摘要：近年以来，随着我国经济和社会发展进入十三五阶段，面对能源革命的新要求， 国务院、发改委、能源局针对我国能源结构调整、技术创新、装备制造、智能电网 建设、可再生能源发展等领域出台了多项政策，指导我国能源工作的开展。相关政 策的出台也将为储能在能源互联网、电力辅助服务、微网、多能互补等领域拓展应 用市场注入一针强心剂。“生态优先、绿色发展”的理念逐步深入人心，大力发展可再生能源、加快能源转型发展已成为全球共识，而风电、光伏等新能源本身的波动性和间歇性决定了灵活性，将是以新能源为主体的新型电力系统必不可少的组成部分。储能作为灵活性调节资源在新型电力系统中发挥着至关重要的作用，是新能源成为主体电源后系统调节的必然选择。

关键词：储能技术；光伏并网发电系统；应用

引言

作为安全清洁高效的现代能源技术，储能在《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《中国制造 2025—能源装备实施方案》等多项政策中被重点提及。相关政策清晰描绘了储能技术的创新发展路线图，重点技术攻关、试验示范、推广应用的储能技术装备。

作为实现能源互联和智慧用能、提升可再生能源消纳能力、促进多种能源优化互补的重要支撑技术，储能的重要性和应用价值也在《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》中得到体现。

新能源光伏并网发电系统主要由太阳能组件、储能单元、并网逆变器、负载和电网等部分组成，其中，储能单元是系统的重要组成部分，其主要用于维护系统整体的运行可靠性、安全性、稳定性。在应用光伏并网发电系统的储能单元时，不仅要保证储能单元具有优越的性能，还需要针对储能单元的实际运行情况，建立合理的控制策略，通过应用储能技术，调节电能的收集与释放过程，维持电网系统的运行稳定性。

1、光伏并网发电系统的特点

光伏并网发电系统的总体造价较高，需运用MTTP 技术，实现对太阳能资源的最高效利用，并使得电网系统能够最大化利用光伏电能；光伏并网发电系统在运行过程中，容易受到外界温度和光照等因素的影响，其输出功率易发生变化，在特殊天气或多变天气下，光伏并网发电系统的发电功率呈现出不可控的趋势；光伏并网发电系统的并网电压与电流需要与电网系统保持一致，确保系统只提供有功功率，以此更加高效地利用太阳能资源。

2、储能系统在电网中的作用

1）减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。如果电力系统能够大规模地储存电能，即在晚间负荷低谷时段将电能储存起来，白天负荷高峰时段再将其释放出来，就能在一定程度上缓解负荷高峰期的缺电状况，提高系统效率和输配电设备的利用率，延缓新的发电机组和输电线路的建设，节约大量投资；

2）平滑间歇性电源功率波动。安装储能装置，能够提供快速的有功支撑，增强电网调频、调峰能力，大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用；

3）增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量。要保证供电安全，就要求系统具有足够的备用容量。在电力系统遇到大的扰动时，储能装置可以在瞬时吸收或释放能量，避免系统失稳，恢复正常运行。

随着新一轮电改在促进清洁能源多发满发、输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革、开展需求响应等方面持续推进，电力市场化程度的提升为打开储能潜在市场、拓展储能商业模式、挖掘储能应用价值创造了巨大契机。特别是全国各地售电公司纷纷成立和输配电价改革政策相继落地，为构建灵活多样的电价机制、拓展储能在用户侧的应用创造了更为广阔的空间。

大规模的储能电站项目建设一方面加快储能技术的不断发展，另一方面促进储能产业链上下游生产成本的下降，为储能电站商业化运行带来新的利润增长点和经济可行性。

2021年，国家发改委、能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，通知指出，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

通知明确提出，实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。签订储能或调峰能力合同的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

3储能设备选型

3.1机械类储能

抽水蓄能利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。其具有技术成熟、响应速度快等优点；但由于选址困难，对地形地质等条件要求较高，且需要水源等原因，不适合应用于光伏电站。

压缩空气储能（CAES）主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，形成高压压缩空气将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来，驱动燃气轮机发电。其具有长时储能、长寿命、具备转动惯量等优点，但其响应速度慢、能量效率低，且存在对大型储气室、化石燃料的依赖等问题。CAES适用于规模较大的储能需求场景。

3.2电磁类储能

电磁储能主要包括超导磁储能和超级电容器储能。电化学储能的方式是将电能以化学能形式进行储存和释放。目前的电化学储能主要包括电池和电化学电容器的装置实现储能，常用的电池有铅酸电池、铅炭电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池等。电化学储能系统主要由储能电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、储能电站站端监控系统、视频监控装置及安防系统、温度控制系统、消防系统等设备和系统构成。技术具有高效率、应用灵活性、响应速度快等优点逐渐在电力储能市场占有越来越重要的地位。电池储能作为电能存储的重要方式，具有功率和能量可根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量化生产等优势，使得电池储能在配合集中/分布式新能源并网，电网运行辅助等方面具有不可替代的地位。

