電網(wǎng)直調(diào)前新能源側(cè)儲(chǔ)能實(shí)際可用收益和最優(yōu)運(yùn)行模式分析

房 康，儲(chǔ)小康，李 明

（1.南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京211000；2.華能安徽風(fēng)電分公司，安徽 合肥340100）

0 引言

風(fēng)能、太陽(yáng)能等資源受制于環(huán)境，使得出力具有間歇性和隨機(jī)性［1］。為解決這一問(wèn)題，在分布式新能源并網(wǎng)過(guò)程中，可加裝儲(chǔ)能裝置來(lái)平抑出力波動(dòng)、削峰填谷。這將有助于打破分布式新能源接入帶來(lái)的瓶頸問(wèn)題，提高對(duì)新能源的消納能力，同時(shí)可以提升電能質(zhì)量，減小線(xiàn)路網(wǎng)損，提高電力系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性［2-4］。儲(chǔ)能技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)快速充放電功能，有效平抑系統(tǒng)的擾動(dòng)，維持發(fā)電與負(fù)荷的動(dòng)態(tài)平衡，保持電壓和頻率的穩(wěn)定，為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制提供了一種新思路［5］。2020 年2 月，教育部、國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局聯(lián)合制定印發(fā)了《儲(chǔ)能技術(shù)專(zhuān)業(yè)學(xué)科發(fā)展行動(dòng)計(jì)劃（2020—2024年）》；在相關(guān)政策的推動(dòng)下，儲(chǔ)能在新能源側(cè)的應(yīng)用必將快速發(fā)展。

2019 年8 月，新疆發(fā)改委發(fā)布首批發(fā)電側(cè)光儲(chǔ)聯(lián)合運(yùn)行示范項(xiàng)目名單，總規(guī)模為221 MW/446 MWh。同月，西藏也發(fā)布首批儲(chǔ)能示范項(xiàng)目，預(yù)計(jì)總規(guī)模有望達(dá)到220 MW/1 120 MWh。2020 年，安徽、湖南、山東等地相繼開(kāi)建了一批新能源側(cè)儲(chǔ)能。隨著政策的支持，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)在可再生能源并網(wǎng)場(chǎng)景中打開(kāi)了一個(gè)潛力巨大的市場(chǎng)［6-10］。最近兩年的很多新能源側(cè)儲(chǔ)能立項(xiàng)的收益目標(biāo)是電網(wǎng)調(diào)峰，其控制策略比較簡(jiǎn)單，直接執(zhí)行調(diào)度指令即可。然而，受限于各種原因，目前投運(yùn)的新能源場(chǎng)站的儲(chǔ)能幾乎都沒(méi)有開(kāi)始參與電網(wǎng)調(diào)控；即使將來(lái)?xiàng)l件完全具備后，新能源場(chǎng)站的儲(chǔ)能也將有很多情況下不參與電網(wǎng)調(diào)控。在這些情況下，已建好的新能源側(cè)儲(chǔ)能實(shí)際能夠獲得哪些收益，各種控制策略如何協(xié)調(diào)，形成最優(yōu)化的運(yùn)行模式，顯得尤為重要。

