傲世皇朝平台注册？三峡陆上新能源总部（以下简称三峡陆上能源）作为三峡集团内蒙古自治区新能源业务的战略实施主体，承载着三峡集团内蒙古发展新能源的历史使命。三峡新能源四子王旗有限公司是三峡陆上能源的子公司。

　　新一代电网友好绿色电站（以下简称示范项目）由三峡新能源四子王旗有限公司负责建设，是国内首个储能配置规模达到千兆瓦时的新能源项目，对于助力“双碳”目标实现和推进新型电力系统构建具有重大意义。示范项目位于内蒙古乌兰察布四子王旗境内，场址范围约 950km²，总装机容量为 200 万千瓦，包括风电 170 万 kW、光伏发电 30 万 kW，配套储能 55 万 kW×2h，共分为 4 个风光储单元，配套建设4 座升压储能一体化站、1 座智慧联合集控中心，其储能类型主要为磷酸铁锂电池，包含常规储能系统、数字储能系统、STATCOM 储能系统三种系统，是当期最大规模的风光储一体化电站。

　　当前，电能质量发展已进入“主动防御+精准治理”阶段，技术重心向高频谐波抑制、多能互补协同和数字化深度应用倾斜。未来，随着新型电力系统建设加速，电能质量将从“单一参数达标”转向“全场景可靠性保障”，成为能源转型的核心支撑领域。

　　新一代电网友好绿色电站项目通过整合风电、光伏和储能系统，依托一体化智慧集控系统，构建了“源-网-荷-储”全链条低碳模式，该模式能够显著提升可再生能源消纳能力与供电稳定性，是推动“双碳”目标实现的重要抓手。

　　新一代电网友好绿色电站从储能的“规模配置”和“科学使用”两个方面双管齐下、同时发力。在“规模配置”方面，建设了占风光总装机 27.5%的储能系统；在“科学使用”

　　方面，通过“需求场景+技术突破+首台首套”的链条式攻关模式，创新研发了风光储一体化协调控制的智慧联合集控系统。实现了支持超 2000 台风、光、储、SVG 等设备的接入；支持纵深至储能电芯状态超 350 万点实时全景监控数据的处理；支持毫秒级（一次调频、虚拟惯量）、秒级（SCADA）、分钟级（控制指令）多时间尺度应用数据的交互迭代，形成了“可测、可控、可调、可支撑”四个维度的优势和能力。

　　示范项目通过配置高比例储能，采用风光储一体化协调控制的智慧化调控，从可测、可控、可调、可支撑 4 个层面实现“新能源+规模化储能”场站层和站群层的有机协调，开发统一标准的一体化集控平台，通过“4 个核心技术+1 个集控平台”的“4+1”模式，实现项目电站的“全面可观、精确可测、高度可控”。

　　示范项目所采用的一体化智慧联合协调控制技术，是由中心协调控制器—场站协调控制器两级控制架构组成，由调度下发总指令，经过中心协调控制器优化计算，将其分解为4 个指令分别下发至 4 个风光储一体化场站，各场站会根据接收到的指令，调配站内的风/光/储发电单元协同出力，可实现毫秒级一体化协调控制。

　　示范项目通过集控数据模型标准化技术研究、大数据及人工智能平台关键技术研究、基于中台技术的业务平台架构研究、高级应用的敏捷构建技术研究以及集控平台系统安全研究，实现了自主、安全、标准、智能、开放的一体化应用，构建了统一标准的一体化集控平台，实现了指令跟踪、顶峰供电、系统调峰、最大化消纳、功率平滑、一次调频/虚拟惯量六大电网友好功能，各项指标均已达到设计水平并超过现行标准。

　　在可测方面采用“数值天气预报双层修正+时空耦合预测+云团运动多时空尺度监测”技术，大幅度提升多时间尺度预测能力和预测精度，解决了数值天气预报时间空间分辨率不足、现有“一场一测”模式限制区域场群功率预测精度、局地气象环境与云团生消形变影响下的光伏发电功率短时快速剧烈波动等问题。

