光伏电站中储能系统接入与运行模式

乔俊强，李世民，虎学梅，何 炜，芦 皓



光伏电站中储能系统接入与运行模式

乔俊强1,2，李世民1,2，虎学梅1,2，何 炜1，芦 皓1

（1甘肃省科学院自然能源研究所，甘肃兰州 730046；2甘肃省太阳能光伏重点实验室，甘肃兰州 730046）

光伏发电的不稳定性是目前制约其应用发展的主要因素之一。并网光伏电站中增加储能系统是提高光伏系统运行稳定性、补偿负荷波动的一种有效手段，其不仅可以平滑电力输出波动，减小电网峰谷差，而且能提高电力需求管理能力，从而促进光伏发电等可再生能源的应用。选取1 MW并网太阳能光伏实验电站，基于光伏电站出力研究了电力输出的平滑策略；基于储能系统出力和蓄电池荷电状态制定了分时调度控制策略。同时，讨论了光伏电站中不同接入模式下储能系统的运行特性，研究了电网接纳光伏电力过程中储能系统的控制运行模式及其对电网负荷特性的改善作用，提出了储能系统设计的优选方案。

光伏发电；储能；接入模式

太阳能光伏发电是全球能源和电力可持续发展战略中的重要领域，截至2016年底，我国光伏发电累计装机容量7742万千瓦，已成为全球光伏发电新增和累积装机容量最大的国家[1]。然而，光伏电力的间歇性和波动性严重制约了电网接入和输送，部分地区由于光伏电力就地消纳和外送困难而采取了限制发电等措施，导致光伏电站的经济收益大幅度缩减。以我国西部地区为例，2016年陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省全年平均利用小时数为1151小时，弃光率达到19.81%；其中，新疆和甘肃弃光率分别为32.23%和30.45%[2]。这些省份土地资源和太阳能资源丰富，目前仍是太阳能光伏电站建设的首选地址，但按其目前的光伏装机容量、电力消纳和送出能力分析，由于该区域工业基础薄弱导致新能源电力消化能力受限，新能源分布相对集中而电网调峰能力不足，存在并网难题，以及输电通道难以在短期内满足富余电量外送需求等原因，未来“弃光限电”现象有可能继续加重。

针对以上问题，通常采用的解决方法有优化光伏电力并网的接入方式、并网监控以及电网改造 等[3]。然而随着储能技术的日益成熟，其作为提高电网对光伏电力接纳能力的有效手段，已逐渐获得了广泛重视和应用[4-5]。储能技术可实现负荷跟踪、电能质量治理等功能，是解决大规模可再生能源发电接入电网的一种高效支撑技术[6]。储能系统可以迅速吸收或释放有功功率和无功功率并快速实现两者的交换，有效改善电压波动，减少电压骤降、电压电流畸变和闪变等，从而增强光伏并网电力的稳定性，改善电能质量。同时，储能系统还可以优化光伏电力的经济性[7]，在光伏电站面临“弃光限电”问题时，储能系统可在限电时段将多余电能存入储能电池内，当光伏电站发电量低于限电阈值或夜晚进入用电高峰时段，储存的电力可通过储能逆变器送入电网[8]，从而参与了电力系统的“削峰填谷”，若考虑到实际用电过程中的峰谷分时电价因素，储能技术所产生的经济效益可进一步提高。

随着适于电网的新型储能技术逐渐向低成本、大容量应用发展，其对可再生能源电力生产和利用将带来巨大的推动作用。在储能技术规模化应用过程中，其容量设计、运行特性、接入位置等因素势必会对电力系统的安全运行带来影响，因此，需要深入研究储能系统的接入及运行控制模式，以保证储能系统接入后电网仍稳定、可靠的运行。在当前各种储能技术中，蓄电池储能系统技术发展最为成熟，应用最为广泛，其可靠性和性价比高、安装使用灵活，而且系统设备维护简单方便[9-10]，基于此，本文将主要考虑蓄电池储能方式，讨论太阳能光伏电站中储能系统的不同接入方式，并选取中国甘肃省酒泉市金塔县（39.97°N，98.92°E）1 MW并网太阳能光伏电站为实验电站，对其配置储能系统的控制运行模式进行分析探讨。