研究運(yùn)行模式方面，文獻(xiàn)［11］簡(jiǎn)單介紹了青海700 MW 風(fēng)光儲(chǔ)多能互補(bǔ)示范項(xiàng)目的多能互補(bǔ)協(xié)同控制技術(shù)。文獻(xiàn)［12］對(duì)水光儲(chǔ)混合型微電網(wǎng)中的光儲(chǔ)發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行了分析，根據(jù)運(yùn)行方式劃分了不同的運(yùn)行模式，并給出了運(yùn)行模式切換方法。文獻(xiàn)［13］～文獻(xiàn)［15］基于電池儲(chǔ)能系統(tǒng)具有的快速響應(yīng)與可控性，研究了風(fēng)電場(chǎng)中集中配置電池儲(chǔ)能參與調(diào)頻的可行性及方式。文獻(xiàn)［16］從理論上羅列了新能源側(cè)儲(chǔ)能在解決系統(tǒng)穩(wěn)定、功率波動(dòng)、電能質(zhì)量等方面的作用，論文未就實(shí)際控制策略進(jìn)行分析，更無(wú)優(yōu)化。文獻(xiàn)［17］側(cè)重于理論分析，提到的平抑波動(dòng)控制策略無(wú)實(shí)際收益，跟蹤計(jì)劃出力對(duì)應(yīng)風(fēng)功率預(yù)測(cè)考核，削峰填谷對(duì)應(yīng)限電消納，后兩者規(guī)定了優(yōu)先級(jí)，方法與結(jié)論不符合電網(wǎng)實(shí)際調(diào)度情況。文獻(xiàn)［18］以張家口國(guó)家風(fēng)光儲(chǔ)輸示范工程為實(shí)際案例，使用了理想化的調(diào)度手段，驗(yàn)證了儲(chǔ)能在新能源側(cè)的理論作用，與當(dāng)前的工程項(xiàng)目可獲取收益的實(shí)際來(lái)源差距較大。文獻(xiàn)［19］基于超短期功率預(yù)測(cè)提出了有利于SOC 恢復(fù)的一次調(diào)頻控制策略，未考慮與其他控制策略的關(guān)系。文獻(xiàn)［20］確定了無(wú)功功率指令在儲(chǔ)能系統(tǒng)、風(fēng)電場(chǎng)和外部電網(wǎng)的三級(jí)協(xié)調(diào)分配策略，未考慮與儲(chǔ)能有功控制策略之間的融合。

研究收益方面的文獻(xiàn)較少，文獻(xiàn)［21］詳細(xì)分析了混合儲(chǔ)能對(duì)華北地區(qū)兩個(gè)細(xì)則AGC 考核相關(guān)的具體收益，未分析其他實(shí)用收益。文獻(xiàn)［22］～文獻(xiàn)［24］分析了風(fēng)電場(chǎng)和光伏中配置儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性，側(cè)重以限電收益為主分析成本回收周期。

為了分析已建好的新能源側(cè)儲(chǔ)能實(shí)際能夠獲得哪些收益，本文以安徽3 個(gè)100 MW 裝機(jī)的風(fēng)電場(chǎng)為例，以其實(shí)際發(fā)生數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分析理想運(yùn)行狀態(tài)下的最大收益。進(jìn)一步的，為了更好理清這些儲(chǔ)能各種控制策略之間的協(xié)調(diào)關(guān)系，形成最優(yōu)化的運(yùn)行模式，本文針對(duì)各種控制策略進(jìn)行詳細(xì)分析，有的可以同時(shí)運(yùn)行互不影響，有的需要相互融合形成一個(gè)整體的控制策略，剩余的互不兼容的只能區(qū)分優(yōu)先級(jí)，最終形成一套最優(yōu)化的運(yùn)行模式。

1 新能源側(cè)儲(chǔ)能的可用收益來(lái)源及實(shí)用控制策略

2012年以來(lái)，國(guó)家和地方頻頻出臺(tái)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)利好政策，不斷完善儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)政策環(huán)境，加大對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目示范、參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)等方面的支持力度。電力輔助服務(wù)市場(chǎng)、峰谷價(jià)差等市場(chǎng)和價(jià)格機(jī)制逐漸重視儲(chǔ)能調(diào)峰、調(diào)頻作用，為儲(chǔ)能價(jià)值發(fā)現(xiàn)提供平臺(tái)。東北、福建、山西、甘肅、寧夏、青海、廣東等多個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)已進(jìn)行正式運(yùn)行，還有十多個(gè)省份的電力輔助服務(wù)市場(chǎng)也已進(jìn)入試運(yùn)行，將結(jié)合實(shí)際情況陸續(xù)轉(zhuǎn)為正式運(yùn)行。根據(jù)能源局和電網(wǎng)公司的實(shí)際政策，結(jié)合新能源場(chǎng)站的實(shí)際需求，除了配合電網(wǎng)公司AGC直調(diào)參與二次調(diào)頻和調(diào)峰以外，目前儲(chǔ)能可以聯(lián)合新能源發(fā)電設(shè)備作為整體參與“兩個(gè)細(xì)則”考核獲取收益；可以配合電網(wǎng)調(diào)度新能源發(fā)電的AGC 指令消納棄電量獲取收益［25-26］；可以作為獨(dú)立的無(wú)功源提供無(wú)功輸出；還可以補(bǔ)償站用電獲取收益。

