3 2 术语和定义 a) 电化学储能电站 采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的 电站，由 若干个不同或相同类型的电 化学储能系统组成。（注：除储能系统外， 还包括 并网、维护和检修等设施。） b) 电化学储能系统 以电化学电池为储能载体，通过储能变流器可循环进行电能存储、释放的设备组合。 c) 电化学储能单元 由电化学电池、电池管理系统、储能变流器 d) 其他部分术语及定义 表 2-1 其他部分术语及定义 序号 术语 定义 1 电芯 由电极和电解质组成，构成电池组的最小单元，能将所获得的电能以化学 能的形式贮存并将化学能转为电能的一种电化学装置。 2 电池模块 用电气方式连接起来，由两个或者多个电芯组成。 3 电池簇 由若干个电池模块串联，并与电路系统相联组成电池系统，电路系统一般 由监测、保护电路、电气、通讯接口及热管理装置等组成。 GB/T 51048-2014 电化学储能电站设计规范 NB/T 33014-2014 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 NB/T 33015-2014 电化学储能系统接入配电网技术规定 NB/T 33016-2014 电化学储能系统接入配电网测试规程 NB/T 42089-2016 电化学储能电站功率变换系统技术规范 NB/T 42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范 NB/T

1320 万千瓦。 截至 2024 年底，新型储能装机规模 288 万千瓦，同比增长 8.3%，排名华中第 1 位。储能深度调峰电量 6.3 亿千瓦时，占比 8.5%，最大负荷日电化学储能供电量为 173 万千瓦，占电化学储能总装机规模 60%。 截至 2024 年底，湖南省煤电机组平均最大调峰深度达到额定容量的 30%，即最大 调节能力达到 2181 万千瓦。调峰辅助服务市场合计提供调峰电量 图 2-2：压缩空气储能站址初选分布图 2.2.4 电化学储能发展规划 截至 2024 年底，全省电化学储能的发电功率已达到 288 万千瓦，已超额完成 “十四五”建成电化学储能装机 200 万千瓦的规划目标。“十五五”期间，考虑抽水蓄 能装机短期内无法大规模投产等实际需求，电化学储能将有进一步增长空间。 9 图 2-3：湖南省电化学储能电站现场图 综上，系统调节能力是决定湖南省新能源消纳上限的刚性约束。为平抑新能源出力 ：表示电源初始投资； r：表示残值率； T：表示折旧年限。 结合实际运行情况调研，本研究的煤电、气电、风电残值率均取 3%，折旧年限均取 20 年。核电残值率取 0，折旧年限取 30 年。电化学储能残值率取 5%，折旧年限取 10 年。压缩空气储能残值率取 5%，折旧年限取 30 年。抽水蓄能残值率取 10%，折旧年限 取 30 年。 主要电源造价按表 3-1 选取。 表 3-1：主要电源初始投资成本

元/kW左右，连续抽水或发电时间一般可达10余小时，系统效率在75%左右。 但是由于抽水蓄能对外部地理环境要求较高，限制了其广泛应用。 压缩空气储能具有容量大、连续工作时间长、寿命长等优点，全生命 周期内的度电成本低于大部分电化学储能，具有良好的经济性，但大型压 缩空气储能系统一般需要利用盐穴、矿坑等特殊地理条件建设储气室。美 国、德国均有百兆瓦级压缩空气储能电站投入商业运营，国内常州金坛 60MW×4h盐穴压缩空气储能项目已并网成功。 较高，在超导临界温度、超导线材、电极材料等方面仍有待突破。 1.2.1.3. 电化学储能 电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率 高等技术优势，是目前各国储能产业研发创新的重点领域和主要增长点。 电化学储能技术主要包括铅蓄（铅炭）电池、锂离子电池、液流电池和钠 硫电池，其中铅炭电池、锂离子电池发展较快，有望率先带动电化学储能 商业化。 在前沿技术方面，近年来全球储能技术研发的脚步不断加快，超临界 本仅有小幅增加，但充放电功率、循环寿命、充电速度等关键指标实现了 明显提升。与锂电池等其它主流电化学储能技术相比，铅炭电池的成本较 低，短期性价比优势明显。但是铅炭电池放电深度一般在60%左右（锂离子 电池可达80%以上），同时大功率放电能力也弱于锂离子电池。长期来看， 200MW/400MWh 储能电站项目设计方案 储能系统 6 锂离子电池等其它电化学储能的发展和成本降低将对其市场空间构成一定 挑战。 铅炭电池优缺点对比

