技术，具有价格低廉、安全性相对可靠的优点。目前独立发电不并网的光伏电站和小型风电场用的主要使用的就是铅酸电池。但它的循环寿命最短，约为500～l000次，不可深度放电，运行和维护费用高。钠硫、液流及锂离子电池技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面取得重大突破，产业化应用的条件日趋成熟，而且也最适合我国大规模风电储能。据了解，目前大容量储能电池一般通过两条技术路线实现，一种是通过单体电池串并联做成较大容量的电池储能产品，以大力发展的锂离子电池技术为主；另一种是专门开发大容量电池，国际上主流的技术是钠硫电池和液流电池。钠硫电池能量密度高，循环寿命长，国际上电化学储能的成功案例都是使用这项技术。基本由日本NGK公司对该项技术垄断，已经进入商业化运行，2009年的订单达到600MW，产品供不应求。而我国钠硫电池技术还十分不成熟，上海硅酸盐研究所的钠硫电池也还在实验室阶段，而且工作时要保证300 ℃以上的工作温度，以及钠、硫两种元素大量聚集，可能会造成危险，所以没有特别成熟的技术，一般不会尝试使用。液流电池具有功率容量相互独立、安全可靠性高、电解液可以循环使用、理论寿命很长等优点，但是其也具有能量密度低，体积大，占地面积巨大，对环境温度要求太高，价格贵，系统比较复杂等缺点。目前应用最广、最成熟的液流电池是钒流电池，钒电池如果能成熟发展，将会很适合我国大规模风电储能，具有广阔的市场前景，但是目前兆瓦级的钒电池等液流电池还只是在试验室阶段，还没有进行商业化。从世界储能技术横向比较，日本在钠硫电池、液流电池和改性铅酸电池储能技术方面处于国际领先水平，美国在锂离子电池制造及系统集成方面领先，并在电池寿命、性能、原材料以及理论研究等方面方案优于我国，但我国通过风光储输示范工程建设和运行，在储能集成控制技术应用上已经达到国际领先水平，同时将储能与风和光一起组合并进行商业运用，我国也是首开先河，前景广阔。1.2国外储能产业发展情况目前，在全球储能市场中，抽水蓄能技术应用规模排名第一，其次是压缩空气储能。抽水蓄能方面，美国、日本、西欧都有较大规模的工程应用，至2010年底，我国抽水蓄能装机容量已达16345MW，跃居世界第三。压缩空气储能方面，自1978年首台商业运行的压缩空气储能机组出现至今，已有30余年的商业化运营经验，全球装机容量已达3GW，美国、日本、瑞士技术领先。飞轮储能已在调频电站、高温超导磁悬浮中得以应用，技术上美国、日本领先。1.2.1美国美国在金融危机之后，已将大规模储能技术定位为振兴经济、实现能源新政的重要支撑性技术。根据美国复苏与再投资法案，美国政府在2009年上半年已拨款美元用于支持包括大规模储能在内的电池技术研发。在美国能源部制定的关于智能电网资助计划中，安排的储能技术项目就达到了19个。伴随新能源产业的快速发展，绿色电力对传统电网造成愈加严重的冲击。电网规模的储能技术应用作为最优化解决方案逐渐受到各个大力发展新能源的国家的重视。目前，杜克能源正在安装世界上最大的36MW风电储能系统，以配备其153MW装机容量的Notrees风电项目，从而实现平滑电力输出、谷电峰用的效果。在美国德克萨斯州，有将近11000MW的发电量来自于风电。由于储能技术还不足以普遍应用，当地电网运营商不得不依赖燃气发电厂进行调频。由于储能技术还不够经济，杜克能源Notrees风电项目所安装的储能电池系统得到了美国能源部提供的2200万美元资金支持。以保障该项目的顺利实施。该储能电池系统采用了Xtreme的高级电池技术。美国能源部为促进储能技术研发而设立1.58亿美元的专项激励基金的这一行动产生了连锁效应，引发了产业界对电池、压缩空气储能、飞轮储能等其他储能技术高达7.8亿美元的投资。2010年9月29日，加州州长施瓦辛格签署众议院法案（AB）2514号，得益于2514号法案的效果，加州已经开始着手进行储能标准组合的研究。根据安永会计事务所的报告，美国，储能技术在今年第二季度共吸引投资总额1.503亿美元。与去年同期相比增加4%，其中最大的一笔投资是通用压缩储能公司（GeneralCompressionInc）获得的5450万美元的投资。这家开发创新型的大规模压缩空气储能系统的公司（GeneralCompressionInc ）位于马萨诸塞州，成立于2006年。在2011年6月7日获得融资总额达5450万美元。该公司的第一个项目目前正在德克萨斯州建设，合作方为康菲石油公司。虽然在过去的几年内，储能技术成本已经得到了显著下降，但总体看来，当前的储能技术离可再生能源接入的要求依然有很长的距离。举个例子来看，在总投资4360万美元的杜克能源Notrees风电储能项目中，每千瓦的储能成本依然高达1211美元($43.6million/36,000kilowatts=$1,200)，但我们可接受的目标是400美元。美国麻省理工学院化学材料系教授DonaldR.Sadoway曾经对此表示：在这一新兴市场领域，储能技术的价格成本很高。一个MW级的储能系统的总体成本显然比单体电池的成本高出很多，这涉及到多方面的技术因素。抽水蓄能无疑是最为经济的储能方式，压缩空气储能的经济性也被看好。但两者均受制于地理环境而无法得到全方位的应用。而较为传统的锂电池在大规模电网储能领域的应用一直备受争议。但锂电鼻祖A123似乎对其产品在电网储能领域的应用十分自信。和A123有良好合作关系的AES储能公司副总裁JohnZahuranci对中国储能网海外特约记者表示：当我们按比例放大单个项目时，我们发现其储能成本明显下降。AES储能公司正在安装一个32MW的锂电储能系统，以配套其100MW的LaurelMountain风电场（AES西佛吉尼亚州32MW风电储能项目开建）。该锂电储能系统应用的就是A123的储能系统，A123宣称其大规模储能系统的锂电池组一致性问题得到了很好的解决，当前全球有多个项目使用了A123的大规模锂电储能系统。美国在锂离子电池、液流(锌溴电池)、改进铅酸电池、超级电容器储能、飞轮储能等储能技术上优势明显。Altairnano公司和A123公司已具备开发兆瓦级锂离子电池储能机组的能力，后者已投资建设了目前世界上运行的最大锂离子储能系统，装机容量达2MW。ActivePower和BeaconPower是全球为数不多的能提供飞轮储能商用产品的公司，后者建设的20MW调频电站已运行多年，波音公司已将飞轮储能技术应用到高温超导磁悬浮中。液流电池(锌溴电池)领域有ZBB、PremiumPower等全球知名企业；Axion公司在铅酸一超级电容复合电池技术开发与产品研发方面优势显著；超级电容器方面有Maxwell公司；美国超导公司则是目前全球唯一一家可提供超导储能产品的企业。此外，美国建有世界上最大的压缩空气储能电站，装机容量290MW，目前GE公司正在开发容量为829Mw的更为先进的压缩空气储能电站。1.2.2日本日本经济产业省(METI)主管新能源利用与储能领域，对新能源和储能领域影响力最大的组织为新能源产业技术综合开发机构(NED0o日本一直重视发展储能技术及储能在可再生能源领域的应用，重点支持过的电池技术包括铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等，目前在钠硫电池、液流电池等多个电池技术领域都处于世界领先的地位。东京电力公司在钠硫电池系统开发方面国际领先，2004年在日立自动化系统工厂安装了当时世界上最大的钠硫电池系统；日本住友电工、Meidensh具备提供工业化钒电池产品的实力，并建设了一些示范性项目；由NEDO资助的铅酸电池与光伏发电配合使用示范项目中，铅酸电池储能系统总储能容量达到4．