1.2　典型储能技术

1.2.1　典型储能技术的分类

能量存储技术的发展随着电力工业发展中的问题而发展，不能存储电能本身，但可以通过将电能转换为化学能、机械能或电磁能来存储。不同的储能方式可分为机械储能、电化学储能、电磁储能和电蓄热储能等，其中：机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，电化学储能主要包括锂离子电池储能、全钒液流电池储能、钠硫电池储能等，电磁储能主要包括超导储能（SMES）、超级电容器储能等，电蓄热储能主要包括显热蓄热、相变蓄热和热化学蓄热等。电力系统储能的具体应用见表1-2。

由表1-2得到各种储能技术的功率等级及额定功率下可放电时间，如图1-8所示。

多种类型储能技术特点不同，如储能规模、储存自耗散率、运行周期、储能循环效率等都存在差异性，具体如下：

（1）储能规模。储能规模指标包括功率等级和持续放电时间/响应时间，功率等级越高、放电时间越长，储能系统的规模越大。根据各种类型电力储能系统的功率和放电时间进行比较，抽水储能和压缩空气存储适用于超过100MW的应用，并且能够持续提供日产量，可用于大规模能源管理，例如负载平衡、输出功率斜坡及负载跟踪等情况；液流电池、大型电池、燃料电池、太阳能电池及蓄热适用于偏中等规模能量管理。

（2）运行周期与能量自耗散率。两者是储能系统性能的具体体现指标。运行周期分为短期（小于1h）、中期（1h至1周）和长期（大于1周）。能量自耗散率等于储能系统自身的能量消耗除以储能总量，通过比较可知，压缩空气储能、金属-空气电池、抽水蓄能、燃料电池、太阳能电池和液流电池等的自耗散率很小，因此均适合长时间储存；铅酸电池、镍镉电池、锂离子电池、电蓄热储能等具有中等自放电率，储存时间以不超过数十天为宜；超导储能、飞轮储能、超级电容器储能每天有较高的自充电比率，只能用在最多几个小时的短循环周期。

（3）储能循环效率。储能循环效率是体现储能系统技术性能最重要的指标之一。储能系统的循环效率大致可以分为：①极高效率时，超导储能、飞轮储能、超级电容器储能和锂离子电池的循环效率超过90%；②较高效率时，抽水蓄能、压缩空气储能、电池（锂离子电池除外）、液流电池和传统电容器的循环效率可以达到60%～90%；③低效率时，金属-空气电池、太阳能电池、电蓄热储能的效率低于60%。

基于热力学第一定律的储能循环效率的计算公式为

式（1-1）适用于能量以机械能或电磁能形式储存的储能系统。

1.2.2　典型储能技术的发展与应用

1.2.2.1　典型机械储能技术的发展与应用

抽水蓄能是机械储能的典型代表，以抽水蓄能为代表介绍机械储能技术应用的特点。抽水蓄能电站是一种特殊类型的水电站，它以一定量的水作为能量载体，通过能量转换将水的重力势能转换为电能。抽水蓄能电站是一种解决低负荷与峰值负荷之间供需矛盾的间接储能方法。抽水蓄能电站可根据自然径流条件或工厂单元的组成和功能、水库的数量和位置、发电厂的形式、水头的水位、单元的类型和规定进行分类。抽水蓄能电站主要由上水库、下水库、引水系统、车间、抽水蓄能机组等部分组成。抽水蓄能电站有抽水和发电两种工况。可逆单元通常是双机器单元，即水轮机和泵合并成机器单元，操作条件的变化取决于转轮的旋转方向：当电网负荷低或水量充足时，下水库中的水通过剩余电能被泵送到上水库，并以势能的形式储存；当电网负荷较高或水量较低时，上水库中的水被释放，驱动水轮发电机组发电并将其送至电力系统，只要地理条件合适，抽水蓄能电站就可以建造相对较大的容量。抽水蓄能电站工作原理图如图1-9所示。

