能源互联网运行关键技术是清华四川能源互联网研究院重点研究方向之一，其重要组成部分为储能等灵活性资源与电力系统深度互动技术。研究院致力于推动储能等灵活性资源行业发展和电力市场化改革，服务于中国能源互联网市场变革与发展。
笔者比较关注储能与电力系统领域的发展，看到很多文章提及储能电力系统应用时在表述上存在概念上错误和重叠，因此将2015年美国能源部和电科院联合出版的储能手册中应用部分翻译及解读刊出，以便读者理清储能在电力系统中的应用种类及价值。
1、背景介绍
风电光伏新能源发电具有间歇性和波动性，其大规模接入对电网运行调度带来了巨大挑战。新能源波动性使电力系统调频愈加困难，需要储能实现高效精准地控制电网频率。新能源易受天气等因素影响，难以预测其发电。储能能够调节发电出力和跟踪发电计划，提高新能源发电的并网稳定性和上网电量。在山区和海岛等离网地区风电光伏结合储能可有效降低当地居民和企业用电成本。随着电动汽车规模快速增长，电动汽车充电也需要储能调节。智慧城市和能源互联网等技术发展，也离不开储能电站。
2、储能应用
美国能源部和电力科学研究院联合国家农村电力委员会出版的电储能手册，在综合其他研究成果基础上明确储能在电力系统中的五大类18项应用服务(图2.1)。
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图2.1储能应用
2.1、批发能源服务
2.1、1、电能时移套利
电能时移套利是在低电价或系统边际成本时段，购买廉价电能在高电价或成本时段使用或卖出。储能电站电能时移也可储存多余电量，例如弃风弃光。储能电站的可变运维成本和系统效率对该服务很重要。可变运维成本中两个核心因素是充放电效率和容量衰减率。影响该服务经济收益因素包括购电、储电、放电等成本和放电收益等。跨季节或昼夜储能也可参与大宗批发能源服务。这种服务可用于解决新能源发电季度或日间差异。
技术要求：储能电站容量为1-500MW，放电持续时间为小于1小时，年最小运行次数为250次
解读：抽水储能技术适合该应用可参与日间峰谷调节。电转气技术适合跨季节储能，但是电转气技术经济性取决于低价电量，弃风弃光等多余电量适合该技术。
2.12、电源容量供应
根据区域电力系统情况，储能电站可用于延缓或削减新建发电站容量，或者减少在批发市场购买容量。各地区电力容量市场规则差异较大，有些区域发电容量成本包含到批发电价中，有些区域电力容量需要单独付费。储能电站作为容量供应商的运行机制亦各不相同。储能电站提供容量服务收益取决于具体容量计费制度。图2.2显示了系统存在容量限制和储能电站供应容量的情况。其中上图峰值为工作日的峰值负荷，下图为储能在峰值负荷时段放电以满足负荷要求，在夜间负荷低谷时段充电。
技术要求：储能电站容量为1-500MW，放电持续时间为2-6小时，年最小运行次数为5-100次
解读：储能容量供应服务适合电力供不应求或供需紧平衡的市场，能够减少新电源建设或提高调峰电站利用率。中国电力市场总体供过于求的局面，储能参与该服务竞争力不足。
2.2、电力辅助服务
2.2.1、调频辅助服务
调频辅助服务是特别适合储能电站一种电力辅助服务。调频辅助服务为控制区域之间联络线交换功率和区域内部短时需求变化。电力系统需要采购调频辅助服务为了保持电网频率稳定和满足北美电力可靠性委员(NERC)关于有功功率平衡控制性能(BAL001)和扰动控制性能(BAL002)标准。
调频辅助服务用于调节发电和负荷波动导致的瞬时差异，抑制这种波动带来的频率变化。图2.3显示细负荷曲线为无调频服务情况下因发电和负荷不平衡产生大量波动，而粗负荷曲线为调频辅助服务抑制了波动后的平滑曲线。