GB51048-2014 电化学储能电站设计规范 28 NB/T 33014-2014 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 29 NB/T 33015-2014 电化学储能系统接入配电网技术规定 30 NB/T 33016-2014 电化学储能系统接入配电网测试规程 31 NB/T 42089-2016 电化学储能电站功率变换系统技术规范 32 NB/T 42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范 电化学储能电站监控系统技术规范 33 NB/T 42091-2016 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 34 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 35 DL/T621-1997 交流电气装置的接地 36 DL/T 5429-2009 电力系统设计技术规程 37 GJB 4477-2002 锂离子蓄电池组通用规范 12 XX 能源解决方案 38 Q/GDW696-2011 储能系统接入配电网运行控制规范 GB/T 36276-2018 电力储能用锂离子电池 62 GB/T36547-2018 电化学储能系统接入电网技术规定 63 GB/T36548-2018 电化学储能系统接入电网测试规范 64 GB/T34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 65 GB/T 34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范 66 GB21966-2008 锂原电池和蓄电池在运输中的安全要求

锌铁液流电池 锌基液流电池 液态空气 铅炭空气 二氧化碳纯能 钠离子电池 飞轮储能 重力储能 全钒液流电池储能 混合储能 压缩空气储能 锂电子电池纯能 新型储能 机械储能 电化学储能 电磁储能 化学储能 热储能 压缩空气储能 飞轮储能 铅酸电池 锂离子电池 液流电池 钠硫电池 超导储能 超级电容储能 电解水制氢 泽平宏观研究报告 10 固态电池有三大优点：1）安全性更高：固态电解质不易燃且在高 温下具有更好的稳定性和机械性能。2）能量密度天花板更高：固态电 解质具有更宽广的电化学窗口，减少了与电极材料的副反应，拓宽了可 用电极材料的范围。3）循环寿命更久：固态电解质不易挥发且不存在 泄露问题。由于省去了液态电解质和隔膜，固态电池在重量上也有所减 轻。 固态电池性能优势 全钒液流电池等。其中，钒电池伴随上下游产业的发展，已率先进入 商业化初期。 全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的电池。通 过外接泵使电解液压入电堆，在机械动力作用下，电解液于储液罐和半 电池间循环流动，流经电极表面发生电化学反应，随后由双电极板收集 和传导电流，进而实现化学能到电能的转换。这种独特的循环流动工作 模式，让钒电池在储能容量上具备灵活性，可通过调整电解液体积来满 足不同需求。

51048-2014 电化学储能电站设计规范 NB/T 42091-2016 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 GB/T 34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB 2900.11-1988 蓄电池名词术语 IEC 61427-2005 光伏系统（PVES）用二次电池和蓄电池组 一般要求和试验方法 GB 51048-2014 电化学储能电站设计规范 169-2018 电力储能用锂离子电池内短路测试方法 NB/T 1816-2018 电化学储能电站标识系统编码导则 GB/T 34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB/T 36276-2018 电力储能用锂离子电池 GB/T 36548-2018 电化学储能系统接入电网测试规范 电池储能作为大规模储能系统的重要形式之一，具有新能源消纳、调峰、填谷、调 及电池架均使用标准产品，易于安装、运输、维护和系统扩容。储能系统由比能量 高、成本低、安全无污染的磷酸铁锂储能电池串并联方式连接，并配置先进的 BMS、热管 理系统等。具有灵活、可靠、易扩展等优势。 本项目储能系统根据电化学储能类型、电站容量及功率、接入电压等级、功能要求、 电池特性等进行设计，储能系统设备选择节能、环保、高效、安全、可靠的设备。 本项目根据亿纬 1500V 液冷产品配置，项目规模为 20MW/60MWh，由