1.抽水蓄能技术的发展历程

欧洲最大的抽水蓄能电站是英国的Dinoring电站，建于1984年，是世界上第一个能够在短时间内满负荷运行的抽水蓄能电站。Dinoring电站的年度经济效益相当可观，年利润可保持在1亿多英镑。抽水蓄能电站在电网设备中占有很高的竞争地位，具有价格低、性能高的优点。法国最大的抽水储能电站是GrandMaison，建于1987年。它不仅可以调整法国电网系统的峰值负荷、填谷和储备，而且可以与国外交换10%的电力，不仅可以稳定法国的电网，而且可以实现国际交流。

美国地域辽阔，经济发展迅速，电力需求很大，因此对抽水蓄能电站的投入巨大。在已建成的众多发电站中，有超过20个装机容量大于20万kW的抽水蓄能电站。1984年，美国最大的抽水蓄能电站正式投入运营，即Bathcoanty电站，它使用起来非常灵活，不仅可以调峰填谷，还可以降低抽水成本，是美国电网系统不可或缺的一部分。

20世纪90年代以后，日本抽水蓄能电站的发展超过了美国。日本周边海域为抽水蓄能电站的发展提供了强有力的条件。随着日本电力需求的快速增长和科技的进步，日本已建成大量抽水蓄能电站，抽水蓄能电站技术在设计、施工、管理和投资方面均位居世界第一。2016年，日本安装了11个抽水储能电站，装机容量超过100万kW。

与日本、美国、法国等发达国家相比，我国的抽水蓄能电站起步较晚，经过多年的努力，我国的抽水蓄能电站在设计、施工和运行管理等方面积累了丰富的经验，趋向成熟，富有成效。截至2017年年底，我国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一，在运规模2849万kW，在建规模3871万kW，预计到2020年，运行总容量将达4000万kW。

由于利用火力进行调峰不利于系统的节能和减排，在当前新能源消纳难的背景下，国内外学者积极研究以抽水蓄能电站联合风电场协同调控，提高风力发电、光伏发电等新能源的消纳能力，减少弃风、弃光率。在风电-抽水蓄能联合系统优化的小型仿真系统中，日本学者对风电-抽水蓄能联合系统与普通风力发电系统进行了对比分析，结果表明，风电-抽水蓄能联合系统可有效降低风电场弃风电量。

目前，我国对风储联合优化的研究尚处于起步阶段，国外学者对此进行了较为深入的研究。从电力系统规划的角度，荷兰学者对抽水蓄能电站和风电场联合运行的装机容量进行了初步研究。通过优化风储联合运行系统，确定了一定风电装机容量下抽水蓄能电站装机容量的优化方法。丹麦学者建立了风电-抽水蓄能联合系统的经济优化模型，优化了抽水蓄能电站的装机容量，最大限度地提高了风电利用率，降低了单位电价的成本。欧洲国家提出了六种不同的风电-抽水蓄能联合系统运行模式，并建立了相应的运行模式和经济评价，该模型利用抽水蓄能电站存储多余的风电，并在高峰负荷期开始抽水蓄能。

随着电力工业改革的深入，电力工业逐渐进入市场环境，风电存储系统已经将越来越多的市场经济因素考虑在内。在电力市场环境下，有学者建立了优化模型，旨在优化风电-抽水蓄能联合系统的整体经济效益。该模型将综合运行系统的经济效益与两个系统单独运行的经济效益进行了比较，并考虑了峰谷价格差异和电网的传输限制，优化了风电-抽水蓄能联合系统，验证了系统的经济可行性，分析了风电-抽水蓄能联合系统运行的电网稳定性和风电渗透率，以及潮流分布的改善效果和经济效益，建立了峰谷电价下风电-抽水蓄能联合系统的能量转换效益评估模型。通过对风电-抽水蓄能联合系统的分析，指出峰谷价格差异可以用来提高组合系统的经济效益。

2.抽水蓄能技术的应用

抽水蓄能装置具有运行速度快、响应灵活的优点，既可以用作电源也可以用作负载。它在电网调峰、填谷、调频、改善电网运行状况和提高运行经济效益方面的作用得到了充分验证，技术成熟可靠。