发电厂可根据需要提高或降低功率输出以参与调频辅助服务。当发电不足时，发电厂提高功率输出以提高频率，而当发电过剩时发电厂减少功率输出以降低频率。大型火电厂参与调频辅助服务时调整功率输出会带来严重机组磨损。
如图2.4所示1MW储能电站参与调频辅助服务的两种运行模式，而发电厂参与调频有三种运行模式。左边图为1MW储能电站一半功率用于频率调高，一半功率用于频率调低，该运行模式效率比较低。右边图为1MW储能电站通过充放电实现1MW频率调高和1MW频率调低，总共提供2MW调频辅助服务。
储能参与频率调低服务过程充电需要向电网支付电费。该服务中电费可能超过调频服务收益，特别是低效储能电站。
储能电站快速响应特性使其成为非常有价值的调频资源。储能参与调频辅助服务需能响应区域控制误差(ACE)信号或者自动发电控制(AGC)信号。储能电站可快速充放电，其平均调频性能是传统发电厂的两倍，原因为储能可更快和准确地响应信号，同时避免发电设施存在的磨损损失。
图2.5表现储能响应调频辅助服务需求。上边曲线为夸张地表现发电需响应的负荷波动情况，而下面曲线为储能充放电提供调频辅助服务。
技术要求：储能电站容量为10-40MW，放电持续时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为250-10000次
解读：储能电站非常适合调频辅助服务的主要原因为调频利用其快速功率调节性能，不需要涉及大量电量，适合能量有限的储能系统。此外，储能电站可快速响应、精准调节都是其竞争优势。但是储能调频服务取决于电力辅助服务市场的规则，根据美国调频辅助服务市场发展历程分析，只有更合理调频服务考核和补偿机制才能发挥储能调频辅助服务的价值。国内山西、山东、广东等区域电力辅助服务市场改革有利于储能参与调频服务并获取合理回报。
2.2.2、旋转备用，非旋转备用和补充备用
电网正常运行需要备用容量在发电资源意外中断情况下发电。通常情况下备用容量为以下两者最小值，最大发电厂容量或计划发电容量的15%-20%。NERC和FERC在不同条件下对备用定义有所不同。
旋转备用(同步的)—在线发电容量但未进行发电，可在10分钟内响应以应对发电机或输电中断情况。“频率响应”旋转备用可在10分钟内响应以保持系统频率稳定。旋转备用在电力短缺时首先被调用。
非旋转备用(非同步的)—为离线发电容量或可减少及中断负荷，能够在10分钟内响应。
补充备用—发电厂可在1小时内发电。其作用为旋转和非旋转备用的备用。备用供应可作为商业售电的备用。补充备用跟电网不同步，其在旋转备用全部上线之后启用。
常规备用发电厂需要保持在线和运行状态，而储能电站作为备用不需要放电，只用在需要时放电即可。备用容量必须能接受和响应控制信号，图2.6表现储能提供旋转备用服务。上面曲线为发电机掉线，下面曲线为储能立即响应提供30分钟放电，直至其他发电厂上线发电。
技术要求：储能电站容量为10-100MW，持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50次
解读：储能容量供应服务适合电力供不应求或供需紧平衡的市场，能够减少备用电源建设。中国电力市场总体供过于求的局面，叠加储能备用服务调用次数较少和价格较低，使其收益有限。
2.2.3、电压稳定
电力系统正常运行条件之一是保持电压稳定在特定范围。这需要控制系统电抗，电抗产生于电网相连的发电机、输电线、用电设备中有或表现出电容和电感特性器件。为了管理电网级电抗，系统运营商需要电压支撑资源弥补无功效应，以保障输电系统稳定运行。
