1 引言
电力系统是一个动态平衡系统，发输变电与配用电必须时刻保持平衡。而风能是一种间歇性能源，且风速预测存在一定的误差，因此风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差。在传统的电力系统中，任何微小扰动引起的动态不平衡功率都会导致机组间的振荡，大容量储能系统与风电机组结合，可以有效抑制或缓解风电的波动性，减小风电对电网的影响。而只要储能装置容量足够大而且响应速度足够快，就可以实现任何情况下系统功率的完全平衡，这是一种主动致稳电力系统的思想[1]。由于这种与储能技术相关的稳定控制装置不必和发电机的励磁系统共同作用，因此，可以方便地使用在系统中对于抑制振荡来说最有效的部位。同时，由于这种稳定控制装置所产生的控制量可直接作用于导致系统振荡的源头，对不平衡功率进行精确的补偿，可以较少甚至不考虑系统运行状态变化对控制装置控制效果的影响，因此装置的参数整定非常容易，对于系统运行状态变化的鲁棒性也非常好。
2 电池储能技术国内外发展现状
近年来，日本、美国以及欧洲等发达国家对电池储能技术投入较大，技术领先。日本在钠硫电池的研究与应用方面走在世界前列，日本碍子(NGK INSULATORS)从阿联酋阿布扎比水电局获得300 MW NAS电池系统和中央监控系统的订单。2009 年松下和松下电工与丹麦电力公司SEAS-NVE 共同启动旨在实现智能电网的实证实验。东芝于2010 年宣布接到冲绳电力2010 年秋季将在宫古岛开始的“离岛微型电网系统实证试验”相关设备的订单，将构建以蓄电池平衡功率变动剧烈的可再生能源负荷的新一代电力系统。三洋电机也在其“加西绿色能源园”导入了1.5 MW·；h 的锂离子电池，其他厂商也在积极参与电池储能项目。欧美方面，2001 年，加拿大VRB Power Systems 公司在南非建造了250 kW 的全钒液流储能电池示范系统，实现了全钒液流储能电池的商业化运营。VRB Power Systems 公司为澳大利亚Hydro Tasmania on KingIsland 公司建造的与风能发电配套的全钒液流储能电池于2003 年11 月完成，该系统储能容量为800 kW·；h，输出功率为250 kW。2004 年2 月，VRB Power Systems 公司又为castle Valley，Utah Pacific Corp 公司建造了输出功率250 kW，储能容量2 MW·；h 的全钒液流储能电池系统。2006 年底该公司开始为爱尔兰建设迄今为止国际上最大的额定输出功率2 MW(脉冲输出功率3 MW)，储能容量12 MW·；h 全钒液流储能电池系统。美国利用日本住友电气工业公司和VRB Power Systems 公司的技术，分别建立了2 MW 和6 MW的全钒液流储能电池示范运行系统。
英国的Innogy 公司2000 年8 月开始建造第一座商业规模的发电储能调峰演示电厂，它与一座680 MW燃气轮机发电场配套，该电能存储系统储能容量为120 MW·；h，可满足10 000 户家庭一整天的用电需求。
德国EVONIK 工业股份公司宣布将联合戴姆勒汽车公司等研发机构共同开发适用于风能和太阳能发电的大容量、低成本储存的锂离子电池电站，先期计划在德国西部的萨尔州建造一个功率为1 MW 的储能装置。在大规模电池储能装置技术方面，我国起步较晚，与国外发达国家还有较大差距，主要表现在：一是设备容量规模还较小；二是设备的寿命短、利用效率低；三是设备的智能化水平薄弱。在储能应用方面我国距国外先进水平差距也很大，国外已经有数十套储能电站投入运行，国内还没有大容量电池储能装置的示范工程投入运行。
目前，我国电池储能的应用规模还很小，但随着国家能源政策的调整和节能环保政策逐步落实，其应用规模预计也将逐步扩大。上海市电力公司已经建设包括漕溪站、前卫站、白银站三个储能示范电站，电力调度中心可以直接通过电网储能管理系统对分布于各地的储能站实施统一调度与远程监控。BYD 在深圳龙岗建立了一座1 MW(4 MW·；h)储能电站。
国家电网所属的新源控股有限公司与张家口市张北县开发建设全国第一个风光储能综合示范项目，该项目总规模为风电500 MW，光电100 MW，储能70 MW。张北风光储项目是世界上规模最大的风光储三位一体示范工程，但是还没有进入投运，目前已经完成了一期工程方案设计，正在进行一期建设工作。