1 储能系统的主要接入方式

1.1 配置在电源直流侧

该配置方式是在逆变器直流端对蓄电池组和光伏阵列进行配接调控（图1），主要适用于太阳能光伏发电等直流系统，系统中的光伏发电单元和蓄电池储能单元共享一个逆变器。由于蓄电池的充放电特性与光伏发电阵列的输出特性差异较大，而普通光伏并网逆变器的最大功率跟踪系统（MPPT，maximum power point tracking）主要为配合光伏输出特性设计，无法与储能蓄电池输出特性曲线实时匹配，因此，此类系统需要对普通光伏并网逆变器进行改造或重新设计制造，不仅要满足光伏阵列的逆变要求，还需要增加对蓄电池组的充放电控制以及蓄电池能量管理等功能。

图1 配置在电源直流侧的储能系统

一般而言，该系统电力单向输出到电网，即储能系统所存储的能量完全来自于光伏发电系统。光伏发电阵列输出的电力在逆变器前端与蓄电池进行自动直流平衡，当电网限电时，逆变器停止工作并不影响光伏阵列向蓄电池充电，光伏系统发出的多余电力可直接存储在蓄电池内以待需要的时候释放出来。

这种模式的主要优点是系统效率高、相关设备的投资成本小。由于整个电站的发电出力可在站内调度，故能达到无缝连接，输出电能质量好、波动小，显著提高了光伏发电输出的平滑性、稳定性及可调控性。其缺点是缺乏针对大型电站的内部电力调配功能，储能系统中的各蓄电池组只能接受其所在发电单元的电力进行充电操作，而电站中其它临近的光伏发电单元多余电力无法为其所用。尽管理论上直流转换效率较高，但若非站内每一个发电单元都配置储能系统，实际能源利用率反而有所降低。另外，该系统使用的逆变器需要特殊设计，对已服役中的光伏电站进行升级改造难度较大。

1.2 配置在电源交流侧

配置在电源交流侧的储能系统主要有两种接入方式，分别为变压器低压侧接入和变压器高压侧 接入。

变压器低压侧接入的储能模式如图2所示，它采用单独的充放电控制器和逆变器给蓄电池充电或逆变，可通过单元叠加进行容量扩展，此方案可被视为在已有光伏发电系统外加装储能装置形成的站内储能系统。这种模式解决了直流侧储能系统无法进行多余电力统一调度的难题，因此，该接入方式具有广泛的应用前景，可在服役中的光伏电站或其它发电站基础上进行升级安装。

图2 配置在变压器低压侧的储能系统

该储能系统既可以建造在光伏或风力发电站内与光伏或风电协调输出，也可以根据电网需要建设成为独立运行的储能电站，其系统充电与放电完全由智能化控制系统控制或受电网调度控制，可以集中全站内的多余电力对储能系统进行快速充电，在此过程中甚至可以调度站外电网的廉价低谷电力，使得系统运行更加经济和高效。

交流侧接入的储能系统的另一个模式是将储能系统接入高压电网端，如图3所示。对比这两种储能系统可知，前者将储能部分接入变压器低压侧，与原光伏电站分享一个变压器，而后者则是储能系统形成独立的储能电站模块，直接接入高压电网。

图3 配置在变压器高压侧的储能系统

变压器高压侧接入的方案不仅适用于电网储能，还被广泛应用于诸如岛屿等相对孤立的地区，形成相对独立的微型电网供电系统。变压器高压侧接入储能系统的优点是其不仅可以在新建电站上使用，对于已经建成的电站也可以很容易地进行改造和附加建设，且电路结构清晰，发电单元和储能单元可分地建设，两单元间直接关联性少，便于运行控制和维护；缺点是由于发电和储能功能相互独立，二者之间的协调和控制需要额外增加专门的智能化控制调度系统，造价相对较高。

1.3 配置在负荷侧

该配置方式是在蓄电池组和负荷之间直接进行配接调控，以实现快速、高效的能量储存与输出。该配置方式下，储能系统独立于电网并根据预设目标自主运行，储能系统输出功率随负荷功率波动，其储能模式如图４所示。储能系统中采用具有交/直流转换功能的双向储能式逆变控制实现储能或逆变：在充电状态时，双向储能逆变控制可作为整流装置将电能储存到储能单元中；放电状态时，其可作为逆变装置将储能单元存储的电能输出。

