5.2大容量电池储能技术
一、技术原理与特点目前常用电池储能系统是以磷酸铁锂电池堆、全钒液流电池以及钠硫电池作为储能器件，通过双向变流器实现交/直流电能变换和电能流向控制，并通过交流开关柜、变压器并入电网。储能系统有助于解决新能源发电站普遍存在的输出电能瞬变大的问题。借助储能系统可大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用。通过电能的存储和随时调度，不仅能够改善电网电能质量、满足电力系统削峰填谷需求，而且在提高输配电设备的利用率、提高电网安全裕度、提高智能电网互动水平等诸多方面均有明显的作用。
储能系统具有的技术特点：
（1）基于高性能、大容量、长寿命磷酸铁锂储能电池堆研制的5kW/10kWh标准电池模块和100kW、200kW、500kW系列大容量储能单元，具有储能密度高、储能效率高、循环寿命长等优点；全钒液流电池可频繁进行满充满放，不影响电池寿命和效率。
（2）大容量锂离子电池管理系统具备高精度测量、高
效安全均衡功能；全钒液流电池系统功率与容量互相独立，
可按需求灵活地配置从千瓦级到兆瓦级的系统，并可实现方便快速地扩建。
（3）储能并网变流器，具备谐波抑制、低电压穿越等安全保护功能；
（4）电池储能电站监控与保护系统可实现MW级以上储能电站中各模块、储能单元的主要运行参数的监测、分布式控制及保护功能；
（5）储能系统可实现全数字化控制，具有无人值守，全自动化运行能力；
（6）电池储能系统可执行储能电站监控系统的多项调度指令，如：主要应用于平滑风光功率输出、暂态有功出力紧急响应、跟踪计划发电、削峰填谷等多项功能；
（7）电池储能系统可实现MW级以上储能电站中各模块、储能单元的主要运行参数的监测、分布式控制及保护功能。
国内外多个科研机构以及大型公司在锂电池、全钒液流电池和钠硫电池储能系统方面取得了系列成果。以美系产品制造商A123、EnerDel、Altairnano等为首的公司，已经开始了多种多样的大容量锂离子电池储能系统的研制和示范工程。美国电科院（EPRI）在2008年已经进行了磷酸铁锂离子电池系统的相关测试工作，开展了锂离子电池用于分布式储能的研究和开发，包括2kW/4kWh，50kW/200kWh，100kW/400kWh的锂离子电池储能系统，开展了兆瓦级（1MW）锂离子电池储能系统的示范应用，主要用于电力系统的频率和电压控制以及平滑风电等。
中国是锂离子电池生产大国。2009年7月比亚迪公司建成我国第一座MW级LiFePO4锂离子电池储能电站，用于平抑峰值负荷以及光伏电站的稳定输出。中国电力科学研究院于2008年建立了电池特性实验室，并重点围绕锂离子电池成组技术、锂离子电池系统的实验与测试技术、锂离子电池储能系统集成技术以及锂离子电池储能系统在应用模式和接入条件开展了许多工作。
随着加拿大VRBPowerSystems和日本住友电工全钒液流电池技术发展和商业化运作，全钒液流电池进入实用化阶段。日本札幌风电场配置了4MW@6MWh全钒液流储能系统。
2006年，中科院大连化物所的10千瓦级VRB系统研制成功。
2009年1月，北京普能公司实现对加拿大VRBPowerSystem公司（VRBPower公司）的资产收购。除锂电池储能系统、液流电池电池储能系统外，钠硫电池储能系统也是一种典型的储能系统。公司在“十一五”期间，就将钠硫电池研制项目列为重点，2006年8月，上海市电力公司与中科院上海硅酸盐研究所联合对储能钠硫电池正式合作，开发大容量钠硫电池。2007年1月，第一只容量达到650Ah的单体钠硫电池制备成功下线，2007年5月成立上海钠硫电池研制基地，实行准公司化运行。目前已经建成了具有年产2MW单体电池能力的中试线，可以连续制备容量为650Ah的单体电池，中试线涉及各种工艺和检测设备170台套，其中有近2/3为自主研发，拥有多项自主知识产权。目前所研制的电池循环寿命达到360次以上，比能量达到150Wh/kg，电池前200次循环的退化率为0.003%/次，这一数据与日本NGK的报道基本持平，但电池在长期性能稳定性、安全性方面问题较大。