95MW；索尼、三洋、AESC公司等都在大力发展锂离子电池技术。 1.2.3其他国家20世纪90年代，德国Piller公司推出了商用的飞轮产品。澳大利亚csiro国家实验室与日本古河电池公司研发的铅酸一超级电容复合电池已在新能源并网发电和智能电网上应用，瑞士Oerlikon公司在双极性铅酸电池领域国际领先，并具备批量提供产品的能力。英国V—Fuel公司在钒电池领域技术研发实力较强并具备提供钒电池产品的能力，澳大利亚Redflow公司也积极开展了锌溴液流电池方面的研发并取得了较好的成果，奥地利Cellstrom公司在液流电池领域的研究也走在世界前列。韩国在锂离子电池领域投入巨大，三星sDI和LG化学具备国际领先的实力。1.3中国储能产业发展情况目前，国内储能技术进步最快的是化学储能，其中，钠硫电池、钒液流电池、锂离子电池及超级电容器技术的安全性、能量转换效率和经济性等取得较大突破，产业化应用的条件日趋成熟；此外，压缩空气储能、飞轮储能、超导储能等也得到了一定发展。_仞J如，北京普能世纪科技有限公司于2009年初收购了加拿大VRB公司，拥有了全球一半以上的全钒液电池领域发明专利；大连融科储能技术发展有限公司在钒液流电池方面有较强的技术积累。中国科学院上海硅酸盐研究所、上海神力科技有限公司、中信国安盟固利动力科技有限公司等分别在钠硫电池、液流电池、锂离子电池方面开展了深入研究与应用工作。集盛星泰(北京)科技有限公司、上海奥威科技开发有限公司等在超级电容器产业化方面有较强的技术积累。清华大学、北京航空航天大学等在飞轮方面开展了长期研究。中国科学院电工研究所正在开展兆瓦级以上超导储能系统方面的研究，华北电力大学在超导材料电磁性能方面开展了一系列工作。在储能技术示范应用方面，我国核工业西南物理研究院80MW飞轮脉冲发电机组已运行多年；中国科学院工程热物理研究所目前正开展兆瓦级以上超临界液态压缩空气储能系统研发与工程示范工作；深圳比亚迪公司于2009年7月率先建成了我国第一座兆瓦级磷酸铁锂电池储能电站；中国电力科学研究院自2010年下半年起在张北国家风电研究检测中心电池储能实验室开展1MW锂离子储能电池系统和0．5MW全钒液流储能电池系统与风电机组的联合运行实验。重点省市储能领域产业布局。上海市将电力储能列为智能电网产业发展重点，拟加快发展钠硫电池等液流电池、磷酸铁锂等锂离子电池储能技术；深圳市出台了储能电站示范项目扶持计划))，提出大力发展储能电站，核心内容包括储能材料、装备、电站建设及应用的技术研发与产业化；江苏省出台了江苏省智能电网产业发展专项规划纲要(2009-2012年)》，将智能电网储能设备(空气压缩储能装置、飞轮设备、超级电容器等)列为核心研发产品，将南通市风光储联合示范工程列为重点支持项目；湖南省出台了湖南省新能源产业振兴实施规划(2010-2020年)》，将大力扶持发展以蓄电池储能为基础的微型离网式风电站；河北省将改善电网调峰能力、提高电网运行可靠性和稳定性作为攻关方向，配套建设张家口国家风光储输示范工程。 2、储能技术分类大类小类技术方案物理储能抽水蓄能电力负荷低时抽水至高位，负荷高时放水发电压缩空气储能通过压缩空气储存多余的电能，需要时将高压空气释放通过膨胀机做功飞轮储能利用互逆式双向电机形成电能与高速旋转机械能的互换化学储能铅酸电池电极为铅及其氧化物，电解液为硫酸溶液的一种蓄电池锂离子电池以含锂的化合物为正极，利用锂离子在正负极之间的活动实现充放电的二次电池钠硫电池是一种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜的二次电池全钒电池通过两个不同类型的、被一层隔膜隔开的钒离子交换电子来实现，电解液是由硫酸和钒混合而成锌溴电池反应活性物质为溴化锌的氧化还原电池熔融盐电池采用电池本身的加热系统把固体电解质加热熔融，使其呈离子型导体而进入工作状态的电池镍氢电池由氢离子和金属镍合成的电池镍镉电池由金属镍和金属镍合成的电池其他储能超导电容器通过极化电解质来储能的电化学元件超导储能通过超导磁体、电流变换控制系统等构件组成的电能快速存储、释放系统燃料电池将存在于燃料与氧化剂中的化学能直接转化为电能的装置金属空气电池以金属和空气做电极的电池2.1机械储能机械储能是指将电能转换为机械能存储，在需要使用时再重新转换为电能，主要包括：抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能。2.1.1抽水储能2.1.1.1概念抽水储能是投入运行时必须配备上、下游两个水库(上、下池)，负荷低谷时段抽水储能设备工作在电动机状态，将下游水库的水抽到上游水库保存，负荷高峰时抽水储能设备工作于发电机的状态，利用储存在上游水库中的水发电。按上游水库有无天然径流汇入分为纯抽水、混合抽水和调水式抽水蓄能电站，建站地点力求水头高、发电库容大、渗漏小、压力输水管道短、距离负荷中心近。抽水蓄能通常规模可以达到100万千瓦甚至200万千瓦，所以规模是最大的。根据水库上面的库容所能够储存的时间从4个小时到10 个小时，甚至可以储存更长的时间。作为抽水蓄能在电网主要的作用调向、备用，另外可以对提高常规电站的效率，以及核电的效率，比如常规的火电站频繁的起平会增加排放、另外效率来讲大幅度降低电场的效率。在用电低谷的时候把富余的电量储存起来，在高峰的时候释放，这也是比较大的用途。对于电网响应的速度时间是分钟量级，相对来讲比较快的反应，可以在几分钟之内从零输出状态到满负荷输出状态，所以对大电网、以及负荷中心区来讲，它所能够提供的功率来讲贡献是比较大的。但是抽水蓄能受自然条件的影响制约比较大，不是所有地方都具备条件建设抽水蓄能，首先得有水，其次得有足够的电差，不是所有地方都有条件建设抽水蓄能。由于选址比较受限制，所以有时候它离负荷中心比较远的距离，虽然它的综合效率在普能技术不低，可以达到70%，但是离负荷中心远的话，真正考虑输电造成的损耗。目前咱们国家也建设了一批抽水蓄能，而且在“十二五”期间也还会一批若干大的抽水蓄能项目，但是按照咱们国家规定，目前抽水蓄能电站的建设以及运营归电网公司管理，不允许其他投资者的进入。在发达国家比较重视抽水蓄能电站建设，发达国家可能在总装机里边占到5%—10%容量，提供备用、消峰填补的服务。图：抽水蓄能电站示意图数据来源：《中国电力百科全书》2.1.1.2发展现状虽然优势良多，但我国抽水蓄能电站在总装机中的比重仅为3%左右。相比之下，2009年，法国抽水蓄能占全国水电装机的比重为13%，德国12%，日本10%。截至2008年，我国已建成抽水蓄能电站20座，在建的11座，装机容量达到1091万千瓦，占全国总装机容量的1.35％。而一般工业国家抽水蓄能装机占比约在5%-10%水平，其中日本2006年抽水蓄能装机占比即已经超过10%。我国抽水蓄能电站目前占比明显偏低，随着国内核电及大型火电机组的投建，近年来国内抽水蓄能电站建设明显加速。目前在建规模达到约1400万千瓦，拟建和可行性研究阶段的抽水蓄能电站规划规模分别达到1500万千瓦和2000万千瓦，如果以上项目顺利投产，2020年我国抽水蓄能电站总装机容量将达到约6000万千瓦。 由于国内抽水蓄能电站开发体制约束，抽水蓄能电站投资机会主要集中在设备供应商。抽水蓄能机组与常规水电机组相比有较大差别，转速高、启停转换频繁。目前国内已投运的大部分机组均采用国外设备，2003年东方电气和哈电通过“技术换市场”策略，获得了阿尔斯通的相关技术，逐渐开始向成套设备供应商迈进。随着东气、哈电承接的首套抽水蓄能机组2010年底前的分别投运，在后续的抽水蓄能电站中国产机组比例将大幅上升。