間歇性電源對電網的影響目錄TOC\o"1-2"\h\u65011 概述 41387012 間歇性電源并網帶來的問題 7120041.2.1 電力平衡問題 812291.2.2 反向調峰問題 946431.2.3 電壓穩定問題 1039331.2.4頻率穩定問題 11288471.2.5供需逆向分布問題 111015213 現有風場存在問題 13344 儲能技術作用 155105（1）削峰填谷 17129（2）提供應急電源，提高可靠性，改善電能質量 17974（3）改善電網特性 187198（4）滿足可再生能源系統的需要 191355915 政策法規、標準規范 21111981.5.1 與風光儲相關的政策法規 2139401.5.2 與風光儲相關的技術標準 2710420（1）大容量儲能系統接入電力系統的技術規定標準系列 2831592（2）大容量儲能系統并網特性測試標準系列 299491（3）大容量儲能系統并網運行控制標準系列 292483（4）大容量儲能系統監控系統功能規范標準系列 298735（5）大容量儲能系統監控設備標準系列 2911231.5.3 政策法規、技術標準對儲能的促進作用 298108（1）提高新能源發電接入能力，降低風電場棄風損失帶來的經濟效益 3031110（2）提高風功率預測準確度帶來的經濟效益 3121257（3）國內峰谷電價政策下，用電低谷期蓄能，節約用電成本 3247946 大規模儲能技術的發展趨勢 3310919（1）儲能作用日益凸顯 3327347（2）電池類型選取逐步清晰 3311169（3）電池材料性能顯著提高 3322960（4）儲能核心技術基本掌握 3324777（5）標準與規范逐步完善 33風電、光伏等間歇性電源固有的波動性、隨機性和不可控性等特點，導致其規模化并網應用會對大電網互聯運行的安全穩定造成隱患，對電網調頻和備用容量規劃帶來極大挑戰，對電網潮流分布、動態特性和電能質量等電氣特性產生影響。為順應政策需求，確保電網穩定、安全運行，電網需要足夠的旋轉備用來完成系統對間歇能源功率波動的調節。然而，我國電網結構中，占據份額最大的火力發電機組備用容量有限且調節速率較慢；水利發電機組雖然調節速率快，但其所占比例較小且分布受地理條件所限。儲能技術的引入，為提高間歇式能源發電并網應用，提供了便捷有效的途徑。儲能系統裝置的功率雙向能力，可以平滑間歇電源功率輸出波動，可以跟蹤調度計劃出力、縮減間歇電源預測功率誤差，可以借“削峰填谷”方式降低間歇式能源丟棄率。基于目前研究來看，間歇性電源對電網帶來的影響主要受三方面因素制約，即電源輸出功率的特性、地區電網的實際情況以及儲能系統裝置的運行特性。11 概述依托信息控制和儲能等先進技術，推進智能電網建設”。智能電網的發展已經成為我國能源戰略的重要組成部分，風能光伏等清潔能源作為一種清潔高效易獲取無需耗能的可再生能源，當仁不讓地成為了智能電網的重要組成部分，其規模化飛速發展已呈氣勢如虹、一發不可收的態勢。風電作為技術最成熟的新能源利用方式之一，已經實現連續四年翻番的快速增長。截至2012上半年，全國并網新能源發電裝機容量達到650萬kW，約占總裝機容量的5%。其中，并網風電500萬kW，約占并網新88，20152020年風電裝機分別為1kW18億kW。光伏系統同樣發展迅速，2011年我國裝機容量超過3W，其中，并網裝機容量約220萬W，約占4%，2012年預計達5～7W。然而，風電、光伏固有的隨機性、間歇性特點，導致其規模化并網給電網發電調度、調頻調峰、備用容量規劃帶來很大挑戰，造成目前現有風電場或光伏電站資源浪費現象嚴重，嚴重影響經濟效益，同時還會對電網的安全穩定運行以及電能質量等帶來不利影響。以風力發電為例，2011年我國發生四起典型風力發電機組大規模脫網事故，造成了我國局部電網頻率的較大跌落。甘肅酒泉、河北張家口等地區相繼發生頻率漂移事故，頻率最低降至49.815Hz，幾乎接近電力系統安全穩定運行極限，對電網的可靠穩定運行構成了重大威脅。鑒于此，國家出臺了《風電場接入電力系統技術規定》、《風電場功率預測預報管理暫行辦法》等標準規范，明確了風電場并網的相關技術規定，要求風電場具備可調度、參與系統調峰調頻等能力。