二、适用地点与条件
电池储能系统用于改善风电场/光伏电站输出特性、提升用户端电能质量等，对降低电力系统扩容/改造成本具有一定作用。
目前，电池储能系统价格还偏高。钠硫电池储能关键技术和关键工艺尽管已取得重大突破，但是关键装备和工业化生产仍存在差距，电池的长期稳定性还有待检验。液流电池占地面积较大，使用效率进一步提高由较大难度。
电池储能系统推广应用时尚需注意：坚持应用已有的电池储能装置开发技术与储能应用技术并举；开发新型高效大容量电池储能本体、成组、系统集成装置，掌握监控、电能转换以及储能系统工程应用等诸多方面的核心技术。
三、示范应用计划
2011～2012年，在河南、福建、河北等地分别进行百千瓦级、MW级、数MW级储能电站示范，逐批推广应用；同时开展大容量储能与间歇电源协调配合示范。
2013年起，开始在公司范围内逐步推广，2015年完成兆瓦级储能装置的工程应用。
四、责任部门
智能电网部、生产技术部
5.3光伏发电建模与仿真技术
一、技术原理与特点光伏发电系统模型一般包含太阳电池方阵、集电线路、逆变器和变压器等，主要难点是建立光伏电池和光伏逆变器的模型。光伏电池的工程用数学模型通常仅采用开路电压、短路电流、最大功率点电流和电压等几个标准工作状态下的技术参数，但这些参数都是在标准电池温度（25℃）和标准辐照强度（1000W/m2）下的测试结果，在详细建模时应考虑环境温度和辐照强度对太阳电池温度的影响，再对辐照强度和太阳电池温度进行补偿得出不同辐照强度和电池温度下的四个电池参数。光伏逆变器的模型则应根据不同类型逆变器的具体情况，通过一系列的测试得到关键参数的典型设定值。
光伏发电建模与仿真技术可以应用于电力系统的规划、设计和运行等各个环节。目前国内外对光伏发电系统建模进行了一定的研究，在MATLAB、PSD-BPA、PSASP和PSCAD等软件中都建立了不同应用目的的仿真模型，但都难以兼顾精确性、运算速度和通用性。中国电力科学研究院借鉴国外先进经验，在电力系统分析软件DIgSILENT/PowerFactory中建立了通用的光伏发电模型，具备稳态、电磁暂态、机电暂态和长过程动态仿真计算等多种功能，目前已经应用于多个网省公司的光伏发电接纳能力和电网适应性研究，以及数十个光伏电站接入专题研究，为电网接入光伏发电的规划、设计和运行提供了可靠的技术支撑。
光伏发电建模与仿真技术的特点：
（1）应用范围广。光伏发电仿真模型通用性强，可以进行潮流计算、暂态计算（包括机电暂态和电磁暂态计算）、电能质量计算、长过程动态仿真计算等。
（2）仿真精度高、速度快。光伏发电系统模型可以综合考虑温度和辐照的影响来模拟光伏电池的各种工作特性，根据要求对逆变器各种控制功能进行模拟，符合实际光伏发电系统的运行情况，并具有较高的仿真速度，能够用于大规模电力系统仿真分析。
（3）仿真模块齐全。光伏发电仿真模型具备多种光伏组件控制模型及多种逆变器控制策略模型。
（4）操作简捷。在光伏发电仿真模型中通过对主要技术参数的输入和修改，就能完成所需的仿真模拟，具有较强的实用性和便捷性。