　　可控采用风光储场站协同优化控制与保护技术如图 1，在自动发电控制（AGC）方面提出风光储场站有功实时控制方法，指令跟踪稳态偏差小于±2%额定功率，场站分钟级有功功率变化最大幅度由 10%降低至 5%，最大限度保证功率平滑。在自动电压控制（AVC）方面提出风光储场站自动电压控制方法，实现无功协调快速控制，调节时间由 120s 降低到 60s 以内，保障电网电压质量合格；另研制了新能源汇集场站保护装置，保护动作时间由 500ms 降低至 40ms 以内。

　　可调采用风光储场群“网-源”协调关键机制如图 2，在时间维度方面，按照“多级集控，逐级细化，多站协调”调控思路，建立了风光储场站群多时间尺度协同优化调控模型，将新能源电站调度运行模式由单一拓展为多元，时间尺度由常规实时控制拓展为日前计划-日内滚动-实时协调。空间维度方面设计了含离线学习与在线决策的风光储场站群优化调控快速求解算法，求解时间由分钟级降低到秒级，实现了风光储场站群有功/无功功率指令的快速精准分配与优化计算，在空间上实现风光储场站之间协同。

　　可支撑采用新能源快速一次调频和虚拟惯量支撑技术，在电气量测量方面，提出了基于二次拟合的短时延频率测量方法，将相量计算转化为频域提取问题。在频率主动支撑控制方面，构建了考虑通讯延时与控制精度的优化模型，将一次调频响应时间由 1s 降低到 300ms，实现了对频率支撑功率的精细化控制。在频率主动支撑能力在线评估方面，设计了基于能量视角的场站等效调频参数估计方法，等效惯量及等效调差率在线%。调频辅助服务主要是通过场站控制器内置的快速调频算法实现，算法由一次调频和虚拟惯量两个独立的控制模块组成，具备一次调频系数、惯性时间常数、频率调节死区和调节限幅等个性化参数定制功能，能够根据需求提供定制化的调频服务。

　　同时针对场站群提出了兼顾支撑能力慢饱和与快响应的场站频率支撑参数鲁棒分配策略。最大化风光储场站群频率支撑能力，相较于各场站频率支撑参数恒定场景，场站群扰动过程有功增发电量提升 5%，扰动后频率最低点提升了2.5%如图 3。

　　光储响应等步骤，通过 PMU 等精细化测量设备和实体通讯链路最大化地保证整个过程的快速性和可靠性。

　　储能协调控制从电网、场群、场站三个层面开展储能的协同调控技术研究。在区域电网层面，研发新型储能调度监控平台实现储能资源统一监视与灵活调控；在场群与场站层面，研发规模化储能智能协同控制平台实现场站层和站群层的有机协调和电站的“全面可观与高度可控”。

　　规模化储能集群智能协同控制平台集成了监控平台软件和协调控制装置硬件等研究成果，已在示范工程投运，共接入 30 个 35kV 接入点储能系统，总储能装机容量 550MW×2h。取得具有 CMA、CNAS 认证的独立第三方检测实验室检测报告，满足储能集群功率控制误差小于 1%，储能集群控制指令响应时间小于 3s，紧急功率控制响应时间不大于150ms 考核指标如图 4 所示。

　　当电网发生调频故障时，由于有功功率与有功负荷不平衡导致频率迅速下跌，当频率跌幅超过一次调频死区时，相关测量装置会检测频率变化率作为频率变化趋势的表征，通过快速调频支撑算法计算，在频率事故发生的前期阶段增加机组出力，从而有效抬升频率最低点，减小低频减载事故发生的可能性，最大程度地提升风光储场站的调频能力。风光储电站等效惯性时间常数一般设置为 8-12s，典型等效惯性时间常数可有效响应的最大频率变化率；惯量响应的死区可根据电网实际情况确定，一般设定为±(0.03~0.1)Hz；有功功率变化量△P 最大值不低于 10%PN，△P 响应时间不大于 1s，允许偏差不±2%PN。如下图 5 是一次调频/虚拟惯量的动作情况。

