韩瑞等：面向火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统仿真研究

  摘 要 熔盐卡诺电池储能系统将火电厂与储能技术耦合，是实现机组灵活改造的有效途径。该系统可采用新能源场站弃电或者电网低谷电直接或者通过热泵循环间接加热熔盐，将电能转化为高温热能存储，而后高温熔盐和锅炉共同作为热源来驱动汽轮机发电，进而达到减少煤炭使用甚至替代锅炉的目的。为探究部件参数变化对火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统的效率影响规律，本工作首先在Aspen Plus平台中搭建了热泵循环、熔盐蒸发器以及典型600 MW亚临界燃煤机组等模块构成的熔盐卡诺电池储能系统热力学模型。其次，分析了热泵的循环工质、有/无回热以及部件关键参数对热泵制热效率及系统储能特性的影响规律。最后，比较了直接电加热和利用热泵循环加热熔盐的两种不同电转热形式的储能系统变工况效率。研究根据结果得出，有回热系统的热泵制热系数和储能系统往返效率均高于无回热系统；对于有回热系统，氩气作为热泵循环工质的回热器热负荷最低，然而氮气作为热泵循环工质时，储能系统的往返效率最高。在冷源温度67 ℃、等熵效率0.9和机械效率1.0时，储能系统额定工况的往返效率可达61.46%。此外，在额定工况下，采用热泵的储能系统相比于直接电加热的系统往返效率提高了45.16%。本研究可为火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统的设计和分析提供理论指导。

  随着化石能源的逐步枯竭以及环境问题的日益严重，传统火力发电为主的能源供应体系正逐步过渡到以风能和太阳能等清洁能源为主的新体系。为了缓解可再次生产的能源高比例纳入电网对电力系统的稳定运行造成的冲击，火电机组需灵活地变负荷来满足供需平衡。耦合储能技术的火电机组改造是实现机组灵活调峰的一种主要解决方案，其中，德国DLR学者提出可将火电机组改造成熔盐卡诺电池(Carnot battery)的形式引起了国内外学者的广泛关注。

  卡诺电池，又名热泵储电技术，由电转热(P2H)、储电(TES)和热转电(H2P)三部分所组成。面向火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统，即保留原有的发电循环作为热转电部分，新增电加热/逆布雷顿循环等作为电转热部分，同时引入低成本的熔盐储热作为大规模储电部分。因改造的熔盐卡诺电池储能系统利用了现有的燃煤电厂，故减少了工程的前期投资所需成本，这种极具潜力的储能系统有望成为大规模电力存储的新型储能系统，促进电力系统对可再次生产的能源发电的规模化消纳。

  国内外对熔盐卡诺电池的研究主要涉及不同集成系统的构建及效率分析、系统经济可行性和调峰性能等方面。Vinnemeier等研究了以环境为热源，有回热热泵不同循环工质时的热泵性能，分析了热泵集成不一样热电厂的系统效率以及热泵与电加热器串联的系统性能。Geyer等研究了电加热熔盐改造即将退役的煤电厂，分析了不同充放电时间、不同储热容量的改造成本和系统往返效率。Mahdi等集成了布雷顿循环热泵、聚光太阳能发电和光伏发电(PV-CSP)混合发电厂，分析比较了不同循环工质对系统的影响，最后分析了不同集成模式下的热泵性能和系统往返效率。Wang等将熔融盐蓄热系统集成到燃煤电厂，提出抽取主蒸汽或再热蒸汽储存热量和循环蒸汽返回低压汽轮机或冷凝器的四种集成模式，并分析了四种集成模式的调峰性能。赫广迅等基于300 MW等级亚临界参数燃煤电站向储能电站转型的应用场景，搭建了超高温热泵及熔盐储换热系统，并系统性研究了循环压力区间和低温热源温度对超高温热泵制热系数的影响。

  上述文献表明，火电厂改造熔盐卡诺电池储能系统的研究主要集中于不同储能系统效率比较、系统成本分析和调峰性能三个方面，而对热泵参数变化下的系统性能分析不深入且不全面。对此，本工作在Aspen Plus平台中搭建了含电转热、储电、热转电三个子系统的熔盐卡诺电池。在验证模型之后，着重分析循环工质、热源入口温度、压缩机/膨胀机的等熵效率和机械效率以及冷源入口温度等热泵参数对热泵性能系数(COP)的影响和熔盐卡诺电池储能系统往返效率(RTE)的影响，最后分析并比较了直接电加热和利用热泵循环加热熔盐两种不同电转热形式的储能系统变工况效率。本研究可为面向火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统的设计和分析提供理论依据。