二、适用地点与条件光伏发电模型与仿真技术适用于区域电网光伏发展规划研究，包括区域电网的光伏发电接纳能力和电网适应性研究；也适用于光伏电站对电网影响研究，包括大型光伏电站接入电网或分布式光伏发电接入配电网影响的专题研究；也适用于基于分布式新能源发电的微电网技术研究。光伏发电模型所采用的DIgSILENT/PowerFactory仿真软件在国内使用的相对较少，使用单位熟练掌握需要一定的时间，需要推进DIgSILENT/PowerFactory仿真软件的汉化和加大软件培训力度，同时加快国内仿真软件PSD、PSASP中通用性光伏模型的开发。
三、示范应用计划
2011～2012年，在甘肃、青海、新疆等西北地区省公司所辖范围内试点应用。同时开展通用性光伏发电模型在PSD、PSASP等系统仿真软件中的开发。
2013年起，在公司范围内推广应用。
四、责任部门
发展策划部、智能电网部、国家电力调度通信中心
5.4光伏发电并网检测技术
一、技术原理与特点光伏发电并网检测技术，包含基于实验室检测平台的光
伏并网逆变器检测技术和基于移动检测平台的光伏电站现场检测技术。
光伏并网逆变器检测技术以我国现有和即将出台的标准规范为依据，结合IEC、IEEE、UL、VDE等国际权威测试标准，通过自主研发集成先进的MW级光伏并网逆变器检测平台开展测试。检测平台具备对MW级光伏并网逆变器进行全系列综合试验检测的能力。光伏并网逆变器检测技术为掌握设备并网性能，把好设备入网关提供了有力的技术支撑。光伏电站现场检测技术是对光伏电站开展现场并网性能检测能力的移动检测技术，包括适用于接入380V的小型光伏电站移动检测平台和接入10kV及以上的大中型光伏电站移动检测平台。目前依据公司企标Q／GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》和Q／GDW618-2011《光伏电站接入电网测试规程》开展测试工作，相关的国标和行标正在编制过程中。光伏发电并网检测技术，通过对光伏发电并网关键部件和电站进行入网检测和运行评价，解决光伏发电大规模并网应用中的关键技术问题，为未来电网的建设和安全运行提供技术支撑和保障。
光伏发电并网检测技术的特点：
（1）容量大、功能齐全。光伏并网逆变器检测平台和现场检测平台检测容量均为MW级，测试功能全面，能够实现电能质量指标、防孤岛保护特性、有功控制能力、无功调节能力、电压/频率异常响应、低电压穿越能力等多个关键并网性能指标的测试；同时逆变器检测平台结合实验室安规测试条件，可实现对逆变器电磁兼容、环境耐受等通用性能指标的测试。
（2）高性能、设计合理。光伏并网逆变器检测平台配置有可任意模拟光伏阵列的可控直流电源、可任意模拟电网运行状态的可控交流电源及低电压发生装置、精确可调的模拟孤岛负载，设备稳定性好，精度高；光伏电站现场检测技术将检测设备装置与车辆集成一体化，实现移动式检测，同时采用优化结构设计，内部布局合理，集成度高，模块化实现现场配置灵活，规避测试场地制约。
（3）操作友好，节约化管理。检测平台采用高度集成、高兼容性集控系统，人性化微机操作界面；检测平台一次回路接线采用集约化模式，一次性配线就可满足所有测试内容的需求，极大减少检测工作量，提升检测效率。公司的光伏发电并网检测能力已较为完备，掌握了光伏发电并网检测技术，初步建立了相对完整的检测体系。
二、适用地点与条件光伏并网逆变器检测技术适用于电压范围220V及以上，容量范围1MW及以下的单相和三相并网型光伏逆变器的并网性能和通用性能的全系列综合测试，其优势在于能够针对单台逆变器给出全面的并网性能和通用性能参数评估。光伏电站现场检测技术适用于小型、中型和大型并网光伏电站的现场测试，具备对整个光伏发电系统进行综合测试的能力，其优势在于服务便捷，操作快捷，能够针对光伏电站给出全面的并网性能参数评估。