1.1 兩個(gè)細(xì)則考核收益及控制策略

1）一次調(diào)頻：由儲(chǔ)能協(xié)調(diào)控制裝置采集220 kV母線(xiàn)電網(wǎng)電壓，并計(jì)算電網(wǎng)頻率。儲(chǔ)能協(xié)調(diào)控制裝置根據(jù)當(dāng)前頻率與基準(zhǔn)頻率的偏差（跨過(guò)死區(qū)部分，比如華東±0.033 Hz，參數(shù)可設(shè)定），計(jì)算出有功功率偏差，再將有功功率偏差值下令到儲(chǔ)能變流器，實(shí)現(xiàn)一次調(diào)頻快速功率響應(yīng)。

2）新能源發(fā)電AGC 性能：計(jì)算電網(wǎng)AGC 指令和新能源實(shí)際發(fā)電功率的差值，由儲(chǔ)能進(jìn)行補(bǔ)償，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)AGC指令的精準(zhǔn)響應(yīng)。

3）功率預(yù)測(cè)：根據(jù)風(fēng)功率預(yù)測(cè)結(jié)果制定風(fēng)/儲(chǔ)集成發(fā)電系統(tǒng)期望輸出，計(jì)算得到下一調(diào)度周期內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)的控制指令，以保證風(fēng)/儲(chǔ)合成功率輸出在最大程度上跟蹤調(diào)度指令［27］。

1.2 棄電消納收益及控制策略

當(dāng)新能源發(fā)電量大于負(fù)荷要求，即電網(wǎng)無(wú)法消納新能源時(shí)，通過(guò)儲(chǔ)能系統(tǒng)吸收多余電能，此時(shí)儲(chǔ)能處于充電工作狀態(tài)，當(dāng)充電功率為零時(shí)，說(shuō)明新能源全部消納，可有效避免棄風(fēng)棄光現(xiàn)象［28］。

1.3 提供無(wú)功及控制策略

儲(chǔ)能系統(tǒng)與新能源場(chǎng)站AVC 系統(tǒng)協(xié)調(diào)配合參與到全站的無(wú)功電壓控制的功能，具體由新能源場(chǎng)站AVC 系統(tǒng)協(xié)調(diào)儲(chǔ)能、發(fā)電單元與SVG 一起參與AVC調(diào)節(jié)。

1.4 補(bǔ)償站用電及控制策略

每天在電網(wǎng)谷價(jià)時(shí)段，檢測(cè)風(fēng)電小于最低用電負(fù)荷值時(shí)充電。每天在非谷價(jià)時(shí)段，計(jì)算實(shí)時(shí)站用負(fù)荷與新能源發(fā)電的差值，由儲(chǔ)能補(bǔ)償不足部分，保證放電時(shí)儲(chǔ)能功率不倒送電網(wǎng)。這樣保證在新能源發(fā)電小于站用負(fù)荷時(shí)，站用負(fù)荷不從電網(wǎng)高價(jià)購(gòu)電，賺取電網(wǎng)的峰谷價(jià)差。

2 新能源側(cè)儲(chǔ)能的不同控制策略的最大可用收益分析

儲(chǔ)能系統(tǒng)的實(shí)際收益可通過(guò)理論計(jì)算獲得，然而理論計(jì)算與實(shí)際可獲取收益往往有很大差異。本文以安徽3個(gè)100 MW裝機(jī)的風(fēng)電場(chǎng)為例，以其實(shí)際發(fā)生數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分析理想運(yùn)行狀態(tài)下的最大收益，從而提供更加貼近實(shí)際的可能收益參考。文中引用的數(shù)值均為實(shí)際發(fā)生值，部分?jǐn)?shù)值采取了四舍五入，僅保留了前3位。

2.1 兩個(gè)細(xì)則考核的實(shí)際參考收益

1）一次調(diào)頻

按照“未具備一次調(diào)頻功能”的考核公式進(jìn)行計(jì)算，具體考核金額如表1和表2所示。

表1 2020年1月（一次調(diào)頻）Table 1 January 2020（primary frequency control）

表2 2020年2月（一次調(diào)頻）Table 2 February 2020（primary frequency control）

以上風(fēng)電場(chǎng)基本電價(jià)為0.384 元/kWh。通過(guò)計(jì)算可以得到，3 個(gè)風(fēng)電場(chǎng)一次調(diào)頻的平均考核費(fèi)用約為每月6 260 元。這些風(fēng)電場(chǎng)如果按照10%配置儲(chǔ)能，理想運(yùn)行狀態(tài)下可以覆蓋電網(wǎng)對(duì)其一次調(diào)頻的電量需求，最多每月收益6 000元。

