随着智能电网的稳步推进、间歇性可再生能源的大规模入网以及地区峰值负荷的增长，各种应用问题也随之出现，确保安全、高质量供电，同时维持电力供需平衡是电力系统面临的持续挑战。而电力储能技术的应用将为解决这些问题提供非常有效的途径。电力储能技术可作用于电力系统的不同环节，电力储能技术的作用是实现新能源电力上网、保持电网高效安全运行和电力供需平衡[1-5]。针对不同环节，电力储能的作用有所区别：1)在大规模新能源发电环节，储能系统有利于削峰填谷，使不稳定电力平滑输出；储能系统通过功率变换装置，及时进行有功/无功功率吞吐，保持系统内部瞬时功率的平衡，维持系统电压、频率和功角的稳定，提高供电可靠性。2)在常规能源发电环节，储能系统可替代部分昂贵的调峰机组，实现调峰的功能，还能解脱被迫参与调峰的基荷机组，提高系统效率。3)在输配电环节，储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用。在电网环节设置合适规模的储能站，可以增强电网的抗冲击能力，提高调节幅度，更好地实现供需平衡。4)设置于终端用户的储能系统则通过电力储放来提高供电可靠性，尤其在发生非预期停电等事故情况下作应急电源。
一、电力储能技术发展及应用现状
电力储能技术可分为物理、电磁和电化学3种类型。物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能；电磁储能包括超导储能和超级电容器储能；电化学储能包括铅酸、镍镉、锂离子、钠硫和液流等电池储能。因飞轮储能和电磁储能技术系统复杂且应用较少，本文只对抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能技术进行对比分析。
（一）抽水蓄能技术
抽水蓄能系统要求配备上下游两个水库，负荷低谷时段设备工作在电动机状态，将下游水库的水抽到上游水库；负荷高峰时设备工作于发电机状态，利用储存在上游水库中水的势能发电。抽水储能电站可以建造为不同容量，能量释放时间可从几小时到几天，综合效率在70%~85%之间。抽水储能是在电力系统中应用最为广泛的一种储能技术，其应用领域包括削峰填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动和提供备用容量等。抽水蓄能是目前唯一达到GW级的储能技术，其不足之处是需要占用大量土地和水资源，但因技术成熟等优势，仍然是首选的电力储能方式。
（二）压缩空气储能技术
压缩空气储能技术(CAES)通常匹配燃气轮机使用，利用负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并储藏在高压密封设施内，在用电高峰将其释放参与燃气轮机发电。在燃气轮机发电过程中，燃料转化的大部分轴功被用于压缩空气，采用CAES的系统因减少了空气压缩耗能，其燃料消耗要比常规燃气轮机少，同时也降低了压缩机投资。CAES技术响应速度快，主要用于削峰填谷、平衡负荷、频率调制和发电系统备用等。未来对CAES技术的改进围绕减小储存压缩空气场地对周边环境的影响和降低化石燃料消耗等方面。
（三）电池储能技术
电池储能系统是利用电池正负极的氧化还原反应来完成电能和化学能之间的转换，实现电能的存储和释放。针对电力系统应用的储能电池要求容量大，现在研究和应用较多的是铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池，抽水蓄能和压缩空气储能要求有特殊的地理环境。电池储能系统具有对负荷反应快、容易同多种电站组合及能够增加电力系统稳定性等优点。同时，建造电池储能设备不需要特殊的地理条件，建设周期短、运营成本低，而且进行扩容改造（模块化）方便。
二、储能在电力系统的应用新场景