目前已出台的检测认证标准规范不够完善，设备认证取证管理上电网企业也无法涉足，电网企业在相关光伏电站接入电网管理流程中要加大对逆变器并网性能的重视力度，严格检查逆变器的并网性能检测结果。
在光伏电站并网检测方面尚无国家层面的并网检测管理文件出台，加之光伏电站建设周期短，一旦上网电价合适，区域内光伏电源比重将陡然升高。因此，应加快促进国家有关部门出台光伏电站并网检测管理办法。
三、示范应用计划
2011～2012年，光伏并网逆变器检测技术重点应用于100kW以上大容量光伏并网逆变器检测，并按照接入中高压电网要求，推广低电压穿越能力的测试。大中型光伏电站现场检测技术在公司风光储输示范工程，以及青海格尔木地区、宁夏选择2～3个光伏电站进行检验性测试；小型光伏电站现场检测技术重点结合智能电网试点项目、金太阳示范工程中的集中开发示范区开展试点应用。
2013年起，完善检测的技术和管理体系，优化测试装置配置、测试程序，技术成熟后在全国范围内针对光伏并网逆变器制造商和接入电网的光伏电站推广应用。
四、责任部门
国家电力调度通信中心、智能电网部
5.5光伏发电功率预测技术
一、技术原理与特点光伏发电功率预测技术将理论分析方法与光伏发电的实际工作相结合，对光伏发电所表现出的波动性、间歇性等发电特性进行深入研究，在此基础上提出针对光伏发电的统计建模和物理建模方法；同时考虑光伏组件工作状态、大气状况、太阳能板污损、地形阴影效应、辐射入射角度修正、云量修正、逆变器损耗、输电线路损失等影响因素，建立光伏发电的超短期和短期功率预测模型。并研究模型的优化算法，开发相应的运行软件，为调度生产的实际需求提供适用的功率预测服务。
对于光伏发电的功率预报，目前大多数依靠卫星图片和气象数据，预报主要依靠多年的太阳辐射的历史数据以及精确计算地表太阳辐射。光伏预报时效根据应用需求的不同而不同，时效跨度从十几分钟到几十个小时。光伏发电功率预测技术的应用将有利于电力调度部门制定发电计划、在线调度和优化电源组合；对减少电力系统运行成本和旋转备用，以及对光伏电站参与发电竞价、降低弃光损失、安排检修时间，保障电力系统及光伏电站的安全、稳定、经济运行等都具有重要作用。
光伏发电功率预测技术的特点：
（1）提供包括光伏气象监测站选址、实时气象数据采集、精细化数值天气预报使用、超短期/短期功率预测建模、应用平台开发、预测评估在内的一整套光伏发电功率预测系统解决方案。
（2）具备多时效全天候的功率预测能力。
（3）具备光伏电站不同工况下的预测能力。
（4）兼容D5000数据结构规范。我国光伏发电功率预测技术发展迅速，中国电力科学研
究院开发的光伏发电功率预测系统已在宁夏、青海、上海电网（电力）公司投入运行，国网电力科学研究院在国家能源太阳能发电研发（实验）中心建立了光伏发电功率预测系统。
二、适用地点与条件光伏发电功率预测技术普遍适用于不同地理和气候条件下的光伏电站，包括调度端的预测和场站端的预测。光伏发电功率预测技术的应用对象为光伏电站，各光伏电站的基础数据需建立集中数据库，以便开展项目投运后期的数据跟踪和模型校订工作。
三、示范应用计划
2011～2012年，在西北地区范围试点应用，网省级预测系统将示范应用于甘肃省电力公司，预测系统将覆盖甘肃8座光伏电站，其中2011年将实现敦煌市4座光伏电站的预测；场站级预测系统将在宁夏电力公司的2座直调光伏电站进行示范应用。
2013年起，在西藏等其他光伏发电集中开发地区推广。
四、责任部门
国家电力调度通信中心、智能电网部
