Page 60 - 电力与能源2023年第一期

54 王日成，等：分散式储能在新能源风电场站的应用

表 1 储能功率覆盖超短期及短期预测偏差静态计算结果 当短期功率预测偏差超过 10% 额定负荷，超短期功
储能功 覆盖超短期 覆盖短期 率预测偏差超过 3% 额定负荷，将对不合格预测点
占比/% 占比/%
率/MW 偏差点数 偏差点数
进行考核。借助电储能功率灵活调节能力，弥补功
5.0 12 154 59.1 3 283 16.0
7.5 15 015 73.0 4 550 22.1 率预测偏差，可有效减少场站功率预测考核。
10.0 16 739 81.4 5 805 28.2
2）减少 AGC 考核。目前电网对新能源场站的
15.0 18 580 90.4 8 546 41.6
AGC 需求调用较少，仅在节假日等电网调峰调频资
20.0 19 464 94.7 10 462 50.9
源匮乏工况下对新能源场站进行 AGC 调用，日常以
2 风电场分散式储能控制系统 AGC 功能测试为主。利用电储能快速功率调节和
双向功率调节性能，可有效提升新能源机组 AGC 响
2.1 风电分散储能系统控制流程
风电分散储能系统控制流程图如图 4 所示，主 应性能，减少 AGC 调节速度和精度考核。
要包括电力调度控制中心、风电分散储能协同控制 3）减少一次调频考核。江苏电网要求风电场
系统、风电场站集中控制系统。电力调度控制中心 一次调频响应指数必须达到 0.7，在限电工况下，
采集风电场站实时和历史数据信息，下发有功控制、 新能源场站一次调频基本能够满足上述要求，但
无功电压控制、发电计划等指令。风电场站根据调 考虑到当前新能源发电基本处于应发尽发状态，
度中心指令，进行有功、无功等相关控制，并上送风 日常运行过程中虽投入一次调频功能，仍无法响

电场本地功率预测结果。风电分散储能协同控制系 应低频加负荷的一次调频需求。
统有序参与功率预测等辅助服务控制，根据电网辅 （2）增加辅助服务费用，主要如下。
助服务政策变化，调整控制优先级和响应策略，减少 1）增加大频差一次调频补偿费用。华东电网
风电场站的辅助服务考核，并增加相关补偿。 为应对可能存在的低频事故，鼓励网内发电机组
增加大频差工况下的调频性能，最新两个细则文
件中设置有大频差调节补偿。
2）参与调频辅助服务市场。根据新的市场交

易规则，发电机组将基于调频性能、调频里程和调
频报价获取调频收益。以新能源场站作为主体参
与调频市场，在目前的市场环境下不太现实，但如
果分散式储能能够独立参与调频市场，电储能优
异的功率调节性能，将能够获取大量调频收益。
3）减少弃电损失。配置电池储能可有效减少
新能源场站的弃电损失，主要体现在以下两个方

面：当电网监测到网内调频资源不足时，将要求网
图 4 风电分散储能系统控制流程图 内 新 能 源 机 组 预 留 一 定 的 调 频 空 间（限 功 率 运
2.2 风电场站分散储能经济性分析 行），如新能源场站配置有一定容量的电池储能，
储能系统本身不生产电力，只能通过“电力时移” 将减少该部分的功率限制，提升新能源场站的发
创造价值，其收益完全取决于所在的应用场景，因此 电量；在电网调峰资源匮乏而需要新能源场站限

有必要根据不同的应用场景分别测算储能收益。 电运行情况下，储能系统可吸收存储一部分电量，
储能经济性主要应用场景有两个方面。 待限电运行结束后重新释放入电网，一定程度上
（1）减少并网运行考核，主要如下。 减少电量损失。
1）减少功率预测考核。电网规定新能源场站日 2.3 减少功率预测考核控制策略
常需向电网提供短期功率预测和超短期功率预测， 本文以在新能源场站实际实施的减少功率预