抽水蓄能电站设备将是以东气、哈电为主的寡头垄断市场，但该项业务在两公司中占比较小，而浙富股份是国内唯一一家专业化生产中大型水电设备的公司，当前产品线涵盖贯流式水轮发电机组、轴流式水轮发电机组和混流式水轮发电机组三大机型，在贯流和轴流机组上具备一流技术、制造能力和项目履历，并在积极进军大容量混流式机组。公司市场占有率逐年提高，已跻身国内水轮发电机制造行业第一阵营。公司通过与东芝水电的合作中完成了最初的技术积累，后分别与俄罗斯动力机械股份公司、挪威RainPower公司签署了排他性《全面合作协议》，有效提升了公司研发实力。其中，挪威RainPower具有近百套抽水蓄能机组供货履历，对于浙富股份抢占这块市场奠定了技术基础。2.1.1.3、抽水蓄能发电的创新抽水蓄能在储能方式中长期处于霸主地位。根据美国电力研究委员会（EPRI）公布的数据，抽水蓄能在全球储能市场中容量最大，占总装机容量的99%以上。虽贵为霸主，但抽水蓄能模式也有自身的不足，易受地形影响，推广受到限制。所以，很多公司在研发新型的抽水蓄能模式。丹麦一家名为GottliebPaludan的建筑设计所联合丹麦技术大学推出了一个大胆的设计，该设计被命名为“绿色电源岛”。这种储能系统包括一个海上人工岛，并在岛上修建一座深井蓄水池。人工岛周围要配备海上风力发电系统。当海风凌厉时，风力发电驱动水泵将海水从水库中泵到海中。用能高峰时，海水回灌到蓄水池内，海水回流形成的重力差可以驱动发电机组发电。但是，这样宏大的计划仍停留在概念阶段。同样以抽水蓄能为蓝本，美国加州的重力发电公司（GravityPower）设计出了另一种储能系统。该系统包括一大一小，两个底部相连的充水竖井。平时，水从小竖井泵到大竖井里，此时大竖井中的活塞向上运动。用电高峰时，可使活塞退回大井，迫使水流外溢，推动汽轮机做功发电。一家总部设在美国加利福尼亚州圣摩尼卡的公司也在研发如何利用重力差原理储能。这家名为AdvancedRailEnergyStorage的公司将改装后的轨道车和特制轨道作为它们研发储能系统的核心部件。当电力需求量少时，可以利用富余的电将轨道车推动到山顶；当用电负荷增加时，轨道车顺势倒退，将重力差转换为驱动力，推动发电机组。如抽水蓄能电站，这种存储系统需要借助地势。该公司表示，在地势落差相同的条件下，这种存储系统要比抽水蓄能系统更为高效。公司正在加州修建原型机组，预计在2013年能投入运行。 2.1.2.压缩空气储能2..1.2.1、概念压缩空气储能电站(compressedairenergystorage，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，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汽轮机发电。压缩空气储能相对来讲规模比较大，可以几十兆、甚至二三十千瓦量级，响应速度的话相对来讲比较快的，达到分钟的量级，时间的话根据你的功率大小、以及储气构造容量的大小，可以到几小时甚至到一天的规模。目前压缩空气储能在世界范围内应用的案例还是很少，目前本身还没有成为大规模储能技术的首选。国内这种技术并没有展开，另外受自然条件的限制，必须找到合适的山洞或者地下的构造，尤其地下的结构、山洞的结构本身需要地质构造考察、做密封的处理，即使这样本身漏气可能性依然存在。维持不了压力压缩空气，另外一个它的弱点，它本身还是依靠天然气这样的辅助燃料，单纯靠压缩空气推动涡轮机发电效率是很低的，为了提高它的效率必须采用类似于天然气燃起轮机联合循环的结构，服务于天然气燃料提高整个系统的效率。这样一个系统实际跟天然气轮机联合循环发电厂非常相似，只不过燃起轮机部分不再需要常规的空气压缩机，压缩空气直接储存地质构造里边，由压缩空气提供。这样参照联合循环电场的效率，效率可以达到50%以上，光靠压缩空气自身达到30%都难。优点：其燃料消耗比调峰用燃气轮机组可以减少1／3，所消耗的燃气要比常规燃气轮机少40％，建设投资和发电成本低于抽水蓄能电站，安全系数高，寿命长；缺点：其能量密度低，并受岩层等地形条件的限制。CAES储气库漏气开裂可能性极小。2.1.2.2发展现状虽然仅占到市场份额的0.5%，压缩空气储能在国际储能市场中仍位列第二。2009年压缩空气储能被美国列入未来10大技术，德、美等国有示范电站投入运营，如1978年德国亨托夫投运的290MW的压缩空气蓄能电站，美国电力研究协会(EPRI)研发的220MW的压缩空气蓄能电站。德国的一座压缩空气储能电站的规模已达到29万千瓦。压缩空气蓄能的一大缺陷在于效率较低。据悉，德国的压缩空气储能工厂，效率只有42%。储能效率低的原因在于空气受到压缩时温度会升高，空气释放膨胀的过程中温度会降低。现有的压缩空气蓄能系统在压缩空气过程中一部分能量以热能的形式散失，在膨胀之前就必须要重新加热。通常以天然气作为加热空气的热源。这就导致蓄能效率降低，温室气体排放量增加。还有几家公司同样以压缩空气蓄能为原型，开发更高效的储能系统。SustainX 就是其中之一。这家借助达特茅斯大学工程学院的科研实力而成立的公司，得到了美国能源部和通用电气公司的支持。该公司已研发出“恒温压缩空气蓄能机组”。通过注入水蒸气来去除压缩空气中的热量。水蒸汽在吸收了压缩空气中的热量后被储存起来，等空气膨胀过程中的再次加热。SustainX摒弃了传统的地下盐洞储气的做法，采用标准钢管储存压缩空气，这种做法更容易推广。据悉，SustainX公司已建有一套发电功率为40千瓦的试验机组，并正与一家公用事业公司合作建造一套发电功率为1000-2000千瓦的机组。总部设在马萨诸塞州的GeneralCompression公司同样获得了美国能源部的支持，开发出一套恒温压缩空气蓄能机组，主要应用于风电场。在能源巨头康菲的资助下，该公司正在德克萨斯州修建发电功率为2000千瓦的试验机组。图：压缩空气储能电站示意图数据来源：《中国电力百科全书》 2.1.2.3新型液化空气储能技术液化空气储能作为一种新型规模储能技术，为风能的高效、安全利用提供了一个新的、有吸引力的解决方案。最近，英国利兹大学研究人员提出了新型液态空气储能系统其原理如图所示，它利用富余电能驱动电动机将空气压缩、冷却、液化后注入低温储槽储存，液化过程中消耗的大部分电能被转化成了低温冷能进行存储。发电时，液态空气从储槽中引出，加压后送入气化换热器和热交换器气化并加热到一定温度，最后高压气体注入膨胀机做功，带动发电机发电。新型液化空气储能系统流程简单独特，大多数设备采用可靠的现成标准设备；储能介质为空气，可免费获得且液化后能量密度高；系统通过充分利用工质状态变化过程中能量形式的转化以及冷量回收大幅改善储能效率；同时，系统中液化部分与气化膨胀部分相对独立，可根据需要灵活匹配。液化空气储能系统具有初投资较低，储能效率较高，存储容量大，调节灵活，运行寿命长，易于维护，不依赖于地理条件等优点，使它在间歇性可再生能源的存储，分布式供能等领域具备广阔的应用前景目前，采用该技术的英国HighviewPowerStorage公司的第一台液化空气储能样机(额定功率500kw，存储容量约2MWh)已在伦敦地区试运行。液化空气储能原理图2.1.3飞轮储能2.1.3.1概念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，在需要时飞轮带发电机发电。飞轮储能装置主要包括3个核心部分:飞轮、电机和电力电子装置,飞轮兼作电机转。它最基本的工作原理是,将外界输入的电能通过电动机转化为飞轮转动的动能储存起来,当外界需要电能的时候, 又通过发电机将飞轮的动能转化为电能,输出到外部负载。