其中，《風電場接入電力系統技術規定》提出了風電場并網的相關技術要求，并給出了正常運行情況下風電場有功功率變化最大限值；《風電場功率預測預報管理暫行辦法》要求所有并網運行的風電場均應具備風電功率預測預報的能力，按要求開展風電功率預測預報和發電計劃申報工作，并按照電網調度機構下達的發電計劃曲線運行，明確提出日預測曲線最大誤差不超過25實時預測誤差不超過15、全天預測結果的方均根誤差小于20等考核指標規定長期預測準確度差的風電場企業應按有關要求進行整改。另外以風電為代表的間歇性能源具有反調峰特性，尤其在東北、華北地區風電的反調峰特性尤為明顯在夜間負荷低谷時段風電出力往往較大當風電場達到一定規模時難免出現限電棄風”現象2011年全國風電棄風限電總量超過10億kW·h，平均利用小時數大幅減少，個別省（區）的利用小時數已經下降到1600h左右。而各主要風電基地平均限電量占風電總發電量的比10風能資源豐富的黑龍江省棄風量則超過年發電量的20年平均利用小時數約2008h，嚴重影響了風電場運行的經濟性。風電并網運行和消納問題已成為制約我國風電持續健康發展的重要因素。對此，國家能源局提出了風20的地區原則上不得安排新風電項目建設的規定同時要求各地采取有效措施促進風電消納，解決風電運行中的限電問題。針對上述問題國內外陸續開始嘗試采用網架改造風電預測技術備用容量和大規模儲能等手段來解決瓶頸問題。其中大規模儲能系統以其具有動態響應特性好、壽命長、可靠性高等特點，在提高間歇性能源并網應用能力方面為國內外所關注。同時，近年來大容量電池儲能技術得到了快速發展和應用，相應的技術路線逐漸清晰，某些典型儲能電池技術已經初步具備應用于平抑間歇式電源功率波動提高電網接納間歇式電源能力電力系統調頻削峰填谷等諸多方面，風儲聯合運行的研究與示范逐步展開20124月，國家能源局發布的《關于加強風電并網和消納工作有關要求的通知》中將儲能技術作為加強風電并網和消納的主要手段之一，積極鼓勵風能資源豐富地區開展各類儲能技術等促進風電就地消納的試點和示范工作并提出將各省（區市）風電并網運行情況作為新安排風電開發規模和項目布局的重要參考指標，風電利用小時數明顯偏低的地區不得進一步擴大建設規模的規定。因此，現階段棄風嚴重的風能資源豐富地區亟須開展風儲聯合運行工程示范，研究儲能提高風電消納能力的關鍵技術，以提高風電場運行的經濟性。12 間歇性電源并網帶來的問題風電、光伏等可再生能源的原動力均不可控，其是否處于發電狀態以及出力的大小都取決于自然資源狀況，風速或光照的不穩定性和間歇性決定了風電或光伏出力也具有波動性和不可控特點。間歇性電源出力的隨機性和波動性與現代電網對電源的“可控、可調”要求是矛盾的，也是制約電網接納風電、光伏等清潔能源的重要約束。現有技術水平下，風電或光伏仍無法準確預報，因此其功率輸出不便調度。從電網角度看，并網運行的間歇性電源相當于一個具有隨機性的擾動源，將對電網的可靠運行造成一定影響。目前，我國電網互聯規模日益增大，對于并網應用的風電場或光伏電站，其容量在電網總裝機容量中占的比例很小，因此其功率的注入對電網頻率影響甚微。然而，隨著可再生能源并網應用規模的擴大，風電、光伏等間歇性電源對電網安全穩定運行帶來了越來越大的挑戰。可再生資源豐富的地區往往人口稀少，負荷量小，處于電網末端，電網結構相對薄弱，其大規模功率注入將改變電網潮流分布，對局部電網的節點電壓或頻率產生較大影響。同時，電網中不同位置處的間歇性電源出力及其變化，對電網潮流分布、動態特性和電能質量等電氣特性將產生不利影響，甚至在某些關鍵節點或者輸電斷面形成累積效應或耦合效應，導致極端情況下節點電壓越限或者失穩，輸電斷面形成阻塞等，從而對電網消納間歇性電源的能力造成不穩定。風電波動對電網帶來的影響主要受三方因素制約，即風電場輸出功率的特性、地區電網的實際情況以及儲能補償設備的特性。我國風電、光伏等間歇性能源發電并網應用技術主要存在五方面問題，包括電力平衡、反向調峰、電壓穩定、頻率穩定以及供需逆向分布問題。1.2.1 電力平衡問題由于間歇性電源的不確定性和不可控性，導致電力供電無法滿足穩定性、連續性和可調性等要求，輸出功率的不斷變化容易對電網造成沖擊。由于間歇電源的不可預知性，調度運行人員無法做出有效的發電計劃，進而導致系統備用電源、調峰容量和系統運行成本增加，并威脅系統安全穩定運行等一系列后果。1.2.2 反向調峰問題電力系統中必須有足夠的調峰能力來維持系統的功率平衡。