引言 根据新能源振兴规划，预计到 2020 年我国风力装机容量将达到 1.5 亿 kW，将超过电力总装机容量的 10%。 从电网运行的现实及大规模开发风电的长远利益考虑，提高风电场输出功率的可控性，是目前风力发电技 术的重要发展方向。把风力发电技术引入储能系统，能有效地抑制风电功率波动，平滑输出电压，提高电能质量，是保证风力发电并网运行、促进风能利用的关键技术和主流方式。 随着电力电子学、材料学等学科的发展，高效率飞轮储能、新型电池储能、超导储能和超级电容器储能等中小规模储能技术取得了长足的进步， 拓宽了储能技术的应用领域， 特别是在风力发电中起到了重要作用。 储能系统一般由两大部分组成： 由储能元件(部件)组成的储能装置和由电力电子器件组成的功率转换系统(PCS)。储能装置主要实现能量的储存和释放;PCS 主要实现充放电控制、功率调节和控制等功能。
引言
根据新能源振兴规划，预计到 2020 年我国风力装机容量将达到 1.5 亿 kW，将超过电力总装机容量的 10%。
从电网运行的现实及大规模开发风电的长远利益考虑，提高风电场输出功率的可控性，是目前风力发电技 术的重要发展方向。把风力发电技术引入储能系统，能有效地抑制风电功率波动，平滑输出电压，提高电能质量，是保证风力发电并网运行、促进风能利用的关键技术和主流方式。
随着电力电子学、材料学等学科的发展，高效率飞轮储能、新型电池储能、超导储能和超级电容器储能等中小规模储能技术取得了长足的进步， 拓宽了储能技术的应用领域， 特别是在风力发电中起到了重要作用。 储能系统一般由两大部分组成： 由储能元件(部件)组成的储能装置和由电力电子器件组成的功率转换系统(PCS)。储能装置主要实现能量的储存和释放;PCS 主要实现充放电控制、功率调节和控制等功能。
1 储能技术的分类和特性
储能技术有物理储能、电磁储能、电化学储能和相变储能等 4 类。物理储能主要有飞轮储能、抽水蓄能和压缩空气储能方式; 电磁储能主要有超导储能方式;电化学储能主要有蓄电池储能、超级电容器储能和燃 料电池储能; 相变储能主要有冰蓄冷储能等[1]，[2]。
1.1 飞轮储能系统
飞轮储能(FESS)是一种机械储能方式，其基本原理是将电能转换成飞轮运动的动能， 并长期蓄存起来， 需要时再将飞轮运动的动能转换成电能，供电力用户使用。
高强度碳素纤维和玻璃纤维材料、大功率电力电子变流技术、电磁和超导磁悬浮轴承技术促进了储能飞轮 的发展。飞轮储能的功率密度大于 5 kW/kg， 能量密度超过 20 kWh/kg， 效率大于 90%，循环使用寿命长 达 20 a，工作温区为-40~50 ℃，无噪声，无污染，维护简单，可连续工作。若通过积木式组合后，飞轮 储能可以达到 MW 级，输出持续时间为数分钟乃至数小时。飞轮储能主要用于不间断电源(UPS)/应急电源 (EPS)、电网调峰和频率控制，国外不少科研机构已将储能飞轮引入风力发电系统[3]。
文献[4]利用飞轮储能电池取代传统的柴油发电机和蓄电池来充当孤岛型风力发电系统中的电能调节器和储存器， 建立了系统的电流前馈控制数学模型，实验结果表明，这一方法能有效地改善电能质量， 解决 风力发电机的输出功率与负载吸收的功率相匹配的问题。
美国的 Vista 公司将飞轮引入到风力发电系统， 实现全程调峰， 飞轮机组的发电功率为 300kW，大容量 储能飞轮的储能为 277 kWh，风力发电系统的电能输出性能及经济性能良好。
中国科学院电工研究所已经研制出飞轮储能用高速电机; 华北电力大学研制出储能 2 MJ、最高发电功率 10 kW 的准磁悬浮飞轮储能装置。
飞轮储能技术正在向大型机发展， 其难点主要集中在转子强度设计、低功耗磁轴承、安全防护等方面。
1.2 超导储能系统
超导储能系统(SMES)利用由超导线制成的线圈，将电网供电励磁产生的磁场能量储存起来，需要时再将储存的能量送回电网。
超导储能技术的优点： ①可以长期无损耗储存能量， 能量返回效率很高; ②能量的释放速度快，功率输 送时无需能源形式的转换，响应速度快(ms 级)， 转换效率高(>96%)， 比容量(1～10kWh/kg) 和比功率(104~105 kW/kg) 大; ③采用 SMES 可调节电网电压、频率、有功和无功功率，可实现与电力系统 的实时大容量能量交换和功率补偿。 20 世纪 90 年代， 在 超导储能技术已被应用于风力发电系统[5]， [6]， [7]。