抽水蓄能电站不仅是在低谷时吸收电能的用户（抽水条件），而且是在峰值负荷下提供电力的水电站（发电条件）。利用抽水蓄能电站的蓄电功能可以作为风电的调节电源，可以充分发挥抽水蓄能和风能之间的互补性，可以有效解决风电运行中的消纳问题，减少电网连接难度、电力限制和市场难度等问题。

（1）调峰功能。在白天电网负荷高峰时，抽水蓄能电站存储在上水库的水驱动水轮发电机组发电，将电能快速输送给电网，而抽水蓄能机组从停止到满负荷发电运行一般仅需2min。另外相比于传统煤电的单向调峰，抽水蓄能调峰是双向调峰，就解决弃风问题而言，其调峰弹性要远胜煤电。且煤电只能在其自身装机能力范围内通过增减负荷来调峰，抽水蓄能电站却可以吸收过剩风电，调峰更具灵活性。

（2）填谷功能。在夜间的用电低谷，抽水蓄能电站借助多余电能，如火电站、核电站和风电场产生的电能，将水抽送到上水库储存起来，等到负荷量比较大时再进行发电。它具有启动灵活、爬坡速度快的特点，能够很好地缓解稳定性和连续性差的风电给电力系统带来的不利影响。

（3）调频功能。在设计上，抽水蓄能机组就考虑了迅速启动和跟踪负荷状态的效果。一般的抽水蓄能机组从静止到满载所花的时间很短，调节出力的速度也非常快，达到10000kW/s，而且允许转换的次数也很多。

1.2.2.2　典型电化学储能技术的发展与应用

电化学储能系统可以快速调节接入点的有功功率和无功功率，可提高系统的稳定性，提高电源质量。当容量足够大时，它甚至可以实现调峰。随着大功率逆变技术的不断成熟和电池技术的不断发展，电化学储能系统在电力系统中的应用前景越来越广泛。

1.电化学储能技术的发展历程

目前，发达国家都把电化学储能技术作为能源领域的战略新兴产业进行支持，并取得相应成果：由于政府政策支持和经济发展的激励，日本从20世纪70年代即开始投入大量人力和物力支持电化学储能技术的发展；在欧洲，西班牙马德里20世纪90年代后期建造了1MW/（4MW·h）的大型铅酸电池储能系统，德国Herne市建造了1.2MW/（1.2MW·h）的用于减少电网波动的铅酸电池储能电站；在美国，南加利福尼亚州于2009年8月建立了32MW·h的当时世界上最大的锂离子电站。

我国的储能技术也得到了广泛应用，2006年年底，中国科学院上海硅酸盐研究所成功研制了具有自主知识产权的大容量储能用钠硫单体电池；2010年，上海世博会上展示运行了100kW/（800kW·h）的钠硫电池储能装置，并建设了三个储能示范电站（漕溪站、前卫站、白银站）；2011年6月，中国国际清洁能源博览会上展示了新型能源发电储能电站系列产品；2011年9月，南方电网整合比亚迪环保铁电池技术在深圳龙岗建立了3MW×4h储能电站，同时比亚迪同国家电网合作在河北省张北县建成投产一座140MW的可再生能源电站，是集风力发电、光伏发电、储能、智能输电于一体的新能源综合利用平台。

电化学储能技术发展非常迅速，铅酸蓄电池储能系统是一种比较成熟的储能系统，包括由铅及其氧化物制成的电极和由硫酸溶液构成的电解质，铅酸蓄电池商业应用较为广泛，例如德国柏林DEWAG电厂使用的8.5MW×1h储能系统，以及西班牙马德里Evidelderola技术示范中心的4MW×1h系统，PREPA在波多黎各采用的20MW×0.7h机组。目前最大的铅酸蓄电池储能系统是美国加利福尼亚州建造的10MW×4h系统，见表1-3。

硫化钠电池具有高效率和大容量的特点，是一种新型有前途的大容量电能储能电池，具有广阔的发展前景。它的体积可以减少到普通铅酸蓄电池的1/5，便于运输、安装和模块化制造。其效率可达80%以上，循环寿命可超过6000次。在钠硫电池的研究和应用方面，日本的相关技术处于领先地位。