电力电子变换装置从外部输入电能驱动电动机旋转,电动机带动飞轮旋转,飞轮储存动能(机械能),当外部负载需要能量时,用飞轮带动发电机旋转,将动能转化为电能,再通过电力电子变换装置变成负载所需的各种频率、电压等级的电能,以满足不同的需求。通常发电机和电动机使用一台电机来实现,通过轴承直接和飞轮连接在一起。当外设通过电力电子装置给电机供电时,电机就作为电动机使用,它的作用是给飞轮加速,储存能量;当负载需要电能时,飞轮给电机施加转矩,电机又作为发电机使用,通过电力电子装置给外设供电;当飞轮空闲运转时,整个装置就可以以最小损耗运行。利用电机的四象限运行原理,使发电机和电动机共用一台电机的方法,不但可以提高效率,还可以减少整个储能装置的尺寸,使储能密度大大提高。电力电子装置通常是由FET或IGBT组成的双向逆变器,它们决定了飞轮储能装置能量输入输出量的大小,而与储能装置外接负载的性质无关。它是一个柱状、一定质量的旋转体，然后两边上下是以磁力轴承进行支撑，然后封装真空形状里边，以减少损耗，通过电动机带动它，使飞轮高速的旋转储存能量，在需要的时候，电机就是发电和储电两电机。这样的原理决定它本身的工艺密度不能做这么大，另外持续时间也不会很长，最多分钟量级水平。从规模来讲做到1.5兆瓦—2兆瓦是目前的极限，不能建造更大的飞轮储能系统。2.1.3.2发展现状飞轮储能主要用于不间断电源、电网调峰和频率控制，目前主要应用于为蓄电池系统作补充。效率在90％以上，循环使用寿命长达20a，无噪声，无污染，维护简单，可连续工作；缺点：飞轮蓄能的缺点是能量密度比较低。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，。技术成熟度：机械式飞轮系统已形成系列产品，如ActivePower公司CleanSource系列、Pentadyne公司AvSS系列、BeaconPower公司的25MW系列。随着新材料的应用和能量密度的提高，其下游应用逐渐成长，处于产业化初期。2.1.3.3最新飞轮储能技术但是,如果利用普通的飞轮储能装置来均衡周期长达12到24小时甚至更长时间的能量,那么飞轮本身的能耗就变得非常突出了,能耗主要来自轴承摩擦和空气阻力。人们曾通过改变轴承结构,如变滑动轴承为滚动轴承、液体动压轴承、气体动压轴承等来减小轴承摩擦力,通过抽真空的办法来减小空气阻力,轴承摩擦系数已小到10-3。即使如此微小,飞轮所储的能量在一天之内仍有25%被损失,仍不能满足高效储能的要求。随着高温超导技术的发展,有效地解决了飞轮的高效储能,每天的能耗损失减少至2%。普通的飞轮储能由于机械轴承的摩擦失,难以实现高效、长时间储能,利用超导体可以解决这个问题。将超导的磁悬浮特性运用在电机上,将电机转子的轴承使用永磁铁代替,可以实现飞轮转子的悬浮技术,大大减少了飞轮运转时的摩擦损耗。利用超导这一特性,将电机转子的轴承使用永磁铁代替,使转子处于其悬浮状态,没有了机械轴承摩擦,同时将飞轮和电机放置在真空中, 以减少空气摩擦。这样就可以实现飞轮处于无摩擦运转状态。当给电机充电时,飞轮增速储能,变电能为机械能;飞轮降速时放能,变机械能为电能。超导飞轮储能系统由飞轮转子、电机、真空容器、液氮冷却媒、电力电子变换器组成。转子上安装了2块永磁铁,下面永磁铁用来悬浮支撑电机转子,上面永磁铁用来起平衡转子作用,定子被固定在相应的位置。超导体由钡钇铜合金制成,由液氮冷却至77K,电阻可减为0,飞轮腔抽至10-8托的真空度,这种飞轮能耗极小,每天仅耗掉储能的2%。2.2电磁储能电磁储能包括：超导储能、超级电容器储能。2.2.1超导储能2.2.1.1概念超导储能系统（SMES）是利用超导体制成的线圈储存磁场能量，功率输送时无需能源形式的转换。具有响应速度快，转换效率高、比容量大等特点。超导磁储能主要由3部分组成：超导单元、低温恒温器和转换系统。超导磁储能系统一般将电网供电励磁产生的磁场能量储存在由超导磁制成的线圈中，需要时再释放出来。超导磁储能的效率很高，一般大于97％，并且能够快速响应(ms级)，循环次数大于10万次，寿命大于20a。超导磁储能的比能量(0．1～10Wh／kg)和比功率(1000W／kg)都比较高，但是超导磁储能成本高昂和其强磁场对环境影响显著。超导磁储能适用于解决大型工业用户的电压稳定和电能质量问题。超导储能系统利用超导线圈将电磁能直接储存起来，需要时再将电磁能返回电网或其它负载的一种电力设施，它是一种新型高效的蓄能技术。超导蓄能系统主要由电感很大的超导蓄能线圈、使线圈保持在临界温度以下的氦制冷器和交直流变流装置构成。当储存电能时，将风力发电机的交流电，经过交一直流变流器整流成直流电，激励超导线圈。发电时，直流电经逆变器装置变为交流电输出，供应电力负荷或直接接人电力系统。由于采用了电力电子装置，这种转换非常简便、响应极-怏，并且储能密度高，结构紧凑。不仅可用于降低甚至消除电网的低频功率振荡，还可以调节无功功率和有功功率，对于改菩供电品质和提高电网的动态稳定性有巨大的作用。小容量超导蓄能装置已经商品化。供电力系统调峰用的大规模超导蓄能装置，在大型线圈产生的电磁力的约束、制冷技术等方面还未成熟，各国正在加紧研究。2.2.1.2发展现状应用领域：SMES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的要求，可以实现与电力系统的实时大容量能量交换和功率补偿。 技术成熟度：SMES在美国、日本、欧洲一些国家的电力系统已得到初步应用，在维持电网稳定、提高输电能力和用户电能质量等方面开始发挥作用。2.2.2超级电容器储能超级电容(SupercapacitorStorage)是根据电化学双电层理论研制而成，可提供强大的脉冲功率，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，使其赋予电极表面，形成双电荷层，构成双层电容。超级电容储能的比功率非常高，达到10kW／kg，而蓄电池的比功率一般只有几百W／kg，但是因为比能量低，高功率只能持续很短的一段时间。由于高功率和高快速放电能力，并且储存损耗在每天20％～40％之间，超级电容储能适合作为能量暂时存储单元。和其他新型储能技术的问题一样，超级电容储能的成本也比较高。目前超级电容器主要用于短时间、大功率的负荷平滑，电动汽车的能量存储装置等。在风电场应用方面，超级电容储能系统可以快速调节有功和无功，改善并网风机的电能质量和稳定性。储能装置和风机的联合运行抑制风机功率波动，在瞬态情况下，储能装置还能用来加固直流母线，因此增加了低电压穿越的能力。当基于低电压穿越来规定储能装置的能力时，储能装置可以有效地抑制短期功率波动。超级电容储能寿命比较长，比功率、比能量都能达到平滑风电场出力的要求，就风电场的应用而言，主要制约因素依然是相对高昂的成本。应用领域：电力系统中多用于短时间、大功率的负载平滑和电能质量峰功率场合，如大功率直流电机的启动支撑、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。2.3电化学储能电化学储能具有悠久的历史，目前其已经发展出包括铅酸电池、镍系电池、锂系电池以及液流电池、钠硫电池、锌空电池等类型。成熟的电化学储能技术如铅酸、镍系、锂系已经大量应用；铅酸电池在电力系统也已经得到大量应用，如变电站备用电源等。2.3.1钠硫电池美国福特(Ford)公司于1967年首先发明公布的，是以钠和硫分别用作阳极和阴极，Beta-氧化铝陶瓷起隔膜和电解质的双重作用。