张北风光储输示范工程场址距张北县城20千米，距北京230千米。工程总体规划建设风力发电装机容量500兆瓦，光伏发电装机容量100兆瓦，储能系统容量70兆瓦。其中，一期工程占地171.29公顷，总投资32.26亿元，建设风电装机容量98.5兆瓦、光伏发电装机容量40兆瓦、储能装置容量20兆瓦，并配套建设220千伏智能变电站一座。一期工程于2009年4月29日启动，2011年12月25日实现竣工投产。扩建工程于2013年6月开始动工，规划建设风力发电装机容量400兆瓦，光伏发电装机容量60兆瓦，储能系统容量50兆瓦。

张北县位于蒙古高原南缘燕山—阴山东西向断块隆起的汉诺坝玄武岩覆盖区，在地貌上属山区丘陵，地形起伏不大。工程一期场址区域的海拔为1500～1890米，该地区位于东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区，四季特征明显，属风能资源较丰富区。风电场80米高度全年有效风速小时数为8108小时（风速为3.0～25米/秒），年平均风速为8.43米/秒，平均风电功率密度为595.5瓦/米²，风能风向集中在WSW（西西南）～NNW（北西北）。张北地区平均年日照小时为2815小时，代表年总辐射辐照量为1663千瓦时/米²，属太阳能资源很丰富地区。

根据GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中最大功率变化限值的要求并兼顾经济性，工程一期选用5∶2∶1的风光储容量配置比例，联合出力输送至义缘220千伏变电站。

工程一期风电场分为小东梁风电场和孟家梁风电场。其中小东梁风电场安装24台单机容量为2兆瓦的双馈变速恒频型风电机组，年等效发电小时数为2456小时；孟家梁风电场安装15台单机容量2.5兆瓦永磁直驱型风电机组、2台单机容量3.0兆瓦永磁直驱型风电机组、2台单机容量1兆瓦垂直轴风电机组和1台单机容量5.0兆瓦永磁直驱型风电机组，孟家梁风电场年等效发电小时为2371小时。

工程一期光伏电站分为东区和西区两部分。东区总容量12.05兆瓦，光伏组件包含多晶硅太阳能电池9兆瓦，单晶硅太阳能电池、非晶薄膜硅太阳能电池、背接触式太阳能电池组件各1兆瓦，另有高倍聚光太阳能电池50千瓦。光伏组件分别采用固定式、斜单轴、平单轴和双轴跟踪等安装方式。逆变器室设置有24台500千瓦逆变器。西区总容量28兆瓦，全部光伏组件为多晶硅太阳能电池，均采用固定式安装方式。逆变器室设置有36台500千瓦逆变器和16台630千瓦逆变器。光伏电站年等效发电小时数为1400小时。

工程一期储能电站总容量为20兆瓦，总储存电量95兆瓦时，分别安装磷酸铁锂储能装置14兆瓦/63兆瓦时、全钒液流储能装置2兆瓦/8兆瓦时和钠硫储能装置4兆瓦/24兆瓦时。其中，磷酸铁锂储能装置集成了不同厂家、多种放电倍率、不同容量、不同单体电气连接的总计27.5万节磷酸铁锂电池，首次实现大容量多类型电池规模化集成、实时监控管理及近百套变流器的精确出力控制。

工程一期220千伏智能变电站设有2台220千伏/150兆伏安主变压器，变比为220千伏/35千伏，220千伏侧双母线接线，1回出线；35千伏侧单母线4分段接线，共14回出线。为满足系统220千伏侧并网口电能质量要求，在每台主变35千伏侧各配置有一组静止无功发生装置（static var generator；SVG），每组SVG调节范围为-15～+27兆乏，其中1号SVG采用35千伏直挂式，2号SVG采用10千伏升压式。

控制中心装有风光储联合监控系统，对整个工程的风电场、光伏电站、储能电站和变电站进行联合控制，采用集中决策、分布执行的控制理念实现不同组合、不同时间尺度下的多控制目标协调联合运行。整个联合监控系统在架构上可分为联合调度层、场站监控层和设备层三层。

①联合调度层是连接上级调度中心与风光储联合发电系统之间的桥梁，一方面建立开放一致的风光储联合发电系统电网模型，为上级调度提供运行分析支持；另一方面，作为整个系统的控制中枢进行智能分析与决策，实现对风电、光伏发电和储能的协调控制。

②场站监控层实现对各子系统的单独监控，实时上传各设备的运行信息，同时接收联合控制层下发的控制指令，分解后下发至设备层的风电机组、光伏逆变器和储能控制单元。

③设备层主要有安装于场内的各类风电、光伏发电、储能等相关设备，并执行接受上层控制指令，相互配合，实现预定的控制目标。

工程利用风光储联合监控系统统筹调配风电、光伏发电、储能装置等设备的输出功率，以合理的风光储组合实现风光储联合发电系统平滑输出、跟踪调度计划、削峰填谷和调频四项功能。

电站借鉴了无源低通滤波策略并加以改进，通过储能系统的充放电保证风光储联合发电系统的总出力平滑稳定，功率变化率小于国家标准规定的限值，接近常规电源水平。

风光储联合监控系统根据当天电网调度机构下发的发电计划曲线自动调整出力，实时监测储能系统充电或放电容量充分发挥风电、光伏发电最大出力，当风电、光伏发电出力满足发电计划时将剩余电量充进储能系统，风电、光伏发电出力不满足发电计划时储能系统释放储存电量。

风光储联合监控系统根据风光资源和负荷需求情况使储能系统持续工作在充电或放电状态下：在夜间或特殊时段负荷较小，而风电、光伏发电出力较大时，储能系统工作在充电状态下；在白天用电负荷高峰，储能系统将所吸收的电能放出，实现峰谷转移。

上级调度通过与风光储联合监控系统的信息交互，实时掌握储能系统当前状态，基于对当前储能系统状态的判断，下发自动发电控制指令，储能系统以秒级快速响应系统的功率需求，达到参与系统调频的目的。

主要包括：①实现了风光储联合发电互补机制及系统集成，提出了适用于中国西北、华北、东北地区的联合发电系统优化配置方法。②实现了风光储联合发电全景监测与综合控制，研制出装机规模百兆瓦级的风光储联合发电监控系统。③基于模块化集成对多类型储能装置进行集约化控制，实现了大容量、快响应、准调节的储能输出目标。④可以准确预测日前短期和实时超短期风光发电功率曲线，准确率达到短期90%、超短期92%的水平。在中国首次实现单风机/小机群功率预报，准确率超过80%。