6.2 联合发电系统配比

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风光储联合发电站设计标准 GB/T 51437-2021

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6.2.1 联合发电系统容量配比应根据电网运行要求，研究各月典型日风光储联合系统的输出特性确定。

6.2.2 风光储联合发电系统容量配比应根据平滑功率输出、跟踪计划出力、电力系统削峰填谷等电网调控模式，经技术经济比较后确定，并应符合下列规定：

1 采用平滑功率输出模式时，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的10%，在额定功率下持续放电时间不宜小于0.5h；

2 采用跟踪计划出力模式时，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的30%，在额定功率下持续放电时间不宜小于1h；

3 采用系统调频、削峰填谷模式时，储能系统应根据电网要求，经过优化分析后确定。

条文说明

6.2.2 风光储联合发电系统并网时，在风光发电容量一定时，不同的电网调控模式对风光联合发电的要求不同，因此会导致所需要的储能的功率与容量也有所不同。设计风光储联合发电系统的储能配置容量时，宜综合考虑并网技术要求、运行工况、储能成本、投资回报率等多个因素，以实现储能系统功率与容量配置的技术经济性。针对如下两种模式进行配置分析：

（1）平滑功率输出模式。

现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963规定，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，风电场有功功率变化限值的推荐值见表1。同时，现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964规定，光伏发电站有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求，不应超过10%装机容量/min，允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。

表1 正常运行情况下风电场有功功率变化最大限值（MW）

对国内典型的风光联合电站、风电场、光伏电站的历史数据分析可知，有功功率变化限值满足现行风电场、光伏发电站并网标准的概率基本均超过98%。因此，在此应用模式下，对储能的需求较小。

（2）跟踪计划出力模式。

为跟踪计划出力模式配置储能时，参照风电场、光伏发电站功率预测要求以及国内并网发电厂的跟踪偏差的要求进行分析。现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964要求风电场和光伏发电站配置功率预测系统。光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大于80%；超短期预测中第4小时的月平均绝对误差应小于0.10，月合格率应大于85%。现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963未对预测误差做出规定，参考国家能源局《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能〔2011〕177号）对风电场功率预测系统的技术规定：风电场功率预测系统提供的日预测曲线最大误差不超过25%；实时预测误差不超过15%。全天预测结果的均方根误差应小于20%。国内并网发电厂的跟踪调度计划偏差的要求在±2%~±6%之间。

对国内典型的风光联合电站、风电场、光伏电站的历史数据分析可知，风电场、光伏发电站的功率预测还存在一定的偏差，同时风电场、光伏发电站跟踪调度计划偏差满足±2%~±6%的概率均小于80%。因此，在此应用模式下，对储能的需求较大，配置适当的储能可有效提升跟踪计划偏差的概率。

参考风光储示范工程一期（风电100MW，光伏20MW，储能20MW/84MW·h）、青海格尔木光储电站（光伏50MW，储能15MW/18MW·h）、辽宁卧牛石风电场（风电49.5MW，储能5MW/10MW·h）、青海海西多能互补示范工程（风电400MW、光伏200MW、光热50MW、储能50MW/100MW·h）等工程配置情况，加入储能后，联合发电系统的有功功率变化率、跟踪计划出力基本满足并网要求。上述工程中，储能功率在风光联合总安装功率的8.3%~30%之间，储能时长在1.2h~4h之间。

参考国家标准的相关规定以及目前已配置储能的风光电站历史运行情况，在平滑功率输出模式时，对储能的需求较小，建议储能功率配置10%。同时，由于风光功率波动的考核时间尺度为分钟级，因此，储能配置时长30min能够支撑分钟级的功率波动，建议储能配置时长不小于30min。

参考国家标准的相关规定以及目前已配置储能的风光电站历史运行情况，在跟踪计划出力模式时，对储能的需求较大，储能系统的功率越大，时长越长，跟踪效果越好，但成本也越高。考虑到经济性等因素，建议储能功率配置不小于30%，储能配置时长不小于1h。

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