锂电池储能效率 锂电池会着火，SO，到底那种储能技术更安全？

锂电池会着火，SO，到底那种储能技术更安全？

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文丨北极星储能网

1月12日在《韩国储能项目又双叒叕起火了！！如何破解储能安全问题？》的文章下，面对储能项目着火了，到底那一项储能技术更安全？大家的评论各式各样，抽水蓄能、钒液流电池、钠离子电池、三元电池、格力钛、所以，到底那种技术更安全？

抽水储能是物理储能的一种，是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间。相较于其它电化储能技术更加安全，但是对于地理环境有很高要求。

截至2021年10月，全国已投产和在建的抽水蓄能中，电网企业占据主导地位，但在储备项目方面，发电集团和地方能源企业获取的站点资源规模有赶超之势。

全国抽水蓄能已经投产3354万千瓦，其中国家电网和南方电网在运装机3066万千瓦，占比达到91.4%。全国在建抽水蓄能装机为5288万千瓦，其中国家电网和南方电网在建装机4488万千瓦，占比84.9%。

2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（以下简称“规划”）。根据规划，本次中长期规划提出抽水蓄能储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。在发展目标方面，规划提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

2021年12月30日，国网新源河北丰宁抽水蓄能电站投产发电大会召开。据了解该项目位于河北省承德市丰宁县，规划安装12台单机容量30万千瓦机组，总装机360万千瓦，总投资192亿元。电站创造了四项世界第一，即：装机容量世界第一，储能能力世界第一，地下厂房规模世界第一，地下洞室群规模世界第一。

2021年12月30日，三峡集团所属三峡建工浙江长龙山抽水蓄能电站3号机组顺利完成15天考核试运行，正式投产发电。

全钒液流电池在安全性、循环寿命和系统残值（资源循环利用）等方面具有突出优势，尤其适合应用在固定式大容量储能领域。全钒液流电池利用不同价态钒离子之间的相互转化，通过储存、释放化学能从而实现充放电。与锂电池不同的是，由于全钒液流电池电解质离子存在于水溶液中，发生热失控、过热、爆炸的可能性大大降低。

但是全钒液流电池最大的劣势是能量密度低于锂电池；且初次投资比锂电池高。储能系统成本的核心参数是：一次性投资成本和全寿命周期度电成本，在具有特定收益模式的应用场景下，一次性投资成本越低，投资回报期越短，全寿命周期度电成本越低，利润空间越大。

2021年8月29日，国家电投湖北绿动中钒新能源有限公司基地项目100MW/500MWh全钒液流电池储能项目开工。该项目总投资93.2亿元。其中，投资43.2亿元建设100MW全钒液流电池储能电站及500MW分布式屋顶光伏装机项目，投资50亿元建设1GW风电光伏发电项目。投资19亿元的100MW全钒液流电池储能电站项目，建设用地面积约120亩，预计五年内全部达产后，共实现产值20.95亿元，税收5200万元。

2021年6月24日，山西国润储能全钒液流电池项目已落地试投产。

钠离子电池

钠离子电池使用的材料是钠盐，性状稳定，因此安全性较高。此外，钠资源更加丰富，除了氯化钠以外，钠盐有碳酸钠、硝酸钠、硫酸钠、硫代硫酸钠等化合物，因此钠离子电池的原材料不会像锂电池一样有储量不足的担忧。

2021年8月25日，工信部在回复全国政协委员《关于在我国大力发展钠离子电池的提案》时表示：高性价比的钠离子电池有望成为锂离子电池的重要补充，尤其是在固定式储能领域将具有良好发展前景。

2021年11月12日，全球首台100kWh钠离子电池数字储能系统样机顺利通电，该样机也是乌兰察布“源网荷储”技术研发试验基地新型储能验证平台首个完成通电测试的试制储能集装箱。

2021年6月27日，全球首套1兆瓦钠离子储能系统，在山西太原正式投运。

三元电池

三元电池的优点是能量密度高、低温性能好、循环寿命长，但其高温的稳定性较差所以经常被人诟病不安全。而且因为钴资源密集分布在海外，并且储量相对于锂资源和镍资源来说，钴可开采的储量是最少的。行业内渐渐的有人认为应该用磷酸铁锂路线取代原本三元电池的使用。