特性：比能量高、可大电流、高功率放电。理论比能量高达760Wh／kg，且没有自放电现象。放电效率几乎可达100％；用于储能的单体电池最大容量达到650安时，功率120W以上，可组合后形成模块直接用于储能。中间以导电多孔隙的陶瓷薄膜加以区隔，可以做到兆瓦量级甚至更大十几兆瓦储能电站，储存时间可以达到几十小时，响应时间也比较快毫米。它的一个特点就是能量密度大，基本上是铅酸电池的3—5倍，而且效率比较高可以做到80以上，从技术来讲是比较成熟的技术，但是主要的问题这个技术被日本NGK 公司一家垄断，前年市场取得突破，美国跟法国的两家公司采购大批的几十千瓦的钠硫电池，使着它生产一直到2015年订单都是饱满。技术成熟度：钠硫电池在国外已是发展相对成熟的储能电池。其寿命可以达到使用10～15年。例如日本曾用34兆瓦钠硫电池配比51兆瓦风电场，实现平滑波动等功能，但是这样超过1：2的配比比例太高，对我国的风光储输项目而言并不经济，违背了经济合理原则。钠硫电池的比能量高(和锂电池同一等级)，并且效率达到89％～92％，一般运行在300～350，在100％放电深度下，循环次数可以达到2000次，寿命一般为15a。钠硫电池可以提供30s左右的脉冲功率，因此适用于调峰和提高电能质量。钠硫电池所用材料便宜，并且没有毒性，具有广阔的发展前景，至今有150多座功率大于500kW的钠硫电池储能站在全球运行。2007年日本年产钠硫电池量已超过100MW，开始向海外输出。国内技术储备：国家电网同中科院上海硅酸盐研究所合作，2008年完成电池模块研制完毕、2009年攻关百千瓦级储能设备、2010年实现世博会示范应用，到2011年进入大规模产业化阶段。该项技术极有可能成为首批电化学储能电站的应用技术。2.3.2锌溴液流电池液流电池或称氧化还原液流蓄电系统，与通常蓄电池的活性物质被包容在固态阳极或阴极之内不同，液流电池的活性物质以液态形式存在，既是电极活性材料又是电解质溶液。它可溶解于分装在两大储液罐的溶液中，由各个泵使溶液流经液流电池，在离子交换膜两侧的电极上分别发生还原和氧化反应。这种电池没有固态反应，不发生电极物质结构形态的改变。与其它常规蓄电池相比具有明显的优势。液流蓄电系统的功率取决于电池的面积和堆的节数，储能容量则取决于储液罐的容积，两者可单独设计。因而，设计的灵活性大，易于模块组合，受设置场地限制小，蓄电规模易于调节。各单池的反应物流体相同，容易保证电堆的一致性和均匀性，并可通过某几个单池来监测整个系统的充放电状态。也可以利用连接含有不同单电池数的电池组段构成分立的负载，以提供不同的输出电压。当负载变化或放电深度增加时，可用附加电池维持恒定的输出电压，并利用“再平衡电池”连续校正阳极区和阴极区因物流不平衡引起的轻微副反应。理论上讲，液流化学蓄电系统的寿命长，可靠性高，无污染排放和噪音，建设周期短，运行和维持费较低，是一种高效的大规模储存电能装置。液流电池的结构类似于燃料电池，可分为三个层次：单体(Cel1)、电堆(Stack)和系统(System)。电池单体通过双极板串(并)联成“电堆”，就可以形成不同规模的蓄电装置。液流蓄电系统的功率取决于单电池内电机板的面积和堆的节数，储能容量取决于储液罐的容积和电解液的浓度。因此，功率与储能容量可单独设计，适用于大容量蓄电。把电能化学能储存流体介质里边，液流电池也是被认为除钠硫电池以外，大规模储能技术发展方向跟希望，同样它比较适合大容量、高功率储能系统，目前可以做到兆瓦量级，将来可以发展向更大规模。储存时间目前小时量级，如果有必要可以拓展更长的时间，特点在于两个参数功率跟容量是分离的两个参数，如果增加功率就增加发生化学反应的模块数量或者功率这一块，如果你要增加容量就增加电解液储能的液体容量，相对来讲分离，而其他电池不具备这个优势。特性：液流电池电化学极化小，能够100 ％深度放电，储存寿命长，额定功率和容量相互独立，可以通过增加电解液的量或提高电解质的浓度达到增加电池容量的目的，并可根据设置场所的情况自由设计储藏形式及随意选择形状。技术成熟度：2O世纪90年代初开始，英国Innogy公司即成功开发出系列多硫化钠／溴液流储能电堆，并建造了储能电站，用于电站调峰和UPS；2001年，250kW／520kW全钒液流电池在日本投入商业运营。近十多年来，欧美日将与风能／光伏发电相配套的全钒液流电池储能系统用于电站调峰。可以说，以全钒液流电池为代表的液流电池在国外已经买入产业化初期。国内技术储备：中科院电科所已经完成100KW级全钒液流电池系统部件研制与系统集成等关键技术，拟进行示范工程实施；北京普能通过收购加拿大VRBPower公司成功获得了国际领先的全钒液流电池产业化技术，目前正在国内建设规模化生产基地。2.3.3锂离子电池按照应用的范围，可将锂电池分为小型锂电、动力电池、储能电池。小型锂电池主要用于笔记本电脑、手机和数码(摄)相机等数码产品;动力电池主要用于电动汽车、自行车和电动工具;储能电池可用于电网调峰和储能电站。有份初步估算表明：100万辆电动车至少要2500万千瓦锂电池，相当于10亿部手机需求量。此外，每年3000万辆电动自行车销量中，锂电份额仅3%，空间很大。因此，锂电厂家转型做动力电池，是看到了即将出炉的《节能与新能源汽车发展规划》所带来的发展契机。《规划》指出，未来10年，中国将投资1000亿元支持新能源汽车产业发展。锂离子电池作为新能源、新材料和新能源汽车三大产业中的重点交叉产业，更是新能源汽车的心脏，将会是新能源汽车产业化发展的最大受益者。锂电池的比能量高，环境友好，和铅酸电池相比，锂电池的比能量(75～200Wh／kg)和效率(接近100％)都比较高，目前已经广泛应用于数码产品，但是由于大容量集成和成本的问题，目前还不能在电力系统中大规模应用。锂离子电池的工艺量级从千瓦到兆瓦，把若干个、多少个电池单体装在类似配电柜里，通过串并联的关系提高功率、容量，单体是千瓦级，通过组合可以做到兆瓦、甚至十兆瓦、二十兆瓦的量级，国外也有大规模两万千瓦锂离子电池应用的例子。缺点，跟铅酸电池类似，就是电池统一性的问题，电池单体在生产过程当中、以及应用受温度等影响综合的因素，很难做到所有电池统一性，在一个电池组里边，虽然一个单体电池单看的话寿命有相当长，一万次到几万次，但是电池一组合、一封装以后一个电池组里边有两三片、一两片不行的话，就会造成整个电池组的寿命急剧的下降，电池组寿命可能是单体电池寿命几十分之一。另外一个问题系统做大以后，到兆瓦量级以后十几千瓦、几十千瓦单体模块构成的系统，各个模块都不一样，整个兆瓦级电池管理系统是比较大的问题。2.3.4铅酸电池 这是最常规、最古老的电池，铅酸电池早在一百多年已经发明出来，目前也是使用最多的电池，包括在电场以及电网，作为电场启动的时候辅助电源、以及像电网刀闸开合动作电源、以及电网小型的UPS等。技术成熟，成本也是所有化学储能里边最低的，储能容量也可以通过电源放大以后，通过串并联方式能够做到兆瓦级的应用。主要的问题寿命比较短，特别是输出输放的时候寿命短，常规的铅酸电池大概也就是几百次寿命。最近也有不少公司在研究、开发铅酸胶体电池，如以胶体电解质介质替代常规的、以前的烯硫酸，使电池寿命维持更棒时间。胶体铅酸电池能够达到2000次左右，铅酸胶体电池还有的它应用的空间，但是电力储能不会成为应用的主流方向。另外胶体电池目前存在比较普遍的问题，电池做大以后，电池的统一性的问题，本身一个电池是以若干的正极、负极串联起来的，其中某几块电池性能下降，会影响整个电池组的性能寿命。