专家面对面教你光伏电站上网需求及储能解决方案

2016年被誉为储能元年，经过多年努力，储能行业的技术产品均得到长足发展，行业已经进入了产业化初期，未来市场空间可观。作为未来储能应用的重要模式之一，光储一体化得到越来越多的人关注。日前由中国机械工业联合会主办、中机联华(北京)会展有限公司承办的2017中国“光伏+储能”技术融合创新应用大会就光储一体化技术，相关产业政策、技术发展和商业模式进行了深入研讨。

本次会议得到了众多光伏、储能、电网和发电企业的积极参与，近150位业界专业人士与会，中国电力科学院电工与新材料研究所储能研究室主任谢志佳在会上作了“光伏电站上网需求及储能解决方案”的精彩演讲，以下为演讲实录：

演讲内容主要分为三部分，首先介绍光伏发电特性以及并网特性分析;第二部分介绍电池储能系统在光伏电站中的应用;第三部分介绍一些典型的光储电站案例。

光伏行业的大背景

近年来，我国光伏持续稳定的增长，每年光伏装机容量都在不断增长。但是了解光伏行业的都知道，由于光伏组件固有的特性，输出功率受环境影响比较大，我们依据格尔木某20兆瓦的光伏电站的数据做了出力特性分析，可以看到光伏电站出力曲线在典型的晴天天气下与光照强度变化曲线一直。不同季节，光伏电站出力曲线变化是比较大的。然后我们对发电量也做了统计，可以看到每个月的发电量不一致，同一月每一天的发电量也不一致，我们对光伏电站的出力做了一个统计，将出力水平高于装机容量80%的定义为高出力，出力水平在装机容量20%-80%中间的定义为中出力，出力水平低于装机容量20%的定义为低出力。然后还对光伏电站各月份的出力水平做了一个统计，可以看出，光伏电站全年的出力水平处于中出力或低出力，在高出力的概率很低。

光伏电站对电网的影响

对于电网端，我们希望接入确信可靠的电源，对电网的稳定运行没有影响，应该具备一定的低电压穿越能力，具备较高的电能质量。而实际上我们大规模集中式光伏电站是一个非可靠的电源，而且电压波动大、控制比较困难，电能质量也不是很理想。

光伏电站接入后对电网的影响主要有以下四个方面：

1、对电力系统规划的影响

2、对电力系统调峰的影响

3、对系统可靠性，稳定性的影响

4、对电能质量的影响

对电力系统规划的影响涉及到对输电网规划的影响、对配电网规划的影响以及对电源规划的影响。(光伏电站最大负荷时刻(即最需要电源出力的时刻)光伏电站出力为0的比概率到达66%，出力概率为10%到90%各区间的的概率都小于8%，最大负荷时刻光伏电站出力超过30%的时刻概率为20%，如果置信度需求要达到90%，光伏电站的处理只能保证在8%，总结来说就是光伏电站的置信容量比较低，当穿透功率高的时候不能有效的替代峰值负荷电源。根据统计，当光伏容量穿透率为2.5%的时候，光伏电站对等效负荷的差率影响并不大，但是当光伏容量穿透率为18.9%的时候，电网峰谷率增大，对电网的调峰更加困难，基于以上的现象，光伏发电市场的弃光现象很严重，部分地区甚至可以高达30%。从研究结果可以看出，光伏弃光问题并不是技术问题，主要是利益平衡问题和通道问题，加入储能系统以后，可以解决以上问题。

电池储能系统在光伏电站中的应用

加入电池储能系统以后，可以解决新能源发电带来的问题。第一，加入电池储能系统可以平抑光伏电站的出力波动;第二可以提高光伏电站的调度能力;第三可以增强光伏电站的无功支撑能力;第四可以延缓输电走廊的扩容。

同样，我们依据格尔木某20兆瓦光伏电站进行分析(储能容量为4兆瓦/2小时)。在配置储能系统之前，光伏电站分钟级最大有功功率的变化曲线，大部分在三兆瓦以下，10分钟最大功率变化大部分在10兆瓦以下，加入储能系统以后可以把最大功率波动进行有效控制，分钟级控制在1.5兆瓦，10分钟级抑制在7.5兆瓦以下。