锂离子电池对于电能的存储取决于阴极和阳极材料中锂离子的嵌入和脱嵌。锂离子电池储能技术近年来发展十分迅速，表1-4列出了国内外锂离子电池储能系统的应用情况。目前，以钛酸锂为负极的锂离子电池储能技术正成为研究和应用的热点。2008年，Altaimano开发出1MW钛酸锂电池系统；2010年，东芝使用钛酸锂作为负极材料来开发超级锂电池并已成功商业化。

2.电化学储能技术的应用

随着各种电化学储能技术的发展及广泛应用，储能电池将应用于电力系统的各个方面，如发电、输电、配电、使用和调度等，改变现有电力系统的生产、运输和使用方式，有助于传统电力系统向“互联互通、智能化、互动性、灵活性、安全性和可行性”的新一代电力系统改造。

（1）发电侧。锂离子电池和液流电池将成为支持新能源大规模开发的重要储能技术，推动新能源成为新一代电力系统的主要电源。截至2017年年底，国内风电和光伏并网容量已达2.93亿kW，占全部装机容量的17%。根据国家非化石能源发展目标和碳减排目标，减缓水电和核电装机容量，截至2030年年底，我国风电、光伏发电等新能源发电总装机容量应至少达到8.8亿kW，新能源作为主要电源将成为我国新一代电力系统的主要特征。为此，锂离子电池和液流电池必须在短期大功率输出和快速响应性能方面取得进一步突破，有效抑制大规模新能源发电输出的波动，灵活跟踪发电计划的输出曲线，实现新能源电厂的可衡量与可控。

（2）电网侧。液流电池因其可作为大容量电网级储能电站而备受青睐，可为电网提供各种辅助服务，增强电网调度控制的灵活性和安全性。液流电池具有循环寿命长、容量大、响应速度快、安全性高的优点，预计将取代目前投入运行的锂离子储能电站，并在未来发展成10万kW以上的电网级储能电站。液流电池电网级储能电站可提供多种辅助服务，如调峰、调频和调压。同时，围绕大型能源基地、变电站、负荷中心、电网终端等领域建设大容量液流储能电站，可以充分发挥储能电站在促进电力平衡中的重要作用。

（3）用户侧。锂离子电池将成为推动分布式小型电池储能系统发展的主要技术，而新型电池可作为锂离子电池的辅助应用。未来，锂离子电池技术将进一步突破，能量密度将接近600W·h/kg，充电时间将缩短至30min，使用寿命将达到15年，满足小型分布式储能、移动电源的性能要求。新型电池可与锂离子电池组合，实现电动汽车、家用分布式储能等领域的融合应用。在未来，可以选择分布式光存储系统以独立地供电，以便为具有大潜力、电力需求小和对电网依赖性低的一些用户带来经济效益。

1.2.2.3　典型电磁储能技术的发展与应用

1.电磁储能技术的发展历程

近几年，超导储能的研究一直是超导电力技术的热点之一。超导储能的概念在20世纪70年代一经提出，其能量存储能力便受到关注。随着技术的发展，超导储能不仅可作为一种储能装置以平衡电力系统的日负荷曲线，还可以作为一种可以参与电力系统运行和控制的有源和无功电源，通过积极参与电力系统的电力补偿提高电力系统的稳定性、输电能力和电能质量。

1969年，Ferrier提出了使用超导电感来存储电能的概念。20世纪70年代早期，威斯康星大学应用超导中心（USC）使用超导电感线圈和三相AC/DCGraetz桥电路来分析和研究Graetz桥在储能单元和储能单元之间相互作用中的作用。为了有效地抑制波动，电力系统中广泛地应用超导储能。20世纪70年代中期，LASL和BPA（Bonneville电力管理局）联合开发了30MJ/10MW超导储能系统，并将其安装在华盛顿州塔科马市，以解决从西北太平洋到南加州的双回路500kV交流输电线路的低频振荡问题。BPA电网为了提高输电线路的输电能力，采用30MJ超导储能系统进行性能测试，超导储能可以有效地解决BPA电网中从西北太平洋到南加州的双回路500kV交流输电线路的低频振荡问题。