  如图1所示，该系统主要由充电、储电、放电三部分所组成。充电部分所需要的电力可来源于太阳能/风能等新能源场站的弃电或电网的低谷电，通过由压缩机C1、膨胀机T1、冷源换热器Hc、回热器Hr和热源换热器Hh组成的热泵循环将电能高效地转化为工质的热能；储电部分中低温熔盐储热工质经过Hh被加热成高温熔盐，并存储在高温熔盐罐HT中，实现规模化储电；电转热部分则由典型的600 MW亚临界朗肯循环火电厂构成。详细的系统储/释电流程及原理介绍如下。

  （1）充电过程：电力驱动热泵循环压缩机C1将工质压缩至高温度高压力状态，高温度高压力工质在热源换热器Hh和储电介质换热，工质温度降低，将工质热量传递给储电介质。之后中温循环工质经过回热器Hr和冷源换热器Hc出口的低温循环工质换热，温度逐步降低，接着低温高压的循环工质经过膨胀机T1做功变为低温低压状态。随后，循环工质进入冷源换热器Hc和冷源换热，温度上升，而后进入回热器Hr进一步升温，最后中温低压的工质进入压缩机C1进入下一次热力循环。经过上述热泵循环，将电能转化成储电介质的热能，实现电转热。

  （2）放电过程：高温熔盐罐HT中泵出的高温熔盐分为两股，其中一股高温熔盐进入过热器SH和来自蒸发器EV的蒸汽进行换热，使得蒸汽达到所需的主蒸汽温度，此过程蒸汽温度上升，熔盐温度降低。随后高温度高压力的蒸汽进入高压缸HPT，冲击高压缸HPT内的转子叶片，推动轴承旋转，在高压缸HPT中将蒸汽的热能转换为转子的机械能；另一股高温熔盐进入再热器RH和高压缸HPT部分抽汽进行换热，使得蒸汽达到所需的再热蒸汽温度。此过程蒸汽温度上升，熔盐温度降低，再热后的部分高温抽汽进入中压缸IPT。随后在中压缸IPT和低压缸LPT中将蒸汽的热能转换为转子的机械能。换热后的两股中温熔盐合并为一股进入蒸发器EV和预热器PH进一步与低温蒸汽换热，温度较低的低温熔盐回到低温熔盐罐TH中进行下一次热力循环。最后，通过发电机将机械能转化为电能。上述放电过程中，高温熔盐用来驱动朗肯循环发电，实现热转电。

  需要补充说明的是，实际应用中，充电过程也能够最终靠直接电加热熔盐来完成，本工作后续会具体分析变工况下的电加热熔盐卡诺电池储能系统和利用热泵循环加热熔盐卡诺电池储能系统效率的区别。此外，假如电站作为电力系统基础负荷，锅炉持续运行时，当电网处于谷电且锅炉不能适时地变负荷来满足供需平衡时，系统可通过适量抽取汽轮机中的蒸汽，并将高温蒸汽热量用来加热熔盐储电工质，减小汽轮机的输出功率，以达到调峰和储热的作用。而当电网处于峰电且锅炉负荷不能实时地变负荷来满足供需平衡时，可通过释放高温储罐中的热盐与锅炉共同作用，来增加汽轮机的输出功率。由于本工作重点讨论热泵循环的关键参数影响，因此下述分析中熔盐卡诺电池储能系统的锅炉均无负载，不参加储能过程。

  初始循环工质为氩气，无回热的热泵循环压比为12.4，压缩机与膨胀机的等熵效率为0.88、机械效率为0.98；有回热的热泵循环压比为3，压缩机与膨胀机的等熵效率为0.88、机械效率为0.98。压缩机出口温度均为589 ℃，冷源入口温度均为27 ℃，熔盐入口和出口温度分别为290 ℃和560 ℃。