同时，储能系统可以提高光伏电站的调度能力。由于光伏具有随机波动性，可控性比较差。如果以火电的跟踪误差要求光伏过于严苛，所以我们设立了几个误差带：5%、10%、15%、20%、25%来分别分析光伏系统的跟踪调度能力。当跟踪误差占装机容量为2%的前提下概率是55%、25%以上的概率为8.85%。为了提高光伏系统的跟踪调度能力，配置不同的储能容量可以完成不同的置信度目标。实际上，我们可以从最后一行看到，即使置信度为100%，跟踪差要求5%以内，但加入储能系统后，也可以做到，只不过需要配备的对应的储能电站的容量就比较大，需要配备一个7兆瓦4小时的储能充电站。当初能系统配置到3兆瓦的时候，此种情况下可以完成置信度98%的目标，不用配置过大的储能系统就能实现98%的目标，可以减少储能系统的功率配置。

储能的另一个作用就是延缓输电走廊的扩容。其中，储能系统工作模式可以分为3中，一种是削峰，另一种的削峰+平抑，还有一种是削峰+转移。储能系统在削峰模式工作时，光伏电站出力峰值一般出现在午间且持续时间较短，这一部分由储能系统吸收;在光伏出力非高峰时段，由储能恒功率来放电。第二种工作模式是削峰+转移，同样由储能系统来吸收电能，但放电时间为负荷晚高峰时段，由储能恒功率来放电，同时可以起到辅助系统调峰的作用。第三种工作模式是削峰+平抑，也是由储能系统来吸收电能，在紫色部分放电以平滑光伏下降过程中的波动，我们做了一个案例分析，还是以格尔木某20兆瓦的光伏电站为例，如果光伏电站规模扩容至30兆瓦后，需要的储能系统为7.8兆瓦，储能容量是10兆瓦时。

典型光储电站案例

储能系统在光伏示范应用中的应用可以采用直流母线和交流母线两种接入方式，也就是储能系统+DC/DC变流器，跟光伏阵列一起接入DC母线，共用一个DC/AC变流器。储能系统有独立的DC/AC变流器。储能系统如果接入直流母线，协调控制就会比较困难，但效率会比较高，因为省略了一级变流器;如果接入交流母线，成本就比较高，因为需要单独的DC/AC变流器，但不会受到光伏电站结构的限制，改造比较容易，控制起来也比较容易。

下面介绍一下实际案例，青海格尔木时代新能源50兆瓦的光储电站，配备的储能是15兆瓦、18兆瓦时，目前已经投运。经过实际运行验证，可以解决光伏发电最大消纳，提高跟踪计划处理能力等目标。光伏电站是以3兆瓦，3.6兆瓦时为一个储能子系统，一共5个子系统，接入35千伏的母线。

另外一个典型案例就是爱康科技在金昌的100兆瓦光伏电站，这个跟之前的示范工程不一样的地方是它是采用的直流母线的接入方案，也就是说它的储能系统和光伏阵列是共用一个DC/AC变流器，其中储能系统自己的DC/DC变流器配的是400千瓦。它采用的直流母线方案，在光伏并网逆变器的直流侧加装DC/DC变流器和锂电池，通过对光伏逆变器软件升级并建立与储能DC/DC的快速通讯来实现光伏能量的存储和适时地回馈。

另外我们调研了格尔木地区的十多座光伏电站，包括中广锡铁山光伏电站、中节能、黄河水电、国电以及大唐的一些光伏电站，调研发现大部分光伏电站都是地面式的而且基本上没有可以扩展的空间，它的光伏组件是规划好的，你要是想要新加入储能系统的话，可能就会出现没有地方的情况，如果改变结构的话，可能光伏组件部分就需要拆除。原有的逆变器厂房也没有位置来放储能电池和变流器，所以未来如果规划好的光伏电站，加入储能的话可能多是以集装箱形式为主。

（注：本文根据演讲录音整理，内容与实际情况如有出入还请多多包涵）