通常指定发电厂产生无功功率(VAR)以抵消电网中电抗。这些电厂一般选在电网中心区域，或者采用分布式方法在大负荷附近建设多个VAR支撑储能电站。
用于电压稳定储能电站PCS必须能在非全功率因子条件下运行，产生或吸收无功功率或无功伏安(VARs)。这种运行模式下不需要有功功率，因此放电时间和循环寿命没要求。
通常电压稳定时间为30分钟内保证电网系统稳定，如果需要可提供发电。图2.7表现三种储能放电：同时提供有功功率和VARs，同时吸收功率平衡电压和VARs，只提供VARs无有功功率释放和吸收。
技术要求：储能电站容量为1-10MW无功伏安，持续放电时间无要求，年最小运行次数无要求
解读：电网电压稳定有多种竞争性技术。储能电压稳定服务可以作为储能电站增值服务。
2.2.4、黑启动
黑启动是储能电站在电网崩溃后为电网提供功率和能量以激活输配电线路和为发电站启动提供电能。金谷电力协会在费尔班克斯使用储能提供黑启动服务以备跟安克雷奇的输电线路中断。图2.8为储能电站运行情况，刚开始放电为两条输电线路提供所需电流，同时为两个柴油发电机提供启动电能，直至电网恢复。只要容量合适和有输电线，储能也可为大型电站提供启动电能。
技术要求：储能电站容量为5-50MW，持续放电时间为15分钟-60分钟，循环寿命为10-20年
解读：黑启动利用次数较低，可作为储能电站增值服务。
2.2.5、负荷跟踪/可再生能源爬坡控制
储能电站非常适用于抑制风电、光伏系统的功率波动，并在该领域广泛应用。该应用要求与储能电站快速响应波动负荷类似。用于平滑可再生能源需要规定储能电站最大功率爬坡率和功率下降率(MW/分钟)以及爬坡时间。储能电站在负荷跟踪和可再生能源爬坡控制方面设计要求相同，因此列为一项应用。
负荷跟踪需要功率输出在几分钟之内迅速变化。储能电站可以调整输出功率以应对特定区域内发电和负荷持续变化。储能电站也可调整功率输出响应系统频率的变化、负荷变化以保证系统频率稳定。
图2.9为负荷跟踪情况。传统发电厂参与负荷跟踪但其出力速度小于其设计或额定功率，致使电厂加热率、燃料成本、排放增加等后果。这导致参与负荷跟踪服务的传统发电厂燃料成本($/MWh)、运营维护成本和排放高于其正常运行状态。如果峰值负荷过后发电厂关闭，发电厂燃料成本、运用维护成本和排放都会显著增加，同时对发电厂可靠性带来严重损害。
储能电站适合负荷跟踪。首先，储能电站可在部分出力的情况下运行同时保证性能不会衰减。第二，储能电站可快速地调整出力响应负荷要求。此外，储能电站可参与跟踪负荷提高和负荷降低两种服务。
在电力市场中，储能电站参与负荷跟踪时充电价格应按批发价计算，否则储能电站的购电成本可能超过负荷跟踪服务收益。储能电站参与负荷跟踪时放电价格也需要在批发电价基础上加上负荷跟踪服务价格。这项服务中储能电站需要跟集中式及分布式发电厂、需求响应/负荷集成商等竞争。
储能电站参与负荷跟踪服务需要接收独立系统运营商(ISO)的AGC信号。大型储能电站参与负荷跟踪服务需要跟其他服务相协调。负荷跟踪可以与可再生能源存储、电能时移、备用容量等相协调。分布式储能电站除了参与负荷跟踪以外，也可以参与分布式应用和电压稳定。
技术要求：储能电站容量为1-100MW，持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数：无要求
解读：大规模新能源间歇出力对电网安全运行带来了挑战，储能可提供新能源爬坡控制和跟踪负荷。储能可再生能源爬坡控制是未来重要应用之一。
2.2.6、频率响应