3.3储热类储能

利用储热材料相态变化的相变潜热，以储热材料为媒介，将太阳能、光热、电制热、工业余热等热能储存起来，在需要的时候释放热能。利用热化学对（可逆反应、吸附/解吸）的吸/放热，以储热材料为媒介，将太阳能、光热、电制热、工业余热等热能储存起来，在需要的时候释放热能。

4光储项目研究

4.1接入方式

储能系统接入光伏电站可采用两种技术，分别是交流侧集中布置接入方式和直流侧分布式布置接入方式。采用交流侧集中布置接入方式，储能电池组集中布置在电站升压站/开关站，直流电源通过逆变升压后接入升压站交流母线，储能系统与电力系统之间的功率交换接受调度控制。交流侧集中储能方案需配置多台机PCS实现并机运行，同时新增升压变压器及配电装置。

直流侧分布式布置接入方式是将储能单元分散布置在各光伏子阵，每个光伏子阵设置一套储能装置，主要由光伏逆变器、升压变压器、DC/DC模块和储能电池组成。分布式储能方案中，DC/DC模块和光伏逆变器通信可实现对光功率的平抑，但无法实现对交流侧多余电量的存储，如需实现电能双向流动，需将单向光伏逆变器更换为双向PCS。直流侧分布式布置接入方式对于已建光伏电站，设备布置场地受限，电气接线改动工作量大，需停电改扩建时间长，成本较大。

4.2容量确定

确定光储项目容量需从多角度分析：以建设条件为依据考虑建设容量以华东区域某项目为例：本项目属于太阳能资源三类地区，具有利用太阳能实施光伏发电工程的客观条件。根据厂区实际可铺设光伏面积情况计算，确定项目建设光伏容量为1500kW。项目所在工业厂区生产线24h连续运行，除尘通风等辅助系统也与生产线运行方式一致，故厂区日用电负荷较为平均。考虑该区域存在分时段电价，项目建设时峰谷价差约0.7元/kW·h，可考虑建设较大规模储能，实现峰谷套利。但因厂房变压器没足够容量充电，故储能部分功率为150kW，考虑到项目经济性及光伏发电时长，储能时长确定为4h。以解决弃光问题为依据考虑建设容量此类项目可通过统计全年各月弃电量数据、现行情况下储能配制技术经济性分析等办法，确定储能配制容量。

4.3充放电运行策略

光伏电站在正常发电的工作日，随着辐照度增加，并网点的理论出力逐渐增加，会引起电网频率与电压的升高，威胁到安全稳定运行，此时通过储能系统适当充放电控制可改善整场出力，减少弃电量。当并网点实际需求功率比光伏理论出力大时，储能系统通过放电，跟踪关口点出力，满足系统要求；当实际需求比光伏理论出力小时，储能系统可将多余电能进行存储，减少场站弃电量。光储项目的运行策略与项目所在地峰谷价差、储能容量等均相关。

以某区域项目为例：分析用户需求：本项目建设容量为1500kW光伏，配套150kW/600kW·h电化学储能。本项目厂区生产线24h连续，用电负荷平缓。峰谷价差：根据项目建设时该地区一般大工业电价，峰值电价1.0697元/kW·h，平值电价0.6418元/kW·h，谷值电价0.3129元/kW·h计算，峰谷差电价0.7558元/kW·h，峰平差电价0.4279元/kW·h。峰谷价差较大，适合开发储能项目。11：00～13：00、22：00～次日08：00为谷时段，09：00～11：00、15：00～17：00为尖峰时段，08：00～09：00、11：00～13：00、17：00～20：00、为高峰时段。

储能系统是通过峰谷平价差实现其投资价值，其削峰填谷可采用全天两充两放、一充一放、一充两放3种模式。设储能充电时功率为正，放电时功率为负，则储能的运行功率（电量）、用户用电功率、电网购电功率（电量）三者关系如下。电网购电功率（kW）=电力用户实际用电功率（kW）+储能充电功率（kW）电网购电量（kW·h）=电力用户实际用电量（kW·h）+储能用电量（kW·h）一充一放方案下，储能设施可选择在夜间低谷时段充电，在高峰时段或尖峰时段选择进行放电。假设储能选择在尖峰时段及高峰时段放电，根据该用户用电特性，若电力负荷在24h内以一个恒定的功率用电。一充两放方案下，储能设施将在夜间低谷时段进行充电，在尖峰时段进行第一次放电，在高峰时段进行第二次放电。基于目前的储能项目一般选择生产时段性、设备运行周期稳定性的企业进行投入使用，便于精准的电量计算及充放电控制。

结语

将储能技术应用于光伏并网发电系统，可从电网运行和用户使用两个角度维持供电的稳定和安全，解决以往电网运行所存在的不良问题，带来更多的经济效益，并满足当前绿色节能的发展战略需求。在未来的应用和发展中，还需要加强对储能技术的改进，以此进一步提高电力系统的运行质量和稳定性，提高电网运行的高效性和安全性。

参考文献

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