  本工作在Aspen Plus平台中分别搭建了热泵、熔盐蒸发器和燃煤电厂等子系统，模拟获得系统的热力参数及性能。对于发电部分，研究对象是国产亚临界600 MW机组，型号为N600-16.7/537/537，机组回热采用“三高、四低、一除氧”。对于汽轮机部分，流程组分选择Water工质，物性方法选择STEAM-TA。为验证Aspen软件模拟火电厂热力性能的准确性，对三种典型工况(100%额定工况、75%额定工况和30%额定工况)进行了模拟，将三个工况下汽轮机的电功率、热耗率及热效率等热力指标与设计值进行了对比，见表1。根据结果得出，模拟值与电厂的汽轮机设计值具有高度的一致性，不同工况下的电功率、热耗率和热效率模拟值与设计值误差均低于0.1%。上述对比表明，本工作模型具有较高的准确性。

  对于熔盐蒸发器系统，换热器用HeatX模块进行搭建，换热器熔盐侧物性选择WILSON，汽水侧选择STEAM-TA。熔盐蒸发器中熔盐侧和汽水侧的温度和流量等参数见表2。此模型和文献[21]关系吻合。

  对于热泵系统，循环工质选用氩气、储热介质选择太阳盐(60% NaNO3-40% KNO3)，另一侧介质选用甲醇的无回热的模型与文献[22]作对比验证，结果见表3。根据结果得出，热泵模型具有较高的准确性。

  由于热泵的设计对充电和整个储能系统的往返效率起着决定性的作用。因此，本节分析有回热和无回热的热泵构型及热泵参数对热泵制热系数和整个储能系统效率的影响规律。本工作首先分析不同热泵循环工质的影响并确定合适的循环工质；而后分析热泵热源入口温度的影响，确定熔盐进出口温度，进而确定热泵制热量。在此基础上分析热泵循环中压缩机/膨胀机的等熵效率/机械效率、冷源入口温度、压缩机入口温度和热泵工质流量的影响规律。为了控制变量的原则，在各变量的参数分析过程中，系统其他固定变量的取值汇总如表4所示。

  由于循环工质的物理性质不同，工质的选取会直接影响热泵的制热系数和整个储能系统效率。本研究选取了氩气、氮气和二氧化碳等3种代表性气体作为热泵系统中的循环工质。计算过程中，系统有回热且锅炉无负载，压缩机的压比为3，压缩机出口温度为589 ℃，冷源入口温度均为27 ℃，热源换热器Hh熔盐侧进出口温度分别为290 ℃和560 ℃。表5给出了3种热泵循环的工质流量、COP、回热器热负荷Qr及储能系统RTE的模拟结果。根据结果得出，氩气、氮气和二氧化碳作为循环工质时，热泵COP分别为1.299、1.306和1.296，储能系统RTE分别为56.73%、57.03%和56.60%，结果区别并不明显。

  然而，三者的压缩机入口温度分别为261.5 ℃、350 ℃和432 ℃，回热器热负荷Qr分别为883.02 MW、1508.07 MW和2552.38 MW。氮气可以看作双原子理想气体，比热容比为1.40；氩气作为单原子气体，比热容比为1.66。根据式(7)可得，当冷股入口温度一定时，出口温度越低，焓值越低，热负荷越低，所以氩气作为热泵循环工质时回热器热负荷Qr最低。在参考文献[10]及本工作研究结果后，本工作后续分析中热泵系统的循环工质选择氩气。

  当熔盐出口温度一定时，为维持能量平衡，熔盐入口温度的变化会导致循环工质侧出口温度、热源换热器制热量Qh以及膨胀机T1做功量Wt变化，从而会导致热泵的制热系数和整个储能系统效率的变化。图2依次为无回热和有回热时熔盐入口温度对热泵COP的影响。从图2能够准确的看出，热泵COP随着熔盐入口温度的升高而降低。由图2(a)和(b)可得，熔盐入口温度从285 ℃升高到320 ℃时，无回热系统循环净功W0从896.75 MW减少到820.25 MW，热泵COP下降了0.05。有回热系统的热源回热器热负荷Qh从1097.22 MW大幅度减少到959.15 MW，循环净功从820.25 MW减少到773.49 MW，热泵COP下降了0.1。能够准确的看出，熔盐入口温度对有回热系统的热泵COP影响波动更大。熔盐入口温度的变化会影响熔盐蒸发器模块中蒸汽的出口温度的变化，导致汽轮机效率的变化。考虑到本工作所用的二元硝酸盐的工作时候的温度，后续研究中Hh熔盐侧进、出口温度分别为290 ℃和560 ℃。