频率响应跟调频服务非常类似，但是其响应系统时间更短，当电网发生发电厂或输电线掉线的情况下在几秒到一分钟范围实现响应。如图2.10所示，需要很多发电设施响应以抵消电网中发电和负荷之间不平衡，保证系统频率和电网稳定性。在事故发生后几秒内最先响应的是一次调频控制，提高发电厂的功率输出。之后半分钟到几分钟时间内二次调频控制响应AGC信号，其曲线为点状线。在事故发生后，电网频率下降速率跟发生故障的惯性量占比成正比。
解读：频率响应服务类似国内一次调频，属于电厂义务，难以实现市场化商业模式。在国外频率响应也有通过市场采购获取的。
2.3、输电基础设施服务
2.3.1、延缓输电设施升级
延缓输电设施升级为使用相对少量储能电站延缓或完全避免输电设施升级改造。输电设施的设计原则是以尖峰电负荷为标准。在一些情况下，配置少量储能电站可以降低接近过载的输电节点潮流，延缓系统升级数年。
这项服务关键之处为使用少量储能既可提供足够容量扩充，实现延缓输电设施升级。这样可以降低纳税人总体成本，提高公共设施利用率，节省投资和降低金融风险。
众所周知，输电系统绝大多数节点最高负荷只发生在一年之中的几天，甚至是一年之中几个小时。具有较高可变运行成本的储能设备比较适合该应用。
该应用除了延缓输电设施升级以外，也可延长输电设备寿命。储能可以降低接近寿命年限设备的负荷，以延长设备寿命。这项服务适合存在老旧变压器和地下电缆的输电设施。
储能电站必须能够提供足够负荷且越长越好，将输电设备负荷保持在特定阈值。图2.11表明储能延缓输电升级。储能在输电设施峰值负荷时放电，将输电负荷降低。
技术要求：储能电站容量为10-100MW，持续放电时间为2-8小时，年最小运行次数为10-50年
解读：储能延缓输电设施升级的利用率较低，其收益主要为电力系统整体收益，因此适合电网运营商投资。在美国欧洲等电力设备比较老区域，该服务应用的场景相对多一些。
2.3.2、缓解输电设施拥堵
输电拥堵致使大量廉价电能因传输容量不足难以传输其他地区。当输电容量跟不上峰值电力需求增长速度时，输电系统就会发生拥堵。在峰值负荷阶段，输电设施需要更多容量和成本上升导致输电价格升高。输电拥堵可能会导致批发电能在某些输电节点处的拥堵成本或区域边际价格较高。
储能可用于避免拥堵成本和收费。这项服务中储能设施安置在输电系统中拥堵节点，降低该处潮流。储能设施在无输电拥堵情况下，也可峰值负荷时放电，削减输电容量。
输电拥堵缓解所需放电时间是很难确定的。储能电站除了提供延缓输电设施升级之外，每年可能只有几小时用于缓解拥堵。通常情况下每年拥堵费用发生几率很小且只有连续几小时。图2.12表现了储能缓解输电拥堵的服务。
技术要求：储能电站容量为1-100MW，持续放电时间为1-4小时，年最小运行次数为50-100次
解读：储能延缓输电拥堵服务只存在于拥堵费用和节点电价的电力市场。储能延缓输电拥堵的利用率较低，收益较差。
2.3.3、其他相关应用
储能电站应用到输电领域可改善输电系统性能，补偿电能异常和波动等，例如电压下降、不稳定电压和次同步谐振。这可以提高系统稳定性，与辅助服务类似。这种支持输电系统益处局限于特定场景和特定地点。例如，提高输电稳定性为通过改善动态稳定性以提高输电容量;抑制次同步谐振为在次同步谐振中提供更高水平地有功/无功补偿，实现提高线容量。
储能电站必须能够次秒级响应、部分荷电状态和多次充放电循环。储能电站可以提供有功和无功功率，成为最有益的输电支持资源。输电支持通常放电时间为1-20秒。图2.13表现储能电站在几秒之内响应电压骤降和三相不平衡。储能通过快速充放电抑制电压骤降和三相不平衡带来的振荡。储能响应需要非常快速和高功率，所需电量较少。
技术要求：储能电站容量为10-100MW，持续放电时间为5秒-2小时，年最小运行次数为20-100次
解读：应用场景受限，具体价值和收益难以评估。
