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。