  图2 熔盐入口温度T0对热泵COP的影响(a) 无回热；(b) 有回热

  实际压缩机和膨胀机工作时一般多为多变过程，随着压缩/膨胀过程的等熵效率的变化，压缩机C1的功耗Wcomp和膨胀机T1的做功Wtur也在发生明显的变化，从而会导致热泵系统的COP和总系统往返效率的变化。图3依次给出了无回热和有回热时压缩机/膨胀机等熵效率的变化对热泵COP和储能系统RTE的影响。由图3(a)和(b)可得，热泵的COP随着等熵效率的升高而迅速升高，基本呈线性关系。当压缩机等熵效率为0.90，膨胀机等熵效率由0.86增大到0.90时，无回热热泵COP从1.15提高到了1.21，有回热热泵COP从1.30提高到1.37；而当膨胀机等熵效率为0.90，压缩机等熵效率由0.86提高到0.90时，无回热热泵COP从1.16提高到了1.21，有回热热泵COP从1.27提高到了1.37。因此可得，无回热时膨胀机的等熵效率对热泵COP的影响大于压缩机；有回热时则是压缩机等熵效率的影响更大。由图3(c)可得，随着等熵效率从0.86提高到0.90，无回热和有回热储能系统RTE分别从47.89%、54.23%提高到52.93%、57.93%。这表明等熵效率的变化对无回热的储能系统RTE的影响更大。

  图3 压缩机/膨胀机等熵效率ηl对热泵COP和系统RTE的影响(a) 无回热；(b) 有回热；(c) 往返效率

  轴承摩擦、空气阻力等导致压缩机/膨胀机机械效率下降会直接影响热泵储热过程中输入/输出的轴功和储能过程的功量，进而影响整个储能系统的往返效率。图4依次给出了无回热和有回热时压缩机/膨胀机机械效率的变化对热泵COP和储能系统RTE的影响。由图4(a)和(b)可得，热泵的COP随机械效率的升高而升高。当压缩机机械效率为1.00，膨胀机机械效率从0.95增加到1.00时，无回热热泵COP从1.14提高到了1.21，有回热热泵COP从1.30提高到1.37。而当膨胀机机械效率为1.00，压缩机机械效率由0.95提高到1.00时，无回热热泵COP从1.08提高到了1.21，有回热热泵COP从1.23提高到了1.37。因此可得，无/有回热压缩机的机械效率对热泵COP的影响均大于膨胀机。由图4(c)可得，随机械效率从0.95提高到1.00，无回热和有回热系统RTE分别从44.79%、52.61%提高到52.93%、57.93%。这表明机械效率的变化对无回热的储能系统RTE的影响更大。

  图4 压缩机/膨胀机机械效率ηm对热泵COP和系统RTE的影响(a) 无回热；(b) 有回热；(c) 往返效率

  冷源入口温度的变化会对冷源换热器热负荷Qc以及循环工质出口温度有一定影响，会影响压缩机/膨胀机的耗功/做功量，进而影响整个储能系统的往返效率。图5依次给出了无回热和有回热时冷源入口温度的变化对热泵COP和储能系统RTE的影响。由图5(a)和(b)可得，热泵的COP随着冷源入口温度的升高而升高。无回热时，冷源入口温度从17 ℃提高到67 ℃，循环工质的温度也随之升高，不再需要很大的压比即可达到所需的温度，压缩机压比从13.5降到了9.12。有回热时，为了控制变量，保证压缩机出口温度不变，当冷源温度从17 ℃提高到67 ℃，回热器不再需要很高的热负荷即可达到压缩机入口所需的温度，回热器负荷从921.67 MW降到了734.87 MW。由图5(c)可得，随着冷源入口温度从17 ℃提高到67 ℃，无回热和有回热系统RTE分别从52.18%、57.03%提高到56.73%、61.46%。这表明适当地提高冷源的入口温度能提高热泵COP和储能系统的RTE。

  图5 冷源入口温度T1对热泵COP和系统RTE的影响(a) 无回热；(b) 有回热；(c) 往返效率

  压缩机入口温度改变会导致压缩机耗功变化，同时回热器出口循环工质的温度也会随之变化，导致膨胀机做功和净功发生改变，从而影响整个储能系统的往返效率。图6为有回热时热泵压缩机入口温度对热泵COP和RTE的影响。由图6可得，热泵的COP和储能系统的RTE随着热泵循环工质流量的增加而降低。当压缩机入口温度从261.5 ℃升高到298 ℃，循环净功W0从811.75 MW增加到867 MW，热泵COP从1.37下降到了1.24，储能系统RTE从57.92%下降到了54.23%。由此可知，当热泵压缩机压比一定时，在满足制热量的范围内，适时地降低热泵压缩机入口温度，能大大的提升热泵COP和储能系统的RTE。