1987年，美国核防御办公室启动了SMES-ETM计划，开展了大容量（1～5GW·h）超导储能的方案论证、工程设计和研究。到1993年年底，R.Bechtel团队建成了500MW/（1MW·h）的示范样机，并将其安装于加利福尼亚州布莱斯，可将南加利福尼亚输电线路的负荷传输极限提高8%。

1999年，德国ACCEEL、AEG和DEW联合开发了2MJ/800kW超导储能系统，以解决DEW实验室敏感负载供电质量问题。日本九州电力公司已开发出30kJ和3.6MJ/1MW超导储能系统，日本中央电力公司、关西电力公司、国际超导研究中心也开展了超导储能系统研究工作。

中国科学院电气工程研究所和中国科学院合肥分院等离子体物理研究所很早就开始研究超导磁体。在超导磁体分离、磁流体推进、核磁共振甚至磁约束核聚变托卡马克磁体方面做了大量工作。进入21世纪，随着高温超导技术的发展，清华大学开发了3.45kJBi-2223中小型企业超导磁体和150kVA的低温超导储能系统，并用它来提高实验室研究的电能质量。2005年，华中科技大学开发出35kJ/7.5kW直冷HTS超导储能系统原型，开发了基于超导储能的限流器方案和实验样机，并于2006年启动了1MJ/0.5MVA高温超导储能系统的研究项目。

超级电容器的开发始于20世纪80年代。Helmholz于1879年发现了电化学双层界面的电容特性，并提出了双层理论。1957年，贝克尔获得了第一个高比表面积活性炭电化学电容器作为电极材料的专利（提出小型电化学电容器可用作储能装置）。1962年，标准石油公司生产了一种以活性炭作为电极材料和硫酸水溶液作为电解质的6V型超级电容器。1979年，NEC开始为电动汽车的启动系统生产超级电容器，并开始大规模商业化应用电化学电容器，并由此提出了超级电容器的概念。几乎同时，松下研究了使用活性炭作为电极材料和有机溶液作为电解质的超级电容器。此后，随着材料和关键技术的突破，超级电容器的质量和性能稳步提高，超级电容器已大规模工业化。

超级电容器的工业化始于20世纪80年代。20世纪90年代，Econd和ELIT推出了适用于大功率启动应用的电化学电容器。松下、NEC、爱普科斯、麦克斯韦、NESS等公司都非常积极地开展超级电容器研究。目前，美国、日本和俄罗斯的产品几乎占据了整个超级电容器市场，每个国家在产品性能和价格方面都有自己的特点和优势。自问世以来，超级电容器已被世界上许多国家广泛接受，全球的需求快速扩张，已成为化学电源领域的新兴产业亮点。根据美国能源管理局的数据，超级电容器的市场容量从2007年的40亿美元增加到2013年的120亿美元。2013年我国超级电容器的市场容量达到31亿元。

2.电磁储能的应用

电磁储能主要是指利用电磁超导现象、超级电容器进行能量的存储和释放的技术，主要包括超导储能、超级电容器储能，性能对比见表1-5。

超导储能是一种使用超导线圈直接存储电磁能量并在需要时将其返回电网或其他负载的电力设施。它通常由超导线圈、低温容器、制冷装置、转换器和测量与控制系统组成。

超导储能可用于调节电力系统的峰值和谷值（例如，当电网负荷较低时存储多余的能量，并在电网负荷达到峰值时将存储的能量发送回电网）减少甚至消除电网的低频功率振荡，以改善电网的电压和频率特性。同时，它还可用于调节无功功率和功率因数，以提高电力系统的稳定性。

超导储能因其快速响应特性而广泛应用于电力系统。其主要功能是提高电网稳定性，提高供电质量。为提高电网的稳定性，超导储能系统可以抑制电网的低频振荡，提高电网的输电能力。此外，通过向电网提供有功和无功功率，超导储能系统可以防止由发电机故障或连接到电网的重负载引起的电压降，从而稳定电压。提高供电质量主要体现在：①提高FACTS设备的性能；②补偿负载波动；③提高电网的对称性；④作为备用电源；⑤保护重要负荷。