2021年12月，我国动力电池产量共计31.6GWh，同比增长109.0%，环比增长12.0%。其中三元电池产量累计93.9GWh，占总产量42.7%，同比累计增长93.6%。

钛酸锂电池

钛酸锂电池是一种以钛酸锂为负极的可与锰酸锂、三元材料或磷酸铁锂等正极材料组成，钛酸锂电池具有体积小、重量轻、能量密度高、密封性能好、循环寿命超长、适用于低温、安全性好。国内厂家较少，目前厂家主要是格力钛。

中国工程院院士陈清泉曾公开表示：“我认为储能产业健康发展始终要把电池的安全性放在第一位，经过多年的实践证明，格力钛电池是目前锂电池领域安全性能最好的电池之一。”

格力钛储能系统早已应用于我国最大的风光储输示范工程——张北风光储输示范工程、中科院大同分所智慧储能系统平台、粤港澳大湾区城市群核心珠海横琴新区热电厂等项目。

格力钛储能系统落地四川凉山州、甘孜州、阿坝州等地，凭借其安全可靠、超耐低温、超长寿命的特性，格力钛储能系统作为备用电源可应对高海拔、超低温地区基站供电不足、意外断电等情况，保障通信基站安全工作和通讯畅通。

熔盐储能

熔盐储能是高安全、大容量、低成本、高可靠、长寿命、易回收的新型储能技术形式，且熔盐要比导热油便宜。熔盐可作为农业肥料且可大量获取。此外，它更加环保，无毒，不可燃。研究人员指出，熔盐储能技术存储能量的时间长于锂离子电池，成本甚至与目前最廉价的大规模储能方式抽水蓄能电站相当，且安全环保。

2021年11月9日，浙江省发改委发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》。文件提出鼓励探索开展储氢、熔盐储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。

2021年11月19日，浙江首个“光伏+熔盐储热+液流储电”项目在杭州市钱塘区西子航空园区投运。

飞轮储能

飞轮储能利用电动机带动飞轮高速旋转，将能量存储于高速旋转的飞轮转子中，需要时飞轮带动发电机进行发电，是一种物理储能方式。飞轮储能具有高功率密度、充放电次数无限制、环境适应性强、无污染、工作效率高、使用寿命长、维护费用低等优点，且相较于其它电化储能技术更加安全。

2021年12月16日，国电投坎德拉（北京）新能源科技有限公司MW级飞轮储能系统成功交付内蒙古霍林河“源-网-荷-储-用”项目。

2021年11月10日，国家能源集团宁夏电力灵武公司光火储耦合22兆瓦/4.5兆瓦时飞轮储能工程开工，该项目是国内第一个全容量飞轮储能-火电联合调频工程。

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电池储能技术发展现状

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0 引言

受全球新能源发电、电动汽车及新兴储能产业的大力推动，多类型储能技术于近年来取得长足进步。除了早已商业化应用的抽水蓄能及洞穴式压缩空气储能技术，以锂离子电池为首的电池储能技术在源网荷侧已初具商业应用潜力[1-2]。

电池储能技术利用电能和化学能之间的转换实现电能的存储和输出，不仅具有快速响应和双向调节的技术特点，还具有环境适应性强、小型分散配置且建设周期短的技术优点，颠覆了源网荷的传统概念，打破了电力发输配用各环节同时完成的固有属性，可在电力系统电源侧、电网侧、用户侧承担不同的角色，发挥不同的作用[3-4]。截至2018 年底，全球电池储能技术装机规模6 058.9 MW，其中，中国装机规模1 033.7 MW，美国、中国、韩国排名前三位。

本文结合产业发展实际，剖析主要电池储能技术水平、市场应用、问题与挑战以及未来发展趋势，为电池储能技术发展提供多维度视角及基础数据。

1 典型电池储能技术

电池储能技术主要包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠基电池和其它类型电池储能技术，细分技术如图1 所示。