在我國的電源結構中調峰性能好的燃氣燃油電站非常少抽水蓄能電站比例低水電運行中存在很多制約因素，因此調峰能力不足一直是各同步系統普遍存在的問題。以東北電網為例，風電大發期、枯水期和冬季取暖期三期重疊，調峰難度隨著風電接入容量比例的增加越來越突出。2010年東北同步電網的總發電裝機容量將達到842.37萬kW，預計風電裝機容量為142萬kW，屆時東北電網內風電裝機將占總發電裝機容量的16.6%。在不考慮電網條件約束、風電不參與調峰的情況下，即使對火力發電機組采取最大深度的調峰措施，2010年東北電網最大可消納風電規模僅為400萬kW，因此不得不在個別時段要求風電參與調峰。為保證電網的安全穩定運行，在電網最低負荷時，仍需保證一定的機組運行以風電并網運行為例一般燃煤機組的最低出力約為額定出力的40電網現有的控制模式要求在不調停大機組、電網在最低負荷、風力發電機組出力最大的極端情況下，電網內燃煤機組的最低出力加上外來電的總和應小于最低負荷風電的反調峰特性冬季夜間低負荷大風時段風電出力快速增加尤其在北方70以上的火力發電機組承擔供熱任務調峰能力降低調峰容量不足。同時，風電出力變化速度較快，火力發電機組常規調峰無法跟上風電出力的快速變化，這將導致聯絡線交換功率超過允許的偏差，越過聯絡線上的功率限制。在北方，冬季供熱期是電網調峰最困難的時期，也是風電出力較高的季節。為了保證地方供熱，網內所有供熱機組不得不全部運行，加上供熱機組的最低出力已降低至火電機組出力的最低點。風電的間歇、波動特性要求電網必須有足夠的調峰容量來平衡風電所產生的出力波動，但由于冬季負荷峰谷差最大，并且電力系統預留的調節裕度隨著供熱負荷的增加而逐步下降，這就導致整個電力系統沒有足夠的調峰容量來平衡大風時的風電出力，從而致使電網接納風電的能力大大降低。解決間歇性電源并網帶來的調峰困難問題，要求加大對直調電廠低谷調峰的考核力度，進一步完善直調電廠低谷深度調峰輔助服務的補償措施，如配置儲能裝置等。1.2.3 電壓穩定問題間歇性電源發電的不確定性和不可控性使得大規模風力發電機組或光伏陣列的并網給系統帶來母線電壓越限、電網電壓波動和閃變等一系列電壓穩定問題。間歇電源的隨機性使得節點電壓的波動增大，節點電壓的越限概率也隨之變大，且影響程度與其間距離有關，即離間歇電源接入點越近，影響越明顯。解決間歇性電源并網帶來的電壓問題，目前采用在接入點較集中的地區安裝靜止無功補償器（SC）等柔性交流輸電系統（CS）設備，從而減少間歇電源發電功率波對電網電壓的影響。通過合理地選擇間歇電源接入點及并網容量，并配套儲能系統，也有助于改善電壓穩定問題。1.2.4頻率穩定問題在風電或光伏裝機容量較大的地區，其發電功率的波動對電網的頻率將產生一定影響，極端情況下往往導致頻率嚴重下降，從而加大調頻難度，給系統安全性帶來影響。以風力發電為例，各國風電接入系統導則都要求風力發電機組能夠在一定的頻率范圍內正常運行；頻率超過一定范圍后限制出力運行或延遲一定時間后退出運行，以維持系統的頻率穩定；若在風電集中的地區加入儲能裝置，則可在頻率超過一定范圍后對風電的出力運行進行適當調整，并保證風電出力在延遲一定的時間后退出運行，給系統的頻率調整留有充裕的時間，保證系統的安全性和穩定性。解決間歇性電源并網帶來的頻率穩定問題，通常憑靠水利、火力發電機組等充當一次、二次調頻發電廠，當間歇電源規模過大時，僅靠現有常規技術將不滿足應用需求。而儲能系統具有零慣性時間常數的特點，例如電池儲能系統（BESS）會完成對成組電池的控制，變流系統（CS）負責控制電池系統向電網注入和抽出的有功、無功功率，從而實現儲能系統在瞬間以額定功率向系統注入或者抽出一定的能量。相比水力發電系統10%額定容量/n和火力發電系統5%額定容量/n的調節能力，電池儲能系統的瞬間功率調節能力要明顯優于傳統發電設備。因此用儲能系統平滑風力發電這種快速變化的大容量發電系統與常規調峰調頻設備相比有很大的優勢。儲能技術的發展與完善，將為輔助網側調頻提供一種新的途徑。2.5供需逆向分布問題我國陸上風能太陽能的大規模開發將主要集中在西部北部等偏遠地區，新能源資源與電力需求呈現逆向分布，現有電網的資源配置能力尚難以滿足千萬千瓦級風電基地大規模、遠距離的外送需求。