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创新点及解决的问题
分布式储能系统在电力用户侧中的应用日益广泛，且应用场景多样化，对于电网来说是潜在的优良资源。然而其容量小、数量多、分布不均衡、单机接入成本高、系统操作及管理困难，给电网的规划运营带来了日益严峻的挑战和技术难题。
本文就用户侧中的分布式储能典型应用模式及接入方式进行介绍，阐述各应用场景下分布式储能的应用模式和方案，并分析了典型应用场景下的分布式储能运行效果。通过对分布式储能系统技术形态和载体的分析，可为进一步研究分布式储能汇聚协调控制技术提供理论指导。
重点内容
1 、辅助光伏功率并网应用
《储能系统接入配电网技术规定》（Q/GDW564—2010）中对电池储能系统接入配电网的接入方式做了一般性技术规定。分布式储能在用户侧电网中有多种运行模式，不同的运行模式、不同用户需求储能系统接入方式不同，现以110（35）kV变电站为例，研究储能系统在用户侧辅助光伏功率并网应用模式中的接入方式。利用储能系统不仅可以最大限度地平抑用户侧光伏输出功率波动，且可实现跟踪计划出力，其典型接线如图1所示。
（a）低压直流侧并网点系统接入示意图
（b）高压交流侧并网点系统接入示意图
（c）交流低压侧并网点系统接入示意图
图1 辅助光伏并网的储能系统系统接入方式示意图
1.1 平滑光伏功率输出
为使光伏并网功率满足分钟级/10分钟级最大有功功率变化量限值要求，基于电池储能系统来平滑光伏输出功率波动，以电池储能系统SOC为反馈信号的能量管理控制策略，如图2所示。
图2 平滑光伏出力波动控制框图
1.2 跟踪计划出力
基于日前预测功率的光伏电站发电计划曲线与次日实际光伏功率输出存在较大偏差，为使光伏发电尽可能的与日前发电计划曲线匹配，减少两者间的偏差，提高光伏发电的可调度性，利用电池储能系统跟踪光伏发电计划出力的控制框图如图3所示（分布式应用的储能中暂无该功能）。
图3 跟踪计划出力控制框图
1.3 减少光伏电站弃光
减少光伏电站弃光控制策略是基于当前各发电单元的光伏发电量功率数据和其对应的单元储能系统当前容量状态，通过储能集群控制器下发各储能单元的功率指令，到基本并网控制单元，各单元储能系统通过充放电控制，达到减少光伏电站弃光限电的目的，具体程序流程如图4所示。
图4 电池储能系统减少光伏电站弃光方案流程图
根据当前光伏电站实际功率数据和整体储能电站系统容量以及当前光伏电站整体输出功率PPV与当前光伏电站限电功率指令PL，对储能电站输出/入功率值PB进行分配，具体流程如图5所示。
图5 电池储能单元功率指令分配程图
2 、负荷侧削峰填谷应用
基于当地的峰谷电价差，针对典型日负荷曲线，利用电池储能系统充放电控制，可实现园区/用户负荷用电的削峰填谷作用，降低园区负荷购电成本。负荷侧削峰填谷应用的电池储能系统典型接入拓扑结构如图6所示。
图6 负荷侧削峰填谷应用储能系统接入示意图
图7 江苏某地峰谷电价曲线
3 、提高电能质量与供电可靠性
为保证某园区内重要负荷供电可靠性，以保证精密仪器加工成品率，在园区屋顶安装光伏容量460 kWp，锂电池储能容量为500 kW/660 kW·h。园区一级负荷约30 kW，重要负荷约为500 kW，该园区微网储能接入如图8所示。
（a）直流微电网系统接入拓扑示意图
（b）交流微电网系统接入拓扑示意图
图8 微电网中储能接入示意图
4 、光储充一体化应用
目前电动汽车充电桩采用的恒流/恒压充电方式调节负荷的能力有限，单独靠电动汽车充电进行负荷调节效果不理想。电动汽车充电负荷具有时空双尺度的可调节性，利用此特性可在时间和空间上进行双尺度的负荷调度，使电动汽车充电负荷对电网运行产生积极的作用。电池储能系统接入含分布式光伏的电动汽车充电站的典型系统接线如图10所示。
图9 储能单元控制策略示意图
（a）
（b）
图10 光储充一体化园区储能接入示意图
结论
基于本文对用户侧典型分布式储能电站的系统接入及应用模式分析，可以得到如下结论：
分布式储能系统应用模式众多，各点电池储能系统控制策略、充放电功率、容量、SOC等均存在差异，在考虑分布式储能的汇聚应用时，需要考虑有效汇聚时间、容量潜力、动态响应速度、设备故障率等因素。
各应用工况下的分布式储能运行策略及盈运模式不同，利用分布式储能汇聚协调控制，实现电网的统一调度，需制定储能汇聚计费办法，通过引导电能消费行为，形成价格相关的“弹性”汇聚管理制度。
广域分布式储能系统存在相当规模的闲余时间和闲余容量，且存在通过整合汇聚本地目标和网侧汇聚应用目标及通过引导电能消费行为产生更大汇聚潜力的可能性，将分布式储能的无序、自主运行整合成接受统一调度，变成电网的潜在优势资源。充分利用个体间的互补性，弱化群体的随机性，在大数据层面凸显出较高的资源可用性，形成分布式储能汇聚应用的系统性技术成果，将促进分布式能源发展，对实现主动配电网及智能电网具有重要的理论意义和工程实践价值。
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