图1 已商用或示范电池储能技术分类

1.1 铅蓄电池

应用于储能工程的铅蓄电池包括铅酸电池和铅炭电池。铅炭电池是在传统铅酸电池基础上对负极材料进行了电容式改进[5]，结合了铅酸电池和超级电容器两者的优势，由于加了碳材料，阻止了负极硫酸盐化现象，显著提升了电池的循环寿命。从铅酸电池的500～1 000 次（60%～70%DOD，DOD 为放电深度）增加到铅炭电池的3 700～4 200次（60%～70%DOD），储能系统投资成本1 000～1 300 元/kWh，度电成本为0.5～0.7 元/kWh。近年来，铅蓄电池在储能领域的应用多数以度电成本更低的铅炭电池为主，尤其是针对工商业峰谷电价差较高的江苏、广东、北京等地已初步具备商业化应用的条件。

1.2 锂离子电池

应用于储能工程的锂离子电池种类繁多，包括2011—2015 年投运较多的聚合物锂电池、锰酸锂电池、以及钛酸锂电池，以及近年来发展迅猛的磷酸铁电池、三元锂电池和梯次利用锂电池。从一次性投资成本、循环寿命、安全性角度来说，磷酸铁锂无疑是储能领域综合特性最为优异的锂离子电池储能体系，广泛应用于电力系统发输配用的各个环节[6]。磷酸铁锂电池具有稳定性高、循环寿命长等优点，是国内电力储能系统的热门及应用最多的锂离子电池技术，储能用磷酸铁锂电池能量密度120～150 Wh/kg，系统能量转换效率85%～88%，小倍率充放电循环寿命3 500～5 000 次，储能系统投资成本1 600～2 000元/kWh，度电成本0.7～1.0 元/kWh。近年来，受磷酸铁锂成本下降及综合性能提升的影响，该技术被广泛应用在电力系统发输配用各个环节。

1.3 钠基电池

应用于储能工程的钠基电池包括高温钠硫电池、钠镍电池以及室温水系钠离子电池。钠硫电池是钠基电池的典型代表，是高温运行储能体系中发展最成熟的储能技术（350～400 ℃）。以日本NGK 为首的产业公司于2015 年之前在日本、美国、阿联酋、德国、意大利、法国等国家实施建设了超过430 MW 的储能项目。2011 年9 月设置于日本茨城县三菱材料筑波制作所内的钠硫电池（NGK 产品）起火引发火灾，历时2 周之久。而且钠硫电池固态陶瓷电解质核心技术门槛过高，核心知识产权主要掌握在日本NGK 等少数企业当中，知识产权封锁严重，产业推动缓慢，市场应用于近年来停滞不前。钠镍电池是相对温和的高温电池体系，采用氯化镍替代了正极硫，GE Energy Storage[7]和FIAMM Energy Storage Solutions等产业公司于2011—2014 年在美国、意大利等国家实施建设了共计约19 MW 的储能项目。水系钠离子电池是以水溶液为电解液的室温电池储能体系，美国Aquion Energy 公司于2013 年开始将其产品逐步推广至小容量分布式及微网储能市场，2017 年中国泰坦能源科技集团收购了Aquion Energy 公司，业务转向中国。近年来，受全球新兴储能市场的带动，高安全、潜在低成本、环境友好型水基储能体系备受关注，中国泰坦能源科技集团、中国恩力能源科技有限公司的水系离子电池储能产品进入市场[8]，中科院物理所、中聚电池有限公司的三元钠离子电池已进入电池模块攻坚阶段，宁德时代新能源科技有限公司、瑞海泊（青岛）能源科技有限公司等产业公司正在积极布局水系电池（水系钠离子电池、水系锌锂电池[9]）。

1.4 梯次利用锂电池

梯次利用锂电池主要指大批量电动汽车动力锂电池服役至初始容量80%后退役的锂离子电池，退役后通过分选、重组、集成，在部分储能应用领域具备再利用价值。

目前，我国梯次利用锂电池仍以磷酸铁锂电池为主，后续随着高能量密度三元锂电池的大规模应用，三元锂电池也将逐步进入梯次利用市场。考虑到80%容量之后退役锂电池的状态参数离散度较大且具有极大不可预测性，梯次利用锂电池的集成设计难度较大，其应用多以小型分散式应用场景为主，如通信基站备用电源、终端削峰填谷、小型光伏配置储能等。