  循环工质流量的变化会导致压缩机/膨胀机的耗功/做功量的变化，进而影响整个储能系统的往返效率。图7为有回热时热泵循环工质流量对热泵COP和RTE的影响。由图7可得，当循环工质流量从6800 kg/s提高到7225 kg/s，热泵系统的循环净功W0从811.75 MW增加到845.75 MW，热泵COP从1.37降低到1.27，储能系统RTE从57.92%降低到55.59%。由此可知，在满足制热需求的同时，适当地减小热泵的循环工质流量，可提高热泵COP和储能系统的RTE，甚至能大大的提升系统的经济性。

  图8为锅炉无负载时，汽轮机额定工况(100% THA)、75%额定工况(75% THA)和30%额定工况(30% THA)三种工况下直接采用电加热熔盐和利用热泵循环加热熔盐的两种不同卡诺电池储能系统的效率和同等工况下原燃煤电厂的效率对比。其中，燃煤电厂的锅炉热效率为0.91，电加热效率为0.97，热泵COP为1.41。由图8可得，汽轮机100% THA时，电加热熔盐卡诺电池储能系统和利用热泵循环加热熔盐卡诺电池储能系统效率分别可达到42.34%和61.46%；汽轮机75% THA时，电加热熔盐卡诺电池储能系统和利用热泵循环加热熔盐卡诺电池储能系统效率分别为40.89%和59.31%；汽轮机30% THA时，电加热熔盐储能系统和利用热泵循环加热熔盐储能系统效率分别为37.56%和54.49%。不同工况下利用热泵循环加热熔盐卡诺电池储能系统效率最高，其次是电加热熔盐卡诺电池储能系统，由于电加热的效率高于锅炉的效率，所以原燃煤电厂效率最低。因此可得，热泵循环加热熔盐卡诺电池储能系统在燃煤电厂改造成储能电站方面有着极大的发展潜力。

  图8 燃煤电厂(CFPP)、电加热储能系统(EH)、热泵储能系统(HP)效率对比

  本工作搭建了面向火电站改造的熔盐卡诺电池储能系统，模拟了储能系统的热力学分析模型，探究了热泵部件参数对熔盐卡诺电池储能系统的影响规律，并对比了不同工况下利用热泵循环加热熔盐和电加热熔盐卡诺电池储能系统的效率。本工作的主要结论如下：

  （1）储能系统电转热部分的热泵循环工质采用氮气时，热泵制热系数和储能系统效率最高，分别为1.306和57.03%；采用氩气时，热泵制热系数较高，回热器热负荷最低，分别为1.299和883.02 MW；而采用二氧化碳时，热泵制热系数和储能系统效率最低，分别为1.296和56.90%。当氩气循环工质流量为6800 kg/s，等熵效率为0.9，机械效率为1.0，冷源温度为67 ℃时，热泵制热系数为1.41，储能系统效率达到61.46%。

  （2）提高等熵效率、机械效率和冷源入口温度有助于增大热泵制热系数和储能系统效率，而增加循环工质流量和压缩机入口温度则会降低热泵制热系数和储能系统效率。其中，压缩机/膨胀机的机械效率对系统的热泵制热系数和储能系统效率影响最大，冷源入口温度、热源入口温度和压缩机/膨胀机的等熵效率的影响次之，循环工质流量、压缩机入口温度影响较小，在制热量一定的前提下循环种类的影响最小。

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  北极星储能网获悉，12月5日，首航高科公告，首航高科与中国电建四川工程联合体中标光热储能新能源一体化基地项目的100MW光热项目PC总承包，合同金额以12.595亿元，约占公司2022年营收的193.11%。近日，首航高科能源技术股份有限公司和中国电建集团四川工程有限公司组成的联合体与精河新华新能源有限公

  11月18日，青海青豫直流100兆瓦光热项目吸热塔历时143天顺利封顶。该项目位于青海省海西州格尔木市乌图美仁光伏光热基地，采用熔盐塔式技术，将配置12小时储热系统、安装23731面定日镜，镜场面积约71万平方米，相当于99个标准足球场。项目建成后，将逐步优化青海清洁能源配置，为推动当地经济转型发