标准号 标准名称 GB51048 电化学储能电站设计规范 GB/T36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件 GB/T36276 电力储能用锂离子电池 GB/T34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T34131 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB/T36547 电化学储能系统接入电网技术规定 GB/T36548 电化学储能系统接入电网测试规范 DL/T723 规定的湿热试验，在试验后应能正常工作，且满足相关要 求。 安全要求 储能系统监控系统退出或意外中断运行时，电池、BMS 有足够的措施保证设备自身的 安全，并维持一段时间正常运行。 认证 满足 GB/T34131-2017《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》中其他要 求，并且具有 CNAS 资质的第三方测试机构的型式试验报告 BMS 技术参数 19 4.3 电池舱温控设计 电池在运行过程中会产生大量热量 与电池舱组合成所需的放电倍率系统，满足削峰填谷、调峰调频等多种新能源并网场景的 应用。 升压舱示意图 5.1 PCS 设计方案 储能变流器（PowerConversionSystem，简称 PCS）电化学储能系统中，连接于电 池系统与电网（或负荷）之间的实现电能双向转换的装置，可控制蓄电池的充电和放电过 程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电。 PCS 由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。PCS

****储能项目地理位置示意图 6 1.2 编制依据 《电化学储能电站设计规范》GB 51048-2014 《电动汽车安全要求第 1 部分:车载可充电储能系统（REESS）》GB-T 18384.1- 2015 《电化学储能系统接入配电网测试规程》NB_T 33016-2014.4984 《电池储能功率控制系统技术条件》NB-T 31016-2011 《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》NB-T 33014-2014 33014-2014.4627 《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB-T 33015-2014 《储能系统接入配电网测试规范》Q GDW 676-2011 《储能系统接入配电网运行控制规范》Q GDW 696-2011、9969 《储能系统接入配电网监控系统功能规范》Q GDW 697-2011 《储能系统接入配电网技术规定》Q GDW 1564-2014 《电池储能电站技术导则》Q 峰值 765.12 791.68 672.35 低值 202.79 122.17 115.24 平均值 365.07 368.25 310.26 15 2.2 储能系统运行策略分析 电化学储能系统指通过电化学，可控、可循环地进行电能存储及释放 的设备系统。根据********电力设备厂有限公司用电负荷数据可知，厂 区负荷有明显的峰谷特性，本项目接入********电力设备厂有限公司后，

数据来源：EESA数据库 第三章 新型储能技术发展趋势 2025 中国新型储能行业发展白皮书 新型储能是指除抽水蓄能外以能量存储、转换并释放电力为主要形式，并对外提供服务的储能技 7 术，包括但不限于电化学储能、压缩空气储能、热储能、重力储能等 。根据储能时长的不同，储能技 术可分为短时高频储能（<30分钟）、中短时储能（30分钟~4小时）、长时储能（>4小时）。各种储 能技术路线的发展路径及市 量密度低，初期投资大；压缩空气储能装机容量 大、清洁环保且寿命长，但效率低且选址要求严格；飞轮储能瞬时响应快，能精准跟踪负荷变化，但 能量密度有限，静态损失较大……在众多储能形式中，锂离子电池等电化学储能凭借布局灵活、建设 周期短、响应速度快、能量密度高、寿命长和高能量效率等优势成为目前综合性能最好、性价比最高 的主流储能形式。 随着全球可再生能源装机量的迅速增长，储能市场迎来了广阔发展，锂电储能作为当前最主流的 电网的重建。 从产品标准角度，目前还缺乏构网型储能变流器的相关国标，制约了构网型储能的选型设计、测 试认证、并网审核和实际应用。中电联和中国电科院正在牵头编制《构网型变流器通用技术规范》、 《电化学储能构网型变流器技术规范》等两项国标，预计2025年发布，国内头部PCS厂商，如上能电 气、南瑞继保、阳光电源、华为等都是参标单位之一。 （1）主动均衡技术 随着大容量储能电池的广泛使用，电

450/36.75。 （4）35kV无功补偿装置 根据《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014，对储能电站的无功补偿的要求： 1）电站的无功补偿装置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足定位需求的原则配置。 2）并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电站并网点处超前或滞后功率因数不应小于0.95。 根据《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547-2018，对 无功功率控制要求：通过10（6）kV及以上 电压等级接入公用电网的电化学储能系统应同时具备就地和远程无功功率控制和电压调节功能。 本项目属于大型储能电站，考虑本期主变容量为360MVA，拟配置2套36MvarSVG无功补偿装置。