如甘肅酒泉風電基地2010年有550kW風電并網運行2010年甘肅全省統調范圍內最大負荷僅為950萬kW2015年酒泉千萬千瓦風電投產不僅甘肅電網即使整個西北電網也難以消納這么多間歇性電力，需要高電壓、遠距離輸送到中東部地區。由于風電發展速度非常快，由此帶來了大電網投資建設以及相關技術研發尚未跟上風電的發展速度。由于新能源發電基地的基礎信息建設尚不完備，自動化水平不高，而且新能源發電功率預測技術及電網輔助調度支撐技術等研究領域剛剛起步，因此建立能夠全面支撐新能源發電調度決策系統的基礎條件還不具備。屋頂光伏發電等分布式新能源發展已得到了國家政策的大力支持。目前，盡管國家有太陽能光伏并網相關的技術標準和指導性技術文件，但在保障電網安全穩定運行和電能質量的基礎上，如何實現太陽能光伏發電合理有序地接入城市公用電網，開展該方面的研究已迫在眉睫。13 現有風場存在問題以我國風電規模化發展較為典型的內蒙古地區為例，截至2012年，內蒙古全網投產容量將接近110萬kW，運行容量基本達到了全網容量的20%，已成為電網的主力電源。研究表明，各個風電場出力10n變化在裝機容量的20%95，而在其裝機容量的30之內的概率超過99。風電出力10n變化最大330W。風電場反調峰概率為43.79%，正調峰概率為56.21%。當風電出力達到80%額定值水平時，在進行了約為風電容量30%的額外容性無功補償的情況下，系統電壓水平仍然很低，還需進行大量的容性補償方能滿足運行要求，而風電場無法做到動態調節。為此，內蒙古通常采用夜間拉閘限電的措施來解決風電的反調峰特性。在大量風電場并網后，在電網發生故障的情況下，會出現暫態電壓持續跌落最后發生電壓崩潰的現象。這種現象在風電場升壓站和風電并網點最為嚴重，如果同時伴隨大范圍的潮流轉移則會引起與風電場電氣距離較近的火力發電機組功角失去穩定。這些情況表明，加入大規模儲能系統很有必要。吉林省也是我國風電規模化發展較為典型的一個省份，截至目前風電裝機容量已達到140萬kW，占吉林省調直調裝機容量的12%，吉林省最大負荷的2034吉林電網運行的現狀是負荷峰谷差大最大峰谷差2000MW在冬季供熱期由于電網中供熱機組裝機容量比例大（占總裝機54），備用容量不足，造成負荷高峰時段出力調不上去，低谷時段出力減不下來100MW左右旋轉備用容量負荷低谷時段電網基本沒有調峰能力。如果風力發電機組大量接入電網，在供熱期，特別在低谷時段，電網將沒有足夠的調峰容量來平衡風力發電所引起的大幅度功率波動。白城地區電網位于吉林電網的西北部，電網結構薄弱，一方面，外送電力因220kV聯絡線卡脖子”已經受到了限制另一方面該地區電網與吉林主網聯系薄弱隨著風電規模的增加系統電壓水平下降送出線路過載問題更加突出已經嚴重影響到系統的安全穩定運行和可靠供電。由于長山熱電廠送出斷面潮流的增加，使白城地區電網的系統暫態穩定水平降低。另外，白城地區內部的白洮電網僅通過兩回220kV線路與長山熱電廠相連，如果網內的風電場滿發，還存在任一線路發生N1故障跳閘引起剩余線路嚴重過載的問題。隨著風力發電機組大量接入，電網安全穩定運行面臨巨大壓力，迫切需要借助大規模儲能系統來緩解這一矛盾。風電固有的能量密度低隨機性間歇性特點導致其規模化并網危及電網運行的安全穩定，對電網調頻和備用容量規劃帶來很大挑戰，從而造成目前各大風電場棄風現象嚴重，嚴重影響經濟效益。2011年我國發生了四起典型風力發電機組大規模脫網事故，造成了我國局部電網頻率的較大跌落。甘肅酒泉、河北張家口等地區相繼發生頻率漂移事故，頻率最低降至4.815z，幾乎接近電力系統安全穩定運行極限，對電網的可靠穩定運行構成了重大威脅。東北風電具有明顯的反調峰特性，對風電場實施限電，900GW·h。201115kW·h全國各主要風電基地平均限電量占風電總10以上黑龍江20。4 儲能技術作用儲能技術是實現靈活用電，互動用電的重要基礎，是實現智能化使用能源，解決能源危機的重要技術發展方向，也是發展智能電網的重要基礎工作。“儲”作為電力系統運行的補充環節，可從時間上有效隔離電能的生產和使用，徹底顛覆電力系統供需瞬時平衡的執行原則，將電網的規劃、設計、布局、運行管理以及使用等從以功率傳輸為主轉化為以能量傳輸為主，給電力系統運行帶來革命性的變化，也將對傳統電力起到改善和改良的作用。儲能技術目前在電力系統中的應用主要包括電力調峰、提高系統運行穩定性和提高供電質量等。