  东西距离1公里的两座吸热塔比肩而立，73台风机、48897个光伏组件支架基桩、26954块定日镜安装正在有序施工，预计将在今年底前完成全部风电、光伏项目施工并具备并网条件，2024年6月完成光热项目主体建设并实现并网，项目的建成将探索推动光热发电与光伏发电、风力发电互补调节等多种能源联合调度模式，

  北极星储能网获悉，1月30日20:30，赣榆墩尚10MW/20MWh新型独立储能电站成功并网。该储能电站项目是华电江苏区域首个储能电站，同时也是连云港市投运的首个独立新型储能电站。项目总投资约15.3亿元，新建1座10MW/20MWh的独立新型储能电站，1座110kV升压站、1座10kV开关站。项目建成后年均发电总量约4.6

  100MW/200MWh！万里扬首个电网侧独立储能电站通过168小时连续试运行

  2月2日上午7时，由浙江万里扬能源科技有限公司（以下简称“万里扬能源”）投资建设的首个电网侧独立储能电站——“万里扬端州独立储能电站项目”顺利通过168小时连续试运行。万里扬端州独立储能电站位于广东省肇庆市端州区，装机容量达100MW/200MWh，是电网侧独立储能电站，储能系统通过升压变接入电网

  国家电网：持续开展新型储能规划设计关键技术探讨研究，为推动新型储能高水平发展贡献力量

  近日，国家能源局公布56个新型储能试点示范项目名单。国家电网公司“河北省雄安新区白洋淀8兆瓦/8兆瓦时锂离子电池储能示范项目”“湖北省沙洋县50兆瓦/100兆瓦时锂离子电池储能示范项目”“安徽省淮南市山南高新区水系钠离子电池储能示范项目”成功入选。近年来，公司积极支持新型储能规模化发展，持

  北极星储能网获悉，1月31日，重庆市巴南区人民政府发布关于印发2024年政府工作报告的通知。文件提出，促进绿色低碳转型。单位地区生产总值能耗下降3%，二氧化碳排放持续下降。启动实施园区、公共建筑等屋顶分布式光伏项目，鼓励新型储能技术开发利用，推动多能互补发展，创建国家级绿色工厂1个、市级2

  广东清远：支持南方电网联合上下游企业建立健全新型储能设备制造等全过程技术标准体系

  北极星储能网获悉，1月31日，清远市市场监督管理局发布关于印发《发挥市场监管职能推动新型储能产业高水平发展的工作方案》（以下简称《方案》）的通知。《方案》指出，优化企业注册登记。支持企业使用新型储能、锂电池、钠离子电池、储能控制芯片、电解水制氢设备等作为企业名的行业表述。鼓励各地

  近期，从公司调控中心获悉，国家第一批大基地项目全量并网，新增新能源560万千瓦，宁夏新能源总装机达3600万千瓦，占统调装机54.4%，利用率连续五年超97%，居全国前列。为解决午间消纳压力大，晚峰保供难度大等问题，公司积极推动新型储能建设，加快完善储能市场交易机制，科学规范储能调度运行控制，

  据国家能源局公布，截至2023年底，内蒙古自治区新型储能累计装机规模达到354万千瓦/710万千瓦时，排名跃升全国第二。排名前5的省区分别是山东、内蒙古、新疆、甘肃、湖南。2022年以来，内蒙古强化政策引导，陆续出台支持新型储能发展、独立新型储能电站项目的政策，优化储能产业布局，完善储能参与电力

  安徽：截至2023年底全省新型储能累计装机达178万千瓦 同比增长334%

  北极星储能网获悉，2023年，安徽锚定能源安全保障和绿色转型目标——全省年新增装机首次突破千万千瓦，达到1213万千瓦，增长87.5%；累计装机达到4824万千瓦，占全社会发电装机44.6%，比例长三角最高。其中，风电光伏累计装机近4000万千瓦，较2020年实现翻番。储能方面，安徽省着力推进储能与可再生能源

  南网储能：新型储能已投运41.1万千瓦 按目标今明两年还需投产160万千瓦

  北极星储能网获悉，日前，南网储能披露投资者关系活动记录表显示，公司致力于领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道，抽水蓄能及新型储能都是公司重点发展的业务。新型储能电站的调用方式主要根据电力系统调节需求，目前公司已投运新型储能电站均按照调度下达的计划曲线指令运行，有效满足了电网需求。除了