2.4、配电基础设施服务
2.4.1、延缓输电设施升级和配电网电压支撑
延缓配电设施升级为使用储能电站延缓或避免配电设施升级，同时保证足够容量满足全部负荷需求。延缓升级可以为替换变电站中老旧或过载配电变压器或者重新铺设更重的配电线路。
变压器扩容为了满足未来15-20年负荷增长。新设备在大部分生命周期内其利用率比较低。储能电站可削减峰值负荷延长设备寿命。如果储能电站为集装箱式，可移动到其他需要升级的变电站，使投资最大化。
该服务可以降低实际负荷不如预期增长风险。储能电站不仅延缓了升级决策时间点，也提供时间以评估负荷是否如预期增长，该窗口期为2-3年。
众所周知，配电系统中绝大部分节点最大负荷，出现在每年的几天的几个小时。储能电站可以有效削减其峰值，为电网带来显著收益。此外，储能还可为配电线路提供电压支撑。通常电网通过调节变电站的调节器和电容器实现稳定电压的目的。在径向长线路中存在大型负荷如电弧焊或分布式光伏系统情况下会产生电压波动，可通过储能电站有功出力解决。图2.14表现了储能延缓输配设施升级应用。
技术要求：储能电站容量为500kW-10MW，持续放电时间为1-4小时，年最小运行次数为50-100次
解读：在城市中心区域等配网扩容升级困难的地方，随着电动汽车等发展负荷增长较快，储能延缓配网设施升级和应对电动汽车充电是一种有效的解决方案。
2.5、消费侧能源管理服务
2.5.1、电能质量
电能质量服务为使用储能电站平抑电网短时间电能质量波动，保护用户侧负荷。较差电能质量主要包括1)电压波动，2)频率波动，3)低功率因数，4)谐波，5)持续时间几秒-几分钟的供电中断。
储能提高电能质量的放电时间为几秒到几分钟。储能电站在线检测电网电能质量和充放电平滑出现的波动。图2.15上图显示了50V电压骤升，下图储能吸收了骤升的50V保证480电压稳定。电能质量对需要保护敏感设备非常重要。
技术要求：储能电站容量为100kW-10MW，持续放电时间为10秒-15分钟，年最小运行次数为10-200次
解读：在芯片制造、精密机床加工等对电能质量要求较高的行业，储能改善电能质量是良好的解决方案且收益良好。
2.5.2、供电可靠性
储能电站可在电网断电的情况下有效地支撑消费者负荷。电网断电后，储能电站支撑客户侧负荷孤网运行，直至电网恢复后切换到电网供应。储能电量相对于负荷大小决定了放电时间。如果储能电站配备了柴油发电机，可长时间支持负荷。
储能电站可为消费者拥有与控制。另一种模式是储能电站为公共事业部门拥有，作为需求侧可调度资源服务消费者需求，同时为电网提供需量削减服务。
解读：数据中心、大型赛事和会议中心等场景对供电可靠性要求较高，储能作为备用电源是主流的解决方案。
2.5.3、削峰填谷
削峰填谷为消费者利用储能电站降低其用能成本。储能电站在谷电价时段充电，在峰电价时段使用。削峰填谷跟批发电能时移类似，差别为用户侧削峰填谷是基于零售电价，而批发电能时移是基于批发电价。这类服务的最大放电时间要基于分时电价时刻表。
技术要求：储能电站容量为1kW-1MW，持续放电时间为1-6小时，年最小运行次数为50-250次
解读：基于分时电价的削峰填谷是国内储能只要商业模式，但是其收益取决于峰谷电价差和储能系统成本。随着电力市场改革，储能运营商期待更高的价格波动以获取更多收益。基于美国电力市场分析，即使存在电力现货市场，储能靠电量服务依然难以实现较好收益。储能电站的电量有限和功率灵活调节的特性决定了，储能只有参与多种服务充分发挥其功率调节和电量转移的能力，才能获取良好的收益。
2.5.4、需量电费管理