能量存儲技術可以提供一種簡單的解決電能供需不平衡問題的辦法。這種方法在早期的電力系統中已經有所應用，例如在19世紀后期紐約市的直流供電系統中，為了在夜間將發電機停下來，采用了鉛酸蓄電池為路燈提供照明用電。隨著電力技術的發展，抽水儲能電站被用來進行電網的調峰。抽水蓄能電站在夜晚或者周末等電網負荷較小的時間段，將下游水庫的水抽到上游水庫，在電網負荷峰值時段，利用上游水庫中的水發電，補充峰荷的需求。液流電池可以用于電站調峰和UPS等。儲能裝置在電網中所發揮的作用主要體現在以下幾個方面：削峰填谷儲能發揮削峰填谷的作用，改善了電力系統的日負荷率，使發電設備的利用率大大提高，從而提高電網整體的運行效率。電力生產過程的連續性，要求發、輸、變、配電和用電在同一瞬間完成，因此發電、供電、用電之間必須隨時保持平衡，而且電力系統必須有一定的發電備用容量。電力的需求在白天和黑夜、不同季節間存在巨大的峰谷差，從建設成本資源保護的角度出發，通過新增發輸配電設備來滿足高峰負荷的需求變得越來越困難，用戶對供電的可靠性和調峰的要求也越來越高。如今，豐富的可再生能源和分布式資源卻得到越來越多的應用，這些特點使得分散的儲能系統的重要性日益增加。如果能夠建立起既經濟反應又快速的調峰電站和大規模儲能系統，那么可以將低谷電能轉化為高峰電能，這是實現發電和用電間解耦及負荷調節的有效途徑，也是電力工業市場化的前提。同時，還可以減少電網對發電設備的投資，提高電力設備的使用率，減小線路損耗，提高供電可靠性，創造巨大的經濟效益和社會效益。提供應急電源，提高可靠性，改善電能質量在發生突發事故和電網崩潰時，為防止醫院、消防、通信、銀行等重要負荷區電力中斷，儲能設備將充當不間斷電源/應急電源，可為電網恢復爭取時間，避免損失擴大。同時，可以借助于電力電子變流技術，實現高效的有功功率調節和無功控制，快速平衡系統中由于各種原因產生的不平衡功率，減小擾動對電網的沖擊，改善用戶電能質量。對于供電緊張的電力系統來說，分布式儲能系統可以有三種方式來實現可靠供電：①電能存儲系統可作為電網應急備用電源迅速投入運行，從而提高供電可靠性；②將對供電負荷需求從峰值時刻轉移到負荷低谷時刻；③在強制停電或供電中斷的情況下向用戶提供電能。另外，儲能系統還可以通過快速的無功調節來穩定供電端的電壓質量。改善電網特性將儲能設備與先進的電能轉換和控制技術相結合，可以實現對電網的快速控制，改善電網的靜態和動態特性。受自然條件限制，可再生能源發電具有很大的隨機性，直接并入電網會對系統造成一定的沖擊，增加系統不穩定的因素。將風能等可再生能源作為儲能裝置的充電電源，可以為可再生能源的使用提出一個新的思路。儲能裝置具有轉換效率高且動作快速的特點，能夠與系統獨立進行有功、無功的交換。因此，儲能裝置可以根據系統負荷變化快速調整出力來穩定系統頻率及減少不必要的聯絡線功率流動。研究表明，儲能裝置的投入可以有效改善系統頻率，解決旋轉備用不足的問題。滿足可再生能源系統的需要2020年我國以風電光伏發電為代表的可再生能源裝機容量在電15電力系統對發電裝置的安全可靠要求極為嚴格而間歇電源自身的隨機波動特性，使之很難勝任這一要求，隨著電網中間歇式能源占比的逐年上升，電網將面臨考驗。通過研發高效儲能裝置及其配套設備，與風電/光伏發電機組容量相匹配，支持充放電狀態的迅速切換，確保并網系統的安全穩定已成為可再生能源充分利用的關鍵。儲能技術將在平抑、穩定風能發電或光伏發電的輸出功率和提升新能源的利用價值方面具有重要作用。儲能技術在間歇性電源領域的應用，涉及裝置集成與系統控制、特性歸納與建模仿真、大電網側布點選擇與儲容配置以及應用優化與經濟評估等多項關鍵技術問題。風力、光伏等可再生能源發電設備的輸出功率會隨環境因素變化，儲能裝置可以及時地進行能量的存儲和釋放，保證供電的持續性和可靠性。應用儲能裝置是改善發電機輸出電壓和頻率質量的有效途徑，同時也增加了分布式發電機組與電網并網運行時的可靠性。分布式發電系統可以與電網連接，實現向電網的饋電，并可以提供削峰、緊急功率支持等服務。而一些可再生能源分布式發電系統，受環境因素的影響較大，因此無法制訂特定的發電規劃。如果配置儲能裝置，就可以在特定的時間提供所需電能，而不必考慮此時發電單元的輸出功率，只需按照預先制定的發電規劃進行發電。