1.5 其它类型电池

除上述电池储能技术，还包括超级电容器、镍基电池以及锌空气电池。超级电容器属功率型储能技术，在调频兼容量型储能需求主导的应用场景中，超级电容器较低的能量密度及较短的充放电时间限制了其在储能领域的应用[10]。锌空气电池是现阶段唯一一类应用于储能工程的空气电池储能技术[11]，典型产业公司如EOS Energy Storage 和Fluidic Energy。锌空气电池基本以大于2 h率的能量型产品为主。据报道，1 MWh 储能系统成本约200 $/kWh（约合1371 元/kWh），与铅炭电池储能系统相当。目前来看，锌空气电池的缺点是系统设计过于复杂，产品生产自动化程度较低，系统效率仍然偏低（低于75%）。

2 电池储能技术特性

在电池储能技术特性方面，受产业规模、系统成本、能量及功率特性、服役特性、可回收性等综合影响，目前锂离子电池（磷酸铁锂和三元锂电池）优势突出，铅炭电池[12]、全钒液流电池及梯次利用锂电池特定场景下具备竞争力[13]。铅酸电池服役寿命过短、钛酸锂电池一次性投资成本过高、钠硫电池安全问题突出且技术进步缓慢、超级电容器能量成本过高，后几类技术现阶段市场竞争力不足。

（1）产业规模决定了储能综合技术参数提升速度

产业规模方面，从大到小依次为：锂离子电池、铅炭电池、全钒液流电池。消费类、交通类锂离子电池产业体量能够很好支撑锂离子电池储能市场的发展，近年来磷酸铁锂及三元锂电池的快速进步正是得益于此；与之相比，曾经发展势头良好的高温钠硫电池因技术门槛较高、储能企业参与度不够导致技术进步缓慢，已逐步淡出储能市场。

如图2 所示，锂离子电池储能系统供应商数量遥遥领先于其它电池储能技术，高达110 家，考虑到每个储能工程项目还涉及储能电池、电源管理系统、储能变流器、消防装备、监控装备等核心装备，全套供应商体系极其庞大。而且，伴随着储能市场的逐步释放，将会有更大体量的产业公司参与其中。锂离子电池之后，紧随的是铅蓄电池（43 家）和液流电池（25 家）。

图2 电池储能项目各类技术供应商数量

（2）系统成本关乎项目投资回报期及其利润空间

储能系统成本有2 个核心参数，即一次性投资成本和全寿命周期度电成本。在具有特定收益模式的应用场景下，一次性投资成本越低，投资回报期越短，全寿命周期度电成本越低，利润空间越大。

一次性投资成本指初始设备总投资，对于电池储能系统来说，包含储能变流器、电源管理系统、储能电池、消防装备、监控系统等。除铅酸电池之外，铅炭电池一次性投资成本1 000～1 300元/kWh，为各类技术最低。磷酸铁锂和三元锂电池受电动汽车产业的推动，成本下降速度极快。磷酸铁锂一次性投资成本1 600～2 000 元/kWh，多数供应商出厂成本约1 800 元/kWh，见图3。

图3 电池储能系统一次性投资成本

不考虑运营维护成本的前提下，全寿命周期度电成本=全寿命周期内设备总投资/全寿命周期内可存储电量=[PCS+BMS+电池成本+其它-电池残值]/电池额定容量/DOD/循环次数/储能逆变器效率/电池充放电效率[14-15]。基于各类电池储能技术的循环寿命（见图4）及能量转换效率，可计算获得电池储能技术的全寿命周期度电成本（见图5），国内市场中应用较多的铅炭电池、磷酸铁锂、三元锂电池和全钒液流电池四类储能技术中，铅炭电池全寿命周期度电成本最低，在0.5～0.7 元/kWh。磷酸铁锂度电成本0.6～0.8 元/kWh，三元锂电池1.0～1.5 元/kWh，全钒液流电池受钒价格影响，2018 年成本略有增长。

（3）能量及功率特性决定占地空间及其适用场景

能量密度方面，从大到小依次为：三元锂电池（180～240 Wh/kg）、磷酸铁锂电池（120～150 Wh/kg）、铅炭电池（25～50 Wh/kg）、全钒液流电池（7～15 Wh/kg），在对占地空间要求较高的电网侧储能（一般占用变电站空间）、用户侧储能，除了针对应用场景选择合适的储能技术，能量密度对标占地空间也至关重要。基于业内共识，40 尺集装箱作为标准，三元锂电池系统能量最高可达4 MWh，磷酸铁锂在2～3 MWh，铅炭电池在1.0～1.5 MWh，个别企业也可以做到约2 MWh。

