风电场储能工程应用研究

王 健,常雪剑,高 岩

(1.国家电投集团内蒙古能源有限公司，内蒙古 通辽 028011；2.中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

受风的资源特性影响，风力发电具有波动性、随机性、间歇性、低抗扰性、弱频率/电压支撑性、出力变化快等特点，大规模风电并网会对电网调度运行与控制带来较大影响，增加了实时电压调节、频率变化调节的难度，降低了电网的调峰能力，不利于电网的安全稳定运行[1]。

近年来储能技术得到了快速发展，因其响应速度快、功率指令跟踪精准和无爬坡率限制等优点被广泛应用于新能源发电。科学合理地在风电场中配置储能形成风储联合发电系统，能有效弥补风电的间歇性和波动性，提高风电输出功率的可控性，增强并网稳定性，改善电能质量，并优化系统运行的经济性[2]。

储能在风电场应用过程中，仍对一些问题存在争议且有待论证，由于部分项目建设前未进行科学合理的规划，储能运行过程并未充分挖掘储能应用的潜力，导致储能利用率较低，经济性不高。为此，本文针对现阶段存在的主要问题，提出了储能在风电场的应用方法及其研究方向。

1 储能在风电并网中的应用

风电场配置储能，需要选择合适的技术路线，其技术路线的选择需要针对新能源并网具体问题，考虑其技术的成熟性、储能发展的可行性。

风电并网的主要问题有：

(1) 受风的资源特性影响，风电出力波动大，不利于电力系统的稳定运行，易产生电压波动及闪变，影响系统的电能质量。

(2) 受风速不确定性影响，风电出力存在功率瞬时突变，可能导致电站运行频率不稳定，尤其是当风电规模占比较大时可能进一步恶化电网频率稳定性，增加了系统的调频难度。

(3) 受风电出力不确定性影响，大规模风电接入电网增加了电力系统的调度难度，系统需预留更多的备用电源补偿新能源出力的不确定性，减小了系统的调峰调频能力。

(4) 风电接入电网的占比逐年上升，对系统调峰能力的需求不断增大，特别是冬季供暖期，由于热电机组不能参与系统调峰，系统调峰能力严重不足，会导致新能源开机不足，从而造成弃电；地区电力需求、电力负荷曲线和新能源出力曲线的不匹配造成新能源发电消纳不足，电力网架约束、外送通道不畅也会导致弃电发生。

基于以上分析，风电场储能应用的主要目标包括：

(1) 提供快速无功支撑和有功平滑，提高风电场电压稳定性和频率稳定性[3]。

(2) 提高风功率预测精度，提高风电场可调度性；根据负荷需求及风储联合出力预测，超前制定多发策略，提高消纳能力，实现电力生产和消费在时间上的解藕。

(3) 削峰填谷，解决弃电。

(4) 参与电网调峰调频。

2 储能规模配置方法

配置原则：由于现阶段储能成本相对较高，为完全实现平抑功率波动、跟踪出力、解决弃电需要配置的储能规模太大，从经济角度考虑，储能只需补偿出现概率较大的波动或跟踪误差。

储能规模配置的整体设计方法应建立在数据分析及概率统计学基础上，在满足技术要求和减少投资成本之间取得适度的折中结果[4]。

为平抑波动、提高功率预测精度、减小弃电，储能规模配置方法如下：

(1) 收集新建风电场附近或已建风电场全年运行数据，包括风电场并网关口计量点出力数据、样板机出力数据、AGC系统数据、功率预测短期/超短期上报数据、限电数据。

(2) 对收集的数据进行概率统计及数值分析，分析风电场不同时间尺度出力波动范围、波动分布特性，功率预测误差范围、分布特性，以及弃电功率、容量范围、分布特性，分析储能为改善上述需求可采用的功率及容量范围。