中国科学院电工研究所已研制出 1 MJ/0.5MW 的高温超导储能装置。清华大学、华中科技大学、华北电力 大学等都在开展超导储能装置的研究。
文献[5]采用电压偏差作为 SMES 有功控制信号，在改善风电场稳定性方面具有优良的性能。
SMES 的发展重点：基于高温超导涂层导体，研发适于液氮温区运行的 MJ 级系统;解决高场磁体绕组力 学支撑问题;与柔性输电技术相结合，进一步降低投资和运行成本; 结合实际系统探讨分布式 SMES 及其有效控制和保护策略。
1.3 蓄电池储能技术
蓄电池储能系统(Battery Energy Storage System，BESS)主要是利用电池正负极的氧化还原反应进行充放电，一般由电池、直—交逆变器、控制装置和辅助设备(安全、环境保护设备)等组成。目前， 蓄电池 储能系统在小型分布式发电中应用最为广泛。根据所使用化学物质的不同，蓄电池可以分为铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池、锂离子电池、钠硫(NaS)电池、液流电池等[8]，[9]。
(1)铅酸电池
铅酸电池应用在储能方面的历史较早， 技术较为成熟，并逐渐以密封型免维护产品为主，目前储能容量已达 20 MW。铅酸电池的能量密度适中，价格便宜，构造成本低，可靠性好，技术成熟，已广泛应用于电力 系统。基于密封阀控型的铅酸电池具有较高的运行可靠性，在环境影响上的劣势已不甚明显， 但运行数 年之后的报废电池的无害化处理和不能深度放电的问题， 使其应用受到一定限制。
(2)镍氢电池
与铅酸电池相比， 作为碱性电池的镍氢电池具有容量大、 结构坚固、 充放循环次数多的特点， 但价格较高。 镍氢电池是密封免维护电池， 不含铅、铬、汞等有毒物质，正常使用过程中不会产生任何有害物质。北京 2008 年奥运会使用的混合电动车大都采用镍氢蓄电池作为电源。镍氢电池的自放电速度明显大于镍镉电 池， 需要定期对它进行全充电。须注意的是，镍氢电池只有在小电流放电时才具有 80~90 kWh/kg 的高比 能量输出，在大电流放电高功率输出时， 其能量密度会降至 40kWh/kg 或更低。
(3)锂离子电池
锂离子电池比能量/比功率高、自放电小、环境友好， 但由于工艺和环境温度差异等因素的影响，系统指 标往往达不到单体水平，使用寿命仅是单体电池的几分之一，甚至十几分之一。大容量集成的技术难度和生产维护成本使这种电池在短期内很难在电力系统中规模化应用。
磷酸亚铁锂电池是最有前途的锂电池。 磷酸亚铁锂材料的单位价格不高， 其成本在几种电池材料中是最低的，而且对环境无污染。磷酸亚铁锂比其他材料的体积要大，成本低，适合大型储能系统。
(4)钠硫电池
钠硫和液流电池被视为新兴、高效、具广阔发展前景的大容量电力储能电池。目前钠硫和液流电池均已实 现商业化运作，MW 级钠硫和 100kW 级液流电池储能系统己步入试验示范阶段[10]，[11]。
钠硫储能电池是在温度 300 ℃左右充放电的高温型储能电池，负极活性物质为金属钠，正极活性物质为液态硫。
迄今为止， 只有日本京瓷公司成功开发出钠硫储能电池系统。钠硫电池系统在电力系统和负荷侧成功应用 100 余套，总容量超过 100 MW，其中近 2/3 用于平滑负荷。
日本 NEDO 支持的八仗岛风力发电机组采用钠硫电池储能来平滑和稳定输出功率。目前，钠硫电池已被日 本列为政府资助的风力发电储能电源，并有具体的推进计划。
上海电力公司正进行不同容量等级(10~1 000 kW) 的钠硫电池系统的研制， 用于 UPS/EPS，力图掌握核 心部件制备技术，建立标准和规范，并实现模块化、规模化生产。
(5)全钒液流电池
液流电池分多种体系， 其中全钒电池是技术发展主流。全钒液流储能电池(Vanadium RedoxFlow Battery， VRB)是将具有不同价态的钒离子溶液分别作为正极和负极的活性物质，分别储存在各自的电解液储罐中。 在对电池进行充、放电实验时，电解液通过泵的作用，由外部贮液罐循环分别流经电池的正极室和负极室， 并在电极表面发生氧化和还原反应，实现对电池的充放电[12]，[13]。
