储能技术在新能源电力系统的应用研究

中国矿业大学（北京） 孙翠清

国内高速发展的经济使得各行业对能源的需求量激增，火力发电等传统发电方式为国家的可持续发展带来了较大压力，新能源电力系统的研究与应用成为电力行业发展的重要方式。为了实现对风能、太阳能等新能源的高效应用，储能技术成为电力企业的重点研究技术内容，相关企业希望通过高效的储能转化技术为电力系统的可靠运行提供支持，推动新能源在电力系统中的可靠应用。

1 新能源电力系统中的储能技术分析

1.1 电化学储能

电化学储能即为蓄电池储能，该技术在新能源电力系统中应用较为广泛，其工作原理为依靠电池正负极反应完成电能与化学能的相互转化，满足电力系统用电需求的同时储存系统多余的电量，实现对新能源的高效应用，为新能源的并网运行提供帮助。金属电池是各企业应用较多的电池类型，此类电池能够依靠金属的氧化还原反应实现电能与化学能的转化，材料应用成本较低的同时具有较高的转化效率，如锂电池即为蓄电池中的高效产品，能够在短时间内完成大量化学能与电能的相互转化。

1.2 物理储能

物理储能包括压缩空气、飞轮以及抽水储能几种类型，能够以物理能的形式存储电能，在实际应用时，电力企业通常可以结合发电类型、环境现状等合理选择储能方式，实现对能源的高效应用。抽水储能虽然储能容量较高，但是该技术容易受环境限制，在环境位置不合适的情况下往往会消耗更多的应用成本，该技术在风力资源丰富的西北地区缺少应用的环境基础；飞轮储能主要是将电能存储为机械能，虽然具有较高的功率密度，但是缺少足够的能源存储量，在磁悬浮、材料相关技术的限制下，该技术难以实现大规模应用；压缩空气储能与抽水储能类似，对环境要求高，通常需要在密封良好的空间内使用，其建设快且造价低，但是在储能效率方面存在欠缺。

1.3 电磁储能

超导储能具有无损耗、存储时间长、效率高、响应快速等性能优势，但是该技术的应用需要依靠高温超导材料来实现，在材料技术的限制性，导致该储能方法难以得到广泛应用。超级电容器储能需要应用高介电常数的电容器，这种储能方式在保证较长使用周期、较快响应速度、较大功率密度以及极高瞬时功率的同时，存在端电压不稳定、低能量密度等缺陷。

2 储能技术在新能源电力系统中的应用

2.1 储能技术在太阳能电力系统中的应用

太阳能发电产生的电能需要通过光伏并网的方式为电网输送电能，为了避免新能源电能造成电网波动等问题，电力企业需要积极研究高效的储能技术，尽可能提升储能设备的稳定性和瞬时功率传输水平，确保电能输送过程的平滑性，确保光伏并网的顺利进行。为了提升技术应用效果，电力企业可以将信息化、智能化计算机技术与储能技术融合应用，通过智能系统对技术应用过程进行自动化控制，规避设备并网运行隐患。在太阳能电力系统应用储能技术时，电力企业需要根据光热、光伏等不同的系统运行模式选择适宜的储能技术方案，合理应用相变储能、电化学储能等方式实现对太阳能的高效应用。

2.2 储能技术在风能电力系统中的应用

新能源电力系统的平稳可靠运行离不开相关技术设备或人员对瞬时功率的有效控制，相关企业需要依靠各种技术手段维持新能源电能的瞬时功率平衡性，以此来规避系统波动问题。风能电力系统控制难度极大，电力企业需要通过储能技术将原本极不稳定的能源转化为可靠输出的稳定能源。在实际应用时，传统的储能技术在风能系统中应用效果较差，通常需要依靠超导储能等稳定性极强的技术来规避风速干扰短路、联络线干扰短路等系统运行稳定，该技术还可以帮助工作人员快速定位系统故障区域，为风电场的稳定运行提供保障。

3 新能源电力系统中分布式并网储能系统设计研究

基于太阳能和风能等新能源建设的分布式并网电力系统虽然在近年来发展迅速并得到推广应用，但是此类系统相对火力发电等电力系统具有严重的不确定性和间歇性，不稳定的电能功率也导致所并入电网的波动。在新能源占比不断提升的过程中，电力企业对高效储能技术的需求日益增加，电力系统的平稳运行离不开储能技术的至此。分布式储能系统可以在负荷侧独立运行，也可以与新能源发电系统融合应用，最终实现电能质量优化、调峰调频、填谷削峰等目标，对新能源并网运行具有积极意义。