3 快速发展的风电对储能技术的要求
风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。中国风能储量很大、分布面广，仅陆地上的风能储量就有约2.53 亿kW。近几年来，中国的并网风电迅速发展。截至2007 年底全国累计装机约600 万kW。2008 年12 月，中国风电装机总量已经超过1 000 万kW，位居世界第五，截至2011 年3月中旬，我国风电累计装机容量达4 450 万kW，风电建设的规模居全球之首。这也意味着中国已进入可再生能源大国行列。中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，同时盈利能力也将随着技术的逐渐成熟稳步提升。
在我国风电在建规模高居世界第一的同时，风电并网问题却始终制约着我国风电的健康发展。有数据显示，我国风电装机累计并网3 107 万kW，但仍然有近三成风电没有并网这是由于风能随机性和间歇性的特点，造成风电机组的出力频繁波动，从而风电场的出力可靠性也差，风电比重过大，会使电网的调频、调峰压力加大，以及电网长距离送电的技术要求和运行成本急剧增大。因此，风电场大规模的并网接入对电力系统的运行也带来一些新问题：
1)风电的随机性及不可控性给电力系统规划和稳定运行带来新的挑战；
2)风电功率的波动特性与电网负荷的波动特性难以一致，使电网的调峰问题更加突出，对调峰容量和响应速度都提出了更高的要求；
3)由于风速变化，风电机组容易引起电网电压和功率波动问题，以及由其带来的无功电压控制和电能质量问题。
风电具有间歇性和波动性与电力系统需要实时平衡之间矛盾，使得并网风电的波动需要通过常规电源的调节和储能系统来平衡，成为长期困扰风电并网的主要难题。而蓄水储能电站由于地理上的局限，不具有普遍的可获得性，因此，引入可普遍应用的大容量电池储能装置与风电场结合弥补风力发电的波动给电网带来的各类影响是一种合适的技术选择[8]。通过储能系统与风电系统的协调，不仅有效减小风电对系统的冲击和影响，提高风电出力与预测的一致性，保障电源电力供应的可信度，还降低电力系统的备用容量，提高电力系统运行的经济性，同时提高电力系统接纳风电的能力。
4 国内外对风电并网的要求
越来越多的大中型风电场相继建成并投入运行，当风电所占比例逐渐增大后而风电场的功率波动会影响当地电网的电能质量，产生电压波动与闪变。对局部电网将产生明显冲击，严重时会引发严重事故[9，10]。各国风电场并网技术规定都对风电场的有功功率变化提出了要求，如：
1)Eltra 和Eltra&Elkraft 要求并网风电场l min 的输出功率变化小于等于风电场最大功率的5%。风电场能够通过控制系统保证在2 s 内降到额定功率的20%以下，Eltra&Elkraf 要求风电场每分钟的功率变化率在10%～100%内可调；
2)而E.ON 和ESBNG 要求风电场输出功率在任何时间内都小于它的注册容量。E.ON 要求每分钟功率降低最少要占额定容量的10%，ESBNG 要求15 min 功率变化与风电场的规模有关，小于100 MW 的风电场每分钟功率变化小于5%，小于200 MW 的风电场每分钟功率变化小于额定容量的4%，大于200 MW的风电场每分钟功率变化小于额定容量的2%；
3)苏格兰并网技术规定要求风电场输出功率在合理的时间内可以超出额定功率；
4)中国国家电网公司规定了风电场1 min 和10 min 的功率变化率，变化率与风电场的装机容量有关，如小于30 MW 的风电场10 min 最大变化量为20 MW，1 min 最大变化量为6 MW；
5)Scottish 要求风电场起停要满足电压质量的要求，Scottish 还要求风电场起停满足最大功率变化的要求，而且不多于25%的额定容量可以跳开，并在30 min 内分阶段逐步退出。
5 大容量电池储能技术对风电的平稳作用
显然实现有功功率最重要的调节手段是储能，大功率、大容量的储能系统能够平抑风电的波动性和间歇性。储能系统的容量达到一定规模时，将储能系统与风电机组结合，可以有效抑制或缓解风电的波动性，减小风电对电网的影响[11，12]。大容量电池储能技术在风电并网中能够实现如下功能：
1)平滑机组输出：将电池储能系统与风力发电机组相结合，在快速风速扰动下平滑风电场输出，减少风电场输出波动对电网的影响，降低风电波动对电网的冲击。