(3) 根据风电场实际出力、理论出力、风功率预测数据、AGC数据，结合考核要求，分析风储联合出力数据，通过调整运行策略及参数，改变储能规模及容量，分析储能配比发生变化时，储能减小功率波动、提高功率预测精度、减小弃电的程度及变化趋势。

(4) 根据风储联合出力效果提升趋势及储能成本增加程度，确定最优风储配比。

为参与电网调峰，储能的规模配置思路为:

(1) 确定电网负荷曲线，根据需要按季度区分负荷特性。

(2) 确定电网各类电源装机规模。

(3) 根据新能源实际出力、已有调峰电源出力，动态模拟电力全年运行曲线。

(4) 分析全年运行数据调峰功率缺口及容量缺口，统计最大调峰缺口及大概率调峰缺口，确定总储能规模。

(5) 根据电网已有调峰电源灵活性改造程度及进度，将储能规模分配至网侧及新能源侧。

3 储能获取收益方式

3.1 参与电网辅助服务

2016年6月，国家能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(国能监管[2016]164号)，确定了储能参与调峰调频辅助服务主体地位，提出了在按效果补偿原则下加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高了补偿力度。

储能电站可为电力系统运行提供调频、调峰、调压、备用、黑启动等辅助服务。风电场通过配置储能电站，可通过参与电力市场辅助服务获取收益[5]。

目前中国大多数地区电力调峰、调频辅助服务市场先后启动试运行，并结合实际情况陆续转为正式运行。

3.2 减小考核

西北电网、东北电网更新发电厂并网运行管理实施细则、并网发电厂辅助服务管理细则，即“双细则”，对新能源的考核方式更为严格，新增对风电场、光伏电站一次调频、虚拟惯量响应功能制定考核标准。

风电场可通过配置储能，减小电网对风电场功率波动、风功率预测精度、调频等的考核。

根据GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》，风电场正常运行时有功功率变化最大限值如表1所示。

表1 风电场正常运行时有功功率变化最大限值表

储能功率按风电场装机规模10%、储能时长按0.5 h配置时，某100 MW风电场全年10 min有功功率变化率超过最大限值的概率由2%减小至0.1%；某600 MW风电场全年10 min有功功率变化率超过最大限值的概率由13.1%减小至3.6%。

以西北某100 MW风电场为例，根据西北电网“双细则”考核办法，配置不同规模储能时，储能效果如表2所示。

表2 不同规模储能时储能效果表

3.3 解决弃电

在实际运行中，除减小考核，储能还可利用弃电，提高风电场发电量，提高设备的利用率，收益效果更为明显。

储能功率按风电场装机规模10%、储能时长按2 h配置时，风电场弃电率可减少1%～2%。

3.4 经济性分析

2019年全球锂离子电池平均价格为156美元/kWh(约人民币1.10元/Wh)。若采用磷酸铁锂储能电站，电池充放电倍率选用0.5C或1C，则储能电站的造价约2.4元/Wh。以某10 MW/20 MWh磷酸铁锂储能电站为例，其初始投资约4 800万元。其综合考虑储能电池日历寿命、充放电次数、充放电深度、系统效率等因素，储能系统至少保证每天2个充放电循环，上网电价超过0.57元/kWh，才具有经济性。

储能系统可通过制定合理的充放电策略，尽可能多放电，才可在其运行周期内实现成本回收。

4 关键问题分析

4.1 控制问题

并网型风电场储能系统，采用P/Q控制模式，主要通过跟随的方式调节风电场出力。

储能控制问题主要体现在以下2点：

(1) 功率稳定控制问题

电网对风电场功率波动考核指标为有功功率变化值，无跟踪目标曲线，下一段考核周期的变化率变化趋势未知、变化程度未知。储能如何获取出力目标值，并根据当前状态及阈值提前调整出力，是控制难点。