3.1 分布式储能系统架构

新能源发电分布式储能系统结构如图1所示，系统接入点为并网开关，该点还用于检测并网电力参数。储能系统主要包括蓄电池组（电化学储能）、双向变流器、能量分配系统、电池管理系统、负荷预测系统几个部分。其中，负荷预测能够预测负荷需求量，能量分配系统可以根据蓄电池荷电状态、分时电价等信息确定能量分配方案，将相关指令发送给双向变流器，实现对蓄电池组充放电状态的控制。其中，放电控制需要根据负荷状态、双向变流器容量、能量分配系统控制指令来实现，充电控制则主要依靠蓄电池充电特性的设定结果来自主实现控制过程。

图1 新能源发电分布式储能系统结构示意图

3.2 分布式储能系统控制策略

分布式储能系统主要有并网运行以及离网运行两种模式，前者用于电网运行状态正常期间，系统与电网直接连接，实现接入点电压稳定、电能质量调整、调峰调频、填谷削峰等工作目标；后者用于电网故障停用期间，通过与电网解列的方式规避故障影响，为负载独立供电。下面主要对电网正常运行时的并网运行模式进行分析。

（1）分布式储能系统充电模式控制策略

国内不同时段具有不同的电价，电力企业通常将分时电价政策应用于工业、工商业等电力客户，在电网电能需求量低的电价低谷时刻，储能系统的能量分配系统将控制蓄电池组进行充电。在充电过程中，蓄电池组需要经历恒流充电、恒压充电以及涓流充电三个阶段。在第一阶段，蓄电池充电电流及效率与电池的种类存在关联，其中随着充电电流的变化，蓄电池本身的充电效率也会产生变化。在蓄电池端电压达到设定值时，蓄电池充电模式将进入第二阶段。该阶段，充电电流将持续降低，充电电压维持不变，随着时间的推移，充电电流将降低至极小状态，此时充电模式将进入涓流充电阶段，蓄电池电压将在小电流充电的作用下维持在额定数值。一般而言，蓄电池组可以在电价低谷期完成充电，在充电未完成的情况下，系统可以在基本电价期为蓄电池组持续充电至满电状态，在充电完成后将会处于放电等待状态。

（2）分布式储能系统放电模式控制策略

在放电模式中，储能系统可以根据分时电价数据控制系统在电价高峰期、尖峰期进行无功补偿或放电。在第一个电价的尖峰时刻中，储能系统需要尽最大能力满足负荷侧用电需求。在负荷侧功率超出储能系统额定功率的情况下，系统以额定功率输出，反之则以负荷侧功率输出。在第二个电价的尖峰时刻中，储能系统需要根据容量剩余情况尽可能满足负荷侧的用电需求，相关要求与第一次尖峰时刻相同，但在容量低至下限时需断开储能系统与电网的连接，负荷侧的功率需求转由电网满足。在电价的高峰时刻，负荷侧的电能需求由储能系统以及电网共同满足，双方各自满足50%的功率要求，在实际应用时，如果储能系统额定功率比50%的负荷测需求功率高，则系统以50%的负荷测需求功率输出，电网输出功率与储能系统一致；如果储能系统额定功率不满足负荷侧50%的功率需求，则储能系统以额定功率输出，电网以负荷侧功率需求与储能系统额定功率的差值功率输出。在第二个电价高峰时刻，电网与储能系统分别承担负荷侧功率需求的70%与30%，后续若仍有电量剩余可参考第二个尖峰时刻的运行模式为负荷侧供电。

结语：综上所述，储能技术主要包括物理储能、电化学储能以及电磁储能技术应用方式，新能源电力系统需要根据系统运行环境、技术条件、并网运行需求的多方面的因素合理选择储能技术。在太阳能、风能等电力系统中，电力企业需要充分考虑能源的不稳定特点，利用储能技术规避并网时的电网波动问题。在并网运行时，电力企业需要建立智能化的储能控制系统，结合负荷需求、分时电价、蓄电池功率、蓄电池容量等合理控制蓄电池组的充放电过程，满足电网运行需求。