随着化学储能电池技术的不断进步以及储能系统集成的不断实践，储能系统在电力系统中的应用场景逐渐显现，并且与当前电力市场化改革迎面相遇。储能系统在电力系统中不同场景的应用，对于电力系统的运行有着不小的影响［1-2］。例如，在火力发电厂利用锂电池储能系统联合调频，在电网侧独立运行储能系统参与调频，有利于提高可再生能源的消纳［3］、平滑新能源尤其是风电的出力、减少弃光弃风现象，以保障和提高系统的稳定性［4-6］；而用户侧的储能体统可以用作应急电源、利用峰谷价差和延后设备扩容投资。为了电网的安全稳定、持续可靠运行，需要保持电网的实时电压和频率稳定。具有逆调节特性的风电、光伏大规模并网，给电力系统的调频带来了新的挑战。火力发电厂在电网中起着支撑和调节系统电压和频率的基础作用，承担着电网基础调节任务的火力发电机组承担着日益增加的调节压力。在电力系统的运行调度考核中，对于机组的调节能力进行日常考核，AGC调节性能优良的机组和性能差的机组，奖励和考核的差距非常大，甚至达到了每年数千万元的差别，很大程度上影响着火电企业的经济效益。那么利用锂电池储能系统联合火电机组进行联合调频就是一个很好的经营策略。储能系统可以显著提升机组的调节能力，通过电网调度的双细则考核的调频辅助服务补偿中获得显著的经济收益。最早将大规模储能系统成规模应用于电力系统进行电力调频业务的国家是美国［7］。目前，在美国，储能技术已经实现了在电网中的规模化商用。韩国、日本以及澳大利亚等国已将储能系统作为电力系统调频的常规手段之一。我国最早的储能系统与火电机组联合调频项目是北京石景山热电厂于2013年投入运行的一套3MW的系统。当前，新能源装机占比越来越高，而且每年还在持续较快增长。以火力发电机组提供调频服务的方式已经很难完全适应现阶段电网运行的特点，亟待新的调频服务技术和模式的创新。
三、大容量储能技术在火力发电厂中应用路径
随着电池储能技术的不断进步，其储能容量越来越大造、安装及维护成本也在不断下降，使得大容量电池储能技术应用于大型火力发电厂成为可能。下面就电池储能系统在以下几个方面的应用展开探讨。
（一）削峰填谷，减小机组调峰深度
广东电网负荷峰谷差大，在夏季时一天的负荷峰谷差在3000万千瓦左右，导致省内火电机组深度调峰。图1所示为广东某发电厂660MW机组日负荷曲线，白天负荷高峰时机组需要满负荷运行，晚上深度调峰时单台机组最低只有200MW负荷，需要投油稳燃。，接入电网的电压等级越来越高，制可以在机组主变低压侧安装电池储能系统进行削峰填谷，将有效缓解机组调峰压力。储能电站在负荷高峰时放电可以提高机组的对外供电能力；在负荷低谷时充电，提高发电机组出力，减少机组投油时间，同时能增强机组快速变负荷能力，大大提高
机组的安全性和经济性。
（二）减小机组快速切负荷容量
机组快速切负荷（FastCutBack）是指机组在高于某一负荷之上运行时，因机组内部故障或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，并保持锅炉在最低负荷运行，维持发电机带厂用电运行或停机不停炉的自动控制功能。机组快速切负荷功能的实现有利于机组设备安全，也有利于电网的快速恢复。但机组快速切负荷（FCB）对机组的性能要求很高且存在较大的风险，对机组的寿命有一定影响。机组负荷越高，机组快速切负荷难度越大，而在机组主变低压侧安装大容量电池储能系统将大大减小机组切负荷容量。当因外部电网故障导致机组解列时，GIS断路器断开，发电机组停止对外供电，根据当时的负荷情况和电池储能系统的容量将对外供电负荷转移至对电池储能系统充电，机组带电池储能系统和厂用电运行，大大减小机组切负荷容量，同时提高机组的最低运行负荷。如果电池储能系统容量足够大，则机组无需触发FCB动作，只要快速降负荷即可，极大减小机组快速切负荷（FCB）的风险，有利于延长设备使用寿命。
结语
根据电力市场监管机构制定的区域并网发电厂辅助服务考核规则，按ACE调频效果考核的原则，考核指标包括调节的速率、精度和响应时间，对电网ACE控制贡献大的，获得ACE补偿相应就高，补偿价格以元/MW为单位。发电侧储能调频是目前储能系统在电力行业应用中很少有的有收益应用。储能系统在用户侧、电网侧的应用会随着技术的发展、性价比的不断优化越来越推广开来。储能系统是未来能源互联网的重要环节，是我省打造全国能源革命排头兵、转型创新发展的一项重要产业方向。
参考文献
[1] 饶云堂,朱军.大容量储能技术在火力发电厂中的应用探讨[J].中国电业(技术
版),2015(10):62-65.
[2] 刘强.储能系统在火力发电厂联合调频应用[J].通信电源技术,2020,37(03):120-122+125.
[3] 翁国龙,陆震昊,张浙波.基于风光柴储微电网技术的大型火力发电厂厂用电系统研究[J].中国高新科技,2020(02):37-38.
[4]刘宇.基于珠海发电厂的燃煤机组性能优化策略[J].南方能源建设,2020,7(S1):78-81.