图4 电池储能系统循环寿命

图5 电池储能系统全生命周期度电成本

功率特性方面，电化学储能启动及响应速度都在ms～s 级，但由于功率密度的不同，铅炭电池一般适用于3 h 率及以上（放电时长3 h 及以上）的应用场景，主要应用于工商业削峰填谷、备用电源等领域。全钒液流电池一般适用于2.5 h 率及以上的应用场景，主要应用于集中式可再生能源并网、大规模调峰。锂离子电池应用跨度较大，覆盖电源侧、电网侧、用户侧，尤其在电源侧调频、电网侧储能等领域优势显著。

（4）服役特性决定储能系统安全性及其运维难易

储能技术服役安全性方面，锂离子电池采用有机易燃烧电解液、电池单体一致性较差、热失控引起的电站安全问题需要引起重视，运维难度相对较大。铅炭电池、全钒液流电池属水性电池范畴，安全性相对较好。

（5）可回收性决定其环境影响并需要纳入成本评估

铅蓄电池回收体系最为完善，铅回收价值高，一般占电池投资成本的20%。锂离子电池因其结构复杂，可回收性较差，现阶段应用广泛的磷酸铁锂电池几乎不包含昂贵金属，回收价值基本处于负值。其它类型电池储能技术因应用规模较小，尚不存在回收需求。

3 电池储能技术市场

截至2019 年6 月底，全球电池储能装机7 427.5 MW，占全球储能市场的4.1%。中国电池储能装机1 160.8 MW。其中，锂离子电池装机872.0 MW，占比75.1%；铅蓄电池264.2 MW；液流电池19.5 MW；其它电池5.1 MW。

铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠基电池等大类技术的细分技术工程项目小时率分析结果见图6。

图6 近3 年投运电池储能项目不同技术类型小时率

其中，铅蓄电池以能量型应用为主，尤其是4～8 h 小时率的工程项目较多，仅有2 个项目小时率低于2 h。液流电池和钠基电池都以能量型应用为主，液流电池储能项目小时率都在4 h 以上。锂离子电池储能体系既有能量型应用又有功率型应用，磷酸铁锂、三元锂电池储能体系工程应用覆盖面较广，钛酸锂电池基本以0.5 h 小时率及以下的功率型应用为主。

近3 年间，电池储能项目累积增长迅速。对大类储能技术近3 年投运储能项目进行统计分析，结果见图7。液流电池、钠基电池以及其它类型电池技术增长缓慢，尤其是装机体量较大的钠硫电池鲜有增长。铅蓄电池和锂离子电池增长较快，尤其是锂离子电池，2016，2017 及2018年环比增长率分别为87%，79.2%和77.5%。

图7 近3 年投运电池储能项目装机规模累计增长

4 问题与挑战

4.1 技术经济性制约

除抽水蓄能外，其它类型储能技术成本仍然较为昂贵。非抽水蓄能技术成本较高是制约储能产业规模化发展的关键因素。当前抽水蓄能电站投资功率成本为1 600～2 100 元/kW，度电成本约0.25 元/kWh。电化学储能技术中经济性较好的是铅碳电池和磷酸铁锂电池，度电成本分别为0.5～0.7 元/kWh 和0.6～0.8 元/kWh。未来低成本长寿命储能专用电池将是技术研发和市场应用主流。

4.2 技术性能局限性

不同类型储能技术的特征参数性能存在短板效应。抽水蓄能选址受限、建设周期长、启动及响应速度慢、能量转换效率较低；电化学储能功率等级较低、持续放电时间短、服役年限尚短，且部分技术存在环境污染风险；传统洞穴式压缩空气储能技术对化石燃料依赖度高且对储气洞穴有较高要求，新型压缩空气储能技术效率低（一般50%），使用寿命短，高压密封对装备质量要求高，运维成本高；飞轮储能放电时间短，只可持续几秒至分钟级，具有一定自放电现象，高速旋转轴承严重依赖进口，“快速-慢速”的调频切换模式将导致电机系统发热严重，存在安全隐患。氢储能及其它新型储能技术尚处于起步阶段。

