储能技术在电力系统领域应用概述

储能技术在电力系统领域应用概述

隋佳琦

中电科能源有限公司 天津市高新区 300384

储能技术是实现可再生能源大规模接入，提高电力系统效率、安全性和经济性的关键技术，也是提高清洁能源发电比率，推动雾霾治理的有效手段。在提高电网对新能源的接纳能力、电网调频、削峰填谷、提高电能质量和电力可靠性等方面的重要作用已经在国际上达成共识。

储能的灵活性、特点和应用场景非常多，差异比较大，但根本上都是通过能量的时间转移存储，解决电力系统发用电的即发即用、时刻平衡带来不灵活的缺点，秒级到分钟级的能量平衡归为频率调节需求，小时级的能量平衡归为峰谷调节需求。另一方面，随着新能源的大规模快速增多，由于其发电的刚性，或可调节性较差，对电力系统的不同时间尺度能量平衡要求更高，带来更大的调峰调频需求。

从电力系统发输配用各个环节看，储能装设在各个环节的作用和侧重点如下：

1发电侧储能

储能装设在发电侧，又包括传统电源侧和新能源侧，这两个场景对储能的要求和性能要求有很大的区别，讨论发电侧储能应该把传统电源侧和新能源侧这两个储能区分开来。

调频储能配套装设在火电厂侧，主要是进行协助提供二次调频辅助服务。当参与二次调频的火电机组受爬坡速率限制，不能精确跟踪调度调频指令时，由高速响应的储能根本上改善火电机组的AGC能力，从而获得更多的AGC补偿收益。这是目前储能商业模式典型成熟成功的一个场景。

储能装置于风电、光伏等新能源厂站，可以平滑新能源出力的功率波动性，可以跟踪发电计划，应对考核奖惩；可以削峰填谷，储存电量减少弃光弃风，提升经济效益；还可以提升新能源的调频调压能力，主要是一次调频、基础无功支撑能力，使得新能源对电网更友好。

2用户侧储能

储能装设在用户侧，有几个应用场景和目的：

1）工商业用户通过装设储能节省电费开支。包括利用储能调节峰平谷不同电价时段的用电电量，节省电费支出；通过储能减少报装容量水平，节省报装基本容量费。

2）微网和重要用户。储能作为分布式电源提升局部电网供电可靠性，支撑电网独立运行能力。

3）分布式新能源配套储能。

其中，工商业用户通过装设储能节省电费开支，是目前用户侧储能投产规模最大的场景，商业模式也较为成熟，但总体上受电价政策影响较大。

此外，用户装设储能后还能作为分布式储能响应电网功率调度要求，对电网输出功率，支撑电网电能质量稳定。未来，随着电力市场改革的进一步深化，还可能利用储能参与电力市场，进行套利。

3电网侧储能

电网侧储能，从字面上理解是接入电网侧的储能，为电网提供供电、削峰填谷、调频调压等功能服务，一般容量大、规模大，典型的是抽水蓄能。电网侧储能作为电网中优质的有功无功调节电源，对电网的安全稳定经济运行意义重大，随着大规模电化学储能的成熟，也已经有多个试点应用，国家电网最新发布的《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》：在工程可研设计、建设改造等环节，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，逬行综合比选论证。目前应用的电网侧储能主要发挥以下三个作用：

1）供电和削峰填谷。江苏镇江[6]因为当地机组退役，导致电网供电能力不足，为了保证用户供电，利用锂电池储能投产速度快的优势，满足镇江地区供电需求，减少有序供电压力；湖南大容量电网侧储能投产目的之一，也是可以有效满足当地峰值负荷供电需求。

2）一次调频。系统内存在较大频率波动风险（如大容量直流、大容量机组等大电源丢失风险），而系统相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足（如大规模新能源的接入、已有机组一次调频能力有限等），需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。江苏和湖南的大容量储能都有这个应用目的。

3）AGC调频辅助服务。大容量电网侧储能或独立储能电站应具备AGC这个能力，目前国内山西等地刚刚开始试点，在美国这个商业模式已经非常成熟。

4)储能还可以应用在配网侧，比如台区储能的应用，解决动态扩容、调节末端电压等。

5）电网丰富储能应用模式。国家电网推行“三站合一”，即原变电站改造为变电站、充换电站（储能站）和数据中心站三站合一，在坚强智能电网的基础上建设泛在电力物联网，发挥集中调控大量分布式储能的作用。南方电网积极支持储能技术发展和应用，作为推进数字化转型和数字南网建设的重要组成部分。目前电网侧储能主要是电网投资，集中大容量布点，服务于电网供电和安全运行，电网后续也可以通过云方式购买服务，调用大量分布式储能为电网服务，从这个意义上来说，也可以定义有为电网安全和供电服务功能、以及接入电网侧的都叫电网侧储能。

4储能发展面临的关键问题和应用建议

储能作为能源清洁化转型和能源互联网发展的重要组成部分，装机规模快速增长，然而，由于技术经济和政策配套还没完全跟上，在其发展和应用过程中仍面临几个关键问题：

一是安全性问题。特别是锂电池储能在辅助火电厂调频等高频次、高倍率充放电情况下，对储能系统安全可靠性要求较高，韩国已经发生多起电化学储能起火事件，国内也有发生。

二是电化学储能的经济性问题。目前总体上来说电化学储能全寿命周期度电成本相对较高，限制了储能在多个场合应用，若储能全生命周期度电成本0.5元，应用于峰谷调节或解决新能源弃电场景，要求有足够的峰谷电价差或新能源电量价格。

三是部分场景商业模式还在探索，尤其是电网侧储能投资和回收机制不够清晰，导致电网侧储能发展没有较好的持续性。

上述问题的解决主要需要依赖储能系统技术进步、标准制订和政策调整，特别是对于电网侧储能，相关政策标准的制定更为关键。下面仅就各个储能应用层面提出以下几个建议：

1）重视储能在电网运行模拟和仿真，建立储能应用的评价指标体系。储能系统高度灵活可控，其作用的发挥高度依赖于其控制策略的优化和实现，因此，需要高度重视储能在电网运行模拟和仿真研究，研究储能的暂态特性和控制，研究储能中长期能量控制策略的优化，研究相关建模仿真工具的实现，研究并建立电力新型储能的暂态分析模型和经济分析模型，开展储能规划方法模型集算法研究，建立储能应用的评价指标体系。

2）充分利用储能技术多样化、功能多样化特点，重视储能综合功能的多重利用，探索多种储能技术的组合利用。掌握各类储能基础数据，对各类储能技术特性、适用场景有全面把握，合理据测发展趋势。在此基础上，重视储能综合功能的多重利用，如用户侧储能，既可以调节峰平谷不同电价时段的用电电量，节省电费支出，也可以减少报装容量水平，节省报装基本容量费，还可以作为需求侧响应、电网安全支撑的一部分。

3）储能建设集中和分散相结合，充分利用云平台实现储能的共享利用。储能还是集中与分散相结合，单个场站和用户的特性改善与系统层面集中储能实行合理分配，比如储能应用在新能源场站，就地储能应以短时间尺度改善调频调压性能、出力波动性为主要目标，而新能源缺乏的调峰能力和二次调频能力属于系统层面，应建立长时间尺度、大容量集中式储能场站，各个新能源场站利用云平台共享利用。此外，对于多个分散式的储能电站，利用云平台实现集中调用，作为需求侧响应，为电网提供支撑也是储能电站功能充分利用的重要发展方向。