2)提高风电输出与预测的一致性：以储能作为配合来调整输出，根据风电场预测的出力曲线优化出力，提高风电输出可信度。
3)提高调度能力：采用储能系统则可以控制风力发电输出的有功功率和无功功率，用于电力调峰，使风力发电单元作为调度机组单元运行，而且具备向电力系统提供频率控制、快速功率响应等辅助服务的能力。
4)峰值转移：利用大功率大容量储能系统可以将不稳定的风能电力收集起来并在适当的时候将其平稳释放，转移峰值，降低对电网冲击；
5)保证风力发电系统持续可靠地供电：当环境因素或外部条件变化较快，风力发电系统不能稳定地输出电能时，储能系统中存储的能量可以产生一定的能量和功率支撑作用，保证对负载持续、稳定地供电。
6)系统运行可靠性及冗余度大大提高：多台容量较小的并网逆变器的并联群控运行，使得系统可以根据各种新能源发电的特点，启动不同数量的并网逆变器进行控制，这样就可以实现系统的发电效率最优，进一步提高系统可靠性和冗余度也将大大提高。
7)使风力发电具有可调度性：单纯的新能源发电系统受环境因素的影响较大，因此，无法制订特定的发电规划。如果配置能量储存装置，就可以在特定的时间提供所需的电能，而不必考虑此时发电单元的发电功率，新能源发电系统可以与电网连接，实现向电网的馈电，并可以提供削峰、紧急功率支持等服务。只需按照预先制定的发电规划进行发电。储能装置的容量越大，系统的调度就更加自由，就可以获取更多的经济利益，但需要的投资也就越大，关键在于找到最佳经济平衡点。
6 结论
本文综述了国内外储能技术的发展现状，分析了中国风电在快速发展下所面临的问题，提出大容量电池储能技术在风电系统中的应用前景。国内外的研究结果表明，大容量电池储能技术提供了具有很宽时间范围的储能功能，这些对解决风电并网，改善电力系统的稳定性，提高供电质量提供了新的思路和有效的技术支持。因此，世界各国，特别是发达的国家，都在积极开展这方面的研究。我们应该充分利用我国丰厚的风力资源和电力体制改革的良好机遇.积极开展这一领域的研究，为我国电力系统安全高效运行提供新的技术支持。大容量电池储能技术在清洁能源发电中起到越来越重要的作用。市场潜力巨大、具有越来越重要的经济价值和社会价值。
电力系统是一个动态平衡系统，发输变电与配用电必须时刻保持平衡。而风能是一种间歇性能源，且风速预测存在一定的误差，因此风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差。在传统的电力系统中，任何微小扰动引起的动态不平衡功率都会导致机组间的振荡，大容量储能系统与风电机组结合，可以有效抑制或缓解风电的波动性，减小风电对电网的影响。而只要储能装置容量足够大而且响应速度足够快，就可以实现任何情况下系统功率的完全平衡，这是一种主动致稳电力系统的思想[1]。由于这种与储能技术相关的稳定控制装置不必和发电机的励磁系统共同作用，因此，可以方便地使用在系统中对于抑制振荡来说最有效的部位。同时，由于这种稳定控制装置所产生的控制量可直接作用于导致系统振荡的源头，对不平衡功率进行精确的补偿，可以较少甚至不考虑系统运行状态变化对控制装置控制效果的影响，因此装置的参数整定非常容易，对于系统运行状态变化的鲁棒性也非常好。
2 电池储能技术国内外发展现状
近年来，日本、美国以及欧洲等发达国家对电池储能技术投入较大，技术领先。日本在钠硫电池的研究与应用方面走在世界前列，日本碍子(NGK INSULATORS)从阿联酋阿布扎比水电局获得300 MW NAS电池系统和中央监控系统的订单。2009 年松下和松下电工与丹麦电力公司SEAS-NVE 共同启动旨在实现智能电网的实证实验。东芝于2010 年宣布接到冲绳电力2010 年秋季将在宫古岛开始的“离岛微型电网系统实证试验”相关设备的订单，将构建以蓄电池平衡功率变动剧烈的可再生能源负荷的新一代电力系统。三洋电机也在其“加西绿色能源园”导入了1.5 MW·；h 的锂离子电池，其他厂商也在积极参与电池储能项目。欧美方面，2001 年，加拿大VRB Power Systems 公司在南非建造了250 kW 的全钒液流储能电池示范系统，实现了全钒液流储能电池的商业化运营。VRB Power Systems 公司为澳大利亚Hydro Tasmania on KingIsland 公司建造的与风能发电配套的全钒液流储能电池于2003 年11 月完成，该系统储能容量为800 kW·；h，输出功率为250 kW。2004 年2 月，VRB Power Systems 公司又为castle Valley，Utah Pacific Corp 公司建造了输出功率250 kW，储能容量2 MW·；h 的全钒液流储能电池系统。2006 年底该公司开始为爱尔兰建设迄今为止国际上最大的额定输出功率2 MW(脉冲输出功率3 MW)，储能容量12 MW·；h 全钒液流储能电池系统。美国利用日本住友电气工业公司和VRB Power Systems 公司的技术，分别建立了2 MW 和6 MW的全钒液流储能电池示范运行系统。
