引言：
太阳能光伏发电是实现我国能源和电力可持续发展战略的重要组成之一。近年来，我国西部光伏风电快速发展，由于光伏输出功率具有很强的波动性、随机性，光伏电力的不稳定性严重制约了光伏电力的接入和输送。很多地区出现了就地消纳和输电困难，很多地方不得不采取限制发电的措施，弃风、弃光现象十分普遍，电站经济收益大幅度缩减。而按照现阶段甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析，现有输电通道难以在短期内满足富余电量的外送需求，电网输送能力的瓶颈有可能导致未来“弃光限电”现象继续加重。储能技术可以实现削峰填谷、负荷跟踪、调频调压、电能质量治理等功能。光伏储能系统还可以在光伏电站遇到弃光限制发电时将多余电能存入储能电池内，光伏发电量低于限幅值或晚上用电高峰时通过储能逆变器将电池内电能送入电网，储能系统参与电网削峰填谷，储能系统还可利用峰谷电价差创造更大的经济效益，提高系统自身的调节能力;作为解决大规模可再生能源发电接入电网的一种有效支撑技术。
1、 储能系统的主要模式
1.1 配置在电源直流侧的储能系统
配置在电源直流侧的储能系统主要可安装在诸如光伏发电的直流系统中，这种设计可将蓄电池组合光伏发电阵列在逆变器直流段进行配接调控，如图1。该系统中的光伏发电系统和蓄电池储能系统共享一个逆变器，但是由于蓄电池的充放电特性和光伏发电阵列的输出特性差异较大，原系统中的光伏并网逆变器中的最大功率跟踪系统(MPPT)是专门为了配合光伏输出特性设计的，无法同时满足储能蓄电池的输出特性曲线。因此，此类系统需要对原系统逆变器进行改造或重新设计制造，不仅需要使逆变器能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器，和蓄电池能量管理等功能。一般而言，该系统是单向输出的，也就是说该系统中的蓄电池完全依靠光伏发电充电的，电网的电力是不能给蓄电池充电的。
图1、配置在电源直流侧的储能系统
系统光伏发电阵列发出的电力在逆变器前端就与蓄电池进行了自动直流平衡，当电网出现限电情况时，逆变器停止工作，但不影响光伏阵列向蓄电池充电，光伏发出的多余电力可直接储存在蓄电池内以等待需要的时候释放出来。这种模式的主要特点是系统效率高，设备投资少等，电站发电出力可由光伏电站内部调度，可以达到无缝连接，输出电能质量好，输出波动非常小等优点，可大大提高光伏发电输出的平滑、稳定性和可调控性能，缺点是使用的逆变器需要特殊设计，不适用于对现有已经安装好的大部分光伏电站进行升级改造。配置在电源直流侧的储能系统的另一个缺点是，该储能系统中的蓄电池组只能接受本发电单元的电力为其充电，而其他临近的光伏发电单元或电站的多余电力无法为其充电。也就是说这种方案缺乏大电站内部电力调配的功能，尽管理论上直流转换效率较高，但是如果不是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较低。
1.2 配置在电源交流侧的储能系统
配置在电源交流侧的储能系统也可以称之为配置在交流侧的储能系统，单元型交流侧的储能的模式如图2所示，它采用单独的充放电控制器和逆变器来给蓄电池充电或者逆变，这种方案实际上就是给现有光伏发电系统外挂一个储能装置，可在目前任何一种光伏电站甚至风力发电站或其他发电站进行升级安装，形成站内储能系统。
这种模式克服了直流侧储能系统无法进行多余电力统一调度的问题，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，它的系统充电还是放电完全由智能化控制系统控制或受电网调度控制，它不仅可以集中全站内的多余电力给储能系统快速有效的充电，甚至可以调度站外电网的廉价低谷多余电力，使得系统运行更加方便和有效。
图2、配置在交流低压侧的储能系统
交流侧接入的储能系统的另一个模式是将储能系统接入电网端，如图3。显然，这两种储能系统的不同点只是接入点不同，前者是将储能部分接入了交流低压侧，与原光伏电站分享一个变压器，而后者则是将储能系统形成独立的储能电站模式，直接接入高压电网。
交流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。交流侧接入的储能系统不仅可以在新建电站上实施，对于已经建成的电站也可以很容易的进行改造和附加建设，且电路结构清晰，发电场和储能电场可分地建设，相互的直接关联性少，因此也便于运行控制和维修。缺点是由于发电和储能相互独立，相互之间的协调和控制就需要外加一套专门的智能化的控制调度系统，因此造价相对较高。
图3、配置在交流电源高压侧的储能系统
1.3 配置在负荷侧储能系统
配置在负荷侧储能系统主要是指应急电源和可移动的电动设备，譬如可充电式的电动汽车，电动工具和移动电话等，本文不做重点讨论。
2、储能系统的控制模式
2.1电能调度和平滑输出
按储能的应用目标，储能系统控制策略可划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、调频调压、电能质量补偿等。而调度模式主要指接受上层电网系统的需求调度。