2）新能源發(fā)電AGC性能

在限電模式下，AGC 指令響應(yīng)性能一般比較準(zhǔn)確，出現(xiàn)偏差主要是場(chǎng)站內(nèi)AGC 系統(tǒng)故障，儲(chǔ)能單獨(dú)補(bǔ)償故障的收益極低，該策略沒(méi)有必要。以安徽電網(wǎng)為例，新能源不限電，不考核AGC響應(yīng)性能。

3）風(fēng)功率預(yù)測(cè)

按照兩個(gè)細(xì)則考核公式進(jìn)行計(jì)算，具體考核金額如表3和表4所示。

表3 2020年1月（風(fēng)功率預(yù)測(cè)）Table 3 January 2020（wind power forecasting）

表4 2020年2月（風(fēng)功率預(yù)測(cè)）Table 4 February 2020（wind power forecasting）

以上風(fēng)電場(chǎng)基本電價(jià)為0.384 元/kWh。通過(guò)計(jì)算可以得到，3 個(gè)風(fēng)電場(chǎng)風(fēng)功率的平均考核費(fèi)用約為每月8 000 元。根據(jù)文獻(xiàn)［29］研究結(jié)論，如果風(fēng)電場(chǎng)“按照100∶14 的儲(chǔ)能配比，提高風(fēng)功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率4.49%”，如果考核閾值確定在80%準(zhǔn)確率，能覆蓋大多數(shù)風(fēng)功率預(yù)測(cè)缺額的電量需求。根據(jù)文獻(xiàn)［30］研究結(jié)論，“以開(kāi)機(jī)容量的25%為風(fēng)電功率預(yù)測(cè)誤差平抑目標(biāo)值時(shí)，電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的優(yōu)化配置結(jié)果如下：功率為20 MW 且容量為120 MWh”。如果參考案例按照10%配置儲(chǔ)能，收益必定會(huì)低于8 000元。

2.2 棄電消納收益

以華東電網(wǎng)安徽為例，目前新能源不限電，儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行期間，無(wú)棄電消納收益。文獻(xiàn)［31］提出了“三北地區(qū)”送端電網(wǎng)，儲(chǔ)能對(duì)新能源消納有經(jīng)濟(jì)適用性。

2.3 提供無(wú)功收益

對(duì)于現(xiàn)有新能源場(chǎng)站補(bǔ)充建設(shè)儲(chǔ)能，原新能源場(chǎng)站的無(wú)功配置已經(jīng)可以滿(mǎn)足需求，新增儲(chǔ)能不減少無(wú)功投資。對(duì)于新建新能源場(chǎng)站同時(shí)配建儲(chǔ)能項(xiàng)目，可以考慮減少SVG 等無(wú)功配置容量，可以減少的容量，具體減少投資金額由SVG造價(jià)決定。

新能源場(chǎng)站的儲(chǔ)能系統(tǒng)投運(yùn)后，無(wú)功控制策略運(yùn)行期間，不再額外增加收益。

2.3 補(bǔ)償站用電收益

參照某百兆瓦級(jí)/220 kV風(fēng)電場(chǎng)升壓站變電站，配置10 MW/10 MWh儲(chǔ)能，全站典型負(fù)荷統(tǒng)計(jì)，累加后可得全站負(fù)荷總功率為443 kW，如表5所示。

表5 站用負(fù)荷統(tǒng)計(jì)Table 5 Station load statistics

3個(gè)百兆瓦風(fēng)電場(chǎng)的負(fù)荷設(shè)計(jì)基本與表5相同；其1 月、2 月份的站用日平均負(fù)荷和電量如表6 和表7所示。

表6 2020年1月(日平均負(fù)荷和電量)Table 6 January 2020（average daily load and electricity consumption）

表7 2020年2月(日平均負(fù)荷和電量)Table 7 February 2020（average daily load and electricity consumption）