隨著可再生能源應用規模日益增大，利用高效、安全的大規模儲能裝置改善風電、光伏等間歇性電源的運行特性，提高其并網應用能力已成為業內共識，并已經取得大量成果。目前，國外已有若干大規模儲能系統應用的典型范例。多年來日本一直致力于具有廣泛應用價值的大規模儲能系統NGK公司是目前世界上能夠生產和應用鈉硫電池的大規模儲能系統廠商代表，它生產的商業電池使用壽命15年循環壽命2500次（100深度充放電）4500次（90%放電條件，是鉛酸蓄電池的近10倍），能源轉換效率高于3%。根據應用對功率和儲能要求的不同，鈉硫電池模塊可以組合構成大的儲能系統。目前在全200多項鈉硫電池儲能系統示范應用200082002年2月NGKNEDO（日本新能源與工業技術發展組織）的支持下，將400kW/80W·h鈉硫電池系統與500kW風力發電機組集成，在丈八島風電場開展并網示范。實驗表明，大規模儲能系統可以有效持續地控制系統的功率輸出，將風力發電機組的輸出波動抑制到2以下，達到平穩風電的目的。20085月日本青森縣安裝了34MW鈉硫電池系統用于平滑51MW風力電場的出力。由于儲能/風電功率比達到2/3，所以風電場輸出波動可有效地控制在2以內，而預測誤差則小于10。另外，日本住友公司在全釩液流電池的制造具有較強的實力，并安裝了大規模儲能系統用于日本的示范工程20013月住友公司在NEDO的支持下，在北海道風電場將50kW/900kW·h全釩液流電池與單個270kW風力發電機組集成，用于平衡風力發電與負荷的需求，展示了良好的運行示范結果2006年，住友公司在EO支持下，在北海道的占前（e）0W風電場內，以功率的20%配比安裝4W/6W·h儲能系統用于平滑風力風力發電機組輸出。此外，203年，nneB公司在澳大利亞金島（nnd）風電場建成250W/2W·h的大規模儲能系統，用于平穩風力發電機組輸出；2006年在愛爾蘭nal風電場簽訂合同建設2W/12W·h風電儲能系統。從已有的示范工程或示范實驗系統來看，大規模儲能系統或充當緩沖單元，或充當電源儲備，都有效改善了風電或光伏輸出功率的波動性，減輕了間歇電源系統對電網的沖擊，并提高了風電或光伏的預測準確度，為可再生能源并網利用和調度帶來了便利。目前，風電、光伏等可再生能源在世界許多國家均呈現快速發展的勢頭，而且面臨的問題也不盡相同。由于大規模儲能系統在間歇電源系統中的應用還處于起步階段，大力開展大規模儲能系統在風電系統應用技術研究具有重要意義。15 政策法規、標準規范5.1 與風光儲相關的政策法規為規范風電光伏系統的有序規模發展2011年伊始國家能源局發展改革委等部門，先后頒布了系列強有力的保障措施，從其密集程度及頻次，便可窺豹一斑：《關于規范風電開發建設管理有關要求的通知》、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見》，《關于印發風電場功率預測預報管理暫行辦法的通知》、《關于做好2012年金太陽示范工作的通知》等不勝枚舉。總之，政策要求各地要嚴格按照國家能源局下達的核準計劃開展項目核準工作，不得擅自核準計劃外的風電項目。對未列入風電項目核準計劃的項目，電網企業不予接受并網運行，不能享受國家可再生能源發展基金的電價補貼。對于風電資源豐富的“三北”地區，風電場運行困難、大量棄風問題已經成為當前風電發展的重要制約因素，各省市要高度重視風電場運行管理工作，通過開展風電場功率預測預報、提高風機技術水平、加強需求側管理、開展風電供熱或儲能等多種措施，積極開拓風電市場、提高風能利用率。現將各項政策初步解析如下，供讀者參考。《風電場功率預測預報管理暫行辦法》相關條款：第九條風電場功率預測系統提供的日預測曲線最大誤差不超過25%；實時預測誤差不超過15%。全天預測結果的方均根誤差應小于20%。解讀：《風電場功率預測預報管理暫行辦法》中要求所有并網運行風電場都具有風電功率預測預報的能力，并按要求開展風電功率預測預報。同時，需執行電網調度機構下達的日發電調度計劃曲線（包括實時滾動修正的計劃曲線）和調度指令，及時調整有功出力。對于考核不合格者要求進行整改，甚至不得并網運行。整改以及不得并網，將給風電場帶來很大的經濟損失，因此考核指標對各個并網風電場都十分重要。風電場配備相應的儲能系統將大幅提高風電場跟蹤調度計劃曲線的能力，風電場整體出力將更靈活，確保考核結果良好，減小不能并網的風險。