4.3 场景适应性局限

储能应用场景多样，针对特定应用场景的本体技术开发布局较少。不同应用场景对储能技术要求不同，各类储能技术性能短板决定其应用局限性。抽水蓄能主要适用于跨区域的大电网调峰、长时调频；虽然电化学储能在近年来综合特性指标提升很大，但循环寿命、功率等级等技术指标表现仍与电力系统元件长寿命、大容量的要求存在差异，受度电成本和功率成本限制，尚不够使其在适用场景中得到大规模应用。同时，针对特定场景的本体技术定制化设计考虑较少，现阶段仍是动力电池的移植应用，针对不同应用领域的功率型和能量型产品都需定制开发，以保证应用效益最大化。

4.4 本体安全性制约

锂离子电池热失控安全风险较为突出，其它类型电化学储能技术也存在一定的安全风险。电化学储能电池管理不当存在火灾或爆炸风险。锂离子电池、钠硫电池等储能电站都发生过较为严重的起火爆炸事故，严重影响政府、产业界及民众对储能产业的信任度，极大制约储能产业健康发展。本体技术内部安全可控和系统级别安全管理是解决电化学储能电站安全问题的主要方向。

4.5 环境负荷性挑战

电化学储能技术包含一定有毒有害物质、高成本元素，有毒有害物质的管控及高成本元素的回收具有挑战性。电化学储能电池有害物质可能会通过燃烧、泄漏等方式在运行过程中对环境造成污染。同时，退役储能电池若处置不当会对环境造成威胁。此外，含有高附加值元素的退役储能电池回收对资源的循环利用也至关重要。但由于电池结构过于复杂，回收效率低、产线设计困难、回收经济性较差等问题将制约未来储能电池回收产业的发展。

5 结语

中国电池储能技术短期内预计将以磷酸铁锂电池、铅炭电池和全钒液流电池为主。磷酸铁锂电池主要应用于电源侧调频、电网侧储能、“风电+储能”等领域，并逐步向其它应用领域拓展，随着储能成本的降低、多重应用价值的陆续体现，磷酸铁锂电池储能市场空间将会进一步扩大；铅炭电池将在工商业削峰填谷、“光伏+储能”等领域扩大应用，并将持续提升服役寿命，降低度电成本；全钒液流电池储能示范工程规划断断续续，受原材料价格影响，大型全钒液流电池储能电站工程建设推进速度很慢，极有可能因此错过关键成长及发展期；电动汽车退役锂电池预计将在2020 年之后进入爆发期，梯次利用锂电池的市场定位一直模糊不清，电站规模、应用场景、运行安全等方面都亟待研究，尚有大量工作待解决。

未来，电池储能产品将朝着大容量、大型化、定制化、安全性、易回收、适应性、数字化方向发展。

（1）大容量。在同等规模下，储能器件大容量可以减少单体电池使用数量，降低单体电池一致均衡的难度，从而降低电池发生热失控乃至起火的概率。

（2）大型化。电力发电侧和电网侧单个储能电站规模过小对电力系统作用微乎其微。目前，电力系统内大量分散式小型储能电站（单个电站规模多数在30 MW 以内）投运的主要意义是验证储能系统的经济性、可靠性、电网适应性等。未来，配置灵活的电化学储能技术若想在电力系统中发挥更大的作用并逐步占据主导地位，大型化是必经之路。自2016 年开始，全球电化学储能项目大型化趋势愈加明显，截至目前，已投运5 座单个大于50 MW 的储能电站，分别分布在德国、日本、澳大利亚和中国，其中澳大利亚有2 座规模达100 MW。在建及规划中的储能项目，超过100 MW 的储能电站共21 座，其中美国4 座、日本1 座、韩国2 座、英国1 座、德国3 座、澳大利亚6 座、中国3 座、爱尔兰1 座。随着电化学储能在实践中逐渐证明其经济性和可靠性，未来将会建设更多更大规模的电化学储能电站，在源网荷侧发挥更大的作用。