另外大容量、高快速充电放电的时候产生热量管理的问题，在大电流充电以及大电流放电的情况下，本身自身会发热，而这种热量跟锂电池相似的，以胶体或者固体形式封装密闭的空间里边，放出热量也是比较难以解决问题，而且铅酸电池性能和寿命受温度的影响，一般认为它的理想工作温度是20度左右，如果达到30度温度上升以后对它的电池性能、电量、寿命都有很大的影响。铅酸电池行业经过这么多年的发展依然蓬勃旺盛，一定有其存在的必要性，在其他替代产品的技术没有发展成熟的当前，蓄电池依然是市场的主流。而且，经过自身的技术革新，也一定会有更广阔的市场前景。2011年1-11月，全国铅酸蓄电池的产量达1.29亿千伏安时，同比增长2.95%。从各省市的产量来看，2011年前11个月，我国铅酸蓄电池生产的前三省市是浙江、河北和广东，分别占总产量的17.42%、13.42%和12.86%。铅酸蓄电池的动力应用市场需求很大，但从长远来看，储能也是铅酸蓄电池行业发展的一个重要方向。比如现在有的企业建设的可移动式储能站，主要用光伏发电，以铅酸和锂电池储能。这是一种技术组合的尝试：一方面可吸收太阳能，另一方面也可实现峰谷调节，削峰填谷，由此构成智能电网的一部分。建成后，这座电站可供一座大楼的用电。不过，目前国内仍有不少舆论认为铅酸电池是将要被淘汰的技术路线，储能应该以技术更新的锂电或液流电池为主。但从稳定可靠、性价比、维护的简单性、经济效益等方面考虑，铅酸蓄电池还是最佳选择。实际上，目前美国的储能站也依然在大规模使用铅酸。铅酸蓄电池最大的特点是成本低、使用维护简单、可回收利用，属于回收利用率最高的产品，达到95%，体现了循环经济，既安全可靠又有经济效益。因为建电站不需要在市中心，对土地没有太高要求;同时也不需要经常搬动，也没有重量上的特别要求，所以，铅酸蓄电池是大规模储能电站的最理想选择。美国有一个机构做过估算，如果智能电网在储能环节大规模建设，电池用量可能是以前传统行业的10倍。所以，铅酸蓄电池行业的市场蕴含着巨大的潜力。然而从行业本身的发展来看，铅酸蓄电池存在了152年，用量反而越来越大，技术在不断进步，生产效率在不断提高，必定有其存在的合理性。比如说，性价比高就是铅酸蓄电池最大的优点，如果用一个锂电池的成本是铅酸电池的好几倍，那么从经济的角度讲应选择哪一个显而易见。再加上铅酸电池的技术本身也在不断发展，也有自身的特点和应用范围，根据电池本身的不同特点，都有各自不同的应用领域及施展空间。所以，铅酸蓄电池在短期内是绝对不可能被替代的。 2.3.5钒电池钒电池（VRB）是一种可以流动的电池，目前正在逐步进入商用化阶段。VRB作为一种化学的能源存储技术，和传统的铅酸电池、镍镉电池相比，它在设计上有许多独特之处，性能上也适用于多种工业场合。比如可以替代油机、备用电源等。钒电池将存储在电解液中的能量转换为电能，这是通过两个不同类型的、被一层隔膜隔开的钒离子之间交换电子来实现的。电解液是由硫酸和钒混合而成的，酸性和传统的铅酸电池一样。由于这个电化学反应是可逆的，所以VRB电池既可以充电，也可以放电。充放电时随着两种钒离子浓度的变化，电能和化学能能相互转换。VRB电池由两个电解液池和一层层的电池单元组成。电解液池用于盛两种不同的电解液。每个电池单元由两个“半单元”组成，中间夹着隔膜和用于收集电流的电极。两个不同的“半单元”中盛放着不同离子形态的钒的电解液。每个电解液池配有一个泵，用于在封闭的管道中为每一个“半单元”输送电解液。当带电的电解液在一层层的电池单元中流动时，电子就流动到外部电路，这就是放电过程。当从外部将电子输送到电池内部时，相反的过程就发生了，这就是给电池单元中的电解液充电，然后再由泵输送回电解液池。在VRB中，电解液在多个电池单元间流动，电压是各单元电压串联形成的。标称电压是1.2V。电流密度由电池单元内电流收集极的表面积决定，但是电流的供应取决于电解液在电池单元间的流动，而不是电池层本身。VRB电池技术的一个最重要的特点是：峰值功率取决于电池层总的表面积，而电池的电量则取决于电解液的多少。在传统的铅酸和镍福电池中，电极和电解液被放置到一块，功率和能量强烈地依赖于极板面积和电解液的容量。但VRB电池不是这样，它的电极和电解液不一定必须放到一块，这就意味着能量的存放可以不受电池外壳的限制。从电力上来讲，不同等级的能量可以为电池层中不同的电池单元或单元组中通过提供足够的电解液来得到。给电池层充电和放电不一定需要相同的电压。例如，VRB电池可以用串联电池层的电压放电，而充电则可以在电池层的另一部分用不同的电压进行。钒电池有主要优点如下：1.功率大：通过增加单片电池的数量和电极面积，即可增加钒电池的功率，目前美国商业化示范运行的钒电池的功率已达6兆瓦。2.容量大：通过任意增加电解液的体积，即可任意增加钒电池的电量，可达吉瓦时以上；通过提高电解液的浓度，即可成倍增加钒电池的电量。3.效率高：由于钒电池的电极催化活性高，且正、负极活性物质分别存储在正、负极电解液储槽中，避免了正、负极活性物质的自放电消耗，钒电池的充放电能量转换效率高达75％以上，远高于铅酸电池的45％。4.寿命长：由于钒电池的正、负极活性物质只分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其它电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池，电池使用寿命长。目前加拿大VRBPowerSystems商业化示范运行时间最长的钒电池模块已正常运行超过9年，充放循环寿命超过18000次，远远高于固定型铅酸电池的1000次。5.响应速度快：钒电池堆里充满电解液可在瞬间启动，在运行过程中充放电状态切换只需要0.02秒，响应速度1毫秒。6.可瞬间充电：通过更换电解液可实现钒电池瞬间充电。 7.安全性高：钒电池无潜在的爆炸或着火危险，即使将正、负极电解液混合也无危险，只是电解液温度略有升高。8.成本低：除离子膜外，钒电池部件多为廉价的碳材料、工程塑料，材料来源丰富，易回收，不需要贵金属作电极催化剂，成本低。9.钒电池选址自由度大，可全自动封闭运行，无污染，维护简单，运营成本低。经过美国、日本、澳大利亚等国家的应用验证，与目前市场中的铅酸蓄电池、镍氢电池相比，具有大功率、长寿命、支持频繁大电流充放电、绿色无污染等明显技术优势，主要应用于再生能源并网发电、城市电网储能、远程供电、UPS系统、海岛应用等领域。由于全钒液流电池正、负极活性物质均为钒，只是价态不同，可以避免正、负极活性物质通过离子交换膜扩散造成的元素交叉污染，成本低、寿命长，已成为液流电池体系中主要的商用化发展方向之一。钒电池成本与铅酸电池相近，它还可制备兆瓦级电池组，大功率长时间提供电能，因此钒电池在大规模储能领域具有锂离子电池、镍氢电池不可比拟的性价比优势。钒电池生产工艺简单，价格经济，电性能优异，与制造复杂、价格昂贵的燃料电池相比，无论是在大规模储能还是电动汽车动力电源的应用前景方面，都更具竞争实力。钒电池是目前发展势头强劲的优秀绿色环保蓄电池之一，与铅蓄电池相比，它的制造、使用及废弃过程均不产生有害物质。与锂电池相比，钒电池的生产成本更低，接近铅蓄电池。而钒电池最大的优点则是储能效果好，可大功率长时间提供电能，如果把钒电池的输出功率比喻成一辆火车，那么铅酸电池、锂电池的输出功率则分别是一辆卡车、小轿车。我国是全球钒资源储量大国，钒主要集中在四川，占全国储量的62.2％。据了解，即将出台的“十二五”钒钛资源综合利用及产业基地规划将重点发展钒电池。目前钒电池技术基本成熟了，千瓦级的产品已经在产业化的生产阶段。据了解，钒电池在风力发电、光伏发电、电网调峰、电动汽车等等领域有着非常广阔的应用前景。券商初步估算，中国的钒电池市场规模将达1.6万亿元。