　　示范项目依托电站配置的大规模储能，通过创新网源协调互动运行模式，实现间歇性新能源提供地区高峰供电保障。电站在负荷高峰时段，保证一定时长可靠电力供应的顶峰供电和旋转备用功能，缓解地区供电压力，以此来替代传统火电电源承担系统尖峰负荷电源的功能，在顶峰能力方面，示范项目约等效于一台 60 万 kW 级火电机组连续提供 2h 可靠供电，具备“类火电”功能。如图 6 所示，2024 年 7 月 27 日，为支撑系统早高峰用电需求，电站一体化 智 慧 集 控 系 统 根 据 电 网 调 度 指 令 控 制 储 能 系 统 于6:02-7:50 进行首次顶峰放电，持续时间约 2h，放电电量 19.96万 kWh；9:05-14:51 期间集控系统控制储能利用光伏大发时段，择机进行充电，持续约 6h，充电电量 53.59 万 kWh；19:19-23:28 系统晚高峰时段，集控系统根据电网调度指令，控制储能进行第二次顶峰放电，放电持续时间约 4h，放电电量 28.41 万 kWh。

　　三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目通过了长周期、全场景的实际运行工况的考验。其具备的六大电网友好功能得到验证，基本实现了示范项目规划目标。

　　示范项目创新研发了风光储一体化智慧联合集控系统，突破了电网调度主站直控的方式，由蒙西电网下达总指令至风光储一体化智慧联合集控系统，然后由该系统自行分配，实现风、光、储各发电单元一体化协调互补优化运行。示范项目突破传统调度方式，实现风光储一体化调度运行，掌握了百万千瓦级风光储一体化电站可测、可调、可控、可支撑的核心技术，同时，“新能源+规模化储能”的一体化建设运营，探索构建新型电力系统新模式。

　　风光储一体化建设运营经验也可推广至后续的风光火储、风光水火储等大型能源基地项目，助力建设适合我司千万千瓦级内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地的风光火储一体化协调控制系统，支撑基地项目实现经济高效运行、安全稳定送出。

　　三峡集团将以数字化、绿色化“两化转型”促进新型电力系统和新型能源体系“两型建设”为重点，强化战略引领，聚焦战略主题，进一步探索提升发电侧电能质量的途径、方法和举措，通过科技和管理创新，推动资源整合，不断完善电能质量顶层设计，为系统性解决电能质量问题注入发展动力。

　　新能源发电侧配置储能，不仅仅是简单的削峰填谷、平滑发电、参与调频等的单一功能，应推动其参与多应用组合。如与先进的功率预测算法结合，新能源电站可从“不可控电源”转变为“可调度电站”，提升其在电力市场中的等级，获得更高的上网电价或补偿。

　　随着系统中风、光等新能源发电形式的大量接入，系统等效惯性时间常数不断下降，扰动事件下频率变化程度增加。同时，随着新能源占比的不断增加，系统中惯量分布不均的现象更加突出，系统频率响应时空分布特性日益明显。

　　现有的惯量评估方法主要存在的问题包括：一是研究对象以同步发电机构成的交流电网为主，无法准确刻画新能源高占比电网中新能源和负荷提供的惯量；二是评估指标通常为全网或区域电网惯量水平，无法准确刻画惯量的空间分布特性；三是算法计算量大、需要大扰动数据等，且大多尚未在实际电力系统中验证有效性。建议国家层面尽快研究出台相关标准，明确以新能源为主的电力系统惯量评估的重要性，积极发展虚拟惯量技术，提高惯量监测能力，配置高效的惯性装置。

　　目前“系统友好”相关性能指标尚缺乏统一标准，不利于系统友好新能源项目的进一步推广。建议国家层面尽快研究出台相关标准，明确新能源电站系统友好性能指标。

　　由于系统友好电站既不同于常规火电机组，又不同于普通新能源电站，建议结合电网实际情况，研究完善相关调度运行机制和市场交易机制。

　　2025第3届全国配电人工智能及数字化大会暨2025新型配电系统自愈与智能运维技术发展论坛