图4 配置在负荷侧的储能系统

该种配置方式中储能系统与电网之间电力双向流动，储能系统充电时电力从电网流向储能系统，电网需要储能系统供电时，电力从储能系统流向电网；充放电过程中储能系统独立运行，系统的运行、控制、监测等动作均在储能系统内部完成。一般而言，该种方式的储能系统所存储的能量完全来自于电网，其充放电控制目标是保证对负荷供电的连续性和稳定性，并实现对储能系统最大程度的优化利用，因此，通过优化储能系统控制策略可以提升该方式下储能系统的充放电速率、延长蓄电池组使用寿命、实现蓄电池能量实时管理等功能。

配置在负荷侧储能系统主要应用于应急电源和可移动的电动设备，如可充电式的电动汽车、电动工具和移动电话等。该种储能系统作为电网应急电源应用时，通过变压器接入电网，实现应急供电，承担事故备用、负荷备用、满足发电及负荷陡坡部分特殊需要等运行备用功能；此类储能系统作为独立电源应用时，不接入电网，直接给负荷供电，为负荷提供电压和频率支撑，为离网负载提供可靠电源。在后一种模式下储能系统可利用如电动汽车的储能形成虚拟电厂，参与可再生能源发电调控或接入微网以提升微网系统运行稳定性和电能质量，但是该种模式下的储能系统利用率较低、系统容量小、运行控制系统单一，限制了与电网及其它电源系统的对接与协调。

2 储能系统的控制运行

2.1 储能系统的运行模式

按储能系统的应用目标，其控制运行模式可分为自主模式和调度模式。自主模式一般针对快速响应的应用，如短时功率波动平滑，而调度模式主要指接受上层电网系统的需求调度。

（1）自主模式：平滑输出 利用储能系统快速吸收或释放能源，平滑光伏并网发电波动，改善系统的有功功率、无功功率平衡水平，增强稳定性。在自主运行模式下，储能系统的平滑作用主要是以光伏电站输出功率波动的变化率或变化幅值为评价指标，而不限制电站输出功率大小或限制输出的时间。目前广泛应用的储能系统平滑策略主要有基于定时间常数的低通滤波平滑策略、基于SOC可变时间常数的平滑控制策略和基于光伏电站功率预测的平滑策略。

自2000年以来，太阳能光伏发电在全球电力市场中的份额逐渐增大，电力系统尤其是弱电系统在对光伏电力并网管理过程中所面临的压力也日益凸显[11-12]。其中，光伏电力输出波动是电网接纳光伏电力时需解决的主要问题之一[13-15]。对于MW级光伏电站，采用蓄电池储能系统进行短、中时功率输出波动平滑时，可采取适当的储能配置和合理的协调策略以提高平滑效果。对于小型或弱电系统接纳光伏电力过程中的输出平滑，储能容量由光伏发电并网平滑策略和能量调度策略确定[16]，此时，储能系统的容量需求通常比较小，但其对系统运行的数学模型算法、控制和响应速度的要求较高[17]。

基于定时间常数的低通滤波平滑方式，其选择性地补偿光伏输出较高频段内的波动，是目前研究较为广泛和成熟的平滑策略。MARCOS等[18]通过研究位于42° N的单立轴跟踪系统光伏电站电力输出与当地太阳辐射的关系，指出光伏电站可等效为一阶低通滤波器，其时间常数与电站占地面积相关。光伏电力平滑控制的主要目标是利用储能系统去除光伏电站输出的短时波动，其基本思想与低通滤波的原理相似。因此，将实验电站等效为低通滤波器后，其定时间常数的低通滤波平滑策略模型表述见式(1)。

式中，o为储能系统平滑输出目标值，m为光伏组件输出功率值，为光伏电站占地面积，为微分算子，为常数。

通过对实验电站（占地面积2.0×104m2，非跟踪系统）进行等效拟合，得到值为0.46，应用该平滑策略前后的电力输出如图5所示。结果表明，对于小型电网或弱电系统接纳光伏电力，此平滑策略可有效减小光伏电力输出波动，提高电能质量。

图5 一阶低通滤波策略平滑电力输出

（2）调度模式：经济调度 利用储能系统调度光伏电力，并与当地电力峰谷时间分布和电价情况进行匹配。在面临光伏“弃光”等问题时，可利用电站内部的储能和经济调度，利用储能系统实现“削峰填谷”，将电网暂时无法消纳的光伏电力在时间坐标上平移，实现电力调峰，从而优化电力系统运行的经济性。