(2) 风储协调控制问题

风储协调控制难点具体体现在以下几点：① 如何根据负荷变化规律、限电规律、风功率预测结果、储能日前状态，调整风功率预测曲线上报策略[6]；② 储能在跟踪各种计划曲线下，如何根据并网指标变化、增加电量、减小考核的程度，确定最优计划曲线；③ 如何根据实时状态调整储能各功能工作顺序及工作模式优先级；④ 风电场一次调频时，如何根据风机单机调频能力、风电场全场风机调频能力、储能电站调频能力，分配功率及响应时序[7]；⑤ 确定最优运行策略时，尽可能多发电的同时，如何提取储能电池特性参数，使储能荷电状态、储能充放电次数在健康运行状态，保证电池寿命及安全[8]。

针对风电场储能控制问题，风机厂家与储能厂家均需深入了解风机及储能的发电原理及控制原理，联合开展控制系统搭建与试验，解决风储联合控制瓶颈。

4.2 接入方式

风电场储能电站接入方式有以下3种：

(1) 风机交流侧

储能系统接入风机交流侧时，通过DC/AC模块+升压变或DC/DC模块+DC/AC模块接入风机箱变690 V侧，主要用于平抑风机出力波动，或与风机联合调频。此种接入方式存在如下问题：① 储能为平抑单台风机出力波动，风储配比较大，且每台风机需花费升压成本，储能系统整体投资大；② 单个储能系统只能与对应风机协调配合；③ 功率分配逻辑复杂，对控制系统及能量管理系统要求高，且通信延时较长，控制响应时间难以保证。

(2) 风机直流侧

储能系统接入风机直流侧时，通过DC/DC模块直接接入风机控制直流母线，储能参与风机控制，组成风储一体机，改善风机出力，也可作为风机备用电源[9]。此种接入方式可做为未来风机招标标配，储能成本纳入风机成本，具备较好的发展趋势。但风机主控系统本身控制策略复杂，涉及参数较多，结合储能充放电控制及电压控制，控制难度较高，技术还不成熟。

(3) 升压站交流侧

储能系统接入升压站交流侧时，通过储能PCS及升压变，以集电线路方式集中接入升压站，进行统一控制与管理。储能充放电控制是以整个风电场的控制为目标，不受单台风机或单个储能子系统影响，系统可靠性更高、经济性更好。储能系统集中布置于升压站附近，便于运维管理。

在风电场实际运行时，会出现风机停运或者检修的情况，导致安装在这些风机侧的储能系统将得不到充分利用，且风机侧储能系统布置分散、数量多，增加系统运行维护的工作量。因此，建议采用升压站交流侧接入方式。

4.3 布置方式

(1) “L”型或环形道路

储能电站的整体布置思路可按变电站布置，满足电气安全距离、消防、运输、运维检修等要求。规模较大且条件允许时，建议采用环形道路。为了减小占地，可采用“L”型道路。

(2) 布置间距

磷酸铁锂电池火灾危险性暂按丙类考虑，变压器油量≥5 t时，安全距离按10 m考虑；2.5 t≤油量<5 t时,安全距离按5 m考虑；油量<2.5 t时，规范没有详细要求，有条件按5 m考虑，建议不要低于4 m。

(3) 不考虑避雷针

储能电站全部采用集装箱安装时，集装箱本身属于金属构筑物，是良好的导电体，且封闭金属外壳形成等电位体，安装高度较低，因此可不考虑装设避雷针，但应配置足够的泄流导体。

(4) 储能集装箱典型方案

储能集装箱方案包括4种，见表3～6。

表3 PCS集装箱配置表

表4 PCS+升压变集装箱配置表

表5 电池集装箱配置表

表6 电池+PCS集装箱配置表

5 结 语

本文通过分析风电场并网问题，明确储能在风电场发电侧的应用方向；提出储能规模配置原则，针对储能不同功能应用提供储能规模配置方法及思路；分析目前市场环境下储能获取收益的方式；针对风电场储能系统关键技术问题进行分析研究。研究成果对促进储能在风电场发电侧的应用、提高储能利用率具有一定的指导意义。