中国储能网讯：“近几年储能增长率很高，尤其从2015年到2016年增幅很快，2017年增长得更快。这与可再生能源集中式储能和用户侧储能大幅增长很有关系。按国家战略，到2025年，储能在电网当中的装机要达到24GW，才能满足电网的需求。所以储能这一行市场前景极其广阔。”

8月25-26日，首届全国用户侧储能细分市场开发与应用高层研讨会在江苏无锡太湖饭店召开。会议由江苏省电机工程学会、国网江苏省电力公司电力科学研究院、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办。会议吸引了国内近400位学术和行业专家及企业高层代表参会。中国电科院电工所教授级高工李建林在本次会议上,就“我国典型储能示范工程及技术走向”发表演讲。

演讲全文如下：

李建林：我今天报告的题目是《我国典型储能示范工程及技术走向》跟大家汇报一下。

我主要从四个方面，首先把我们国家储能领域的现状给大家回顾一下。首先我选了电网公司比较有代表性的十个示范工程给大家做一个简单的展示，依据这个示范工程，我们挖掘十大关键技术。第四个方面是我们向国家电网以及能源局以及相关部门提了一些相应的政策建议，在这也重新呼吁一下大家，有各种机会把我们的一些声音向国家层面进行反馈。

首先我介绍一下我国储能现状。从这个图上可以看出，在所有储能类型当中，电化学占的比较高。在电化学当中，锂电池占的比重是比较大的，除此之外一些铅酸电池或者含的铅炭还有中间的液流电池占的比重也是比较大的，它代表了技术走向。我们国家对这几种先进的电池都列了一些重大的项目，比如说有百兆瓦级的锂电池系统作为国家项目。液流电池我们列了十兆瓦级的液流电池国家项目，另外一款新电池飞轮国家重点研发计划也在征集指南阶段。国家对这几个储能电池还是比较关注的，并且提了一些明确的指标。这个是占比的趋势图，大家可以看出，在锂电和铅炭的增长是比较高的。在储能类型当中，电化学占的项目数是最多的，是重点攻关方向。电化学当中锂电池占的比重是比较大的。从应用场合看，首先储能在可再生能源利用是最多的，不管是在西北还是东部地区，储能集中式可再生能源当中是最多的。不过，这几年分布式电源方面比重越来越大。比如说江苏在用户侧分布式储能这块占比也很大，并且随着电改，储能在用户侧比重也会占得更大。

所以总结一下，储能在可再生能源当中占比是比较大的，过一段时间大家也能看到在西北电网当中，我们也规划了很多百兆瓦级的储能电站，也是解决国家现在面临的弃风弃光难题。西北电网当中，比如青海、甘肃、新疆都进行了计算，不仅算出了整个西北电网需要的总能量，也知道在关键节点加进去能起什么作用，这个理论上都已经通过了。我想不久的将来大家在西北电网当中都能看到大规模集中式储能的身影。

下面我在量上跟大家统计一下，大家可以看出近几年储能增长率很高，尤其从2015年到2016年增幅很快，2017年增长得更快。这与可再生能源集中式储能和用户侧储能大幅增长很有关系。按国家战略，到2025年储能在电网当中的装机要达到24GW，就是24000MW后才能满足电网的需求。大家可以看出从300到24000之间还有80的空间，所以储能这一行市场前景极其广阔，依赖各位同仁们把空间更好地用好。刚才我把储能前景给大家回顾一下，下面我把储能的作用或者说示范工程设计的主要依据展示一下。

储能在电网的发输配环节都有相应的作用，我们通过相应的示范工程证明了它有相应的作用。比如说在发电端，我们在张北有大型风光储能示范工程，在辽宁风电厂里面加了液流电池储能系统。青海格尔木在光伏电站里面加了15兆瓦、18兆瓦时的储能系统，证明了在发电端加上储能系统是很有作用的。后期我们逐步会在火电当中比如说火电联合改造当中，以及储能参与电网调频方面和火电机组配合也加一些相应的储能。通过一些示范工程证明储能的作用。山西电网公司已经有四个这样的调频电站，有些已经投用了，有些正在调试。通过实际当中证明储能参与调峰调频是有相应作用的，在发电端作用很明显。

储能在输电和配电环节作用也很重要。借助储能系统可以提升特高压线路的通道利用率。河南省电力公司这个场景是哈郑直流。河南一旦特高压闭锁以后，2600兆瓦就失去电源。解决方案有两种。一种是建混电机组，可建好后利用率极低，并且即使有利润每次启动也就是十几分钟，甚至是秒级的，不一定很划算。所以我们在河南电网里面也进行了计算，在特高压变电站选了10个点，分别将200兆瓦的储能系统对电源进行了一个支撑。一旦特高压闭锁之后，通过储能应急电源给负载供电，并且在不发生故障的时候提升通道利用率。实际当中证明很有效。只是现在储能成本偏高，这种商业模式还没有探索清楚。当证明了储能在输配电领域有相应作用。