在日本核危机爆发后，世界各国对核电站的建设更加谨慎，我国暂停批准新的核电站上马，德国更是宣布在2022年前关闭所有的核电站。太阳能和风能等新能源再度成为人们关注的领域，而作为风能和太阳能发电最为优质的储能设施，钒电池的产业化应用将正登上历史舞台，大战拳脚。据权威机构统计，近几年全球光伏组件的年均增长率高达30％，光伏产业成为全球发展最快的新兴行业之一。最近，有消息指出2015年我国光伏发电装机总量目标为10吉瓦。仅从风电市场的应用来看，2020年我国风机装机容量将达1.5亿千瓦，按10％～20％的配套储能计算，市场规模将达数千亿元。电荒的蔓延倒逼着智能电网建设的推进，其中储能技术的应用将得以快速发展。目前在智能电网中的示范性项目中，多项储能技术已获应用，包括铅酸蓄电池、钒电池、钠硫电池等。由于钒电池蓄能电站不受地理条件限制，选址自由，占地少，维护成本低。可以预期，随着钒电池技术的发展，钒电池蓄能电站将逐步取代抽水蓄能电站，在电网调峰中发挥重要的作用。在电动车领域，钒电池也有其自身优势。据了解，如果电动汽车上使用新型钒电池，一次性充电3分钟―5分钟后，续航能力可达1000公里；而成本造价只有目前锂电池的40％，体积和重量分别是锂电池的1/25和1/10。 日前，海南省和波恩项目投资有限公司、德国TUG新传动技术有限公司签署战略合作协议，将引进德国大众汽车品牌与高效能钒动力电池项目，在海南建设面向国际的电动汽车产业和钒动力电池配套的生产基地。据了解，钒电池充放电次数超过10万次，使用寿命达到10年以上，钒电池可以几乎无限制地多次充放电，不造成储能材料的衰减，可以说是没有寿命限制。因为具有无可比拟的优点，钒电池将在风电、光伏发电、电网调峰、电动汽车等多领域应用中“领跑”电池家族。全球全钒液流电池示范应用工程：1、爱尔兰风电场2MW×6h风/储发电并网加拿大VRBpowerSystemsInc.2006年8月；2、美国犹他州250kW×8h削风填谷2004年2月；3、澳洲金岛风场200kW×8h风/储/柴联合2003年11月；4、丹麦15kW×8h风力/储能发电2006年6月；5、南非250kW/520kWh应急备用2002年；6、美国南卡罗来纳州30/60kW×2h备用电源2005年10月；7、美国佛罗里达州2×5kW×4h光伏/储能发电2007年7月；8、意大利5kW×4h电信备用电源2006年4月；9、丹麦5kW×4h风力/光伏发电2006年4月；10、加拿大10kWh偏远地区供电2006年3月；11、德国10kWh光/储并网2005年9月；12、泰国1kW/12kWh光伏/储能应用V-FuelPtyLtd1993年；13、日本200kW/800kW平稳负载波动住友电工1997年；14、关西电力450kW/1MWh电站调峰1999年；15、日本1.5kW/3MWh电能质量2001年；16、日本北海道170Kw/1MWh风/储并用系统2001年。3储能技术比较3.1储能技术的基本特性简介储能技术的基本特性主要包括存储容量、能量转换效率、能量密度和功率密度、自放电、放电时间、循环寿命、系统成本、环境影响等。存储容量存储容量(E)即储能系统充电后所具有的有效能量，通常比实际使用能量(E)大。由于实际使用能量通常受放电深度(DoD)限制，在快速充放电时，储能系统效率下降，加上系统自放电因素影响，其实际使用能量比存储容量要小。能量转换效率 能量转换效率为储能系统放电后释放出的能量与初始存储能量之间的比值，要使储能系统高效运行，必须有较高的转换效率。能量密度与功率密度能量密度(E／M)是指单位质量或体积空间中物质所具有的有效储存能量，又称比能量，包括质量能量密度(质量比能量)与体积能量密度(体积比能量)，常用单位为Wh／kg或Wh／L。功率密度(P／M)是指单位质量或体积空间中物质所具有的有效存储功率，又名比功率，包括质量比功率和体积比功率，常用单位为W／kg或W／L。一般来说，比能量高的储能系统(能量型储能)其比功率不会太高；同样，当储能系统的比功率较高时(功率型储能)，其比能量不一定会很高，许多蓄电池储能就是如此。自放电率大储能系统闲置不用时，其初始存储能量会自动耗散，因为储能系统的原材料中会有少量杂质，所以不可避免存在自放电现象。自放电大小即自放电率，与制造工艺、材料及存储条件有关，如电池自放电率与正极材料在电解液中的溶解性和其受热后的不稳定性(易自我分解)有关，可充电电池的自放电率远比一次性电池高。电池类型不同其自放电率也不一样。放电时间放电时问即储能系统最大功率运行时的持续放电时间，取决于系统放电深度、运行条件以及是否为恒功率放电等。循环寿命储能系统经历一次充电和放电，称为一次循环或一个周期。在一定放电条件下，储能系统工作至某一容量规定值之前，系统所能承受的循环次数或年限。称为循环寿命。影响循环寿命的因素是储能系统的性能和技术维护工作的质量。后者由于工作过程(如使用模式、充放电模式、失效模式和环境情况等)不能达到理想的状况，会导致装置寿命进一步缩短。好的循环性能是储能系统长期经济运行的重要保障。其他特性除此之外，储能技术还有成熟度、成本、系统维护量、放电频率、环境影响、与现有基础设施的兼容性、可移植性、安全性和可靠性等特性。3.2储能技术主要特性比较对以下几种主要储能技术进行技术特性比较：抽水蓄能(PHS)、压缩空气储能(CAES)、超导磁储能(SMES)、飞轮储能(FLY)、超级电容器储能、铅酸电池(Lead—acid)、锂电池(Li—ion)、镍镉电池(NiCd)、液流电池(VRB，ZnBr等)、钠硫电池(NaS)储能等。3.2.1存储容量与放电时间根据储能存储容量的不同，其应用领域可分为：电能质量改善和不停电电源、容量备用电源和能量管理。图给出了多种储能技术的容量一放电时间比较。从图中可以看出，各种二次电池(镍氢电池、锂离子电池) 、超级电容器、飞轮储能等可用于电能质量改善和不间断电源，钠硫电池、超导磁储能、铅酸电池、液流电池可用于容量备用电源，抽水蓄能、压缩空气、钠硫电池、铅酸电池、氧化还原液流电池储能可用于能量管理。储能系统容量与放电时间比较3.2.2能量转换效率与循环寿命能量转换效率是基于某一具体储能应用时的1个或多个充放电循环周期的，1个完整的充放电循环周期的能流如图所示。 循环寿命二次电池循环寿命一般不高。铅酸电池在放电深度为80％时的循环次数约为2000次，如果深度放电，次数将远低于此值。其他化学储能如NaS。VRB和ZnBr电池等，使用寿命均比铅酸蓄电池长，因而将在未来高效大容量电池储能中广泛应用，特别是VRB液流电池，其寿命在一万次以上，目前已有实际应用。 3.2.3体积比能量与质量比能量从图中可以看到，钠硫电池与锂离子电池的能量密度均较高，因此在相同能量和功率情况下，其储能装置的质量和体积空间最小；镍镉电池、液流电池、铅酸电池和超级电容器能量密度依次降低：压缩空气和飞轮储能的能量密度则非常小。3.2.4成本及经济性比较对储能系统的总成本进行比较非常困难，因为它取决于许多因素，包括：各种成本正在逐渐降低：成本受储能应用对象、容量大小、储能效率和使用寿命影响；运行和维护费用不明了；回收处理成本不是非常清楚；等等。但为了对这些储能技术的成本有所了解，可对这些技术的主要成本即资金成本进行合理比较。储能系统的成本主要包括资金成本、运行与维护成本及其他成本．其中，资金成本是储能系统成本的一个重要经济性参数，占系统总成本比例最大。其成本主要包括：储能辅助装置成本、功率转换／调节系统成本、存储装置成本3部分。目前，铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池的成本比较高．