在新型电力系统中，从供给侧看，新能源逐渐成为装机和电量主体；从需求侧看，终端能源消费高度电气化、电力“产消者”大量涌现。从整体系统看，电力系统运行机理发生深刻变化：由于新能源发电具有随机性、波动性，无法通过调节自身出力适应用户侧需求变化，传统的“源随荷动”模式将不再适用于新型电力系统，必须通过储能等措施，依靠源网荷储协调互动，实现电力供需动态平衡。全球电化学储能高速增长。2021 年全球累计装机量为 24.4GW，为 2017 年的 8.4 倍；2021 年全球新增装机量为10.2GW/yoy+117%，高增长态势仍在持续。锂电池安全性、容量衰减受温度影响较大。锂电池最佳温度区间为 10-35℃，过度的高低温均会对锂电池寿命、安全性产生影响。持续的高温环境下，锂电池内部的 SEI 膜首先分解，随后负极材料与电解液产生反应、隔膜熔融，最终正极材料及电解液发生分解。电池的这些变化会导致锂离子通道发生闭塞，引起正负极直接接触、短路，从而放出大量热。此外，这些材料分解的过程中还会产生大量气体和热量，电池内部压力迅速增加，从而发生如电池鼓包、破裂、泄压阀破裂、铝箔熔化等热失控现象。热失控一旦发生，电池内部温差可达520℃，对安全性带来严峻挑战。——高温会导致电池内阻增加、活性材料和有效锂离子流失，进而降低电池容量。而在低温环境下，电池负极会析锂形成锂枝晶，严重时刺穿 SEI 膜，影响安全性。——低温会导致电解液凝固，阻抗增加，进而降低电池容量，磷酸铁锂电池容量保持率在 0 ℃下为60%-70%，在−20 ℃时降低至 20%-40%。除温度外，电池间温差亦会对电池性能产生影响。电池使用过程中，负荷变化会引起电流波动起伏，进而引起电池组生热不均匀。电池组往复使用后，各单体电池的老化程度会有所不同，导致木桶效应。为达到电池一致性要求，单体电池温差需小于 5℃。温控保障锂电在最佳温度区间工作，降低电池间温差，重要性凸显。通过应用温控系统，储能电池可在 10-35℃最佳温度区间工作，且电芯间温差可控制在 5℃以内，可最大程度避免热失控、容量衰减。相较电动汽车，储能系统由更多电池单体连结而成，故发生热失控概率更高，对安全防护提出更高要求。根据清华大学车辆与运载学院，电池热失效概率为 1-（1-P）n，P 为单体电池热失效概率，n 为电池数量。对于动力/储能电池，P 约为 10-7，假设电动汽车单车含100 节电池，储能电站含 100000 节，则根据公式，二者发生热失控概率分别为 10-5、10-2，储能电站发生热失控概率达 1/100 量级，对热管理提出更高要求。高倍率、长时间充放电增大放热量，温控重要性愈发显著。电化学储能包括能量型与倍率型储能，前者需满足长时间放电需求，主要应用于能量时移；后者则需具备瞬时高功率输出能力，主要用于电力系统调频。现阶段，风光发电占比不断提升，电力系统对调峰、调频均有更高需求。因此，能量型储能愈发长时化，倍率型储能需具备更高功率。在相同温度下，储能功率越高、放电时间越久，其储能系统放热量越高。因此，在长时储能、高倍率储能应用增多的背景下，储能温控重要性愈发显著。储能温控主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却等技术。其中，风冷系统结构简单、可靠性高、寿命长、成本低、易于实现，是目前国内主流技术路径。液冷系统散热效率高、散热速度快，在高倍率、高容量场景下优势凸显，故全球储能系统正呈现液冷加速渗透，取代风冷的趋势。相变冷却与热管冷却目前实际应用较少，尚处于实验室阶段，故本文主讨论风冷、液冷技术趋势。
▲20℃条件下放热量与放电功率的关系；1℃条件下放热量与放电时间的关系