用电端作用就更多了，所以储能在发输配环节都有意想不到的作用。随着时间推移这些工程会越来越凸显储能作用。

下面我把几个主要示范工程的原理跟大家展示一下。这个是储能用于平抑风电功率波动示意图。国家示范工程和辽宁示范工程基本上就这个原理，我们加储能系统然后对整个风厂的簇率进行平抑。没有储能的时候风厂的波动特别大，控制储能装置进行处理后使输出平抑一些。尤其是从振幅上，加了储能之后幅度是比较小的，没有储能之前波动是比较大的。这里面有一个科学问题，就是储能如何和风电厂配合，就是做接线方式。我们现有的示范工程主要就是集中接，不管是张北的14兆瓦、63兆瓦时的还是辽宁的，都是在整个风厂出线端把储能接在了一起，这是否合理呢？也不一定，还有待于进一步论证。国外还有一种做法是每个风电机组自身加一些东西，这两种方式我认为都是走了极端。每个加的时候会导致你总体加的储能量大于整个加的储能容量。因为风电厂机组之间的波动自己可以平抑一部分，这种加都是从小到大，通过串并的方式结合起来的。把一个电站做到兆瓦级乃至十兆瓦、百兆瓦级，通过大连串并形成一个电站，这样控制起来是比较复杂。我个人倾向于一条线上接送一个八台或者九台机组，以这种为代表加一部分储能系统，把它散到各个方式上面，这样可能更好一些。又能利用了机组的广抑作用，又使集成上大幅度降低运行难度和风险，我们在甘肃的示范工程就是这么做的。

储能在风厂里面两个很重要的作用，一个就是跟踪计划出力曲线。电网调度上对风厂怎么调呢？就是明天发电的时候，今天要把曲线提前给调度报上来。比如说报了一条红线，红线报上来以后，第二天不管是风电还是光伏，这个可能测不准，因为风速和日照度变化比较大，我们国家风电和光伏的水平还没高到这个程度。一旦测不准，最终使风电或者光伏出力会出现黑线变化特别大，会超出预定范围。这样系统超过蓝色线的时候储能就充电，然后再放电，通过储能充放得到一个很好的调整，使它沿着规定的路线运行。我们给它起一个名字叫友好调度。比如说在青海和辽宁都验证了这个作用。只要能在正负10%的误差带宽内运行，对电网是比较友好的。这样标起来也相对而言容易一些，对我们的计划是有帮助的，后期尤其是光伏电站这个作用更明显。我们在格尔木上加了光伏以后，主要就是起了这个作用，使它能够更好的跟调度曲线。我们给它起名字是电网友好型的发电厂。假如说所有的光伏电站都是友好的，都配置10%储能的话，电网调度起来会轻松很多，这也是前一段时间青海能源局的政策，只不过现在由于商业模式，很多人觉得不一定能算得过账来，所以有强制性标准作为推荐性标准。不过我个人建议，以后算长远账的话，划得来的。另外对于风电功率波动大幅的降低，大家可以看出风电光伏在升和降的时候波动率是比较大的，借助储能装置以后可以把这个幅度降低。我们在张北得出两个重要的指标，一个是每分钟波动率2%，每10分钟是7%，就是这两个指标。假如说我们所有的标准里面，风电光伏把这个标准加进去以后，不加储能基本上是做不到的。国外就能做到这个，尤其是国外风厂里面，加储能加的比例很高。尤其像日本清森（音）的风电厂，是51兆瓦加的储能是34兆瓦，就是17个2兆瓦的电池，这个比例特别高，最终可以使风电按既定曲线运行，只不过代价比较高。我们国家现在在风电厂基本上是按10%加的，光伏电站略微高一点，我们推荐的是15%到20%，加上以后就能起到很明显的作用。

大家可以看出，在用电高峰期的时候通过储能放电，低谷的时候储能充电，能赚到峰谷差。还有一个作用是，因为我们国家是两个电价，借助储能系统以后，把这个负载线始终控在黑线上，这样可以提升变压器的容载率，也可以给用户降低容量费，这块作用比较明显。加装储能之后，峰谷差由以前蓝色的这根线，变成了粉色的这根，差大致减少了。另外一个是在医院以及大型数据中心加上相应的储能系统以后，作用更明显。尤其是敏感负载在电网发生波动的时候，要没有一些调节手段，这个波动立马就传到负载上，明显负载就会带来一些相应的损失。要是有储能在，自己感觉不到，因为储能就类似于低高压的功能，使负载感觉不到。我以前有一个朋友在河南是做军工上的精密零件，一共有8台机组，每年因为电压闪电，给他带来的损失接近两千多万。轻则出次品，重则把刀头弄坏了。因为这个损失开始他们也没太懂，没想到合适的解决方法。后来我们给他做了一套储能装置，在8台当中其中一个把这个加上去，加上去以后运行了到今年快四年了，自从用了这个设备以后，这台机组从来没出过次品并且也没坏过刀头。后来他们技改的时候，把所有装置作为标配加进去。很多负载不知道解决方案，他认为这个带来一些损失是天经地义的，其实借助