（3）定制化。以综合特性优异的锂离子电池为主的电化学储能技术定制化需求将日益增加。2017—2018 年储能电站运行表现来看，动力锂电池显然无法满足电力储能应用要求，需针对不同应用场景定制开发不同小时率的储能产品。按照中国储能市场现状，需定制开发大于等于2C 倍率运行的电源侧调频储能产品、2C～0.25C 的电网侧储能产品、小于等于0.25C 的用户侧储能产品以及宽倍率运行要求的新能源+储能混合型产品。而且，伴随着配用侧电力市场化的逐步深入，电力价格波动会愈加频繁，跟踪峰谷波动调节出力的储能产品将逐步成为市场主流。

（4）安全性。标准化储能集装箱是未来电化学储能电站的主要应用形式，集装箱内部电池一般需经过3 个层次的堆叠，分别是模块、pack 和电池簇，电池在时间和空间尺度上的运行差异会越来越明显，从电池本体角度加强电池安全研究，避免电池热失控造成起火及爆炸事故，意义重大。另外，其它核心器件的本体安全（电源管理系统、储能变流器等）及相互之间的电气安全也至关重要。需要从集装箱内部热管理、热失控隔离、电池单体筛选、电源管理系统主动均衡、高效消防策略及装备等角度多维度全方位提升集装箱式储能电站的安全性。

（5）易回收。随着储能电站规模的日益增加，退役后储能电池的回收难题日益凸显。现有电池，尤其是锂离子电池，结构设计复杂，自动化回收生产线设计难度大，回收收益不具备吸引力。从电池本体设计出发，研制易回收的储能电池体系将是未来重要方向。

（6）适应性。适应性主要指电网适应性和环境适应性。电网适应性方面，需要通过储能变流系统的快速控制，使储能电站对外呈现虚拟同步发电机特性，从而实现储能的友好接入；同时，系统具备高/低电压穿越、高/低频穿越及弱网适应等功能，要具备电网多种异常工况下不脱网，对系统进行持续支撑的能力。环境适应性方面，噪音和污染是储能电站可能存在的会对环境造成负面影响的2 个方面，建设在居民区附近的储能电站需做好降噪音方案。电站设计上还要考虑起火以及泄露对环境的可能污染。

（7）数字化。储能产品全生命周期数字化信息既可以向上为电网调度及监控提供重要支撑，也可以向下为核心部件的状态诊断、性能提升提供数据参考，需逐步建立数字化信息传输、获取及共享制度化。

梅 简1，张 杰1，刘双宇2，裘吕超1

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.全球能源互联网研究院有限公司，北京 102209）

本文引文信息：梅简,张杰,刘双宇,裘吕超.电池储能技术发展现状[J].浙江电力,2020,39(03):75-81.

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锂电池储能系统的响应时间通常是非常快的,可以在毫秒或秒级别内完成响应。具体的响应时间取决于系统的设计和配置以及所连接的控制系统。一般来说,锂电池储能...

锂离子电池是一种高效的储能技术,具有以下优点:1.高能量密度:锂离子电池具有较高的能量密度,即单位质量或体积所储存的能量较大,可以提供较长时间的电力供...

储能利用率是指储能元件储存起来的电量与输入能量的比。储能技术主要分为物理储能(如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等)、化学储能(如铅酸电池、氧化还原...

电池是用来储存电量的,从应用上来讲,都是储能的,因此可以说所有的锂电池都是储能电池,后来为了区分应用,按场景分为消费电池、动力电池和储能电池三种。消...

大型锂电池储能系统的成本约为132~245美元/MWh(约合人民币0.856~1.589元/kWh)。而FormEnergy声称,他们研发的这款铁-空气电池,放电时间为150小时,单位千瓦...

2.湖南存能电气股份有限公司3.东莞金凤凰能源科技有限公司4.深圳华睿新创科技有限公司5.河北瑞冠新能源科技有限公司6.深圳格瑞普电池有限公司7.东莞钜大...

[回答]上海派能能源科技有限公司专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统的研发、生产和销售。2、阳光电源(300...2、阳光电源(300274):公司专注于太阳能...

[回答]锂电池选择应该考虑多方面因素,要看你的主要用途,你可以了解一下倍特力,他们的产品型号非常齐全,价格优惠,我个人比较推荐倍特力在这个行业的口碑...

家庭安装的储能设备锂电池充满电的时间取决于电池的容量和充电器的功率。一般来说,充电时间在4-8小时之间。当电池充满电时,充电器会自动停止充电,以避免电池...