用于经济调度的储能系统一般储能容量和投资规模较大，需以系统成本最小化为目标对储能系统装机容量进行优化配置，因此，采用交流侧并网模式建立此类储能系统较为适宜。其中，储能系统额定功率由光伏发电实际输出与目标值差额决定，储能容量可由光伏发电并网平滑策略和能量调度策略确定。在限电条件下，光伏发电系统某些时段的输出目标值和输出实际值偏差很大。在最大程度保证光伏电力并网的前提下，还要提高调度的经济性，因此，需采用分时调度控制策略，策略模型可表 述为：

式中，r为储能系统出力需求；o为光伏电站的平滑输出；和分别为电网调度运行曲线在高电网负荷和低电网负荷时段的限电阈值；s为储能系统正常荷电状态下的电力输出；[,]为蓄电池正常荷电状态区间。

SOC（state of charge）指电池荷电状态。储能系统中一般采用电池荷电状态（SOC）用来反映电池的剩余容量，电池荷电状态数值上定义为电池剩余电量与电池容量的比值，SOC偏高（³）或偏低（£）也即蓄电池过充或者过放，将造成蓄电池寿命缩短[19]。

在光伏电力输出小于电网限电阈值的时段，即限电时段（1）之前或两时段（1与2）之间，调度电力输出由电网平滑策略和光伏电力输出共同决定；在限电时段（1或2）内，调度电力输出由电网调度运行曲线和光伏电力输出共同决定；当光伏电站出力小于电网限制阈值（）且储能系统工作在正常荷电状态下，电力调度输出由电网调度运行曲线和储能系统荷电状态（SOC）共同决定。

实验电站配置储能系统容量为1.2 MW·h，基于该调度策略的电力输出如图6所示。结果表明，储能系统采用分时调度控制策略，根据电网需求进行灵活的电力调度，有效提升了电网负荷中的光伏出力占比。

太阳能光伏发电系统与储能系统的匹配整合，涉及监测网络、控制系统、设备布局和安全设施等方面，可形成集光伏、储能及其它发电系统为一体、可综合利用、统一调度的微电网系统。通常情况下，根据光伏电站总装机容量配置大型交流侧储能系统，可在变电前集中配置储能。而目前我国光伏电站基本以1 MW作为一个单元系统，因此，为实现光伏-储能系统的站级高效管理，宜基于1 MW光伏单元配置直流侧储能系统，如图7所示。

图6 电力输出调度策略

图7 大型储能系统结构图

太阳能光伏电站并网受限主要源于光伏电力的波动性和间歇性。光伏电站配合储能系统可进一步提高光伏发电与电网间的匹配性，通过平滑输出和经济调度，降低光伏电站对电网的输电容量要求，可有效缓解电网建设“瓶颈”对光伏电站发电的制约。光伏-储能系统并网后，一方面，需要协调控制，智能化实时调节储能系统充放电状态和光伏出力，以实现储能系统寿命与光伏出力的最优平衡；另一方面，需要实时监测储能电池的容量状态、光伏出力及负荷情况，合理安排光伏发电系统和储能系统的出力配合，从而最大程度延长并网供电时间。

2.2 储能系统中的蓄电池充放电平衡控制

目前常见的光伏电站直流端电压普遍在600～800 V，需要大量的蓄电池串联，电池的个体间差异会使得充放电过程中蓄电池充电和出力电能严重不均，最终导致系统故障。因此，在大型蓄电池储能系统里需要设立蓄电池管理系统（BMS，battery management system），以均衡控制蓄电池充放电状态，保证每一个蓄电池的稳定可靠工作。

在大型储能发电系统中通常需要配置智能化电池管理系统[10]，其与中央控制系统保持通讯，上传电池组电压、电流、温度、可充放功率等主要参数，以达到控制蓄电池的充放电和均衡控制等目的。中央控制系统一般采用就地控制、间隔层控制和远程控制3种模式，其可接收监控系统的控制指令进行电池充放电、依据蓄电池管理系统提供的数据自动调整充放电参数并动态修正充放电策略，实现对充放电电压和电流的闭环控制，以满足蓄电池在各个充放电阶段的各项性能指标的协调优化，实现对电池的充放电保护和储能发电上网。同时，中央控制系统还需处理电池管理系统的各种告警信息，以确保电池的安全，例如，当蓄电池单元端电压值升高到充电截止电压，或者充电电流降低到一定限值时，发出过充、过放报警信号、停止对蓄电池的充、放电。对于配置在电源交流侧的储能系统，电池管理系统和中央控制系统还能与光伏电站监控系统直接通讯，上传运行参数或下发遥控、遥调指令，另外，电池管理系统还需具备在线监测蓄电池单体电压和温度、在线自动定期检测蓄电池内阻以及指标超限报警等功能，通过对单体电池充放电的在线均衡调节，提高电池组一致性，延缓电池失效。