超级电容器具有高功率密度和快速充放电的特点，特别适用于脉动功率操作和快速响应。超级电容器还可以与蓄电池混合使用，结合两者的优点，大大扩展应用范围，提高经济性。

超级电容器在电动汽车领域备受瞩目，并逐渐扩展到低功率电子设备、消费电子和军事领域。超级电容器还广泛应用于电力系统，如电能质量调节、风力发电和太阳能发电并网，以及大规模储能等场合。超级电容器可有效调节电能质量，缓解电压骤降、跳变和失真，实现电力系统电压动态稳定，确保系统波动时敏感负载的稳定性，典型应用是动态电压恢复器（DVR）和静态同步补偿器（STATCOM）。ABB开发的基于超级电容器的DVR已成功应用于新加坡的4MW半导体工厂，可实现160ms的低电压穿越。由中国科学院电气工程研究所和无锡力豪科技有限公司共同开发的基于超级电容器的DVR可以实现补偿输出，大大降低DVR的运行成本。超级电容器储能系统也可用于控制非线性输出发电系统的有功功率波动，有效抑制直流侧过电压，为系统提供动态无功功率支持，减少对电网的影响，提高故障后机组的稳定性。因此，超级电容器可用于调节和控制风力发电和太阳能发电系统的功率输出。2005年，美国加利福尼亚州为950kW风力涡轮机建造了450kW超级电容器储能系统，以调节从机组到电网的电力传输波动。

超级电容器作为备用电源和直流电源可应用于发电厂和变压器/配电站中的控制、保护、信号和通信设备。例如，超级电容器开关装置可克服电解电容器储能硅整流器开关装置的缺点，如容量有限、漏电流大、可靠性差等，可实现连续频繁操作，并可通过电路浮充快速充电。超级电容器还可以用作风电机组和FTU的备用电源，以实现快速充电和放电。使用大容量超级电容器储能元件的DVR设备甚至可以取代不间断电源（UPS），作为电网中短期电压中断的补救措施。清华大学与漳州科华联合开发的储能超级电容器不间断电源系统可实现双输出电压的高精度控制，允许负载输出100%不平衡，实现输出电压精度达2%。

超级电容器还可以应用于大容量能量管理，例如调峰和大规模储能。特别是超级电容/电池混合储能由于投资少、运行成本低，被认为是未来储能的发展方向。在混合储能系统中，超级电容器充当滤波器，可在负载短时突变和短路的情况下提供高功率接入，平滑电池的充电和放电电流，避免大电流对电池的影响，减少充放电循环，延长储能系统的使用寿命。通过改进算法和优化容量，混合储能系统还可以有效地降低投资和运营成本。

1.2.2.4　典型电蓄热储能技术的发展及其应用

1.典型电蓄热技术国内外发展

大规模蓄热技术的研究和应用始于20世纪70年代初。由于全球油价上涨，美国、法国、英国等发达国家出现了严重的能源危机，从而意识到了能源合理化利用的紧迫性和重要性。因此，美国率先开展了电蓄热技术研究，并开始在相关领域进行研究和开发。

我国电蓄热装置主要分布在电力系统和电力充足的地区。近年来，由于水电和核电的快速崛起，以及煤炭、石油等传统能源价格的上涨，电热蓄热装置在市场上具有很强的竞争力。随着电力峰谷之间的差距逐年扩大，为了进一步改善生活环境，国家电力部门已经出台了各种优惠政策，将电蓄热装置转变为更好的供暖形式，这是提高能源效率和保护环境的重要手段。

2.典型电蓄热锅炉的应用

电蓄热储能技术主要包括显热储能（油、液态金属、固体非金属类等）、相变潜热储能（有机材料、无机盐等）、水蒸气蓄热、吸附蓄热、热化学蓄热等。从对比上看，显热储能容易做到大容量，且储能周期长，技术成熟度高。在高温500℃以上的，储能周期达到1d以上的电蓄热储能方式只有熔盐类、热化学类储能。水蒸气蓄热虽也可做到大容量，储能周期也较长，但需要热水温度达到120～300℃，且占地面积庞大。热化学蓄热在可行性上可以满足大容量、长周期储能的需求，但是目前正在研发过程中，没有商业化应用。