為滿足《風電場功率預測預報管理暫行辦法》中的明確數值規定，除提高現有功率預測水平外，儲能也不失為一種破解該問題的有效途徑。《調整華中電網電價的通知》相關條款第四項提出根據可再生能源發展需要按照《可再生能源法》和我委印發的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，將向除居民生活和農業生產以外的其他用電征收的可再生能源電價附加標準提高至每千瓦時0.8分錢。解讀：可再生能源電價附加標準的提高有利于提高可再生能源發電企業的積極性，促進可再生能源的發展，隨著風電、光伏系統的單位造價成本降低，而上網電價的補貼，為借助儲能系統來改善現有間歇能源的電能質量，提供了有力的保障，有利于帶動儲能產業的發展。《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見》相關條款：第三項中將城鄉居民每月用電量按照滿足基本用電需求、正常合理用電需求和較高生活質量用電需求劃分為三檔，電價實行分檔遞增起步階段指導性方案中指出各地第一檔電量原則上按照覆蓋本區域內80居民用戶的月均用電量確定第二檔電量按照覆蓋區域內95居民用戶的月均用電量確定，起步階段電價提價標準每度電不低于5分錢；第三檔電量，為超出第二檔的電量，起步階段電價提價標準每度電為0.3元左右。解讀：階梯電價的實行，為儲能系統在電網中的削峰填谷奠定了經濟基礎，隨著儲能系統單位造價成本的日益遞減，加之電價調節機制，會為儲能系統參與電網調節提供有利契機。峰谷電價機制將有可能拉動儲能的快速應用。居民峰谷電價的實行加之民眾對應急后備電源的需求，將進一步打開家庭儲能應用的市場。目前，家庭儲能系統在日本及德國等海外地區已經有良好的市場態勢，比亞迪、三星SDI、松下、NEC和德國KAVO新能源公司都宣布進軍家庭儲能系統市場。此外，實行階梯電價后電網企業增加的收入，將有一部分用于可再生能源發電補貼。這又為儲能在可再生能源發電并網的應用方面提供了經濟支持。《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》相關條款：第十一章第三節中明確指出：“適應大規模跨區輸電和新能源發電并網的要求，加快現代電網體系建設，進一步擴大西電東送規模，完善區域主干電網，發展特高壓等大容量、高效率、遠距離先進輸電技術，依托信息、控制和儲能等先進技術，推進智能電網建設，切實加強城鄉電網建設與改造，增強電網優化配置電力能力和供電可靠性”。分析：長期以來，儲能技術產業化一直受制于政策、技術成本兩大因素未能得到迅速發展。《綱要》中對儲能的描述是作為一種先進技術支撐電網建設，這道出了儲能的核心。依據《綱要》，專門設立了儲能方向，除原有的項目之外，針對低成本、高性能化學儲能關鍵技術研究，下設了六個研究方向：長壽命錳酸鋰系儲能電池關鍵技術及示范，低成本鈦酸鋰系儲能鋰離子電池關鍵技術及示范，新型鋰硫化學儲能電池的關鍵技術研究，硅基新型化學儲能電池的關鍵技術研究，高比能、低成本的新型超級電容器關鍵技術研究和其他新型化學儲能技術研究，以期突破開發適用于智能電網、可再生能源發電的化學儲能關鍵技術，研制大規模儲能用的低成本、高性能儲能電池。《金太陽示范工程項目目錄》相關條款：《金太陽示范工程項目目錄》中項目分為3類：大型并網光伏發電項目（35個）無電地區光伏發電項目（18個）用戶側并網發電項目（222個），275個項目。全部項目范圍覆蓋29個省市自治區。解讀：金太陽示范工程是我國促進光伏發電產業技術進步和規模化發展，培育戰略性新興產業，支持光伏發電技術在各類領域的示范應用及關鍵技術產業化的具體行動，2～3年時間內實施完成。納入金太陽示范工程的項目原則上按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50給予補助偏遠無電地區70給予補助大量光伏示范工程的上馬將拉動相應儲能的需求。以張北風光儲輸示范工程一期為例，風電100W，光伏50W，儲能20W。《合同能源管理項目財政獎勵資金管理暫行辦法》相關條款：《合同能源管理項目財政獎勵資金管理暫行辦法》中指出獎勵資金由中央財政和省級財政共同負擔，其中：中央財政獎勵標準為240元/噸標準煤，省級財政獎勵標準不低于60元/噸標準煤。”