可以看出，3個(gè)站用負(fù)荷大體相同的站，其日均站用負(fù)荷及日均用電量也基本相近。具體以某站1月份接近日均負(fù)荷的典型日期負(fù)荷為例，該站這一天實(shí)際日用負(fù)荷大致在80 kW到120 kW之間，日用總電量大致在2 550 kWh。按照典型的峰谷平電價(jià)（基準(zhǔn)電價(jià)0.6元/kWh，上下浮動(dòng)50%），全天無(wú)風(fēng)日站用電花費(fèi)大約1 338 元。全天無(wú)風(fēng)日非谷時(shí)站用電如果全部來(lái)自?xún)?chǔ)能從谷時(shí)（參照0.3 元/kWh）的充電電量，則全天站用電花費(fèi)大約765 元。采用儲(chǔ)能補(bǔ)償站用電負(fù)荷，理想運(yùn)行狀態(tài)下，最多全天（無(wú)風(fēng)日）收益673元，一個(gè)月收益大約20 000元。

需要指明的是，本文僅考慮升壓站內(nèi)負(fù)荷，實(shí)際使用該策略時(shí)可以增加風(fēng)機(jī)及集電線(xiàn)路的損耗，考慮整個(gè)風(fēng)電場(chǎng)的全部耗電，其收益可能會(huì)提高很多。對(duì)應(yīng)的控制策略也需要修改，將站用變功率換成上網(wǎng)點(diǎn)功率作為參考依據(jù)即可。

3 新能源側(cè)儲(chǔ)能的最優(yōu)運(yùn)行模式分析

受儲(chǔ)能功率控制方式和既有容量限制，儲(chǔ)能各個(gè)控制策略之間不可能以一種運(yùn)行模式全部實(shí)現(xiàn)，需要對(duì)上述各種控制策略進(jìn)行詳細(xì)分析，有的可以同時(shí)運(yùn)行互不影響，有的需要相互融合形成一個(gè)整體的控制策略，剩余的互不兼容的只能區(qū)分優(yōu)先級(jí)，最終形成一套最優(yōu)化的運(yùn)行模式。

針對(duì)無(wú)功控制策略，需要實(shí)時(shí)核算當(dāng)前運(yùn)行的儲(chǔ)能變流器功率總量，并根據(jù)當(dāng)前有功功率實(shí)時(shí)計(jì)算可發(fā)無(wú)功容量，保證既不影響有功功率，又不導(dǎo)致過(guò)載停機(jī)，然后將這個(gè)可發(fā)無(wú)功容量上送給AVC 系統(tǒng)，作為可用無(wú)功源被調(diào)用；如此，該控制策略可以不影響其他有功相關(guān)的控制策略運(yùn)行。根據(jù)某些儲(chǔ)能變流器提供的參數(shù)，即使儲(chǔ)能有功功率滿(mǎn)發(fā)時(shí)，仍然可以用變流器10%過(guò)載連續(xù)運(yùn)行的能力，發(fā)出大于40%的額定容量的無(wú)功；由此，儲(chǔ)能系統(tǒng)最少能提供40%裝機(jī)容量的無(wú)功功率；這個(gè)數(shù)值可以用做新建新能源場(chǎng)站配置無(wú)功的容量參考。

針對(duì)限電時(shí)新能源發(fā)電AGC 性能考核和棄電消納兩種控制策略，可以以跟蹤電網(wǎng)新能源發(fā)電AGC指令的方式融合到一起：儲(chǔ)能系統(tǒng)實(shí)時(shí)跟蹤上網(wǎng)點(diǎn)功率，當(dāng)新能源實(shí)際可發(fā)功率大于AGC 指令時(shí)，計(jì)算電網(wǎng)AGC 發(fā)電功率和儲(chǔ)能當(dāng)前可充電功率之和，作為新能源最大可發(fā)功率，轉(zhuǎn)發(fā)給新能源AGC 系統(tǒng)，讓新能源發(fā)電在此范圍內(nèi)滿(mǎn)發(fā)；當(dāng)新能源實(shí)際可發(fā)功率小于AGC指令時(shí)，計(jì)算電網(wǎng)AGC發(fā)電功率與新能源實(shí)際可發(fā)功率之差，作為儲(chǔ)能的放電功率給儲(chǔ)能系統(tǒng)放電。這樣以來(lái)，上網(wǎng)點(diǎn)功率將能保證滿(mǎn)足電網(wǎng)考核要求，同時(shí)新能源多余電量可以充分利用儲(chǔ)能消納掉。