(1)平滑输出。
利用储能系统快速吸收或释放能源，平滑光伏并网发电电压波动，改善系统的有功功率、无功功率平衡水平，增强稳定性。
光伏发电可采取适当的储能配置和合理的协调策略提高平滑效果。储能容量一般由光伏发电并网平滑策略和能量调度策略确定。通常，如果仅仅是要达到平滑输出的效果，储能系统的容量就比较小，而对系统的数学模型算法、控制模式和响应速度会要求较高。
图4、光伏储能电站的平滑平滑电力输出波动效果示意
(2)经济调度。
利用储能系统提高光伏发电的调度性，可通过当地电力峰谷时间分布情况和电价进行分析，制定充放电控制模式，低吸高抛，达到经济效益的最大化。也可以充分利用光伏、风电弃光、弃风的情况，充分利用电网无法消纳的电力，积极做好电站内部的储能和经济调度，利用储能系统实现光伏发电在时间坐标上的平移，使其参与电力调峰，优化系统运行经济性，获得较好的经济效益。
经济调度行的储能系统通常储能容量和投资规模较大，应以系统成本最小化为目标对储能系统容量进行优化配置。本文建议采用交流侧并网的模式建立此类储能系统，储能功率由光伏发电实际输出与目标值差额决定，储能容量一般由光伏发电并网平滑策略和能量调度策略确定。
图5、储能电站的调节电力需求峰谷的功能
将太阳能电池系统与储能系统进行整合，主要涉及监测网络、控制系统、设备布局和安全设施。对于集中式光伏电站，可在变电前集中配置储能。由于我国目前光伏电站基本以1MW作为一个单元系统，因此可基于1MW单元光伏系统配置直流侧储能系统，也可以根据整体光伏电站总容量配置大型交流侧储能系统，形成集光伏、风电、储能以及其他发电系统为一体的，可综合利用，统一调度的微电网系统。通过对光伏发电和储能电力的合理接入及有效调配，解决储能系统的并网发电和接入自动化控制问题，提高储能单元的送电效率。
光伏发电系统与蓄电池储能系统并网，需要智能化实时调节储能系统充放电状态和光伏电池的出力，达到协调优化控制的目的，实现储能寿命与光伏出力的最优平衡。同时，通过实时监测储能电池的容量状态、光伏出力以及负荷情况，合理安排蓄电池的充放电、光伏电池的出力，从而达到最大限度延长并网供电时间的目的。
光伏电站并网后，电网主要受其发电的间歇性影响。光伏发电站配合储能系统将进一步提高光伏发电与电网间的良好匹配，通过平滑电力输出，并实现“削峰填谷”，大大降低了常规光伏电站对电网的输电容量要求，从而避免了电网建设不足对光伏电站发电的制约。
2.2、储能系统中的蓄电池充放电平衡控制
由于目前大部分光伏电站直流端电压在600-800左右，要匹配这样的电压，通常需要300-400多个2V的铅酸电池串联才能达到。大量的蓄电池串联，在其充放电过程中难免会有个体差别，会导致严重的蓄电池充电和出力电能不均的问题，最终导致系统故障。因此在大型蓄电池储能系统里，应该设立蓄电池能量管理系统(EMS)，以均衡控制蓄电池充放电状态，以保证每一个蓄电池的稳定可靠工作。
早期的蓄电池充放电控制器就是比较简单的蓄电池管理系统(BMS)，在大型储能发电系统中通常采用智能化电池管理系统来达到控制蓄电池的充放电以及均衡控制等目的。电池管理系统可通过与中央控制系统通讯，上传电池组电压、电流、温度、可充放功率等主要参数。对于配置在电网侧的储能系统，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，控制储能变流器的充放电状态。中央控制系统可根据电池管理系统发送的最大允许可充放电流要求和电网容许发电量的要求，自动调整装置的充放电策略，实现对电池的保护性充放电和储能发电上网。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、过放电告警信号、停止对蓄电池的充、放电。
中央控制系统一般可以采用就地控制，间隔层控制和远程控制模式。中央控制系统可接收监控系统的控制指令对电池进行充放电、依据蓄电池管理系统提供的数据动态调整充放电参数、执行相应动作，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;处理电池管理系统的各种告警信息，以确保电池的安全。
储能电池管理系统还需具备有在线监测每节蓄电池的电压、温度;在线自动定期检测蓄电池内阻;在线均衡功能，可通过对单体电池在线充放电，提高电池组一致性，延缓电池失效以及指标超限报警等功能。
3、结论
尽管太阳能、风能等可再生能源发电清洁永恒，但是由于其受环境、气候、白昼影响较大，输出不稳定，导致大量能源被浪费。采用蓄电池储能的方式是目前效率最高，效果最好的一种手段，在电源交流侧配置储能系统结构清晰，通用性强，容易实施，便于电网双向能源调度，是一种比较理想的储能方案，也是解决目前弃光弃风和光伏电站输出不稳定等问题的良好途径。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201806/20/289243.html