蓄电池充放电控制目标是在保证输出功率的前提下，使电池长期工作在正常充放电深度区间范围内。在综合考虑光伏电力平滑输出、经济调度的前提下，实验电站中储能系统电池充放电控制采用分时控制策略，具体为：

式中，e为储能电池充电（为正）或放电（为负）功率。

储能系统额定功率由式(4)确定，

式中，ΔP（1,2,,）为不同采样时刻储能系统的出力需求。

对储能系统中的蓄电池侧采用主动功率控制策略，可避免各控制器对功率调节的竞争[20]。在光伏电力输出小于电网限电阈值的时段，即限电时段（1）之前或两时段（1与2）之间，储能系统充放电控制主要服务于平滑光伏发电输出；在限电时段（1或2）内，储能系统充放电控制遵循电网移峰填谷的调度策略，储能电池储存未能被电网消纳的光伏出力；当光伏电站出力小于电网限制阈值（）且储能系统工作在正常荷电状态下，储能系统充放电控制受限于电池荷电状态。当储能电池荷电值较高时，应进行相对较大倍率的快速放电，以快速回到电池正常工作荷电状态；当储能电池荷电值较低时，为防止过放，需根据电池荷电状态制定合理策略，调整电池放电倍率和放电功率。

实验电站中配置的1.2 MW·h储能系统额定功率为0.5 MW。采用该储能电池充放电控制策略后，储能系统功率变化如图8所示。结果表明，采用分时控制策略的储能系统可与实验电站良好匹配，其不仅控制运行更为简单，而且也实现了蓄电池的最佳保护。

图8 蓄电池充放电功率变化

3 结 论

尽管太阳能光伏发电已逐渐在我国乃至全球能源供应中起到重要作用，但其受环境、气候影响较大，电力输出存在间歇性和不稳定性。同时，由于电网调峰能力不足阻碍光伏电力并网，电力输送通道建设与电源建设不匹配造成光伏电力送出受限，以及当地工业基础薄弱影响光伏电力就地消纳等因素，导致大量能源资源被浪费。太阳能光伏电站配置储能系统是解决目前“弃光限电”和光伏电力输出不稳定等问题效率最高的手段之一，本文基于1 MW并网太阳能光伏实验电站配置储能系统，讨论了储能系统不同接入方式的特点，研究了光伏电站中储能系统的控制运行模式及其对改善电站出力的作用。其中，在电源交流侧配置储能系统具有结构清晰、通用性强、容易实施、便于电网双向能源调度等优点，是较为理想的光伏-储能系统设计方案。

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Grid-connected photovoltaic power system with energy storage and operating mode

QIAO Junqiang1,2, LI Shimin1,2, HU Xuemei1,2, HE Wei1, LU Hao1

(1Gansu Natural Energy Research Institute, Lanzhou 730046, Gansu, China;2Key Laboratory of Photovoltaic, Lanzhou 730046, Gansu, China)

Instability of photovoltaic power generation is one of main factors affecting its applications. Integration of an energy storage system (ESS) into grid-connected photovoltaic power stations not only effectively smooths the power output, but also improves power demand management, leading to the use of more renewable energy. Taking a 1MW solar PV plant as an example, the smoothing strategy was studied on the basis of the PV plant output and the time-sharing-control scheduling strategy was established by using the output power and the state of charge (SOC) of the ESS. Meanwhile, the operating characteristics of the ESS with different connection modes to photovoltaic power stations and the effect of the ESS on the load characteristics of the PV connected power grid were investigated, and an optimized solution for ESS design was proposed.

photovoltaic; energy storage; grid-connection mode

10.12028/j.issn.2095-4239.2017.0044

TK 519；TM 615

A

2095-4239（2017）06-1345-07

2017-04-19；

2017-06-05。

陇原青年创新创业人才项目（2016），甘肃省科学院应用研究与开发项目（2016JK-01），甘肃省科学院应用研究与开发项目（2014JK-01），甘肃省科学院青年科技创新基金项目（2013QN-15）。

乔俊强（1979—），男，副研究员，主要从事先进功能材料制备及其在可再生能源中应用方面的研究，E-mail：qiao@unido-isec.org。