液流电池的储能容量取决于电解液容量和密度，配置上相当灵活，只需增大电解液容积和浓度即可增大储能容量，并且可以进行深度充放电。
日本住友电气、加拿大 VRB 等公司进行全钒液流电池储能系统的商业化开发。在日本共有 15 套全钒液流 储能电池系统进行示范运行， 其中北海道的一套功率为 6 MW 的全钒液流储能电池用于对 30 MW 风电场的 调频和调峰。
“十五”期间，中国科学院大连化学物理研究所开发出 10 kW 全钒液流储能电池系统。2008 年， 中国电 力科学研究院研发用于风电场的 100kW 级储能系统， 并考核其运行的可靠性和耐久性。
1.4 超级电容器储能技术
超级电容器(Supercapacitor)是根据电化学双电层理论研制而成，可提供强大的脉冲功率，充电时处于理想极化状态的电极表面， 电荷将吸引周围电解质溶液中的异性离子， 使其附于电极表面， 形成双电荷层， 构成双电层电容。
超级电容器储能系统(SCES) 历经 3 代及数 10 年的发展，已形成电容量 0.5~1 000 F、工作电压 12~400 V、 最大放电电流 400~2 000 A 的系列产品，储能系统的最大储能量达到了 30 MJ。在电力系统中多用于短时间、 大功率的负载平滑和电能质量高峰值功率场合， 在电压跌落和瞬态干扰期间提高供电水平[14]， [15]。
日本松下、EPCOS、NEC，美国 Maxwell、Powerstor、Evans，法国 SAFT，澳大利亚 Cap-xx 和韩国 NESS 等 公司的产品， 几乎占据了整个超级电容器市场。
2005 年，美国加利福尼亚州建造了 1 台 450kW 的超级电容器储能装置，用以减轻 950 kW 风力发电机组 向电网输送功率的波动。
2005 年， 由中国科学院电工所承担的“863”项目， 完成了用于光伏发电系统的 300 Wh/1 kW 超级电容器储能系统的研究开发工作。
文献[16]提出了一种将串、并联型超级电容器储能系统应用于基于异步发电机的风力发电系统的新思路，该储能系统可同时双向、 大范围、 快速调节有功功率和无功功率， 很好地改善了风电的电能质量和稳定性。
1.5 其它储能形式
除了上述的几种储能方式外, 在电力系统中还应用较多的储能方式，有抽水蓄能、压缩空气储能和氢燃料 电池储能等。
抽水蓄能装置(Pumped Hydro Storage)在现代电网中大多用来调峰， 在集中式发电中应用较多。受地理 条件限制，绝大多数风电场不具备建抽水蓄能电站的条件。
压缩空气储能(CAES)是一种调峰用燃气轮机，对于同样的电力输出，它所消耗的燃气要比常规燃气轮机 少 40%。100 MW 级燃气轮机技术成熟， 利用渠式超导热管技术可使系统的能量转换效率达到 90%。大容量 和复合化发电将进一步降低成本。 随着分布式能量系统的发展以及减小储气库容积和提高储气压力至 10~14 MPa 的需要，8~12 MW 微型压缩空气储能系统(micro-CAES)已成为研究热点[17]。
美国爱荷华州的 CAES 蓄能项目采用风能和低谷电组合来驱动压缩机组， 将空气压缩至地下含水层，发电 装机容量为 200 MW，风能发电装机容量为 100 MW。
氢燃料电池是将燃料的化学能直接转化为电能的装置。为了实现氢气作为能源载体的应用，必须解决氢的廉价制取、安全高效储运以及大规模应用这 3 个问题。未来氢能的广泛应用很可能改变风电场的职能， 风 电场可能成为大型的氢制造厂，为氢燃料电池电站及氢燃料电池汽车提供氢。目前，燃料电池价格还很昂贵，距离大规模应用还有很长的路要走。
2 各种储能技术在风力发电中的应用前景分析
在各种储能技术中， 抽水蓄能和压缩空气储能比较适用于电网调峰;电池储能和相变储能比较适用于中 小规模储能和用户需求侧管理; 超导电磁储能和飞轮储能比较适用于电网调频和电能质量保障; 超级电 容器储能比较适用于电动汽车储能和混合储能。图 1、图 2 是根据美国电力储能协会提供的资料给出的各 种储能技术的功率、能量和成本比较。