英国的Innogy 公司2000 年8 月开始建造第一座商业规模的发电储能调峰演示电厂，它与一座680 MW燃气轮机发电场配套，该电能存储系统储能容量为120 MW·；h，可满足10 000 户家庭一整天的用电需求。
德国EVONIK 工业股份公司宣布将联合戴姆勒汽车公司等研发机构共同开发适用于风能和太阳能发电的大容量、低成本储存的锂离子电池电站，先期计划在德国西部的萨尔州建造一个功率为1 MW 的储能装置。在大规模电池储能装置技术方面，我国起步较晚，与国外发达国家还有较大差距，主要表现在：一是设备容量规模还较小；二是设备的寿命短、利用效率低；三是设备的智能化水平薄弱。在储能应用方面我国距国外先进水平差距也很大，国外已经有数十套储能电站投入运行，国内还没有大容量电池储能装置的示范工程投入运行。
目前，我国电池储能的应用规模还很小，但随着国家能源政策的调整和节能环保政策逐步落实，其应用规模预计也将逐步扩大。上海市电力公司已经建设包括漕溪站、前卫站、白银站三个储能示范电站，电力调度中心可以直接通过电网储能管理系统对分布于各地的储能站实施统一调度与远程监控。BYD 在深圳龙岗建立了一座1 MW(4 MW·；h)储能电站。
国家电网所属的新源控股有限公司与张家口市张北县开发建设全国第一个风光储能综合示范项目，该项目总规模为风电500 MW，光电100 MW，储能70 MW。张北风光储项目是世界上规模最大的风光储三位一体示范工程，但是还没有进入投运，目前已经完成了一期工程方案设计，正在进行一期建设工作。
3 快速发展的风电对储能技术的要求
风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。中国风能储量很大、分布面广，仅陆地上的风能储量就有约2.53 亿kW。近几年来，中国的并网风电迅速发展。截至2007 年底全国累计装机约600 万kW。2008 年12 月，中国风电装机总量已经超过1 000 万kW，位居世界第五，截至2011 年3月中旬，我国风电累计装机容量达4 450 万kW，风电建设的规模居全球之首。这也意味着中国已进入可再生能源大国行列。中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，同时盈利能力也将随着技术的逐渐成熟稳步提升。
在我国风电在建规模高居世界第一的同时，风电并网问题却始终制约着我国风电的健康发展。有数据显示，我国风电装机累计并网3 107 万kW，但仍然有近三成风电没有并网这是由于风能随机性和间歇性的特点，造成风电机组的出力频繁波动，从而风电场的出力可靠性也差，风电比重过大，会使电网的调频、调峰压力加大，以及电网长距离送电的技术要求和运行成本急剧增大。因此，风电场大规模的并网接入对电力系统的运行也带来一些新问题：
1)风电的随机性及不可控性给电力系统规划和稳定运行带来新的挑战；
2)风电功率的波动特性与电网负荷的波动特性难以一致，使电网的调峰问题更加突出，对调峰容量和响应速度都提出了更高的要求；
3)由于风速变化，风电机组容易引起电网电压和功率波动问题，以及由其带来的无功电压控制和电能质量问题。
风电具有间歇性和波动性与电力系统需要实时平衡之间矛盾，使得并网风电的波动需要通过常规电源的调节和储能系统来平衡，成为长期困扰风电并网的主要难题。而蓄水储能电站由于地理上的局限，不具有普遍的可获得性，因此，引入可普遍应用的大容量电池储能装置与风电场结合弥补风力发电的波动给电网带来的各类影响是一种合适的技术选择[8]。通过储能系统与风电系统的协调，不仅有效减小风电对系统的冲击和影响，提高风电出力与预测的一致性，保障电源电力供应的可信度，还降低电力系统的备用容量，提高电力系统运行的经济性，同时提高电力系统接纳风电的能力。