电蓄热储能的典型代表为电极水蓄热锅炉系统，主要由电极锅炉、储水罐、循环水泵、恒压供水设备、换热器等设备组成。其工作过程是将电能转换为热能，并将热能转移到介质中，介质（水）从低温加热至高温，然后通过循环水泵送至供热用户，释放能量，之后介质（水）从高温下降到低温，进入电极锅炉，并保持热平衡往复运动。

电极水蓄热锅炉系统的特点如下：

（1）电极水蓄热锅炉效率高达99.8%，加热速度快。

（2）10kV高压电直接供电，可减少变压器的初投资。

（3）可根据用户负荷变化自动实现无级调节。

（4）蓄热模式可储能高压热水，但热水罐的体积庞大，热散失率高。

电极水蓄热锅炉通常配备有两个电极板。将电极板浸入水中并通电后，可利用水电阻发热将水转化为高温水，高温水可以通过锅炉的外部热交换器储存，也可以直接用于加热用户。电极水蓄热锅炉利用水的电导直接加热，因此所有的电能都转化为热能，这与传统的锅炉不同。通过调节锅炉内水位，可实现调节运行负荷的效果。当锅炉缺水时，电极板之间的电流通道自然切断，高压电极锅炉通过调节电阻相应地调节热负荷，与传统锅炉相比，电极水蓄热锅炉系统调节范围更广，其结构如图1-10所示。

电极水蓄热锅炉可分为喷射式和浸没式两种。具体如下：

（1）喷射式电极水蓄热锅炉通过将炉水直接喷射到电极上进行加热。交流电流从相电极流出，使用水作为导体，通过中性点流向另一相电极。由于水具有电阻，电流可直接在水中产生热量。喷射式电极水蓄热锅炉的结构如图1-11所示。

根据中央水室承压方式的不同，喷射式电极水蓄热锅炉分为承压和不承压两种类型，其中承压型的射流远且水流形状不变，可保护锅炉不受电弧放电损伤、出力控制范围更广，具体的结构对比如图1-12所示。

（2）浸没式电极水蓄热锅炉采用电极直接浸没入炉水的方式加热，通过电极加热炉水、炉内水循环、炉外给水3个环节实现，其结构如图1-13所示。

这两种电极水蓄热锅炉型式具有不同的特点及应用范围，喷射式电极水蓄热锅炉利用水的电阻特性加热，电能转化热能的效率高达100%；浸没式电极水蓄热锅炉对水质要求较高，电极浸泡于炉水中，使用寿命比喷射式电极水蓄热锅炉短。

3.电蓄热储能技术的应用

热电厂通过安装电蓄热设施来解决“以热定电”的限制，实现大规模调峰。热电厂配置电蓄热系统示意如图1-14所示。在此方案下，参与调峰的热电厂的运行机制为：①在低谷期间蓄热，并在此期间减少（甚至关闭）电力输出，参与调峰；②用电高峰时，需要配备备用锅炉，以确保在正常供暖的情况下火电机组的供热能力充足。分析表明，通过配置蓄热可以实现电-热解耦，提升系统调峰能力，增加新能源并网空间。

通过分配蓄热量来参与调峰，可以保证热电厂的热负荷要求，同时在低负荷期间可以降低功率输出。通过灵活操作，可以提高机组的调峰能力，并可以为新能源并网提供额外空间。蓄热可以很好地抑制热负荷峰值期间的热负荷波动，减轻热负荷的压力，避免使用昂贵的热源，如尖峰锅炉；也可以在低热负荷期间储存多余的热量，以避免加热电源的关闭。

热电机组的工作原理和蓄热器的配置方案可以改变热电机组的运行特性，通过配置蓄热实现灵活运行，增加电力输出的可调范围，为新能源并网提供空间，将带有蓄热的热电机组纳入当前的电力调度系统，可以形成电力和热力综合调度系统，提高系统对新能源的接受程度。

通过使用蓄热可以实现汽轮机和蓄热器的组合运行。根据功耗，一天的电力负荷期可分为高峰期（16：00—21：00）、低谷期（23：00—5：00）和平峰期（其他时间）。汽轮机与蓄热器配合供热原理示意如图1-15所示。