储能电站可用于在电网规定的峰值时刻削减容量，降低总体用能成本。为了避免需量电费，用户负荷必须能在特定时间段降低。很多情况下，在需量电价应用时段需量收费价格每15分钟设定一个。
需量电费的确定是基于每个月峰值负荷阶段最大负荷量确定。有些额外需量收费分为两种，一种针对冬季周末早上或晚上关键时间点部分负荷需求，另一种针对负荷或工厂需求量为基础的峰值需量。
工厂可通过降低需求容量，避免进入更高收费容量等级。电价表中需量收费分为电量价格和容量价格，其中电量价格单位为$/kWh，而容量收费单位为$/kW。此外，容量价格每月重新设定，所以容量价格也为每月$/kWh。
储能电站在没有或较低需量价格时充电，在需量价格高时放电使用，降低用户需量电费。储能电站放电时间是基于具体价格表。图2.16为工厂削减需量电费例子。工厂用户夜间电价低时，以1MW充电，而在需量电费比较高的12:00-17:00时以1MW放电，削减工厂容量1MW。
尽管这种服务有明显收益，但是储能电站设计、采购、效率损耗等因素都能影响用户收益，特别是峰值负荷较小的用户。
图2.17显示峰值负荷阈值在每月周一下午高峰负荷确定。这一阈值为该月标准，负荷必须低于阈值才能避免需量罚款。
技术要求：储能电站容量为50kW-10MW，持续放电时间为1-4小时，年最小运行次数为50-500次
解读：储能需量管理是充分利用其功率调节能力的应用场景之一，也是国内外表后储能主流的商业模式，其综合收益较好。但是储能需量管理收益跟用户负荷曲线密切相关，只有负荷波动较大且峰值负荷持续时间较短的客户，其储能削减峰值负荷收益才能比较高。美国领先分布式储能企业的商业模式是用户需量管理结合基于分时电价削峰填谷的用户合同能源管理模式，结合分布式储能集群参与发电或电网服务获取额外增值收益。
2.6、组合服务—应用例子组合
储能电站均可应用到上述服务中，但很少单一服务能够产生足够收益，弥补其投资。然而，储能电站可以参与多种服务，获取多项收益，提高其经济性。储能电站可同时参与哪些服务取决于其位于电网中位置和所使用储能技术。然而，在监管和运维限制下，储能多服务过程必须谨慎设计和具体分析。
加州公共事业委员会储能行动R1012007中，一系列储能应用案例得到研究。如表2中所示，加州公共事业委员会将采用三个基本例子。与输电线相连接的储能电站，在ISOs的监管下可提供电网相关的辅助服务和电量市场竞价。此外，储能可作为调峰容量提供商供应系统容量。与配电线相连接的储能电站可帮助解决区域特定变电站问题(解决电压问题、缓解设施升级等)，同时为电网提供辅助服务。消费侧储能电站，可削减用户峰值负荷、节省电费同时提高电能质量和供电可靠性。
解读：储能参与多种服务是使其多种价值变现的重要途径。美国加州储能参与多种电力服务获得公共事业委员会的认可，是促进储能行业发展的重要政策。储能参与用户侧和电网多种服务，可以通过多种模式实现。电网、储能运营商、用户等三方可以组合出多种产权模式和储能系统控制协议，实现成本分担和收益共享。美国常用的商业模式有两种，其一为储能运营商投资或运营商与用户共同投资，通过用户侧需量管理结合削峰填谷的合同能源管理方式分享收益，运营商保留储能系统控制权，实现分布式储能集群与发电企业或单独参与电力市场交易，获取额外收益，并将收益与用户合理分享。另一模式为电网运营商投资储能，用户提供场地，储能为用户服务同时参与电力市场交易，收益双方共享。此外，还有电网、储能运营商、用户三方产权共用模式等。综上所述，通过有效产权模式和系统控制协议，储能电站同时参与用户和电网服务，实现其多重价值转化有效收益。这样是能源市场中大型能源集团或电网运营商越来越关注用户侧储能的原因，也是未来储能行业发蓬勃发展的主要驱动力。
文章来源：能见Eknower