針對(duì)不限電時(shí)功率預(yù)測(cè)考核和補(bǔ)償站用電兩種控制策略，在補(bǔ)償站用電控制策略下適當(dāng)調(diào)整可以實(shí)現(xiàn)融合：在電網(wǎng)谷價(jià)時(shí)段，儲(chǔ)能系統(tǒng)在預(yù)測(cè)發(fā)電功率小于站用負(fù)荷時(shí)，才能充電，這樣就能兼顧功率預(yù)測(cè)考核，同時(shí)還要在充電末期剩余少量的可充電量，比如只充到80%SOC，剩余20%可充電量留給功率預(yù)測(cè)中實(shí)發(fā)功率高于預(yù)測(cè)值時(shí)充電用；如果功率預(yù)測(cè)大于站用負(fù)荷，則儲(chǔ)能放電補(bǔ)償不足功率預(yù)測(cè)部分。在電網(wǎng)非谷價(jià)時(shí)段，在預(yù)測(cè)發(fā)電功率小于站用負(fù)荷時(shí)，計(jì)算實(shí)時(shí)站用負(fù)荷與風(fēng)機(jī)發(fā)電的差值，由儲(chǔ)能放電補(bǔ)償不足部分，同時(shí)保證了不倒送電網(wǎng)；當(dāng)功率預(yù)測(cè)大于站用負(fù)荷時(shí)，則儲(chǔ)能放電補(bǔ)償不足功率預(yù)測(cè)部分。這種融合的控制策略，相比功率預(yù)測(cè)考核控制策略，可能更容易導(dǎo)致儲(chǔ)能系統(tǒng)可用電量不足，有更大概率會(huì)損失一定收益；具體損失收益的大小與功率預(yù)測(cè)的實(shí)際情況有關(guān)，有待于根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)一步分析。

由于限電時(shí)新能源發(fā)電AGC 性能考核加棄電消納融合和不限電時(shí)功率預(yù)測(cè)考核加站用電補(bǔ)償融合兩大控制策略分別屬于不同工況，所以這兩大控制策略可用融合，需要根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度的實(shí)際情況選擇運(yùn)用。

針對(duì)一次調(diào)頻考核，一般情況下，兩個(gè)細(xì)則會(huì)規(guī)定一次調(diào)頻動(dòng)作期間不考核新能源發(fā)電AGC性能（以及功率預(yù)測(cè)），并且一次調(diào)頻動(dòng)作的概率總體很低，可以考慮一次調(diào)頻控制策略與其他控制策略區(qū)分優(yōu)先級(jí)運(yùn)行，該控制策略以高優(yōu)先級(jí)運(yùn)行。

4 結(jié)語(yǔ)

以華東安徽為例，對(duì)于百兆瓦風(fēng)電場(chǎng)已經(jīng)建設(shè)成的10 MW/10 MWh 儲(chǔ)能系統(tǒng)，在電網(wǎng)直調(diào)參與二次調(diào)頻和調(diào)峰輔助市場(chǎng)之前，不考慮各種控制策略同時(shí)運(yùn)行時(shí)不兼容的收益損失，理想運(yùn)行狀態(tài)下，其總體最大可用收益每月34 000元，主要包括：一次調(diào)頻考核每月最多6 000元，功率預(yù)測(cè)考核每月最多8 000元，站用電補(bǔ)償每月最多20 000元。

在電網(wǎng)直調(diào)參與二次調(diào)頻和調(diào)峰輔助市場(chǎng)之前，新能源側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)最優(yōu)的運(yùn)行模式是：一次調(diào)頻控制策略?xún)?yōu)先；限電時(shí)調(diào)用新能源發(fā)電AGC性能考核與棄電消納融合成的控制策略，不限電時(shí)調(diào)用功率預(yù)測(cè)考核和站用電補(bǔ)償融合成的控制策略，這兩大控制策略根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度工況選擇使用；無(wú)功控制策略在不影響有功功率和不導(dǎo)致過(guò)載停機(jī)情況下同時(shí)運(yùn)行。

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