图1-15中，在一天的电力负荷平峰期，通过增加汽轮机供热量可以使蓄热器蓄热，然后通过在蓄热器中释放热量来减少汽轮机的热量供应。夜间电力负荷低，具体的组合操作策略取决于蓄热器的最大存储和释放能力。如果蓄热器在电负荷平峰期可以存储足够的热量，则可以根据电负荷的低谷期的特定峰值需求来减小功率输出。蓄热器的补偿加热可以在电负荷的高峰期释放多余的热量。如果蓄热器的蓄热能力不足，可以在平峰期和高峰期（平峰期在高峰期之前）一起储存，然后满足低谷期的调峰需求。

当采用蓄热方案时，热电机组可以在低谷期降低其最小功率输出，由于此时正是新能源发电中风力发电高峰期，可以增加风电的消纳。采用蓄热方案前后系统消纳风电空间变化示意如图1-16所示。

考虑到限电负荷的不稳定性和供暖用户对稳定热源的需求，应选择具有足够容量的蓄热装置，以确保在提升风电场功率限制期间稳定的热源输出。因此，风电供暖方式一般包括大容量蓄热装置、配电装置、加热管道等部件，大容量蓄热的电热结合系统是弃风供暖加热的有效形式之一。

（1）电-热联合系统调峰。当在电-热联合系统中考虑能量存储时，存储能量输入和输出的形式不一定都是电能。在广义能量存储（热存储/冷却）中，输入是电能，输出是终端消耗所需的热能，技术更简单，更容易满足大容量、高可靠性和低价格的大规模新能源消纳的要求。成熟的水、耐火砖等介质的显热蓄热和相变蓄热的储能效率很高，在大容量蓄热中广泛应用，电-热联合系统可以通过更简单、更经济的方式解决我国能源发展中新能源发电效率及能源消纳提升的关键问题，其机理如图1-17所示。

（2）弃风电蓄热供热调峰。电网峰值负荷调节能力不足是制约风电消纳的重要因素，储能是缓解风电热储存问题的有效措施。与飞轮储能、锂电池储能、压缩空气储能、抽水蓄能等储能方式相比，电蓄热储能在功率和容量方面具有更大的经济效益，成本为300～1000美元/kW，30～100美元/（kW·h）。因此，如果以热能的形式使用能量，则热量储存是最佳选择。

我国政府在北方推广应用电蓄热技术并开展了项目试点，一些欧洲国家也开展了相应的研究。从电网年度弃风规律及电网蓄热运行特性可以看出，由于峰值负荷调节能力不足，低谷期，风电与电蓄热用电规律是相匹配的，导致弃风严重，如何将电蓄热供热应用于弃风消纳成为研究的重点，弃风用于电蓄热-供热电量匹配如图1-18所示，省级电网的电力负荷由省内发电①提供，在发电①侧，由于调峰能力不足，弃风将在③和④产生，可间断的电蓄热用户⑤切断连续加热电源，结合分时电价，合理利用风能。

在蓄热式电采暖端设置了一种新型的蓄热设备，其优点是占地面积小，运行安全水平高，投资成本低，并且在整个过程中平移了负荷高峰时期。按负荷运行方式调节热量的释放，建立了一个可调度、灵活的蓄热装置，可以改善电网接受间歇电热输入，是一种连续输出的新型储能装置。在省级电网调度端建立联合热电调度控制平台，在调度和蓄热之间建立信息交互网络，实现信息交互。在非高峰电力负荷，无风电接纳能力的情况下，需要控制风电输出，由调度端向蓄热站提供蓄热的信息，在很大程度上保证蓄热来自弃风电量，考虑到蓄热设备的热效率和电网风电弃风频率，蓄热设备满负荷储存的热量应保证连续供暖需求1.5～2d，具体的电蓄热示范工程示意图如图1-19所示。

电热-相变蓄热系统使用10kV高压电直接加热蓄热体内的相变蓄热材料，加热功率30MW，蓄热容量120MW·h，使用空气作为导热交换介质，同时利用循环风机控制换热系统的换热，保证供热出水口热功率。整个系统占地面积约270m2（高度约4m）。蓄热系统热输出功率为3.3MW，可供10万m2区域供热。