4 国内外对风电并网的要求
越来越多的大中型风电场相继建成并投入运行，当风电所占比例逐渐增大后而风电场的功率波动会影响当地电网的电能质量，产生电压波动与闪变。对局部电网将产生明显冲击，严重时会引发严重事故[9，10]。各国风电场并网技术规定都对风电场的有功功率变化提出了要求，如：
1)Eltra 和Eltra&Elkraft 要求并网风电场l min 的输出功率变化小于等于风电场最大功率的5%。风电场能够通过控制系统保证在2 s 内降到额定功率的20%以下，Eltra&Elkraf 要求风电场每分钟的功率变化率在10%～100%内可调；
2)而E.ON 和ESBNG 要求风电场输出功率在任何时间内都小于它的注册容量。E.ON 要求每分钟功率降低最少要占额定容量的10%，ESBNG 要求15 min 功率变化与风电场的规模有关，小于100 MW 的风电场每分钟功率变化小于5%，小于200 MW 的风电场每分钟功率变化小于额定容量的4%，大于200 MW的风电场每分钟功率变化小于额定容量的2%；
3)苏格兰并网技术规定要求风电场输出功率在合理的时间内可以超出额定功率；
4)中国国家电网公司规定了风电场1 min 和10 min 的功率变化率，变化率与风电场的装机容量有关，如小于30 MW 的风电场10 min 最大变化量为20 MW，1 min 最大变化量为6 MW；
5)Scottish 要求风电场起停要满足电压质量的要求，Scottish 还要求风电场起停满足最大功率变化的要求，而且不多于25%的额定容量可以跳开，并在30 min 内分阶段逐步退出。
5 大容量电池储能技术对风电的平稳作用
显然实现有功功率最重要的调节手段是储能，大功率、大容量的储能系统能够平抑风电的波动性和间歇性。储能系统的容量达到一定规模时，将储能系统与风电机组结合，可以有效抑制或缓解风电的波动性，减小风电对电网的影响[11，12]。大容量电池储能技术在风电并网中能够实现如下功能：
1)平滑机组输出：将电池储能系统与风力发电机组相结合，在快速风速扰动下平滑风电场输出，减少风电场输出波动对电网的影响，降低风电波动对电网的冲击。
2)提高风电输出与预测的一致性：以储能作为配合来调整输出，根据风电场预测的出力曲线优化出力，提高风电输出可信度。
3)提高调度能力：采用储能系统则可以控制风力发电输出的有功功率和无功功率，用于电力调峰，使风力发电单元作为调度机组单元运行，而且具备向电力系统提供频率控制、快速功率响应等辅助服务的能力。
4)峰值转移：利用大功率大容量储能系统可以将不稳定的风能电力收集起来并在适当的时候将其平稳释放，转移峰值，降低对电网冲击；
5)保证风力发电系统持续可靠地供电：当环境因素或外部条件变化较快，风力发电系统不能稳定地输出电能时，储能系统中存储的能量可以产生一定的能量和功率支撑作用，保证对负载持续、稳定地供电。
6)系统运行可靠性及冗余度大大提高：多台容量较小的并网逆变器的并联群控运行，使得系统可以根据各种新能源发电的特点，启动不同数量的并网逆变器进行控制，这样就可以实现系统的发电效率最优，进一步提高系统可靠性和冗余度也将大大提高。
7)使风力发电具有可调度性：单纯的新能源发电系统受环境因素的影响较大，因此，无法制订特定的发电规划。如果配置能量储存装置，就可以在特定的时间提供所需的电能，而不必考虑此时发电单元的发电功率，新能源发电系统可以与电网连接，实现向电网的馈电，并可以提供削峰、紧急功率支持等服务。只需按照预先制定的发电规划进行发电。储能装置的容量越大，系统的调度就更加自由，就可以获取更多的经济利益，但需要的投资也就越大，关键在于找到最佳经济平衡点。
6 结论
本文综述了国内外储能技术的发展现状，分析了中国风电在快速发展下所面临的问题，提出大容量电池储能技术在风电系统中的应用前景。国内外的研究结果表明，大容量电池储能技术提供了具有很宽时间范围的储能功能，这些对解决风电并网，改善电力系统的稳定性，提高供电质量提供了新的思路和有效的技术支持。因此，世界各国，特别是发达的国家，都在积极开展这方面的研究。我们应该充分利用我国丰厚的风力资源和电力体制改革的良好机遇.积极开展这一领域的研究，为我国电力系统安全高效运行提供新的技术支持。大容量电池储能技术在清洁能源发电中起到越来越重要的作用。市场潜力巨大、具有越来越重要的经济价值和社会价值。