随着未来储能技术的大规模使用，其成本有望逐渐降低。 表：各类储能技术建设成本3.2.5比较小结大容量、高密度、高效率、低成本、使用寿命长的储能技术无疑是最理想的，但至今还没有一种储能技术能完全满足这些条件，因此有必要为各种储能技术选择合适的应用领域。压缩空气储能成本低、寿命长，安全系数高．但由于受地形限制，需要将压缩空气储存在合适的地下矿井或溶岩下的洞穴中，因此常用于系统调峰。抽水蓄能与压缩空气类似，其放电时间可以从几小时到几天．但同样会受地形制约，建设周期也较长，还会带来一定的生态问题。飞轮、超级电容器和超导磁储能的循环使用寿命和效率、功率和响应时间都很好，无污染、维护较简单，但比能量较低，属于典型的功率型储能。可短时间大功率快速放电，用于频率调节、大功率负载平滑、输／配电网电压支撑和大功率补偿等。二次电池(铅酸、锂离子、镍镉电池等)成本较高且循环使用寿命短．为了减少这些缺陷的影响。有必要大力发展电池回收技术。电池储能可以同时向系统提供有功和无功支撑，因此对于复杂电力系统的控制具有非常重要的作用。铅酸蓄电池在高温下寿命缩短，具有较低的比能量和比功率，且存在一定的环境污染，但是成本低、可靠性好、技术成熟，因此广泛用于不问断电源、电能质量和频率控制等。镍镉电池与铅酸电池相似．同样存在重金属污染。锂离子效率高、比能量与比功率高、自放电小、环境友好，但成本较高，因而近期很难在电力系统中大规模应用。新兴化学储能如液流电池和钠硫电池是目前最适合大规模发展的电力化学储能技术。全钒液流电池循环寿命长(大于l2000次)、能量转换效率较高．选址和设计灵活，安全环保，但比能量和比功率偏低，因此适用于可再生能源储能和调峰电源及应急电源。钠硫电池储能效率高(约89％)，比能量密度高，约为铅酸电池的3～4倍，可同时用于电能质量调节和负荷的削峰填谷。是典型的能量型与功率型储能。间歇性可再生能源的大规模利用促进了储能技术的研究与发展，因此，选择合适的储能技术已成为关键问题。在具有高渗透率可再生能源、电网较弱的偏远地区，选择成熟的储能技术较好：而对于可以充分利用可再生能源及延缓投资建设的坚强电网，应该选择最先进的储能技术。 图：储能技术应用比较SMES动力电池组用电环节配电环节输电环节发电环节技术成熟度储能系统规模kw100kwMW10MW100MW铅酸电池飞轮储能抽水蓄能NaS电池压缩空气储能液流电池超级电容器数据来源：国联证券研究所各类储能技术的特点4储能技术的市场需求分析风电和储能配比是5%，预计到2020年，届时仅配套风电的储能就将达到750千瓦，意味着每年有接近80千瓦的储能增加。目前储能造价还不能接受市场的期待。作为国际资本投资新能源的一个新宠,储能大规模市场化尚待时日,但储能产业的市场潜力为各界所看好,据市场研究机构SBI的能源报告显示,全球公用事业的储能市场规模每年增长15.8%,到2015年将超过100亿美元。截止2010年底，全球电力储能总装机为125520MW，约占世界电力装机总量的 3．0％，其中抽水蓄能123390Mw，占全球电力储能总装机的98．3％，其次为蓄热储能l002MW(0．80％)、压缩空气储能440MW(0．35％)、电池储能45lMW(0．36％)、飞轮储能及其他形式的储能237MW(0．19％)。我国储能总装机约为16345MW，占全球电力储能总装机的l3％，这其中99％以上为抽水蓄能。目前国际电力储能产业年均增长9．0％左右，远高于全球电力2．5％的增长率，储能已成为世界上各主要国家重点发展的新兴产业，也是我国十二五规划发展的战略性新兴产业。最近几年，国际电力储能产业得到了快速发展，目前年均增长9．0％左右，远高于全球电力2．5％的增长率，储能产业已成为世界上主要发达国家重点发展的新兴产业。随着我国电网容量的不断扩大，峰谷差不断增加，可再生能源、分布式供能和智能电网的蓬勃发展，对大规模发展储能产业的需求也越来越大。我国储能产业发展总体落后于发达国家。截至2010年底，全球电力储能总装机为125．52GW，约占世界电力装机总量的3．0％。截至2010年底，我国电力储能总装机约为16．345GW，仅约占全国电力装机总量的1．7％。储能已成为可再生能源和智能电网大规模发展的主要瓶颈。大规模储能技术已被列入国家“十二五”能源规划，出台相应的法规和政策，引导促进储能产业发展已成趋势。随着人民生活水平的提高和产业结构的调整，我国电网峰谷差逐年增大。据国家电力调度通信中心统计，2000年以来，多数电网的高峰负荷增长幅度在10％左右甚至更高，而低谷负荷的增长幅度则维持在5％甚至更低，峰谷差的增加幅度大于负荷的增长幅度，电网最大峰谷差的增加大于平均峰谷差的增加，在电网中引入储能系统是实现电网调峰的迫切需求。2010年全国电网发电装机容量为962GW，预计到2015年全国发电装机容量将为1430GW，到2020年将达到1640GW。预测到2020年电网调峰储能将占国家发电装机容量的最大比例为16％，则到时我国电网调峰储能产业的规模将达到262．4GW。适用于调峰的大规模储能技术，主要有抽水蓄能和压缩空气储能技术，其平均建设成本为500～900$／kW，则到2020年我国电网调峰储能产业价值规模达到1312亿～2361．6亿美元。据中国水力发电工程学会副秘书长张博庭介绍，“十二五”抽水蓄能电站开工目标已从5000万千瓦上调到8000万千瓦，即到2015年我国储能系统装机容量占发电装机容量最小比例为5．56％，假设在未来储能系统装机容量与电网发电装机容量保持同步增长，则到2020年我国调峰储能产业的规模将达到96．76GW；到2020年我国电网调峰储能产业价值规模达到483．8亿～870．84亿美元。在可再生能源方面，截止到2010年底，我国风力发电总装机容量为44．7GW，太阳能发电总装机容量为0．86GW；到2015年和2020年我国风电总装机容量将分别达到130GW和200GW，太阳能发电总装机将分别达到10GW和50GW。由于可再生能源的间歇性和不稳定性，对大规模储能的要求也更高。有的文献预测到2020年我国储能系统装机容量需占风能发电装机容量比例为34％，则到时我国风力发电储能系统的装机容量规模将达到68GW；适用于风力发电系统的储能技术包括抽水蓄能、压缩空气储能技术和电池储能技术等，其建设成本为1354～2412$／kW，则到2020年风力发电系统的储能产业价值规模达到920亿～1640亿美元。假如我国2020年储能系统装机容量占风能发电装机容量采用较低的比例10％，则到2020年我国风力发电储能产业的规模将达到20GW；而到2020年风力发电系统的储能产业价值规模达到 270．8亿～482．4亿美元。同样，对于太阳能，假如我国2020年储能系统占太阳能发电装机容量比例为34％，则到2020年我国太阳能发电储能系统的装机容量规模将达到17GW，则到2020年我国太阳能发电系统的储能产业价值规模达到247亿～410亿美元。假如我国2020年储能系统装机容量占太阳能发电装机容量比例为12．5％，则到2020年我国太阳能发电储能产业的规模将达到6．25GW，而到2020年太阳能发电系统的储能产业价值规模将达到84．5亿～150．75亿美元。在分布式供能方面，截止到2010年底，我国天然气分布式发电总装机容量为5GW，占全国发电总装机容量的0．52％；到2015年和2020年我国天然气分布式发电总装机容量将分别达到8GW和50GW。假如我国2020年储能系统占分布式发电装机容量比例为34％，则到2020年我国分布式发电储能系统的装机容量规模将达到17GW，则到2020年我国分布式发电系统的储能产业价值规模达到247亿～410亿美元。'