成本过高是限制储能技术在风力发电中大量推广应用的共同问题，提高能量转换效率和降低成本是今后储 能技术研究的重要方向。随着风力发电的不断发展和普及， 各种储能技术的发展进步， 储能技术将在风 力发电系统中得到更加广泛的应用。
在风力发电中， 储能方式的选择需考虑额定功率、桥接时间、技术成熟度、系统成本、环境条件等多种因 素。风电场的储能首先要实现电能质量管理功能，超级电容器、高速飞轮、超导、钠硫和液流电池储能系统能使风电场的输出功率平滑，在外部电网故障时能够提供电压支撑， 维护电网稳定;其次，铅酸电池、 新型钠硫和液流电池储能系统具有调峰功能，比较适合风电的大规模储存。
采用超级电容器和蓄电池、超导和蓄电池、超级电容器和飞轮组合等混合式储能系统， 能够兼顾电能质量 管理和能量管理， 提高储能系统的经济性，是比较可行的储能方案。国内外已经开始这方面的研究[18]， [19]。
3 功率转换系统
功率转换系统(PCS)，是实现储能单元与负载之间的双向能量传递， 将储能系统接入电力系统的重要设 备。根据储能装置所处位置的不同，PCS 主要有以下的结构形式和拓扑结构(图 3)[20]。
3.1 单台风机直流侧并联 PCS
单台风机直流侧并联 PCS 的优点是可以利用风电机组现有的功率单元(图 3a)。
对于直驱型的永磁同步发电机， 交流电通过全功率变流后接入电网， 储能单元通过 PCS 并联于直流母线侧， 可以与发电机共用 DC/AC 逆变单元， 实现与电网的联接。对于双馈风力发电机，PCS 也可以并联在转子 直流母线侧， 这时需要加大网侧变流器(DC/AC)的功率，以便于储能单元的功率回馈到电网。
3.2 风电场交流侧并联 PCS
PCS 的安装位置一般在风电场出口处的低压侧(图 3b)。
每台风机所处位置的风速不同，而风电场自身具有一定的功率平滑功能， 采用风电场交流侧并联 PCS 结 构，PCS 的总功率有所降低， 需要双向 AC/DC 变流器;储能单元集中放置，便于维护和扩容。
3.3 风电场 HVDC 输电直流侧并联 PCS
风电场通过电压源高压直流(VSC-HVDC)输电并网。由于 VSC-HVDC 系统具有立即导通和立即关断的控制阀， 通过对控制阀的开和关，实现对交流侧电压幅值和相角的控制， 从而达到独立控制有功功率和无功功率的目的， 且换流站不需要无功补偿、不存在换相失败等问题。这些特点使得 VSC-HVDC 技术在连接风电场并 网方面具有一定的优越性，特别适用于需要长距离传输的海上风电场的并网[21]。 PCS 并联在 VSC-HVDC 系 统的直流母线上(图 3c)，通过控制储能单元的充放电功率，使其补偿风能的波动，从而使风电通过直流输电注入到电网的功率稳定。
3.4 混合储能系统 PCS 拓扑结构
采用超级电容器和蓄电池混合储能系统的 PCS 主要有 2 种结构：一种是两者都通过 DC/DC 并联于直流母 线侧; 另一种是通过蓄电池单元的适当串并联，蓄电池直接并联在直流母线上，节省了一组 DC/DC 变流 器(图 4)。
文献[19]把超级电容器和全钒液流电池用于 PMSG 直流侧储能， 超级电容器用来处理瞬时大功率问题， 从 而降低全钒液流电池容量 55%， 减少全钒液流电池深度放电次数 8%， 延长了电池寿命，减低电池损耗 15%， 提高了系统效率。在超级电容和蓄电池的容量匹配和控制策略上， 还需要进一步的研究。
4 结束语
研发高效储能装置及其配套设备， 使之与风电/光伏发电机组容量相匹配，支持充
放电状态的迅速切换，确保并网系统的安全稳定，已成为可再生能源充分利用的关键。随着风力发电系统的不断发展，各种储能 技术的发展进步，第二代高温超导储能、高速飞轮储能、全钒液流和钠硫储能、超级电容储能等技术将得到更加广泛的应用。
目前， 电力储能系统推广应用的最大障碍在于国外少数企业的技术垄断，由此造成其价格高企。要推动 电力储能系统在电网中的规模化应用，一靠掌握自主知识产权，使其价格大幅下降;二靠政府的政策鼓励 和资金推动。如果能实现电力储能系统国产化，使其成本达到或接近应用水平，那么风电场对电力储能系统的需求将迅速加大。 混合式储能技术将在风力发电系统中得到广泛应用，同时，先进的电力电子技术和控制技术也将得到发展 与应用。
