“液流长时”系列场站

巨安储能基于铁基液流电池技术打造的长时储能场站，以“高安全、长寿命、低成本”为核心优势，已在电网侧、新能源配套及工商业场景实现规模化部署。以下结合典型项目，解析液流长时储能场站的技术特点与应用价值。

一、场站核心技术架构

液流长时储能场站以铁基液流电池系统为核心，采用“功率与容量解耦”设计，主要由以下部分构成：

• 电堆集群：多个模块化电堆（单堆功率10-50kW）并联，形成百千瓦至百兆瓦级功率单元，支持持续放电4-12小时；

• 电解液系统：独立储罐存储正负极铁基螯合物电解液，通过泵组循环至电堆，实现能量转化；

• 智能管理系统：集成BMS电池管理系统与PCS变流器，实时监控电压、温度、流量等参数，优化充放电策略；

• 辅助设施：温控设备（维持电解液25-35℃最佳工作温度）、消防系统（A类防火等级，无易燃风险）及数据监控中心。

二、典型场站案例解析

1. 电网侧：中广核公安县200MW/800MWh铁基液流储能电站

• 项目定位：国内首批百兆瓦级铁基液流储能示范项目，服务于华中电网调峰与新能源消纳。

• 技术亮点：

采用2000+个31.5kW电堆并联，形成200MW功率集群，搭配800MWh电解液容量，支持8小时持续放电；

创新“铁基液流+飞轮”复合储能架构，电堆负责长时储能，飞轮响应毫秒级调频需求，系统综合效率超75%；

选址公安县工业园区，利用铁基液流电池的本征安全性，无需特殊防火距离，土地利用率提升30

• 应用效果：年消纳风电、光伏弃电约1.2亿度，降低电网峰谷差200MW，获国家能源局“新型储能试点示范项目”认证。

2. 新能源配套：阿尔山20MW/160MWh电网侧储能项目

• 项目挑战：内蒙古阿尔山地区冬季严寒（-30℃），电网末端供电可靠性低，新能源弃风率曾达15%。

• 解决方案：

部署20MW铁基液流电堆，搭配160MWh电解液储罐，储能时长8小时，用于平抑风电波动；

电解液添加抗冻剂，温控系统采用“电加热+余热回收”，冬季能耗较传统储能降低40%；

接入电网调度系统，实时响应弃风信号，2024年投运后弃风率降至3%以下。

• 社会价值：每年减少碳排放12万吨，相当于种植670万棵树，入选内蒙古“第一批电网侧独立新型储能电站示范项目”。

3. 工商业侧：长江电气1MW/8MWh储能项目

• 场景需求：湖北长江电气园区年用电量超5000万度，峰谷电价差0.9元/度，需降低用电成本并实现“零碳园区”目标。

• 场站设计：

集装箱式集成部署1MW电堆与8MWh电解液，占地仅500㎡，建设周期10天（创行业纪录）；

采用“峰谷套利+备用电源”模式，谷电时段（23:00-7:00）充电，峰电时段（10:00-15:00）放电，年节省电费超100万元；

        与园区光伏系统联动，实现绿电自用率提升至70%，获“湖北省低碳示范项目”称号。

三、液流长时储能场站的核心优势

1. 安全性颠覆传统：

电解液为水基铁螯合物，无燃爆风险，场站无需特殊防爆设施，建设成本较锂电储能降低20%；

2024年武汉某工业园区场站实测显示，即使电堆短路也无温升，消防等级达GB50016-2014标准A类。

2. 全生命周期成本领先：

以8小时储能测算，度电成本0.23元，较全钒液流场站低60%，较锂电场站低40%；

电解液循环寿命超20000次，按日充放电1次计算，可使用55年，几乎无需更换，运维成本仅0.01元/度。

3. 灵活适配多场景：

电网侧：百兆瓦级场站解决跨日调峰（如20:00-8:00持续放电），支持新能源渗透率提升至80%；

工商业侧：1-10MWh集装箱式场站可即插即用，适配园区、数据中心、充电站等场景；

偏远地区：500kWh以下微型场站搭配太阳能，为乡村医院、基站提供稳定电力，替代柴油发电机。

五、产业化进展与未来规划

• 在建项目：2025年巨安储能启动“百站计划”，在湖北、内蒙古、甘肃等地新建30个100MWh级铁基液流储能场站，总装机达3GWh；

• 技术升级：下一代场站将采用“AI+储能”管理系统，通过机器学习优化充放电策略，预计能量效率提升至78%，度电成本再降15%；

• 标准制定：联合中国能建、华电集团等企业，牵头制定《铁基液流电池储能场站设计规范》，推动行业标准化。

液流长时储能场站正以技术与成本双重优势，成为新型电力系统中“稳定器”与“调节器”，为“双碳”目标下的能源转型提供关键支撑。