解讀：《合同能源管理項目財政獎勵資金管理暫行辦法》對財政獎勵資金的支持對象、范圍和支持條件作了明確的規定，并對支持方式和獎勵標準進行詳細的說明。以遼寧電網為例，2010年風電場棄風電量約0億kW·h，按每千瓦時300g計算30萬噸若能將全部棄風利用僅遼寧電網風電方面的每年的節能獎勵就將達到9000萬元。儲能設備的介入將有效提高風電利用小時數，減少棄風量。5.2 與風光儲相關的技術標準隨著大規模間歇性可再生能源的應用，供需平衡是需要解決的主要問題，而儲能技術正是解決可再生能源間歇性問題的有效方法。然而現有IEC和IEEE標準幾乎沒有儲能系統接入電網的相關標準。在2012年年初，國家電網公司下屬中國電力科學研究院制定的智能電網系列標準之一《儲能系統接入電網測試標準》（Eny-SetusrEqupntnnngEcEnySewhEcwrSs），正式列為EEE200.3標準。國內，國家電網公司智能電網標準框架體系中，大容量電能存儲作為發電專業的一個分支，包括接入電力系統的技術規定標準系列、并網特性測試標準系列、并網運行控制標準系列、監控系統功能規范標準系列、監控設備標準系列5個標準系列。目前，僅有一項關于儲能的國家電網公司企業標準Q/54《儲能系統接入配電網技術規定2010年發布該規定在儲能系統接口裝置、接地與安全電能質量功率控制與電壓調節繼電保護自動化與通信電能計量方面對儲能系統接入配電網做了相關的技術規定。另外3項國家電網公司企業標準《儲能系統接入配電網運行控制規范》、《配電儲能系統并網測試規范》、《鋰離子電池儲能裝置并網技術要求》正在制定中。由于儲能系統接入電網還沒有相關的標準，根據大容量新能源發電并網及大容量電能存儲接入電網的應用需求、技術成熟度及發展趨勢，參考光伏發電、風力發電接入電力系統等相關標準，初步提出未來標準體系框架如下：大容量儲能系統接入電力系統的技術規定標準系列為保證大容量儲能系統并網后電網的安全穩定運行，需要根據實際情況，對大容量儲能并網提出合理的要求，制定大容量儲能接入電網技術標準，對大容量儲能系統的并網方式和電能質量、有功功率、無功功率、運行電壓、電壓調節、運行測試、通信與信號等方面提出技術要求。大容量儲能系統并網特性測試標準系列大容量儲能系統并網特性測試是檢驗大容量儲能系統是否滿足并網技術條件的有效手段。通過大容量儲能系統并網特性測試，可以檢驗儲能系統是否符合并網技術要求，保證儲能系統接入后電網安全穩定運行。該標準系列主要規定大容量儲能系統并網測試的內容、方法和步驟等，并對測試設備提出技術要求。大容量儲能系統并網運行控制標準系列間歇性新能源具有較大的隨機性和波動性，儲能與電網的協調運行對電網安全穩定至關重要。該標準系列主要結合間歇性新能源并網運行情況，對大容量儲能系統的運行、調度、控制及維護等提出技術要求。大容量儲能系統監控系統功能規范標準系列為實現大容量儲能系統與智能電網中其他系統的統一協調控制，需要通過監控系統對大容量儲能系統進行實時監控。該標準系列主要規定監控系統的總體構架、基本功能及技術指標。大容量儲能系統監控設備標準系列為實現大容量儲能系統監控設備與智能電網中其他能源系統、設備或裝置的互連對接，需要制定大容量儲能系統監控設備標準，對大容量儲能系統監控設備的監測、通信接口、繼電保護等做出技術規定。5.3 政策法規、技術標準對儲能的促進作用政策方面已經由開始時的只關注新能源，到現在逐漸延伸到儲能領域。鼓勵政策對鼓勵對象的描述也日益清晰，鼓勵措施逐漸加大。隨著對儲能重要性的認識逐漸深刻，預計國家政策會逐步向儲能領域傾斜，儲能產業前景會越發光明。儲能產業政策群正在形成。儲能系統與發電不同，它的經濟性指標往往很難以某一種標準來量化評價，例如評價發電站的經濟性時常用的平均發電成本指標等。儲能系統的經濟價值應主要由它所發揮的作用而帶來的經濟效益來評價。儲能技術經濟效益分析如下：提高新能源發電接入能力，降低風電場棄風損失帶來的經濟效益風電出力的隨機性影響并網點供電品質，而電網建設速度又跟不上風電場建設的快速發展，導致風電場并網發電過程中，存在嚴重的棄風問題。以2010年1～6月全國風力發電上網為例，上網電量約為230億kW·h，未收購電量約為30億W·h，棄風量約占風電總發電量的3%，以上網電價約.6元/kW·h計算，直接經濟損失約為18億元，全年直接造成